Жидкость для освоения, эксплуатации и ремонта скважин

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к многоцелевым технологическим жидкостям, используемым при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Жидкость для освоения, эксплуатации и ремонта скважин содержит следующие ингредиенты, мас.%: щелочной сток производства капролактама 23,75-72,0; ингибитор коррозии 0,5-5,0; вода с обеспечением плотности жидкости 1,04-1,10 г/см³ - остальное. Техническим результатом является получение состава с широким спектром применения, обладающего высокими защитными свойствами, обеспечение экологической безопасности. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к многоцелевым технологическим жидкостям, используемым при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.

Известны различные по составу технологические жидкости, применяемые при проведении работ по изоляции заколонного пространства скважины, глушению, при подземном и капитальном ремонте, в качестве надпакерной и буферной жидкостей, а также для увеличения нефтеотдачи пластов. К таким жидкостям предъявляются следующие основные требования: они должны надежно изолировать продуктивный пласт, не вызывать коррозии элементов подземного оборудования, сохранять проницаемость продуктивного пласта, быть агрегативно и сегментационно устойчивыми длительное время в условиях воздействия пластовых температур, давления и пластового флюида.

Известен реагент для приготовления технологических жидкостей, применяемых при заканчивании, глушении нефтяных и газовых скважин, а также в качестве базового реагента для процессов повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин, содержащий крахмал, щелочной сток производства капролактама (ЩСПК), хлорид магния, или калия, или натрия и воду (авт. св. СССР N 1752752, кл. C 09 K 7/02). Однако применение этой композиции приводит к образованию на поверхности труб после их подъема из скважины рыхлых солевых осадков из хлоридов, что обуславливает необходимость дополнительной очистки таких труб.

Известна также жидкость, которая может быть использована для освоения, очистки-ремонта, заводнения - т.е. при эксплуатации скважин, содержащая, об.%: щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) 1, вода минерализованная 1-9 (патент РФ N 2061859, кл. Е 21 В 43/25). Данная жидкость выбрана в качестве прототипа заявляемого изобретения. Однако указанная композиция не предохраняет нефтепромысловое оборудование от коррозии, поскольку на его поверхности не образуется защитной пленки; высокие пенообразующие свойства этого состава приводят при использовании его в процессах эксплуатации скважин к возникновению серьезных осложнений при разделении извлекаемой эмульсии нефть-вода. Кроме того, к недостаткам указанной жидкости относится ограниченная область применения, т.к. в ее состав входит минерализованная вода, к которой предъявлены достаточно жесткие требования как по плотности, так и по составу.

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, заключается в получении состава технологической жидкости с широким спектром применения в процессах нефтедобычи, обеспечивающего при этом экологическую безопасность и экономическую целесообразность при использовании.

Поставленная задача решается за счет того, что жидкость для освоения, эксплуатации и ремонта скважин, включающая ЩСПК и воду, в отличие от прототипа содержит воду с обеспечением плотности жидкости 1,04-1,10 г/см³ и дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии на основе аминов при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: ЩСПК 23,75-72,0; указанный ингибитор коррозии 0,5-5,0); указанная вода - остальное.

ЩСПК (ТУ 113-03-488-84) является крупнотоннажным отходом производства капролактама и представляет собой жидкость темно-коричневого цвета плотностью 1,16 г/см³, в которой массовая доля солей моно- и дикарбоновых кислот в пересчете на адипат натрия составляет не менее 18%, массовая доля циклогексанола - не более 0,8%; массовая доля циклогексанона - не более 0,2%; массовая доля смолы - не более 10%.

Для обеспечения необходимой плотности предлагаемой жидкости в ее составе используется пресная вода с плотностью не выше 1,0 г/см³.

Технический результат, получаемый при использовании предлагаемой жидкости, заключается в следующем. Как показали проведенные лабораторные исследования, жидкость предложенного состава с указанным соотношением ингредиентов обладает благодаря явлению синергизма более высокими защитными свойствами, чем свойства входящих в нее ингредиентов. При этом данная жидкость нейтрализует в агрессивной среде сероводород, углекислый газ, подавляет жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий. Жидкость термостабильна и не расслаивается при хранении. Все вышеперечисленные свойства предлагаемой жидкости в совокупности позволяют использовать ее при освоении, глушении, эксплуатации и ремонте скважин, в системах поддержания пластового давления и нефтесбора, а также для нейтрализации агрессивных компонентов и подавления сульфатвосстанавливающих бактерий при добыче нефти.

Жидкость может быть приготовлена следующим образом. Ингибитор коррозии добавляют в водный раствор и тщательно перемешивают. Затем в процессе перемешивания добавляют ЩСПК. В качестве ингибитора коррозии могут быть использованы ингибиторы типа “Волга” (ТУ 2458-003-00205311-95), “АКМА” (ТУ 2415-005-39174041-2002), “ВИКОР” (ТУ 39-1313-88), “АМДОР-ИК” (ТУ 2415-008-35475596-98), СНПХ-6301 (ТУ 391414-89), А-1-3 (ТУ 2415-003-39174041-99) и др. Все перечисленные ингибиторы представляют собой композиции на основе азотсодержащих органических соединений (аминов), поверхностно-активных веществ и растворителей.

Минимальные и максимальные пределы ингредиентов обусловлены технологией применения данной композиции, учитывающей температуру застывания и плотность применяемого раствора.

Изменение технологических свойств предлагаемой жидкости оценивалось с помощью стандартных методик и приборов. Характеристики коррозионной активности оценивались в пластовых водах ОАО “Самаранефтегаз” (Белозерское месторождение), представляющих собой высокоминерализованную среду со следующими характеристиками: содержание H₂S 306 мг/л, СО₂ 70 мг/л, рН 6,0, плотность от 1,025 до 1,162 г/см³, степень минерализации от 100 до 250 г/л. Испытания проводили гравиметрическим и электрохимическим методами в динамическом режиме по ГОСТ 9.506-87. Результаты испытаний приведены в таблице.

Формула изобретения

Жидкость для освоения, эксплуатации и ремонта скважин, включающая щелочной сток производства капролактама и воду, отличающаяся тем, что она содержит воду с обеспечением плотности жидкости 1,04-1,10 г/см³ и дополнительно ингибитор кислотной коррозии на основе аминов при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ЩСПК 23,75 - 72,0

Указанный ингибитор 0,5 - 5,0

Указанная вода Остальное