Раствор для регенерации фильтров гидрогеологических скважин

Авторы патента:

Третьяк Александр Александрович (RU)

C09K8/528 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

C02F5/00 - Умягчение воды; предотвращение образования накипи; добавление к воде веществ, предохраняющих от образования накипи или для удаления ее, например добавление пассиваторов (умягчение ионообменом C02F 1/42)

Владельцы патента RU 2688621:

Третьяк Александр Александрович (RU)

Изобретение относится к области геологоразведочного бурения и может быть использовано для восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его вследствие выпадения на поверхности фильтра содержащихся в воде солей СаСО₃, MgCO₃, СаSO₄. Раствор для регенерации фильтров гидрогеологических скважин включает следующие компоненты, мас. %: трихлоруксусная кислота 10-17, сульфаминовая кислота 8-11, ингибитор коррозии КПИ-19 0,3-0,5, поверхностно-активное вещество ОП10 0,5-1,0, триполифосфат натрия 8-12, адипиновая кислота 8-12, вода остальное. Изобретение позволяет в среднем на 40% повысить эффективность очистки фильтра от выпавших на его поверхности солей. 1 табл.

Изобретение относится к области геологоразведочного бурения, в частности, восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его через некоторое время работы, вследствии выпадения на поверхность фильтра содержащихся в воде солей СаСО₃, MgCO₃, CaSO₄.

Известны способы регенерации фильтров путем механического удаления реагентных, импульсных, импульсно-реагентных методов (см. В.М. Гавриленко, B.C. Алексеев «Фильтры буровых скважин». Изд. 4, переработанное и дополненное. Ростов-на-Дону, «Феникс», 2017 год, с. 367. К недостаткам этих способов относятся сравнительно низкая степень очистки фильтров.

Известно, что отложения этих солей хорошо растворяются кислотой или смесями минеральных кислот - азотной и фосфорной, но при этом происходит значительная коррозия металла. Азотная кислота берется концентрированной, что связано с определенной степенью опасности, растворение солей происходит медленно и не до конца. Поэтому в практике гидрогеологических работ по регенерации фильтров, как правило, применяют более слабые органические кислоты (адипиновую, лимонную, сульфаминовую, и др.).

Из известных химических составов для регенерации фильтров наиболее близким к заявленным является антинакипин. Патент РФ №22213069 от 01.08.2001, МПК CO2F 5/14, имеющий в своем составе следующие компоненты, мас. %

- Сульфаминовая кислота - 85-90;

- Аммоний хлористый - 8-10;

- Тиомочевина - 0,51-1,0 (ингибитор коррозии);

- Нитрилотриметилфосфоноваякислота - 1,0-4,5 (ингибитор коррозии).

К недостаткам данного состава антинакипина относятся: Высокая стоимость, высокая коррозионная активность, (ингибитор коррозии тиомочевина не обладает высоким защитным эффектом по отношении к стали и медным, латунным сплавам), слабая активность по отношению к карбонатным отложениям, низкая степень очистки фильтра гидрогеологических скважин, присутствие солей аммония в растворе является губительным для флоры и фауны.

Известен также реагент для регенерации фильтров гидрогеологических скважин, принятый за прототип (патент РФ №2482153 от 13.09.2011 г.), имеющий в своем составе следующие компоненты:

- трихлоруксусная кислота 15-20%;

сульфаминовая кислота 8-10%;

- ингибитор коррозии КПИ-19 - 0,5-1%;

- ПАВ - ОП10 0,1-0,5%;

- вода - остальное.

К недостаткам данного раствора относится: слабая активность по отношению к карбонатным породам, низкая степень очистки фильтра гидрогеологических скважин.

Технической задачей изобретения является получение синергетического эффекта и создание реагента с высокой растворимостью кольматанта и с наименьшим воздействием на фильтр.

Достигается поставленная задача за счет того, что в реагент для регенерации фильтров гидрогеологических скважин, содержащий сульфаминовую кислоту, трихлоруксусную кислоту, ингибитор коррозии КПИ-19, поверхностно-активное вещество - ПАВ ОП10 и воду при следующем соотношении компонентов, масс, %:

трихлоруксусная кислота - 10-15,

сульфаминовая кислота - 8-10,

ингибитор коррозии КПИ-19 - 0,3-0,5,

поверхностно-активное вещество ПАВ ОП10 - 0,5-1,0,

вода - остальное,

вводят дополнительно:

триполифосфат натрия - 8-12,

адипиновую кислоту 8-12.

Предложенные реагенты наряду с защитой от коррозии разрушают кристаллы солей СаСОз, MgCO₃, CaSO₄ и предотвращает образование кристаллических структур солей СаСОз, MgCO₃, CaSO₄.

За счет предложенного состава химических реагентов удалось добиться синергетического эффекта, то есть каждый последующий реагент усиливает растворимость отложений солей на фильтрующей поверхности фильтра. Технология регенерации фильтров гидрогеологических скважин заключается в следующем: смешивают сухокислотные компоненты:триполифосфат натрия, сульфаминовую, трихлоруксусную и адипиновую кислоты, полученную смесь растворяют в воде и перемешивают в растворомешалке, добавляя ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество ОП10.

После этого с помощью бурового насоса прокачивают полученный раствор через гидроерш, спущенный внутрь фильтра, при этом гидроерш перемещается на бурильных трубах, с помощью лебедки бурового станка, вверх - вниз по всей длине фильтра. Тонкие струи раствора размывают кольматант изнутри и он выносится потоком промывочного раствора на поверхность.

С целью подтверждения эффективности предлагаемого раствора в лабораторных условиях было выполнено растворение образцов закальматированного фильтра в течении оптимального времени - 45 минут. Результаты приведены в таблице 1.

В механизме синергетического эффекта подтверждена лабораторными опытами составляющая доля действия каждого реагента.

1. Трихлоруксуснаякислота-СС1₃СООН-бесцветные гигроскопическое кристаллы, продукт органического синтеза, получают путем окисления хлораля, легко растворяется в воде).

2. Сульфаминовая кислота NH₂SO₃H - бесцветные кристаллы ромбической сингонии, получают взаимодействием мочевины с SO₃HSO₄, легко растворяется в воде. Обладает значительной меньшей коррозионной активностью, чем соляная и серная кислота.

3. Ингибитор коррозии КПИ-19 -комбинированный ингибитор, содержащий соли замещенного аммония, бромистые органические соединения. Представляет собой вязкую жидкость желто-зеленого цвета с характерным запахом, растворимую в воде, минеральных и органических кислотах, органических растворителях.

4. Поверхностно - активное вещество ПАВ ОП10 уменьшает поверхностное натяжение на границе фильтрующей поверхности фильтра, уменьшает отложение солей, улучшает разрушение карбонатных отложений на поверхности фильтра.

5. Триполифосфат натрия - Na₅P₃O₁₀ - порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде и кислотах.

6. Адипиновая кислота НООС(СН₂)₄СООН - белый порошок, получают главным образом двухстадийным окислением циклогексана, который легко растворяется в воде.

Реакция с отложением солей на поверхности фильтра происходит следующим образом:

Сульфаминовая кислота NH₂SO₃H

CaCO₃+NH₂S0₃H→Ca²⁺NH₂S0₃+↑C0₂+Н₂0

MgC0₃+NH₂S0₃H→Mg²⁺+NH₂S0₃+↑C0₂+H₂0

CaCO₄+NH₂S0₃H→Ca²⁺+NH₂S0₃+H₂S↑+Н₂0

Трихлоруксусная кислота CCl₃COOH

СаСОз+СС1₃СООН→Са²⁺+С1+↑С0₂+Н₂0

MgC0₃+CCl₃COOH→Mg²⁺+С1+↑С0₂+Н₂0

CaC0₄+NH₂S0₃H→[CCl₃COO]₂Ca+H₂S↑+H₂0

Адипиновая кислота HOOC(CH₂)₄COOH

СаСОз+HOOC(CH₂)₄COOH→[(CH₂)₄(COO)₂]Ca+↑C0₂+Н₂0

MgCO₃+HOOC(CH₂)₄COOH→[(CH₂)₄(COO)₂]Mg+↑C0₂+Н₂0

CaSO₄+HOOC(CH₂)₄COOH→[(CH₂)₄(COO)₂]Ca+↑S0₄+H₂0

В результате реакции предлагаемых кислот с карбонатами кальция, магния и сульфата кальция, получаем продукты реакции С0₂, H₂S, Н₂0.

Триполифосфат натрия Na₅P₃O₁₀

5CaCOз+3Na₅P₃O₁₀→Ca₅(P₃O₁₀)₂+5Na₂CO₃

5Fe(OH)₃+3Na₅P₃O₁₀→Fe₅(P₃O₁₀)₃+15Na₂OH

5FеСО₃+2Nа₅Р₃O₁₀→Fе₅(Р₃O₁₀)₂+5Na₂CO₃

Выполненные лабораторные исследования на образцах закольматированного фильтра (таблица 1) показывают, что эффективность предлагаемого раствора для регенерации фильтров в среднем на 40% выше, чем эффективность раствора принятого за прототип (патент РФ №2482153 от 13.09.2011 г).

Раствор для регенерации фильтров гидрогеологических скважин, содержащий сульфаминовую кислоту, ингибитор коррозии КПИ-19, трихлоруксусную кислоту, поверхностно-активное вещество ОП10, отличающийся тем, что дополнительно содержит триполифосфат натрия и адипиновую кислоту при следующих соотношения компонентов в мас. %:

трихлоруксусная кислота -	10-17,
сульфаминовая кислота -	8-11,
ингибитор коррозии КПИ-19 -	0,3-0,5,
поверхностно-активное вещество ОП10 -	0,5-1,0,
триполифосфат натрия -	8-12,
адипиновая кислота -	8-12,
вода -	остальное

Похожие патенты:

Буровой раствор гель-дрилл // 2687815

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - комплексное повышение ингибирующих и гидроизолирующих свойств и устойчивость к воздействию углекислой агрессии на буровой раствор.

Укрепленные проппантные кластеры для гидроразрыва пласта // 2687722

Изобретение относится к способам гидроразрыва пластов для повышения объемов добычи из них. Способ разрыва подземного пласта содержит закачку несущей жидкости в пласт под давлением, достаточным для создания трещины в пласте, закачку несущей жидкости и частиц проппанта и гранул укрепляющей добавки в трещину, удаление несущей жидкости для формирования множества проппантных кластеров, причем каждый проппантный кластер содержит частицы проппанта и укрепляющую добавку, где проппантный кластер на 50% стабильнее по сравнению с кластером без укрепляющей добавки, размер гранул укрепляющей добавки находится в интервале от 80 до 100% от среднего размера частиц проппанта.

Композиция на основе бентонита и способ ее получения // 2687657

Изобретение относится к составу и технологии получения композиции на основе бентонита, применяемого в бурении.. В способе получения модифицированного бентонита для буровых растворов, включающем увлажнение дробленой бентонитовой глины до заданной влажности, смешение ее с добавкой карбоната натрия с подачей нагретого воздуха, сушку, помол, используют воздух нагретый до 80-300 град С, смешивание, помол и сушку осуществляют в мельнице, обеспечивающей возможность продува горячими газами для сушки и выноса из нее измельченной высушенной глины, с получением высушенной до влажности 9-17% модифицированной бентонитовой глины с содержанием частиц размером менее 0,075 мм не менее 80% об.

Способы получения углеводородного материала, содержащегося в подземном пласте, и родственных стабилизированных эмульсий // 2687412

Изобретение относится к получению углеводородного матеиала, содержащегося в подземном пласте. Способ получения углеводородного материала из подземного пласта, включающий формирование суспензии для заводнения, включающей разлагающиеся частицы и флюид-носитель, закачивание суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал, для формирования эмульсии, стабилизированной разлагаемыми частицами, и удаления эмульсии из подземного пласта, и деградация по крайней мере части разлагаемых частиц после удаления указанной эмульсии из подземного пласта.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах (варианты) // 2686768

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения.

Нанопав для повышенной интенсификации углеводородов и способы формирования и применения таких нанопав // 2686752

Настоящее изобретение относится к способам и системам формирования стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ получения углеводородного материала из по крайней мере одного подземного пласта и нефтеносного песчаника, включающий смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии, амфифильные наночастицы включают основную часть, гидрофобные группы, присоединенные к первой стороне основной части, и гидрофильные группы, включающие анионные или катионные функциональные группы, присоединенные ко второй стороне основной части, до контактирования по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией модифицируют величину рН суспензии, где модифицирование включает уменьшение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие катионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на уменьшение величины рН суспензии, или увеличение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие анионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на увеличение величины рН суспензии, контактирование по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией для образования эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и удаление углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Состав для воздействия на добываемые флюиды // 2686549

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для воздействия на добываемые флюиды, предназначенным для образования стойкой водонефтяной эмульсии, а также для предотвращения отложения асфальтенов, смол, асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) при добычи и транспортировки нефти.

Водные растворы и способ их использования // 2686210

Группа изобретений относится к способам обработки подземной формации кислотными растворами. Технический результат - замедление реакции между кислотой и подземной формацией и как следствие увеличение проницаемости и продуктивности подземной формации.

Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта неоднородных карбонатных коллекторов // 2685605

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – одинаковая эффективность воздействия на все вскрытые продуктивные горизонты со значимым отличием фильтрационно-емкостных свойств.

Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) // 2685516

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью.

Установка для опреснения морской воды и выработки электроэнергии // 2687922

Изобретение может быть использовано в теплоэнергетике и экологии. Установка для опреснения морской воды и выработки электроэнергии содержит газотурбинную установку 1 с компрессором, камерой сгорания, газовой турбиной и электрогенератором 2, паропровод перегретого пара 3, паровую турбину 4 с регулируемыми отборами пара высокого и низкого давления, электрогенератор 5, паровой котел-утилизатор 6, деаэратор 7, конденсатор паровой турбины 8, трубопровод морской воды 9, трубопровод (систему) рециркуляции с насосом 10, трубопровод подпиточной химочищенной воды 15, двухступенчатый пароструйный эжектор, включающий пароструйный эжектор высокого давления 16 и пароструйный эжектор низкого давления 17, трубопроводы перепуска паровоздушной смеси 20, внешний теплообменник 21, трубопровод подогретой морской воды 22, двухходовые кожухотрубные конденсаторы вторичного пара 24 адиабатного многоступенчатого испарителя, сборные камеры дистиллята 25 адиабатного многоступенчатого испарителя, трубопровод дистиллята 27, трубы дроссельно-распылительного устройства 28 адиабатного многоступенчатого испарителя, приемники рассола 29 адиабатного многоступенчатого испарителя, химводоочистку 30, трубопровод сброса рассола 31.

Комплексная установка для опреснения морской воды и выработки электроэнергии // 2687914

Изобретение относится к теплоэнергетике и экологии и может быть использовано для опреснения морской воды и выработки электроэнергии. Комплексная установка для опреснения морской воды и выработки электроэнергии содержит трубопровод 9 холодной морской воды, адиабатный многоступенчатый испаритель, внешний теплообменник 20, трубопровод отвода дистиллята 30, трубопровод отвода рассола 32, газотурбинную установку 1, паровой котел-утилизатор 6, противодавленческую паровую турбину 4 с регулируемыми отборами пара высокого и низкого давления, деаэратор 7, паропровод 3 перегретого пара, химводоочистку 33, трубопровод конденсата 27, трубопроводы подпиточной 16 и подогретой 18 морской воды, теплообменник 22 предварительного подогрева морской воды, конденсатор 26 вторичного пара, пароструйную эжекторную установку 19.

Устройство и способ регулирования концентрации обрабатывающего реагента внутри несущей жидкость системы // 2681014

Группа изобретений может быть использована в производственных процессах для регулирования концентрации обрабатывающих химических реагентов в системах водяного охлаждения с открытой рециркуляцией воды.

Способ уменьшения количества твердых отложений в способе байера // 2679251

Изобретение может быть использовано в производстве глинозема. Способ уменьшения количества содержащих алюмосиликаты твердых отложений в способе Байера включает приведение в контакт поверхности технологического оборудования способа Байера с композицией, ингибирующей образование твердых отложений, взятой в количестве, эффективном для получения обработанной поверхности, которая является более устойчивой к образованию твердых отложений при последующем контакте с потоком способа Байера по сравнению с необработанной поверхностью.

Устойчивые к разрушению ингибиторы образования отложений // 2678837

Изобретение относится к способу снижения образования отложений в технологических процессах. Предложен способ снижения образования отложений, содержащих алюмосиликаты, в способе Байера, предусматривающий выявление поверхности оборудования, которая подвержена образованию на ней отложения при осуществлении способа Байера; приведение в контакт выявленной поверхности с некоторым количеством композиции, ингибирующей образование отложений, эффективным для получения обработанной поверхности, которая более устойчива к образованию на ней отложений при последующем контакте с технологическим потоком в способе Байера, чем сопоставимая в других отношениях необработанная поверхность; приведение в контакт обработанной поверхности с технологическим потоком в способе Байера; при этом композиция, ингибирующая образование отложений, содержит водный раствор одной или нескольких водорастворимых солей, содержащий по меньшей мере приблизительно 0,004% всех растворенных солей, и кремнийсодержащее соединение, содержащее одну или несколько –Si(OR)n-групп, где n равно 3, а R представляет собой С1-С20алкил, причем кремнийсодержащее соединение представляет собой продукт реакции полиэтиленимина, силана, выбранного из 3-хлорпропилтриметоксисилана и 5,6-эпоксигексилтриэтоксисилана, и реакционноспособного в отношении азота соединения, выбранного из 1-хлороктана, бензилхлорида, пропиленоксида, 1,2-эпоксиоктана, 1,2-эпоксидодекана и пропиленхлорида, при этом кремнийорганическое соединение устойчиво к разрушению в технологических потоках для извлечения глинозема при температурах технологического процесса от 100 до 265°С.

Способ очистки жесткой воды // 2666428

Изобретение может быть использовано для умягчения и очистки жесткой, питьевой воды от ряда неорганических и органических примесей как в домашних, так и в производственных условиях.

Низкомолекулярные сополимеры моноэтиленненасыщенных карбоновых кислот и их применение в качестве ингибиторов солеотложения в водооборотных системах // 2660651

Изобретение относится к способу получения водных растворов низкомолекулярных сополимеров моноэтиленненасыщенных карбоновых кислот с 3-4 атомами углерода и к их применению в качестве ингибиторов солеотложения в водооборотных системах и в теплоэнергетике.

Установка и способ нейтрализации кислорода, растворенного в сточных водах // 2657295

Группа изобретений может быть использована в области добычи нефти и газа, при обработке жидких отходов для нейтрализации растворенного кислорода для их использования в системе поддержания пластового давления.

Способ получения средства для стабилизационной обработки воды и способ обработки воды средством для стабилизационной обработки воды // 2656005

Изобретение относится к технологиям обработки воды для предотвращения образования накипных и солевых отложений. Способ получения средства для стабилизационной обработки воды включает обработку смолы анионита в хлор-форме водным раствором карбоната или гидрокарбоната натрия с концентрацией 4 мас.%.

Регулирование разбавления с определением жесткости сырой воды по проводимости мягкой и смешанной воды // 2643554

Изобретение относится к способу эксплуатации водоумягчительной установки с автоматическим разбавительным устройством. Способ эксплуатации водоумягчительной установки (1) с автоматическим разбавительным устройством (19) заключается в том, что поступающий поток Vroh сырой воды подразделяется на первый частичный поток который умягчается, и второй частичный поток который не умягчается, и оба частичных потока Vteil2 объединяются в поток Vverschnitt смешанной воды, причем доли Ateil2 обоих частичных потоков в потоке Vverschnitt смешанной воды так регулируются автоматическим разбавительным устройством (19), что получается заданная жесткость SW в потоке Vverschnitt смешанной воды, причем регулируемые доли Ateil2 обоих частичных потоков рассчитываются по жесткости Hroh сырой воды и жесткости Hweich умягченной воды, и величина жесткости Hroh сырой воды выводится из проводимости LFroh сырой воды, проводимость LFweich умягченной воды измеряется датчиком (9а) электропроводности в умягченном первом частичном потоке и проводимость LFverschnitt смешанной воды измеряется датчиком (9b) электропроводности в потоке Vverschnitt смешанной воды, причем определяются доли Ateil2 частичных потоков в потоке Vverschnitt смешанной воды, и проводимость LFroh сырой воды рассчитывается из измеренной проводимости LFweich умягченной воды, измеренной проводимости LFverschnitt смешанной воды и рассчитанных долей Ateil2 частичных потоков.

Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин // 2688700

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает этапы, на которых: осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают концентрацию укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, при этом произведение объемной скорости текучей среды (V) гидроразрыва (л/с) на вязкость (μ) текучей среды гидроразрыва (Па*с) не превышает 0,003 Па*л при проведении гидроразрыва. Технический результат заключается в повышении эффективности гидроразрыва пласта за счет снижения воздействия жидкости на стенки трещины и кластеры расклинивающего агента. 9 з.п. ф-лы, 3 ил.