Результат интеллектуальной деятельности: СОСТАВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ И ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к многоцелевым технологическим жидкостям, и может быть использовано для проведения работ по изоляции заколонного пространства скважины, водоизоляции при консервации, глушении, при подземном и капитальном ремонте, в качестве надпакерной и буферной жидкостей, для блокировки высокопроницаемых участков продуктивного пласта по мощности в условиях высокого содержания кислых газов и высоких температур, при эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Известно широкое использование различных по составу жидкостей для разнообразных технологических целей. При этом технологические жидкости должны отвечать следующим основным требованиям: надежно изолировать продуктивный пласт, не вызывать коррозии элементов подземного оборудования, сохранять проницаемость продуктивного пласта, быть агрегативно и седиментационно устойчивыми длительное время в условиях воздействия пластовых температур, давления и пластового флюида. Особо жесткие требования предъявляются к таким жидкостям при наличии в пластовом флюиде большого количества сероводорода и углекислого газа (до 30%). Такое положение имеет место на большинстве нефтяных и газовых месторождений Прикаспийской впадины. Для таких месторождений известные составы технологических жидкостей непригодны. В этих условиях, кроме перечисленных выше требований, состав должен химически связывать сероводород, а известные составы технологических жидкостей не отвечают необходимым условиям их применения.

Известна жидкость для глушения скважин на водной основе, которая снижает проницаемость продуктивного пласта, а используемый в этом составе отход производства глицерина деструктирует в кислой среде под воздействием сероводорода (Патент РФ N 2058989, C 09 K 7/06, 1996).

Известна также жидкость для глушения при бурении, заканчивании и капремонте, в которой в качестве регулятора прочностных и реологических свойств используется полимерный гель (Патент США N 4947935, E 21 B 43/00, 1989).

Недостатком этого состава является то, что используемый в жидкости карбоксилсодержащий полимер деструктирует под комплексным воздействием сероводорода и углекислого газа. Поскольку не содержит в своем составе поглотителя, активно связывающего кислые газы. Однако в связи с тем, что эта жидкость имеет водную основу, будет снижаться проницаемость продуктивного пласта, что приведет к уменьшению продуктивности скважины. Наиболее близким аналогом к заявленному составу является состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине, включающий углеводородную фазу, твердую фазу, водную фазу и эмульгатор-стабилизатор в виде шлама от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам и воды (авторское свидетельство СССР N 1629308, C 09 K 7/02, 23.02.1991). Эта жидкость не оказывает отрицательного воздействия на проницаемость продуктивного пласта и отвечает основным условиям, предъявляемым к составам, используемым в обычных пластовых условиях. Однако при содержании в продуктивном пласте большого количества сероводорода и углекислого газа, а также при высокой пластовой температуре (выше 100^oC) этот состав не обладает хорошей агрегативной и седиментационной стабильностью, поскольку используемый в качестве основного стабилизатора системы сульфонат кальция не обеспечивает необходимого технологического свойства в таких жестких условиях. При этом состав не содержит поглотителя кислых газов и ингибитора коррозии.

Целью изобретения является получение состава технологической жидкости (состава) для работы в условиях высокого содержания агрессивных кислых газов и высоких пластовых температур.

Поставленная цель достигается тем, что состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине, содержащий углеводородную, водную и твердую фазы и эмульгатор-стабилизатор, в качестве эмульгатора-стабилизатора содержит смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот в соотношении 1:30 и дополнительно поглотитель кислых газов и ингибитор коррозии при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углеводородная фаза - 10,0-30,0
Твердая фаза - 10,0-30,0
Эмульгатор-стабилизатор - 20,0-30,0
Поглотитель кислых газов - 0,5-5,0
Ингибитор коррозии - 0,5-3,0
Водная фаза - Остальное
Причем в качестве углеводородной фазы состав содержит нефть, продукты или отходы ее переработки, твердая фаза содержит мелкодисперсные частицы карбоната кальция или гидроокиси кальция, размеры частиц менее 1,0 мкм, в качестве поглотителя кислых газов (сероводорода) он содержит марганцевокислый калий или окислы или соли железа, в качестве ингибитора коррозии он содержит органический ингибитор пленочного типа.

Сложные эфиры общей формулы
C_nH_2n-mCOOCH₂CH₂N(CH₂CH₂OH)₂,
где n = 15-17; m = 1, 2, 3, 5 известны как хорошие эмульгаторы эмульсий 11-го рода и выпускаются в РФ. Кальциевые соли алкиларилсульфокислот общей формулы (C_nH_2n+1C₆H₄SO₃)₂Ca используются в качестве компонентов моющих составов и для снижения поверхностного натяжения.

Пример.

Для приготовления технологической жидкости использовали следующие материалы:
- в качестве углеводородной фазы брали нефть или продукты ее переработки (предпочтительно применение дизельного топлива по ГОСТ 4749-73);
- в качестве твердой фазы брали мелкодисперсный карбонат кальция или гидроокись кальция, при этом частицы твердой фазы имели размеры менее 1,0 мкм;
- в качестве стабилизатора и эмульгатора брали смесь сложных эфиров органических кислот и многоатомных спиртов с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот. Сложные эфиры органических кислот и многоатомных спиртов получали путем взаимодействия таллового масла и триэтаноламина, а кальциевые соли алкиларилсульфокислот - в процессе производства сульфонатных и силицилатных присадок к моторным маслам (путем алкилирования бензола продуктами полимеризации пропанпропиленовой фракции газов крекинг- и реформинг-процессов);
- в качестве поглотителя кислых газов (сероводород, углекислый газ) использовали марганцевокислый калий;
- в качестве ингибитора коррозии использовали органический ингибитор пленочного типа, например, сепакорр 5478 AM;
- в качестве водной фазы использовали воду различной степени минерализации и солевого состава (предпочтительно использовать водный раствор хлористого кальция).

Приготовление состава технологической жидкости осуществляли следующим образом. В углеводородной фазе растворяли смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот. Затем постепенно при интенсивном перемешивании добавляли водную фазу до полного ее эмульгирования и равновесной стабилизации системы "вода в масле". Далее вводилась твердая дисперсная фаза и поглотитель кислых газов при перемешивании до равномерного их распределения в системе раствора. На конечном этапе приготовления технологической жидкости добавляется ингибитор коррозии с равномерным его распределением в объеме системы.

Соотношение ингредиентов при приготовлении технологической жидкости находилось в следующих пределах (мас.%): углеводородная фаза от 10,0 до 30,0; твердая фаза от 10,0 до 30,0; смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот (в соотношении 1:30) от 20,0 до 30,0; поглотитель кислых газов от 0,5 до 5,0; ингибитор коррозии от 0,5 до 3,0 и водная фаза - остальное.

Испытание технологической жидкости с различной концентрацией исходных компонентов (таблица 1) проводили при воздействии на нее сероводорода и углекислого газа и температуры 105^oC. Для этих целей использовали пластовый флюид Астраханского газоконденсатного месторождения с содержанием сероводорода 25,5% и углекислого газа - 23,7%).

Изменение технологических свойств состава оценивалось с помощью стандартных методик и приборов. Параметр "электростабильность" замерялась на приборе фирмы "Бароид". Характеристики коррозионной активности оценивались в среде сырого газа Астраханского газоконденсатного месторождения в специальных испытательных камерах при температуре 105^oC, в которые помещались образцы-свидетели. Оценка скорости общей коррозии проводилась по ГОСТ 9.905-82 и ГОСТ 9.506-87 с использовальзованием плоских образцов размером 50х20х2,5 мм из стали SM 90SSU, а для оценки наводораживающей активности состава использовались проволочные образцы диаметром 2 мм из проволоки CB-08A. Величина остаточной пластичности (Q в %) определялась по формуле

где n - число гибов проволочных образцов после воздействия кислых газов;
n0 - исходное число гибов проволочных образцов.

Изменение основных технологических свойств состава до и после воздействия пластового флюида и температуры 105^oC представлено в табл. 2.

Из результатов, приведенных в табл. 2, следует, что для состава нижний предел содержания ингредиентов составляет, мас. %: углеводородная фаза - 10,0; твердая фаза - 10,0; эмульгатор-стабилизатор - 20,0; поглотитель кислых газов - 0,5; ингибитор коррозии - 0,5 (растворы - 2, 7, 12, 17, 22), а верхним пределом - углеводородная фаза - 30; твердая фаза - 30,0; эмульгатор-стабилизатор - 30,0; поглотитель кислых газов - 5,0; ингибитор коррозии - 3,0 (растворы - 4, 9, 14, 19, 24). При этом установлено, что оптимальное соотношение смеси сложных эфиров органических кислот и кальциевых солей алкиларилсульфокислот в эмульгаторе-стабилизаторе составляет 1:30 (раствор 27).

В этих пределах основные свойства состава отвечают требованиям, предъявляемым при производстве работ по изоляции заколонного пространства скважины, консервации, глушении, при подземном и капитальном ремонте, в качестве надпакерной и буферной жидкости, блокировки высокопроницаемых участков продуктивного пласта в условиях высокого содержания кислых газов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Так реологические свойства (условная вязкость, статическое напряжение сдвига), фильтрационные свойства, агрегативная устойчивость (величина электростабильности), содержание сероводорода и характеристики коррозионной активности состава после воздействия кислых газов и температуры 105^oC находятся в оптимальных пределах.

Таким образом, состав технологической жидкости показал себя устойчивым при воздействии на него пластового флюида с высоким содержанием агрессивных кислых газов - сероводорода и углекислого газа и температуры выше 100^oC.