RU2650146C1 - Process liquid for liquidation (long-term suspension) of oil and gas wells (2 variants) - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: group of inventions relates to oil and gas industry. Process liquid for liquidation (long-term suspension) of oil and gas wells in the first variant includes, wt %: sodium formate – 16.0–50.3; activator of heat-resistant acid corrosion inhibitor WHT-8213 – 0.01–0.1; water – the rest. Process liquid for liquidation (long-term suspension) of oil and gas wells in the second variant includes, wt %: potassium formate 19.0–70.0; cesium formate 5.0–60.0; activator of heat-resistant acid corrosion inhibitor WHT-8213 – 0.6–1.3; water – the rest.

EFFECT: technical result is the reduction of the corrosive activity of process fluid and toxicity.

2 cl, 1 dwg, 5 ex

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин (2 варианта) и может быть использовано в технологических жидкостях без твердой фазы с плотностью 1,10-2,00 г/см³ для ликвидации и длительной консервации нефтяных и газовых скважин в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to a process fluid for the elimination (long-term preservation) of oil and gas wells (2 options) and can be used in process fluids without a solid phase with a density of 1.10-2.00 g / cm ³ for liquidation and long-term preservation of oil and gas wells in a wide range of high reservoir pressures and high temperatures.

Уровень техникиState of the art

Известна технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур, содержащая полисахаридный реагент или смесь полисахаридных реагентов, утяжелитель и воду, при этом в качестве утяжелителя она содержит соль муравьиной кислоты щелочного металла при следующем соотношении ингрединетов, масс. %: полисахаридный реагент или смесь полисахаридных реагентов - 0,1-7,0; соль муравьиной кислоты щелочного металла - 45,0-83,0; вода - остальное.Known process fluid for drilling, completion and overhaul of oil and gas wells under conditions of abnormally high formation pressures and elevated temperatures, containing a polysaccharide reagent or a mixture of polysaccharide reagents, a weighting agent and water, while it contains a salt of alkali formic acid in the following the ratio of ingredients, mass. %: polysaccharide reagent or a mixture of polysaccharide reagents - 0.1-7.0; alkali metal formic acid salt - 45.0-83.0; water is the rest.

Жидкость дополнительно содержит комплексный сшивающий агент из числа неорганических солей одно-, двух- трехвалентных металлов и щелочного регулятора pH в количестве 0,1-2,0 мас. %.The liquid additionally contains a complex crosslinking agent from among the inorganic salts of mono-, divalent and trivalent metals and an alkaline pH regulator in an amount of 0.1-2.0 wt. %

Жидкость дополнительно содержит кислоторастворимый утяжелитель, например карбонатную муку, мраморную крошку, в количестве 2-50 мас. % (см. пат. RU №2215016, МПК С09К 7/02, Е21В 43/12, опубл. 27.10.2003).The liquid further comprises an acid-soluble weighting agent, for example carbonate flour, marble chips, in an amount of 2-50 wt. % (see Pat. RU No. 2215016, IPC С09К 7/02, ЕВВ 43/12, publ. October 27, 2003).

Недостатком данной технологической жидкости является следующее. Раствор формиатов щелочных металлов вследствие гидролиза имеет pH более 9,4 (см. табл. 2 описания к предлагаемому изобретению). При водородном показателе раствора pH>9 под воздействием высоких температур могут развиваться процессы щелочной коррозии стали. При общем допустимом значении pH возможны места концентрирования щелочи на границе металл - вода. Концентрирование происходит в пористых отложениях пленки оксидов железа. При этом под действием высоких растягивающих напряжений образуются микрогальванические коррозионные элементы: катодом становятся зерна кристаллов металла, анодом - граница между ними. Щелочной раствор разрушает границы зерен. Выделяющийся на катоде водород легко диффундирует в толщу металла. При этом он реагирует с углеродом, сульфидами и другими включениями, образуя газообразные продукты, которые плохо диффундируют в металл и создают дополнительные разрывающие напряжения, способствующие углублению и расширению трещин. Водные растворы формиатов щелочных металлов имеют щелочную реакцию (pH=9-10) и негативно влияют на окружающую среду, что касается воздействия формиатов щелочных металлов на организм человека, то они имеют третий класс опасности. Действие формиатов щелочных металлов, как и щелочей, на организм обусловлено способностью отнимать воду от тканей и разрушать белки, образуя щелочные альбуминаты, а также омылять жиры. При постоянном контакте с данными соединениями даже в умеренной концентрации наблюдаются хронические повреждения кожи, болезненные язвы и ограниченные дерматиты. Реже наблюдаются экземы. Причиной их возникновения, по-видимому, является комбинированное воздействие щелочей и других вредных факторов, поскольку обезжиривание кожи и повреждение эпидермиса нарушает барьерные функции кожного покрова, облегчая проникновение инфекции и воздействие других (физических и химических) факторов. Попадание даже малых количеств щелочи в глаз особенно опасно, так как вызывает поражение не только слизистой и роговой оболочек, но и более глубоких его сред. В результате возможна потеря зрения.The disadvantage of this process fluid is the following. The solution of alkali metal formates due to hydrolysis has a pH of more than 9.4 (see table. 2 description of the invention). At a pH of pH> 9, alkaline corrosion of steel can develop under the influence of high temperatures. At a general permissible pH value, alkali concentration sites at the metal-water interface are possible. Concentration occurs in porous deposits of a film of iron oxides. Moreover, under the action of high tensile stresses, galvanic corrosion elements are formed: grains of metal crystals become the cathode, and the boundary between them becomes the anode. Alkaline solution destroys grain boundaries. Hydrogen released at the cathode easily diffuses into the metal. At the same time, it reacts with carbon, sulfides and other inclusions, forming gaseous products that diffuse poorly into the metal and create additional tensile stresses that contribute to the deepening and expansion of cracks. Aqueous solutions of alkali metal formates have an alkaline reaction (pH = 9-10) and adversely affect the environment, as for the effect of alkali metal formates on the human body, they have a third hazard class. The action of alkali metal formates, like alkalis, on the body is due to the ability to take water from tissues and destroy proteins, forming alkaline albuminates, as well as saponify fats. With constant contact with these compounds, even in moderate concentrations, chronic skin lesions, painful ulcers and limited dermatitis are observed. Eczema is less common. The cause of their appearance, apparently, is the combined effect of alkalis and other harmful factors, since degreasing of the skin and damage to the epidermis violates the barrier functions of the skin, facilitating the penetration of infection and the effect of other (physical and chemical) factors. The ingress of even small amounts of alkali into the eye is especially dangerous, since it causes damage not only to the mucous membrane and cornea, but also to its deeper environments. As a result, loss of vision is possible.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью для глушения и ремонта скважин, содержащий нитрат кальция и хлорид кальция, при этом он содержит дополнительно хлорид цинка и оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрат кальция - 31,20-49,0; хлорид цинка - 0,20-37,59; оксид цинка - 0,01-1,80; хлорид кальция - остальное (см. пат. RU №2423405, МПК С09К 8/06, С09К 8/42, опубл. 10.07.2011 г.).A known composition for the preparation of process fluids without a solid phase with a high density for killing and repairing wells, containing calcium nitrate and calcium chloride, while it additionally contains zinc chloride and zinc oxide in the following ratio, wt. %: calcium nitrate - 31.20-49.0; zinc chloride - 0.20-37.59; zinc oxide - 0.01-1.80; calcium chloride - the rest (see US Pat. RU No. 2423405, IPC S09K 8/06, S09K 8/42, publ. 07/10/2011).

Недостатком данного состава является то, что состав обладает повышенной коррозионной активностью по отношению к стали. Водный раствор состава для приготовления технологических жидкостей неизбежно содержит примесь растворенного кислорода, при совместном присутствии кислорода и хлорид-ионов, входящих в состав хлоридов цинка и кальция, коррозия усиливается, происходит это вследствие того, что хлорид-ионы внедряются в защитную оксидную пленку и вытесняют кислород, при этом образуются растворенные в воде хлориды железа, что приводит к увеличению площади анодных участков и соответственно скорости коррозии. Нитрат кальция также является агрессивным компонентом по отношению к стали, при повышенных температурах нитрат-ионы вызывают интенсивную питтинговую коррозию труб. Добавка оксида цинка в технологическую жидкость способна изменить кислотно-основный баланс состава, исключив влияние кислотной коррозии, но не предотвращает негативного воздействия на стальное оборудование хлорид- и нитрат-ионов. Наличие ионов цинка в технологической жидкости негативно сказывается на окружающей среде. Избыточного количества цинка отрицательно влияет на большинство почвенных процессов: вызывает изменение физических и физико-химических войств почвы, снижает биологическую деятельность. Цинк подавляет жизнедеятельность микроорганизмов, вследствие чего нарушаются процессы образования органического вещества в почвах. Избыток цинка в почвенном покрове затрудняет ферментацию разложения целлюлозы, дыхания, действия уреазы. Хлорид цинка в твердом виде имеет вторую степень токсичности. При попадании на кожу и слизистые оболочки, вызывает раздражения, а при длительном контакте - сильные ожоги, которые очень трудно заживают. Раствор хлорида цинка, попав на слизистые оболочки глаз, вызывает резкую режущую боль. При этом возможна полная или частичная слепота.The disadvantage of this composition is that the composition has increased corrosion activity with respect to steel. An aqueous solution of the composition for the preparation of process liquids inevitably contains an admixture of dissolved oxygen, with the combined presence of oxygen and chloride ions that are part of zinc and calcium chlorides, corrosion intensifies, this is due to the fact that chloride ions are introduced into the protective oxide film and displace oxygen In this case, iron chloride dissolved in water is formed, which leads to an increase in the area of the anode sections and, accordingly, the corrosion rate. Calcium nitrate is also an aggressive component in relation to steel; at elevated temperatures, nitrate ions cause intense pitting corrosion of pipes. The addition of zinc oxide to the process fluid can change the acid-base balance of the composition, eliminating the effect of acid corrosion, but does not prevent the negative impact of chloride and nitrate ions on steel equipment. The presence of zinc ions in the process fluid negatively affects the environment. Excess zinc adversely affects most soil processes: causes a change in the physical and physico-chemical properties of the soil, reduces biological activity. Zinc inhibits the vital activity of microorganisms, as a result of which the formation of organic matter in soils is disrupted. Excess zinc in the soil cover makes it difficult to ferment cellulose decomposition, respiration, and the action of urease. Solid zinc chloride has a second degree of toxicity. If it gets on the skin and mucous membranes, it causes irritation, and with prolonged contact it causes severe burns, which are very difficult to heal. A solution of zinc chloride, once on the mucous membranes of the eyes, causes a sharp cutting pain. In this case, complete or partial blindness is possible.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с плотностью до 1,60 г/см³ для глушения и ремонта скважин, содержащий нитрат кальция технический, хлорид кальция и соединение кальция, при этом он содержит в качестве соединения кальция гидроксид кальция и дополнительно - нейтрализатор сероводорода при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид кальция 39,0-78,8; нитрат кальция технический 20,8-60,7; гидроксид кальция 0,2-0,3; нейтрализатор сероводорода 0,2-4,7 (см. пат. RU №2423405, МПК С09К 8/06, С09К 8/42, опубл. 10.07.2011 г.).A known composition for the preparation of process fluids without a solid phase with a density of up to 1.60 g / cm ³ for killing and repairing wells, containing technical calcium nitrate, calcium chloride and a calcium compound, while it contains calcium hydroxide as a calcium compound and additionally a neutralizer hydrogen sulfide in the following ratio of components, wt. %: calcium chloride 39.0-78.8; technical calcium nitrate 20.8-60.7; calcium hydroxide 0.2-0.3; a hydrogen sulfide neutralizer 0.2-4.7 (see US Pat. RU No. 2423405, IPC S09K 8/06, S09K 8/42, published on July 10, 2011).

Недостатками данного состава и жидкостей на его основе являются завышенное содержание нитрата кальция, так как в техническом нитрате кальция практически всегда присутствует нитрат аммония в количестве 2-5%, что в значительной степени снижает его гигроскопичность, примеси нитрата аммония в нитрате кальция сильно повышают коррозионную агрессивность последнего. Растворы, содержащие нитрат аммония, особенно агрессивны ввиду высокой деполяризационной способности нитрат-иона и способности катиона аммония образовывать с железом, содержащимся в оборудовании, растворимые комплексы, кроме того, эти растворы имеют кислую реакцию вследствие гидролиза: NH₄ ⁺+НОН=NH₄OH+Н⁺. Присутствующий в составе ингибитор коррозии аминного типа, например, гексаметилентетрамин, выделяет токсичные пары формальдегида.The disadvantages of this composition and liquids based on it are the excessive content of calcium nitrate, since in technical calcium nitrate ammonium nitrate is almost always present in an amount of 2-5%, which significantly reduces its hygroscopicity, impurities of ammonium nitrate in calcium nitrate greatly increase the corrosiveness last one. Solutions containing ammonium nitrate are especially aggressive due to the high depolarization ability of the nitrate ion and the ability of the ammonium cation to form soluble complexes with the iron contained in the equipment, in addition, these solutions have an acid reaction due to hydrolysis: NH ₄ ⁺ + НОН = NH ₄ OH + H ⁺ . The amine-type corrosion inhibitor present in the composition, for example, hexamethylenetetramine, releases toxic fumes of formaldehyde.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому положительному эффекту и принятый авторами за прототип является состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине, содержащий углеводородную, водную и твердую фазы, а также эмульгатор-стабилизатор, при этом в качестве эмульгатора-стабилизатора он 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.The closest in technical essence and the achieved positive effect and adopted by the authors for the prototype is a composition for repair and insulation work in the well containing hydrocarbon, water and solid phases, as well as an emulsifier-stabilizer, while it contains a mixture of complex emulsifier-stabilizer esters with calcium salts of alkylarylsulfonic acids in a ratio of 1:30 and optionally an acid gas absorber and a corrosion inhibitor in the following ratio of components, wt. %: hydrocarbon phase - 10.0-30.0; solid phase - 10.0-30.0; emulsifier - stabilizer - 20.0-30.0; acid gas absorber - 0.5-5.0; corrosion inhibitor - 0.5-3.0; the aqueous phase is the rest.

В составе, в качестве углеводородной фазы он содержит нефть, продукты или отходы ее переработки.In the composition, as the hydrocarbon phase, it contains oil, products or waste from its processing.

В составе, твердая фаза содержит мелкодисперсные частицы карбоната кальция или гидроокиси кальция.In the composition, the solid phase contains fine particles of calcium carbonate or calcium hydroxide.

В составе, мелкодисперсные частицы твердой фазы имеют размеры менее 1,0 мкм.In the composition, fine particles of the solid phase are less than 1.0 microns in size.

В составе, в качестве поглотителя кислых газов он содержит марганцевокислый калий.In the composition, as an acid gas absorber, it contains potassium permanganate.

В составе, в качестве поглотителя кислых газов он содержит кислоты или соли железа.In the composition, as an absorber of acid gases, it contains acids or iron salts.

В составе, в качестве ингибитора коррозии он содержит органический ингибитор пленочного типа.In the composition, as a corrosion inhibitor, it contains an organic film type inhibitor.

(см. пат. RU №2167181, МПК С09К 7/06, опубл. 20.05.2001 г.).(see Pat. RU No. 2167181, IPC С09К 7/06, published on 05/20/2001).

Недостатками данного состава является повышенная коррозионная активность. Известно, что одной из причин электрохимической коррозии является наличие в водной фазе таких примесей, как железо и марганец. В качестве поглотителя кислых газов в состав вводятся добавки солей железа, а ионы марганца образуются в процессе нейтрализации сероводорода, что создает условия для электрохимической коррозии. В качестве ингибитора коррозии применяют органический ингибитор пленочного типа, например, Сепакорр 5478 AM, который представляет собой смесь полиаминов и имидазолинов. Недостатком данного ингибитора коррозии является склонность к солеобразованию, в результате чего его защитное действие по отношению к металлу снижается.The disadvantages of this composition is the increased corrosion activity. It is known that one of the causes of electrochemical corrosion is the presence of impurities such as iron and manganese in the aqueous phase. As an acid absorber, iron salts are added to the composition, and manganese ions are formed in the process of neutralizing hydrogen sulfide, which creates conditions for electrochemical corrosion. As a corrosion inhibitor, an organic film-type inhibitor is used, for example, Sepacorr 5478 AM, which is a mixture of polyamines and imidazolines. The disadvantage of this corrosion inhibitor is the tendency to salt formation, as a result of which its protective effect with respect to the metal is reduced.

Данный состав обладает токсичными свойствами. При значительном загрязнении почвы тяжелыми металлами (в данном случае ионами марганца либо железа), нитратами в присутствии анионных поверхностно-активных веществ (ПАВ), к которым относятся кальциевые соли алкиларилсульфокислот, последние повышают подвижность токсикантов по вертикальному профилю почвы и их переходу из почвы в растения. При этом сами ПАВ в присутствии в почве других загрязнителей, в частности металлов, также мигрируют в грунтовые воды и накапливаются в сельхозкультурах в больших количествах, чем в случае присутствия ПАВ в почве в изолированном виде. При значительном поступлении детергентов в почву создаются наилучшие условия для размножения и длительного выживания микрофолоры, в том числе и патогенной, что может представлять эпидемическую опасность и угрозу здоровью населения. Токсичность ПАВ по гигиеническим критериям сравнительно невысока, однако наличие целого ряда специфических свойств (пенообразование, эмульгирование, солюблизация, влияние на поведение веществ в окружающей среде) у данных загрязнителей позволяет отнести их к разряду вредных веществ, которые способны спровоцировать конфликтную экологическую ситуацию и оказать неблагоприятное влияние на здоровье человека. Серьезным недостатком всех бензольных производных ПАВ, к которым относятся кальциевые соли алкиларилсульфокислот, является их стойкость к биодеградации. Необходимо также отметить, что согласно ГОСТ 5777-84 марганцевокислый калий относится ко 2 классу опасности.This composition has toxic properties. With significant soil contamination with heavy metals (in this case, manganese or iron ions), nitrates in the presence of anionic surface-active substances (surfactants), which include calcium salts of alkylaryl sulfonic acids, the latter increase the toxicant mobility along the vertical profile of the soil and their transition from soil to plants . Moreover, surfactants themselves, in the presence of other pollutants in the soil, in particular metals, also migrate to groundwater and accumulate in agricultural crops in larger quantities than in the case of the presence of surfactants in the soil in an isolated form. With a significant influx of detergents into the soil, the best conditions are created for the reproduction and long-term survival of microflora, including pathogenic, which can be an epidemic hazard and a threat to public health. The toxicity of surfactants according to hygienic criteria is relatively low, however, the presence of a number of specific properties (foaming, emulsification, solubilization, influence on the behavior of substances in the environment) in these pollutants allows them to be classified as harmful substances that can provoke a conflicting ecological situation and have an adverse effect on human health. A serious drawback of all benzene derivatives of surfactants, which include calcium salts of alkylarylsulfonic acids, is their resistance to biodegradation. It should also be noted that according to GOST 5777-84 potassium permanganate belongs to hazard class 2.

Раскрытие изобретенияDisclosure of invention

Задачей предлагаемого изобретения является разработка технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 варианта), обладающей снижением коррозионной активности технологической жидкости и токсичности при общем сохранении свойств в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур.The objective of the invention is to develop a process fluid to eliminate the long-term preservation of oil and gas wells (2 options), which has a decrease in the corrosivity of the process fluid and toxicity while maintaining properties in a wide range of high reservoir pressures and high temperatures.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к снижению коррозионной активности технологической жидкости и токсичности.The technical result that can be obtained by implementing the present invention is to reduce the corrosiveness of the process fluid and toxicity.

Технический результат достигается с помощью технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин, включающей ингибитор коррозии и воду, при этом она дополнительно содержит формиат натрия, а в качестве ингибитора коррозии она содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT-8213, при следующем соотношении компонентов, мас. %:The technical result is achieved using a process fluid to eliminate the long-term preservation of oil and gas wells, including a corrosion inhibitor and water, while it additionally contains sodium formate, and as a corrosion inhibitor it contains an activator of a heat-resistant acid corrosion inhibitor WHT-8213, in the following ratio of components wt. %:

формиат натрияsodium formate 16,0-50,316.0-50.3 активатор термостойкого ингибитораactivator of a heat-resistant inhibitor кислотной коррозии WHT-8213acid corrosion WHT-8213 0,01-0,10.01-0.1 водаwater остальноеrest

Технический результат достигается с помощью технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин, включающей ингибитор коррозии и воду, при этом она дополнительно содержит формиат калия и формиат цезия, а в качестве ингибитора коррозии она содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT-8213, при следующем соотношении компонентов, мас. %:The technical result is achieved using a process fluid to eliminate the long-term preservation of oil and gas wells, including a corrosion inhibitor and water, while it additionally contains potassium formate and cesium formate, and as a corrosion inhibitor it contains an activator of heat-resistant acid corrosion inhibitor WHT-8213, with the following ratio of components, wt. %:

формиат калияpotassium formate 19,0-70,019.0-70.0 формиат цезияcesium formate 5,0-60,05.0-60.0 активатор термостойкого ингибитораactivator of a heat-resistant inhibitor кислотной коррозии WHT-8213acid corrosion WHT-8213 0,6-1,30.6-1.3 водаwater остальноеrest

Таким образом, техническая проблема решается с помощью технического результата, достигаемого за счет того, что технологическая жидкость для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (1 вариант) содержит, мас. %: формиат натрия 16,0-50,3; WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии 0,01-0,1 и воду остальное.Thus, the technical problem is solved using the technical result achieved due to the fact that the process fluid for eliminating the long-term preservation of oil and gas wells (1 option) contains, by weight. %: sodium formate 16.0-50.3; WHT-8213 is an activator of a heat-resistant acid corrosion inhibitor of 0.01-0.1 and the rest is water.

По второму варианту технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) скважин в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур содержит, мас. %: формиат калия 19,0-70,0; формиат цезия 5,0-60,0; WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии 0,6-1,3 и воду остальное. При этом ингибиторы - это вещества, способные в малых количествах замедлять протекание химических процессов или останавливать их. Ингибирующее воздействие на металлы, прежде всего на сталь, оказывает целый ряд неорганических и органических веществ, которые часто добавляются в среду, вызывающую коррозию. Ингибиторы имеют свойство создавать на поверхности металла очень тонкую пленку, защищающую металл от коррозии, при этом к ингибиторам коррозии предъявляются определенные требования. Ингибитор должен обеспечить требуемое защитное действие при тестировании в модельных системах как в условиях высоких давлений и температур, так и при обычных условиях - температуре +40°С и нормальном атмосферном давлении, а также в условиях высоких скоростей потока и наличия в нем абразивных частиц. Ингибитор должен обладать низкой температурой застывания (не менее - 50°С), хорошей растворимостью в коррозионной среде и высокой адсорбционной способностью. Ингибитор не должен влиять на стабилизацию водонефтяных эмульсий (см. Хайдарова Г.Р. ИНГИБИТОРЫ КОРРОЗИИ ДЛЯ ЗАЩИТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ // Современные проблемы науки и образования. - 2014. - №6.; URL: http://www.science-education.ru/ru/article/view?id=16733 (дата обращения: 30.09.2016). Отличительной особенностью формиатов щелочных металлов является низкая коррозионная активность и отсутствие осадкообразования, при этом значение водородного показателя их растворов вследствие гидролиза достаточно велико. Для снижения данного параметра используют WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии, который выполняет как функцию ингибитора коррозии, так и регулятора pH. WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии производства компании Western Oil&Gas Chemical Corp, содержит органические соединения, являющиеся ингибиторами смешанного действия, воздействующими на скорость как катодной, так и анодной реакций. WHT-8213 представляет собой смесь органических соединений, которые адсорбируются исключительно на поверхности металла, защищая его от воздействия агрессивной среды. Кроме того, WHT-8213 содержит муравьиную кислоту и ее производные, которые стабилизируют pH системы на уровне 7-9. При растворении в воде формиатов щелочных металлов происходит процесс гидролиза:In the second embodiment, the process fluid for the liquidation (long-term preservation) of wells in a wide range of high reservoir pressures and high temperatures contains, by weight. %: potassium formate 19.0-70.0; cesium formate 5.0-60.0; WHT-8213 - activator of heat-resistant acid corrosion inhibitor 0.6-1.3 and the rest of the water. At the same time, inhibitors are substances that can slow down the flow of chemical processes in small amounts or stop them. The inhibitory effect on metals, especially steel, is exerted by a number of inorganic and organic substances, which are often added to a corrosive medium. Inhibitors have the property of creating a very thin film on the metal surface that protects the metal from corrosion, while certain requirements are imposed on corrosion inhibitors. The inhibitor must provide the required protective effect when testing in model systems both under high pressure and temperature conditions, and under ordinary conditions - temperature + 40 ° C and normal atmospheric pressure, as well as at high flow rates and the presence of abrasive particles in it. The inhibitor should have a low pour point (at least -50 ° C), good solubility in a corrosive environment and high adsorption capacity. The inhibitor should not affect the stabilization of oil-water emulsions (see Khaidarova GR. CORROSION INHIBITORS FOR PROTECTION OF OIL-PRODUCTION EQUIPMENT // Modern problems of science and education. - 2014. - No. 6; URL: http: //www.science-education. ru / ru / article / view? id = 16733 (accessed September 30, 2016). A distinctive feature of alkali metal formates is their low corrosivity and lack of precipitation, while the pH value of their solutions due to hydrolysis is quite high. WHT-8213 - Active WHT-8213, an activator of the heat-resistant acid corrosion inhibitor manufactured by Western Oil & Gas Chemical Corp, contains organic compounds, which are mixed inhibitors that affect the speed of both the cathodic and the anodic reactions WHT-8213 is a mixture of organic compounds that are adsorbed exclusively on the surface of the metal, protecting it from exposure to aggressive media. In addition, WHT-8213 contains formic acid and its derivatives, which stabilize the pH of the system at a level of 7-9. When alkali metal formates are dissolved in water, a hydrolysis process takes place:

HCOONa(K, Cs)+H₂O↔НСООН+Na(K, Cs)OH,HCOONa (K, Cs) + H ₂ OHCHOO + Na (K, Cs) OH,

либо в ионно-молекулярной форме:either in ionic molecular form:

НСОО^-+H₂O↔НСООН+ОН^-.NSOO ^- + H ₂ OHCHOO + OH ^- .

Для подавления гидролиза введен один из ионов, входящих в продукты гидролиза - формиат ион в виде муравьиной кислоты. Концентрированный раствор формиатов щелочных металлов имеет pH более 12 (щелочной).To suppress hydrolysis, one of the ions entering the hydrolysis products was introduced - formate ion in the form of formic acid. A concentrated solution of alkali metal formates has a pH of more than 12 (alkaline).

При добавлении к раствору формиатов происходит стабилизация pH на уровне 7-8, что снижает вредное воздействие технологической жидкости на организм человека и окружающую среду.When formates are added to the solution, the pH stabilizes at a level of 7-8, which reduces the harmful effects of the process fluid on the human body and the environment.

Для приготовления технологической жидкости также используют:To prepare the process fluid also use:

- формиат натрия (натрий муравьинокислый), изготовленный по ТУ 2432-011-00203803-98 - химическое соединение с формулой HCOONa - побочный продукт производства пентаэритрита, используют его как восстановитель в органическом синтезе. Физико-химические свойства: кристаллический порошок белого или серого цвета без посторонних примесей, видимых невооруженным глазом, допускается зеленоватый оттенок, массовая доля формиата натрия, %, не менее 92, массовая доля воды, %, не более 3,0, массовая доля сахаристых веществ в перерасчете на глюкозу к массе сухих веществ, %, не более 1,0 (см. https://ru.Wikipedia.org/w/index.php?title=формиат_натрия&oldid=66128800).- sodium formate (sodium formate), manufactured according to TU 2432-011-00203803-98 - a chemical compound with the formula HCOONa - a by-product of the production of pentaerythritol, use it as a reducing agent in organic synthesis. Physico-chemical properties: crystalline powder of white or gray color without extraneous impurities visible to the naked eye, a greenish tint is allowed, mass fraction of sodium formate,%, not less than 92, mass fraction of water,%, not more than 3.0, mass fraction of sugary substances in terms of glucose to the mass of solids,%, not more than 1.0 (see https://ru.Wikipedia.org/w/index.php?title= sodium formate &oldid=66128800).

- формиат калия и формиат цезия производства компании Cabot Specialty Fluids LTD, при этом формиат калия - калиевая соль муравьиной кислоты, имеющая формулу НСООК, в чистом виде представляет собой белый мелкокристаллический порошок. Физико -химические свойства: состояние - твердое; молекулярная масса 84,12 г/моль; плотность 1,91 г/см³; температура плавления 168,7°С (см. https://ru.Wikipedia.org/w/index.php?title=формиат_калия&oldid=66128788), формиат цезия - гранулированное твердое вещество, имеющий формулу CHCSO₂, физико-химические свойства: точка кипения 100,6°С при 780 мм рт.ст., точка плавления 45°С, температура вспышки 29,9°С (см. https://www.himreakt.ru/4082/). Таким образом, формиаты цезия и калия применяют в буровых для заканчивания скважин и могут быть использованы в качестве базового флюида, не содержащего твердых веществ. Формиат цезия обладает самой высокой плотностью из прозрачных флюидов на основе формиатов щелочных металлов, имея плотность 2,3 г/см³ (19,2 фунт/галлон), благодаря такой изначально высокой плотности может быть устранена необходимость в утяжелителях, таких как сульфат бария (барит), которые могут повреждать оборудование и формацию. Другие формиаты щелочных металлов, которые обладают меньшей плотностью, чем формиат цезия, и которые обычно используют в буровых растворах и растворах для заканчивания скважин, включают формиат калия, который имеет плотность 1,6 г/см³ (13,1 фунт/галлон (ppg)), и формиат натрия. Формиаты с меньшей плотностью часто смешивают с формиатом цезия для получения флюида, имеющего удельный вес в диапазоне 1,0-2,3. Моновалентная природа формиатов цезия и калия снижает негативное влияние на коллекторские свойства продуктивного пласта, обеспечивает возможность эффективного контроля процесса и придает необходимые смазывающие свойства буровому раствору, кроме того, формиаты щелочных металлов не оказывают негативного влияния на металлическое скважинное оборудование, что характерно для альтернативных таковым коррозионно-агрессивных материалов, поскольку формиаты цезия и калия являются биоразлагаемыми и не проявляют коррозионной агрессивности, их считают более экологически безопасным продуктом, чем другие буровые растворы.- potassium formate and cesium formate manufactured by Cabot Specialty Fluids LTD, while potassium formate, a potassium salt of formic acid having the НСООК formula, in its pure form is a white crystalline powder. Physico-chemical properties: state - solid; molecular weight 84.12 g / mol; density 1.91 g / cm ³ ; melting point 168.7 ° С (see https://en.Wikipedia.org/w/index.php?title= potassium formate &oldid=66128788), cesium formate is a granular solid substance having the formula CHCSO ₂ , physicochemical properties: boiling point 100.6 ° C at 780 mm Hg, melting point 45 ° C, flash point 29.9 ° C (see https://www.himreakt.ru/4082/). Thus, cesium and potassium formates are used in wells for completion of wells and can be used as a base fluid that does not contain solids. Cesium formate has the highest density of transparent fluids based on alkali metal formates, having a density of 2.3 g / cm ³ (19.2 lb / gallon), due to this initially high density, weighting agents such as barium sulfate can be eliminated ( barite), which can damage equipment and formation. Other alkali metal formates that are less dense than cesium formate and that are commonly used in drilling and completion fluids include potassium formate, which has a density of 1.6 g / cm ³ (13.1 lb / gallon (ppg )), and sodium formate. The lower formates are often mixed with cesium formate to produce a fluid having a specific gravity in the range of 1.0-2.3. The monovalent nature of cesium and potassium formates reduces the negative impact on the reservoir properties of the reservoir, provides the ability to effectively control the process and gives the necessary lubricating properties to the drilling fluid, in addition, alkali metal formates do not adversely affect metal well equipment, which is typical of alternative corrosion-resistant ones. aggressive materials, since the formates of cesium and potassium are biodegradable and do not show corrosiveness, x is considered more environmentally safer product than other drilling fluids.

Сущность получения технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 варианта) заключается в следующем. Для приготовления технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин (1 вариант) в технической воде растворяют формиат натрия, тщательно перемешивают до полного растворения солей, затем небольшими порциями при постоянном перемешивании добавляют с помощью микропипетки WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии. Полученную технологическую жидкость перемешивают. Таким образом, технологическая жидкость для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин, включает ингибитор коррозии, воду, причем она дополнительно содержит формиат натрия, а в качестве ингибитора коррозии содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT-8213, при следующем соотношении компонентов, мас. %:The essence of obtaining process fluid to eliminate the long-term preservation of oil and gas wells (2 options) is as follows. To prepare the process fluid for the elimination (long-term preservation) of oil and gas wells (option 1), sodium formate is dissolved in industrial water, thoroughly mixed until the salts are completely dissolved, then added in small portions with constant stirring using a WHT-8213 micropipette, an activator of a heat-resistant acid inhibitor corrosion. The resulting process fluid is mixed. Thus, the process fluid for eliminating the long-term preservation of oil and gas wells includes a corrosion inhibitor, water, and it additionally contains sodium formate, and as a corrosion inhibitor it contains an activator of the heat-resistant acid corrosion inhibitor WHT-8213, in the following ratio, wt. %:

формиат натрияsodium formate 16,0-50,316.0-50.3 активатор термостойкого ингибитораactivator of a heat-resistant inhibitor кислотной коррозии WHT-8213acid corrosion WHT-8213 0,01-0,10.01-0.1 водаwater остальноеrest

Проводят лабораторные испытания технологической жидкости.Conduct laboratory tests of the process fluid.

Для приготовления технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин (2 вариант) в технической воде растворяют формиат калия, формиат цезия, тщательно перемешивают до полного растворения солей, затем небольшими порциями при постоянном перемешивании добавляют WHT-8213 - активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии. Полученную технологическую жидкость перемешивают. Проводят лабораторные испытания технологической жидкости. Таким образом, технологическая жидкость для ликвидации и длительной консервации нефтяных и газовых скважин включает ингибитор коррозии и воду, причем она дополнительно содержит формиат калия и формиат цезия, а в качестве ингибитора коррозии она содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT-8213, при следующем соотношении компонентов, мас. %:To prepare the process fluid for liquidation (long-term preservation) of oil and gas wells (option 2), potassium formate, cesium formate are dissolved in industrial water, thoroughly mixed until the salts are completely dissolved, then WHT-8213, an activator of the heat-resistant acid inhibitor, is added in small portions with constant stirring. corrosion. The resulting process fluid is mixed. Conduct laboratory tests of the process fluid. Thus, the process fluid for the elimination and long-term preservation of oil and gas wells includes a corrosion inhibitor and water, moreover, it additionally contains potassium formate and cesium formate, and as a corrosion inhibitor it contains a heat-resistant acid corrosion inhibitor WHT-8213, in the following ratio of components wt. %:

формиат калияpotassium formate 19,0-70,019.0-70.0 формиат цезияcesium formate 5,0-60,05.0-60.0 активатор термостойкого ингибитораactivator of a heat-resistant inhibitor кислотной коррозии WHT-8213acid corrosion WHT-8213 0,6-1,30.6-1.3 водаwater остальноеrest

Краткое описание чертежей и иных материаловBrief description of drawings and other materials

На чертеже дана технологическая жидкость для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 варианта), АКТ испытаний технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин, таблица.The drawing shows the process fluid for the elimination of long-term preservation of oil and gas wells (2 options), ACT tests of the process fluid for the elimination (long-term preservation) of oil and gas wells, table.

Осуществление изобретенияThe implementation of the invention

Примеры конкретного получения технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 варианта).Examples of specific production of process fluid for the elimination of long-term conservation of oil and gas wells (2 options).

Примеры получения технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (1 вариант).Examples of obtaining process fluid for the elimination of long-term preservation of oil and gas wells (1 option).

Пример 1. Для приготовления 1000 г технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин в 839,9 мл технической воды растворяют 160 г (16 мас. %) формиата натрия, тщательно перемешивают до полного растворения солей, затем небольшими порциями при постоянном перемешивании добавляют с помощью микропипетки 0,08 мл (0,01 мас. %) WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии. Полученную технологическую жидкость перемешивают в течение 10 мин.Example 1. To prepare 1000 g of process fluid for the elimination (long-term preservation) of oil and gas wells in 839.9 ml of industrial water, 160 g (16 wt.%) Sodium formate are dissolved, thoroughly mixed until the salts are completely dissolved, then in small portions at constant 0.08 ml (0.01 wt.%) WHT-8213, an activator of a heat-resistant acid corrosion inhibitor, is added using a micropipette. The resulting process fluid is stirred for 10 minutes.

Проводят лабораторные испытания технологической жидкости, имеющей следующие свойства: плотность - 1,10 г/см³, величина водородного показателя 7,3; скорость коррозии - 0,039 мм/год.Conduct laboratory tests of a process fluid having the following properties: density - 1.10 g / cm ³ , the magnitude of the pH value of 7.3; corrosion rate - 0,039 mm / year.

Пример 2. Проводят аналогично примера 1. Готовят 1000 г технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %/г:Example 2. Carried out analogously to example 1. Prepare 1000 g of process fluid for the elimination (long-term preservation) of oil and gas wells in the following ratio of ingredients, wt. % / g:

Свойства кислотного состава: плотность - 1,36 г/см³, величина водородного показателя 7,5; скорость коррозии - 0,041 мм/год.Properties of the acid composition: density - 1.36 g / cm ³ , the magnitude of the pH value of 7.5; corrosion rate - 0.041 mm / year.

Причем проведенные опыты по первому варианту при содержании в технологической жидкости формиата натрия менее 16,0 мас. %, WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии менее 0,01 мас. % показали, что происходит снижение плотности технологической жидкости, а также по первому варианту, проведенные опыты показали, что содержание в технологической жидкости формиата натрия более 50,3 мас. %, WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии более 0,1 мас. % нецелесообразно, так как растворимость солей в воде снижается, снижается pH технологической жидкости.Moreover, the experiments carried out according to the first embodiment, when the sodium formate content in the technological fluid is less than 16.0 wt. %, WHT-8213 - activator of a heat-resistant acid corrosion inhibitor of less than 0.01 wt. % showed that there is a decrease in the density of the process fluid, as well as in the first embodiment, the experiments showed that the content of sodium formate in the process fluid is more than 50.3 wt. %, WHT-8213 - activator of a heat-resistant acid corrosion inhibitor of more than 0.1 wt. % is impractical, since the solubility of salts in water decreases, the pH of the process fluid decreases.

Примеры получения технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 вариант).Examples of obtaining process fluid for the elimination of long-term conservation of oil and gas wells (option 2).

Пример 3. Для приготовления 1000 г технологической жидкости в 197 мл технической воды растворяют 190 г (19 мас. %) формиата калия, 600 г (60 мас. %) формиата цезия, тщательно перемешивают до полного растворения солей, затем небольшими порциями при постоянном перемешивании добавляют 10,8 мл (1,3 мас. %) WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии. Полученную технологическую жидкость перемешивают в течение 10 мин.Example 3. To prepare 1000 g of process liquid in 197 ml of technical water, 190 g (19 wt.%) Of potassium formate are dissolved, 600 g (60 wt.%) Of cesium formate, mix thoroughly until the salts are completely dissolved, then in small portions with constant stirring add 10.8 ml (1.3 wt.%) WHT-8213 - activator of heat-resistant acid corrosion inhibitor. The resulting process fluid is stirred for 10 minutes.

Проводят лабораторные испытания технологической жидкости, имеющей следующие свойства: плотность - 2,00 г/см³, величина водородного показателя 7,4; скорость коррозии - 0,040 мм/год.Conduct laboratory tests of a process fluid having the following properties: density - 2.00 g / cm ³ , the magnitude of the pH value of 7.4; corrosion rate - 0,040 mm / year.

Пример 4. Готовят 1000 г технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %/г:Example 4. Prepare 1000 g of process fluid for the elimination (long-term preservation) of oil and gas wells in the following ratio of ingredients, wt. % / g:

Проводят все операции как указано в примере 1. Свойства кислотного состава: плотность - 1,59 г/см³, величина водородного показателя 8,8; скорость коррозии - 0,046 мм/год.All operations are carried out as described in example 1. The properties of the acid composition: density - 1.59 g / cm ³ , the pH value of 8.8; corrosion rate - 0.046 mm / year.

Пример 5. Готовят 1000 г технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %/г:Example 5. Prepare 1000 g of process fluid for the elimination (long-term preservation) of oil and gas wells in the following ratio of ingredients, wt. % / g:

Проводят все операции, как указано в примере 1. Свойства кислотного состава: плотность - 1,82 г/см³, величина водородного показателя 7,9; скорость коррозии - 0,042 мм/год.All operations are carried out as described in example 1. Properties of the acid composition: density - 1.82 g / cm ³ , the magnitude of the hydrogen index is 7.9; corrosion rate - 0.042 mm / year.

Причем проведенные опыты по второму варианту показали, что содержание в технологической жидкости формиата калия менее 19,0 мас. %, формиата цезия менее 5,0 мас. %, WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии менее 0,6 мас. % отрицательно влияет на скорость коррозии, происходит снижение плотности технологической жидкости, а также по второму варианту, проведенные опыты показали, что содержание в технологической жидкости формиата калия более 70,0 мас. %, формиата цезия более 60,0 мас. %, WHT-8213 - активатора термостойкого ингибитора кислотной коррозии более 1,3 мас. % нецелесообразно, так как растворимость солей в воде снижается, снижается pH технологической жидкости.Moreover, the experiments in the second embodiment showed that the content in the process fluid of potassium formate is less than 19.0 wt. %, cesium formate less than 5.0 wt. %, WHT-8213 - activator of a heat-resistant acid corrosion inhibitor of less than 0.6 wt. % negatively affects the corrosion rate, there is a decrease in the density of the process fluid, and also according to the second option, experiments have shown that the content of potassium formate in the process fluid is more than 70.0 wt. %, cesium formate more than 60.0 wt. %, WHT-8213 - activator of a heat-resistant acid corrosion inhibitor of more than 1.3 wt. % is impractical, since the solubility of salts in water decreases, the pH of the process fluid decreases.

Плотность технологической жидкости определяют с помощью ареометра, скорость коррозии образцов определяют гравиметрическим методом. Образцы стали Р-110 выдерживают в установке «НР-НТ Corrosion cell» при температуре 130°С и давлении 10 МПа в течение 4 ч, водородный показатель технологической жидкости определяют с помощью pH-метра.The density of the process fluid is determined using a hydrometer, the corrosion rate of the samples is determined by the gravimetric method. Samples of steel R-110 are kept in the installation "НР-НТ Corrosion cell" at a temperature of 130 ° С and a pressure of 10 MPa for 4 hours, the pH value of the process fluid is determined using a pH meter.

Предлагаемое изобретение по сравнению с прототипом и другими известными техническими решениями имеет следующие преимущества:The invention in comparison with the prototype and other known technical solutions has the following advantages:

- снижение коррозионной активности технологической жидкости при общем сохранении свойств в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур;- reduction of the corrosiveness of the process fluid while maintaining the properties in a wide range of high reservoir pressures and high temperatures;

- снижение токсичности при общем сохранении свойств в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур.- reduction of toxicity while maintaining properties in a wide range of high reservoir pressures and high temperatures.

Claims (4)

1. Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин, включающая ингибитор коррозии и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит формиат натрия, а в качестве ингибитора коррозии она содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT - 8213, при следующем соотношении компонентов, мас.%:1. Technological liquid for the liquidation (long-term preservation) of oil and gas wells, including a corrosion inhibitor and water, characterized in that it additionally contains sodium formate, and as a corrosion inhibitor it contains an activator of a heat-resistant acid corrosion inhibitor WHT - 8213, in the following ratio components, wt.%: формиат натрияsodium formate 16,0-50,316.0-50.3 активатор термостойкого ингибитораactivator of a heat-resistant inhibitor кислотной коррозии WHT - 8213acid corrosion WHT - 8213 0,01-0,10.01-0.1 водаwater остальноеrest 2. Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин, включающая ингибитор коррозии и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит формиат калия и формиат цезия, а в качестве ингибитора коррозии она содержит активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT - 8213, при следующем соотношении компонентов, мас.%:2. Technological liquid for liquidation (long-term preservation) of oil and gas wells, including a corrosion inhibitor and water, characterized in that it additionally contains potassium formate and cesium formate, and as a corrosion inhibitor it contains an activator of heat-resistant acid corrosion inhibitor WHT - 8213, in the following ratio of components, wt.%: формиат калияpotassium formate 19,0-70,019.0-70.0 формиат цезияcesium formate 5,0-60,05.0-60.0 активатор термостойкого ингибитораactivator of a heat-resistant inhibitor кислотной коррозии WHT - 8213acid corrosion WHT - 8213 0,6-1,30.6-1.3 водаwater остальноеrest

Images