Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин (2 варианта)
PROCESS LIQUID FOR LIQUIDATION (LONG-TERM SUSPENSION) OF OIL AND GAS WELLS (2 VARIANTS)

Область техники, к которой относится изобретение
3
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/см для ликвидации и длительной консервации нефтяных и газовых скважин в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур.
Уровень техники
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.
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. %.
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).
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.
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.).
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.
3
Известен состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с плотностью до 1,60 г/см 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.).
4
4
+
+
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: NH+НОН=NHOH+Н. Присутствующий в составе ингибитор коррозии аминного типа, например, гексаметилентетрамин, выделяет токсичные пары формальдегида.
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.
В составе, в качестве углеводородной фазы он содержит нефть, продукты или отходы ее переработки.
В составе, твердая фаза содержит мелкодисперсные частицы карбоната кальция или гидроокиси кальция.
В составе, мелкодисперсные частицы твердой фазы имеют размеры менее 1,0 мкм.
В составе, в качестве поглотителя кислых газов он содержит марганцевокислый калий.
В составе, в качестве поглотителя кислых газов он содержит кислоты или соли железа.
В составе, в качестве ингибитора коррозии он содержит органический ингибитор пленочного типа.
(см. пат. RU №2167181, МПК С09К 7/06, опубл. 20.05.2001 г.).
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.
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.
Раскрытие изобретения
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.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к снижению коррозионной активности технологической жидкости и токсичности.
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. %:
формиат натрия
16,0-50,3
активатор термостойкого ингибитора
кислотной коррозии WHT-8213
0,01-0,1
вода
остальное
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. %:
формиат калия
19,0-70,0
формиат цезия
5,0-60,0
активатор термостойкого ингибитора
кислотной коррозии WHT-8213
0,6-1,3
вода
остальное
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.
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:
2
HCOONa(K, Cs)+HO↔НСООН+Na(K, Cs)OH,
либо в ионно-молекулярной форме:
-
-
2
НСОО+HO↔НСООН+ОН.
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).
При добавлении к раствору формиатов происходит стабилизация pH на уровне 7-8, что снижает вредное воздействие технологической жидкости на организм человека и окружающую среду.
Для приготовления технологической жидкости также используют:
- 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).
3
3
3
2
- 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/см; 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 CHCSO, 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/см (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/см (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.
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. %:
формиат натрия
16,0-50,3
активатор термостойкого ингибитора
кислотной коррозии WHT-8213
0,01-0,1
вода
остальное
Проводят лабораторные испытания технологической жидкости.
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. %:
формиат калия
19,0-70,0
формиат цезия
5,0-60,0
активатор термостойкого ингибитора
кислотной коррозии WHT-8213
0,6-1,3
вода
остальное
Краткое описание чертежей и иных материалов
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.
Осуществление изобретения
Примеры конкретного получения технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 варианта).
Примеры получения технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (1 вариант).
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.
3
Проводят лабораторные испытания технологической жидкости, имеющей следующие свойства: плотность - 1,10 г/см, величина водородного показателя 7,3; скорость коррозии - 0,039 мм/год.
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:
3
Свойства кислотного состава: плотность - 1,36 г/см, величина водородного показателя 7,5; скорость коррозии - 0,041 мм/год.
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.
Примеры получения технологической жидкости для ликвидации длительной консервации нефтяных и газовых скважин (2 вариант).
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.
3
Проводят лабораторные испытания технологической жидкости, имеющей следующие свойства: плотность - 2,00 г/см, величина водородного показателя 7,4; скорость коррозии - 0,040 мм/год.
Пример 4. Готовят 1000 г технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %/г:
3
Проводят все операции как указано в примере 1. Свойства кислотного состава: плотность - 1,59 г/см, величина водородного показателя 8,8; скорость коррозии - 0,046 мм/год.
Пример 5. Готовят 1000 г технологической жидкости для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %/г:
3
Проводят все операции, как указано в примере 1. Свойства кислотного состава: плотность - 1,82 г/см, величина водородного показателя 7,9; скорость коррозии - 0,042 мм/год.
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.
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.
Предлагаемое изобретение по сравнению с прототипом и другими известными техническими решениями имеет следующие преимущества:
- снижение коррозионной активности технологической жидкости при общем сохранении свойств в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур;
- снижение токсичности при общем сохранении свойств в широком диапазоне высоких пластовых давлений и высоких температур.