RU2100577C1 - Solid foaming agent for removal of fluid from gas and gas-condensate wells - Google Patents
Solid foaming agent for removal of fluid from gas and gas-condensate wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2100577C1 RU2100577C1 RU95117619A RU95117619A RU2100577C1 RU 2100577 C1 RU2100577 C1 RU 2100577C1 RU 95117619 A RU95117619 A RU 95117619A RU 95117619 A RU95117619 A RU 95117619A RU 2100577 C1 RU2100577 C1 RU 2100577C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- urea
- alkali
- water
- removal
- Prior art date
Links
Landscapes
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технологии эксплуатации газовых месторождений и может быть использовано для удаления пластовой жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. The invention relates to the technology of exploitation of gas fields and can be used to remove formation fluid from gas and gas condensate wells.
Анализ существующего уровня техники показал следующее: известен твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий следующие компоненты, мас. The analysis of the existing level of technology showed the following: a solid foaming agent for removing liquid from the bottom of the well is known, containing the following components, wt.
Сульфатный черный щелок 10 15
Гексаметафосфат натрия 8 10
Пиридиний КПИ-1 6 8
Алюминиевая пудра 8 10
Каустическая сода 1 2
Вода 1 2
Сухой лед Остальное
(авт. св. N 1587178 от 22.07.87 кл. E 21 B 43/00 опубл. в Официальном бюллетене (ОБ) N 31, 1990).Sulphate black liquor 10 15
Sodium hexametaphosphate 8 10
Pyridinium KPI-1 6 8
Aluminum powder 8 10
Caustic soda 1 2
Water 1 2
Dry ice rest
(ed. St. N 1587178 of 07.22.87 class E 21 B 43/00 published in the Official Bulletin (OB) N 31, 1990).
Недостатком указанного состава является низкая эффективность удаления минерализованной водоконденсатной смеси. Это обусловлено следующими причинами: при растворении твердого пенообразователя в пластовой жидкости, содержащей катионы кальция и магния, происходит взаимодействие между углекислым газом (сухой лед), каустической содой и вышеуказанными катионами по уравнению:
Можно рассчитать, какое количество углекислого газа потребуется для полной нейтрализации каустической соды; лабораторные исследования проводились с образцами массой 6 г, поэтому в расчетах масса образцов по аналогу и далее прототипу такая же.The disadvantage of this composition is the low removal efficiency of the mineralized water-condensate mixture. This is due to the following reasons: when a solid foaming agent is dissolved in a formation fluid containing calcium and magnesium cations, an interaction occurs between carbon dioxide (dry ice), caustic soda and the above cations according to the equation:
It is possible to calculate how much carbon dioxide is needed to completely neutralize caustic soda; laboratory studies were carried out with samples weighing 6 g, so in the calculations the mass of samples according to the analogue and further prototype is the same.
В стержне массой 6 г содержится 2 мас. каустической соды или 6 г•0,02 0,12 г, а также 56 мас. сухого льда или 6 г•0,56 3,36 г, или по расчету:
44 г CO2 22,4 л CO2
3,36 г CO2 x л CO2,
где x 1,71 л CO2.In a rod weighing 6 g contains 2 wt. caustic soda or 6 g • 0.02 0.12 g, as well as 56 wt. dry ice or 6 g • 0.56 3.36 g, or as calculated:
44 g CO 2 22.4 L CO 2
3.36 g CO 2 x l CO 2 ,
where x 1.71 L of CO 2 .
На реакцию углекислого газа с каустической содой пойдет по расчету:
x л CO2 0,12 г
22,4 л CO2 80 г,
где x 0,0336 л CO2, что составит по расчету:
1,71 л CO2 100%
0,0336 л CO2 x%
где x 1,6%
Несмотря на то, что (как будет доказано ниже) большая часть сухого льда сублимирует до контакта стержня с водой, малое остаточное количество его будет достаточно, как показал расчет, для нейтрализации каустической соды. Причем, реакция между углекислым газом, каустической содой и катионами кальция и магния, а также реакция между алюминиевой пудрой и водой будут протекать одновременно, но скорость первой, гомолитической реакции, намного выше скорости гетеролитической реакции, так как она лимитируется площадью поверхности твердых частиц алюминия, а это значит, что реакция алюминия с водой быстро прекратится, так как она заметно протекает только в щелочной среде (ее обеспечивает каустическая сода). Кроме того, в нейтральной или слабокислой среде (ее обеспечивает избыток углекислоты) выпадает в осадок гидроокись алюминия, которая вместе с непрореагировавшими частицами алюминия и образующимися карбонатами кальция и магния снижает вспениваемость минерализованной водоконденсатной смеси. Присутствующий же в составе гексаметафосфат натрия в количестве 10 мас. взаимодействует с катионами кальция или магния по уравнению:
2Me2+ + Na6P6O18 _→ Na2Me2P6O18 + 4Na+,
где Me2+ катионы Ca или Mg.According to the calculation of the reaction of carbon dioxide with caustic soda:
x l CO 2 0.12 g
22.4 L CO 2 80 g,
where x 0,0336 l CO 2 , which will be calculated:
1.71 L CO 2 100%
0.0336 L CO 2 x%
where x 1.6%
Despite the fact that (as will be proved below) most of the dry ice is sublimated before the rod contacts the water, a small residual amount of it will be sufficient, as the calculation showed, to neutralize caustic soda. Moreover, the reaction between carbon dioxide, caustic soda and calcium and magnesium cations, as well as the reaction between aluminum powder and water will occur simultaneously, but the speed of the first, homolytic reaction is much higher than the speed of the heterolytic reaction, since it is limited by the surface area of solid aluminum particles, and this means that the reaction of aluminum with water will quickly stop, since it noticeably proceeds only in an alkaline environment (it is provided by caustic soda). In addition, in a neutral or slightly acidic environment (excess carbon dioxide provides it), aluminum hydroxide precipitates, which, together with unreacted aluminum particles and the formation of calcium and magnesium carbonates, reduces the foaming of the mineralized water-condensate mixture. Present in the composition of sodium hexametaphosphate in an amount of 10 wt. interacts with cations of calcium or magnesium according to the equation:
2Me 2+ + Na 6 P 6 O 18 _ → Na 2 Me 2 P 6 O 18 + 4Na + ,
where Me 2+ cations Ca or Mg.
В 6-граммовом стержне его содержится: 6 г•0,1 0,6 г. Далее определяем, какое количество кальция или магния может связать гексаметафосфат натрия по расчету:
40 г Ca или 24 г Mg 600 г Na6P6O18
x г Ca или x г Mg 0,6 г Na6P6O18
где x 0,08 г Ca2+ или 0,048 г Mg2+.In a 6-gram rod it contains: 6 g • 0.1 0.6 g. Next, we determine how much calcium or magnesium can bind sodium hexametaphosphate according to the calculation:
40 g Ca or 24 g Mg 600 g Na 6 P 6 O 18
x g Ca or x g Mg 0.6 g Na 6 P 6 O 18
where x 0.08 g of Ca 2+ or 0.048 g of Mg 2+ .
Это ничтожно малое количество, если учесть, что минерализация по катионам кальция и магния в сумме может составить 1,4%
В качестве прототипа взят твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, содержащей следующие компоненты, мас.This is a negligible amount, given that the total mineralization of calcium and magnesium cations can amount to 1.4%
As a prototype taken solid foaming agent to remove fluid from the bottom of the well, containing the following components, wt.
Неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) 10 15
Кристаллическая сульфаминовая кислота 12 16
Карбонат щелочного или щелочноземельного металла или аммония 4 8
Сухой лед Остальное
(авт. св. N 1760095 от 25.10.89 кл. E 21 B 43/00, опубл. ОБ N 33, 1992).Nonionic surfactant 10 15
Crystalline sulfamic acid 12 16
Alkaline or alkaline earth metal or ammonium carbonate 4 8
Dry ice rest
(ed. St. N 1760095 from 10.25.89 class E 21 B 43/00, publ. OB N 33, 1992).
Недостатком указанного состава является низкая эффективность удаления минерализованной водоконденсатной смеси. Это обусловлено следующими причинами. The disadvantage of this composition is the low removal efficiency of the mineralized water-condensate mixture. This is due to the following reasons.
В настоящее время большинство операций по удалению скважинной жидкости проводится в скважинах, работающих под давлением на устье. Это связано с тем, что скважины большей частью подсоединены с магистральным газопроводам, давление в которых всегда выше атмосферного и колеблется в широком диапазоне. Операции по удалению, включающие снижение давления до атмосферного (продувка газа), редко осуществляются по экологическим соображениям. Поэтому при оценке эффективности пенообразователя, содержащего газообразователь, нужно учитывать величину скважинного давления, т.к. с повышением давления значительно увеличивается растворимость газов в воде и большая вероятность того, что газ, имеющий высокую растворимость в воде или в водоконденсатной смеси, будет находиться частично или полностью в растворенном состоянии в зависимости от конкретных скважинных условий (давления и температуры). Определим содержание сульфаминовой кислоты в образце с максимальной ее концентрацией по расчету: 6 г•0,16 0,96 г. Взаимодействие сульфаминовой кислоты с одним из предложенных карбонатов протекает по следующему уравнению реакции:
При этом количество углекислого газа выделяется по следующему расчету:
0,96 г HSO3NH2 x л CO2
194 г HSO3NH2 22,4 л CO2
где x 0,11 л.Currently, most of the operations to remove well fluid are carried out in wells operating under pressure at the wellhead. This is due to the fact that the wells are mostly connected to gas pipelines, the pressure in which is always above atmospheric and fluctuates over a wide range. Removal operations, including pressure reduction to atmospheric (gas purge), are rarely carried out for environmental reasons. Therefore, when evaluating the effectiveness of a foaming agent containing a blowing agent, the value of the borehole pressure must be taken into account, since with increasing pressure, the solubility of gases in water increases significantly and it is more likely that a gas having a high solubility in water or in a water-condensate mixture will be partially or completely in a dissolved state depending on specific well conditions (pressure and temperature). We determine the content of sulfamic acid in the sample with its maximum concentration according to the calculation: 6 g • 0.16 0.96 g. The interaction of sulfamic acid with one of the proposed carbonates proceeds according to the following reaction equation:
In this case, the amount of carbon dioxide is released according to the following calculation:
0.96 g HSO 3 NH 2 x L CO 2
194 g HSO 3 NH 2 22.4 L CO 2
where x 0.11 l.
Количество углекислого газа, выделяющегося при растворении сухого льда, трудно определить, так как часть углекислого газа теряется за время, прошедшее от изготовления стержня до его контакта со скважинной жидкостью за счет сублимации. The amount of carbon dioxide released during the dissolution of dry ice is difficult to determine, since part of the carbon dioxide is lost during the time from the manufacture of the rod to its contact with the well fluid due to sublimation.
Скорость сублимации при 50oC в отсутствии воздушного потока около 9 кг/м2•ч. С увеличением скорости воздушного потока резко увеличивается скорость сублимации, которая пропорциональна корню квадратному из скорости движения стержня.The sublimation rate at 50 o C in the absence of air flow is about 9 kg / m 2 • h. With increasing air flow velocity, the sublimation rate sharply increases, which is proportional to the square root of the rod speed.
Конечная величина потерь углекислоты будет зависеть от глубины скважины, т. е. времени движения стержня по скважинному пространству. Для глубоких скважин расстояние от устья скважины до уровня водогазоконденсатной смеси порядка 1000 м и выше. Величина потерь углекислоты значительна, что видно и из табличных данных прототипа, где эффект от выделения углекислого газа по реакции с сульфаминовой кислотой в 3 раза выше, чем таковой для составов только с сухим льдом, максимальное количество которого в стержне массой 6 г при 74-ном содержании в стержне сухого льда 2,24л (6 г•0,74 4,44 г или 2,24 л) без учета потерь при сублимации. The final amount of carbon dioxide loss will depend on the depth of the well, i.e., the time the rod moves through the borehole space. For deep wells, the distance from the wellhead to the level of the water-gas condensate mixture is about 1000 m and above. The amount of carbon dioxide loss is significant, as can be seen from the tabular data of the prototype, where the effect of carbon dioxide evolution by reaction with sulfamic acid is 3 times higher than that for compositions with only dry ice, the maximum amount of which in a rod weighing 6 g at 74 content in the core of dry ice 2.24 l (6 g • 0.74 4.44 g or 2.24 l) without taking into account losses during sublimation.
К тому же надо учитывать высокую растворимость газов, способных образовывать водородные связи с молекулами воды (таких газов, как двуокись углерода). Двуокись углерода не только образует водородные связи, но и химически взаимодействует с водой с образованием угольной кислоты, диссоциирующей по следующему уравнению:
H2CO3 ⇄ H+ + HCO
Причем с повышением давления растворимость газов в воде резко увеличивается. Так при 50oC и атмосферном давлении растворимость двуокиси углерода 0,436 см3 на 1 г воды, а при 25 атм 9,7 см3 на 1 г воды.In addition, the high solubility of gases capable of forming hydrogen bonds with water molecules (gases such as carbon dioxide) must be taken into account. Carbon dioxide not only forms hydrogen bonds, but also chemically interacts with water to form carbonic acid, which dissociates according to the following equation:
H 2 CO 3 ⇄ H + + HCO
Moreover, with increasing pressure, the solubility of gases in water increases sharply. So at 50 o C and atmospheric pressure, the solubility of carbon dioxide is 0.436 cm 3 per 1 g of water, and at 25 atm 9.7 cm 3 per 1 g of water.
Расчет количества растворенного газа в зависимости от давления и температуры для образца массой 6 г осуществляют исходя из того, что обычно под оптимальной концентрацией ПАВ для вспенивания водогазоконденсатных смесей принимается 0,5% Если в стержне (образце) максимально содержится 15% ПАВ или по расчету: 6 г•0,15 0,9 г, то указанное количество позволяет вспенить следующее расчетное количество водогазоконденсатной смеси:
100 г смеси 0,5 г ПАВ
x г смеси 0,9 г ПАВ,
где x 180 г.The calculation of the amount of dissolved gas depending on pressure and temperature for a sample weighing 6 g is carried out on the basis that usually under the optimal concentration of surfactants for foaming water-gas condensate mixtures, 0.5% is taken if 15% of the surfactant is contained in the rod (sample) as a maximum or according to calculation: 6 g • 0.15 0.9 g, then the specified amount allows you to foam the following calculated amount of water-gas condensate mixture:
100 g of a mixture of 0.5 g of surfactant
x g of a mixture of 0.9 g of surfactant,
where x 180 g
При давлении 25 атм и 50oC в таком объеме водогазоконденсатной смеси растворяется углекислого газа по расчету: 180 г•9,71 см3/г 1747,8 мл или 1,748 л CO2. Фактически выделяется же 0,11 л углекислого газа (по реакции сульфаминовой кислоты с карбонатами) с небольшой поправкой на часть несублимированного сухого льда из оболочки, которой можно и пренебречь. Таким образом, весь углекислый газ на уровне водогазоконденсатной смеси в глубоких скважинах будет находиться в растворенном виде и не окажет влияния на вспенивание последней.At a pressure of 25 atm and 50 o C, carbon dioxide is dissolved in such a volume of a gas-condensate mixture according to the calculation: 180 g • 9.71 cm 3 / g 1747.8 ml or 1.748 l CO 2 . In fact, 0.11 L of carbon dioxide is released (by the reaction of sulfamic acid with carbonates) with a small correction for part of the non-freeze-dried dry ice from the shell, which can be neglected. Thus, all carbon dioxide at the level of the water-gas condensate mixture in deep wells will be in dissolved form and will not affect the foaming of the latter.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения сводится к следующему: повышается эффективность удаления водоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 50 об. солей натрия до 8,0 мас. растворимых солей кальция и магния до 1,4 мас. из глубоких эксплуатационных скважин, имеющих зумпф, за счет увеличения количества выделяющегося газа. The technical result that can be obtained by carrying out the invention is as follows: the efficiency of removing a water-condensate mixture with a gas condensate content of up to 50 vol. sodium salts up to 8.0 wt. soluble salts of calcium and magnesium up to 1.4 wt. from deep production wells having a sump due to an increase in the amount of gas released.
Технический результат достигается с помощью известного состава, содержащего неионогенное ПАВ и газообразователь, в котором в качестве газообразователя содержится смесь сложной соли мочевины с кислотой и нитритов щелочных или щелочнозмельных металлов, при следующем соотношении компонентов, мас. The technical result is achieved using a known composition containing a nonionic surfactant and a blowing agent, in which the blowing agent contains a mixture of a complex salt of urea with acid and nitrites of alkali or alkaline earth metals, in the following ratio of components, wt.
Неионогенное ПАВ 25 57
Сложная соль мочевины с кислотой 25 48
Нитраты щелочных или щелочноземельных металлов 18 27
причем, на 1 мас.ч. нитрита щелочных или щелочноземельных металлов приходится 1,4 1,8 мас. ч. сложной соли мочевины с кислотой.Nonionic surfactant 25 57
Complex salt of urea with acid 25 48
Alkali or alkaline earth metal nitrates 18 27
moreover, for 1 wt.h. nitrite of alkali or alkaline earth metals accounts for 1.4 to 1.8 wt. including complex salt of urea with acid.
В качестве неионогенного ПАВ используют ОП-10 по ГОСТу 8433-81, представляющее собой продукты обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена, неонол марки АФУ-12 по ТУ 38.103628-81, блок-сополимеры общей формулы:
CnH2n+1O(C3 H 6O)m(C2H4O)pH,
где n число атомов углерода в алкильном радикале, равное 5- 15;
m число моль окиси пропилена, равное 9 45;
p число моль окиси этилена, равное 30 180,
известные по авт. св. N 1198191 от 11.03.83 кл. E 21 B 43/00.As a nonionic surfactant, OP-10 is used according to GOST 8433-81, which is the product of processing a mixture of mono- and dialkylphenols with ethylene oxide, AFU-12 brand neonol according to TU 38.103628-81, block copolymers of the general formula:
C n H 2n + 1 O (C 3 H 6 O) m (C 2 H 4 O) p H,
where n is the number of carbon atoms in the alkyl radical, equal to 5-15;
m is the number of moles of propylene oxide equal to 9 45;
p the number of moles of ethylene oxide, equal to 30 180,
known by author St. N 1198191 dated 11.03.83 cells. E 21 B 43/00.
Действие указанных веществ в составе идентичное. В качестве сложной соли мочевины с кислотой используют: оксалат мочевины по ТУ 6-09-09-717-76, нитрат мочевины по ТУ 6-09-07-1380-84, гидрохлорид мочевины по ТУ 6-09-07-931-77. Действие указанных веществ в составе идентичное. The action of these substances in the composition is identical. The following compounds are used as a complex salt of urea with acid: urea oxalate according to TU 6-09-09-717-76, urea nitrate according to TU 6-09-07-1380-84, urea hydrochloride according to TU 6-09-07-931-77 . The action of these substances in the composition is identical.
В качестве нитритов щелочных и щелочноземельных металлов используют нитрит натрия по ГОСТу 4197-74, нитрит калия по ГОСТу 4144-79, нитрит кальция по ТУ 6-09-03-429-76. Действие указанных веществ в составе идентичное; ρ твердого пенообразователя 1010 1030 кг/м3.Sodium nitrite according to GOST 4197-74, potassium nitrite according to GOST 4144-79, calcium nitrite according to TU 6-09-03-429-76 are used as nitrites of alkali and alkaline earth metals. The action of these substances in the composition is identical; ρ solid foaming agent 1010 1030 kg / m 3 .
При контакте заявляемого стержня с пластовой жидкостью происходит растворение всех компонентов пенообразователя, причем соль мочевины диссоциирует по уравнению:
В свою очередь, кислоты заимодействуют с нитритом щелочного или щелочноземельного металла с образование азотистой кислоты:
азотистая кислота взаимодействует с мочевиной по уравнению:
или в общем виде:
В стержне (образце) массой 6 г при концентрации нитрита натрия 27% содержится: 6 г•0,27 1,62 г нитрита.Upon contact of the inventive rod with the reservoir fluid, all components of the blowing agent dissolve, and the urea salt dissociates according to the equation:
In turn, acids interact with nitrite of an alkali or alkaline earth metal to form nitrous acid:
nitrous acid interacts with urea according to the equation:
or in general form:
A 6 g mass (sample) with a sodium nitrite concentration of 27% contains: 6 g • 0.27 1.62 g of nitrite.
При этом выделится азота и углекислого газа по следующему расчету:
1,62 г нитрита натрия x л азота
138 г нитрита натрия 2•22,4 л азота,
где x 0,526 л азота.In this case, nitrogen and carbon dioxide will be released according to the following calculation:
1.62 g sodium nitrite x l nitrogen
138 g of sodium nitrite 2 • 22.4 l of nitrogen,
where x is 0.526 liters of nitrogen.
1,62 г нитрита натрия y л углекислоты
138 г нитрита натрия 22,4 л углекислоты,
где y 0,263 л углекислоты.1.62 g sodium nitrite y l carbon dioxide
138 g of sodium nitrite 22.4 l of carbon dioxide,
where y is 0.263 liters of carbon dioxide.
Известно, что растворимость неполярных газов (например азота) в воде очень мала и, хотя общей теории растворимости газов в жидкостях нет, малая растворимость неполярных газов в воде объясняется увеличением свободной энергии Гиббса при образовании квазиклатратных полостей из жидкой воды при внедрении молекул неполярного газа. Из этого следует, что растворение газа в воде при образовании квазиклатратных полостей уменьшается. It is known that the solubility of non-polar gases (e.g. nitrogen) in water is very small and, although there is no general theory of the solubility of gases in liquids, the low solubility of non-polar gases in water is explained by the increase in Gibbs free energy during the formation of quasiclate cavities from liquid water when non-polar gas molecules are introduced. From this it follows that the dissolution of gas in water during the formation of quasi-clathrate cavities decreases.
Снижение растворимости газа тем больше, чем больше молекул воды участвует в образовании квазиклатратной полости (см. Намиот А.Ю. Растворимость газов в воде. М. Недра, 1991). Растворимость азота в воде при атмосферном давлении мала и составляет 0,0109 см3 на 1 г воды, при 25 атм 0,273 см3 на 1 г воды, при 25 атм 0,273 см3 на 1 воды.The decrease in gas solubility is the greater, the more water molecules are involved in the formation of a quasiclathrate cavity (see Namiot A.Yu. Gas solubility in water. M. Nedra, 1991). The solubility of nitrogen in water at atmospheric pressure is small and amounts to 0.0109 cm 3 per 1 g of water, at 25 atm 0.273 cm 3 per 1 g of water, at 25 atm 0.273 cm 3 per 1 water.
Различна растворимость азота и углекислоты и в газоконденсате. С качественной стороны прослеживается закономерность: чем ниже критическая температура газа или его температура кипения, тем выше его давление пара и тем меньше его растворимость в углеводородных жидкостях (Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М. Недра, 1976. с. 13). The solubility of nitrogen and carbon dioxide in gas condensate is different. On the qualitative side, a regularity can be traced: the lower the critical gas temperature or its boiling point, the higher its vapor pressure and the less its solubility in hydrocarbon liquids (Namiot A.Yu. Phase equilibria in oil production. M. Nedra, 1976. p. 13 )
В работе Гиматудинова Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М. Недра, 1971, с. 102 приводятся данные по растворимости азота и углекислоты в нефти. Растворимость газов в газоконденсате, являющимся низкокипящей фракции нефти, аналогична растворимости в нефти. Растворимость азота как в воде, так и в нефти низкая, поэтому для упрощения расчетов данные по растворимости в газоконденсатной смеси брали из таблиц растворимости газов в воде по вышеприведенному источнику информации. In the work of Gimatudinov Sh.K. Physics of the oil and gas reservoir. M. Nedra, 1971, p. 102 provides data on the solubility of nitrogen and carbon dioxide in oil. The solubility of gases in a gas condensate, which is a low boiling fraction of oil, is similar to the solubility in oil. The solubility of nitrogen in both water and oil is low, therefore, to simplify the calculations, the solubility data in the gas condensate mixture were taken from the tables of solubility of gases in water according to the above information source.
В образце (стержне) по предлагаемому составу с 57%-ной концентрацией ПАВ содержится ПАВ по расчету: 6 г•0,57=3,42 г. Количество водогазоконденсатной смеси, которое можно вспенить, определять по следующему расчету:
100 г смеси 0,5 г ПАВ
x г смеси 3,42 г ПАВ,
где x 684 г смеси.In the sample (rod) according to the proposed composition with a 57% concentration of surfactants, the surfactant is contained in the calculation: 6 g • 0.57 = 3.42 g. The amount of water-gas condensate mixture that can be foamed is determined by the following calculation:
100 g of a mixture of 0.5 g of surfactant
x g of a mixture of 3.42 g of surfactant,
where x 684 g of the mixture.
В этом количестве жидкости может раствориться при 25 атм и 50oC азота по расчету: 684•0,273 см3/г 186,7 г или 0,187 л азота. По реакции выделяется 0,526 л азота. Таким образом, большая часть азота будет находится в газообразном состоянии.In this amount of liquid it can dissolve at 25 atm and 50 o C nitrogen according to the calculation: 684 • 0.273 cm 3 / g 186.7 g or 0.187 l of nitrogen. The reaction releases 0.526 L of nitrogen. Thus, most of the nitrogen will be in a gaseous state.
При вспенивании водоконденсатных смесей молекулы ПАВ адсорбируются на поверхности раздела: водный раствор газ, ориентируясь гидрофобными концами в сторону газовых пузырьков, а гидрофильными в водный раствор. Образующаяся пена представляет собой дисперсную систему, состоящую из ячеек пузырьков газа, разделенных пленками жидкости (в данном случае удаляемой с забоя скважины минерализованной водой). When foaming water-condensate mixtures, surfactant molecules are adsorbed on the interface: an aqueous solution of gas, orienting itself with hydrophobic ends in the direction of gas bubbles, and hydrophilic in an aqueous solution. The resulting foam is a dispersed system consisting of cells of gas bubbles separated by liquid films (in this case, mineralized water removed from the bottom of the well).
Активность пенообразователя не снижается в минерализованной среде, т.к. неионогенное ПАВ образует комплексы с ионами Ca и Mg. Эти комплексы, адсорбируясь на границе раздела фаз, образуют прочный адсорбционный слой ПАВ. The activity of the foaming agent does not decrease in a mineralized environment, because nonionic surfactant forms complexes with ions of Ca and Mg. These complexes, adsorbed at the phase boundary, form a strong adsorption surfactant layer.
Наибольший эффект от газообразования достигается при вспенивании газоконденсатных смесей, так как выделяющиеся пузырьки газа обеспечивают интенсивное эмульгирование газоконденсата. Эмульгирование газоконденсата является начальным и определяющим этапом вспенивания газоконденсатных смесей. The greatest effect of gas formation is achieved when foaming gas condensate mixtures, since the evolving gas bubbles provide intensive emulsification of the gas condensate. Emulsification of gas condensate is the initial and determining stage of foaming gas condensate mixtures.
Адсорбирующееся на поверхности капелек газоконденсата неионогенное ПАВ, приводит к образованию гидрофильной эмульсии (дисперсионная среда водный раствор). Гидрофобные эмульсии фактически не вспениваются. При вспенивании системы образуются две дисперсионные фазы газ и газоконденсат, причем, за счет газовыделения образуется мелкодисперсная с высокой удельной поверхностью система, которая обеспечивает вынос большего количества (по сравнению с крупнодисперсной системой) скважинной жидкости. Nonionic surfactant adsorbed on the surface of gas condensate droplets leads to the formation of a hydrophilic emulsion (dispersion medium aqueous solution). Hydrophobic emulsions do not actually foam. When foaming the system, two dispersion phases are formed, gas and gas condensate, and, due to gas evolution, a finely dispersed system with a high specific surface is formed, which provides the removal of a larger amount (in comparison with the coarse system) of the borehole fluid.
Наиболее значителен эффект от газообразования в скважинах с большим зумпфом ("глухое" пространство от забоя до перфорированной части колонны), так как из-за слабого барботажа (газ в скважину поступает из перфорированной части) процесс растворения стержней ПАВ, попадающих в зумпф, и подъем ПАВ в зону барботажа газа через столб жидкости идет очень медленно, что значительно увеличивает сроки удаления жидкости из скважины, а следовательно, снижает дебит добываемого газа. The most significant is the effect of gas generation in wells with a large sump (“dull” space from the bottom to the perforated part of the string), since due to weak bubbling (gas enters the well from the perforated part), the process of dissolution of surfactant rods entering the sump and lifting Surfactant in the zone of gas bubbling through the column of fluid is very slow, which significantly increases the time of removal of fluid from the well, and therefore, reduces the flow rate of produced gas.
Газовыделение при растворении заявляемого состава в зоне зумпфа не только ускоряет процесс растворения ПАВ и подъем его в зону барботажа, но и интенсифицирует эмульгирование газоконденсата и вспенивание смеси. Gas evolution during dissolution of the inventive composition in the sump zone not only accelerates the dissolution of surfactants and its rise into the bubble zone, but also intensifies the emulsification of gas condensate and foaming of the mixture.
Процесс растворения стержней пенообразователя по прототипу в зоне зумпфа будет идти медленно, так как выделяющийся при взаимодействии сульфаминовой кислоты с карбонатами углекислый газ будет находиться в растворенном состоянии и подъем ПАВ в зону барботажа (а это столб жидкости до 25 м больше) будет обеспечиваться только диффузионными процессами. The process of dissolving the foaming agent rods according to the prototype in the sump zone will go slowly, since the carbon dioxide emitted during the interaction of sulfamic acid with carbonates will be in a dissolved state and the surfactant will rise into the bubble zone (and this is a column of liquid up to 25 m more) will be provided only by diffusion processes .
Заявляемый состав твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя скважины явным образом не следует из уровня техники. По имеющимся источникам известности не выдявлено использование в качестве газообразователя смеси сложной соли мочевины с кислотой и нитритов щелочных или щелочноземельных металлов для повышения эффективности удаления водоконденсатной смеси. Предлагаемое изобретение имеет изобретательский уровень. The inventive composition of a solid foaming agent for removing fluid from the bottom of the well does not explicitly follow from the prior art. According to available sources of fame, the use of a mixture of a complex salt of urea with acid and nitrites of alkali or alkaline earth metals as a blowing agent has not been identified to increase the removal efficiency of the water-condensate mixture. The present invention has an inventive step.
Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами:
Пример 1. Загружают в смеситель 3,42 г (57 мас.) ОП-10, 1,5 г (25 мас.) гидрохлорида мочевины и 1,08 г (18 мас.) нитрита натрия. Осуществляют перемешивание до получения однородной массы, которую загружают в пресс-форму. Отформованный стержень твердого пенообразователя весит 6 г и имеет следующие параметры: l 50мм, d 10 мм. Эффективность выноса пластовой воды оценивают по результатам лабораторных исследований на установке, представляющей собой стеклянную трубку длиной 2,3 м и диаметром 0,032 м, через нижнюю часть которой пропускают через ротаметр воздух и исследуемую жидкость (водогазоконденсатную смесь), содержащую 50 об. газоконденсата, со следующей минерализацией: хлорид натрия 8 мас. хлорид кальция 0,7 мас. хлорид магния 0,7 мас. Жидкость термостатируют при 40oC. Вынос жидкости 100% или 0,22 м3/кг.In more detail, the essence of the claimed invention is described by the following examples:
Example 1. 3.42 g (57 wt.) Of OP-10, 1.5 g (25 wt.) Of urea hydrochloride and 1.08 g (18 wt.) Of sodium nitrite are loaded into the mixer. Mixing is carried out until a homogeneous mass is obtained, which is loaded into the mold. The molded core of the solid foaming agent weighs 6 g and has the following parameters: l 50 mm, d 10 mm. The effectiveness of the removal of produced water is evaluated according to the results of laboratory tests on the installation, which is a glass tube 2.3 m long and 0.032 m in diameter, through the lower part of which air and the test liquid (water-gas condensate mixture) containing 50 vol. gas condensate, with the following mineralization: sodium chloride 8 wt. calcium chloride 0.7 wt. magnesium chloride 0.7 wt. The liquid is thermostated at 40 o C. The removal of the liquid is 100% or 0.22 m 3 / kg
Пример 2. Загружают в смеситель следующие компоненты, г/мас. Example 2. Download into the mixer the following components, g / wt.
Неонол 2,1/35
Оксалат мочевины 2,28/38
Нитрит калия 1,62/27
Проводят все операции так, как указано в примере 1. Вынос жидкости 100% или 0,26 г/мас.Neonol 2.1 / 35
Urea Oxalate 2.28 / 38
Potassium Nitrite 1.62 / 27
All operations are carried out as described in example 1. Liquid removal 100% or 0.26 g / wt.
Пример 3. Загружают в смеситель следующие компоненты, г/мас. Example 3. Download into the mixer the following components, g / wt.
Блоксополимеры окисей этилена и пропилена 2,82/47
Нитрат мочевины 1,86/31
Нитрат кальция 1,32/22
Проводят все операции так, как указано в примере 1. Вынос жидкости 100% или 0,24 г/мас.Block copolymers of ethylene and propylene oxides 2.82 / 47
Urea Nitrate 1.86 / 31
Calcium Nitrate 1.32 / 22
All operations are carried out as described in example 1. The removal of the liquid is 100% or 0.24 g / wt.
Пример 4. Загружают в смеситель следующие компоненты, г/мас. Example 4. Download into the mixer the following components, g / wt.
ОП-10 3,18/53
Нитрат мочевины 1,74/29
Нитрат калия 1,08/18.OP-10 3.18 / 53
Urea Nitrate 1.74 / 29
Potassium Nitrate 1.08 / 18.
Проводят все операции так, как указано в примере N 1. Вынос жидкости 99% или 0,22 г/мас. All operations are carried out as described in Example No. 1. Fluid removal is 99% or 0.22 g / wt.
Пример 5. Загружают в смеситель следующие компоненты, г/мас. Example 5. Download into the mixer the following components, g / wt.
Неонол 1,8/30
Оксалат мочевины 2,58/43
Нитрат натрия 1,62/27
Проводят все операции так, как указано в примере N 1. Вынос жидкости 100% или 0,25 г/мас.Neonol 1.8 / 30
Urea Oxalate 2.58 / 43
Sodium Nitrate 1.62 / 27
All operations are carried out as described in Example No. 1. Liquid removal 100% or 0.25 g / wt.
Пример 6. Загружают в смеситель следующие компоненты, г/мас. Example 6. Download into the mixer the following components, g / wt.
Блоксополимеры окисей этилена и пропилена 2,58/43
Оксалат мочевины 2,1/35
Нитрит кальция 1,32/22
Проводят все операции так, как указано в примере N 1. Вынос жидкости 100% или 0,23 г/мас.Block copolymers of ethylene and propylene oxides 2.58 / 43
Urea Oxalate 2.1 / 35
Calcium Nitrite 1.32 / 22
All operations are carried out as described in Example No. 1. Liquid removal 100% or 0.23 g / wt.
Пример 7. Загружают в смеситель следующие компоненты, г/мас. Example 7. Download into the mixer the following components, g / wt.
ОП-10 3,0/50
Гидрохлорид мочевины 1,92/32
Нитрит кальция 1,08/18
Проводят все операции так, как указано в примере N. 1. Вынос жидкости 98% или 0,21 г/мас.OP-10 3.0 / 50
Urea Hydrochloride 1.92 / 32
Calcium Nitrite 1.08 / 18
All operations are carried out as described in Example N. 1. Liquid removal 98% or 0.21 g / wt.
Пример 8. Загружают в смеситель следующие компоненты, г/мас. Example 8. Download into the mixer the following components, g / wt.
ОП 1,5/25
Нитрат мочевины 2,88/48
Нитрат калия 1,62/27
Проводят все операции так, как указано в примере 1. Вынос жидкости 100% или 0,25 г/мас.OD 1.5 / 25
Urea Nitrate 2.88 / 48
Potassium Nitrate 1.62 / 27
All operations are carried out as described in example 1. The removal of the liquid is 100% or 0.25 g / wt.
Пример 9. Загружают в смеситель следующие компоненты, г/мас. Example 9. Download into the mixer the following components, g / wt.
Неонол 2,28/38
Гидрохлорид мочевины 2,4/40
Нитрат кальция 1,32/22
Проводят все операции так, как указано в примере 1. Вынос жидкости 100% или 0,21 г/мас.Neonol 2.28 / 38
Urea Hydrochloride 2.4 / 40
Calcium Nitrate 1.32 / 22
All operations are carried out as described in example 1. The removal of the liquid is 100% or 0.21 g / wt.
Содержание сложной соли мочевины с кислотой в количестве более 48% или нитрита щелочного или щелочноземельного металла в количестве более 27% нецелесообразно, так как плохо формируются стержни. The content of a complex salt of urea with acid in an amount of more than 48% or nitrite of an alkali or alkaline earth metal in an amount of more than 27% is impractical, since the rods are poorly formed.
Содержание сложной соли мочевины с кислотой в количестве менее 25% и нитрита щелочного или щелочноземельного металла в количестве менее 18% приводит к значительному снижению выносящие способности. The content of a complex salt of urea with acid in an amount of less than 25% and nitrite of an alkali or alkaline earth metal in an amount of less than 18% leads to a significant decrease in endurance.
Содержание неионогенного ПАВ в количестве более 57% приводит к снижению твердости и прочности стержня при незначительном увеличении выносящей способности, при содержании ПАВ в количестве менее 25% стержни плохо формируются, выносящая способность резко снижается. The content of nonionic surfactants in an amount of more than 57% leads to a decrease in the hardness and strength of the rod with a slight increase in the tensile strength, with a surfactant content of less than 25%, the rods are poorly formed, the tensile strength decreases sharply.
Если на 1 мас.ч. нитрита щелочных или щелочноземельных металлов приходится более 1,8 мас. ч. сложной соли мочевины с кислотой, то не соблюдается стехиометрическое соотношение реагирующих веществ и образующийся избыток кислоты значительно снижает выносящую способность состава; если на 1 мас.ч. нитрита щелочных или щелочноземельных металлов приходится менее 1,4 мас.ч. сложной соли мочевины с кислотой, то также не соблюдено стехиометрическое соотношение: избыток нитрита сверх стехиометрического соотношения является балластом. If 1 part by weight nitrite of alkali or alkaline earth metals accounts for more than 1.8 wt. including complex salt of urea with acid, the stoichiometric ratio of the reacting substances is not observed and the resulting excess of acid significantly reduces the endurance of the composition; if for 1 wt.h. nitrite of alkali or alkaline earth metals accounts for less than 1.4 wt.h. complex salt of urea with acid, the stoichiometric ratio is also not observed: an excess of nitrite in excess of the stoichiometric ratio is ballast.
Таким образом, предлагаемый состав твердого пенообразователя имеет изобретательский уровень и ряд технологических преимуществ перед прототипом. Thus, the proposed composition of the solid foaming agent has an inventive step and a number of technological advantages over the prototype.
Claims (1)
Сложная соль мочевины с кислотой 25 48
Нитриты щелочных или щелочноземельных металлов 18 27
причем на 1 мас.ч. нитрита щелочных или щелочноземельных металлов приходится 1,4 1,8 мас.ч. сложной соли мочевины с кислотой.Nonionic surfactant 25 57
Complex salt of urea with acid 25 48
Alkaline or alkaline earth metal nitrites 18 27
and 1 part by weight nitrite of alkali or alkaline earth metals accounts for 1.4 to 1.8 wt.h. complex salt of urea with acid.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95117619A RU2100577C1 (en) | 1995-10-17 | 1995-10-17 | Solid foaming agent for removal of fluid from gas and gas-condensate wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95117619A RU2100577C1 (en) | 1995-10-17 | 1995-10-17 | Solid foaming agent for removal of fluid from gas and gas-condensate wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95117619A RU95117619A (en) | 1997-10-27 |
| RU2100577C1 true RU2100577C1 (en) | 1997-12-27 |
Family
ID=20172922
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95117619A RU2100577C1 (en) | 1995-10-17 | 1995-10-17 | Solid foaming agent for removal of fluid from gas and gas-condensate wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2100577C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626475C1 (en) * | 2016-10-19 | 2017-07-28 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition and method of solid foaming agent preparation for liquid removal from the gas and gas condensate wells bottomholes |
-
1995
- 1995-10-17 RU RU95117619A patent/RU2100577C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| SU, авторское свидетельство, 1587178, кл. E 21 B 43/00, 1990. SU, авторское свидетельство, 1760095, кл. E 21 B 43/00, 1992. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626475C1 (en) * | 2016-10-19 | 2017-07-28 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition and method of solid foaming agent preparation for liquid removal from the gas and gas condensate wells bottomholes |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4473115A (en) | Method for reducing hydrogen sulfide concentrations in well fluids | |
| US3889753A (en) | Buffer regulated mud acid | |
| US4219083A (en) | Chemical process for backsurging fluid through well casing perforations | |
| US3934012A (en) | Method of separating hydrogen sulfide from carbon dioxide | |
| US4151260A (en) | Hydrogen sulfide abatement in geothermal steam | |
| RU2100577C1 (en) | Solid foaming agent for removal of fluid from gas and gas-condensate wells | |
| Englezos et al. | Formation and decomposition of gas hydrates of natural gas components | |
| US4256713A (en) | Flue gas treatment with intermittent addition of alkaline reagent to scrubbing liquor | |
| RU2034982C1 (en) | Foaming composition for completing wells | |
| RU2085567C1 (en) | Foam forming composition for developing wells | |
| RU2047642C1 (en) | Gas-exhausting and froth-forming composition for intensification of oil and gas output processes | |
| SU1714099A1 (en) | Bottomhole treatment compound for carbonate formation | |
| RU2047640C1 (en) | Froth-forming composition for hole development | |
| SU1035201A1 (en) | Self-generating foaming composition for starting wells | |
| RU2068086C1 (en) | Method for treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2193650C1 (en) | Foaming composition for well completion | |
| RU2064958C1 (en) | Froth-forming composition for hole development | |
| COONEY et al. | Absorption of SO2 and H2S in small-scale Venturi scrubbers | |
| RU2021495C1 (en) | Method for development of oil field | |
| RU2047641C1 (en) | Froth-forming composition for liquid removal from gas holes | |
| RU2059804C1 (en) | Composition for treatment of critical zone of carbonate stratum | |
| Yoshimura et al. | Solvent-density dependence of the unimolecular reaction rate: dissociation reaction of 2-methyl-2-nitrosopropane dimer in carbon dioxide from gas to liquid states | |
| SU1721220A1 (en) | Borehole desilting compound | |
| RU2047639C1 (en) | Froth-forming composition for hole development | |
| SU979622A1 (en) | Method of gas-saturation of working fluid in a borehole |