RU2242495C2 - Composition for taking away water-condensate mixture from well - Google Patents
Composition for taking away water-condensate mixture from well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2242495C2 RU2242495C2 RU2002133182/03A RU2002133182A RU2242495C2 RU 2242495 C2 RU2242495 C2 RU 2242495C2 RU 2002133182/03 A RU2002133182/03 A RU 2002133182/03A RU 2002133182 A RU2002133182 A RU 2002133182A RU 2242495 C2 RU2242495 C2 RU 2242495C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- condensate mixture
- water
- composition
- condensate
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата, а именно к выносу водоконденсатной смеси из скважины.The invention relates to the field of gas and gas condensate production, namely to the removal of a water-condensate mixture from a well.
Известно поверхностно-активное вещество “Сульфонат” для выноса водо-конденсатной смеси из скважины, выпускаемое по ТУ 6-00-5763450-86-89 [1].Known surfactant "Sulfonate" for the removal of water-condensate mixture from the well, produced according to TU 6-00-5763450-86-89 [1].
Однако при содержании газового конденсата в пластовой воде более 10% по объему применение ПАВ “Сульфонат” не эффективно.However, when the gas condensate content in formation water is more than 10% by volume, the use of Sulfonate surfactant is not effective.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является полиэтиленоксид-4000, являющийся реагентом для выноса водоконденсатной смеси из скважины [2].The closest in technical essence and the achieved result is polyethylene oxide-4000, which is a reagent for the removal of water-condensate mixture from the well [2].
Но при содержании газового конденсата в водоконденсатной смеси более 20% вспенивание ее ухудшается, а следовательно, снижается эффективность выноса водоконденсатной смеси из скважины. При этом содержание газового конденсата в смеси уже при 15% снижает срок его действия.But when the gas condensate content in the water-condensate mixture is more than 20%, its foaming deteriorates, and therefore, the efficiency of removal of the water-condensate mixture from the well decreases. The content of gas condensate in the mixture already at 15% reduces its duration.
Целью настоящего изобретения является повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси из скважины и увеличение срока действия пенообразователя.The aim of the present invention is to increase the efficiency of removal of the water-condensate mixture from the well and increase the duration of the foaming agent.
Поставленная цель достигается тем, что состав для выноса водо-конденсатной смеси из скважины, содержащий поверхностно-активное вещество полиэтиленоксид-4000, согласно изобретению, дополнительно содержит поливиниловый спирт марки 18/11 при следующем соотношении компонентов, мас.%:This goal is achieved in that the composition for the removal of the water-condensate mixture from the well, containing the surfactant polyethylene oxide-4000, according to the invention, additionally contains polyvinyl alcohol grade 18/11 in the following ratio, wt.%:
Полиэтиленоксид-4000 (ПЭГ-4000) 80-90Polyethylene Oxide-4000 (PEG-4000) 80-90
Поливиниловый спирт (ПВС) марки 18/11 10-20Polyvinyl alcohol (PVA) grade 18/11 10-20
Поливиниловый спирт (ПВС) марки 18/11 выпускается по ГОСТ 10779-78.Polyvinyl alcohol (PVA) grade 18/11 is produced according to GOST 10779-78.
Авторы установили, что предлагаемый состав является синергетической смесью двух поверхностно-активных веществ (ПАВ), что позволило авторам установить усиление вспенивающей способности водоконденсатной смеси при предлагаемом соотношении компонентов.The authors found that the proposed composition is a synergistic mixture of two surface-active substances (surfactants), which allowed the authors to establish an increase in the foaming ability of the water-condensate mixture at the proposed ratio of components.
Предлагаемый состав может использоваться в виде стержней и в виде водного раствора для удаления водоконденсатной смеси из скважины.The proposed composition can be used in the form of rods and in the form of an aqueous solution to remove the water-condensate mixture from the well.
Для ввода стержней в скважину используют стандартное оборудование лубрикаторы и др., а для ввода водного раствора используют насосные агрегаты и др.To enter the rods into the well, standard equipment, lubricators, etc. are used, and pumping units, etc. are used to enter the aqueous solution.
Пенообразующие стержни готовят на оборудовании для переработки термопластичных полимеров.Foaming rods are prepared on equipment for processing thermoplastic polymers.
Водный раствор состава для ввода в скважину готовят смешением водных растворов каждого реагента.An aqueous solution of the composition for injection into the well is prepared by mixing aqueous solutions of each reagent.
Количество стержней пенообразователя, как и объем раствора, вводимого в скважину, определяют для каждой конкретной скважины отдельно, и оно зависит от характеристики скважины (пластового давления, объема выносимой жидкости, содержания в ней газового конденсата и др.).The number of foaming agent rods, as well as the volume of solution injected into the well, is determined for each particular well separately, and it depends on the characteristics of the well (reservoir pressure, volume of the outflowing fluid, gas condensate content in it, etc.).
Кратность пены определяют следующим образом.The multiplicity of the foam is determined as follows.
В стакане смешивают расчетное количество заранее приготовленных растворов ПЭГ-4000 и ПВС марки 18/11.In a glass, the calculated amount of pre-prepared solutions of PEG-4000 and PVA grade 18/11 is mixed.
В приготовленный состав (в стакан) вводят расчетное количество газового конденсата. Полученную смесь перемешивают на миксере типа “Воронеж” при 1000-12000 об/мин. По окончании перемешивания определяют кратность пены. Составы, мас.%:In the prepared composition (in a glass), the calculated amount of gas condensate is introduced. The resulting mixture is stirred on a mixer of the type "Voronezh" at 1000-12000 rpm At the end of mixing, determine the multiplicity of the foam. Compositions, wt.%:
1. ПЭГ-4000 75,01. PEG-4000 75.0
ПВС марки 18/11 25,0PVA grade 18/11 25.0
2. ПЭГ-4000 80,02. PEG-4000 80.0
ПВС марки 18/11 20,0PVA grade 18/11 20.0
3. ПЭГ-4000 90,03. PEG-4000 90.0
ПВС марки 18/11 10,0PVA grade 18/11 10.0
4. ПЭГ-4000 95,04. PEG-4000 95.0
ПВС марки 18/11 5,0PVA grade 18/11 5.0
5. ПЭГ-4000 прототип5. PEG-4000 prototype
Данные по пенообразованию предлагаемого состава по сравнению с прототипом приведены в таблице 1.Data on the foaming of the proposed composition in comparison with the prototype are shown in table 1.
Из полученных данных видно, что вспенивание водоконденсатной смеси выше, чем у прототипа.From the obtained data it is seen that the foaming of the water-condensate mixture is higher than that of the prototype.
Данные о продолжительности действия предлагаемого состава и прототипа приведены в таблице 2.Data on the duration of the proposed composition and prototype are shown in table 2.
Как видно из приведенных данных, срок действия предлагаемого состава дольше, чем у прототипа.As can be seen from the above data, the validity of the proposed composition is longer than that of the prototype.
Использование предлагаемого состава позволит повысить эффективность выноса водоконденсатной смеси из скважины, увеличить срок действия предлагаемого состава.Using the proposed composition will improve the efficiency of the removal of the condensate mixture from the well, increase the duration of the proposed composition.
Предлагаемый состав позволит сократить эксплуатационные расходы при добыче газа и газового конденсата.The proposed composition will reduce operating costs in the production of gas and gas condensate.
Источники информации:Sources of information:
1. ТУ 6-00-5763450-86-89.1. TU 6-00-5763450-86-89.
2. Патент РФ №2134775, МПК 6 Е 21 В 43/22, опублик. 1999 г., БИ №23.2. RF patent No. 2134775, IPC 6 E 21 B 43/22, published. 1999, BI No. 23.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002133182/03A RU2242495C2 (en) | 2002-12-09 | 2002-12-09 | Composition for taking away water-condensate mixture from well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002133182/03A RU2242495C2 (en) | 2002-12-09 | 2002-12-09 | Composition for taking away water-condensate mixture from well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002133182A RU2002133182A (en) | 2004-06-10 |
| RU2242495C2 true RU2242495C2 (en) | 2004-12-20 |
Family
ID=34387357
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002133182/03A RU2242495C2 (en) | 2002-12-09 | 2002-12-09 | Composition for taking away water-condensate mixture from well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2242495C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442814C1 (en) * | 2010-06-07 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов " (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Solid foaming agent for removing reservoir fluid for gas and gas condensate wells |
| RU2616637C1 (en) * | 2016-01-26 | 2017-04-18 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Solid foaming agent for removal of liquid formation fluid from gaseous and gas-condensate wells |
| RU2629509C1 (en) * | 2016-09-07 | 2017-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Composition of surface-active substances for gas condensate wells |
| RU2781005C1 (en) * | 2021-07-29 | 2022-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Composition for the manufacture of solid foaming blocks for foaming and removal of reservoir fluid from wells of gas fields |
-
2002
- 2002-12-09 RU RU2002133182/03A patent/RU2242495C2/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АБРАМЗОН А. А. и др. Поверхностно-активные вещества. - Л.: Химия, 1979, с.13, 94, 316, 324, 343. РАХМАНКУЛОВ Д. Л. и др. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. - М.: Химия, 1987, с. 63. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442814C1 (en) * | 2010-06-07 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов " (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Solid foaming agent for removing reservoir fluid for gas and gas condensate wells |
| RU2616637C1 (en) * | 2016-01-26 | 2017-04-18 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Solid foaming agent for removal of liquid formation fluid from gaseous and gas-condensate wells |
| RU2629509C1 (en) * | 2016-09-07 | 2017-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Composition of surface-active substances for gas condensate wells |
| RU2781005C1 (en) * | 2021-07-29 | 2022-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Composition for the manufacture of solid foaming blocks for foaming and removal of reservoir fluid from wells of gas fields |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102977872B (en) | A kind of strengthening foam oil-displacing agent for enhancing crude oil recovery efficiency in tertiary recovery and preparation method thereof | |
| CA2577651A1 (en) | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants | |
| CA2327744A1 (en) | A foam drive method | |
| ES2183413T3 (en) | STABLE COMPOSITIONS OF POLYMERS IN ASCUOSA SOLUTION OF LOW FOAM FORMATION CONTAINING POLI (ALQUILENIMINAS). | |
| RU2011110759A (en) | OIL PRODUCTION BY THE SECONDARY METHOD USING SULPHONATE MIXTURES | |
| RU2242495C2 (en) | Composition for taking away water-condensate mixture from well | |
| EP1616933A3 (en) | Water in hydrocarbon emulsion useful as low emission fuel and method for forming same | |
| CN85108730A (en) | Be used for the micellar that oil reclaims | |
| CN105062453A (en) | Solid foam water draining agent for gas field and preparation method thereof | |
| ATE328913T1 (en) | METHOD FOR PRODUCING POLYISOBUTENE | |
| RU2013113657A (en) | ACID COMPOSITION FOR TREATMENT OF WELLS IN CARBONATE AND TERRIGENEOUS COLLECTORS AND METHOD OF ACID TREATMENT OF BOTTOMFOR ZONE WITH ITS APPLICATION | |
| CN104694099A (en) | Surfactant/ polymer/alkali ternary compounded oil displacing agent | |
| RU2328515C2 (en) | Technologic mixture for removing liquid stratal fluid from condensate well with abnormally low formation pressure | |
| EA200201136A1 (en) | STABILIZED WITH SOLID SUBSTANCES EMULSION OF THE TYPE "WATER-IN-OIL" AND METHOD OF ITS USE | |
| RU2220983C1 (en) | Method for preparing high strength tetrafluoro- ethylene polymer | |
| RU2197606C1 (en) | Gas-liberating foaming composition | |
| RU2003125215A (en) | ACID COMPOSITION FOR TREATMENT OF TERRIGENOUS COLLECTORS AND METHOD OF ACID TREATMENT OF BOTTOMFOR ZONE | |
| RU2247137C2 (en) | Solid foaming agent for carrying over formation fluid from gas and gas condensate wells | |
| RU2134775C1 (en) | Reagent for ejecting water-concentrate mixture from well | |
| RU2002108195A (en) | A method of developing a waterlogged oil reservoir | |
| RU99114813A (en) | METHOD FOR DEVELOPING OIL DEPOSIT | |
| SU931115A3 (en) | Method for flooding oil-bearing formation | |
| RU2003121366A (en) | METHOD FOR DEVELOPING OIL LAYER | |
| TH43983A (en) | Method for improving the viscosity stability of Akvey mixture | |
| RU98100126A (en) | METHOD OF HYDRAULIC GROUND RIP |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |