RU2456324C1

RU2456324C1 - Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины

Info

Publication number: RU2456324C1
Application number: RU2011112417/03A
Authority: RU
Inventors: Александр Алексеевич Волков (RU); Александр Алексеевич Волков; Иван Александрович Чернышев (RU); Иван Александрович Чернышев; Сергей Николаевич Меньшиков (RU); Сергей Николаевич Меньшиков; Игорь Сергеевич Морозов (RU); Игорь Сергеевич Морозов; Андрей Владимирович Величкин (RU); Андрей Владимирович Величкин; Виктор Владимирович Моисеев (RU); Виктор Владимирович Моисеев; Игорь Васильевич Мельников (RU); Игорь Васильевич Мельников
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым")
Priority date: 2011-03-31
Filing date: 2011-03-31
Publication date: 2012-07-20

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений. Технический результат - повышение эффективности вспенивания и выноса высокоминерализованных вод в присутствии газового конденсата с забоев низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин и улучшение технологичности приготовления твердых стержней - шашек. Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, полученный с использованием карбоната аммония и поверхностно-активных веществ - неионогенного - ОП-10 или ОП-7 и анионоактивного - сульфонола путем формования смеси и ее отверждения, где при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1,0 смесь дополнительно содержит Коламид К, при этом смесь готовят смешиванием сначала ОП-10 или ОП-7, сульфонола и Коламида К, нагревом полученной смеси до 40-60°С, перемешиванием ее до растворения сульфонола и затем добавлением карбоната аммония, при следующем соотношении компонентов, масс.%: ОП-10 или ОП-7 33,0-52,0, сульфонол 10, карбонат аммония 0,2-0,5, Коламид К остальное. 3 табл., 3 пр.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений.

Известен состав для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий, масс.%:

ОП-10	34,0-40,0
Сульфонол	9,8-11,6
кристаллическая сульфаминовая кислота	1,0-13,0
карбонат натрия, калия или кальция	4,5-6,5
порошкообразный лигносульфонат	остальное

(см. патент РФ №2223298, МПК⁷ С09К 7/08, Е21В 21/14, опубл. 27.10.2003).

Недостатком указанного пенообразующего состава является то, что газ образуется только в процессе взаимодействия с водой, кроме того, он образуется только на месте контакта воды и стержней (шашек) поверхностно-активного вещества (далее - ПАВ), т.е. на поверхности, что приводит к необходимости использовать значительные избытки сульфаминовой кислоты и карбонатов. Как видно из вышеприведенного, общее их содержание составляет 15-20 масс.%. Кроме того, сформированные методом прессования шашки имеют невысокую прочность, вследствие отсутствия связывающего вещества, поскольку прессование при высоком давлении недопустимо из-за возможного взаимодействия карбонатов с твердой сульфаминовой кислотой, кроме того, шашки необходимо дополнительно высушивать.

Наиболее близким по составу к заявляемому изобретению и принятым нами в качестве прототипа является состав для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий, масс.%:

ОП-10 или ОП-7	35,0-39,0
сульфонол	9,5-13,0
КССБ	28,0-41,0
карбонат аммония	13,0-16,0
фосфат щелочного металла	1,5-4,0

(см. патент РФ №2109928, МПК Е21В 43/00, 37/06, опубл. 27.04.1998).

Недостатком указанного пенообразующего состава, принятого нами в качестве прототипа, является недостаточная эффективность удаления жидкости с забоя низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин, т.к. карбонат аммония разлагается с образованием газообразных веществ (NH₃ и СО₂), что способствует расположению данного ПАВ на границе раздела жидкостей вода - конденсат, только при повышенной температуре (от +5°). При температуре ниже +5°С карбонат аммония не разлагается, и происходит оседание данного пенообразователя на забой, тем самым ухудшая образование пены и снижая эффективность выноса жидкости.

Задачей изобретения является повышение эффективности вспенивания и выноса высокоминерализованных вод в присутствии газового конденсата с забоев низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин и улучшение технологичности приготовления твердых стержней (шашек).

Поставленная задача в твердом пенообразователе для удаления жидкости с забоя скважины, содержащем ПАВ: неионогенное - ОП-10 или ОП-7 и анионоактивное - сульфонол, решается тем, что при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1,0 состав дополнительно содержит Коламид К при следующем соотношении компонентов, масс.%:

ОП-10 или ОП-7	33,0-52,0
сульфонол	10
Коламид К	остальное,

при этом смесь готовят смешиванием сначала ОП-10 или ОП-7, сульфонола и Коламида К, нагревом полученной смеси до 40-60°С, перемешиванием ее до растворения сульфонола и затем добавлением карбоната аммония.

Твердый пенообразователь готовят путем перемешивания входящих в него компонентов. Для этого в емкость в заданном количестве заливают ОП-10 или ОП-7, добавляют сульфонол и Коламид К, после чего нагревают смесь до заданной температуры, перемешивают ее до растворения сульфонола и добавляют заданное количество карбоната аммония. Далее разливают смесь по формам и дают остыть до затвердевания, получая при этом твердые стержни (шашки). Из форм стержни упаковывают в твердые бумажные цилиндры. Твердый пенообразователь готов к использованию.

При температуре 40-60°С карбонат аммония разлагается с выделением аммиака и углекислого газа, пузырьки которых понижают плотность твердого пенообразователя, т.е. газообразование происходит на этапе формирования шашек и не зависит от условий в скважине, таким образом, шашки в отличие от аналога и прототипа готовы к использованию при любых температурах и без дополнительного высушивания.

Для получения твердого пенообразователя выбраны неионогенные амиды кокосового масла (Коламид К), которые служат связывающим веществом и усиливают пенообразующие свойства заявляемого твердого пенообразователя. Коламид К - моноэтаноламид карбоновых кислот кокосового масла с химической формулой R-СОNН-СН₂СН₂ОН, где R - кокосовый алкил.

В состав кокосового масла входят жирные кислоты, представленные в таблице 1.

Таблица 1
Состав кокосового масла
Название жирной кислоты	Содержание, %
Лауриновая	44
Миристиновая	14
Палметиновая	10
Олеиновая	7
Каприловая	9
Каприновая	9
Стеариновая	3
Линолевая	2
Арахиновая	1,5
Капровая	0,5

Коламид К выпускается по ТУ 2433-013-04706205-2005 Научно-производственным предприятием НИИПАВ, г.Волгодонск.

Наибольшая чувствительность всех типов ПАВ проявляется к углеводородам, поскольку вспенивание жидкости ухудшается с увеличением их содержания и становится неудовлетворительным для неионогенных ПАВ (ОП-10, ОП-7 или Коламид К) при их содержании выше 50 масс.%, а для анионоактивных (сульфонол) - выше 15-20 масс.%» (см. Автореферат диссертации на соискание уч. степени канд. техн. наук. Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин. Мазанов С.В. Ставрополь, 2006, 27 с).

Повышенная минерализация жидкости также в значительной степени снижает пенообразование для ионогенных ПАВ, например, анионоактивные ПАВ, взаимодействуя в минерализованной воде с солями кальция и магния, выпадают в осадок. Неионогенные ПАВ не меняют своих характеристик даже в сильноминерализованных растворах.

Использование смеси анионоактивных и неионогенных ПАВ, с большим содержанием последних, позволяет получить системы, практически нечувствительные к действию минерализации и газового конденсата при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1.

Расположение твердого пенообразователя с заявляемым составом на границе раздела жидкостей вода - конденсат обусловлено плотностью стержней, которая ниже плотности воды. Таким образом, шашка, находясь в зоне работающих интервалов перфорации, постепенно растворяется, что способствует более эффективному вспениванию и выносу жидкости.

Пример 1. В емкость заливают заданное количество ОП-10 40 масс.%, добавляют 9,8 масс.% сульфонола и 50 масс.% Коламида К, нагревают смесь до температуры 40°С, перемешивают до растворения сульфонола, добавляют 0,2 масс.% карбоната аммония и разливают по формам. Дают остыть до затвердевания. Из форм стержни (шашки) упаковывают в твердые бумажные цилиндры. При использовании цилиндры раскрывают, и стержни через лубрикатор подают на забой.

Пример 2. В емкость заливают заданное количество ОП-7 50 масс.%, добавляют 9,6 масс.% сульфонола и 40 масс.% Коламида К, нагревают смесь до температуры 50°С, перемешивают до растворения сульфонола, добавляют 0,4 масс.% карбоната аммония и разливают по формам. Дают остыть до затвердевания. Из форм стержни (шашки) упаковывают в твердые бумажные цилиндры. При использовании цилиндры раскрывают, и стержни через лубрикатор подают на забой.

Пример 3. В емкость заливают заданное количество ОП-10 35 масс.%, добавляют 10 масс.% сульфонола и 54,5 масс.% Коламида К, нагревают смесь до температуры 60°С, перемешивают до растворения сульфонола, добавляют 0,5 масс.% карбоната аммония и разливают по формам. Дают остыть до затвердевания. Из форм стержни (шашки) упаковывают в твердые бумажные цилиндры. При использовании цилиндры раскрывают, и стержни через лубрикатор подают на забой.

Эффективность твердых ПАВ оценивали по количеству выносимой жидкости с различной минерализацией растворов солей Na+, Са2+, Mg2+ и содержанием газового конденсата в смеси при комнатной температуре.

Результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний показали, что заявленный твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины по сравнению с прототипом обладает лучшей пенообразующей способностью, не требует дополнительно высушивания (см. табл.2 и 3).

Таблица 2
Результаты лабораторных исследований заявляемого состава по выносу жидкости
№ п/п	Компонентный состав, мас.%				Состав удаляемой жидкости			Объем выносимой жидкости, %
	ОП-10/7	сульфонол	Коламид К	карбонат аммония	вода		конденсат, %
	ОП-10/7	сульфонол	Коламид К	карбонат аммония	объем, %	минерализация, г/л	конденсат, %
1	40	9,8	50	0,2	100	50		100
2	40	9,8	50	0,2	80	50	20	100
3	40	9,8	50	0,2	50	100	50	99
4	40	9,8	50	0,2	50	200	50	99
5	50	9,6	40	0,4	100	50		100
6	50	9,6	40	0,4	80	50	20	100
7	50	9,6	40	0,4	50	100	50	98
8	50	9,6	40	0,4	50	200	50	97
9	35	10,6	53,9	0,5	80	50	20	100
10	35	10,6	53,9	0,5	50	100	50	98
11	35	10,6	53,9	0,5	50	200	50	98

Таблица 3
Результаты лабораторных исследований прототипа по выносу жидкости
№ п/п	Компонентный состав, мас.%					Состав удаляемой жидкости			Объем выносимой жидкости, %
	ОП-10/7	сульфо нол	КССБ	фосфат натрия	карбо нат аммо ния	вода		конденсат, %
						объем, %	минерализа ция, г/л
1	38	13	40	4	15	100	50		100
2						80	50	20	96
3						50	50	50	96
4						50	100	50	93

Применение заявляемого состава позволяет повысить эффективность удаления жидкости с высокой минерализацией (до 200 г/л) и содержанием газового конденсата в смеси (до 50%) с забоев низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин, повысить депрессию на пласт и увеличить дебит продукции скважин, что особенно актуально на месторождениях с аномально низким пластовым давлением.

Claims

Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, полученный с использованием карбоната аммония и поверхностно-активных веществ - неионогенного - ОП-10 или ОП-7 и анионоактивного - сульфонола путем формования смеси и ее отверждения, отличающийся тем, что при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1,0 смесь дополнительно содержит Коламид К, при этом смесь готовят смешиванием сначала ОП-10 или ОП-7, сульфонола и Коламида К, нагревом полученной смеси до 40-60°С, перемешиванием ее до растворения сульфонола и затем добавлением карбоната аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ОП-10 или ОП-7 33,0-52,0 сульфонол 10 карбонат аммония 0,2-0,5 Коламид К остальное