RU2485159C1 - Облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин - Google Patents
Облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485159C1 RU2485159C1 RU2011151687/03A RU2011151687A RU2485159C1 RU 2485159 C1 RU2485159 C1 RU 2485159C1 RU 2011151687/03 A RU2011151687/03 A RU 2011151687/03A RU 2011151687 A RU2011151687 A RU 2011151687A RU 2485159 C1 RU2485159 C1 RU 2485159C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- gas condensate
- foaming agent
- solid foaming
- vol
- Prior art date
Links
Landscapes
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12,0 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф. Облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин содержит, мас.%: мочевина 47-53, ОКСИПАВ 39-45, Эмуксол 268 8-12. Технический результат - повышение эффективности удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф. 1 табл., 4 пр.
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12,0 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф.
Анализ уровня техники показал следующее:
- известна рецептура пенообразующего состава для удаления жидкости из газовых скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Окись алкилдиметиламина | |
| CnH2n+1(СН3)2NO, где n=12-14 | 31,47-32,45 |
| Алкилсульфонат натрия R-SO2ONa | 0,9-1,2 |
| Карбамид | 4,5-5,5 |
| Вода | Остальное, |
(см. а.с. SU №1723090 от 09.10.1989 г. по кл. С09К 7/08, опубл. 30.03.1992 г.).
Недостатки данного пенообразующего состава: пенообразующий состав представляет собой жидкость и может быть использован только в скважинах, в которых затрубное пространство не загерметизировано. Использование его в скважинах, в которых затрубное пространство загерметизировано посредством пакера (большое количество таковых), не представляется возможным, так как закачку в них жидких пенообразующих составов для удаления жидкости из газовых скважин осуществляют в затрубное пространство скважины;
- известна рецептура твердого пенообразователя для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Мочевина | 27 |
| Блоксополимер окиси этилена и пропилена | |
| (CnH2n+1O(C3H6O)m(C2H4O)рН, | |
| где n - число атомов углерода в алкильном радикале, | |
| равное 5-15 | |
| m - число молей окиси этилена, равное 9-45 | |
| р - число молей окиси пропилена, равное 30-180) | 35,7 |
| Поливиниловый спирт | 2 |
| КССБ | 32,6 |
| Вода | 2, |
(см. патент РФ №2323244 от 25.08. 2006 г. по кл. C09K 8/94, опубл. 27.04.2008 г., пример 5 описания).
Недостатком данного облегченного твердого пенообразователя является низкая эффективность удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф, недостаточные пенообразующие и выносящие свойства.
Это обусловлено следующими причинами: плотность указанного твердого пенообразователя более 1030 кг/м3 и при вводе в скважину с большим зумпфом («глухое» пространство от забоя до перфорированной части) опустится на забой. Из-за отсутствия барботажа в зоне зумпфа (газ в скважину поступает из перфорационных отверстий) процесс растворения стержня пенообразователя, попавшего в зумпф, и подъем неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) в интервал перфорации (зону барботажа газа через столб жидкости) идет очень медленно и определяется скоростью диффузии молекул неионогенного ПАВ. Указанное значительно увеличивает сроки удаления жидкости из скважины, следовательно, снижает дебит добываемого газа и ведет к перерасходу твердого пенообразователя, так как немалая его часть останется в зоне зумпфа и не будет востребована по назначению.
При использовании данного твердого пенообразователя для удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12,0 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф, не обеспечивается эффективного удаления жидкости, так как применяемые в рецептуре неионогенные ПАВ будут иметь низкую точку помутнения (температура, при которой снижается растворимость ПАВ в воде и резко уменьшается его пенообразующая способность. Данный твердый пенообразователь характеризуется низкой выносящей способностью. Температура помутнения напрямую зависит от минерализации удаляемой жидкости: с увеличением минерализации точка помутнения снижается, причем более сильно при наличии в удаляемой жидкости ионов поливалентных металлов (в данном случае ионов кальция и магния) и для используемых данных неионогенных ПАВ не превысит 60°С в то время, как в газоконденсатных скважинах, например, более 70-80°С.
Кроме того, как известно, начальной стадией вспенивания водогазоконденсатных смесей является образование гидрофильной эмульсии. Известно также, что неионногеные ПАВ образуют очень стабильные эмульсии, так как стабильность пленок на поверхности глобул газового конденсата определяется в большей степени не присутствием двойного электростатического слоя (как в случае катионных или анионных ПАВ), а структурным и механическим барьером на поверхности раздела фаз, образованным очень стабильной микроэмульсией. Поэтому неионогенные ПАВ образуют эмульсию сложного типа: макроэмульсия прямого типа, в объеме которой находятся микрокапли как прямой, так и обратной эмульсии (см. Шенфельд Н. Поверхностно-активные вещества на основе окиси этилена. - М.: Химия, 1982. - 749 с.). Вследствие этого при вспенивании водогазоконденсатных смесей с большим содержанием газового конденсата - более 50 об.% (что обычно и наблюдается на газо-конденсатных месторождениях) образуется вязкая («тяжелая») пеноэмульсия, которая не только создает большие гидравлические сопротивления при движении по стволу скважины (пеноэмульсия плохо выносится на поверхность, повышается противодавление на пласт), но и приводит к необходимости проведения дополнительных дорогостоящих мероприятий по разрушению эмульсии. Причем, чем больше содержание газоконденсата в смеси, тем выше стабильность эмульсии и ниже выносящая способность твердого пенообразователя до фактически ее полной потери, когда пузырьки газа как бы «заблокированы» между каплями стабильной эмульсии, образованной неионногеными ПАВ. Кроме того, при содержании газоконденсата 70 об.% и выше, обычно происходит обращение фаз. В случае перемешивания системы из двух несмешивающихся жидкостей, дисперсионной средой стремится стать та из них, объем которой больше (газовый конденсат). Причем вероятность обращения фаз тем выше, чем ниже степень оксиэтилирования неионогенных ПАВ. Используемые в рецептуре данного твердого пенообразователя неионогенные ПАВ-ОП-10, неонол имеют низкую степень оксиэтилирования, а в блоксополимере окисей этилена и пропилена оксипропиленовый блок, обладающий, как известно гидрофобными свойствами, намного больше гидрофильного блока окиси этилена. Поэтому при повышении содержания газового конденсата более 50% пенообразующая способность данных ПАВ резко снизится вплоть до полной их потери.
Кроме того, способ изготовления твердого пенообразователя является сложным: включает несколько этапов, требует соблюдения температурного режима на всех этапах. Перегрев системы приводит к ускорению гидролиза мочевины с образованием аммиака и углекислого газа и потере части реагента (разложение ускоряется при нагревании до 90-100°С (см. Зотов А.Т. Мочевина. М., 1963 г.);
- известна рецептура твердого пенообразователя для удаления жидкости из скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Порошкообразная основа КССБ | 39-49 |
| Поверхностно-активное вещество ПАВ | |
| на основе алкилфенола | 50-60 |
| Тартрат аммония | 0,5-0,95 |
| Карбонат натрия | 0,05-0,5, |
(см. патент РФ №2173694 от 18.06.1999 г.по кл. C09K 7/08, Е21В 43/00, опубл. 20.09.2001).
Недостатком данного твердого пенообразователя является низкая эффективность удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф, недостаточные пенообразующие и выносящие свойства.
Это обусловлено следующими причинами: при содержании в водогазоконденсатной смеси газоконденсата 20 об.% вынос жидкости не превышает 40% (см. таблица 1 описания), а увеличение содержания газового конденсата до 50 об.% и более сделает данный твердый пенообразователь фактически неработоспособным в условиях эксплуатационных скважин, имеющих зумпф. Это объясняется тем, что входящеей в рецептуру твердого пенообразователя неионогенное ПАВ на основе алкилфенола имеет низкую точку помутнения и образует стабильную эмульсию, снижающую выносящую способность твердого пенообразователя.
Кроме того, рецептура содержит облегчающую добавку. Согласно описанию (см. табл.1, пр. №2-10) состав имеет плотность 865-995 кг/м3. Облегчение достигается при приготовлении, когда при взаимодействии пластифицирующей и облегчающей добавок происходит формирование газонасыщенных пор за счет протекания химических реакций при взаимодействии тартрата аммония с карбонатом натрия с выделением углекислого газа и аммиака.
Реакция взаимодействия тартрата аммония с карбонатом натрия происходит с образованием карбоната аммония следующим образом
2HOOC-CHOH-CHOH-COONH4+Na2CO3→2HOOC-CHOH-CHOH-COONa+(NH4)2CO3.
Карбонат аммония разлагается при повышении температуры с образованием углекислого газа и аммиака
При использовании твердого пенообразователя в газоконденсатных скважинах, где на забое создаются большие давления, будет происходить значительное уменьшение объема его пор или полное их схлопывание, что приведет к увеличению плотности твердого пенообразователя до значений, характерных для ненасыщенных газом составов, то есть до плотностей более 1000 кг/м3 и, как следствие, к значительному снижению эффективности удаления минерализованной водогазоконденсатной смеси из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф.
Кроме того, при изготовлении твердого пенообразователя необходимо строго контролировать температуру в узком диапазоне, так как незначительное ее превышение приводит к неконтролируемому и неравномерному газообразованию, к невозможности формования микропористой структуры с закрытым типом пор;
- известен облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Порошкообразная основа (сульфонол, КССБ) | 20-80 |
| Поверхностно-активное вещество на основе | |
| моноалкилфенолового эфира полиэтиленгликоля | |
| на основе полимердистиллята (ОП-7, ОП-10) | 10-70 |
| Пластифицирующая добавка (КМЦ, ПВС) | 1-18 |
| Облегчающая добавка (вспененный полистирол) | 0,3-0,7, |
(см. патент РФ №1710705 от 04.08.1989 г. по кл. Е21В 43/00, С09К 7/02, опубл. 07.02.1992).
Недостатком данного облегченного твердого пенообразователя является низкая эффективность удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф, недостаточные пенообразующие и выносящие свойства.
Это обусловлено следующими причинами. Одной из основных причин снижения пенообразующих свойств ПАВ в минерализованных растворах является образование гидрофобной или среднефазной эмульсии. Известно, что определенная группа ПАВ в растворах, содержащих водную и углеводородную фазы, в зависимости от минерализации может образовывать три различные системы (Foaming properties of surfactant-oil-water systems in the neighbourhood of optimum formulation / Lachaise J. et al. // J. Dispersion Science and Technology. - 1990. - №5. - P. 443-452): - система Винзор (Winsor) I - гидрофильная эмульсия; система Винзор II - гидрофобная эмульсия; - система Винзор III - среднефазная область, в которой микроэмульсионный слой находится в равновесии с избыточным водным и углеводородным слоем. Системы Винзор II и Винзор III не вспениваются. Сульфонол, который входит в рецептуру облегченного твердого пенообразователя, образует не вспенивающуюся среднефазную систему Винзор III при низких концентрациях электролитов в удаляемой жидкости. Кроме того, при наличии двухвалентных катионов в удаляемой жидкости происходит взаимодействие сульфонола с ионами кальция и магния с образованием нерастворимых в воде кальциевой и магниевой солей сульфонола, что приводит также к существенному снижению активности сульфонола. Поэтому данный облегченный твердый пенообразователь, рецептура которого содержит сульфонол, будет малоэффективен по отношению к высокоминерализованным водогазоконденсатным смесям. В рецептуре используют также неионогенные ПАВ - ОП-7 или ОП-10. Эти ПАВ имеют низкую степень оксиэтилирования, и температура помутнения их в минерализованных водогазоконденсатных смесях не превышает более 60°С, поэтому в газоконденсатных скважинах, где обычно пластовая температура выше 70°С, данные ПАВ неработоспособны. Кроме того, как было указано выше, неионогенные ПАВ образуют на поверхности глобул газового конденсата очень стабильные микроэмульсионные слои. Вследствие чего использование данных неионогенных ПАВ (особенно ОП-7) не только не даст положительного результата в условиях высокого содержания газового конденсата (50% и более), но и приведет (вследствие образования стабильной эмульсии и вязкой пеноэмульсии) к значительному увеличению гидравлических сопротивлений в стволе скважины, что приводит в свою очередь к дополнительному снижению производительности скважины и необходимости применения дорогостоящих мероприятий по разрушению эмульсии. Ингредиент рецептуры КССБ образует с газовым конденсатом стабильную эмульсию, что также снижает эффективности процесса удаления жидкости из скважин. Вспененный полистирол является гидрофобным реагентом. Известно, что гидрофобные частицы, используемые совместно с газовым конденсатом, являются активным пеногасителем (см. Mechanisms for antifoaming action in aqueous systems by hydrophobic particles and insoluble liquids / Koczo K. et al. // J.Colloid and Interface Sci. - 1994. - V.166. - №1. - P.225-238). Механизм пеногашения смесями твердых частиц и масла (углеводорода) сводится к следующему: в процессе истечения жидкости из межпленочного пространства пены капли углеводорода с твердыми частицами скапливаются в каналах Плато-Гиббса, где со временем (из-за утончения пленок) они перекрывают каналы, образуя «мостики» капель в пенных пленках. Твердые гидрофобные частицы, имеющие неровности и заострения, проникают на поверхность пленок и разрушают их. Поэтому частицы облегчающей добавки - вспененного полистирола будут совместно с газовым конденсатом играть роль пеногасителя и резко снижать вспениваемость водогазоконденсатной смеси на границе вода - газовый конденсат и в целом снижать выносящую способность твердого пенообразователя, а следовательно, снижать эффективность удаления водогазоконденсатной смеси. При содержании газового конденсата до 80 об.% в большей степени проявляется негативное влияние гидрофобных частиц.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается эффективность удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф за счет использования облегченного твердого пенообразователя с улучшенными пенообразующими и выносящими свойствами.
Технический результат достигается с помощью облегченного твердого пенообразователя для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, содержащего мочевину, предварительно высушенный ОКСИПАВ, Эмуксол 268, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Мочевина | 47-53 |
| ОКСИПАВ | 39-45 |
| Эмуксол 268 | 8-12 |
Заявляемый облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных соответствует условию «новизна».
Для приготовления облегченного твердого пенообразователя используют мочевину по ГОСТу 2081-91, ОКСИПАВ по ТУ 2482-007-04706205-2006, Эмуксол 268 по ТУ 2483-047-05784466-2007.
ОКСИПАВ представляет собой окись алкилдиметиламинов. Окиси алкилдиметиламинов имеют тетраэдрическое строение (см. Химическая энциклопедия).
Совместное применение в рецептуре предлагаемого облегченного твердого пенообразователя ингредиентов в указанном количественнном содержании обеспечивает повышение эффективности удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф.
Формирование облегченного твердого пенообразователя происходит при взаимодействии ОКСИПАВ, Эмуксола 268 и мочевины за счет протекания следующих физико-химических процессов. Атом азота ОКСИПАВ связан с атомом кислорода семиполярной связью, электронная плотность сдвинута к атому кислорода и поэтому на нем избыточный отрицательный заряд, а на атоме азота избыточный положительный заряд, что приводит к сходству ОКСИПАВ с солеобразными соединениями, проявляющими свойства катионных ПАВ. Взаимодействие между соседними молекулами ОКСИПАВ за счет электростатического притяжения приводит к образованию неплотной объемной структуры. «Рыхлость» структуры и снижение плотности возрастает за счет влияния двух факторов - экранирования атома азота углеводородными радикалами и образования водородных связей с молекулами мочевины. Образование водородных связей молекул мочевины с молекулами ОКСИПАВ через атомы азота и кислорода, одной стороны, способствует образованию менее плотной пространственной конфигурации и в то же время способствует образованию кристаллических соединений включения с длинными углеводородными радикалами ОКСИПАВ. Это объясняется тем, что в результате образования водородных связей между самими молекулами мочевины («хозяина») образуется цилиндрический канал, в котором могут размещаться длинные углеводородные радикалы окиси амина в данном случае ОКСИПАВ («гостя») (А.Физер, М.Физер. Органическая химия. T.1. - Химия. - 1969. - С.154). Прочность соединений включения зависит от структуры «гостевого» компонента. Между углеводородным радикалом ОКСИПАВ и молекулами мочевины могут существовать только слабые Ван-дер-ваальсовы взаимодействия и поэтому структура образующегося соединения включения недостаточно прочная. Использование Эмуксола 268, представляющего собой оксиэтилированный полипропиленгликоль, приводит к образованию твердой кристаллической структуры, так как в качестве «гостевого» компонента соединения включения Эмуксол 268 с мочевиной образует очень прочную кристаллическую структуру за счет формирования более прочных, чем Ван-дер-ваальсовы, водородных связей с кислородными атомами полипропиленгликолевых радикалов и через систему водородных и Ван-дер-ваальсовых связей Эмуксол 268 способствует образованию твердой и прочной кристаллической структуры при обычной температуре с плотностью меньше 1000 кг/м3, то есть формированию облегченного твердого пенообразователя, повышающего эффективность удаления водогазоконденсатной смеси из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф.
Важным и определяющим фактором эффективности пенообразователя является высокая скорость формирования межфазной поверхности и избыточная свободная энергия адсорбции ПАВ на поверхности капель газового конденсата и пузырьков воздуха в динамических условиях (барботаж природного газа сквозь раствор пластовой жидкости, содержащей растворенный ПАВ), так как при вспенивании водогазоконденсатной смеси происходит многократное обновление поверхности контакта фаз газ-вода-газовый конденсат. В случае низкой скорости адсорбции ПАВ формирование межфазной поверхности будет замедляться и выносящая способность пенообразователя снижается.
Высокая скорость обновления межфазной поверхности (высокая скорость адсорбции ПАВ на межфазную поверхность) при вспенивании водогазоконденсатных смесей обеспечивается предлагаемым облегченным твердым пенообразователем, за счет входящих в его рецептуру ингредиентов ОКСИПАВ, Эмуксол 268. Как следствие, высокая выносящая способность облегченного твердого пенообразователя обеспечивается за счет синергетического эффекта при формировании смешанного адсорбционного слоя молекул ПАВ (смешанные мицеллы) на глобулах газового конденсата и пузырьках воздуха, образованного вследствие межмолекулярного взаимодействия в бинарных смесях катионного (ОКСИПАВ) и неионогеннного ПАВ (Эмуксол 268) (см. Т.В.Харитонова, Н.И.Иванова, Б.Д.Сумм. Межмолекулярные взаимодействия в бинарных смесях катионного и неионогенного ПАВ. Коллоидный журнал. №5, т.64. - 2002, с.685-696). Образование комплексов смешанных мицелл между указанными ингредиентами приводит не только к синергетическому эффекту - повышению пенообразующих свойств твердого пенообразователя, но и к нивелированию влияния повышенной температуры на снижение температуры помутнения Эмуксола 268, так как в комплексах растворимость Эмуксола 268 повышается и он не образует отдельной фазы при высокой температуре. Высокая выносящая способность облегченного твердого пенообразователя обеспечивается также за счет высокой скорости образования нестабильной пено-эмульсионной системы при вспенивании водогазоконденсатной смеси. Образование комплексных мицелл ОКСИПАВ - Эмуксол 268 предотвращает формирование очень стабильного микроэмульсионного адсорбционного слоя на поверхности капель газового конденсата. Как было сказано выше, эмульсии, которые образуют НПАВ, отличаются из-за этого повышенной устойчивостью, создаются повышенные гидравлические сопротивления при движении вспененной системы (особенно при содержании газового конденсата более 50%), снижается скорость обновления межфазной поверхности и выносящая способность пенообразователя. Эмульсии, которые образует ОКСИПАВ, не отличаются повышенной устойчивостью. Это объясняется наличием положительного заряда на атоме азота окиси амина, что приводит к некоторому отталкиванию молекул окиси амина и делает поверхностный слой менее прочным, чем поверхностный слой, образуемый неионогенными ПАВ. Это обстоятельство как раз и позволяет вовлекать большее количество углеводородной фазы (газового конденсата) в процесс эмульгирования (до 80 об.%) без заметного увеличения вязкости системы и снижения выносящей способности. Другим существенным моментом является то, что ОКСИПАВ и Эмуксол 268 не образуют винзоровских систем при заявляемых минерализациях удаляемых жидкостей, поэтому в широком диапазоне минерализации пластовых жидкостей будет образовываться гидрофильная «легкая» пеноэмульсия с высокой выносящей способностью. Заявляемый облегченный твердый пенообразователь обладает высокой выносящей способностью.
Содержание в облегченном твердом пенообразователе ОКСИПАВ в количестве более 45 мас.%, мочевины в количестве менее 47 мас.% приводит к образованию пластичной легко деформируемой структуры стержня.
Содержание в облегченном твердом пенообразователе ОКСИПАВ в количестве менее 39%, Эмуксол 268 в количестве более 12 мас.% нецелесообразно, так как приводит к снижению выносящей способности на единицу массы облегченного твердого пенообразователя и к перерасходу последнего.
Содержание в облегченном твердом пенообразователе Эмуксола 268 в количестве менее 8 мас.% мочевины в количестве более 53 мас.% нецелесообразно, так как приводит к снижению выносящей способности на единицу массы облегченного твердого пенообразователя и к перерасходу последнего.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение заявляемого технического результата.
Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.
Заявляемый состав соответствует условию «изобретательского уровня».
Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами. Примеры (лабораторные).
Пример 1.
Загружаем в смеситель 1,17 г (39 мас.%) предварительно высушенного ОКСИПАВ, 0,24 г (8 мас.%) Эмуксола 268 и 1,59 г (53 мас.%) мочевины. Осуществляют перемешивание до получения однородной массы, которую загружают в пресс-форму. Отформованный стержень твердого пенообразователя, плотностью 952 кг/м3 весит 3 г. Эффективность выноса пластовой жидкости оценивают по результатам лабораторных исследований на установке, представляющей стеклянную трубку длиной 2,3 м, и внутренним диаметром 0,028 м, через нижнюю часть которой пропускают воздух с регулируемой ротаметром скоростью, и исследуемую жидкость (водогазоконденсатную смесь), содержащую минерализованную воду состава: 12 мас.% хлорида натрия и 5 мас.% хлорида кальция, а также газовый конденсат в количестве 60 об.%. Жидкость термостатируют при 60°С. Выносящая способность 99% или 0,27 м3/кг. При содержании газового конденсата 70 об.%: выносящая способность 99% или 0,26 м3/ кг, при содержании газового конденсата 80 об.%: выносящая способность 97% или 0,24 м3/ кг.
Пример 2.
Для получения стержня массой 3 г используют следующие ингредиенты, г/мас.%:
| ОКСИПАВ | 1,35/45 |
| Эмуксол 268 | 0,24/8 |
| Мочевина | 1,41/47 |
Проводят все операции так, как указано в примере 1. Содержание газового конденсата в водогазоконденсатной смеси 80 об.%: выносящая способность 100% или 0,32 м3/кг, плотность 902 кг/м3. При содержании газового конденсата 70 об.% выносящая способность 100% или 0,34 м3/кг, при содержании газового конденсата 60 об.%: выносящая способность 100% или 0,35 м3/кг.
Пример 3.
Для получения стержня массой 3 г используют следующие ингредиенты, г/мас.%:
| ОКСИПАВ | 1,23/41 |
| Эмуксол 268 | 0,36/12 |
| Мочевина | 1,41/47 |
Проводят все операции так, как указано в примере 1. Плотность 935 кг/м3. Содержание газового конденсата в водогазоконденсатной смеси 60 об.%: выносящая способность 100% или 0,28 м3/кг. При содержании газового конденсата 70 об.% выносящая способность 99% или 0,27 м3/кг, при содержании газового конденсата 80 об.%: выносящая способность 98% или 0,25 м3/кг.
Пример 4.
Для получения стержня массой 3 г используют следующие ингредиенты, г/мас.%:
| ОКСИПАВ | 1,26/42 |
| Эмуксол 268 | 0,24/8 |
| Мочевина | 1,5/50 |
Проводят все операции так, как указано в примере 1. Плотность 936 кг/м3. Содержание газового конденсата в водогазоконденсатной смеси 70 об.%: выносящая способность 100% или 0,28 м3/кг. При содержании газового конденсата 60 об.% выносящая способность 100% или 0,29 м3/кг, при содержании газового конденсата 80 об.%: выносящая способность 100% или 0,27 м3/кг.
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию «новизны, изобретательского уровня, промышленной применимости», то есть является патентоспособным.
Claims (1)
- Облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, содержащий мочевину, предварительно высушенный ОКСИПАВ, Эмуксол 268 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Мочевина 47-53 ОКСИПАВ 39-45 Эмуксол 268 8-12
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151687/03A RU2485159C1 (ru) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151687/03A RU2485159C1 (ru) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2485159C1 true RU2485159C1 (ru) | 2013-06-20 |
Family
ID=48786281
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011151687/03A RU2485159C1 (ru) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2485159C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4237977A (en) * | 1979-02-02 | 1980-12-09 | Skyline Products Ltd. | Removal of water from gas well borehole with solid foaming agent |
| SU1710705A1 (ru) * | 1989-08-04 | 1992-02-07 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Способ удалени жидкости с забо газовых скважин |
| SU1723090A1 (ru) * | 1989-10-09 | 1992-03-30 | Харьковский политехнический институт им.В.И.Ленина | Пенообразующий состав дл удалени жидкости из газовых скважин |
| RU2173694C2 (ru) * | 1999-06-18 | 2001-09-20 | ОАО "Газпром" | Твердый пенообразующий состав для удаления жидкости из скважин и способ его получения |
| RU2323244C1 (ru) * | 2006-08-25 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ получения твердого пенообразователя для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин |
-
2011
- 2011-12-16 RU RU2011151687/03A patent/RU2485159C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4237977A (en) * | 1979-02-02 | 1980-12-09 | Skyline Products Ltd. | Removal of water from gas well borehole with solid foaming agent |
| SU1710705A1 (ru) * | 1989-08-04 | 1992-02-07 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Способ удалени жидкости с забо газовых скважин |
| SU1723090A1 (ru) * | 1989-10-09 | 1992-03-30 | Харьковский политехнический институт им.В.И.Ленина | Пенообразующий состав дл удалени жидкости из газовых скважин |
| RU2173694C2 (ru) * | 1999-06-18 | 2001-09-20 | ОАО "Газпром" | Твердый пенообразующий состав для удаления жидкости из скважин и способ его получения |
| RU2323244C1 (ru) * | 2006-08-25 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ получения твердого пенообразователя для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ХАРИТОНОВА Т.В. и др. Межмолекулярные взаимодействия в бинарных смесях катионного и неионогенного ПАВ // Коллоидный журнал. - 2002, No.5, т.64, с.685. * |
| ХАРИТОНОВА Т.В. и др. Межмолекулярные взаимодействия в бинарных смесях катионного и неионогенного ПАВ // Коллоидный журнал. - 2002, №5, т.64, с.685. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10961432B2 (en) | Method of mineral oil production | |
| RU2563642C2 (ru) | Способ добычи нефти с применением поверхностно-активных веществ на основе содержащих бутиленоксид алкилалкоксилатов | |
| US20070123431A1 (en) | Polymer hydration method using microemulsions | |
| CN104436766B (zh) | 一种有机硅组合物 | |
| CA2790913A1 (en) | Use of surfactant mixtures of polycarboxylates for microemulsion flooding | |
| CN104845602B (zh) | 环境友好型超稳定多相泡沫体系及其制备方法 | |
| CN103641195A (zh) | 一种有机硅消泡剂及其制备方法 | |
| RU2294353C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| CN111058816B (zh) | 一种提高co2混相驱采收率的方法 | |
| NL8501691A (nl) | Oppervlakteaktievestofsamenstelling. | |
| RU2485159C1 (ru) | Облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин | |
| CN106554756A (zh) | 一种发泡剂和发泡剂组合物及其应用和油基发泡方法 | |
| US11390794B2 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
| Al-Darweesh et al. | Corrosion inhibitor and chelating agent impact on foam stability for formation stimulation applications | |
| US10364386B2 (en) | Microemulsion to improve the flow of heavy hydrocarbons, its preparation and use | |
| CA2896321C (en) | Highly concentrated, anhydrous amine salts of hydrocarbon alkoxy sulfates, use thereof and method using aqueous dilutions thereof | |
| RU2487234C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов | |
| Yekeen et al. | Influence of silicon oxide and aluminum oxide nanoparticles on air and CO2 foams stability in presence and absence of oil | |
| RU2758301C1 (ru) | Многоцелевой пенообразователь на основе пав для вспенивания и выноса скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки | |
| EP0523112B1 (en) | Branched ether surfactants and their use in an enhanced oil recovery process | |
| RU2461702C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) | |
| EP0523111B1 (en) | Branched ether surfactants and their use in an enhanced oil recovery process | |
| RU2822067C2 (ru) | Неводные пеногасящие композиции и их использование для регулирования образования неводных пен | |
| RU2642743C1 (ru) | Состав и способ приготовления пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин | |
| RU2822066C2 (ru) | Смеси алкоксилатов спиртов в качестве концентрированных водных пеногасителей |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201217 |