RU2657918C1 - Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин - Google Patents
Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2657918C1 RU2657918C1 RU2016149997A RU2016149997A RU2657918C1 RU 2657918 C1 RU2657918 C1 RU 2657918C1 RU 2016149997 A RU2016149997 A RU 2016149997A RU 2016149997 A RU2016149997 A RU 2016149997A RU 2657918 C1 RU2657918 C1 RU 2657918C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- condensation liquid
- reagent
- wells
- sodium lauryl
- Prior art date
Links
- 238000009833 condensation Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000005494 condensation Effects 0.000 title claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title claims abstract description 15
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 9
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000004141 Sodium laurylsulphate Substances 0.000 abstract 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 241000783730 Thin paspalum asymptomatic virus Species 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 description 2
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N dodecyl hydrogen sulfate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOS(O)(=O)=O MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ОС-20, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, масс.%: ОС-20 80-85, лаурилсульфат натрия 15-20. 1 табл.
Description
Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость.
Известно поверхностно-активное вещество (ПАВ) «Прогресс» для удаления конденсационной жидкости из скважин газовых и газоконденсатных месторождений [СТО 05807999-007-2006].
Недостатком известного ПАВ является его высокая коррозионная активность, что отрицательно влияет на подвеску НКТ и внутрискважинное оборудование.
Наиболее близким по механизму воздействия и достигаемому результату является реагент для удаления конденсационной жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую жидкость, из газовых и газоконденсатных скважин на основе препарата ОС-20 (ГОСТ 10730-82) [RU 2502776 C2, МПК C09K 8/584 (2006.01), опубл. 27.12.2013].
Однако применение известного реагента на основе препарата ОС-20 на скважинах газовых месторождений ограничено из-за длительного времени растворения его в конденсационной жидкости.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка реагента для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин. При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности удаления конденсационной жидкости из скважин газовых месторождений.
Указанный технический результат достигается тем, что реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин, содержащий неионогенное ПАВ - препарат ОС-20, дополнительно включает (и это является отличительной особенностью) анионактивное ПАВ - лаурилсульфат натрия, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ОС-20 - 80÷85, лаурилсульфат натрия - 15÷20.
Препарат ОС-20 представляет собой смесь полиоксиэтиленгликолевых эфиров синтетических первичных высших жирных спиртов фракции C16-C18, производится по ГОСТ 10730-82 с Изм. 1-3.
Лаурилсульфат натрия представляет натриевую соль лаурилсерной кислоты, анионоактивное ПАВ, амфифильное вещество, производится по ТУ 2481-023-50199225-2002. Химическая формула C12H25SO4Na. Плотность 1010 кг/м3. Порошок белого цвета. Горюч, температура самовозгорания 310,5°C. Растворимость в воде - не менее 130 г/л (при 20°C). Цвет водного раствора лаурилсульфата натрия - от желтого до желто-коричневого. В водных растворах образует стойкую пену. Биоразлагаемость лаурилсульфата натрия превышает 90%, токсичных продуктов при разложении не образует.
Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая: добавление в состав реагента лаурилсульфата натрия способствует сокращению времени реакции растворения реагента в конденсационной жидкости.
Заявляемое в реагенте соотношение компонентов на основе неионогенных и анионактивных ПАВ обеспечивает при использовании компонентов усиление вспенивания конденсационной жидкости из-за синергетического эффекта действия ПАВ. При использовании заявляемой смеси образуется легкая стойкая пенная система, способствующая выносу жидкости из скважины.
Исследованиями, лабораторными и промысловыми испытаниями по адаптации реагента к условиям эксплуатации скважин доказаны устойчиво воспроизводимые результаты по эффективному вспениванию конденсационной жидкости газовых скважин.
Способ применения реагента на скважине: рабочая жидкость (ЖПАВ) в виде 10%-ного водного раствора или твердые стержни (ТПАВ). Концентрация ПАВ в скважинной жидкости (КЖ) - до 0,5%, объем подачи ЖПАВ в затрубное пространство скважины - 50÷100 литров на одну скважинно-операцию; ТПАВ - 5÷10 единиц на одну скважинно-операцию. ТПАВ представляет собой предмет цилиндрической формы с геометрическими размерами 30÷40 см в длину и 3÷4 см в диаметре. Цвет белый, не прозрачный. Плотность 0,95÷0,98 г/см3.
Изготовление ТПАВ происходит следующим образом: берется требуемое количество 80÷85 (мас. %) препарата ОС-20, которое засыпают в котел и нагревают с перемешиванием до 70°С. В полученный расплав добавляют требуемое количество 15÷20 (мас. %) компонента лаурилсульфата натрия. Технологическая смесь перемешивается до образования однородной массы. Полученный расплав заливают в металлические формы и охлаждают при температуре 18±1°С. После охлаждения и затвердевания стержней, производят их извлечение из металлических матриц и складирование на стеллажах в горизонтальном положении для дальнейшего использования.
Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице 1.
Данные таблицы 1 (примеры 3÷5) свидетельствуют о высокой эффективности реагента (ПАВ) при использовании в заявляемом соотношении, применение которого обеспечивает наивысшую степень пенообразования конденсационной жидкости газовых скважин.
Использование реагента для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин позволит улучшить условия эксплуатации скважин, в которых произошел подъем уровня скважинной жидкости к интервалу перфорации, стабилизировать добычу и получить дополнительные объемы газа, повысить эффективность разработки месторождений за счет снижения эксплуатационных затрат, сокращения количества и объемов продувок скважин, минимизации себестоимости добычи природного газа.
Claims (2)
- Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ОС-20, отличающийся тем, что дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, масс. %:
-
ОС-20 80-85 лаурилсульфат натрия 15-20
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016149997A RU2657918C1 (ru) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016149997A RU2657918C1 (ru) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2657918C1 true RU2657918C1 (ru) | 2018-06-18 |
Family
ID=62620123
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016149997A RU2657918C1 (ru) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2657918C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2726698C1 (ru) * | 2019-06-10 | 2020-07-15 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Краснодар" | Твердый пенообразующий состав для вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости и поддержания стабильной эксплуатации газовых скважин |
| RU2812888C1 (ru) * | 2022-10-26 | 2024-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Пенообразующая смесь пролонгированного действия для вспенивания и удаления из скважин газовых месторождений пластовой воды с целью поддержания их стабильной эксплуатации |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3773110A (en) * | 1972-08-14 | 1973-11-20 | Continental Oil Co | Method of removing liquids and small solids from well bores |
| SU981335A1 (ru) * | 1981-06-22 | 1982-12-15 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Состав дл удалени и предотвращени смолопарафиновых отложений |
| RU2188933C1 (ru) * | 2001-05-15 | 2002-09-10 | Марьин Вячеслав Иванович | Способ повышения продуктивности скважин |
| RU2337937C2 (ru) * | 2005-12-15 | 2008-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Реагент для подъема пластовых жидкостей из газовых, газоконденсатных скважин и нефтяных скважин с низким газовым фактором в условиях анпд |
| RU2502776C2 (ru) * | 2011-07-15 | 2013-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Реагент для удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду, из газовых и газоконденсатных скважин |
-
2016
- 2016-12-19 RU RU2016149997A patent/RU2657918C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3773110A (en) * | 1972-08-14 | 1973-11-20 | Continental Oil Co | Method of removing liquids and small solids from well bores |
| SU981335A1 (ru) * | 1981-06-22 | 1982-12-15 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Состав дл удалени и предотвращени смолопарафиновых отложений |
| RU2188933C1 (ru) * | 2001-05-15 | 2002-09-10 | Марьин Вячеслав Иванович | Способ повышения продуктивности скважин |
| RU2337937C2 (ru) * | 2005-12-15 | 2008-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Реагент для подъема пластовых жидкостей из газовых, газоконденсатных скважин и нефтяных скважин с низким газовым фактором в условиях анпд |
| RU2502776C2 (ru) * | 2011-07-15 | 2013-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Реагент для удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду, из газовых и газоконденсатных скважин |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2726698C1 (ru) * | 2019-06-10 | 2020-07-15 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Краснодар" | Твердый пенообразующий состав для вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости и поддержания стабильной эксплуатации газовых скважин |
| RU2812888C1 (ru) * | 2022-10-26 | 2024-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Пенообразующая смесь пролонгированного действия для вспенивания и удаления из скважин газовых месторождений пластовой воды с целью поддержания их стабильной эксплуатации |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BR112017010367B1 (pt) | Método para produção de petróleo | |
| RU2451169C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2657918C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| RU2616923C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью | |
| RU2494245C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2587203C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2100587C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2616949C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов | |
| RU2642680C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| RU2655685C1 (ru) | Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт | |
| RU2242603C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта | |
| RU2456324C1 (ru) | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины | |
| RU2814728C1 (ru) | Твердый состав для удаления попутной пластовой жидкости из скважин, газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации | |
| RU2394062C1 (ru) | Твердая основа для кислотного состава и состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| RU2812888C1 (ru) | Пенообразующая смесь пролонгированного действия для вспенивания и удаления из скважин газовых месторождений пластовой воды с целью поддержания их стабильной эксплуатации | |
| RU2781005C1 (ru) | Состав для изготовления твердых пенообразующих шашек для вспенивания и удаления из скважин газовых месторождений пластового флюида | |
| RU2527424C1 (ru) | Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин | |
| RU2385893C1 (ru) | Реагент-добавка к жидкости для глушения скважин | |
| RU2309176C2 (ru) | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин | |
| RU2729764C1 (ru) | Твердофазный состав, предназначенный для вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости и защиты внутрискваженного оборудования от коррозии | |
| RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| RU2742167C1 (ru) | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин | |
| RU2411276C1 (ru) | Термо- и солестойкий взаимный растворитель для составов, применяемых в нефтедобывающей промышленности |