RU2715281C2 - Состав жидких поверхностно-активных веществ для газовых скважин с низким пластовым давлением - Google Patents
Состав жидких поверхностно-активных веществ для газовых скважин с низким пластовым давлением Download PDFInfo
- Publication number
- RU2715281C2 RU2715281C2 RU2017144111A RU2017144111A RU2715281C2 RU 2715281 C2 RU2715281 C2 RU 2715281C2 RU 2017144111 A RU2017144111 A RU 2017144111A RU 2017144111 A RU2017144111 A RU 2017144111A RU 2715281 C2 RU2715281 C2 RU 2715281C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- composition
- aqueous solution
- sulfanol
- Prior art date
Links
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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/94—Foams
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)
- Cleaning Or Drying Semiconductors (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может применяться для выноса скопившейся капельной жидкости на забое в процессе эксплуатации или ремонта газовой скважины, эксплуатация которых осложнена наличием гидрато-ледяных пробок в стволе скважины, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений. Состав поверхностно-активных веществ для газовых скважин, содержащий, мас.%: поверхностно-активное вещество ОП, Сульфанол 40% водный раствор, Трилон Б, метиловый спирт, мас. %: ОП 27,5÷37,5%; Сульфанол 40% водный раствор 20÷10; Трилон Б до 2,5%; Водный раствор метилового спирта остальное. Использование предлагаемого раствора позволит увеличить добычу газа из газовых скважин, а также сократить эксплуатационные расходы при добыче газа и снизить количество продувок скважин. 5 табл.
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может применяться для выноса скопившейся капельной жидкости на забое в процессе эксплуатации или ремонта газовой скважины, эксплуатация которых осложнена наличием гидрато-ледяных пробок в стволе скважины, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений.
Известен облегченный спиртово-солевой раствор для растепления газовых скважин в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород [RU 2560739, опубликовано 20.08.2015]. Использование известного раствора приводит к увеличению минерализации пластовой жидкости, что в последствии приведет к отложениям на внутренней стенке газопровода и технологического оборудования, что негативно повлияет на компрессорное оборудования дожимной компрессорной станции. Также известный раствор из-за повышенной кислотности (РН. больше 7) приведет к увеличению коррозионной активности предлагаемого состава, что сократит срок службы технологического оборудования и трубопроводов.
Известна смесь для удаления жидкого пластового флюида из газоконденсатных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями [RU 2328515, опубликовано 10.07.2008]. Недостатком известного реагента, взятого за прототип, является низкая эффективность выноса жидкости из эксплуатационных газовых скважин с большим зумпфом, возможность гидратообразований при отработке скважины с твердыми поверхностно-активными веществами (ТПАВ) на факел. Низкая скорость растворения ТПАВ со скопившейся в скважине жидкостью. Известная технологическая смесь используется в виде стержней и в виде водного раствора. Недостатками в виде стержней является неработоспособность при больших зумпфах на забое скважин и малых пластовых давлениях, где режим «барботажа» минимален, так как стержни ложатся на забой, ввиду того, что плотность состава стержней значительно выше плотности воды они не производят эффективной работы по вспениванию; возможность образование гидратов при отработке скважины с ТПАВ на факел в зимнее время года; низкая скорость взаимодействия ТПАВ со скопившейся в скважине жидкостью. Недостатками в виде водного раствора: полная неработоспособность в зимнее время года, вызванное замерзанием состава; вспенивание состава при транспортировке и закачке в скважину.Задачей, на решение которой направлено предполагаемое изобретение, является разработка жидкого поверхностно - активного вещества (ЖПАВ) для работы по интенсификации добычи газа из газовых скважин месторождений поздней стадии эксплуатации (содержащих пластовую и конденсационную жидкость) в районах Крайнего Севера, в условиях низких температур, низких пластовых давлений и дебитов, а также возможности использовании ЖПАВ в скважинах с зумпфом более 10 метров.
Поставленная задача решается за счет технического результата, который заключается в достижении плотности состава ЖПАВ ниже плотности воды, что позволяет получить полезную работу по вспениванию поверхностно-активных веществ при больших зумпфах скважин. За счет жидкого агрегатного состояния ЖПАВ, в сравнении с ТПАВ, имеет больший КПД за счет менее прочных межмолекулярных связей в растворе, что обеспечивает более высокие скорости реакции пенообразования с пластовой жидкостью и тем самым сокращает время простоя скважины при ее обработке. Исключен риск выноса на устье нерастворенных элементов ПАВ. Снижен риск вспенивания закачиваемого раствора в затрубное пространство скважины, а также образования гидратов при обработке скважин ЖПАВ в зимнее время года за счет ввода в состав ПАВ ингибитора гидратообразований - метилового спирта.
Технический результат достигается тем, что состав поверхностно-активных веществ для газовых скважин, содержащий поверхностно-активное вещество ОП, Сульфанол - натриевая соль алкилбензосульфокислоты 40% водный раствор по ТУ2481-106-07510508-2005, Трилон Б, метиловый спирт масс. %:
ОП - 27,5÷37,5%;
Сульфанол 40% водный раствор - 20÷10;
Трилон Б - до 2,5%;
Водный раствор метилового спирта - остальное.
Заявляемый состав, состоящий из трех поверхностно-активных веществ (ПАВ) позволяет наблюдать синергетический эффект в виде усиления вспенивающей способности жидкости, скопившейся в скважине, при предлагаемом соотношении компонентов. За счет добавления в раствор ЖПАВ метанола удалось предотвратить замерзание ЖПАВ при отрицательных температурах в зимнее время года. Увеличив долю метанола в растворе ЖПАВ свыше 50%, удалось снизить риск гидратообразований при отработке скважины на факел с применением ЖПАВ (пенообразующая способность ЖПАВ при этом не уменьшилась). При транспортировке к скважине и закачке на забой газовой скважины ЖПАВ - входящий в состав метанол (соотношение 1:1) выполняет функцию пеногасителя и предотвращает замерзание состава при отрицательных температурах окружающей среды. При взаимодействии ЖПАВ с пластовой жидкостью, концентрация метанола кратно снижается (метанол прекращает действовать как пеногаситель), что приводит к активному взаимодействию ПАВ с жидкостью и образованию стойкой пены. Пена снижает поверхностное трение в лифте колонны скважины и увлекает за собой часть воды, как следствие снижается плотность столба водо-пенной эмульсии в стволе скважины, что способствует выносу жидкости на устье. За счет растворенного в пластовой жидкости метанола, при продувке скважины на факел исключено образование гидратообразований в факельной и технологической линиях.
Как показали опытно-промышленные испытания, при концентрации метанола в растворе ЖПАВ менее 50%, при продувке скважины на факельную линию в зимний период времени, растет перепад давления по газопроводу, что обусловлено образованием кристаллогидратов, т.е. концентрации метанола, растворенного в выносимой пластовой жидкости не достаточно, и не обеспечивается безгидратный режим работы скважины.
При концентрации метанола в растворе ЖПАВ более 50% его концентрация при закачке в скважину на условную единицу объема пластовой жидкости остается высока, метанол продолжает действовать пеногасителем поверхностно-активных веществ, что снижает эффективность пенообразования и выноса пластовой жидкости из скважины, поэтому оптимальное соотношение метанола в растворе ЖПАВ определено как 1:1.
Эффективность данного состава была подтверждена испытаниями в лабораторных условиях с применением пластовой жидкости Вынгапуровского газового промысла на стендовой установке, которая моделирует работу в режиме вспенивания ПАВ и выноса жидкости со ствола скважины. В процессе испытаний установлено, что при увеличении массовой доли ОП в растворе свыше 30%, происходит увеличение вязкости ЖПАВ и соответственно возрастает гидродинамическое сопротивление движение ЖПАВ по затрубному пространству скважины, что приводит к увеличению времени простоя скважины. При уменьшении массовой доли ОП в растворе жидких поверхностно -активных веществ ниже 27,5% происходит снижение образование пены и ее стойкости, что снижает эффективность выноса жидкости из скважины.
С целью подбора наиболее оптимального состава пенообразующей жидкости, обеспечивающей наиболее эффективное вспенивание и удаление жидкостей, накапливающихся на забое газовых скважин, были опробованы 6 образцов, отличающиеся разными концентрациями ОП- керосиновый контакт с содержанием сульфокислот не менее 55 %, нейтрализованный NaOH по ГОСТ6948-81 и 40% водного раствора сульфанола. Впоследствии, в водный раствор с каждым образцом был добавлен Трилон Б- Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты. ГОСТ 10652-73 Данные химические реагенты являются наиболее часто используемыми в качестве пенообразующих агентов, но при этом отличаются по своим пенообразующим свойствам: ОП (неионогенное ПАВ) является более универсальным, сульфанол (анионоактивное ПАВ) способствует образованию более стабильной пены и с большей кратностью. При этом сульфанол, при повышении общей минерализации и увеличении концентрации ионов Са и Mg, значительно теряет свои свойства пенообразователя.
Была исследована пенообразующая способность водных растворов смесей этих веществ: В таблице представлены комбинации концентраций исследуемых веществ в смеси:
Плотность смесей меняется от 1,08 г/см3 до 0,89 г/см3 в направлении образцов от №1 к №6. Вязкость увеличивается от образца №1 к образцу №6. Технологически наиболее предпочтительным является раствор с меньшей вязкостью.
Для приготовления растворов была использована проба воды, отобранная из забоя газовой скважины. Химический анализ воды на значимые параметры: общая минерализация - 3586 мг/дм3, Са2+ - 676 мг/дм3, Сl- - 1563 мг/дм3, рН - 7,8.
Было подготовлено 6 растворов по 100 мл с концентрациями образцов смесей:
Создание пены осуществлялось ручным встряхиванием емкости с раствором. Объем образовавшейся пены и ее кратность приведены в таблице:
Стабильность (суммарный объем пены и жидкости через 90 минут), объем жидкости при этом составляет приблизительно 95 мл во всех образцах:
Визуально, в момент после образования пены, дисперсность во всех образцах одинаковая, пены имеют мелкоячеистую структуру с размером ячейки порядка 1 мм. При добавлении динатриевой соли выявилось увеличение пенообразующей способности тех образцов раствора, которые содержали сульфанол. Данное обстоятельство связано с коагулирующим свойством динатриевой соли, способной связывать ионы Са, Mg, чем способствовать повышению эффективности сульфанола в смеси. Объем пены и ее кратность представлены в таблице:
Исследования показали, что наиболее оптимальный состав пенообразующей жидкости представлен в следующих концентрациях рассматриваемых компонентов, содержащий поверхностно-активное вещество ОП, Сульфанол 40% водный раствор, Трилон Б, метиловый спирт масс. %:
ОП - 27,5÷37,5%;
Сульфанол 40% водный раствор - 20÷10;
Трилон Б - до 2,5%;
Водный раствор метилового спирта - остальное.
Предлагаемый состав может использоваться в виде раствора жидких средств для удаления жидкости из газовой скважины. Для ввода раствора в газовую скважину требуется дозировочная установка. Объем предлагаемого раствора, вводимого в газовую скважину, определяют для каждой конкретной скважины отдельно, и зависит от характеристик скважины (пластового давления, объема скопившейся в скважине жидкости, минерализацией жидкости, температуры жидкости, содержания в ней газового конденсата и др.). Достижение технического результата предлагаемым изобретением (составом поверхностно-активных веществ для газовых скважин) оценивалось с помощью коэффициента выноса жидкости (рассчитывается как отношение объема вытесненной жидкости к первоначальному объему жидкости) на основании результатов, полученных по итогам стендовых испытаний предлагаемого состава и прототипа.
Коэффициент выноса жидкости газовой скважины сеноманской залежи Вынгапуровского ГП предлагаемым составом - 0,8%.
Использование предлагаемого раствора позволит увеличить добычу газа из газовых скважин. Предлагаемый состав позволит сократить эксплуатационные расходы при добыче газа и снизить количество продувок скважин.
Claims (2)
- Состав жидких поверхностно-активных веществ для газовых скважин с низким пластовым давлением, содержащий поверхностно-активное вещество ОП, Сульфанол 40% водный раствор, Трилон Б, метиловый спирт, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
-
ОП 27,5÷37,5 Сульфанол 40% водный раствор 20÷10 Трилон Б до 2,5 Водный раствор метилового спирта остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017144111A RU2715281C2 (ru) | 2017-12-15 | 2017-12-15 | Состав жидких поверхностно-активных веществ для газовых скважин с низким пластовым давлением |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017144111A RU2715281C2 (ru) | 2017-12-15 | 2017-12-15 | Состав жидких поверхностно-активных веществ для газовых скважин с низким пластовым давлением |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2017144111A RU2017144111A (ru) | 2019-06-17 |
RU2017144111A3 RU2017144111A3 (ru) | 2019-09-16 |
RU2715281C2 true RU2715281C2 (ru) | 2020-02-26 |
Family
ID=66947330
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017144111A RU2715281C2 (ru) | 2017-12-15 | 2017-12-15 | Состав жидких поверхностно-активных веществ для газовых скважин с низким пластовым давлением |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2715281C2 (ru) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5034140A (en) * | 1989-11-27 | 1991-07-23 | Halliburton Company | Well acidizing compositions and method |
US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
RU2328515C2 (ru) * | 2005-12-15 | 2008-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Технологическая смесь для удаления жидкого пластового флюида из газоконденсатных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями |
RU2528803C1 (ru) * | 2013-07-01 | 2014-09-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления |
-
2017
- 2017-12-15 RU RU2017144111A patent/RU2715281C2/ru active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5034140A (en) * | 1989-11-27 | 1991-07-23 | Halliburton Company | Well acidizing compositions and method |
US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
RU2328515C2 (ru) * | 2005-12-15 | 2008-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Технологическая смесь для удаления жидкого пластового флюида из газоконденсатных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями |
RU2528803C1 (ru) * | 2013-07-01 | 2014-09-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2017144111A (ru) | 2019-06-17 |
RU2017144111A3 (ru) | 2019-09-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
PT2640803T (pt) | Agentes espumantes para injecção em poços perfurados | |
RU2581859C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
RU2715281C2 (ru) | Состав жидких поверхностно-активных веществ для газовых скважин с низким пластовым давлением | |
RU2587203C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
RU2641044C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
US11229860B2 (en) | Application of formaldehyde sulfoxylates for scavenging H2S | |
RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
US20160053159A1 (en) | Non-toxic and biodegradable surfactants | |
RU2385893C1 (ru) | Реагент-добавка к жидкости для глушения скважин | |
RU2693789C1 (ru) | Композиционный состав для удаления пластовой жидкости повышенной жесткости из низкодебитных скважин газовых и газоконденсатных месторождений | |
RU2657918C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин | |
RU2632845C1 (ru) | Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений | |
RU2759614C1 (ru) | Реагентный состав для разрушения отложений карбоната кальция в газовых скважинах подземных хранилищ газа | |
RU2417302C1 (ru) | Способ предотвращения прихватов верхней части колонны бурильных труб | |
RU2348799C1 (ru) | Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины | |
RU2456326C1 (ru) | Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины | |
RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
US20220325167A1 (en) | Composition useful in sulfate scale removal | |
RU2742167C1 (ru) | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин | |
RU2564424C2 (ru) | Состав жидкостной ванны для освобождения прихваченной колонны труб | |
RU2601887C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2656293C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
RU2461702C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) | |
RU2658185C2 (ru) | Технологическая смесь для удаления из газовых и газоконденсатных скважин пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и конденсат газовый |