RU2759749C1 - Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа - Google Patents
Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2759749C1 RU2759749C1 RU2020137326A RU2020137326A RU2759749C1 RU 2759749 C1 RU2759749 C1 RU 2759749C1 RU 2020137326 A RU2020137326 A RU 2020137326A RU 2020137326 A RU2020137326 A RU 2020137326A RU 2759749 C1 RU2759749 C1 RU 2759749C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- composition
- reagent composition
- trilon
- reagent
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 52
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title claims abstract description 32
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 15
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 7
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 title abstract description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 title abstract 2
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 50
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- -1 polymethylsiloxane Polymers 0.000 claims abstract description 9
- ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L EDTA disodium salt (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].OC(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(O)=O)CC([O-])=O ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 26
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 17
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 10
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 claims description 8
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 10
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 31
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 19
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 17
- 235000011132 calcium sulphate Nutrition 0.000 description 16
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 16
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 12
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 7
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 7
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical class [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 4
- 239000012042 active reagent Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 235000011118 potassium hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical group [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- VPTUPAVOBUEXMZ-UHFFFAOYSA-N (1-hydroxy-2-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)CP(O)(O)=O VPTUPAVOBUEXMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001175 calcium sulphate Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000012824 chemical production Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- BITYAPCSNKJESK-UHFFFAOYSA-N potassiosodium Chemical compound [Na].[K] BITYAPCSNKJESK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении производительности газовых скважин ПХГ за счет интенсификации притока газа. Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа содержит компоненты при следующем соотношении, масс. %: Трилон Б 6,3-18,0, гидроксид натрия 7,0-20,0, оксамин 0,3-2,5, алкилполигликозид 0,4-4,0, полиметилсилоксан 0,1-1,5, вода остальное. 3 табл.
Description
Изобретение относится к области газовой промышленности и, в частности, к растворам, предназначенным для повышения продуктивности и надежности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) и может быть использовано при проведении работ по интенсификации притока флюида на эксплуатационных скважинах ПХГ, оборудованных гравийно-насыпным (гравийным) и забойным противопесочным фильтрами.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), включающий последовательную закачку щелочной буферной жидкости, активного реагента, выдержку их для реагирования с породами пласта и кольматирующими их веществами, отбор отработанного активного реагента, удаление продуктов реакции из пласта и введение скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что процесс закачки и отбора отработанного активного реагента производят циклически, до восстановления естественной проницаемости ПЗП, а в качестве активного реагента используют раствор состава, масс. %: трилон-Б 0,35-28,0; гидроксид щелочного металла 0,05-7,0; вода остальное (см. патент РФ №2232879 С1, Способ обработки призабойной зоны пласта, МПК Е21В 43/22 (2000.01), опубл. 20.07.2004).
Недостатком упомянутого выше технического решения является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта.
Ближайшим аналогом заявленного технического решения является состав для химической обработки прискважинной зоны пласта, который позволяет растворять и диспергировать карбонатные и/или терригенные составляющие пород, глинистые и полимерглинистые, а также баритовые кольматанты, включающий в себя комплексон (комплексное вещество), гидроксид щелочного металла, поверхностно-активное вещество, пеногаситель и воду, при этом в качестве комплексона взят Трилон Б или гидроксиэтилендифосфоновая кислота, в качестве гидроксида щелочного металла взяты гидроксиды натрия и калия, в качестве пеногасителя взят изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов), в качестве ПАВ взят ТН-МС-2 или Сурфасол, при этом соотношение указанных компонентов следующее, масс. %: комплексон 5,0-10,0; гидроксид натрия 2,5-5,0; гидроксид калия 2,5-5,0; ТН-МС-2 или Сурфасол 3,5-5,0; изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов 3,0-5,0; вода остальное (см. патент РФ №2681132 С1, Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта, МПК С09К 8/528, опубл. 04.03.2019).
Недостатком ближайшего аналога является его применение для газовых месторождений, где проводка скважин ведется на утяжеленных баритом -сульфатом бария глинистых растворах, а также для газовых месторождений с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и сверхглубоких скважин. Известный состав не учитывает специфики кольматации газовых скважин ПХГ, оборудованных гравийно-насыпным (гравийным) и забойным противопесочным фильтрами. Так, отсутствие в известном составе поверхностно-активных веществ, способных проявлять свои свойства в сильнощелочной среде, не будет позволять составу эффективно диспергировать, а затем переводить в растворенное состояние сульфат кальция, который может составлять основу кольматанта на некоторых скважинах ПХГ до 95% масс. Кроме того, отсутствие в составе пеногасителя на основе более эффективной кремнийорганики может приводить к процессу активного пенообразования в скважине при закачке реагента.
Задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является разработка такого реагентного состава, который бы эффективно разрушал сульфатные отложения, в основном - сульфат кальция, в призабойной зоне эксплуатационных скважин ПХГ, оборудованных гравийно-насыпными (гравийными) и забойными противопесочными фильтрами, что обеспечивало бы интенсификацию притока и увеличение газоотдачи скважин ПХГ.
Техническим результатом, на достижение которого направлено заявленное техническое решение, является повышение производительности газовых скважин ПХГ за счет интенсификации притока газа, что является результатом повышения эффективности растворения сульфатного кольматанта (в основном - сульфата кальция), образующегося как на поверхности гравийных и забойных противопесочных фильтров, так и в призабойной зоне пласта, при одновременном сохранении целостности породы терригенного пласта-коллектора, за счет обработки призабойной зоны скважин реагентным составом, состоящим из комплексообразующего вещества, натриевой (калиевой) щелочи, технической воды, поверхностно-активных веществ и пеногасителя.
Технический результат достигается за счет того, реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах ПХГ, содержащий комплексообразующее вещество, гидроксид щелочного металла, поверхностно-активное вещество (ПАВ), пеногаситель и воду, причем в качестве комплексообразующего вещества взят Трилон Б, а в качестве гидроксида щелочного металла взят гидроксид натрия, согласно изобретения в качестве поверхностно-активных веществ взяты оксамин и алкилполигликозид, а в качестве пеногасителя взят полиметилсилоксан, при этом соотношение всех указанных компонентов следующее (масс. %):
| Трилон Б | 6,3-18,0 |
| Гидроксид натрия | 7,0-20,0 |
| Оксамин | 0,3-2,5 |
| Алкилполигликозид | 0,4-4,0 |
| Полиметилсилоксан | 0,1-1,5 |
| Вода | остальное |
Сущность заявленного изобретения поясняется таблицами.
В таблице 1 приведено сравнение скорости растворения отложений кольматанта из сульфата кальция в разных реагентных составах.
В таблице 2 приведены результаты гравиметрических испытаний на скорость коррозии образцов из стали 20 с исследуемыми реагентными составами.
В таблице 3 представлены результаты исследований, определяющие оптимальный диапазон концентраций гидроксида натрия и Трилона Б в заявленном реагентном составе ВМКР-9, при которых происходит максимальное растворение кольматанта сульфата кальция.
Сущность заявленного технического решения описана ниже.
Как показали научные исследования - кольматирование в процессе эксплуатации газовых скважин ПХГ происходит, как в глубине пористого пространства естественного пласта-коллектора по пути фильтрации газа, так и на гравийно-намывном фильтре, представляющем собой кварцевый песок строго определенной фракции, намытый и уплотненный вокруг окончания ствола скважины ПХГ (предварительно пробуренного, расширенного пространства в диаметре до ~ 0,45 м), и на забойном противопесочном щелевом проволочном фильтре, которым оборудовано окончание колонны насосно-компрессорных труб. При этом наиболее плотный слой кольматанта (и соответственно более проблемная зона для его растворения и разрушения) наблюдается на щелях проволочного фильтра, которые изначально механически забиваются частицами кварцевого песка, а вторично дополнительно обрастают так называемым «цементом», т.е. очень твердым кольматантом сульфатного типа, то есть сульфата кальция. Далее следуют зоны гравийного фильтра и естественной породы пласта-коллектора, которые являются менее проблемными, так как они не имеют, во-первых, металлического скелета проволочного фильтра, и во-вторых, зон пониженной фильтрации, которые возникают также в проволочном фильтре за счет незначительных межщелевых расстояний в нем.
В результате исследовательской работы было определено, что сульфатный кольматант (сульфат кальция), может образовываться на теле фильтра и в призабойной зоне скважины в процессе ее эксплуатации, как результат протекания физико-химических процессов в призабойной зоне, вследствие взаимодействия пластовой воды, породы пласта-коллектора и компонентов технологических жидкостей в условиях циклической работы ПХГ, при изменении Р,Т-условий, а также протекания электрохимических процессов на теле фильтра в присутствии пластовой воды и некоторых технологических жидкостей. Кроме того, проведенные рентгеноструктурные исследования, гравиметрический и петрографический анализы натуральных образцов кольматанта, отобранных с призабойных зон пласта (ПЗП) определенных ПХГ позволили установить, что состав сульфатного кольматанта на всех объектах подземного хранения имеет в целом сходный количественный и качественный состав, представленный в основном сульфатом кальция (85-95%) и кварцем - из гравийной набивки фильтра и пластового песка (5-15%).
Заявленный состав представляет собой реагентный состав, действие которого направлено на разрушение основы сульфатного кольматанта - сульфата кальция (85-95%) в смеси с частицами кварцевого песка (5-15%).
В качестве основного вещества, переводящего сульфатный кольматант (сульфат кальция) в растворенное состояние в воде в виде комплекса сульфатных солей, в заявленном реагентном составе выступает комплексон (комплексообразующее вещество) - Трилон Б (ТУ 113-04-260-87). Для создания щелочной среды с целью повышения растворяющей способности комплексообразующего вещества в заявленный реагентный состав вводится гидроксид натрия (ГОСТ Р 55064-2012), в качестве альтернативы - гидроксид калия (ГОСТ 24363-80). В качестве универсального растворителя используется водопроводная или техническая вода. Для увеличения реакции взаимодействия комплексообразующего вещества с плотной упаковкой отложений сульфата кальция, используют поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые ускоряют процесс диспергирования, а затем и перехода в гомогенную фазу раствора твердой породы кольматанта. Для этого в качестве универсального ПАВ в данном составе используют оксамин (ТУ 2458-040-92627037-2015), а в качестве ПАВ, работающем преимущественно в сильнощелочных средах, используют алкилполигликозид (ТУ 2458-021-92627037-2013). Пеногаситель вводится в состав как компонент, предотвращающий или снижающий образование пены веществами, склонными к пенообразованию, в результате перемешивания и закачки в газовую скважину данного реагентного состава. В качестве пеногасителя используется полиметилсилоксан (ТУ 2229-120-40245042-2007). Заявленному раствору присвоено коммерческое название ВКМР-9.
Для обработки газовой скважины ПХГ приготавливают разные по количественному соотношению (масс. %) реагентные составы ВКМР-9, для растворения сульфатного типа кольматанта. Соотношение концентраций используемых веществ определяется: на основании анализа данных о текущем состоянии скважины; на основании анализа данных о составе и количестве ремонтных работ и реагентных обработок за все время ее эксплуатации; установленном забойном оборудовании; на основании анализа данных о составе пластовой воды и использованных технологических жидкостях; анализа компонентного состава извлеченного ранее кольматанта. Возможно проведение обработки таким составом только тех газовых скважин, в которых призабойная зона на момент обработки не обводнена. Для повышения эффективности такой обработки возможно проведение на газовой скважине ПХГ нескольких последовательных обработок с обязательным удалением продуктов реакции после каждой из них.
Приготовление реагентного состава ВМКР-9 возможно как на специальном химическом производстве с последующей поставкой потребителю в готовом виде, так и непосредственно на скважине перед проведением реагентной обработки из отдельных компонентов. В случае приготовления состава на скважине перед проведением реагентной обработки используют стандартное оборудование для приготовления промывочных жидкостей. Далее необходимо придерживаться следующей последовательности в смешивании отдельных компонентов реагентного состава ВМКР-9:
- техническая вода (растворитель);
- трилон Б (комплексообразующее вещество - хелат);
- гидроксид натрия (реагент для повышения рН раствора - щелочной реагент);
- полиметилсилоксан (пеногаситель);
- оксамин (поверхностно-активное вещество);
- алкилполигликозид (поверхностно-активное вещество);
При этом необходимо выполнять условие, что после добавления в техническую воду Трилона Б и каждого последующего компонента необходимо осуществлять тщательное перемешивание, быть осторожным при добавлении сухой щелочи, так как происходит сильный разогрев при ее растворении в воде.
Пример осуществления заявленного изобретения.
Были проведены сравнительные лабораторные исследования для изучения растворения кольматанта, в состав которого преимущественно входят отложения сульфата кальция. Для этого были подготовлены натуральные образцы кольматанта с некоторых подземных хранилищ газа, так, чтобы получалась общая навеска массой по 10 г. Далее, каждый из образцов помещался в реагентный состав ВМКР-9 в емкости объемом 150 мл на 24 часа. Затем в конце опыта сравнивалось абсолютное и относительное изменение массы (остаточное количество нерастворившегося кольматанта) образцов между собой до и после эксперимента для разных проверяемых растворов, сравниваемых в тесте. Убыль массы кольматанта, содержащего отложения сульфата кальция в результате проводимого эксперимента, сравнивали с заявленным реагентным составом ВМКР-9 и растворами, описанными в приведенных выше патенте №2232879 и ближайшем аналоге заявленного технического решения, патенте №2681132. При этом концентрация содержания гидроксида натрия во всех этих растворах составляла (NaOH) - 15% масс. и концентрация Трилона Б также 15% масс. Также для сравнения скорости растворения образцов кольматанта были приготовлены еще 2 состава:
- один, содержащий по 15% масс. гидроксида натрия и Трилона Б и воду;
- второй, содержащий по 15% масс. гидроксида натрия и Трилона Б, 3% масс. H2O2 и воду.
Зафиксированные результаты приведены в таблице 1.
Как видно из таблицы 1, добавление определенных поверхностно-активных веществ и пероксосоединения существенно влияет на скорость растворения кольматанта, состоящего преимущественно из сульфата кальция.
Определение и оценка скорости коррозии стальных конструкций скважины и защитной эффективности ингибированных составов проводилась согласно ГОСТ 9.908-85 45, СТО Газпром 9.0-001-2009 46, СТО Газпром 9.3-007-2010. Испытания выполняли с учетом рекомендаций ГОСТ Р 9.905-2007 и ГОСТ 9.505-86. Испытания проводили в стеклянных ячейках объемом 250 мл при температуре 20°С в течение 24 часов. Для наглядной демонстрации сравнения скорости коррозии образцов из стали 20 с исследуемыми реагентными составами брали также раствор технической неингибированной соляной кислоты - HCl (22% масс.). Результаты экспериментальных исследований по определению скорости коррозии стали представлены в таблице 2.
Как видно из таблицы 2, единственным составом на основе щелочи, показавшим невысокую, но при этом почти на порядок большую скорость коррозии, чем у других, оказался состав, в который входит пероксосоединение. Заявленный реагентный состав ВМКР-9, содержащий 15% щелочи при 24 часовой экспозиции показал низкие потери массы образца стали 20. Остальные, указанные в таблице 2 составы на основе щелочи, также показали низкие потери массы образцов стали 20. Как видно из таблицы 2, средняя скорость коррозии составила от 0,001 до 0,003 мм/год для четырех из шести испытуемых растворов, при этом весовые потери в массах этих образцов фиксировались вообще от 0 до 0,0003 г, что находится в пределах ошибки измерения аналитических весов. Из полученных результатов следует, что процесс коррозионного разрушения стали 20 в среде заявленного реагентного состава ВМКР-9 (как и трех других составов на основе щелочи) при 24 часовых испытаниях практически отсутствует (0,001 мм/год).
Таким образом, по ГОСТ 9.502-82 коррозионная стойкость металла в среде ВМКР-9 обладает повышенной устойчивостью, а коррозионная активность системы является низкой.
Дополнительно проведенные исследования по определению влияния концентраций используемых реагентов в заявленном составе ВКМР-9 показали, что при соотношении в составе гидроксида натрия ниже 7% и Трилона Б ниже 6,3% масс, (при соответствующем пропорциональном изменении концентраций ПАВ и пеногасителя) интенсивность растворения сульфатного кольматанта резко падает. При концентрациях гидроксида натрия выше 20% и Трилона Б выше 18% масс, перестает увеличиваться количество растворившегося за 24 ч. кольматанта сульфата кальция на фоне растущей вязкости раствора. При этом, что немаловажно, возрастает риск работы персонала с высококонцентрированными растворами щелочи и их пагубное влияние на призабойную зону пласта-коллектора.
В таблице 3 представлены результаты исследований, определяющие оптимальный диапазон концентраций гидроксида натрия и Трилона Б в заявленном реагентном составе ВМКР-9, при которых происходит максимальное растворение кольматанта сульфата кальция.
Таким образом, определяется, что оптимальное содержание комплексообразующего вещества - Трилона Б в заявленном реагентном составе ВКМР-9 должно изменяться в диапазоне 6,3-18% масс., гидроксида натрия 7-20% масс., а дополнительных компонентов в соответствующем пропорциональном составе относительно этого.
В свою очередь, выбор процентного содержания концентраций гидроксида натрия и Трилона Б в заявленном реагентном составе ВМКР-9 и компонентов, входящих в его состав, для практического использования на скважинах ПХГ, определяется степенью закольматированности призабойной зоны пласта-коллектора и щелей противопесочного фильтра, а также экономической составляющей для каждой конкретной скважины.
Реализация заявленного изобретения позволяет обеспечить повышение производительности газовых скважин ПХГ за счет интенсификации притока газа и регенерации гравийных фильтров, а также увеличения периода времени между капитальными ремонтами газовых скважин ПХГ. Увеличение притока газа после обработки газовых скважин ПХГ реагентным составом ВКМР-9 происходит в результате растворения и диспергирования кольматанта, состоящего из сульфата кальция, как в пласте-коллекторе (при этом происходит восстановление его фильтрационно-емкостных свойств), так и растворения и диспергирования сульфатного кольматанта в гравийно-намывном фильтре и забойном противопесочном фильтре (в этих случаях восстанавливаются фильтрационно-емкостные свойства первого и межщелевые расстояния у второго).
Claims (2)
- Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа, содержащий комплексообразующее вещество, гидроксид щелочного металла, поверхностно-активное вещество (ПАВ), пеногаситель и воду, при этом в качестве комплексообразующего вещества взят Трилон Б, в качестве гидроксида щелочного металла взят гидроксид натрия, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активных веществ взяты оксамин и алкилполигликозид, а в качестве пеногасителя взят полиметилсилоксан, при этом соотношение всех указанных компонентов следующее, масс. %:
-
Трилон Б 6,3-18,0 Гидроксид натрия 7,0-20,0 Оксамин 0,3-2,5 Алкилполигликозид 0,4-4,0 Полиметилсилоксан 0,1-1,5 Вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020137326A RU2759749C1 (ru) | 2020-11-12 | 2020-11-12 | Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020137326A RU2759749C1 (ru) | 2020-11-12 | 2020-11-12 | Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2759749C1 true RU2759749C1 (ru) | 2021-11-17 |
Family
ID=78607424
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020137326A RU2759749C1 (ru) | 2020-11-12 | 2020-11-12 | Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2759749C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2015069825A1 (en) * | 2013-11-11 | 2015-05-14 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic chemistry to prevent silicate scaling |
| RU2581859C1 (ru) * | 2015-03-10 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2015153517A (ru) * | 2015-12-15 | 2017-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Геликоид" | Состав для реагентной разглинизации призабойной зоны пласта |
| RU2681132C1 (ru) * | 2018-01-22 | 2019-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта |
| RU2717851C1 (ru) * | 2019-08-02 | 2020-03-26 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Реагентный состав для растворения сульфатного кольматанта |
-
2020
- 2020-11-12 RU RU2020137326A patent/RU2759749C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2015069825A1 (en) * | 2013-11-11 | 2015-05-14 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic chemistry to prevent silicate scaling |
| RU2581859C1 (ru) * | 2015-03-10 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2015153517A (ru) * | 2015-12-15 | 2017-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Геликоид" | Состав для реагентной разглинизации призабойной зоны пласта |
| RU2681132C1 (ru) * | 2018-01-22 | 2019-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта |
| RU2717851C1 (ru) * | 2019-08-02 | 2020-03-26 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Реагентный состав для растворения сульфатного кольматанта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2715771C2 (ru) | Композиции для улучшения нефтеотдачи | |
| EA026696B1 (ru) | Способ удаления фильтрационной корки при низкой температуре (варианты) | |
| US20170292062A1 (en) | Well Service Fluid Composition and Method of Using Microemulsions as Flowback Aids | |
| NO852373L (no) | Blandinger for bruk i bore-, kompletterings- og overhalingsvaesker. | |
| RU2581859C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2759749C1 (ru) | Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа | |
| RU2723768C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| Nasiri et al. | Use of enzymes to improve waterflood performance | |
| RU2717851C1 (ru) | Реагентный состав для растворения сульфатного кольматанта | |
| RU2759614C1 (ru) | Реагентный состав для разрушения отложений карбоната кальция в газовых скважинах подземных хранилищ газа | |
| RU2717850C1 (ru) | Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта | |
| RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2724828C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта | |
| RU2319726C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2314332C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ с его использованием | |
| RU2301248C1 (ru) | Базовая основа состава для кислотной обработки терригенного коллектора и разглинизации призабойной зоны пласта | |
| RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов | |
| RU2781206C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны скважины | |
| CA1058854A (en) | Composition and method of removing scale from oil wells | |
| RU2824107C1 (ru) | Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
| RU2173776C2 (ru) | Состав для вскрытия продуктивного пласта и способ его использования | |
| RU2758371C1 (ru) | Состав для удаления солеотложений сульфатов бария и кальция и способ его применения | |
| RU2656293C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта |