RU2812888C1 - Foaming mixture of prolonged action for foaming and removing produced water from gas fields wells in order to maintain their stable operation - Google Patents
Foaming mixture of prolonged action for foaming and removing produced water from gas fields wells in order to maintain their stable operation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2812888C1 RU2812888C1 RU2022127843A RU2022127843A RU2812888C1 RU 2812888 C1 RU2812888 C1 RU 2812888C1 RU 2022127843 A RU2022127843 A RU 2022127843A RU 2022127843 A RU2022127843 A RU 2022127843A RU 2812888 C1 RU2812888 C1 RU 2812888C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- foaming
- wells
- maintain
- stable operation
- order
- Prior art date
Links
- 238000005187 foaming Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 title claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims abstract description 7
- 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 claims abstract description 6
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims abstract description 3
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims abstract description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 3
- 239000003814 drug Substances 0.000 claims description 2
- 229940079593 drug Drugs 0.000 claims description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- VJHCJDRQFCCTHL-UHFFFAOYSA-N acetic acid 2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal Chemical compound CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O VJHCJDRQFCCTHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Заявляемое изобретение относится к области добычи газа, а именно, к твердым химическим реагентам для вспенивания удаления пластовой воды из скважин газовых месторождений с целью поддержания их стабильной эксплуатации.The claimed invention relates to the field of gas production, namely, to solid chemical reagents for foaming the removal of formation water from gas field wells in order to maintain their stable operation.
Актуальными проблемами на месторождениях, находящихся на завершающем этапе разработки, являются истощение продуктивных пластов и как следствие снижение добычных возможностей скважин, обводнение залежей, разрушение призабойной зоны пласта, вследствие создания повышенной депрессии на пласт, интенсивные водопроявления при работе скважин газовых месторождений.Current problems in fields that are at the final stage of development are the depletion of productive formations and, as a consequence, a decrease in the production capabilities of wells, watering of deposits, destruction of the bottom-hole zone of the formation due to the creation of increased depression on the formation, intense water ingress during the operation of wells in gas fields.
Известен «Реагент для удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду, из газовых и газоконденсатных скважин». Патент RU 2502776, опубликован 27.12.2013.The known “Reagent for removing formation fluid containing highly mineralized formation water from gas and gas condensate wells.” Patent RU 2502776, published 12/27/2013.
Недостатком указанного реагента является низкая эффективность удаления из низкодебитных газовых скважин пластовой жидкости, из-за невысокой степени пенообразования и устойчивости пены.The disadvantage of this reagent is the low efficiency of removing formation fluid from low-yield gas wells due to the low degree of foaming and foam stability.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин». Патент RU 2657918. опубликован 18.06.2018.The closest in technical essence and achieved result is “Reagent for removing condensation liquid from gas wells.” Patent RU 2657918. Published 06/18/2018.
Недостатком указанного реагента является недостаточная эффективность вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой воды. Это обусловлено тем, что реагент предназначен для удаления конденсационной жидкости, невысокой степенью пенообразования и устойчивостью пены.The disadvantage of this reagent is the insufficient efficiency of foaming and removal of formation water from low-yield gas fields. This is due to the fact that the reagent is designed to remove condensation liquid, a low degree of foaming and foam stability.
Результатом настоящего изобретения является обеспечение эффективного вспенивания и удаления пластовой воды для поддержания стабильной эксплуатации скважин газовых месторождений.The result of the present invention is to provide effective foaming and removal of formation water to maintain stable operation of gas field wells.
Указанный результат достигается применением твердой пенообразующей смеси, состоящей из неионогенных, анионактивных ПАВ, стабилизатора пены: препарат ОС-20, альфа-олефин сульфонат натрия, карбоксиметилцеллюлоза КМЦ, при следующем соотношении компонентов, мас. %:This result is achieved by using a solid foaming mixture consisting of nonionic, anionic surfactants, foam stabilizer: preparation OS-20, sodium alpha-olefin sulfonate, carboxymethylcellulose CMC, in the following ratio of components, wt. %:
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.The drug OS-20 is a mixture of polyoxyethylene glycol ethers of synthetic primary higher fatty alcohols of the C 16 -C 18 fraction, produced in accordance with GOST 10730-82 with Rev. 1-3.
Альфа-олефин сульфонат натрия представляет собой семейство органических соединений, олефинов или алкенов с химической формулой CnH2nSO3Na, где n=14 (натриевая соль сульфированного линейного углеводорода).Sodium alpha olefin sulfonate is a family of organic compounds, olefins or alkenes, with the chemical formula CnH 2 nSO 3 Na, where n=14 (sodium salt of a sulfonated linear hydrocarbon).
КМЦ применяется как стабилизатор пены. Отличительной особенностью КМЦ является способность к формированию устойчивости пены, которая стабильно сохраняется в течение длительного времени. Представляет собой смесь натриевой соли целлюлозогликолевой кислоты с молекулярной массой от 30000 до 250000, получаемую в присутствии гидроксида натрия и образующихся в процессе реакции примесей.CMC is used as a foam stabilizer. A distinctive feature of CMC is the ability to form stable foam, which is stable for a long time. It is a mixture of the sodium salt of cellulose-glycolic acid with a molecular weight of 30,000 to 250,000, obtained in the presence of sodium hydroxide and impurities formed during the reaction.
где:Where:
n-степень полимеризации в пределах от 100 до 1000;n-degree of polymerization ranging from 100 to 1000;
х-степень замещения по карбоксиметильным группам в пределах от 0,6 до 1,0. Выпускается в виде порошкообразного материала кремового цвета.x-degree of substitution for carboxymethyl groups ranging from 0.6 to 1.0. Available in the form of a cream-colored powder material.
Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая: заявляемое в смеси соотношение компонентов, на основе неионогенных и анионактивных ПАВ обеспечивает усиление вспенивания пластовой воды, из-за синергетического эффекта действия ПАВ, добавление в состав КМЦ способствует образованию пены высокой стойкости, а так же регулирует скорость растворения состава, что способствует более продуктивному выносу пластового флюида из скважины и тем самым эффективнее стабилизирует работу скважин.The cause-and-effect relationship between the essential features of the proposed technical solution and the technical result is as follows: the ratio of components claimed in the mixture, based on nonionic and anionic surfactants, ensures increased foaming of formation water, due to the synergistic effect of the surfactant, the addition of CMC to the composition promotes the formation of highly durable foam , and also regulates the rate of dissolution of the composition, which contributes to more productive removal of formation fluid from the well and thereby more effectively stabilizes the operation of wells.
Способ применения пенообразующей смеси пролонгированного действия на скважине - стержни цилиндрической формы с геометрическими размерами 300÷400 мм в длину и 30÷40 мм в диаметре. Плотность 0,92÷0,94 г/см3. Концентрация ПАВ в пластовой жидкости - 0,5%, количество подачи в трубное пространство скважины стержней на одну скважинно-операцию, зависит от количества, интенсивности притока пластовой жидкости на забой, так же дебита скважин.The method of using a foaming mixture of prolonged action in a well is cylindrical rods with geometric dimensions of 300÷400 mm in length and 30÷40 mm in diameter. Density 0.92÷0.94 g/cm 3 . The surfactant concentration in the formation fluid is 0.5%, the amount of rods supplied into the well tubular space per well operation depends on the quantity and intensity of the influx of formation fluid to the bottom, as well as the well flow rate.
Изготовление пенообразующей смеси пролонгированного действия происходит следующим образом: взвешивается необходимое количество препарат ОС-20, которое насыпается в емкость и нагревается до необходимой температуры - 85°С. В полученный расплав поочередно вносят следующие компоненты, согласно рецептуре: альфа-олефин сульфонат натрия, КМЦ и перемешивают до образования однородной массы. Затем готовую смесь доводят до необходимой температуры 50°С и заливают в формы необходимого размера. Охлаждение происходит при температуре 22±1°С. После охлаждения затвердевшая смесь извлекается из форм и упаковываются в ящики, для транспортировки к месту их использования.The production of a foaming mixture of prolonged action occurs as follows: the required amount of the OS-20 preparation is weighed, which is poured into a container and heated to the required temperature - 85°C. The following components are added alternately to the resulting melt, according to the recipe: sodium alpha-olefin sulfonate, CMC and mixed until a homogeneous mass is formed. Then the finished mixture is brought to the required temperature of 50°C and poured into molds of the required size. Cooling occurs at a temperature of 22±1°C. After cooling, the hardened mixture is removed from the molds and packed into boxes for transportation to the place of use.
Результаты тестовых испытаний приведены в таблицах.The test results are shown in the tables.
Полученные данные свидетельствуют о высокой эффективности пенообразующей смеси пролонгированного действия. Применение данной пенообразующей смеси обеспечивает наивысшую степень пенообразования, стойкость пены, продуктивное удаление пластового флюида и стабилизацию работы скважин газовых месторождений.The data obtained indicate the high efficiency of the prolonged-action foaming mixture. The use of this foaming mixture ensures the highest degree of foaming, foam stability, productive removal of formation fluid and stabilization of the operation of gas field wells.
Использование данной пенообразующей смеси пролонгированного действия, предназначенной для вспенивания и удаления из скважин газовых месторождений пластовой воды, с целью поддержания их стабильной эксплуатации, позволит улучшить условия эксплуатации скважин, стабилизировать добычу газа, повысить эффективность разработки месторождений за счет снижения стоимости скважино-операций, ликвидации продувок и минимизации себестоимости добычи углеводородного сырья.The use of this long-acting foam-forming mixture, intended for foaming and removing formation water from gas fields wells in order to maintain their stable operation, will improve the operating conditions of wells, stabilize gas production, increase the efficiency of field development by reducing the cost of well operations and eliminating blowdowns and minimizing the cost of hydrocarbon production.
Источники информации:Information sources:
1. Патент RU №22502776 «Реагент для удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду, из газовых и газоконденсатных скважин».1. Patent RU No. 22502776 “Reagent for removing formation fluid containing highly mineralized formation water from gas and gas condensate wells.”
2. Патент RU №2657918 «Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин».2. Patent RU No. 2657918 “Reagent for removing condensation liquid from gas wells.”
3. Патент RU №2691720 «Пенообразующий состав для пожаротушения».3. Patent RU No. 2691720 “Foaming composition for fire extinguishing.”
4. Поверхностно-активные вещества: Справочник/Абрамзон А.А., Богаро В.В., Гаевой Г.М. и др.; под ред. Абрамзона А.А. и Гаевого Г.М.-Л.: Химия, 1979.4. Surfactants: Handbook/Abramzon A.A., Bogaro V.V., Gaevoy G.M. and etc.; edited by Abramzon A.A. and Gaevoy G.M.-L.: Chemistry, 1979.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2812888C1 true RU2812888C1 (en) | 2024-02-05 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2351630C2 (en) * | 2007-05-03 | 2009-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Gas generating foam compound for treatment of bottomhole zone of formation (versions) |
| WO2011031946A2 (en) * | 2009-09-10 | 2011-03-17 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures |
| RU2657918C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Reagent for removing condensation liquid from gas wells |
| RU2658185C2 (en) * | 2016-07-27 | 2018-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Technological mixture for removing reservoir liquid containing high-mineralized reservoir water and condensate gas from gas and gas condensate wells |
| RU2758301C1 (en) * | 2020-07-30 | 2021-10-28 | Общество с ограниченной ответственностью "РГМ-Нефть-Газ-Сервис" | Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2351630C2 (en) * | 2007-05-03 | 2009-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Gas generating foam compound for treatment of bottomhole zone of formation (versions) |
| WO2011031946A2 (en) * | 2009-09-10 | 2011-03-17 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures |
| RU2658185C2 (en) * | 2016-07-27 | 2018-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Technological mixture for removing reservoir liquid containing high-mineralized reservoir water and condensate gas from gas and gas condensate wells |
| RU2657918C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Reagent for removing condensation liquid from gas wells |
| RU2758301C1 (en) * | 2020-07-30 | 2021-10-28 | Общество с ограниченной ответственностью "РГМ-Нефть-Газ-Сервис" | Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4502538A (en) | Polyalkoxy sulfonate, CO2 and brine drive process for oil recovery | |
| CN104357039B (en) | A kind of polymer microballoon emulsion oil displacement agent and preparation method thereof | |
| EP0111354B1 (en) | Alkylxylene sulphonate compounds, their preparation and use | |
| US4013569A (en) | Aqueous anionic surfactant systems containing aromatic ether polysulfonates | |
| CN1009671B (en) | Micellar slug for oil recovery | |
| CN108559478A (en) | A kind of preparation method of high-order coal pressure break microemulsion-type cleanup additive | |
| US3391750A (en) | Surfactant composition | |
| US10000688B2 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| EA012331B1 (en) | Under-neutralized alkylxylene sulfonic acid composition for enhanced oil recovery | |
| RU2812888C1 (en) | Foaming mixture of prolonged action for foaming and removing produced water from gas fields wells in order to maintain their stable operation | |
| DK143858B (en) | PROCEDURE FOR MANUFACTURING GAS-I-LIQUID FOAM FOR THE CIRCULAR ULATION IN BORES, AND METHOD FOR EXERCISING PROCEDURE | |
| RU2328515C2 (en) | Technologic mixture for removing liquid stratal fluid from condensate well with abnormally low formation pressure | |
| US3610340A (en) | Aqueous foamed well circulation fluids containing a base component and their use in the treatment of wells | |
| EP0271189B1 (en) | Aqueous acidic hard surface cleaner | |
| NL193731C (en) | Method for recovering oil using steam foam. | |
| RU2814728C1 (en) | Solid composition for removing associated formation fluid from wells, gas fields in final stage of development, in order to maintain their stable operation | |
| RU2657918C1 (en) | Reagent for removing condensation liquid from gas wells | |
| US10030194B2 (en) | Method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| RU2729764C1 (en) | Solid-phase composition intended for foaming and removal from low production rate wells of gas deposits of formation fluid and protection of downhole equipment from corrosion | |
| EP0061932A1 (en) | Composition for use in oil recovery, its method of use, and novel surfactant compounds | |
| EP0177098A2 (en) | Surfactant composition and process for the production of oil using such a composition | |
| UA138056U (en) | SOLID ORGANIC COMPOSITE FOR REMOVAL OF WELL DRILLING FLUID | |
| JPH0460107B2 (en) | ||
| RU2726698C1 (en) | Solid foam-forming composition for foaming and removal of formation fluid from marginal wells and maintenance of stable operation of gas wells | |
| RU2658185C2 (en) | Technological mixture for removing reservoir liquid containing high-mineralized reservoir water and condensate gas from gas and gas condensate wells |