RU2814728C1 - Твердый состав для удаления попутной пластовой жидкости из скважин, газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации - Google Patents
Твердый состав для удаления попутной пластовой жидкости из скважин, газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации Download PDFInfo
- Publication number
- RU2814728C1 RU2814728C1 RU2022127844A RU2022127844A RU2814728C1 RU 2814728 C1 RU2814728 C1 RU 2814728C1 RU 2022127844 A RU2022127844 A RU 2022127844A RU 2022127844 A RU2022127844 A RU 2022127844A RU 2814728 C1 RU2814728 C1 RU 2814728C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- development
- final stage
- formation fluid
- gas fields
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 239000008247 solid mixture Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims abstract description 6
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 6
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 6
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims abstract description 6
- 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 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 239000004141 Sodium laurylsulphate Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 19
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000007787 solid 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
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- -1 colamide K Chemical compound 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 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
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- SYSQUGFVNFXIIT-UHFFFAOYSA-N n-[4-(1,3-benzoxazol-2-yl)phenyl]-4-nitrobenzenesulfonamide Chemical class C1=CC([N+](=O)[O-])=CC=C1S(=O)(=O)NC1=CC=C(C=2OC3=CC=CC=C3N=2)C=C1 SYSQUGFVNFXIIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Abstract
Настоящее изобретение относится к области добычи газа. Технический результат - удаление попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, стабильная эксплуатация скважин. Твердый состав для удаления попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, содержит компоненты при следующем соотношении: полиэтиленгликоль : альфа-олефин сульфонат натрия : коламид К : сульфонол: лаурилсульфат натрия соответственно, мас.%: 1:20:69:5:4, или 10:20:60:5:5, или 20:20:50:5:5, или 30:20:40:5:5, или 40:20:30:5:5, или 50:20:20:5:5, или 60:20:30:5:5, или 69:20:1:5:5, или 64:15:1:5:15, или 1:5:69:5:20, или 10:5:60:5:20, или 20:5:50:5:20, или 30:5:40:5:20, или 40:5:30:5:20, или 50:5:20:5:20, или 60:5:10:5:20, или 69:5:1:5:20. 3 табл.
Description
Заявляемое изобретение относится к области добычи газа, а именно к твердым химическим реагентам для вспенивания и удаления пластовой воды из скважин газовых месторождений с целью поддержания их стабильной эксплуатации.
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, а также интенсивные водопроявления при работе скважин газовых месторождений.
Известен «Состав для выноса водоконденсатной смеси из скважины». Патент RU №2 242 495, опубликован 10.06.2004.
Недостатком указанного состава является недостаточная эффективность вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой воды. Это обусловлено тем, что состав состоит из двух компонентов, имеющих разное время растворения и, как следствие, снижение синергетического эффекта, что приводит к увеличенному расходу реагента.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Состав для выноса жидкости из газовых скважин». Патент RU 2 646 991, опубликован 13.03.2018.
Недостатком указанного реагента является недостаточная эффективность вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой воды. Это обусловлено невысокой степенью образования и устойчивости пены в условиях эксплуатации скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки.
Результатом настоящего изобретения является удаление попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации.
Указанный результат достигается применением твердого состава, состоящего из неионогенных и анионактивных ПАВ: полиэтиленгликоль, альфа-олефинсульфонат натрия, коламид К, сульфонол, лаурилсульфат натрия, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Полиэтиленгликоль - смесь высокомолекулярных соединений. Структурная формула Н-(O-СН2-СН2-)n-ОН, где n=от 30 до 200. Марки полиэтиленгликолей: 1500, 2000, 4000, 6000, 8000 - отличаются средней молекулярной массой.
Альфа-олефин сульфонат натрия представляет собой семейство органических соединений, олефинов или алкенов с химической формулой CnH2nSO3Na, где n=14 (натриевая соль сульфированного линейного углеводорода).
Коламид К - моноэтаноламид карбоновых кислот кокосового масла с химической формулой R-CONH-CH2CH2OH, где R - кокосовый алкил.
Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула R-C6H4NaO3S, где R - радикал, соответствующий общей формуле CnH2n+1C6H4SO3Na, где n=12-18.
Лаурилсульфат натрия представляет натриевую соль лаурилсерной кислоты, анионактивное ПАВ. Химическая формула C12H25SO4Na.
Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая: заявляемое в смеси соотношение компонентов обеспечивает усиление вспенивания пластовой жидкости из-за синергетического эффекта действия ПАВ, а также придает крепость и эластичность изготавливаемым продуктам.
Способ применения твердого состава на скважине - твердые стержни цилиндрической формы с геометрическими размерами 300÷400 мм в длину и 30÷40 мм в диаметре. Плотность 0,91÷0,94 г/см3. Концентрация ПАВ в пластовой жидкости - 0,5%, количество подачи в трубное пространство скважины ТПАВ на одну скважинно-операцию - в зависимости от количества и интенсивности притока пластовой жидкости на забой.
Изготовление твердого состава происходит следующим образом: взвешивается необходимое количество полиэтиленгликоля, коламида К, которое насыпают в емкость и нагревают до необходимой температуры - 95°С. В полученный расплав поочередно вносят следующие компоненты согласно рецептуре: альфа-олефин сульфонат натрия, сульфонол, лаурилсульфат натрия и перемешивают до образования однородной массы. Затем готовый состав доводят до необходимой температуры 75°С и заливают в формы необходимого размера. Охлаждение происходит при температуре 20±1°С. После охлаждения затвердевшая смесь извлекается из форм и упаковывается в ящики для транспортировки к месту ее использования.
Результаты тестовых испытаний приведены в таблицах 2, 3.
Полученные данные свидетельствуют о высокой эффективности твердого состава. Применение данного твердого состава обеспечивает удаления попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки и, тем самым, поддерживает их стабильную эксплуатацию.
Использование данного твердого состава для удаления попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, 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.
Источники информации:
1. Патент RU №2 242 495 «Состав для выноса водоконденсатной смеси из скважины», опубликован 10.06.2004.
2. Патент RU №2 691 720 «Пенообразующий состав для пожаротушения», опубликован 17.06.2019.
3. Патент RU №2 646 991 «Состав для выноса жидкости из газовых скважин» опубликован 13.03.2018.
4. Патент RU №2 612 164 «Технологическая смесь для удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и УВК, из газовых и газоконденсатных скважин», опубликован 02.03.2017.
5. Патент RU №2 693 789 «Композиционный состав для удаления пластовой жидкости повышенной жесткости из низкодебитных скважин газовых и газоконденсатных месторождений», опубликован 18.06.2018.
6. Патент RU №2 456 324 «Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины», опубликован 20.07.2012.
7. Патент RU №2 758 301 «Многоцелевой пенообразователь на основе пав для вспенивания и выноса скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки».
8. 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.
Результаты лабораторных испытаний составов для удаления жидкости на лабораторной модели скважины.
Результаты промысловых испытаний составов на Кугутском газовом месторождении
Claims (1)
- Твердый состав для удаления попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации, содержащий коламид К, сульфонол, отличающийся тем, что дополнительно содержит полиэтиленгликоль, лаурилсульфат натрия, альфа-олефин сульфонат натрия при следующем соотношении компонентов полиэтиленгликоль : альфа-олефин сульфонат натрия : коламид К : сульфонол: лаурилсульфат натрия соответственно, мас.%: 1:20:69:5:4, или 10:20:60:5:5, или 20:20:50:5:5, или 30:20:40:5:5, или 40:20:30:5:5, или 50:20:20:5:5, или 60:20:30:5:5, или 69:20:1:5:5, или 64:15:1:5:15, или 1:5:69:5:20, или 10:5:60:5:20, или 20:5:50:5:20, или 30:5:40:5:20, или 40:5:30:5:20, или 50:5:20:5:20, или 60:5:10:5:20, или 69:5:1:5:20.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2814728C1 true RU2814728C1 (ru) | 2024-03-04 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2456324C1 (ru) * | 2011-03-31 | 2012-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины |
| RU2642680C1 (ru) * | 2016-12-19 | 2018-01-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин |
| RU2646991C1 (ru) * | 2016-09-07 | 2018-03-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Состав для выноса жидкости из газовых скважин |
| RU2758301C1 (ru) * | 2020-07-30 | 2021-10-28 | Общество с ограниченной ответственностью "РГМ-Нефть-Газ-Сервис" | Многоцелевой пенообразователь на основе пав для вспенивания и выноса скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2456324C1 (ru) * | 2011-03-31 | 2012-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины |
| RU2646991C1 (ru) * | 2016-09-07 | 2018-03-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Состав для выноса жидкости из газовых скважин |
| RU2642680C1 (ru) * | 2016-12-19 | 2018-01-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин |
| RU2758301C1 (ru) * | 2020-07-30 | 2021-10-28 | Общество с ограниченной ответственностью "РГМ-Нефть-Газ-Сервис" | Многоцелевой пенообразователь на основе пав для вспенивания и выноса скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1221498C (zh) | 用烯烃磺酸制成的阴离子表面活性剂 | |
| CA2773922C (en) | Method of manufacture and use of large hydrophobe ether sulfate surfactants in enhanced oil recovery (eor) applications | |
| JP5426607B2 (ja) | 原油回収増進法のための中和不完全なアルキルキシレンスルホン酸組成物 | |
| EP0111354B1 (en) | Alkylxylene sulphonate compounds, their preparation and use | |
| JP2006117664A (ja) | ２−ヒドロキシ−３−アルコキシプロピルスルフィド、スルホン及びスルホキシド：新規界面活性剤 | |
| CN104152128A (zh) | 具有耐油性能的泡沫驱油剂及其应用 | |
| US3506580A (en) | Heat-treatment of sulfonated olefin products | |
| RU2814728C1 (ru) | Твердый состав для удаления попутной пластовой жидкости из скважин, газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации | |
| CA2835957A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| KR950004927B1 (ko) | 액상 세제 조성물 | |
| RU2812888C1 (ru) | Пенообразующая смесь пролонгированного действия для вспенивания и удаления из скважин газовых месторождений пластовой воды с целью поддержания их стабильной эксплуатации | |
| CN105170016B (zh) | 一种表面活性剂、除油剂及其制备方法 | |
| US3980588A (en) | Detergents containing olefin sulfonate | |
| RU2781005C1 (ru) | Состав для изготовления твердых пенообразующих шашек для вспенивания и удаления из скважин газовых месторождений пластового флюида | |
| RU2657918C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин | |
| CN1131293C (zh) | 一种用于提高原油采收率的表面活性剂驱油体系 | |
| US4061603A (en) | Detergents | |
| US10030194B2 (en) | Method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| RU2456324C1 (ru) | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины | |
| RU2642680C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин | |
| RU2527424C1 (ru) | Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин | |
| RU2729764C1 (ru) | Твердофазный состав, предназначенный для вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости и защиты внутрискваженного оборудования от коррозии | |
| RU2726698C1 (ru) | Твердый пенообразующий состав для вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости и поддержания стабильной эксплуатации газовых скважин | |
| RU2720120C2 (ru) | Композиция пав для поддержания стабильной эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин в условиях падающей добычи | |
| Gray et al. | Some detersive properties of model straight chain sodium alkylbenzenesulfonates |