SU870676A1 - Способ удалени жидкости из газовой и газоконденсатной скважин - Google Patents
Способ удалени жидкости из газовой и газоконденсатной скважин Download PDFInfo
- Publication number
- SU870676A1 SU870676A1 SU792717671A SU2717671A SU870676A1 SU 870676 A1 SU870676 A1 SU 870676A1 SU 792717671 A SU792717671 A SU 792717671A SU 2717671 A SU2717671 A SU 2717671A SU 870676 A1 SU870676 A1 SU 870676A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- condensate
- water
- well
- volume
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Water Treatments (AREA)
Description
1
Изобретение относитс к нефтегазовой промьгашенности, в частности к области удалени жидкости с забо газовой и газокондёнсатной скважин.
Известен способ удалени жидкости из газовой и газокондёнсатной скважин , включающий введение в удал емую жидкость пенообразующего поверхностно-активного вещества (ПАВ) СЗНедостатком этого способа вл етс низка эффективность удалени минерализованной жидкости и конденсата из скважины.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению вл етс способ удалени жидкости из газовой и газокондёнсатной скважин, предусматривающий последовательное введение в жидкость водорастворимого и иефте- растворимого ПАВ 23.
Недостатком данного способа вл етс Низка эффективность удалени водоконденсатной смеси из скважины
С высоким содержанием газового конденсата .
Целью предлагаемого изобретени вл етс повышение эффективности уда-лени водоконденсатной смести из скважиньг .
Эта цель достигаетс тем, что в качестве нефтерастворимого ПАВ используют полиметилсилоксан ПМС-200.
Способ осуществл етс следующим
to образом.
Предварительно экспериментальным путем устанавливают оптимальную концентрацию ITMC-200 дл данной конкретной углеводородной фазы. Определ ют
IS количество конденсата и воды в скважине . Необходимое количество ПМС в виде его раствора в конденсате закачившот в затрубное пространство при работающей скважине. Затем туда
20 же закачивают при наличии воды и раствор водорастворимого ПАВ.
Claims (2)
- Пример. Применительно к скважинной водоконденсатной смеси, состо щей из высокоминерализованной пластовой воды с общей минерализацией 260 г/л и газовым конденсатом плотностью-0,78 г/см, вз тых в объе ном соотношении А:1, оптимальна кон центраци IIMC-200 дл различных синте .тических и природных. водорастворимых ПАВ (ОП-10, превоцел, последро ок ва барда) оказались равной 0,5 - 2,0 об.%. Применеше предлагаемого способа дл удалени водоконденсатных пробок из газоконденсатных сква мн сводитс. к следующему. Определ ют количество конденсата и воды в сква шне. Рассчетное количество ПМС-20Ь - 0,5 г2 ,0% от объема конденсата в скважине раствор ют в небольшом объеме конден сата, достаточном дл удобства закач ки его в скважину (200 л). Приготовленный раствор ПМС-200 закачивают в затрубное пространство при работающей скважине. Затем туда же закачивают расчетное количество раствора (водорастворимого ПАВ (в случае применени ОП-10 или привоцела - 0,5% от объема воды в скважине). Затрубное пространство закрывают и об эффективности выноса жидкости из скваж ны суд т по повышению давлени на бу фере скважины. Применение предлагаемого способа обеспечит зкономический эффект за счет экономии реагентов дл удалени жидкости из скваикины и ввода в действие скважин, в которых жидкость невозможно удалить при помощи вспенивающих агентов. Формула изобретени Способ удалени жидкоеги из газовой и газоконденсатной скважин, включающий последовательное введение -j жидкость водорастворимого и нефтерастворимого поверхностно-активного вещества (ПАВ), отличающийс- тем, 4TOi с целью повьшени эффективности удалени водоконденсатной смеси из скважины, в качестве нефтерастворимого ПАВ используют полиметилсилоксан ПМС-200. Источники информации, прин тые во внимание при экспертизе 1.Патент США № 3076508, кл. 166-45, опублик. 1963.
- 2.Ами н А.В. и др. Применение пен дл повышени эффективности разработ ки газовых и газококденсатных месторождений . - Газова промьгашенность, № 12, 1974, с. 27 (прототип).
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU792717671A SU870676A1 (ru) | 1979-01-25 | 1979-01-25 | Способ удалени жидкости из газовой и газоконденсатной скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU792717671A SU870676A1 (ru) | 1979-01-25 | 1979-01-25 | Способ удалени жидкости из газовой и газоконденсатной скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU870676A1 true SU870676A1 (ru) | 1981-10-07 |
Family
ID=20807229
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU792717671A SU870676A1 (ru) | 1979-01-25 | 1979-01-25 | Способ удалени жидкости из газовой и газоконденсатной скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU870676A1 (ru) |
-
1979
- 1979-01-25 SU SU792717671A patent/SU870676A1/ru active
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
MY135450A (en) | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations | |
EA200200864A1 (ru) | Способы очистки глинистой корки и гравийной набивки для буровых растворов на масляной основе или водяной основе | |
EA199901060A1 (ru) | Способ добычи нефти с использованием эмульсии | |
BR0108271A (pt) | Agente de inibição de hidratação de xisto e método de uso do mesmo | |
DE59003743D1 (de) | Oleophile Alkohole als Bestandteil von Invert-Bohrspülungen. | |
EP3508684B1 (en) | Method for treating the near-wellbore region of a formation | |
SU870676A1 (ru) | Способ удалени жидкости из газовой и газоконденсатной скважин | |
Abdel-Wali | Effect of simple polar compounds and salinity on interfacial tension and wettability of rock/oil/brine system | |
Bennion et al. | Underbalanced drilling and formation damage-is it a total solution? | |
RU2001123503A (ru) | Способ разработки массивной нефтяной залежи | |
Li et al. | What is the Criterion for Selecting Alkaline/Surfactaint/Polymer Flooding Formulation: Phase Behavior or Interfacial Tension | |
RU2119580C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
Berg et al. | An efficient, environmentally acceptable, clean up system for well completions | |
Dria et al. | An analysis of reservoir chemical treatments | |
SU874975A1 (ru) | Способ глушени скважины | |
RU93006030A (ru) | Способ определения уровня жидкости в скважинах | |
RU2095557C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
SU964116A1 (ru) | Способ изол ции пластовых вод в нефт ной скважине | |
SU806852A1 (ru) | Способ изол ции пластовыхВОд B плАСТАХ-КОллЕКТОРАХ пРиКАпиТАльНОМ PEMOHTE СКВАжиН | |
RU2119040C1 (ru) | Буферная жидкость | |
RU2042800C1 (ru) | Способ обработки перфорационной зоны скважины | |
RU1796013C (ru) | Способ разработки нефт ной залежи | |
RU2007545C1 (ru) | Способ обработки бурового раствора | |
Kroopnick et al. | Geochemistry of a Hawaii geothermal well: HGP-A | |
RU2044754C1 (ru) | Структурированный состав для ремонта скважин |