UA138056U - Твердий органічний композит для видалення рідини з вибою свердловини - Google Patents
Твердий органічний композит для видалення рідини з вибою свердловини Download PDFInfo
- Publication number
- UA138056U UA138056U UAA201905658U UAA201905658U UA138056U UA 138056 U UA138056 U UA 138056U UA A201905658 U UAA201905658 U UA A201905658U UA A201905658 U UAA201905658 U UA A201905658U UA 138056 U UA138056 U UA 138056U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- alcohols
- acids
- foam
- foaming
- foaming agent
- Prior art date
Links
- 239000007787 solid Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 22
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 20
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 16
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 6
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000002335 preservative effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 40
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 38
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 claims description 36
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 28
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 27
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 22
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 21
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 15
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 12
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 7
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 7
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 claims description 7
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 claims description 7
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 7
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 6
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 6
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 5
- 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 description 5
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 5
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 4
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical compound [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920001479 Hydroxyethyl methyl cellulose Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 3
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 claims description 3
- 239000001866 hydroxypropyl methyl cellulose Substances 0.000 claims description 3
- 229920003088 hydroxypropyl methyl cellulose Polymers 0.000 claims description 3
- 235000010979 hydroxypropyl methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 3
- UFVKGYZPFZQRLF-UHFFFAOYSA-N hydroxypropyl methyl cellulose Chemical compound OC1C(O)C(OC)OC(CO)C1OC1C(O)C(O)C(OC2C(C(O)C(OC3C(C(O)C(O)C(CO)O3)O)C(CO)O2)O)C(CO)O1 UFVKGYZPFZQRLF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 3
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 abstract description 10
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 abstract description 9
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 abstract description 3
- 229920001522 polyglycol ester Polymers 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 11
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 5
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 5
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 5
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 4
- MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N decan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCO MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical class OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 2
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000004872 foam stabilizing agent Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SBOJXQVPLKSXOG-UHFFFAOYSA-N o-amino-hydroxylamine Chemical class NON SBOJXQVPLKSXOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- IVKNZCBNXPYYKL-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[2-[2-[2-[2-[2-[2-[2-[2-[4-(2,4,4-trimethylpentan-2-yl)phenoxy]ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethanol Chemical compound CC(C)(C)CC(C)(C)C1=CC=C(OCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCO)C=C1 IVKNZCBNXPYYKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940100555 2-methyl-4-isothiazolin-3-one Drugs 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000318 alkali metal phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000003282 alkyl amino group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- PRKQVKDSMLBJBJ-UHFFFAOYSA-N ammonium carbonate Chemical class N.N.OC(O)=O PRKQVKDSMLBJBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011162 ammonium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N dodecyl hydrogen sulfate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOS(O)(=O)=O MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043264 dodecyl sulfate Drugs 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- BEGLCMHJXHIJLR-UHFFFAOYSA-N methylisothiazolinone Chemical compound CN1SC=CC1=O BEGLCMHJXHIJLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Substances [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- WXMKPNITSTVMEF-UHFFFAOYSA-M sodium benzoate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 WXMKPNITSTVMEF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000010234 sodium benzoate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004299 sodium benzoate Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Cleaning Or Drying Semiconductors (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Твердий органічний композит для видалення рідини з вибою свердловини містить: неіоногенні ПАР-поліглікозиди С8-С18 та/або етоксиловані спирти С8-С18 та/або полігліколеві ефіри жирних кислот (спиртів, амінів), солі калію та/або сіль натрію, та/або сіль амонію, та/або солі II та III валентних металів, консервант. Композит додатково містить: неіоногенні ПАР-поліооксіетиленгліколеві ефіри жирних спиртів фракції С8-С18, аніонактивні поверхнево-активні речовини - a-олефінсульфонати та/або сульфоетоксилати, та/або алкілбензолсульфонати, та/або динатріймоноалкіл-сульфосукцинати, мінеральні та органічні кристалічні кислоти, стабілізатор піни.
Description
Твердий органічний композит для видалення рідини з вибою свердловини належить до газодобувної промисловості, а саме до видалення з вибою діючих газових свердловин рідини, представленої пластовою та/або технічною водою, та/або конденсатом.
Відомо ряд реагентів для видалення з вибою різних типів рідини для покращення роботи свердловини. Через те, що кожна окрема привибійна зона газоносних пластів відрізняється: термодинамічними параметрами; типом та складом пластових флюїдів та/або техногенних рідин, тому в газовидобувній галузі застосовують різноманітні склади піноутворюючих реагентів, а саме: - склад для видалення рідини з вибою свердловини, який містить хлорид амонію, нітрит натрію, піноутворювач, стабілізатор, нітрат карбаміду Г11; - склад піноутворювача для видалення води, що містить алкілсоульфати, альфа- олефінсульфонати, триетаноламінові солі алкісульфатів (21; - склад піноутворюючий для видалення рідини з вибою свердловини, що містить сульфанол як піноутворювач та алюмогідрид натрію ІЗ); - склад піноутворюючої суміші для видалення рідини з вибою свердловини, що містить порошкові: поверхнево-активна речовина; кислота; каустична сода; лігносульфонат; карбоксиметилцелюлоза |4|; - склад піноутворюючої суміші для видалення рідини з газової свердловини, що містить: сульфанол; кристалічну лимонну кислоту; карбонат лужного або лужноземельного металу або амонію; карбоксилметилцелюлози |51; - склад піноутворюючий для видалення рідини з вибою свердловини, що містить: нітрит натрію; суміш неіоногенної та аніонактивної поверхнево-активної речовини; порошкоподібну кислоту |бЇ; - склад піноутворюючий ОС-20, представлений сумішшю поліоксіетиленгліколевих ефірів синтетичних первинних вищих жирних спиртів фракції С16-Сів; етоксилованих (20 ЕФ) цетилових і стеаринових спиртів; оксіетилованого (20 ЕС) гекса (окта) децилового спирту |7|; - склад для видалення пластової рідини, який представлений Синтанолом АЛМ-10, що складається з суміші поліоксіетиленгліколевих ефірів синтетичних первинних вищих жирних спиртів фракції С12-С4 І8І; - склад для видалення конденсаційної рідини з газових свердловин, що містить: неіоногенну поверхнево-активну речовину - ОС-20 та аніоноактивну - лаурилсульфат натрію (91; - склад піноутворювача для гасіння пожеж, що містить алкілсульфонат фракції С11-Сч17; триетаноламінові солі алкілбензолсульфокислоти; етиленгліколь (або етиловий, або ізопропіловий спирт) 10); - склад твердого піноутворювача для видалення рідини з вибою свердловини, який містить наступні складники: карбонат амонію; поверхнево-активні речовини - неіоногенну - ОП-10 або
ОП-7 та аніоноактивну - сульфанол; неіоногенні аміди кокосового масла (Коламід К)!111; - склад твердого піноутворювача для видалення рідини з вибою свердловини, що містить поверхнево-активні речовини: неіїоногенну - ОП-10 або ОП-7 та аніонактивну - сульфонол;
КССБ; карбонат амонію; фосфат лужного металу (121; - склад твердого піноутворювача для видалення рідини з вибою свердловини, що містить поверхнево-активні речовини: неіоногенну - ОП-10 або ОП-7, аніонактивну - сульфонол; порошкоподібний лігносульфонат; кристалічну сульфамінову кислоту; карбонат натрію (131; - склад піноутворюючий з підвищеною піноутворюючою здатністю, що містить алкілсульфати Стіо-Сіз та а-олефінсульфонат (141; - склад піноутворюючий для видалення рідини з вибою свердловини, що містить первоцел або ОП-10, сульфамінову кислоту, карбонат лужного металу або амонію, сухий лід (151); - склад піноутворюючий для видалення води із свердловини, що містить алкілетоксисульфати та а-олефіносульфонат І|16); - склад піноутворюючий для видалення рідини з газоконденсатних свердловин, що містить алкілетоксисульфати (алкілсульфати), а-олефіносульфонати, двонатрієву сіль етилендіамінтетраоцтової кислоти |17|.
Кожен із зазначених піноутворювачів має свої недоліки, які ускладнюють видалення з вибою діючих газових свердловин, а саме: піноутворювачі застосовуються у рідкому стані, що ускладнює їх доставку на вибій свердловини, бо відбувається розсіювання його по експлуатаційній колоні та насосно-компресорних трубах; у склад піноутворювача входять алкілсульфати у вигляді сульфанолу або лаурил сульфату та інші, які не працюють у мінералізованих водах, бо аніонні ПАР або висолюються в жорсткій воді, або мутніють у присутності Масії; ряд складів працюють лише в низькотемпературних свердловинах; в одному бо із складів використовують компоненти, які при взаємодії з водою утворюють агресивні сполуки як для обсадних труб, так і для довкілля, а в іншому застосовують нестабільні в часі компоненти, наприклад сухий лід.
Найбільш близьким аналогом є склад органічного композита для очистки привибійної зони нафтогазоносних пластів (18), що містить: неіїоногенні поверхнево-активні речовини: поліглікозиди та/або етоксиловані спирти Св-С:в та/або полігліколеві ефіри жирних спиртів (або кислот, або амінів), та/лабо амінооксиди; амфотерні поверхнево-активні речовини - солі алкіламінокарбонових кислот та/або алкіламінові кислоти; мінеральну та/або органічну кислоту; солі калію та/або натрію, та/або амонію, та/або солі ІІ, та/або ІІ валентних металів. Як кислоти реагент містить переважно: соляну або оцтову, або лимонну, або молочну, або нітрилометилфосфонову, або оксіетиліденфосфонову кислоти або їх суміші; консервант бензонат натрію або/та метилізотіазолінон. Даний склад містить розчинник смолисто- асфальтових та парафінових відкладень у кількостях 0,1-30,0 мас. 956, який представлений світлими нафтопродуктами; при використанні композита для нафтовитіснення додатково вводять полімерний загусник (поліакриламід).
Недоліком даного продукту є: застосовування у рідкому стані, що ускладнює його доставку на вибій свердловини, бо відбувається розсіювання його по експлуатаційній колоні та насосно- компресорних трубах через змочування останніх. Крім того, низька стійкість та стабільність піни в часі через відсутність у складі найближчого аналога стабілізатора піни, а також низька піноутворююча здатність в умовах високомінералізованих вод, де вміст солей сягає 250-300 г/л.
В основу корисної моделі поставлено задачу вдосконалення складу органічного композита для декольматації та очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів шляхом надання композиту комплексу особливих властивостей, які дозволять: використовувати його як твердий органічний піноутворювач (ТОП) для очистки вибою свердловини, а також присвердловинної зони; підвищити піноутворюючу здатність та стабільність піни, створивши комплексний реагент як для прісних, так і для високомінералізованих вод; забезпечити високий ступінь біологічного розкладу композита та звести до мінімуму проблему впливу токсичних ПАР на навколишнє середовище; збільшити швидкість піноутворення для оперативного видаляння рідини з вибою свердловини.
Поставлена задача вирішується тим, що твердий органічний композит для видалення рідини
Ко) з вибою свердловини, що містить: неіоногенні ПАР - поліглікозиди Св-С:ів та/або етоксиловані спирти Св-Сів, та/або полігліколеві ефіри жирних кислот (спиртів, амінів), солі калію та/або сіль натрію, та/або сіль амонію, та/або солі І! та І валентних металів, консервант, згідно з корисною моделлю, композит додатково містить: неіоногенні ПАР - поліооксіетиленгліколеві ефіри жирних спиртів фракції Св-Сів, аніонактивні поверхнево-активні речовини - с-олефінсульфонати та/або сульфоетоксилати, та/або алкілбензолсульфонати, та/або динатріймоноалкіл-сульфосукцинати, мінеральні та органічні кристалічні кислоти, стабілізатор піни.
Як речовини, що забезпечують високе та стабільне піноутворення використано біологічно "м'які" аніонактивні ПАР, а саме: о-олефінсульфонати, сульфоетоксилати, алкілбензолсульфонати, динатріймоноалкіл-сульфосукцинати.
Як речовини, що забезпечуть жорстку та стабільну піну використано: поліетиленгліколі та/або полівініловий спирт, та/або ефіри целюлози (карбоксиметил-, гідроксіетил та гідроксипрлопіл-метилцелюлоза), та/або поліакрилати, та/або поліакриламіди, та/або поліетиленоксиди.
Як кислоти реагент містить переважно: або хлороцтову, або лимонну, або молочну, або щавлеву, або сульфамінову, або метасульфонову, або нітрилометилфосфонову, або оксіетиліденфосфонову кристалічні кислоти, або їх суміші.
Як речовини, що сприяють ефективному розчиненню піноутворювача та пришвидшенню видалення води з вибою свердловини використовують додаткове газоутворення, що виникає при взаємодії розчинених у воді кристалічної кислоти з карбонатами лужних та/або лужноземельних металів, та/або амонію, які містяться у вихідному органічному піноутворювачі в сухому стані.
Компоненти композита взяті у відповідних кількостях, мас. Фо:
Неїоногенні поверхнево-активні речовини: поліглікозиди Св-Ств та/або полігліколеві (в т.ч поліоксіетиленгліколеві) ефіри жирних кислот (спиртів, амінів), та/або етоксиловані спирти
Св-Сів 0,1-100,0
Аніонні поверхнево-активні речовини:
о-олефінсульфонати та/або сульфоетоксилати, та/або алкілбензолсульфонати та/або динатріймоноалкіл- сульфосукцинати 0,1-100,0 солі калію та/або натрію, та/або амонію, | та/"або валентних металів 0,1-50,0 кристалічні кислоти: хлороцтову та/або лимонну, та/або молочну, та/або щавлеву, та/або сульфамінову, та/або метасульфонову, та/або нітрилометилфосфонову, та/або оксіетиліденфосфонову 0,1-50,0 стабілізатор піни 0,1-20,0
Твердим органічним композитом для видалення рідини з вибою свердловини у порівнянні з найближчим аналогом поставлена задача вирішується наступним чином: 1) ТОП (твердий органічний піноутворювач) для видалення рідини з вибою свердловини та очистки привибійної зони газонасичених пластів містить: неіоногенні поверхнево-активні речовини: поліглікозиди Св-Ств та/або етоксиловані спирти Св-Сів та/або полігліколеві (в т.ч. поліоксіетиленгліколеві) ефіри жирних спиртів (або кислот або амінів), та/або амінооксиди; аніонактивні поверхнево-активні речовини - а-олефінсульфонати та/або сульфоетоксилати, та/або алкілбензолсульфонати, та/або динатріймоноалкіл-сульфосукцинати; мінеральні та/або органічні кристалічні кислоти; солі калію та/або натрію, та/або амонію, та/або солі ІІ-ох, та/або І валентних металів, які мають властивість зменшувати набухання глин в породі-колекторі; стабілізатор піни; причому співвідношення вказаних компонентів відповідає найвищому ступеню видалення пластової рідини із свердловини та очистки привибійної зон. 2) неіоногенні ПАР є хімічно інертними і стійкими до зміни рН, тому добре підходять для змішування та приготування рецептур з іншими компонентами. 3) як кислоти новий піноутворювач містить переважно: або хлороцтову, або лимонну, або молочну, або щавлеву, або сульфамінову, або метасульфонову, або нітрилометилфосфонову, або оксіетиліденфосфонову кристалічні кислоти, або їх суміші. 4) для підвищення піноутворення у ТОП застосовано біологічно "м'які" аніонактивні ПАР, а саме: а-олефінсульфонати, сульфоетоксилати, алкілбензолсульфонати, динатріймоноалкіл- сульфосукцинати. 5) для забезпечення процесу піноутворення стабільною піною у ТОП вводять стабілізатори піни, а саме: поліетиленгліколі та/або полівініловий спирт та/або ефіри целюлози (карбоксіметил-, гідроксіетил та гідроксипропіл-метилцелюлоза) та/(або поліакрилати та/або поліакриламіди та/або поліетиленоксиди. 6) для ефективного розчинення піноутворювача та пришвидшення видалення води з вибою свердловини застосовують додаткове газоутворення, що виникає при взаємодії розчинених у воді кристалічної кислоти з карбонатами лужних та/або лужноземельних металів, та/або амонію, які містяться у вихідному органічному піноутворювачі в сухому стані.
Дослідженнями, лабораторними і промисловими випробуваннями по адаптації реагенту до
Зо умов експлуатації свердловин підтверджено стійко відтворювані результати по ефективному спінюванню пластових вод на вибої газових свердловин.
Перший етап роботи по створенню ТОП полягав у виборі його вихідних складників, особливо неіоногенних та амфотерних ПАР. В процесі роботи досліджувалися: (1) піноутворююча здатність; (2) стабільність піни (Тво) - час зменшення об'єму піни на 50 90; (3) вплив на піну мінералізованої води; (4) фізичний стан ПАР - рідкий чи твердий (пастоподібний).
Результати досліджень наведено у таблиці 1.
Найкращі результати, враховуючи фізичний стан зразків, показали Міїкозіде 301 та Неїїмєї 91/68; додатково до переліку ПАР було включено неіоногенний ПАР ОС-20, що представлений сумішшю: (1) поліоксіетиленгліколевих ефірів синтетичних первинних вищих жирних спиртів фракції Ств-Сзв; (2) етоксилованих (20 ЕС) цетилових и стеаринових спиртів; (3) оксіетилованого (20 ЕО) гекса (окта) децилового спирту. Решта досліджуваних зразків або не відповідають технологічним вимогам до твердого піноутворювача або утворюють осад в мінералізованій воді (табл. 1).
Наступним дослідженням було тестування вибраних ПАР у високомінералізованій воді, де концентрація солей становила 270 г/л (креслення) та порівняння отриманих результатів з такими, які відповідають твердим піноутворювачам промисловим.
На кресленні спостерігається, що хоч у етоксилованому спирті Неїїмєї 91/8 піноутворення високе, проте стабільність піни нижча, ніж у промислових піноутворювачів; подібні результати отримано і для інших неіоногенних ПАР.
Для підвищення піноутворюючої здатності неіоногенних ПАР та стабілізації піни в часі до складу неіоногенних були введені "м'які" аніонактивні ПАР, а саме: а-олефінсульфонати та/або сульфоетоксилати, та/або алкілбензолсульфонати, та/або динатріймоноалкілсульфосукцинати.
Таке комплексування різних ПАР дозволило створити універсальний твердий органічний піноутворювач, який ефективно видаляє із свердловини як прісну, так і високомінералізовану пластову воду. Результати порівняння нового піноутворювача із промисловими зразками наведено в таблиці 2.
Таким чином в результаті даної роботи створено новий твердий органічний піноутворювач (ТОП) для видалення рідини з привибійної зони свердловини, компонентний склад якого дозволяє додатково проводити очистку та декольматацію присвердловинної зони газонасичених пластів.
Компоненти у запропонованій корисній моделі використовують в наступному співвідношенні та мають наступні масові відсотки: неіоногенні поверхнево-активні речовини: поліглікозиди Св-Сів та/або полігліколеві (в т.ч поліоксіетиленгліколеві) ефіри жирних кислот (спиртів, амінів), та/або етоксиловані спирти
Св-Сів 0,1-100,0 аніоні поверхнево-активні речовини: а-олефінсульфонати та/або сульфоетоксилати та/або алкілбензолсульфонати та/або динатріймоноалкілсульфо- сукцинати 0,1-100,0 солі калію та/або натрію, та/або амонію, та/"або || та/або Її валентних металів 0,1-70,0 кристалічні кислоти: хлороцтову та/або лимонну, та/або молочну, та/або щавлеву, та/або сульфамінову, та/або метасульфонову та/або нітрилометилфосфонову та/або оксіетиліденфосфонову 0,1-70,0 стабілізатор піни 0,1-20,0.
Причинно-наслідковий зв'язок між суттєвими ознаками запропонованої корисної моделі і технічним результатом зумовлений: додавання до складу реагенту неіоногенних ПАР, "м'яких" аніоноактивних ПАР, стабілізаторів піни, а також кристалічної кислоти і сухих карбонатів, які сприяють скороченню часу розчинення твердого органічного піноутворювача (ТОП) у вибійній рідині та підвищення його ефективності.
Запропоноване співвідношення компонентів на основі неіоногенних і аніоноактивні ПАР забезпечує інтенсивне піноутворення вибійної рідини завдяки синергетичному ефекту дії ПАР в комплексі із стабілізатором піни призводить до формування стабільної та стійкої в часі пінної системи, яка сприяє виносу рідини із вибою свердловини та покращенню проникності привибійної зони.
Зо Приклади у варіантах виконання наступні: 1) Твердий органічний піноутворювач містить наступне співвідношення компонентів, мас. 9о: неіоногенні поверхнево-активні речовини: поліглікозиди Св-Сів та поліоксіетиленгліколеві ефіри жирних спиртів та етоксиловані спирти Св-Сів 74 аніонні поверхнево-активні речовини: а-олефінсульфонати та сульфоетоксилати 24 стабілізатор піни 2 2) твердий органічний піноутворювач з підвищеною питомою вагою містить наступне співвідношення компонентів, мас. бо: неіоногенні поверхнево-активні речовини: поліглікозиди Св-Сів та поліоксіетиленгліколеві ефіри жирних спиртів та етоксиловані спирти Св-Сів 68 аніонні поверхнево-активні речовини: а-олефінсульфонати та сульфоетоксилати 20 солі: калію та амонію хлориди 10 стабілізатор піни 2 3) твердий органічний піноутворювач з високою швидкістю розчинення містить наступне співвідношення компонентів, мас. бо:
Неїоногенні поверхнево-активні речовини: поліглікозиди Св-Сів та поліоксіетиленгліколеві ефіри жирних спиртів, та етоксиловані спирти Св-Сів 69 аніонні поверхнево-активні речовини: а-олефінсульфонати та сульфоетоксилати 20 солі: карбонати калію та амонію 4 кристалічна кислота сульфамінова 5 стабілізатор піни 2
Запропонована корисна модель дозволи створити новий твердий органічний піноутворювач комплексної дії, який дає змогу видаляти рідину із стовбура свердловини, а також усувати кольматацію присвердловинної зони пласта.
Загальні характеристики ТОП: піноутворювач є предметом циліндричної форми з геометричними розмірами 30-60 см в довжину і 3-4 см в діаметрі; колір білий, не прозорий; щільність - 0,94-1,1 г/см3. Застосування піноутворювача ТОП на свердловинах наступне: стержні завантажують у насосно-компресорні труби через лубрикатор, що встановлюють на гирлі свердловини.
Техніко-економічний ефект використання ТОП полягає в наступному: видалення рідини дозволить: (1) поліпшити умови експлуатації газових свердловин, в яких відбувся підйом рівня рідини до інтервалу перфорації; (2) стабілізувати видобуток і отримати додаткові обсяги газу; (3) підвищити ефективність розробки родовищ за рахунок зниження експлуатаційних витрат, скорочення кількості та обсягів продувок свердловин, мінімізації собівартості видобутку природного газу.
Таблиця 1
Об'єм піни та її стійкість (То) у досліджуваних 1 95 розчинів ПАР в прісній та мінералізованій (вміст солей 100 г/л) водах.
Ме) опАРИзЮ 1 обі др оре вволона (ООП) 1 | Міковіделої | 523. | ...9 2 Ю ДЩ| 50 7.:.(/«|13 (
З | Міковіде2оо" | -/|( 0500 | (6 | (/// осад////// 6 | Неїмег91/8 | -/оКИ/ 570 | 715 | (5 7 711 8 | ЕтрдепОВ | -:/|нНЕО5ІЗ | 8 177717111557...Й.ЙЮЙЦС.|.ЮСКС160щ 9 | Етріап2502" | - 300 | 57 | (/:Уущ щ осад.////:/ х - тверді (пастоподібні) ПАР, решта рідкі
Таблиця 2
Порівняння піноутворення та стабільності піни в часі нового твердого органічного піноутворювача (ТОП) та промислових піноутворювачів Мо 1, Мо 2 та Мо З у високомінералізованій воді з вмістом солей до 270 г/л
Піноутворювач Піноутворювач Піноутворювач Піноутворювач п/п Час, промисловий промисловий промисловий топ сек Мо 1 Мо 2 Мо З 60 | 70 | 74 | 43 | 61 | 7186 | 184
Змінависотипінив| 120 | 66 | 67 | 36 | 58 | 183 | 7178 Щ |/ часі, мм зо | 60 | 6ї | зі | 48 | 7176 | 175
Джерела інформації: 1. патент ОА Мо25227; 2. патент ОА Мо25655; 3. патент ОА Ме30673; 4. патент ША Ме30870; 5. патент ОА Мео31449; 6. патент ОА Мо105984; 7. патент ВО Мо2502776 С2; 8. патент ВИ Мо2337937 С2; 9. патент ВО Ме2657918 СІ 10. патент ВО Мо2212918 С2; 11. патент ВИ Мо2456324; 12. патент ВО Мео2109928; 13. патент ВО Мо2223298; 14. АС СРСР Мо 878906; 15. АС СРСР Мо 1760095; 16. АС СРСР Мо 878906; 17. АС СРСР Мо 1354813; 18. патент ОА 109265;
19. Боровиков В.О.
Одержання та застосування екологічно безпечних піноутворювачів для гасіння пожеж / Автореф. дис. канд. техн. наук: 21.06.02 / Укр.
НДІ пожеж, безпеки. - К., 2002. - 16 с.
Claims (6)
1. Твердий органічний композит для видалення рідини з вибою свердловини, що містить: неіоногенні ПАР - поліглікозиди Св-Сів та/або етоксиловані спирти Св-Сів, та/або полігліколеві ефіри жирних кислот (спиртів, амінів), солі калію та/або сіль натрію, та/або сіль амонію, та/або солі ІЇ та ІЇЇ валентних металів, консервант, який відрізняється тим, що композит додатково містить: неіоногенні ПАР - поліооксіетиленгліколеві ефіри жирних спиртів фракції Св-Св, аніонактивні поверхнево-активні речовини - осх-олефінсульфонати та/або сульфоетоксилати, та/або алкілбензолсульфонати, та/або динатріймоноалкіл-сульфосукцинати, мінеральні та органічні кристалічні кислоти, стабілізатор піни.
2. Композит за п. 1, який відрізняється тим, що як речовини, що забезпечують високе та стабільне піноутворення, використано біологічно "м'які" аніонактивні ПАР, а саме: с- олефінсульфонати, сульфоетоксилати, алкілбензолсульфонати, динатріймоноалкіл- сульфосукцинати.
3. Композит за пп. 1, 2, який відрізняється тим, що як речовини, що забезпечуть жорстку та стабільну піну, використано: поліетиленгліколі та/або полівініловий спирт, та/або ефіри целюлози (карбоксиметил-, гідроксіетил та гідроксипропіл-метилцелюлоза), та/або поліакрилати, та/або поліакриламіди, та/або поліетиленоксиди.
4. Композит за пп. 1-3, який відрізняється тим, що як кислоти реагент містить переважно: або хлороцтову, або лимонну, або молочну, або щавлеву, або сульфамінову, або метасульфонову, або нітрилометилфосфонову, або оксіетиліденфосфонову, кристалічні кислоти, або їх суміші.
5. Композит за пп. 1-4, який відрізняється тим, що як речовини, що сприяють ефективному розчиненню піноутворювача та пришвидшенню видалення води з вибою свердловини використовують додаткове газоутворення, що виникає при взаємодії розчинених у воді кристалічної кислоти з карбонатами лужних та/або лужноземельних металів, та/або амонію, які Зо містяться у вихідному органічному піноутворювачі в сухому стані.
6. Композит за пп. 1-5, який відрізняється тим, що компоненти взяті у відповідних кількостях,
мас. 9о: неіоногенні поверхнево-активні речовини: поліглікозиди Св-С:в та/або полігліколеві (в т.ч. поліоксіетиленгліколеві) ефіри жирних кислот (спиртів, амінів), та/або етоксиловані спирти Св-Сів 0,1-100,0 аніонні поверхнево-активні речовини: о-олефінсульфонати та/або сульфоетоксилати, та/або алкілбензолсульфонати та/або динатріймоноалкіл- сульфосукцинати 0,1-100,0 солі калію та/або натрію, та/або амонію, ІІ та/або ІЇЇ валентних металів 0,1-50,0 кристалічні кислоти: хлороцтову та/або лимонну, та/або молочну, та/або щавлеву, та/або сульфамінову, та/або метасульфонову, та/або нітрилометилфосфонову, та/або оксіетиліденфосфонову 0,1-50,0 стабілізатор піни 0,1-20,0.
Порівняння величини піноутворення та стабільності піни 0.9 5 розчинів етокенльваного спирту Неїжеї 91/Я та промислових шноутворювачів СНІ МІ те Ме у високо мінералевованій воді з вмістом солей до 0 гул Тв лнттТнТлцлт тншнтТтнтнтнтнтнтнттнтнттннтнннтнтнннтннннннни х | | --0.295 розчин Неїхеї Ра 91/8 е 20 . : | 21 Ф : ! --027 розчин ПП Мей ! о : : : | --0295 розчин ПІІ Ме ща й Н : , й : п ОБ она приро : и ОЧНІ щі ' : ! й и 2 Кі 4 5 Час. хв
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAA201905658U UA138056U (uk) | 2019-05-24 | 2019-05-24 | Твердий органічний композит для видалення рідини з вибою свердловини |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAA201905658U UA138056U (uk) | 2019-05-24 | 2019-05-24 | Твердий органічний композит для видалення рідини з вибою свердловини |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA138056U true UA138056U (uk) | 2019-11-25 |
Family
ID=71113516
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAA201905658U UA138056U (uk) | 2019-05-24 | 2019-05-24 | Твердий органічний композит для видалення рідини з вибою свердловини |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA138056U (uk) |
-
2019
- 2019-05-24 UA UAA201905658U patent/UA138056U/uk unknown
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2099012C (en) | Well cleanout using caustic alkyl polyglycoside compositions | |
| US3463231A (en) | Generation and use of foamed well circulation fluids | |
| KR102479609B1 (ko) | 미네랄 오일 제조 방법 | |
| US3943160A (en) | Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant | |
| RU2131972C1 (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин | |
| US10655054B2 (en) | Foam-forming surfactant compositions | |
| US4201678A (en) | Foam drilling and workover in high temperature wells | |
| US3391750A (en) | Surfactant composition | |
| RU2742232C2 (ru) | Сульфосукцинатные поверхностно-активные смеси и способы их применения | |
| NO852373L (no) | Blandinger for bruk i bore-, kompletterings- og overhalingsvaesker. | |
| GB2504377A (en) | Surfactant composition and method of unloading a liquid from a hydrocarbon reservoir | |
| CA1146834A (en) | Surfactant compositions useful in enhanced oil recovery processes | |
| US3675716A (en) | Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant | |
| RU2717012C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| UA138056U (uk) | Твердий органічний композит для видалення рідини з вибою свердловини | |
| US4524002A (en) | Foaming agent | |
| CA1093807A (en) | Method of foam drilling using a biodegradable foaming agent | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| RU2812888C1 (ru) | Пенообразующая смесь пролонгированного действия для вспенивания и удаления из скважин газовых месторождений пластовой воды с целью поддержания их стабильной эксплуатации | |
| US3746096A (en) | Surfactant composition | |
| RU2729764C1 (ru) | Твердофазный состав, предназначенный для вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости и защиты внутрискваженного оборудования от коррозии | |
| RU2347797C2 (ru) | Основа жидкости глушения и заканчивания скважин | |
| RU2814728C1 (ru) | Твердый состав для удаления попутной пластовой жидкости из скважин, газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
| RU2643051C1 (ru) | Способ удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин |