RU2223298C2 - Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины - Google Patents
Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2223298C2 RU2223298C2 RU2002106722/03A RU2002106722A RU2223298C2 RU 2223298 C2 RU2223298 C2 RU 2223298C2 RU 2002106722/03 A RU2002106722/03 A RU 2002106722/03A RU 2002106722 A RU2002106722 A RU 2002106722A RU 2223298 C2 RU2223298 C2 RU 2223298C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sulfonol
- gas
- foaming agent
- gas condensate
- sulfamic acid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности вспенивания и выноса высокоминерализованных вод в присутствии газового конденсата с забоев низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин. Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий поверхностно-активные вещества: неионогенное - ОП-10 или ОП-7, анионоактивное - сульфонол, порошкообразный лигносульфонат, содержит ОП-10 или ОП-7 и сульфонол в соотношении 3,45:1, дополнительно – кристаллическую сульфаминовую кислоту и карбонат натрия, калия или кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%: ОП-10 или ОП-7 34,0 – 40,0, сульфонол 9,8 – 11,6, кристаллическая сульфаминовая кислота 11,0 – 13,0, карбонат натрия, калия или кальция 4,5 – 6,5, порошкообразный лигносульфонат остальное. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений.
Наиболее близким по составу к предлагаемому изобретению является состав для удаления жидкости с забоя скважины, приведенный в описании к патенту № 2109928, МПК Е 21 В 43/00, 37/06 (опубл. 27.04.98 г.), содержащий, мас.%:
ОП-10 или ОП-7 35,0-39,0
Сульфонол 9,5-13,0
КССБ 28,0-41,0
Карбонат аммония 13,0-16,0
Фосфат щелочного металла 1,5-4,0
Недостатком указанного пенообразующего состава, взятого нами в качестве прототипа, является недостаточная эффективность удаления жидкости с забоя низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин, т.к. карбонат аммония разлагается с образованием газообразных веществ (NH3 и СО2), что способствует расположению данного ПАВ на границе раздела жидкостей вода-конденсат, только при повышенной температуре (от +5°). При температуре ниже +5°С карбонат аммония не разлагается и происходит оседание данного пенообразователя на забой, тем самым ухудшая образование пены и снижая эффективность выноса жидкости.
Задачей изобретения является повышение эффективности вспенивания и выноса высокоминерализованных вод в присутствии газового конденсата с забоев низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин.
Поставленная задача решается тем, что твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий поверхностно-активные вещества неионогенное - ОП-10 или ОП-7, анионоактивное - сульфонол, порошкообразный лигносульфонат, содержит ОП-10 или ОП-7 и сульфонол в соотношении 3,45:1, дополнительно – кристаллическую сульфаминовую кислоту и карбонат натрия, калия или кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%: ОП-10 или ОП-7 34,0–40,0, сульфонол 9,8–11,6, кристаллическая сульфаминовая кислота 11,0–13,0, карбонат натрия, калия или кальция 4,5–6,5, порошкообразный лигносульфонат остальное.
При растворении кристаллической сульфаминовой кислоты в воде происходит ее взаимодействие с карбонатом натрия (калия или кальция), в результате чего образуются пузырьки углекислого газа, что способствует расположению твердого пенообразующего состава на границе раздела жидкостей вода-конденсат, даже в низкотемпературных скважинах, а при барботировании - более энергичному растворению и перемешиванию. В результате этого повышается пенообразующая способность состава, и вспененная жидкость потоком выносится на поверхность.
Изобретение соответствует критерию “Изобретательский уровень”, так как отличается от прототипа тем, что содержит ОП-10 или ОП-7 и сульфонол в соотношении 3,45:1, дополнительно - кристаллическую сульфаминовую кислоту и карбонат натрия, калия или кальция, что соответствует критерию “новизна”.
Вышеперечисленные признаки позволяют считать заявленный состав твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя скважины новым, не описанным в научно-технической и патентной литературе. Изобретение является промышленно-применимым, так как успешно прошло лабораторные и промысловые испытания.
Твердый пенообразователь готовят путем перемешивания входящих в него ингредиентов в определенной последовательности до однородной массы с последующим формированием стержней, которые доставляют на забой через лубрикатор.
Для получения ПАВ в твердой композиции выбраны порошкообразные лигносульфонаты: КССБ (конденсированная сульфит спиртовая барда) или СДБ (сульфит дрожжевая бражка) или ФХЛС (феррохромлигносульфонат), которые служат и как дополнительные пенообразователи.
Наибольшая чувствительность всех типов поверхностно-активных веществ проявляется к газовому конденсату и, как правило, вспенивание жидкости ухудшается с увеличением содержания конденсата и становится неудовлетворительным для неионогенных ПАВ (ОП-10 или ОП-7) при содержании конденсата свыше 40-50%, а для анионоактивных (сульфонол) - свыше 15-20%. Повышенная минерализация жидкости также в значительной степени снижает пенообразование. Анионные ПАВ взаимодействуют в минерализованной воде с солями кальция и магния, выпадают в осадок, неионогенные - стойкие к действию пластовых вод, однако в присутствии газового конденсата снижают свою пенообразующую способность.
Добавление анионоактивных ПАВ к неионогенным позволило получить смеси практически малочувствительные к действию минерализации и газового конденсата при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,45:1.
Расположению твердого пенообразователя на границе раздела жидкостей вода-конденсат способствуют введенные в состав кристаллическая сульфаминовая кислота и карбонат натрия (калия или кальция), т.к. сульфаминовая кислота при растворении в воде взаимодействует с карбонатом с образованием пузырьков углекислого газа, которые не позволяют твердым ПАВ опуститься на забой.
Na2CO3+2НSO3NH2 → 2NaSO3NH2+H2O+CO2 ↑
К2СО3+2НSO3NН2 → 2КSO3NH2+H2O+СО2 ↑
СаСО3+2НSO3NH2 → Са(SO3NH2)2+Н2О+СО2 ↑
Таким образом, постоянно находясь в зоне работающих интервалов перфорации и постепенно растворяясь, он способствует более эффективному вспениванию и выносу жидкости.
Пример 1
В емкость заливается заданное количество ОП-10 32 мас.%, последовательно, при перемешивании добавляется 13,0 мас.% сульфонола и 55,0 мас.% КССБ до получения однородной массы. Последняя формируется в виде стержней, которые затем сушатся при комнатной температуре 18-24 часа.
Пример 2
В емкость заливается заданное количество ОП-10 40,0 мас.%, последовательно, при перемешивании добавляется 12,0 мас.% кристаллической сульфаминовой кислоты, 6,0 мас.% карбоната натрия и 42 мас.% КССБ до получения однородной массы. Последняя формируется в виде стержней, которые затем сушатся при комнатной температуре 18-24 часа.
Пример 3
В емкость заливается заданное количество ОП-10 34,0 мас.%, последовательно, при перемешивании добавляется 9,9 мас.% сульфонола, 11,0 мас.% кристаллической сульфаминовой кислоты, 4,5 мас.% карбоната натрия и 40,6 мас.% КССБ до получения однородной массы. Последняя формируется в виде стержней, которые затем сушатся при комнатной температуре 18-24 часа.
Пример 4
В емкость заливается заданное количество ОП-10 40,0 мас.%, последовательно, при перемешивании добавляется 11,6 мас.% сульфонола, 13,0 мас.% кристаллической сульфаминовой кислоты, 6,5 мас.% карбоната натрия и 28,9 мас.% КССБ до получения однородной массы. Последняя формируется в виде стержней, которые затем сушатся при комнатной температуре 18-24 часа.
Пример 5
В емкость заливается заданное количество ОП-10 37,0 мас.%, последовательно, при перемешивании добавляется 10,7 мас.% сульфонола, 9,3 мас.% кристаллической сульфаминовой кислоты, 6,1 мас.% карбоната натрия и 36,9 мас.% КССБ до получения однородной массы. Последняя формируется в виде стержней, которые затем сушатся при комнатной температуре 18-24 часа.
Эффективность твердых ПАВ оценивали по кратности образования и устойчивости пены, количеству выносимой жидкости с различной минерализацией растворов солей Na+, Са2+, Mg2+ и содержанием газового конденсата в смеси при комнатной температуре.
Результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний показали, что заявленный твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины по сравнению с прототипом обладает лучшей пенообразующей способностью, что способствует более эффективному выносу жидкости (табл. 1, 2).
Применение твердых ПАВ (прототип) в скважинах, когда нижние работающие интервалы перфорации находятся на значительной высоте от искусственного забоя, не представляется возможным, т.к. плотность этих твердых ПАВ выше плотности газоконденсатной смеси, что приводит к их оседанию на забой. Растворы ПАВ, образовавшиеся на забое, не достигают зоны барботажа.
Внедрение данного твердого ПАВ позволит повысить эффективность удаления жидкости с высокой минерализацией (до 200 г/л) и содержанием газового конденсата в смеси (до 50%) с забоев низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин, повысить депрессию на пласт и увеличить дебит продукции скважин, что особенно актуально на месторождениях с аномально низким пластовым давлением.
Claims (1)
- Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий поверхностно-активные вещества: неионогенное - ОП-10 или ОП-7, анионоактивное - сульфонол, порошкообразный лигносульфонат, отличающийся тем, что он содержит ОП-10 или ОП-7 и сульфонол в соотношении 3,45 : 1, дополнительно – кристаллическую сульфаминовую кислоту и карбонат натрия, калия или кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%:ОП-10 или ОП-7 34,0 – 40,0Сульфонол 9,8 – 11,6Кристаллическая сульфаминовая кислота 11,0 – 13,0Карбонат натрия, калия или кальция 4,5 – 6,5Порошкообразный лигносульфонат Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002106722/03A RU2223298C2 (ru) | 2002-03-15 | 2002-03-15 | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002106722/03A RU2223298C2 (ru) | 2002-03-15 | 2002-03-15 | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002106722A RU2002106722A (ru) | 2003-10-27 |
RU2223298C2 true RU2223298C2 (ru) | 2004-02-10 |
Family
ID=32172435
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002106722/03A RU2223298C2 (ru) | 2002-03-15 | 2002-03-15 | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2223298C2 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
-
2002
- 2002-03-15 RU RU2002106722/03A patent/RU2223298C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ПАУС К.Ф. Буровые растворы. - М.: Недра, 1973, с. 97 - 102. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4733728A (en) | Micellar slug for oil recovery | |
JPH0323508B2 (ru) | ||
WO2010025452A1 (en) | Method for treating hydrogen sulfide-containing fluids | |
CN103242812A (zh) | 油气田泡沫钻井、洗井用开关发泡液 | |
RU2223298C2 (ru) | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины | |
RU2351630C2 (ru) | Газогенерирующий пенный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) | |
RU2301822C2 (ru) | Буровой раствор | |
EP0120550B1 (en) | Foaming agent | |
US3898159A (en) | Method for removing anionic surface active component from drainage | |
CZ293656B6 (cs) | Způsob výroby vysoce zásaditého polyaluminiumchlorsíranu a použití této látky | |
RU2456324C1 (ru) | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины | |
RU2109928C1 (ru) | Состав для удаления жидкости с забоя скважины | |
RU2312880C1 (ru) | Стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта | |
RU2812888C1 (ru) | Пенообразующая смесь пролонгированного действия для вспенивания и удаления из скважин газовых месторождений пластовой воды с целью поддержания их стабильной эксплуатации | |
RU2247138C2 (ru) | Твердый пенообразователь для выноса пластовой жидкости из скважины | |
RU2100577C1 (ru) | Твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин | |
RU2322472C1 (ru) | Технологическая жидкость для глушения нефтегазовых скважин и способ ее приготовления | |
SU1058994A1 (ru) | Безглинистый буровой раствор дл заканчивани скважин | |
RU2174594C1 (ru) | Состав для разглинизации призабойной зоны пласта (варианты) | |
WO2012011841A1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта | |
RU2193650C1 (ru) | Пенообразующий состав для освоения скважин | |
SU1641983A1 (ru) | Способ удалени пластовой воды из газовой скважины | |
SU773062A1 (ru) | Состав дл приготовлени аэрированного бурового раствора | |
RU2758301C1 (ru) | 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 | |
SU1760095A1 (ru) | Пенообразующий состав дл удалени жидкости с забо скважины |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090316 |