Твердый пенообразователь для выноса пластовой жидкости из скважины

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата, а именно к твердым пенообразователям для выноса пластовой жидкости из газовой скважины или водоконденсатной смеси из газоконденсатной скважины. Техническим результатом является повышение эффективности выноса пластовой жидкости из скважин, продуцирующих пластовую воду с более высоким содержанием водорастворимых солей кальция и магния. Твердый пенообразователь для выноса пластовой жидкости из скважины, содержащий карбоксиметилцеллюлозу и анионоактивное поверхностно-активное вещество, дополнительно содержит комплексообразователь - динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, стабилизатор рН - карбонат натрия и усилитель пенообразования - детергент, а в качестве анионоактивного поверхностно-активного вещества содержит вторалкилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 40,0-50,0, вторалкилсульфат натрия 35,0-45,0, динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты 3,0-7,0, карбонат натрия 3,0-7,0, детергент - остальное. 1 табл.

 

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата, а именно к твердым пенообразователям для выноса пластовой жидкости из газовой скважины или водоконденсатной смеси из газоконденсатной скважины.

Известен твердый пенообразователь для выноса пластовой жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, содержащий следующие компоненты, мас.%: порошкообразную основу (КCСБ или сульфонол) 20-80, поверхностно-активное вещество на основе моноалкилфенолового эфира полиэтиленгликоля на основе полимердистилята (ОП-10, ОП-7) 10-70, пластифицирующая добавка (КМЦ) 1-18, облегчающая добавка 0,3-0,7 [1].

Однако недостатком данного состава является низкая эффективность удаления минерализованной водоконденсатной смеси.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовой скважины [2]. Твердый пенообразователь имеет следующий состав, мас.%: анионактивное поверхностно-активное вещество 10-60, водорастворимая соль плавиковой кислоты 7-56, карбоксиметилцеллюлоза 6-12 и вода 27-29.

Недостатком известного твердого пенообразователя является наличие в его составе водорастворимой соли плавиковой кислоты. Растворимые соли плавиковой кислоты при взаимодействии с растворимыми солями кальция и магния образуют плохо растворимые в воде осадки фторидов кальция и магния. Кроме того, известный пенообразователь удаляет пластовую воду с содержанием растворимых солей кальция и магния 0,1-5,0 мас.% из газовых скважин, что неприменимо для скважин с более высоким содержанием солей жесткости.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности выноса пластовой жидкости из скважины, продуцирующих пластовую воду с более высоким содержанием водорастворимых солей кальция и магния.

Поставленная цель достигается тем, что известный твердый пенообразователь для выноса пластовой жидкости из скважины, содержащий карбоксиметилцеллюлозу и анионоактивное поверхностно-активное вещество, согласно изобретению он дополнительно содержит комплексообразователь - динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, стабилизатор рН - карбонат натрия и усилитель пенообразования - детергент, а в качестве анионоактивного поверхностно-активного вещества содержит вторалкилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза - 40-50
Вторалкилсульфат натрия - 35-45
Динатриевая соль этилендиамин-
тетрауксусной кислоты - 3-7
Карбонат натрия - 3-7
Детергент - остальное
100,0

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) является связующим веществом и антиресорбером.

Анионоактивное поверхностно-активное вещество (ПАВ) - вторалкилсульфат натрия - является основным веществом - пенообразователем.

Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - комплексообразователь, который переводит катионы многовалентных металлов в раствор, улучшает условия пенообразования, а следовательно, облегчает условия выноса пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

Карбонат натрия - умягчитель воды и регулятор рН.

Детергент - усилитель пенообразования, например синтетическое моющее средство “Кристалл” и др.

Пример. Готовят смесь сухих компонентов: карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), карбонат натрия, динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты “Трилон-Б”, детергент-синтетическое моющее средство CMC “Кристалл” и добавляют раствор вторалкилсульфата натрия. Смесь предварительно перемешивают, затем подвергают экструзии до получения однородных стержней, выходящих из фильер экструдера. Твердью стержни пенообразователя (ПАВ) доставляют на забой скважины с использованием известного оборудования.

Количество стержней пенообразователя, вводимых в скважину, определяют для каждой конкретной скважины отдельно в зависимости от характеристики скважины (пластовое давление, объем выносимой жидкости, содержание газового конденсата и др.).

Кратность пены определяют следующим образом.

Готовят составы заявляемого твердого пенообразователя необходимой концентрации. Приготовленные составы помещают в стакан и перемешивают на миксере типа “Воронеж” при 10000-12000 об/мин-1. По окончании перемешивания определяют кратность пены известным способом.

Состав 1, мас.%:
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 38,0
Вторалкилсульфат натрия - 40,0
Динатриевая соль
этилен-диаминтетрауксусной кислоты - 9,0
Карбонат натрия - 9,0
Детергент- 4,0
100,0
Состав 2, мас.%:
Карбоксиметилцеллюлоза - 40,0
Вторалкилсульфат натрия - 45,0
Динатриевая соль этилен-
диаминтетрауксусной кислоты - 5,0
Карбонат натрия - 5,0
Детергент - 5,0
100,0
Состав 3, мас.%:
Карбоксиметилцеллюлоза - 40,0
Вторалкилсудьфот натрия - 45,0
Динатриевая соль этилен-
диаминтетрауксусной кислоты - 3,0
Карбонат натрия - 3,0
Детергент - 9,0
100,0
Состав 4, мас.%:
Карбоксиметицеллюлоза - 50,0
Вторалкилсульфат натрия - 35,0
Динатриевая соль этилен-диаминтетрауксусной кислоты - 7,0
Карбонат натрия - 7,0
Детергент - 1,0
100,0
Состав 5, мас.%:
Карбоксиметилцеллюлоза - 53,0
Вторалкилсульфат натрия - 36,0
Динатриевая соль этилен-диаминтетрауксусной кислоты - 2,0
Карбонат натрия - 2,0
Детергент - 7,0
100,0
Состав 6 (прототип), мас.%:
Анионоактивное поверхностно-активное вещество - 43,0
Водорастворимая соль плавиковой кислоты – 20,0
Карбоксиметилцеллюлоза – 10,0
Вода – 27,0
100,0

Данные по пенообразованию предлагаемого состава по сравнению с прототипом приведены в таблице.

п/пКонцентр. раствора пенообр., %Кратность пены, К
Номер составапрототип
123456
10,12,52,83,02,72,72.2
20,33,03,43,53,43,32.9
30,54,14,64,74,64,53,8

Эффективность действия предлагаемого пенообразователя определяют по значениям величины К (кратность пенообразования).

Из полученных данных видно, что наибольшую кратность пены имеют составы 2, 3, 4, которые и являются оптимальными.

Использование предлагаемого изобретения позволит повысить эффективность выноса пластовой жидкости из скважин, продуцирующих пластовую воду с более высоким содержанием водорастворимых солей кальция и магния.

Источники информации:

1. АС СССР № 1710705, МПК Е 21 В 43/00, 1992, БИ № 5.

2. АС СССР № 1354812, МПК 4 Е 21 В 21/14, 26.02.86 г.

Твердый пенообразователь для выноса пластовой жидкости из скважины, содержащий карбоксиметилцеллюлозу и анионоактивное поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что он дополнительно содержит комплексообразователь - динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, стабилизатор рН — карбонат натрия и усилитель пенообразования - детергент, а в качестве анионоактивного поверхностно-активного вещества содержит вторалкилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза 40,0-50,0

Вторалкилсульфат натрия 35,0-45,0

Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной

кислоты 3,0-7,0

Карбонат натрия 3,0-7,0

Детергент Остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах и может быть использовано при проводке скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся полным поглощением бурового раствора, вызывающим газопроявление, которое не удается ликвидировать стандартным способом.

Изобретение относится к способам бурения скважин в подземных пластах, содержащих нефть, газ или другие полезные ископаемые, с целью извлечения и производства указанных полезных ископаемых.

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.

Изобретение относится к бурению, разработке и эксплуатации скважин газовых, газоконденсатных месторождений и предназначено для безопасного ведения работ при освоении скважин.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам вскрытия скважинами продуктивных нефтяных и газовых горизонтов, и предназначается для использования как на вновь осваиваемых месторождениях нефти и газа, так и на месторождениях, находящихся в разработке.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к технологиям проведения интенсификации и ремонта скважин с использованием колтюбинговой техники и установки нагнетания газа (УНГ).

Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, вертикальных и наклонных в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах с градиентом пластового или порового давления преимущественно 0,002-0,009 МПа/м.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности, к изоляции зон поглощения в бурящейся скважине. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при бурении и освоении скважин с использованием аэрированных промывочных жидкостей.

Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата, а именно к выносу водоконденсатной смеси из скважины. .

Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата, а именно к выносу водоконденсатной смеси из скважин, содержащих пластовую воду и газовый конденсат, особенно из скважин с аномально низким пластовым давлением.

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.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к жидкостям для перфорации и глушения скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для вторичного вскрытия неоднородных по проницаемости заглинизированных пластов перфорацией в условиях аномально низких пластовых давлений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам для глушения скважин при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано для глушения скважин при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений.

Изобретение относится к добыче газа, в частности вспениванию водоконденсатной смеси с высоким, более 70%, содержанием газового конденсата. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам трехфазных пен для использования в качестве буровых растворов в условиях аномально низких пластовых давлений при первичном вскрытии продуктивных отложений нефти, газа и проведении капитального ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам двухфазных пен для вторичного вскрытия неоднородных по проницаемости заглинизированных пластов перфорацией в условиях аномально низких пластовых давлений
Наверх