Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин

Авторы патента:

Бельянский Виталий Евгеньевич (RU)

Красовский Александр Викторович (RU)

Немков Алексей Владимирович (RU)

Николаев Олег Александрович (RU)

Дьяконов Александр Александрович (RU)

Изосимов Дмитрий Игоревич (RU)

Кудояр Юрий Алексеевич (RU)

Меркулов Анатолий Васильевич (RU)

Арно Олег Борисович (RU)

Кушнирюк Виталий Дмитриевич (RU)

C09K8/52 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2657918:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" (RU)

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ОС-20, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, масс.%: ОС-20 80-85, лаурилсульфат натрия 15-20. 1 табл.

Известно поверхностно-активное вещество (ПАВ) «Прогресс» для удаления конденсационной жидкости из скважин газовых и газоконденсатных месторождений [СТО 05807999-007-2006].

Недостатком известного ПАВ является его высокая коррозионная активность, что отрицательно влияет на подвеску НКТ и внутрискважинное оборудование.

Наиболее близким по механизму воздействия и достигаемому результату является реагент для удаления конденсационной жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую жидкость, из газовых и газоконденсатных скважин на основе препарата ОС-20 (ГОСТ 10730-82) [RU 2502776 C2, МПК C09K 8/584 (2006.01), опубл. 27.12.2013].

Однако применение известного реагента на основе препарата ОС-20 на скважинах газовых месторождений ограничено из-за длительного времени растворения его в конденсационной жидкости.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка реагента для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин. При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности удаления конденсационной жидкости из скважин газовых месторождений.

Указанный технический результат достигается тем, что реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин, содержащий неионогенное ПАВ - препарат ОС-20, дополнительно включает (и это является отличительной особенностью) анионактивное ПАВ - лаурилсульфат натрия, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ОС-20 - 80÷85, лаурилсульфат натрия - 15÷20.

Препарат ОС-20 представляет собой смесь полиоксиэтиленгликолевых эфиров синтетических первичных высших жирных спиртов фракции C₁₆-C₁₈, производится по ГОСТ 10730-82 с Изм. 1-3.

Лаурилсульфат натрия представляет натриевую соль лаурилсерной кислоты, анионоактивное ПАВ, амфифильное вещество, производится по ТУ 2481-023-50199225-2002. Химическая формула C₁₂H₂₅SO₄Na. Плотность 1010 кг/м³. Порошок белого цвета. Горюч, температура самовозгорания 310,5°C. Растворимость в воде - не менее 130 г/л (при 20°C). Цвет водного раствора лаурилсульфата натрия - от желтого до желто-коричневого. В водных растворах образует стойкую пену. Биоразлагаемость лаурилсульфата натрия превышает 90%, токсичных продуктов при разложении не образует.

Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая: добавление в состав реагента лаурилсульфата натрия способствует сокращению времени реакции растворения реагента в конденсационной жидкости.

Заявляемое в реагенте соотношение компонентов на основе неионогенных и анионактивных ПАВ обеспечивает при использовании компонентов усиление вспенивания конденсационной жидкости из-за синергетического эффекта действия ПАВ. При использовании заявляемой смеси образуется легкая стойкая пенная система, способствующая выносу жидкости из скважины.

Исследованиями, лабораторными и промысловыми испытаниями по адаптации реагента к условиям эксплуатации скважин доказаны устойчиво воспроизводимые результаты по эффективному вспениванию конденсационной жидкости газовых скважин.

Способ применения реагента на скважине: рабочая жидкость (ЖПАВ) в виде 10%-ного водного раствора или твердые стержни (ТПАВ). Концентрация ПАВ в скважинной жидкости (КЖ) - до 0,5%, объем подачи ЖПАВ в затрубное пространство скважины - 50÷100 литров на одну скважинно-операцию; ТПАВ - 5÷10 единиц на одну скважинно-операцию. ТПАВ представляет собой предмет цилиндрической формы с геометрическими размерами 30÷40 см в длину и 3÷4 см в диаметре. Цвет белый, не прозрачный. Плотность 0,95÷0,98 г/см³.

Изготовление ТПАВ происходит следующим образом: берется требуемое количество 80÷85 (мас. %) препарата ОС-20, которое засыпают в котел и нагревают с перемешиванием до 70°С. В полученный расплав добавляют требуемое количество 15÷20 (мас. %) компонента лаурилсульфата натрия. Технологическая смесь перемешивается до образования однородной массы. Полученный расплав заливают в металлические формы и охлаждают при температуре 18±1°С. После охлаждения и затвердевания стержней, производят их извлечение из металлических матриц и складирование на стеллажах в горизонтальном положении для дальнейшего использования.

Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице 1.

Данные таблицы 1 (примеры 3÷5) свидетельствуют о высокой эффективности реагента (ПАВ) при использовании в заявляемом соотношении, применение которого обеспечивает наивысшую степень пенообразования конденсационной жидкости газовых скважин.

Использование реагента для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин позволит улучшить условия эксплуатации скважин, в которых произошел подъем уровня скважинной жидкости к интервалу перфорации, стабилизировать добычу и получить дополнительные объемы газа, повысить эффективность разработки месторождений за счет снижения эксплуатационных затрат, сокращения количества и объемов продувок скважин, минимизации себестоимости добычи природного газа.

Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ОС-20, отличающийся тем, что дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, масс. %:

ОС-20	80-85
лаурилсульфат натрия	15-20

Изобретение относится к стимулирующим текучим средам для гидроразрыва углеводородсодержащего пласта и системному оборудованию для них. Технический результат – повышение экономичности, эффективности и безопасности обработки.

Введение в ствол скважины флюида, содержащего печную пыль, через компоновку низа бурильной колонны // 2657276

Изобретение относится к подземным операциям и, в частности, к введению флюидов, содержащих печную пыль, в ствол скважины через компоновку низа бурильной колонны. Технический результат – повышение эффективности способа за счет сокращения времени на бурение, крепление и цементирование с вытесняющими жидкостями.

Состав для обработки скважины // 2657065

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Состав для обработки скважины содержит: низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С; диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, где состав для обработки скважины не создает волоконного тапонирования при потоке через узкую щель шириной 1-2 мм.

Способ увеличения добычи нефти // 2656654

Изобретение относится к области нефтедобычи. В способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, смешение осуществляют непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, соответствующем объему скважины, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, в качестве указанной соли - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас.%: указанная соль алюминия или хрома 1-10, указанный ПАА - остальное, при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3,0, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле где t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч; Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме; Q - скорость закачки, м3/ч; V - буферный объем, м3.

Способ карбоксиметилирования торфа // 2656461

Изобретение относится к химической промышленности, предназначено для получения натриевых солей карбоксиметиловых эфиров гуминовых материалов и может быть использовано при бурении нефтяных и газовых скважин.

Высококонцентрированные безводные аминные соли углеводородполиалкоксисульфатов, применение и способ применения их водных растворов // 2656322

Изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно алканоламинов.

Способ получения товарной формы щелочных стоков производства капролактама для применения в нефтедобывающей промышленности и способ получения на ее основе состава для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока // 2656296

Группа изобретений относятся к разработке нефтяных месторождений. Технический результат – получение в условиях химического производства стабильной товарной формы щелочного стока производства капролактама ЩСПК, применяемой для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока в нефтедобывающей промышленности и обеспечивающей образование сополимеров сложных эфиров в результате гидролиза полиакриламида ПАА в водном растворе ЩСПК как по амидным, так и по кислотным группам, что приводит к снижению расхода ПАА.

Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта // 2656293

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного и терригенного (карбонатность более 5%) пластов, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки, а также при повышении нефтеотдачи пластов методом гидравлического разрыва пласта с использованием кислотных составов.

Способ, система и композиция для добычи нефти // 2656282

Настоящее изобретение относится к способу, системе и композиции для добычи нефти из пласта, содержащей поверхностно-активное вещество, жидкий аммиак, полимер и воду.Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта, материал пористой минеральной матрицы которого содержит значительные количества диоксида кремния в форме кварца, включает смешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера и жидкого аммиака, содержащего не более 10 мас.

Способ обработки подземного пласта суспензией цементного раствора с возможностью образования проницаемого отвердевшего цементного раствора // 2656266

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта. Способ обработки подземного пласта, включающий приготовление суспензии цементного раствора, выполненной с возможностью схватывания с образованием отвердевшего цементного раствора с прочностью на сжатие ниже давления смыкания разрыва подземного пласта, где указанная суспензия цементного раствора содержит цементирующий материал, воду и меньше чем 4 % деградируемого материала в расчете на массу цементирующего материала в суспензии цементного раствора, закачивание указанной суспензии в подземный пласт при давлении, достаточном для создания разрыва в подземном пласте, при сохранении более высокого давления, чем давление смыкания разрыва, предоставление возможности указанной суспензии схватиться, образуя отвердевший цементный раствор в разрыве, понижение давления ниже давления смыкания разрыва, предоставление возможности отвердевшему цементному раствору в разрыве растрескаться, образуя растрескавшийся отвердевший цементный раствор, и добычу углеводородов из пласта через растрескавшийся отвердевший цементный раствор в разрыве.

Технологическая смесь для удаления из газовых и газоконденсатных скважин пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и конденсат газовый // 2658185

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и конденсата газового, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений и газоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода (общая минерализация до 300 г/л) и конденсат газовый (до 50%). Технический результат - обеспечение эффективного удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и конденсат газовый. Технологическая смесь для удаления из газовых и газоконденсатных скважин пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и конденсат газовый, содержащая неионогенное поверхностно-активное вещество Препарат ОС-20, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество Сульфоэтоксилат жирных спиртов и Полицелл КМЦ, при следующем соотношении, мас.%: препарат ОС-20 70-80, Сульфоэтоксилат жирных спиртов 15-25, Полицелл КМЦ 3-5. 1 табл.