Состав жидких поверхностно-активных веществ для газовых скважин с низким пластовым давлением

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может применяться для выноса скопившейся капельной жидкости на забое в процессе эксплуатации или ремонта газовой скважины, эксплуатация которых осложнена наличием гидрато-ледяных пробок в стволе скважины, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений. Состав поверхностно-активных веществ для газовых скважин, содержащий, мас.%: поверхностно-активное вещество ОП, Сульфанол 40% водный раствор, Трилон Б, метиловый спирт, мас. %: ОП 27,5÷37,5%; Сульфанол 40% водный раствор 20÷10; Трилон Б до 2,5%; Водный раствор метилового спирта остальное. Использование предлагаемого раствора позволит увеличить добычу газа из газовых скважин, а также сократить эксплуатационные расходы при добыче газа и снизить количество продувок скважин. 5 табл.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может применяться для выноса скопившейся капельной жидкости на забое в процессе эксплуатации или ремонта газовой скважины, эксплуатация которых осложнена наличием гидрато-ледяных пробок в стволе скважины, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений.

Известен облегченный спиртово-солевой раствор для растепления газовых скважин в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород [RU 2560739, опубликовано 20.08.2015]. Использование известного раствора приводит к увеличению минерализации пластовой жидкости, что в последствии приведет к отложениям на внутренней стенке газопровода и технологического оборудования, что негативно повлияет на компрессорное оборудования дожимной компрессорной станции. Также известный раствор из-за повышенной кислотности (РН. больше 7) приведет к увеличению коррозионной активности предлагаемого состава, что сократит срок службы технологического оборудования и трубопроводов.

Известна смесь для удаления жидкого пластового флюида из газоконденсатных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями [RU 2328515, опубликовано 10.07.2008]. Недостатком известного реагента, взятого за прототип, является низкая эффективность выноса жидкости из эксплуатационных газовых скважин с большим зумпфом, возможность гидратообразований при отработке скважины с твердыми поверхностно-активными веществами (ТПАВ) на факел. Низкая скорость растворения ТПАВ со скопившейся в скважине жидкостью. Известная технологическая смесь используется в виде стержней и в виде водного раствора. Недостатками в виде стержней является неработоспособность при больших зумпфах на забое скважин и малых пластовых давлениях, где режим «барботажа» минимален, так как стержни ложатся на забой, ввиду того, что плотность состава стержней значительно выше плотности воды они не производят эффективной работы по вспениванию; возможность образование гидратов при отработке скважины с ТПАВ на факел в зимнее время года; низкая скорость взаимодействия ТПАВ со скопившейся в скважине жидкостью. Недостатками в виде водного раствора: полная неработоспособность в зимнее время года, вызванное замерзанием состава; вспенивание состава при транспортировке и закачке в скважину.Задачей, на решение которой направлено предполагаемое изобретение, является разработка жидкого поверхностно - активного вещества (ЖПАВ) для работы по интенсификации добычи газа из газовых скважин месторождений поздней стадии эксплуатации (содержащих пластовую и конденсационную жидкость) в районах Крайнего Севера, в условиях низких температур, низких пластовых давлений и дебитов, а также возможности использовании ЖПАВ в скважинах с зумпфом более 10 метров.

Поставленная задача решается за счет технического результата, который заключается в достижении плотности состава ЖПАВ ниже плотности воды, что позволяет получить полезную работу по вспениванию поверхностно-активных веществ при больших зумпфах скважин. За счет жидкого агрегатного состояния ЖПАВ, в сравнении с ТПАВ, имеет больший КПД за счет менее прочных межмолекулярных связей в растворе, что обеспечивает более высокие скорости реакции пенообразования с пластовой жидкостью и тем самым сокращает время простоя скважины при ее обработке. Исключен риск выноса на устье нерастворенных элементов ПАВ. Снижен риск вспенивания закачиваемого раствора в затрубное пространство скважины, а также образования гидратов при обработке скважин ЖПАВ в зимнее время года за счет ввода в состав ПАВ ингибитора гидратообразований - метилового спирта.

Технический результат достигается тем, что состав поверхностно-активных веществ для газовых скважин, содержащий поверхностно-активное вещество ОП, Сульфанол - натриевая соль алкилбензосульфокислоты 40% водный раствор по ТУ2481-106-07510508-2005, Трилон Б, метиловый спирт масс. %:

ОП - 27,5÷37,5%;

Сульфанол 40% водный раствор - 20÷10;

Трилон Б - до 2,5%;

Водный раствор метилового спирта - остальное.

Заявляемый состав, состоящий из трех поверхностно-активных веществ (ПАВ) позволяет наблюдать синергетический эффект в виде усиления вспенивающей способности жидкости, скопившейся в скважине, при предлагаемом соотношении компонентов. За счет добавления в раствор ЖПАВ метанола удалось предотвратить замерзание ЖПАВ при отрицательных температурах в зимнее время года. Увеличив долю метанола в растворе ЖПАВ свыше 50%, удалось снизить риск гидратообразований при отработке скважины на факел с применением ЖПАВ (пенообразующая способность ЖПАВ при этом не уменьшилась). При транспортировке к скважине и закачке на забой газовой скважины ЖПАВ - входящий в состав метанол (соотношение 1:1) выполняет функцию пеногасителя и предотвращает замерзание состава при отрицательных температурах окружающей среды. При взаимодействии ЖПАВ с пластовой жидкостью, концентрация метанола кратно снижается (метанол прекращает действовать как пеногаситель), что приводит к активному взаимодействию ПАВ с жидкостью и образованию стойкой пены. Пена снижает поверхностное трение в лифте колонны скважины и увлекает за собой часть воды, как следствие снижается плотность столба водо-пенной эмульсии в стволе скважины, что способствует выносу жидкости на устье. За счет растворенного в пластовой жидкости метанола, при продувке скважины на факел исключено образование гидратообразований в факельной и технологической линиях.

Как показали опытно-промышленные испытания, при концентрации метанола в растворе ЖПАВ менее 50%, при продувке скважины на факельную линию в зимний период времени, растет перепад давления по газопроводу, что обусловлено образованием кристаллогидратов, т.е. концентрации метанола, растворенного в выносимой пластовой жидкости не достаточно, и не обеспечивается безгидратный режим работы скважины.

При концентрации метанола в растворе ЖПАВ более 50% его концентрация при закачке в скважину на условную единицу объема пластовой жидкости остается высока, метанол продолжает действовать пеногасителем поверхностно-активных веществ, что снижает эффективность пенообразования и выноса пластовой жидкости из скважины, поэтому оптимальное соотношение метанола в растворе ЖПАВ определено как 1:1.

Эффективность данного состава была подтверждена испытаниями в лабораторных условиях с применением пластовой жидкости Вынгапуровского газового промысла на стендовой установке, которая моделирует работу в режиме вспенивания ПАВ и выноса жидкости со ствола скважины. В процессе испытаний установлено, что при увеличении массовой доли ОП в растворе свыше 30%, происходит увеличение вязкости ЖПАВ и соответственно возрастает гидродинамическое сопротивление движение ЖПАВ по затрубному пространству скважины, что приводит к увеличению времени простоя скважины. При уменьшении массовой доли ОП в растворе жидких поверхностно -активных веществ ниже 27,5% происходит снижение образование пены и ее стойкости, что снижает эффективность выноса жидкости из скважины.

С целью подбора наиболее оптимального состава пенообразующей жидкости, обеспечивающей наиболее эффективное вспенивание и удаление жидкостей, накапливающихся на забое газовых скважин, были опробованы 6 образцов, отличающиеся разными концентрациями ОП- керосиновый контакт с содержанием сульфокислот не менее 55 %, нейтрализованный NaOH по ГОСТ6948-81 и 40% водного раствора сульфанола. Впоследствии, в водный раствор с каждым образцом был добавлен Трилон Б- Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты. ГОСТ 10652-73 Данные химические реагенты являются наиболее часто используемыми в качестве пенообразующих агентов, но при этом отличаются по своим пенообразующим свойствам: ОП (неионогенное ПАВ) является более универсальным, сульфанол (анионоактивное ПАВ) способствует образованию более стабильной пены и с большей кратностью. При этом сульфанол, при повышении общей минерализации и увеличении концентрации ионов Са и Mg, значительно теряет свои свойства пенообразователя.

Была исследована пенообразующая способность водных растворов смесей этих веществ: В таблице представлены комбинации концентраций исследуемых веществ в смеси:

Плотность смесей меняется от 1,08 г/см3 до 0,89 г/см3 в направлении образцов от №1 к №6. Вязкость увеличивается от образца №1 к образцу №6. Технологически наиболее предпочтительным является раствор с меньшей вязкостью.

Для приготовления растворов была использована проба воды, отобранная из забоя газовой скважины. Химический анализ воды на значимые параметры: общая минерализация - 3586 мг/дм3, Са2+ - 676 мг/дм3, Сl- - 1563 мг/дм3, рН - 7,8.

Было подготовлено 6 растворов по 100 мл с концентрациями образцов смесей:

Создание пены осуществлялось ручным встряхиванием емкости с раствором. Объем образовавшейся пены и ее кратность приведены в таблице:

Стабильность (суммарный объем пены и жидкости через 90 минут), объем жидкости при этом составляет приблизительно 95 мл во всех образцах:

Визуально, в момент после образования пены, дисперсность во всех образцах одинаковая, пены имеют мелкоячеистую структуру с размером ячейки порядка 1 мм. При добавлении динатриевой соли выявилось увеличение пенообразующей способности тех образцов раствора, которые содержали сульфанол. Данное обстоятельство связано с коагулирующим свойством динатриевой соли, способной связывать ионы Са, Mg, чем способствовать повышению эффективности сульфанола в смеси. Объем пены и ее кратность представлены в таблице:

Исследования показали, что наиболее оптимальный состав пенообразующей жидкости представлен в следующих концентрациях рассматриваемых компонентов, содержащий поверхностно-активное вещество ОП, Сульфанол 40% водный раствор, Трилон Б, метиловый спирт масс. %:

ОП - 27,5÷37,5%;

Сульфанол 40% водный раствор - 20÷10;

Трилон Б - до 2,5%;

Водный раствор метилового спирта - остальное.

Предлагаемый состав может использоваться в виде раствора жидких средств для удаления жидкости из газовой скважины. Для ввода раствора в газовую скважину требуется дозировочная установка. Объем предлагаемого раствора, вводимого в газовую скважину, определяют для каждой конкретной скважины отдельно, и зависит от характеристик скважины (пластового давления, объема скопившейся в скважине жидкости, минерализацией жидкости, температуры жидкости, содержания в ней газового конденсата и др.). Достижение технического результата предлагаемым изобретением (составом поверхностно-активных веществ для газовых скважин) оценивалось с помощью коэффициента выноса жидкости (рассчитывается как отношение объема вытесненной жидкости к первоначальному объему жидкости) на основании результатов, полученных по итогам стендовых испытаний предлагаемого состава и прототипа.

Коэффициент выноса жидкости газовой скважины сеноманской залежи Вынгапуровского ГП предлагаемым составом - 0,8%.

Использование предлагаемого раствора позволит увеличить добычу газа из газовых скважин. Предлагаемый состав позволит сократить эксплуатационные расходы при добыче газа и снизить количество продувок скважин.

Состав жидких поверхностно-активных веществ для газовых скважин с низким пластовым давлением, содержащий поверхностно-активное вещество ОП, Сульфанол 40% водный раствор, Трилон Б, метиловый спирт, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

ОП 27,5÷37,5
Сульфанол 40% водный раствор 20÷10
Трилон Б до 2,5
Водный раствор метилового спирта остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к окрашенным разжижаемым композициям и их применению для разработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Окрашенная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержащая по меньшей мере один органический пероксид, по меньшей мере, один органический краситель, не содержащий металл, выбранный из группы, включающей FD&C - Blue №1, FD&C Red №3, FD&C Red №40, FD&C Yellow №6, Purple Shade, Grape Shade, Blue Liquid, Purple Liquid и их комбинации, и, по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, включающей многоатомные спирты, гликоли, бутиловые спирты, триолы, моносахариды, дисахариды и их комбинации.

Изобретения относятся к способам обработки подземных пластов, таким как гидроразрыв пласта и предотвращение поступления песка в скважину, и, в частности, использование легких полимеров, полученных из оболочечной жидкости орехов кешью, в качестве расклинивающего агента, используемого для расклинивания трещин в процессе выполнения гидроразрыва, или в виде зернистого материала при использовании способов предотвращения поступления песка в скважину, таких как гравийная набивка и выполнение гидроразрыва с установкой гравийных фильтров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) с использованием расклинивающего наполнителя в скважинах со слабосцементированной призабойной зоной при наличии близлежащих обводнённых пропластков.

Изобретение относится к загущению водных растворов кислот и солей и применению загущенного раствора для гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к получению жидкости для гидроразырыва, используемой при гидроразрыве подземного пласта. Способ получения высококачественной жидкости для гидроразрыва пласта, содержащий обеспечение первого потока, содержащего жидкий СО2, образование второго потока, содержащего воду и другие добавки, и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, введение расклинивающего наполнителя только в первый поток, содержащий жидкий СО2, при концентрации до 20 фунт/галлон (2,4 кг/дм3) и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, смешение находящихся под давлением первого и второго потоков, включая расклинивающий наполнитель с первой указанной стадии, образуя высококачественную жидкость для гидроразрыва пласта, имеющую Митчелл-характеристику по меньшей мере 50% и характеристику суспензии менее 95%, где первый и второй потоки обеспечивают при постоянном предварительно определенном соотношении объемного потока для поддержания постоянной характеристики суспензии в образующейся жидкости для гидроразрыва пласта, и концентрация расклинивающего наполнителя в жидкости для гидроразрыва пласта независимо варьируется посредством скорости добавления расклинивающего наполнителя в первый указанный поток на стадии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, точнее к ограничению притока воды в добывающие скважины. Порошковая композиция для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, содержащая гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соль трехвалентного металла, представляет собой однородную смесь гранул размером 0.05-2 мм и текучесть не менее 20% от объемной текучести кварцевого песка, причем композиция содержит, мас.%: гранулы основного сульфата хрома 1-5 и гранулы полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением дозой 1-12 кГр в составе композиции, - остальное.

Изобретение относится к композиции и способам для разжижения замедленного действия в отношении гелей вязкоупругих поверхностно-активных веществ внутри подземных пластов.

Изобретение относится к композициям и способам с использованием замедленного разжижения текучих сред, применяемым в обработке подземной формации. Композиция, содержащая водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество - ПАВ и по меньшей мере одно разжижающее соединение - гидрофобно-модифицированный набухающий в щелочных условиях эмульсионный полимер, образованный из полимеризационной смеси, содержащей приблизительно 10-75 вес.% кислотного мономера или его соли, приблизительно 10-75 вес.% неионогенного мономера или его соли и приблизительно 0,1-25 вес.% компонентов ассоциативного мономера или его солей, все на основе общего веса смеси мономеров.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может применяться для выноса скопившейся капельной жидкости на забое в процессе эксплуатации или ремонта газовой скважины, эксплуатация которых осложнена наличием гидрато-ледяных пробок в стволе скважины, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений. Состав поверхностно-активных веществ для газовых скважин, содержащий, мас.: поверхностно-активное вещество ОП, Сульфанол 40 водный раствор, Трилон Б, метиловый спирт, мас. : ОП 27,5÷37,5; Сульфанол 40 водный раствор 20÷10; Трилон Б до 2,5; Водный раствор метилового спирта остальное. Использование предлагаемого раствора позволит увеличить добычу газа из газовых скважин, а также сократить эксплуатационные расходы при добыче газа и снизить количество продувок скважин. 5 табл.

Наверх