Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин

 

1. ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОВЬРС СКВАЖИН, включающий пенообразующий реагент, зтипенгликоль или дизтипенгликоль и воду, отличают и йс я тем, что, с целью повышения пенообразующих свойств состава при высоком содержании газоконденсата в удаляемой из скважины жидкости и температуре и повышения за счет 3того эффективности удаления жидкое ти из скважины, в качестве пенообразующего реагента он содержит блок-сополимер на основе окисей этилена и пропилена общей формухш 1 RO(CjHeO)m,- (CjH 0)п, Н где R - С4-С д-алкил; т| 5-10; п, 10-70, И блок-сополимер на основе окисей этилена и пропипена общей формуль П КО(С,НбО)1П2. ( где R - С4-С2д-алкнл; 11-20J т. 71-120, при следующем соотношений компонентов , мас.%: Блок-сополимер окисей зтилена и пропилена общей ФО1Я4УЛЫ 15-10 Блок-сополимер на основе окисей зтилена и пропипена общей формулы П20-25 Этиленгликоль или диэтипенгликоль10-15 Вода Остальное 2. Состав по п, 1, о т л и чающийся тем, что, с целью снижения коррозии технологического оборудования при наличии в удаляемой жидкости сероводорода, он допол ,нительно содержит ингибитор коррозии в количестве 1-2 мас.%.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН

4(sl) Е 21 В 43/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ .КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

-1 t

1,„1

5-1О

10-15

Остальное (21) 3573555/22-03 (22) 01.04.83 (46) 30.06. 85. Бюл. В 24 (72) С.Н.Закиров, P.Ì.Êîêäðàò, Ю.М.Волков, Л.Л.Абдуллина, В.М.Осташов, В.М.Андрейчук и И.П.Ковалко (71) Московский институт нефтехими" ческой и газовой промышленности ж. И.М.Губкина и Ивано-Франковский институт нефти и газа (53) 622;243.541(088.8) (56) Патент США В 3773110, кл. 166/309, опублик. 1973.

Авторское свидетельство СССР

У 905439, кл. E 21 В 43/27, 1982. (54) (57) 1. ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ

ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОВЦХ

СКВАЖИН, включающий пенообразующий реагент, этиленгликоль или диэтиленгликоль и воду, о т л и ч а ю щ и.й. с я тем, что, с целью повышения. пенообраэующих свойств состава при высоком содержании газоконденсата в удаляемой иэ скважины жидкости и температуре и повышения за счет .этого эффективности удаления жидкости из скважины, в качестве пенообразующего реагента он содержит блок-сополнмер на основе окисей этилена и пропилена общей формул 1

ÄÄSUÄÄ 1164402 A кО(СЗНьО)ш, (С Н 0)п Н где R — С -С -алкил

to 1

m(5- 10п 10-70, и блок-сополнмер на основе окисей этилена и пропилена общей формулы П

R0(C>Q0)m (С Н О)п Н где R — С -Сго -алкил;

m 11-20 ° е п2 = 71-120, при следующем соотношений компонентов, мас.X:

Блок-сополимер окисей этилена и пропилена общей формулы

Блок-сонолимер на основе окисей этилена и пропилена общей формулы П 20-25

Этиленгликоль или диэтиле нгликоль

Вода

2.-Состав поп. 1, о тличающий тем, что, сцелью снижения коррозии технологического оборудования при наличии в удаляемой жидкости сероводорода, он допол,нительно содержит ингибитор корро зии в количестве 1-2 масЛ.

1164402

40 ф5

55

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пенообразующим составам, и может быть преимущественно использовано для удаления жидкости из газо вых скважин.

Цель изобретения — повышение . пенообразующих свойств состава при высоких содержаниях в удаляемой из скважины жидкости газоконденсата и температурах и повышение за счет этого эффективности удаления жидкос. ти из скважины.

Пенообразующий состав содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена и общей формулы

R0(C>H<0)m (С Н, 0)п Н (1) где R — - С -С „-алкил;

m1 =5-10; и< =10-70, блок-сополимер окисей этилена и пропилена общей формулы

R0(C>H<0)mz(C>H+g)n>H (Н) где R — C -C „-алкил;

=11-20; п2 =71-1209 этилейгликоль или диэтиленгликоль и воду при следующем соотношении компонентов, мас.7:

Блок-сополимер окисей этилена и пропилена общей формулы 1 5-10

Блок-сополимер окисей этилена и пропилена общей формулы П 20-25

Этиленгликоль или диэтиленгликоль 10-15

Вода Остальное

При наличии в удаляемой жидкости сероводорода для защиты технологичес. кого оборудования от коррозии он дополнительно может содержать ингиби-, тор коррозии, например И-25-Д, представляющий собой смесь азотосодержащих соединений, в количестве 12 мас.X.

Блок-сополимеры (ТУ 38407178-81 и 38407219-82) получают полимеризацией окисей пропилена и этилена при повышенных температуре и давлении в присутствии спиртов (стартовое вещество) и щелочного катализатора.

Гицрофильная и гидрофобная части молекулы блок-сополимера четко выражены, что и обуславливает поверхност" но-активные свойства. Водные и неводные растворы блок-сополимеров характеризуются низким поверхностным

35 и межфазным натяжением, что обеспечивает вспенивание минерализованных водоконден сатных сме сей.

Этиленгликоль или диэтиленгликоль (антифриз) обеспечивают низкую температуру застывания состава, что дает возможность его применения на газовых промыслах в зимних условиях. Для приготовления состава испольэовали э тилен гликоль (ГОСТ

10164-75) или диэтиленгликоль (ГОСТ 10136-62).

Ингибитор И-25-Д (ТУ 3840390-76) защищает технологическое оборудо-, вание от сероводородной коррозии.

Это дает возможность использовать состав для удаления жидкости с забоя газовых скважин в присутствии сероводорода. .Пенообразующий состав готовят смешением всех компонентов в мешалке о с подогревом до 60-70 С, добавляя к воде этиленгликоль или диэтиленгликоль, затем блок-сополимер с мень шей молекулярной массой состава

m1 =5-10, и =10-70 и блок-сополимер

Ф с большей молекулярной массой состава m>=11-20, п =7 1.-120. При необходимости в этиленгликоле или диэтиленгликоле перед подачей их в смесь растворяют ингибитор коррозии. Такая последовательность улучшает раст воримость компонентов друг в друг

Оптимальным суммарным содержанием блок-сополимеров в пенообразующем составе следует считать 30 мас.7.

При большей их концентрации состав становится высоковязким, что затрудняет его перекачку и доставку на забой скважин. При меньшей концентра" ции блок-сополимеров в составе требуется вносить большое его количество в жидкость для ее вспенивания и выноса с забоя скважин.

Соотношение между блок-сополимерами в составе может быть различчым.

Содержание блок-сополимера с меньшей молекулярной массой а =5-10, n1=1070 может колебаться по массе от 5 до 10Х, содержание блок-сополимера с большей молекулярной массой

m =10-20, n =71-120 изменяется от 20 до 25 мас.%. Это зависит от содержания углеводородов в жидкости, котоpyio необходимо удалять из забоя скважин. При высокой температуре и высоком содержании углеводородов жидкость трудно вспенивается. Поэтос

22

60 з 11644

Ъ му для ее удаления в пенообраэующем составе должно быть больше блок-сопо „ лимера состава mq=10-20, и =71-120, йкеющего большую молекулярную массу.

Однако блок-сополимер содержащий ш =10-20, п =7 1-120, более дорогой по сравнена с блок-сополимером меньшей молекулярной массы состава

m,=5-10, n<=10-70. Поэтому его повьппенный расход ведет к неоправданному увеличению стоимости вспенивающего состава и к росту затрат на удаление жидкости с забоя скважин.

Готовый пенообразующий состав представляет собой однородную

15 сиропообразную.жидкость плотностью.

1080-1090 кг/м, застывающую при температурах минус 15-20 С.

Концентрация в которой пенооб-.

20 разующий состав смешивается с жидкостью, удаляемой с забоя скважин, колеблется от 0,1 до 2 мас.X. Она зависит от температуры, .содержания углеводородов и.уровня минералиэации пластовой воды, входящей в удаляемую иэ забоя скважины жидкость. Поэтому для каждого конкретного случая она выбирается экспериментально.

Ниже приведены примеры, иллюстрирующие приготовление пенообразующих составов и их эксплуатационные качества. Вспенивание проводят путем пропуска воздушной струи через смесь, состоящую из пластовой воды и.конденсата после добавле 35 ния к ней одного из пенообразующих составов.

В испытаниях использованы пласто. вая вода хлорнатриевого типа с минералиэацией 104 г/л, плотностью 4 0

1066,4 кт/м, с рН 7.

Для каждой смеси с различным содержанием в ней пластовой воды и конденсата, находящейся при опре деленной температуре, существует оптимальная концентрация пенообразующего состава, при которой вся жидкость вспенивается. При дальнейшем увеличении концентрации пенообразующего состава в такой смеси э0 кратность пены изменяется незначительно, а в основном растет устойчивость пены.

Результаты испытаний представлены в табл. 1. 55

П р и и е р 1. Соответствует составу, содержащему блок-сололимеры с минимальным числом ок сипропильных и. оксизтильных групп.

Блок-сополимер, содержащий ш =5, п =10 10

Блок-сополимер, содержащий ш =11-, п =71

Диэтиленглйколь

Вода 60

Состав готовят (из расчета на

100 кг) смешением в смесителе.с подогревом до 60 С 60 кг воды, !О кг

0 диэтиленгликоля, 10 кг блок-сополимера меньшей молекулярной массы состава ш 5, п 10 и 20 кг блоксополимера большей молекулярной массы состава m =! 1, п =-71. Готовый состав имеет плотность 1080 кг/м, I э температуру застывания -18 С и кинематическую вязкость, равную

2,045 ° 10 и /с.

Пример 2. Соответствует составу, содержащему блОк-сополимеры с максимальным числом оксипроакпь ных и оксизтильных групп.. Содержание компонентов в составе, мас.X:

Блок-сополимер., содержащий ш 10, п170 5

Блок-сополимер, содержащий m 20, п 120 25

Диэтиленгликоль 15

Вода . 55

Состав готовят (в расчете на

100 кг) сиешением 55 кг воды, 15 кг диэтиленгликоля, 5 кг блок-сополимера, содержащего md!0, п< 70, и 25 кг блок-сополимера, содержащего ш 20, п<120.

Готовый пенообразующий состав представляет собой сиропообраэную жидкость плотностью 1090 кг/м, температурой застывания -20ОС, кинематической вязкостью 3,069 в10 м /с.

П р и и е.р 3. Соответствует составу, содержащему блок-сополииеры с промежуточным числбм оксипропильных и оксизтильных групп. Содержание компонентов в составе, иас.Х:

Блок-сополимер, содержащий ш 6, п<13

Блок-сополииер, содержащий ш 13, и 85

Диэтиленглйколь

Вода

Состав готовят смешаниеи (в расчете на 100 кг) 60 кг воды, 10 кг диэтнленгликоля, 8 кг блок-сополимера, содержащего ш 6, п -13, и 22 xr

5 11 блок-сополимера состава m>13, п =85

Готовый вспенивающий состав имеет плотность 1082 кг/м, температуру застывания -17 С, кинематичес- ческую вязкость, равную 2,337 ° 10 +м /с.

Результаты вспенивания водоконден сатных смесей составами, указанными в примерах 1-3, представлены в табл. 1.

Пример 4. Дает обоснование выбора оптимальной концентрации инги битора металлов от сероводородной коррозии марки И-25-Д. Ингибирующее действие проверялось в лабораторных условиях по потере массы образцов, изготовленных из стали для насоснокомпрессорных труб марки С, после их пребывания в агрессивной. среде. Образцы агрессивной среды готовят по объему из 70 пластовой воды и 30 конденсата. Воду насыщают сероводородом до концентрации его, равной

0,8 кг/м . В первый образец агрессивной среды добавляют 0,5 мас. состава по прототипу, не содержащего ингибитора коррозии. Во второй, третий, четвертый и пятый образцы агрессивных сред добавляют

6 4402 6 по 0,5 мас. Х пенообразующего состава, укаэанного в примере 2, при этом состав, добавляемый во второй, третий, четвертый и пятый образцы агрессивных сред, содержит дополнительно 0,5, 1, 1,5 и 2 мас. ингибитора коррозии И-25-Д. Образцы металла выдерживают в агрессивной среде

36 ч при 20 С.

10 Результаты даны в табл. 2.

Из табл. 2 видно, что добавление к вспенивающему составу ингибитора коррозии И-25-Д в количестве 0,52 мас. снижает скорость коррозии

15 металла на 62-87 . Оптимальной концентрацией ингибитора в пенообразующем составе следует считать 1-2мас Х

При концентрациях меньших 1Х скорость коррозии резко возрастает, 20 при увеличении ее более 2Х скорость коррозии снижается незначительно.

Испытания на модели скважин показали, что эффективность удаления жид-.

2S кости (количество удаляемой жидкости, приходящейся на единицу объема израсходованного газа) находится в пределах 2,1 — 3,4 кг/м .

1164402

0",3

1- х

О Э х (1

1 л !

00 ь с 4 с ). Ф 00 л г и л

<4) О

Э ф

Р3 м х.

Э х

О х

14

Р Э

34 Х х

Э х .и

Э х

I

Ir л

1 о сч л л л в a .à а л л сЧ 00 а л л а сч !

ОО (ч л л сч м с ъ и

А. сч л л

О:О и

Фч л

О л

С4 л

О и сч е

a, A .q:О м а л A

О О а л л

О О

Щ л

О а. л л л

О О t4 I

g В3

0) 43 .

«3 Ц

;ф 0 a I4 4 4

I О О О О О. О;О

° 4 . Ч 4 ° 4» Е.

О О.О 3 сФ

О О О О.35 В

О 1

& О

5 5 5

В Й 6

В 6 И

Й 6

Р

34

О л

М

О (И

В х

О

ВФ - В В В Ф

О О О

1/ 3/\

«d О ф OO

О О О л л в

g g О О

1 О О

I л л

О О О . О О

Л 1 > Л Л

О л

1 1 в, i, 1 в i1

1" ( и й O

1-3 B В

В

I 0 0 0 0

1 3:3 Ф М Х3 ф и 3

1О «3

0 ф

О Е

Х О

Э О

С3

ВФ 3."

0 О

3-3 3:3

О О 0

3-3

1 х 1

Cj Я

0,"

О\ ф х

С4

0 0 З

Р 0 «3

v2х

ЭЭ О

0 хо х

44СФ

00 Э

Ф4 3 Id

3х ф 0 .& 3 ф Э

Х Э В Ф

34 О

Э gl 0 х

3 R!

Cf Ф

О О О В3 ю, В В

Й I хй -!

Х Х11 ф 03 & 1 л

3- ХО!О

44

I +

I ф

I o

I x ! 5

I 0

1 34 ! м .I л

1

1

Р3 I33 Ф

Вл В,В В,В

О О О (Ъ Ф, Ф

+ + +

Cd Cd ф х х х

Э Э Э

Ф kf х х х

0 О . 0

34 34 34

30 -DI . «3

ВФ М ВВ

О О О

+ +:+

«j ф .ф

Cd Cd ф

Ц 3d М

О О 1CJ

Р Р Р

О О О

gl d3 333

В4 ВсВ ВВ

О О.О

Vl 1.

+ + + ф ф ф

В4 Е, ф ф ф

0 0 O

34 34 34

ВФ ВФ ВФ

О О С>

atl Ф

+ + ф ф

О Cj йи

34 34

ВВ ВВ

Я Ол

О фЮ

+ ф

I3

Ж

О

1164402!

Таблица 2

Образцы агрессивных сред

100

1 (прототип) 2,15

0,82

0,5

0,50

13

Составитель В.Борискина

Составитель Н.Киштулинец Техред Т.Фанта Корректор И.Эрдейи

Заказ 4166/30 Тираж 540 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал 1ЕП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Содержание ингибитора в пенообразующем составе, мас. 7.

Скорость коррозии образцов металла г/м ч

0,032

0,030

Относительная скорость коррозии образцов металла, Ж

Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к глушению скважин и трубопроводов с нефтью, газом, водой, находящихся в аварийном состоянии, с целью ликвидации аварий и розливов нефти, пластовой воды на рельеф местности и открытые водоемы и предотвращения утечек газовых выбросов в атмосферу

Изобретение относится к технологии эксплуатации газовых месторождений и может быть использовано для удаления пластовой жидкости из газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к разработке нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимической обработки призабойной зоны пластов

Изобретение относится к взрывчатым материалам, используемым в горном деле, а конкретно к материалам, применяемым в скважинах с целью увеличения притоков из продуктивных пластов

 

Наверх