Состав поверхностно-активных веществ для газоконденсатных скважин

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газоконденсатных скважин. Технический результат изобретения - повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси из газоконденсатных скважин в условия низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин. Состав содержит, мас. %: полиэтиленгликоль-4000 – 30-49,9 и поливиниловый спирт марки 18/11 – 10-15, дополнительно содержит карбонат калия или карбонат натрия – 10-15, силикат натрия – 10-15, ОП-10 – 20-35 и индулин – 0,1-1.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газоконденсатных скважин.

Известен реагент для выноса водоконденсатной смеси из скважины (RU 2242494 С09К 7/08, Е21В 43/22, опубл. 201.12.2004), состоящий из поливинилового спирта (далее - ПВС) марки 18/11.

Недостатком реагента-аналога является низкая эффективность выноса жидкости с низкой минерализацией из эксплуатационных газовых скважин.

Наиболее близким аналогом-прототипом по отношению к заявляемому изобретению, является состав для выноса водоконденсатной смеси из скважины (RU 2242495 С09К 7/08, Е21В 43/22, опубл. 20.12.2004), содержащий в своем составе полиэтиленгликоль-4000 (далее - ПЭГ-4000) и ПВС марки 18/11.

Недостатком данного прототипа является низкая стойкость пены (это связано с наличием в удаляемой жидкости газового конденсата, являющегося пеногасителем), высокая минимально необходимая концентрация пенообразователя в растворе, повышающая стоимость изготовления образцов прототипа, что в целом снижает общую эффективность состава при очистке от скопившейся флюидов в стволе газоконденсатной скважины.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси (пластовой воды и газового конденсата) из газоконденсатных скважин в условия низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин.

Технический результат от решения поставленной задачи заключается в увеличении стойкости пены до оптимальных значений, а также снижении минимально необходимой концентрации пенообразователя.

Технический результат достигается тем, что состав поверхностно-активных веществ для газоконденсатных скважин, включающий поверхностно-активное вещество ПЭГ-4000 и ПВС марки 18/11, согласно изобретению дополнительно содержит карбонат калия или карбонат натрия, силикат натрия, ОП-10 и индулин при следующем соотношении компонентов, мас. %:

ПВС 10÷15
ПЭГ-4000 30÷49,9
Карбонат калия или карбонат натрия 10÷15
Силикат натрия 10÷15
ОП-10 20÷35
Индулин 0,1÷1

ПЭГ-4000 является реагентом для выноса водоконденсантной смеси из скважины, выпускается по ТУ 2481-007-71150986-2006. «Полиэтиленгликоли (полиэтиленоксиды) низкомолекулярные». ПВС марки 18/11 выпускается по ГОСТ 10779-78. «Спирт поливиниловый. Технические условия». ОП-10 применяется в качестве смачивающих и эмульсирующих поверхностно-активных веществ, выпускается по ГОСТ 8433-81. «Вещества вспомогательные ОП-7 и ОП-10. Технические условия».

Авторы установили, что предлагаемый состав, являющийся смесью трех поверхностно-активных веществ (ПАВ) и двух стабилизаторов кислотности, позволяет наблюдать синергетический эффект в виде усиления вспенивающей способности жидкости, скопившейся в скважине, при предлагаемом соотношении компонентов. А при добавлении красителя - оценить движение флюидов по газосборным сетям и распределение жидкостных нагрузок на сепарационное оборудование, так как значительное поступление ПАВ на один из сепараторов вызывает вспенивание в самом аппарате, что приводит к ухудшению качества подготовки продукции.

Предлагаемый состав используется в виде стержней для удаления жидкости из газовой скважины.

Стержни изготавливаются путем нагрева «на водяной бане» до полного растворения веществ и последующей заливкой их во фторопластовые формы.

Для ввода стержней в газовую скважину не требуется дополнительного оборудования.

Количество стержней предлагаемого состава, вводимых в газовую скважину, определяют для каждой конкретной скважины отдельно, и зависит оно от характеристик скважины (пластового давления, объема скопившейся в скважине жидкости, минерализации жидкости, температуры жидкости, содержания в ней газового конденсата и др.).

Достижение технического результата предлагаемым изобретением оценивалось с помощью коэффициента выноса жидкости, который рассчитывается как отношение объема вытесненной жидкости к первоначальному объему жидкости, на основании результатов, полученных по итогам стендовых испытаний предлагаемого состава и прототипа.

Коэффициент выноса флюидов газоконденсатной залежи Камчатского газопромыслового управления (далее - ГПУ) прототипом - 0,18.

Коэффициент выноса флюидов газоконденсатной залежи Камчатского ГПУ предлагаемым составом - 0,67.

Использование предлагаемого состава позволит увеличить добычи флюидов из газоконденсатных скважин.

Предлагаемый состав позволит сократить эксплуатационные расходы при добыче газа и снизить количество продувок скважин.

Состав поверхностно-активных веществ для газоконденсатных скважин, включающий поверхностно-активное вещество полиэтиленгликоль-4000 и поливиниловый спирт марки 18/11, отличающийся тем, что дополнительно содержит карбонат калия или карбонат натрия, силикат натрия, ОП-10 и индулин при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Поливиниловый спирт 10÷15
Полиэтиленгликоль-4000 30÷49,9
Карбонат калия или карбонат натрия 10÷15
Силикат натрия 10÷15
ОП-10 20÷35
Индулин 0,1÷1



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к стабилизаторам пены в водных системах при технологических операциях по добыче нефти. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, выбранный из алкиламидопропилгидроксисульфобетаина или алкилгидроксисульфобетаина, где алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа и их перекачиванию по трубопроводам. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, где жидкость содержит водорастворимый разветвленный полисахарид, растворенный в воде, выбираный из группы, состоящей из ксантана, диутана и любых их производных, и способ включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую осуществляют при одной или нескольких температурах менее 100°F (37,8°С).
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, содержащей один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую проводят при одной или нескольких температурах менее 100ºF (37,8ºС).

Изобретение относится к обслуживанию скважин. Технический результат – уменьшение времени смешивания ингредиентов жидкости обслуживания скважин, возможность смешивания в процессе применения.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным композициям солей алкилполиалкоксисульфатов - АПАС, применяемым в прикладных задачах, связанных с нефтяными и газовыми месторождениями.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. В способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающем закачку в пласт осадкогелеобразующего состава на водной основе, содержащего силикат щелочного металла и хлорид двухвалентного металла, первоначально в пласт в качестве силиката щелочного металла через нагнетательную скважину в виде суспензии закачивают стекло натриевое порошкообразное, при этом используют пресную или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л, указанную суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды 3-15 м3, после этого в нагнетательную скважину закачивают используемый в качестве хлорида двухвалентного металла хлорид магния и/или хлорид кальция, вслед за этим реагенты продавливают буферным объемом воды 15-30 м3, далее скважину оставляют на реагирование на 8-24 часа, после чего скважину запускают в работу, причем в качестве хлорида кальция используют товарные формы хлорида кальция или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л.

Изобретение относится к способам добычи нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземного резервуара осуществляется посредством введения безводного газообразного аммиака при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, позволяющем газообразному аммиаку заполнить полости в подземном резервуаре, конденсироваться при контакте с нефтью с образованием жидкого аммиака, вступающего во взаимодействие с компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ, способствующих образованию эмульсии нефти в аммиаке, с последующим извлечением образованной эмульсии из подземного резервуара.

Изобретения могут быть использованы в нефтегазовой промышленности при транспортировке нефти и газа для защиты стальных емкостей и труб. Композиция покрытия от проникновения сероводорода (H2S) содержит, по меньшей мере, один эпокси-функциональный полимер, по меньшей мере, одно металлсодержащее соединение в количестве, достаточном для взаимодействия с H2S с образованием сульфида металла, и, по меньшей мере, один отверждающий агент.
Настоящее раскрытие относится к способу обработки участка подземного пласта, включающего использование жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе, содержащей быстрорастворимый и легко диспергируемый неочищенный простой эфир полигалактоманнана.

Настоящее изобретение относится к стабилизаторам пены в водных системах при технологических операциях по добыче нефти. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, выбранный из алкиламидопропилгидроксисульфобетаина или алкилгидроксисульфобетаина, где алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

Изобретение относится к способу обработки скважин, способу цементирования (варианты), текучей среде для обработки скважин. Способ обработки скважины включает изготовление текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и смешанный цементирующий компонент, причем смешанный цементирующий компонент включает печную пыль из двух или более различных источников, где печная пыль выбрана из группы, которую составляют известковая печная пыль, цементная печная пыль и их сочетание, где индекс реакционной способности печной пыли различается для двух или более различных источников; и введение текучей среды для обработки в ствол скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к целевым добавкам к технологическим жидкостям глушения, освоения и заканчивания скважин. Технический результат - стимулирование продуктивности нефтегазоносного пласта за счет совмещения технологических операций с мягкой обработкой породы, позволяющей увеличить фазовую проницаемость, гидрофобизировать обработанную поверхность, удалить капиллярно-связанную воду из пор пласта, удалить осадки и предотвратить их дальнейшее образование.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности скважины, возможность использования для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат – улучшение проницаемости пластов песчаника, способность к биоразложению и высокая кислотность без образования отложений жидкости обработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкости на водной основе для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин при наличии сероводорода и высокой температуры, обладающей регулируемой и повышенной вязкостью, термостойкостью, морозостойкостью, стойкостью к сероводородной и коррозионной агрессии, снижением токсичности используемых реагентов, и может быть использовано при промывке и проведении ремонтных работ. Технический результат - расширение области применения жидкостей для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин на месторождениях в условиях сероводородной, коррозионной агрессии и высоких температур с регулированием плотности и улучшенными структурно-реологическими свойствами. Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин, включающая биополимер на основе ксантановой смолы биоксан, понизитель фильтрации, биоцид и воду, содержит в качестве понизителя фильтрации - Полицелл КМЦ, биоцида - Remacid и дополнительно формиат натрия, гидроокись натрия, диэтаноламин, сидерит при следующих соотношениях компонентов, масс. %: биоксан 0,3-0,8, Полицелл КМЦ 0,5-3,0, Remacid 0,1-0,2, формиат натрия 10-40,0, гидроокись натрия 0,1-0,2, диэтаноламин 2,0-20,0, сидерит 5,0-20,0, вода остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газоконденсатных скважин. Технический результат изобретения - повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси из газоконденсатных скважин в условия низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин. Состав содержит, мас. : полиэтиленгликоль-4000 – 30-49,9 и поливиниловый спирт марки 1811 – 10-15, дополнительно содержит карбонат калия или карбонат натрия – 10-15, силикат натрия – 10-15, ОП-10 – 20-35 и индулин – 0,1-1.

Наверх