Способ удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - эффективный подъем скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. Способ удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов, различных по составу, шашки первого типа содержат, мас.%: нитрит натрия 70; хлористый натрий 23; неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ 5; полианионная целлюлоза высоковязкая ПАЦ 0,5; нефтерастворимое ПАВ Сульфонол НП-1 1; комплексон Трилон Б 0,5; шашки второго типа содержат, мас.%: сульфаминовую кислоту 50; утяжелитель - хлористый натрий 43; неионогенное ПАВ 5; высоковязкая ПАЦ 0,5; Сульфонол НП-1 1; Трилон Б 0,5, при этом по стехиометрии на 1 часть нитрита натрия в первой шашке приходится 1,4 части сульфаминовой кислоты в шашке другого типа. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

В газовых скважинах по мере их старения скапливается вода, препятствующая подъему газа. Чтобы максимально увеличить срок службы скважины и добычу газа, необходимо удалять воду из скважины или замещать ее. Одним из наиболее рентабельных методов возобновления свободного движения газа является добавление в воду поверхностно-активного вещества, превращающего жидкость в пену. Образование пены снижает гидростатическое давление на пласт, повышая продуктивность скважины.

Известны способы удаления жидкости из скважины путем получения пенообразующих составов при введение поверхностно-активных веществ в воду (Амиян А.В. Освоение скважин с применением пенных систем. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1984, с 25-27). Применение данных способов ввода ПАВ не всегда эффективно при эксплуатации скважин при аномально низких значениях давлений флюидов в продуктивных пластах.

Известен пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Окись алкилдиметиламина
CnH2n+1(CH3)2NO, где n=12-14 31, 47-32, 45
Алкилсульфонат натрия R-SO2ONa 0,9-1,2
Карбамид 4,5-5,5
Вода Остальное

(А.с. SU №1723090 от 09.10.1989 г.).

Недостатком указанного состава является низкая эффективность пенообразования с забоя низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин. Кроме того, рабочие растворы указанного состава - жидкости. Приготовление жидких рабочих растворов - трудоемкая задача, требует применения крупнотоннажной спецтехники и большеобъемных емкостей.

В настоящее время наибольший практический интерес в плане экономии трудовых и технических ресурсов представляют собой разного рода твердые пенообразователи -шашки(стержни) - литые или прессованные.

Известен твердый пенообразователь для удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, включающий оксиэтилированное поверхностно-активное вещество (Lutensol марки AT 25 или AT 50) и винилсодержащий полимер (поливинилпирролидон), при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Lutensol AT 25 или AT 50 40-80
Поливинилпирролидон 20-60

(пат. RU 2442814).

Известен твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Мочевина 27
Блоксополимер окиси этилена и пропилена
(CnH2n+1O(С3Н60)m(C2H4O)pH,
где n - число атомов углерода в алкильном радикале,
равное 5-15
m - число молей окиси этилена, равное 9-45
p - число молей окиси пропилена, равное 30-180 35,7
Поливиниловый спирт 2
КССБ 32,6
Вода 2

(пат. RU №2323244).

Известен облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Порошкообразная основа (сульфонол, КССБ) 20-80
Поверхностно-активное вещество на основе
моноалкилфенолового эфира полиэтиленгликоля
на основе полимердистиллята (ОП-7, ОП-10) 10-70
Пластифицирующая добавка (КМЦ, ПВС) 1-18
Облегчающая добавка (вспененный полистирол) 0,3-0,7

(пат. RU №1710705).

Эффективность применения растворов значительно ниже, чем твердых пенообразователей - шашек, требует привлечения специальной техники и специальных приемов закачки, а также больших объемов реагентов за счет потерь химического вещества при пенообразовании. Важная особенность твердых пенообразователей - пенных шашек (стержней) - это возможность их применения для обработки труднодоступных объектов. Применение шашек заменяет специальную бригаду рабочих и технику. Такой подход упрощает применение поверхностно-активных веществ и удешевляет стоимость скважин-операций в целом. Недостатком известных твердых пенообразователей является низкая эффективность удаления жидкости из газовых или газоконденсатных скважин в условиях низкого притока газа или полного его отсутствия. В этом случае применение пенообразующих шашек малоэффективно и нецелесообразно. Вызов притока из пласта с последующей очисткой скважины возможен лишь в случае принудительного пенообразования с помощью газообразующих составов.

Известен твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий поверхностно-активные вещества неионогенные (ОП-10 или ОП-7), анионоактивные (сульфонол), лигносульфонат (КССБ или СДБ, или ФХЛС), отличающийся тем, что при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,45:1, кристаллическую сульфаминовую кислоту и карбонат натрия (калия или кальция) при следующем соотношении компонентов, мас. %:

ОП-10 (ОП-7) 34,0-40,0
Сульфонол 9,8-11,6
Кристаллическая сульфаминовая кислота 11,0-13,0
Карбонат натрия (калия или кальция) 4,5-6,5
Лигносульфонат (КССБ или СДБ, или ФХЛС) Остальное

(пат. RU 2223298).

Известен пенообразователь для очистки газовых скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Порошкообразная основа КССБ 39-49
Поверхностно-активное вещество ПАВ
на основе алкилфенола 50-60
Тартрат аммония 0,5-0,95
Карбонат натрия 0,05-0,5

(пат. RU №2173694).

Недостатком вышеприведенных составов является недостаточное пенообразование вследствие высокой растворимости образующегося углекислого газа в воде. Высокий пенообразующий эффект может быть обеспечен в случае выделения относительно инертного газа с минимальной растворимостью в воде.

Наиболее близким решением этой задачи является способ удаления жидкости из скважины, включающий введение самогенерирующего, пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов, различных по составу: основу шашки одного типа составляет нитрит щелочного металла, основу шашки другого типа - сульфаминовая кислота, шашки обоих типов содержат неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ и утяжелитель - хлористый натрий или калий в количестве, обеспечивающем плотность шашек не менее 1,8 г/см3, при этом по стехиометрии на 1 часть нитрита щелочного металла в первой шашке приходится 1,14 или 1,4 части сульфаминовой кислоты в шашке другого типа (пат. RU 2317412).

Положительно то, что технология основана на доставке на забой скважины твердых шашек, содержащих ПАВ неионогенного типа, недостаточное поступление газа в скважину компенсируется его генерированием в ходе химической реакции, при этом выделяется азот. Генерирование азота предпочтительней образования углекислого газа, так как азот является инертным газом и, самое главное, растворимость азота в воде значительно меньше растворимости углекислого газа (при нормальном давлении и температуре 20°C растворимость азота составляет 11 см3 в одном литре воды, для CO2 этот показатель равен 710 см3). Использование ПАВ неионогенного типа обеспечивает пенообразование даже в минерализованных водах.

Недостаток способа в том, что не учитывается качество скважинной жидкости, а именно наличие углеводородного конденсата. Углеводороды в пластовой жидкости являются пеногасителями, что снижает эффективность образования пены и подъема жидкости. Кроме того, в случае применения шашек по вышеописанному способу при температурах выше плавления ПАВ шашки размягчаются уже в процессе падения, это приводит к «залипанию» шашек к поверхности. Все это может привести к закупорке проходного канала скважины и делает невозможным сброс шашек в необходимом расчетном количестве.

Задачей предлагаемого изобретения является расширение области применения пеногенерирующих шашек и повышение эффективности удаления водоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 50% об.

Поставленную задачу решает предлагаемый способ удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, включающий введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов, различных по составу: основу шашки первого типа составляет нитрит натрия, основу шашки второго типа - сульфаминовая кислота, шашки обоих типов содержат неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ, утяжелитель - хлористый натрий, при этом по стехиометрии на 1 часть нитрита натрия в первой шашке приходится 1,40 части сульфаминовой кислоты в шашке другого типа, отличающийся тем, что дополнительно в шашки обоих типов вводится полианионная целлюлоза высоковязкая (ПАЦ-В), нефтерастворимое поверхностно-активное вещество - сульфонол НП-1 и комплексон - трилон Б в следующем соотношении компонентов в каждой шашке, % мас. :

Содержание в шашке
Первого Второго
типа типа
Нитрит натрия 70 0
Сульфаминовая кислота 0 50
Хлористый натрий 23 43
Неионогенное ПАВ 5 5
ПАЦ 0,5 0,5
Сульфонол НП-1 1 1
Трилон-Б 0,5 0,5

Дополнительно шашки обоих типов упаковывают в цилиндры из водорастворимой бумаги.

В присутствии углеводородов вспенивание жидкости ухудшается и становится практически невозможным при содержании углеводородов в смеси более 10-20%. Пенообразующая способность неионогенного ПАВ типа АФ9-12, рекомендованного в способе по прототипу, в скважинной жидкости с большим содержанием углеводородов минимальна. В предлагаемом изобретении применяется смесь поверхностно-активных веществ неионогенного (неонол) и анионного типа (сульфонол), причем последний обладает повышенной растворимостью в легких нефтепродуктах. Перераспределение ПАВ в водной и углеводородной фазах обеспечивает высокое пенообразование водоконденсатной смеси в целом и обеспечивает более полное удаление жидкости из скважины. Применение в предлагаемом изобретении смеси анионного и неионогенного ПАВ в соотношении 1 к 5, с повышенным содержанием последнего, позволяет минимизировать чувствительность системы от минерализации воды. Комплексон - трилон Б (динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты) вводится в состав шашек также с целью экранировать негативное воздействие солей жесткости в растворе и предотвратить эффект «высаливания» анионного ПАВ.

Полианионная целлюлоза (ПАЦ) служит связующим, клеящим веществом, обеспечивает упрочнение шашек обоего типа в целом. Кроме того, введение водорастворимого полимера - ПАЦ повышает устойчивость образующейся пены и повышает ее выносящую способность. Используемое по способу ПАЦ-В - термостабильное вещество, устойчивое к минерализации вод.

С целью исключить эффект «залипания» спрессованные шашки дополнительно упаковывают в бумажные цилиндры из водорастворимой бумаги. Для упаковки шашек по заявляемому способу применяют водорастворимую бумагу Aquasol (США). Возможно использовать водорастворимую бумагу любого другого производителя.

Эффективность предлагаемого изобретения оценивали в лабораторных условиях по объему выносимой жидкости с разными минерализацией и содержанием газового конденсата. Испытания проводили при комнатной температуре, использовали модельные воды, содержащие ионы кальция, натрия и магния.

Для исследований применяли следующие реагенты: нитрит натрия (ГОСТ 4144-79), сульфаминовая кислота (ТУ 2121-400-0576-3441-2002), неионогенное ПАВ Аф9-12 (ТУ 38-507-63-171-91), сульфонол-НП-1 (ТУ 2484-004-8482528-99), хлористый натрий (ГОСТ 4233-77), трилон Б (ГОСТ 10652-73), полианионная целлюлоза ПАЦ-В (ТУ2231-015-32957739-00)(см. таблицу) .

Результаты лабораторных исследований показали более полный вынос скважинной жидкости, содержащей газоконденсат, шашками по заявляемому способу в сравнении с прототипом.

Применение заявляемого способа позволяет повысить эффективность удаления скважинной жидкости с высокой минерализацией и содержанием газового конденсата до 50% в условиях аномально низких пластовых давлений и полного самозадавливания скважины.

1. Способ удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, включающий введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов, различных по составу: основу шашки первого типа составляет нитрит натрия, основу шашки второго типа - сульфаминовая кислота, шашки обоих типов содержат неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ, утяжелитель - хлористый натрий, при этом по стехиометрии на 1 часть нитрита натрия в первой шашке приходится 1,4 части сульфаминовой кислоты в шашке другого типа, отличающийся тем, что дополнительно в шашки обоих типов вводится полианионная целлюлоза высоковязкая (ПАЦ-В), нефтерастворимое поверхностно-активное вещество - Сульфонол НП-1 и комплексон - Трилон Б в следующем соотношении компонентов в каждой шашке, мас.%:

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно шашки обоих типов упаковывают в цилиндры из водорастворимой бумаги.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

Изобретение относится к области разработки месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом за счет дополнительной добычи нефти, снижения и/или стабилизации темпов роста обводненности.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода.

Группа изобретений относится к повышению сортности тяжелых углеводородов во время извлечения из пласта. Технический результат – увеличение извлечения углеводородов с одновременным повышением их сортности, снижение воздействия на окружающую среду, уменьшение энергозатрат.

В настоящем изобретении приводится композиция поверхностно-активного вещества для использования в обработке и извлечении жидкого ископаемого топлива из подземной формации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом.

Изобретение относится к добыче нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, содержащей от 0,05% до 5 мас.% на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества - карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно приведенной структурной формуле по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия и расширение области применения состава.
Изобретение относится к химии высокомолекулярных соединений и может быть применено в сельском хозяйстве в качестве средств поддержания необходимого уровня влажности почв, а также в производстве средств личной гигиены.

Изобретение относится к способам получения водорастворимых ингибиторов коррозии для защиты эксплуатационных трубопроводов для природного газа. Получают компонент а) – смесь модифицированных производных имидазолина, проводят реакцию конденсации диэтилентриамина с жирными кислотами и алифатическими дикарбоновыми кислотами при температуре не менее 140° C.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям, и может быть использовано при одноступенчатом цементировании протяженных (более 2500 м) обсадных колонн, перекрывающих интервалы проницаемых пластов и пластов с низкими градиентами гидроразрыва при нормальных, умеренных и повышенных температурах.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений полезных ископаемых подземным способом и ремонтно-изоляционных работах в тоннелях, нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой.

Способ повышения эффективности добычи углеводородов из подземной формации, которая включает в себя нефтегазоносные сланцы, содержащие кальцит с трещинами в нем, причем этот способ включает: введение флюида, содержащего положительно заряженные ионы, по меньшей мере, в некоторые трещины; обеспечение упомянутым ионам возможности преобразовывать сланцы вдоль трещин в кристаллы арагонита таким образом, что некоторые кристаллы арагонита становятся взвешенными во флюиде; удаление некоторого количества флюида со взвешенными кристаллами арагонита из этой формации.

Группа изобретений относится к бурению скважин. Технический результат – ингибирование набухания глины и глинистого сланца, которые вступают в контакт с текучими средами, использующимися при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин. Композиция буровой текучей среды на водной основе, включающая непрерывную фазу на водной основе; материал реакционноспособных глин или глинистых сланцев; ингибитор гидратации глинистых сланцев, содержащий полиаминополиамид-эпихлоргидриновую смолу, где ингибитор гидратации глинистых сланцев присутствует с концентрацией, достаточной для уменьшения реакционной способности глины или глинистого сланца. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - эффективный подъем скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. Способ удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов, различных по составу, шашки первого типа содержат, мас.: нитрит натрия 70; хлористый натрий 23; неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ 5; полианионная целлюлоза высоковязкая ПАЦ 0,5; нефтерастворимое ПАВ Сульфонол НП-1 1; комплексон Трилон Б 0,5; шашки второго типа содержат, мас.: сульфаминовую кислоту 50; утяжелитель - хлористый натрий 43; неионогенное ПАВ 5; высоковязкая ПАЦ 0,5; Сульфонол НП-1 1; Трилон Б 0,5, при этом по стехиометрии на 1 часть нитрита натрия в первой шашке приходится 1,4 части сульфаминовой кислоты в шашке другого типа. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Наверх