Состав для выноса жидкости из газовых скважин

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности выноса жидкости из газовых скважин в условиях низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин. Состав для выноса жидкости из газовых скважин, содержащий поверхностно-активное вещество ОП-10, сульфанол, карбонат аммония и коламид К, дополнительно содержит поливиниловый спирт марки 18/11 - ПВС, трилон Б и колер при следующем соотношении компонентов, мас. %: ОП-10 45,0÷52,0, сульфанол 8,0÷10,0, карбонат аммония 0,4÷0,5, трилон Б 1,0÷3,0, ПВС 1,0÷10,0, колер - 0,1, коламид К - остальное.

 

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

Известен реагент для выноса водоконденсатной смеси из скважины (RU 2242494 C09K 7/08, E21B 43/22), состоящий из поливинилового спирта ПВС-марки 18/11.

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

Известен состав для удаления жидкости с забоя скважины (РФ №2456324, МПК C09K 8/536, C09K 8/92), содержащий, мас. %:

ОП-10 или ОП-7 33,0-52,0
сульфанол 10
карбонат аммония 0,2-0,5
коломид К остальное

Недостатком прототипа является низкая стойкость пены, высокая стоимость применения прототипа в скважине, обусловленная необходимостью достижения высокой концентрации пенообразователя в выносимой пластовой жидкости для повышения эффективности ее выноса на устье.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности выноса жидкости (пластовой воды, не содержащей газового конденсата, либо содержащей крайне малое количество газового конденсата) из газовых скважин в условиях 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 для выноса жидкости из газовых скважин, содержащий поверхностно-активное вещество ОП-10, сульфанол, карбонат аммония и коламид К, дополнительно содержит поливиниловый спирт марки 18/11, трилон Б и колер при следующем соотношении компонентов, мас. %:

ОП-10 45,0÷52,0
Сульфанол 8,0÷10,0
Карбонат аммония 0,4÷0,5
Трилон Б 1,0÷3,0
ПВС 1,0÷10,0
Колер 0,1
Коламид К остальное

Дополнительно введенный в состав для выноса жидкости из газовых скважин комплексообразователь трилон Б позволяет повысить эффективность процесса вспенивания пластовой жидкости, содержащей нерастворимые в воде соли кальция и магния, препятствующие процессу пенообразования и снижающие стойкость пены. Повышение эффективности пенообразования и увеличение стойкости пены достигается за счет действия комплексообразователя трилон Б - он извлекает ионы кальция и магния из нерастворимых солей и замещает их на ионы натрия, делая их растворимыми в воде.

Для усиления процесса вспенивания в состав добавлено поверхностно-активное вещество - поливиниловый спирт (ПВС). При этом ПВС вызывает сильное газововлечение в пластовую жидкость при барботировании через нее газа на забое газовой скважины.

Как показали исследования, предлагаемый состав, являющийся смесью трех поверхностно-активных веществ (ОП-10, сульфанол, ПВС), стабилизатора кислотности (карбонат аммония), отвердителя (коламид К), комплексообразователя (трилон Б) и красителя (колер), позволяет наблюдать синергетический эффект в виде усиления вспенивающей способности жидкости, скопившейся в скважине, при предлагаемом соотношении компонентов.

Предлагаемый состав используется в виде стержней для удаления жидкости из газовой скважины. Компоненты, входящие в состав стержня, помещаются в емкость, разогревают на водяной бане до 40-50°C, постоянно перемешивают в процессе разогрева, расплавляют до однородной массы. После чего готовый состав заливают в форму, где происходит охлаждение массы и формирование стержня твердого ПАВ. После высыхания стержень твердого ПАВ извлекают из отливочной формы, упаковывают в пищевую бумагу и помещают на хранение в специально отведенное место.

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 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 составом поверхностно-активных веществ для выноса жидкости из 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 сеноманской газовой залежи Комсомольского НГКМ прототипом - 0,02.

Коэффициент выноса жидкости сеноманской газовой залежи Комсомольского НГКМ предлагаемым составом - 0,58.

Использование предлагаемого состава позволит повысить эффективность выноса жидкости из эксплуатационных газовых скважин и сократить эксплуатационные расходы при добыче газа.

Состав для выноса жидкости из газовых скважин, содержащий поверхностно-активное вещество ОП-10, сульфанол, карбонат аммония и коламид К, отличающийся тем, что дополнительно содержит поливиниловый спирт марки 18/11, трилон Б и колер при следующем соотношении компонентов, мас. %:

ОП-10 45,0÷52,0
Сульфанол 8,0÷10,0
Карбонат аммония - 0,4÷0,5
Трилон Б 1,0÷3,0
ЛВС 1,0÷10,0

Колер 0,1

Коламид К остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области промысловой геологии и может быть использовано в процессе добычи углеводородов из подземных геологических формаций. В данном документе описан способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточного измерения и управления процессом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству керамических проппантов, в частности к подготовке сырьевой смеси, предназначенной для изготовления среднеплотных и легковесных магнезиально–кварцевых проппантов с насыпной плотностью 1,4–1,65 г/см3.

Изобретение относится к сцинтилляционным неорганическим оксидным монокристаллам со структурой граната, предназначенным для датчиков ионизирующего излучения в задачах медицинской диагностики, экологического мониторинга, неразрушающего контроля и разведке полезных ископаемых, экспериментальной физике, устройствах для измерения в космосе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снижения интенсивности притока воды в скважину. Технический результат - упрощение способа и повышение его экономической эффективности.

Изобретение относится к подземному строительству и может быть использовано для тампонажа трещиноватых горных пород при сооружении и ремонте шахтных стволов и щитовой проходке тоннелей различного назначения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта (ГРП). Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты.

Изобретение может быть использовано в производстве наполнителей, добавок к почве для выращивания растений, для утяжеления буровых растворов, защиты от радиоактивного и электромагнитного излучения.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия на продуктивный пласт, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта, сокращение тепловых потерь по стволу скважины.

Изобретение относится к ингибиторам гидратации глин, используемым в составе буровых растворов на водной основе (глинистых и безглинистых, пресных и мнерализованных) для строительства наклонно-направленных, преимущественно, с углом наклона более 70°, и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений.

Группа изобретений относится к обработке скважин. Технический результат - подавление набухания и/или миграции компонентов пласта, стабильность, управляемые свойства и безопасность жидкости для обработки скважин. Жидкость для обработки скважин на водной основе содержит непрерывную водную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, и утяжелитель. Алкилированный полиэфирамин представляет собой соединение, имеющее формулу где R представляет собой C2H4, R1 - прямоцепочечную или разветвленную C1-C6 алкильную группу, x - целое число от 1 до 3. 5 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах и блокады обводненных пластов в нагнетательных скважинах с целью повышения нефтеотдачи. Активная целлюлозная мука для изоляции водопритоков в добывающих скважинах и блокады обводненных пластов в нагнетательных скважинах включает 3,0-30,0 мас.% модифицированного полисахарида, содержащего карбоксильные группы в количестве не менее 15 мас.%, и молекулярной массой не ниже 3,0⋅106, 95,5-61,0 мас.% доломитовой муки с содержанием катионов кальция не менее 35 мас.% и 1,5-9,0 мас.% бихромата калия. Техническим результатом является создание протяженного водоизоляционного экрана с высокими прочностными характеристиками, что в конечном итоге приводит к увеличению отбора нефти. 4 ил., 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями. Указанную композицию используют для получения композиции заводняющей жидкости для добычи нефти третичными методами, обладающей существенно улучшенной эффективностью вытеснения нефти и способностью смывать нефть по сравнению с известными композициями. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышения эффективности обработки для добычи нефти. 6 н. и 7 з.п. ф-лы, 71 пр., 37 табл.
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3. Технический результат – обеспечение значительного увеличения извлечения битума из битуминозных песков. 6 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к композиции и к способу цементирования обсадной колонны в стволе буровой скважины, с использованием водной цементирующей композиции, включающей: (а) воду, (b) цементирующую композицию, включающую (i) гидравлический цемент, (ii) гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергатор и необязательно (iv) одну или многие другие добавки, обычно добавляемые в водные цементирующие композиции, применимые для цементирования обсадных колонн в стволах буровых скважин. Гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза предпочтительно имеет этиленоксидное молярное замещение от 0,5 до 3,5, степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025 и средневзвешенную молекулярную массу от 500000 до 4000000 дальтон, и диспергатор представляет собой сульфированный полимер, продукт конденсации меламина и формальдегида, продукт конденсации сульфированного нафталина и формальдегида, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер. Водную цементирующую композицию предпочтительно нагнетают вниз в указанную обсадную колонну, нагнетают вверх в затрубное пространство, окружающее указанную обсадную колонну, пока указанная водная композиция не заполнит тот участок кольцеобразного пространства, который желательно закупорить, и затем удерживают указанную водную цементирующую композицию на месте, пока цемент не схватится. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат- повышение эффективности указанных композиции и способа. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 1 табл.

Настоящее изобретение относится к способам и композициям для ингибирования коррозии металлов, конкретно нержавеющих и дуплексных сталей. Коррозия металлических трубопроводов составами ингибиторов гидратообразования, в частности локализованная коррозия, уменьшается, когда состав ингибитора гидратообразования содержит эффективное количество по меньшей мере одной гидроксикислоты или эквивалента, выбранной из группы, состоящей из гидроксикислот, имеющих от 2 до 20 атомов углерода и по меньшей мере одну гидроксильную группу, и по меньшей мере один ион неорганического галогенида, а также не содержит метанол. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – улучшение ингибирования гидратообразования и коррозии указанных сталей. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к буровым растворам, используемым при бурении нефтяных скважин. Технический результат - повышение технологической эффективности бурового раствора и повышение качества вскрытия продуктивных терригенных коллекторов нефти и газа. Полисолевой биополимерный буровой раствор для бурения нефтяных скважин содержит, мас.%: каустическую или кальцинированную соду 0,05-0,10; хлорид натрия 22,5-24,0; хлорид калия 2,0-3,0; бишофит 5,0-6,0; акриловый полимер 0,05-0,15; карбоксиметилцеллюлозу 0,25-0,40; биополимерный реагент ксантанового типа 0,3-0,4; карбонатный кольматант 3,0-6,0; смазочную добавку, представляющую собой композицию триглицеридов, гликолей и неионогенных поверхностно-активных веществ, 0,3-1,5; пеногаситель 0,03-0,05; воду остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов. Технический результат - повышение эффективности выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин за счет усиления сцепления горной породы с полимером и соответственно повышения фактора остаточного сопротивления. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов, включающем закачку в нагнетательную скважину водного раствора сшивающегося полимерного состава, содержащего полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30% и ацетат хрома, и добычу нефти через добывающие скважины, до закачки указанного раствора закачивают на минимальной скорости оторочку водного раствора ацетата хрома с концентрацией не выше 0,1% в объеме, равном объему указанного раствора, а после закачки указанного раствора закачивают воду для проталкивания его на требуемую глубину и оставляют скважину на реакцию. 1 табл.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности выноса жидкости из газовых скважин в условиях низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин. Состав для выноса жидкости из газовых скважин, содержащий поверхностно-активное вещество ОП-10, сульфанол, карбонат аммония и коламид К, дополнительно содержит поливиниловый спирт марки 1811 - ПВС, трилон Б и колер при следующем соотношении компонентов, мас. : ОП-10 45,0÷52,0, сульфанол 8,0÷10,0, карбонат аммония 0,4÷0,5, трилон Б 1,0÷3,0, ПВС 1,0÷10,0, колер - 0,1, коламид К - остальное.

Наверх