Многоцелевой пенообразователь на основе пав для вспенивания и выноса скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки

Авторы патента:

Кудояр Юрий Алексеевич (RU)

Бельянский Виталий Евгеньевич (RU)

Текучев Эдуард Владимирович (RU)

C09K8/584 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2758301:

Общество с ограниченной ответственностью "РГМ-Нефть-Газ-Сервис" (RU)

Изобретение относится к области добычи газа, газового конденсата и нефти, а именно к химическим реагентам для вспенивания и выноса скважинной жидкости из скважин нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится газовый конденсат (до 50%) и высокоминерализованная (до 300 г/м³) пластовая вода. Технический результат - обеспечение эффективного вспенивания и выноса скважинной жидкости из скважин нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится газовый конденсат (до 50%) и высокоминерализованная (до 300 г/м³) пластовая вода технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Сущность изобретения: реагент для вспенивания и выноса скважинной жидкости из скважин нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится газовый конденсат (до 50%) и высокоминерализованная (до 300 г/м³) пластовая вода, содержит неионогенное ПАВ - препарат ПЭГ-1500 или ОС-20, анионактивное ПАВ - лаурилсульфат натрия, универсальное моющее средство «Прогресс» и карбонат натрия при следующем соотношении компонентов, масс. %: ПЭГ-1500 0÷85; ОС-20 0÷85; лаурил сульфат натрия 10÷15; универсальное моющее средство «Прогресс» 3÷5; карбонат натрия 1÷3. 1 табл.

Известны поверхностно-активные вещества (ПАВ) для удаления скважинной жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую жидкость, из газовых и газоконденсатных скважин на основе препарата ОС-20 (ГОСТ 10730-82) [RU 2502776 С2, МПК C09K 8/584 (2006.01), опубл. 27.12.2013]. Недостатком данного реагента является длительный срок его растворения в скважинной жидкости, что отрицательно влияет на эффективность работы скважин.

Наиболее близким по механизму воздействия и достигаемому результату является реагент на основе препарата ПЭГ-4000 (ТУ 2226-147-05766801-2008 (3), представляющий собой продукт полимеризации окиси этилена с этиленгликолем. Эмпирическая формула Н(O-СН₂-СН₂)n-ОН. Однако, ПЭГ-4000 не обеспечивает необходимые выносные характеристики высокоминерализованной пластовой воды.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка многоцелевого пенообразователя на основе ПАВ для вспенивания и выноса скважиной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м³) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности вспенивания и выноса скважиной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м³) пластовой воды.

Указанный технический результат достигается тем, что реагент для вспенивания и выноса из скважин жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м³) пластовой воды, содержащий неионогенные ПАВ - препарат ПЭГ-1500 или препарат ОС-20, дополнительно включает (и это является отличительной особенностью) универсальное моющее средство «Прогресс» и вещество, умягчающее пластовую воду - карбонат натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %:

ПЭГ-1500	0÷85;
ОС-20	0÷85;
Лаурил сульфат натрия	10÷15;
Универсальное моющее средство «Прогресс»	3÷5;
Карбонат натрия	1÷3.

ПЭГ- 1500 производится по ТУ 2483-008-71150986-2006 - высокомолекулярный полиэтиленгликоль. Внешний вид: чешуйки или воскообразная плотная масса белого, желтоватого или серого цвета; водородный показатель водного раствора с массовой долей 5% рН 5,0 -7,5; кинематическая вязкость при температуре 27-35 мм2/с; гидроксильное число 70-80 мг KOH/г; массовая доля сульфатной золы 0,1%. (См. ПОЛИЭТИЛЕНГЛИКОЛИ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫЕ ТУ 2483-008-71150986-2006 с изм. 1,2 ПЭГ- https://web.archive.org/web/20170628080847/http://www.ekosinvest.ru/prod/6)

ОС-20 производится по ГОСТ 10730-82. Внешний вид: воскообразные чешуйки от белого до желтоватого цвета; водородный показатель водного раствора с массовой долей препарата 10%, в пределах 8,0÷10,5; массовая доля золы, % не более 0,2; массовая доля железа, % не более 0,002; температура помутнения раствора препарата ОС-20 с массовой долей препарата 1% в водном растворе хлористого натрия с массовой долей 5%, °С, в пределах - 90÷96.

Лаурилсульфат натрия представляет натриевую соль лаурилсерной кислоты, анионактивное ПАВ (АПАВ), амфифильное вещество, выпускается по ТУ 2481-023-50199225-2002. Химическая формула C₁₂H₂₅SO₄Na. Плотность 1010 кг/м³. Порошок белого цвета. Горюч, температура самовозгорания 310,5°С. Растворимость в воде - не менее 130 г/л (при 20°C). Цвет водного раствора лаурилсульфата натрия от желтого до желто-коричневого. В водных растворах образует стойкую пену. Биоразлагаемость лаурилсульфата натрия превышает 90%, токсичных продуктов при разложении не образует.

Универсальное моющее средство «Прогресс» производится по ТУ 2383-018-52662802-2002. Внешний вид: прозрачная жидкость повышенной вязкости; допускается легкая опалесценция; цвет - бесцветная или слабоокрашенная, не содержит краситель; запах - цитрусовый; состав: >30% очищенная вода, 5-15% смесь АПАВ, <5% консервант, <5% загуститель, <5% отдушка. Плотность при 20°С: около 1,01 г/см³; водородный показатель готового продукта, ед. в пределах: 6,5÷6,8.

Карбонат натрия (кальцинированная сода) - неорганическое соединение, натриевая соль угольной кислоты с химической формулой Na₂CO₃. Внешний вид: бесцветные кристаллы или белый порошок, хорошо растворимый в воде; плотность при 20°С, ρ, г/см³ - 2,53.

Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая:

- добавление в состав технологической смеси лаурилсульфата натрия способствует уменьшению времени реакции растворения реагента и усилению пенообразования скважинной жидкости;

- добавление в состав реагента универсального моющего средства «Прогресс» усиливает пенообразующие свойства реагента, увеличивает скорость начала реакции вспенивания скважинной жидкости;

- добавление в состав реагента карбоната натрия позволяет понизить жесткость пластовой воды, что ведет к увеличению качества пенообразования и стойкости образующейся пены.

Заявляемое в реагенте соотношение компонентов на основе неионогенных, анионактивных ПАВ, универсального моющего средства «Прогресс» и карбоната натрия при смешивании компонентов обеспечивает усиление вспенивания скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м³) пластовой воды и стойкость образуемой пены из-за синергетического эффекта действия ПАВ и карбоната натрия. При использовании заявляемой смеси образуется легкая стойкая пенная система, способствующая выносу жидкости из скважины.

Исследованиями, лабораторными и промысловыми испытаниями по адаптации реагента к условиям эксплуатации скважин доказаны устойчиво воспроизводимые результаты по эффективному вспениванию скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м³) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки.

Способ применения реагента на скважине при эксплуатации или запуске после самопроизвольной остановки: рабочая жидкость (ЖПАВ) в виде 10% водного раствора или твердые стержни (ТПАВ). Концентрация ПАВ в скважинной жидкости - до 2%, объем подачи ЖПАВ в затрубное пространство скважины - 100÷200 литров на одну скважино-операцию; ТПАВ - 5÷10 единиц на одну скважино-операцию. ТПАВ представляет собой предмет цилиндрической формы с геометрическими размерами 30÷40 см в длину и 3÷4 см в диаметре. Цвет белый, не прозрачный, возможно с вкраплениями белого, серого или коричневого цвета. Плотность 0,95÷0,98 г/см³.

Способ применения реагента на скважине при освоении после ремонта: рабочая жидкость (ЖПАВ) в виде 20% водного раствора. Концентрация ПАВ в скважинной жидкости - до 3%, объем подачи ЖПАВ в затрубное пространство скважины - 200÷500 литров на одну скважино-операцию.

Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице 1.

Данные таблицы 1 (опыты 5÷8) свидетельствуют о высокой эффективности реагента при использовании в заявляемом соотношении, применение которого обеспечивает наивысшую степень вспенивания скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м³) пластовой воды.

Использование реагента для вспенивания и выноса скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м³) пластовой воды позволит улучшить условия эксплуатации скважин, в которых произошел подъем уровня скважинной жидкости к интервалу перфорации, стабилизировать добычу и получить дополнительные объемы добычи газа, газового конденсата и нефти, повысить эффективность разработки нефтегазоконденсатных месторождений за счет снижения эксплуатационных затрат, сокращения количества и объемов продувок скважин, минимизации себестоимости добычи природного газа, газового конденсата и нефти.

Реагент для вспенивания и выноса скважинной жидкости из скважин нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится газовый конденсат (до 50%) и высокоминерализованная (до 300 г/м³) пластовая вода при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ПЭГ-1500 или ОС-20, отличающийся тем, что дополнительно содержит анионактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия, универсальное моющее средство «Прогресс» и карбонат натрия при следующем соотношении компонентов, масс. %:

ПЭГ-1500	0÷85
ОС-20	0÷85
Лаурил сульфат натрия	10÷15
Универсальное моющее средство «Прогресс»	3÷5
Карбонат натрия	1÷3

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов с низкой проницаемостью и высокой пластовой температурой. Технический результат - создание более протяженного изоляционного экрана, вовлечение в разработку ранее неэксплуатируемых нефтенасыщенных пропластков, повышение нефтегазоотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Эмульсионный буровой раствор // 2757767

Изобретение относится к бурению и заканчиванию нефтяных и газовых скважин, в частности к эмульсионным буровым растворам. Эмульсионный буровой раствор содержит масляную фазу, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов, органофильный бентонит, полярную фазу и эмульгатор.

Блокирующий биополимерный состав // 2757626

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым при заканчивании скважин, и к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов скважин на месторождениях с трещинно-поровым типом коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений и высокого газового фактора.

Люминофорный материал на основе металлорганических комплексов однородно распределенных в объеме аэрогеля и способ его получения // 2757593

Изобретение относится к химической промышленности, а именно к люминофорному материалу на основе металлорганических комплексов, однородно распределенных в объеме аэрогеля в форме частиц размером от 0.01 до 1 мм или монолитов с характеристическим размером от 1 до 100 мм или в виде пленок толщиной от 0.01 до 1 мм.

Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой // 2757456

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации притока углеводородов посредством кислотной обработки продуктивного пласта при освоении и эксплуатации скважин, пробуренных на сложнопостроенные горизонты, залегающие в условиях низких температур и содержащие в минеральном составе пород соли галита, а в пустотном пространстве флюидопроводящих коллекторов остаточную высокоминерализованную воду с содержанием солей хлоридов более 150 г/л.

Состав для разработки обводненной нефтяной залежи // 2757331

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов с высокой пластовой температурой. Технический результат – повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности добываемой продукции.

Тампонажный материал // 2756993

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин. Целью изобретения является создание тампонажного материала, способного самовосстанавливаться после нарушения его целостности.

Способ выращивания растений на почвах тяжелого гранулометрического состава // 2756925

Изобретение относится к области сельского хозяйства. Способ включает введение в слой почвы минерального разрыхлителя в виде пропанта в количестве 150-450 т/га, вносимого в пахотный слой почвы в сухом виде россыпью под весеннюю или зяблевую вспашку на глубину 0-25 см.

Способ получения модифицированного лигносульфонатного реагента для обработки бурового раствора // 2756820

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки буровых растворов в различных горно-геологических условиях. Технический результат - эффективное снижение показателей условной вязкости и фильтрации, регулирование структурно-механических свойств буровых растворов, устойчивость к минеральной и температурной (до 220°С) агрессии и отсутствие токсичного хрома в составе.

Ингибирующий биополимерный раствор // 2756264

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ингибированным буровым растворам на углеводородной основе, применяемым при строительстве скважин в осложненных горногеологических условиях, наклонно-направленных и горизонтальных стволов, сложенных не устойчивыми горными породами, склонными к осыпям, обвалам и набуханию, а также для первичного вскрытия продуктивных пластов.

Способ добычи нефти // 2758303

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений методом заводнения с температурой пласта 20-95°С, с суммарным содержанием солей в пластовой и закачиваемой воде от 0,034 до 24,0 мас.%. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти и интенсификация добычи нефти. В способе добычи нефти в пласт последовательно закачивают водный раствор полимера на основе акриламида с поверхностно-активным составом, содержащим 0,001-0,15 мас.% анионного поверхностно-активного вещества (в перерасчете на 100%), при весовом соотношении анионного поверхностно-активного вещества к указанному полимеру 0,009÷2,7, водный раствор полимера на основе акриламида и/или воду непрерывно или циклически. 1 з.п. ф-лы, 7 табл., 4 пр.