ТВЕРДЫЙ ПЕНООБРАЗОВАТЕЛЬ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2012 года по МПК C09K8/536 C09K8/92 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений.

Известен состав для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий, масс.%:

ОП-10 34,0-40,0 Сульфонол 9,8-11,6 кристаллическая сульфаминовая кислота 1,0-13,0 карбонат натрия, калия или кальция 4,5-6,5 порошкообразный лигносульфонат остальное

(см. патент РФ №2223298, МПК⁷ С09К 7/08, Е21В 21/14, опубл. 27.10.2003).

Недостатком указанного пенообразующего состава является то, что газ образуется только в процессе взаимодействия с водой, кроме того, он образуется только на месте контакта воды и стержней (шашек) поверхностно-активного вещества (далее - ПАВ), т.е. на поверхности, что приводит к необходимости использовать значительные избытки сульфаминовой кислоты и карбонатов. Как видно из вышеприведенного, общее их содержание составляет 15-20 масс.%. Кроме того, сформированные методом прессования шашки имеют невысокую прочность, вследствие отсутствия связывающего вещества, поскольку прессование при высоком давлении недопустимо из-за возможного взаимодействия карбонатов с твердой сульфаминовой кислотой, кроме того, шашки необходимо дополнительно высушивать.

Наиболее близким по составу к заявляемому изобретению и принятым нами в качестве прототипа является состав для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий, масс.%:

ОП-10 или ОП-7 35,0-39,0 сульфонол 9,5-13,0 КССБ 28,0-41,0 карбонат аммония 13,0-16,0 фосфат щелочного металла 1,5-4,0

(см. патент РФ №2109928, МПК Е21В 43/00, 37/06, опубл. 27.04.1998).

Недостатком указанного пенообразующего состава, принятого нами в качестве прототипа, является недостаточная эффективность удаления жидкости с забоя низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин, т.к. карбонат аммония разлагается с образованием газообразных веществ (NH₃ и СО₂), что способствует расположению данного ПАВ на границе раздела жидкостей вода - конденсат, только при повышенной температуре (от +5°). При температуре ниже +5°С карбонат аммония не разлагается, и происходит оседание данного пенообразователя на забой, тем самым ухудшая образование пены и снижая эффективность выноса жидкости.

Задачей изобретения является повышение эффективности вспенивания и выноса высокоминерализованных вод в присутствии газового конденсата с забоев низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин и улучшение технологичности приготовления твердых стержней (шашек).

Поставленная задача в твердом пенообразователе для удаления жидкости с забоя скважины, содержащем ПАВ: неионогенное - ОП-10 или ОП-7 и анионоактивное - сульфонол, решается тем, что при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1,0 состав дополнительно содержит Коламид К при следующем соотношении компонентов, масс.%:

ОП-10 или ОП-7 33,0-52,0 сульфонол 10 Коламид К остальное,

при этом смесь готовят смешиванием сначала ОП-10 или ОП-7, сульфонола и Коламида К, нагревом полученной смеси до 40-60°С, перемешиванием ее до растворения сульфонола и затем добавлением карбоната аммония.

Твердый пенообразователь готовят путем перемешивания входящих в него компонентов. Для этого в емкость в заданном количестве заливают ОП-10 или ОП-7, добавляют сульфонол и Коламид К, после чего нагревают смесь до заданной температуры, перемешивают ее до растворения сульфонола и добавляют заданное количество карбоната аммония. Далее разливают смесь по формам и дают остыть до затвердевания, получая при этом твердые стержни (шашки). Из форм стержни упаковывают в твердые бумажные цилиндры. Твердый пенообразователь готов к использованию.

При температуре 40-60°С карбонат аммония разлагается с выделением аммиака и углекислого газа, пузырьки которых понижают плотность твердого пенообразователя, т.е. газообразование происходит на этапе формирования шашек и не зависит от условий в скважине, таким образом, шашки в отличие от аналога и прототипа готовы к использованию при любых температурах и без дополнительного высушивания.

Для получения твердого пенообразователя выбраны неионогенные амиды кокосового масла (Коламид К), которые служат связывающим веществом и усиливают пенообразующие свойства заявляемого твердого пенообразователя. Коламид К - моноэтаноламид карбоновых кислот кокосового масла с химической формулой R-СОNН-СН₂СН₂ОН, где R - кокосовый алкил.

В состав кокосового масла входят жирные кислоты, представленные в таблице 1.

Таблица 1 Состав кокосового масла Название жирной кислоты Содержание, % Лауриновая 44 Миристиновая 14 Палметиновая 10 Олеиновая 7 Каприловая 9 Каприновая 9 Стеариновая 3 Линолевая 2 Арахиновая 1,5 Капровая 0,5

Коламид К выпускается по ТУ 2433-013-04706205-2005 Научно-производственным предприятием НИИПАВ, г.Волгодонск.

Наибольшая чувствительность всех типов ПАВ проявляется к углеводородам, поскольку вспенивание жидкости ухудшается с увеличением их содержания и становится неудовлетворительным для неионогенных ПАВ (ОП-10, ОП-7 или Коламид К) при их содержании выше 50 масс.%, а для анионоактивных (сульфонол) - выше 15-20 масс.%» (см. Автореферат диссертации на соискание уч. степени канд. техн. наук. Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин. Мазанов С.В. Ставрополь, 2006, 27 с).

Повышенная минерализация жидкости также в значительной степени снижает пенообразование для ионогенных ПАВ, например, анионоактивные ПАВ, взаимодействуя в минерализованной воде с солями кальция и магния, выпадают в осадок. Неионогенные ПАВ не меняют своих характеристик даже в сильноминерализованных растворах.

Использование смеси анионоактивных и неионогенных ПАВ, с большим содержанием последних, позволяет получить системы, практически нечувствительные к действию минерализации и газового конденсата при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1.

Расположение твердого пенообразователя с заявляемым составом на границе раздела жидкостей вода - конденсат обусловлено плотностью стержней, которая ниже плотности воды. Таким образом, шашка, находясь в зоне работающих интервалов перфорации, постепенно растворяется, что способствует более эффективному вспениванию и выносу жидкости.

Пример 1. В емкость заливают заданное количество ОП-10 40 масс.%, добавляют 9,8 масс.% сульфонола и 50 масс.% Коламида К, нагревают смесь до температуры 40°С, перемешивают до растворения сульфонола, добавляют 0,2 масс.% карбоната аммония и разливают по формам. Дают остыть до затвердевания. Из форм стержни (шашки) упаковывают в твердые бумажные цилиндры. При использовании цилиндры раскрывают, и стержни через лубрикатор подают на забой.

Пример 2. В емкость заливают заданное количество ОП-7 50 масс.%, добавляют 9,6 масс.% сульфонола и 40 масс.% Коламида К, нагревают смесь до температуры 50°С, перемешивают до растворения сульфонола, добавляют 0,4 масс.% карбоната аммония и разливают по формам. Дают остыть до затвердевания. Из форм стержни (шашки) упаковывают в твердые бумажные цилиндры. При использовании цилиндры раскрывают, и стержни через лубрикатор подают на забой.

Пример 3. В емкость заливают заданное количество ОП-10 35 масс.%, добавляют 10 масс.% сульфонола и 54,5 масс.% Коламида К, нагревают смесь до температуры 60°С, перемешивают до растворения сульфонола, добавляют 0,5 масс.% карбоната аммония и разливают по формам. Дают остыть до затвердевания. Из форм стержни (шашки) упаковывают в твердые бумажные цилиндры. При использовании цилиндры раскрывают, и стержни через лубрикатор подают на забой.

Эффективность твердых ПАВ оценивали по количеству выносимой жидкости с различной минерализацией растворов солей Na+, Са2+, Mg2+ и содержанием газового конденсата в смеси при комнатной температуре.

Результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний показали, что заявленный твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины по сравнению с прототипом обладает лучшей пенообразующей способностью, не требует дополнительно высушивания (см. табл.2 и 3).

Таблица 2 Результаты лабораторных исследований заявляемого состава по выносу жидкости № п/п Компонентный состав, мас.% Состав удаляемой жидкости Объем выносимой жидкости, % ОП-10/7 сульфонол Коламид К карбонат аммония вода конденсат, % объем, % минерализация, г/л 1 40 9,8 50 0,2 100 50   100 2 40 9,8 50 0,2 80 50 20 100 3 40 9,8 50 0,2 50 100 50 99 4 40 9,8 50 0,2 50 200 50 99 5 50 9,6 40 0,4 100 50   100 6 50 9,6 40 0,4 80 50 20 100 7 50 9,6 40 0,4 50 100 50 98 8 50 9,6 40 0,4 50 200 50 97 9 35 10,6 53,9 0,5 80 50 20 100 10 35 10,6 53,9 0,5 50 100 50 98 11 35 10,6 53,9 0,5 50 200 50 98

Таблица 3 Результаты лабораторных исследований прототипа по выносу жидкости № п/п Компонентный состав, мас.% Состав удаляемой жидкости Объем выносимой жидкости, % ОП-10/7 сульфо
нол КССБ фосфат натрия карбо
нат
аммо
ния вода конденсат, % объем, % минерализа
ция, г/л 1 38 13 40 4 15 100 50   100 2 80 50 20 96 3 50 50 50 96 4 50 100 50 93

Применение заявляемого состава позволяет повысить эффективность удаления жидкости с высокой минерализацией (до 200 г/л) и содержанием газового конденсата в смеси (до 50%) с забоев низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин, повысить депрессию на пласт и увеличить дебит продукции скважин, что особенно актуально на месторождениях с аномально низким пластовым давлением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений. Технический результат - повышение эффективности вспенивания и выноса высокоминерализованных вод в присутствии газового конденсата с забоев низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин и улучшение технологичности приготовления твердых стержней - шашек. Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, полученный с использованием карбоната аммония и поверхностно-активных веществ - неионогенного - ОП-10 или ОП-7 и анионоактивного - сульфонола путем формования смеси и ее отверждения, где при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1,0 смесь дополнительно содержит Коламид К, при этом смесь готовят смешиванием сначала ОП-10 или ОП-7, сульфонола и Коламида К, нагревом полученной смеси до 40-60°С, перемешиванием ее до растворения сульфонола и затем добавлением карбоната аммония, при следующем соотношении компонентов, масс.%: ОП-10 или ОП-7 33,0-52,0, сульфонол 10, карбонат аммония 0,2-0,5, Коламид К остальное. 3 табл., 3 пр.

Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, полученный с использованием карбоната аммония и поверхностно-активных веществ - неионогенного - ОП-10 или ОП-7 и анионоактивного - сульфонола путем формования смеси и ее отверждения, отличающийся тем, что при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1,0 смесь дополнительно содержит Коламид К, при этом смесь готовят смешиванием сначала ОП-10 или ОП-7, сульфонола и Коламида К, нагревом полученной смеси до 40-60°С, перемешиванием ее до растворения сульфонола и затем добавлением карбоната аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ОП-10 или ОП-7 33,0-52,0 сульфонол 10 карбонат аммония 0,2-0,5 Коламид К остальное