ТВЕРДЫЙ СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ПОПУТНОЙ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН, ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ, С ЦЕЛЬЮ ПОДДЕРЖАНИЯ ИХ СТАБИЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ Российский патент 2024 года по МПК C09K8/536 C09K8/94 

Заявляемое изобретение относится к области добычи газа, а именно к твердым химическим реагентам для вспенивания и удаления пластовой воды из скважин газовых месторождений с целью поддержания их стабильной эксплуатации.

Актуальными проблемами на месторождениях, находящихся на завершающем этапе разработки, являются истощение продуктивных пластов и, как следствие, снижение добычных возможностей скважин, обводнение залежей, разрушение призабойной зоны пласта, вследствие создания повышенной депрессии на пласт, а также интенсивные водопроявления при работе скважин газовых месторождений.

Известен «Состав для выноса водоконденсатной смеси из скважины». Патент RU №2 242 495, опубликован 10.06.2004.

Недостатком указанного состава является недостаточная эффективность вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой воды. Это обусловлено тем, что состав состоит из двух компонентов, имеющих разное время растворения и, как следствие, снижение синергетического эффекта, что приводит к увеличенному расходу реагента.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Состав для выноса жидкости из газовых скважин». Патент RU 2 646 991, опубликован 13.03.2018.

Недостатком указанного реагента является недостаточная эффективность вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой воды. Это обусловлено невысокой степенью образования и устойчивости пены в условиях эксплуатации скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки.

Результатом настоящего изобретения является удаление попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации.

Указанный результат достигается применением твердого состава, состоящего из неионогенных и анионактивных ПАВ: полиэтиленгликоль, альфа-олефинсульфонат натрия, коламид К, сульфонол, лаурилсульфат натрия, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Полиэтиленгликоль - смесь высокомолекулярных соединений. Структурная формула Н-(O-СН₂-СН₂-)n-ОН, где n=от 30 до 200. Марки полиэтиленгликолей: 1500, 2000, 4000, 6000, 8000 - отличаются средней молекулярной массой.

Альфа-олефин сульфонат натрия представляет собой семейство органических соединений, олефинов или алкенов с химической формулой CnH₂nSO₃Na, где n=14 (натриевая соль сульфированного линейного углеводорода).

Коламид К - моноэтаноламид карбоновых кислот кокосового масла с химической формулой R-CONH-CH₂CH₂OH, где R - кокосовый алкил.

Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула R-C₆H₄NaO₃S, где R - радикал, соответствующий общей формуле C_nH_2n+1C₆H₄SO₃Na, где n=12-18.

Лаурилсульфат натрия представляет натриевую соль лаурилсерной кислоты, анионактивное ПАВ. Химическая формула C₁₂H₂₅SO₄Na.

Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая: заявляемое в смеси соотношение компонентов обеспечивает усиление вспенивания пластовой жидкости из-за синергетического эффекта действия ПАВ, а также придает крепость и эластичность изготавливаемым продуктам.

Способ применения твердого состава на скважине - твердые стержни цилиндрической формы с геометрическими размерами 300÷400 мм в длину и 30÷40 мм в диаметре. Плотность 0,91÷0,94 г/см³. Концентрация ПАВ в пластовой жидкости - 0,5%, количество подачи в трубное пространство скважины ТПАВ на одну скважинно-операцию - в зависимости от количества и интенсивности притока пластовой жидкости на забой.

Изготовление твердого состава происходит следующим образом: взвешивается необходимое количество полиэтиленгликоля, коламида К, которое насыпают в емкость и нагревают до необходимой температуры - 95°С. В полученный расплав поочередно вносят следующие компоненты согласно рецептуре: альфа-олефин сульфонат натрия, сульфонол, лаурилсульфат натрия и перемешивают до образования однородной массы. Затем готовый состав доводят до необходимой температуры 75°С и заливают в формы необходимого размера. Охлаждение происходит при температуре 20±1°С. После охлаждения затвердевшая смесь извлекается из форм и упаковывается в ящики для транспортировки к месту ее использования.

Результаты тестовых испытаний приведены в таблицах 2, 3.

Полученные данные свидетельствуют о высокой эффективности твердого состава. Применение данного твердого состава обеспечивает удаления попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки и, тем самым, поддерживает их стабильную эксплуатацию.

Использование данного твердого состава для удаления попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации, позволит улучшить условия эксплуатации скважин, стабилизировать добычу газа, повысить эффективность разработки месторождений за счет снижения стоимости скважино-операций, ликвидации продувок и минимизации себестоимости добычи углеводородного сырья.

Источники информации:

1. Патент RU №2 242 495 «Состав для выноса водоконденсатной смеси из скважины», опубликован 10.06.2004.

2. Патент RU №2 691 720 «Пенообразующий состав для пожаротушения», опубликован 17.06.2019.

3. Патент RU №2 646 991 «Состав для выноса жидкости из газовых скважин» опубликован 13.03.2018.

4. Патент RU №2 612 164 «Технологическая смесь для удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и УВК, из газовых и газоконденсатных скважин», опубликован 02.03.2017.

5. Патент RU №2 693 789 «Композиционный состав для удаления пластовой жидкости повышенной жесткости из низкодебитных скважин газовых и газоконденсатных месторождений», опубликован 18.06.2018.

6. Патент RU №2 456 324 «Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины», опубликован 20.07.2012.

7. Патент RU №2 758 301 «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».

8. Поверхностно-активные вещества: Справочник/Абрамзон А.А., Богаро В.В., Гаевой Г.М. и др.; под ред. Абрамзона А.А. и Гаевого Г.М. - Л.: Химия, 1979.

Результаты лабораторных испытаний составов для удаления жидкости на лабораторной модели скважины.

Результаты промысловых испытаний составов на Кугутском газовом месторождении

Настоящее изобретение относится к области добычи газа. Технический результат - удаление попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, стабильная эксплуатация скважин. Твердый состав для удаления попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, содержит компоненты при следующем соотношении: полиэтиленгликоль : альфа-олефин сульфонат натрия : коламид К : сульфонол: лаурилсульфат натрия соответственно, мас.%: 1:20:69:5:4, или 10:20:60:5:5, или 20:20:50:5:5, или 30:20:40:5:5, или 40:20:30:5:5, или 50:20:20:5:5, или 60:20:30:5:5, или 69:20:1:5:5, или 64:15:1:5:15, или 1:5:69:5:20, или 10:5:60:5:20, или 20:5:50:5:20, или 30:5:40:5:20, или 40:5:30:5:20, или 50:5:20:5:20, или 60:5:10:5:20, или 69:5:1:5:20. 3 табл.

Твердый состав для удаления попутной пластовой жидкости из скважин газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации, содержащий коламид К, сульфонол, отличающийся тем, что дополнительно содержит полиэтиленгликоль, лаурилсульфат натрия, альфа-олефин сульфонат натрия при следующем соотношении компонентов полиэтиленгликоль : альфа-олефин сульфонат натрия : коламид К : сульфонол: лаурилсульфат натрия соответственно, мас.%: 1:20:69:5:4, или 10:20:60:5:5, или 20:20:50:5:5, или 30:20:40:5:5, или 40:20:30:5:5, или 50:20:20:5:5, или 60:20:30:5:5, или 69:20:1:5:5, или 64:15:1:5:15, или 1:5:69:5:20, или 10:5:60:5:20, или 20:5:50:5:20, или 30:5:40:5:20, или 40:5:30:5:20, или 50:5:20:5:20, или 60:5:10:5:20, или 69:5:1:5:20.