КОМПОЗИЦИЯ ЖИДКИХ ПАВ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ СТАБИЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2025 года по МПК C09K8/584 

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для поддержания стабильной эксплуатации обводняющихся газовых скважин в условиях падающей добычи.

В условиях падающей добычи газовых и газоконденсатных месторождений при снижении дебита скважин увеличивается их обводненность. Одним из эффективных способов решения двух этих проблем является ввод пенообразующих составов на основе поверхностно-активных веществ (далее ПАВ).

Универсальные пенообразователи для возможности широкого применения должны обладать следующими свойствами:

- способностью к пенообразованию в смеси с пластовой и конденсационной водой при примеси пластовой воды до 50% и с используемыми ингибиторами в скважинных условиях;

- возможностью вариативности состава для достижения наибольшего технологического эффекта при заданных условиях, например примеси высокоминерализованной пластовой и технической воды;

- возможностью регулирования в широком диапазоне срока жизни пены, обеспечивающего возможность ее выноса из скважины на поверхность и разрушение ее до входа в установку комплексной подготовки газа;

- широким диапазоном условий хранения (температура окружающей среды от плюс 40°С до минус 60°С, срок хранения - не менее 1 года);

- температурой замерзания жидких ПАВ до минус 60°С;

- наличием признаков ингибитора гидратообразования.

Известны пенообразующие составы для выноса жидкости из ствола скважин, обладающие только одним или несколькими свойствами из вышеперечисленных.

Известно ПАВ «Прогресс», применяемое для выноса водоконденсатной смеси из скважин и выпускаемое по СТО 05807999-007-2006. Недостатками данного ПАВ являются низкая эффективность удаления жидкости из газовых скважин и его принадлежность к коррозионно-агрессивным реагентам, что отрицательно влияет на внутрискважинное оборудование.

Известны твердые ПАВ «Ясень» и «Ясень+», применяемые для выноса водоконденсатной смеси из скважин и выпускаемые по ТУ 20.41.20-001-04803457-2017. Недостатками данного реагента являются:

- низкая степень генерации пены в скважинных условиях из-за достаточно длительного срока растворения твердого ПАВ в скважинных условиях;

- невозможность применения твердого ПАВ в дозировочных автоматических насосных установках;

- принадлежность к коррозионно-агрессивным реагентам, что отрицательно влияет на внутрискважинное оборудование.

Известно ПАВ «Foamatron V-625», применяемое для выноса водоконденсатной смеси из скважин и выпускаемое по ТУ 2458-036-76596521-2014. Недостатками данного ПАВ являются относительно низкое качество удаления жидкости из газовых скважин и высокая температура замерзания, что приводит к неэффективности его использования в дозировочных автоматических насосных установках.

Известны и другие составы ПАВ для удаления жидкости из газовых скважин: RU 2047641 С1 (1995), RU 2242494 С2 (2004), RU 2442814 С1 (2012), RU 2616637 С1 (2017), RU 2643051 С1 (2018), RU 2715281 С2 (2020), которые являются узкоспециализированными и малопригодными для условий, отличных от приведенных в примерах.

Наиболее близким аналогом того же назначения, что и заявляемое изобретение, является композиция ПАВ для поддержания стабильной эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин в условиях падающей добычи, содержащая амфотерное поверхностно-активное вещество Алкиламидопропилбетаин марки Б-4 70,0% мас., анионоактивное ПАВ Сульфонол марки «отбеленный» 25,0% мас. и комплексообразующее соединение Трилон-Б 5,0% мас. (патент на изобретение RU 2720120 С2, МПК С09К 8/584, 2018 г., Бюл. №10, 2020 г.).

Недостатками данного состава являются:

- высокая температура замерзания, что делает неэффективным его использование в дозировочных автоматических насосных установках;

- отсутствие возможности регулирования пенообразующих свойств для лучшего технологического эффекта работ на скважинах.

На сегодняшний день ни один состав жидких ПАВ не учитывает характеристики пластовой и конденсационной воды, поступающей из сеноманского горизонта Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ЯНГКМ), и не обеспечивает необходимую морозоустойчивость реагента для климатических условий региона. Решением этой проблемы является создание универсального пенообразователя, адаптированного к условиям самозадавливающихся скважин ЯНГКМ, обладающего комплексом физико-химических, пенообразующих, эксплуатационных характеристик, позволяющих использовать его в условиях ЯНГКМ.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в повышении эффективности удаления из скважин пластовой жидкости и, как следствие, в поддержании стабильной эксплуатации газовых скважин в условиях падающей добычи.

Указанный технический результат достигается за счет того, что композиция жидких ПАВ для поддержания стабильной эксплуатации обводняющихся газовых скважин в условиях падающей добычи нефтегазоконденсатного месторождения включает ионогенные и неионогенные ПАВ и облагораживающие добавки при следующем соотношении компонентов, мас.%:

этиленгликолевые эфиры спиртов С12-18 0,1-5 17-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол 0,1-10 альфа-олефин-сульфонат натрия 0,001-20 этиленгликоль 0,001-50 алкиламидопропилбетаин 0,001-40 состав на основе полиспиртов 30-70

Здесь этиленгликолевые эфиры спиртов С12-18 используются в качестве дополнительного пенообразователя в минерализованных водах и водо-конденсатных эмульсиях, 17-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол и альфа-олефин-сульфонат натрия применяются как базовые пенообразователи в минерализованных и конденсационных водах, этиленгликоль и указанный состав на основе полиспиртов применяются как понизители температуры замерзания состава и ингибиторы гидратообразования, алкиламидопропилбетаин применяется в качестве стабилизатора-структурообразователя пенообразующих свойств.

Перед применением заявляемой композиции все компоненты в соответствующих пропорциях смешиваются между собой. Полученный пенообразователь представляет собой легкоподвижную непрозрачную жидкость светлого цвета без осадка и расслоения.

В таблице 1 представлены возможные рецептуры заявленной композиции ПАВ, для которых были проведены исследования для оценки их пенообразующих свойств на образцах пластовой и конденсационной жидкости Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Результаты указанных исследований приведены в таблице 2. Для оценки пенообразующих свойств рецептур 1-4 заявленной композиции ПАВ и сравнения их с характеристиками известных ПАВ были определены: устойчивость пены как период полураспада пены (мин) и кратность вспенивания как отношение пены (Vп) к объему раствора, пошедшему на образование пены (Vp). По сравнению с известными композициями все прошедшие исследования рецептуры показали увеличение указанных характеристик, которые обеспечивают повышение эффективности удаления из скважин пластовой жидкости. За счет использования амфотерных ПАВ класса бетаины повышается устойчивость пены в минерализованной и конденсатной воде, тем самым повышается эффективность удаления из скважин пластовой жидкости.

Изобретение относится к области добычи газа. Технический результат - повышение эффективности удаления из скважин пластовой жидкости, поддержание стабильной эксплуатации газовых скважин в условиях падающей добычи. Композиция жидких поверхностно-активных веществ для поддержания стабильной эксплуатации обводняющихся газовых скважин в условиях падающей добычи нефтегазоконденсатного месторождения содержит, мас.%: этиленгликолевые эфиры спиртов С12-18 0,1-5; 17-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол 0,1-10; альфа-олефин-сульфонат натрия 0,001-20; алкиламидопропилбетаин 0,001-40; в качестве понизителей температуры замерзания композиции и ингибиторов гидратообразования – этиленгликоль 0,001-50 и состав на основе полиспиртов 30-70. 2 табл.

Композиция жидких поверхностно-активных веществ ПАВ для поддержания стабильной эксплуатации обводняющихся газовых скважин в условиях падающей добычи нефтегазоконденсатного месторождения, включающая алкиламидопропилбетаин, отличающаяся тем, что дополнительно содержит этиленгликолевые эфиры спиртов С12-18, 17-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол, альфа-олефин-сульфонат натрия, в качестве понизителей температуры замерзания композиции и ингибиторов гидратообразования - этиленгликоль и состав на основе полиспиртов при следующем соотношении, мас.%:

этиленгликолевые эфиры спиртов С12-18 0,1-5 17-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол0,1-10 -ол0,1-10 альфа-олефин-сульфонат натрия 0,001-20 этиленгликоль 0,001-50 алкиламидопропилбетаин 0,001-40 состав на основе полиспиртов 30-70