Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Советский патент 1985 года по МПК E21B43/00 

Описание патента на изобретение SU1164402A1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промьшленности, а именно к пенообразующим составам, и может быть преимущественно использовано для удаления жидкости из газо вых скважин.

Цель изобретения - повышение пенообразующих свойств состава при высоких содержаниях в удаляемой из скважины жидкости газоконденсата и температурах и позьщение за счет этого эффективности удаления жидкости из скважины.

Пенообразующий состав содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена и общей форм.улы

RO(C,)m, ()п Н (1) где R - С -С2о-алкил; т, 5-10; п, 10-70,

блок-сополимер окисей этилена и пропилена общей формулы

RO(C,)m2()njH (II) где R - Cj -C fj-anKKn; . m 11-20 n 71-120,

этиленгликоль или диэтиленгликоль и воду при следунщем соотношении компонентов, мас.%:

Блок-сополимер окисей . этилена и пропилена.

общей формулы 15-10

Блок-сополимер окисей

этилена и пропилена

общей формулы П20-23

Этиленгликоль или

диэтиленгликоль10-15

ВодаОстальное

При наличии в удаляемой жидкости сероводорода для защиты технологического оборудования от коррозии он дополнительно может содержать ингибитор коррозии, например И-25-Д, представлякяций собой смесь азотосодержащих соединений, в количестве 12 мас.%.

Блок-сополимеры (ТУ 38407178-81 и 38407219-82) получают полимеризацией окисей пропилена и этилена при повьшенных температуре и давлении в присутствии спиртов (стартовое вещество) и щелочного катализатора. Гвдрофильная и гидрофобная части молекуль блок-со полимера четко выраяюны, что и обуславливает поверхност но-активные свойства. Водные и неводные растворы блок-сополимеров характеризуются низким поверхностным

и межфазным натяжением, что обеспечивает вспенивание минерализованных водоконденсатных смесей.

Этиленгликоль или диэтиленгликоль (антифриз) обеспечивают низкую температуру застывания состава, что дает возможность его применения на газовых промыслах в зимних условиях. Для приготовления состава

использовали этиленгликоль (ГОСТ 10164-75) или диэтиленгликоль (ГОСТ 10136-62).

Ингибитор И-25-Д (ТУ 3840390-76) защищает технологическое оборудо-,

вание от сероводородной коррозии. Это дает возможность использовать состав для удаления жидкости с забоя газовых скважин в присутствии сероводорода.

.Пенообразующий состав готовят

смешением всех компонентов в мешалке с подогревом до 60-70 С, добавляя к воде этиленгликоль или диэтиленгликоль, затем блок-сополимер с меньшей молекулярной массой состава , nj 10-70 и блок-сополимер с большей молекулярной массой состава т„ 11-20, .. 1-120. При необходимости в этиленгликоле или диэтиленгликоле перед подачей их в смесь растворяют ингибитор коррозии. Такая последовательность улучшает раст воримость компонентов друг в друге. Оптимальным суммарнь м содержанием блок-сополимеров в пенообразуюЩем составе следует считать 30 мас.% При большей их концентрации состав становится высоковязким, что затрудняет его перекачку и доставку на забой скважин. При меньшей концентра ции блок-сополимеров в составе требуется вносить большое его количество в жвдкость для ее вспенивания и выноса с забоя скважин.

Соотношение между блок-сополимерами в составе может быть различным. Содержание блок-сополимера с меньшей молекулярной массой in,5-10 п 10.70 может колебаться по массе от 5

до 10%, содержание блок-сополимера с большей молекулярной массой т2 10-20,П2 71-120 изменяется от 20 до 25 мас.% Это зависит от содержания углеводородов в жвдкости, которую необходимо удалять из забоя скважин. При высокой температуре и высоком содержании углеводородов жидкость трудно вспенивается. Поэто3

му для ее удаления в пенообраэующем составе должно быть больше блок-соп лимера состава тг 10-20, п 71-120, Гнмекицего большую молекулярную массу Однако, блок-сополимер содержащий тА 10-20, П2 71-120, более дорогой по сравнен ад с блок-сополимером меньшей молекулярной массы состава т,5-10, п 10-70. Поэтому его повышенный расход ведет к неоправданному увеличению стоимости вспенивающего состава и к росту затрат на удаление жидкости с забоя скваяош

Готовый пенообразующий состав представляет собой однородную сиропообразную жидкость плотностью 1080-1090 кг/м, застывающую при температурах минус 15-20 С.

Концентрация, в которой пенообразующий состав смешивается с жидкос.тью, удаляемой с забоя скважин, колеблется от 0,1 до 2 мае,К. Она зависит от температуры, содержания углеводородов и уровня минерализации пластовой воды, входящей в удаляемую из забоя скважины жидкость. Поэтому для каждого конкретного случая она выбирается экспериментально.

Ниже приведены примеры, иллюст-. рирующие приготовление пенообразующих составов и их эксплуатационные качества. Вспенивание проводят путем пропуска воздушной струи через смесь, состоящую из пластовой воды и.конденсата после добавления к ней одного из пенообразующих составов.

В испытаниях использованы пластовая вода хлорнатриевого типа с минерализацией 104 г/л, плотностью 1066,4 кт/мз, с рН 7.

Для каждой смеси с различным содержанием в ней пластовой воды и конденсата, находящейся при определенной температуре, существует оптимальная концентрация пенорбразующего состава, при которой вся жидкость вспенивается. При дальнейшем увеличении концентрации пенообразующего состава в такой смеси кратность пены изменяется незначительно, а в основном растет устойчивость пены.

Результаты испытаний представлены в табл. 1.

Пример Г. Соответствует составу, содержащему блок-сополимеры

64402. 4

.

с минимальным числом оксипропильных

и.оксиэтильных групп. Блок-сополимер, содержащий , 10 5 Блок-сополимер, содержащий , 20 Диэтиленгликоль . 10 Вода60

Состав готовят (из расчета на О 100 кг) смешением в смесителе-с подогревом до 60 С 60 кг воды, 10 кг диэтиленгликоля, 10 кг блок-сополимера меньшей молекулярной массы состава т;(5, п 10 и 20 кг блок5 сополимера большей молекулярной массы состава , . Готовый состав имеет платность 1080 кг/м, температуру засП тания ( и кинематическую вязкость, равную 20 2,.

П р и м е р 2. Соответствует соста:ву, содержайдаму блЬк-сополимеры с максимальным числом оксипроп 1пь ных и оксиэтильных групп.. Содержа 25 ниё компонентов в составе, мас.%: Блок-сополимер,, содержащий , 5 Блок-сополимер, со. держащий , П2«120 25 . 30 . Диэтилен гликоль 15 Вода . ; 55 Состав готовят (в расчете на 100 кг) смешением 55 кг воды, 15 кг диэтиленгликоля, 5 кг блок-сополи35 мера, содержащего , П|«70,

и 25 кг блок-сополимера, содержа1цего m,, .

Готовый пеноабразующий состав представляет собой сиропообразную 40 жидкость плотностью 1090 кг/м, температурой застывания , . кинематической вязкостью i,069« .

П р и м е р 3. Соответствует 45 составу, содержал ему блок-сопо шмеры с промежуточным числбм оксипропильных и оксиэтильных групп. Содержание компонентов в составе, мас.Х;

Блок-сополимер, со50 держащий т(6, 8 Блок-сополимер, содержащий , 22 Диэтиленгликоль , 10 Вода60

55 Состав готовят смешапием (в расчете на 100 кг) 60 кг 1ВОДЫ, 10 кг диэтиленгликоля, 8 кг блок-сополимера, содержащего , , и 22 кг

блок-сополимера состава , Готовый вспенивающий состав имеет плотность 1082 кг/м, температуру застывания , кинематичес-ческую вязкость, равную 2,.

Результаты вспенивания водоконден сатных смесей составами, указаннь1ми в примерах 1-3, представлены в табл. 1.

П р и м е р 4. Дает обоснование выбора оптимальной концентрации инги битора металлов от сероводородной коррозии марки И-25-Л. Ингибирующее действие проверялось в лабораторных условиях по потере массы образцов, изготовленных из стали для насоснокомпрессорных труб марки С, после их пребывания в агрессивной среде. Образцы агрессивной среды готовят по объему из 70% пластовой воды и 30% конденсата. Воду насыщают сероводородом до концентрации его, равной 0,8 кг/м, В первый образец агрессивной среды добавляют 0,5 мас.% состава по прототипу, не содержащего ингибитора коррозии. Во второй, третий, четвертый и пятый образцы агрессивных сред добавляют

по 0,5 мае. % пенообразующего состава, указанного в примере 2, при этом состав, добавляемый во второй, третий, четвертый и пятый образцы

агрессивных сред, содержит дополнительно 0,5, 1, 1,5 и 2 мас.% ингибитора коррозии И-25-Л. Образцы металла вьщерживают в агрессивной среде 36 ч при 20°С.

Результаты даны в табл. 2.

Из табл. 2 видно, что добавление к вспенивающему составу ингибитора коррозии И-25-Д в количестве 0,52 мас.% снижает скоростькоррозии

металла на 62-87%. Оптимальной концентрацией ингибитора в пенообразующем составе следует считать 1-2мас.% При концентрациях меньших 1% скорость коррозии резко возрастает,

при увеличении ее более 2% скорость коррозии сникается незначительно.

Испытания на модели скважин показали, что эффективность удаления жидкости (количество удаляемой жидкости, приходящейся на единицу объема израсходованного газа) находится в пределах 2,1 - 3,4 кг/м .

(прототип)

О 0.5

1

1.5

2

100 38 23 14 13

Похожие патенты SU1164402A1

название год авторы номер документа
ТВЕРДЫЙ ПЕНООБРАЗОВАТЕЛЬ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 1994
  • Тенишев Ю.С.
  • Липчанская Т.А.
  • Белолапотков Г.Г.
  • Макаренко П.П.
  • Криворучко Е.П.
  • Волков Ю.М.
RU2069682C1
Реагент для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин 1989
  • Маринин Виктор Сергеевич
  • Строгий Анатолий Яковлевич
  • Толстяк Константин Иванович
  • Артемов Владимир Иванович
  • Волков Юрий Михайлович
  • Раннева Эмилия Алексеевна
SU1759848A1
Полигликолевый модификатор буровых растворов 2002
  • Гайфутдинов Г.Ш.
  • Сафин Д.Х.
  • Вахрушев Л.П.
  • Андресон Б.А.
  • Ашихмин Г.П.
  • Шарифуллин Р.Р.
  • Ахметов Р.М.
  • Гилязов Р.М.
  • Кошелев В.Н.
  • Гибадуллин Н.З.
  • Макаров Г.М.
RU2224780C1
СОСТАВ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ, ЗАЩИТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ И АСФАЛЬТЕНО-СМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 1999
  • Варнавская О.А.
  • Хватова Л.К.
  • Лебедев Н.А.
  • Хлебников В.Н.
  • Каткова Н.Б.
  • Орлова Л.Н.
RU2140961C1
ПРОТИВООБЛЕДЕНИТЕЛЬНАЯ ЖИДКОСТЬ 2002
  • Муханова Е.Е.
  • Каблов Е.Н.
  • Минаков В.Т.
  • Павленко З.Е.
  • Седова Л.С.
RU2235748C1
ПРОТИВООБЛЕДЕНИТЕЛЬНАЯ ЖИДКОСТЬ (ВАРИАНТЫ) 2001
  • Муханова Е.Е.
  • Каблов Е.Н.
  • Минаков В.Т.
  • Раскин Ю.Е.
  • Заборников О.Е.
  • Павленко З.Е.
  • Лещинский А.Д.
  • Солдатова Л.С.
RU2192443C1
СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРА 1994
  • Тудрий Г.А.
  • Климовицкий Е.Н.
  • Костаков Ю.Ю.
  • Полозов А.М.
  • Юдина Т.В.
  • Рябинина Н.И.
  • Лебедев Н.А.
RU2069669C1
СОСТАВ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ЗАЩИТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И КОРРОЗИИ 2001
  • Варнавская О.А.
  • Хватова Л.К.
  • Угрюмов О.В.
  • Лебедев Н.А.
  • Фахрутдинов Б.Р.
  • Рахматуллина И.Ю.
  • Демихов В.Н.
RU2185400C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ 1992
  • Таврин А.Е.
  • Зотова А.М.
  • Мулаянов Ф.Н.
  • Загиров Д.К.
  • Ильченко Л.Н.
  • Балакирева Р.С.
  • Кассина Г.И.
  • Павлычев В.Н.
  • Машков В.И.
  • Цаплин Ю.М.
  • Федоров С.Б.
RU2050402C1
ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ 2007
  • Беланов Александр Адамович
  • Сафина Гульназ Дамировна
RU2362800C1

Реферат патента 1985 года Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин

1. ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОВЬРС СКВАЖИН, включающий пенообразующий реагент, зтипенгликоль или дизтипенгликоль и воду, отличают и йс я тем, что, с целью повышения пенообразующих свойств состава при высоком содержании газоконденсата в удаляемой из скважины жидкости и температуре и повышения за счет 3того эффективности удаления жидкое ти из скважины, в качестве пенообразующего реагента он содержит блок-сополимер на основе окисей этилена и пропилена общей формухш 1 RO(CjHeO)m,- (CjH 0)п, Н где R - С4-С д-алкил; т| 5-10; п, 10-70, И блок-сополимер на основе окисей этилена и пропипена общей формуль П КО(С,НбО)1П2. ( где R - С4-С2д-алкнл; 11-20J т. 71-120, при следующем соотношений компонентов, мас.%: Блок-сополимер окисей зтилена и пропилена общей ФО1Я4УЛЫ 15-10 Блок-сополимер на основе окисей зтилена и пропипена общей формулы П20-25 Этиленгликоль или диэтипенгликоль10-15 Вода Остальное 2. Состав по п, 1, о т л и чающийся тем, что, с целью снижения коррозии технологического оборудования при наличии в удаляемой жидкости сероводорода, он допол,нительно содержит ингибитор коррозии в количестве 1-2 мас.%.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1985 года SU1164402A1

Патент США IP 3773110, кл
Рельсовый башмак 1921
  • Елютин Я.В.
SU166A1
Приспособление для склейки фанер в стыках 1924
  • Г. Будденберг
SU1973A1
Пенообразующий состав для очистки скважин "пенолифт"-2 1980
  • Плетнев Михаил Юрьевич
  • Терещенко Нина Борисовна
  • Чистяков Борис Евдокимович
  • Горшенев Виктор Степанович
  • Дядюшин Алим Кузьмич
  • Игнатенко Юрий Карпович
  • Рудой Александр Павлович
  • Мельник Анатолий Павлович
  • Сатаев Анатолий Степанович
  • Маташкин Вадим Георгиевич
  • Марков Олег Николаевич
SU905439A1
Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок 1922
  • Лапинский(-Ая Б.
  • Лапинский(-Ая Ю.
SU21A1

SU 1 164 402 A1

Авторы

Закиров Сумбат Набиевич

Кондрат Роман Михайлович

Волков Юрий Михайлович

Абдуллина Любовь Леонидовна

Осташов Валентин Максимович

Андрейчук Василий Михайлович

Ковалко Михаил Петрович

Даты

1985-06-30Публикация

1983-04-01Подача