Способ удаления жидкости из газовой и газоконденсатной скважин Советский патент 1981 года по МПК E21B43/00 

1

Изобретение относится к нефтегазовой промьгашенности, в частности к области удаления жидкости с забоя газовой и газокондёнсатной скважин.

Известен способ удаления жидкости из газовой и газокондёнсатной скважин, включающий введение в удаляемую жидкость пенообразующего поверхностно-активного вещества (ПАВ) СЗНедостатком этого способа является низкая эффективность удаления минерализованной жидкости и конденсата из скважины.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ удаления жидкости из газовой и газокондёнсатной скважин, предусматривающий последовательное введение в жидкость водорастворимого и иефте- растворимого ПАВ 23.

Недостатком данного способа является Низкая эффективность удаления водоконденсатной смеси из скважины

С высоким содержанием газового конденсата.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности уда-ления водоконденсатной смести из скважиньг.

Эта цель достигается тем, что в качестве нефтерастворимого ПАВ используют полиметилсилоксан ПМС-200.

Способ осуществляется следующим

to образом.

Предварительно экспериментальным путем устанавливают оптимальную концентрацию ITMC-200 для данной конкретной углеводородной фазы. Определяют

IS количество конденсата и воды в скважине. Необходимое количество ПМС в виде его раствора в конденсате закачившот в затрубное пространство при работающей скважине. Затем туда

20 же закачивают при наличии воды и раствор водорастворимого ПАВ.

Пример. Применительно к скважинной водоконденсатной смеси, состоящей из высокоминерализованной пластовой воды с общей минерализацией 260 г/л и газовым конденсатом плотностью-0,78 г/см, взятых в объе ном соотношении А:1, оптимальная кон центрация IIMC-200 для различных синте.тических и природных. водорастворимых ПАВ (ОП-10, превоцел, последрояок вая барда) оказались равной 0,5 - 2,0 об.%. Применеше предлагаемого способа для удаления водоконденсатных пробок из газоконденсатных скваямн сводитс.я к следующему. Определяют количество конденсата и воды в скваяшне. Рассчетное количество ПМС-20Ь - 0,5 г2,0% от объема конденсата в скважине растворяют в небольшом объеме конден сата, достаточном для удобства закач ки его в скважину (200 л). Приготовленный раствор ПМС-200 закачивают в затрубное пространство при работающей скважине. Затем туда же закачивают расчетное количество раствора (водорастворимого ПАВ (в случае применения ОП-10 или привоцела - 0,5% от объема воды в скважине). Затрубное пространство закрывают и об эффективности выноса жидкости из скваж ны судят по повышению давления на бу фере скважины. Применение предлагаемого способа обеспечит зкономический эффект за счет экономии реагентов для удаления жидкости из скваикины и ввода в действие скважин, в которых жидкость невозможно удалить при помощи вспенивающих агентов. Формула изобретения Способ удаления жидкоеги из газовой и газоконденсатной скважин, включающий последовательное введение -j жидкость водорастворимого и нефтерастворимого поверхностно-активного вещества (ПАВ), отличающийс- я тем, 4TOi с целью повьшения эффективности удаления водоконденсатной смеси из скважины, в качестве нефтерастворимого ПАВ используют полиметилсилоксан ПМС-200. Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Патент США № 3076508, кл. 166-45, опублик. 1963. 2.Амиян А.В. и др. Применение пен для повышения эффективности разработ ки газовых и газококденсатных месторождений. - Газовая промьгашенность, № 12, 1974, с. 27 (прототип).