ТВЕРДОФАЗНЫЙ СОСТАВ, ПРЕДНАЗНАЧЕННЫЙ ДЛЯ ВСПЕНИВАНИЯ И УДАЛЕНИЯ ИЗ НИЗКОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ И ЗАЩИТЫ ВНУТРИСКВАЖЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ
SOLID-PHASE COMPOSITION INTENDED FOR FOAMING AND REMOVAL FROM LOW PRODUCTION RATE WELLS OF GAS DEPOSITS OF FORMATION FLUID AND PROTECTION OF DOWNHOLE EQUIPMENT FROM CORROSION

Заявляемое изобретение относится к области добычи газа, а именно, к твердым химическим реагентам для вспенивания и удаления жидкости из скважин газовых месторождений и защиты внутрискважинного оборудования от коррозии.
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, интенсивные водопроявления вследствие создания повышенной депрессии на пласт при работе низкодебитных скважин газовых месторождений, и коррозия внутрискважинного оборудования.
Известен патент RU 2328515 (опубликован 10.07.2008) «Технологическая смесь для удаления жидкого пластового флюида из газоконденсатных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями». Недостатком указанного состава является недостаточная эффективность вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости. Это обусловлено невысокой степенью образования и устойчивостью пены. Указанная технологическая смесь не защищает внутрискважинное оборудование от коррозии.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Твердофазный состав для защиты внутрискважинного оборудования от коррозии» - защищен патентом RU 2304637, опубликованным 20.08.2007. Недостатком указанного состава является недостаточная эффективность вспенивания и удаления пластовой жидкости из низкодебитных скважин газовых месторождений. Твердофазный состав состоит из трех компонентов, имеющих разное время растворения. Как следствие этого, для достижения синергетического эффекта, необходимо увеличивать расход реагента. Также состав имеет низкие показатели ингибирующих свойств при защите внутрискважинного оборудования от коррозии
Результатом настоящего изобретения является обеспечение эффективного вспенивания и удаления жидкости для поддержания стабильной эксплуатации низкодебитных скважин газовых месторождений и дополнительная эффективная защита внутрискважинного оборудования от коррозии.
Указанный результат достигается применением твердофазного состава, состоящего из смеси неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ (далее - ПАВ), умягчителя жесткости воды, а также ингибитора коррозии: полиэтиленгликоль - 4000, триполифосфат натрия, сульфонол, уротропин при следующем соотношении компонентов, масс. %:
2
2
Полиэтиленгликоль (полиэтиленоксид) - это основной поверхностно-активный компонент-эмульгатор настоящего изобретения. Полиэтиленоксид высокомолекулярный с молекулярной массой 4000, представляющий собой продукты полимеризации окиси этилена с низшими гликолями (или полиэтиленгликолем с пониженной молекулярной массой). Структурная формула Н-(O-СН-СН-)n- ОН, где n = от 30 до 200. Выпускается в виде воскообразных чешуек белого цвета по ТУ 2483-008-71150986-2006 с изм. 1,2,3.
5
3
10
Триполифосфат натрия NaРО - порошок белого цвета, вводится в состав в качестве щелочной добавки. Важной особенностью триполифосфата натрия является его способность образовывать хелатные соединения с катионами кальция и магния, обуславливающими жесткость. Помимо этого, триполифосфат натрия оказывает влияние на поверхностное натяжение и смачивание, способствует образованию пены и ее стабилизации. Выпускается в виде порошка по ГОСТ 13493-86.
6
4
3
n
2n+1
6
4
3
Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, выпускается ФКП завод им. Я.М. Свердлова г. Дзержинск по ТУ 2481-135-02510508-2007, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула R-СHNaOS, где R - радикал, соответствующий общей формуле CHCHSONa, где n=12-18.
2
6
4
Уротропин используется в настоящем изобретении в качестве ингибитора коррозии. Химическая формула: (СН)N. Выпускается в виде кристаллического порошка по ГОСТ 1381-73.
Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая: заявляемое в составе соотношение компонентов на основе неионогенных и анионных ПАВ обеспечивает усиление вспенивания жидкости, способствует увеличению устойчивости пены из-за синергетического эффекта действия ПАВ, что способствует выносу жидкости из скважины, и, тем самым, стабилизирует работу скважин, а уротропин обеспечивает эффективную защиту внутрискважинного оборудования от коррозии.
3
Способ применения состава на скважине - твердые стержни цилиндрической формы с геометрическими размерами 300÷400 мм в длину и 30÷40 мм в диаметре. Плотность 0,95÷0,98 г/см. Концентрация ПАВ в пластовой жидкости - 1,0% масс, объем подачи зависит от объема скопившейся в скважине жидкости, интенсивности притока пластовой жидкости на забой.
Результаты тестовых испытаний приведены в таблицах.
Полученные данные свидетельствуют о высокой эффективности заявленного состава. Применение данного состава обеспечивает наивысшую степень пенообразования, стойкости пены, удаление пластовой жидкости и стабилизации работы низкодебитных скважин газовых месторождений, а также обеспечивает эффективную защиту от коррозии.
Использование указанного твердофазного состава 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, также обеспечит защиту внутрискважинного оборудования от коррозии.