3
МНОГОЦЕЛЕВОЙ ПЕНООБРАЗОВАТЕЛЬ НА ОСНОВЕ ПАВ ДЛЯ ВСПЕНИВАНИЯ И ВЫНОСА СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ С СОДЕРЖАНИЕМ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА ДО 50% И ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННОЙ (ДО 300 Г/М) ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОСВОЕНИИ СКВАЖИН ПОСЛЕ РЕМОНТА И САМОПРОИЗВОЛЬНОЙ ОСТАНОВКИ
3
MULTI-PURPOSE FOAMER ON THE BASIS OF THE SURFACE ACTIVE AGENT FOR FOAMING AND REMOVAL OF WELL FLUID  WITH GAS CONDENSATE CONTENT OF UP TO 50% AND HIGH MINERALIZED (UP TO 300 G / M) FORMATION WATER DURING OPERATION AND DEVELOPMENT OF WELLS AFTER REPAIR AND AUTONOMOUS STOP

3
Изобретение относится к области добычи газа, газового конденсата и нефти, а именно к химическим реагентам для вспенивания и выноса скважинной жидкости из скважин нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится газовый конденсат (до 50%) и высокоминерализованная (до 300 г/м) пластовая вода.
Известны поверхностно-активные вещества (ПАВ) для удаления скважинной жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую жидкость, из газовых и газоконденсатных скважин на основе препарата ОС-20 (ГОСТ 10730-82) [RU 2502776 С2, МПК C09K 8/584 (2006.01), опубл. 27.12.2013]. Недостатком данного реагента является длительный срок его растворения в скважинной жидкости, что отрицательно влияет на эффективность работы скважин.
2
2
Наиболее близким по механизму воздействия и достигаемому результату является реагент на основе препарата ПЭГ-4000 (ТУ 2226-147-05766801-2008 (3), представляющий собой продукт полимеризации окиси этилена с этиленгликолем. Эмпирическая формула Н(O-СН-СН)n-ОН. Однако, ПЭГ-4000 не обеспечивает необходимые выносные характеристики высокоминерализованной пластовой воды.
3
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка многоцелевого пенообразователя на основе ПАВ для вспенивания и выноса скважиной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки.
3
При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности вспенивания и выноса скважиной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м) пластовой воды.
3
Указанный технический результат достигается тем, что реагент для вспенивания и выноса из скважин жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м) пластовой воды, содержащий неионогенные ПАВ - препарат ПЭГ-1500 или препарат ОС-20, дополнительно включает (и это является отличительной особенностью) универсальное моющее средство «Прогресс» и вещество, умягчающее пластовую воду - карбонат натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %:
ПЭГ-1500
0÷85;
ОС-20
0÷85;
Лаурил сульфат натрия
10÷15;
Универсальное моющее средство «Прогресс»
3÷5;
Карбонат натрия
1÷3.
ПЭГ- 1500 производится по ТУ 2483-008-71150986-2006 - высокомолекулярный полиэтиленгликоль. Внешний вид: чешуйки или воскообразная плотная масса белого, желтоватого или серого цвета; водородный показатель водного раствора с массовой долей 5% рН 5,0 -7,5; кинематическая вязкость при температуре 27-35 мм2/с; гидроксильное число 70-80 мг KOH/г; массовая доля сульфатной золы  0,1%. (См. ПОЛИЭТИЛЕНГЛИКОЛИ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫЕ ТУ 2483-008-71150986-2006 с изм. 1,2 ПЭГ- https://web.archive.org/web/20170628080847/http://www.ekosinvest.ru/prod/6)
ОС-20 производится по ГОСТ 10730-82. Внешний вид: воскообразные чешуйки от белого до желтоватого цвета; водородный показатель водного раствора с массовой долей препарата 10%, в пределах 8,0÷10,5; массовая доля золы, % не более 0,2; массовая доля железа, % не более 0,002; температура помутнения раствора препарата ОС-20 с массовой долей препарата 1% в водном растворе хлористого натрия с массовой долей 5%, °С, в пределах - 90÷96.
12
25
4
3
Лаурилсульфат натрия представляет натриевую соль лаурилсерной кислоты, анионактивное ПАВ (АПАВ), амфифильное вещество, выпускается по ТУ 2481-023-50199225-2002. Химическая формула CHSONa. Плотность 1010 кг/м. Порошок белого цвета. Горюч, температура самовозгорания 310,5°С. Растворимость в воде - не менее 130 г/л (при 20°C). Цвет водного раствора лаурилсульфата натрия от желтого до желто-коричневого. В водных растворах образует стойкую пену. Биоразлагаемость лаурилсульфата натрия превышает 90%, токсичных продуктов при разложении не образует.
3
Универсальное моющее средство «Прогресс» производится по ТУ 2383-018-52662802-2002. Внешний вид: прозрачная жидкость повышенной вязкости; допускается легкая опалесценция; цвет - бесцветная или слабоокрашенная, не содержит краситель; запах - цитрусовый; состав: >30% очищенная вода, 5-15% смесь АПАВ, <5% консервант, <5% загуститель, <5% отдушка. Плотность при 20°С: около 1,01 г/см; водородный показатель готового продукта, ед. в пределах: 6,5÷6,8.
2
3
3
Карбонат натрия (кальцинированная сода) - неорганическое соединение, натриевая соль угольной кислоты с химической формулой NaCO. Внешний вид: бесцветные кристаллы или белый порошок, хорошо растворимый в воде; плотность при 20°С, ρ, г/см - 2,53.
Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая:
- добавление в состав технологической смеси лаурилсульфата натрия способствует уменьшению времени реакции растворения реагента и усилению пенообразования скважинной жидкости;
- добавление в состав реагента универсального моющего средства «Прогресс» усиливает пенообразующие свойства реагента, увеличивает скорость начала реакции вспенивания скважинной жидкости;
- добавление в состав реагента карбоната натрия позволяет понизить жесткость пластовой воды, что ведет к увеличению качества пенообразования и стойкости образующейся пены.
3
Заявляемое в реагенте соотношение компонентов на основе неионогенных, анионактивных ПАВ, универсального моющего средства «Прогресс» и карбоната натрия при смешивании компонентов обеспечивает усиление вспенивания скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м) пластовой воды и стойкость образуемой пены из-за синергетического эффекта действия ПАВ и карбоната натрия. При использовании заявляемой смеси образуется легкая стойкая пенная система, способствующая выносу жидкости из скважины.
3
Исследованиями, лабораторными и промысловыми испытаниями по адаптации реагента к условиям эксплуатации скважин доказаны устойчиво воспроизводимые результаты по эффективному вспениванию скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки.
3
Способ применения реагента на скважине при эксплуатации или запуске после самопроизвольной остановки: рабочая жидкость (ЖПАВ) в виде 10% водного раствора или твердые стержни (ТПАВ). Концентрация ПАВ в скважинной жидкости - до 2%, объем подачи ЖПАВ в затрубное пространство скважины - 100÷200 литров на одну скважино-операцию; ТПАВ - 5÷10 единиц на одну скважино-операцию. ТПАВ представляет собой предмет цилиндрической формы с геометрическими размерами 30÷40 см в длину и 3÷4 см в диаметре. Цвет белый, не прозрачный, возможно с вкраплениями белого, серого или коричневого цвета. Плотность 0,95÷0,98 г/см.
Способ применения реагента на скважине при освоении после ремонта: рабочая жидкость (ЖПАВ) в виде 20% водного раствора. Концентрация ПАВ в скважинной жидкости - до 3%, объем подачи ЖПАВ в затрубное пространство скважины - 200÷500 литров на одну скважино-операцию.
Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице 1.
3
Данные таблицы 1 (опыты 5÷8) свидетельствуют о высокой эффективности реагента при использовании в заявляемом соотношении, применение которого обеспечивает наивысшую степень вспенивания скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м) пластовой воды.
3
Использование реагента для вспенивания и выноса скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м) пластовой воды позволит улучшить условия эксплуатации скважин, в которых произошел подъем уровня скважинной жидкости к интервалу перфорации, стабилизировать добычу и получить дополнительные объемы добычи газа, газового конденсата и нефти, повысить эффективность разработки нефтегазоконденсатных месторождений за счет снижения эксплуатационных затрат, сокращения количества и объемов продувок скважин, минимизации себестоимости добычи природного газа, газового конденсата и нефти.