СОСТАВ ДЛЯ ВЫНОСА ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
COMPOSITION FOR REMOVING LIQUID FROM GAS WELLS

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газовых скважин.
Известен реагент для выноса водоконденсатной смеси из скважины (RU 2242494 C09K 7/08, E21B 43/22), состоящий из поливинилового спирта ПВС-марки 18/11.
Недостатком реагента-аналога является низкая эффективность выноса жидкости с низкой минерализацией из эксплуатационных газовых скважин.
Известен состав для удаления жидкости с забоя скважины (РФ №2456324, МПК C09K 8/536, C09K 8/92), содержащий, мас. %:
ОП-10 или ОП-7
33,0-52,0
сульфанол
10
карбонат аммония
0,2-0,5
коломид К
остальное
Недостатком прототипа является низкая стойкость пены, высокая стоимость применения прототипа в скважине, обусловленная необходимостью достижения высокой концентрации пенообразователя в выносимой пластовой жидкости для повышения эффективности ее выноса на устье.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности выноса жидкости (пластовой воды, не содержащей газового конденсата, либо содержащей крайне малое количество газового конденсата) из газовых скважин в условиях низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин.
Технический результат от решения поставленной задачи заключается в увеличении стойкости пены до оптимальных значений, а также снижении минимально необходимой концентрации пенообразователя.
Технический результат достигается тем, что состав для выноса жидкости из газовых скважин, содержащий поверхностно-активное вещество ОП-10, сульфанол, карбонат аммония и коламид К, дополнительно содержит поливиниловый спирт марки 18/11, трилон Б и колер при следующем соотношении компонентов, мас. %:
ОП-10
45,0÷52,0
Сульфанол
8,0÷10,0
Карбонат аммония
0,4÷0,5
Трилон Б
1,0÷3,0
ПВС
1,0÷10,0
Колер
0,1
Коламид К
остальное
Дополнительно введенный в состав для выноса жидкости из газовых скважин комплексообразователь трилон Б позволяет повысить эффективность процесса вспенивания пластовой жидкости, содержащей нерастворимые в воде соли кальция и магния, препятствующие процессу пенообразования и снижающие стойкость пены. Повышение эффективности пенообразования и увеличение стойкости пены достигается за счет действия комплексообразователя трилон Б - он извлекает ионы кальция и магния из нерастворимых солей и замещает их на ионы натрия, делая их растворимыми в воде.
Для усиления процесса вспенивания в состав добавлено поверхностно-активное вещество - поливиниловый спирт (ПВС). При этом ПВС вызывает сильное газововлечение в пластовую жидкость при барботировании через нее газа на забое газовой скважины.
Как показали исследования, предлагаемый состав, являющийся смесью трех поверхностно-активных веществ (ОП-10, сульфанол, ПВС), стабилизатора кислотности (карбонат аммония), отвердителя (коламид К), комплексообразователя (трилон Б) и красителя (колер), позволяет наблюдать синергетический эффект в виде усиления вспенивающей способности жидкости, скопившейся в скважине, при предлагаемом соотношении компонентов.
Предлагаемый состав используется в виде стержней для удаления жидкости из газовой скважины. Компоненты, входящие в состав стержня, помещаются в емкость, разогревают на водяной бане до 40-50°C, постоянно перемешивают в процессе разогрева, расплавляют до однородной массы. После чего готовый состав заливают в форму, где происходит охлаждение массы и формирование стержня твердого ПАВ. После высыхания стержень твердого ПАВ извлекают из отливочной формы, упаковывают в пищевую бумагу и помещают на хранение в специально отведенное место.
Для ввода стержней в газовую скважину не требуется дополнительного оборудования.
Количество стержней предлагаемого состава, вводимых в газовую скважину, определяют для каждой конкретной скважины отдельно и зависит от характеристик скважины (пластового давления, объема скопившейся в скважине жидкости, минерализации жидкости, температуры жидкости, содержания в ней газового конденсата и др.).
Достижение технического результата предлагаемым составом поверхностно-активных веществ для выноса жидкости из газовых скважин оценивалось с помощью коэффициента выноса жидкости (рассчитывается как отношение объема вытесненной жидкости к первоначальному объему жидкости), на основании результатов, полученных по итогам стендовых испытаний предлагаемого состава и прототипа.
Коэффициент выноса жидкости сеноманской газовой залежи Комсомольского НГКМ прототипом - 0,02.
Коэффициент выноса жидкости сеноманской газовой залежи Комсомольского НГКМ предлагаемым составом - 0,58.
Использование предлагаемого состава позволит повысить эффективность выноса жидкости из эксплуатационных газовых скважин и сократить эксплуатационные расходы при добыче газа.