ТВЕРДЫЙ ПЕНООБРАЗОВАТЕЛЬ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ
SOLID FOAMING AGENT FOR REMOVAL OF LIQUID FROM BOTTOM HOLE

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений.
Известен состав для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий, масс.%:
ОП-10
34,0-40,0
Сульфонол
9,8-11,6
кристаллическая сульфаминовая кислота
1,0-13,0
карбонат натрия, калия или кальция
4,5-6,5
порошкообразный лигносульфонат
остальное
7
(см. патент РФ №2223298, МПК С09К 7/08, Е21В 21/14, опубл. 27.10.2003).
Недостатком указанного пенообразующего состава является то, что газ образуется только в процессе взаимодействия с водой, кроме того, он образуется только на месте контакта воды и стержней (шашек) поверхностно-активного вещества (далее - ПАВ), т.е. на поверхности, что приводит к необходимости использовать значительные избытки сульфаминовой кислоты и карбонатов. Как видно из вышеприведенного, общее их содержание составляет 15-20 масс.%. Кроме того, сформированные методом прессования шашки имеют невысокую прочность, вследствие отсутствия связывающего вещества, поскольку прессование при высоком давлении недопустимо из-за возможного взаимодействия карбонатов с твердой сульфаминовой кислотой, кроме того, шашки необходимо дополнительно высушивать.
Наиболее близким по составу к заявляемому изобретению и принятым нами в качестве прототипа является состав для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий, масс.%:
ОП-10 или ОП-7
35,0-39,0
сульфонол
9,5-13,0
КССБ
28,0-41,0
карбонат аммония
13,0-16,0
фосфат щелочного металла
1,5-4,0
(см. патент РФ №2109928, МПК Е21В 43/00, 37/06, опубл. 27.04.1998).
3
2
Недостатком указанного пенообразующего состава, принятого нами в качестве прототипа, является недостаточная эффективность удаления жидкости с забоя низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин, т.к. карбонат аммония разлагается с образованием газообразных веществ (NH и СО), что способствует расположению данного ПАВ на границе раздела жидкостей вода - конденсат, только при повышенной температуре (от +5°). При температуре ниже +5°С карбонат аммония не разлагается, и происходит оседание данного пенообразователя на забой, тем самым ухудшая образование пены и снижая эффективность выноса жидкости.
Задачей изобретения является повышение эффективности вспенивания и выноса высокоминерализованных вод в присутствии газового конденсата с забоев низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин и улучшение технологичности приготовления твердых стержней (шашек).
Поставленная задача в твердом пенообразователе для удаления жидкости с забоя скважины, содержащем ПАВ: неионогенное - ОП-10 или ОП-7 и анионоактивное - сульфонол, решается тем, что при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1,0 состав дополнительно содержит Коламид К при следующем соотношении компонентов, масс.%:
ОП-10 или ОП-7
33,0-52,0
сульфонол
10
Коламид К
остальное,
при этом смесь готовят смешиванием сначала ОП-10 или ОП-7, сульфонола и Коламида К, нагревом полученной смеси до 40-60°С, перемешиванием ее до растворения сульфонола и затем добавлением карбоната аммония.
Твердый пенообразователь готовят путем перемешивания входящих в него компонентов. Для этого в емкость в заданном количестве заливают ОП-10 или ОП-7, добавляют сульфонол и Коламид К, после чего нагревают смесь до заданной температуры, перемешивают ее до растворения сульфонола и добавляют заданное количество карбоната аммония. Далее разливают смесь по формам и дают остыть до затвердевания, получая при этом твердые стержни (шашки). Из форм стержни упаковывают в твердые бумажные цилиндры. Твердый пенообразователь готов к использованию.
При температуре 40-60°С карбонат аммония разлагается с выделением аммиака и углекислого газа, пузырьки которых понижают плотность твердого пенообразователя, т.е. газообразование происходит на этапе формирования шашек и не зависит от условий в скважине, таким образом, шашки в отличие от аналога и прототипа готовы к использованию при любых температурах и без дополнительного высушивания.
2
2
Для получения твердого пенообразователя выбраны неионогенные амиды кокосового масла (Коламид К), которые служат связывающим веществом и усиливают пенообразующие свойства заявляемого твердого пенообразователя. Коламид К - моноэтаноламид карбоновых кислот кокосового масла с химической формулой R-СОNН-СНСНОН, где R - кокосовый алкил.
В состав кокосового масла входят жирные кислоты, представленные в таблице 1.
Таблица 1
Состав кокосового масла
Название жирной кислоты
Содержание, %
Лауриновая
44
Миристиновая
14
Палметиновая
10
Олеиновая
7
Каприловая
9
Каприновая
9
Стеариновая
3
Линолевая
2
Арахиновая
1,5
Капровая
0,5
Коламид К выпускается по ТУ 2433-013-04706205-2005 Научно-производственным предприятием НИИПАВ, г.Волгодонск.
Наибольшая чувствительность всех типов ПАВ проявляется к углеводородам, поскольку вспенивание жидкости ухудшается с увеличением их содержания и становится неудовлетворительным для неионогенных ПАВ (ОП-10, ОП-7 или Коламид К) при их содержании выше 50 масс.%, а для анионоактивных (сульфонол) - выше 15-20 масс.%» (см. Автореферат диссертации на соискание уч. степени канд. техн. наук. Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин. Мазанов С.В. Ставрополь, 2006, 27 с).
Повышенная минерализация жидкости также в значительной степени снижает пенообразование для ионогенных ПАВ, например, анионоактивные ПАВ, взаимодействуя в минерализованной воде с солями кальция и магния, выпадают в осадок. Неионогенные ПАВ не меняют своих характеристик даже в сильноминерализованных растворах.
Использование смеси анионоактивных и неионогенных ПАВ, с большим содержанием последних, позволяет получить системы, практически нечувствительные к действию минерализации и газового конденсата при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1.
Расположение твердого пенообразователя с заявляемым составом на границе раздела жидкостей вода - конденсат обусловлено плотностью стержней, которая ниже плотности воды. Таким образом, шашка, находясь в зоне работающих интервалов перфорации, постепенно растворяется, что способствует более эффективному вспениванию и выносу жидкости.
Пример 1. В емкость заливают заданное количество ОП-10 40 масс.%, добавляют 9,8 масс.% сульфонола и 50 масс.% Коламида К, нагревают смесь до температуры 40°С, перемешивают до растворения сульфонола, добавляют 0,2 масс.% карбоната аммония и разливают по формам. Дают остыть до затвердевания. Из форм стержни (шашки) упаковывают в твердые бумажные цилиндры. При использовании цилиндры раскрывают, и стержни через лубрикатор подают на забой.
Пример 2. В емкость заливают заданное количество ОП-7 50 масс.%, добавляют 9,6 масс.% сульфонола и 40 масс.% Коламида К, нагревают смесь до температуры 50°С, перемешивают до растворения сульфонола, добавляют 0,4 масс.% карбоната аммония и разливают по формам. Дают остыть до затвердевания. Из форм стержни (шашки) упаковывают в твердые бумажные цилиндры. При использовании цилиндры раскрывают, и стержни через лубрикатор подают на забой.
Пример 3. В емкость заливают заданное количество ОП-10 35 масс.%, добавляют 10 масс.% сульфонола и 54,5 масс.% Коламида К, нагревают смесь до температуры 60°С, перемешивают до растворения сульфонола, добавляют 0,5 масс.% карбоната аммония и разливают по формам. Дают остыть до затвердевания. Из форм стержни (шашки) упаковывают в твердые бумажные цилиндры. При использовании цилиндры раскрывают, и стержни через лубрикатор подают на забой.
Эффективность твердых ПАВ оценивали по количеству выносимой жидкости с различной минерализацией растворов солей Na+, Са2+, Mg2+ и содержанием газового конденсата в смеси при комнатной температуре.
Результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний показали, что заявленный твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины по сравнению с прототипом обладает лучшей пенообразующей способностью, не требует дополнительно высушивания (см. табл.2 и 3).
Таблица 2
Результаты лабораторных исследований заявляемого состава по выносу жидкости
№ п/п
Компонентный состав, мас.%
Состав удаляемой жидкости
Объем выносимой жидкости, %
ОП-10/7
сульфонол
Коламид К
карбонат аммония
вода
конденсат, %
объем, %
минерализация, г/л
1
40
9,8
50
0,2
100
50
100
2
40
9,8
50
0,2
80
50
20
100
3
40
9,8
50
0,2
50
100
50
99
4
40
9,8
50
0,2
50
200
50
99
5
50
9,6
40
0,4
100
50
100
6
50
9,6
40
0,4
80
50
20
100
7
50
9,6
40
0,4
50
100
50
98
8
50
9,6
40
0,4
50
200
50
97
9
35
10,6
53,9
0,5
80
50
20
100
10
35
10,6
53,9
0,5
50
100
50
98
11
35
10,6
53,9
0,5
50
200
50
98
Таблица 3
Результаты лабораторных исследований прототипа по выносу жидкости
№ п/п
Компонентный состав, мас.%
Состав удаляемой жидкости
Объем выносимой жидкости, %
ОП-10/7
сульфонол
КССБ
фосфат натрия
карбонатаммония
вода
конденсат, %
объем, %
минерализация, г/л
1
38
13
40
4
15
100
50
100
2
80
50
20
96
3
50
50
50
96
4
50
100
50
93
Применение заявляемого состава позволяет повысить эффективность удаления жидкости с высокой минерализацией (до 200 г/л) и содержанием газового конденсата в смеси (до 50%) с забоев низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин, повысить депрессию на пласт и увеличить дебит продукции скважин, что особенно актуально на месторождениях с аномально низким пластовым давлением.