ТВЕРДЫЙ ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ВСПЕНИВАНИЯ И УДАЛЕНИЯ ИЗ НИЗКОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ И ПОДДЕРЖАНИЯ СТАБИЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
SOLID FOAM-FORMING COMPOSITION FOR FOAMING AND REMOVAL OF FORMATION FLUID FROM MARGINAL WELLS AND MAINTENANCE OF STABLE OPERATION OF GAS WELLS

Твердый пенообразующий состав для вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости и поддержания стабильной эксплуатации газовых скважин
Заявляемое изобретение относится к области добычи газа, а именно, к твердым химическим реагентам для вспенивания и удаления жидкости из скважин газовых месторождений.
Актуальными проблемами на месторождениях, находящихся на завершающем этапе разработки, являются истощение продуктивных пластов и, как следствие, снижение добычных возможностей скважин, а также обводнение залежей, разрушение призабойной зоны пласта и интенсивные водопроявления, вследствие создания повышенной депрессии на пласт, в процессе эксплуатации низкодебитных скважин газовых месторождений.
Известен «Состав для выноса водоконденсатной смеси из скважины», Патент RU №2242495.
Недостатком указанного состава является недостаточная эффективность вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости. Это обусловлено тем, что твердый состав состоит из двух компонентов имеющих разное время растворения и, как следствие, снижение синергетического эффекта, что приводит к увеличенному расходу реагента.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Реагент для удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду, из газовых и газоконденсатных скважин» Патент RU 2502776.
Недостатком указанного реагента является низкая эффективность удаления из низкодебитных газовых скважин пластовой жидкости, из-за длительного растворения, невысокой степени образования и устойчивости пены.
Результатом настоящего изобретения является обеспечение эффективного вспенивания и удаления жидкости для поддержания стабильной эксплуатации низкодебитных скважин газовых месторождений.
Указанный результат достигается применением твердого пенообразующего состава, состоящего из смеси неионогенных, анионоактивных ПАВ и комплексообразующего соединения: препарат ОС-20 натрий додецилсульфат, сульфонол порошок, трилон Б при следующем соотношении компонентов, мас. %:
- препарат ОС-20
- 65;
- натрий додецилсульфат
- 15;
- сульфонол порошок
- 15;
- трилон Б
- 5.
Препарат ОС-20 представляет собой смесь полиоксиэтиленгликолевых эфиров синтетических первичных высших жирных спиртов фракции С16-С18, производится по ГОСТ 10730-82 с Изм. 1-3.
12
25
3
Натрий додецилсульфат выпускается по ТУ 6-09-10-1405-79. Химическая формула: CHOSONa.
Сульфонол порошок представляет собой смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, с общей формулой R-C6H4NaO3S, где R радикал соответствующий общей формуле CnH2n+1, где n=14-18, выпускается по ТУ 2481-135-07510508-2007.
Трилон-Б представляет собой динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, является стабильным химическим веществом группы комплексообразующих соединений. Химическая формула: C10H14O8N2Na2 х 2H2O, выпускается по ГОСТ 10652-73.
Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая: заявляемое в составе соотношение компонентов на основе неионогенных и анионактивных ПАВ при использовании компонентов обеспечивает уменьшение времени растворения, усиление вспенивания жидкости из-за синергетического эффекта действия ПАВ, а также увеличение устойчивости пены. При использовании заявляемого состава образуется легкая стойкая пенная система, способствующая выносу жидкости из скважины.
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 - до 0,5%, объем подачи в трубное пространство скважины ТПАВ - 2÷4 единиц на одну скважинно-операцию, в зависимости от количества и 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.
Использование данного твердого пенообразующего состава для удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости, позволит улучшить условия эксплуатации скважин, стабилизировать добычу газа, повысить эффективность разработки месторождений за счет снижения стоимости скважинно-операций, будет способствовать ликвидации продувок и минимизации себестоимости добычи углеводородного сырья.