RU2456324C1 - Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины - Google Patents
Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2456324C1 RU2456324C1 RU2011112417/03A RU2011112417A RU2456324C1 RU 2456324 C1 RU2456324 C1 RU 2456324C1 RU 2011112417/03 A RU2011112417/03 A RU 2011112417/03A RU 2011112417 A RU2011112417 A RU 2011112417A RU 2456324 C1 RU2456324 C1 RU 2456324C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mixture
- sulfonol
- sulphanole
- fifty
- ammonium carbonate
- Prior art date
Links
- 239000007787 solid Substances 0.000 title claims abstract description 20
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 34
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 claims abstract description 15
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 15
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 3
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 7
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 2
- MKKVKFWHNPAATH-UHFFFAOYSA-N [C].N Chemical compound [C].N MKKVKFWHNPAATH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 claims 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000007711 solidification Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 abstract description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 4
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 4
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 3
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- VBICKXHEKHSIBG-UHFFFAOYSA-N 1-monostearoylglycerol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OCC(O)CO VBICKXHEKHSIBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000017060 Arachis glabrata Nutrition 0.000 description 1
- 235000010777 Arachis hypogaea Nutrition 0.000 description 1
- 244000105624 Arachis hypogaea Species 0.000 description 1
- 235000018262 Arachis monticola Nutrition 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- DCXXMTOCNZCJGO-UHFFFAOYSA-N Glycerol trioctadecanoate Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OCC(OC(=O)CCCCCCCCCCCCCCCCC)COC(=O)CCCCCCCCCCCCCCCCC DCXXMTOCNZCJGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000318 alkali metal phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N octanoic acid Chemical compound CCCCCCCC(O)=O WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 235000020232 peanut Nutrition 0.000 description 1
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Substances [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000020 sulfo group Chemical group O=S(=O)([*])O[H] 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
Landscapes
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
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. Технический результат - 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. Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, полученный с использованием карбоната аммония и поверхностно-активных веществ - неионогенного - ОП-10 или ОП-7 и анионоактивного - сульфонола путем формования смеси и ее отверждения, где при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1,0 смесь дополнительно содержит Коламид К, 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, при следующем соотношении компонентов, масс.%: ОП-10 или ОП-7 33,0-52,0, сульфонол 10, карбонат аммония 0,2-0,5, Коламид К остальное. 3 табл., 3 пр.
Description
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 |
(см. патент РФ №2223298, МПК7 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).
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 (NH3 и СО2), 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.
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-СН2СН2ОН, 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 | сульфо нол |
КССБ | фосфат натрия | карбо нат аммо ния |
вода | конденсат, % | |||
| объем, % | минерализа ция, 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.
Claims (1)
- Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, полученный с использованием карбоната аммония и поверхностно-активных веществ - неионогенного - ОП-10 или ОП-7 и анионоактивного - сульфонола путем формования смеси и ее отверждения, отличающийся тем, что при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,3-5,2:1,0 смесь дополнительно содержит Коламид К, 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 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ОП-10 или ОП-7 33,0-52,0 сульфонол 10 карбонат аммония 0,2-0,5 Коламид К остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011112417/03A RU2456324C1 (ru) | 2011-03-31 | 2011-03-31 | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011112417/03A RU2456324C1 (ru) | 2011-03-31 | 2011-03-31 | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2456324C1 true RU2456324C1 (ru) | 2012-07-20 |
Family
ID=46847390
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011112417/03A RU2456324C1 (ru) | 2011-03-31 | 2011-03-31 | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2456324C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2646991C1 (ru) * | 2016-09-07 | 2018-03-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Состав для выноса жидкости из газовых скважин |
| RU2651688C2 (ru) * | 2016-08-12 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины |
| RU2726698C1 (ru) * | 2019-06-10 | 2020-07-15 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Краснодар" | Твердый пенообразующий состав для вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости и поддержания стабильной эксплуатации газовых скважин |
| RU2814728C1 (ru) * | 2022-10-26 | 2024-03-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Твердый состав для удаления попутной пластовой жидкости из скважин, газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4237977A (en) * | 1979-02-02 | 1980-12-09 | Skyline Products Ltd. | Removal of water from gas well borehole with solid foaming agent |
| RU2109928C1 (ru) * | 1995-12-13 | 1998-04-27 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Состав для удаления жидкости с забоя скважины |
| RU2173694C2 (ru) * | 1999-06-18 | 2001-09-20 | ОАО "Газпром" | Твердый пенообразующий состав для удаления жидкости из скважин и способ его получения |
| EP1267034A2 (en) * | 2001-06-11 | 2002-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation treating fluids and concentrates |
| RU2223298C2 (ru) * | 2002-03-15 | 2004-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины |
| RU2247137C2 (ru) * | 2003-03-28 | 2005-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" (ООО "Кубаньгазпром") | Твердый пенообразователь для выноса пластовой жидкости из газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2269644C1 (ru) * | 2004-06-07 | 2006-02-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Установка для изготовления твердых стержней пенообразователей |
| RU2281919C2 (ru) * | 2000-07-20 | 2006-08-20 | Родиа Конзьюмер Спешиалтиз Лимитед | Обработка осадков сульфида металла |
-
2011
- 2011-03-31 RU RU2011112417/03A patent/RU2456324C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4237977A (en) * | 1979-02-02 | 1980-12-09 | Skyline Products Ltd. | Removal of water from gas well borehole with solid foaming agent |
| RU2109928C1 (ru) * | 1995-12-13 | 1998-04-27 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Состав для удаления жидкости с забоя скважины |
| RU2173694C2 (ru) * | 1999-06-18 | 2001-09-20 | ОАО "Газпром" | Твердый пенообразующий состав для удаления жидкости из скважин и способ его получения |
| RU2281919C2 (ru) * | 2000-07-20 | 2006-08-20 | Родиа Конзьюмер Спешиалтиз Лимитед | Обработка осадков сульфида металла |
| EP1267034A2 (en) * | 2001-06-11 | 2002-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation treating fluids and concentrates |
| RU2223298C2 (ru) * | 2002-03-15 | 2004-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины |
| RU2247137C2 (ru) * | 2003-03-28 | 2005-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" (ООО "Кубаньгазпром") | Твердый пенообразователь для выноса пластовой жидкости из газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2269644C1 (ru) * | 2004-06-07 | 2006-02-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Установка для изготовления твердых стержней пенообразователей |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МАЗАНОВ С.В. Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин. - Ставрополь, 2006, с.10-20. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2651688C2 (ru) * | 2016-08-12 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины |
| RU2646991C1 (ru) * | 2016-09-07 | 2018-03-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Состав для выноса жидкости из газовых скважин |
| RU2726698C1 (ru) * | 2019-06-10 | 2020-07-15 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Краснодар" | Твердый пенообразующий состав для вспенивания и удаления из низкодебитных скважин газовых месторождений пластовой жидкости и поддержания стабильной эксплуатации газовых скважин |
| RU2814728C1 (ru) * | 2022-10-26 | 2024-03-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Твердый состав для удаления попутной пластовой жидкости из скважин, газовых месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, с целью поддержания их стабильной эксплуатации |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20100056404A1 (en) | Method for treating hydrogen sulfide-containing fluids | |
| CN103189468B (zh) | 烷氧基羧酸盐表面活性剂 | |
| US4215000A (en) | Dissolving barium sulfate scale with aqueous solutions of bicyclic macrocyclic polyethers and organic acid salts | |
| RU2456324C1 (ru) | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины | |
| RU2007145931A (ru) | Очищающая добавка для жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ | |
| JP2005537917A5 (ru) | ||
| CA2595460A1 (en) | Microemulsion containing oil field chemicals useful for oil and gas field applications | |
| PT2640803T (pt) | Agentes espumantes para injecção em poços perfurados | |
| CN102492565B (zh) | 一种清洗剂及其制备工艺与用途 | |
| CN105129893A (zh) | 一种用于萃取h酸母液的高效萃取剂及萃取方法 | |
| BR112019000989B1 (pt) | Método para tratar sulfeto de hidrogênio em uma corrente, e, composição | |
| EP3673030A1 (en) | Elemental sulfur dispersant to control fouling in water systems | |
| RU2612164C2 (ru) | Технологическая смесь для удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и увк, из газовых и газоконденсатных скважин | |
| CN105170016B (zh) | 一种表面活性剂、除油剂及其制备方法 | |
| CN110527348A (zh) | 一种水性转印膜脱膜剂及其制备方法和应用 | |
| RU2659055C1 (ru) | Способ получения и применения длительно действующих реагентов для защиты добывающих нефтяных скважин и сопряженного технологического оборудования от коррозии и солеотложения | |
| RU2657918C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин | |
| RU2412985C1 (ru) | Композиция для отмыва нефтешламов | |
| CN101798149B (zh) | 一种三元复合驱采出水的处理方法 | |
| RU2223298C2 (ru) | Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины | |
| RU2781005C1 (ru) | Состав для изготовления твердых пенообразующих шашек для вспенивания и удаления из скважин газовых месторождений пластового флюида | |
| RU2643051C1 (ru) | Способ удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин | |
| CN112567002A (zh) | 用于辅助采油的基于磺化的内酮的配制品 | |
| CN104194755B (zh) | 超强钳形溶垢液 | |
| SU1458561A1 (ru) | Состав дл удалени жидкости с забо скважин |