RU2456326C1 - Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины - Google Patents
Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2456326C1 RU2456326C1 RU2011112415/03A RU2011112415A RU2456326C1 RU 2456326 C1 RU2456326 C1 RU 2456326C1 RU 2011112415/03 A RU2011112415/03 A RU 2011112415/03A RU 2011112415 A RU2011112415 A RU 2011112415A RU 2456326 C1 RU2456326 C1 RU 2456326C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- surfactant
- gas well
- well
- compound
- Prior art date
Links
Landscapes
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения гидратообразования и удаления жидкости с высокой 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 - создание состава комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины, предотвращающего вспенивание закачиваемой среды при ее подаче на забой скважины и гидратообразование по стволу газовой скважины и в наземном оборудовании при выносе жидкости на поверхность и обеспечивающего высокую эффективность удаления высокоминерализованных вод в присутствии газа и газового конденсата с забоев низкотемпературных газовых скважин. Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины включает 70%-ный водный раствор метанола и смесь поверхностно-активных веществ - ПАВ: неионогенного - ОП-10 и анионоактивного - сульфонола при их соотношении 4:1 соответственно, где количество указанной смеси выбирают по приведенной расчетной формуле. 1 табл.
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения гидратообразования и удаления жидкости с высокой 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 предотвращения гидратообразования в виде чистого метанола (ВРД 39-1.13-051-2001. Инструкция по нормированию расхода и расчету выбросов метанола для объектов ОАО «Газпром»). Однако его применение не обеспечивает выноса скапливаемой на забое газовой скважины жидкости.
Известно множество реагентов для выноса водоконденсатной смеси из газовой скважины (см., например, а.с. СССР №905439, МПК Е21В 43/27, опубл. 15.02.1982; а.с. СССР №1609812, МПК5 С09К 7/08, опубл. 30.11.1990; патент РФ №2134775, МПК6 Е21В 43/22, опубл. 20.08.1999 и др.). Однако они не обладают свойствами предотвращать гидратообразование и при закачке могут образовывать пены, которые трудно подаются на забой скважины.
Задачей заявляемого изобретения является создание состава комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины, предотвращающего вспенивание закачиваемой среды при ее подаче на забой скважины и гидратообразование по стволу газовой скважины и в наземном оборудовании при выносе жидкости на поверхность и обеспечивающего высокую эффективность удаления высокоминерализованных вод в присутствии газа и газового конденсата с забоев низкотемпературных газовых скважин.
Поставленная задача решается тем, что состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины включает 70%-ный водный раствор метанола и смесь поверхностно-активных веществ - ПАВ: неионогенного - ОП-10 и анионоактивного - сульфонола при их соотношении 4:1 соответственно, где количество указанной смеси выбирают по формуле:
mПАВ=kравн·q·Vжид≈kравн·q·(Vмет+Vскв.ж),
где mПАВ - масса ПАВ, кг;
kравн - коэффициент равномерности поступления жидкости (1,5);
q - выносящая способность ПАВ, кг/м3;
Vжид - объем выносимой жидкости, м3;
Vмет - объем указанного раствора, м3;
Vскв.ж - объем скважинной жидкости, м3.
Заявляемый состав получают простым смешиванием всех компонентов при обычных условиях непосредственно перед обработкой газовой скважины. Для этого все компоненты заявляемого состава интенсивно перемешиваются, завозятся на скважину и посредством насосной техники, например, агрегата ЦА-320, через колонну насосно-компрессорных труб подаются на забой газовой скважины.
Водный раствор метанола при концентрации выше 50% обладает хорошими пеногасительными свойствами и не дает образоваться пене в процессе закачки заявляемого состава на забой газовой скважины. При этом применение водно-метанольных растворов при концентрациях выше 70% невозможно из-за нерастворимости в них сульфонола. Метанол вводится в количествах, достаточных для предотвращения гидратообразования газа в стволе скважины и в технологических трубопроводах при его транспортировке до установки комплексной подготовки газа. Количество метанола должно быть достаточным для предотвращения гидратообразования, а количество ПАВ - достаточным для удаления всей жидкости из ствола скважины. При высокой температуре окружающей среды, т.е. в отсутствие гидратообразования, можно использовать большее количество ПАВ. Конкретное количество метанола определяется необходимостью предотвращать гидратообразование при существующих условиях согласно упомянутому в разделе «Уровень техники» ВРД 39-1.13-051-2001. Применение 70%-ного водного раствора метанола предотвращает пенообразование при закачке. Количество ПАВ, необходимого для удаления поступающей скважинной жидкости, определяют по формуле:
mПАВ=kравн·q·Vжид≈kравн·q·(Vмет+Vскв.ж),
где mПАВ - масса ПАВ, кг;
kравн - коэффициент равномерности поступления жидкости (1,5);
q - выносящая способность ПАВ, кг/м3;
Vжид - объем выносимой жидкости, м3;
Vмет - объем указанного раствора, м3;
Vскв.ж - объем скважинной жидкости, м3.
Например, для предотвращения гидратообразования для скважины 196 Вуктыльского НГКМ нормативный расход метанола (плотностью 810 кг/м3) составляет 0,16 м3 при дебите до 40 тыс. м3 газа. Средний объем выносимой жидкости на данной скважине составляет 1,2 м3. Отсюда, при выносящей способности ПАВ 1 кг/м3, масса ПАВ будет равна mПАВ=1,5·1·1,2=1,8 кг. Так как используется 70%-ный раствор метанола, то масса раствора равна 0,16·810/0,7=185 кг. Исследования показали, что средний объем скважинной жидкости на данной скважине составляет 1,1 м3. Учитывая, что плотность 70%-ного раствора метанола составляет 920 кг/м3, объем раствора будет равен 185 / 920=0,2 м3. Следовательно, масса ПАВ будет равна mПАВ≈1,5·1·(0,2+1,1)=1,95 кг, что показывает применимость формулы, предлагаемой для расчета массы ПАВ, необходимой для обработки призабойной зоны газовой скважины с целью удаления скапливаемой на забое жидкости.
Например, для предотвращения гидратообразования для скважины 271 Вуктыльского НГКМ нормативный расход метанола (плотностью 810 кг/м3) составляет 0,21 м3 при дебите 47 тыс. м3 газа. Средний объем скважинной жидкости на данной скважине составляет 1,5 м3. Так как используется 70%-ный раствор метанола, то масса раствора равна 0,21·810/0,7=243 кг. Учитывая, что плотность 70%-ного раствора метанола составляет 920 кг/м3, объем раствора будет равен 243 / 920=0,26 м3. Отсюда, при выносящей способности ПАВ 1 кг/м3, масса ПАВ будет равна mПАВ≈1,5·1·(0,26+1,5)=2,6 кг. Исследования показали, что средний объем выносимой жидкости на данной скважине составляет 1,6 м3. Следовательно, масса ПАВ будет равна mПАВ=1,5·1·1,6=2,4 кг, что также, как и в первом примере, показывает применимость формулы, предлагаемой для расчета массы ПАВ, необходимой для обработки призабойной зоны газовой скважины с целью удаления скапливаемой на забое жидкости.
С целью подтверждения оптимальности количественных соотношений компонентов заявляемого состава были проведены его лабораторные исследования с использованием газового конденсата Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения и скважинной жидкости с минерализацией 200 г/л (см. табл.).
| Таблица | ||||||
| Результаты лабораторных исследований заявляемого состава по выносу жидкости | ||||||
| № п/п | Масса компонентов, кг | Содержание метанола в растворе, кг | Первичное ценообразование | Выносимая жидкость | ||
| ОП-10 | сульфонол | конденсат, % | объем, % | |||
| 1 | 1 | 0,25 | 70 | Отсутствует | 0 | 100 |
| 2 | 1 | 0,25 | 60 | Отсутствует | 20 | 100 |
| 3 | 4 | 1 | 50 | Слабое | 50 | 97 |
| 4 | 4 | 1 | 40 | Хорошее | 50 | 95 |
| 5 | 0 | 1 | 0 | Хорошее | 0 | 85 |
| 6 | 0 | 1 | 0 | Хорошее | 20 | 20 |
| 7 | 0 | 1 | 0 | Хорошее | 50 | 0 |
| 8 | 0 | 0 | >90 | Отсутствует | 0 | 0 |
Исходя из данных, представленных в таблице, следует отметить, что применение заявляемого состава на конкретных газовых скважинах позволит предотвратить вспенивание закачиваемой среды при ее подаче на забой скважины и гидратообразование по стволу газовой скважины и в наземном оборудовании при выносе жидкости на поверхность и обеспечит высокую эффективность удаления высокоминерализованных вод в присутствии газа и газового конденсата с забоев низкотемпературных газовых скважин.
Claims (1)
- Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины, включающий 70%-ный водный раствор метанола и смесь поверхностно-активных веществ - ПАВ:неионогенного - ОП-10 и анионоактивного - сульфонола при их соотношении 4:1 соответственно, где количество указанной смеси выбирают по формуле
mПАВ=kравн·q·Vжид≈kравн·q·(Vмет+Vскв.ж),
где mПАВ - масса ПАВ, кг;
kравн - коэффициент равномерности поступления жидкости (1,5);
q - выносящая способность ПАВ, кг/м3;
Vжид - объем выносимой жидкости, м3;
Vмет - объем указанного раствора, м3;
Vскв.ж - объем скважинной жидкости, м3.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011112415/03A RU2456326C1 (ru) | 2011-03-31 | 2011-03-31 | Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011112415/03A RU2456326C1 (ru) | 2011-03-31 | 2011-03-31 | Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2456326C1 true RU2456326C1 (ru) | 2012-07-20 |
Family
ID=46847391
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011112415/03A RU2456326C1 (ru) | 2011-03-31 | 2011-03-31 | Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2456326C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2732900C1 (ru) * | 2020-02-17 | 2020-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Иркутская нефтяная компания" (ООО "ИНК") | Состав для ингибирования гидратообразования |
Citations (9)
| 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 |
| SU905439A1 (ru) * | 1980-03-07 | 1982-02-15 | Предприятие П/Я А-1785 | Пенообразующий состав дл очистки скважин "пенолифт"-2 |
| SU1198191A1 (ru) * | 1983-01-11 | 1985-12-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Реагент дл удалени жидкости с забо газовых скважин |
| SU1609812A1 (ru) * | 1988-05-10 | 1990-11-30 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Пенообразующий состав дл удалени жидкости из газовых скважин |
| SU1643707A1 (ru) * | 1988-07-29 | 1991-04-23 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Способ разработки газоконденсатного месторождени с нефт ной оторочкой |
| RU2100585C1 (ru) * | 1995-05-17 | 1997-12-27 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2134775C1 (ru) * | 1997-07-30 | 1999-08-20 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Реагент для выноса водоконденсатной смеси из скважины |
| UA66263A (en) * | 2003-09-12 | 2004-04-15 | Plast Closed Joint Stock Compa | A composition for processing the hole-bottom zone of gas and gas condensate boreholes |
| RU2248443C1 (ru) * | 2003-11-10 | 2005-03-20 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" ОАО ТомскНИПИнефть ВНК | Способ удаления жидкости из скважины |
-
2011
- 2011-03-31 RU RU2011112415/03A patent/RU2456326C1/ru active
Patent Citations (9)
| 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 |
| SU905439A1 (ru) * | 1980-03-07 | 1982-02-15 | Предприятие П/Я А-1785 | Пенообразующий состав дл очистки скважин "пенолифт"-2 |
| SU1198191A1 (ru) * | 1983-01-11 | 1985-12-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Реагент дл удалени жидкости с забо газовых скважин |
| SU1609812A1 (ru) * | 1988-05-10 | 1990-11-30 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Пенообразующий состав дл удалени жидкости из газовых скважин |
| SU1643707A1 (ru) * | 1988-07-29 | 1991-04-23 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Способ разработки газоконденсатного месторождени с нефт ной оторочкой |
| RU2100585C1 (ru) * | 1995-05-17 | 1997-12-27 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2134775C1 (ru) * | 1997-07-30 | 1999-08-20 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Реагент для выноса водоконденсатной смеси из скважины |
| UA66263A (en) * | 2003-09-12 | 2004-04-15 | Plast Closed Joint Stock Compa | A composition for processing the hole-bottom zone of gas and gas condensate boreholes |
| RU2248443C1 (ru) * | 2003-11-10 | 2005-03-20 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" ОАО ТомскНИПИнефть ВНК | Способ удаления жидкости из скважины |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2732900C1 (ru) * | 2020-02-17 | 2020-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Иркутская нефтяная компания" (ООО "ИНК") | Состав для ингибирования гидратообразования |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2970748B1 (en) | Foamers for liquid removal | |
| US20100044049A1 (en) | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
| MX2012014076A (es) | Solubilizacion de tensoactivos de dioxido de carbono supercritico para recuperacion de aceite mojado. | |
| US20200095490A1 (en) | Methods and systems for neutralizing hydrogen sulfide during drilling | |
| CN106433594A (zh) | 一种抗冻型泡沫排水剂及其制备方法 | |
| EP3556823A1 (en) | Method of slickwater fracturing | |
| US8997896B2 (en) | Oil-based drilling fluid recovery and reuse | |
| US20090242201A1 (en) | System and method for polymer distribution to well sites | |
| RU2456326C1 (ru) | Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины | |
| US20160251566A1 (en) | Systems and methods of treating water used for hydraulic fracturing | |
| Ayirala et al. | SmartWater based synergistic technologies for enhanced oil recovery | |
| CN110272726B (zh) | 一种油田压裂用发泡返排剂及其应用 | |
| US12246975B2 (en) | Carbon sequestration systems in conjunction with oil and gas operations | |
| US20240083788A1 (en) | System for friction reduction with carbon sequestration | |
| CN111088009B (zh) | 强化耐油泡沫排水剂组合物及其制备方法和排水采气方法 | |
| RU2713830C2 (ru) | Способ получения и подачи высококачественной жидкости для гидроразрыва пласта | |
| CA2592717C (en) | System and method for polymer distribution to well sites | |
| RU2717860C1 (ru) | Композиция для ликвидации гидратных пробок | |
| RU2461702C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) | |
| US20110198081A1 (en) | Hydrocarbon recovery enhancement methods using low salinity carbonated brines and treatment fluids | |
| Bava et al. | Evaluation of defoamer chemistries for deepwater drilling and cementing applications | |
| Al-Darweesh et al. | The effect of corrosion inhibitor chemistry on rheology and stability of CO2 and N2 acidic foam under harsh conditions | |
| RU2236576C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта | |
| US20180312743A1 (en) | Gel hydration units with pneumatic and mechanical systems to reduce channeling of viscous fluid | |
| CN110846017A (zh) | 一种用于油气藏酸化压裂增产措施的酸性清洁压裂液 |