твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины

Формула изобретения

Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий поверхностно-активные вещества: неионогенное - ОП-10 или ОП-7, анионоактивное - сульфонол, порошкообразный лигносульфонат, отличающийся тем, что он содержит ОП-10 или ОП-7 и сульфонол в соотношении 3,45 : 1, дополнительно – кристаллическую сульфаминовую кислоту и карбонат натрия, калия или кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ОП-10 или ОП-7 34,0 – 40,0

Сульфонол 9,8 – 11,6

Кристаллическая сульфаминовая кислота 11,0 – 13,0

Карбонат натрия, калия или кальция 4,5 – 6,5

Порошкообразный лигносульфонат Остальное

Описание изобретения к патенту

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.

Наиболее близким по составу к предлагаемому изобретению является состав для удаления жидкости с забоя скважины, приведенный в описании к патенту № 2109928, МПК Е 21 В 43/00, 37/06 (опубл. 27.04.98 г.), содержащий, мас.%:

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

Недостатком указанного пенообразующего состава, взятого 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.

Поставленная задача решается тем, что твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий поверхностно-активные вещества неионогенное - ОП-10 или ОП-7, анионоактивное - сульфонол, порошкообразный лигносульфонат, содержит ОП-10 или ОП-7 и сульфонол в соотношении 3,45:1, дополнительно – кристаллическую сульфаминовую кислоту и карбонат натрия, калия или кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%: ОП-10 или ОП-7 34,0–40,0, сульфонол 9,8–11,6, кристаллическая сульфаминовая кислота 11,0–13,0, карбонат натрия, калия или кальция 4,5–6,5, порошкообразный лигносульфонат остальное.

При растворении кристаллической сульфаминовой кислоты в воде происходит ее взаимодействие с карбонатом натрия (калия или кальция), в результате чего образуются пузырьки углекислого газа, что способствует расположению твердого пенообразующего состава на границе раздела жидкостей вода-конденсат, даже в низкотемпературных скважинах, а при барботировании - более энергичному растворению и перемешиванию. В результате этого повышается пенообразующая способность состава, и вспененная жидкость потоком выносится на поверхность.

Изобретение соответствует критерию “Изобретательский уровень”, так как отличается от прототипа тем, что содержит ОП-10 или ОП-7 и сульфонол в соотношении 3,45:1, дополнительно - кристаллическую сульфаминовую кислоту и карбонат натрия, калия или кальция, что соответствует критерию “новизна”.

Вышеперечисленные признаки позволяют считать заявленный состав твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя скважины новым, не описанным в научно-технической и патентной литературе. Изобретение является промышленно-применимым, так как успешно прошло лабораторные и промысловые испытания.

Твердый пенообразователь готовят путем перемешивания входящих в него ингредиентов в определенной последовательности до однородной массы с последующим формированием стержней, которые доставляют на забой через лубрикатор.

Для получения ПАВ в твердой композиции выбраны порошкообразные лигносульфонаты: КССБ (конденсированная сульфит спиртовая барда) или СДБ (сульфит дрожжевая бражка) или ФХЛС (феррохромлигносульфонат), которые служат и как дополнительные пенообразователи.

Наибольшая чувствительность всех типов поверхностно-активных веществ проявляется к газовому конденсату и, как правило, вспенивание жидкости ухудшается с увеличением содержания конденсата и становится неудовлетворительным для неионогенных ПАВ (ОП-10 или ОП-7) при содержании конденсата свыше 40-50%, а для анионоактивных (сульфонол) - свыше 15-20%. Повышенная минерализация жидкости также в значительной степени снижает пенообразование. Анионные ПАВ взаимодействуют в минерализованной воде с солями кальция и магния, выпадают в осадок, неионогенные - стойкие к действию пластовых вод, однако в присутствии газового конденсата снижают свою пенообразующую способность.

Добавление анионоактивных ПАВ к неионогенным позволило получить смеси практически малочувствительные к действию минерализации и газового конденсата при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,45:1.

Расположению твердого пенообразователя на границе раздела жидкостей вода-конденсат способствуют введенные в состав кристаллическая сульфаминовая кислота и карбонат натрия (калия или кальция), т.к. сульфаминовая кислота при растворении в воде взаимодействует с карбонатом с образованием пузырьков углекислого газа, которые не позволяют твердым ПАВ опуститься на забой.

Na₂CO₃+2НSO₃NH₂ 2NaSO₃NH₂+H₂O+CO₂

К₂СО₃+2НSO₃NН₂ 2КSO₃NH₂+H₂O+СО₂

СаСО₃+2НSO₃NH₂ Са(SO₃NH₂)₂+Н₂О+СО₂

Таким образом, постоянно находясь в зоне работающих интервалов перфорации и постепенно растворяясь, он способствует более эффективному вспениванию и выносу жидкости.

Пример 1

В емкость заливается заданное количество ОП-10 32 мас.%, последовательно, при перемешивании добавляется 13,0 мас.% сульфонола и 55,0 мас.% КССБ до получения однородной массы. Последняя формируется в виде стержней, которые затем сушатся при комнатной температуре 18-24 часа.

Пример 2

В емкость заливается заданное количество ОП-10 40,0 мас.%, последовательно, при перемешивании добавляется 12,0 мас.% кристаллической сульфаминовой кислоты, 6,0 мас.% карбоната натрия и 42 мас.% КССБ до получения однородной массы. Последняя формируется в виде стержней, которые затем сушатся при комнатной температуре 18-24 часа.

Пример 3

В емкость заливается заданное количество ОП-10 34,0 мас.%, последовательно, при перемешивании добавляется 9,9 мас.% сульфонола, 11,0 мас.% кристаллической сульфаминовой кислоты, 4,5 мас.% карбоната натрия и 40,6 мас.% КССБ до получения однородной массы. Последняя формируется в виде стержней, которые затем сушатся при комнатной температуре 18-24 часа.

Пример 4

В емкость заливается заданное количество ОП-10 40,0 мас.%, последовательно, при перемешивании добавляется 11,6 мас.% сульфонола, 13,0 мас.% кристаллической сульфаминовой кислоты, 6,5 мас.% карбоната натрия и 28,9 мас.% КССБ до получения однородной массы. Последняя формируется в виде стержней, которые затем сушатся при комнатной температуре 18-24 часа.

Пример 5

В емкость заливается заданное количество ОП-10 37,0 мас.%, последовательно, при перемешивании добавляется 10,7 мас.% сульфонола, 9,3 мас.% кристаллической сульфаминовой кислоты, 6,1 мас.% карбоната натрия и 36,9 мас.% КССБ до получения однородной массы. Последняя формируется в виде стержней, которые затем сушатся при комнатной температуре 18-24 часа.

Эффективность твердых ПАВ оценивали по кратности образования и устойчивости пены, 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, что способствует более эффективному выносу жидкости (табл. 1, 2).

Применение твердых ПАВ (прототип) в скважинах, когда нижние работающие интервалы перфорации находятся на значительной высоте от искусственного забоя, не представляется возможным, т.к. плотность этих твердых ПАВ выше плотности газоконденсатной смеси, что приводит к их оседанию на забой. Растворы ПАВ, образовавшиеся на забое, не достигают зоны барботажа.

Внедрение данного твердого ПАВ позволит 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.