СОСТАВ ЖИДКИХ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может применяться для выноса скопившейся капельной жидкости на забое в процессе эксплуатации или ремонта газовой скважины, эксплуатация которых осложнена наличием гидрато-ледяных пробок в стволе скважины, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений.

Известен облегченный спиртово-солевой раствор для растепления газовых скважин в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород [RU 2560739, опубликовано 20.08.2015]. Использование известного раствора приводит к увеличению минерализации пластовой жидкости, что в последствии приведет к отложениям на внутренней стенке газопровода и технологического оборудования, что негативно повлияет на компрессорное оборудования дожимной компрессорной станции. Также известный раствор из-за повышенной кислотности (РН. больше 7) приведет к увеличению коррозионной активности предлагаемого состава, что сократит срок службы технологического оборудования и трубопроводов.

Известна смесь для удаления жидкого пластового флюида из газоконденсатных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями [RU 2328515, опубликовано 10.07.2008]. Недостатком известного реагента, взятого за прототип, является низкая эффективность выноса жидкости из эксплуатационных газовых скважин с большим зумпфом, возможность гидратообразований при отработке скважины с твердыми поверхностно-активными веществами (ТПАВ) на факел. Низкая скорость растворения ТПАВ со скопившейся в скважине жидкостью. Известная технологическая смесь используется в виде стержней и в виде водного раствора. Недостатками в виде стержней является неработоспособность при больших зумпфах на забое скважин и малых пластовых давлениях, где режим «барботажа» минимален, так как стержни ложатся на забой, ввиду того, что плотность состава стержней значительно выше плотности воды они не производят эффективной работы по вспениванию; возможность образование гидратов при отработке скважины с ТПАВ на факел в зимнее время года; низкая скорость взаимодействия ТПАВ со скопившейся в скважине жидкостью. Недостатками в виде водного раствора: полная неработоспособность в зимнее время года, вызванное замерзанием состава; вспенивание состава при транспортировке и закачке в скважину.Задачей, на решение которой направлено предполагаемое изобретение, является разработка жидкого поверхностно - активного вещества (ЖПАВ) для работы по интенсификации добычи газа из газовых скважин месторождений поздней стадии эксплуатации (содержащих пластовую и конденсационную жидкость) в районах Крайнего Севера, в условиях низких температур, низких пластовых давлений и дебитов, а также возможности использовании ЖПАВ в скважинах с зумпфом более 10 метров.

Поставленная задача решается за счет технического результата, который заключается в достижении плотности состава ЖПАВ ниже плотности воды, что позволяет получить полезную работу по вспениванию поверхностно-активных веществ при больших зумпфах скважин. За счет жидкого агрегатного состояния ЖПАВ, в сравнении с ТПАВ, имеет больший КПД за счет менее прочных межмолекулярных связей в растворе, что обеспечивает более высокие скорости реакции пенообразования с пластовой жидкостью и тем самым сокращает время простоя скважины при ее обработке. Исключен риск выноса на устье нерастворенных элементов ПАВ. Снижен риск вспенивания закачиваемого раствора в затрубное пространство скважины, а также образования гидратов при обработке скважин ЖПАВ в зимнее время года за счет ввода в состав ПАВ ингибитора гидратообразований - метилового спирта.

Технический результат достигается тем, что состав поверхностно-активных веществ для газовых скважин, содержащий поверхностно-активное вещество ОП, Сульфанол - натриевая соль алкилбензосульфокислоты 40% водный раствор по ТУ2481-106-07510508-2005, Трилон Б, метиловый спирт масс. %:

ОП - 27,5÷37,5%;

Сульфанол 40% водный раствор - 20÷10;

Трилон Б - до 2,5%;

Водный раствор метилового спирта - остальное.

Заявляемый состав, состоящий из трех поверхностно-активных веществ (ПАВ) позволяет наблюдать синергетический эффект в виде усиления вспенивающей способности жидкости, скопившейся в скважине, при предлагаемом соотношении компонентов. За счет добавления в раствор ЖПАВ метанола удалось предотвратить замерзание ЖПАВ при отрицательных температурах в зимнее время года. Увеличив долю метанола в растворе ЖПАВ свыше 50%, удалось снизить риск гидратообразований при отработке скважины на факел с применением ЖПАВ (пенообразующая способность ЖПАВ при этом не уменьшилась). При транспортировке к скважине и закачке на забой газовой скважины ЖПАВ - входящий в состав метанол (соотношение 1:1) выполняет функцию пеногасителя и предотвращает замерзание состава при отрицательных температурах окружающей среды. При взаимодействии ЖПАВ с пластовой жидкостью, концентрация метанола кратно снижается (метанол прекращает действовать как пеногаситель), что приводит к активному взаимодействию ПАВ с жидкостью и образованию стойкой пены. Пена снижает поверхностное трение в лифте колонны скважины и увлекает за собой часть воды, как следствие снижается плотность столба водо-пенной эмульсии в стволе скважины, что способствует выносу жидкости на устье. За счет растворенного в пластовой жидкости метанола, при продувке скважины на факел исключено образование гидратообразований в факельной и технологической линиях.

Как показали опытно-промышленные испытания, при концентрации метанола в растворе ЖПАВ менее 50%, при продувке скважины на факельную линию в зимний период времени, растет перепад давления по газопроводу, что обусловлено образованием кристаллогидратов, т.е. концентрации метанола, растворенного в выносимой пластовой жидкости не достаточно, и не обеспечивается безгидратный режим работы скважины.

При концентрации метанола в растворе ЖПАВ более 50% его концентрация при закачке в скважину на условную единицу объема пластовой жидкости остается высока, метанол продолжает действовать пеногасителем поверхностно-активных веществ, что снижает эффективность пенообразования и выноса пластовой жидкости из скважины, поэтому оптимальное соотношение метанола в растворе ЖПАВ определено как 1:1.

Эффективность данного состава была подтверждена испытаниями в лабораторных условиях с применением пластовой жидкости Вынгапуровского газового промысла на стендовой установке, которая моделирует работу в режиме вспенивания ПАВ и выноса жидкости со ствола скважины. В процессе испытаний установлено, что при увеличении массовой доли ОП в растворе свыше 30%, происходит увеличение вязкости ЖПАВ и соответственно возрастает гидродинамическое сопротивление движение ЖПАВ по затрубному пространству скважины, что приводит к увеличению времени простоя скважины. При уменьшении массовой доли ОП в растворе жидких поверхностно -активных веществ ниже 27,5% происходит снижение образование пены и ее стойкости, что снижает эффективность выноса жидкости из скважины.

С целью подбора наиболее оптимального состава пенообразующей жидкости, обеспечивающей наиболее эффективное вспенивание и удаление жидкостей, накапливающихся на забое газовых скважин, были опробованы 6 образцов, отличающиеся разными концентрациями ОП- керосиновый контакт с содержанием сульфокислот не менее 55 %, нейтрализованный NaOH по ГОСТ6948-81 и 40% водного раствора сульфанола. Впоследствии, в водный раствор с каждым образцом был добавлен Трилон Б- Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты. ГОСТ 10652-73 Данные химические реагенты являются наиболее часто используемыми в качестве пенообразующих агентов, но при этом отличаются по своим пенообразующим свойствам: ОП (неионогенное ПАВ) является более универсальным, сульфанол (анионоактивное ПАВ) способствует образованию более стабильной пены и с большей кратностью. При этом сульфанол, при повышении общей минерализации и увеличении концентрации ионов Са и Mg, значительно теряет свои свойства пенообразователя.

Была исследована пенообразующая способность водных растворов смесей этих веществ: В таблице представлены комбинации концентраций исследуемых веществ в смеси:

Плотность смесей меняется от 1,08 г/см3 до 0,89 г/см3 в направлении образцов от №1 к №6. Вязкость увеличивается от образца №1 к образцу №6. Технологически наиболее предпочтительным является раствор с меньшей вязкостью.

Для приготовления растворов была использована проба воды, отобранная из забоя газовой скважины. Химический анализ воды на значимые параметры: общая минерализация - 3586 мг/дм3, Са2⁺ - 676 мг/дм³, Сl^- - 1563 мг/дм³, рН - 7,8.

Было подготовлено 6 растворов по 100 мл с концентрациями образцов смесей:

Создание пены осуществлялось ручным встряхиванием емкости с раствором. Объем образовавшейся пены и ее кратность приведены в таблице:

Стабильность (суммарный объем пены и жидкости через 90 минут), объем жидкости при этом составляет приблизительно 95 мл во всех образцах:

Визуально, в момент после образования пены, дисперсность во всех образцах одинаковая, пены имеют мелкоячеистую структуру с размером ячейки порядка 1 мм. При добавлении динатриевой соли выявилось увеличение пенообразующей способности тех образцов раствора, которые содержали сульфанол. Данное обстоятельство связано с коагулирующим свойством динатриевой соли, способной связывать ионы Са, Mg, чем способствовать повышению эффективности сульфанола в смеси. Объем пены и ее кратность представлены в таблице:

Исследования показали, что наиболее оптимальный состав пенообразующей жидкости представлен в следующих концентрациях рассматриваемых компонентов, содержащий поверхностно-активное вещество ОП, Сульфанол 40% водный раствор, Трилон Б, метиловый спирт масс. %:

ОП - 27,5÷37,5%;

Сульфанол 40% водный раствор - 20÷10;

Трилон Б - до 2,5%;

Водный раствор метилового спирта - остальное.

Предлагаемый состав может использоваться в виде раствора жидких средств для удаления жидкости из газовой скважины. Для ввода раствора в газовую скважину требуется дозировочная установка. Объем предлагаемого раствора, вводимого в газовую скважину, определяют для каждой конкретной скважины отдельно, и зависит от характеристик скважины (пластового давления, объема скопившейся в скважине жидкости, минерализацией жидкости, температуры жидкости, содержания в ней газового конденсата и др.). Достижение технического результата предлагаемым изобретением (составом поверхностно-активных веществ для газовых скважин) оценивалось с помощью коэффициента выноса жидкости (рассчитывается как отношение объема вытесненной жидкости к первоначальному объему жидкости) на основании результатов, полученных по итогам стендовых испытаний предлагаемого состава и прототипа.

Коэффициент выноса жидкости газовой скважины сеноманской залежи Вынгапуровского ГП предлагаемым составом - 0,8%.

Использование предлагаемого раствора позволит увеличить добычу газа из газовых скважин. Предлагаемый состав позволит сократить эксплуатационные расходы при добыче газа и снизить количество продувок скважин.