РЕАГЕНТ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ КОНДЕНСАЦИОННОЙ ЖИДКОСТИ С ПРИМЕСЬЮ ПЛАСТОВОЙ ИЗ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой жидкости.

Известно поверхностно-активное вещество (ПАВ) для удаления конденсационной жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую жидкость, из газовых и газоконденсатных скважин на основе препарата ОС-20 (ГОСТ 10730-82) [RU 2502776 С2, МПК C09K 8/584 (2006.01), опубл. 27.12.2013].

Недостатком данного реагента является длительный срок его растворения в пластовой жидкости, что отрицательно влияет на эффективность работы скважин.

Известен реагент для выноса жидкости из газовых скважин, содержащий полиэтиленгликоль - 4000, мочевину и неионогенное ПАВ при определенном соотношении компонентов [US 4237977 А, МПК C09K 8/584 (2006.01), опубл. 09.12.1980].

Однако известный реагент не обеспечивает необходимые выносные характеристики конденсационной жидкости с примесью пластовой.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка реагента для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из скважин газовых месторождений.

Указанный технический результат достигается тем, что реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин, содержащей неионогенное ПАВ - препарат ПЭГ-4000, дополнительно включает (и это является отличительной особенностью) анионоактивное ПАВ - лаурилсульфат натрия и склеивающее вещество - Камцелл-700, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПЭГ-4000 - 65÷85, лаурил сульфат натрия - 7÷22, Камцелл-700 - 5÷13.

ПЭГ-4000 производится по ТУ 2226-147-05766801-2008 и представляет собой продукт полимеризации окиси этилена с этиленгликолем. Эмпирическая формула H(O-СН₂-СН₂)n-ОН. Внешний вид: чешуйки или воскообразная плотная масса белого, желтоватого или серого цвета, водородный показатель водного раствора с массовой долей 5% рН 5,0÷7,5, кинематическая вязкость при температуре 100°С 78÷160 мм²/с, температура плавления 52÷60°С, гидроксильное число 25,0÷33,0 мг КОН/г, массовая доля сульфатной золы не более 0,5%.

Лаурилсульфат натрия представляет собой натриевую соль лаурилсерной кислоты, анионоактивное ПАВ, амфифильное вещество, производится по ТУ 2481-023-50199225-2002. Химическая формула C₁₂H₂₅SO₄Na. Плотность 1010 кг/м³. Порошок белого цвета. Горюч, температура самовозгорания 310,5°С. Растворимость в воде - не менее 130 г/л (при 20°С). Цвет водного раствора лаурилсульфата натрия - от желтого до желто-коричневого. В водных растворах образует стойкую пену. Биоразлагаемость лаурилсульфата натрия превышает 90%, токсичных продуктов при разложении не образует.

Камцелл-700 производится по ТУ 2231-002-50277563-2000 и представляет собой целлюлозогликолевую кислоту, [C₆H₇O₂(ОН)_3-х(ОСН₂СООН)_х]_n, где х=(0,08÷1,5) - производная целлюлозы, в которой карбоксилметильная группа (-СН₂-СООН) соединяется гидроксильными группами глюкозных мономеров. Является слабой кислотой, бесцветна. Массовая доля воды - не более 10%, растворимость в воде - не менее 97%, рН - 6,5-11.

Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая:

- добавление в состав реагента лаурилсульфата натрия способствует сокращению времени реакции растворения реагента в конденсационной жидкости с примесью пластовой;

- добавление в состав реагента Камцелл-700 позволяет значительно повысить стойкость пены.

Заявляемое в реагенте соотношение компонентов на основе неионогенных и анионоактивных ПАВ и Камцелл-700 при смешивании компонентов обеспечивает усиление вспенивания конденсационной жидкости с примесью пластовой и стойкость образуемой пены из-за синергетического эффекта действия ПАВ и Камцелл-700. При использовании заявляемой смеси образуется легкая стойкая пенная система, способствующая выносу жидкости из скважины.

Исследованиями, лабораторными и промысловыми испытаниями по адаптации реагента к условиям эксплуатации скважин доказаны устойчиво воспроизводимые результаты по эффективному вспениванию конденсационной жидкости с примесью пластовой газовых скважин.

Способ применения реагента на скважине: рабочая жидкость (ЖПАВ) в виде 10%-ного водного раствора или твердые стержни (ТПАВ). Концентрация ПАВ в скважинной жидкости (СЖ) - до 1%, объем подачи ЖПАВ в затрубное пространство скважины - 50÷100 литров на одну скважино-операцию; ТПАВ - 5÷10 единиц на одну скважино-операцию. ТПАВ представляет собой предмет цилиндрической формы с геометрическими размерами 30÷40 см в длину и 3÷4 см в диаметре. Цвет белый, не прозрачный. Плотность 0,95÷0,98 г/см³.

Изготовление ТПАВ происходит следующим образом: берется требуемое количество 65÷85 (мас. %) ПЭГ-4000, который засыпают в котел и нагревают с перемешиванием до 70°С. В полученный расплав добавляют требуемое количество 7÷22 (мас. %) компонента лаурилсульфата натрия и 5÷13 (мас. %) Камцелл-700. Технологическая смесь перемешивается до образования однородной массы. Полученный расплав заливают в металлические формы и охлаждают при температуре 18±1°С. После охлаждения и затвердевания стержней производят их извлечение из металлических матриц и складирование на стеллажах в горизонтальном положении для дальнейшего использования.

Результаты лабораторных испытаний, проведенных по общепринятым методикам, приведены в таблице 1.

Данные таблицы 1 (примеры 3-7) свидетельствуют о высокой эффективности реагента (ПАВ) при использовании в заявляемом соотношении, применение которого обеспечивает наивысшую степень пенообразования конденсационной жидкости с примесью пластовой газовых скважин.

Использование реагента для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин позволит улучшить условия эксплуатации скважин, в которых произошел подъем уровня скважинной жидкости к интервалу перфорации, стабилизировать добычу и получить дополнительные объемы газа, повысить эффективность разработки месторождений за счет снижения эксплуатационных затрат, сокращения количества и объемов продувок скважин, минимизации себестоимости добычи природного газа.