Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины

Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины

Реферат

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:

m_ПАВ=k_равн·q·V_жид≈k_равн·q·(V_мет+V_скв.ж),

где m_ПАВ - масса ПАВ, кг;

k_равн - коэффициент равномерности поступления жидкости (1,5);

q - выносящая способность ПАВ, кг/м³;

V_жид - объем выносимой жидкости, м³;

V_мет - объем указанного раствора, м³;

V_скв.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:

m_ПАВ=k_равн·q·V_жид≈k_равн·q·(V_мет+V_скв.ж),

где m_ПАВ - масса ПАВ, кг;

k_равн - коэффициент равномерности поступления жидкости (1,5);

q - выносящая способность ПАВ, кг/м³;

V_жид - объем выносимой жидкости, м³;

V_мет - объем указанного раствора, м³;

V_скв.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 m_ПАВ=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 m_ПАВ≈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 m_ПАВ≈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 m_ПАВ=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.

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 формулеm_ПАВ=k_равн·q·V_жид≈k_равн·q·(V_мет+V_скв.ж),где m_ПАВ - масса ПАВ, кг;k_равн - коэффициент равномерности поступления жидкости (1,5);q - выносящая способность ПАВ, кг/м³;V_жид - объем выносимой жидкости, м³;V_мет - объем указанного раствора, м³;V_скв.ж - объем скважинной жидкости, м³.