Пенообразователь для удаления жидкости из скважины

/О ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕН АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ ающийсяышения эффектив- минерализованких температурахо конденсата, содержит дисульщей формулы и добавку, о. тем, что, с1ности удаленной жидкостив присутстви. в качестве дфонатдинафти тлич елью пов я высоко при высогазовог бавки он метан об О Менин компонен" 0-90 И-ф Н 4 или йа Вь ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИ(72) В;И. Шагайденко, К,И. ТолстяА.Н. Бутенко, Г.В. Тимашев,Б.Д. Спивак, А.Е. фролови В.В. Бочаров71) Харьковский ордена Ленинаполитехнический институтим. В.И, Ленина(53) .622.243.541 (.0888 )56) 1. Патент США У 37733110,кл, 166-309, опублик 19732, Авторское свидетельство СССфф 905439, кл; Е 21. В 43/27, 1980(прототип).154)(571 ПЕНООБРАЗОВАТЕЛЬ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ, содержащий алканэтоксисульфаты общейформулыРО(С Н 40)п 5 ОМ,где К - 10 - 14и 801044771 А МО С,в НСН,С Нде М - Йа илй МН 4 при следующем соотн тов, мас.0:АлканзтоксисульфатыуказаннойформулыДисульфо- натдинафтилметануказанной.формулы50 Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам,и может быть использовано для удаления жидкости из газовой скважины, 5Известен пенообразователь дляудаления жидкости из газовой скважины, содержащий оксиалкилсульфонатыщелочного металла13 .Недостатком, данного пенообраэовате ля является низкая пенообразующаяспособность в сильноминерализованной жидкости,Наиболее близким к предлагаемомуявляется пенообразователь для удаления жидкости из газовой скважины,содержащий алканэтоксисульфонатыобщей формулыко(с,н+о)п зо м,где В - 10 - 1 Й;20иМ-МН 4 или Ка,и добавку - А-олефансульфонаты Фракции С 4 О- С 4 я 1.2Недостатком известного составаявляется невысокая эффективностьудаления высокоминерализованнойжидкости при высоких температурахв присутствии газового конденсата,Цель изобретения - повышение, эффективности удаления высокоминералиэованной жидкости при высоких температурах в присутствии газового конденсата.Поставленная цель достигаетсятем, что пенообразователь для удаления жидкости из скважины, содержащийалканэтоксисульфонаты общей формулыо(с н 40)о и,где. р,п=3;40М-МН 4, или Ма,и добавку, в качестве добавки онсодержит дисульфонатдинафтилметанобщей формулыМОБСН 6 СН 2 С,О НфОМ,45где М - йа или НН 4,при следующем соотношении компо;нентов, мас.4:Алканэтокси.сульфонатыуказанной1формулы 10 - 50Дисульфонатдинафтилметанукаэанной55Формулы 50 90Предлагаемый состав готовят путеммеханического перемешивания входящих в него компонентов и применяют .апрактике в виде 0,2-1;83-ных водныхрастворов. Состав проверен на лабораторной установке, которая представляет собой макет скважины, позволяющей поддерживать скоростные и температурные параметры газожидкостногопотока, сравнимые с таковыми в газовой скважине, а также моделироватьизменения термодинамических условийна забое.Изменяя влагосодержание газа припомощи регулирующего устройства,создают условия обводнения скважиннойколонки и определяют количествоудаляемой жидкости ( кг), приходящееся на единицу объема прошедшегочерез скважинную колонку газа ( и ),без ввода поверхностно-активных веществ, а затем при их вводе.Температура на забое колонки вусловиях эксперимента 70 , а на выходе из лифтового канала 20 С. Скорость природного газа в лифтовомканале 1 м/с,Состав поступающей на забой жидкойфазы, мас.3:Высокоминерализсваннаявода . 90Газовый кснденсат(йебелинскоеместорождение) 10Содержание солей в поступающейна забой воде, г/л:йас 1 250СаС 1 40.мдС 1,10Содержание пенообразователя в жидкой фазе 0,5 мас.Ф.В таблице представлены данные лабораторных испытаний предлагаемогопенообразователя при различном содержании компонентов, входящих вего состав, по сравнению с известнымПенолифтом. В экспериментах используют алканэтоксисульфаты натрияобщей формулы ВО(СН 40)п ЯО Иа, гдек включает углеводородный радикалС 4 О - .С 4, С 40 - С , Со - С;П составляет в среднем 3, а такжеалканэтоксисульфаты аммония общейформулы ВО(СН,О)50 ЙН 4, где Квключает углеводородный радикал фракций С ц) С 15Для сокращения написания алкан, этоксисульфаты натрия с длинойуглеводородного радикала С 1-, С 12,-аммониеваяСоль А-на 50 50 10 05 0,8 90 Соль1013) 0 5 1 ф 15 30 Соль А-ам- мониевая 70 Соль (1014)Соль А-аммониевгя 0,8 0 5 50 3 10447 в таблице обозначены "Соль (10-12)ц с длиной углеводородного радикала10-13 - "Соль (10-13)", с длинойуглеводородного оадикала 10 - 14Толь (,10 - 14 )", алканэтоксисуль- . 5 фаты аммония с длиной углеводородного радикала 10 - 14 - "Соль(10- 141 аммониевая". В экспериментах триеваяСоль (10-12)Соль А-аммониевая 714также используют динатрийдисульфо"натдинафтилметан общей формулыМа 05 СОН 6 СНСОН 50 йа (в таблице обозначен "Соль А-натриевая",а также диаммонийдисульфонатдинафтил, метан общей Формулы 1 ГИфп":С 1 рцбСН СвН 50 МН+ (в таблице обозначен1044771 б Составитель И. МурадянРедактор Т. Иермелштейн Техред И.Кузьма Корректор А.Повх Заказ 7489/28 Тираж 603ВНИИПИ Государственного комитета СССРпо делам изобретений и открытий113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5 Подписное филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная,Как следует из таблицы, интенсивность удаления жидкости остается практически постоянной как. при использовании алканэтоксисульфатов, натрия или аммония с длиной углеводородного радикала Сщ - С 1, так и с длиной углеводородного радикала 1 С,1 р - С,1 и С 1 О - С,1 а. Замена в предлагаемой композиции динатрийдисульфонатдинафтилметана на диаммонийдисульфонатдинафтилметан наинтенсивность удаления жидкости практически не влияет.Предлагаемый состав при граничных 5 и средних значениях компонентов посравнению с известным в 5"б раз увеличивает интенсивность удаления высокоминерализованных вод при высоких температурах в присутствии газо О лого конденсата.1