RU2642680C1 - Reagent for removing formation condensation impure liquid from gas wells - Google Patents
Reagent for removing formation condensation impure liquid from gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2642680C1 RU2642680C1 RU2016149996A RU2016149996A RU2642680C1 RU 2642680 C1 RU2642680 C1 RU 2642680C1 RU 2016149996 A RU2016149996 A RU 2016149996A RU 2016149996 A RU2016149996 A RU 2016149996A RU 2642680 C1 RU2642680 C1 RU 2642680C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reagent
- camcell
- sodium lauryl
- lauryl sulfate
- gas wells
- Prior art date
Links
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 238000009833 condensation Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000005494 condensation Effects 0.000 title claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 10
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 10
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229920001030 Polyethylene Glycol 4000 Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000004026 adhesive bonding Methods 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 4
- 241000783730 Thin paspalum asymptomatic virus Species 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VJHCJDRQFCCTHL-UHFFFAOYSA-N acetic acid 2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal Chemical compound CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O VJHCJDRQFCCTHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 239000007767 bonding agent Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- -1 carboxylmethyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N dodecyl hydrogen sulfate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOS(O)(=O)=O MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229940057838 polyethylene glycol 4000 Drugs 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/06—Structured surfactants, i.e. well drilling or treating fluids with a lamellar or spherulitic phase
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
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.The invention relates to the field of gas production, namely, chemical reagents for removing fluid from wells in gas fields, the production of which contains condensation fluid mixed with formation fluid.
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].A surfactant is known for removing condensation fluid containing highly mineralized formation fluid from gas and gas condensate wells based on OS-20 (GOST 10730-82) [RU 2502776 C2, IPC C09K 8/584 (2006.01), publ. . 12/27/2013].
Недостатком данного реагента является длительный срок его растворения в пластовой жидкости, что отрицательно влияет на эффективность работы скважин.The disadvantage of this reagent is the long term of its dissolution in the reservoir fluid, which negatively affects the efficiency of the wells.
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].Known reagent for the removal of fluid from gas wells containing polyethylene glycol - 4000, urea and nonionic surfactants with a certain ratio of components [US 4237977 A, IPC C09K 8/584 (2006.01), publ. 12/09/1980].
Однако известный реагент не обеспечивает необходимые выносные характеристики конденсационной жидкости с примесью пластовой.However, the known reagent does not provide the necessary remote characteristics of the condensation liquid with an admixture of reservoir.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка реагента для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин.The task to which the claimed technical solution is directed is to develop a reagent for removing condensation liquid with an admixture of formation from gas wells.
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.In the implementation of the proposed technical solution, the task is solved by achieving a technical result, which consists in increasing the efficiency of removal of condensation liquid with an admixture of formation from wells in gas fields.
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.The specified technical result is achieved by the fact that the reagent for removing condensation liquid with an admixture of formation from gas wells containing a nonionic surfactant - PEG-4000 preparation, additionally includes (and this is a distinctive feature) anionic surfactant - sodium lauryl sulfate and a bonding agent - Camcell-700, in the following ratio of components, wt. %: PEG-4000 - 65 ÷ 85, sodium lauryl sulfate - 7 ÷ 22, Camcell-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%.PEG-4000 is produced according to TU 2226-147-05766801-2008 and is a polymerization product of ethylene oxide with ethylene glycol. The empirical formula is H (O — CH 2 —CH 2 ) n — OH. Appearance: flakes or waxy dense mass of white, yellowish or gray color, pH of an aqueous solution with a mass fraction of 5% pH 5.0 ÷ 7.5, kinematic viscosity at a temperature of 100 ° C 78 ÷ 160 mm 2 / s, melting point 52 ÷ 60 ° С, hydroxyl number 25.0 ÷ 33.0 mg KOH / g, mass fraction of sulfate ash not more than 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.Sodium lauryl sulfate is a sodium salt of lauryl sulfuric acid, an anionic surfactant, amphiphilic substance, is produced according to TU 2481-023-50199225-2002. The chemical formula is C 12 H 25 SO 4 Na. Density 1010 kg / m 3 . The powder is white. Combustible, spontaneous combustion temperature 310.5 ° С. Solubility in water - at least 130 g / l (at 20 ° C). The color of an aqueous solution of sodium lauryl sulfate is from yellow to tan. In aqueous solutions forms a stable foam. The biodegradability of sodium lauryl sulfate exceeds 90%; it does not form toxic products upon decomposition.
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.Camcell-700 is produced according to TU 2231-002-50277563-2000 and is cellulose glycolic acid, [C 6 H 7 O 2 (OH) 3 (OCH 2 COOH) x ] n , where x = (0.08 ÷ 1 , 5) is a cellulose derivative in which the carboxylmethyl group (—CH 2 —COOH) is joined by hydroxyl groups of glucose monomers. It is a weak acid, colorless. Mass fraction of water - not more than 10%, solubility in water - not less than 97%, pH - 6.5-11.
Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая:The causal relationship between the essential features of the proposed technical solution and the technical result is as follows:
- добавление в состав реагента лаурилсульфата натрия способствует сокращению времени реакции растворения реагента в конденсационной жидкости с примесью пластовой;- the addition of sodium lauryl sulfate to the composition of the reagent helps to reduce the reaction time of the dissolution of the reagent in the condensation liquid with an admixture of formation;
- добавление в состав реагента Камцелл-700 позволяет значительно повысить стойкость пены.- the addition of Camcell-700 to the reagent can significantly increase the resistance of the foam.
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.The ratio of the components based on nonionic and anionic surfactants and Camcell-700 when mixing the components provides enhanced foaming of the condensation liquid with an admixture of the formation and the stability of the foam formed due to the synergistic effect of the surfactant and Camcell-700. When using the inventive mixture, a light stable foam system is formed that promotes the removal of fluid from the well.
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.Research, laboratory and field tests on the adaptation of the reagent to the operating conditions of the wells have proven stably reproducible results on the effective foaming of condensation liquid with an admixture of reservoir gas wells.
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.The method of application of the reagent at the well: working fluid (ZhPAV) in the form of a 10% aqueous solution or solid rods (TPAV). The concentration of surfactants in the borehole fluid (LF) is up to 1%, the volume of supply of the surfactants to the annulus of the well is 50 ÷ 100 liters per well operation; TPAV - 5 ÷ 10 units per well operation. TPAV is a cylindrical object with geometric dimensions of 30 ÷ 40 cm in length and 3 ÷ 4 cm in diameter. Color is white, not transparent. The density of 0.95 ÷ 0.98 g / cm 3 .
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.The manufacture of TPAF is as follows: the required amount of 65 ÷ 85 (wt.%) PEG-4000 is taken, which is poured into the boiler and heated with stirring to 70 ° C. The required amount of 7 ÷ 22 (wt.%) Component of sodium lauryl sulfate and 5 ÷ 13 (wt.%) Of Camcell-700 are added to the obtained melt. The technological mixture is mixed until a homogeneous mass is formed. The resulting melt is poured into metal molds and cooled at a temperature of 18 ± 1 ° C. After cooling and hardening of the rods, they are removed from the metal matrices and stored on racks in a horizontal position for further use.
Результаты лабораторных испытаний, проведенных по общепринятым методикам, приведены в таблице 1.The results of laboratory tests carried out according to generally accepted methods are shown in table 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.The data of table 1 (examples 3-7) indicate a high efficiency of the reagent (surfactant) when used in the claimed ratio, the use of which provides the highest degree of foaming of condensation liquid with an admixture of reservoir gas wells.
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.The use of a reagent to remove condensation fluid with an admixture of formation from gas wells will improve the operating conditions of the wells in which the level of the wellbore fluid rises to the perforation interval, stabilize production and obtain additional volumes of gas, increase the efficiency of field development by reducing operating costs, reducing the number and volumes of purging wells, minimizing the cost of natural gas production.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016149996A RU2642680C1 (en) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | Reagent for removing formation condensation impure liquid from gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016149996A RU2642680C1 (en) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | Reagent for removing formation condensation impure liquid from gas wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2642680C1 true RU2642680C1 (en) | 2018-01-25 |
Family
ID=61023787
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016149996A RU2642680C1 (en) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | Reagent for removing formation condensation impure liquid from gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2642680C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2758301C1 (en) * | 2020-07-30 | 2021-10-28 | Общество с ограниченной ответственностью "РГМ-Нефть-Газ-Сервис" | Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop |
| RU2814728C1 (en) * | 2022-10-26 | 2024-03-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Solid composition for removing associated formation fluid from wells, gas fields in final stage of development, in order to maintain their stable operation |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4237977A (en) * | 1979-02-02 | 1980-12-09 | Skyline Products Ltd. | Removal of water from gas well borehole with solid foaming agent |
| SU1298356A1 (en) * | 1985-07-12 | 1987-03-23 | Харьковский политехнический институт им.В.И.Ленина | Foaming composition for removing fluid fromoil and gas wells |
| SU1710705A1 (en) * | 1989-08-04 | 1992-02-07 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Method for fluid removal from gas well bottomhole |
| RU2314331C1 (en) * | 2006-05-31 | 2008-01-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Solid phase-free well killing fluid |
| RU2502776C2 (en) * | 2011-07-15 | 2013-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Reagent for removal of formation fluid containing high-mineralised formation water from gas and gas-condensate wells |
-
2016
- 2016-12-19 RU RU2016149996A patent/RU2642680C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4237977A (en) * | 1979-02-02 | 1980-12-09 | Skyline Products Ltd. | Removal of water from gas well borehole with solid foaming agent |
| SU1298356A1 (en) * | 1985-07-12 | 1987-03-23 | Харьковский политехнический институт им.В.И.Ленина | Foaming composition for removing fluid fromoil and gas wells |
| SU1710705A1 (en) * | 1989-08-04 | 1992-02-07 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Method for fluid removal from gas well bottomhole |
| RU2314331C1 (en) * | 2006-05-31 | 2008-01-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Solid phase-free well killing fluid |
| RU2502776C2 (en) * | 2011-07-15 | 2013-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Reagent for removal of formation fluid containing high-mineralised formation water from gas and gas-condensate wells |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Технические условия ТУ 2226-147-05766801-2008 Полиэтиленгликоль, 2008. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2758301C1 (en) * | 2020-07-30 | 2021-10-28 | Общество с ограниченной ответственностью "РГМ-Нефть-Газ-Сервис" | Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop |
| RU2814728C1 (en) * | 2022-10-26 | 2024-03-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Solid composition for removing associated formation fluid from wells, gas fields in final stage of development, in order to maintain their stable operation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2828519A1 (en) | Foaming composition with wettability modifying and corrosion inhibitory properties for high temperature and ultra-high salinity | |
| BR112014025618B1 (en) | Foam containing water and viscous composition containing water | |
| KR100695712B1 (en) | Bis (3-alkoxyalkan-2-ol) sulfides, sulfones and sulfoxides: new surfactants | |
| US11225857B2 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
| CN112251208A (en) | Oil displacement surfactant for high-temperature high-salt oil reservoir and preparation method and application thereof | |
| RU2642680C1 (en) | Reagent for removing formation condensation impure liquid from gas wells | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2612164C2 (en) | Process blend for removal of formation fluid containing highly mineralised produced water and hydrocarbon condensate from gas and gas-condensate wells | |
| RU2657918C1 (en) | Reagent for removing condensation liquid from gas wells | |
| BR112017007621B1 (en) | ULTRA-HIGH SALINITY SURFACE-ACTIVE COMPOSITION | |
| RU2158155C1 (en) | Fire-extinguishing foaming composition | |
| RU2612773C1 (en) | Compound for enhanced oil recovery | |
| RU2456324C1 (en) | Solid foaming agent for removal of liquid from bottom hole | |
| CN104968758A (en) | Highly concentrated anhydrous amine salts of hydrocarbon alkoxysulfates, uses thereof and methods of using aqueous diluents of the salts | |
| RU2758301C1 (en) | Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop | |
| US20150252247A1 (en) | High active flowable surfactant blends for enhanced oil recovery | |
| RU2328515C2 (en) | Technologic mixture for removing liquid stratal fluid from condensate well with abnormally low formation pressure | |
| RU2123588C1 (en) | Compound for treating bottom-hole zone of bed | |
| CN104144744B (en) | The derivant of three (2-hydroxy phenyl) methane, its preparation and the purposes in prepared by oil thereof | |
| RU2626475C1 (en) | Composition and method of solid foaming agent preparation for liquid removal from the gas and gas condensate wells bottomholes | |
| RU2814728C1 (en) | Solid composition for removing associated formation fluid from wells, gas fields in final stage of development, in order to maintain their stable operation | |
| RU2386666C1 (en) | Acidic composition for processing low-permeability terrigenous reservoirs | |
| RU2652409C1 (en) | Acid composition for processing the surface zone of carbonate formation | |
| RU2553816C1 (en) | Gelling composition, dry mixture and methods of its preparation | |
| RU2373252C1 (en) | Blocking liquid for well plugging with abnormally low formation pressure |