Badania wpływu środków pieniących na skuteczność wynoszenia wody złożowej z odwiertu

• Autorzy: Kluk Dorota , Steliga Teresa , Bęben Dariusz

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2023.06.06

Warianty tytułu

EN

Research on the effect of foaming agents on the effectiveness of reservoir water removal from the well

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule zaprezentowano badania spienialności wód złożowych za pomocą środków powierzchniowo czynnych (SPCz) o handlowych nazwach BioLight 30/380, BioAcid 30/380 oraz BioCond Plus 30/380. Stosowane SPCz występowały w postaci świec pieniących. Wody poddawane testom pienienia charakteryzowały się różnorodnymi parametrami fizycznymi i chemicznymi, szczególnie pod kątem mineralizacji (260–311 664 mg/dm3 ) i zawartości substancji organicznych (0–102 mg/dm3 ). Testy wpływu środków pieniących na skuteczność spieniania i wynoszenia wód złożowych z odwiertu prowadzono na stanowisku laboratoryjnym symulującym kolumnę wydobywczą gazu ziemnego. Podczas testów pienienia wód złożowych, prowadzonych kolejno z dawkami środków powierzchniowo czynnych: 1,5 g/m3 , 3,0 g/m3 oraz 5,0 g/m3 , wykonywano pomiary: napięcia powierzchniowego wody, objętości wytworzonej piany w funkcji czasu oraz wypienionej wody złożowej. Kryterium wyboru efektywności działania środka powierzchniowo czynnego dla badanej wody było jej skuteczne wynoszenie w strukturze piany z instalacji symulującej zawodniony odwiert gazowy oraz minimalizacja dawki wprowadzanego do wody środka pianotwórczego. Wyniki przeprowadzonych badań laboratoryjnych uzyskane w ramach realizowanej pracy umożliwiły zaproponowanie efektywnie działających środków powierzchniowo czynnych w kontekście spieniania i wynoszenia wód złożowych z odwiertu. W praktyce powiązanie wyników badań laboratoryjnych z rodzajem i dawkowaniem środków pieniących, z właściwościami wody złożowej i parametrami eksploatacji złoża gazu pozwoli na wskazanie, jakie środki i w jakich ilościach mogą w efektywny sposób usprawnić eksploatację danego rodzaju złoża gazu ziemnego. Wyniki prac przyczynią się do zwiększania stopnia sczerpania zasobów geologicznych złóż węglowodorów.

EN

The article presents studies of formation water foamability using surfactants with the trade names BioLight 30/380, BioAcid 30/380 and BioCond Plus 30/380. Foaming candles were used as the surfactants. The waters subjected to foaming tests were characterized by various physical and chemical parameters, especially in terms of mineralization (260–311,664 mg/dm3 ) and the content of organic substances (0–102 mg/dm3 ). Tests of the effect of foaming agents on the effectiveness of foaming and raising formation water from the borehole were carried out on a laboratory stand simulating a natural gas well. During the tests of formation water foaming, carried out successively with surfactants doses of 1.5, 3.0 and 5.0 g/m3 , the following measurements were made: surface tension of water, volume of generated foam as a function of time and foamed formation water. The criterion for choosing the effectiveness of the surfactant for the tested water was: effective removal of water in the form of foam from the installation simulating a flooded gas well and the minimization of the dose of the foaming agent introduced into the water. In practice, linking the results of laboratory tests with the type and dosage of foaming agents, formation water properties and exploitation parameters of gas reservoir will make it possible to indicate which agents and in what quantities can effectively improve the exploitation of a given type of natural gas deposit. The results of the works will contribute to increasing the degree of depletion of geological resources of hydrocarbon deposits.

Słowa kluczowe

PL

odwadnianie odwiertów gazowych; wody złożowe; środki powierzchniowo czynne; napięcie powierzchniowe

EN

gas well deliquification; reservoir waters; surfactants; surface tension

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2023
• Tom: R. 79, nr 6
• Strony: 420--427
• Opis fizyczny: Bibliogr. 14 poz.

Twórcy

autor

Kluk Dorota

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Steliga Teresa

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Bęben Dariusz

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Ajani A., Kelkar M., Sarica C., Pereyra E., 2016. Effect of surfactants on liquid loading in vertical wells. International Journal of Multiphase Flow, 83: 183–201. DOI: 10.1016/j.ijmultiphaseflow.2016.03.019.
• Amani P., Rudolph V., Hurter S., Firouzi M., 2022. Sustainable dewatering of unconventional gas wells using engineered multiphase flow dynamics. Fuel, 324, Part B: 124675. DOI: 10.1016/j.fuel.2022.124675.
• Chang P., Bai B., 2017. An improved method of gas well deliquification using supersonic nozzle. International Journal of Heat and Mass Transfer, 108, Part B: 2262–2272. DOI: 10.1016/j.ijheatmasstransfer.2017.01.054.
• Janocha A., 2014. Zmiany napięcia powierzchniowego zasiarczonej wody złożowej na granicy z powietrzem. Nafta-Gaz, 70(6): 365–369.
• Liang Z., Wang F., Deng X., 2014. A novel technology of combining foam injection and compression to lift liquid in water flooded gas wells. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 19: 147–151. DOI: 10.1016/j.jngse.2014.04.020.
• Martins A., Marino M., Kerem M., Guzman M., 2019. Foam assisted gas lift: the impact of different surfactant delivery methods on oil well performance. SPE Europec featured at 81st EAGE Conference and Exhibition, London, England, UK. DOI: 10.2118/195462-MS.
• Miller R., Liggieri L. (eds.), 2011. Bubble and Drop Interfaces (1st ed.). CRC Press. DOI: 10.1201/b12177.
• Nimwegen A.T. van, Portela L.M., Henkes R.A.W.M., 2018. Modelling of upwards gas-liquid annular and churn flow with surfactants in vertical pipes. International Journal of Multiphase Flow, 105: 1–14. DOI: 10.1016/j.ijmultiphaseflow.2017.09.012.
• Oyewole P.O., Lea J.F., 2008. Artificial lift selection strategy for the life of a gas well with some liquid production. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, USA. SPE-115950-MS. DOI: 10.2118/115950-MS.
• Szpunar T., Budak P., 2012. Ilościowe ujęcie zagadnienia usuwania wody z odwiertów gazowych. Nafta-Gaz, 68(1): 27–31.
• Veeken K., Hinai K., Shanfari A.A., Yamadi A., Zadjali A., Saidi A., Hadhrami H., Daraai T., Mans J., Yousfi I., Hinai H., Wahaibi Y., Musalami K., Medhi R., McIntyre N., Kindi A., Kindi O., Naabi H., Mabsali L., Dhahri H., 2017. Evaluating performance of foamassisted lift in sultanate of Oman by dedicated field testing. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE. DOI: 10.2118/188223-MS.
• Yakhshi-Tafti E., Kumar R., Cho H.J., 2011. Measurement of surface interfacial tension as a function of temperature using pendant drop images. International Journal of Optomechatronics, 5: 393–403. DOI: 10.1080/15599612.2011.633206.
• Zhang P., Guo D., Cao X., Li X., Xia W., Peng W., Bian J., 2022. Foam stability: The key to inhibiting slug generation in gas–liquid flow. Journal of Petroleum Science and Engineering, 218: 110969. DOI: 10.1016/j.petrol.2022.110969.
• Zhang Z., Wang Z., Gao T., Li H., Wang J., Sun B., 2019. Experimental study on the effect of surfactants on the characteristics of gas carrying liquid in vertical churn and annular flows. Journal of Petroleum Science and Engineering, 180: 347–356. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.05.048.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MEiN, umowa nr SONP/SP/546092/2022 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2022-2023).