Пенообразующий состав



Пенообразующий состав
Пенообразующий состав

 


Владельцы патента RU 2531708:

Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа (НИПИНГ) (AZ)

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано при освоении нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, вводимых в эксплуатацию как после бурения, так и после работ по капитальному ремонту, а также для выравнивания фронта вытеснения нефти при вторичных методах добычи нефти, в частности при нагнетании воды в нефтяной пласт.

Задачей изобретения является разработка пеноообразующего состава, позволяющего увеличить устойчивость во времени и повысить механическую прочность пенной системы. Сущность изобретения состоит в том, что пенообразующий состав, включающий карбоксиметилцеллюлозу, поверхностно-активное вещество, сульфат алюминия и воду, дополнительно содержит тетраборат натрия, а в качестве поверхностно-активного вещества - сульфанол при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза 3-6 Сульфанол 2-2,5 Алюминия сульфат 0,5-0,75 Тетраборат натрия 0,1-0,3 Вода остальное

1 табл.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано при освоении нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, вводимых в эксплуатацию как после бурения, так и после работ по капитальному ремонту, а также для выравнивания фронта вытеснения нефти при вторичных методах добычи нефти, в частности при нагнетании воды в нефтяной пласт.

Известен пенообразующий состав для освоения скважин, содержащий пенообразующее поверхностно-активное вещество (ПАВ) 1-2; NaOH 3-5; водно-спиртовый раствор метилсиликоната натрия (ГКК-11) 1-3; метанол 20-30; вода - остальное (1). В качестве ПАВ рекомендуется использовать, например, ДС-РАС или ОП-10.

Однако пена, образованная из указанного известного состава, характеризуется недостаточной устойчивостью во времени (не более 5 часов), следовательно, и механической прочностью. Кроме того, указанный состав является многокомпонентным и содержит в своем составе дефицитные химические реагенты.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по сходной совокупности признаков и назначению является пенообразующий состав для освоения скважин, содержащий, мас.%: (2)

Хлорид аммония 30,0-35,4
Нитрит щелочного или щелочноземельного металла 38,8-45,7
Галогенид или сульфат железа или алюминия 11,2-22,5
Карбоксиметилцеллюлоза или полиакриламид 0,3-0,8
Поверхностно-активное вещество 0,04-0,5
Вода остальное

Однако указанный известный состав не обеспечивает получение устойчивой и механически прочной пены. Образующаяся из этого состава пена остается не более 2-х часов, причем расслоение ее наступает уже через 30 мин. В результате этого при использовании известного состава, например при освоении скважин, невозможно создать строго заданных депрессий на пласт, а также невозможно обеспечить создание управляемого снижения уровня жидкости в скважине во времени.

Задачей изобретения является разработка пенообразующего состава для нефтегазодобычи, позволяющего увеличить устойчивость во времени и повысить механическую прочность пенной системы.

Сущность изобретения состоит в том, что пенообразующий состав для нефтегазодобычи, включающий карбоксиметилцеллюлозу, сульфанол, сульфат алюминия и воду, дополнительно содержит тетраборат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза 3-6
Сульфанол 2-2,5
Алюминия сульфат 0,5-0,75
Тетраборат натрия 0,1-0,3
Вода остальное

КМЦ используют по ТУ 2231-002-5027756300, сульфат алюминия технический очищенный ТУ 2141-002-59662222-07, сульфанол ТУ 2481-014-50685486-2005,тетраборат натрия по ГОСТ 8429-77.

Использование дополнительно тетрабората натрия в качестве стабилизатора позволяет решить поставленную задачу и увеличить механическую прочность и устойчивость пенной системы.

Пенообразующий состав для нефтегазодобычи готовится добавлением к рассчитанному объему воды сухого полимера при постоянном перемешивании на лабораторной мешалке до полного растворения, в полученный раствор вводят сульфанол, сульфат алюминия и тетраборат натрия (бура).

Изобретение иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1: Готовят пенообразующий состав для нефтегазодобычи следующего состава, масс %:

КМЦ 600/83 5,0
Сульфанол 2,0
Алюминия сульфат 0,5
Тетраборат натрия 0,1
Вода 92,4

В 92,4 мл воды добавляют 5 г сухого полимера марки КМЦ 600. На лабораторной мешалке перемешивают до полного растворения. В полученный раствор вводят сульфанол в количестве 2 г, при постоянном перемешивании вводят 0.5 г алюминия сульфата, 0,1 г буры и перемешивают около 5-6 мин.

Плотность пены составляет 0.715 г/см3, стабильность пенной системы составляет 40 дней при кратности пены 1,35.

Пример 2: Готовят пенообразующий состав для нефтегазодобычи следующего состава, мас.%:

КМЦ 700/83 5,0
Сульфанол 2,0
Алюминия сульфат 0,5
Тетраборат натрия 0,1
Вода 92,4

В 92,4 мл воды добавляют 5 г сухого полимера марки КМЦ 700. На лабораторной мешалке перемешивают до полного растворения. В полученный раствор вводят сульфанол в количестве 2 г, при постоянном перемешивании вводят 0.5 г алюминия сульфата, 0,1 г буры и перемешивают около 5-6 мин.

Плотность пены составляет 0.605 г/см3, стабильность пенной системы составляет 37 дней при кратности пены 1,45.

Пример 3: Готовят пенообразующий состав для нефтегазодобычи следующего состава, мас.%:

КМЦ 800/84 5,0
Сульфанол 2,0
Алюминия сульфат 0,5
Тетраборат натрия 0,2
Вода 92,3

В 92,3 мл воды добавляют 5 г сухого полимера марки КМЦ 800. На лабораторной мешалке перемешивают до полного растворения. В полученный раствор вводят сульфанол в количестве 2 г, при постоянном перемешивании вводят 0.5 г алюминия сульфата, 0,2 г буры и перемешивают около 5-6 мин.

Плотность пены составляет 0.572 г/см3, стабильность пенной системы составляет 36 дней при кратности пены 1,75.

Пример 4: Готовят пенообразующий состав для нефтегазодобычи следующего состава, мас.%:

КМЦ 1000/85 4,0
Сульфанол 2,0
Алюминия сульфат 0,6
Тетраборат натрия 0,2
Вода 93,2

В 93,2 мл воды добавляют 4 г сухого полимера марки КМЦ 1000. На лабораторной мешалке перемешивают до полного растворения. В полученный раствор вводят сульфанол в количестве 2 г, при постоянном перемешивании вводят 0.6 г алюминия сульфата, 0,2 г буры и перемешивают около 5-6 мин.

Плотность пены составляет 0.637 г/см3, стабильность пенной системы составляет 32 дня при кратности пены 1,6.

Пример 5: Готовят пенообразующий состав для нефтегазодобычи следующего состава, мас.%:

КМЦ 420/70 3,0
Сульфанол 2,0
Алюминия сульфат 0,75
Тетраборат натрия 0,2
Вода 94,05

В 94,05 мл воды добавляют 3 г сухого полимера марки КМЦ 1000. На лабораторной мешалке перемешивают до полного растворения. В полученный раствор вводят сульфанол в количестве 2 г, при постоянном перемешивании вводят 0.75 г алюминия сульфата, 0,2 г буры и перемешивают около 5-6 мин.

Плотность пены составляет 0.54 г/см3, стабильность пенной системы составляет 40 дней при кратности пены 1,87.

Результаты проведенных экспериментов приведены в таблице 1.

Использование тетрабората натрия эффективно исключительно в предложенном диапазоне, при более высоких и низких концентрациях поставленная задача не достигается, то есть устойчивость и механическая прочность пенной системы остается практически неизменной, данное утверждение иллюстрируется следующими примерами.

Пример 15: Готовят пенообразующий состав для нефтегазодобычи следующего состава, мас.%:

КМЦ 600/83 5,0
Сульфанол 2,0
Алюминия сульфат 0.75
Тетраборат натрия 0,05
Вода 92,2

В 92,2 мл воды добавляют 5 г сухого полимера марки КМЦ 600. На лабораторной мешалке перемешивают до полного растворения. В полученный раствор вводят сульфанол в количестве 2 г, при постоянном перемешивании вводят 0.3 г алюминия сульфата, 0,05 г буры и перемешивают около 5-6 мин.

Плотность пены составляет 0.6 г/см3, стабильность пенной системы составляет 1 день при кратности пены 1.15.

Пример 16: Готовят пенообразующий состав для нефтегазодобычи следующего состава, масс %:

КМЦ 600/83 5,0
Сульфанол 2,0
Алюминия сульфат 0,5
Тетраборат натрия 0,4
Вода 92,1

В 92,1 мл воды добавляют 5 г сухого полимера марки КМЦ 600. На лабораторной мешалке перемешивают до полного растворения. В полученный раствор вводят сульфанол в количестве 2 г, при постоянном перемешивании вводят 0.8 г алюминия сульфата, 0,4 г буры и перемешивают около 5-6 мин.

Плотность пены составляет 0.6 г/см3, стабильность пенной системы составляет 2 дня при кратности пены 1.18.

Предложенный пенообразующий состав для нефтегазодобычи увеличивает устойчивость во времени и повышает механическую прочность пенной системы.

Список использованной литературы

1. А.С. СССР 853092, E21B 43/25, 1979 г.

2. Патент РФ 2047639, C09K 7/08, 1995 г.

Пенообразующий состав для нефтегазодобычи, включающий карбоксиметилцеллюлозу, сульфанол, сульфат алюминия и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит тетраборат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза 3-6
Сульфанол 2-2,5
Сульфат алюминия 0,5-0,75
Тетраборат натрия 0,1-0,3
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин.

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - уменьшение показателя высокотемпературной фильтрации бурового раствора.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств состава, увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - восстановление газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В переслаиваемых и неоднородных коллекторах, имеющих различные значения фильтрационно-емкостных свойств каждого из пропластков, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию, размерностью 20/40 меш и основную крупную фракцию, размерностью 12/18 меш и более, с концентрацией проппанта не более 500 кг/м3. Повышение концентрации проводят плавно с увеличением не более чем на 50 кг/м3 на каждую стадию, начиная со второй стадии. В конечной стадии закачки проппанта уменьшают расход жидкости до ограничения роста устьевого давления. Технический результат заключается в возможности интенсификации скважины, вскрывшей неоднородный пласт.

Изобретение относится к неорганическим мелкодисперсным материалам, а именно к полым остеклованным микросферам на основе перлита, и может быть использовано при изготовлении микросфер из других кислых гидроалюмосиликатов. Технический результат - получение упрочненной гидрофобной легковесной микросферы. В способе комплексной переработки перлита, включающей помол исходного сырья, приготовление шликера, формирование и сушку гранул путем подачи шликера в башенное распылительное сушило, последующее вспучивание микросфер, отделение отходов, во время приготовления шликера в суспензию дополнительно вводят комплексную стеклообразующую добавку, содержащую гидроксид натрия, колеманит, оксид цинка и неорганический фторид при следующем соотношении компонентов, мас.%: гидроксид натрия - 0,5-2,0, колеманит 0,1-3,0, оксид цинка- 0,05-2,0, неорганический фторид - 0,2-6,0, перлит - остальное, а некондиционные фракции вспученного перлита подвергают мокрому помолу до фракции менее 2 мкм и высушивают, получая гомогенную, универсальную спекающую добавку. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом в незаглушенную скважину до кровли обрабатываемого пласта спускают гибкую трубу колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2-3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую, масс. %: нефть 75-85, 18-20%-ный раствор соляной кислоты 3-4, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван 0,5-1,5, вода остальное, продавливают эмульсию в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, инертным газом - азотом, оставляют эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2-4 часов, после чего вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию. 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Способ крепления призабойной зоны пласта включает введение в скважину водного раствора карбоксиметилцеллюлозы с опилками алюминия и измельченной сырой резиной при следующем соотношении компонентов: 1,5 мас.% карбоксиметилцеллюлозы, 14,5 мас.% опилок алюминия, 11,6 мас.% измельченной сырой резины, 69,2 мас.% воды. При этом при приготовлении водного раствора карбоксиметилцеллюлозы в него дополнительно вводят 3,2 мас.% уксуснокислой меди. Прокачивают через раствор соляную кислоту при соотношении алюминия и соляной кислоты вес.ч. соответственно 25,0:75,0%. Выдерживают во времени. Техническим результатом является повышение надежности крепления призабойной зоны скважины. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств раствора. Катионноингибирующий буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 5-8; Полидадмах 7-15; дополнительный ингибитор глин - хлорид калия 3-5; воду остальное. 2 табл.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока. Определяют удельную приемистость зоны водопритока на двух режимах работы насосного агрегата. При удельной приемистости более 2 м3/(ч·МПа) закачивают последовательно буферную жидкость, водоизоляционную композицию до достижения удельной приемистости 0,5-2 м3/(ч·МПа). Затем в зависимости от удельной приемистости зоны водопритока определяют общий объем цементной суспензии. Одновременно готовят цементную суспензию, состоящую из суспензии портландцемента тампонажного в количестве 35% от общего объема цементной суспензии и суспензии из микроцмента в количестве 65% от общего объема цементной суспензии. При удельной приемистости зоны водопритока 0,5-2 м3/(ч·МПа) закачивают последовательно буферную жидкость, цементную суспензию из микроцемента, цементную суспензию из портландцемента тампонажного. Затем увеличивают расход и давление закачки до предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и при таком расходе, не снижая давления, производят продавку буферной жидкости и всего объема цементной суспензии из микроцемента. Затем уменьшают расход и давление закачки до минимально возможного, при котором скважина продолжает принимать, и продавливают цементную суспензию из портландцемента тампонажного в зону водопритока до получения нулевой приемистости. Продавку останавливают и производят технологическую выдержку, далее осуществляют промывку остатков цементной суспензии из портландцемента тампонажного с противодавлением, равным конечному давлению продавки цементной суспензии из портландцемента тампонажного в зону водопритока. Техническим результатом является повышение эффективности цементирования зон водопритока в скважинах, увеличение охвата цементированием зон водопритока. 2 табл., 3 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение температуры горения, скорости горения и удельной теплоты сгорания твердотопливной кислотогенерирующей композиции при ее высокой стабильности горения в широком интервале давлений, повышение эффективности воздействия на скелет призабойной зоны пласта, сложенного как из карбонатных, так и терригенных пород, а также на силикатные загрязнения в призабойной зоне, снижение шлакообразования, способность композиции перерабатываться методом экструзии. Твердотопливная кислотогенерирующая композиция содержит, мас.%: нитрат аммония 35-40, сополимер трифторхлорэтилена с винилиденфторидом 5, эластомерный сополимер винилиденфторида и хлортрифторэтилена с размером частиц 0,5-1,5 мм 10-12, поливинилхлорид мол. массы 25-50 тыс. 43-50. 1 табл., 3 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора. Способ заключается в закачивании в цементированную эксплуатационную колонну по колонне НКТ комплексного поверхностно-активного вещества - КомПАВ в смеси с растворителем в интервал продуктивного пласта после промывки колонны с последующей продавкой водного раствора КомПАВ до статически равновесного состояния и технологической выдержки. При этом в качестве КомПАВ в смеси с растворителем используют водный раствор КомПАВ «RaiR» 1,5-2,5%-ной концентрации. Вторичное вскрытие продуктивного пласта осуществляют в среде водного раствора того же «RaiR» при той же 1,5-2,5%-ной концентрации. После окончания работ по вторичному вскрытию пласта в коллектор продавливают 2/3 объема водного раствора упомянутого КомПАВ и оставляют скважину в покое до ее освоения свабированием. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия на пласт, увеличение добывающих возможостей скважины, а также сокращение срока ввода скважины в эксплуатацию.
Изобретение относится к буровым и технологическим жидкостям на водной основе и может найти применение при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин в продуктивных отложениях с терригенными коллекторами. Технический результат - повышение коэффициента восстановления проницаемости до 60-80%. Буровой раствор включает, мас.%: полидадмах 5-15; многоатомный спирт 3-30; хлористый калий 3-10; воду остальное. 4 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к реагентам эмульгаторам буровых растворов на углеводородной основе. Технический результат - обеспечение длительной электростабильности эмульгатора. Комплексный эмульгатор для инвертного эмульсионного раствора содержит, мас.%: таловое масло 30-40, этиленгликоль 10-20, эмульгатор ЭКС-ЭМ 20-40, негашеная известь 10-20. 1 табл.
Наверх