ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/25 

Описание патента на изобретение RU2061859C1

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано например, 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, в вес. пенообразующее поверхностно-активное вещество (ПАВ) 1-2; NaOH 3-5; водно-спиртовый раствор метилсиликоната натрия (ГКК-11) 1-3; метанол 20-30; вода остальное (а. с. СССР N 853 092, кл. Е21В 43/25, 1979). 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), а следовательно, и механической прочностью. А кроме того, указанный состав является многокомпонентным и содержит в своем составе дефицитные химреагенты.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по сходной совокупности признаков и назначению является пенообразующий состав для освоения скважин, содержащий, в вес. ПАВ 0,5-1,0; стабилизатор (KMЦ) 0,5-2,0 и вода остальное (Справочная книга по добыче нефти. М. "Недра", 1974, с. 161- -174). При этом в качестве ПАВ рекомендуется использовать ОП-10 и сульфонал.

Однако указанный известный состав не обеспечивает получение устойчивой и механически прочной пены. Образующаяся из этого состава пена имеет время жизни 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 создание строго заданных депрессий на пласт, а также невозможно обеспечить создание управляемого снижения уровня жидкости в скважине во времени. Кроме того, нами установлено, что известный состав имеет низкие значения гидрофобизирующих свойств пенной системы, поскольку коэффициент смачиваемости его 0,5-0,6. Все это снижает эффективность освоения скважины.

Предлагаемое изобретение решает техническую задачу увеличения устойчивости во времени и повышения механической прочности, а также повышения гидрофибизирующих свойств пенной системы, образуемой из предлагаемого состава.

Поставленная техническая задача достигается тем, что известный пенообразующий состав, содержащий-поверхностно-активное вещество и растворитель, в качестве поверхностно-активного вещества содержит щелочной сток производства капролактама (именуемый в дальнейшем ЩСПК), а в качестве растворителя или пластовую воду хлоркальциевого и/или хлормагниевого типа плотностью не менее 1100 кг/м3, или водный раствор хлорида кальция с концентрацией не менее 6% или водный раствор хлорида магния с концентрацией не менее 15% при следующем соотношении ингредиентов, об.ч. щелочной сток производства капролактама 1; пластовая вода хлоркальциевого и/или хлормагниевого типа плотностью не менее 1100 кг/м3 или водный раствор хлорида кальция с концентрацией не менее 6% или водный раствор хлорида магния с концентрацией не менее 15% I 9.

Ни из патентной, ни из научно-технической литературы нам неизвестны пенообразующие составы, содержащие ЩСПК и минерализованную воду указанного типа в качестве растворителя, что позволяет сделать вывод о том, что предлагаемый состав отвечает критерию "новизна".

Щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) является отходом при производстве капролактама и представляет собой водный раствор натриевых солей кислых побочных продуктов воздушного окисления циклогексана.

ЩСПК представляет собой непрозрачную жидкость темно-коричневого цвета с плотностью 1,1-1,2 г/см3 рН 10-13 и температурой застывания -25oС, с массовой долей сухого вещества 25-45% натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипинат натрия) 18-30% Примерный состав кислот, мас.

Муравьиная 1,0 3,3
Уксусная 0,5 0,8
н-Масляная 0,2 0,5
и-Валериановая 1,6 2,6
Малоновая 0,3 1,5
Глутаровая 2,4 3,9
Адипиновая 10,8 17,9.

Достигаемый заявляемым составом технический результат по образованию из этого состава пенной системы с высокой устойчивостью во времени и с высокими механическими и гидрофобизирующими свойствами обеспечивается, по-видимому, благодаря следующему.

Образующийся при смешивании ЩСПК с минерализованной водой предлагаемый состав с низкой смачиваемостью позволяет получить при его аэрировании пенную систему, на поверхности жидкости которой образуются, по-видимому, высоковязкие адсорбционные слои, обладающие гелеобразным строением и диффузно распространяющиеся внутрь жидкости. Эти слои замедляют стекание жидкости в пленке, обеспечивая высокую устойчивость пенной системы, а также придают пленке пены высокую структурную вязкость и механическую прочность.

Предлагаемый состав также отвечает и критерию "промышленная применимость, так как он может быть практически использован при освоении скважин, а также при воздействии на пласт для выравнивания фронта вытеснения нефти в процессе нагнетания воды в пласт на предприятиях нефтедобывающей промышленности уже в настоящее время.

В производственных условиях предлагаемый состав получают использованием стандартного оборудования по приготовлению пенных составов (емкости, компрессор, аэратор) непосредственно на скважине
Предлагаемый состав был испытан в лабораторных условиях. Для его приготовления были использованы следующие вещества:
ЩСПК по ТУ 113-03-488-84;
пластовая вода хлоркальциевого и хлормагниевого типа плотностью 1100-1178 кг/м3 общей минерализации 100-270 г/л следующего состава, г/л: Ca+2 10-20: Mg+2 2-10; K+ + Na+ 40-80; С1- 100-170;
неорганические соли CaCl2, MgCl2, NaCl порошки белого цвета;
техническая вода с жесткостью не белее 5 мг-экв/л.

Возможность осуществления данного изобретения с получением указанного технического результата поясняется следующим примером.

Пример. В фарфоровый стакан емкостью 500-700 см3 наливали 100 мл предлагаемого состава, полученного из 50 мл ЩСПК и 50 мл пластовой воды плотностью 1178 кг/м3. По известному способу приготовления пен, описанному в "Методике перфорации и освоения скважин с помощью пен", М. ВНИИ, 1985, с. 18-19, производили вспенивание этого состава пропеллерной мешалкой при скорости 1550 об/мин в течение 5 мин. После остановки мешалки пену сразу переводили в градуированный стакан, определяли начальный ее объем, который соответствует пенообразующей способности предлагаемого состава, затем включали секундомер и определяли время продолжительности "жизни" пены.

Аналогичным образом проводились исследования по получению пенных систем из предлагаемого состава при различных составах минерализованной воды и при различных ее объемных соотношениях с ЩСПК.

В ходе лабораторных испытаний сначала определяли влияние минерализованных растворов различной плотности и различного состава на пенообразующие свойства предлагаемого состава. Для этого готовили предлагаемые составы, содержащие ЩСПК с минерализованными водами различного состава и плотности, вспенивали их до образования пенной системы и определяли время расслоения образовавшейся пенной системы, т.е. ее устойчивость. Подученные данные приведены в таблице 1.

В таблице 2 приведены данные об устойчивости пенных систем, образованных из предлагаемого и известного составов, при различном соотношении ингредиентов.

Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что пенная система, полученная из предлагаемого состава, характеризуется высокой степенью устойчивости во времени расслоение пены через 2 ч не превышает 0-15% и даже через трое суток расслоение составляет всего лишь 8-40% в то время как у известного состава расслоение на 50% наступает уже через 1 час.

Кроме того, высокая устойчивость пенной системы, полученной из предлагаемого состава, указывает на высокую механическую прочность этой пены(см. В. А.Амиян, Н.П.Васильева "Встрытие и освоение нефтегазовых пластов". М. Недра, 1972, е. 99). Это подтверждается также тем, что указанная пена имеет мелкодисперсную, плотную, малодеформирующуюся структуру.

В ходе лабораторных испытаний также определяли гидрофобизирующие свойства предлагаемого состава. Для этого определяли коэффициенты смачиваемости предлагаемого и известного составов на границе с нефтью по методике, описанной в книге Б.И.Тульбовича "Петрофизическое обеспечение эффективного извлечения углеводородов". М. "Недра", 1990, с. 50-54. При испытаниях использовали нефть с плотностью 892 кг/м3 и вязкостью 36,2 мПа•с.

Коэффициент смачиваемости на границе с нефтью предлагаемого состава равен 0,05, а известного по прототипу состава 0,5-0,6. Полученные данные показывают, что коэффициент смачиваемости предлагаемого состава практически приближается к нулю. А чем меньше этот показатель, тем выше гидрофобизирующие свойства состава, т.е. благодаря этому свойству пенная система, полученная из предлагаемого состава, будет обладать хорошими флокулирующими свойствами, и в промысловых условиях обеспечит практически полную очистку призабойной зоны пласта от кольматирующего материала. Этому также будет способствовать и мелкодисперсный характер пены, образуемой из предлагаемого состава.

Благодаря высокой устойчивости и высокой механической прочности пенной системы, образуемой из заявляемого состава, обеспечивается возможность создания при освоении скважин строго заданных депрессий на пласт, что в свою очередь способствует равномерности распределения пены во всей обрабатываемой зоне. Предлагаемый состав обеспечивает высокую эффективность работы как при освоении скважин, так и при воздействии на нефтяной пласт для выравнивания фронта вытеснения нефти в процессе нагнетания воды в пласт. ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3

Похожие патенты RU2061859C1

название год авторы номер документа
ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ 1994
  • Нацибулина Н.К.
  • Татауров В.Г.
  • Терентьев Ю.И.
  • Южанинов П.М.
  • Поздеев О.В.
  • Гребенников В.С.
  • Тульбович Б.И.
  • Казакова Л.В.
  • Гнеев Е.М.
RU2065923C1
СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН 1990
  • Проскурин Л.П.
  • Проскурина Ю.В.
  • Нургельдыев Х.К.
  • Нурманов С.С.
RU2019687C1
СТРУКТУРИРОВАННЫЙ СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН 1993
  • Глущенко Виктор Николаевич[Ua]
  • Поздеев Олег Вениаминович[Ru]
  • Рахимкулов Равиль Садыкович[Ru]
  • Голубцов Анатолий Михайлович[Ru]
RU2044754C1
ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 1992
  • Иванов В.А.
  • Назаров В.Т.
RU2053246C1
РЕАГЕНТ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ ПРИ ОБРАБОТКЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1994
  • Тульбович Б.И.
  • Михневич В.Г.
  • Казакова Л.В.
  • Рахимкулов Р.С.
  • Паклин А.М.
  • Радушев А.В.
RU2065944C1
ЖИДКОСТЬ-ПЕСКОНОСИТЕЛЬ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА 1993
  • Крысин Н.И.
  • Скороходова Т.А.
  • Матяшов С.В.
  • Узбеков Д.М.
  • Шахарова Н.В.
RU2061853C1
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР 1992
  • Крысин Н.И.
  • Нацепинская А.М.
  • Минаева Р.М.
RU2006499C1
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1991
  • Поздеев О.В.
  • Глущенко В.Н.
  • Григорьев А.А.
  • Матяшов С.В.
  • Опалев В.А.
RU2013530C1
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1991
  • Поздеев О.В.
  • Глущенко В.Н.
  • Усенко Ю.Н.
RU2013529C1
СОСТАВ ДЛЯ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1990
  • Крысин Н.И.
  • Ишмухаметова А.М.
  • Исаев М.Г.
  • Попова Н.А.
  • Рыбка В.С.
  • Горшенев С.А.
  • Ильясов С.Е.
SU1804722A3

Иллюстрации к изобретению RU 2 061 859 C1

Реферат патента 1996 года ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ

Пенообразующий состав, содержит следующие ингредиенты, об.ч.: щелочной сток производства капролактама 1 и пластовая вода хлоркальциевого и/или хлормагниевого типа плотностью не менее 1100 кг/м3, или водный раствор хлорида кальция с концентрацией не менее 6%, или водный раствор хлорида магния с концентрацией не менее 15%-1-9. Заявленный состав обладает устойчивостью во времени, повышенной механической прочностью и гидрофобизирующими свойствами. 2 табл.

Формула изобретения RU 2 061 859 C1

Пенообразующий состав, содержащий поверхностно-активное вещество и растворитель, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества состав содержит щелочной сток производства капролактама, а в качестве растворителя пластовую воду хлоркальциевого и/или хлормагниевого типа плотностью не менее 1100 кг/м3, или водный раствор хлорида кальция с концентрацией не менее 6% или водный раствор хлорида магния с концентрацией не менее 15% при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.

Щелочной сток производства капролактама 1
Пластовая вода хлоркальциевого и/или хлормагниевого типа плотностью не менее 1100 кг/м3, или водный раствор хлорида кальция с концентрацией не менее 6% или водный раствор хлорида магния не менее 15% 1-9

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1996 года RU2061859C1

Способ освоения скважины 1979
  • Амиян Вартан Александрович
  • Амиян Александр Вартанович
  • Булгаков Ришат Тимиргалеевич
  • Баринова Маргарита Адамовна
  • Быкова Татьяна Ивановна
SU853092A1
Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок 1922
  • Лапинский(-Ая Б.
  • Лапинский(-Ая Ю.
SU21A1
Дверной замок, автоматически запирающийся на ригель, удерживаемый в крайних своих положениях помощью серии парных, симметрично расположенных цугальт 1914
  • Федоров В.С.
SU1979A1
Справочная книга по добыче нефти
- М.: Недра, 1974, с.161-164.

RU 2 061 859 C1

Авторы

Тульбович Б.И.

Казакова Л.В.

Кожевских В.И.

Даты

1996-06-10Публикация

1993-07-07Подача