EA018168B1 - Применение состава для образования пены из водных жидкостей, способ добычи нефти и/или природного газа, способ третичной добычи нефти и способ бурения с применением вспениваемого промывочного бурового раствора - Google Patents
Применение состава для образования пены из водных жидкостей, способ добычи нефти и/или природного газа, способ третичной добычи нефти и способ бурения с применением вспениваемого промывочного бурового раствора Download PDFInfo
- Publication number
- EA018168B1 EA018168B1 EA200900127A EA200900127A EA018168B1 EA 018168 B1 EA018168 B1 EA 018168B1 EA 200900127 A EA200900127 A EA 200900127A EA 200900127 A EA200900127 A EA 200900127A EA 018168 B1 EA018168 B1 EA 018168B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- composition
- alkylene oxide
- alcohol
- foaming agent
- guerbet
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 239000006260 foam Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 21
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 title abstract 4
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 title abstract 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims abstract description 30
- -1 betaines Chemical class 0.000 claims abstract description 29
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 20
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 19
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 claims abstract description 13
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 229920005682 EO-PO block copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229930182478 glucoside Natural products 0.000 claims abstract description 9
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 45
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 11
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical group CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 claims description 9
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical group C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 6
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 6
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 6
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 6
- GDCOAKPWVJCNGI-UHFFFAOYSA-N 4-methylnonan-4-ol Chemical class CCCCCC(C)(O)CCC GDCOAKPWVJCNGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 5
- YLQLIQIAXYRMDL-UHFFFAOYSA-N propylheptyl alcohol Chemical group CCCCCC(CO)CCC YLQLIQIAXYRMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims description 5
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 abstract description 6
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 abstract 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 20
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 5
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 2
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 2
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 239000004174 erythrosine Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- XUJLWPFSUCHPQL-UHFFFAOYSA-N 11-methyldodecan-1-ol Chemical compound CC(C)CCCCCCCCCCO XUJLWPFSUCHPQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005160 1H NMR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- RGCKGOZRHPZPFP-UHFFFAOYSA-N Alizarin Natural products C1=CC=C2C(=O)C3=C(O)C(O)=CC=C3C(=O)C2=C1 RGCKGOZRHPZPFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 241000283690 Bos taurus Species 0.000 description 1
- 235000006810 Caesalpinia ciliata Nutrition 0.000 description 1
- 241000059739 Caesalpinia ciliata Species 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004435 Oxo alcohol Substances 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 150000001241 acetals Chemical class 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- HFVAFDPGUJEFBQ-UHFFFAOYSA-M alizarin red S Chemical compound [Na+].O=C1C2=CC=CC=C2C(=O)C2=C1C=C(S([O-])(=O)=O)C(O)=C2O HFVAFDPGUJEFBQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001508 alkali metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008045 alkali metal halides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910001617 alkaline earth metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- ABDBNWQRPYOPDF-UHFFFAOYSA-N carbonofluoridic acid Chemical class OC(F)=O ABDBNWQRPYOPDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940096386 coconut alcohol Drugs 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 229960000878 docusate sodium Drugs 0.000 description 1
- SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N dodecyldimethylamine N-oxide Chemical compound CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)[O-] SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003752 hydrotrope Substances 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 125000005528 methosulfate group Chemical group 0.000 description 1
- RJMUSRYZPJIFPJ-UHFFFAOYSA-N niclosamide Chemical compound OC1=CC=C(Cl)C=C1C(=O)NC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1Cl RJMUSRYZPJIFPJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M sodium docusate Chemical compound [Na+].CCCCC(CC)COC(=O)CC(S([O-])(=O)=O)C(=O)OCC(CC)CCCC APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N succinic acid Chemical group OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- QYWVQMLYIXYLRE-SEYXRHQNSA-N trimethyl-[(z)-octadec-9-enyl]azanium Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC[N+](C)(C)C QYWVQMLYIXYLRE-SEYXRHQNSA-N 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- XOOUIPVCVHRTMJ-UHFFFAOYSA-L zinc stearate Chemical class [Zn+2].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O XOOUIPVCVHRTMJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- 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
- C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
-
- 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
- C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
- C09K23/017—Mixtures of compounds
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/38—Gaseous or foamed well-drilling compositions
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/14—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using liquids and gases, e.g. foams
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Confectionery (AREA)
Abstract
Изобретение относится к применению состава для образования пены из водных жидкостей, причем состав, по меньшей мере, содержит: (а) одно пенообразующее средство, выбранное из группы, состоящей из сульфатов, сульфонатов, фосфатов, карбоксилатов, сульфосукцинатов, бетаинов, четвертичных солей аммония, аминоксидов, аминэтоксилатов, амидэтоксилатов, кислотных этоксилатов, алкилглюкозидов, ЭО-ПО-блок-сополимеров и длинноцепочечных этоксилатов спиртов жирного ряда, и (б) по меньшей мере одно отличающееся от него вспомогательное ПАВ структуры x-y, в которой х представляет собой спирт Гуербета с 6-12 C-атомами, и у представляет собой алкиленоксидный блок, который имеет от 7 до 20 алкиленоксидных единиц, выбранных из группы, состоящей из этиленоксида, пропиленоксида, причем содержание этиленоксида в алкиленоксидном блоке у составляет по меньшей мере 80 мол.%, и в котором весовое соотношение пенообразующего средства а) к вспомогательному ПАВ б) составляет от 0,5:1 до 10:1. Изобретение также относится к способу добычи нефти и/или газа, способу третичной добычи нефти, способу бурения с применением вспениваемого промывочного бурового раствора (аэрированное бурение), при которых применяется описанный выше состав.
Description
Изобретение относится к применению состава для выработки вспенивания, в особенности для добычи нефти и природного газа.
Известно использование вспенивающих агентов для различных целей при добыче нефти или природного газа.
Газовые месторождения с высоким содержанием воды и низким давлением газа зачастую показывают незначительный объем добычи. При таких условиях буровая скважина полностью или частично наполняется водой. Соответственно этому гидростатическое давление водяного столба в буровой скважине препятствует газовому давлению месторождения, что соответственно уменьшает объем добычи. Известно, что для решения этой проблемы в глубине буровой скважины вводят вспомогательные средства для пенообразования. С помощью восходящего газа в буровой скважине образуется пена, которая естественно имеет более низкую плотность, чем вода, и существенно снижает гидростатическое давление в буровой скважине. Соответственно этому вода и газ могут быть вытеснены намного легче, и благодаря этим мерам значительно повышается объем добычи.
Далее, например, известно использование пен для третичной добычи нефти или в качестве вспомогательного средства при бурении. Технология, при которой в качестве промывочного бурового раствора используют вспененные промывочные жидкости, известна также как аэрированное бурение.
Вспенивающие агенты для добычи нефти или природного газа должны при существующих в месторождении условиях проявлять действие, т.е. в особенности при существующих в месторождении температурах, а также в присутствии пластовой воды с высоким содержанием соли.
И8 3251417 описывает применение изотридеканолэтоксилатов для удаления воды из нефтяных, газовых и других скважин. Однако эти поверхностно-активные вещества являются неприемлемыми в отношении солей, встречающихся в подобных месторождениях. При условиях с высоким содержанием соли превышается их точка помутнения и пена распадается.
СА 2222775 описывает использование амфоацетатов (бетаинов) для пены при добыче нефти. Эти бетаины демонстрируют хорошие свойства пены и образуют устойчивую пену также в присутствии углеводородов, которые известны как антивспениватели.
СА 751200 описывает применение пены в промывочных буровых растворах. В особенности указывается проблематика, в присутствии нефти, ионов, в особенности двухвалентных ионов, и глин образовывать устойчивую пену. Как особенно выгодными описываются аминоксиды.
СА 775399 описывает применение пен во вторичной добыче нефти. В качестве поверхностноактивных веществ упоминаются многочисленные различные типы, в особенности четвертичные соли аммония, этоксилаты алкилфенола, сульфосукцинаты, перфторкарбоксилаты.
И8 5358045 описывает применение гидротропов в качестве добавок к пенообразующим средствам при третичной добыче нефти. Особенно указывается на то, что гидротроп способствует тому, что известные хорошие пенообразователи, такие как сульфонаты, являются совместимыми с солесодержащими и содержащими щелочные земли глубинными подземными водами.
Так как эти вещества, используемые как пенообразующие средства, вызывают расходы и затрудняют удаление выделенных сточных вод, то задача состояла в том, чтобы предоставить вещества и/или способы, которые при том же объеме добычи нефти и природного газа представляют собой надежные пенообразующие средства, такие как, например, сульфаты и сульфонаты, фосфаты, карбоксилаты, сульфосукцинаты, бетаины, четвертичные соли аммония, аминоксиды, аминэтоксилаты, амидэтоксилаты, кислотные этоксилаты, алкилглюкозиды, ЭО-ПО-блок-сополимеры или длинноцепочечные этоксилаты спиртов жирного ряда, но образовывали больше пены.
Неожиданно эта задача решается благодаря применению состава, содержащего по меньшей мере (а) одно пенообразующее средство, выбранное из группы, состоящей из сульфатов, сульфонатов, фосфатов, карбоксилатов, сульфосукцинатов, бетаинов, четвертичных солей аммония, аминоксидов, аминэтоксилатов, амидэтоксилатов, кислотных этоксилатов, алкилглюкозидов, ЭО-ПО-блок-сополимеров и длинноцепочечных этоксилатов спиртов жирного ряда, отличающегося тем, что состав, кроме того, включает (б) по меньшей мере одно отличающееся от него вспомогательное ПАВ структуры х-у, в которой х представляет собой спирт Гуербета с от 6 до 12 С-атомами, и у представляет собой алкиленоксидный блок, который имеет от 7 до 20 алкиленоксидных единиц, выбранных из группы, состоящей из этиленоксида, пропиленоксида, причем содержание этиленоксида в алкиленоксидном блоке у составляет по меньшей мере 80 мол.%, и в котором весовое соотношение пенообразующего средства а) к вспомогательному ПАВ б) составляет от 0,5:1 до 10:1.
Под понятием пенообразующее средство, также называемым вспенивающим агентом или пенообразователем, при этом в принципе известным образом понимаются поверхностно-активные вещества, которые обладают определенными пленкообразующими способностями и, таким образом, способствуют образованию пены.
При этом под сульфатом понимается поверхностно-активное соединение, которое в молекуле имеет по меньшей мере одну 8О4-группу. Примерами сульфатов, которые могут применяться согласно изобретению, являются сульфаты спиртов жирного ряда, такие как, например, сульфат спирта кокосового масла (СА8
- 1 018168
97375-27-4), например ЕМАЬ® 106, Экрегводеп® 81, Е1Тап® 280, Маско1® 100Ν, другие спиртовые сульфаты, например Ета1® 71, Ьаиейе® Е, сульфат эфира спирта кокосового масла, например Ета1® 20С, Ьа1ети1® Е150, 8и1Госкет® Е8-7, Техароп® А8У-70 8рес, Адшсще 8ЙЕ8-229-Р, Ос1ово1 828, РОЬУ8ТЕР® В-23, Ишро1® 125-Е, 130-Е, Ишро1® Е8-40, другие сульфаты эфира спирта, например Ауапе1® 8-150, Ауапе1® 8 150 С6, Луапе1® 8 150 С6 Ν, \Уксо1а1е® Ό51-51, \Уксо1а1е® Ό51-53.
Под сульфонатом понимается поверхностно-активное соединение, которое имеет по меньшей мере одну сульфонатную группу в молекуле. Примерами сульфонатов, которые могут применяться согласно изобретению, являются алкилбензолсульфонаты, например Ьи1епвк® Л-ЬВ8, Ьи1епвй® Ά-ΕΒΝ, Ьи1епвй® А-ЬВА, Маг1оп® А83, Магапй® ΌΒ8, алкилсульфонаты, например А1всоар О8-14Р, В1О-ТЕВ6Е® А8-40, В1О-ТЕВ6Е® А8-40 С6, В1ОТЕВ6Е® А8-90 Веабв, Сайшике® АО8-20, Сайтике® АО8-40, Сакой® АО8-40, Со1ота1® АО8-40, Е1Гап® О8 46, 1Ггароп® АО8 38, Итароп® АО8 38 Р, 1еепа1е® АО8-40, №кко1® О8-14, №гГох® АЬРНА ХЬ, РОЬУ8ТЕР® А-18, Вкобаса1® А-246Й, Вкобаса1® Й88-40/А, сульфированные масла, такие как, например, ализариновое масло, олефинсульфонаты, ароматические сульфонаты, например №ка1® ВХ, Эо\\Тах® 2А1.
Под фосфатом в данном случае понимается поверхностно-активное соединение, которое имеет по меньшей мере одну РО4-группу в молекуле. Примерами фосфатов, которые могут применяться согласно изобретению, являются алкилэфирфосфаты, например Марков® 37Р, Марков® 54Р, Марков® 37Т, алкилфосфаты.
При этом под карбоксилатом понимается поверхностно-активное соединение, которое имеет по меньшей мере одну карбоксилатную группу в молекуле. Примерами карбоксилатов, которые могут применяться согласно изобретению, являются мыла, например стеараты, олеаты, кокоаты щелочных металлов или аммония, эфиракарбоксилаты, например Акуро® ВО 20, Акуро® ВО 50, Акуро® ВО 90.
Под сульфосукцинатом понимается поверхностно-активное соединение, которое имеет по меньшей мере одну 8О3-группу и по меньшей мере одну сукцинатную группу в молекуле. Примерами сульфосукцинатов, которые могут применяться согласно изобретению, являются диоктилсульфосукцинат, например Ьи1епвй® А-ВО.
Далее под бетаином понимается поверхностно-активное соединение, которое при условиях применения, т.е. при условиях, которые существуют в буровой скважине, или условиях, как они выбраны для моделирования в примерах, каждое, по меньшей мере, несет положительный и отрицательный заряд. Примерами бетаинов, которые могут применяться согласно изобретению, являются кокамидопропилбетаин, например МаТо® САВ, Атопу1® 380 ВА, Атрково1® СА, Атрково1® С6, Атрково1® СВ, Атрково1® НС6; Атрково1® НС6-50, Скеткекше® С, Скеткекше® СОР, Скеткекше® СЬ, Эеку1оп® РК, Эеку1оп® РК 45, Етегу® 6744, Етрщеп® В8/Р, Етрщеп® В8/РА, Етрщеп® В8/Р, Оепадеп® САВ, Бои/ате® С, Бои/ате® СО, Мйакше® ВЕТ-С-30, Мйакше® СВ, Мопа1епс® САВ, Nаxа^пе® С, №1.хаше® СО, №гГох® САРВ, №гГох® Сосо Векше, Ва1иТоп® 414, ТЕ6О®-Векш СКЭ, ТЕ6О® Векш Е КЕ 1, ТЕ6О®-Векш Р, ТЕ6О®-Векш Р 50.
Под четвертичной солью аммония понимается поверхностно-активное соединение, которое имеет по меньшей мере одну В.-Ν' -группу в молекуле. Примерами четвертичных солей аммония, которые могут применяться согласно изобретению, являются галогениды, метосульфаты, сульфаты и карбонаты кокосового масла, жира рогатого скота или цетил/олеилтриметиламмония.
Под аминоксидом понимается поверхностно-активное соединение, которое имеет по меньшей мере одну Ν-О-группу в молекуле. Примером аминоксидов, которые могут применяться согласно изобретению, является лауриламиноксид, например Махо.х® ЕПА.
Далее под аминэтоксилатом понимается поверхностно-активное соединение, которое имеет по меньшей мере одну -Н[СН2СН2О-]2-группу в молекуле. Примерами аминэтоксилатов, которые могут применяться согласно изобретению, являются этоксилаты аминов жирного ряда, например Ьи1епво1® РА, Ьи1епво1® РА 15Т, Ьи1епво1® ТА 15, Ьи1епво1® РА 12К.
Под амидэтоксилатом понимается поверхностно-активное соединение, которое имеет по меньшей мере одну -С(=О)^СН2СН2О]- или -С(=О)^СН2СН2О]2-группу в молекуле. Примерами амидэтоксилатов, которые могут применяться согласно изобретению, являются амидэтоксилаты кислот жирного ряда, например Ьи1епво1® Р8А.
Под кислотным этоксилатом понимается поверхностно-активное соединение, которое имеет по меньшей мере одну -С(=О)ОСН2СН2О-группу в молекуле. Примерами кислотных этоксилатов, которые
- 2 018168 могут применяться согласно изобретению, являются полиэтиленгликолевые эфиры жирных кислот, например Ети1ап® А, Ети1ап® Α δροζίαΐ. Лбскас5Ю1® ОЕС-102, Абекае81о1® ОЕС-104, Абекае81о1® ОЕС-106, Абекае81о1® ОЕС-204, Етапоп® 4110, Рахошс® МА, 8торо1® 170, 8торо1® 170Е.
При этом под алкилглюкозидом понимается поверхностно-активное соединение, которое имеет по меньшей мере одну производную единицу сахара в молекуле. Примерами алкилглюкозидов, которые могут применяться согласно изобретению, являются ацетали сахара, например Ьи1еп8о1 СЭ® 70, Р1ап!асаге® 1200 ИР.
Под ЭО-ПО-блок-сополимером снова понимается поверхностно-активное соединение, которое состоит из нескольких единиц. Эти единицы представляют собой единицы этиленоксида (ЭО) и пропиленоксида (ПО). В молекуле они в основном расположены в блоках. Количество ЭО- или ПО-единиц составляет между 5 и 50, предпочтительно между 10 и 30. Весовое соотношение ЭО к ПО составляет от 20:80 до 80:20, преимущественно от 50:50 до 80:20. Примерами ЭО-ПО-блок-сополимеров, которые могут применяться согласно изобретению, являются Р1игоп1с® РЕ 6200, РЕ 6400, РЕ 6800, РЕ 10300, РЕ 10500, Р1игоп1с® Е127, Р1игоп1с® Е108, 8упрегошс® Е108, §упрегошс® Е 127, 8упрегошс® Е68.
И в заключение, под длинноцепочечным этоксилатом спирта жирного ряда понимается поверхностно-активное соединение, которое имеет по меньшей мере одну этоксилатную группу в молекуле. Принципиально известным образом понятие также должно включать этоксилаты на основе оксоспиртов. В связи с этим длинноцепочечным обозначается соединение, которое имеет по меньшей мере 10 Сатомов, преимущественно по меньшей мере 12 С-атомов, особенно предпочтительно от 12 до 22 Сатомов и совершенно особенно от 12 до 18 С-атомов. Примерами длинноцепочечных этоксилатов спиртов жирного ряда, которые могут применяться согласно изобретению, являются продукты серий Ьи1еп8о1® АО, Ьи1еп8о1® ТО, Ьи1еп8о1 АТ®, Ьи1еп8о1® А..Ы, Ыа1е1® 123, Ыа1е1® 125, Магйра1® 025, Магйра1® 013.
Предпочтительно используют гидрофильные этоксилаты спиртов жирного ряда, т.е. соединения, в которых содержание ЭО в весовом проценте находится между 60 и 95%, преимущественно между 70 и 90%.
Согласно изобретению пенообразующие средства используются в комбинации по меньшей мере с одним вспомогательным ПАВ общей формулы х-у, причем х представляет собой спирт Гуербета, у представляет собой алкиленоксидный блок.
Понятие спирт Гуербета при этом означает моноспирты, которые в ПАВ могут действовать как гидрофобные компоненты. Наряду с ОН-группой они включают углеводородную группу, которая преимущественно не имеет других заместителей.
Используемый согласно изобретению поверхностно-активный спирт содержит от 6 до 12 С-атомов, предпочтительно от 8 до 10 атомов углерода и особенно предпочтительно 10 атомов углерода. Речь может идти об алифатических или алифатически/ароматических спиртах. Предпочтительно это алифатические спирты. Естественно также может использоваться смесь различных поверхностно-активных спиртов.
Предпочтительно используется состав, описанный выше, в котором независимо друг от друга спирт Гуербета х в среднем имеет от 0 до 3 разветвлений, предпочтительно от 1 до 2,5 разветвлений и особенно предпочтительно от 1 до 1,5 разветвлений, поверхностно-активный спирт х представляет собой состав из 2-пропилгептанола и метилпропилгексанолов, содержание этиленоксида в алкиленоксидном блоке у составляет по меньшей мере 80 мол.% и особенно предпочтительно по меньшей мере 90 мол.%, алкиленоксидный блок у имеет блочное распределение, чередующееся распределение, статистическое распределение или градиент, предпочтительно блочное распределение, статистическое распределение или градиент и особенно предпочтительно блочное распределение или статистическое распределение - в случае блочного распределения в алкиленоксидном блоке, состоящем из этиленоксидных и высших алкиленоксидных единиц, часть, состоящая из высших алкиленоксидных единиц, совершенно особенно предпочтительно расположена непосредственно после поверхностно-активного спирта, составляя структуру типа х-у1-у2, причем у1 является алкиленоксидным блоком, состоящим из алкиленоксидов с более чем 2 С-атомами, и у2 этиленоксидным блоком, концевая группа ζ представляет собой сульфат, фосфат или карбоксилат, предпочтительно сульфат или фосфат, концевая группа ζ отсутствует, т.е. преимущественно представляет собой вспомогательное ПАВ х-у.
При этом совершенно особенно предпочтительны те составы, в которых у состоит из от 10 до 20 этиленоксидных единиц.
Степень разветвления поверхностно-активного спирта рассчитывается из числа насыщенных Сатомов в спирте, которые привязаны к 3 другим С-атомам, плюс дважды число тех, которые привязаны к 4 другим С-атомам. Степень разветвления может быть легко определена с помощью 13С-/1Н-ЯМР
- 3 018168 методов.
Все определения используемого согласно изобретению вспомогательного ПАВ х-у, а также его частей, например, в случае спирта х, относятся к статистически средней молекуле. Само собой разумеется, специалисту в данной области техники известно, что технические поверхностно-активные спирты, а также их алкоксилаты являются смесями. Также остаются открытыми определения дисперсности распределения алкоксилатов в смеси, хотя также дисперсность - определена как коэффициент между средним весом и среднечисленным молекулярным весом х-у - преимущественно менее 2,0.
Далее преимущественно речь идет о вспомогательном ПАВ, которое состоит из спирта Гуербета с от 6 до 12 С-атомами, а также от 10 до 20 этиленоксидных единиц.
Далее это состав, как описан выше, преимущественно в котором весовое соотношение пенообразующего средства составляет а):вспомогательное ПАВ б) от 0,5:1 до 10:1, особенно предпочтительно от 1:1 до 10:1 и в особенности от 1:1 до 5:1, как, например, 2:1 или 3:1.
Описанный состав применяется согласно изобретению для образования пен. Технические приемы для образования пен специалисту в данной области техники являются известными.
В принципе, речь может идти обо всех видах пен. Предпочтительно речь идет о пенах, в которых вспененная жидкость представляет собой в большинстве водную жидкость, в особенности воду.
Применяемый согласно изобретению состав в особенности является пригодным для вспенивания солесодержащей воды, например солесодержащей пластовой воды. Соли могут представлять собой в особенности те соли, которые обычно встречаются в пластовых водах. Примеры включают галогениды щелочного металла, такие как в особенности хлорид натрия, а также растворимые соли Са и/или Мд. В предпочтительной форме осуществления изобретения вспениваемая водная жидкость включает по меньшей мере 1 мас.% растворенных солей, преимущественно по меньшей мере 2 мас.% и особенно предпочтительно по меньшей мере 5 мас.%.
Пена может образовываться при всех температурах. В предпочтительной форме осуществления изобретения температура вспениваемой жидкости составляет по меньшей мере 40°С, например от 40 до 130°С, преимущественно от 40 до 100°С.
В предпочтительной форме осуществления изобретения пену применяют для добычи нефти или природного газа. При этом она может использоваться на всех фазах добычи нефти и/или природного газа. Примеры включают технические приемы бурения, при которых применяемый промывочный буровой раствор вспенивается вдуванием воздуха (так называемое аэрированное бурение), основное производство, в особенности при добыче природного газа, при котором состав вводят в эксплуатационную скважину, которая полностью или частично заполнена водой, причем благодаря поднимающемуся газу образуется пена или также в технических приемах третичной добычи нефти, в которых используется пена.
Компоненты а) и б) для образования пены могут использоваться в виде пригодной композиции, например, растворенной в воде или преимущественно водной смеси растворителей. Но смесь также может добавляться в вещество к вспениваемой среде. Также компоненты в каждом случае могут добавляться к вспениваемой среде отдельно (как набор компонентов (Κίΐ о£ райк)).
Благодаря применению набора компонентов возможны различные преимущества, так, например, можно подогнать количественное соотношение а) к б) непосредственно к действительным условиям выработки.
В такой же степени объектом настоящего изобретения является способ добычи нефти и/или газа, способу третичной добычи нефти, способу бурения с применением вспениваемого промывочного бурового раствора (аэрированное бурение), при которых применяется описанный выше состав. Детали были уже описаны.
Смесь нефти и воды, которая содержит вспомогательное ПАВ б) или состав, описанный выше, таким же образом является объектом настоящего изобретения, равно как и нефть, которая содержит вспомогательное ПАВ б) или состав, описанный выше.
В дальнейшем настоящее изобретение подробнее поясняется с помощью примеров.
Для оценки улучшенного пенообразующего действия были использованы следующие приборы/ действовали следующим образом.
1) Тестер пены.
Тестер пены состоял из термостатированного и проградуированного 1500 мл стеклянного цилиндра, водовода с прибл. 5 мм внутренним диаметром и насоса с циркуляционной производительностью 200 л/ч. Контрольный раствор отбирали внизу из стеклянного цилиндра и сверху снова заливали в сосуд, благодаря чему попадал воздух и образовывалась пена.
2) Контрольная жидкость.
Контрольная жидкость состояла из мас.% модельного масла (С18-С36 углеводород, сопоставимый с дизельным маслом), а также
0,01 или 0,1 мас.% ПАВ или смеси ПАВ (в пересчете на 100% действующего вещества), до 100 мас.% модельной глубинной воды (водный раствор из хлорида натрия и хлоридов щелочноземельных металлов, 64 г соли на 1 л, ионная сила 6,7 моль/л).
- 4 018168
3) Метод испытаний.
500 мл контрольной жидкости устанавливали температурный режим до 50°С, затем вспенивали 10 мин, причем благодаря пенообразованию и разрушению пены устанавливался постоянный уровень (равновесная пена). Затем останавливали и наблюдали за разрушением пены в зависимости от времени ожидания.
4) Результаты.
Сравнительный пример 1.
Только пенообразующее средство а): 0,1 мас.% кокамидопропилбетаин
Равновесная пена: 280 мл мин после остановки 20 мл мин после остановки 0 мл мин после остановки 0 мл
Сравнительный пример 2.
Только пенообразующее средство а): 0,01 мас.% кокамидопропилбетаин
Равновесная пена: 220 мл мин после остановки 60 мл мин после остановки 20 мл мин после остановки 0 мл
Сравнительный пример 3.
Только вспомогательное ПАВ б): 0,1 мас.% С10 спирт Гуербета X 14 ЭО
Равновесная пена: 500 мл мин после остановки 80 мл мин после остановки 20 мл мин после остановки 20 мл
Сравнительный пример 4.
Только вспомогательное ПАВ б): 0,01 мас.% С10 спирт Гуербета X 14 ЭО
Равновесная пена: 320 мл мин после остановки 40 мл мин после остановки 20 мл мин после остановки 0 мл
Пример 1.
Комбинация из пенообразующего средства а): 0,05 мас.% кокамидопропилбетаин вспомогательного ПАВ б): 0,05 мас.% С10 спирт Гуербета X 14 ЭО
Равновесная пена: 1120 мл мин после остановки 760 мл мин после остановки 80 мл мин после остановки 40 мл
Пример 2.
Комбинация из пенообразующего средства а): 0,005 мас.% кокамидопропилбетаин вспомогательного ПАВ б): 0,005 мас.% С 10 спирт Гуербета X 14 ЭО
Равновесная пена: 500 мл мин после остановки 80 мл мин после остановки 40 мл мин после остановки 20 мл
Было четко выявлено, что комбинации согласно изобретению из пенообразователей а) и вспомогательных ПАВ б) дают лучшие результаты, чем соответствующие отдельные компоненты.
При образовании пены отдельные компоненты сообща действуют синергически. Как количество образованной пены в равновесии, так и устойчивость в зависимости времени каждый раз является явно больше.
Claims (24)
1. Применение состава для образования пены из водных жидкостей, причем состав, по меньшей мере, содержит:
(а) одно пенообразующее средство, выбранное из группы, состоящей из сульфатов, сульфонатов, фосфатов, карбоксилатов, сульфосукцинатов, бетаинов, четвертичных солей аммония, аминоксидов, аминэтоксилатов, амидэтоксилатов, кислотных этоксилатов, алкилглюкозидов, ЭО-ПО-блоксополимеров и длинноцепочечных этоксилатов спиртов жирного ряда, и (б) по меньшей мере одно отличающееся от него вспомогательное ПАВ структуры х-у, в которой х представляет собой спирт Гуербета с от 6 до 12 С-атомами и у представляет собой алкиленоксид
- 5 018168 ный блок, который имеет от 7 до 20 алкиленоксидных единиц, выбранных из группы, состоящей из этиленоксида, пропиленоксида, причем содержание этиленоксида в алкиленоксидном блоке у составляет по меньшей мере 80 мол.%, и в котором весовое соотношение пенообразующего средства а) к вспомогательному ПАВ б) составляет от 0,5:1 до 10:1.
2. Применение состава по п.1, отличающееся тем, что х представляет собой спирт Гуербета с х от 8 до 10 С-атомами.
3. Применение состава по п. 1 или 2, в котором независимо друг от друга спирт Гуербета х имеет 10 атомов углерода, спирт Гуербета х является составом из 2-пропилгептанола и метилпропилгексанолов, содержание этиленоксида в алкиленоксидном блоке у составляет по меньшей мере 90 мол.%.
4. Применение состава по одному из пп.1-3, в котором весовое соотношение а):б) составляет от 1:1 до 10:1.
5. Применение состава по п.4, в котором весовое соотношение а):б) составляет от 2:1 до 5:1.
6. Применение по п.1, отличающееся тем, что водная жидкость содержит по меньшей мере 1 мас.% растворимых солей.
7. Применение по п.6, отличающееся тем, что температура вспениваемой водной жидкости составляет по меньшей мере 40°С.
8. Применение состава по одному из пп.1-6, в котором пенообразующее средство представляет собой бетаин.
9. Применение состава по п.8, в котором пенообразующее средство представляет собой кокамидопропилбетаин.
10. Способ добычи нефти и/или природного газа, при котором используют состав для образования пены из водных жидкостей, который вводят в эксплуатационную скважину, полностью или частично наполненную водой, причем благодаря восходящему из месторождения газу образуется пена, причем состав, по меньшей мере, включает:
(а) одно пенообразующее средство, выбранное из группы, состоящей из сульфатов, сульфонатов, фосфатов, карбоксилатов, сульфосукцинатов, бетаинов, четвертичных солей аммония, аминоксидов, аминэтоксилатов, амидэтоксилатов, кислотных этоксилатов, алкилглюкозидов, ЭО-ПО-блоксополимеров и длинноцепочечных этоксилатов спиртов жирного ряда, и (б) по меньшей мере одно отличающееся от него вспомогательное ПАВ структуры х-у, в которой х представляет собой спирт Гуербета с от 6 до 12 С-атомами и у представляет собой алкиленоксидный блок, который имеет от 7 до 20 алкиленоксидных единиц, выбранных из группы, состоящей из этиленоксида, пропиленоксида, причем содержание этиленоксида в алкиленоксидном блоке у составляет по меньшей мере 80 мол.%, и в котором весовое соотношение пенообразующего средства а) к вспомогательному ПАВ б) составляет от 0,5:1 до 10:1.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что х представляет собой спирт Гуербета с от 8 до 10 Сатомами.
12. Способ по п.10 или 11, в котором независимо друг от друга спирт Гуербета х имеет 10 атомов углерода, спирт Гуербета х является составом из 2-пропилгептанола и метилпропилгексанолов, содержание этиленоксида в алкиленоксидном блоке у составляет по меньшей мере 90 мол.%.
13. Способ по одному из пп.10-12, отличающийся тем, что пенообразующее средство представляет собой бетаин.
14. Способ по п.13, отличающийся тем, что пенообразующее средство представляет собой кокамидопропилбетаин.
15. Способ третичной добычи нефти, при котором используют состав для образования пены из водных жидкостей, который вводят в эксплуатационную скважину, полностью или частично наполненную водой, причем благодаря восходящему из месторождения газу образуется пена, причем состав, по меньшей мере, включает:
(а) одно пенообразующее средство, выбранное из группы, состоящей из сульфатов, сульфонатов, фосфатов, карбоксилатов, сульфосукцинатов, бетаинов, четвертичных солей аммония, аминоксидов, аминэтоксилатов, амидэтоксилатов, кислотных этоксилатов, алкилглюкозидов, ЭО-ПО-блоксополимеров и длинноцепочечных этоксилатов спиртов жирного ряда, и (б) по меньшей мере одно отличающееся от него вспомогательное ПАВ структуры х-у, в которой х представляет собой спирт Гуербета с от 6 до 12 С-атомами и у представляет собой алкиленоксидный блок, который имеет от 7 до 20 алкиленоксидных единиц, выбранных из группы, состоящей из этиленоксида, пропиленоксида, причем содержание этиленоксида в алкиленоксидном блоке у составляет по меньшей мере 80 мол.%, и в котором весовое соотношение пенообразующего средства а) к вспомогательному ПАВ б) составляет от 0,5:1 до 10:1.
- 6 018168
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что х представляет собой спирт Гуербета с от 8 до 10 Сатомами.
17. Способ по п.15 или 16, в котором независимо друг от друга спирт Гуербета х имеет 10 атомов углерода, спирт Гуербета х является составом из 2-пропилгептанола и метилпропилгексанолов, содержание этиленоксида в алкиленоксидном блоке у составляет по меньшей мере 90 мол.%.
18. Способ по одному из пп.15-17, отличающийся тем, что пенообразующее средство представляет собой бетаин.
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что пенообразующее средство представляет собой кокамидопропилбетаин.
20. Способ бурения с применением вспениваемого промывочного бурового раствора (аэрированное бурение), при котором используют состав для образования пены из водных жидкостей, который вводят в эксплуатационную скважину, полностью или частично наполненную водой, причем благодаря восходящему из месторождения газу образуется пена, причем состав, по меньшей мере, включает:
(а) одно пенообразующее средство, выбранное из группы, состоящей из сульфатов, сульфонатов, фосфатов, карбоксилатов, сульфосукцинатов, бетаинов, четвертичных солей аммония, аминоксидов, аминэтоксилатов, амидэтоксилатов, кислотных этоксилатов, алкилглюкозидов, ЭО-ПО-блоксополимеров и длинноцепочечных этоксилатов спиртов жирного ряда, и (б) по меньшей мере одно отличающееся от него вспомогательное ПАВ структуры х-у, в которой х представляет собой спирт Гуербета с от 6 до 12 С-атомами и у представляет собой алкиленоксидный блок, который имеет от 7 до 20 алкиленоксидных единиц, выбранных из группы, состоящей из этиленоксида, пропиленоксида, причем содержание этиленоксида в алкиленоксидном блоке у составляет по меньшей мере 80 мол.%, и в котором весовое соотношение пенообразующего средства а) к вспомогательному ПАВ б) составляет от 0,5:1 до 10:1.
21. Способ по п.20, отличающийся тем, что х представляет собой спирт Гуербета с от 8 до 10 Сатомами.
22. Способ по п.20 или 21, в котором независимо друг от друга спирт Гуербета х имеет 10 атомов углерода, спирт Гуербета х является составом из 2-пропилгептанола и метилпропилгексанолов, содержание этиленоксида в алкиленоксидном блоке у составляет по меньшей мере 90 мол.%.
23. Способ по одному из пп.20-22, отличающийся тем, что пенообразующее средство представляет собой бетаин.
24. Способ по п.13, отличающийся тем, что пенообразующее средство представляет собой кокамидопропилбетаин.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP06117712 | 2006-07-24 | ||
| PCT/EP2007/057378 WO2008012242A1 (de) | 2006-07-24 | 2007-07-17 | Zusammensetzung zur verbesserten schaumbildung bei der gewinnung von erdöl- oder erdgas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200900127A1 EA200900127A1 (ru) | 2009-06-30 |
| EA018168B1 true EA018168B1 (ru) | 2013-06-28 |
Family
ID=38563456
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200900127A EA018168B1 (ru) | 2006-07-24 | 2007-07-17 | Применение состава для образования пены из водных жидкостей, способ добычи нефти и/или природного газа, способ третичной добычи нефти и способ бурения с применением вспениваемого промывочного бурового раствора |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7842650B2 (ru) |
| EP (1) | EP2046912A1 (ru) |
| CN (1) | CN101495593B (ru) |
| BR (1) | BRPI0714838A2 (ru) |
| CA (1) | CA2656462C (ru) |
| EA (1) | EA018168B1 (ru) |
| MX (1) | MX2009000056A (ru) |
| NO (1) | NO20090056L (ru) |
| WO (1) | WO2008012242A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2559267C1 (ru) * | 2014-06-24 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов |
| RU2615002C1 (ru) * | 2016-02-18 | 2017-04-03 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | Состав реагента для увеличения нефтеотдачи пластов |
| EP3341447A4 (en) * | 2015-08-26 | 2019-03-20 | Rhodia Operations | HIGH-PERFORMANCE ENVIRONMENTALLY FRIENDLY NON-EMULGATOR |
Families Citing this family (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101389398B (zh) * | 2006-02-22 | 2012-03-21 | 巴斯夫欧洲公司 | 含有短链和长链组分的表面活性剂混合物 |
| DK2268764T3 (da) * | 2008-04-21 | 2014-06-10 | Basf Se | Anvendelse af tensidblandinger til tertiær transport af jordolie |
| US7985718B2 (en) * | 2008-04-21 | 2011-07-26 | Basf Se | Use of surfactant mixtures for tertiary mineral oil extraction |
| CN102002354A (zh) * | 2010-11-02 | 2011-04-06 | 上海大学 | 超低油水界面张力驱油剂及其应用 |
| US9650558B2 (en) * | 2011-02-02 | 2017-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Oil field treatment fluids |
| CA2873915C (en) * | 2012-06-11 | 2020-03-24 | Basf Se | Method of recovering oil from a subterranean formation |
| US10021174B2 (en) | 2012-09-25 | 2018-07-10 | A10 Networks, Inc. | Distributing service sessions |
| CN103773351B (zh) * | 2012-10-25 | 2017-10-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 高盐油藏气驱用泡沫组合物及制备方法和用途 |
| CN102936491B (zh) * | 2012-11-20 | 2015-05-06 | 孙安顺 | 一种弱碱型表面活性复配剂及其中表面活性剂的制备方法 |
| CN103897672B (zh) * | 2012-12-27 | 2016-06-08 | 中国石油天然气集团公司 | 钻井用高抗油发泡剂 |
| CN103965854B (zh) * | 2013-02-05 | 2017-07-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 可用于低渗透油藏的阴阳体系表面活性剂及制备方法 |
| CN103320102B (zh) * | 2013-07-03 | 2016-05-04 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种水平井充氮气钻井用钻井液 |
| CN104694091B (zh) * | 2015-01-15 | 2017-12-19 | 陕西延长石油油田化学科技有限责任公司 | 一种油田用起泡剂及其制备方法 |
| US10876038B2 (en) | 2015-03-10 | 2020-12-29 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Short hydrophobe anionic surfactants |
| EP3101085A1 (en) | 2015-06-01 | 2016-12-07 | Cytec Industries Inc. | Foam-forming surfactant compositions |
| CN105114046A (zh) * | 2015-08-05 | 2015-12-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种增能型泡沫排水采气工艺 |
| CN106590606B (zh) * | 2015-10-20 | 2019-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 耐温抗盐低张力泡沫及其在泡沫封堵中的应用 |
| CN105505366B (zh) * | 2015-12-07 | 2018-05-18 | 东北石油大学 | 一种含羟基取代芳基烷基磺酸盐表面活性剂的弱碱三元复合驱油剂 |
| CN107227147B (zh) * | 2016-03-23 | 2020-08-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种起泡剂和泡沫气驱的方法 |
| CN108003849A (zh) * | 2016-10-28 | 2018-05-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 泥页岩地层泡沫钻井用耐盐强抑制性发泡剂 |
| WO2018104071A1 (de) * | 2016-12-07 | 2018-06-14 | Basf Se | Wässrige zusammensetzungen von paraffininhibitoren |
| CN108949133B (zh) * | 2017-05-19 | 2020-12-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 泡沫驱油体系及其制备方法 |
| MX2021015466A (es) * | 2019-06-19 | 2022-04-20 | Rhodia Operations | Formulaciones espumantes para recuperacion de aceite mejoradas. |
| US11649395B2 (en) * | 2020-03-20 | 2023-05-16 | Cnpc Usa Corporation | Nonionic surfactants employed with extended chain as the oil displacement agent to use in enhanced oil recovery |
| CN114316923A (zh) * | 2020-10-09 | 2022-04-12 | 中石化南京化工研究院有限公司 | 一种微泡沫钻井液用发泡剂体系 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5358045A (en) * | 1993-02-12 | 1994-10-25 | Chevron Research And Technology Company, A Division Of Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery method employing a high temperature brine tolerant foam-forming composition |
| US5661121A (en) * | 1992-11-19 | 1997-08-26 | Berol Nobel Ab | 2-propyl heptanol alkoxylates and process of cleaning hard surfaces therewith |
| DE102004007152A1 (de) * | 2004-02-12 | 2005-08-25 | Basf Ag | Alkylethersulfate |
| US6942031B1 (en) * | 1995-11-27 | 2005-09-13 | Texaco Inc. | Lignosulfonate-acrylic acid graft copolymers as sacrificial agents for carbon dioxide foaming agents |
| WO2005090366A1 (en) * | 2004-03-17 | 2005-09-29 | Clariant International Ltd | Liquid textile-pretreating agent |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA751200A (en) | 1967-01-24 | The Procter & Gamble Company | Process for drilling boreholes in the earth utilizing amine oxide surfactant foaming agent | |
| CA775399A (en) | 1968-01-09 | C. Bond Donald | Foam secondary recovery method requiring low injection pressures | |
| US3251417A (en) * | 1965-02-05 | 1966-05-17 | Exxon Production Research Co | Removal of water from boreholes |
| US5614473A (en) | 1995-05-22 | 1997-03-25 | Rhone-Poulenc Inc. | Use of high purity imidazoline based amphoacetate surfactant as foaming agent in oil wells |
| US6441054B1 (en) * | 2000-03-02 | 2002-08-27 | W.R. Grace & Co.-Conn | Air management in cementitious mixtures having plasticizer and a clay-activity modifying agent |
-
2007
- 2007-07-17 EP EP07787644A patent/EP2046912A1/de not_active Withdrawn
- 2007-07-17 WO PCT/EP2007/057378 patent/WO2008012242A1/de active Application Filing
- 2007-07-17 US US12/374,880 patent/US7842650B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-07-17 BR BRPI0714838-0A patent/BRPI0714838A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2007-07-17 CN CN2007800278015A patent/CN101495593B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-07-17 EA EA200900127A patent/EA018168B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-07-17 MX MX2009000056A patent/MX2009000056A/es active IP Right Grant
- 2007-07-17 CA CA2656462A patent/CA2656462C/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-01-06 NO NO20090056A patent/NO20090056L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5661121A (en) * | 1992-11-19 | 1997-08-26 | Berol Nobel Ab | 2-propyl heptanol alkoxylates and process of cleaning hard surfaces therewith |
| US5358045A (en) * | 1993-02-12 | 1994-10-25 | Chevron Research And Technology Company, A Division Of Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery method employing a high temperature brine tolerant foam-forming composition |
| US6942031B1 (en) * | 1995-11-27 | 2005-09-13 | Texaco Inc. | Lignosulfonate-acrylic acid graft copolymers as sacrificial agents for carbon dioxide foaming agents |
| DE102004007152A1 (de) * | 2004-02-12 | 2005-08-25 | Basf Ag | Alkylethersulfate |
| WO2005090366A1 (en) * | 2004-03-17 | 2005-09-29 | Clariant International Ltd | Liquid textile-pretreating agent |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| VEIBEL S., NIELSEN J.I.: TETRAHYDRON, vol. 23, 1967, pages 1723-1733, XP009090679 the whole document * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2559267C1 (ru) * | 2014-06-24 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов |
| EP3341447A4 (en) * | 2015-08-26 | 2019-03-20 | Rhodia Operations | HIGH-PERFORMANCE ENVIRONMENTALLY FRIENDLY NON-EMULGATOR |
| RU2615002C1 (ru) * | 2016-02-18 | 2017-04-03 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | Состав реагента для увеличения нефтеотдачи пластов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101495593A (zh) | 2009-07-29 |
| BRPI0714838A2 (pt) | 2013-04-02 |
| CN101495593B (zh) | 2013-12-25 |
| US20090325824A1 (en) | 2009-12-31 |
| EP2046912A1 (de) | 2009-04-15 |
| CA2656462A1 (en) | 2008-01-31 |
| CA2656462C (en) | 2013-10-29 |
| WO2008012242A1 (de) | 2008-01-31 |
| EA200900127A1 (ru) | 2009-06-30 |
| NO20090056L (no) | 2009-01-29 |
| US7842650B2 (en) | 2010-11-30 |
| MX2009000056A (es) | 2009-01-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA018168B1 (ru) | Применение состава для образования пены из водных жидкостей, способ добычи нефти и/или природного газа, способ третичной добычи нефти и способ бурения с применением вспениваемого промывочного бурового раствора | |
| US8684080B2 (en) | Use of surfactant mixtures of polycarboxylates for microemulsion flooding | |
| KR101819200B1 (ko) | Ｃ１６ｃ１８ 함유 알킬 프로폭시 계면활성제에 기초한 계면활성제를 이용한 광유 생산 방법 | |
| US9988346B2 (en) | Large hydrophobe surfactants | |
| US9441148B2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery | |
| KR20130016266A (ko) | 부틸렌 옥시드 함유 알킬 알콕실레이트에 기초한 계면활성제를 사용한 광유의 추출 방법 | |
| US8596367B2 (en) | Process for producing mineral oil using surfactants based on C16C18-containing alkyl propoxy surfactants | |
| CN103003385A (zh) | Guerbet醇烷氧基化物表面活性剂及其在提高油采收率应用中的用途 | |
| US20110220366A1 (en) | Process for extracting mineral oil using surfactants based on butylene oxide-containing alkyl alkoxylates | |
| KR20220161348A (ko) | 오일 및 가스 생산을 위한 계면활성제 | |
| KR20140094514A (ko) | C24-guerbet-, c26-guerbet-, c28-guerbet-함유 탄화수소 알콕실레이트의 혼합물을 기초로 하는 계면활성제를 사용하는 광유 제조 방법 | |
| CA2222775A1 (en) | Use of a high purity imidazoline based amphoacetate surfactant as foaming agent in oil wells | |
| EP3652268B1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
| NL9000080A (nl) | Werkwijze voor de secundaire oliewinning onder toepassing van gepropoxyleerde, geethoxyleerde oppervlakte-actieve middelen in zeewater. | |
| EA025838B1 (ru) | Способ смачивания водой поверхностей, которые смочены нефтью | |
| MX2014004890A (es) | Metodo para la produccion de aceite mineral utilizando agentes tensioactivos sobre la base de una mezcla de alcoxilatos de hidrocarburos que contienen c20-guerbet, c22-guerbet, c-24-guerbet. | |
| NO157662B (no) | Sterktskummende, elektrolyttbestandig blanding, samt anvendelse derav ved brnboringsoperasjoner. | |
| CN111088020B (zh) | 采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法 | |
| US9689244B2 (en) | Process for water wetting oil-wet surfaces | |
| CN107201217B (zh) | 一种泥页岩地层泡沫钻井用耐盐强抑制性发泡剂 | |
| EP0177098B1 (en) | Surfactant composition and process for the production of oil using such a composition | |
| KR20230049631A (ko) | 오일 및 가스 생산을 위한 분지형 아미노산 계면활성제 | |
| US20200157409A1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
| WO1991015289A1 (en) | Branched ether surfactants and their use in an enhanced oil recovery process | |
| EP3936492A1 (en) | Foaming composition comprising alkyl lactic esters as foam-boosting agents and use of the alkyl lactic esters |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |