RU2531708C1 - Пенообразующий состав - Google Patents
Пенообразующий состав Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531708C1 RU2531708C1 RU2013128545/03A RU2013128545A RU2531708C1 RU 2531708 C1 RU2531708 C1 RU 2531708C1 RU 2013128545/03 A RU2013128545/03 A RU 2013128545/03A RU 2013128545 A RU2013128545 A RU 2013128545A RU 2531708 C1 RU2531708 C1 RU 2531708C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- sodium tetraborate
- foaming composition
- sulfanol
- Prior art date
Links
Landscapes
- Cosmetics (AREA)
Abstract
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.%:
1 табл.
Description
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.
Claims (1)
- 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
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
AZA20120092 | 2012-07-18 | ||
AZA20120092 | 2012-07-18 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2531708C1 true RU2531708C1 (ru) | 2014-10-27 |
Family
ID=53382091
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013128545/03A RU2531708C1 (ru) | 2012-07-18 | 2013-06-21 | Пенообразующий состав |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2531708C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2710060C2 (ru) * | 2015-04-30 | 2019-12-24 | Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк | Пенообразующая композиция с совместным применением поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1058994A1 (ru) * | 1982-06-14 | 1983-12-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Безглинистый буровой раствор дл заканчивани скважин |
US4797223A (en) * | 1988-01-11 | 1989-01-10 | Rohm And Haas Company | Water soluble polymers for detergent compositions |
SU1458556A1 (ru) * | 1987-02-09 | 1989-02-15 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Состав дл изол ции водопритока в скважину |
RU2047639C1 (ru) * | 1992-02-10 | 1995-11-10 | Иванов Владислав Андреевич | Пенообразующий состав для освоения скважин |
RU2050409C1 (ru) * | 1992-09-28 | 1995-12-20 | Научно-исследовательский и проектный институт химической промышленности | Моющее средство для стирки |
RU2129591C1 (ru) * | 1997-06-11 | 1999-04-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Экохиммаш" | Моющее средство для обработки молочного оборудования |
-
2013
- 2013-06-21 RU RU2013128545/03A patent/RU2531708C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1058994A1 (ru) * | 1982-06-14 | 1983-12-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Безглинистый буровой раствор дл заканчивани скважин |
SU1458556A1 (ru) * | 1987-02-09 | 1989-02-15 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Состав дл изол ции водопритока в скважину |
US4797223A (en) * | 1988-01-11 | 1989-01-10 | Rohm And Haas Company | Water soluble polymers for detergent compositions |
RU2047639C1 (ru) * | 1992-02-10 | 1995-11-10 | Иванов Владислав Андреевич | Пенообразующий состав для освоения скважин |
RU2050409C1 (ru) * | 1992-09-28 | 1995-12-20 | Научно-исследовательский и проектный институт химической промышленности | Моющее средство для стирки |
RU2129591C1 (ru) * | 1997-06-11 | 1999-04-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Экохиммаш" | Моющее средство для обработки молочного оборудования |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
8 * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2710060C2 (ru) * | 2015-04-30 | 2019-12-24 | Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк | Пенообразующая композиция с совместным применением поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9296936B1 (en) | Preparation method of a wettability reversal agent | |
RU2690986C2 (ru) | Извлечение нефти с помощью поверхностно-активных веществ при использовании эфиров сульфоната и спирта и катионных поверхностно-активных веществ | |
CN103509544B (zh) | 一种泡沫酸及其制备和使用方法 | |
RU2017139511A (ru) | Пенообразующая композиция с совместным применением поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи | |
CN102295919B (zh) | 一种无氟酸化用助排剂 | |
NL8501691A (nl) | Oppervlakteaktievestofsamenstelling. | |
CN108473858A (zh) | 用于提高采油率的石油表面活性剂的稳定 | |
RU2567579C1 (ru) | Буровой раствор | |
RU2531708C1 (ru) | Пенообразующий состав | |
US11584881B2 (en) | Low-temperature stabilized surfactant blend for enhanced oil recovery | |
RU2494136C1 (ru) | Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов | |
RU2582197C1 (ru) | Буровой раствор | |
RU2550617C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты) | |
RU2655685C1 (ru) | Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт | |
CN103374344B (zh) | 一种破胶后具有表面活性的压裂液体系 | |
RU2460755C2 (ru) | Тампонажный материал для цементирования обсадных колонн и способ его приготовления | |
JP6285161B2 (ja) | 水中コンクリート用混和剤、水中コンクリート、および水中コンクリートの製造方法 | |
RU2424271C1 (ru) | Жидкость для гидравлического разрыва пласта | |
RU2657918C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин | |
RU2654112C1 (ru) | Пеноцементный тампонажный материал | |
RU2445337C1 (ru) | Буровой раствор на углеводородной основе | |
RU2322476C1 (ru) | Жидкость для гидравлического разрыва пласта | |
RU2689939C2 (ru) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором | |
RU2606601C1 (ru) | Технологическая жидкость для освоения скважин | |
RU2813763C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180622 |