пенообразующий состав

Формула изобретения

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

Описание изобретения к патенту

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 -25^oС, 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 мПас.

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