RU2492209C2 - Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора - Google Patents

Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора Download PDF

Info

Publication number
RU2492209C2
RU2492209C2 RU2011132222/03A RU2011132222A RU2492209C2 RU 2492209 C2 RU2492209 C2 RU 2492209C2 RU 2011132222/03 A RU2011132222/03 A RU 2011132222/03A RU 2011132222 A RU2011132222 A RU 2011132222A RU 2492209 C2 RU2492209 C2 RU 2492209C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
reagent
inhibitor
hydrolysis
potassium hydroxide
fresh
Prior art date
Application number
RU2011132222/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011132222A (ru
Inventor
Любовь Козьминична Бруй
Инна Владимировна Добродеева
Татьяна Максимовна Толкачева
Original Assignee
Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" filed Critical Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть"
Priority to RU2011132222/03A priority Critical patent/RU2492209C2/ru
Publication of RU2011132222A publication Critical patent/RU2011132222A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2492209C2 publication Critical patent/RU2492209C2/ru

Links

Images

Landscapes

  • Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
  • Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам получения реагентов-ингибиторов, обладающих дополнительными стабилизирующими свойствами, для обработки буровых растворов на водной основе, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора включает гидролиз полиакрилонитрильного волокна гидроокисью калия при температуре (97-100)°C и периодическом перемешивании в течение 4-5 часов, при этом на завершающей стадии гидролиза в реагент вводят формиат калия при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакрилонитрильное волокно (на сухое вещество) - 8,0-10,0; гидроокись калия - 8,0-10,0; формиат калия - 4,0-4,5; вода - 75,5-80,0. Технический результат - повышение ингибирующих и стабилизирующих свойств. 2 пр., 2 табл., 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам получения реагентов-ингибиторов, обладающих дополнительными стабилизирующими свойствами, для обработки буровых растворов на водной основе, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин.
Известен способ получения ингибитора-флокулянта /1/, который используют в буровых растворах. В качестве ингибитора-флокулянта используют гидрофобизатор и ВВ-1 на основе смеси алкилдиметилбензиламмонийхлорида четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, полученной путем конденсации алкилдиметаламина и бензилхлорида.
Недостатком данного ингибитора является то, что он не обладает стабилизирующими свойствами и поэтому в буровой раствор необходимо дополнительно вводить реагент-стабилизатор.
Наиболее близким к предлагаемому решению является способ получения калий-полиакрилатного реагента Колпана /2/, заключающийся в гидролизе полиакрилонитрила (ПАН) гидроокисью калия (КОН), причем на завершающей стадии процесса гидролиза в реагент вводят хлористый калий (KCl) в массовых долях 10%. Готовый реагент представляет собой гомогенную вязкую жидкость 10%-ной концентрации полиакрилонитрила. Температура замерзания ниже -5°C.
Недостатком является то, что полученный таким способом реагент обладает недостаточно высокими ингибирующими свойствами, а также повышает условную вязкость и в меньшей степени, чем предлагаемый, понижает фильтрацию пресных буровых растворов на водной основе.
Задачей изобретения является улучшение ингибирующих свойств реагента для обработки пресных буровых растворов на водной основе с приданием ему стабилизирующих свойств.
Поставленная задача достигается тем, что в способе получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора, заключающемся в гидролизе полиакрилонитрильного волокна гидроокисью калия, согласно изобретению, гидролиз проводят при температуре (97-100)°C и периодическом перемешивании в течение 4-5 часов, на завершающей стадии гидролиза в реагент вводят формиат калия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
полиакрилонитрильное волокно (на сухое в-во) - 8,0-10,0
гидроокись калия - 8,0-10,0
формиат калия - 4,0-4,5
вода - 75,5-80,0
Изобретение иллюстрируется графиком, где приведена зависимость изменения линейного расширения глинистых образцов.
Предлагаемый способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами отличается от известного введением в реагент нового компонента - формиата калия (HCO2K).
Буровой раствор должен обладать ингибирующими свойствами для уменьшения объема наработки раствора. Присутствие ионов K+ снижает возможность набухания частичек глинистой породы, попадающих в буровой раствор в виде шлама, а также способствует сохранению устойчивости стенки скважины. Формиат калия придает полимерному реагенту гидрофобизирующие свойства, усиливающие эффект ингибирующей способности.
Оптимальное количество ингредиентов, приведенных в формуле, обосновывается следующим образом. Увеличение количества полимера в рецептуре более чем 10 мас.% не целесообразно из-за увеличения стоимости продукции, а уменьшение (менее 8 мас.%) - из-за снижения стабилизирующих свойств реагента (табл.1). Снижение количества вводимой гидроокиси калия приведет к повышению времени проведения гидролиза (а, следовательно, к повышению расхода энергии), увеличение количества - к необоснованному удорожанию продукции и повышению фильтрации раствора.
Приведем примеры осуществления данного способа получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами в лабораторных условиях.
Пример 1.
Для расчета количества полиакрилонитрильного волокна необходимо определить его исходную влажность. Зная влажность, рассчитывают количество товарного ПАН в пересчете на сухое вещество.
Для приготовления 1 л реагента в коническую колбу объемом 2 л помещают 100 г (в пересчете на сух. в-во) волокна ПАН, добавляют 100 г гидроокиси калия и до отметки 1 л заливают водопроводной водой. Помещают колбу на электроплитку и проводят гидролиз при температуре (97-100)°C с периодическим перемешиванием в течение 4-5 часов до полного растворения полиакрилонитрильного волокна. В случае испарения воды подливают ее до отметки 1 л. В конце гидролиза добавляют 30 мл (или 45 г) формиата калия.
Для приготовления пресного глинистого бурового раствора в стакан наливают 920 см3 воды питьевой и насыпают (80±0,5) г глинопорошка. Содержимое перемешивают миксером или мешалкой с числом оборотов не менее 7000 в минуту в течение 20-30 мин.
Раствор глинопорошка в воде оставляют для набухания на 24 часа, затем перемешивают миксером или мешалкой с числом оборотов не менее 7000 в минуту в течение 20 минут.
Для определения ингибирующих и стабилизирующих свойств полученного реагента необходимо провести им обработку пресного глинистого раствора. Для этого к 500 мл пресного глинистого раствора при постоянном перемешивании постепенно вводят 10 мл (2 об.% к объему раствора) реагента. Раствор перемешивают в течение 30-40 минут.
Пример 2.
Для приготовления 1 л реагента с другим количеством активного вещества в коническую колбу объемом 2 л помещают 80 г (в пересчете на сух. в-во) волокна ПАН, добавляют 100 г гидроокиси калия и до отметки 1 л заливают водопроводной водой. Помещают колбу на электроплитку и проводят гидролиз при температуре (97-100)°C при периодическом перемешивании в течение 4-5 часов до полного растворения нитронного волокна. При испарении воды подливают ее до отметки 1 л. В конце гидролиза добавляют 25 мл (или 40 г) формиата калия. Приготовление пресного глинистого раствора и обработку реагентом осуществляют аналогично описанию этого процесса в примере 1. По аналогии проводят приготовления реагента по другим вариантам рецептуры.
Технологические параметры пресных глинистых растворов (плотностью 1,04 г/см3), обработанных реагентами-ингибиторами, и приготовленных согласно примерам, приведены в таблице 1.
Как видно из табл.1 увеличение количества волокна ПАН, КОН и HCO2K в рецептуре реагента (рецептуры №7, 8 и 9) ухудшают стабилизирующие свойства глинистого раствора, т.е. повышаются значения условной вязкости и фильтрации.
Снижение времени проведения гидролиза и содержания гидроксида калия (рецептуры №1 и 4) ведет к неполной степени гидролиза.
Рецептуры №2 и 3, 5 и 6 содержат оптимальное количество ингредиентов для реализации способа получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора.
Таблица 1
Наименова
ние параметра
8%-ный палыгорскитовый раствор Содержание компонентов в рецептуре реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами, мас.%
№ рецептуры 1 2 3 4 5 6 7 8 9
ПАН - 10 10 10 10 8 8 8 11 10
КОН - 10 10 8 7 8 10 11 10 10
HCO2K - 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4 5 4,5 5
H2O - 75,5 75,5 77,5 78,5 79,5 78 76 74,5 75
Время гидролиза, ч 3,5 4 5 5 5 4,5 4,5 5 4
Вязкость, с 24 - - 30 35 - 39 36 45 50 34
Филь трация, см3/30 мин 65 - - 7 8 - 8 9 12 11 10
Степень гидролиза реагента * - - непол
ная
полная полная непол
ная
полная полная полная полная полная
*Неполная степень гидролиза - если в реагенте присутствуют не растворившиеся волокна ПАН.
В табл.2 приведены сравнительные значения технологических параметров пресных глинистых растворов, обработанных реагентами, приготовленными согласно известному и предлагаемому способам.
Таблица 2
Наименование параметра №1 №2 №3
8%-ный палыгорскитовый раствор (исходный раствор) №1+2 об.% Колпана (прототип) №1+2 об.% реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами (время гидролиза - 5 ч)
- ПАН - 10%, ПАН - 10%,
КОН - 10%, КОН - 10%,
KCl - 10%, HCO2K - 4,5%,
H2O - 70% H2O - 75,5%
Вязкость, с 24 46 30
Фильтрация, см3/30 мин 65 12 7
Как видно из таблицы 2, значения технологических параметров (условная вязкость и фильтрация) пресного глинистого раствора, обработанного предлагаемым реагентом-ингибитором со стабилизирующими свойствами, ниже, чем у раствора, обработанного Колпаном, что говорит о его лучшей стабилизирующей способности.
Ингибирующее действие реагентов определялось на приборе OFITE LINEAR SWELL METER (тестер линейного расширения глинистого образца) /З/. На графике показано изменение во времени линейного расширения глинистых образцов в контрольном варианте - 8%-ом палыгорскитовом растворе (кривая 1) и исследуемых пресных палыгорскитовых растворах, обработанных реагентом-ингибитором со стабилизирующими свойствами (прототипом и предлагаемым реагентом -кривые 2 и 3 соответственно) при температуре 40°C.
Из графика видно, что в пресном глинистом растворе, обработанном предлагаемым реагентом-ингибитором (кривая 3), процент линейного расширения глинистого образца во времени при температуре 40°C ниже, чем в среде раствора, обработанного Колпаном (прототипом - кривая 2). Увеличение количества формиата калия существенно не повышает ингибирующую способность реагента.
Осуществление способа получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами на производстве (технологическая цепочка) производится в несколько этапов:
- измельчение полиакрилонитрильного волокна;
- определение влажности волокна;
- определение количества загружаемых в реактор компонентов из расчета:
полиакрилонитрильное волокно (на сухое вещество) - 8-10 мас.% от объема готовой продукции,
гидроокись калия - 8-10 мас.% от объема готовой продукции,
формиат калия - 4,0-4,5 мас.% (2,5-3,0 об.%),
вода - (до объема готовой продукции);
- загрузка исходных компонентов и воды в реактор;
- проведение гидролиза волокна при температуре 97-100°C при периодическом перемешивании в течение 4-5 часов;
- пережим-фильтрование реагента;
- улавливание выделяющегося аммиака;
- слив и усреднение готовой продукции;
- определение основных параметров реагента согласно техническим условиям.
Реагент считается готовым, когда волокно полностью прореагирует с гидроокисью калия и будет соответствовать техническим нормам.
Таким образом, способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами, заключающийся в проведении гидролиза полиакрилонитрильного волокна в среде гидроокиси калия в течение 4-5 часов и вводом в конце гидролиза формиата калия, позволил получить реагент, обладающий лучшими ингибирующей и стабилизирующей способностями. Обработка пресного глинистого бурового раствора данным реагентом-ингибитором позволит снизить осложненность бурения надсолевого комплекса пород путем снижения наработки бурового раствора и повышения устойчивости глинистых пород.
Источники информации
1. RU 2006498 C1, МПК C09K 7/02, 30.01.1994
2. RU 2242492 C2, МПК C09K 7/02, 2004.07.20
3. http://www.ofite.com/products/150-80.asp

Claims (1)

  1. Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора, заключающийся в гидролизе полиакрилонитрильного волокна гидроокисью калия, отличающийся тем, что гидролиз проводят при температуре 97-100°C и периодическом перемешивании в течение 4-5 ч, на завершающей стадии гидролиза в реагент вводят формиат калия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
    полиакрилонитрильное волокно (на сухое в-во) 8,0-10,0 гидроокись калия 8,0-10,0 формиат калия 4,0-4,5 вода 75,5-80,0
RU2011132222/03A 2011-07-29 2011-07-29 Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора RU2492209C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011132222/03A RU2492209C2 (ru) 2011-07-29 2011-07-29 Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011132222/03A RU2492209C2 (ru) 2011-07-29 2011-07-29 Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011132222A RU2011132222A (ru) 2013-02-10
RU2492209C2 true RU2492209C2 (ru) 2013-09-10

Family

ID=49119465

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011132222/03A RU2492209C2 (ru) 2011-07-29 2011-07-29 Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2492209C2 (ru)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2006498C1 (ru) * 1991-12-11 1994-01-30 Петров Николай Александрович Буровой раствор
RU2021320C1 (ru) * 1992-03-16 1994-10-15 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники Способ получения реагента - стабилизатора бурового раствора
RU2163248C2 (ru) * 1998-12-16 2001-02-20 Акционерная нефтяная компания Башнефть Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах
RU2242492C2 (ru) * 2003-01-29 2004-12-20 Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов
CN101864283A (zh) * 2009-12-11 2010-10-20 中国石油集团钻井工程技术研究院 一种含胺化合物的水基钻井液组合物
CN101955757A (zh) * 2010-08-25 2011-01-26 石家庄华莱化工有限公司 钻井液用水解聚丙烯腈-复合铵盐
RU2436946C2 (ru) * 2005-07-13 2011-12-20 Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. Набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2006498C1 (ru) * 1991-12-11 1994-01-30 Петров Николай Александрович Буровой раствор
RU2021320C1 (ru) * 1992-03-16 1994-10-15 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники Способ получения реагента - стабилизатора бурового раствора
RU2163248C2 (ru) * 1998-12-16 2001-02-20 Акционерная нефтяная компания Башнефть Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах
RU2242492C2 (ru) * 2003-01-29 2004-12-20 Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов
RU2436946C2 (ru) * 2005-07-13 2011-12-20 Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. Набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости
CN101864283A (zh) * 2009-12-11 2010-10-20 中国石油集团钻井工程技术研究院 一种含胺化合物的水基钻井液组合物
CN101955757A (zh) * 2010-08-25 2011-01-26 石家庄华莱化工有限公司 钻井液用水解聚丙烯腈-复合铵盐

Also Published As

Publication number Publication date
RU2011132222A (ru) 2013-02-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Martınez et al. Role of exopolymeric protein on the settleability of nitrifying sludges
Al-Risheq et al. Destabilization of stable bentonite colloidal suspension using choline chloride based deep eutectic solvent: Optimization study
CN113582316A (zh) 一种二硫代氨基甲酸盐类清水剂及其制备方法和应用
Iritani et al. Synergy effect of ultrasonication and salt addition on settling behaviors of activated sludge
RU2492209C2 (ru) Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора
Abiola Appraisal of cassava starch as coagulant aid in the alum coagulation of congo red from aqua system
Martinez et al. Oscillations of exopolymeric composition and sludge volume index in nitrifying flocs
CN1880239A (zh) 一种复合絮凝剂的制备方法
JP4366315B2 (ja) 脱イオン水から石灰水を製造するための方法および装置
Kulagin et al. Nanotechnology cavitational effects in the heat-and-power engineering and other branches of production
Braul et al. Cold water effects on enhanced coagulation of high DOC, low turbidity water
SK59694A3 (en) Composition on aluminum polychloride and salt of iron basis, method of its preparation and its using for water treatment
CN101445282A (zh) 稠油、超稠油石化废水高效絮凝剂及其制备方法
US4147657A (en) Mixing reactive liquids and preparing coagulant aids
CN113444238A (zh) 一种阳离子-非离子反相破乳剂及其制备方法
RU2386666C1 (ru) Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов
RU2321611C1 (ru) Реагент для обработки буровых растворов и способ его получения
RU2756820C1 (ru) Способ получения модифицированного лигносульфонатного реагента для обработки бурового раствора
RU2763571C1 (ru) Буровой раствор
Abdulazeez et al. Feasibility of using kaolin suspension as synthetic sludge sample
Sanga et al. Effect of deionization on activated sludge characteristics: A case study of activated sludge culture with tap water and distilled water
Menkiti et al. Deturbidization of petroleum-produced water by novel mucuna seed: Characterization, kinetics, and statistical analyses
RU2737605C1 (ru) Состав для гидравлического разрыва пласта
RU2410405C1 (ru) Утяжеленный буровой раствор
US20220033704A1 (en) Alginates for corrosion and scale control

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190730