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 PDFInfo
- 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
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)
- 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
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)
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 |
-
2011
- 2011-07-29 RU RU2011132222/03A patent/RU2492209C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
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 |