RU2789868C2 - Способ получения реагента для глинистых буровых растворов - Google Patents
Способ получения реагента для глинистых буровых растворов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2789868C2 RU2789868C2 RU2021103417A RU2021103417A RU2789868C2 RU 2789868 C2 RU2789868 C2 RU 2789868C2 RU 2021103417 A RU2021103417 A RU 2021103417A RU 2021103417 A RU2021103417 A RU 2021103417A RU 2789868 C2 RU2789868 C2 RU 2789868C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- temperature
- aqueous solution
- reagent
- ammonium polyphosphate
- sodium lignosulfonate
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки глинистых буровых растворов. Технический результат - эффективное снижение показателей условной вязкости в условиях температурной агрессии. Способ получения реагента для глинистых буровых растворов включает модифицирование 50%-ного водного раствора лигносульфоната натрия с последующим высушиванием. Причем модифицирование проводят в две стадии: на первой стадии сульфированным компонентом при температуре 60°С в течение 1 ч, на второй - 50%-ным водным раствором полифосфата аммония при температуре 50°С в течение 1 ч, а исходные компоненты используют при следующем соотношении, мас.%: 50%-ный водный раствор лигносульфоната натрия 95; сульфированный компонент 3; 50%-ный водный раствор полифосфата аммония 2. Используемый сульфированный компонент получают путем сульфирования при температуре 80°С в течение 1,5 ч смеси тяжелых нефтяных остатков нефтепереработки с суммарным содержанием ароматических углеводородов не ниже 50 мас.% отработанной серной кислотой процесса алкилирования изоалканов алкенами с концентрацией H2SO4 70-72 мас.%, взятых в массовом соотношении указанная смесь тяжелых нефтяных остатков : указанная отработанная серная кислота 1:2. 2 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки буровых глинистых растворов в различных горно-геологических условиях.
Известны способы получения лигносульфонатных реагентов - понизителей вязкости и регуляторов структурно-механических свойств буровых глинистых растворов с использованием реакций окисления, замещения и комплексообразования.
Известен способ приготовления лигносульфонатного реагента для обработки буровых растворов, основанный на взаимодействии лигносульфоната с бихроматом щелочного металла при 80-90°С в водной среде [SU 1491878, кл. С09К 8/20, 1986].
Недостатком способа является опасность гелеобразования при повышенной температуре и содержание токсичного хрома в готовом реагенте.
Известен способ получения модифицированного феррохромлигносуль-фонатного реагента [Патент РФ № 2606005, кл. С09К8/035, опубл. 10.01.2017. Бюл. № 1] путем обработки лигносульфонатов двухвалентным сернокислым железом, бихроматом натрия и дополнительным введением комплексона трифосфата натрия.
Основной недостаток известного технического решения заключается в ограниченности температурного предела применения реагента до 190°С и содержании токсичного хрома в составе, что значительно увеличивает экологические риски при его применении.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ получения бурового реагента для глинистых буровых растворов [Патент РФ № 2708428 С1, кл. С09К 8/035, опубл. 06.12.2019. Бюл. № 34], включающий модифицирование водного раствора лигносульфоната натрия сульфированным компонентом с последующим высушиванием, причем в качестве сульфированного компонента используют продукт, полученный путем сульфирования тяжелых нефтяных остатков (СНО) отработанной серной кислотой процесса алкилирования изобутана олефинами.
Основной недостаток известного технического решения заключается в невысокой разжижающей способности реагента и ограниченности применения бурового реагента в условиях высоких температур.
Задачей изобретения является получение реагента для глинистых буровых растворов, обладающего высокой разжижающей способностью и термостабильностью.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в заявляемом способе получения реагента за счет модифицирования 50%-ного водного раствора лигносульфоната натрия, с последующим высушиванием, проводят две стадии: на первой стадии сульфированным компонентом при температуре 60°С в течение 1 ч, на второй - 50%-ным водным раствором полифосфата аммония при температуре 50°С в течение 1 ч, а исходные компоненты используют при следующем соотношении, мас.%:
50%-ный водный раствор лигносульфоната натрия | 95 |
сульфированный компонент | 3 |
50%-ный водный раствор полифосфата аммония | 2, |
причем сульфированный компонент получают путем сульфирования при температуре 80°С в течение 1,5 ч смеси тяжелых нефтяных остатков нефтепереработки с суммарным содержанием ароматических углеводородов не ниже 50 мас.% отработанной серной кислотой процесса алкилирования изоалканов алкенами с концентрацией Н2SO4 70-72 мас.%, взятых в массовом соотношении указанная смесь тяжелых нефтяных остатков : указанная отработанная серная кислота 1:2.
Предложенный способ обеспечивает получение реагента для глинистых буровых растворов, обладающего эффективным снижением показателей условной вязкости и устойчивостью к температурной (до 200°С) агрессии.
В качестве лигносульфонатов натрия используют лигносульфонаты технические жидкие сульфитного способа производства ОАО «Сяський ЦБК», СТО 08418-022-2010, [СТО 43508418-022-2010 «Лигносульфонаты технические жидкие»]; ОАО ПЦБК по ТУ 2455-101-24086615-2015, лигносульфонаты технические порошкообразные по ТУ 2455-055-58901825-2008, 2455-347-05133190-2014. Следующее сырье представляет собой смесь тяжелых нефтяных остатков (СНО), - нерастворимый продукт висбрекинга тяжелых нефтяных остатков нефтепереработки (мазут, гудрон и т.д. с температурой кипения 350°С и выше), содержащая в своем составе: парафино-нафтеновые соединения - 23,8 мас.%; ароматические соединения - 52,6 мас.%; смолы и асфальтены - 23,6 мас.%; а также отработанная серная кислота процесса сернокислотного алкилирования изоалканов алкенами (ОСК) и полифосфат аммония.
Анализ известных способов получения термостойких лигносульфонатных реагентов для бурения показывает, что способ модифицирования лигносульфоната натрия с последовательным введением сульфированной добавки и полифосфата аммония, неизвестен.
При таком способе модифицирования лигносульфоната натрия сульфированной добавкой на основе смеси тяжелых нефтяных остатков обуславливается повышение общего молекулярного веса активной основы и суммарное увеличение ионогенных групп (сульфоновых, карбоксилов, фенольных гидроксилов и др.). Ионогенные группы в составе реагента-понизителя вязкости взаимодействуют с атомами кристаллической решетки глины, тем самым связывая определенное количество воды из жидкой фазы, что способствует снижению условной вязкости глинистого раствора.
Для стабилизации и улучшения показателей лигносульфоната натрия модифицированного сульфированной добавкой вводят соединение, содержащее фосфоновые группы: полифосфат аммония. Полифосфат аммония - высокомолекулярное соединение, устойчивое в пределах воздействия высоких температур. Введение полифосфата аммония способствует усилению разжижающего эффекта и устойчивости к температурной агрессии до 200°С.
Совместное модифицирование лигносульфоната натрия сульфированной добавкой и полифосфатом аммония обуславливает стабилизирующей эффект глинистого раствора, эффективное снижение условной вязкости в условиях повышенной температуры (до 200°С) по сравнению с известными техническими решениями.
Пример осуществления способа получения реагента для глинистых буровых растворов.
Предварительно получают сульфированный компонент, для этого в смесь тяжелых нефтяных остатков (СНО) взятого в количество 1 мас.ед., вводят по каплям при постоянном перемешивании, сульфирующий агент - отработанную серную кислоту процесса алкилирования изоалканов алкенами концентрацией, взятую в количестве - 2 мас.ед. Процесс сульфирования ведут при температуре 80°С в течение 1,5 часов. Сульфированный компонент диспергируют в 50%-ный водный раствор лигносульфоната натрия, взятого в количестве 95 мас.%. Первую стадию модификации проводят в течение 1 часа при температуре 60°С. Во второй стадии модификации в реакционную массу для дополнительного модифицирования вводят полифосфат аммония в виде 50%-ного водного раствора в количестве - 2 мас.%. Процесс дополнительного модифицирования проводят в течение 1 часа при температуре 50°С.
Далее реакционную массу высушивают на распылительной сушилке с получением порошкообразного готового реагента.
В таблице 1 приведены примеры составов опытных реагентов, а в таблице 2 их влияние на свойства глинистого бурового раствора в условиях высоких температур.
По результатам таблицы 1 оптимальным режимом при проведении процесса модификации лигносульфоната натрия сульфированной добавкой и полифосфатом аммония является: смесь тяжелых нефтяных остатков (СНО) -1,0 мас.%, отработанная серная кислота процесса сернокислотного алкилирования изоалканов алкенами (ОСК) - 2,0 мас.%, полифосфат аммония-2,0 мас.%; температура процесса сульфирования - 80°С, продолжительность процесса - 1,5 часа; температура процесса диспергирования сульфированной добавки в массу лигносульфоната натрия - 60°С, продолжительность процесса-1,0 час; температура процесса дополнительной модификации полифосфатом аммония - 50°С, продолжительность процесса - 1,0 час.
Таким образом, показана принципиальная возможность получения реагента для буровых глинистых растворов на основе лигносульфоната натрия путем модифицирования сульфированной добавкой с применением дополнительной модификацией полифосфатом аммония.
Для определения термостабильности испытуемых реагентов в качестве исходного был использован глинистый раствор (ИГР), приготовленный из Серпуховского глинопорошка марки ПБМВ со следующими параметрами: УВ=64 с, η=16 мПа⋅с, τ0=68 дПа, СНС1/10=92/114 дПа (таблица 2).
На основании полученных результатов в таблице 2, установлено, что исходный лигносульфонат натрия при введении 0,5 мас.% навески в глинистый раствор способен снижать показатель условной вязкости с 64 до 42 с, однако воздействие высокой температуры (200°С) вызывает резкое снижение разжижающей способности и загустение глинистого раствора.
Модификация лигносульфоната натрия только сульфированным компонентом увеличивает эффективность снижения условной вязкости с 64 до 37 с при температуре 20°С, но не способствует устойчивости параметров с увеличением температуры до 200°С.
Для стабилизации и улучшения рассматриваемых показателей в состав лигносульфоната натрия, модифицированного сульфированным компонентом, вводится дополнительно полифосфат аммония.
Полифосфат аммония в глинистом растворе эффективно снижает условную вязкость в диапазоне температур от 20 до 200°С и при введение в модифицированный лигносульфонат натрия оказывает синергетический эффект положительных качественных параметров.
Таким образом полученный модифицированный лигносульфонатный реагент характеризуется устойчивостью к воздействию температур в диапазоне от 20 до 200°С и снижает показатель условной вязкости глинистого раствора с 64 до 25 с, в сравнении с прототипом, который снижает условную вязкость глинистого раствора с 64 с до 30 с при температуре 20°С, однако воздействие температуры 200°С приводит к коагуляции глинистого раствора.
Комплекс проведенных экспериментов показал, что опытный реагент, на основе лигносульфоната натрия, модифицированного сульфированным компонентом и полифосфатом аммония, является высокоэффективным реагентом для улучшения качества буровых промывочных жидкостей в условиях высоких температур от 20 до 200°C.
Примеры состава опытного реагента
Таблица 1 | |||||||||
Условия проведения процесса | Характеристика реагента | ||||||||
№ п/п |
Лигносульфонат, 50%-ный водный раствор, мас.% |
СНО, мас.% |
ОСК, мас.% |
Полифосфат аммония мас.% |
Т, °C |
Время, ч |
Растворимость, % |
УВ*, с |
ПР, % |
1 | - | 1,0 | 1,0 | - | 40,0 | 1,0 | 51,0 | 52,0 | 18,8 |
2 | - | 1,0 | 1,0 | - | 60,0 | 1,0 | 64,0 | 50,5 | 21,1 |
3 | - | 1,0 | 1,0 | - | 80,0 | 1,0 | 72,0 | 49,0 | 23,4 |
4 | - | 1,0 | 1,0 | - | 100,0 | 1,0 | 56,0 | 51,0 | 20,3 |
5 | - | 1,0 | 1,0 | - | 80,0 | 1,5 | 79,0 | 48,0 | 25,0 |
6 | - | 1,0 | 1,0 | - | 80,0 | 2,0 | 67,0 | 50,0 | 21,8 |
7 | - | 1,0 | 1,0 | - | 80,0 | 2,5 | 65,0 | 50,3 | 21,4 |
8 | - | 1,0 | 1,5 | - | 80,0 | 1,5 | 82,0 | 46,0 | 28,1 |
9 | - | 1,0 | 2,0 | - | 80,0 | 1,5 | 93,0 | 43,0 | 32,8 |
10 | - | 1,0 | 2,5 | - | 80,0 | 1,5 | 86,0 | 45,0 | 29,7 |
11 | 97,0 | 1,0 | 2,0 | - | 60,0 | 1,0 | 98,0 | 37,0 | 42,2 |
12 | 97,0 | 1,0 | 2,0 | - | 60,0 | 2,0 | 97,8 | 37,0 | 42,2 |
13 | 97,0 | 1,0 | 2,0 | - | 60,0 | 3,0 | 97,9 | 37,3 | 41,7 |
14 | 97,0 | 1,0 | 2,0 | - | 80,0 | 1,0 | 97,7 | 37,5 | 41,4 |
15 | 96,5 | 1,0 | 2,0 | 0,5 | 50,0 | 1,0 | 98,0 | 32,0 | 50,0 |
16 | 96,0 | 1,0 | 2,0 | 1,0 | 50,0 | 1,0 | 98,1 | 29,5 | 53,9 |
17 | 95,0 | 1,0 | 2,0 | 2,0 | 50,0 | 1,0 | 98,5 | 25,0 | 60,9 |
18 | 94,0 | 1,0 | 2,0 | 3,0 | 50,0 | 1,0 | 98,2 | 27,0 | 57,8 |
19 | 95,0 | 1,0 | 2,0 | 2,0 | 80,0 | 1,0 | 98,0 | 26,5 | 58,6 |
20 | 95,0 | 1,0 | 2,0 | 2,0 | 50,0 | 2,0 | 98,1 | 27,0 | 57,8 |
Примечания: 1. Навеска реагентов - 0,5% от объема глинистого раствора 2. УВ-условная вязкость, с; ПР-показатель разжижения, %; 3. Параметры исходного глинистого раствора: УВ=64 с. |
Состав | Показатели свойств раствора | |||||
р, г/м3 | УВ, с |
η пл, мПас | τ0, дПа | СНС, д Па | ||
1 мин | 10 мин | |||||
Т = 20°С | ||||||
1 Исходный глинистый раствор | 1080 | 64 | 16 | 68 | 92 | 114 |
№ 1 + 0,5% лигносульфонат натрия | 1080 | 42 | 12 | 58 | 78 | 128 |
№ 1 + 0,5% реагента, модифицированного первой стадией | 1080 | 37 | 10 | 47 | 59 | 103 |
№1 + 0,5% реагента, модифицированного двумя стадиями | 1080 | 25 | 10 | 32 | 20 | 32 |
№ 1 + 0,5% наиболее близкий аналог | 1080 | 30 | 11 | 47 | 59 | 103 |
Термостатирование при Т = 200°С, 3 часа | ||||||
№ 1 + 0,5% лигносульфонат натрия | 1100 | не течет | - | - | - | - |
№ 1 + 0,5% реагента, модифицированного первой стадией | 1080 | 76 | 27 | 63 | 106 | 133 |
№ 1 + 0,5% реагента, модифицированного двумя стадиями | 1080 | 30 | 10 | 40 | 57 | 78 |
№ 1 + 0,5% наиболее близкий аналог | 1100 | не течет | - | - | - | - |
Влияние состава реагента на термостойкость глинистого бурового раствора
Таблица 2
Claims (3)
- Способ получения реагента для глинистых буровых растворов, включающий модифицирование 50%-ного водного раствора лигносульфоната натрия с последующим высушиванием, отличающийся тем, что модифицирование проводят в две стадии: на первой стадии сульфированным компонентом при температуре 60°С в течение 1 ч, на второй - 50%-ным водным раствором полифосфата аммония при температуре 50°С в течение 1 ч, а исходные компоненты используют при следующем соотношении, мас.%:
-
50%-ный водный раствор лигносульфоната натрия 95 сульфированный компонент 3 50%-ный водный раствор полифосфата аммония 2, - причем сульфированный компонент получают путем сульфирования при температуре 80°С в течение 1,5 ч смеси тяжелых нефтяных остатков нефтепереработки с суммарным содержанием ароматических углеводородов не ниже 50 мас.% отработанной серной кислотой процесса алкилирования изоалканов алкенами с концентрацией H2SO4 70-72 мас.%, взятых в массовом соотношении указанная смесь тяжелых нефтяных остатков : указанная отработанная серная кислота 1:2.
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2021103417A RU2021103417A (ru) | 2022-08-12 |
RU2789868C2 true RU2789868C2 (ru) | 2023-02-14 |
Family
ID=
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2825132C1 (ru) * | 2023-12-06 | 2024-08-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ получения реагента для глинистых буровых растворов |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4447339A (en) * | 1981-06-26 | 1984-05-08 | Reed Lignin, Inc. | Oil well drilling clay conditioners and method of their preparation |
RU2606005C1 (ru) * | 2015-09-21 | 2017-01-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ получения модифицированного феррохромлигносульфонатного реагента |
RU2688694C1 (ru) * | 2018-11-26 | 2019-05-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ получения сульфонатов |
RU2708428C1 (ru) * | 2018-12-26 | 2019-12-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ получения бурового реагента для глинистых растворов |
RU2738153C1 (ru) * | 2020-04-21 | 2020-12-08 | Ирина Амировна Четвертнева | Способ получения реагента для обработки буровых растворов |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4447339A (en) * | 1981-06-26 | 1984-05-08 | Reed Lignin, Inc. | Oil well drilling clay conditioners and method of their preparation |
RU2606005C1 (ru) * | 2015-09-21 | 2017-01-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ получения модифицированного феррохромлигносульфонатного реагента |
RU2688694C1 (ru) * | 2018-11-26 | 2019-05-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ получения сульфонатов |
RU2708428C1 (ru) * | 2018-12-26 | 2019-12-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ получения бурового реагента для глинистых растворов |
RU2738153C1 (ru) * | 2020-04-21 | 2020-12-08 | Ирина Амировна Четвертнева | Способ получения реагента для обработки буровых растворов |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КИСТЕР Э.Г. Химическая обработка буровых растворов, Москва, "Недра", 1972, с. 136-156. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2825132C1 (ru) * | 2023-12-06 | 2024-08-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ получения реагента для глинистых буровых растворов |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4101425A (en) | Non-aqueous acid emulsion composition and method for acid-treating siliceous geological formations | |
FI62675B (fi) | Preparat bestaoende av lignosulfonater och ett foerfarande foer framstaellning av detsamma | |
FR2980482A1 (fr) | Dispersant et fluide de forage le contenant | |
CA2923597C (en) | Method for chemically controlling delay time for breaking polymers | |
RU2789868C2 (ru) | Способ получения реагента для глинистых буровых растворов | |
CN112125564B (zh) | 一种萘系减水剂 | |
CN110713824B (zh) | 抗吸附复合驱油体系及其制备方法 | |
EP2661467B1 (en) | A cross-linking method and articles produced thereby | |
RU2709043C1 (ru) | Способ получения лигносульфонатного реагента для обработки бурового раствора | |
RU2375404C1 (ru) | Способ получения бурового реагента | |
RU2825132C1 (ru) | Способ получения реагента для глинистых буровых растворов | |
RU2606005C1 (ru) | Способ получения модифицированного феррохромлигносульфонатного реагента | |
WO2017039483A1 (ru) | Вещество для очистки сточных вод и способ его получения | |
RU2708428C1 (ru) | Способ получения бурового реагента для глинистых растворов | |
RU2756820C1 (ru) | Способ получения модифицированного лигносульфонатного реагента для обработки бурового раствора | |
RU2152419C1 (ru) | Способ получения лигносульфонатного реагента для буровых растворов | |
CN115386878A (zh) | 一种铜金属蚀刻液组合物及其使用方法 | |
CA2471413A1 (en) | Use of sulphonated alkyl phenol formaldehydes in the stabilization of ashphaltenes in crude oil | |
CN115806812B (zh) | 一种稠油乳化降黏剂及其制备方法和应用 | |
RU2121484C1 (ru) | Модификатор регенерации резиновых отходов | |
Orifjon et al. | INVESTIGATION OF THE PROCESS OF OBTAINING ADDITIVE FOR GYPSUMBOARD BASED ON POLYMETHYLENENAPHTHALINE CARBOXYLIC ACIDS | |
RU2761563C1 (ru) | Реагент для обработки буровых растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин, и способ его получения | |
CN111825364B (zh) | 一种环保型萘系减水剂的制备方法 | |
CN107915800B (zh) | 皮革复鞣剂及其制备方法 | |
JPS60127308A (ja) | クロロプレン重合体の製造方法 |