RU2811833C1 - Способ получения комплексного реагента-стабилизатора малоглинистых буровых растворов - Google Patents
Способ получения комплексного реагента-стабилизатора малоглинистых буровых растворов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2811833C1 RU2811833C1 RU2022131465A RU2022131465A RU2811833C1 RU 2811833 C1 RU2811833 C1 RU 2811833C1 RU 2022131465 A RU2022131465 A RU 2022131465A RU 2022131465 A RU2022131465 A RU 2022131465A RU 2811833 C1 RU2811833 C1 RU 2811833C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- temperature
- forming agent
- citric acid
- acrylamide
- clay
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 239000004927 clay Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 9
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 82
- 229920005552 sodium lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 34
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 28
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 17
- QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N Hydroquinone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1 QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 7
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 abstract description 5
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 230000016571 aggressive behavior Effects 0.000 abstract description 4
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 239000011651 chromium Substances 0.000 abstract description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 abstract description 2
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 26
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 description 24
- 229960004106 citric acid Drugs 0.000 description 23
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 22
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 12
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 9
- -1 acrylic compound Chemical class 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001261 hydroxy acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 150000003385 sodium Chemical class 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- YASYEJJMZJALEJ-UHFFFAOYSA-N Citric acid monohydrate Chemical compound O.OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O YASYEJJMZJALEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 229940105329 carboxymethylcellulose Drugs 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 229960002303 citric acid monohydrate Drugs 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 238000010559 graft polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 231100000171 higher toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012978 lignocellulosic material Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000012429 reaction media Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки буровых растворов в различных горно-геологических условиях. Технический результат - эффективное регулирование вязкости, фильтрации, реологических и структурно-механических свойств малоглинистых растворов в условиях температурной и минеральной агрессии, отсутствие токсичного хрома в составе реагента. В способе получения комплексного реагента-стабилизатора для малоглинистых буровых растворов, включающем образование смешанного комплекса на основе технического лигносульфоната натрия и структурообразующего агента, предварительно проводят процесс поликонденсации акриламида и лимонной кислоты с формалином в присутствии гидрохинона при температуре 90°С в течение 3 ч при мольном соотношении акриламид : лимонная кислота : формалин : гидрохинон 2:2:4:0,02. Далее в полученную массу синтезированного структурообразующего агента порционно при постоянном перемешивании добавляют водный раствор технического лигносульфоната натрия в соотношении по массе сухих веществ структурообразующий агент : технический лигносульфонат натрия 50 мас. % : 50 мас. % при температуре процесса 60°С и продолжительности 2 ч. Полученную массу охлаждают до комнатной температуры, далее высушивают ее сначала при температуре 70-80°С, а затем до постоянной массы в сушильном шкафу при температуре 105°С. 1 ил., 4 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к составам реагентов-стабилизаторов буровых растворов малой плотности, с улучшенными значениями реологических и фильтрационных свойств, применяемых при разбуривании продуктивных коллекторов с пониженным пластовым давлением.
При разработке углеводородных скважин в процессе бурения обязательным условием является применение химических реагентов, которые используются для улучшения реологических и гелеобразующих свойств бурового раствора
Технология подбора состава бурового раствора является одним из важнейших аспектов, обеспечивающих способность смазывать и охлаждать головку бура и бурильную колонну, а также переносить выбуренную породу из буровой скважины. Все эти функции требуют соответствующей вязкости бурового раствора для облегчения циркуляци, откачивания и перекачивания выбуренной породы на поверхность и удержания ее от осаждения на буре.
В качестве структурообразующих и загущающих агентов бурового раствора широко применяются химические реагенты на основе карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), ксантана и гуаровой смолы. Однако представленные реагенты способны подвергаться термальной и биологической деградации в условиях температур выше 140°С. Применение данных реагентов требуют определенных условий: растворение в воде в отсутствии высоких температур, ферментов и микроорганизмов. Химические реагенты на основе КМЦ, ксантана и гуаровой смолы имеют щелочной рН, что требует регулировки рН бурового раствора до требуемого диапазона и применение агента, регулирующего рН, что способствует возникновению экологических проблем и повышению токсичности, в связи с тем, что токсичные материалы могут попасть в месторождение и загрязнять водоснабжение с использованием грунтовых вод.
В последние годы в результате широкого применения буровых добавок при добыче нефти и газа, все больше внимания уделяется вопросам экологии и экономии при разработке скважин. Было установлено, что применение лигносульфонатов натрия улучшают свойства и способствуют снижению эффективной вязкости бурового раствора в условиях бурения. В последние годы основным способом модификации лигносульфоната натрия является именно использование определенных солей лигносульфоната металлов, в которых металлами являются хром, алюминий, железо, медь или их комбинация, соли которых могут окисляться или не окисляться. В прошлом в основном использовались соль хрома или соли хрома, смешанные с другими металлами. В дополнение к лучшим разжижающим свойствам соли хрома повышают термическую стабильность буровых растворов значительно лучше по сравнению с буровыми растворами, содержащими лигносульфонаты других металлов. Однако в последнее время использование хрома не рекомендуется ввиду неизвестного воздействия на окружающую среду и загрязнения. Кроме того, доступность нефти и газа в легкодоступных местах уменьшилась, и стало необходимо бурить скважины на более глубокие уровни. По мере увеличения глубины бурения температура, которой подвергаются буровые растворы, увеличивается, так что термическая стабильность бурового раствора становится все более важным фактором.
Полиакриловые соединения применяются в качестве эффективных диспергаторов, введение которых в буровые растворы повышают его термостойкость. Является актуальным смешивать растворы акриловых соединений с лигносульфонатами натрия с целью получения термически стабильных реагентов для повышения эффективности бурового раствора в высокотемпературных растворах.
Следовательно, целью настоящего изобретения является создание реагента для бурового раствора, не содержащего в своем составе тяжелые металлы и обладающего повышенной термической стабильностью, который можно эффективно использовать при бурении скважин при температурах выше 180°С.
Вышеуказанные и другие цели достигаются с помощью этого изобретения, которое включает использование эффективного диспергирующего количества продукта реакции лигносульфоната натрия и синтезированного акрилового соединения.
Известен состав водного бурового глинистого раствора, содержащий эффективный диспергирующий объем модифицированного лигносульфоната натрия. Модифицированный лигносульфонат натрия получается путем прививочной реакции полимеризации от 5 до 30 весового процента акрилового соединения с лигносульфонатом натрия. Модифицированная лигносульфонатная добавка для бурового раствора обладает высокой термической стабильностью и может эффективно использоваться при бурении скважин в условиях температур выше 150°С, не содержит тяжелых металлов и может быть использована в качестве замены используемых в настоящее время композиций бурового раствора, содержащих лигносульфонат хрома. Еще одной целью является создание состава бурового раствора, обладающего повышенной термической стабильностью и который можно эффективно использовать при бурении скважин при температурах выше 150°С. Другой целью является обеспечение улучшенной добавки для бурового раствора (US 4374738).
Недостатком способа является сложность проведения процесса модифицирования лигносульфоната натрия путем прививочной реакции полимеризации и недостаточно высокая термостабильность полученной добавки.
Известен способ получения привитого сополимера из лигнина, который включает реакцию лигноцеллюлозного материала с акриловым соединением при температуре от 60°С до 100°С в атмосфере азота в присутствии неокисляющей сильной органической кислоты в качестве катализатора. Получений привитый сополимер из лигнина применяется в буровом растворе в качестве гелеобразующего и загущающего агента. В буровой раствор вводят от 0,3% до 0,7% указанного сополимера из лигнина (RU 2538268).
Недостатком способа является отсутствие комбинационных свойств полученного сополимера, который обладает загущающей способностью и характеризуется отсутствием способности снижать вязкость бурового раствора.
Наиболее близким к заявленному изобретению является способ получения комплексного реагента-стабилизатора для различных типов буровых растворов, в том числе полимерных и малоглинистых растворов на основе совмещенного комплекса технических лигносульфонатов натрия, таллового пека и акрилового полимера с высокой молекулярной массой, эффективного регулятора вязкости, фильтрации, реологических и структурно-механических свойств в безглинистых и малоглинистых буровых растворах при оптимальном его расходе (RU 2236430 C1).
Основной недостаток известного технического решения заключается в увеличенном расходе реагента-стабилизатора и ограниченности применения в условиях высоких температур и минерализации.
Задачей изобретения является получение лигносульфонатного реагента комплексного действия на основе совмещенного комплекса технического лигносульфоната натрия и структурообразующего агента на основе акриламида и лимонной кислоты, что обеспечит эффективное снижение показателей условной вязкости и фильтрации, регулирование структурно-механических свойств буровых растворов, устойчивость температурной (до 180°С) и минеральной (10-30% NaCl; 2,5% мас. CaCl2) агрессии.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе получения комплексного реагента-стабилизатора малоглинистых буровых растворов, включающем образование смешанного комплекса на основе технического лигносульфоната и структурообразующего агента, согласно изобретению предварительно проводят процесс поликонденсации акриламида и лимонной кислоты с формалином в присутствии гидрохинона при температуре 90°С в течение 3 ч при мольном соотношении акриламид: лимонная кислота: формалин: гидрохинон 2:2:4: 0,02 (142 г: 384 г: 120 мл: 0,3 г). Далее в полученную массу синтезированного структурообразующего агента порционно при постоянном перемешивании добавляют водный раствор технического лигносульфоната натрия в соотношении по массе сухих веществ структурообразующий агент: технический лигносульфонат натрия 50 мас. %: 50 мас. % при температуре процесса 60°С и продолжительности 2 ч. Полученную массу охлаждают до комнатной температуры, высушивают ее сначала при температуре 70-80°С, а затем до постоянной массы в сушильном шкафу при температуре 105°С.
В качестве основного исходного компонента для синтеза структурообразующего агента использовали акриламид представляющий собой бесцветные кристаллы: температура плавления, в пределах 82-86°C; точка кипения: 125°С (25 мм рт.ст.); плотность - 1,322 г/см3; растворимость в воде - 216 г /100 мл; рН: 5,0-7,0.
В качестве оксикислоты использовали кислоту лимонную моногидрат, согласно ГОСТ 908-2004, с массовой долей лимонной кислоты (C6H8O7⋅2 H2O), не менее - 99,5%.
В качестве основы лигносульфонатного реагента использовались лигносульфонаты натрия технические жидкие производства ОАО «Сяський ЦБК», согласно ТУ-13-0281036-029-94 с массовой долей сухих веществ, не менее - 47,%; плотность, не менее - 1230 кг/м3; рН водного раствора, не менее - 4,4; вязкость условная, в пределах - 50-320 с.
Анализ известных способов получения термостойких реагентов для буровых растворов показывает, что способ получения комплексного реагента-стабилизатора на основе совмещеного комплекса технического лигносульфоната натрия и синтезированного структурообразующего агента на основе акриламида и лимонной кислоты, обеспечивающих эффективное снижение показателей условной вязкости и фильтрации, регулирование структурно-механических свойств буровых растворов, устойчивость к температурной (до 180°С) агрессии, неизвестен.
Введение в состав лигносульфоната натрия полимерных соединений на основе акриламида придает ему свойства загустителя буровых растворов. Полученные сополимеры могут улучшать реологические свойства водных жидкостей и контролировать их характеристики потери жидкости при низких и высоких температурах.
В процессе бурения оксикислоты, в частности лимонная кислота, в основном используется в качестве рН-буфера недеспергированного бурового раствора с низким содержанием твердых частиц и низким рН. Введение лимонной кислоты способствует быстрому снижению рН бурового раствора и созданию слоя ионов водорода вокруг активных частиц глин, уменьшая их потенциал и, тем самым, уменьшая их способность впитывать воду. Эта функция приводит к уменьшению количества твердых частиц, меньшему набуханию твердых частиц в буровом растворе, уменьшению набухания ствола скважины и более эффективному функционированию оборудования.
Одним из преимуществ использования лимонной кислоты является то, что она в присутствии растительных полимеров на основе натрия, образует соединения, которые проявляют свойства диспергатора в жидкостях на водной основе, способствуя осуществлению контроля реологии бурового раствора.
Эффективность модифицирования лигносульфоната натрия определяли фиксацией показателей снижения поверхностного натяжения, реологических параметров и фильтрации бурового раствора синтезированного структурообразующего агента и лигносульфонатного реагента на его основе, относительно исходных компонентов. Результаты исследований показателей снижения поверхностного натяжения отображены на фигуре.
Как видно из результатов, представленных на фигуре, где представлена кривая зависимости величины поверхностного натяжения от концентрации раствора для исходных веществ: акриламида (АА), лимонной кислоты (ЛК), структурообразующего агента на их основе (ЛК-АА), лигносульфоната натрия (ЛС-Na) и модифицированного лигносульфонатного реагента (Реагент), что реагент на основе совмещенного комплекса на основе лигносульфоната натрия и структурообразующего агента характеризуется наименьшим значением поверхностного натяжения - 30 мН/м, относительно лимонной кислоты (ЛК) - 32 мН/м, акриламида (АА) - 52 мН/м и лигносульфоната натрия (ЛС-Na) - 38 мН/м.
Введение структурообразующего агента в состав совмещенного комплекса приводит к эффективному снижению значения поверхностного натяжения во всем диапазоне концентраций исследуемого раствора.
Совместное взаимодействие технического лигносульфоната натрия и синтезированного структурообразующего агента на основе акриламида и лимонной кислоты, обуславливает стабилизирующий эффект глинистого раствора, эффективное снижение условной вязкости и показателя фильтрации глинистого раствора в условиях повышенной температурной (до 180°С) по сравнению с известными техническими решениями.
Пример осуществления способа получения комплексного реагента-стабилизатора полимерных и малоглинистых буровых растворов.
В трехгорлой колбе, снабженной мешалкой и термометром, предварительно проводили процесс поликонденсации акриламида и лимонной кислоты с формалином в присутствии гидрохинона при температуре 90°С в течение 3 ч при мольном соотношении акриламид: лимонная кислота: формалин: гидрохинон 2:2:4: 0,02 (142 г: 384 г: 120 мл: 0,3 г). Далее в полученную массу синтезированного структурообразующего агента порционно при постоянном перемешивании добавляли водный раствор технического лигносульфоната натрия в соотношении по массе сухих веществ структурообразующий агент: технический лигносульфонат натрия 50 мас. %: 50 мас. % при температуре процесса 60°С и продолжительности 2 ч. Полученную массу охлаждали до комнатной температуры. Полученный продукт представляет собой однородную темноокрашенную массу, которую высушивали сначала при температуре 70-80°С, а затем до постоянной массы в сушильном шкафу при температуре 105°С.
В ходе работы производилось варьирование следующих параметров: масса акриламида, вводимая в реакционную среду варьировалась от 71 г до 142 г; масса лимонной кислоты от 384 г до 768 г, объем формалина от 30 мл до 120 мл; температура от 60°С до 90°С; время от 1 часа до 3 часов.
Оптимальным режимом и расходом реагентов, при проведении синтеза получения модификатора на основе акриламида и лимонной кислоты является: 142 г (2 моль) акриламида, 120 мл (4 моль) формалина и 384 г (2 моль) лимонной кислоты при температуре 90°С и продолжительности 3 часа.
При получении реагента соотношения лигносульфоната натрия и синтезированного структурообразующего агента варьировали (по массе абсолютно сухих веществ),% масс: 25: 50; 50: 50; 75: 50. Влияние соотношений исходных компонентов и режимов процесса на характеристики реагента представлены в таблице 1.
На основании результатов, представленных в таблице 1, оптимальным режимом и расходом реагентов при проведении синтеза получения модификатора на основе акриламида и лимонной кислоты является: 142 г (2 моль) акриламида, 120 мл (4 моль) формалина и 384 г (2 моль) лимонной кислоты при температуре 90°С и продолжительности 3 часа. Оптимальным соотношением при получении модифицированного лигносульфонатного реагента является введение 50% мас. (по абсолютно сухому веществу) синтезированного структурообразующего агента и 50% мас. лигносульфоната натрия; температура процесса - 60°С и продолжительность - 2 часа (образец №10).
Таким образом, показана принципиальная возможность получения комплексного реагента-стабилизатора для буровых глинистых растворов на основе совмещеного комплекса технического лигносульфоната натрия и структурообразующего агента на основе акриламида и лимонной кислоты.
Для определения эффективного снижения показателей условной вязкости и фильтрации, регулирования структурно-механических свойств буровых растворов и термостабильности испытуемых реагентов в качестве исходного был использован глинистый раствор (ИГР), приготовленный из Серпуховского глинопорошка марки ПБМВ со следующими параметрами: условная вязкость (УВ)=64 с, показатель фильтрации (ПФ)=18 см3/30 мин, пластическая вязкость (ηпл)=16 мПа⋅с, динамическая вязкость (τ0)=68 дПа, статическое напряжение сдвига (CHC1/10)=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 52 с, не влияя на показатель фильтрации, однако воздействие температуры (180°С) вызывает резкое снижение разжижающей способности, вызывая загустевание глинистого раствора.
Акриламид, входящий в состав структурообразующего агента способен эффективно снижать показатель фильтрации в диапазоне температур от 20 до 180°С с 18 до 5 см3/30 мин, резко отрицательно влияя на показатель снижения условной вязкости увеличивая его с 64 до 76 с.
Введение в глинистый раствор 0,5% навески лимонной кислоты способствует эффективному снижению показателя условной вязкости с 64 до 21 с, однако увеличивает показатель фильтрации с 18 до см3/30 мин и характеризуется отсутствием структурирования глинистого раствора и является неустойчивой в условиях температур свыше 100°С.
Полученный структурообразующий агент на основе продукта поликонденсации на основе акриламида и лимонной кислоты способен эффективно снижать показатели условной вязкости (УВ) с 64 до 38 с, фильтрации (ПФ) с 18 до 9 см3/30 мин, пластическую вязкость (ηпл) с 16 до 12 мПа и динамическую вязкость (τ0) с 68 до 48 дПа, а так же статическое напряжение сдвига (СНС1/10) с 92/114 до 54/78 дПа исходного глинистого раствора. Однако воздействие температуры, в пределах до 180°С, приводит к снижению качественных показателей по всем параметрам.
Введение структурообразующего агента на основе акриламида и лимонной кислоты в состав смешанного комплекса с техническим лигносульфонатом натрия обеспечивает синергетический эффект положительных качественных параметров, перекрывающих недостатки при индивидуальном использовании исходных компонентов.
Таким образом полученный комплексный реагент-стабилизатор на основе смешанного комплекса на основе технического лигносульфоната натрия и стуктурообразующго агента характеризуется устойчивостью к воздействию температур в диапазоне от 20 до 180°С, снижает показатели УВ глинистого раствора с 64 до 25 с, ПФ с 18 до 7 см3/30 мин, в сравнении с прототипом, который проявляет разжижающие и фильтрационные свойства в пределах температур от 20 до 180°С: снижение УВ с 64 до 58 с, ПФ с 18 до 12 см3/30 мин.
Результаты представленных образцов на глинистые растворы в условиях минерализации рассматривалось в сравнении с его прототипом и структурообразующим агентом, в которые были добавлены неорганические соли NaCl (10-30% мас.) и CaCl2 (2,5% мас.) (таблицы 3 и 4).
При рассмотрении влияния представленных образцов на глинистые растворы с содержанием NaCl от 10 до 30% мас. (таблица 3) можно сделать следующие выводы: наибольшая эффективность регулирования параметров глинистого минерализованного раствора достигается введением 2% добавки опытного комплексного реагента стабилизатора, снижающего показатели УВ от состояния нетекучести до 52 с и ПФ от 40 до 18 см3/30 мин (при 30% мас. NaCl), в отличие от прототипа, снижающего УВ до 105 с, а ПФ до 20 см3/30 мин. Исследуемые реагенты: опытный комплексный реагент-стабилизатор и прототип проявляют стабилизирующие свойства, изменяя показатели CHC1/10 глинистого раствора с 0/0 до 49/64 и 68/105 дПа, соответственно.
По результатам проведенных испытаний (таблица 4) установлено, что при воздействии на глинистый раствор 2,5% мас. CaCl2 опытного реагента (2% навеска реагента) характеризуется высокой разжижающей способностью, снижая показатель УВ с 113 с до 35 с, ПФ - с 38 до 13 см3/30 мин, относительно прототипа: показатель УВ снижается с 113 с до 65 с, а ПФ - с 38 до 15 см3/30 мин.
Комплекс проведенных экспериментов показал, что опытный комплексный реагент-стабилизатор на основе смешанного комплекса технического лигносульфоната и структурообразующего агента, являющегося продуктом поликонденсации акриламида и лимонной кислоты обеспечивает эффективное снижение показателей условной вязкости и фильтрации, регулирование структурно-механических свойств буровых растворов, проявляет устойчивость к температурной (до 180°С) и минеральной (10-30% NaCl; 2,5% мас. CaCl2) агрессии относительно существующих технических решений.
Claims (1)
- Способ получения комплексного реагента-стабилизатора для малоглинистых буровых растворов, включающий образование смешанного комплекса на основе технического лигносульфоната натрия и структурообразующего агента, отличающийся тем, что предварительно проводят процесс поликонденсации акриламида и лимонной кислоты с формалином в присутствии гидрохинона при температуре 90°С в течение 3 ч при мольном соотношении акриламид : лимонная кислота : формалин : гидрохинон 2:2:4:0,02, далее в полученную массу синтезированного структурообразующего агента порционно при постоянном перемешивании добавляют водный раствор технического лигносульфоната натрия в соотношении по массе сухих веществ структурообразующий агент : технический лигносульфонат натрия 50 мас. % : 50 мас. % при температуре процесса 60°С и продолжительности 2 ч, полученную массу охлаждают до комнатной температуры, далее высушивают ее сначала при температуре 70-80°С, а затем до постоянной массы в сушильном шкафу при температуре 105°С.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2811833C1 true RU2811833C1 (ru) | 2024-01-18 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4374738A (en) * | 1980-06-09 | 1983-02-22 | Georgia-Pacific Corporation | Drilling fluid composition |
| RU2152419C1 (ru) * | 1998-09-07 | 2000-07-10 | Вахрушев Леонид Петрович | Способ получения лигносульфонатного реагента для буровых растворов |
| RU2236430C1 (ru) * | 2003-02-13 | 2004-09-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания открытого акционерного общества "ГАЗПРОМ" | Комплексный реагент-стабилизатор полимерных и малоглинистых буровых растворов и способ его приготовления |
| WO2011028091A1 (en) * | 2009-09-07 | 2011-03-10 | Universiti Sains Malaysia | A method for preparing a gelling and viscosifying agent for drilling mud and the product thereof |
| RU2574659C1 (ru) * | 2015-01-12 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Способ получения реагентов для обработки буровых растворов |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4374738A (en) * | 1980-06-09 | 1983-02-22 | Georgia-Pacific Corporation | Drilling fluid composition |
| RU2152419C1 (ru) * | 1998-09-07 | 2000-07-10 | Вахрушев Леонид Петрович | Способ получения лигносульфонатного реагента для буровых растворов |
| RU2236430C1 (ru) * | 2003-02-13 | 2004-09-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания открытого акционерного общества "ГАЗПРОМ" | Комплексный реагент-стабилизатор полимерных и малоглинистых буровых растворов и способ его приготовления |
| WO2011028091A1 (en) * | 2009-09-07 | 2011-03-10 | Universiti Sains Malaysia | A method for preparing a gelling and viscosifying agent for drilling mud and the product thereof |
| RU2574659C1 (ru) * | 2015-01-12 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Способ получения реагентов для обработки буровых растворов |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КИСТЕР Э.Г. Химическая обработка буровых растворов, Москва, "Недра", 1972, с. 136-156. ПАУС К.Ф. Буровые растворы, Москва, "Недра", 1973, с. 97-102. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5208216A (en) | Acrylamide terpolymer shale stabilizing additive for low viscosity oil and gas drilling operations | |
| US3764530A (en) | Composition and process for the reduction of thermal degradation of aqueous drilling fluids | |
| US4521578A (en) | Composition and method of preparation of novel aqueous drilling fluid additives | |
| US20130324443A1 (en) | Salt-tolerant, thermally-stable rheology modifiers | |
| US5032296A (en) | Well treating fluids and additives therefor | |
| EA017102B1 (ru) | Понизитель водоотдачи для буровых растворов на масляной основе | |
| US4389319A (en) | High temperature stable viscosifier and fluid loss control system | |
| CN105017474B (zh) | 一种低摩阻降滤失剂及其制备方法与应用 | |
| US4486318A (en) | High temperature stable viscosifier and fluid loss control system | |
| JPH0657245A (ja) | 水性循環掘削流体 | |
| CN108276974B (zh) | 一种深水恒流变合成基钻井液 | |
| JPS5923748B2 (ja) | 水性掘さく液 | |
| RU2811833C1 (ru) | Способ получения комплексного реагента-стабилизатора малоглинистых буровых растворов | |
| US4655942A (en) | Controlled release dispersant for clay-thickened, water-based drilling fluids | |
| US4255268A (en) | Drilling mud viscosifier | |
| EA023741B1 (ru) | Способ бурения подземных скважин с буровым раствором на водной основе и композиция биоразлагаемого разбавителя на водной основе | |
| WO2015042028A1 (en) | High temperature stable cross-linked polymers | |
| CN112424312A (zh) | 用于油田工业中延迟酸化的单氯乙酸的盐和螯合剂 | |
| Lahalih et al. | Development of novel polymeric drilling mud dispersants | |
| GB2032982A (en) | Drilling fluids | |
| EP3377589B1 (en) | Method for reducing the viscosity of viscosified fluids for applications in natural gas and oil fields | |
| US11732185B2 (en) | High viscosity friction reducer for fracturing fluid | |
| CN107201218A (zh) | 一种水基膨润土钻井液用降粘剂及其制备方法 | |
| US20210388253A1 (en) | Methods for Drilling Wellbores Using Thinner Compositions | |
| US4778608A (en) | High temperature drilling mud composition |