Способ получения реагента для глинистых буровых растворов Российский патент 2023 года по МПК C09K8/35 

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, СНС_1/10=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

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.

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.