Способ получения реагента для глинистых буровых растворов
METHOD FOR OBTAINING A REAGENT FOR CLAY DRILLING MUDS

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,
2
4
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 НSO 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.
0
1/10
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, τ=68 дПа, СНС=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 аммониямас.%
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 раствора2. УВ-условная вязкость, с; ПР-показатель разжижения, %;3. Параметры исходного глинистого раствора: УВ=64 с.
Состав
Показатели свойств раствора
р, г/м<sup>3</sup>
УВ, с
η <sub>пл</sub>, мПас
τ<sub>0</sub>, 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