×
10.09.2013
216.012.67c2

СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ РЕАГЕНТА-ИНГИБИТОРА СО СТАБИЛИЗИРУЮЩИМИ СВОЙСТВАМИ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРЕСНОГО БУРОВОГО РАСТВОРА

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
№ охранного документа
0002492209
Дата охранного документа
10.09.2013
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: 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.
Основные результаты: 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.%:
Реферат Свернуть Развернуть

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

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.%:
СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ РЕАГЕНТА-ИНГИБИТОРА СО СТАБИЛИЗИРУЮЩИМИ СВОЙСТВАМИ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРЕСНОГО БУРОВОГО РАСТВОРА
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 21-30 из 32.
09.05.2019
№219.017.4d04

Устройство для гидравлической перфорации скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с использованием гидроразрыва пласта. Технический результат - повышение надежности и эффективности работы устройства. Устройство для гидравлической перфорации скважин состоит из...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002350741
Дата охранного документа: 27.03.2009
09.05.2019
№219.017.4d6c

Устройство для очистки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, в процессе работы которых создаются гидродинамические удары, способствующие эффективному воздействию на призабойную зону низкопроницаемых коллекторов. Техническим результатом является повышение эффективности очистки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002374429
Дата охранного документа: 27.11.2009
18.05.2019
№219.017.57f0

Способ диагностирования уравновешенности привода штангового глубинного насоса

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в процессе нефтедобычи для контроля качества уравновешивания привода штанговых глубинных насосов. Способ предназначен для использования в нефтедобывающей промышленности для контроля качества уравновешивания привода...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002334897
Дата охранного документа: 27.09.2008
29.05.2019
№219.017.666f

Ориентатор гибкой трубы

Изобретение относится к области строительства скважин с боковыми стволами. На колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (1) установлен сборный корпус (2) ориентатора колтюбинговой трубы (3), внутри которого перемещается полый поршень (4). В нижней части полого поршня (4) расположена зубчатая...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002355862
Дата охранного документа: 20.05.2009
29.06.2019
№219.017.9d44

Устройство для гидропескоструйной перфорации скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с использованием гидроразрыва пласта. Технический результат - повышение надежности и эффективности работы устройства. Устройство для гидропескоструйной перфорации скважин состоит из...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002357071
Дата охранного документа: 27.05.2009
29.06.2019
№219.017.9fb2

Устройство для прижатия и крепления электрического кабеля и/или трубопровода к насосно-компрессорным трубам

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к устройствам для защиты спускаемых на насосно-компрессорных трубах в скважину кабеля и/или трубопровода на участке муфтового соединения труб. Устройство содержит кожух П-образной формы, выполненный, по меньшей мере, трехступенчатым,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002452845
Дата охранного документа: 10.06.2012
29.06.2019
№219.017.a121

Способ добычи нефти и клапанное устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для освоения нефтяных скважин и добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором и содержанием парафина. Способ включает спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей штанговый...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002445450
Дата охранного документа: 20.03.2012
06.07.2019
№219.017.a88c

Электрическая система устья скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является обеспечение надежности и эффективности системы для соединения погружного электродвигателя с силовым кабелем на устье скважины, защищенной от воздействия агрессивной среды скважины и поставляемой к...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002368773
Дата охранного документа: 27.09.2009
06.07.2019
№219.017.a89b

Установка депрессионной очистки забоя скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве технологического оборудования для очистки забоя скважин. Устройство содержит депрессионную камеру с полым поршнем, гидравлически связанную с последовательно установленными сверху вниз устройством...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002360101
Дата охранного документа: 27.06.2009
10.07.2019
№219.017.b0c0

Способ доставки оборудования на колтюбинговой трубе в заданный интервал многоствольной добывающей скважины и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу доставки оборудования в заданный интервал многоствольной скважины и устройству для его осуществления. При осуществлении способа на колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) устанавливают ориентируемые с устья...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002449107
Дата охранного документа: 27.04.2012
Показаны записи 11-15 из 15.
10.11.2015
№216.013.8ef0

Способ получения реагента для бурения

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. Технический результат - высокие потребительские характеристики (органолептические и физико-химические свойства) реагента для бурения, высокоэффективный, экономичный способ получения реагента для бурения. В способе получения реагента для бурения...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002568201
Дата охранного документа: 10.11.2015
27.03.2016
№216.014.ddc6

Реагент крахмалосодержащий модифицированный для бурения и способ его получения

Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокие технологические характеристики реагента для бурения, высокая эффективность и экономичность его получения. В способе получения реагента крахмалосодержащего модифицированного для бурения,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002579109
Дата охранного документа: 27.03.2016
20.02.2016
№216.014.e967

Устройство для добычи нефти с внутрискважинной сепарацией

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к добыче отсепарированной от газа и воды нефти штанговым глубинным насосом из скважин с высокой продуктивностью. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет снижения объемов попутно добываемой воды....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002575856
Дата охранного документа: 20.02.2016
01.03.2019
№219.016.cc15

Способ стабилизации соленасыщенного бурового раствора

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам для бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения - улучшение качества соленасыщенных буровых растворов за счет снижения пенообразующей способности и повышения стабильности во...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002385892
Дата охранного документа: 10.04.2010
10.04.2019
№219.017.0606

Способ предотвращения прихватов верхней части колонны бурильных труб

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения прихватов бурильных труб. Способ включает подавление процесса кристаллизации хлорида натрия на поверхностях бурильных и обсадных труб путем обработки соленасыщенного бурового раствора ингибитором...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002417302
Дата охранного документа: 27.04.2011
+ добавить свой РИД