Способ получения модифицированного феррохромлигносульфонатного реагента

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки буровых растворов. Технический результат - получение феррохромлигносульфонатого реагента, обеспечивающего получение комплексных соединений с повышенным разжижающим эффектом и термостойкостью, а также снижение содержания токсичного хрома в составе реагента. Способ получения модифицированного феррохромлигносульфонатного реагента включает создание в реакционной массе лигносульфоната окислительно-восстановительной системы из Fe2+ и Cr6+ и получение хрома и железа в трехвалентной форме с последующим образованием комплексов с лигносульфонатом и высушиванием. В заявленном способе в массу лигносульфоната технического жидкого вводят сульфат железа(II), массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C. В полученную массу вводят бихромат натрия в виде водного раствора, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят модифицирующий реагент - комплексон трифосфат натрия в виде водного раствора. Массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C, затем подкисляют серной кислотой в виде водного раствора в количестве до рН=4,0-5,0, после чего массу высушивают на распылительной сушилке. 2 ил., 3 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки буровых растворов.

Известен способ приготовления лигносульфонатного реагента для обработки буровых растворов, включающий взаимодействие лигносульфоната с бихроматом щелочного металла при 80-90°C в водной среде (АС №1491878). Недостатком способа является опасность гелеобразования при повышенной температуре и содержание токсичного хрома.

Известен способ получения смешанных хромжелезосодержащих лигносульфонатных реагентов для обработки буровых растворов путем окисления лигносульфонатов соединениями шестивалентного хрома в кислой среде, взаимодействия образующегося хромлигносульфоната с сернокислым железом, подщелачивания и высушивания (патент США №3035042).

Недостатком способов является сложность удержания процесса взаимодействия компонентов на стадии оптимального окисления-восстановления.

Наиболее близким аналогом для заявленного способа является способ получения хромжелезосодержащего лигносульфоната - феррохромлигносульфоната (Я.А. Рязанов Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1979, с. 87) путем обработки лигносульфонатов двухвалентным сернокислым железом и бихроматом натрия.

Основной недостаток известного технического решения заключается в следующем: создающаяся в реакционной массе окислительно-восстановительная система из Fe2+ и Cr6+ переводит хром и железо в трехвалентные формы, не позволяя бихромату натрия осуществить функции окислителя лигносульфонатов. Это приводит к снижению комплексообразующей способности лигносульфонатов с катионами поливалентных металлов и, как следствие, ухудшению разжижающих свойств образующегося феррохромлигносульфонатного реагента.

Задачей изобретения является получение феррохромлигносульфоната за счет введения дополнительного комплексообразователя, который обеспечит получение комплексных соединений с повышенным разжижающим эффектом и термостойкостью, а также снижение содержания токсичного хрома в составе реагента.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе получения феррохромлигносульфонатного реагента, заключающемся в создании в реакционной массе лигносульфоната окислительно-восстановительной системы из Fe2+ и Cr6+ и получении хрома и железа в трехвалентной форме с последующим образованием комплексов с лигносульфонатом и высушиванием, согласно изобретению в массу лигносульфоната технического жидкого вводят сульфат железа(II), массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C, в полученную массу вводят бихромат натрия в виде водного раствора, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C, затем вводят модифицирующий реагент - комплексен трифосфат натрия в виде водного раствора, массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C, затем подкисляют серной кислотой в виде водного раствора в количестве до рН=4,0-5,0, после чего массу высушивают на распылительной сушилке.

В качестве лигносульфонатов используют лигносульфонаты технические СТО 43508418-022-2010, солей поливалентных металлов - бихромат натрия и сульфат железа(II), комплексона - трифосфат натрия.

Анализ известных способов получения металлсодержащих лигносульфонатных реагентов для бурения показывает, что введение после основной стадии комплексообразования лигносульфоната с катионами поливалентных металлов, комплексона трифосфата натрия для дополнительного образования комплексных соединений, неизвестен.

При такой процедуре вводимый реагент - комплексон (трифосфат натрия) - взаимодействует с катионами поливалентных металлов в среде лигносульфоната, что приводит к дополнительному образованию комплексных соединений и обеспечивает проявление новыми смешанными металлсодержащими лигносульфонатами более сильного разжижающего эффекта в пресных и минерализованных буровых растворах, повышение термостабильностипо сравнению с известными техническими решениями. Образование комплексных соединений установлено потенциометрическим титрованием. Результаты исследований отображены на фиг. 1 и 2.

На фиг. 1 показана зависимость рН раствора лигносульфоната, модифицированного катионами хрома, от объема титранта (катионы железа)

На фиг. 2 - зависимость рН раствора лигносульфоната, модифицированного ТПФ, от объема титранта (катионы железа).

Пример осуществления способа получения модифицированного феррохромлигносульфонатного реагента

В массу лигносульфоната (95,48 мас. %) технического жидкого вводится сульфат железа(II) 2 мас. %. Массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C. В полученную массу вводится бихромат натрия 0,5 мас. % в виде водного 15-20%-ного раствора. Масса выдерживается при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят модифицирующий реагент - комплексон (трифосфат натрия) 2 мас. % в виде 20%-ного водного раствора. Массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C. Готовый жидкий продукт подкисляют серной кислотой в виде водного 20-25%-ого раствора в количестве 0,02 мас. % до рН=4,0-5,0. После чего реакционную массу высушивают известным способом на распылительной сушилке.

В табл. 1 приведены примеры составов феррохромсодержащих реагентов, а в табл. 2 и 3 - их влияние на свойства пресных и ингибированных хлористым натрием буровых растворов.

По сравнению с прототипом во всех данных по новому составу сильнее проявляются разжижающие свойства, что видно по величинам условной вязкости, улучшаются реологические свойства, показатель фильтрации и структурообразующие свойства, характеризующиеся статическим напряжением сдвига (СНС) при воздействии высоких температур (190°С) и минерализации.

Способ получения модифицированного феррохромлигносульфонатного реагента, включающий создание в реакционной массе лигносульфоната окислительно-восстановительной системы из Fe2+ и Cr6+ и получение хрома и железа в трехвалентной форме с последующим образованием комплексов с лигносульфонатом и высушиванием, отличающийся тем, что в массу лигносульфоната технического жидкого вводят сульфат железа(II), массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C, в полученную массу вводят бихромат натрия в виде водного раствора, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C, затем вводят модифицирующий реагент - комплексон трифосфат натрия в виде водного раствора, массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C, затем подкисляют серной кислотой в виде водного раствора в количестве до рН=4,0-5,0, после чего массу высушивают на распылительной сушилке.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к расклинивающим наполнителям и способам их создания. Описывается множество керамических расклинивающих наполнителей, где наполнители являются монодисперсными с распределением, являющимся распределением 3-сигма или ниже с шириной общего распределения 5% или менее от среднего размера частиц, а также другие варианты указанных наполнителей, способы изготовления этих расклинивающих наполнителей и способы использования этих расклинивающих наполнителей в извлечении углеводородов.

Настоящее изобретение относится к жидкостям для обслуживания ствола скважины. Неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, где указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас.

Группа изобретений относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам на водной основе, и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей глинистого раствора, повышение загущающих свойств.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гетерогенного размещения проппанта в трещине гидравлического разрыва. Способ включает закачку первой жидкости для обработки, содержащей газ и по существу лишенной макроскопических частиц, через ствол скважины под давлением, достаточным для инициирования гидроразрыва в подземном пласте; закачку второй жидкости для обработки, содержащей проппант и экстраметрический материал, через ствол скважин в разрыв, где закачка достигается различными импульсными концентрациями проппанта в графике закачки, и формирование множества групп проппанта, содержащих проппант и экстраметрический материал, в разрыве.

Изобретение относится к созданию термостойких газогенерирующих кислотообразующих высокопрочных топлив для скважинных аппаратов различного механизма действия: пороховых аккумуляторов давления скважинных, пороховых генераторов давления, пулевых и кумулятивных перфораторов и др.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин. Технологическая жидкость содержит водоудерживающий и загущающий компонент - крахмал марки МК-Ф, ингибитор набухания глинистых минералов - калий углекислый, гидрофобизирующий агент ГФ-1 марки К, кальцинированную соду и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: кальцинированная сода 0,1-0,2, крахмал марки МК-Ф 1,8-2,5, калий углекислый 5-25, ГФ-1 марки К 0,1-0,25, вода - остальное. Техническим результатом является получение жидкости для освоения скважин с повышенным показателем восстановления проницаемости продуктивного пласта и пониженной пластической вязкостью, обеспечивающей благоприятные условия для вызова притока жидкости из пласта к забою скважины. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к способу получения композиции водного понизителя температуры застывания в виде дисперсии для улучшения текучести сырой нефти при низких температурах. Способ включает стадии объединения в экструдере сополимера этиленвинилацетата, диспергатора и воды для получения водной дисперсии сополимера этиленвинилацетата, к которой, необязательно, может быть примешан водный понизитель температуры замерзания. Полученный понизитель температуры застывания обеспечивает уменьшение температуры застывания сырых нефтей, существует в состоянии жидкости в широком температурном диапазоне и демонстрирует долговременную устойчивость к сливкообразованию. 9 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл., 10 пр.

Изобретение относится к композиции водного понизителя температуры застывания в виде дисперсии для улучшения текучести сырой нефти при низких температурах. Композиция содержит сополимер этилена-винилацетата, диспергатор, воду и необязательно водный понизитель температуры застывания. Полученный понизитель температуры застывания обеспечивает уменьшение температуры застывания сырых нефтей, существует в состоянии жидкости в широком температурном диапазоне и демонстрирует долговременную устойчивость к сливкообразованию. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл., 10 пр.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат - высокая способность к гидролизу при низкой температуре реагента жидкости, применяемой при бурении и обработке пласта. Дисперсионную жидкость для бурения получают диспергированием в водной среде полиоксалата в качестве способного к гидролизу смоляного материала. Способ добычи полезных ископаемых из скважины, образованной бурением, включает этап ввода указанной выше дисперсионной жидкости в скважину под давлением для осуществления гидролиза способного к гидролизу смоляного материала в горячей воде с температурой не ниже 40°C. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 4 табл.

Группа изобретений относится к установке для обезвреживания высокоминерализованных отходов бурения, содержащих нефтепродукты, тяжелые металлы, синтетические поверхностно-активные вещества и другие загрязнители, основанной на введении отверждающего состава, и способу, осуществляемому с ее использованием. Установка содержит насосы, трубопроводы, блок приема и отмывки отходов бурения, блок грубой механической очистки, блок приготовления и дозирования реагентов, блок очистки загрязненного рассола, блок тонкой механической очистки, емкость для временного хранения осветленного рассола. Установка дополнительно содержит блок инертизации, смесительный модуль которого оборудован донной заслонкой для выгрузки отвержденного материала и связан магистралью с блоком грубой механической очистки, блоком очистки загрязненного рассола и блоком тонкой механической очистки. Входящая в состав блока приема и отмывки отходов бурения смесительная емкость снабжена лопастной мешалкой, загрузочной воронкой и оборудована гидродинамическим диспергатором. Все блоки установки объединены в единое целое с помощью рам и металлоконструкций и могут базироваться на сварной раме двухосного прицепа. Обработку отходов бурения осуществляют инертизацией после проведения отмыва от солей с получением отмытого бурового шлама загрязненного рассола с последующим тщательным механическим перемешиванием в течение 2-3 мин бурового шлама с отверждающим составом не менее 20% масс. на основе вяжущего цемента марки ПЦ М-500 40-80% масс. и тонкодисперсной активной сорбционной добавки - опоки 20-60% масс. при влажности 40%. Затем добавляют раствор активатора затворения, в качестве которого используют 20% жидкое стекло в количестве 10-20% от объема сухого отверждаемого материала, и тщательно перемешивают в течение 5-7 мин. Загрязненный рассол направляют на многоступенчатую очистку методом коагуляции, флокуляции и центрифугирования с образованием твердой фазы, отправляемой на инертизацию. Группа изобретений обеспечивает снижение отрицательной экологической нагрузки на объекты природной среды. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.
Изобретение относится к области интенсификации добычи сланцевого газа и сланцевой нефти методом гидроразрыва пласта - ГРП, в частности к способам получения расклинивающих агентов, используемых в составе рабочей жидкости ГРП. В способе получения керамического проппанта с полимерным покрытием, включающем развитие микрорельефной поверхности керамических гранул, поверхность гранул подвергают предварительному травлению с последующей промывкой, сушкой и обработкой катализатором, а покрытие синтезируют при нагревании на подготовленной поверхности из смеси ароматических спиртов и веществ, служащих источником альдегидных групп, с последующим внесением добавок и их смесей в количестве от 5% до 80% от массы полимерного покрытия. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – усиление адгезии, повышение прочности и кислотостойкости. 4 з.п. ф-лы, 5 пр.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ. По способу производят разбуривание залежи скважинами со вскрытием гидратного пласта. После этого производят закачку в скважину первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратообразования с обеспечением условий смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов. Производят при этом закачку и вторичного агента, способного образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого ингибитора гидратообразования гидратной водой не более чем в 10 раз. Осуществляют отбор добываемой продукции. При значительном расстоянии между скважинами первичный и вторичный агенты закачивают одновременно. При небольшом расстоянии между скважинами упомянутые агенты закачивают последовательно. 1 з.п. ф-лы, 8 пр., 6 табл.

Изобретение относится к усовершенствованным композициям поверхностно-активных веществ. Описана композиция поверхностно-активного вещества, содержащая молекулы алкиларилсульфоната, причем более 30 масс. % алкиларилсульфоната в композиции поверхностно-активного вещества составляют один или более видов молекул с формулой:[R-X-Ar(SO3)-]a[Mn+]b, где X является линейной ациклической алифатической гидрокарбильной цепью; R присоединен к нетерминальному атому углерода X и выбран из Н и С1, С2 и С3 алкильных групп; X и R совместно содержат 10 атомов углерода; Ar является фенильной группой; M является катионом; n выбрано из 1, 2 и 3; и а и b выбраны такими, что молекула алкиларилсульфоната является электронейтральной, причем более 20 масс. % алкиларильных молекул в композиции поверхностно-активного вещества содержат R, который является метильной группой, и более 40 масс. % молекул алкиларилсульфоната в композиции поверхностно-активного вещества содержат фенильную группу, присоединенную к атому углерода, который соединен с одним из двух терминальных атомов углерода X (бета-положение в гидрокарбильной цепи X). Технический результат – обеспечение новых поверхностно-активных композиций, которые имеют хорошую растворимость, легкую биоразлагаемость, устойчивость против жесткой воды и хорошие физические технологические свойства. 7 н. и 8 з.п. ф-лы, 10 табл., 13 ил.

Изобретение относится к производству проппантов - расклинивающих гранул, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Технический результат - уменьшение плотности проппанта и использование техногенных отходов при производстве проппантов. Шихта для получения проппанта, включающая алюмосиликатное сырье и спекающую добавку, содержит в качестве алюмосиликатного сырья смесь состава, мас.%: минеральная часть угля Канско-Ачинского или Кузнецкого, или Экибастузского или Подмосковного угольных бассейнов - отходы обогащения угля или их смесь с золошлаком и/или золой уноса 10,0-90,0 и по крайней мере один компонент из: боксит, каолин, кианит, силлиманит, андалузит, аморфный глинозем - остальное, а в качестве спекающей добавки - по крайней мере один компонент из: белитовый шлам, мел технический, доломит, борная кислота, фторид аммония или кальция, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный алюмосиликатный компонент 70,0-99,5, указанная спекающая добавка 0,5-30,0. Способ получения проппанта с пикнометрической плотностью 1,5-2,9 г/см3 и размерами 0,2-4 мм из указанной выше шихты, включающий предварительную термообработку отходов углеобогащения, боксита, каолина, кианита, силлиманита, андалузита при 850-1450°С, а аморфного глинозема, золошлаковых отходов, золы-уноса, спекающей добавки - при 110-550°С, помол компонентов шихты, гранулирование в смесителе-грануляторе молотой шихты со связующим - 3%-ным водным раствором карбоксиметилцеллюлозы или метилцеллюлозы, или лигносульфонатов технических при количестве связующего 10,0-40,0% от массы шихты, сушку гранул, рассев полученных гранул, их обжиг во вращающейся печи, охлаждение до температуры окружающей среды и рассев их на товарные фракции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 2 з. п. ф-лы, 24 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную часть нефтегазовой залежи, в частности в интервал перфорации нефтяной добывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет возможности создания газоизоляционного экрана необходимых размеров, а также прочностью и долговечностью, обеспечивающими надежную изоляцию газа. По способу осуществляют глушение скважины. Извлекают внутрискважинное оборудование. Спускают компоновку для радиального бурения. Спуск этой компоновки осуществляют на глубину, равную местоположению газонефтяного контакта. Бурение радиальных каналов из эксплуатационной колонны. Это бурение проводят на уровне газонефтяного контакта по радиусу протяженностью больше радиуса газового конуса, направленного в нефтяную залежь. Извлекают из скважины компоновку для радиального бурения. Спускают в скважину гибкую трубу. Закачивают через эту трубу изолирующую композицию при следующем соотношении компонентов, % масс.: микродур U - 48,5-49,2; полифункциональный модификатор PFM-ISO - 0,8-1,5; суперпластификатор F-10 -1,5; вода - остальное. При этом дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны проводят ниже установленного газоизоляционного экрана, радиальные каналы перед закачкой изолирующего состава не обсаживают и обеспечивают возможность растекания изолирующей композиции по приканальным зонам для получения экрана заданной толщины. Изолирующую композицию докрепляют цементным раствором. Оставляют скважину на период ожидания затвердевания цемента. Осваивают скважину и выводят ее на рабочий режим. 5 табл., 4 ил.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки буровых растворов. Технический результат - получение феррохромлигносульфонатого реагента, обеспечивающего получение комплексных соединений с повышенным разжижающим эффектом и термостойкостью, а также снижение содержания токсичного хрома в составе реагента. Способ получения модифицированного феррохромлигносульфонатного реагента включает создание в реакционной массе лигносульфоната окислительно-восстановительной системы из Fe2+ и Cr6+ и получение хрома и железа в трехвалентной форме с последующим образованием комплексов с лигносульфонатом и высушиванием. В заявленном способе в массу лигносульфоната технического жидкого вводят сульфат железа, массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C. В полученную массу вводят бихромат натрия в виде водного раствора, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят модифицирующий реагент - комплексон трифосфат натрия в виде водного раствора. Массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C, затем подкисляют серной кислотой в виде водного раствора в количестве до рН4,0-5,0, после чего массу высушивают на распылительной сушилке. 2 ил., 3 табл., 1 пр.

Наверх