Природные биополимеры

Наиболее распространенным природным биополимером является целлюлоза и ее производные, относящиеся к полисахаридам и составляющие основную часть клеточных стенок растений.

К природным биополимерам также относятся биогенные материалы или полимеры биологического происхождения, включающие торфо-, ило-, лигносодержащие материалы и продукты их переработки. В результате переработки (окислительно-гидролитической деструкции) биогенного сырья получаются эффективные компоненты для биополимерных жидкостей, представляющие собой полиоксикарбоновые и поликсифенольные кислоты или соли указанных кислот.

По сравнению с биосинтетическими полимерами природные биополимеры относительно недорогие из-за упрощенной технологии их изготовления и доступности. Основным сырьевым источником для изготовления предлагаемых биополимеров являются целлюлоза и ее производные, содержащиеся в многотоннажных отходах деревообрабатывающей промышленности (лигносодержащие компоненты), в илах, сапропелях, торфах, осадках очистных сооружений и т. д.

По экологическим характеристикам природные биополимеры не уступают биосинтетическим. Отработанные буровые биополимерные жидкости не требуют специализированной утилизации, так как органические компоненты, проникающие в почву, обогащают ее, подвергаясь биологическому разложению при контакте с микрофлорой почв. При этом, в отличие от дорогостоящих биосинтетических полимерных жидкостей, природные биополимеры имеют больший рабочий ресурс, вследствие их повышенной физико-химической и биологической стабильности вне контакта с почвами

Преимущества биополимерных жидкостей

Полимерные жидкости из биогенного сырья обладают повышенными антикоррозионными и ингибирующими, по отношению к глинистым породам, свойствами, повышают выход глинистых растворов (не менее чем на 5%) и понижают показатель фильтрации необработанных глинистых растворов (в 2—3 раза). Предлагаемые биополимеры содержат от 50 до 100% основного вещества. Готовый продукт представлен в виде сухого порошка  от темно-коричневого до черного цвета, расфасован в мешки, хорошо растворим в воде и не требует дополнительных затрат при перевозках и приготовлении буровых растворов.

Комплекс положительных экономических, технологических и экологических параметров, присущих биополимерным жидкостям из биогенного сырья, позволяет использовать их при бурении скважинразличного назначения.

25. Коагуляция- укрупнение (слипание, слияние) частиц дисперсной фазы под действием молекулярных сил сцепления или сил тяжести.

Флокуляция – слипание гидрофобных минеральных частиц в хлопья. Гидрофобная коагуляция характеризуется полным расслоением дисперсной системы на жидкую и твердую фазы.

Дисперсность скоагулированной коллоидной системы можно восстановить, добавляя пептизаторы. Пептизация - обратный процесс коагуляции.

В коллоидных системах с неоднородной по составу дисперсной фазой различают общую (неизбирательную) и селективную (избирательную) флокуляцию. В первом случае флокулы образуются совокупностью частиц разной природы, во втором - преим. частицами одного из компонентов дисперсной фазы. Селективность объясняется специфичностью взаимодействия флокулянта с частицами определенного типа. Усилить различие в свойствах поверхности частиц разного рода и, тем самым, увеличить селективность действия флокулянта можно путем введения в систему реагентов-модификаторов, например низкомолекулярных электролитов или ПАВ. Флокуляция может быть селективной также в том случае, если максимум флокулирующего действия в отношении частиц различного типа соответствует различным равновесным концентрациям флокулянта в дисперсионной среде.

Различают неорганические и органические флокулянты Из неорганических флокулянтов в промышленности применяют лишь поликремниевую кислоту. Органические флокулянты - различные синтетические или природные гомо- исополимеры главным образом линейного строения с мол. м.   . По способности к электролитической диссоциации их делят на неионогенные и ионогенные (полиэлектролиты).

Среди синтетических флокулянтов широко распространены полимеры и сополимеры акриламида. например технический полиакриламид (ПАА), содержащий 3-8 мол. % карбоксилатных звеньев, образующихся в результатегидролиза амидных групп в процессе синтеза полимера. В промышленности он обычно используется как неионогенный флокулянты Хим. модифицирование ПАА позволяет получать на его основе флокулянты различных типов и назначения. Практическое значение имеет также высокомолярный полиэтиленоксид - неионогенный флокулянт, часто применяемый в сочетании со стабилизаторами - антиоксидантами. в некоторых случаях используют поливиниловый спирт.

Установки для ремонта скважин Установки для КРС в пустыне, пойме и др. Поставка товара под заказ. Лизинг. specgruzteh.ru

Дать объявление	B2BContext

Из анионных флокулянтов в промышленности применяют: частично гидролизованный ПАА, содержащий в макромолекуле 20-40% карбоксилатных звеньев; продукты неполного щелочного (напр., реагенты гипан, К-4, К-6, К-9) или кислотного (напр., "Ока") гидролиза полиакрилонитрила с различным соотношением нитрильных, амидных и карбоксильных (или карбоксилатных) групп; гомо- и сополимеры акриловой (AK) и метакриловой (МАК) K-T [напр., "Комета" - полиметакриловая кислота, на 50-60% нейтрализованная щелочью. метас (метасол) - сополимерметакриламида и МАК (или Na-соли МАК) при эквимолярном соотношении сомономеров. метакрил M-14 BB (лакрис 20) - сополимер метилметакрилата и МАК (или ее смешанной соли) при молярном соотношении 1:4]. К анионным флокулянты с карбоксильными (карбоксилатными) группами относятся также сополимеры малеиновой и фумаровой кислот. Практический интерес представляют флокулянты с сильнокислотными группами (напр., сульфогруппами) на основе полистирола (напр., BK-1), ПАА и др. полимеров.

Катионные флокулянты особенно эффективны при обработке дисперсных систем с отрицательно заряженными частицами. Слабоосновные катионные флокулянты - поливиниламин, полиэтилен-имин, поливинилпиридины и др., содержащие в молекуле первичные, вторичные и третичные атомы азота. сильноосновные - полиэлектролиты с четвертичными аммониевыми или пиридиниевыми группами (получают исчерпывающим алкилирование атомов N слабоосновных флокулянтов или полимеризацией соответствующих мономерных соединений). В качестве катионных флокулянтов могут быть использованы полимеры аминоалкиловых эфиров AK и МАК, винилпиридинов, диаллиламина, диаллилдиметиламмонийхлорида (например, полиэлектролит ВПК-402), продукты алкилирования полидиметиламиноэтил-метакрилата и полидиэтиламиноэтилметакрилата (ВА-102, ВА-112), продукты последовательного хлорметилирования и аминирования полистирола или поливинилтолуола (ВА-2, ВПК-01), модифицированный формальдегидом и вторичным амином (по реакции Манниха) ПАА, содержащий в макромолекуле до 30 мол. % катионных звеньев (напр., КФ-4 и КФ-6, в которых помимо аминогрупп имеются амидные, карбоксильные и метоксильные группы).

Полиамфолитные флокулянты - обычно продукты сополимеризации кислотного (AK, МАК, малеиновый ангидрид и другие) и основного (2-винилпиридин, диаллилдиметиламмонийхлорид и др.) мономеров. В ряде технологических процессов, например при флокуляции биологических суспензий, полиамфолитные флокулянты имеют преимущества перед флокулянтами анионного и катионного типов.

Природные флокулянты выделяют непосредственно из растений (например, крахмал, полиальгинаты) или получают в результате химической переработки растительных (эфиры целлюлозы, модифицир. крахмалы, лигносульфоновые и гуминовые кислоты) или животного (например, хитозан из отходов переработки крабов, креветок, криля) сырья. К этой группе относятся также биофлокулянты, изготовляемые методами биотехнологии в виде биомассы клеток микроорганизмов или продуктов их метаболизма; химическая основа таких флокулянтов - гликопротеины, гетерополисахариды и др.

26. Ньютоновская и неньютоновская жидкостиВязкие тела отличаются от пластичных тем, что текут при любых напряжениях (τ=0). Течение идеально вязких тел (жидкостей) описывается известным законом Ньютона, который в случае сдвига выражается в следующей форме:

= τ =η , (1)

где f –сила вязкостного сопротивления; η –динамическая вязкость. Закон Ньютона является определением понятия η:

η=  (2)

Физический смысл этого закона заключается в том, что относительное приращение вязкости прямо пропорционально относительному содержанию дисперсной фазы. Чем больше φ, тем сильнее выражено тормозящее влияние частиц (не обладающих внутренней текучестью) на поток. Расчёты, проведённые Эйнштейном, показали, что для сферических частиц κ=5/2. В этом случае уравнение (4) может быть записано в следующей форме:

Э кспериментальные данные для некоторых коллоидных растворов подтверждают линейный характер зависимости η от φ (криваяI); такие жидкости называются обычными или ньютоновскими жидкостями. В общем случае ньютоновскими называются тела, вязкость которых η не зависит от напряжения сдвига, является постоянным параметром в уравнении (1). Структурированные коллоидные системы отличаются от обычных тем, что не поддаются законам Ньютона,

1

Пуазейля и Эйнштейна. Для низ значение η обычно возрастает с ростом φ значительно сильнее (кривая II), чем это следует из (4).

Тела, вязкость которых непостоянна и является функцией напряжения сдвига в уравнении Ньютона, называются неньютоновскими. Вязкость их так же описывается уравнением (1), но η= η(τ). Для них характерны кривые типа II.

При малых P наблюдается медленное течение с зависимостью Q от P и очень малым наклоном, соответствующим весьма высоким значениям η (3). Анализ этого участка показал, что время перемещения частицы от одного контакта к другому превышает время установления контакта. Связи успевают обратимо восстанавливаться, и течение, таким образом, происходит при совершенно не разрушенной структуре. Это явление называется ползучестью. Для некоторых материалов (например, льда)ползучесть () настолько мала, что участок ОА (рис. 2) практически сливается с осью абсцисс и можно говорить о

п редельном статическом напряжении сдвига τ , ниже которого тело практически не течёт. Эта величина по смыслу близка к пределу упругости τ , поскольку при τ > τ структурную сетку можно рассматривать как сплошной статический твёрдообразный упругий каркас (матрицу).

Далее с ростом τ начинается постепенное разрушение временных контактов между элементами структуры и и образование других: возникает динамическое равновесие,  резко возрастает, и для многих пластичных тел реологическая кривая выходит на линейный участок ВС, отражающий нарастающее разрушение структуры. Изучение реологических свойств пластичных тел было впервые проведено выдающимся русским учёным Шведовым (1889г.); закон течения в области разрушения структуры для этих тел (участок ВС)описывается уравнением Шведова –Бингама:

28. Буровые насосы и циркуляционная система выполняют следующие функции:

- нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обеспечения циркуляции в скважине в процессе бурения и эффективной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на поверхность; - подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с - pppa.ru) раствора из его насадок для частичного разрушения породы и очистки забоя от выбуренных частиц; - подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.

На рисунке показаны схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м при бурении роторным способом.

В процессе бурения в большинстве случаев раствор циркулирует по замкнутому контуру. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа - pppa.ru) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

Схема циркуляции бурового раствора

Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъем выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8 . Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы, песок, ил, газ и другие примеси, поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров и снова направляется в подпорные насосы.

Нагнетательная линия состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подается от насосов 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4 - pppa.ru. Напорная линия оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.

Сливная система оборудуется устройствами для очистки и приготовления бурового раствора, резервуарами, всасывающей линией, фильтрами, нагнетательными центробежными насосами, задвижками и емкостями для хранения раствора.

29. Ингибированный буровой раствор (inhibited drilling mud) - химически обработанный буровой раствор с некоторыми «замедленными» характеристиками (пониженная водоотдача, низкий коэффициент трения глинистой корки и др.); к ним относят любые химически обработанные буро­вые растворы с улучшенными технологическими параметрами. 

32. В качестве дополнительного метода борьбы с АСПО, в НГДУ «ЛН» на 77,9% осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН, используются промывки различного типа (дистиллятом в комбинации с нефтью, МЛ-80Б).

В качестве растворителя используется нефтяной дистиллят, как собственного производства, так и получаемый в ОЭ НГДУ «Татнефтебитум».

Более 58% всех проведенных в 2004 году обработок составили промывки дистиллятом в комбинации с нефтью. Содержание нефти в растворе при этом составляет от 20 до 50%. Выбор концентрации осуществляется технологическими службами нефтепромыслов с учетом скважинных условий.

Всего промывками охвачено 484 скважины с периодичностью промывок 2–3 раза в год. Объем разовой нефтедистиллятной обработки составляет в среднем 8 м3. Наиболее эффективным методом борьбы с парафином является химический метод, который основан на добавке в поток жидкости при помощи агрегатов ЦА 320 М и АКПП -500, ДРС и ДРП-1, а также УДЭ и УДС, химических реагентов способных гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти.

Такими растворителями могут быть водо- и нефтерастворимые ПАВ.

Существует множество типов отечественных и импортных ингибиторов для предотвращения и удаления отложений парафина. Большинство реагентов способствует так же предупреждению образования или разрушению водонефтяных эмульсий. Наиболее эффективные реагенты СНПХ – 7202, 7204, 7400. На месторождениях АО «Татнефть» широко применяется ингибитор для предотвращения и удаления отложений парафина СНПХ-7215, который закачивается в затрубное пространство скважины при помощи агрегатов УЭД и УДС.

Наибольшее распространение на промыслах НГДУ «ЛН» получил ингибитор СНПХ-7212 М, который закачивается в затрубное пространство скважин при помощи устьевых дозаторов УЭД и УДС из расчета 100–200 г./т нефти.

Ингибиторы парафиноотложений можно дозировать в скважины при помощи глубинных дозаторов ДСИ-107. Скважинный дозатор ДСИ-107, разработан ТатНИПИнефти, предназначен для подачи водо-нерастворимых ингибиторов на приём штангового насоса. Дозатор может, применятся в скважинах с обводненностью продукции не менее 10% при температуре рабочей среды от 283 до 373 К (10 – 1000С). Плотность применяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чем на 50 кг/м3, а кинематическая вязкость – не более 450 м2/с. Дозатор обеспечивает непрерывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут.

Эксплуатация дозатора состоит в следующем: определяются необходимый объём химреагента, длина колонны НКТ для размещения ингибитора и диаметр втулки дозатора для установления режима его работы. На скважину завозят расчетное количество ингибитора и НКТ. Из скважины извлекается насосное оборудование.

Спускается в скважину колонна НКТ расчетной длины, нижний конец которой снабжен заглушкой и пробкой.

Определяется плотность ингибитора (денсиметром) и вязкость его (вискозиметром) при температуре среды на глубине подвески дозатора в скважине, содержание воды в продукции скважины по данным предыдущей эксплуатации скважины

33. Агрегативно неустойчивые (астабилизированные) лиофобные суспензии с неполностью сольватированными частицами дают рыхлые структурированные осадки с большим удельным объемом, легко фильтрующие через себя дисперсионную среду (значения F ₂₄, k_m и   велики).

Суспензии глины в воде весьма устойчивы. Причина их устойчивости заключается не только в малой разности полярностей между дисперсной фазой и дисперсионной средой, но также в наличии заряда у частиц дисперсной фазы, возникающего вследствие способности к диссоциации в воде ионов на поверхности глины. Частицы глины в воде заряжены отрицательно. Небольшие добавки щелочных электролитов к глинистым суспензиям еще больше повышают их устойчивость вследствие адсорбции ОН^- ионов на частицах глины и повышения z -потенциала, а также вследствие обменной адсорбции катионов, повышающей гидрофильность частиц глины.

Таким образом, правильно приготовленная (диспергированием густого теста с последующим постепенным добавлением всего объема слабо подщелоченной дисперсионной среды), суспензия глины в воде является высокодисперсной и весьма устойчивой. Осадок такой суспензии будет обладать плотной упаковкой высокодисперсных частиц глины. Скорость фильтрации воды через такой осадок будет ничтожно мала, поэтому высокодисперсные устойчивые глинистые суспензии применяются для кольматации (повышения водонепроницаемости) грунтов.

34. Выше (см. главу 6) отмечалось, что образование дисперсных систем сопровождается увеличением свободной энергии системы. Следовательно, дисперсная система является принципиально термодинамически неустойчивой, т.е. рано или поздно должна самопроизвольно разрушиться. Поэтому речь может идти только об относительной термодинамической устойчивости дисперсных систем. Относительная устойчивость - это способность системы в течение определенного времени сохранять неизменной свою структуру, т.е. размеры частиц и их равномерное распределение в объеме системы.

Относительная устойчивость разных дисперсных систем колеблется в достаточно широких пределах. Как мы увидим дальше, эмульсия без эмульгатора разрушается в течение нескольких секунд с момента ее образования, а красный золь золота, полученный Фарадеем в середине XIX в., "живет" до сих пор.

Следовательно, существуют какие-то причины длительного существования принципиально неустойчивых (термодинамически) систем.

Проблема устойчивости дисперсных систем - одна из важнейших проблем коллоидной химии.

В 1917 году Песков предложил разграничивать относительную устойчивость дисперсных систем как:

а) седиментационную (кинетическую) устойчивость;

б) агрегативную устойчивость.

Эти два вида устойчивости различны по своему механизму и требуют раздельного рассмотрения.

СЕДИМЕНТАЦИОННАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ ДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ

Седиментационная устойчивость - это способность дисперсной системы сохранять неизменным во времени распределение частиц по объему системы, т.е. способность системы противостоять действию силы тяжести.

Чтобы оценить седиментационную устойчивость системы, необходимо знать следующие характеристики: r - радиус частицы дисперсной фазы; - плотность частицы;  - плотность дисперсионной среды; - вязкость дисперсионной среды; V - объем частицы.

АГРЕГАТИВНАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ КОЛЛОИДНЫХ РАСТВОРОВ. КОАГУЛЯЦИЯ

Агрегативная устойчивость - это способность дисперсной системы сохранять неизменной во времени степень дисперсности, т.е. размеры частиц и их индивидуальность.

При нарушении агрегативной устойчивости происходит коагуляция.

Коагуляцией называется процесс слипания частиц с образованием крупных агрегатов. В результате коагуляции система теряет свою седиментационную устойчивость, так как частицы становятся слишком крупными и не могут участвовать в броуновском движении.

Коагуляция является самопроизвольным процессом, так как она приводит к уменьшению межфазной поверхности и, следовательно, к уменьшению свободной поверхностной энергии.

Различают две стадии коагуляции.

1 стадия - скрытая коагуляция. На этой стадии частицы укрупняются, но еще не теряют своей седиментационной устойчивости.

2 стадия - явная коагуляция. На этой стадии частицы теряют свою седиментационную устойчивость. Если плотность частиц больше плотности дисперсионной среды, образуется осадок.

Причины коагуляции многообразны. Едва ли существует какое-либо внешнее воздействие, которое при достаточной интенсивности не вызывало бы коагуляцию.

К таким воздействиям относятся:

изменение температуры;

действие электрического и электромагнитного полей;

действие видимого света;

облучение элементарными частицами;

механическое воздействие;

добавление электролитов и др.

Все эти воздействия, различные по характеру, обладают общим свойством - они уничтожают энергетический барьер (потенциальный барьер коагуляции  ) или значительно его снижают, и метастабильная система - коллоидный раствор в процессе коагуляции переходит в более устойчивое состояние.

Наибольший практический интерес вызывает коагуляция электролитами.

ПРАВИЛА КОАГУЛЯЦИИ

1. Все сильные электролиты, добавленные к золю в достаточном количестве, вызывают его коагуляцию,

Минимальная концентрация электролита, при которой начинается коагуляция, называется порогом коагуляции  .

Иногда вместо порога коагуляции используют величину  , называемую коагулирующей способностью. Это объем золя, который коагулирует под действием 1 моля электролита:

Значит, чем меньше порог коагуляции, тем больше коагулирующая способность электролита.

2. Коагулирующим действием обладает не весь электролит, а только тот ион, заряд которого совпадает но знаку с зарядом противоиона мицеллы лиофобного золя. Этот ион называют ионом-коагулянтом.

3. Коагулирующая способность иона-коагулянта тем больше, чем больше заряд иона.

Количественно эта, закономерность описывается эмпирическим правилом Шульце-Гарди.

где - постоянная для данной системы величина; Z - заряд иона-коагулянта;  - порог коагуляции однозарядного, двухзарядного, трехзарядного иона-коагулянта.

4. Коагулирующая способность иона при одинаковом заряде тем больше, чем больше его кристаллический радиус. Поэтому коагулирующая способность органических ионов больше по сравнению с неорганическими ионами.

Для однозарядных неорганических катионов коагулирующая способность убывает в следующем порядке:

Этот ряд называется лиотропным.

При увеличении концентрации иона-коагулянта дзета-потенциал мицеллы золя уменьшается по абсолютной величине. Коагуляция может начинаться уже тогда, когда дзета-потенциал снижается до 0,025-0,040 В (а не до нуля).

35. Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе ионов магния с щелочью NaОН или Са(ОН)₂. Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния М§(ОН)₂. Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после химической обработки превращается в седиментационно устойчивую систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

36. Сущность бурения с продувкой газом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для охлаждения долота используют сжатый воздух, естественный газ или выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10...12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

37. Коллоидная защита — предохранение коллоидных растворов от коагуляции и, следовательно, повышение их устойчивости добавлением небольших количеств высокомолекулярных веществ (белков, крахмала, агар-агара и др.), так называемых защитных веществ. Коллоидная защиту используют при изготовлении устойчивых коллоидных препаратов серебра (колларгол), ртути, серы и других, применяемых в медицине39. Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м3 высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества - 4...8 м3, а из низкосортных глин - менее 3 м3.Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

Применяются также другие буровые растворы на водной основе: малоглинистые (для бурения верхней толщи выветрелых и трещиноватых горных пород), соленасыщенные (при бурении в мощных толщах соленосных пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д.

40. Эффективность применения буровых растворов зависит от их свойств, к которым относятся плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига, структурная однородность, содержание газов, песка; тиксотропия, содержание ионов Na, K, Mg.

Водоотдача бурового раствора характеризуется объемом фильтрата (от 2 до 10 см³), отделившегося от раствора через стандартную фильтровальную поверхность при перепаде давления ~ 690 кПа в течение 30 мин. Толщина осадка на фильтре (фильтрационная корка), которая образуется при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм.

Содержание твердой фазы в буровом растворе характеризует концентрацию глины (3-15 %) и утяжелителя (20-60 %). Для обеспечения эффективности бурения (в зависимости от конкретных геолого-технических условий) свойства бурового раствора регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них специальных материалов и химических реагентов. Для предупреждения водонефтегазопроявлений при аномально высоких пластовых давлениях увеличивают плотность бурового раствора путем введения специальных утяжелителей (например, мелом до 1500 кг/м³, баритом и гематитом до 2500 кг/м³ и более) или уменьшают ее до 1000 кг/м³ за счет аэрации бурового раствора или добавления к нему пенообразователей (сульфанола, лигносульфоната). Содержание твердой фазы бурового раствора регулируется трехступенчатой системой очистки на вибрационных ситах; газообразные агенты отделяют в дегазаторе. Кроме того, для регулирования содержания твердой фазы в раствор вводят селективные флокулянты.

Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе. К ним относятся эмульгаторы (мыла жирных кислот, эмультал и другие),гидрофобизаторы (сульфанол, четвертичные амины, кремнийорганические соединения), понизитель фильтрации (органогуматы).

Готовят буровые растворы непосредственно перед бурением и в его процессе. Раствор в процессе бурения скважины загрязняется различными примесями. Поэтому от них нужно избавляться. Не возможно использовать все новый и новый раствор, потому что это дорогое удовольтвие, поэтому существуют инженера по буровым растворам, которые обрабатывают раствор специальными химическими реагентами, тем самым продлевают жинь своего раствора и контролируют скважину.

41. Вибрацио́нное си́то — (англ. vibrating screen) просеивающий аппарат, предназначенный для очистки бурового раствора от выбуренной породы и других механических примесей. Возможно использование вибрационных сит специальной конструкции для обезвоживания, осветления, процеживания и фильтрования различных материалов.

Характеристики вибрационных сит

• производительность — до 12т/ч

• крупность разделения — до 30мм

• крупность питания — до 15мм

• диаметр корпуса — до 1.2м

• размер сита: длина — до 2400 мм, ширина — до 1250мм

• количество фракций — до 4

• мощность привода — до 1.5 кВт

• габаритные размеры: длина — до 3260 мм, ширина — до 1630 мм, высота — до 1520мм

• масса — до 950кг

Применение вибрационных сит

• очистка бурового раствора

• непрерывный просев сыпучих, зернистых, гранулированных, порошковых материалов

• обезвоживание различных материалов

• осветление различных материалов

• процеживание различных материалов

• фильтрование различных материалов

Рабочие инструменты вибрационных сит

• рама

• сетка

• вибратор

• приемник раствора

• слив раствора

• пружины

• сброс шлама

]Классификация вибрационных сит

• одноярусные вибросита

• двухъярусные вибросита

• с постоянным углом наклона

• с изменяемым углом наклона

42. ВЫБОР ТИПА БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

В отечественной практике бурения приняты следующие положения.

1. Буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов выбирают исходя из необходимости сведения к минимуму отрицательных последствий от его воздействия на фильтрационные свойства самых низкопроницаемых пород (базисных), способных отдавать содержащуюся в них нефть при планируемой технологической схеме разработки месторождения.

2. Значение проницаемости базисной породы пласта-коллектора в эксплуатационных скважинах следует принимать равным значению этого параметра, принятому в качестве нижнего предела проницаемости по месторождению при подсчете запасов нефти. В разведочном бурении предельное значение проницаемости базисной породы продуктивных (перспективных) объектов устанавливается предприятием-заказчиком.

3. В случае вскрытия в разрезе нескольких продуктивных пластов, представленных разными по характеристике отложениями, базисную породу выбирают из пласта с наименьшим эпигенетическим уплотнением.

4. Если базисная порода по своим свойствам в одинаковой мере близка к двум соседним категориям коллекторов, ее следует относить к категории пород с меньшей степенью уплотнения.

5. Вид жидкой фазы бурового раствора, ингибитора и необходимость применения при вскрытии ПАВ – понизителей поверхностного натяжения на контакте нефть – фильтрат определяются категорией и группой породы, а также активностью пластовых жидкостей. Нефть считается активной при наличии в ней выше 0,3 % нафтеновых кислот. Остаточная вода считается активной, если преобладающим катионом в ней является натрий, а рН > 7 (класс А, по В.А. Сулину).

6. Для предотвращения попадания бурового раствора в трещины вскрываемого пласта необходимо вводить в него крупнодисперсный наполнитель в количестве не менее 5 % от общего количества в растворе твердой фазы. При вскрытии пласта, сложенного относительно прочными трещиноватыми породами (известняками, доломитами, уплотненными песчаниками и алевролитами), диаметр частиц наполнителя должен быть больше 1/3 раскрытости трещин. Перед вскрытием пласта, сложенного мягкими породами (глина, мергель), в буровой раствор следует вводить наполнитель с диаметром зерен не менее 400 мкм.

7. При отсутствии данных о раскрытости трещин дисперсность наполнителя (максимальный диаметр частиц) определяется возможностью удержания его во взвешенном состоянии в буровом растворе с допустимыми для бурения скважины структурно-механическими свойствами.

8. Для создания условий, позволяющих ликвидировать в отдельных трещинах закупоривающие пробки, в буровой раствор перед вскрытием пластов трещинного типа следует вводить кислоторастворимые компоненты – не менее 30 % от объема крупнодисперсного наполнителя.

45. Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой - окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит).

Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот. Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования.

Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей.

46.. Из обычных глин не удается получить буровые растворы плотностью выше 1,3 г/см3 из-за сильного повышения вязкости. Повысить плотность можно только путем добавления к этой системе утяжелителей – тонко размолотых порошков тяжелых минералов. В качестве утяжелителей чаще всего применяют барит, гематит и магнетит.

Барит BaSO4 представляет собой тонкий белый или сероватый порошок. Лучшим считается беловский барит, плотность которого равна 4,1– 4,2 г/см3. Преимуществами барита являются малое содержание растворимых солей (электролитов), повышающих вязкость буровых растворов, и сравнительно небольшая твердость его зерен. Твердость зерен утяжелителя определяет износ деталей буровых насосов и турбобуров, а также бурильных труб и долот.

Гематит Fe2O3 представляет собой красно-бурый порошок плотностью 4,3–4,6 г/см3. Преимуществом гематита является высокая плотность, позволяющая получать высокую плотность промывочных жидкостей; недостатком – значительная твердость зерен, обусловливающая сильный износ деталей бурового оборудования и инструмента.

Магнетит Fe3O4 применяется реже, чем барит и гематит. Он представляет собой черный порошок с металлическим блеском плотностью 4,2– 4,4 г/см3, имеет те же достоинства и недостатки, что и гематит.

Концентрат колошниковой пыли начали применять сравнительно недавно в связи с недостатком барита и гематита. Его получают путем переработки отходов металлургических заводов. Состоит в основном из окислов железа Fe2O3 и Fe3O4 с примесью металлического железа. Плотность концентрата 4,00–4,50 г/см3.

47.

Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбуренной породы — важный процесс при бурении скважины. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины.

Приготовление буровых растворов может осуществляться в механических мешалках и гидравлических смесителях.

В настоящее время в отечественной практике для приготовления буровых растворов широко применяются порошкообразные материалы. Для приготовления буровых растворов из этих материалов используют следующее оборудование: блок приготовления раствора (БПР), выносной гидроэжекторный смеситель, гидравлический диспергатор, емкости ЦС, механические и гидравлические перемешиватели, поршневой насос.

При обработке глинистых растворов химическими реагентами, особенно содержащими щелочи и кислоты, рабочие должны работать в резиновых перчатках, очках, фартуках и сапогах, чтобы брызги щелочи и кислоты не повредили лицо, руки и одежду.

В механических глиномешалках можно приготовить растворы из сырых глин, глинобрикетов и глинопорошков.

Более эффективны, чем глиномешалки, фрезерно-струйные мельницы ФСМ-3 и ФСМ-7.

Фрезерно-струйная мельница может быть использована не только для приготовления растворов, но и для утяжеления бурового раствора, а также для добавки в него глины и глино-порошка. В этом случае в ФСМ вместо воды подается буровой раствор.

48. Если взять примерно одинаковое количество масла и воды и механическим путем, например, при перемешивании, приготовитьэмульсию, то после этого произойдет быстрое расслоение. Мелкие капли эмульгированной жидкости будут сливаться в более крупные - т.е. система стремится уменьшить свободную энергию за счет уменьшения поверхности раздела фаз. Еще в 1898 г. Доннан указал, что устойчивость эмульсий должна зависеть от величины межфазного натяжения. Для снижения межфазного натяжения (или удельной межфазной свободной энергии) можно использовать поверхностно-активные вещества. Эти вещества, снижая межфазное натяжение, облегчают эмульгирование и поэтому называются эмульгаторами. После эмульгирования они располагаются на поверхности раздела фаз, образуя адсорбционный слой, препятствующий слиянию капель. Вещество, препятствующее слиянию капель, называетсястабилизатором. Часто в роли стабилизатора выступают эмульгаторы. Однако есть вещества, не облегчающие эмульгирования, не обеспечивающие устойчивости получающейся эмульсии. Таковы, например, высокомолекулярные соединения и твердые порошкообразные стабилизаторы. По предложению П.А. Ребиндера все стабилизаторы были разделены на две группы:

- стабилизаторы первого рода - поверхностно-активные вещества (эмульгаторы) и высокомолекулярные соединения;

- стабилизаторы второго рода – порошки.

Механизм получения устойчивых эмульсий со стабилизаторами первого и второго рода принципиально отличен. Однако существует и общий принцип выбора стабилизатора: необходимо, чтобы он имел сродство к дисперсионной среде - смачивался дисперсионной средой или растворялся в ней.

Стабилизаторы первого рода - поверхностно-активные вещества или высокомолекулярные соединения должны адсорбироваться на поверхности раздела фаз и обеспечивать структурно-механическую стабилизацию, т.е. на поверхности капелек должен возникать механически прочный гелеобразный адсорбционный слой. Схема капель эмульсии со стабилизирующим слоем ПАВ приведена на рис. 2.65.

Стабилизаторы второго рода – твердые порошки – должны смачиваться дисперсионной средой. Размер частичек твердогостабилизатора должен быть значительно меньше размера капель эмульгированной жидкости. П. А. Ребиндер назвал порошки«бронирующими стабилизаторами», так как частицы твердой фазы создают как бы броню на поверхности капельки, защищая ее от слияния с другими. Эта броня, по-видимому, не монослойна, а состоит из нескольких слоев.

Каустическая сода - гидрооксид натрия (NaOH). Гранулированное или хлопьевидное вещество белого цвета, хорошо растворяется в воде, плотность 2130 кг/м³. Применяется для поддержания нужного значения рН бурового раствора. Поставляется в стальных бочках по 25 или 50 кг или в полиэтиленовых с полипропиленовым слоем мешках по 50 кг.

Добавляется в буровой раствор медленно и осторожно в течение полного цикла циркуляции через специальную емкость для химических реагентов. В нашей стране каустическая сода выпускается в соответствии с ТУ 6-10-1306-85 и поставляется в виде бесцветной непрозрачной кристаллической массы в металлических барабанах массой 100-200 кг. ПДК для водоемов рыбохозяйственного назначения 50 мг/л.