Контрольная. Задача Произвести расчет химической обработки раствора. Определить
 Скачать 60.8 Kb.
|
|
9. Коагуляция и пептизация 27. Ингибиторы, коррозии и реагенты, предающие глинистым растворам термостойкость. 45. Гидрофобные эмульсионные растворы. 63. Основные показатели цементного камня. 81. Коррозионностойкие тампонажные цементы. Задача Произвести расчет химической обработки раствора. Определить: 1) Необходимый объем бурового раствора для бурения скважины. 2) Необходимое количество химических реагентов. 3) Плотность бурового раствора после химической обработки. Исходные данные для расчета возьмите из таблицы 3 согласно своей варианте.
1* - для эксплуатационного бурения 9. Коагуляция и пептизация Коагуляцией называется нарушение агрегативной устойчивости дисперсной системы вследствие слипания частиц дисперсной фазы под действием молекулярных сил притяжения и выпадения их в осадок [3]. На больших расстояниях молекулярные силы притяжения незначительны, но все же больше сил отталкивания. При сближении частиц до границ их ионных атмосфер начинают преобладать силы отталкивания и быстро возрастают до максимального значения. Возникает энергетический барьер, препятствующий сближению частиц. По физическому смыслу этот энергетический барьер соответствует расклинивающему давлению. Когда силы сцепления превысят энергетический барьер, т.е. расклинивающее давление, происходит агрегирование частиц и коагуляция бурового раствора. Процесс коагуляции буровых растворов делятся на два вида: скрытую или гидрофильную коагуляцию и явную или гидрофобную коагуляцию. Скрытая, гидрофильная, коагуляция приводит к сцеплению частиц по концам и ребрам, и к образованию структуры дисперсной системы. Невооруженным глазом это явление не обнаруживается. Явная, гидрофобная, коагуляция характеризуется слипанием большими участками поверхности частиц под действием сил притяжения, вплоть до выпадения коллоидного вещества в осадок. При скрытой коагуляции агрегированные частицы сохраняют более или менее развитые гидратные оболочки, образуя сплошную структуру. В этом случае теряется агрегативная устойчивость, а кинетическая устойчивость сохраняется. (Водоотдача бурового раствора сохраняет малые значения). Явная коагуляция характеризуется полным расслоением дисперсной системы на твердую и жидкую фазы. Частицы твердой фазы, лишенные гидратных оболочек, образуют агрегаты, выпадающие в осадок. (Водоотдача и суточный отстой промывочных растворов резко возрастают). Осадок, образовавшийся в результате коагуляции называется гелем. Система из взвешенных не слипшихся частиц называется золем. Пептизацией называется переход в раствор осадков, образовавшихся при коагуляции. Пептизация происходит под воздействием химических реагентов-пептизаторов. Эти реагенты адсорбируются на поверхности частиц дисперсной фазы, создают адсорбционногидратные оболочки и двойные электрические слои, которые препятствуют сближению и слипанию частиц. Происходит разукрупнение частиц дисперсной фазы и переход их в раствор. В качестве реагентов - пептизаторов применяют: кальцинированную соду Na2СО3, каустическую соду NaOH, жидкое стекло Na2SiО3 и др. В зависимости от концентрации эти реагенты могут оказывать различное воздействие на буровой раствор. В небольших количествах они действуют как пептизаторы, при увеличении добавки выше оптимального значения они оказывают коагулирующее действие. Оптимальные добавки реагентов-пептизаторов следующие: кальцинированная сода - 0,5 - 2,0 %; каустическая сода - 0,5 - 0,8 %; жидкое стекло - 2,0 - 5,0 %. 27. Ингибиторы, коррозии и реагенты, предающие глинистым растворам термостойкость. Реагенты, повышающие термостойкость растворов (хроматы и бихроматы щелочных металлов, жидкое стекло). Силикат натрия (жидкое стекло) Силикаты жидкого стекла являются неорганическими полимерами с конденсированными макроанионами и щелочными металлами в качестве катионов. Мономерами их является метасиликат. В буровых растворах жидкое стекло применяется обычно совместно с другими реагентами и добавками и несет в зависимости от условий функции стабилизатора, структурообразователя, ингибитора, крепящего компонента и замедлителя термоокислительной деструкции. Небольшие добавки жидкого стекла (около 0,1—1%) интенсивно снижают вязкость пресных буровых растворов при обычных и высоких температурах. Как и у реагентов, избыток жидкого стекла играет уже коагулирующую роль, но вследствие его более мягкого действия это сказывается в первую очередь не на водоотдаче, а на реологических свойствах, вызывая коагуляционное структурообразование. Хроматы и изополихроматы Хроматы и изополихроматы являются неорганическими полимерами. Наиболее важные химические свойства хроматов – сильная окислительная способность с восстановлением CrVI до Сгш и склонность к, интенсивному комплексообразованию. Однако в присутствии сильных восстановителей хроматы могут окислять в нейтральной и даже слабощелочной среде. При нагревании восстановление хроматов чрезвычайно усиливается и проявляется даже при высоких значениях рН. Заметно ускоряется этот процесс при 80° С, а при 130—150° С достигает максимума. В термообработанной глинистой суспензии, содержащей восстановитель, уже нет даже следов CrVI Ион Сг111, особо активный в момент восстановления, образует с реагентом комплексные соединения, выпадающие в осадок или растворимые, прочно связывающиеся с глиной. Возможны и прямые связи Сгш с глиной. Сначала Сгш входит в обменный комплекс, вытесняя другие катионы, а затем при нагревании необменно закрепляется на кристаллической решетке. Это ингибирует глину и создает предпосылки для связывания с закрепившимся хромом макромолекул реагента. 45. Гидрофобные эмульсионные растворы. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы (ГЭР) относятся к растворам на углеводородной основе с большим содержанием водной фазы. Эти растворы относятся к эмульсиям типа "вода в масле" и подчиняются общим для этих систем законам. ГЭР образую смешиванием воды и нефти с добавлением эмульгатора. Плотность используемого водного раствора изменяют растворением в воде хлористого кальция. Полученный таким образом раствор для глушения скважин может иметь плотность от 950 до 1150 кг/м3. Более высокая плотность для глушения скважин (до 1700 кг/м3 ) достигается добавление в эмульсионный раствор утяжелителя (мел, барит). Требования к выбору состава ГЭР. Основой любого гидрофобно-эмульсионного раствора является углеводородная жидкость (нефть, дизельное топливо или газовый конденсат), содержание которой составляет в среднем 30-35% от объема раствора, вода (чаще - минерализованная) - 60-65% и эмульгатор. В качестве эмульгатора используются высокомолекулярный ПАВ с невысокой величиной ГЛБ (гидрофильно-липофильный баланс). ГЛБ таких веществ составляет от 3 до 6, то есть они лучше растворяются в углеводородной жидкости, чем в воде. Наиболее широко применяются эмультал, украмин, ИКБ-2, жирные кислоты, СМАД-1, сульфонол (в системах, приготовленных на базе ИБР), АБДМ-хлорид и другие. Базовый раствор может дополнительно содержать MAC-200, мел, бентонит, барит и другие утяжелители. Состав гэр выбирается на основе анализа геологических условий и определения требований к свойствам раствора. Рецептура уточняется с использованием лабораторных исследований. При этом определяется и предел использования данной рецептуры и возможность альтернативной замены некоторых компонентов. В таблице 1 представлены основные требования к компонентному составу бурового раствора в зависимости от геологических условий бурения. Таблица 1. - Выбор состава ГЭР.
Приготовление и регулирование свойств ГЭР. Основным условием получения высококачественной эмульсии является равномерное распределение водной дисперсной фазы в объёме углеводородной фазы. Такое распределение можно получить при использовании гидросмесителей или прямой циркуляции (приёмные ёмкости – насос – манифольд – скважина – приёмные емкости) при обязательном соблюдении порядка ввода компонентов. Рассмотрим приготовление одного из растворов (ИЭР), состоящего из следующих компонентов: дизельного топлива, воды, хлорида кальция, эмультала. органофильной глины, СМАД-1 и барита. В воде растворяется хлорид кальция и откачивается в емкость для химических реагентов. В гидросмесителе растворяется ПАВ в дизельном топливе. При циркуляции в этот раствор добавляется СМАД-1 и органофильная глина, перемешивается до получения однородной суспензии. Не прекращая циркуляции в нее вводится минерализованная вода, и раствор перемешивается в течение 1-2 час, пока не будет достигнута стабильная вязкость. Не допускается введение углеводородной суспензии в воду, так как может образоваться высоковязкая паста. Раствор утяжеляется только при полной стабилизации. Причем, при влажности барита до 30% эмульсию целесообразно утяжелять до плотности 1300 кг/м3, а при сухом барите - до 1600-1700 кг/м3. Качество утяжеленного раствора можно улучшить, если сухой барит вводить в маловязкий раствор с соотношением фаз 50:50, после чего добавить остальную воду до получения необходимой вязкости. При замене водного раствора на гидрофобную эмульсию и наоборот, а также при цементировании необходимо закачивать буферную жидкость следующего состава: 3 м3 дизельного топлива, 5 м3 соленой воды и 1% сульфонола. Устойчивость эмульсии можно оценить по показателю фильтрации, электростабильности и суточному отстою. Эмульсия считается стабильной, если электростабильность, оцениваемая на приборах ИГЭР или ПЭС, составляет более 120В. Электростабильность увеличивается при использовании минерализованной воды вместо пресной и добавлении наполнителей (например, MAC-200). По показателю фильтрации можно различить следующие состояния эмульсии: - эмульсия седиментационно устойчива. Фильтрат представляет собой углеводородную фазу, а корка - эмульсию; - эмульсия седиментационно устойчива. Фильтрат представляет углеводородную фазу с некоторым количеством эмульсии, а корка - эмульсию с твердыми включениями; - эмульсия сравнительно устойчива. Фильтрат представляет эмульсию, а корка не образуется, что говорит о недостаточной коркообразующей способности; - эмульсия теряет седиментационную устойчивость, на что указывает фильтрат, состоящий из углеводородной жидкости и капелек воды; - эмульсия седиментационно неустойчива, фильтрат - прямая эмульсия. Внешними признаками потери стабильности эмульсионного раствора является видимое разделение фаз, вспучивание в приемных емкостях, резкое снижение вязкости, которое не повышается при введении воды. Основные рекомендации по обработке бурового раствора представлены в таблице 2. Таблица 2 - Рекомендации по регулированию свойств ГЭР.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||