Меню

Регулятор вязкости бурового раствора



Добавки, применяемые при химобработке

Классификация химреагентов, применяемых для обработки буровых растворов

При приготовлении буровых растворов и во время бурения скважин возникает необходимость в регулировании параметров раствора. Для этой цели в буровой раствор добавляют химреагенты. По растворимости в воде химреагенты подразделяются растворимые и нерастворимые.

По устойчивости к солям химреагенты бывают:

По устойчивости к температуре химреагенты бывают нетермостойкие; термостойкие.

В зависимости от назначения применения химреагенты делятся на:

· пеногасители и пенообразователи;

Каждая из этих групп реагентов делится на классы и виды.

Классификация химреагентов носит условный характер, т.к. реагенты-понизители водоотдачи одновременно могут быть при определенных условиях понизителями вязкости. На эффективность действия химреагентов большое влияние оказывает температура. При продолжительном действии достаточно высоких температур многие реагенты разлагаются и перестают оказывать положительный эффект на промывочную жидкость.

Существует два вида химобработок бурового раствора – первичная и вторичная. Первичная обработка делается с целью получения промывочной жидкости с такими параметрами, чтобы свести к минимуму отрицательные последствия от ее воздействия на горные породы (например, обваливание глинистых пород из-за набухания; образование толстой рыхлой глинистой корки и т.д.). Параметры бурового раствора должны соответствовать горно-геологическим условиям бурения. В зависимости от того, какие вскрываются интервалы, первичная обработка может быть простой и сложной.

По мере углубления скважины параметры бурового раствора изменяются. Для выравнивания параметров раствора необходимо добавлять химреагенты. Причем, если в раствор добавляются те же химреагенты, что и при приготовлении, то это будет считаться тоже первичной обработкой. Но когда в буровой раствор вводят новые химреагенты для усиления тех или иных показателей, то это будет считаться вторичной химобработкой. При вторичной обработке бурового раствора расход химреагентов меньше, чем при первичной.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ). ПАВ называются вещества, способные снижать поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела. Адсорбционный слой ПАВ имеет предельно малую толщину (мономолекулярный слой). Даже очень малые добавки ПАВ могут резко изменять условия молекулярного взаимодействия на поверхности раздела, скорости перехода веществ из одной фазы в другую.

По составу и химическим свойствам ПАВ делятся на 2 класса:

Основное назначение ПАВ – регулирование фильтрационных, вязкостных показателей бурового раствора. Вещества, резко снижающие поверхностное натяжение на границе раздела двух фаз, являются поверхностно-активными.

Все основные типы эффективных ПАВ получаются в результате химической переработки нефти. В настоящее время известно более 200 типов ПАВ, отличающихся химическим строением.

Неионогенные ПАВ – их растворимость понижается с повышением температуры и восстанавливается после охлаждения. Большинство неионогенных ПАВ хорошо растворимо в пресных и пластовых водах.

Ионогенные ПАВ — полностью растворяются в пресной и пластовых водах. Являются хорошими ингибиторами коррозии. Замедляют действие соляной кислоты при кислотных обработках.

Смазочные добавки – служат для уменьшения трения при сближении трущихся поверхностей деталей инструмента. Большое значение имеет применение смазывающих добавок для снижения трения между бурильными трубами и глинистой коркой при вращательном способе бурения. При добавлении в раствор КМЦ, КССБ, крахмала это трение невелико.

Смазывающими свойствами обладают буровые растворы на углеводородной основе, эмульсии, обработанные ПАВами. При использовании таких буровых растворов удается увеличить проходку на долото, механическую скорость бурения.

Традиционными смазывающими добавками являются нефть (3-20%) и графит 0,5-3,0%). Применение смазывающих добавок особенно эффективно при бурении интервалов с мягкими породами и породами средней твердости, т.е. там, где опора долота изнашивается раньше, чем вооружение долота. Особенно эффективны такие добавки при бурении на большой глубине, когда значительно затрачивается время на СПО.

В качестве смазывающих добавок применяют синтетические жирные кислоты, отходы рафинирования растительных масел (гудрон соапстока –СГ), окисленный петролатум (СМАД). СГ и СМАД добавляют в раствор 1-4% в зависимости от содержания твердой фазы.

Существенным недостатком применяемых смазочных добавок является сравнительно высокая температура застывания, что затрудняет их использование в холодное время года. Кроме того, они чувствительны к высокой щелочности бурового раствора, солям кальция.

Читайте также:  Ручной регулятор скорости вентилятора

Пеногасители. Буровые растворы, содержащие ПАВ, трудно поддаются естественной дегазации. Механические способы позволяют снизить содержание газа, но незначительно. После выхода бурового раствора из дегазатора в нем снова образуется пена. Наиболее эффективным является физико-химический способ дегазации. Для разрушения пены пеногаситель должен обладать ничтожной по сравнению с реагентом-вспенивателем стабилизирующей способностью.

Реагент-пеногаситель выбирается в зависимости от свойств бурового раствора и реагента-пенообразователя. Некоторые реагенты не являются пеногасителями, но способствуют предотвращению пенообразования – КМЦ.

Эффективными пеногасителями являются:

· 10% суспензия резины и 10% суспензия полиэтилена – в хлоркальциевых растворах;

· соапсток, особенно эффективен хлопковый – в пресных и минерализованных растворах;

· реагенты на основе синтетических жирных спиртов.

Реагенты, повышающие термостойкость. При увеличении забойной температуры многие реагенты распадаются или окисляются. Для этого в рецептуру раствора необходимо включать термостойкие реагенты, к ним относятся:

· хроматы и бихроматы щелочных металлов – повышают термостойкость раствора.

Щелочные добавки для регулирования рН. Эффективность действия многих реагентов, а также процесс пептизации глинопорошков зависит от щелочности дисперсионной среды. Для ее изменения используют каустическую соду (NaOH), кальцинированную соду, бикарбонат натрия (Na 2CO 3), гидроокись кальция (гашеная известь – Са(ОН) 2).

Реагенты-структурообразователи. Эти реагенты позволяют повышать структурные свойства буровых растворов. Одновременно они являются также эффективными понизителями водоотдачи.

Реагенты- понизители водоотдачи:

УЩР (углещелочной реагент) – порошок темно-бурого цвета, растворим в воде. УЩР получается путем воздействия щелочи NaOH на бурый уголь. Является интенсивным пептизатором твердой фазы, понизителем водоотдачи и вязкости, регулятором рН. Эффективен в сочетании с КМЦ, КССБ, кальцинированная содой. С ростом температуры >140 О С эффективность УЩР снижается. Используется как в сухом виде, так и в виде раствора 5-10% концентрации.

КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) – порошок белого или желтоватого цвета. Медленно растворяется в холодной воде, при добавлении сульфанола растворимость увеличивается. КМЦ эффективна в нейтральных и слабощелочных средах (рН = 6-9), малоэффективна в кислых. При рН 9 – свертывается от Ингибиторы коррозии. Они предотвращают или замедляют коррозию металлического оборудования. В качестве ингибиторов используют известь, каустическую соду, соли аминокислот, карбонат цинка, хромат натрия, которые предотвращают отложения сульфатов и карбонатов на буровом оборудовании, т.к. под этими отложениями образуется коррозия.

Реагенты для удаления сероводорода. Отрицательное воздействие сероводорода уменьшается с повышением рН бурового раствора. В качестве таких реагентов используются каустическая сода, карбонат цинка и железистые утяжелители.

Реагенты-вспениватели. Эти реагенты образуют пену в присутствии воды. Их применяют при разбуривании водоносных горизонтов с очисткой забоя воздухом. В качестве вспенивателей используют жирные кислоты, их щелочные соли, сульфонол и другие ПАВ.избытка щелочи. При увеличении температуры > 130 О С стабилизирующая способность реагента снижается.

КССБ (конденсированная сульфит-спиртовая барда) – жидкость темно-коричневого цвета, или порошок. КССБ совместима с большинством солестойких реагентов, что значительно увеличивает диапазон применения. Устойчива к действию 2-3% кальциевых солей и может использоваться до температуры 150-160 О С. Растворы, обработанные КССБ, при фильтрации образуют тонкие плотные корки пониженной липкости, что является одним из условий предотвращения сальникообразования. Невысокая щелочность способствует снижению набухания глин. Используется совместно с КМЦ при обработке минерализованных растворов. Недостаток – при добавлении более 4% КССБ происходит вспенивание раствора. Для устранения следует добавлять реагенты-пеногасители.

ПАА –(полиакриламид) – выпускается в виде гранул или гелеобразном состоянии. Является активным стабилизатором пресных и минерализованных растворов с низким содержанием твердой фазы при повышенных температурах.

Крахмал – смесь полисахаридов растительного происхождения. Применяется для снижения фильтрации бурового раствора. Им обрабатываются сильноминерализованные буровые растворы. Хорошо защищает от солей всех видов при температуре менее 120 О С. Наиболее эффективен в щелочной среде при рН = 10. Хорошо сочетается с другими химреагентами. Добавка крахмала в утяжеленные растворы вызывает увеличение вязкости и СНС. Недостаток – растворы крахмала подвержены бактериальному разложению, что сопровождается выделением газообразных веществ.

Химреагенты, используемые для обработки бурового раствора в Нефтеюганском регионе приведены в таблице 4.

Читайте также:  Как снять регулятор печки рено лагуна

Таблица 4 – Химреагенты для обработки бурового раствора

Наименование химреагента Основная функция Дополнительная функция Примечание
КМЦ высокомолеку-лярная Повышение вязкости Снижение водоотдачи Используется в буровых растворах с низкой вязкостью или низким содержанием твердой фазы. Обеспечивает высокую реологию и СНС, улучшает выносящие способности раствора
КМЦ низкомолекулярная Снижение водоотдачи Повышение вязкости Используется в высоковязких бур. растворах с высоким содержанием твердой фазы
ДМР-410 Не имеет аналогов по эффективности снижения водоотдачи Длительная стабилизация раствора, прочная эластичная корка, повышенные сма-зочные свойства Наиболее эффективный реагент из применяемых полиакриламидов
Сайпан Эффективный понизитель водоотдачи Стабилизация раствора, прочная эластичная корка, смазочные свойства Обеспечивает стабильность раствора при высоких температурах на забое (до 232 0 С)
Сайдрил Эффективный стабилизатор глин Снижение водо-отдачи, обеспече-ние вязкости, смазочные св-ва Высокая вязкость достигается при низких концентрациях полимера
ДК-дрилл Стабилизатор глинистого раствора Снижение водоотдачи, стабилизация реологии, смазка Эффективен при совместной обработке с сайпаном
Унифлок Стабилизатор глинистого раствора Снижение водо-отдачи, улучше-ние качества глинистой корки, длительная стабильность раствора Растворять в воде заранее. Эффективен при высоком и низком содержании твердой фазы (меняется концентрация). При дополнительной обработке унифлоком – увеличивается СНС
КССБ (ФХЛС) Правильное формирование глинистой корки Снижение водо-отдачи. При высо-ких концентрациях ингибирует набухание глин Для эффективной работы требует рН@9. КССБ используется до 135 0 С; ФХЛС – до 175 0 С
Каустик NaОН (каустическая сода) Регулятор щелоч-ности. Способ-ствует увеличе-нию диспергации глинопорошка Улучшение растворимости (активности полимеров и лигносульфонатов) При рН до 8,5 химреагенты полностью раскрывают свои свойства. Качество глинистой корки улучшается.
Сода кальцинирован-ная Na 2CO 3 Осаждение каль-ция в виде нераст-воримого карбо-ната кальция Обработка при не-большом попада-нии цемента. Эф-фект пеногашения Не допускать переобработки, т.к. избыток карбонат ионов усиливает гелеобразование
Бикарбонат натрия NаНСО 3 (двууглекислый натрий) Применяется при разбуривании цемента Для удаления ионов кальция использовать по-ловину расчетного количества бикарбоната При переобработке возникнут проблемы с карбонатами (бикарбонатами)
НТФ Эффективный разжижитель буровых растворов Снижение реологии, водоотдачи, рН Термостойкость до 200 0 С.Оптимальные добавки- тысячные и сотые доли от объема раствора
Графит Противоприхватная добавка Уменьшение коэффициента налипания филь-трационной корки. Усиливает эффект пеногашения Обработка – до 1% к объему раствора. Взаимное усиление свойств – при одновре-менной обработке графит + ФК-2000
Смазка ФК-2000 Улучшение анти-прихватных, сма-зочных и ингиби-рующих свойств Снижение трения между буровыми трубами и стенкой скважины Обработка – 0,02-0,15% к объему раствора. Улучшает СНС, водоотдачу

Реагенты-разжижители. Предназначены для снижения вязкости бурового раствора.

Нитролигнин (НЛ) – порошок светло-коричневого цвета с влажностью до 60%, растворим в 1,5% растворе щелочи. НЛ эффективно разжижает как пресные, так и минерализованные буровые растворы. Практически совместим со всеми реагентами-понизителями вязкости и водоотдачи. Преимущество – отсутствие вспенивания бурового раствора. Соотношение со щелочью 1:0,1; 1:0,5 в зависимости от рН раствора.

1. Из каких глин готовят глинистые растворы?

2. Расскажите о физико-механических свойствах глин.

3. Какие наполнители бурового раствора применяются для бурения скважин?

4. Как определить количество глиноматериалов и воды для приготовления глинистого раствора?

5. Что такое предел утяжеления и как определить количество сухого утяжелителя, необходимое для утяжеления 1 м 3 бурового раствора?

6. Какие требования предъявляются к утяжелителям?

7. Как классифицируются химреагенты, применяемые для обработки буровых растворов?

8. Расскажите о реагентах- понизителях водоотдачи.

9. Расскажите о реагентах-вспенивателях.

10. Какие применяются смазочные добавки при бурении скважин?

11. Каким прибором замеряется плотность бурового раствора и в каких единицах измеряется?

12. Что такое водоотдача бурового раствора и в каких единицах она измеряется?

13. Как устроен прибор ВМ-6?

14. Расскажите порядок определения статического напряжения сдвига с помощью прибора СНС-2.

15. Что такое статическое напряжение сдвига и его единицы измерения?

16. Для чего нужно измерять концентрацию водородных ионов?

17. Как влияют показатели свойств бурового раствора на показатели бурения?

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Регулятор — вязкость

Регуляторы вязкости ( пластификаторы) применяются, в основном, в утяжеленных тампонажных растворах, при низком В / Ц и совместно с понизителями фильтрации. Механизм их действия заключается в диспергировании естественных флокул, образованных частицами цемента и добавками. При этом они адсорбируются на поверхности твердой фазы, которая приобретает одноименный электрический заряд, с возникновением сил отталкивания, преобладающих над вандерваальсовыми силами притяжения, а также уменьшаются внутренние силы трения между частицами, снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз и разрушается коагуляционная структура. Толщина адсорбированного слоя примерно в 100000 раз меньше частицы цемента, что можно сравнить с толщиной спички к высоте 30-этажного дома. Это позволяет снизить критическую скорость восходящего потока в затрубном пространстве, противодавление и нужную гидравлическую мощность цементировочных агрегатов. Молекулярная масса наиболее эффективных пластификаторов составляет 150 — 1000 ед. Причем различные классы химреагентов по химическому признаку действуют неодинаково. Например, защитные полуколлоиды ( ССБ и др.), выполняя пластифицирующие функции, снижают раннюю прочность цементного камня из-за уменьшения скорости твердения и ценообразования. Механизм ингибирующего действия ДЭА заключается в снижении образования свободного гидроксида кальция в цементном камне. [1]

Читайте также:  Регулятор калина нового образца

ГЭЦ — хороший регулятор вязкости рассола и широко используется при вскрытии продуктивного пласта. Гидроли-заторами ГЭЦ могут быть ферменты целлюлозы и соляная кислота. Предпочтение отдается кислоте, так как наличие ферментов может привести к последующему загрязнению растворов. Разложение ГЭЦ в тяжелых рассолах достигается вводом веществ, включающих окислители или генераторы свободных радикалов. При использовании таких реагентов ( гипохлориты, персульфаты) необходимо исключить образование свободного брома. [2]

К другим вспомогательным добавкам относятся: регуляторы вязкости , антистатики, фотостабилизаторы, антипирены. [3]

Мазутохозяйство оснащается регуляторами температуры мазута ( регуляторов вязкости промышленность не выпускает), давления мазута на рециркуляционном мазутопроводе, АВР мазутной группы насосов. [4]

Особое значение имеет содержание окиси бора как регулятора вязкости при высоких температурах. Ввод В2О3 в количестве до 30 % понижает вязкость при низких температурах, но повышает ее при температурах больше 1000 С. Увеличение же содержания В2О3 резко увеличивает коррозийную активность стекла. Добавка окиси бора уменьшает силу поверхностного натяжения стекла, способствуя сплошности покрытия. [6]

В сахарной промышленности ПАВ используют как пенога-сители, регуляторы вязкости сиропов и утфелей, ускорители кристаллизации, ингибиторы накипеобразования и коррозии выпарных аппаратов. [7]

Запаздывание при наличии постоянной времени, Рассмотрим пример регулятора вязкости смеси . Для компенсации влияния времени запаздывания, связанного с ограниченной скоростью течения жидкости, и достижения устойчивости регулятора использована большая постоянная времени смешивания. Для анализа системы такого же типа будет предложен метод траекторий корней, и теперь, когда построены кривые рис. 10.4, читатель сможет их использовать, чтобы выбрать необходимые значения коэффициента усиления. [8]

Современные калиевые буровые растворы содержат, кроме неорганических ингибирующих добавок, полимерные материалы, выполняющие роль регуляторов вязкости и фильтрационных свойств. Торможение процесса набухания спрессованных порошков пород наибольшее при наличии в дистиллированной воде ПАА и КМЦ. Если в растворе КМЦ ( 0 5 %) отмечалась слабая деформация образцов гидрослюдисто-каолинитовых глин, то порошок аргиллита практически не набухал в течение 48 ч наблюдений. [10]

Структурную схему регулирования качества смолы ( рис. V-8) строят на основании следующих соображений. На вход регулятора вязкости ( первичный регулятор) поступает разность между заданным g ( t) и измеренным Xi ( t) значениями вязкости. Сигнал от первичного регулятора е () сравнивается с величиной xz ( t), соответствующей текущему значению реакционной способности смеси. [11]

Вязкость топлива регулируется изменением расхода и параметров теплоносителя ( пара), поступающего в подогреватель через регулирующий клапан, установленный перед подогревателем. Этот клапан связан с регулятором вязкости . [12]

Компоненты общего назначения используют с целью регулирования основных технологических характеристик анаэробных мономеров и получаемых с их применением адгезионных соединений. В число таких компонентов входят пластификаторы, регуляторы вязкости , наполнители и красители. [14]

Известен пенный способ дегазации бензиновых барж, резервуаров, цистерн. Сущность способа весьма проста: раствор, содержащий поверхностно-активные вещества, электролиты и регуляторы вязкости , распыляли гидромониторами внутри емкости с остатками бензина. [15]

Источник