Порядок виконання роботи

Прилад ВГ-1М готують до роботи так само, як і прилад ВМ-6. Після підготовки до заміру вмісту газу необхідно виконати наступні дії:

► відібрати пробу розчину із газом і добре перемішати її;

► заповнити стакан приладу розчином на 3-4 мм нижче верхнього вінця;

► витерти різьбу від розчину;

► пригвинтити на стакан циліндр;

► заповнити циліндр машинним маслом і змастити ним циліндр;

► встановити плунжер у циліндр, при цьому клапан для виходу фільтрату повинен бути закритий;

► під тиском плунжера бульбашки газу стиснуться, внаслідок чого глибина занурення плунжера є величиною вмісту газу, яку необхідно зафіксувати на шкалі “вмісту газу”;

► після фіксування вмісту газу голковим клапаном відкрити отвір для зливу масла і “нуль” шкали фільтрації сумістити із рискою на циліндрі;

► відкрити клапан для виходу фільтрату і заміряти фільтрацію бурового розчину (якщо у цьому є необхідність);

► після заміру фільтрації злити масло та розчин, а прилад розібрати, промити і протерти насухо всі деталі фільтраційного вузла;

► зібрати прилад, попередньо змастивши циліндр маслом.

Визначення вмісту газу методом розведення

Метод розведення полягає у зменшенні об’єму бурового розчину внаслідок виділення газу із розведеного водою бурового розчину. Для вимірювання необхідні мірний циліндр з притертим корком об’ємом 250 мл, мірний циліндр без корка об'ємом 200 мл, мензурка об’ємом 50 мл.

У випадку відсутності циліндрів вищенаведених об’ємів достатньо мати інші мірні циліндри із чіткою шкалою об’ємів. Бажано, щоб об’єм циліндрів був менший ніж 0,5 л.

Порядок виконання роботи:

► В мірний циліндр наливають 50 мл бурового розчину із газом, користуючись кришкою від приладу ОМ-2;

► Другим циліндром відмірюють 200 мл води і виливають у циліндр з розчином;

► Циліндр з розведеним розчином закривають і інтенсивно перемішують протягом однієї хвилини і залишають у спокої на деякий час;

► Після зникнення піни заміряють об’єм рідини у циліндрі;

► Об’ємний процентний вміст газу визначають за формулою

, (6.27)

де:, – вміст газу у процентах:

250 – сумарний об’єм розчину з газом і водою, мл.

6.6.11 Стабільність і добовий відстій

Ці параметри використовуються в якості технологічних показників стійкості бурових розчинів як дисперсної системи.

Показник стабільності С вимірюється за допомогою приладу ЦС-2, який представляє собою металевий циліндр об’ємом 800 см³ з зливним отвором посередині. За міру стабільності приймається різниця густин розчину в нижній і верхній частині циліндра після знаходження його з розчином в спокої 24 години. Чим менше значення С, тим стабільність розчину вище.

Добовий відстій виміряють за допомогою скляного вимірного циліндра об’ємом 100 см³, позначають Вд. Відстій виражають в процентах виділеної рідини від об’єму проби.

Чим менше добовий відстій, тим стійкіше, стабільніше буровий розчин.

Ці параметри слід виміряти при температурах, які відповідають температурі розчину в свердловині.

Стабільним рахується розчин, в якого:С £ 0,02 – 0,03 г/см³, Вд £ 3 – 4 %.

Крім цих основних параметрів бурових розчинів, в залежності від типу, технологічних вимог до них, способу приготування та інших факторів визначають ще такі параметри як:

- ступінь мінералізації;

- вміст колоїдної фази в буровому розчині;

- вміст іонів магнію, кальцію, натрію, хлору, сульфату, нафти;

- напруга електропробою (для емульсійних розчинів на вуглеводневій основі);

- змащувальна здатність і т.д.

6.7 Матеріали та хімічні реагенти для бурових розчинів

Матеріали — це основні або допоміжні речовини, які застосовують у процесі виробництва. У приготуванні і обробці бурових розчинів як складові частини використовують глини, крейду, сидерит, барит, гематит, доломіт та ін. Вони складають тверду фазу бурових розчинів. Крім того, до матеріалів належать вода (електроліти, розсоли, пластова вода), а також нафта, дизельне паливо, мастила і т. ін., які складають чи доповнюють суцільну рідку фазу (дисперсійне середовище) або внутрішню рідку фазу (дисперсну фазу) у бурових розчинах на водній та вуглеводневій основі.

Реагенти — технічний термін, яким позначають вихідні речовини, що беруть участь у хімічних реакціях (процесах). У бурінні хімічні реагенти застосовують з метою надання буровим розчинам необхідних фізико-хімічних властивостей (для зміни густини, в'язкості, міцності структуру зниження показника фільтрації та ін.).

Хімічна обробка — основний засіб регулювання, технологічних характеристик бурових розчинів.

У комплексі фізико-хімічної дії на полідисперсну систему, якою є буровий розчин, обробку хімічними реагентами неорганічного і органічного складу часто проводять з одночасним роз­бавленням або концентруванням, механічною активацією, перемішуванням, з термічною оброб­кою чи без неї.

Знання основних чинників стійкості дисперсних систем і причин, що ведуть до її порушення, дає змогу обґрунтовано керувати властивостями бурових розчинів шляхом проведення хімічної обробки під час їх приготування і застосування.

Матеріали і хімічні реагенти класифікують за різними ознаками, наприклад, за хімічною природою, за їх призначенням, за особливостями фізико-хімічної дії і т. ін.

За призначенням хімічні реагенти і матеріали поділяють на дві великі групи:

► реагенти і матеріали загального призначення;

► реагенти спеціального призначення.

Для надання буровому розчину спеціальних властивостей (інгібуючих, змащувальних, емульгуючих та ін.) або для усунення недоліків і підвищення ефективності реагентів загального призначення (усунення ціноутворення, термічної і ферментативної нестійкості, агресивного впливу полівалентних іонів, сірководню та ін.) використовують неорганічні електроліти, ароматичні аміни, аміноспирти, алкілфеноли, силоксани, солі високомолекулярних органічних сполук, оксиетильовані органічні сполуки, вищі жирні спирти, вищі жирні кислоти, полімери, співполімери та ін.

За хімічною природою реагенти поділяють на:

► неорганічні (основи, кислоти, солі);

► органічні (низькомоле­кулярні і високомолекулярні полімерні речовини з різним функціональним призначенням).

6.7.1 Матеріали

Глини і глинопорошки (неорганічні колоїдні речовини) застосову­ються при бурінні:

► як кіркоутворююча та структуроутворююча основа для приготування бурових розчинів різних типів;

► як один із компонентів для приготування швидкотужавіючих сумішей (ШСС) та гельцементних паст для ліквідації поглинання бурового розчину;

► для приго­тування полегшених цементних розчинів.

Глини є складними полімінеральними за будовою полідисперсними осадовими породами, на які припадає близько 70% загального об'єму осадових порід і такі породи складають значну частину розрізу свердловин в багатьох нафтогазоносних районах світу.

Найбільш важливими властивостями глин являються:

• набухання;

• пластичність;

• гідрофільність;

• здатність до адсорбції, іонного обміну;

• здатність диспергуватися у воді на дрібнесенькі частинки.

Водні суспензії глин, що утворюють тиксотропні структури, є най­більш поширеними та універсальними типами бурового розчину.

Типи глин і глинопорошків. За хімічним складом глинисті мінерали належать до водних алю­мосилікатів, алюмомагнійсилікатів або силікатів.

До складу глин входять близько 40 алюмосилікатів. Найважливішими і широко розповсюдже­ними групами мінералів є монтморилонітова, каолінітова, гідрослюдиста та палигорскітова, які відрізняються одна від одної хімічним складом та структурою кристалічної решітки.

До монтморилонітових мінералів належать монтморилоніт, сапоніт, нонтроніт, вермикуліт;

• до каолінітових — каолін, накрит, галуазит, дикіт, енделіт, апоксит;

• до гідрослюдистих — іліт, гідромусковіт;

• до палигорскітових — секіоліт, атапульгіт, палигорскіт.

В глинистих матеріалах обмінними катіонами являються Са²⁺, Мg²⁺, K⁺, Na⁺, H⁺, NH⁴⁺.

В природних глинах основні обмінні катіони натрій або кальцій і глина отримує назву відповідно натрієвою або кальцієвою. Як правило глини в природі змішані, але вплив одного з катіонів є більший.

Можливе теж штучне перетворення натрієвих глин в кальцієві і навпаки за рахунок обміну катіонів. Наприклад, перехід кальцієвої глини в натрієву здійснюється за допомогою кальцинованої соди.

У глинистих мінералах обмінними є катіони Са²⁺, Mg²⁺, Na⁺, K⁺, H⁺, NH+. У природних глинах морського походження обмінні катіони, в основному, представлені натрієм і калієм. Такі глини називаються натрієвими. Вони мають підвищені колоїдно-хімічні властивості. У порів­нянні з глинами річкового походження в обмінному комплексі таких переважають іони кальцію і магнію. В Україні використовують бентонітові, суббентонітові, палигорскітові та каолініт-гідрослюдисті глини.

Бентонітискладаються, в основному, з мінералів монтморилонітової групи.

При змочуванні таких глин (водою або іншою полярною рідиною) відбувається значне зростання об'єму глини (набухання) та диспергування її до елементарних частинок.

Частинки бентонітової глини мають лускату пластинчасту будову, їх лінійні розміри перебу­вають у межах 0,01—0,4 мкм та приблизно в 10—100 разів більші від їх товщини. Питома поверх­ня 1 г бентоніту дуже велика. Здатність до набухання є зворотною. Найбільш доцільно використовувати бентоніти з високою ємністю обміну з переважним вмістом Na⁺. Такі бентоніти утворюють суспензії з необхідними структурно-реологічними властивостями при відносно малій концентрації твер­дої фази.

Палигорскіт (атапульгіт) — це водний алюмосилікат магнію, що має стрічково-шарувату структуру. Кристалічна структура палигорскіту нагадує структуру амфіболу і утворює цеолітоподібні канали розміром 0,64—0,37 нм. Обмінна ємність палигорскіту є невисокою (20...30-10^-3 моль на 100 г глини), що пояснюється труднощами обміну іонів, міцно зв'язаних з елементами структури в середині цеолітоподібних каналів, на частку яких припадає значна частина поверхні мінералу. Частинки палигорскіту мають голчасту форму довжиною 1,1—0,6, шириною 0,015— 0,035 та товщиною 0,005—0,015 мкм. Взаємодія між частинками обумовлена механічним зчеп­ленням голчастих частинок. У зв'язку з цим при виробництві порошків треба намагатися зберегти голчасту форму частинок.

Гідрослюди (гідромусковіт або іліт) мають структуру, подібну до структури монтморилоніту. Різниця полягає лише в більшій кількості ізоморфних заміщень. В іліті, наприклад, два іони Аl³⁺ в октаедрах можуть заміщуватися двома іонами Mg²⁺. Дефіцит заряду, локалізований в кремне­кисневому шарі поблизу поверхні елементарних пакетів, компенсується необмінними катіонами К⁺, розташованими в гексагональних вічках міжпакетного простору. Більша фіксованість пакетів зумовлює неможливість появи між ними полярних рідин, а це означає відсутність набухання. Обмінними є лише катіони, розташовані на краях. Гідрослюдисті мінерали переважають в багатьох мінеральних глинах, що застосовуються як місцеві матеріали для бурових розчинів.

Каолінітимають кристалічну двошарову (1:1) решітку без зарядів на поверхні. Каолініт важко диспер­гується, має малу обмінну ємність та погано набухає, оскільки катіони і вода не можуть проник­нути в міжпакетний простір. Частинки каолініту є шестикутними, мають вигляд дещо витягнутих пластинок, їх максимальний поперечний розмір дорівнює 0,3—0,4, товщина 0,05—2 мкм.

У природі широко розповсюджені глини змішаних типів,наприклад, гідрослюди з монт­морилонітом та каолінітом. Колоїдно-хімічна активність таких глин (обмінна ємність, набухання тощо) залежить від вмісту в них монтморилоніту.

Основним показником якості (сортності) таких глин є вихід розчину, тобто утворення кубічних метрів глинистої суспензії із заданою в'язкістю та вмістом піску, отриманої з 1 т глини.

Всі глини за колоїдними властивостями поділяються на три групи:

► висококолоїдні бентонітові глини — саригюський (1 сорт) і черкаський (1 сорт) бентоніти (ці глини створюють добре структуровані суспензії при концентрації 3—4% за об'ємом, що відповідає виходу розчину понад 10 м³/т);

► глини середньої колоїдності — оглаплинський, черкаський (2 сорт), саригюський (2, З сорти) бентоніти (забезпечують вихід розчину 4—10 м³/т);

► низькоколоїдні глини — дружківська, куганацька, нафтоабадська, биклянська (вихід розчину менше 4 м³/т). Вони характеризуються високим вмістом твердої фази в суспензії (14—22% об'ємних) і високою густиною (1220—1350 кг/м³).

Технічні вимоги до глин для приготування глинопорошків і бурових розчинів регламентуються ТУ 39-044—74 (таблиця 6.1).

Таблиця 6.1 − Показники якості глин для приготування глинопорошків і бурових розчинів

Параметр	Норма при в'язкості 25 с за ПВ-5 для сортів:
Вихід розчину, 10^-3 м^3/кг, не менше				< 6
Густина розчину, кг/м^3, не більше				> 1110
Вміст піску, %, не більше

Примітка. Сировина для отримання палигорскітового порошку має відповідати вимогам 1-го сорту.

Для прискорення приготування бурових розчинів глини використовують у вигляді порошків.

Глинопорошокявляє собою висушену та подрібнену природну (або з домішками хімічних реагентів) глину. Звичайно застосовують глинопорошки з бентонітових, палигорскітових і гідрослюдяних глин.

Під час помелу глин є можливість покращання якості глинопорошків шляхом їх обробки різними хімічними реагентами (кальцинованою содою, метасом, поверхнево-активними речовинами та ін.).

Ефект модифікації виражається в підвищенні в'язкості глинистої суспензії за рахунок дис­пергування глини, збільшення об'єму зв'язаної води і в'язкості дисперсійного середовища та підсилення гелеутворення.

Наприклад, така обробка дозволяє підвищувати вихід розчину з бентоніту з 10 до 18—20 м³/т і вище.

Основний показник якості (гатунку) глин – вихід розчину, тобто кількість глинистої суспензії з заданою в’язкістю УВ = 25 с, що одержується з 1 т глини (таблиця 6.2.).

Таблиця 6.2 − Показники якості глинопорошків

Сорт глинопорошку	Вихід розчину, 10^-3 м^3 / кг, не менше	Густина розчину, кг/м^3,не більше	Вміст твердої фази, %	Група
вищий			4,8	А
перший			6,0	А
другий			7,8	Б
третій			11,6	В
четвертий			17,8	Г
- „ -				Д
- „ -	Менше 5			Н

Згідно ТУ39-01-08-658-81 глинопорошки розділяють на такі види:

ПБ – порошок бентонітовий, групи Б, В, Г,Д і Н

ПБМ – порошок бентоніовий модифікований, групи А, Б, В і Г

ПКГ – порошок каолін-гідрослюдистий, групи Д і Н

ПП – порошок палегорскітовий, групи В, Г, Д і Н.

Глинопорошки мають ряд переваг перед сирою грудковою глиною:

► диспергування дрібних частинок відбувається швидше і повніше, ніж великих, у зв'язку з чим приготування бурового розчину з глинопорошку вимагає менше часу і отриманий розчин має вищу якість;

► транспортування глинопорошків, особливо на великі відстані, обходиться дешевше;

► застосування глинопорошків дозволяє механізувати і автоматизувати процес приготування розчину.

Технологічно і економічно вигідніше використовувати бентонітові глинопорошки, які дають більш високий вихід розчину, ніж із такої самої кількості сирої глини, оскільки вони дозволяють полегшити та прискорити приготування бурового розчину, знизити витрати на транспортування, приготування та регулювання властивостей розчину і отримати розчини високої якості з малим вмістом твердої фази.

Область застосування палигорскітового порошку зумовлена його здатністю добре диспер­гуватися як у прісній, так і в мінералізованій (до насичення) воді. Для палигорскітового порошку характерна сповільнена пептизація. Форсування її механічним шляхом призводить до пошкоджен­ня волокон. Тому доцільнішою є попередня гідратація палигорскіту в чані з наступним диспергу­ванням у воді шляхом попереднього перемішування.

Дисперсійне середовище розчинів.

За складом дисперсійного середовища бурові розчини поділяються на два класи:

► розчини на водній основі, дисперсійним середовищем яких є вода (прісна або морська) і розсоли солей;

► розчини на вуглеводневій основі, дисперсійним середовищем яких є нафта або нафтопро­дукти (головним чином дизельне пальне).

Вода (прісна, морська). Вода є дуже реакційноздатною сполукою через наявність в її мо­лекулі двох неподільних пар електронів. Вона розчиняє багато органічних та неорганічних речовин. З неорганічних сполук у воді розчиняється більшість солей, кислот, основ, а їх розчини стають електролітами. Гази, як правило, теж добре розчиняються у воді, якщо вони вступають з водою у взаємодію (NH₃, СО₂,НСІ, SО₂ тощо). З органічних речовин у воді розчиняються ті, в молеку­лах яких є полярні групи.

При розчиненні речовин вода приєднується до молекули речовини або до іонів, тобто відбувається гідратація. Остання може супроводжуватися значними тепловими ефектами. Іони гідратуються тим сильніше, чим більшим є їх заряд і чим меншим — їх радіус. При виділенні речовини з розчину вода, зв'язана у гідратах, залишається в їх складі як кристалізаційна.

Природні води характеризуються:

• сухим залишком — умовним показником, що визначає вміст (у мг/л) розчинених і колоїд­них домішок, які залишаються після випаровування;

• наявністю домішок, які легко окислюються, в мг/л О₂, витраченого на окислення в стан­дартних умовах;

• загальним вмістом (сумарною концентрацією) розчинених у воді мінеральних солей;

• жорсткістю (в моль/л).

Загальна жорсткість води поділяється на карбонатну і некарбонатну. Карбонатна жорсткість зумовлена наявністю у воді карбонатів і бікарбонатів кальцію та магнію; некарбонатна — рештою солей катіонів Са²⁺і Mg²⁺(хлоридів, сульфатів тощо).

Природні води, які містять розчинені речовини, називаються:

• до 0,1% — прісними;

• від 0,1 до 5% — мінералізованими;

• понад 5% — розсолами.

Середня солоність деяких океанських та морських вод наведена нижче, в г/л:

Чорне море............................................................................... 17—18

Каспійське море......................................................................................................... 9,5—11

Світовий океан....................................................................... 33—38

Якість води має важливе значення для приготування та хімічної обробки бурових розчинів. Нею визначається вибір типу глини і. хімічних реагентів.

Найбільш прийнятною для приготування бурових розчинів є прісна вода, яка забезпечує при решті однакових умов максимальний вихід розчину з 1 т глини, прийнятну в'язкість та здатність до структуроутворення.

Проте в багатьох нафтових регіонах Світу (в пустелях, на морі) доступними для використання є мінералізовані жорсткі води (пластова, морська). Найбільш широко використовується морська вода. Жорстка мінералізована вода дає менший вихід бурового розчину з гіршими властивостями. Чим більшою є мінералізація та жорсткість води, тим більше потрібно бентоніту для отримання розчину необхідної якості і тим вищою є витрата хімічних реагентів.

Розсоли солей. Необхідність використання розсолів солей як дисперсійного середовища бу­рових розчинів виникає:

• при розбурюванні відкладів солей, коли для попередження розчинення пластів солі та збільшення діаметра стовбура свердловини водна фаза розчину насичується солями; звичайно використовують розсоли NaCl, якщо відкладення солей представлені галітом, і MgCl₂, якщо в розрізі є пласти карналіту і бішофіту;

• при бурінні в нестійких зволожених глинистих сланцях з високою мінералізацією порової води. Це буває тоді, коли виникає необхідність підвищення концентрації електролітів з метою вирівнювання осмотичної активності розчину та порової води для збереження глинистих порід у стійкому стані, наприклад, при використанні калієвих розчинів, у яких концентрацію КСІ інколи треба збільшувати до 10%;

• при необхідності отримання розчинів великої густини (до 2500 кг/м³).

Якщо у воді міститься понад 5% солей, то звичайні глини та бентоніт втрачають свої гелеутворюючі та в'язкісні властивості. У цьому випадку необхідно використовувати спеціальні солестійкі глини (наприклад, палигорскіт) або спеціальні методи приготування розчину, які полягають у попередній гідратації глини в прісній воді, стабілізації суспензії глини солестій­кими полімерами та наступним насиченням водяної фази розчину солями.

Гідрофільність та набухання глин

Майже всі глини гідрофільні і характер гідрофільності залежить від типу і складу глин.

При змочуванні глини водою молекули води оточують поверхню кристалів глинистих мінералів, проникають між кристалами і розсовують їх. При цьому глина набухає.

Набухання проходить в два етапи:

• перший – всмоктування води;

• другий – розвиток набухання.

Всмоктування – капілярний процес і для глин середньої якості всмоктування триває 20 – 30 с, а для більш гідрофільних глин – довше.

Процес набухання залежить від типу глини: у малогідрофільних глин, наприклад, у каоліна він триває 30 – 40 с, а в бентонітових глин може розтягуватись 2 – 4 тижня, причому збільшення об’єму може бути 20-ти кратним.

При надлишку води набухання приводить до руйнування глини, тобто зв’язок між листочками порушується і глина „розпускається” у воді.

На набухання негативно діє зниження рН і солева агресія. Для бентонітових глин набухання і соленій воді зменшується майже в 10 разів. Лише палигорскіт однаково добре набухає як в прісній, так і в соленій воді.

Слід врахувати, що чим вище якість глинопорошку, тим довше іде приготування глинистого розчину.

Процеси, які проходять при набуханні глин, в багатьох випадках пояснюють поведінку стінок свердловини, складених з глинистих порід, при контакті з буровим розчином.

Набухання – передумова пептизації глинистих мінералів при приготуванні розчинів.

Пептизація – процес фізико-хімічного диспергування частин під впливом середовища (руйнування коагуляційних зв’язків). Але збільшуючи кількість частинок можна підготувати коагуляцію.

Нафта і нафтопродукти. Природні нафти та нафтопродукти певного складу виконують функції дисперсійного середовища РНО, а також функції гідрофобних (інвертних) емульсійних розчинів. Найчастіше з цією метою застосовують дизельне пальне.

Сапропель – донні відклади прісноводних озер (мул), в які входять природні органічні і неорганічні речовини.

Сапропелі використовують як в якості дисперсної фази (сапропелеві розчини), так і у виді добавок.

По властивостях такі розчини не поступаються розчинам з глинопорошків кращих сортів. Вони екологічно не шкідливі.

Крейда (СаСО₃) представляє собою осадову гірську породу органічного походження, густиною 2700 кг/м³, білого кольору. Крейда не набухає, диспергує в процесі перемішування, причому значно гірше глини, невідчутна до дії солей. Застосовується як матеріал при приготуванні розчинів і їх обважненні. Реагує з розчинами соляної кислоти.

6.8 Регулювання та відновлення властивостей бурового розчину

В процесі буріння і цементування свердловини буровий розчин взаємодіє з породами, пластовими водами, підпадає дії механічних навантажень, температури, тиску, атмосферного повітря і осадів. Все це приводить до погіршення бурового розчину і він втрачає здатність виконувати певні функції.

Тому і процесі буріння необхідно відновлювати і підтримувати його необхідні властивості.

Інколи перемежування порід в геологічному розрізі викликає необхідність в зміні деяких функцій бурового розчину. Тому, якщо можна не замінювати розчин, його властивості регулюють в процесі буріння свердловини.

Таким чином, необхідність в регулюванні властивостей бурових розчинів виникає в наступних випадках:

► при приготуванні – для одержання розчину з заданими властивостями;

►в процесі буріння – для підтримання необхідних функцій;

►в процесі буріння – для зміни параметрів в залежності від геологічних умов буріння свердловини.

Властивості бурових розчинів регулюють:

► фізичними методами (розбавлення, концентрування, диспергація, обважнення, введення наповнювачів);

► хімічною обробкою (методом введення спеціальних речовин – реагентів);

► фізико-хімічними методами (комбінація перерахованих методів).

6.8.1 Фізичні методи регулювання властивостей дисперсних систем

До фізичних способів регулювання властивостей бурових розчинів відносяться:

► зміна відношення між вмістом активної твердої фази і дисперсійним середовищем (розбавлення, концентрація);

►диспергація твердої фази в буровому розчині;

► збільшення вмісту твердої фази (обважнення);

► насичення бурового розчину повітрям (аерація);

► введення інертних наповнювачів для надання закупорюючих властивостей.

Перші два способи використовують для регулювання структурно-механічних і фільтраційних властивостей, третій і четвертий – для регулювання густини; п’ятий – для регулювання закупорювальних властивостей.

В практиці буріння свердловин часто використовують розбавлення дисперсної системи водою з метою зниження структурно-механічних властивостей бурових розчинів. Таке розбавлення завжди приводить до підвищення показника фільтрації, зміни густини розчину і при різкому розрідженні дисперсної системи може випадати шлам в циркуляційній системі свердловини.

Тому користуватися таким способом слід обережно, попередньо провівши відповідні досліди в лабораторії.

Збільшувати концентрацію дисперсної фази в процесі буріння можна:

• методом приготування більш концентрованого розчину і введенням його в циркуляційну систему;

• безпосереднім введенням дисперсної фази в процесі циркуляції;

• за рахунок природного збільшення концентрації дисперсної фази при поступленні в буровий розчин найбільш дрібних частинок вибуреної породи.

Таку операцію називають збагаченням бурового розчину.

З метою відділення рідкої фази від твердої (зменшення концентрації дисперсної фази) використовують центрифугування рідини та інші методи очищення бурових розчинів.

В широких границях структурно-механічні властивості, стійкість дисперсних систем, особливо глинистих розчинів регулюються підвищення степені дисперсності компонентів. При цьому в бурових розчинах разом з твердою фазою зменшується ще й показник фільтрації. З цією метою буровий розчин додатково обробляють в спеціальних пристроях – диспергаторах.

Так як повної диспергації в процесі приготування розчинів не проходить, то при допоміжній диспергації твердої фази проходять найбільш складні процеси, при яких з розчеплених матеріалів утворюються більш дрібні частинки.

Допоміжною диспергацією твердої фази можна при одному і тому ж її вмісті в 2-3 рази збільшити структурну в’язкість, в 6-9 разів – динамічне напруження зсуву, в 1,5 рази зменшити показник фільтрації, крім цього зменшується вміст сторонніх домішок, покращується стабільність розчину.

Процес диспергації дозволяє зменшити кількість твердої фази в буровому розчині при заданих властивостях. Чим нижче якість глини, тим більше значення має ефект диспергування.

Для збільшення густини бурового розчину в першу чергу стараються збільшити вміст твердої фази (збагачення), але це приводить до збільшення структурно-механічних властивостей розчинів і при певній концентрації вмісту твердої фази ці показники виростають до недопустимого значення.

Тому, збільшення вмісту високоякісної глини можна одержати густину біля 1200 кг/м³, а при використанні низькоякісних глин – до 14350 кг/м³.

Бурові розчини обважнюють спеціальними високодиспергованими інертними матеріалами великої густини – обважнювачами.

Обважнювачі впливають на структурно-механічні властивості розчинів.

По-перше, для утримання частинок обважнювача рідина повинна мати певні структурно-механічні властивості і в першу чергу статичне напруження зсуву.

По-друге, введення обважнювачів збільшує реологічні властивості розчину і в цей же час обмежує можливості їх регулювання. Навіть невелике розрідження дисперсної системи може викликати випадання обважнювача в осад і привести до ускладнень чи аварії в свердловині.

Обважнювачі дозволяють регулювати густину бурових розчинів в широких границях (до 2200 кг/м³ і більше). Тому основний метод збільшення густини – введення обважнювачів.

Основними критеріями, які характеризують якість обважнювачів, являються: густина, тонкість помелу, абразивність, інертність по відношенню до розчинів (вміст водорозчинних солей).

Густина обважнювача повинна бути максимальною. Чим більша густина, тим менше його необхідно для обважнення розчину, менше буде добавлено твердої фази в розчин, менше буде зростати в’язкість розчину.

Тонкість помелу. Обважнювач великого помелу застосовувати не рекомендується, так як великі зерна важче утримувати в підвішеному стані і вони можуть випадати в осад. Надзвичайно тонкий помел теж небажаний, так як це викликає підвищення в’язкості.

Абразивність обважнювача - здатність його стирати окремі вузли і деталі бурового обладнання і інструменту (частин бурових насосів, турбобура, долота, бурильних труб).

Обважнювач повинен вміщувати мінімальну кількість водорозчинних домішок, так як останні, розчиняючись у воді, вступають в хімічну взаємодію з розчином, погіршують його властивості (можуть викликати коагуляцію).

Всі обважнюючі добавки за густиною ділять на 3 групи:

► матеріали низької густини (2600—2900 кг/м³) — мергель, крейда, вапняк, доломіт;

► матеріали середньої густини (3700—5000 кг/м³) — сидерити, барити, залізовмісні обважнювачі;

► матеріали підвищеної густини (6000—7000 кг/м³) — концентрати свинцевих руд, залі­зисто-миш'якові руди та ін.

У таблиці 6.3 наведені дані про мінерали, які використовують для підвищення густини буро­вих розчинів.

Таблиця 6.3 − Характеристики мінералів для підвищення густини бурових розчинів

Мінерал	Густина, кг/м^3	Твердість за шкалою Мооса
Кальцит (CaCO3)	2600-2800
Доломіт (CaCO3·MgCO3)	2800-2900	3,5-4
Целестин (SrSO4)	3700-3900	3-3,5
Сидерит (FeCO3)	3700-3900	3,5-4
Барит (BaSO4)	4200-4700	2,5-3,5
Ільменіт (FeO· TiO2)	4500-5100	5-6
Магнетит (Fe3О4)	4900-5200	5,5-6,5
Гематит (Fe2O3)	4900-5300	5,5-6,5
Галеніт (PbS)	7400-7700	2,5-2,7

Основні види обважнювачів:

► карбонатні обважнювачі: крейда, вапняк (СаСО₃). Вони представляють собою порошок білого або сірого кольору густиною приблизно 2700 кг/м³, володіють малою абразивністю і мало підвищують в’язкість розчину. Здатність їх легко розчинятися в соляній кислоті важлива при необхідності відновлення природної проникності пластів, які вміщують нафту або газ;

► барит (сірчанокислий барій - ВаSO₄) - світлий порошок сірого, кремового або рожевого кольору, густиною 3600 – 4200 кг/м³, одержують головним чином із флотаційних барито­вих концентрацій виробництва збагачувальних фабрик кольорової металургії.

В бурінні використовують переважно баритові концентрати (КБ-1, КБ-2, КБ-3, КБ-4, КБ-5, КБ-6 ГОСТ 4682-84), і також модифіковані баритові обважнювачі-концентрати трьох сортів, показники яких регламентуються ТУ 39-126-76.

Якість сухого бари­тового обважнювача наведена в таблиці 6.4.

Таблиця 6.4 −Якість сухого баритового обважнювача

Параметр	Сорт
Вміст сірчанокислого барію, %, не менше
Густина, кг/м^3, не менше
Вміст води, %, не більше	1,5	1,5	1,5
Вміст водорозчинних солей, %, не більше зокрема солей кальцію, %	0,30 0,05	0,35 0,05	0,35 0,05
Вміст фракцій розміром 5 мкм, %, не більше

Підвищення якості баритового обважнювача досягають його додатковою обробкою перед сушкою або при помелі, наприклад, фосфатами, полімерами, ПАР. Це сприяє гідрофілізації поверхні частинок бариту, зв'язуванню іонів кальцію та попередженню інших явищ, які спри­чиняють коагуляцію розчину.

► залізисті обважнювачі.До них належать: гематит (Fe₂0₃), магнетит (FeO • Fe₂O₃), ільменіт (FeO • ТіО₂).

Застосовування таких обважнювачів обмежене, так як їхня абразивність в 5-6 разів більша ніж в бариту, а густина 5000 – 5300 кг/м³. Використання залізовмісних обважнювачів, порівняно з баритом, обмежене. Висока абразивність, наявність магнітних властивостей негативно впливають на довговічність бурильного інструменту і обладнання, спричиняють виникнення різних ускладнень. Поза тим, завдяки великій густині їх використання в окремих випадках необхідне.

Якість залізовмісних обважнювачів наведена нижче.

густина, кг/м³, не менше.......................... 4150

вміст вологи, %, не більше............ 12,0

вміст водорозчинних солей, %, не більше 0,3

зокрема солей кальцію..................... 0,05

► свинцеві обважнювачі - галеніт і свинцевий сурик рекомендується застосовувати для одержання розчинів густиною більше 2300 кг/м³ Основний мінерал свинцевих руд галеніт має густину 7400 – 7700 кг/м³ і твердість за шкалою Мооса 2,5 – 2,7.

Для обважнення бурових розчинів при закінченні буріння свердловини особливої увапі заслуговує використання кальциту, доломіту, сидериту, які добре розчиняються соляною та мурашиною кислотами.

Густину бурового розчину зменшують двома шляхами:

► зменшення вмісту твердої фази;

► насичення рідини повітрям (аерація).

Можливість першого методу обмежена наявністю і концентрацією твердої фазі, а також необхідністю мати визначені структурно-механічні властивості дисперсної системи. Границя зміни густини тут невелика (0,05 – 0,2 г/см³) в залежності від якості твердої фази.

Аерація дозволяє зменшити густину любого розчину в широких границях (практично до величин, близьких до густини повітря).

При цьому зростають реологічні властивості промивального агента, так як повітряні бульбашки виконують роль наповнювача – твердої фази.

В деяких умовах збільшення реологічних властивостей при наявності повітряної фази може звести ефект аерації до нуля. Для води цей зв’язок менш значимий, ніж для дисперсних систем з твердою фазою.

Конкретні геологічні умови буріння свердловини визначають величину густини аерованої рідини.

В процесі буріння до гідростатичного тиску добавляється тиск, зумовлений гідравлічними опорами при циркуляції рідини (піни). Тому її густина повинна бути меншою розрахункової.

Границі регулювання густини рідини аерацією визначаються геолого-технічними умовами буріння, видом рідини, способом аерації.

Для надання буровому розчину здатності закупорювати пори і тріщини в нього вводять інертні наповнювачі.

Наповнювачі призначені для попередження і ліквідації поглинань бурового розчину в процесі буріння свердловини. В хімічному відношенні вони інертні і представляють собою в основному виробничі відходи.

Наповнювачі діляться на:

• волокнисті;

• пластинчаті;

• зернисті.

Їх можна застосовувати як індивідуально, так і в різних комбінаціях.

Найбільш часто застосовуються опилки, відходи шкіряного виробництва, слюда, целофан, гумова крихта, текстильні волокна, перліт. В останні роки стали використовувати пламіілон – пластмасові мікробалони, заповнені азотом, які крім наповнювача служать і облегшеною твердою фазою.

Застосовувати наповнювачі можна в дисперсних системах, які мають умовну в’язкість 25 – 60 с.

Ефективність закупорювання визначається розміром частинок, їх формою, фракційним складом, концентрацією і видом вихідного матеріалу.

Рахується, що для надійного закупорювання каналів, максимальні розміри частинок наповнювача повинні бути в 2 рази менші величини тріщин чи пор. При поєднанні частин різних розмірів наповнювачі дають найбільший ефект.

Деякі наповнювачі, рослинного походження, всмоктуючи воду зменшують об’єм рідкої фази розчину, що може привести до збільшення в’язкості і статичного напруження зсуву розчину.

В останні роки інтенсивно розвиваються нові методи фізичної дії на дисперсні системи розчинів з метою регулювання їх властивостей. Найбільш перспективні з них – це оброблення системи вібраційним полем, електричним струмом або магнітним полем.

6.8.2 Хімічна обробка бурових розчинів

Суть хімічної обробки полягає в цілеспрямованій дії на властивості бурових розчинів методом введення нових компонентів, які одержали назву реагенти.

Структурно-механічні і фільтраційні властивості бурових розчинів зв’язані з характером проявлення коагуляційних процесів в дисперсній системі.

Напрямки дії на коагуляцію можуть бути наступними:

► пептизація і розбавлення дисперсних систем направлені на зменшення коагуляції;

► стабілізація і колоїдний захист – на попередження коагуляції;

► інгібування – на сповільнення і регулювання коагуляції;

► додавання солей і збільшення концентрації твердої фази – на

підсилення коагуляції.

При додаванні реагентів зміщується рівновага в сторону підсилення або послаблення зв’язків між частинками твердої фази, змінюючи гідрофільність і дисперсність.

Таким чином, всі зміни, які протікають в розчині – це різні форми коагуляційного процесу в дисперсійній системі.

Але причиною загущення бурових розчинів може бути і коагуляція, і збільшення числа частинок в результаті пептизації. Відповідно розрідження розчинів може носити коагуляційний характер, або бути наслідком пептизаційного руйнування структур з наступною стабілізацією (стабілізаційне розрідження).

В практиці буріння результати хімічної обробки оцінюються зміною технологічних властивостей бурового розчину.

Розрізняють первинну і повторні обробки бурових розчинів.

При первинній обробці ставиться мета одержання бурового розчину з заданими властивостями.

Таку обробку проводять або в процесі приготування рідини, або в процесі її циркуляції в свердловині, коли необхідно змінити її якість (за два – три цикли).

Так як первинна обробка виконується з метою попередження ускладнень, то вона повинна бути завершена до розкриття зон ускладнень.

При повторних обробках підтримуються властивості розчинів, одержані при первинній обробці.

Несвоєчасне проведення повторної обробки може привести до незворотних процесів в розчинах і самій свердловині.

В любому випадку перед хімічною обробкою розчину проводяться лабораторні дослідження (аналізи), в результаті яких підбирається найбільш ефективний реагент, або їх сукупність.

6.8.3 Фізико-хімічні методи регулювання властивостей бурових розчинів

Фізико-хімічні методи регулювання властивостей бурових розчинів застосовуються в комбінації з хімічною обробкою.

Наприклад, розбавлення дисперсної системи потребує її дальшої стабілізації методом додавання хімічних реагентів.

Комбіновані методи регулювання властивостей бурових розчинів більш ефективні, але це не означає, що слід завжди так діяти. Якщо є можливість обійтися одним видом регулювання властивостей, то його необхідно використовувати.

6.9 Хімічні реагенти

Для приготування і регулювання властивостей бурових розчинів застосовують хімічні реагенти.

Загальні вимоги до хімічних реагентів:

- ефективність і тривалість дії в малих дозах;

- направленість дії;

- сумісність з іншими матеріалами;

- широка границя термо- і солестійкості;

- не токсичність і пожежна безпека;

- незмінність властивостей при зберіганні;

- технологічність при транспортуванні, зберіганні і дозуванні при введенні в буровий розчин.

В даний час існує біля 50 основних реагентів і понад 600 їхніх модифікацій.

Найбільш поширена класифікація реагентів по хімічній природі і за призначенням:

► по хімічній природі реагенти діляться на:

• неорганічні;

• органічні.

► за призначенням і фізико-хімічною дією на дисперсні системи розчинів хімічні реагенти поділяють на:

• речовини, стабілізуючі дисперсну систему і регулюючі показник фільтрації і реологічні властивості (захисні колоїди);

• речовини спеціального призначення, мета яких – надати буровому розчину специфічних властивостей або усунути недоліки, пов’язані з впливом на нього зовнішнього середовища.

Значна частина реагентів проявляє комбіновану дію, а до цієї чи іншої групи їх відносять по основному ефекту.

Першу групу складають понижувачі показника фільтрації і в’язкості – розріджувачі (захисні колоїди).

Захисні колоїди розпадаються на дрібнесенькі частинки або багатоатомні молекули, які адсорбуються на частинках твердої фази бурового розчину і утворюють навколо них захисні оболонки, запобігаючи таким чином їх від злипання, тобто захисні колоїди стабілізують суспензію (реагенти-стабілізатори).

Утворені на частинках твердої фази захисні оболонки (сольватні) зв’язують вільну воду, знижують проникність (пористість) фільтраційних кірок, підвищують її міцність, в зв’язку з тим зменшується водовіддача бурових розчинів (реагенти-понижувачі показника фільтрації).

Захисні колоїди, адсорбуючись на гранях і ребрах твердої фази розчинів, зменшують їхній зв’язок (зчеплення) однієї частинки з іншою, знижують в’язкість і статичне напруження зсуву розчину (понижувачі в’язкості). Значна частина розріджувачів знижує показник фільтрації, флокулює частинки.

Мінералізація і нагрів бурового розчину знижують ефективність дії розріджувачів. Термостійкість реагентів може бути підвищена додаванням реагентів спеціального типу.

Другу групу реагентів (спеціального призначення) складають:

- інгібітори гідратації глин і глинистих порід, попереджуючі гідратацію, набухання і осипання порід;

- регулятори жорсткості рідкої фази, які зв’язують і видаляють з розчину іони кальцію і магнію;

- регулятори лужності, які змінюють рН дисперсійного середовища, для забезпечення ефективності дії деяких реагентів;

- мастильні добавки, які зменшують коефіцієнт тертя між стінками свердловини і бурильною чи обсадною колонами (липкість кірки);

- емульгатори – речовини, які володіють поверхневою активністю і забезпечують утворення емульсій і збереження їх стабільності;

- пластифіковані добавки – речовини, які надають буровому розчину підвищену текучість, знижують гідравлічні опори;

- термостабілізуючі добавки – речовини, які надають стійкість буровому розчину при підвищенні температури;

- антисептики, які запобігають ферметативне розкладання (загнивання) реагентів;

- піногасники – речовини, які призначені для попередження і ліквідації спінення розчинів;

- спінювачі – речовини, які призначені для одержання стійких аерованих рідин і пін;

- добавки, які допомагають руйнуванню гірських порід при бурінні;

- інгібітори корозії бурового інструменту і обладнання;

- флокулянти – речовини, які викликають флокуляцію твердих частин з наступним виділенням їх в осад;

- структуроутворювачі – речовини, які підсилюють взаємодію контактуючих структурно-механічні властивості розчину.

6.9.1 Характеристика хімічних реагентів

Каустична сода (гідроксид натрію — NaOH)— застосовується для обробки майже всіх видів промивних рідин на водній основі.Це безколірна непрозора кристалічна речовина густиною 2130 кг/м³, добре розчинна у воді.

Одержують NaOH шляхом електролізу розчинів NaCl.

► Застосовують для:

• регулювання рН розчинів;

• нейтралізації сірководневої агресії;

• приготування лужних реагентів;

• розчинення органічних реагентів;

• зв’язування двохвалентних катіонів;

• пом'якшення жорсткості води.

Незначні домішки каустичної соди викликають диспергування частинок глини, зниження в'язкості і водовіддачі бурового розчину. Домішки NaOH в більшій кількості (0,5—0,8%) можуть викликати коагуляцію глинистого розчину, що супроводжується його загущенням, підвищенням показника фільтрації і втратою стабільності. Тому рекомендують додавати NaOH у вигляді водних розчинів 5—10-процентної концентрації невеликими порціями (0,l—0,2%).

Примітка. NaOH — сильний луг. При попаданні на шкіру може викликати хімічні опіки, а при три-валій дії спричинити виразки, екземи. Небезпечним є попадання NaOH в очі. Для попередження шкідливої дії необхідно дотримуватися правил хімічної безпеки: працювати під час застосування NaOH в костюмах з бавовняної тканини, в гумових рукавицях і захисних окулярах.

Гідроксид калію — КОН.Це біла кристалічна речовина густиною 2040 кг/м³, добре розчинна у воді (112 г на 100 г води при 20°С).

► Застосовують для:

• регулювання рН розчинів інгібованих калієвих бурових розчинів;

• приготування лужнорозчинних реагентів.

Застереження щодо дотримання вимог техніки безпеки при роботі з КОН такі самі, як і зі NaOH.

Гашене вапно (гідроксид кальцію —Ca(OH)₂) — широко використовується для регулювання властивостей глинистих розчинів.

► Застосовують для:

• загущення глинистих розчинів;

• підвищення структурних властивостей розчинів;

• збільшення катіонів кальцію

• підвищення лужності глинистих розчинів.

Кальцинована сода (карбонат натрію, вуглекислий натрій) — Na₂CO₃.Це дрібнокристалічний порошок білого кольору густиною 2050 кг/м³. Внаслідок гідролізу розчин Na₂CO₃має високолужну реакцію (рН= 12). Розчинність у воді порівняно невелика (близько 16% при 15°С, максимальна розчинність близько 34% при 34°С). Застосовують Na₂CO₃ у сухому вигляді або у вигляді водного розчину 10—15-процентної концентрації.

► Застосовують для:

• зв'язування іонів кальцію і магнію (забруднювачі бурового розчину);

• диспергування глин під час приготування бурових розчинів з використанням глинистих мінералів (глинопорошків), що містять кальцієві глини;

• зв’язування двохвалентних катіонів, які можуть поступати в розчин при розбураванні гіпсів,ангідритів,цементу, або з пластовою водою;

• підвищення лужності глинистих розчинів.

Треба зауважити, що даний реагент інтенсивно пептизує глинисті частинки, коли його надлишок невеликий.

Надмірна кількість Na₂CO₃спричиняє коагуляцію глинистих частинок, що супроводжується значним підвищенням в'язкості та показника фільтрації.

Роботи з технічною кальцинованою содою персонал повинен виконувати в спецодязі, в спецвзутті та захисних окулярах.

Хромати і біхромати лужних металів — натрієві або кальцієві солі (Na₂CrO₄, K₂Cr0₄, Na₂Cr₂0_7, К₂Сг₂О₇) хромової Н₂СrО₄або біхромової Н₂Сг₂0₇кислоти. Це порошкоподібні речовини жов­того (хромати) або оранжевого (біхромати) кольору, добре розчинні у воді.

Одержують хромати з природного хромистого залізняка (FeO • Сг₂О₃) шляхом окислювально­го спікання в суміші з содою і вапняком. Хромат переводять у біхромат, додаючи сірчану кислоту.

► Застосовують для:

• попередження загущення бурових розчинів при температурах від 60 до 200°С і вище.

• підвищення термостійкості розчинів.

Треба мати на увазі, що хромати підвищують термостійкість тільки тих розчинів, які стабілізовані реагентами, не ушкодженими термоокислюючою деструкцією. Вже деструктуровані реагенти внаслідок окислення хроматами втрачають ефективність.

При підвищених температурах хромати виконують функції термостабілізуючих та інгібуючих добавок, підвищують ефективність захисних реагентів.

Хромати додають до різних типів розчинів (прісних, мінералізованих, емульсійних та ін.) і, зокрема, до обважнених розчинів. Кількість біхроматів, необхідна для розрідження розчинів, становить 0,1%. Застосовують їх у вигляді розчинів 5—10-процентної концентрації. Обов'язковою умовою досягнення ефективності від їх застосування є наявність у буровому розчині органічних речовин — реагентів ССБ, КССБ, ВЛР, КМЦ та ін. їх оптимальної дії досягають при рН = 9—11.

Хромати і біхромати токсичні. При роботі з ними необхідно дотримуватися правил техніки безпеки.

Фосфати, поліфосфати. До цієї групи неорганічних реагентів належать солі фосфорної (орто­фосфорної) і конденсованих поліфосфорних (піро- і метафосфорних) кислот. Натрієва сіль ортофосфорної кислоти — це білий кристалічний порошок, добре розчинний у воді. Конденсо­вані фосфати (поліфосфати) — це склоподібні з неправильною формою кусочки, які досить повільно розчиняються у воді.

► Застосовують для:

• розріджування розчинів;

• зв'язування іонів кальцію;

• одержання деяких реагентів (наприклад, гідролізованого поліакриламіду — РС-2);

• посилення гідрофільних властивостей емульсійних бурових розчинів.

Додають їх до бурових розчинів у вигляді водних розчинів 5—10-процентної концентрації. Обов'язковою умовою досягнення їх ефективної дії є дотримання рН= 9

Силікат натрію або калію (рідке скло — Na₂SiO₃) — в'язка рідина від світло-жовтого до жовто-коричневого кольору (густина 1360—1500 кг/м³, рН= 11 — 12).

Одержують реагент шляхом сплавлення піску з кальцинованою содою і подальшим розва­рюванням реакційної суміші в автоклаві.

► Застосовують для:

• приготування спеціальних силікатних бурових розчинів, здатних попереджувати набухання і гідратацію схильних до обвалювання глинистих сланців;

• приготування спеціальних рідин для закупорювання і закріплення тріщин та каверн;

• підвищення термостійкості бурових розчинів, оброб­лених КМЦ, до 180°С (добавки до 2—5%);

• прискорення тужавіння цементів.

Реагент обмежено стійкий до катіонів полівалентних металів, з якими утворює малорозчинні або нерозчинні сполуки. При роботі з силікатами натрію або калію треба дотримуватися правил техніки безпеки, передбачених для роботи з лугами.

Реагенти на основі гумінових кислот. Доступність сировинного матеріалу і порівняно невелика його вартість сприяли широкому поширенню таких реагентів на основі гумінових кислот, як вугільнолужний (ВЛР) і торфолужний (ТЛР).

Гумінові кислоти — це суміш органічних колоїдних речовин з концентрованими ароматич­ними ядрами, які мають бічні ланцюги і різні функціональні групи (карбоксильні, карбонільні, фенольні, метоксильні та ін.).

Гумінові кислоти здатні до обмінних реакцій катіонів. З підвищенням рН по 10 досягають повного диспергування гумінових кислот. Кількість лугу, необхідного для насичення обмін­ного комплексу гумінових кислот катіонами натрію, становить 0,12 гNaOH на 1 г гумінових кислот.

► ВЛР застосовують для обробки прісних або слабо мінералізованих (1,5—2%) бурових розчинів, а також вапняних розчинів з метою:

• зниження показника фільтрації бурових розчинів;

• зни­ження в'язкості бурових розчинів.

Із збільшенням концентрації гумінових кислот збільшується здатність ВЛР зни­жувати показник фільтрації, але при цьому знижується його дія як понижувача в'язкості. Якість і кількість бурого вугілля у ВЛР визначає його ефективність як хімреагенту. Концентрація вугілля в реагенті, який призначають для зниження показника фільтрації, повинна становити 10—15%.

Дата добавления: 2014-10-15