Iнгiбiтори
Інгібітори – це реагенти, що запобігають набуханню та розшаруванню глинистих відкладень. Ці реагенти або перешкоджають проникненню води в породу, або проникають і зв’язують частинки породи, не дають руйнуватися стінкам свердловини. Інгібіторами є солі калію, кальцію, значно менше натрію, багато полімерних реагентів. Найбільш широко вживається KCl, рідше CaCl2. Полімери захищають породу від руйнування за рахунок утворення тонкої непроникливої кірки на стінках свердловини, зменшення водовіддачі бурового розчину, утворення колоїдних частинок, які закупорюють пори у фільтрувальній кірці. Інгібування сланців полімерами з KCl, будується на різній довжині ланцюгів молекул, коли довгі молекули закупорюють великі пори, а менші зберігають баланс між умістом солі в пластовій воді та фільтраті бурового розчину. Чим вища солоність пластової води відкладень, які розбурюються, тим більшу потрібно підтримувати солоність фільтрату бурового розчину.
У бурових розчинах широко використовуються змащувальні добавки. Серед них – нафта, графіт. Роль змащувальних добавок виконують також полімери. Для попередження забивання пор у пласті розчин обробляють поверхнево активними речовинами. Для підвищення термічної стабільності використовують термічні стабілізатори. Для регулювання рН використовують луги натрію, калію, кальцію, а для зниження рН – сірчано - кисле залізо. Використовуються реагенти для зв’язування іонів Ca і Mg. Це кальцинована сода та вапно. При розбурюванні продуктивних горизонтів, які містять нафту зі вмістом сірководню, в розчин додають реагенти, які поглинають сірководень, тому що він руйнує бурильні та обсадні труби, погано впливає на людей. Є спеціальні реагенти, що сприяють розпусканню глин, перешкоджають корозії обладнання, створюють емульсії нафти, утворюють стійкі піни, запобігають розкладанню розчину бактеріями.
7. Послідовність роботи
7.1. Підготувати пробу промивальної рідини в кількості 1000 мл, ретельно перемішати її електромішалкою протягом 30 хвилин.
7.2. Для визначення стабільності підготовлену пробу промивальної рідини вилити в циліндр стабільності, заповнюючи його до країв, установити циліндр у спокійному місці, відмітити час за годинником і залишити у спокої на добу.
7.3. Після 24 години обережно відкрити пробку, злити верхню частину проби промивальної рідини разом із відстояною водою у фарфорову кружку, ретельно перемішати її (під електромішалкою протягом 30 хвилин) і визначити її густину за допомогою ареометра АГ-ЗПП. Відповідно до існуючої методики.
8. Зміст звіту
8.1. За результат аналізу слід вважати середнє з трьох вимірювань. Стабільність промивальної рідини С, яка дорівнює різниці густини нижньої (pн) та верхньої (pв) половини розчину,
С = pн – pв , (г/см3).
8.2. Дані лабораторних дослідів зведені до таблиці 5.1 лабораторного журналу
Таблиця 5.1 – Стабільність промивної рідини
|
№ досліду |
Нижня густина, pн |
Верхня густина, pв |
Стабільність,С |
|
1 |
1,1 |
1,01 |
0 |
|
2 |
4 |
1,1 |
3 |
8.3. Графічна залежність стабільності від часу в промивній рідині.
8.4. Висновок.
9. Висновки і рекомендації: отримані результати вимірювань підтверджують залежності, викладені в гіпотезах.