Набухание глин в растворах ПАВ

НАБУХАНИЕ ГЛИН В РАСТВОРАХ ПАВ [c.54]

Кроме снижения величины набухания водорастворимые эфиры целлюлозы вызывают рост периода и снижение средней скорости набухания. Причем, с ростом концентрации до 2,0% эти показатели продолжают активно изменяться. Так, при 0,5% КМЦ (различных марок) скорость набухания глин примерно в 2 раза меньше, чем в воде, а при 1,0%-пой концентрации — почти в 3 раза [32]. С ростом степени полимеризации препаратов КМЦ от 350 до 600 количественные величины показателя набухания глин уменьшаются. Действие КМЦ на показатели набухания глин, видимо, можно объяснить следуюш им образом. Размер и строение агрегатов КМЦ, адсорбирующихся на глинистых частицах, способствуют образованию защитного адсорбционного слоя, препятствующего пептизации их до элементарных частиц под действием дисперсионной среды. Это обусловливает сдерживание роста удельной поверхности глин настолько, что, хотя толщина адсорбционного слоя КМЦ значительно выше гидратного, величина набухания не гидратированных ранее глин остается ниже набухания в воде [20]. Это подтверждается действием растворов КМЦ на полностью гидратированные глины. В этом случае набухание возрастает при концентрации КМЦ до 0,5—0,6%. [c.46]

Набухание глин в водных растворах [c.62]

НАБУХАНИЕ ГЛИН В РАСТВОРАХ ЭЛЕКТРОЛИТОВ [c.58]

Гашеная известь эффективно повышает прочность структуры большинства глинистых растворов, а растворы, содержащие ССБ и ее модификации, разжижаются. Расход реагента существенно зависит от состава раствора. Известковая обработка частично предупреждает набухание глин, обвалы пород стенок скважин, разжижает перенасыщенные твердой глинистой фазой растворы путем регулируемой частичной коагуляции. [c.58]

Поскольку набухание глин исследовали в водных растворах химических реагентов, за эталонную жидкость приняли дистиллированную воду. [c.45]

Таким образом, набуханию глин в растворах рассмотренных химических реагентов присущ прирост при нагревании — [c.82]

Для моделирования смены жидкостей, происходящей при обработке призабойной зоны, приборы устанавливаются в растворы, подобные пластовым водам, до момента окончания набухания глины. После этого модель пластовой воды заменяется на исследуемые растворы, которые после окончания набухания глины заменяются на модель пресной воды. [c.133]

Следовательно, могут быть два пути 1) экстраполяция кривой зависимости Р , = / (У ) ДО точки, соответствующей пористости, равной нулю 2) поддержание постоянного количества иммобилизованной жидкости во всех исследуемых пробах. При этом делается допущение, что иммобилизованная жидкость одинаково влияет на паст, независимо от химического состава водного раствора, в котором проходило набухание глины. Для поддержания постоянного количества иммобилизованной жидкости Уж необходимо иметь данные о Уо и Р и подобрать (опытным путем) соответствующий начальный объем пробы глинопорошка. Следует отметить, что каждая глинистая порода обладает своими значениями Уо и tg р. Для одной и той же глины tg р. возрастает с уменьшением полярности среды, в которой протекает набухание. [c.39]

Осмотическое набухание происходит в результате того, что концентрация катионов между слоями больше их концентрации в основной массе раствора. Поэтому вода втягивается в меж-слоевое пространство, в результате чего с-расстояние увеличивается и появляется возможность образования диффузных частей двойных электрических слоев, которые рассматриваются в следующем разделе. Хотя никакие полупроницаемые мембраны в этом процессе не участвуют, механизм набухания глин в основном носит осмотический характер, так как вызывается разницей в концентрации электролита. [c.151]

НАБУХАНИЕ ГЛИН В РАСТВОРАХ ЗАЩИТНЫХ КОЛЛОИДОВ [c.45]

Показатель фильтрации необходимо удерживать на минимальном уровне, а показатель мгновенной фильтрации — на максимально высоком уровне. Показатель фильтрации регулируется основными материалами и реагентами буровых растворов, и в основном они удовлетворяют решению только технологических задач проводки ствола скважины. Поскольку исключить проникновение фильтрата в коллектор полностью невозможно, то в плане качественного вскрытия продуктивных пластов перед специальными реагентами на первый план выдвигается задача не столько регулирования количества проникшего фильтрата, сколько повышения качества фильтрата, таких его свойств, как способность увлажнять и ингибировать гидратацию глинистых включений коллектора [59-62] поверхностно-активные [63-69] гидрофобные, приводящие к изменению фазовых проницаемостей пластовых флюидов [70, 71], деэмульгирующие [72, 73], ингибирующие выпадение АСПО [74, 75], ингибирующие сероводородную агрессию [76, 77] и препятствующие выпадению нерастворимых осадков [78]. В литературе, посвященной строительству скважин, наибольшее внимание уделено вопросам ингибирования набухания глин и применения ПАВ [1, 3, 9, 11, 17, 18, 34, 35 и др.]. [c.61]

В настоящее время рецептура жидкостей разрыва расширяется, в зависимости от различных геолого-физических условий и состава нефти используют мицеллярные растворы, сжиженный газ, водные растворы кислот, ПАВ и различные композиции на основе полимерных материалов, вводят компоненты, предупреждающие набухание глин. [c.7]

Для выявления участков наиболее интенсивного набухания глины в растворах исследуемых реагентов через определенные промежутки времени, заданные условиями опыта, фиксируются показания индикатора. По результатам экспериментов строится зависимость видимого приращения объема глины от времени, что дает возможность определить интервал интенсивного участка и участка практически неизменных значений набухания. [c.133]

В отличие от хлористого кальция, резко ускоряющего процесс набухания глин, сульфат кальция при концентрациях более 0,2% также вызывает рост средней скорости набухания, но в меньшей мере. Остальны 1 показатели в растворах последнего также более благоприятны с точки зрения сохранения у( тойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважин. Видимо, этим объясняется меньшее кавернообразование при применении гипсовых промывочных жидкостей по сравнению с высококальциевыми. [c.65]

Рассмотрим подробнее причины роста сверх необходимых величин главного технологического показателя — плотности, с которым взаимосвязаны другие свойства раствора и от которого во многом зависят скоростные и качественные показатели бурения. Недостаточную степень очистки буровых растворов (чаще двуступенчатой системой) в Западно-Сибирском регионе компенсировали методом очистки флокулянтами (обычно полимерами акрилового ряда) и ингибиторами смачивания и набухания глин (полимерными реагентами и гидрофобизаторами типа ГКЖ). Но этого оказалось недостаточно. Несмотря на то что рецептуры растворов предлагались ведущими институтами и были хорошо проверенными в лабораторных условиях, контроль эффективности работы химических реагентов, то есть специальных свойств растворов, не являющихся предметом ежедневного контроля (флокулирующих, ингибирующих, гидрофобизирующих, поверхностно-активных свойств, количества твердой фазы и ее коллоидной составляющей и др.) буровыми предприятиями не проводился. Поэтому истинные причины практических неудач остались неясны. [c.26]

При смене жидкостей набухания необходимо добиваться полной замены одной жидкости на другую, В каждом случае определяется коэффициент набухания глины. Предпочтение отдается растворам, в которых набухание глины после замены исследуемых растворов на пресную наименьшее. [c.133]

Еще больше отличие действия фтористого натрия на набухание глин по сравнению с действием хлвржстого Еатрия. Видимо, в водном растворе фтористого натрия в результате гидролиза образуется достаточное количество кислых солей NaHF2, определенным образом влияющиз на кремний-кислородные элементы глинистых минералов. [c.61]

С ростом pH раствора КМЦ одновременно с повышением адсорбции увеличивается объем ранее гидратированной глины. Однако происходит это не в результате пзптизации глинистых частиц под действием щелочи (аналогичная зависимость адсорбции КМЦ и роста объема имеет место и в случае предварительного набухания глины в 0,3%-ном растворе ще [0чи), а в результате большей толщины адсорбционного слоя по сравнению с гидратным. [c.47]

Действие водно-щелочных растворов гвдротропного лигнина и метаноллигнина на показатели набухания глин и величины Р , и А У систем глина — жидкость примерно такое же, как и действие нитролигнина [23]. [c.55]

Сначала образец насыщался моделью пластовой воды (минерализация 150 г/л Na l), которая затем вытеснялась с постоянным расходом 6,05-10- ° м с моделью нефти. К моменту прекращения закачки нефтенасыщенность модели равнялась 36%. Для определения возмол<ного дополнительного извлечения нефти за счет набухания глин, модель нефти вначале вытеснялась той же пластовой водой. Проницаемость образца для этого раствора составляла 0,23 мкм . [c.34]

С целью изучения влияния температуры до 250°С и давления до 1000 кгс/см на показатели набухания глин в различных средах, а также д ш изучения влияния пластовых вод на пробы глин, набухшие в растворах различных реагентов, автором совместно с А. А. Русаевым разработана и изгото- [c.42]

При больших размерах молекул или агрегатов ПАВ, когда при растворении образуются коллоидные растворы, механизм снижения набухания глин отличен от изложенного выше. В этом случае коллоидные частицы ПАВ, адсорбируясь на поверхности глинистых част1[ц, образз ют мономолекулярный слой, толщина которого значительно больше толщины гщ ратного слоя. Однако образующийся слой препятствует пептизации глинистых частиц под действием дисперсионной среды и тем сильнее, чем выше концентрация ПАВ. В результате этого удельная поверхность набухших в растворах ПАВ глинистых пород имеет меньшую величину, чем п])и действии воды. Суммартай эффект выражается в снижении набухания глин вследствие прелалирующего процесса уменьшения пептизации глинистых частиц. [c.57]

Примерно такие же результаты получены и для водных растворов ОП-10, но время набухания глины увеличивается на 4-5 сут по сравнению с набуха- [c.166]

Влияние переменных температур на частично набухшие в 1%-ном водном растворе силиката натрия глинистые породы (огланлинский бентонит, палыгорскит и тереклинская глина) исследовалось следующим о бразом. В первые семь дней набухание глин происходило при Ю° С, а затем при переменных тевлпературах 20— 71° С. Полученные данные показывают, что характер влияния переменных температур на набухание глин в 1%-ном растворе силиката натрия аналогичен изменениям набухания глин в 0,25%-ном растворе щелочи. При этом для обоих исследуемых реагентов величины первого плюс второго участков кривой кинетики набухания бентонита больше, чем палыгорскита, а последнего больше, чем тереклинской глины. После того как величина пик тереклинской глины стала постоянной (равной 0,02 см /г), температура нагревания раствора повышена с 71 до 93° С. Первые несколько циклов (тереклинской глины — 3, палыгорскита — 5, бентонита — 8) вызвали изменения, присущие II участку кривой кинетики набухания, а последующие — III участку. При этом возросла величина пик, например, тереклинской глины до 0,04 см /г, хотя суммарная величина набухания осталась ниже, чем при набухании глин в 0,25%-ном растворе NaOH. [c.81]

В последнее время для повышения производительности нефтяных и газовых скважин все шире применяется химическая обработка коллекторов. В карбонатных коллекторах для этой цели используется техническая соляная кислота, а в глинистых — глинокислота, представляюш ая смесь соляной и фтористоводородной кислот с добавками уксусной. Сущность кислотной обработки пород состоит в том, чтобы путем растворения отдельных включений увеличить проходное сечение пор и каналов и тем самым повысить проницаемость коллекторов в призабойной зоне. Однако при наличии сильно набухающих глин наряду с растворением породы может параллельно проходить и процесс набухания, что вызовет низкий или отрицательный эффект кислотной обработки. Поэтому изучение набухания глин в растворах кислот имеет практическую значимость. Для исследований была взята глина из кернового материала (интервалы 1136—1146 и 1169— 1172 м) СКВ. 52 Расшеватского месторождения. Действие различных кислых сред изучали как на ранее негидратированных (высушенных до постоянного веса при 105° С), так и на предварительно гидратированных (набухших в воде) образцах глин. [c.68]

Зависимость изменения набухания глин в воде или водных растворах химич1зских реагентов при температуре выше 100° С ранее практически не изучалась вследствие отсутствия соответствующих установок. [c.71]

Ко второй группе реагентов следует отнести КМЦ-600, КССС и силикат натрия. В растворах этих реагентов при всех исследуемых значениях гидравлического давления величина набухания глин значительно ниже, чем в воде. [c.78]

В. Д. Городновым и И. В. Аделем [22J установлено, что добавки бихромата калия до 0,1% к растворам УЩР, КССБ и ги-na[ia обусловливают значительное снижение набухания глин. Этим, видимо, можно объяснить более положительное влияние буровых растворов, содержащих хромовые соли, на устойчивость глинистых пород, слагающих стенки скважин. [c.179]

Как видно из рис. 21, а, кривая кинетики набухания может быть условно разбита на три участка 1 — набухание глины при постоянной температуре, равной 20 1° С (продолжение кривой, если бы образец глины выдерживали при 20 °С, показано пунктирной линией) II — набухание глины при переменных температурах 20—91—93° С. При этом повышенная температура поддерживается постоянной в течение 4 ч, после чего раствор охлаждается до 20°. Нагревание и охлаждение (цикл) проводили е же-дневно. [c.80]

Причиной этого, как показали исследования автора по набуханию глин в растворах 5кидкого стекла, является преобладающий рост средней скорости набухания глин с повышением концентрации жидкого стекла от 7,5 до 50% но сравнению с ростом предель-H ro нагряжения сдвига P i систем глина — жидкость. [c.191]

Качественно аналогичные (как в 0,25%-ном растворе NaOH и 1,0%-ном силиката натрия) изменения происходят при набухании глин в 0,5%-ном растворе Naa Oj и 0,4%-ном растворе Са (0Н)2 при переменных температурах 20—92—98 ° С. При этом максимальный прирост бентонита составляет соответственно 0,67 и 0,24 см /г. [c.82]

Механизм ухудшения проницаемости чувствительных к воде пород под воздействием водных растворов изучали многие исследователи. Чтобы упростить интерпретацию результатов, эксперименты проводили с однофазными системами. Обычно через керн или песчаную набивку прокачивали сначала концентрированный раствор хлорида натрия, а затем растворы с постепенно снижающейся минерализацией или дистиллированную воду. Особенно информативными были эксперименты Бардона и Жакена, так как им удалось расчленить влияние, которое оказывают на снижение проницаемости набухание кристаллов глины, а также диспергирование и пептизация глинистых частиц. Они определили диапазон минерализации, в котором каждбе из этих явлений имеет место. На основании ряда экспериментов на песчаной набивке, содержащей монтмориллонит, они установили, что снижение проницаемости с уменьшением концентрации хлорида натрия до 20 г/л (рис. 10.9) количественно коррелируется с повышением суммарного объема глины при набухании ее кристаллов, о чем сообщал Норриш (см. раздел главы 4, посвященный механизму набухания глин). Эта зависимость определяется уравнением [c.410]

Совершенно шгое действие оказывают переменные температуры на набуханив глин в растворах КМЦ. Нагревание — охлаждение растворов (20—8Е)° С) значительно ускоряют набухание и практически не влияют на величину глин. [c.83]

Мыла жирных кислот с катионами трехвалентных металлов образуют нерастворимые в воде, по химически активные комплексы гидрофильно-гидрофобной структуры, адсорбирующиеся на глинистых породах. Способность этил- и метилсиликонатов натрия придавать гидрофобные свойства основана на образовании на твердых поверхностях пространственноориентированных полимеров, обладающих хорошей адгезией. При этом дополнительный незначительный вклад в ингибирование вносят входящие в состав спирты, действующие по методу осушки . Однако их ингибирующее (замедляющее) действие, предупреждающее увлажнение, набухание и диспергирование глин, входит в противоречие с пептизирующим действием, ввиду высокой концентрации щелочи в них, и приводит к обратному процессу — ускорению набухания глин. Последнее чаще превалирует и особенно при изначально высоких уровнях pH растворов. [c.47]

Городнов В. Д., Адель И. Б. Набухание глин в водных растворах гипана, бихромата калия, сунила и других реагентов. — Нефть и газ , 1965, № 7, с, 35—40. [c.274]

Угол внутреннего трения нелитифицированных глинистых сланцев равен нулю, и из диаграммы Мора следует, что они претерпевают пластическую деформацию, как только напряжение сдвига превысит их прочность сцепления (см. рис. 8.11). Пластическое течение такого типа иллюстрируется рис. 8.-17. Показанный образец был получен путем уплотнения бурового шлама, отобранного при разбуривании пород миоценового возраста, до объемной плотности 2,0 г/см . Этот образец подвергся деформации в модели ствола скважины, показанной на рис. 8.18, и начал течь при изотропном напряжении 11,7 МПа. Пластическое течение может происходить и в вязких глинах, даже если напряжение в них не превышает предела текучести. В этом случае впитывание воды из бурового раствора на пресной воде вызывает набухание глин и деформацию стенок скважины. [c.308]

Суммарный эффект от взаимодействия оксидата с породой определяется следующими факторами влиянием растворителя, вьщелением тепла при реакции с породой, вьщелением СО2, образованием ПАВ и, наконец, увеличением вязкости вытекающего агента. Растворы оксидата снижают также набухающую способность рассмотренных типов глин (каолинит, бентонит) по сравнению с набуханием их в пластовой и водопроводной воде. С увеличением концентрации монокарбоновых кислот набухание глин уменьшается [17], Оксидат обладает повышенной бактерицидной активностью, обеспечивающей полное подавление сульфатвосстанавли-вающих бактерий при низких концентрациях (на 80-100% при концентрациях 0,001-0,05 мас.%). [c.17]

В ВОДНЫХ растворах ацеталей I и II набухание глины в первые дни (2 сут) происходит так же, как в пресной воде, затем интенсивность набухания глины начинает снижаться и прекращается в 2 раза быстрее, чем в пресной воде. [c.166]

Последующая смена водных растворов ацеталя II на пресную воду приводит к незначительному увеличению объема глины, и через 4-5 сут набухание прекращается. Коэффициент набухания при этом остается значительно ниже (примерно в 1,5-3 раза), чем при непосредственной замене пластовой воды на пресную. Причем набухание глины в пресной вопе после замены пластовой воды продолжается более продолжительное время (15-17 сут), [c.166]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология