Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

1-3 / БТЖ шпоры

.docx
Скачиваний:
121
Добавлен:
11.03.2016
Размер:
123.95 Кб
Скачать

1. Функции бурового раствора. Технологические свойства промывочной жидкости: 1)Гидродинамические

1. Очистка забоя скважины от продуктов разрушения горной породы и вынос их на поверхность. Полный вынос частиц обеспечивается при условии, что их скорость падения в жидкости под действием силы тяжести должна быть меньше, чем скорость подъема жидкости. Скорость падения частиц уменьшается с ростом вязкостных свойств и плотности промывочной жидкости. 2. Перенос энергии от насоса к забойному двигателю. 3. Размыв породы на забое скважины (гидромониторный эффект). 4. Отвод тепла от долота при его работе на забое скважины. Эти функции обусловлены вязкостью, инертностью и другими свойствами движущейся жидкости. 2)Гидростатические функции: обусловлены весом бурового раствора, оказывающим давление на стенки скважины и обусловлены прочностью раствора на сдвиг: 1. Предотвращение проникновения в ствол газа, нефти и воды из пластов образующих стенки скважины. 2. Удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. 3. Сохранение целостности стенок скважины сложенных слабосцементированными породами. 4. уменьшение нагрузки на талевую систему.3) Функции коркообразования. Обусловлены способностью буровых растворов образовывать в поровых пространствах стенок скважины и на их поверхности фильтрационную корку, обладающую пониженной проницаемостью и некоторой плотностью: 1. Уменьшение проницаемости стенок скважины. 2. Сохранение или усиление связанности слабосцементированных пород. 3. Уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважины.4) Физико-химические функции. Обусловлены физико-химическим взаимодействием компонетов БР с породами, с пластовыми водами и бурильным инструментом: 1. Сохранение устойчивости стенок скважины несмотря на воздействие фильтрата БР. 2. Предохранение бурового оборудования от коррозии и абразивного износа. 3. Сохранение естественной проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии. 4. Сохранение необходимости технологических свойств раствора несмотря на взаимодействие выбуренной породы, пластовых вод и высокой температуры. 5. Улучшение буримости пород. 5)Прочие функции: 1. Сохранение теплового режима в многолетнемерзлых породах при их разбуривании. 2. Содействие установлению геологического разреза скважины при помощи геофизической аппаратуры и возможности изучения породы выбуренных частиц выносимых раствором из скважины.

2. Классификация буровых растворов. В качестве исходных промывочных жидкостей используются: вода, водные растворы, водные дисперсные системы: а) на основе добываемой твердой фазы (глинистые, меловые, сопропелевые, комбинированные) б) жидкодисперсные фазы (эмульсии) в) конденсированной твердой фазы г) выбуренных горных пород (естественные промывочные жидкости) д) дисперсные системы на углеводородной основе е) сжатый воздух. В исключительных случаях используются углеводородные жидкости. Все дисперсные системы с твердой фазой могут быть с малым (до 7%), нормальным (22%) и с повышенным содержанием твердой фазы. Промывочные жидкости в определенных условиях искусственно насыщаются воздухом и переходят в категорию аэрированных растворов. В воде и водных растворах воздух в зависимости от его содержания может выступать в качестве дисперсной фазы либо в качестве дисперсной среды. В последнем случае промывочные жидкости называются пенами. Промывочные жидкости с водной средой делятся по степени и составу минерализации. По степени минерализации могут быть: 1. слабоминерализованными (< 3%); 2. среднеминерализованными (3-10%); 3. высокоминерализованными (> 10%). По составу минерализации они классифицируются в соответствии с названием соли содержание которой является наибольшим: хлорнатривые, хлоркальциевые, силикатные и т.д. Промывочные жидкости могут быть устойчивыми к действию солей и неустойчивыми. По особенности поведения в условиях повышения забойных температур: термоустойчивые и термонеустойчивые. Могут одновременно быть тем и тем. Все промывочные жидкости делятся на обработанные химреагентами и необработанные. По основному эффекту достигаемому хим. обработкой подразделяются на ингибированные, в которых структура образования приостановлена на определенном уровне; солестойкие; термостойкие. По способу приготовления: естественные и искусственные. Наибольшее распространение получили глинистые растворы, которые можно подразделить на две группы: нормальные и специальные. Нормальные – растворы необработанные реагентами, специальные – обработанные реагентами с целью направленного регулирования свойств. По техническому назначению: утяжеленные, растворы с противоморозными добавками. По виду дисперсной системы эмульсионные, аэрированные.

3.Свойства буровых растворов, как гетерогенных полидисперсных систем. Растворы для бурения являются сложными полидисперсными сис-ми, им присущи св-ва суспензий и какллоидных растворов, т.е. их можно отнести к каллоидно-суспензионным сис-мам, при наличии в воде растворимых солей, не связных с твердыми чсатицами. В рас-ре для бурения имеются и истинные рас-ры. Их св-ва обуславаливаются дисперсностью твердой фазы, минералогическим сос-вом, наличием хим. реагентов и хар-ся: стабильностью, коагуляцией, седиментацией и структурообразованием. Дисперсность опр-т устойчивой суспензией , чем выше степень дисперс-ти, тем выше устойчивость сис-мы. Стабильность-хар-ет устойчивость бур-го рас-ра, при ктр. все частицы твердой фазы удерживаются во взвешанном состоянии и рас-р при этом не расслаивается(прибор цилиндр стабильности). Седиментация- осаждение частиц в р-ре под д-вием силы тяжести. Приводит к обр-нию осадков и отстоев рас-ров. Коагуляция-процесс сеод-я глин. частиц в более крупные агрегаты. Структурообразование- способность глинистых частиц в неподвижном рас-ре слипаться по краям и обр-ть сотообразную структуру, заполняющую весь объем рас-ра. В рез-те его растворы загустевают, а в нектр. случаях превращаются в студнеобразную массу, что придает упругость и превышает статическое напряжение сдвига. При перемешивании такого рас-ра, структура разрушается , раствор разжижается. Процесс восстановления структуры при сотан циркуляции - тиксотропия. Тиксотропные св-ва явл-ся следствием механических изменений и не зависят от химических процессов. Качество пром-ой жидкости опр-т по следующим параметрам: плотность, вязкость, сод-е песка, суточный отстой, стабильность, водоотдача, толщина глинистой корки, СНС, содержание газа, кислотность.

4. Основные показатели бурового раствора и их влияние на механическую скорость бурения. 1. Плотность(1-1.5 г/см3) есть масса единицы объема. Плотность определяет гидростатическое давление в скважине. С увеличением плотности возрастает гидравлическое сопротивление в циркуляционной системе, уменьшается подача насосов, ухудшается очистка забоя. На ряду с этим с увеличением гидростатического давления происходит уменьшение темпа разрушения породы на забое, что способствует снижению скорости бурения. 2. Вязкость(в диапазоне 15-35 с. по ВБР-5) С ростом вязкости ухудшаются условия очистки скважины от шлама и резко падает механическая скорость бурения. 3. Водоотдача и толщина фильтрационной корки. Под водоотдачей понимается способность промывочной жидкости отфильтровывать жидкую фазу в породы под действием избыточного давления в скважине. Водоотдача сопровождается образованием фильтрационной корки. Высокодисперсные растворы образуют тонкие, но плотные корки, фильтрация воды через такую корку со временем приближается к нулю. Грубодисперсные или низкокачественные, нестабильные растворы образуют толстые, рыхлые корки через которые непрерывно протекает вода. Незначительно влияет на мех скорость. 4) сод-е нефти. смазывающий эффект до 10%.5) сод-е ТВ фазы.

7. Глиноматериалы для бурения: палыгорскит, каолинит и гидрослюды. Смесь глины с водой – наиболее простой тип БР, который обладает комплексом технологических характеристик. По хим. составу глины представляют собой водные алюмосиликаты. Отличаются м/д собой хим. составом и кристаллической решеткой. Одним из определяющих признаков глинистых минералов является отношение SiO2/R2O3, где R – алюминат или железо. Чем больше это отношение тем больше глины набухают и распускаются в воде. Палыгорскит: частицы имеют иглоподобную форму с каналами внутри. Заряд возникающий на поверхности частиц компенсируется обменными катионами. Он имеет пониженное значение емкости обмена. Объясняется это трудностью обмена с ионами прочно связанными с элементами структуры внутри каналов. Внутри каналов расположена значительная часть поверхности минералов. Заполнение каналов дисперсионной средой определяется величиной ее молекул. Молекулы воды проникают в них беспрепятственно. Особенность кристаллического строения палыгорскита объясняет способность его диспергировать в соленасыщенной воде. Вязкостные свойства дисперсной ситемы тем более выражены, чем выше концентрация частиц глины и чем они длиннее. В связи с этим при производстве стремяться сохранить у него иглообразную форму частиц. Неупорядоченное расположение частиц в фильтрационной корке обуславливает высокую водоотдачу. Каолинит: кристаллическая решетка двухслойная, не имеющая зарядов на поверхности. Пакеты частиц образованы из слоя кремнекислородных тетраэдров, связанных общими атомами кислорода с алюмогидроксидным слоем. Жесткость кристаллической решетки объесняет его плохую диспергированность в воде, малую емкость обмена и не способность к набуханию. Поскольку катионы и вода не могут проникать в межслоевое пространство. Гидрослюды. большое число изоморфных замещений. Дефицит заряда частиц компенсируется необменными катионами калия, размещенными в межпакетном промежутке. В следствии большей по сравнению с монтмориллонитом фиксированности пакетов не возможны внедрения м/д ними ионов полярной жидкости и возникновения набухания.

13. Принцип выбора буровых растворов. Правильный выбор типа БР сводится к минимуму вероятности возникновения осложнения при бурении и при освоении пластов. При выборе типа БР следует учитывать: 1. минерализацию дисперсной среды и вид преобладающего катиона. 2. рН раствора. 3. Минимально возможное содержание глинистой активной фазы. 4. предел термо и солестойкости реагентов. 5. Необходимость применения флокулянтов и ингибиторов. Исходя из литологического строения и физико-химической активности пород при взаимодействии их с БР породы разделены на 8 групп. При этом учтены возможные пределы минерализации и температуры. 1. песчаники, известняки, доломиты. Характеризуются устойчивостью, не изменяют своих свойств под воздействием фильтрата. 2. Песчаники, известняки, доломиты с пропластками глин, аргелитов, мергелей, алевролитов. Характеризуются неустойчивостью в следствии набухания глин и осыпей аргелитов и алевролитов. Повышенные требования к БР. 3. Глины. азбухание глин и переход их в буровой раствор, что увеличивает в нем содержание твердой фазы. растворы должны обладать ингибирующими свойствами и малой водоотдачей. 4. Аргелиты, алевролиты, глинистые известняки. Характеризуются осыпями, неустойчивостью. БР должны обладать ингибирующими и не диспергирующими свойствами, водоотдача должна быть минимальной. 5. Каменная соль. БР должен быть засолен с целью предотвращения растворения соли и образования каверн. 6. Каменная соль с пропластками бишофита. Бурить следует с использованием рассола или глинистого раствора содержащего соль с большей растворимостью. 7. Каменная соль с пропластками терегенных пород. Использовать соленасыщенный раствор, с низкой водоотдачей. 8. Каменная соль с пропластками бишофита и терегенных пород. Небольшая водоотдача, засоленные MgCl2.

27. Газообразные промывочные агенты

В качестве г/абр агентов используют: воздух от компрессорных установок, природный газ из магистральных трубопроводов или близлежащих скважин, выхлопные газы ДВС. Хотя вид агента не оказывает особого влияния на технологический процесс бурения, тем не менее при выборе газообразного агента необходимо учитывать не только экономичность сторон но и безопасность проведения бур/работ. Наиболее распространен эффективный способ преодоления небольших и средних притоков пластовой воды – применение пенообразуюбщих ПАВ. Предельное значение притока пластовых вод для бурения с очисткой забоя воздухом с добавлением ПАВ, составляет около 120 л/ч. Для получения устойчивой пены в жидкой фазе, кроме раствора должен находиться хотя бы один ПАВ, адсорбирующийся на межфазной пов-ти р-ра. В воздух, для повышения стабильности пен, добавляют реагенты стабилизаторы(Н-Р: КМЦ, Полиакриломид), которые увеличивают вязкость раствора и способствуют замедлению процесса истечения жидкости из пленок. Из неорганических анионов в наибольшей степени способствуют пенообразованию – фосфаты. ПЕНА – агрегативно-неустойчивая дисперсная система, состоящая из пузырьков газа(дисп. Фаза). Разделенная плёнками Ж или Тв тела(дисп. Среда). Широко на практике применяют пены с Ж дисперсной средой. Пены могут эффективно использоваться при бурении в твердых горных породах, при бурении ММП, при бурении пористых поглощающих горизонтов. Приготовляют пену нагнетают в скважину до полной очистки её от глин. Р-ра, воды, шлама.

8. Бентонит особенности его свойств и строение. Используется для приготовления пресных буровых растворов. При его добавках повышается вязкость и прочность геля, а также улучшаются фильтрационные и коркообразующие свойства. Для приготовления минерализованных растворов следует применять бентонит предварительно гидротированный и защищенный ПАВ. Бентониты имеют трехслойную кристаллическую решетку. Для минералов слагающих бентонитовые глины характерны изоморфные замещения в кристаллической решетки. В связи с этим она электрически не сбалансирована. Возникающий при этом заряд компенсируется обменными катионами, которые адсорбируются на плоскостях и на гранях пакетов. М/д пакетами существует слабая связь. Основная особенность бентонитовые глин заключается в том, что молекулы воды и других полярных жидкостей могут входить в межпакетное пространство вызывая при этом набухание и диспергирование частиц. Элементарные частицы бентонита могут почти полностью отделяться друг от друга. Способность к набуханию обратима. Толщина слоев м/д пакетами зависит от природы обменных катионов. Частицы бентонитовых глин имеют чешуйчатое, пластинчатое строение. Для регулирования свойств водных дисперсий глин важное значение имеет факт, что двухвалентные катионы увеличивают силу притяжения м/д пластинами уменьшая при этом толщину водной пленки. Заряд катиона обуславливает характер взаимодействия глины с водой. При достаточном развитии диффузных слоев у Na-бентонита достигается практически полная пептизация частиц и их стабилизация в суспензии. Частичная замена Na на Са увеличивает прочность динамической структуры. Са- бентониты плохо пептизируют, они образуют в воде прочную, жесткую структуру из частиц контактирующих через тонкие прослои воды. При увеличении концентрации катионов в растворе диффузный слой ассоциированных катионов сжимается в связи с этим уменьшается количество связанной воды и снижается набухание. Этим объясняется небольшое набухание бентонита в минерализованной воде и следовательно не эффективность его использования в соленасыщенных системах без предварительной гидратации и обработки ПАВ. Считается, что бентонит является не только лучшим структурообразователем, но одним из лучших и наиболее термостойких понизителей фильтрации БР. Рациональный путь снижения водоотдачи заключается не в повышении вязкости дисперсной среды, а в снижении проницаемости фильтровальной корки при одновременном уменьшении ее толщины. Это условие может быть обеспечено если частицы твердой фазы тонкодисперсные и гидрофильны, а некоторое различие в из размерах способствует более плотной их упаковке в корке.

9. Глинопорошки, технологии их получения и способы модифицирования. Глины используются либо в комовом виде либо в виде порошка. Глинопорошки готовят на специальных заводах по схеме дробление – сушка –помол. Качество порошка определяется главным образом качеством исходящего сырья. Как правило глинопорошки получают из высококачественных бентонитовых глин. Для повышения качества глинопорошков их модифицируют путем введения при помоле веществ улучшающих их свойства. Например вводят кальцинированную соду, алюминаты, полиакрилаты и др. Возможны 3 варианта применения порошкообразных глин: 1. как коллоидные добавки к промывочному раствору содержащему не глинистую твердую фазу. 2. Как добавки к глинистому раствору изготовленному из местных низкокачественных глин для уменьшения коллоидной массы. 3. Как единственной твердой фазой раствора, если в районе бурения нет пригодных глин, а доставка их затруднена.

10. Показатель глинистого сырья – выход раствора. Основным показателем качества сортности глинопорошков и глин является выход раствора. Это количество кубических метров глинистой суспензии заданной вязкости полученной из 1 тонны сырья. Количество получаемых м3 из тонны глины Qр=630/(ρр-1000), где Qр – количество получаемого раствора в м3; ρр – плотность раствора при условной вязкости 25 с. Для первого сорта выход 10 м3/т, 2 – 8, 3 -6, 4 - < 6.

11. Химические реагенты для регулирования рН буровых растворов. Эффективность действия многих реагентов, а также процессов пептизации глинопорошков зависят от щелочности дисперсионной среды. Для ее изменения используют каустическую соду (NaOH), кальцинированну соду (Na2CO3), бикарбонат Na (NaHCO3), гидроксид Са (Са(ОН)2).

12. Разжижители – диспергаторы буровых растворов. Уменьшают прочность структуры, её способность к тиксотропному структурообразованию и увеличивают подвижность БР. При больших концентрациях ряд органических разжижителей может выступать в качестве диспергаторов. Замещая Са в обменном комплексе на натрий, диспергаторы облегчают пептизацию и тем самым повышают вязкость системы и понижают ее водоотдачу. Все разжижители обладают способностью к хемосорбции на глинистых частицах. Образующиеся поверхностные соединения отличаются достаточной прочностью и гидрофильностью. Характерным признаком этих реагентов является наличие в их составе карбоксилов, сульфа групп и др. Минерализация БР и его нагрев ухудшают разжижающую способность реагентов. Взаимодействие реагентов с ионами ковалентных металлов вызывает уменьшение степени диссоциации функциональных групп и ухудшение растворимости вещества, вызывает разрушение связи м/д атомами и молекулами в главной цепи полимеров, снижение активности реагента и его диссорбцию. Солестойкостью к хлоркальциевой агрессии отличаются реагенты содержащие сульфагруппы: лигносульфаты, сунил, сульфоэфиры целлюлозы и др. термостойкость реагента может быть повышена при определенном сочетании его с другим веществом. В основном используются соли хрома. В качестве разжижителей-дисперсгаторов используются вещества 2х классов: 1. Неорганические комплексы фосфатов (гексометафосфаты, тетраполифосфаты калия и др.) Реагенты используются в пресноводных БР при рН 8 – 9,5. При температурах выше 55 полифосфаты разлагаются и теряют свои разжижающие способности. При наличие в системе ионов кальция и магния они образуют нерастворимые соединения в результате уменьшается жесткость водной фазы и уменьшается разжижающий эффект. 2. Органические а) гуматные (УЩР) он действует также как и понизитель водоотдачи б) производные лигнина (активированные гидролизные лигнины) в) лгносульфонаты и их производные (лигносульфонат кальция, феррохром лигносульфонат (ФХЛС)), КССБ г) приодные и синтетические танины. А также полифенолы лесохимические (ПФЛХ).

14. Структурообразователи буровых растворов. Эти реагенты позволяют повышать структурно-реологические свойства БР. Они являются также эффективными понизителями водоотдачи, поэтому иногда их относят и к другому классу добавок. Для повышения вязкости используются неорганические (глины) и органические (коллоиды). Органическими коллоидами является КМЦ. Разработаны структурообразующие материалы позволяющие обеспечить высокие значения вязкости в затрубном пространстве и низкие у долота. Первым представителем биополимеров является ХС. Он обладает следующими свойствами: 1. Способны образовывать структуру при отсутствии твердой фазы; 2. Имеют повышенную вязкость при низких градиентах скорости сдвига (затрубное пространство), что обеспечивает хорошую выносящую способность. 3. Имеют вязкость близкую к вязкости воды при высоких градиентах скорости сдвига (истечение из насадок долота), это повышает механическую скорость бурения. 4. Устойчивы к действию солевой агрессии при температуре до 150 С. Недостатками являются низкая термостойкость и ферментативная неустойчивость.

15. Понизители водоотдачи буровых растворов. Для снижения водоотдачи в сложных условиях, а также при необходимости сохранения реологических характеристик используются органические защитные коллоиды. Адсорбируясь на частицах твердой фазы или образуя с ней сопряженную структуру эти реагенты способствуют уменьшению фильтрационной корки. Резкой границы м/д понизителями водоотдачи и разжижителями нет. С возрастанием активности реагента как разжижителя снижается его способность понижать фильтрации. Терическая деструкция высокомолекулярных соединений (крахмал) уменьшает их способность регулировать водоотдачу, но обуславливает проявление их свойств как разжижителей. В качестве понизителей водоотдачи используются: 1. Реагенты на основе полисахаридов – крахмал (МК-1), оксиэтил целлюлоза (ОЭЦ), КМЦ и др. 2. Акриловые полимеры – гидролизованный полиакрилнитрил (гипан), полиакриламиды (РС-2). Эти реагенты термостойки (200С), но чувствительны к загрязнению раствора ионами кальция. 3. Лигносульфонаты – КССБ-1, КССБ-2. 4. Гуматные реагенты – УЩР.

16. Флокулянты и механизм действия их на буровой раствор. Существенное влияние содержания твердой фазы на механическую скорость требует не только совершенствование очистных устройств, но и создание добавок, выполняющих роль химического контроля твердой фазы. Эти добавки способствуют флокуляции с последующим выпадением всоадок частиц твердой фазы. К этим реагентам относятся: 1. Нормальные коагулянты – поваренная соль (NaCl), известь, тетрафосфат натрия и др соли. 2. Специальные реагенты-фокулянты – полимеры двойного действия и флокулянты селективного действия. Эти полимеры образуют защитную пленку вокруг крупных частиц препятствуя их дроблению, а более мелкие частицы ими флоккулируются. Из отечественных реагентов находит применение полиакрилат гуанидина (ПАГ). Использование ПАГ обеспечивает снижение твердой фазы в БР, исключает необходимость добавок воды для разжижения, повышает механическую скорость бурения. При большой концентрации этот реагент является флокулянтом общего действия.

17. Ингибиторы для сланцев и глинистых пород. Эти реагенты предотвращают гидротацию глинистых пород, предупреждают их размачиваемость, вспучивание и переход в состав твердой фазы БР. По характеру действия они сходны с реагентами флокулянтами. С их помощью регулируют осматическую активность БР, что позволяет уменьшить их плотность т концентрацию твердой фазы. Наибольшее распространение получили эмульсионные растворы с регулируемой активностью водной фазы. В качестве ингибиторов используют обычные коагулянты: поваренная соль, известь, гипс, бишофит, силикат натрия.

18. Реагенты для удаления кальция. Буровые растворы предохраняют от загрязнения ангидритом, гипсом м др. солями кальция, уменьшают жесткость дисперсионной среды. Для этой цели используют кальцинированную соду (Na2СО3), бикарбонат Na (NaНСО3), полифосфаты и каустическую соду (NaОН). Эту группу можно расширить вводя реагенты для связывания других компонентов БР. Так, например, для удаления растворимых сульфидов из водных систем рекомендуется использовать основной карбонат цинка, который является эффективным некоррозионным сульфидным раскислителем. Его целесообразно использовать при проявлениях сероводорода.

19. Эмульгаторы и термостабилизирующие добавки. Эмульгаторы используют для получения эмульсионных растворов. Они способствуют получению устойчивых эмульсий. К реагентам этого типа относятся: лигносульфанаты, гуматы, а также ПАВ. В отечествнной практике в качестве эмульгатора используется эмультал. Его получают на основе талового масла, а также термостойкий реагент ОП-10, сульфанол. Эмульгатором может служить и глина. Термостабилизирующие добавки. К ним относятся реагенты предотвращающие загустевание БР при высоких температурах. Такими добавками являются хроматы и бихроматы Nа или К, а также антиоксиданты, т.е. вещества замедляющие термоокислительную деструкцию реагентов. К ним относятся: ароматические амины, алкилфенолы, аминоспирты, окисленные гуматы.

20. Пеногасители и смазочные добавки. Пеногасители. Для предотвращения вспенивания раствора при добавках ССБ, окзила и др. реагентов используют: сивушное масло, кальциевый мылонафт, синтетические жирные спирты, резиновая или полиэтиленовая крошка в ДТ. Смазочные добавки. Эти добаки применяют для предотвращения прихватов, уменьшения крутящего момента и увеличение мощности передаваемой на долото. Кроме традиционных материалов (нефти и графита) в водных системах используют окисленный петролатум (СМАД-1) и гудроны от переработки растительных масел (СГ-1). В эмульсионных, нефтяных и инвертно-эмульсионных БР в качестве смазочной добавки используют: сульфированный диизобутелен, содержащий до 40% серы, а также используют сульфированные битумы.

21. Бактерициды и антисептики. ПАВ и вспениватели. Бактерициды предотвращают ферментативное разложение реагента. В качестве таких реагентов используются фароформальдегид, каустическая сода и известь. ПАВ снижают натяжение на границах раздела вода - нефть, вода - твердое вещество, вода – воздух. Их используют для эффективности вскрытия продуктивных пластов. В зависимости от свойств поверхности раздела ПАВ могут проявлять свойства эмульгаторов, деэмульгаторов, флокулянтов, дефлокулянтов и пеногасителей. В качестве ПАВ используют сульфанол, сульфонатриевые соли сланцевых смол, ОП-10. Вспениватели образуют пену в присутствии воды. Их применяют при разбуривании водоносных горизонтов с очисткой забоя воздухом, либо газом. В качестве вспенивателей используют жирные кислоты, их щелочные соли, сульфанол, ПАВ, и др.

Соседние файлы в папке 1-3