Как определить цемент в буровом растворе

Обновлено: 18.04.2024

Для определения параметров буровых растворов в практике бурения используется ряд стандартных методов исследований.

В России методы контроля регламентированы РД 39-2-645-81 «Методика контроля параметров буровых растворов», в США Американским нефтяным институтом ( API ) разработаны и постоянно уточняются стандартные методики таких исследований. Они включены в нормы и правила API R.P. 10В и 39. Стандартные методики API в настоящее время получили широкое признание практически во всех странах, поэтому при дальнейшем изложении методов контроля состава и свойств буровых растворов будут учитываться особенности стандартных методик API, включая единицы измерений.

Стандартные методики API начинают получать признание и в России. ОАО «ИКФ» имеет Разрешение Гостехнадзора России на применение зарубежного лабораторного оборудования для замера параметров буровых растворов по стандартным методикам API .

Методы исследований состава и свойств буровых растворов можно разделить на две группы: физические и химические.

§ 1. Физические свойства бурового раствора.

6 .1. Плотность бурового раствора

Плотность бурового раствора можно определить, используя любой прибор, позволяющий производить измерение с точностью до 0,01 г/см 3 . Такими приборами являются рычажные весы фирм « BAROID » , « FANN » и др. По стандарту API плотность бурового раствора измеряют в фунтах/галлон, фунтах/фут 3 , г/см 3 .

Наилучшими эксплуатационными характеристиками обладают рычажные весы, которые обеспечивают достаточную точность измерений и надежны в работе в сложных полевых условиях независимо от колебаний температуры. Рычажные весы позволяют определять плотность в диапазоне 0,9–2,4г/см 3 .

1. Заполните чашку весов исследуемым буровым раствором.

2. Закройте чашку крышкой и медленно и аккуратно заверните ее. Из отверстия в крышке должно вытечь немного раствора.

3. Закрыв это отверстие пальцем, обмойте или оботрите чашку снаружи.

4. Установите опору весов на призму и, двигая бегунок по градуированному коромыслу, добейтесь уравновешивания чашки и коромысла.

5. Слева от бегунка прочтите значение плотности бурового раствора.

6. Запишите результат с точностью до ближайшего деления в г/см 3 или фунтах/галлон, фунтах/фут 3 .

7. После каждого измерения вылейте буровой раствор в посуду для сбора средней пробы и тщательно вымойте рычажные весы.

8. Для получения точного результата крайне важно, чтобы все детали были чистыми.

Весы для измерения плотности бурового раствора следует часто калибровать пресной водой. Пресная вода при температуре 21 О С имеет плотность 1,00 г/см 3 (8,33 фунта/галлон или 62,3 фунта/фут 3 ). Для получения такого результата на пресной воде добавьте или убавьте свинцовую дробь из конца коромысла или отрегулируйте установленный там винт.

6.2. Условная вязкость

Условная вязкость – это время истечения бурового раствора из специальной воронки через трубку с калиброванными диаметром и длиной. Объемы заполнения воронки и истечения из нее стандартизованы.

Для измерения условной вязкости буровых растворов используется следующее стандартное оборудование:

1. Вискозиметр «Воронка Марша» (США) состоит из воронки объемом 1500мл со встроенной сеткой и мерной кружки на 1000мл с круговой отметкой 1 кварты (946мл). Время истечения 1 кварты (946мл) пресной воды при 20 ± 0,5 О С составляет 26 ± 0,5 сек.

2. Вискозиметр ВБР-1 (Россия) – состоит из воронки объемом 700 мл и мерной кружки на 500 мл. К воронке прилагается съемная сетка для очистки раствора от крупного шлама. Постоянная вискозиметра (время истечения 500 мл пресной воды) при температуре 20 ± 0,5 О С составляет 15 сек.

Процедура замера условной вязкости обеими воронками идентична.

1. Закройте нижнее отверстие воронки пальцем и через сетку влейте буровой раствор так, чтобы его уровень касался сетки.

2. Уберите палец с отверстия и засеките время вытекания 0,5 литра (одной кварты) раствора из воронки.

3. Время вытекания раствора в секундах есть не что иное как условная вязкость.

4. Отметьте температуру измеряемой пробы.

6.3. Реологические характеристики, получаемые на ротационном вискозиметре

В связи с тем, что буровой раствор в процессе бурения скважин находится в состоянии движения, необходимо знать его реологические характеристики в динамическом режиме. Для этой цели созданы вискозиметры ротационного типа, в которых создаются сдвиговые напряжения в щелевом кольцевом зазоре, наиболее близко моделирующие течение бурового раствора в условиях скважины. Все ротационные вискозиметры конструктивно имеют один и тот же измерительный узел вертикального исполнения – цилиндр (боб) на подвесе, соединенный с измерительной пружиной, расположенной коаксиально в полом цилиндре. Между бобом и полым цилиндром имеется щелевой зазор, в котором и возникают исследуемые сдвиговые напряжения при вращении полого цилиндра. Сдвиговые напряжения оцениваются по углу закручивания бобом измерительной нити, который отображается на шкале измерительного диска.

Ротационные вискозиметры по принципу действия бывают ручные и электрические. В настоящее время имеется широкий выбор моделей с различными характеристиками (количество скоростей вращения, точность измерения и эксплуатационная надежность).

1. Ротационный вискозиметр « RHEOMETER FANN » (США) – ручной, 2-х скоростной (600 и 300 об/мин).

Для полевых условий обычно применяются 2-х и 6-ти скоростные (600, 300, 200, 100, 6, 3 об/мин).

Скорости 600 и 300 об/мин можно использовать для определения кажущейся вязкости, пластической вязкости и динамического напряжения сдвига.

1. Влейте хорошо перемешанный раствор в стакан вискозиметра, установите на подвижную опору. Медленно поднимайте опору, пока уровень раствора в стакане не совместится с риской на полом цилиндре, винтом закрепите опору.

2. Включите вискозиметр в режиме перемешивания ( stir) . Через 10-15 секунд включите скорость 600об/мин, дождитесь стабилизации показания на этой скорости и запишите результат. (Время зависит от характеристик бурового раствора).

3. Переключите вискозиметр на 300об/мин, дождитесь стабилизации показаний и запишите результат.

Переключайте скорость только при работающем двигателе.

Пластическая вязкость ( PV ) в сПз равна разнице показаний при 600 и 300об/мин. Динамическое напряжение сдвига ( YP ) в фунтах/100фут 2 равно показанию при 300об/мин минус значение пластической вязкости. Кажущаяся вязкость ( AV ) в сПз равна показанию при 600об/мин, деленному на 2. Обязательно указывайте температуру пробы.

Показание при 600 об/мин - 48

Показание при 300 об/мин - 34

AV = 48 / 2 - 24 сПз

PV = 48 - 34 - 14 сПз

YP = 34 - 14 - 20 фунт/100 фут 2

или = 20 * 4,88 = 97 дПа

6.4. Статическое напряжение сдвига (Gel_0/10)

Gel _0/10 определяют через 10сек и 10мин на ротационном вискозиметре любой модели на скорости 3об/мин, а если ее нет, то вручную.

1. Перемешайте пробу на высокой скорости в течение 10 секунд.

2. Переключите скорость на нейтральную, а в электрических двухскоростных вискозиметрах - выключите двигатель.

3. Подождите требуемое время (10сек или 10мин), начните медленно вращать ручку, чтобы получить показания на индикаторе. Максимальное отклонение индикатора и есть Gel в фунт/100 фут 2 .

4. При использовании 6-ти скоростного вискозиметра СНС определяют на скорости 3об/мин.

Если после выключения двигателя шкала вискозиметра не возвращается в нулевое положение, то нужно сделать это путем вращения полого цилиндра против часовой стрелки. Можно полученные показания переводить в дПа, умножив на коэффициент 4,88, но при этом полученные показания будут не очень точны. Для правильного перевода периодические замеры СНС необходимо делать на приборе СНС-2.

Уход за прибором

Сразу же после измерения полый цилиндр и боб осторожно отделяются от прибора (чтобы не повредить внутреннюю поверхность полого цилиндра и подвес боба), тщательно моются и вытираются насухо. Также протираются сам прибор в местах загрязнения раствором. Невыполнение этих условий ведет к сокращению срока эксплуатации прибора.

6.5. Показатель фильтрации (водоотдача)

Для определения показателя фильтрации и коркообразующих свойств бурового раствора используют фильтр-пресс. Буровой раствор фильтруется в камере фильтр-пресса при заданной температуре и давлении за определенный промежуток времени. Для получения сравнительных данных об объеме жидкости, ушедшей в породу, измеряют толщину фильтрационной корки (в миллиметрах), отложившейся на фильтровальной бумаге. Опытным инженером также оценивается ее плотность, рыхлость, ломкость, липкость, скольжение тел на ее поверхности. Эти косвенные характеристики корки дают дополнительную информацию о состоянии раствора и характере шлама, находящегося в нем.

В полевых условиях может определяться показатель фильтрации при температуре до 100 О С и давлении 7атм (100 psi ) на фильтр-прессе АНИ и при температуре выше 100 О С и перепаде давления 35атм (500 psi ) на HTHP фильтр прессе.

Процедура замера на фильтр-прессе АНИ

A. Соберите детали чистого и сухого фильтр-пресса, используя стандартную для прибора фильтровальную бумагу. Порядок сбора указан в его паспорте.

Б. Залейте буровой раствор в контейнер так, чтобы он приблизительно на 1/2 дюйма не доходил до верха (заполняйте контейнер доверху в том случае, когда в растворе необходимо сохранить газ) и установите его на опору рамы фильтр-пресса. Верхнюю крышку установить на контейнер, зажать винтом рамы до упора, клапан подачи газа – в рабочее положение (в камеру).

В. Установите мерный цилиндр для приема фильтрата и с помощью редуктора подайте давление 7атм (100 ± 5 psi ), включив при этом таймер или секундомер.

Г . Через 30 минут давление стравливают (клапан подачи газа в положении стравливания), в мерном цилиндре отмечают объем фильтрата (в миллилитрах), который и является показателем фильтрации. Разобрав фильтр-пресс (в обратном порядке) и вылив раствор из контейнера, осторожно снимите фильтровальную бумагу с фильтрационной коркой и под слабой струей воды смойте избыток бурового раствора. Толщину фильтрационной корки измеряют с точность до 1/2мм. Также полезно записать и комментарии о состоянии фильтрационной корки.

Д. После использования тщательно вымойте и вытрите насухо части прибора.

По спецификации АНИ площадь фильтрования в камере должна составлять 7,1дюйм 2 . Однако есть фильтр-прессы, площадь фильтрования в которых в два раза меньше. Для того, чтобы полученный на таком фильтр-прессе результат согласовывался с требованиями АНИ, его нужно удвоить.

Процедура замера показателя фильтрации на HTHP фильтр прессе

Показатель фильтрации при температуре выше 100 О С измеряется следующим образом:

А. Перед началом опыта подключите нагревательную рубашку прибора к сети соответствующего напряжения. Установите термометр в гнездо рубашки. Нагрейте рубашку до требуемой температуры. Отрегулируйте термостат так, чтобы температура была на 5-6 О С выше заданной и была постоянной во времени.

Б. В дно камеры, которое будет верхом, закручивается до упора клапан, камера переворачивается и в нее заливается раствор до уровня 1,5см ниже края (при температуре испытаний до 149 О С) и 3,8см (при температуре выше 149 О С) ниже уровня внутреннего среза. На опору среза аккуратно устанавливается бумажный фильтр. В отверстие камеры устанавливается ее нижнее дно с резиновым уплотнением и ввернутым в него нижним клапаном. Нижнее дно фиксируется по окружности винтами, которые должны попасть в выемки по кольцу нижнего дна. Нижний клапан поворачивается до упора ключом.

В . Камера переворачивается и устанавливается в нагревательную рубашку. Во время установки надо проявлять осторожность, чтобы избежать ожога. В гнездо камеры вставьте второй термометр.

Г . Установите блок создания давления на верхний клапан и закрепите его. Внизу установите приемник фильтрата и также закрепите его. При закрытых клапанах подайте давление в 100 psi в оба устройства, работающие под давлением. Откройте верхний клапан и, продолжая нагревать раствор, подайте в камеру с раствором давление равное 100 psi .

Д. При испытаниях, когда температура ниже 149 О С, нужно придерживаться следующего порядка проведения работ. Когда температура пробы достигнет заданной, увеличьте давление в верхнем устройстве, работающем под давлением до 600 psi, и откройте нижний клапан, чтобы началась фильтрация, одновременно включив таймер или секундомер. Поддерживая постоянную температуру с колебаниями ± 3 О С, соберите фильтрат за 30минут. При желании, можете измерить мгновенную фильтрацию за 2секунды. В процессе измерения противодавление может повышаться выше 100 psi , во избежание этого периодически осторожно сливайте часть фильтрата в мерный цилиндр. Запишите его общий объем.

Е . Объем фильтрата должен быть приведен к площади фильтрования, равной 7,1дюйм 2 . Если площадь фильтрования равна 3,5дюйм 2 , объем фильтрата следует умножить на 2.

Ж. По окончании опыта закройте оба клапана. Закройте редукторы высокого давления, выкрутив винты до свободного хода. Стравите давление на верхней и нижней линии высокого давления до нуля, открыв выпускные краны барашками с насечкой.

Предупреждение:

В фильтрационной камере все еще остается давление около 500 psi . Удерживая в вертикальном положении камеру, осторожно вытащите, охладите до комнатной температуры, а затем стравите давление. С целью принятия мер по сохранению фильтровальной бумаги, переверните камеру, открутите крепежные винты по окружности и вытащите нижнее дно. Осторожно достаньте фильтрационную корку и промойте слабой струей воды от избытка раствора, определите ее толщину с точностью до одного миллиметра и запишите результат.

6.6. Содержание песка в буровом растворе

Прибор для измерения содержания песка включает в себя сетку размером ячеек 200меш (74мкм), воронку и стеклянную мерную пробирку, проградуированную в процентах.

1. Влейте в пробирку раствор до отметки “ Mud to here ”, а затем добавьте воды до отметки “ Water to here ”. Закройте горлышко пробирки пальцем и хорошо встряхните ее.

2. Вылейте смесь через сетку и смойте с нее все остатки чистой водой. Чтобы облегчить смывание, постукивайте по ребру сетки пальцем. Если на сетке остается что-нибудь, не проходящее через нее, не нужно раздавливать этот остаток и силой продавливать через сетку, т.к. это даст неправильный результат и может привести к разрыву сетки. Смойте песок, оставшийся на сетке, струей воды, чтобы смыть с него буровой раствор.

3. Установите воронку поверх сетки, затем медленно ее переверните и, вставив носик воронки в пробирку, смойте песок с сетки тонкой струей воды. Подождите, пока осядет песок.

4. Запишите объем песка в пробирке в процентах.

5. Тщательно промойте сетку и пробирку.

6.7. Содержание жидкой и твердой фаз

Для определения содержания жидкой и твердой фаз в буровом растворе используется реторта. Тщательно отмеренный объем пробы помещают в реторту и нагревают до тех пор, пока жидкая фаза не испарится. Пары пропускают через конденсатор и собирают в измерительном цилиндре. Объем жидкости, как воды, так и нефти, можно определить в процентах. Объемный процент содержания твердой фазы, как суспендированной, так и растворенной, находят путем вычитания процентного содержания жидкой фазы из 100% объема. По этим данным рассчитывают плотность твердой фазы.

1. Влейте однородную пробу бурового раствора в калиброванную реторту, накройте ее обтекающей крышкой, лишний объем удалите тряпкой.

2. Заполните свободный объем в камере испарения реторты тонкой стальной ватой. Смажьте резьбу термосмазкой.

3. Соберите реторту и установите под конденсатором мерный цилиндр для сбора жидкой фазы. Сборку установите в нагреватель реторты и закройте крышку.

4. Включите нагреватель реторты. Продолжайте нагревание до тех пор, пока из конденсатора не перестанет капать жидкость.

5. Измерьте объем полученной воды и нефти и рассчитайте их процентное содержание, а также процентное содержание твердой фазы.

В зависимости от типа применяемого прибора эта процедура может иметь некоторые отличия.

6. Охладите прибор и шпателем удалите из него всю твердую фазу. Нефтяной осадок можно удалить растворителем.

На основе объемного содержания фаз в растворе можно определить усредненную плотность твердой фазы:

1. Цемент является одним из наиболее часто встречающихся наиболее сёрьезных загрязнителей.

2. Сильно загрязненные, растворы необходимо сбрасывать.

3. Нельзя обрабатывать загрязненный цементом раствор кальцинированной содой.

5. Другие реагенты, с помощью которых можно обработать раствор для снижения рН:

Разжижение морской водой (но не пресной)

В экстренных случаях (например, когда нет SAPP), можно рассмотреть добавление соляной кислоты, хлорида магния, феррохромлигносульфоната или лигнита.

6. Старайтесь не допускать загрязнения цементом в случае, если в растворе применяется (или применялся) лубрикант на основе растительного масла, такой как VALUBE NP. При гидролизе растительного масла может произойти смачиваемость твердой фазы маслом, что может привести к выпадению барита в осадок или к захватыванию воздуха.

7. Не допускайте временного быстрого роста вязкости, если общая жесткость раствора высока. Загрязнение цементом приводит к выпадению в осадок растворимого магния в виде водного геля, который может вызвать резкие колебания вязкости. Со временем, этот эффект исчезнет, т.к. гпдроксид магния кристаллизуется в более твердую форму.

8. Помните, что загрязнение цементом дает наихудшие последствия в случае, если цементный раствор не схватился. Полностью затвердевший цемент вызывает меньше проблем при загрязнении.

9 Объем цемента в буровом растворе может быть рассчитан из значения Pm.

Последствия Загрязнения Цементом

Главным последствием загрязнения цементом является резкий рост рН н и содержания растворимого кальция. Из этих двух последствий наиболее важным является рост рН, который приводит к:

1. Флокуляции твердой фазы и последующий рост вязкости. В отсутствии диспергаторов флокуляция начнется при рН ± 11,2.

2. Выпадению в осадок анионных полимеров, таких как КМЦ или РАС Р (R), ведущее к резкому росту водоотдачи. Выпадение в осадок анионных полимеров происходит вследствии одновременно высокого уровня рН и кальция. Однако, как указывалось выше, уровень рН является наиболее важным фактором. Полимеры, такие как РАС Р (R) наилучшим образом функционируют при концентрации кальция от 1000 до 2000 мг/л, если значение рН сохраняется на уровне ниже 10. При нейтральных значениях рН полимеры могут выдержать концентрацию кальция ±5000 мг/л Са 2+ .

3. Выпадению любых количеств растворенного магния в осадок в виде гидратированного геля. Если концентрация растворенного магния высока (т.е. при высокой общей жесткости), это может привести к резкому (но временному) росту вязкости и снижению водоотдачи. Со временем, осадок гидроксида магния кристаллизуется в менее гидратированную форму и повышенная вязкость исчезает.

4. Гидролизу растительных масел в растворе. Такие масла обычно входят в состав лубрикантов, таких kак valube NP. Гидролиз ведет к образованию кальциевого мыла, которое может привести к смачиваемости барита маслом и его быстрым поглощениям.

Другой возможностью является захват воздуха частично смоченными маслом поверхностями частиц твердой фазы. Это ведет к образованию пены, трудно поддающейся обработке большинством пеногасителей. Такой гидролиз наиболее вероятен при высоких температурах.

Обработка Растворов Против Загрязнения Цементом

Необходимо сбрасывать сильно загрязненный раствор. Если это невозможно, постарайтесь изолировать раствор в доливной емкости. Обработка должна быть направлена на снижение рН. Это обычно достигается добавлением бикарбоната.

Можно применять также добавление SAPP или разбавление морской водой (или солоноватой водой с высокой общей жесткостью).

В экстренных случаях можно произвести обработку соляной кислотой, хлоридом магния или ФХЛС/хромлигнитом.

Далее приводится более подробная информация по этим обработкам:

I. Бикарбонат Натрия

Если рассматривать цемент как гидроксид кальция, то имеет место следующая реакция:

а. Са(ОН)2 + NaHCO3———> СаСОз ↓ + NaOH +H2О

b. NaOH + NаНСОз——> Na2CO3 + Н2О

т.е. Са(ОН)2 + 2NaHC03 -——> СаСОз ↓ + Na2C03 + H2O

Обратите внимание; что побочным продуктом этой реакции является

. кальцинированная сода (Na2C03). Это все же довольно сильная щелочь, но она может быть нейтрализована растворимыми ионами кальция. Обычно, количество присутствующих в растворе ионов является достаточным для нейтрализации и поэтому будет происходить падение рН. Однако, в растворах на основе пресной воды может возникнуть необходимость в источнике ионов кальция (например гипс или хлорид кальция) для того, чтобы уровень рН упал.

Обработку бикарбонатом предпочтительно проводить до разбуривания цемента. Обычно, концентрация от 0,5 до 1.0 ф/бар (1,43-2,86 кг/м 3 ) является достаточной, однако если количество цемента больше обычного, то необходимо увеличить концентрацию. Для последующей обработки необходимый объем бикарбоната может быть рассчитан, как:

0,59 х Рm фунт./бар. или 1.68 х Рm кг/м 3

Примечание: При избыточном количестве бикарбоната в бентонитовых растворах могут возникнуть проблемы, особенно при высоких температурах.

sapp представляет собой пирофосфат натриевой кислоты Na2P2O5(OH)2. Kaк видно из названия - это кислая соль, дающая в воде рН равный от 4 до 4,5. Поэтому, SAPP очень -эффективен для снижения высокого рН, вызванного загрязнением раствора цементом и для удаления избыточного растворимого кальция в виде нерастворимого фосфата кальция.

В качестве реагента для обработки раствора против загрязнения цементом, sapp можно применять независимо от температуры и концентрации кальция.

Обработка избыточными количествами SAPP может вызвать проблемы в глинистых растворах из-за очень сильного дефлокулирующего эффекта, но в полимерных растворах это менее вероятно. Рекомендуетсл проводить пилотные испытания.

3. Соляная Кислота (HCI) .

Обычно соляная кислота не входит в перечень реагентов, хранящихся на буровых, ноее легко достать и если отсутствуют бикарбонат или SAPP, то можно применять соляную кислоту. Безусловно, соляная кислота требует осторожного обращения. Концентрированная кислота должна добавляться непосредственно в активную систему. Никогда нельзя пытаться первоначально разбавлять кислоту в химической бочке. Тепло, выделившееся в результате контакта с малым количеством воды, может привести к кипению или разбрызгиванию раствора.

4. Хлорид Магния

Добавление хлорида магния ведет к снижению рН. Происходит следующая реакция:

Mg 2+ + 2ОН - ——> Mg(OH)2↓

Однако, выпадение в осадокбольших количеств гидроксида магния может иметь нежелательные побочные эффекты. Поэтому, обработка хлоридом магния должна рассматриваться только в экстренных случаях и проводиться только после пилотных испытаний.

5. Разбавление Морской Водой

Разбавление морской водой снижает рН, поскольку в морской воде содержится примерно 1200 мг/л растворенного магния. Поэтому, происходит реакция, описанная в п. 5.

Помните, что разбавление пресной водой существено не снизит уровня рН. поскольку рН является логарифмической функцией. Чтобы снизить рН с 11,5 до 10,5, теоретически необходимо произвести разбавление 10-кратным объемом дистиллированной воды.

Для разбавления же морской водой теоретически нужен всего лишь 3%-ный объем. На практике, однако, потребуется больший объем из-за присутствия нерастворенного цемента.

6, ФХЛС. Хромлигнит и т.д.

Лигносульфонаты и ЛИГНИТЫ предстаиляют собой слабые органические кислоты, которые обычно понижают рН. Некоторые лигниты находятся уже до некоторой степени в нейтрализованном состоянии (например лигнит, обработанный каустиком), но большинство являются эффективными для снижения рН.

1. Добавление Кальцинированной Соды

НЕЛЬЗЯ ДОБАВЛЯТЬ КАЛЬЦИНИРОВАННУЮ СОДУ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРОТИВ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ЦЕМЕНТА.

Добавление кальцинировашюй соды увеличивает рН, преобразуя цемент в более растворимую каустическую соду. Имеет место следующая реакция:

Са(ОН)2 + Na2C03 ——> СаСОз ↓ +2NaOH

2. Преобразование в Известковый Раствор

В исключительных обстоятельствах имеет смысл рассмотреть возможность преобразования системы в известковый раствор. Это может потребоваться если, например, раствор сильно загрязнен цементом, а для обработки против загрязнения нет подходящих химреагентов или если ожидаются большие работы по разбуриванию цемента.

Для преобразования в известковый раствор просто добавьте каустической соды до снижения уровня растворимого кальция до 300 мг/л или ниже. Для этого обычно требуется примерно от 2,0 до 2.5 фунт./бар. (5,72-7,15 кг/м 3 ) каустической соды (предполагая, что присутствует избыточное количество гидроксида кальция).

При увеличение содержания твердой фазы в растворах определенной плотности на 1% сверх обычной нормы, стоимость поддержания свойств бурового раствора в определенных пределах возрастает более чем на 10%.

Возрастает вязкость по воронке марша PV. VP. СНС за 10мин. фильтрация.
Повышение содержания твердой фазы.
Повышение МВT (эквивалента содержания бентонита).
Снижение щелочности.

Повысить рН до нормального.
Добавить воды.
Разбавить понизителями вязкости (дефлокулянтами).
Максимально использовать оборудование очистки бурового раствора.
Добавить раствор лигнит/полимер для регулирования фильтрации (НР-НТ)
Добавить утяжелитель для получения нужной плотности.

Отсутствие кальция. Снижение рН. и Рm.
Низкое значение Рf. Высокое значение Mf.
Повышенная водоотдача.
Увеличение вязкость по воронке марша PV. VP. СНС бурового раствора.

Повысить рН известью [Ca(OH) 2 ] рН с 9,5 до 10,0. Возможно, понадобится добавить к извести каустическую соду (NaOH).
Поддерживать общую жесткость фильтрата на уровне от 150 до 200мг/л, чтобы защититься от повторного возникновения этой проблемы. Обычно это легко достигается обработкой известью [Ca(OH) 2 ]. Но не надо сбивать до 0.
Добавить понизителя вязкости для химического диспергирования глин и контроля реологических свойств.
При обезвоживании добавить воду.

Высокая вязкость по воронке марша PV. VP. СНС.
Высокая водоотдача.
Высокое значение Рf ; Mf; и рН.
Низкое Рm.
Отсутствие кальция ( большое время).
Данная проблема может появиться при добавление слишком большого количества кальцинированной соды (Na 2 CO 3 ) для смягчения морской воды.

Контроль за расходами.

Старайтесь избегать обработки, регулируя общую жесткость фильтрата в пределах от 150 до 200мг/л.
Не следует проводить предварительную обработку большим количеством кальцинированной соды (Na 2 CO 3 ).

Добавить гипс (СаSO 4 ), чтобы удалить карбонат, путем осаждения его в виде СаСО 3 , и понизить рН до 9,5 – 10,5 (только ионы группы ОН-)
Следить за количеством добавляемого гипса (СаSO 4 кг/м 3 ). При наличие в растворе слишком большого количества кальцинированной соды (Na 2 SO 4 ) возникают проблемы с вязкостью.
Для химического диспергирования добавить необходимое количество понизителя вязкости .
При обезвоживании добавить воду.
Если кислый газ продолжает загрязнять раствор, то нормальной реакцией будет добавление каустической соды (NaOH), при этом образуется СО 3 2- и НСО 3 в зависимости от рН.
Для достижения необходимого рН и для осаждения СаСО 3 можно добавить вместе известь Са(ОН) 2 и гипс (СаSO 4 ).

Увеличение фильтрации API и НТ – НР вязкости по воронке марша PV. VP. СНС.
Снижение рН и Pf /Mf.
Увеличение содержания ионов Cl мг/л. Увеличение кальциевой жесткости мг/л.
В случае высококонцентрированных солевых растворов можно заметить явное увеличение Mg 2+ .

Контроль за расходами.

Особое внимание должно уделяться типу встреченного соляного пласта. Для предотвращения образования крупных пустот растворения, возможно потребуется насыщение раствора.
При встрече с проявлением соленой воды, решение данной проблемы может потребовать расходов в размере 15% и более от среднесуточной стоимости бурового раствора.

Обработка понизителями вязкости, для снижения вязкости, статического и предельного напряжения сдвига.
Отрегулировать значение рН, используя каустическую соду (NaOH).
При потере фильтрата добавить полимеры.
При сохранение концентрации соли или в случае перехода системы бурового раствора в систему насыщенного солевого раствора для поддержании вязкости нужно использовать предварительно затворенный бентонит или полимеры.
При слишком высоком содержании твердой глинистой фазы, возможно, потребуется разбавление водой.

Увеличение фильтрации API и НТ – НР .
Высокое значение рН; Pm; Pf / Mf.
Высокое содержание кальция.

Контроль за расходами.

Предварительная обработка раствора, уменьшающая вредное влияние цемента, может вызвать проблемы.
При предварительной обработке бикарбонатом (NaHCO 3 ), перед разбуриванием цемента, не вводить бикарбонат более 1,2 – 2 кг на 1м 3 бурового раствора. Для последующей обработки необходимый объем бикарбоната может быть рассчитан как 1,68 * Рm кг/м 3
Очень малое количество затвердевшего цемента вступает в реакцию с бикарбонатом натрия. Это может привести к проблемам с загущением из за избыточной обработки бикарбонатом натрия (NaHCO 3 ).
Стоимость обработки раствора загрязненного цементом может составлять 100% среднесуточной стоимости бурового раствора.
При высокой степени загрязнения следует рассматривать вариант с известью Ca(OH) 2 .

1. Цемент является одним из наиболее часто встречающихся загрязнителей.

2. Сильно загрязненный раствор необходимо сбрасывать.

3 . Нельзя обрабатывать загрязненный цементом раствор кальцинированной содой (Na 2 CO 3 ).

4. Старайтесь снизить рН загрязненного раствора. Если уровень рН низкий, то высокие концентрации растворимого кальция не будут иметь вредных последствий. Лучше всего проводить обработку бикарбонатом (NaHCO 3 ). Обработка бикарбонатом до разбуривания цемента может быть использована только при pH раствора выше 8.3. Помните, что загрязнение цементом дает наихудшие последствия в случае, если цементный раствор не схватится. Полностью затвердевший цемент вызывает меньше проблем при загрязнении.

Цементирование обсадной колонны - одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит долговечность и дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.
Цементирование - закрепление обсадной колонны на стенке ствола скважины и отсечение избыточных флюидов от попадания в ствол скважины посредством нагнетания цементного раствора по обсадной трубе и вверх по кольцевому зазору.
Это процесс закачивания тампонажного раствора в пространство между обсадной колонной и стенкой скважины.
Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика).

Рис 1. Схема этапов выполнения 1- циклового цементирования обсадной колонны:I - начало подачи цементного раствора в скважину, II - подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне, III - начало продавки в затрубное пространство, IV - окончание продавки;
1 - манометр, 2 - цементировочная головка, 3 - верхняя пробка, 4 - нижняя пробка, 5 - цементируемая обсадная колонна, 6 - стенки скважины, 7 - стоп-кольцо, 8 - продавочная жидкость, 9 - буровой раствор, 10 - цементный раствор.

колонну обсадных труб периодически расхаживают,
непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны, ее устанавливают на 1-2 м выше забоя, оборудуют цементировочной головкой,
закачивают расчетный объем цементного раствора.

Многоступенчатое цементирование
Многоступенчатое цементирование - цементирование нескольких горизонтов (интервалов) пласта за обсадной колонной скважины с использованием соединений с отверстиями.
При этом, обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине.

Распространено 2-ступенчатое цементирование - раздельное последовательное цементирование 2 х интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

позволяет снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента,
существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания;
уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве;
избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что позволяет эффективнее подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Рис. 2 Заливочная муфта для ступенчатого цементирования:
а - при цементировании первой ступени, б - при цементировании второй ступени;
1 - корпус, 2 - верхнее седло, 3 - верхняя втулка, 4 - заливочные отверстия, 5 - нижнее седло, 6 - нижняя втулка

Для проведения 2-ступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту (рис. 2).

Подготовку скважины аналогична 1- ступенчатому цементированию.
После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке 1 й порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему 1 й ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку 1 й ступени, которая проходит через заливочную муфту (рис. 2, а).
Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.

После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку 2 й ступени.
По достижении заливочной муфты, пробка садится во втулку, резко понижая давление нагнетания, но под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 2, б). .

При использовании способа непрерывного цементирования, тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени.
2-ступенчатое цементирование с разрывом - после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор 2 й ступени подают в скважину спустя некоторое время, к примеру, после схватывания раствора 1 й порции.

Цементирование хвостовика.
После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки.
Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой.
Когда раствор будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца.
При этом давление в бурильных трубах резко возрастет.
Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления.
После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора.
Через 16-20 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.
Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения 2 го ствола - испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).

Тампонаж
Тампонирование (цементирование) скважин - технологический процесс упрочнения затрубного пространства и обсадной колонны от разрушающего действия горных пород и грунтовых вод.
В процессе цементирования заданный интервал заполняется раствором вяжущих материалов (цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень.
Используется специальный тампонажный цемент - модификацию портландцемента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.
В состав цемента введены добавки, замедляющие его застывание.

§ 2. Химические свойства буровых растворов

Химический анализ буровых растворов

С целью определения наличия загрязняющих примесей и для облегчения контроля параметров бурового раствора воду затворения и фильтрат раствора исследуют химическим путем.

Для проведения химического анализа обычно требуется следующее лабораторное оборудование: пипетки, склянки для химреактивов, капельницы, чашки, мерные цилиндры, палочки для перемешивания и посуда для мытья.

6.10. Определение рН

рН бурового раствора можно определить двумя различными методами:

1. Индикаторная бумага. Индикаторная бумага для измерения рН обработана таким образом, что в зависимости от концентрации ионов водорода в растворе меняет окраску. При высоких концентрациях хлорида индикаторная бумага теряет свою эффективность.

2. рН-метр . рН-метр - это электрометрический прибор, в котором концентрация ионов водорода измеряется устройством, состоящим из стеклянного электрода, электронного усилителя и шкалы, прокалиброванной в единицах рН. Ошибки в измерении, вызываемые высокой концентрацией ионов натрия, можно предотвратить использованием специального электрода или применением специальных поправочных коэффициентов.

Индикаторная бумага

1. Поместите полоску индикаторной бумаги на поверхность бурового раствора и подождите, пока не намокнет нижняя её часть и цвет стабилизируется (обычно на это требуется около 1 минуты).

2. Сравните цвет верхней стороны полоски (который не контактировал с буровым раствором) с цветовым стандартом, поставляемым с набором индикаторной бумаги, и определите рН бурового раствора.

3. Запишите значение рН с точностью до 0,2-0,5 единицы (в зависимости от диапазона используемой бумаги).

4. Если полученный цвет не возможно сравнить с эталонным, повторите исследование, используя полоску индикаторной бумаги из диапазона, ближайшего к измеряемой рН. Индикаторная бумага выпускается в нескольких диапазонах рН. Хотя результат при использовании индикаторной бумаги не отличается большой точностью, для обычной работы в условиях буровой его вполне достаточно. Если содержание хлорида превышает 10000 промилле, использование индикаторной бумаги не рекомендуется.

1. Согласно инструкции, прилагаемой к прибору, включите усилитель и произведите стандартизацию прибора соответствующим буферным раствором.

2. Тщательно промойте электрод дистиллированной водой. Осторожно оботрите его и вставьте в буровой раствор.

Предупреждение:

Не допускайте касания электродом стенок контейнера!

3. Осторожно взболтайте раствор с опущенным в него электродом.

4. Измерьте рН в соответствии с инструкцией. После стабилизации показаний (требуется от 30 секунд до нескольких минут), запишите рН.

5. Укажите значение рН с точностью до 0,1.

6. Тщательно промойте электрод и храните его в дистиллированной воде.

6.11. Щелочность и содержание извести

Процедура измерения щелочности фильтрата

1. Влейте в чашку 1мл фильтрата.

2. Добавьте 2-3 капли индикаторного раствора фенолфталеина.

Если фильтрат не окрасится, Pf = 0.

Если фильтрат станет красным -

3. Добавляйте при непрерывном помешивании 0,02 N ( N/50) серной кислоты до тех пор, пока фильтрат не обесцветится. Число использованных миллилитров 0,02 N ( N/50) серной кислоты называется “Р” щелочностью фильтрата ( Pf ).

4. К пробе, которая титровалась до конечной точки “Р”, добавьте 2-3 капли индикаторного раствора метилоранжа. При помешивании добавляйте по капле стандартную кислоту до изменения цвета с желтого на розовый. Общий объем кислоты (в миллилитрах), использованной до момента достижения конечной точки по метилоранжу (включая и объем на титрование до конечной точки “Р”), запишите как “М f ”.

5. Укажите щелочность фильтрата по метилоранжу “М f ” в виде общего количества 0,02 N кислоты на миллилитр фильтрата, использованного на титрование до конечной точки по метилоранжу.

Щелочность “М f ” можно также проверить индикатором бромкрезоловым зеленым. При использовании этого индикатора проще определить конечную точку. Вначале выполняют этапы 1-3, описанные выше, а затем следующие.

6. К пробе, у которой достигнута конечная точка “Р”, добавляют 3-4 капли индикатора бромкрезолового зеленого. По капле добавляют 0,02 N серную кислоту до изменения окраски с синей до цвета зеленого яблока.

7. Щелочность “М” ( Mf) - это объем кислоты, необходимый для достижения конечной точки по бромкрезоловому зеленому (рН = 4-4,5). В этот объем входит и объем кислоты, использованной на титрование до конечной точки Pf .

Если образец окрашен и не позволяет визуально определить изменение цвета, конечные точки “Р” и “М” следует определять тогда, когда показания на стеклянном электроде рН-метра - 8,3 и 4,3 соответственно.

Оценка содержания гидроксида, карбоната и бикарбоната

Р = мл 0,02 N серной кислоты, требуемой для достижения конечной точки по фенолфталеину.

М = общее количество мл 0,02 N серной кислоты, израсходованной на титрование до конечной точки по метилоранжу.

Р = 0, щелочность является следствием присутствия только бикарбоната.

Р = М, щелочность является следствием присутствия только гидроксида.

2Р = М, щелочность является следствием присутствия только карбоната.

2Р > М, щелочность является следствием присутствия смеси карбоната и гидроксида.

Предлагаемое применение

Обычные буровые растворы

Буровые растворы на пресной воде, обработанные каустической содой или разжижителями, содержащими каустическую соду, часто имеют нежелательно высокие СНС и вязкость, а также неустойчивую водоотдачу, неадекватную нормальными добавками гидрогеля. Имеющийся у нас опыт показывает, что такие состояния очень часто можно объяснить родом щелочности, имеющейся в буровом растворе. Вообще похоже на то, что различные формы щелочности можно соотносить с характеристиками бурового раствора следующим образом:

Только ОН щелочность раствор стабилен и в хорошем состоянии.

Щелочность ОН и CO ₃ раствор стабилен и в хорошем состоянии.

Только щелочность CO ₃ раствор нестабилен и его трудно контролировать.

Щелочность CO ₃ и HCO ₃ раствор не стабилен и его трудно контролировать.

Только HCO ₃ щелочность раствор не стабилен и его трудно контролировать.

Исходя из вышесказанного, всегда желательно регулировать программу обработки таким образом, чтобы восстанавливать бикарбонатную щелочность до карбонатной, а карбонатную удалять или преобразовывать в гидроксидную.

Изменить тип щелочности можно, поскольку бикарбонат не может существовать в присутствии гидроксида, так как восстанавливается до карбоната. Карбонат можно удалить добавлением кальция, образующего нерастворимый карбонат кальция. Для восстановления бикарбонатной щелочности до карбонатной обычно используют два распространенных материала: гашеную известь и каустическую соду. Выбор того или иного материала зависит от имеющегося в буровом растворе кальция и основывается на следующих реакциях, если в каждом случае имеются указанные исходные материалы.

Если есть кальций:

Если кальция нет:

Обработку № 1 следует применять тогда, когда грамм-эквиваленты на литр имеющегося в буровом растворе кальция равны или меньше грамм-эквивалентов на литр бикарбоната, или когда не ожидается дальнейшего загрязнения кальцием в иных формах, кроме бикарбоната кальция [Ca(HCO₃)₂] . Эта обработка вызывает восстановление бикарбонатной щелочности до карбонатной, которая выпадает в осадок в виде карбоната кальция ( CaCO ₃ ).

Обработку № 2 следует применять в тех случаях, когда содержание кальция в буровом растворе в грамм-эквивалентах на литр выше, чем бикарбонатная щелочность в грамм-эквивалентах на литр. В результате образования кальцинированной соды ( Na₂CO ₃ ) на каждый грамм-эквивалент на литр имеющегося бикарбоната можно удалить 2 грамм-эквивалента на литр кальция. Раствор, в котором содержится 20 грамм-эквивалентов на литр бикарбоната, будет свободен от кальция, если обработкой каустической содой восстановить бикарбонат до карбоната.

Обработка № 3 используется в том случае, когда кальция в буровом растворе нет, и является средством преобразования бикарбоната натрия, который широко не применяется и обычно является загрязняющей примесью, в полезную форму каустической соды. Если система бурового раствора обрабатывается смесью каустической соды с квебрахо и значительно увеличивается загрязнение его бикарбонатом натрия, то желательно уменьшить или даже прекратить добавление каустической соды и заменить ее известью [Ca(OH)₂] .

Обработка № 4 восстанавливает бикарбонат натрия до каустической соды и используется только в тех случаях, когда есть необходимость в предварительной обработке кальцинированной содой, в поддержании концентрации кальцинированной соды на уровне, необходимом при проходке гипса или ангидрита, в добавлении в воду затворения, в регенерации каустической соды из бикарбоната натрия или карбоната натрия, что объясняется ниже в описании обработки ; 5.

Обработка № 5 также восстанавливает карбонат натрия до каустической соды и используется для поддержания гидроксидной щелочности, не увеличивая при этом количества образующейся карбонатной щелочности. Эту обработку можно проводить вместе с обработкой № 4, чтобы получить минимальную карбонатную щелочность и поддержать требуемую гидроксидную.

6.12. Методика определения содержания извести

1. Отмерьте 1 мл бурового раствора в чашку и доведите объем до приблизительно 50 мл дистиллированной водой. Для этого лучше всего использовать шприц.

2. Добавьте 2 - 3 капли индикаторного раствора фенолфталеина.

3. При непрерывном помешивании начните добавлять из пипетки 0,02 N ( N/50) серной кислоты до тех пор, пока окраска на цвет бурового раствора. Число миллилитров 0,02 N кислоты называется Р щелочностью бурового раствора (Pm) .

4. По вышеизложенной методике определите Pf .

5. Рассчитайте содержание извести следующим образом:

0,26 х ( Pm - FwPf) = эквиваленту гидроксида кальция в фунтах/баррель

Fw = объемный коэффициент воды в буровом растворе (по результатам определения содержания жидкой и твердой фаз)

объемный процент воды

Если плотность раствора составляет 1,44 г/см 3 или меньше, то приблизительное содержание извести в кг/м 3 можно рассчитать по формуле:

известь, кг/м 3 = ( Pm - Pf) х 0,714

6.13. Концентрация хлорида

1. Влейте в чашку точно 1мл или кратно больше пробы фильтрата раствора и добавкой дистиллированной воды доведите объем до 50 мл.

2. Добавьте несколько капель фенолфталеинового индикатора. При появлении розовой окраски, добавьте серной кислоты до полного исчезновения окраски.

3. Добавьте 4 - 5 капель индикаторного раствора хромата калия для того, чтобы раствор стал ярко-желтым.

4. При непрерывном помешивании добавляйте по капле стандартный раствор нитрата серебра. Конечная точка титрования будет достигнута тогда, когда цвет пробы раствора изменится с желтого на оранжевый или кирпично-красный.

При использовании 0,0282 N AgNO ₃

нитрат серебра, мл

C одержание Cl в мг/л = ---------------------------- х 1000

При использовании 0,280 N AgNO ₃

нитрат серебра, мл

Cl, мг/л х 1.65 = NaCl, мг/л

6.14. Общая жесткость

1. Влейте в чашку или мензурку точно 1 мл или кратно больше пробы фильтрата раствора и добавкой дистиллированной воды доведите объем приблизительно до 50 мл.

2. Добавьте 4 капли буферного раствора и 2 капли раствора Манвер. При наличии кальция или магния раствор станет красным. Вместо раствора Манвера можно добавить несколько крупинок индикатора Эрихром черный Т.

3. При непрерывном помешивании добавляйте титравер (1мл = 1гСаСО₃) до изменения окраски с красной на синюю.

титравер, мл х 1000

(Са ++ + Mg ++ ) мг/л = 0,4 х жесткость в мг/л в пересчете на Са ++.

6.15. Жесткость по кальцию

1. Влейте в чашку или мензурку 1 мл пробы фильтрата и разбавьте небольшим количеством дистиллированной воды.

2. Добавьте две капли 8 N гидроксида калия.

3. Добавьте несколько гранул индикатора Calver II и взболтайте смесь так, чтобы она хорошо перемешалась. Вместо Calver II можно добавить несколько крупинок сухого индикатора Мурексида.

4. Титруйте титравером до изменения окраски с красной на синюю.

титравер, мл х 1000

титравер, мл х 400

6.16. Жесткость по магнию

Жесткость по магнию - это разность между значением Са₂ + в мг/л, полученным по методу, при котором используется Манвер, и значением Са₂ + , полученным при использовании индикатора Calver II .

6.17. Определение содержания солей в водной фазе РУО

Метод предусматривает разрушение эмульсии горячей водой в присутствии деэмульгатора (дисольвана), разделение нефтяной и водной фаз и определение в отделённой твёрдой фазе содержания ионов хлора, магния, кальция и гидроксильных групп.

В мерный 50мл цилиндр с притёртой пробкой вводят 20мл испытываемого раствора и добавляют 20мл дизельного топлива. Встряхивая, перемешивают содержимое в цилиндре, быстро отбирают 5мл смеси и переносят в делительную 75мл воронку, предварительно отградуированную на 50мл. Затем добавляют 10мл дисольвана и горячей дистиллированной воды до метки. Всё это встряхивают, периодически осторожно приоткрывая пробку.

После отстаивания (через 4-5 часов) в делительной воронке образуются три слоя: верхний - углеводородная фаза, средний - водная фаза с растворёнными в ней солями, нижний - утяжелитель. Водную фазу сливают в чистую сухую колбу и методами, указанными выше, определяют содержание ионов хлора, кальция, магния и гидроксильных групп.

6.18. Концентрация сульфатов

1. Влейте в цилиндр, мензурку или пробирку 2-4мл фильтрата.

2. Добавьте несколько капель раствора хлорида бария.

3. Если в пробе есть сульфаты или карбонаты, они выпадут в осадок в виде молочно-белой массы.

4. Добавьте несколько капель концентрированной азотной кислоты. Если осадок растворяется - это карбонат, если нет - сульфат.

5. Результат запишите таким образом: следы, признаки, немного, много.

6.19. Катионнообменная емкость

Раствор метиленового синего (1 мл = 0,01 миллиэквивалента), содержащий 3,74 г метиленового синего х 4 ( C₁₆H₁₈N₃SCl · 3H₂O) * на литр

3% раствор перекиси водорода

Разбавленная серная кислота, приблизительно 5 N

Колба Эрленмейера на 125 мл

Мерный цилиндр на 25 мл

Палочки для перемешивания

Электроплитка или нагреватель для бутылок

Фильтровальная бумага ватман № 4

Концентрации бентонита в буровых растворах.

1. Влейте в 125мл колбу 2,0 см 3 бурового раствора.

а) 15см 3 перекиси водорода ( H₂O ₂ )

б) 1см 3 серной кислоты (H ₂ SO₄), если серная кислота в капельнице, тогда добавьте 12 капель.

Взболтайте смесь в течение 10 мин.

3. Прокипятите в течение 10 минут.

4. Дистиллированной водой доведите объем до 50мл.

5. Начните добавлять по 1см 3 раствор метиленового синего.

6. После каждого добавления встряхивайте колбу и удаляйте одну каплю пробы с конца палочки для перемешивания.

7. Наносите эту каплю на фильтровальную бумагу. Когда голубой краситель разойдется из этой точки и образует вокруг нее кольцо, титрование заканчивается.

8. После обнаружения образования такого кольца взбалтывайте колбу в течение еще двух минут, а затем перенесите еще одну каплю на фильтровальную бумагу. Если кольцо снова видно, значит конечная точка достигнута. Если кольцо не появилось, продолжайте делать то, что указано в этапах 5-7 до тех пор, пока вокруг капли, взятой после двух минут встряхивания, не появится голубое кольцо.

1. В буровых растворах часто кроме бентонита содержатся и другие вещества, которые адсорбируют метиленовый краситель. Обработка перекисью водорода предназначена для ликвидации влияния таких органических материалов как КМЦ, полиакрилаты, лигносульфонаты, лигниты. Так что мешать показаниям могут только какие-то другие материалы.

2. Все нужные реагенты и оборудование поставляются при заказе набора для исследования.

3. Растворы следует хранить в прохладном темном месте, что продляет срок их годности. Растворы метиленового синего и перекиси водорода следует обновлять каждые 4-6 недель.

6.20. Определение калия

Седиментометрический экспресс-метод.

Оборудование и материалы

Градуированные пластмассовые центрифужные пробирки

Стандартный раствор перхлората натрия (150 мг в 100 мл дистиллированной воды)

Бутылка проверочного раствора на калий

Стандартная кривая для проверки на калий

1. Добавьте 3мл раствора перхлората натрия к 7мл проверяемого раствора (фильтрата или отстоя после центрифугирования).

2. Сразу же выпадает осадок. Не сильно, но тщательно взболтайте содержимое пробирки.

3. Если раствор нагреется, опустите пробирку на 5 минут в холодную воду.

4. Центрифугируйте в течение 1 минуты, а затем измерьте объем хлопьев.

5. Определите концентрацию ионов калия путем сравнения объема хлопьев со стандартной кривой для проверки на калий. Если стандартной кривой нет, её нужно построить по объемам хлопьев растворов с известной концентрацией KCl .

Комментарии:

1. Этот тест специфичен для определения ионов калия. На него не влияют рН, полимеры или другие ионы, например: Ca ++ , Mg ++ , Na + и т.д.

2. Время центрифугирования должно оставаться неизменным независимо от типа используемой центрифуги.

3. Определение “Поправочного коэффициента”

а) Растворите 2,0 г поташа в 50 мл дистиллированной воды

б) Определите концентрацию ионов калия в этом растворе по описанной выше методике.

в) Рассчитайте поправочный коэффициент:

Например, если объем хлопьев = 0,80 мл, то

поправочный коэффициент = -------------- = 1,38

Для определения истинной концентрации К + умножьте концентрацию ионов калия на поправочный коэффициент.

6.21. Метод высокочастотного титрования ионов калия

Данный метод основан на измерении высокочастотной электропроводности раствора, изменяющейся в процессе реакции:

Точку эквивалентности (рис. 1) фиксируют на пересечении двух прямых, отражающих изменение эквивалентной электропроводности (количества и качества ионов) исследуемого раствора по мере прибавления титранта - тетрафенилбората натрия.

Анализ исследуемого раствора можно проводить на любом высокочастотном титраторе. Ниже приводятся последовательность и методика анализа на осициллотитраторе системы «ПУНГОР» типа ОК-302.

Читайте также: