В практике бурения на нефть, газ и твердые полезные ископаемые для обработки промывочных жидкостей широко применяются поверхностно-активные вещества, которые в ряде случаев дают устойчивые пены, осложняющие процесс проводки скважин и снижающие технико-экономические показателя бурения.
Поэтому одной из наиболее актуальных задач при бурении глубоких скважин является устроение пенообразования. С этой целью применяют ряд химических соединений, таких как полисилоксаны и высшие жирные спирты. [1]
В данном исследовании учитывается актуальность проблемы предотвращения пенообразования с помощью регуляторов-пеногасителей и промывочных жидкостей.
Следовательно, представляет интерес изучение пеногасяших свойств высших изомеров карбоновых кислот на коллоидно-химические свойства суспензии акойского монтмориллонита, обработанных поверхностно-активными веществами различной природы и водорастворимым полиэлектролитом сульфометилированным К-9. [2]
Обработка глинистых суспензий ПАВ различной природы – анионные ПАВ- алкиларилсульфонат (ААС) и неоногенные ПАВ – продукт конденсации оксиэтилирования алкилфенолов (ОП-10), вызывает образование устойчивой пены. [3,4] Для оценки пенообразуюшей способности названных ПАВ определяли высоту столба (Н) и время жизни пены (Т), а также разрушение пены по формуле, приведенной в [4].
Для исследований использовали 10%-е суспензии монтмориллонитовой глины Акойского месторождения, обработанные 0,5%-м алкиларилсульфонатом, ОП-10 и полиэлектролитом сульфометилированным К-9 (0,25 %). Раствор вспенивали по методике, описанной в работе. [4] Во время проведения опытов контролировали время образования пены (5 мин.) и выделения воздуха. Пеногаситель вводили в пену через одну минуту после прекращения пенообразования.
Эффективность пеногашения характеризуется объемом разрушенной пены в единицу времени и дополнительно временем повторного вспенивания раствора после ее гашения.
Следует отметить, что пена без добавок регулятора-пеногасителя существует несколько часов. Концентрацию пеногасителя высших изомеров карбоновых кислот брали от 0,01 до 0,05 %. Пенообразующая способность поверхностно-активных веществ ААС и ОП-10 в суспензиях акойской глины приведена на рисунке (рис.1). На нем видно, что высота столба пены и время ее жизни в интервале концентрации алкиларилсульфоната от 0,05 до 0,5 % и ОП-10 от 0,1 до 0,5 % резко возрастают, при более высоких концентрациях пенообразователя характеристики вспенивания изменяются незначительно.
Для таких низкомолекулярных ПАВ, как алкиларилсульфонат и ОП-10 характерно наличие определенной концентрации, при которой наблюдается оптимум их пенообразующей способности. У алкиларилсульфоната и ОП-10 (рис.1) можно заметить соответствие между концентрацией, при которой достигается предельная адсорбция, и оптимальной концентрацией пенообразования. Итак, для истинно растворимых в воде низкомолекулярных ПАВ насыщение адсорбционного слоя соответствует образованию максимально устойчивых пен.
Рис. 1. Зависимость пенообразущей способности алкиларильсулфоната (а) и ОП-10(б) в суспензиях акойской глины до (1) и после обработки 0, 25%-м
сульфометилированным К-9
Как видно из рис.1, высота столба пены и время ее жизни в интервале концентрации алкилакульфоната (?алкилсульфоната) от 0,05 до 0,5 % и ОП-10 от 0,1 до 0,5 % резко возрастают, при более высоких концентрациях пенообразователя характеристики вспенивания изменяются незначительно.
Добавка сульфометилированного К-9 к обработанным ПАВ (алкиларилсульфонат и ОП-10) глинистым суспензиям приводит к уменьшению высоты столба пены и времени ее жизни, то есть пенообразующая способность растворов в присутствии 0,25 % сульфометилированного К-9 снижается в два раза.
(а)
(б)
Рис. 2. Изменение кинетики пеногашения в глинистых суспензиях, обработанных алкиларилсульфонатом (а) и ОП-10 (б) в присутствии высших изомеров карбоновых кислот (1-контроль, 2–0, 01; 3–0, 02; 4–0,03; и 4–0, 04 %).
Таким образом, исследование действия полиэлектролита сульфометилированного К-9 на пенообразующие способности ПАВ в суспензиях показывает, что высокомолекулярные водорастворимые полиэлектролиты обладают антивспенивающим действием.
Далее изучено влияние высших изомеров карбоновых кислот в зависимости от их концентрации на пенообразуюшую способность глинистых суспензий, обработанных 0,5 %-м алкиларилсульфонатом или ОП-10. С увеличением концентрации высших изомеров карбоновых кислот до 0,03 % резко снижается пенообразующая способность глинистой суспензии. В дальнейшем высота столба пены почти не изменяется.
Эффективное антивспенивающее действие высших изомеров карбоновых кислот проявляется при концентрации 0,03 % и выше. Следовательно, критическая концентрация пеногасящей способности высших изомеров карбоновых кислот равна 0,03 %. Как отмечено в работе [5], пеногасящее действие высших изомеров карбоновых кислот, как и высших жирных спиртов, может быть связано с их солюбилизацией в растворе пенообразователя.
Результаты изучения солюбилизирующего действия алкиларилсульфоната по отношению к высшим изомерам карбоновых кислот свидетельствуют о том, что солюбилизация последнего в алкиларилсульфонате возрастает до определенной концентрации (0,4–0,5 %), а затем остается постоянной (рис.3). Предельная концентрация является критической для целей пеногашения.
Рис. 3. Зависимость солюбилизации высших изомеров карбоновых кислот в алкиларилсульфонате от их концентрации.
Таким образом, максимум пенообразования в глинистых суспензиях в присутствии анионных и неионных ПАВ происходят с образованием на поверхности раздела фаз насыщенного адсорбционного слоя. Высшие изомеры карбоновых кислот в малых количествах понижают пенообразующую способность ААС и ОП-10 которая связана с их солюбилизацией в растворе ААС и ОП-10.
Литература:
1. Локтев С. М. Высшие жирные спирты. Изд. «Наука» М.: 1964.
2. Каршиев Э. Б. Исследование совместного влияния водорастворимых полиэлектролитов и ПАВ на процесс стабилизации суспензии монтмориллонитовых глин. Автореф.дис. Ташкент: 1979.
3. Аминов С. Н., Абдуллаходжаев Т. Г., Муратов Т. Синтез алкиларилсульфонатов на основе газоконденсата и исследование их поверхностно-активных свойств. № 1332–75. Деп. от 15.у-1975.-РЖХ, 1975, № 18, с.399.
4. Паус К. Ф. Буровые промывочные жидкости. М.: Наука, 1967.
5. Руди В. П., Склярская Л. Б. Известия ВУЗов, серия «Нефть и газ», 1973, № II, с.35–38.
