Разновидности ПАВ - пенообразователей

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 13 из 34Следующая ⇒

Продукт, ГОСТ, ОСТ, ТУ	Внешний вид	Содержание активного вещества в товарном продукте, % (по массе)	Биоразлагаемость	Примечания
Паста ДНС-А, ТУ 6-14-113-75   ДС-РАС   Сульфонат     Сульфонол, ТУ 6-01-1001-75   Сульфонол НП-3     Сульфонол   ОП-10	Желтая паста     Вязкая масса коричневого цвета   Чешуйки (или расплав) от белого до светло-желтого цвета   Белый или светло-желтый порошок   Кремовый или светло-желтый порошок   Густая однородная жидкость   Паста от светло-желтого до коричневого цвета		35-40   90; порог раздражающего действия 3%     90; порог раздражающего действия 6%	Паста, порошок   I сорт II сорт
Синтанол АЦСЭ-12, ТУ 6-14-19-473-83   Пенол- , ТУ 38-4.01109-83     Пенообразователь ПО-6К   Моноэтаноламид	Белая или желтоватая паста   Вязкая коричневая жидкость   Темно-коричневая жидкость     Светлая воскообраз-ная масса		90; IV класс токсичности     -     -

Специально разработанный для приготовления пенных очистных агентов в геологоразведочном бурении пенообразователь пенол – ПАВ комбинированного типа, в его состав входят неионогенные и анионактивные вещества. Пенол, представляющий собой вязкую коричневую жидкость, легко растворяется в воде, обладает высокой пенообразующей способностью, устойчив в растворах солей. Выпускается пенол-1 по ТУ 38-4.01109-83.

Рецептуру пенообразующего раствора выбирают в соответствии с условиями бурения, при этом учитывают характеристики проходимых пород и гидрогеологические условия в скважине. В зависимости от конкретных условий концентрация пенообразователя в растворе поддерживается на уровне 0,2-0,6 % по активному веществу (концентрацию пенообразователя увеличивают до 0,6 % при бурении в водопроявляющих горизонтах).

При бурении пород с отрицательной температурой в пенообразующий раствор вводят такое количество антифриза (как правило, хлоридов кальция или натрия), при котором раствор и приготовленная из него пена не замерзают.

В интенсивно поглощающих зонах и неустойчивых породах рекомендуется модифицировать пену 0,05-0,1-ными добавками высокомолекулярных стабилизаторов (КМЦ, полиакриламид) при концентрации пенообразователя 0,5-1,0 %. Такие модифицированные пены следует использовать не только при бурении скважин в сложных интервалах, но и после их проходки (в этом случае стабилизатор добавляют в пену периодически через 50-100 м проходки).

Раствор пенообразователя приготавливают в дозировочной емкости следующим образом. Перед началом бурения эту емкость заполняют некоторым объемом технической воды, затем загружают необходимое количество пенообразователя и интенсивно перемешивают струей воды, после чего объем раствора, доливая воду, доводят до расчетного (в зимнее время бочку с пенообразователем во избежание его замерзания размещают в здании буровой).

Массу концентрата пенообразователя m (в кг), необходимую для приготовления 1 водного раствора пенообразователя, можно определить по формуле m = ,

где - заданная концентрация пенообразователя в водном растворе, %; - плотность концентратора, ; ˂1 – доля активного вещества в концентрате.Рассчитанные по этой формуле значения m при различных и сведены в табл.7.2

Таблица7.2

Масса пенообразователя на 1 пенообразующего раствора.

При значительном снижении в процессе бурения уровня раствора пенообразователя в дозировочной емкости в нее буровым насосом перекачивают из приемной емкости раствор ПАВ, поступающий из скважины, и добавляют необходимое количество свежего пенообразователя, который перемешивают струей воды, поступающей в дозировочную емкость. Количество добавляемого пенообразователя зависит от стабильности восходящего потока пены. О снижении концентрации пенообразователя в газожидкостной смеси свидетельствуют значительный рост крутящего момента и нарушение режима истечения пены из скважин.

Технические средства получения и нагнетания

Газожидкостных смесей

В мировой практике бурения пены получают в основном по трем схемам. Первую схему (рис. 7.3, а) применяют при бурении неглубоких скважин, в которых давление на нагнетание пены составляет не более 0,7 МПа. Нагнетательная система представлена компрессором, емкостью 3 с крышкой 2, смесителем 10 системой трубопроводов 7 с вентилями 4, 5,8,9м 11.

В процессе бурения открывают вентили 5, 4 и 8. В смеситель 10 одновременно поступает воздух (через вентиль 8) и раствор ПАВ (из емкости 3), который выдавливается воздухом, через вентиль 4. Переме­шиваемая в смесителе газожидкостная смесь направляется через бу­рильные трубы в скважину.

Для предотвращения попадания пены в компрессор устанавлива­ют обратный клапан 6. Расход раствора ПАВ (8-10 л/мин) регулируют вентилем 9, расход пены (1,2-1,8 м³/мин), продавливаемой в скважину, - вентилем сброса 11. Давление в магистрали определяют по манометру 1.

Вторую схему (рис.7.3, б) применяют при бурении глубоких скважин при давлении в нагнетательной линии до 6,3 МПа. Для полу­чения пены с повышенным давлением в магистраль включают пеногенератор с буровым насосом 3 и компрессорно-дожимным устройством 2 (УКД-Н-У-2), имеющим следующие технические характеристики:

Максимальное давление, МПа 6,3 Габариты:

Степень аэрации 1-300 длина 1 100

Ресурс работы, ч 3 000 ширина 690

Масса, кг 160 высота 1 000

Рис. 7.3. Схема обвязки устья скважины для бурения с пеной

В процессе бурения в дожимное устройство 2 одновременно по­ступает воздух от компрессора и раствор ПАВ, закачиваемый насосом 3 из емкости 4. Получаемая газожидкостная смесь через нагнетательный шланг 10 закачивается в скважину 11. Расход и давление регулируют вентилями 8 и 9

При бурении глубоких скважин много времени затрачивается на, нагнетание пены соответствующего давления после спускоподъемных, операций.

Для снижения этих затрат в нагнетательную магистраль включают накопитель (емкость для накопления пены необходимого давления).

При спускоподъемных операциях, когда подача пены в скважину прекращается, вентиль 8 закрывают, а вентили 6, 7 открывают и пена поступает в накопитель. После достижения нужного давления компрессор 1 насос 3 отключают до конца спускоподъемных операций. Накопитель снабжен предохранительным клапаном 5, отрегулированным на давление 1,2 МПа, и манометром.

После окончания спуска снаряда в скважину открывают вентиль; включают насос и компрессор. В скважину подается пена как из дожимного устройства, так и из накопителя. После восстановления циркуляции пены накопитель отключают.

Исследование способов нагнетания ГЖС позволило сотрудникам ВНИИБТ разработать новый способ реализации нагнетания ГЖС с использованием гидравлических мощностей буровых насосов и создать компрессорно-дожимное устройство (КДУ), в котором жидкостный компонент поступает в рабочий цилиндр, а воздух – в специальные компрессорные цилиндры.

Компрессорно-дожимные устройства предназначены для дожатия газа (воздуха) после компрессора низкого давления с целью получения газожидкостной смеси среднего давления. Они сконструированы на базе буровых насосов и являются многофункциональными машинами, переналаживаемыми при изменении технологических процессов.

Компрессорные цилиндры устанавливают вертикально на гидроблоке бурового насоса на месте снятых седел его нагнетательных клапанов. Цилиндры состоят из рабочей камеры, соединенной с рабочим цилиндром насоса, газового клапана для сообщения рабочей камеры с источником сжатого газа, нагнетательного клапана и нагнетательной камеры.

Устройство, разработанное ВНИИБТ на базе насоса двойного действия 11Гр (рис. 7.3), работает следующим образом. При движении поршня 1 вправо в цилиндре 2 насоса уровень жидкости в левой рабочей камере 4 понижается, и воздух поступает через газовый клапан 5 в освобожденную полость рабочей камеры 4. Из жидкостного коллектора 10 в цилиндр 2 через левый всасывающий клапан 3 поступает заданное количество перекачиваемой жидкости. Одновременно уровень жидкости в правой рабочей камере 4 поднимается и давление воздуха в ней повышается. При достижении рабочего давления в правой камере открывается нагнетательный клапан 6, через который из рабочей камеры в нагнетательную камеру 7 поступает вначале воздух, а затем в конце нагнетания технологически заданное количество перекачиваемой жидкости. При обратном ходе поршня 1 происходит смена процессов в левой и правой рабочих камерах.

Для обеспечения устойчивой работы КДУ объем рабочей камеры 4 превышает объем, описываемый поршнем 1 насоса, что позволяет исключить переток воздуха из нее в цилиндр 2, имеющий непрочные тупиковые зоны.

Рис7.4

Газовые клапаны и нагнетательные камеры отдельных компрессорных цилиндров, установленных на гидроблоке насоса, объединены коллекторами 8 и 9. Воздух в коллектор 9 подается с помощью компрессора низкого давления, а перекачиваемая жидкость в коллектор 10 – дозировочным насосом. Газожидкостная смесь образуется при истечении через щели нагнетательных клапанов и дальнейшей транспортировке по нагнетательной линии.

Принцип действия КДУ аналогичен принципу действия ступени поршневого компрессора, в котором роль поршня играет жидкость, перемещающаяся в вертикально расположенном цилиндре под воздействием поршня насоса.

Ю.С. Лопатин, И.В. Белей и С.П. Олейник (ВНИИБТ) разработали конструкции КДУ для буровых двухпоршневых насосов двойного действия 11Гр, У8-6М и 9МГр.

При замене тихоходных поршневых насосов двойного действия (типа 11Гр) быстроходными трехплунжерными одностороннего действия возникла необходимость разработки конструкции КДУ, обеспечивающей стабильность характеристики при повышенной частоте вращения кривошипа насоса. С ростом частоты вращения характеристики КДУ все больше зависят от конструктивных параметров проточной части компрессорных цилиндров и процесса заполнения газом. Проточная часть компрессорного цилиндра ВНИИБТ стеснена коллектором 9 и газовым клапаном 5, который установлен при этом ниже нагнетательного клапана 6 (рис. 7.6). Такое выполнение компрессорных цилиндров приводит при высокой частоте смены циклов в КДУ к повышенной турбулизации жидкостного поршня, увеличению количества газа, не вытесненного из компрессорного цилиндра, и снижению коэффициента подачи и производительности устройства.

На рис. 7.4 представлена схема КДУ на базе трехплунжерного насоса НБ4-320/63 (УКД-Н-4), разработанного ВИТРом совместно с кафедрой компрессоростроения ЛПИ им. М.И. Калинина. УКД-Н-4 включает три компрессорных цилиндра, установленных на гидроблоке насоса НБ4-320/63, имеющего рабочие камеры 2 с плунжерами 12 и всасывающими клапанами 1. Компрессорный цилиндр состоит из рабочей камеры 4, соединенной с камерой 2 переточным каналом 3. Объем камеры 4 превышает объем, описываемый плунжером 12, что позволяет избежать перетока воздуха из камеры 4 в камеру 2. Над камерой 4 установлены нагнетательный клапан 10 и плита 11 с размещенными на ней газовыми клапанами 5. Для исключения образования непроточных зон в верхней части камеры 4 плита 11 выполнена общей для нагнетательного 10 и газовых 5 клапанов, которые установлены на одном уровне, а газовые, кроме того, размещены на плите 11 концентрично и равномерно. Газоввод 6, расположенный над камерой 4, соединен с общим для компрессорных цилиндров воздушным коллектором 7, а нагнетательный коллектор 8 объединяет нагнетательные камеры 9 всех компрессорных цилиндров. Технические характеристики КДУ на базе насосов 11Гр и НБ4-320/63 приведены в табл. 7.3.

КДУ монтируют в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации в следующем порядке. Демонтируют седла нагнетательных клапанов, а вместо них в верхней части гидроблока устанавливают и крепят к нему шпильками компрессорные цилиндры. В гидроблоке устанавливают всасывающие клапаны для подачи жидкости в рабочую камеру насоса, а также воздушный и нагнетательный коллекторы, подсоединяя их к соответствующим патрубкам отдельных компрессорных цилиндров. Воздушный коллектор подсоединяют к источнику сжатого воздуха (компрессор низкого давления), нагнетательный – к манифольду, а приемный – шлангом к дозировочному насосу.

Таблица 7.3.

Познавательные статьи:



Алгоритмические операторы Matlab

Конструирование и порядок расчёта дорожной одежды

Исследования учёных: почему помогают молитвы?

Почему терпят неудачу многие предприниматели?