Стабилизаторы технологических свойств буровых растворов

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Для осуществления процесса бурения скважин необходим комплекс средств, в число которых входит и промывочная жидкость. Промывочная жидкость в процессе бурения также осуществляет ряд функций, которые тем разнообразнее, чем сложнее процесс бурения: глубже скважина, неустойчивее ее стенки, выше давление газа и нефти в разбуриваемых горизонтах.

Промывочная жидкость выносит из скважины выбуренную породу, охлаждает долото, вращает турбобур и выполняет еще ряд функций. Процесс бурения представляет собой совокупность различных операций, определяющих технологию проходки скважин, поэтому указанные функции называют технологическими.

Скважины бурят с целью поисков, разведки и добычи нефти, природного газа и других полезных ископаемых. В свою очередь, при выполнении промывочной жидкостью определенных технологических функций достигаются конкретные цели, например снижение расхода энергии, затрачиваемой на разрушение породы при бурении, предотвращение возникновения обвалов стенок скважины и многие другие. Для этого необходимы определенные технические средства и мероприятия.

Осуществление различных технологических функций промывочной жидкостью возможно, если эта жидкость имеет определенные свойства. Однако не каждая промывочная жидкость обладает необходимыми свойствами. Одни свойства присущи любой жидкости, для придания других свойств используют химическую обработку промывочной жидкости или другие способы, например утяжеление (повышение плотности жидкости). Приготовление промывочных жидкостей, обладающих необходимыми свойствами, и поддержание нужного качества в течение всего времени бурения является нередко очень сложной задачей. Этот процесс усложнятся при бурении глубоких скважин вследствие увеличения температуры и давления в них. Обеспечение бурящихся скважин необходимыми свойствами – основная и очень важная задача работников глинохозяйства, от правильной работы которых в большей степени зависят результаты бурения.

1 О причинах  и необходимости применения стабилизаторов для

обработки буровых растворов

Буровые растворы – сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей. Как и обычные жидкости, они обладают подвижностью – способностью течь. При этом первоначальное расположение частиц жидкости изменяется, происходит деформация. Наука о деформации тел называется реологией, а свойства тел, связанные с течением и деформацией, называются реологическими. Они характеризуются определёнными величинами, не зависящими от условий их измерения и конструкции измерительных приборов. Такие величины называются реологическими константами.

Изучение реологических свойств дисперсных систем и измерение реологических констант основано на выявлении закономерностей связи между силами (напряжениями), вызывающими течение жидкости и получаемыми при этом скоростями течения (деформациями).

Реагенты-стабилизаторы предназначены для регулирования основных реологических свойств – для снижения фильтрации и вязкости раствора.

Фильтрационные процессы при промывке скважин выполняют одну из важнейших ролей в целях сохранения проницаемости продуктивного пласта, предупреждения аварийности и т.д. При промывке используются различные типы буровых растворов, одни из которых (глинистые) откладывают на стенках скважины глинистую корку под действием перепада давления и т.д., у других (безглинистых) корка отсутствует. Твердая фаза глинистых растворов, проникая в приствольную часть скважины, образует корку, через которую проникает фильтрат, объем которого пропорционален количеству отложившихся частиц. При этом следует учесть, что проницаемость пород составляет в среднем 0.01-1 мкм2, а глинистой корки всего 1нм2. В безглинистых растворах при отсутствии корки раствор будет непрерывно фильтроваться в проницаемые продуктивные пласты и засорять их, поэтому фильтрация таких растворов должна быть не более 5 см3/30 мин. При бурении скважины проявляется статическая, динамическая и мгновенная фильтрация.

При статической фильтрации нет циркуляции раствора. Объем фильтрата (фильтруется всего 5%) и толщина глинистой корки пропорциональны корню квадратному времени (т.е. их рост замедляется в большинстве буровых растворов, а незначительная ошибка на мгновенную фильтрацию не учитывается). При этом давление почти не влияет на фильтрационные потери буровых растворов на водной основе, приготовленных из качественного бентонита. Это явление связано с частичной сжимаемостью корки, формой и размером глинистых частиц и снижением ее проницаемости с повышением давления. В растворах на углеводородной основе давление повышает вязкость фильтрата и способствует снижению фильтрации. При повышенных температурах в растворах на водной основе вязкость фильтрата уменьшается с увеличением его объема и ростом фильтрации. Если статическая фильтрация при 20°С равна 3-4 см3/30 мин., то при 200°С она достигает 60-70 см3/30 мин., т.е. возрастает в 20 и более раз. Кроме этого, повышенная температура способствует нарушению электрохимического равновесия в растворе, что вызывает коагуляционные процессы и увеличение проницаемости глинистой корки и, в конечном счете, рост фильтрации. До температуры 130°С вязкость фильтрата снижается быстрее, чем коагуляция, а выше 130°С — наоборот, особенно при недостатке органических защитных химреагентов. Повышенная температура (100°С и более) вызывает также термоокислительную деструкцию многих понизителей фильтрации, что приводит к необратимому повышению фильтрации, которая снижается с повышением содержания твердой фазы в растворе, при этом объем и толщина глинистой корки увеличиваются. Толщина глинистой корки в статических условиях во многих глинистых растворах увеличивается неопределенно долго, в связи с ростом фильтрации, при этом содержание воды (фильтрата) в глинистой корке лишь немного меньше, чем в набухших глинах на стенках скважины и практически не зависит от объемной доли твердой фазы в растворе, что может служить мерой набухаемости глины. Проницаемость глинистой корки и скорость фильтрации являются основными параметрами, от которых зависит как статическая, так и динамическая фильтрация. Минимальная проницаемость корки достигается при использовании суспензий на пресной воде из качественного бентонита, вследствие пластинчатой структуры глинистых частиц. Понизители фильтрации (КМЦ и др.) также снижают проницаемость корки, за счет частичной адсорбции на глинистых частицах и частичного закупоривания пор, а также повышения вязкости фильтрата и действия электрического заряда частиц. Дополнительное снижение проницаемости корки происходит при обработке буровых растворов понизителями вязкости, за счет ионообменных процессов и диспергирования глин.

Динамическая фильтрация проявляется при циркуляции бурового раствора, при этом объем фильтрата составляет 95% (в 19 раз больше). Толщина глинистой корки ограничена эрозионным воздействием потока бурового раствора и на определенном этапе становится постоянной (при равенстве скоростей роста корки и ее эрозии). Иначе говоря, при постоянной скорости фильтрации корка не имеет рыхлой поверхности (отличие от корки при статической фильтрации). На скорость динамической фильтрации влияет также температура. Так, если при 20°С статическая фильтрация составляет 3-4 см3/30 мин., то при 200°С динамическая фильтрация возрастает до 150-290 см3/30 мин., т.е. в 50-60 раз. При этом, если величина фильтрации при температуре забоя, определенная фильтр-прессом, превышает значение 79/Р (>15 см3/30 мин.), где Р — перепад давления, МПа, то вероятность прихвата резко возрастает, особенно в проницаемых пластах. Причем, если фильтрация на забое возрастает в 1.5 раза, то и толщина корки увеличивается в 1.5 раза. Наличие дифференциального давления (разность между гидростатическим и пластовым давлениями), приводит к возникновению ограниченной нестационарной забойной фильтрации бурового раствора и снижению эффективности разрушения горной породы, ввиду образования под долотом внутренней глинистой корки и закупорки пор частицами выбуренной породы. Причем радиальная фильтрация всегда выше, чем плоскопараллельная, что не учитывается конструкцией приборов.

Мгновенная фильтрация — это проникновение мельчайших частиц через фильтр бумага, прежде чем произойдет закупорка ее пор, при времени близком к нулю (1 -2 с). При бурении мгновенная фильтрация может быть весьма большой, особенно в проницаемых породах и при отсутствии в растворе мельчайших частиц, что может привести к прихвату бурильных труб. В среднем величина мгновенной фильтрации должна быть не более 2-3 см3/30 мин., т.е. в 5 раз меньше статической фильтрации. Большинство фильтрационных процессов подчиняется закону Дарси и контролируется в бурении приборами ВМ-6, ФЛР-1, УИВ-2 (впервые прибор типа ВМ-6 создан в 1937 г., США) и вакуумным способом.

Прибор ВМ-6 предназначен для измерения статической фильтрации при температуре от +10°С до 80°С и перепаде давления 1 кгс/см2. Он состоит из трех частей: напорного и фильтрационного узлов и опорного поддона. Перед началом работы вырезают по размеру металлической решетки два листа фильтровальной бумаги, один из них смачивают водой, накладывают на решетку и вставляют вместе с ней в нижнюю часть фильтрационного стакана, совмещая выточку стакана с решеткой, и наворачивают поддон с закрытым винтом. Затем в стакан наливается глинистый раствор на 3-4 мм ниже края горловины, наворачивается цилиндр, с предварительно закрытым клапаном, наливается дизельное или И-30А масло на 5-10 мм ниже верхнего края и вставляется плунжер со шкалой. Открыванием клапана выпускают избыток масла из цилиндра до совмещения нулевого деления на шкале с риской на втулке, включают секундомер и через 40 мин. показания шкалы должны быть не более 0.3 деления. Если после сборки прибора с раствором и открытия винта в поддоне плунжер опускается сразу на 2 деления, а после выдержки 30 мин. на шкале отмечено 20 делений, то фильтрация будет 18 см3/30 мин. Допускается опускание плунжера ниже нулевой отметки не более 6 делений, а если 10 делений и более (наличие газа в растворе), то плунжер снимается, в него заливается масло, и он опять вставляется в цилиндр, при этом шкала остановится на 2-4 деления выше нуля. Все указанные операции следует выполнять быстро, так как при нестабильных растворах за время с момента налива раствора в ста- ан до начала фильтрации может образоваться осадок, вследствие чего исказится результат измерения. Во избежание зависания плунжера его через 5 и 10 мин. (2 раза) проворачивают рукой. В некоторых случаях (нефтегазоводопроявления, срочное проведение большого количества анализов и т.д.) применяется ускоренный метод определения фильтрации через 7.5 мин. и результат умножается на два ( =2). Этот метод применим только при статической фильтрации до 15 см3/30 мин., при этом погрешность составляет не более 15%. По этой же методике допускается измерение фильтрации через 2.5 мин. и результат умножается на коэффициент 3.5 ( =3.5). Так как шкала прибора оттарирована только на фильтрацию 40 см3/30 мин., ускоренные методы эффективны и при высокой фильтрации (45, 145 см3/30 мин.), что позволяет быстро установить оптимальную добавку понизителя фильтрации.

Прибор УИВ-2 предназначен для измерения статической фильтрации при температуре от +10°С до 250°С и перепаде давления 50 кгс/см2, принцип работы которого аналогичен приборам ФЛР-1 и ВМ-6.

Вакуумный способ предназначен для измерения статической фильтрации при комнатной температуре и применяется обычно в стационарных лабораториях. Установка состоит из вакуумных насоса, манометра и колбы Бунзена, в которую помещается градуированная пробирка для сбора фильтрата. Колба закрывается резиновой пробкой с отверстием, куда устанавливается воронка Бюхнера. Для замера фильтрации на перфорированную часть воронки укладывается два листа (один смочен водой) фильтровальной бумаги по диаметру воронки, и на короткое время включается вакуумный насос для прижимания бумаги. Перекрыв кран колбы, где производится определение (краны на всех остальных трубках закрыты), включают вакуумный насос, и заливают в цилиндрическую часть воронки испытуемый раствор. По достижению максимального разрежения открывают кран, и включают секундомер. Через 30 мин. перекрывают кран, снимают воронку, достают пробирку, и измеряют объем фильтрата Vф. Если диаметр цилиндрической части воронки не равен 75 мм, то определяется коэффициент пересчета

кп = 56,25/Дф2,

где Дф — диаметр фильтра, мм;

Фильтрация рассчитывается по формуле

Ф = кп Vф

Преимуществами этого способа являются более благоприятные условия измерения, возможность проведения нескольких замеров одним лаборантом и исследование стабильных аэрированных жидкостей.

Эффективная вязкость ηэф условно характеризует сумму вязкостного и прочностного сопротивлений течению бурового раствора и зависит от скорости сдвига и времени воздействия касательного напряжения. Чем больше скорость сдвига, тем меньше ηэф, а при постоянной скорости сдвига ηэф также постоянна, так как структурообразующие и структуроразрушающие силы находятся в состоянии равновесия. При снятии или уменьшении нагрузки (сдвига) ηэф возрастает до первоначального значения. При движении раствора и высоких температурах ηэф увеличивается за счет повышения дисперсности и контактов частиц глинистой фазы. Физический смысл ηэф ключается в получении действительной вязкости бурового раствора в различных в различных участках циркуляционной системы, но ηэф не будет иметь его, если не указана скорость сдвига, при которой она измерена. Скорость сдвига определяется как отношение разности в скоростях соседних слоев жидкости (ΔV) к расстоянию между ними (Δr):

γ = ΔV / Δr.

Для получения величины ηэф данные шкалы приборов ВСН-3 или ВСН-2М подставляются в уравнение

ηэф = Аφ/n2, Пас,

где n2 — частота вращения, об/мин.; φ — угол закручивания пружины, градус.

ηэф рассчитывается только при 600 об/мин., и если при этом закручивание будет меньше 50° или больше 150°, то эффективная вязкость не вычисляется. Из всех реологических показателей эффективная вязкость наиболее точно отражает реальную консистенцию раствора, но из-за отсутствия приемлемых методов измерения в промысловой практике она оценивается условной величиной «Т» — временем истечения определенного объема бурового раствора из стандартного прибора ВБР-2.

2 Общая характеристика  стабилизаторов

(как понизителей  значений фильтрации или вязкости)

Реагенты-стабилизаторы представляют собой высокомолекулярные твёрдые органические вещества, высокогидрофильные, очень хорошо растворимые в воде с образованием вязких растворов. Механизм действия заключается в адсорбции на поверхности глинистых частиц и гидрофилизации последних.

В зависимости от того, какое действие эти реагенты оказывают на глинистые растворы, их можно разделить условно на две группы. Реагенты первой группы используют в качестве понизителей водоотдачи, второй — понизителей вязкости (разжижителей). Способность реагентов снижать водоотдачу во многом зависит от их относительной молекулярной массы: чем она выше (до некоторого предела), тем эффективнее эта способность. Способность разжижать глинистые растворы присуща реагентам с меньшей относительной молекулярной массой. Вторым фактором, определяющим принадлежность реагента к этим группам, является структура его молекулы. Когда она представлена длинными переплетающимися цепочками, реагент является понизителем водоотдачи, но вязкость он при этом повышает. Под влиянием солей эти цепочки изменяют форму — они скручиваются и занимают меньший объем, что соответствует как бы уменьшению относительной молекулярной массы. Способность снижать водоотдачу при этом ослабевает, а разжижающая способность усиливается.

Существуют химические реагенты-стабилизаторы, обладающие способностью и снижать водоотдачу и разжижать раствор. Эта особенность объясняется существованием в этом реагенте молекул с высокой и низкой относительной молекулярной массой. В ряде случаев такая особенность является очень ценной.     

Наибольшее распространение получили реагенты-стабилизаторы на основе:

натриевых и калиевых солей гуминовых кислот (УЩР, ТЩР);

целлюлозы (КМЦ, ОЭЦ, карбаминол, карбофен);

лигносульфонатов (ССБ, КССБ, окзил, ФХЛС);

лигнина (нитролигнин, игетан);

полифенолов (ПФЛХ);

акриловых полимеров (гипан, ПАА, К- 4, метас);

биополимеров (декстран, ХС);

крахмалов (технический и модифицированный крахмал).

Углещелочной реагент (УЩР) по химическому составу представляет собой натриевые соли гуминовых кислот. Исходным материалом для его приготовления служит бурый уголь. Это продукт распада древесины под влиянием высоких давлений и температур, который осуществляется в земной коре в течение геологических эпох. В этом процессе одна из двух составных частей древесины – лигнин (вторая часть – это быстро распадающаяся целлюлоза) постепенно выделяет воду и окисляется, превращаясь в гуминовые кислоты. Часть из них растворима в воде, большая часть — в щелочах, некоторые вообще не растворимы, при приготовлении УЩР они остаются в виде шлама. Гуминовые кислоты представляют собой цепочки, построенные из ароматических (бензольных) колец с боковыми ответвлениями. Часть атомов водорода в кольцах и ответвлениях замещена гидроксильными (ОН) — фенольными и карбоксильными (СООН) — кислотными группами. Они и придают этому веществу кислотные свойства. Водород из карбоксильных и фенольных групп легко замещается натрием при нейтрализации едким натром.

Содержание гуминовых кислот в буром угле составляет примерно 30% и выше. Под этим количеством понимают ту часть кислот, которая растворима в едком натре. Гуминовые кислоты, входящие в состав УЩР, обладают различными относительными молекулярными массами. Наиболее высокомолекулярные представляют собой макромолекулы настолько большие, что они соразмерны с коллоидными частицами. Другие, более низкой относительной молекулярной массы, определяют способность УЩР разжижать глинистые растворы. Таким образом, УЩР сочетает в себе способность и разжижать глинистые растворы и снижать их водоотдачу. Эта способность в сочетании с доступностью бурого угля и его дешевизной сделали УЩР одним из наиболее распространенных химических реагентов.

Внешне УЩР представляет собой очень темную жидкость без запаха, по виду напоминающую нефть. Он содержит от 10 до 13% исходного вещества и примерно 1—3% едкого натра (обе концентрации в пересчете на сухие вещества). В соответствии с этим  принят следующий способ записи состава реагента: сначала пишут сокращенное наименование реагента, затем процентное содержание сухих компонентов в готовом реагенте (по массе к объему реагента), бурого угля и едкого натра, например УЩР-12-3.

Вязкость реагента с повышением содержания бурого угля быстро возрастает и при достижении 16—18% реагент теряет подвижность. Это и определяет верхний предел содержания бурого угля. Очень большое разбавление реагента невыгодно — вместе с ним в глинистый раствор будет поступать много воды, поэтому принятое содержание бурого угля в реагенте составляет 10-15%.

Способность УЩР снижать водоотдачу и разжижать глинистые расворы зависит от состава реагента, в первую очередь от соотношения между содержанием бурого угля и щелочи, его расхода, природы применяемой глины и характера минерализации раствора, подлежащего обработке. В присутствии хлористого натрия устойчивость гуматов повышается с ростом содержания 
щелочи. Поэтому, если в пресных глинистых растворах оно равно 1—2%, в присутствии соли достигает 3—4%. При поступлении в глинистый раствор солей кальция или магния катион натрия, находящийся в реагенте, замещается. Образуется соответствующая соль натрия и гуматы кальция или магния, почти нерастворимые в воде. Вследствие этого УЩР теряет эффективность. Реакция образования этих гуматов обратима; при добавлении к ним веществ, способных образовывать с катионами кальция и магния менее растворимые соединения, чем гуматы, свойства УЩР могут восстанавливаться. В качестве таких соединений используют реагенты, связывающие ионы кальция, что позволяет применять УЩР при наличии в воде, на которой затворяют гли- 
ну, или в пластовой воде небольших количеств солей кальция и магния. 

Коагуляция гуматов натрия, вызываемая хлористым натрием, ограничивает возможность использования УЩР в качестве понизителя водоотдачи. При концентрации хлористого натрия, примерно превышающей 3%, водоотдача практически не снижается. Разжижающая способность УЩР пропадает при концентрации хлористого натрия больше 1,0—1,5%.

УЩР является хорошим понизителем водоотдачи и разжижителем глинистых растворов из натриевых глин. Вязкость растворов из кальциевых глин при добавлении УЩР даже увеличивается, хотя водоотдача снижается, но несколько слабее, чем в растворах натриевых глин.

Результаты воздействия УЩР на глинистые растворы зависят и от расхода реагента. Водоотдача и вязкость пресных растворов из натриевых глин снижается до небольших значений при добавлении 5—10% УЩР (по объему). Для снижения водоотдачи растворов из кальциевых глин (до 2—5 см3) требуется 25—30% УЩР, а иногда и больше. При обработке глинистых растворов из натриевых глин уже первые порции УЩР (2—4%) вызывают сильное разжижение и снижение водоотдачи. Последующие порции оказывают слабое действие. Поэтому для обеспечения достаточного снижения водоотдачи требуется большой расход реагента. Например, для снижения водоотдачи раствора из натриевой глины до 2 см3 иногда требуется в 3—4 раза больший расход УЩР, чем для снижения до 5 см3. Часто при обработке раствора натриевых глин с помощью УЩР раньше наступает такое сильное разжижение раствора с полной потерей структурных свойств, что последующее добавление реагента теряет смысл, хотя требуемая величина водоотдачи еще не достигнута. В этих случаях необходимо иметь исходный глинистый раствор, содержащий глину в избыточном количестве. Слабое разжижение, а иногда и загустевание при небольшом снижении водоотдачи свидетельствует о том, что глина в растворе кальциевая. Превращение ее в натриевую с помощью соответствующих реагентов (например, кальцинированной соды) резко усиливает разжижение и снижение водоотдачи.

УЩР довольно хороший эмульгатор нефти и нефтепродуктов, что используют при приготовлении эмульсионных растворов.

Приготовление УЩР. Приготовление УЩР есть процесс нейтрализации гуминовых кислот едким натром, в результате которого образуются соли — гуматы натрия. Весь процесс проходит в две стадии. Сначала едкий натр диффундирует внутрь зерен бурого угля, образуя по мере продвижения гуматы натрия. Затем образовавшиеся гуматы диффундируют из зерен в водную среду. Процесс ускоряется тем, что уже на первой стадии начинается разрушение зерен, завершающееся на второй стадии. Несмотря на это, процесс приготовления УЩР достаточно медленный вследствие замедления диффузии на второй стадии, что вызвано высокой вязкостью образующихся растворов гуматов. Для ускорения реакции увеличивают на первой стадии концентрацию реагирующих веществ. Скорость нейтрализации при этом возрас-тает. Механическое перемешивание ускоряет разрушение зерен. Нагревание до 90—95° С увеличивает скорость реакции нейтрализации и уменьшает вязкость растворов гуматов — процесс их диффузии наружу.

Способ приготовления УЩР независимо от того, готовят его на холодной или горячей воде, следующий. В сосуд, снабженный лабораторной мешалкой, или в производственный агрегат заливают половину воды, необходимой по рецепту, все количество едкого натра (каустической воды) и бурого угля. Если едкий натр поставляется в виде водного раствора, его сразу заливают в мешалку, если он твердый, растворяют в указанном количестве воды. Смесь перемешивают и по мере загустевания разбавляют водой. Через 1 ч доливают оставшееся количество воды и перекачивают или переливают в сосуд (емкость) для хранения. Через 1 сутки реагент готов.

В настоящее время значительная часть УЩР поставляется на буровые в виде порошкообразных гуматов натрия, приготовленных в заводских условиях. Порошкообразный реагент обладает рядом преимуществ. Процесс приготовления упрощается — порошкообразный УЩР легко растворим в воде. Стандартная технология производства реагента обеспечивает требуемое его качество. Порошкообразный реагент готовят, смачивая бурый уголь концентрированным раствором едкого натра. Вследствие разбухания зерен бурого угля и их высокой пористости вся влага поглощается, и реагент становится сухим. Порошок засыпают в мешки и отправляют потребителям. Во избежание самовозгорания влажность реагента должна составлять примерно 15—17%. При использовании его обычно растворяют в воде в расчете получить 10— 15%-ный раствор. Реагент считается готовым через 3—4 ч после приготовления. В случае избытка воды в глинистом растворе допускается засыпка порошка непосредственно в циркулирующий глинистый раствор. Сухой УЩР можно хранить любое время, оберегая его от попадания воды.

Торфощелочной реагент (ТЩР). Основой его, как и УЩР, являются гуминовые кислоты. Отличительной особенностью ТЩР является наличие в нем волокон торфа, обычно вызывающих значительное повышение вязкости глинистого раствора. В настоящее время ТЩР применяют очень редко.

Методы контроля УЩР. Так как УЩР в ряде случаев готовят непосредственно на буровых, необходимо знать методы контроля реагента, позволяющие избежать применения некачественного УЩР, а следовательно, порчи глинистого раствора. Гуматы натрия имеют очень темную окраску, поэтому при достаточном их содержании в реагенте, даже тонкая пленка его, полученная нанесением капли УЩР на стекло, оказывается практически непрозрачной. Прозрачность свидетельствует о плохом реагенте. УЩР должен содержать 4—5% гуматов, что соответствует плотности его, равной 1,04—1,05 г/м3. Наконец, водоотдача реагента должна быть приблизительно 2—3 мл. Это все является признаками пригодности УЩР. При лабораторной проверке целесообразно иметь один и тот же образец глины и по параметрам раствора, обрабатываемого УЩР, проверять качество последнего.

Сульфит-спиртовая барда (ССБ). Основой ССБ служат лигносульфоновые кислоты — смесь кислот различной относительной молекулярной мкссы. Товарная ССБ представляет собой кальциевые, натриевые и аммонийные соли этих кислот. ССБ происходит от одного из составляющих древесины — лигнина, поэтому химическая структура ее также похожа на структуру гуминовых веществ. Однако лигносульфоновые кислоты в отличие от гуминовых легко растворимы в воде. Это объясняется присутствием в лигносульфоновых кислотах сульфогруппы. ССБ является побочным продуктом бумажной промышленности. При производстве бумаги из целлюлозы, находящейся в древесине, компоненты, ухудшающие качество бумаги — лигнин и некоторые другие,— удаляют, обрабатывая древесину кальциевой, натриевой или аммонийной солью сернистой кислоты. Лигнин превращается в водорастворимое соединение — лигносульфоновые кислоты — и переходит в водный раствор, избыточную кислотность нейтрализуют, получая сульфитный щелок. Попавшие туда же сахаристые составляющие древесины затем сбраживаются, превращаются в спирт, который и отгоняют. Остаток упаривают примерно до концентрации 40—50% ( Р = 1,27 г/см3) или досуха. Это и есть ССБ, иногда называемая литейным крепителем.

Густая темно-коричневая жидкость с характерным запахом, слегка напоминающим запах кофе, дрожжей или жареных семечек. В сухом виде — темно-коричневые комья или порошок, растворяющийся медленно даже в горячей воде. Водный раствор обладает слабокислой реакцией (рН=6). В концентрированных растворах хлористого натрия, кальция и магния ССБ не растворяется (высаливается), образуя вязкую массу. Плохо растворимая резиноподобная масса коагулированных лигносульфонатов образуется и при обработке ССБ концентрированным едким натром. ССБ обладает пенообразующей способностью, поэтому при ее использовании иногда требуется применение реагентов-пено-гасителей.

Основное назначение ССБ – разжижение глинистых растворов из кальциевых глин, в частности глин, обработанных известью (гидроокисью кальция). Растворы из натриевых глин ССБ коагулирует, повышая и структурные характеристики и водоотдачу. В качестве понизителя водоотдачи ССБ почти не применяют, так как она обладает недостаточно высокой относительной молекулярной массой. Разжижающая способность ее проявляется обычно в щелочных средах, поэтому ССБ используют совместно с едким натром. Однако непосредственное смешивание с концентрированной щелочью, как указывалось выше, недопустимо. Поэтому ССБ или перед смешением с едким натром предварительно разбавляют водой до 30%-ной концентрации, или вводят в глинистый раствор параллельно со щелочью. В первом случае используют реагент, содержащий 4—6% едкого натра. Записывается реагент следующим образом: ССБ-30-5. Первая цифра — концентрация лигносульфонатов, вторая — едкого натра.

Конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ). Гид-рофильность лигносульфонатов и устойчивость их в агрессивных средах сочетаются со слабой способностью снижать водоотдачу глинистых растворов, вызванной низкой относительной молекулярной массой. Чтобы при добавке ССБ снижалась водоотдача раствора, лигносульфонаты конденсируют: увеличивают относительную молекулярную массу, а следовательно, размеры молекулы, «сшивая» их вместе с помощью формальдегида в присутствии серной кислоты при нагревании в течение нескольких часов. По окончании реакции раствор конденсированных лигносульфонатов нейтрализуют едким натром. Полученная конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) представляет собой черную довольно подвижную жидкость с кислым неприятным запахом, плотность ее 1,12—1,14 г/см3.

КССБ является хорошим понизителем водоотдачи глинистых растворов, как пресных, так и минерализованных хлористым натрием до концентрации примерно 7—12% (средняя степень минерализации). При более высоких концентрациях КССБ высаливается. Способность КССБ разжижать глинистые растворы невелика вследствие повышенной относительной молекулярной массы.

Для увеличения устойчивости КССБ к минерализации в процессе конденсации, рассмотренном выше, в нее дополнительно вводят некоторое количество фенола. Полученный продукт, внешне не отличающийся от КССБ, называют КССБ-2. Он обладает способностью снижать водоотдачу при более высоком содержании хлористого натрия, приближающемся к насыщению, а также в присутствии небольших количеств (до 2—3%) хлористого кальция — одного из наиболее сильных коагуляторов глинистых растворов.

Третья модификация КССБ-3 отличается от первых двух тем», что ее получают, обрабатывая КССБ хромпиком. Последний в водных растворах отщепляет кислород, окисляющий молекулы лигносульфоновых кислот, а атомы хрома образуют с кислотами соли. Эти процессы усиливают гидрофильность полученного продукта и повышают его термостойкость. Поэтому КССБ-3 применяют в качестве понизителя водоотдачи минерализованных глинистых растворов, подвергающихся воздействию повышенной температуры в глубоких скважинах.