О чем свидетельствует увеличение катионообменой емкости бурового раствора мвт тест
СОДЕРЖАНИЕ
Определение и принципы
Катионообменная емкость определяется как количество положительного заряда, которое может быть обменено на массу почвы, обычно измеряемое в смоль с / кг. В некоторых текстах используются более старые эквивалентные единицы me / 100g или meq / 100g. ЕКО измеряется в молях электрического заряда, поэтому катионообменная емкость 10 смоль c / кг может удерживать 10 смоль катионов Na + (с 1 единицей заряда на катион) на килограмм почвы, но только 5 смоль Ca 2+. (2 единицы заряда на катион).
Катионы адсорбируются на поверхности почвы за счет электростатического взаимодействия между их положительным зарядом и отрицательным зарядом поверхности, но они сохраняют оболочку из молекул воды и не образуют прямых химических связей с поверхностью. Таким образом, обменные катионы образуют часть диффузного слоя над заряженной поверхностью. Связывание относительно слабое, и катион может легко вытесняться с поверхности другими катионами из окружающего раствора.
PH почвы
Количество отрицательного заряда от депротонирования гидроксильных групп глины или органического вещества зависит от pH окружающего раствора. Увеличение pH (т.е. уменьшение концентрации катионов H + ) увеличивает этот переменный заряд и, следовательно, также увеличивает катионообменную емкость.
Измерение
Катионообменная емкость измеряется путем замещения всех связанных катионов концентрированным раствором другого катиона, а затем измерения либо вытесненных катионов, либо количества оставшегося добавленного катиона. Барий (Ba 2+ ) и аммоний (NH 4 + ) часто используются в качестве катионов обменника, хотя доступны многие другие методы.
Измерения CEC зависят от pH и поэтому часто проводятся с использованием буферного раствора с определенным значением pH. Если этот pH отличается от естественного pH почвы, измерение не будет отражать истинное значение CEC при нормальных условиях. Такие измерения CEC называют «потенциальным CEC». В качестве альтернативы измерение pH естественной почвы называется «эффективным CEC», что более точно отражает реальное значение, но может затруднить прямое сравнение между почвами.
Типичные значения
Катионообменная способность почвы определяется составляющими ее материалами, которые могут сильно различаться в зависимости от их индивидуальных значений CEC. Таким образом, CEC зависит от исходных материалов, из которых образовалась почва, и от условий, в которых она развивалась. Эти факторы также важны для определения pH почвы, который имеет большое влияние на CEC.
| Порядок таксономии почв | ЦИК (смоль c / кг) |
|---|---|
| Ультисоли | 3.5 |
| Альфизоли | 9 |
| Сподосолы | 9,3 |
| Entisols | 11,6 |
| Моллисоли | 18,7 |
| Вертисоли | 35,6 |
| Гистосоли | 128 |
Базовая насыщенность
Анионообменная емкость
Положительные заряды почвенных минералов могут удерживать анионы по тому же принципу, что и катионный обмен. Поверхности каолинита, аллофана, оксидов железа и алюминия часто несут положительный заряд. В большинстве почв катионообменная емкость намного больше, чем анионообменная емкость, но обратное может происходить в сильно выветренных почвах, таких как ферралсоли ( оксизоли ).
Рекомендации
Общие ссылки
Ramos, FT; Dores EFGC; Вебер OLS; Бебер DC; Кампело младший JH; Maia JCS (2018) «Органическое вещество почвы удваивает катионообменную способность тропической почвы при нулевой обработке почвы в Бразилии». J Sci Food Agric. 10.1002 / jsfa.8881
 | Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 |
Р1 – масса камеры с буровым раствором, г;
Р2 – масса камеры с твёрдым остатком, г.
Что за параметр МВТ, о чём он говорит?
Ответ: Mud Bentonite Test (MBT) – катионообменная ёмкость или концентрация коллоидной фазы (распущенных частиц) в буровом растворе (на практике оценивается по замеру концентрации бентонита в буровом растворе, что и является показателем катионообменной ёмкости), измеряется в г/л = кг/м3; МВТ (или коллоидная фаза бурового раствора) обладает высокой активностью, благодаря очень малому размеру частиц по отношению к их массе; такая дисперсная система отличается большой удельной площадью их суммарной поверхности, а поведение частиц, и бурового раствора в целом, определяется главным образом электростатическими зарядами на их поверхностях, которые способствуют развитию сил притяжения и отталкивания между частицами; коллоиды с размером частиц от 0,1 до 2 мкм и характеризуют вязкость и фильтрационные свойства раствора.
На что влияет СНС, и на что ДНС?
Ответ: СНС влияет на текучесть и вязкость ПЖ; ДНС влияет на качество очистки и вынос из скважины шлама, на реологические свойства ПЖ.
СНС (статическое напряжение сдвига) – параметр ПЖ, характеризующий прочность структуры, возникающей в покоящемся растворе, а также интенсивность упрочения структуры во времени (замер через 1 мин. и через 10 мин. покоя); или удерживающая способность ПЖ.
— в каждом пункте приготовления тампонажного раствора непрерывно производить замеры его плотности вручную ареометром (рычажными весами) с отбором проб из чанов для затворения цемента; обеспечить хранение проб в течение времени ОЗЦ;
— контролировать давление нагнетания жидкостей в скважину по манометрам высокого давления, установленным на цементировочных агрегатах и блок-манифольде;
— учитывать текущий и суммарный объёмы закачанных в скважину жидкостей по тарированным ёмкостям цементировочных агрегатов, назначив для этого ответственных ИТР;
— контролировать характер циркуляции и корректировать режимы работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.
Если есть возможность и время, то под осреднительную ёмкость можно приспособить любую свободную ёмкость на буровой, с соответствующими цементажу обвязкой и объёмом этой ёмкости.
Что будете делать если не получили «Стоп» после прокачки расчётного количества продавки?
Что необходимо проверить перед началом цементирования?
— результаты лабораторного анализа цементных растворов (обычно забывают);
— цементировочную головку, продавочные пробки;
— количество, работоспособность и расстановку техники и персонала, участвующих в цементаже;
— количество и качество цемента и жидкости затворения;
— поведение скважины во время промывки;
— результаты расчёта цементажа по плану работ с целью корректировки на не предвиденные (не предусмотренные) изменения.
Что делать, если при цементировании отказала СКЦ?
Ответ: продолжать цементаж с контролем параметров в ручном режиме и закачиваемых объёмов по ёмкостям ЦА; не зависимо от наличия СКЦ в процессе цементирования необходимо:
— контролировать давление нагнетания жидкостей в скважину по манометрам высокого давления, установленным на цементировочных агрегатах и блок-манифольде;
— учитывать текущий и суммарный объёмы закачанных в скважину жидкостей по тарированным ёмкостям цементировочных агрегатов, назначив для этого ответственных ИТР;
— контролировать характер циркуляции и корректировать режимы работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.
18 остановочных пунктов буровой, особенно те, которые связаны с технологией, а не с документами?
1) изменение технологического процесса без согласования с Заказчиком (-Западная Сибирь»).
2) отсутствие паспортов используемого оборудования и материалов.
3) производство работ без утверждённого технологического плана.
4) наличие аварийных утечек и разливов технологических жидкостей по кустовой площадке; замазученность территории кустовой площадки в радиусе 50 метров от устья ремонтируемой скважины.
5) несоответствие параметров бурового раствора ИТП перед вскрытием проектного продуктивного пласта.
6) не работает хотя бы одна ступень очистки при вскрытии проектного продуктивного пласта.
7) по геофизическим замерам ожидается уход скважины за круг допуска, дальнейшее бурение без исправительных работ запрещается.
8) отсутствует эксплуатационная колонна на мостках за 50 м до вскрытия проектного продуктивного пласта.
9) отсутствует или не исправен индикатор веса при СПО; эксплуатируется индикатор веса при СПО без необходимой документации (паспорт, тарировки и др.).
10) отсутствуют или неисправны: искрогаситель на агрегате для ремонта скважин и специальной технике; уровнемер на ёмкости долива; манометры, применяемые в обвязке устья скважины, в соответствии с утверждённой схемой.
11) отсутствует жидкость долива скважины, в соответствии с планом работ, при подъёме труб (не распространяется на долив дегазированной нефтью; при доливе дегазированной нефтью применяются требования локальных нормативных документов, утверждаемых ежегодно).
12) не установлено ПВО на устье скважины или отсутствует документация на ПВО (паспорт, акт опрессовки в условиях механических мастерских), либо отсутствует согласованное в установленном порядке разрешение на производство работ без установки ПВО; устье скважины с ПВО обвязано с нарушением утверждённых схем.
13) нарушены схемы установки якорей согласно паспортным данным завода-изготовителя, требований стандартов.
14) проводится эксплуатация оборудования, инструмента, механизмов, контрольно-измерительных приборов и подъёмных агрегатов в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности (блокировочные, фиксирующие и сигнальные приспособления, приборы), а также при нагрузках и давлениях с превышением рабочих параметров выше паспортных.
15) отсутствует или неисправен ограничитель подъёма талевого блока и ограничитель грузоподъёмности лебедки (если предусмотрено заводом-изготовителем).
16) не полный состав вахты, включая машиниста подъёмного агрегата.
17) используются не очищенные желобные емкости для промывки, бурения и фрезерования.
18) в работе талевый канат, подлежащий отбраковке.
18 остановочных пункта буровой, которые связаны, в основном, документами?
1) отсутствует пусковая документация:
— план-заказ, акты на глушение и стравливание скважины (не требуются при работе на скважине, внесённой в перечень скважин, на которых допускается проведение ТКРС без глушения и без наличия расчёта, выданного ЦДНГ на отсутствие условий фонтанирования скважины);
— акт приёма-сдачи скважины в ремонт;
— планы выполнения сложных технологических операций (СКО, РИР и т. п.);
— акты на выполнение отдельных видов работ (восстановление циркуляции, промывка, кислотные обработки и т. п.);
— наряд-допуск на опасные виды работ;
— наряд-допуск на одновремённое производство работ;
— акт проверки целостности цепи заземления (протокол замера сопротивления контура заземления);
— схема фактической расстановки оборудования;
— акт на скрытые работы и испытание якорей (при использовании якорей);
— акты опрессовки ПВО на устье скважины;
— схема расположения подземных и наземных коммуникаций, утверждённая маркшейдерской службой.
2) отсутствует обязательная техническая и проектная документация.
3) отсутствует утверждённый и согласованный план работ на ремонт или освоение скважины.
4) отсутствует план ликвидации возможных аварий.
5) отсутствует документация на грузоподъёмное оборудование, грузоподъёмные приспособления, технологический инструмент и материалы (паспорта, акты дефектоскопии и сертификаты), при их необходимости использования и применения в работе.
6) отсутствует двухсторонняя связь с диспетчерскими службами.
7) отсутствуют или не исправны первичные средства пожаротушения.
8) отсутствуют или не исправны средства индивидуальной защиты.
9) отсутствует ознакомление закреплённого персонала бригады с планом ликвидации аварий, инструкциями, стандартами, планом работ под роспись.
10) отсутствуют удостоверения о проверке знаний и по курсу «Управление скважиной при ГНВП».
11) отсутствует инструктаж по безопасности труда и пожарной безопасности на рабочем месте.
12) отсутствуют паспорта заводов-изготовителей на оборудование, инструмент, механизмы, контрольно-измерительные приборы и агрегат для ремонта скважин.
13) отсутствуют сертификаты качества на используемые химические реагенты и расходные материалы.
14) отсутствует ответственный инженерно-технический работник при проведении работ повышенной опасности.
15) отсутствует совмещенный план-график и схема территориальной ответственности при одновременном производстве работ.
16) отсутствует эскиз спускаемого нестандартного оборудования.
17) расходятся фактические параметры жидкости глушения, промывки и долива с расчётными показателями по данной скважине.
18) отсутствует или нарушена целостность защитного заземления.
Был ли у вас цементаж? Какой плотности качали цемент на забой и какой плотности – выше? Что применяли для облегчения цементного раствора?
Основные свойства буровых растворов
Свойства бурового раствора могут быть распределены на пять основных категорий:
Вязкость
Высокая вязкость требуется для:
Однако, если вязкость слишком высокая, то это вызывает следующие эффекты:
Плотность
Плотность бурового раствора (удельный вес) устанавливается для контроля за давлением пластовых флюидов. Некоторые пласты, такие как соли или сланцы, могут также требовать установления плотности бурового раствора для предотвращения выпучивания в скважину.
Если удельный вес бурового раствора слишком высок, то это может привести к обратным эффектам:
Водоотдача
Прежде всего водоотдача контролируется для предотвращения нарастания фильтрационной корки и снижения вероятности дифференциального прихвата. Таким образом необходимость регулировать водоотдачу связана с удельным весом бурового раствора.
Поддержание низких значений водоотдачи в продуктивных пластах для минимизации проникновения твердой фазы и фильтрата и тем самым минимизировать нарушения коллекторских свойств пласта, является общепринятой практикой.
Химические свойства
Химические свойства влияют на:
Состав бурового раствора (нефть, вода, соленость, тип катионов и т.д.) оказывает влияние на гидратацию и дисперсность глин.
Химический состав также определяет будут ли разбуриваемые соленосные отложения (например ангидриды, галиты) растворяться.
Во многих системах, химические свойства должны быть контролируемы должным образом для того, чтобы быть уверенными в эффективном использовании продуктов.
Бентонит : Негативное влияние солей;
Полимеры : Негативное влияние pH и кальция;
Диспергаторы : Негативное влияние pH и солей;
Усиливается содержанием солей, pH и наличием растворенных газов таких как кислород, углекислый газ и сероводород.
Измерения (химические анализы фильтрата):
pH, Pf/Mf (щелочность по фенолфталеину — до 8,3/ щелочность по метилоранжу — до 4), Рм (общая щелочность для бурового раствора), общая жесткость и т.д.
Содержание твердой фазы
Твердая фаза часто квалифицируется как твердая фаза высокой плотности (HGS), или как твердая фаза низкой плотности (LGS).
Барит (или другие утяжелители) относятся к твердой фазе высокой плоскости. Глины и выбуренная твердая фаза относятся к твердой фазе низкой плотности.
Количество и тип твердой фазы содержащейся в буровом растворе будут влиять на:
Высокое содержание твердой фазы будет увеличивать пластическую вязкость и СНС. Глинистая твердая фаза (LGS) имеет большее воздействие, чем инертная твердая фаза, такая как барит.
Буровые растворы с высоким содержанием твердой фазы имеют более толстые фильтрационные корки и контроль за водоотдачей становится более дорогостоящим.
Высокое содержание твердой фазы снижает скорость проходки.
Крупные частицы кварца (песка) делают буровой раствор абразивным, например: для цилиндровых втулок насоса, центробежных насосов и т.д.
Измерительные приборы и измерения:
Заполнение журнала по буровому раствору
Форма журнала заполняется данными по свойствам бурового раствора, по объему, по гидравлике, используемым химреагентам на основании ежедневных анализов.
© 2014-2021 Все права на материалы, находящиеся на сайте, охраняются в соответствии с законодательством РФ.
Тест по буровым растворам. УГНТУ
Задание: Свойство, не относящееся к буровым растворам
Ответы:1). вязкость 2). статическое напряжение сдвига 3). абразивность 4). содержание песка 5). плотность
Задание: Буровой раствор, являющийся наиболее доступной и дешевой промывочной жидкостью
Ответы:1). техническая вода 2). аэрированный 3). на углеводородной основе 4). естественный 5). глинистый
Задание: Вторичное вскрытие пласта подразумевает
Ответы:1). промывку скважины 2). вызов притока нефти или газа из пласта 3). увеличение проницаемости пласта 4). закачку воды в пласт 5). пробивку отверстий в колонне труб
Задание: Виды перфорации скважин, практически не применяющиеся в настоящее время на промыслах
Ответы:1). пулевая, кумулятивная 2). торпедная, пулевая 3). торпедная, гидропескоструйная 4). кумулятивная, гидропескоструйная 5). гидропескоструйная, пулевая
Задание: Условие притока жидкости или газа в скважину после ее освоения
Ответы:1). РПЛ. РЗАБ. 5). РПЛ. ≈ РЗАБ.
Задание: Процесс освоения нефтяной или газовой скважины представляет собой
Ответы:1). проведение исследования скважины 2). измерение количества поступающей из пласта жидкости 3). закачку реагента в пласт для увеличения нефтеотдачи пласта 4). вызов притока нефти или газа из пласта 5). установление технологического режима работы скважины
Задание: Способ эксплуатации скважин, при котором углеводороды поступают к забою скважины и поднимаются на дневную поверхность только за счет пластовой энергии
Ответы:1). газлифтный 2). насосный 3). фонтанный 4). шахтный 5). механизированный
Задание: Условие, которое не влияет на формирование крупных скоплений углеводородов в недрах Земли
Ответы:1). миграция нефти и газа 2). глубина залегания пласта 3). наличие непроницаемых горных пород 4). наличие проницаемых горных пород 5). наличие пласта особой формы
Задание: Основу метаморфического процесса образования метана составляет воздействие
Ответы:1). постоянных и переменных механических нагрузок на органическое вещество 2). различных бактерий, содержащихся в пластовой воде, на нефть 3). радиоактивного излучения на различные углеродистые соединения 4). высоких температур на преобразование угля в углерод 5). повышенной температуры и давления в присутствии глинистых материалов (катализаторов) на нефть
Задание: Процесс отделения газа от нефти
Ответы:1). деэмульсация 2). сепарация 3). абсорбция 4). адсорбция 5). стабилизация
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Катионообменная способность
Полиамидные порошки являются чрезвычайно слабыми биполярными ионообменниками. Катионообменная способность полиамидов при низких значениях рН незначительна. При более высоких значениях рН Катионообменная способность возрастает. Аналогично анионообменная способность сильнее выражена в более кислых средах. [17]
Полиамидные порошки являются чрезвычайно слабыми биполярными ионообменниками. Катионообменная способность полиамидов при низких значениях рН незначительна. При более высоких значениях рН Катионообменная способность возрастает. Аналогично анионообменная способность сильнее выражена в более кислых средах. [25]
При сложных условиях эксплуатации испытания угля целесообразно проводить после его отработки и реактивирования в условиях, наиболее близких к реальным. Во многих случаях, например при очистке промышленных сточных вод, адсорбционную емкость и скорость адсорбции рекомендуется определять не на свежих, а на реактивированных углях. На полезность такого подхода указывает изменение катионообменной способности водоочистных углей после их реактивирования. Адсорбционные свойства этих углей по отношению к полярным органическим соединениям в большинстве случаев также улучшаются. [26]
Предложено несколько методов изготовления катионообменных материалов карбоксильного типа. Методом окисления угля азотной кислотой [179] получены иониты, катионообменная способность которых обусловлена карбоксильной группой. Предложено [125] получать карбоксильные катионообменные материалы взаимодействием фенола, акролеина и неполного амида оксаминовой кислоты; на 47 г фенола вводят 56 г акролеина и 30 г неполного амида оксаминовой кислоты; реакцию проводят в течение 18 час. [27]
Исследователями в этой области сделано предположение, что при умеренно низком рН ионы водорода занимают положения, соответствующие тем, которые обозначают термином слабые кислоты. Кривые титрования, получаемые с этими непрокаленными глинами, обычно подобны кривым, получающимся с алюмосиликатными катализаторами крекинга. Объяснение этого явления ( подробно описанного ниже) сводится к тому, что в катализаторе, в частности в присутствии гидроксильных ионов, происходит изменение, создающее катионообменную способность во время самого титрования или измерения катионообменной способности. [29]