Пептизация и ингибирование набухания глин в присутствии угольной кислоты, бикарбонатных, карбонатных ионов и ионов кальция

Полный текст

Введение

Возникающие во время приготовления, бурения, промывки или обработки бурового раствора углекислая или бикарбонатная агрессии отрицательно сказываются на свойствах промывочной жидкости, что может потребовать остановки технологических процессов строительства скважины для выравнивания ее параметров, а также стать причиной потери контроля над системой «скважина–пласт».

Загрязнение промывочной жидкости угольной кислотой и бикарбонатами является результатом попадания их из разбуриваемых пород [1] либо следствием ферментативной или термоокислительной деструкции органических соединений, входящих в состав бурового раствора [2]. Зачастую пресная техническая вода для приготовления промывочной жидкости содержит растворенный углекислый газ и бикарбонат-ионы [3]. Также в последнее время становится популярным использование в качестве основы или компонента буровых промывочных жидкостей морской [4, 5] или пластовых вод [6–10], для которых характерен данный вид загрязнения [11–13].

При попадании углекислого газа CO₂ в дисперсионную среду буровой промывочной жидкости, растворяясь в воде, он образует угольную кислоту H₂CO₃, которая при повышенных pH переходит в бикарбонат-ионы HCO₃^–, а они, в свою очередь, – в карбонат-ионы CO₃^2–; при снижении pH процесс идет в обратном направлении:

CO₂+H₂O↔H₂CO₃;

H₂CO₃+OH^–↔HCO₃^–+H₂O;

HCO₃^–+OH^–↔CO₃^2–+H₂O.

Для данного вида загрязнения характерна не только взаимность перехода одной формы угольной кислоты в другую и обратимость процесса, но и возможность одновременного существования в воде сразу двух форм: [H₂CO₃ и HCO₃^–] или [HCO₃^– и CO₃^2–].

Помимо этого, при снижении pH, из-за поступления в раствор углекислого газа, возможно постепенное растворение водонерастворимого карбоната CaCO₃ (как специально вводимого в буровой раствор, так и горной породы) до водорастворимых бикарбонатов: CaCO₃+H₂O+CO₂↔Ca(HCO₃)₂ [14, 15]. Это означает, что в некоторых случаях углекислая агрессия способна протекать с увеличением концентрации ионов кальция Ca²⁺.

Практика показывает, что инженерно-технические работники, как правило, не связывают плохое распускание глины во время приготовления бурового раствора или, наоборот, значительную наработку твердой фазы, а также наличие осыпей и обвалов при бурении глиносодержащих интервалов с присутствием углекислого или бикарбонатного загрязнения. Однако хорошо известно, что состояние глины (скоагулирована или пептизирована) значительно зависит от растворенных в воде веществ.

При попадании в воду глинистые частицы диссоциируют на макроанионы и большое количество катионов. Последние, располагаясь вокруг отрицательно заряженных глинистых частиц, образуют двойные электрические слои (ДЭС). Взаимодействие между частицами определяется соотношением сил электростатического отталкивания и межмолекулярного притяжения. С уменьшением толщины ДЭС электростатические силы отталкивания снижаются, и частицы дисперсной фазы под действием межмолекулярных сил притяжения слипаются – происходит коагуляция глины; по мере увеличения толщины ДЭС электростатические силы отталкивания возрастают, и частицы дисперсной фазы разъединяются – происходит пептизация глины. В свою очередь, толщина ДЭС зависит от таких факторов, как валентность и размер ионов, образующих ДЭС, pH и концентрация растворенных веществ в дисперсионной среде, температура и т. д.

Отсюда понятно, что появление угольной кислоты, бикарбонатных или карбонатных ионов в дисперсионной среде буровой промывочной жидкости будет изменять ее состав и свойства и по-разному влиять на толщину ДЭС. Однако до сих пор нет четкого понимания влияния угольной кислоты и ее солей на глину. Поэтому для эффективного управления механизмами ингибирования и пептизации глин необходимо проведение специальных исследований по определению влияния каждой формы угольной кислоты на взаимодействие глинистых частиц друг с другом. Также требуют экспериментального подтверждения сделанные ранее теоретические предположения о неэффективной ингибирующей способности Ca²⁺ в присутствии угольной кислоты, бикарбонатных и карбонатных ионов [16].

Результаты проведенных исследований могут быть полезны работникам буровой отрасли при применении, в частности, известковых и известково-гипсовых буровых растворов, а также всех типов буровых растворов на водной основе при загрязнении их углекислым газом или бикарбонатными ионами, попадающими в раствор с пластовым флюидом.

Объекты и методы исследования

В качестве объектов исследования были выбраны три типа вод с разным эквивалентным соотношением Ca²⁺ и Н₂СО₃/HCO₃^– или НСО₃^–/СО₃^2–:

1)воды, в которых ионы кальция отсутствуют (Ca²⁺=0; Н₂СО₃/HCO₃^–>0 или НСО₃^–/СО₃^2–>0);

2)воды с низкой эквивалентной концентрацией ионов кальция (Ca²⁺≤[Н₂СО₃/HCO₃^– или НСО₃^–/СО₃^2–]);

3)воды с высокой эквивалентной концентрацией ионов кальция (Ca²⁺>[Н₂СО₃/HCO₃^– или НСО₃^–/СО₃^2–]).

Для получения вод первого типа дистиллированная вода изначально насыщалась углекислым газом при помощи бытового сифона; для получения вод второго типа в насыщенную углекислым газом воду добавлялся карбонат кальция CaCO₃, и система герметично закрывалась на сутки, по истечении которых водная фаза отделялась и использовалась в дальнейших испытаниях; в качестве вод третьего типа применялась пластовая высокоминерализованная, насыщенная углекислым газом, вода со скважины. Получение определенной формы угольной кислоты в каждом типе вод достигалось за счет поэтапного увеличения pH добавлением каустической соды и последующего отстаивания системы в течение суток для достижения равновесного состояния (в случае выпадения осадка при добавлении щелочи в испытаниях использовали осветленную часть жидкости, которую аккуратно сливали из емкости после суточного отстоя). Химические процессы, протекающие в воде в присутствии каждой формы угольной кислоты, представлены в табл. 1.

 

Таблица 1. Химические процессы, протекающие в интервалах существования одной из форм угольной кислоты, в зависимости от концентрации ионов Ca²⁺ относительно эквивалентного содержания H₂CO₃ или HCO₃^–, или CO₃^2–

Table 1. Chemical processes in each carbonic acid form interval depending on concentration of Ca²⁺ ions relative to the equivalent content of H₂CO₃ or HCO₃^– or CO₃^2–

Форма угольной кислоты/Carbonic acid form
CO2 или (or) H2CO3	HCO3–	CO32–
Ca2+=0
CO2+H2O⇄H2CO3 H2CO3⇄H++HCO3–	Na++HCO3–⇄NaHCO3	2Na++CO32–⇄Na2CO3 Na++OH–⇄NaOH
Ca2+≤[H2CO3 или (or) HCO3–, или (or) CO32–]
CO2+H2O⇄H2CO3 H2CO3⇄H++HCO3–	Ca2++2HCO3–⇄Ca(HCO3)2 Na++HCO3–⇄NaHCO3	Ca2++CO32–→CaCO3↓ 2Na++CO32–⇄Na2CO3 Na++OH–⇄NaOH
Ca2+>[H2CO3 или (or) HCO3–, или (or) CO32–]
CO2+H2O⇄H2CO3 H2CO3⇄H++HCO3–	Ca2++2HCO3–⇄Ca(HCO3)2	Ca2++2OH–→Ca(OH)2↓ Ca(OH)2+CO32–→ CaCO3↓+2OH–

 

Водородный показатель воды контролировали с помощью pH-метра; состав водной среды контролировали с помощью химического анализа: концентрацию угольной кислоты H₂CO₃ определяли титрованием образца воды раствором NaOH в присутствии фенолфталеина [17], бикарбонатных НСО₃^– и карбонатных СО₃^2– ионов раствором H₂SO₄ в присутствии фенолфталеина и метилового оранжевого индикатора, ионов Ca²⁺ раствором ЭДТА в присутствии мурексида [18].

Для определения эквивалентного соотношения рассчитывали:

1) концентрацию ионов кальция n по уравнению, моль-экв/л:

$n=\left[\frac{{\text{Ca}}^{\text{2}+}}{40\times 1000}\right]$,

где Ca²⁺ – содержание ионов кальция, мг/л;

2) суммарное содержание угольной кислоты, бикарбонат-ионов и карбонат-ионов m по уравнению, моль-экв/л:

$m=\left[\frac{{\text{H}}_{\text{2}}{\text{CO}}_{\text{3}}}{\text{62}\times \text{1000}}+\frac{{\text{HCO}}_{\text{3}}^{-}}{\text{122}\times \text{1000}}+\frac{{\text{CO}}_{\text{3}}^{\text{2}-}}{\text{60}\times \text{1000}}\right]$,

где Н₂СО₃, HCO₃^–, СО₃^2– – содержание угольной кислоты, бикарбонат-ионов и карбонат-ионов, мг/л.

Для исследования процессов взаимодействия глинистых частиц друг с другом в присутствии угольной кислоты, бикарбонатных и карбонатных ионов был выбран метод определения ингибирующей способности среды, основанный на увеличении объема образца глины при нахождении его в исследуемой жидкости (прибор Жигача–Ярова). Все исследования проводились с использованием наиболее предрасположенной к пептизации и коагуляции глины монтмориллонитового типа – необработанного бентонитового глинопорошка.

Влияние на глину вод, содержащих угольную кислоту, бикарбонатные или карбонатные ионы, в отсутствии ионов кальция: Ca²⁺=0, Н₂СО₃/HCO₃^–>0 или HCO₃^–/СО₃^2–>0

Графические зависимости, иллюстрирующие динамику набухания глинистого образца при наличии в воде угольной кислоты, бикарбонат- и карбонат-ионов в отсутствии ионов Ca²⁺ представлены на рис. 1.

 

Рис. 1. Динамика изменения высоты образца глины при нахождении ее в водах, содержащих разные формы угольной кислоты, в отсутствии ионов Ca²⁺

Fig. 1. Сurves of changes in a clay sample height when it is in waters, containing various forms of carbonic acid, without Ca²⁺ ions

 

Детальное изучение влияния концентрации каждой формы угольной кислоты на глину показывает следующее:

• присутствие в воде угольной кислоты H₂CO₃, которая диссоциирует на HCO₃^– и H⁺, приводит к коагуляции глины; характер кривой набухания (с выходом на плато) аналогичен кривым набухания глин при нахождении их в калийсодержащих системах – благодаря малому размеру [19] ионы водорода H⁺, вытесняя обменные катионы, размещаются в гексагональных пустотах тетраэдрических слоев глины подобно иону K⁺ и, компенсируя отрицательный заряд, предотвращают ее пептизацию;
• в отсутствии угольной кислоты бикарбонат-ионы HCO₃^– способствуют пептизации глины – находясь в дисперсионной среде, они оттягивают положительно заряженные противоионы ДЭС, тем самым увеличивая его толщину;
• карбонат-ионы СО₃^2–приводят к максимальному распусканию глины вследствие полного связывания из обменного комплекса глины двухвалентных ионов Ca²⁺ и замещения их ионами Na⁺.

Также следует отметить, что поскольку при диссоциации Н₂СО₃ одновременно с коагулирующими ионами H⁺, располагающимися в межпакетном пространстве глин, в дисперсионной среде находятся пептизирующие бикарбонат-ионы HCO₃^–, процессы ингибирования и пептизации глины идут одновременно. Вид превалирующего процесса зависит, соответственно, от концентрации угольной кислоты и растворенных бикарбонат-ионов, находящихся в воде в равновесии с другими катионами, отличными от H⁺. Следовательно, при повышении pH системы количество растворенных бикарбонат-ионов будет увеличиваться и это будет приводить к пептизации глины.

Таким образом, взаимодействие между глинистыми частицами в присутствии Н₂СО₃, HCO₃^– и СО₃^2– при полном отсутствии ионов Ca²⁺ в дисперсионной среде бурового раствора будет идти в соответствии со схемой, представленной на рис. 2.

 

Рис. 2. Схема взаимодействия глинистых частиц в присутствии Н₂СО₃ (слева), HCO₃^– (в центре) и СО₃^2– (справа) при отсутствии ионов Ca²⁺ в дисперсионной среде

Fig. 2. Representation of interaction of clay particles in the presence of Н₂СО₃ (left), HCO₃^– (in the center) and СО₃^2– (right) without Ca²⁺ ions in the dispersion medium

 

Влияние на глину вод, содержащих угольную кислоту, бикарбонатные или карбонатные ионы, с низкой эквивалентной концентрацией ионов кальция: Ca²⁺≤[Н₂СО₃/HCO₃^– или HCO₃^–/СО₃^2–]

Из графических зависимостей, иллюстрирующих динамику набухания глинистого образца в водах, содержащих ионы Ca²⁺, эквивалентная концентрация которых меньше концентрации угольной кислоты, бикарбонатов и карбонатов, видно, что в присутствии двухвалентных катионов возможно прогрессирующее набухание глины.

Сравнение кривых набухания глины при нахождении ее в образцах вод с одинаковым содержанием ионов Ca²⁺ (160 мг/л) показывает, что процесс набухания глины в лучшей степени подавляется в воде, содержащей больше угольной кислоты (77,5 против 43,4 мг/л) и меньше бикарбонат-ионов (732 против 854 мг/л). При нахождении глины в водах с разным содержанием ионов Ca²⁺ (120 и 160 мг/л) менее интенсивно идет ее пептизация в воде с большим содержанием угольной кислоты (55,8 против 43,4 мг/л) и с меньшим содержанием бикарбонат-ионов (732 против 854 мг/л), несмотря на то, что содержание двухвалентных ионов Ca²⁺ в этой воде меньше. Следовательно, ингибирующая способность водной фазы в присутствии ионов Ca²⁺ в большей степени определяется не концентрацией двухвалентного катиона, а формой угольной кислоты и ее концентрацией: угольная кислота подавляет набухание глины; бикарбонат-ионы, наоборот, способствуют пептизации глины. С появлением в воде карбонат-ионов СО₃^2– прекращается процесс возможного перехода бикарбонат-ионов HCO₃^– в угольную кислоту Н₂СО₃, а также связываются ионы Ca²⁺, что в целом улучшает набухание глины.

 

Рис. 3. Динамика изменения высоты образца глины при нахождении ее в водах, в которых эквивалентная концентрация ионов Ca²⁺ меньше концентрации угольной кислоты, бикарбонатов и карбонатов

Fig. 3. Curves of changes in a clay sample height in waters, where the equivalent concentration of Ca²⁺ ions is less than the concentration of carbonic acid, bicarbonates and carbonates

 

Схема взаимодействий между глинистыми частицами при низкой концентрации в дисперсионной среде ионов Ca²⁺ относительно эквивалентного содержания Н₂СО₃, HCO₃^– и СО₃^2– представлена на рис. 4.

 

Рис. 4. Схема взаимодействия глинистых частиц при низкой концентрации в дисперсионной среде ионов Ca²⁺ относительно эквивалентного содержания Н₂СО₃ (слева), HCO₃^– (в центре) и СО₃^2– (справа)

Fig. 4. Representation of interaction of clay particles at low concentration of Ca²⁺ ions in a dispersion medium relative to the equivalent content of Н₂СО₃ (left), HCO₃^– (in the center) and СО₃^2– (right)

 

Влияние на глину вод, содержащих угольную кислоту, бикарбонатные или карбонатные ионы, с высокой эквивалентной концентрацией ионов кальция: Ca²⁺>[Н₂СО₃/HCO₃^– или HCO₃^–/СО₃^2–]

Исследования по ингибирующей способности высокоминерализованной пластовой воды, в которой эквивалентная концентрация ионов Ca²⁺ выше концентрации угольной кислоты, бикарбонат- и карбонат-ионов, показали, что процент набухания глинистых образцов намного меньше, чем в предыдущих двух случаях, и на кривых набухания имеются плато (рис. 5). Прежде всего, это связано с высоким содержанием электролитов в воде, которые препятствуют увеличению ДЭС и предотвращают пептизацию глины. Но при этом из рис. 5 видно, что в зависимости от pH и превалирующей формы угольной кислоты существует разница в степени набухания глины.

 

Рис. 5. Динамика изменения высоты образца глины при нахождении ее в высокоминерализованных пластовых водах, в которых эквивалентная концентрация ионов Ca²⁺ выше концентрации угольной кислоты, бикарбонатов и карбонатов

Fig. 5. Curves of changes in a clay sample height in waters, where the equivalent concentration of Ca²⁺ ions is higher than the concentration of carbonic acid, bicarbonates and carbonates

 

В исходной пластовой воде с pH=5,95, в которой содержатся угольная кислота (170,5 мг/л) и бикарбонат-ионы (122 мг/л), степень набухания глины достигает 16 %; после повышения pH до 8,53 ингибирующие свойства воды ухудшаются – степень набухания глины составляет около 19 %. Это объясняется тем, что в исходной пластовой воде параллельно с пептизирующими бикарбонат-ионами HCO₃^– содержатся ионы водорода H⁺ угольной кислоты, которые ингибируют глину; при повышении pH содержание бикарбонат-ионов HCO₃^– увеличивается и исчезают ингибирующие ионы H⁺, вследствие чего глина набухает лучше. Таким образом, ионы Ca²⁺ в присутствии бикарбонат-ионов HCO₃^– не способны предотвратить набухание глины. Этот вывод хорошо согласуется с результатами исследований, проведенных канадскими учеными [20], которые фиксировали увеличение x-потенциала в кальцийсодержащей суспензии каолинита при добавлении к ней бикарбоната натрия NaHCO₃.

Снижение концентрации ионов Ca²⁺ по мере повышения pH обусловлено образованием гидроксида кальция Ca(OH)₂ с последующим взаимодействием его с карбонат-ионами СО₃^2–, в которые переходят бикарбонаты HCO₃^– при добавлении щелочи (табл. 1). По этой же причине уже при pH=12,6 карбонат-ионы СО₃^2– отсутствуют и появляются свободные гидроксильные ионы OH^–.

Сравнивая содержание ионов Ca²⁺ в воде c pH=8,53 и pH=12,6, видно, что концентрация двухвалентных ионов во втором случае меньше, при этом ингибирующие свойства системы намного лучше. Отсюда следует, что ионы Ca²⁺ обладают ингибирующим действием только в присутствии гидроксид-ионов или при отсутствии всех трех форм угольной кислоты. Также мы можем утверждать, что в присутствии гидроксид-ионов и в отсутствии всех трех форм угольной кислоты ионы Ca²⁺ обладают лучшей ингибирующей способностью, чем ионы H⁺ угольной кислоты.

При добавлении щелочи NaOH к воде с высоким содержанием ионов Ca²⁺ образуется малорастворимый гидроксид кальция Ca(OH)₂. На сегодняшний день нет общепринятой теории, объясняющей взаимодействие Ca(OH)₂ с поверхностью глинистых минералов, в том числе монтмориллонита. Но при этом многие исследователи отмечают, что вместе с ионами Ca²⁺ идет адсорбция гидроксильных ионов OH^– и расход Ca(OH)₂ превышает обменную емкость глин [21, 22]. Некоторые зарубежные исследователи предполагают, что в межслоевое пространство глинистых частиц встраивается не ион Ca²⁺, а идет специфическая адсорбция гидролизованных ионов (CaOH)⁺ [23–25]. Такой вывод ими был сделан по количеству адсорбированных ионов Ca²⁺ и OH^– на поверхности глины, а также на основании результатов измерения z‑потенциала глинистых суспензий, содержащих Ca²⁺ – при изменении водородного показателя с увеличением pH наблюдалось падение электрокинетического потенциала и при pH>10 происходило изменение его знака. Ученые это объясняют тем, что из-за сильных электростатических взаимодействий положительно заряженные ионы (CaOH)⁺ втягиваются в адсорбционный слой в таком количестве, что не только нейтрализуют отрицательный заряд поверхности дисперсной фазы, но и перезаряжают ее частицы. Однако специфическая адсорбция гидролизованных ионов (CaOH)⁺ была обнаружена исследователями на каолинитовой глине, имеющей структуру 1:1 (октаэдр:тетраэдр); адсорбция Ca(OH)₂ на монтмориллонитовой глине со структурой 2:1 (тетраэдр:октаэдр:тетраэдр) изучалась в присутствии KNO₃, поэтому выводы, сделанные авторами о возможной специфической адсорбция гидролизованных ионов (CaOH)⁺ на данном типе глины, могут быть не совсем корректны.

Другие исследователи при изучении взаимодействия Ca(OH)₂ с гидрослюдистой глиной, имеющей структуру 2:1, пришли к выводу, что гидратированный шестью молекулами воды ион Ca²⁺ адсорбируется на кремнекислородной решетке через две молекулы воды, которые протонируют атомы кислорода; протоны H⁺ впоследствии вытесняются с атомов кислорода ионом Ca²⁺, нейтрализуя два иона OH^– [26]. Данные исследования проводились в отсутствии каких-либо посторонних веществ, поэтому сделанные выводы авторами о механизме взаимодействия Ca(OH)₂ с глиной, имеющей структуру 2:1, нами приняты как механизм ингибирования набухания монтмориллонитовой глины гидроксидом кальция Ca(OH)₂.

Таким образом, при высокой концентрации ионов Ca²⁺ относительно эквивалентного содержания H₂CO₃ или HCO₃^–, или CO₃^2– взаимодействие между глинистыми частицами при каждой форме угольной кислоты следующее:

• ионы H⁺ угольной кислоты H₂CO₃ ингибируют глину, вытесняя при этом из межслоевого пространства обменные катионы;
• бикарбонат-ионы HCO₃^– способствуют пептизации глины – оттягивая с ее поверхности обменные катионы, в том числе ионы Ca²⁺, они увеличивают толщину ДЭС;
• при повышении pH бикарбонат-ионы переходят в карбонат-ионы, а поскольку эквивалентная концентрация ионов Ca²⁺ больше концентрации карбонат-ионов CO₃^2–, часть образующегося гидроксида кальция Ca(OH)₂ взаимодействует с карбонат-ионами CO₃^2–, полностью нейтрализуя их, с образованием водонерастворимого осадка CaCO₃; оставшаяся часть гидроксида кальция ингибирует глину за счет встраивания в межслоевое пространство ионов Ca²⁺ через предварительное протонирование атомов кислорода кремнекислородной решетки двумя молекулами воды из шести, изначально гидратирующих ион Ca²⁺.

Схема взаимодействий между глинистыми частицами при высокой концентрации в дисперсионной среде ионов Ca²⁺ относительно эквивалентного содержания Н₂СО₃, HCO₃^– и СО₃^2– представлена на рис. 6.

 

Рис. 6. Схема взаимодействия глинистых частиц при высокой концентрации в дисперсионной среде ионов Ca²⁺ относительно эквивалентного содержания Н₂СО₃ (слева), HCO₃^– (в центре) и СО₃^2– (справа)

Fig. 6. Representation of interaction of clay particles at a high concentration of Ca²⁺ ions in a dispersion medium relative to the equivalent content of Н₂СО₃ (left), HCO₃^– (in the center) and СО₃^2– (right)

 

Проведенный анализ исследований взаимодействия глинистых частиц друг с другом в условиях углекислой, бикарбонатной и карбонатной агрессии позволяет нам сформулировать следующие условия для пептизации глины: [CO₃^2–]≥0; [OH^–]>0, Ca²⁺=0, pH>11,5; для ингибирования глины: [CO₃^2–]=0; [OH^–]>0, [Ca²⁺]>0 и pH>11,5. Поэтому в зависимости от преследуемой цели выбор средств обработки (NaOH, Na₂CO₃ или Ca(OH)₂) должен сводиться к тому, чтобы эти условия были получены.

Выводы

1. Пептизирующие и ингибирующие свойства буровой промывочной жидкости значительно зависят от присутствующей в дисперсионной среде формы угольной кислоты: угольная кислота H₂CO₃ способствует ингибированию набухания (коагуляции) глины, бикарбонат-ионы HCO₃^– и карбонат-ионы CO₃^2– – пептизации глины.
2. Установлено, что ион Ca²⁺ не обладает ингибирующим действием в присутствии угольной кислоты H₂CO₃ – ионы H⁺ вытесняют обменные катионы из межслоевого пространства глин и за счет малого диаметра самостоятельно ингибируют набухание глины; ион Ca²⁺ не обладает ингибирующим действием в присутствии бикарбонат-ионов HCO₃^– – бикарбонатные ионы, находясь в дисперсионной среде, оттягивают его от поверхности глины, увеличивая толщину ДЭС; ион Ca²⁺ выпадает в осадок при наличии карбонат-ионов CO₃^2– и эффективно предотвращает пептизацию глин только в присутствии гидроксид-ионов OH^– или при отсутствии всех трех форм угольной кислоты.
3. Выявлено, что ион Ca²⁺ в присутствии гидроксид-ионов OH^– обладает лучшей ингибирующей способностью, чем ион H⁺ диссоциированной угольной кислоты.
4. Сформулированы условия, необходимые для эффективной пептизации глины: [CO₃^2–]≥0; [OH^–]>0, [Ca²⁺]=0, pH>11,5; для ингибирования глины: [CO₃^2–]=0; [OH^–]>0, [Ca²⁺]>0 и pH>11,5.

Об авторах

Дмитрий Александрович Баранов

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Автор, ответственный за переписку.
Email: www-diman777@mail.ru

магистрант кафедры бурения нефтяных и газовых скважин

Россия, Уфа

Сергей Федорович Вязниковцев

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Email: kontakt-sintez@yandex.ru

научный сотрудник кафедры бурения нефтяных и газовых скважин

Россия, Москва

Оксана Георгиевна Мамаева

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Email: oxana.mamaeva2013@yandex.ru

кандидат технических наук, доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин

Россия, Уфа

Список литературы

Дополнительные файлы