Удаление травильного шлама с помощью кислоты. Дегазация и удаление шлама – рецепт нормальной работы

Если у автомобильного аккумулятора износились или сломались полюсные выводы, то лучше его сдать в ремонт. В качестве временной меры при поломке в пути можно укрепить вывод шурупом. Аккумулятор с поврежденными крышками и моноблоками тоже нужно сдавать в ремонт. У такой аккумуляторной батареи вылившийся (через трещины) на наружную поверхность электролит резко увеличивает саморазряд. Кроме того, пластины аккумулятора оголяются, супьфатируются и коробятся.

Небольшие трещины в корпусе автомобильного аккумулятора можно устранить самостоятельно. Сначала нужно разделать трещины ножом или напильником так, чтобы они имели вид канавки глубиной 3-4 мм. Затем смешайте любой клей на основе эпоксидной смолы с отвердителем и опилками материала корпуса аккумулятора. Приготовленной смесью заполните предварительно обезжиренную трещину.

Если аккумуляторная батарея имеет трещины или отслаивания мастики, то избавиться от них можно с помощью обычного электропаяльника с насадкой в форме лопатки. Трещины в мастике заделываются ее расплавлением и последующим разглаживанием. Отслоенную мастику соберите паяльником, затем расплавьте (но не открытым пламенем) и снова запейте ее на предварительно очищенную и просушенную поверхность автомобильного аккумулятора.

Удаление шлама из автомобильного аккумулятора.

Если ЭДС, на выводах аккумуляторной батареи, меньше ЭДС, полученной расчетным путем, то в аккумуляторе есть короткое замыкание пластин. Очень часто короткое замыкание происходит из-за скопления на дне автомобильного аккумулятора большого количества осыпавшейся активной массы пластин - шлама. Иногда шлам можно удалить из аккумуляторной батареи, не разбирая ее.

Для этого слейте из батареи , затем в днище корпуса высверлите отверстия диаметром 5-6 мм (по 3-4 отверстия на каждую банку) и проволокой с загнутым концом извлеките из нее шпам. Желательно, для облегчения удаления шлама, одновременно с этим залить в батарею дистиллированную воду. После завершения работы переверните аккумуляторную батарею вверх дном.

Днище корпуса очистите, обезжирьте и наложите на него 8-12 слоев чистой полиэтиленовой пленки. Сверху положите лист плотной бумаги и поставьте на него разогретый электрический утюг. Полиэтилен расплавится и заполнит высверленные отверстия. После затвердения полиэтилена залейте в батарею дистиллированную воду и проверьте отсутствие течи. Если все в порядке, то обрежьте лишний полиэтилен и залейте в аккумуляторную батарею электролит.

Устранение сульфатации пластин автомобильного аккумулятора.

Если при измерении аккумуляторной батареи оно неустойчиво и резко падает - значит в батарее есть эасульфатированные пластины. Супьфатация - это покрытие пластин труднорастворимыми крупными кристаллами сульфата свинца. Это неприятное бывает из-за оголения пластин при пониженном уровне электролита в аккумуляторе, а также из-за загрязнения электролита или доливаемой воды.

Устранить можно только небольшую сульфатацию пластин. Для этого аккумуляторную батарею нужно разрядить током 6,0 А до напряжения 10,2 В, затем из нее нужно вылить электролит и залить новый, пониженной плотности (1,05+1,11 г/см3). Затем поставьте аккумулятор , установив малую величину зарядного тока (до 1 А).

Заряжать аккумуляторную батарею нужно до появления признаков конца заряда - до появления газовыделения и постоянства плотности электролита и напряжения в течение двух часов заряда. Затем нужно разрядить аккумулятор током, равным 6,0 А. Разряд заканчивают, когда на зажимах одной из наихудших банок напряжение понизится до 1,7 В, или 10,2 В на аккумуляторную батарею.

Автомобильный аккумулятор исправен, если время разряда не менее 7,5 часов при плотности электролита 1,29 г/см3. 6,5 часов - при плотности 1,27 г/см3. 5,5 часов - при плотности 1,25 г/см3. После этого снова электролит аккумулятора на новый плотностью 1,05+1,11 г/см3 и снова зарядите батарею малым током.

Повторив эту процедуру несколько раз, залейте в аккумуляторную батарею электролит нормальной плотности, еще раз зарядите ее и проверьте напряжение. Если напряжение по прежнему будет резко падать, то отдайте аккумулятор в ремонт.

Замена загрязненного электролита в автомобильном аккумуляторе.

Причиной разряда аккумуляторной батареи между поездками может оказаться загрязнение электролита. Любые примеси в образуют на пластинах местные гальванические пары, которые постепенно разряжают аккумулятор. Определить эту неисправность очень трудно, а браться за ее устранение нужно тогда, когда есть уверенность в отсутствии других причин повышенного разряда.

Для этого разрядите аккумуляторную батарею током 6,0 А до 7 В и вылейте электролит. Затем промойте аккумулятор несколько раз дистиллированной водой, меняя ее через каждые три часа. И наконец, залейте свежий электролит и вновь зарядите аккумуляторную батарею.

Удаление шлама производится 1 - 2 раза за сутки открытием клапана шламовой продувки на время ок. 2 сек, поэтому в этом случае рекуперация тепловой энергии не целесообразна. В общем случае вода от продувки поступает в продувочную емкость (расширитель продувки) для разгрузки, остаточная вода охлаждается со 100 °С до 40 °С, после чего отводится в канализацию.

Чтобы предотвратить попадание горячей воды в канализацию и повреждение при этом полимерных трубопроводов, горячая вода собирается в ёмкость (изображение ниже). Пар, полученный при разгрузке, отводится в атмосферу через трубопровод большого диаметра, а оставшаяся вода охлаждается до приемлемой температуры охлаждающей водой.

Внимание:

Слишком частая продувка не только ухудшает тепловой баланс, но приводит также к необоснованным затратам по воде и химикалиям.

Рекуперация тепловой энергии от солевой продувки

Тепловая энергия, содержащаяся в воде от солевой продувки, может быть использована в теплообменнике. В практике этой энергией подогревается вода подпитки перед подачей в деаэратор или ёмкость питательной воды.

К сожалению, процесс теплопередачи в теплообменнике непосредственно от воды продувки не проходит идеально. Поскольку котловая вода после клапана продувки находится в процессе разгрузки, то вода в смеси (пар/вода) с большой скоростью поступает в теплообменник, что вызывает эрозию поворотных участков труб . Что в свою очередь приводит к протечкам. Не без основания в некоторых котельных охладитель солевой продувки отключён! Поэтому рекомендуется воду солевой продувки подавать для разгрузки в расширитель. Пар из расширителя после регулятора давления подмешивается в паропровод для использования в деаэраторе.

Подогрев сырой воды водой от солевой продувки (105 °С) производится в теплообменнике (смотрите изображение).

Расширитель непрерывной (солевой) продувки

Вода от продувки подаётся в расширитель по касательной, емкость стороной пара соединена с деаэратором. Присоединение к паропроводу выполняется после регулятора давления в сторону деаэратора. Оставшаяся от продувки вода отводится в теплообменник через поплавковый конденсатоотводчик , который устанавливается несколько выше. В теплообменнике происходит передача тепловой энергии от воды продувки к сырой воде.

Чтобы теплообменник всегда находился в заполненном водой состоянии, регулирование отведения из него выполняется через участок подъёма. Правильная работа системы зависит от качества регулирования уровня воды в деаэраторе.

Чтобы избежать попадания воды от продувки в деаэратор из-за дефекта конденсатоотводчика, бак расширителя должен быть оборудован сигнализацией максимального уровня. Этот сигнал может быть, в случае необходимости, заведён в схему регулятора солевой продувки. При расчёте диаметра бака скорость пара не должна превышать 1 м/с. В отводящих трубопроводах не более 10 м/с. Минимальный диаметр бака расширителя составляет 250 мм.

Пример:

Тепловая энергия воды при 10 бар равна 762 МДж/тонна. Если тепловая энергия воды от солевой продувки не используется, то потери энергии можно рассчитывать, как показано ниже. При продувке в объёме 4,5% и при среднем КПД 93% потери составляют:

Потери тепловой энергии = 0,045 x 0,762/0,93 = 0, 0369 ГДж/тонна

При стоимости тепловой энергии 7,50 EUR/ГДж уходит 2,80 EUR/тонна на потери.

При средней годовой производительности 50.000 тонн/год и при использовании тепловой энергии от продувки окупаемость составляет 3 года, например, в случае если вода от продувки будет использоваться для подогрева сырой воды до 40 °С.

Определение процентной доли солевой продувки

В практике пользуются двумя методами определения процентной доли солевой продувки:

Метод 1:

Расчёт разности содержания хлоридов в питательной и котловой воде

Метод 2:

Расчёт разности содержания хлоридов в воде подпитки и котловой воде

Результирующая потеря, выраженная в кг, в обоих методах одинаковая. Только процентные доли и точки отсчёта различаются.

Определение процентной доли солевой продувки по методу 1:

Процентная доля = Cl sw /Cl kw *100%

Пример: Cl sw = 9 мг/л, Cl kw = 200 мг/л.

Процентная доля = 9/200*100% = 4,5 %

Это значит:

На тонну произведенного пара подано 1045 тонн котловой воды, из которых 0,045 тонн удалено с солевой продувкой.

Определение процентной доли солевой продувки по методу 2:

Процентная доля = Cl zw /Cl kw *100

Пример: Cl zw = 18 мг/л, Cl kw = 200 мг/л.

Процентная доля = 18/200*100 % = 9 %.

Из соотношения содержания хлоридов между Cl sw и Cl zw или 9 и 18 мг/л можно сделать вывод, что в этом случае в питательную воду подмешано около 50 % воды подпитки. На тонну сырой воды в котел подается 1,09 тонн, из которых 0,09 тонн удаляется с продувкой. На тонну произведенного пара, потери составляют 0,09 * 0,5 = 0,045 тонн.

В обоих расчетах используются понятия паропроизводительность и количество питательной воды. Это исключает отклонения в расчетах.

Отбор проб

Отбор проб котловой и питательной воды должен производиться с обязательным использованием охладителя проб. В противном случае возникает опасность получения ошибочных результатов. Проба котловой воды из котла 10 бар при отборе теряет около 16 % от объема пробы в результате ее разгрузки.

Если применить базовые законы, то действует следующее: температура насыщения воды при 10 бар составляет 180 градусов, она разгружается с потерей (180 - 100) * 0,2 = 16 %. Это значит, что концентрация примесей в этой пробе на 16 % выше, чем взятой с помощью охладителя проб.

Вскипание

В котловой воде образуются пузыри пара, которые благодаря своей меньшей плотности начинают движение в направлении поверхности. По мере приближения пузырьков пара к поверхности зеркала воды котла их скорость увеличивается. В момент разрыва пузырьков на поверхность воды скорость их настолько велика, что котловая вода захватывается и выносится паром.

Если не установлен качественный сепаратор пара в котле или после него, то котловая вода выносится с паром в сеть. Прямым следствием недостаточного удаления воды из сети являются гидроудары и коррозия.

Источник : "Рекомендации по применению оборудования ARI. Практическое руководство по пару и конденсату. Требования и условия безопасной эксплуатации. Изд. ARI-Armaturen GmbH & Co. KG 2010"

Для правильного подбора оборудования, можно написать нашим инженерам по адресу: info@сайт

Как известно, углубление скважины осуществляется разрушением забоя долотом. При этом в скважине накапливается выбуренный шлам, который необходимо постоянно выносить с забоя для продолжения бурения. Удаление продуктов разрушения при бурении скважин может осуществляться несколькими способами, основными из которых являются следующие: гидравлический, пневматический, комбинированный (гидропневматический или пневмогидра-влический).

При гидравлическом способе продукты разрушения удаляются с забоя и транспортируются на поверхность потоком жидкости, движущейся в скважине с определенной скоростью. Жидкость называется буровым промывочным раствором или просто буровым раствором (БР) (рисунок 1.1, а ).

Буровой раствор закачивается буровым насосом в бурильные трубы, нагнетается к забою, омывает его и, подхватив частички выбуренной породы, по затрубному пространству выносит их на поверхность, где они осаждаются, главным образом, принудительно с помощью специальных очистных устройств.

Технология пневматического способа заключается в выносе продуктов разрушения из скважины потоком газа, чаще всего, сжатого воздуха. Кроме сжатого воздуха используют выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС), природный газ, азот. Всю их совокупность называют газообразными агентами (рисунок 1.1, б )..

Рисунок 1.1 – Схема различных способов удаления продуктов разрушения горной породы (шлама) при бурении.

Из газообразных агентов первым был испытан природный газ. Произошло это в сентябре 1932 г. при бурении нефтяной скважины глубиной 2680 м. в штате Техас США. В этом же штате в 1950 г. для удаления продуктов разрушения при бурении сейсмических скважин впервые начали использовать сжатый воздух.

При комбинированном способе продукты разрушения удаляются из скважины потоком газожидкостной смеси (ГЖС) при одновременной работе бурового насоса и компрессора (рисунок 1.1 в)..

Типы ГЖС:

а) аэрированные буровые растворы (впервые были использованы в мае 1953 г. в штате Юта США);

б) пены (впервые были применены в 1962 г. в штате Невада при бурении скважины диаметром 1630 мм на испытательном полигоне по атомной энергии США).

Понятие «буровой раствор» охватывает широкий круг жидких, суспензионных и аэрированных сред, имеющих различные составы и свойства, но не включает аэрозоли (бурение с продувкой воздухом или газом). Это, например, вода, заливаемая в ствол при бурении шнековым буром; утяжеленный глинистый раствор, применяемый в разведочных скважинах, чтобы устранить возможность выброса при разбуривании пластов высокого давления; пена, используемая для выноса шлама из скважины, которую бурят на воду в ледниковых отложениях; бентонитовая суспензия, служащая для поддержания устойчивости стенок при проводке шурфа; сложная промывочная система, приготовляемая на основе нефти с добавкой эмульгаторов, стабилизирующих и структурообразующих реагентов, а также закупоривающего материала, для разбуривания пластов с температурами более 260°С, содержащих коррозионно-агрессивные газы.

7. ТВЕРДОСПЛАВНОЕ БУРЕНИЕ

При твердосплавном бурении резец твердосплавной коронки под действием осевой нагрузки совершает поступательное движение вниз на некоторую глубину h и при приложении крутящего момента перемещается по кругу, вызывая скалывание или резание породы. В результате наложения двух перемещений резец будет совершать движение по винтовой линии. Поскольку глубина внедрения резца небольшая (несколько миллиметров) по сравнению с диаметром скважины, можно принять, что угол наклона плоскости забоя равен нулю. В связи с тем, что на резец действуют две силы (осевая нагрузка Р и сила резания F p , создаваемая крутящим моментом), результирующая (равнодействующая) этих сил R при клиновидной форме резца будет действовать по наклонной плоскости I-I , располагающейся под некоторым углом γ к направлению действия осевой нагрузки. Равнодействующая сила R вызовет в месте контакта резца с породой появление упругих деформаций в виде поверхностей равных напряжений. При этом сферические поверхности приобретают вытянутую вдоль равнодействующей эллипсоидную форму (рис. 4.3).

Разрушение породы происходит по поверхностям максимальных напряжений, превышающих прочность породы на сдвиг. Такие поверхности появляются перед передней гранью резца в зоне сжатия, по которым и происходит скалывание породы. Задняя грань резца под действием силы Р будет оказывать давление на породу и сминать ее. Позади перемещающегося резца возникает зона растяжения, вызывающая ослабление связей в породе и образование микротрещин (1).

Внедрению резца в породу (рис. 4.4) будет препятствовать сопротивление породы в виде двух реакций: N 1 и N 2 .

Сила N 1 определяется сопротивлением породы разрушению на площадке S см т.е. площадь задней грани, находящейся в контакте с породой, и пределом твердости породы на вдавливание Н b:

N 1 = S см Н b sinα . (4.8)

Сила N 2 возникает в результате движения внедряющегося резца и направлена против горизонтального перемещения. Значение этой силы определяется сопротивлением породы скалыванию σ и площадью скалывания S сk , зависящей от угла внутреннего трения породы φ:

N 2 = σS сk . (4.9)

Перемещение резца под действием равнодействующей силы R по плоскости /-/ вызовет появление сил трения на передней грани F = f N 1 { и на задней грани F 2 = f N 2 ; коэффициент трения породы о резец f = tgφ. Проекции сил, действующих на резец, на горизонтальную и вертикальную плоскости, выражаются следующими уравнениями:

Определяя из уравнения (4.10)

и подставляя это выражение в уравнение (4.11), найдем значение N 1:

(4.12)

Величину N 1 можно также определить из выражения

где H b sinα = N y - удельное давление на задней грани резца; h - глубина внедрения резца; b - ширина резца; h / cosα = а - ширина площадки смятия.

Из выражений (4.12) и (4.13) определим

(4.14)

В существующих коронках угол α = 72°, поэтому tgα = 3,08. Для угла α = 72° имеем η = 0,94. Так как в современной конструкции коронок b = 8,5 мм, формула (4.14) упрощается:

(4.15)

За время t коронка внедряется в породу на величину

где Р - нагрузка на резец; n - частота вращения коронки; m - число резцов в коронке; H b - твердость породы.

Произведение Рm = G представляет собой осевую нагрузку на коронку.

Механическая скорость бурения определяется из выражения

Таким образом, механическая скорость бурения находится в прямой зависимости от осевой нагрузки на коронку, скорости ее вращения и обратно пропорциональна твердости горной породы. Следует отметить, что это выражение справедливо для коронки с незатупившимися резцами. По мере износа резцов в коронке значение G необходимо увеличивать.

Технология.

Твердосплавными коронками проходят до 40 % ежегодного объема геологоразведочных скважин. Ими можно успешно бу­рить почти все осадочные, а также многие изверженные и ме - таморфизованные породы от I до VII категории по буримости включительно. Самозатачивающиеся твердосплавные коронки эффективны в не содержащих кварц твердых породах (ба­зальты, габбро и др.) VIII-IX категорий по буримости.

Забурииание скважины производится после полного завер­шения монтажных работ, опробования работоспособности всех агрегатов и приемки буровой по акту, который составляется с участием руководства ГРП, инженера по технике безопасно­сти и представителя профсоюзной организации.

Перед забуриванием особое внимание уделяется правильно­сти и надежности установки бурового станка и угла наклона вращателя. В случае забуривапия вертикальной скважины пра­вильность установки вращателя проверяется с помощью отвеса, пропущенного с ролнка кронблока через шпиндель вращателя.

Технологические параметры режима твердосплавного буре­ния, как и любой другой его разновидности,- это те факторы процесса бурения, которые могут быть в любой момент произ­вольно изменены для получения оптимального их сочетания, обеспечивающего максимальную производительность. При меха­ническом вращательном бурении с промывкой (или продувкой) к ним относятся - осевая нагрузка па нородоразрушающнй ин­струмент, частота вращения снаряда и объемный расход очи­стного агента в единицу времени. Иногда к параметрам буре­ния относят также качество промывочной жидкости или очист­ного агента (надо учитывать, что этот фактор не может быть изменен сразу).

Главная задача буровика-техполога - добиваться оптималь­ного сочетания параметров (оптимального режима бурения), обеспечивающего возможно более высокие в данных конкрет­ных геолого-технических условиях технико-экономические пока­затели при высоком качестве проведения скважин.

Наиболее эффективным при бурении разрушением горных пород является объемное, поэтому нагрузка иа резец должна быть не меньше сопротивления породы на вдавливание:

где С0 - усилие вдавливания резца, Н; рш - твердость породы, Па; s - площадь контакта резца с опорой или площадь давле­ния, см2.

Следовательно, осевая нагрузка должна быть в общем тем больше, чем тверже горная порода. Величину С0 выбирают с учетом прочности твердосплавных резцов. Рекомендуемые на­грузки на один основной (объемный) резец приведены в табл.

6.13, которую можно использовать также при выборе типа твер­досплавной коронки, соответствующего определенной категории пород по буримости.

Осевая нагрузка на коронку определяется расчетом по фор­муле

где m - число основных резцов в коронке определенного типа и диаметра.

8. Алмазное бурение предложено в 1862 швейцарским часовщиком Ж. Лешо для бурения при проходке тоннелей и затем нашло применение при разведке и эксплуатации месторождений полезных ископаемых. Забойный буровой снаряд при алмазном бурении состоит из буровой алмазной коронки или долота, алмазного расширителя, сохраняющего диаметр скважины при износе коронки, кернорвательного устройства, колонковой трубы и колонны бурильных труб.

При поисках и разведке месторождений полезных ископаемых применяют алмазные буровые коронки и частично алмазныедолота (диаметры 36, 46, 59, 76, 93, 112 мм); при бурении глубоких эксплуатационных скважин на нефть и газ - главным образом долота (диаметры 140, 159, 188, 212, 242 мм). Алмазы в матрице коронки располагают слоями (от 1 до 3) либо их равномерно перемешивают с материалом матрицы (т.н. импрегнированные коронки). С учётом характера проходимых пород твёрдость матрицы колеблется от 10 до 50 HRC (чем крепче и абразивнее порода, тем твёрже матрица). Для армирования коронок используют технические алмазы (главным образом борт).

Для изготовления однослойных и многослойных применяют алмазы размером 20-100 зёрен в 1 карат; для импрегнированных, использующихся при бурении очень крепких, абразивных трещиноватых горных пород - от 120 до 1200 зёрен в 1 карате и более. По расположению в инструменте различают объёмные алмазы для торца коронки и более крупные подрезные, помещаемые на боковой поверхности. Например, в однослойную коронку диаметром 46 мм вставляют 6-8 карат алмазов, 59 мм - 10-12 (из них 60% объёмных и 40% подрезных).

Способ изготовления матриц алмазных буровых долот тот же, что и для алмазных коронок, но алмазы применяют более крупные - 0,05-0,34 карат (например, на долото диаметром 188 мм расходуется 400-650 карат, или 2000-2500 зёрен алмазов). Ресурс алмазных породоразрушающих инструментов в 8-10 раз больше по сравнению с другими инструментами. Высокая производительность алмазного бурения (в среднем проходка алмазного долота в 19 раз больше, чем шарошечного) достигается за счёт применения больших частот вращения бурового снаряда (до 2000 об/мин и более).

Наибольший эффект алмазное бурение даёт при использовании буровых коронок малых диаметров (49-76 мм), при высоких частотах вращения и удельной нагрузке на рабочем торце коронки 5-15 МПа. Алмазное бурение применяют обычно в специальных условиях, характеризующихся низкой механической скоростью, для бурения скважин малого диаметра и при использовании высокооборотных забойных двигателей. В середине 1970-х гг. объём алмазного бурения составлял 1% (в районах активного бурения 10%) общего объёма бурения в мире (в CCCP 3,9%).

После очистки в горячих щелочных растворах или травления в растворах на основе едкого натра на поверхности алюминия остаётся чёрный шлам. Чем меньше чистота алюминия и чем больше в нём примесей, тем более толстым будет слой шлама, в особенности это касается сплавов на основе меди. Он состоит из частиц окислов, интерметаллических композитов, кремния и прочих нерастворимых в щелочных растворах веществ и достаточно слабо удерживается на поверхности.

Шлам обычно удаляется путем погружения в 25-50%-ый раствор азотной кислоты при обычной температуре окружающей среды. Это помогает довольно быстро удалить слои обычного шлама, включая шлам со сплавов с высоким содержанием меди, при этом для очистки поверхности обычно бывает достаточно погружения на 3-5 минут. Тем не менее, не всякий шлам удаляется так легко, при этом могут потребоваться добавки к азотной кислоте. В частности для сплавов с высоким содержанием кремния почти всегда требуется обработка в кислотных растворах с небольшим количеством фторида. В обычных экструзиях 6063 эффективно применялись растворы на основе серной кислоты (отработавший электролит для анодирования) с добавлением 1-2% (объём) азотной кислоты.

Растворы для удаления травильного шлама на основе серной кислоты или кислых сульфатов и хромовой кислоты, с или без добавления фторидов, использовались для многих сплавов, и типичный состав раствора, используемого при температуре окружающей среды, выглядит следующим образом:

Хромовая кислота – 100 г/л

Серная кислота – 60г/л

Дифторид аммония – 3-4 г/л

Однако всеобщее нежелание использовать растворы с шестивалентным хромом из-за проблем возникающих с последующей очисткой сточных вод, снизило популярность этого раствора, а его место заняли альтернативные растворы на базе сернокислого оксида железа. При использовании этих растворов возникла проблема поддержания железа в железистой форме, для чего в растворы часто добавляют окислители типа перекиси водорода. Пенсолт описал концентрированную смесь, основанную на следующих компонентах:

Бисульфат натрия – 70% (по весу)

Сернокислый оксид железа – 25%

Фторид натрия – 3%

Карбонат магния – 2%

Этот раствор используется с концентрацией 50 г/л. Карбонат магния добавляют скорее для улучшения текучести твёрдой фазы раствора, чем для улучшения растворения шлама.

Амхем описывает смеси на основе 5-21 г/л ионов железа, 0.1-2 г/л тиомочевины и 0.5-2 г/л фторида, используемые при уровне рН 0.1-1.8, есть и ещё один запатентованный раствор на основе сернокислого оксида железа и нитрате мочевины. Диверси предлагает смесь надсернокислого аммония, кислых сульфатов и неорганических нитратов в следующей типичный пропорции:

Надсернокислый аммоний – 20 г/л

Бисульфат натрия – 60 г/л

Нитрат аммония – 17 г/л

Достоинство нитрата в том, что он предотвращает коррозию алюминия, если находится с ним в контакте дольше, чем это необходимо для растворения шлама.

Как известно, углубление скважины осуществляется разрушением забоя долотом. При этом в скважине накапливается выбуренный шлам, который необходимо постоянно выносить с забоя для продолжения бурения. Удаление продуктов разрушения при бурении скважин может осуществляться несколькими способами, основными из которых являются следующие: гидравлический, пневматический, комбинированный (гидропневматический или пневмогидра-влический).

При гидравлическом способе продукты разрушения удаляются с забоя и транспортируются на поверхность потоком жидкости, движущейся в скважине с определенной скоростью. Жидкость называется буровым промывочным раствором или просто буровым раствором (БР) (рисунок 1.1, а).

Буровой раствор закачивается буровым насосом в бурильные трубы, нагнетается к забою, омывает его и, подхватив частички выбуренной породы, по затрубному пространству выносит их на поверхность, где они осаждаются, главным образом, принудительно с помощью специальных очистных устройств.

Технология пневматического способа заключается в выносе продуктов разрушения из скважины потоком газа, чаще всего, сжатого воздуха. Кроме сжатого воздуха используют выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС), природный газ, азот. Всю их совокупность называют газообразными агентами (рисунок 1.1, б)..

Рисунок 1.1 – Схема различных способов удаления продуктов разрушения горной породы (шлама) при бурении.

Из газообразных агентов первым был испытан природный газ. Произошло это в сентябре 1932 г. при бурении нефтяной скважины глубиной 2680 м. в штате Техас США. В этом же штате в 1950 г. для удаления продуктов разрушения при бурении сейсмических скважин впервые начали использовать сжатый воздух.

При комбинированном способе продукты разрушения удаляются из скважины потоком газожидкостной смеси (ГЖС) при одновременной работе бурового насоса и компрессора (рисунок 1.1 в)..

Типы ГЖС:

а) аэрированные буровые растворы (впервые были использованы в мае 1953 г. в штате Юта США);

б) пены (впервые были применены в 1962 г. в штате Невада при бурении скважины диаметром 1630 мм на испытательном полигоне по атомной энергии США).

Понятие «буровой раствор» охватывает широкий круг жидких, суспензионных и аэрированных сред, имеющих различные составы и свойства, но не включает аэрозоли (бурение с продувкой воздухом или газом). Это, например, вода, заливаемая в ствол при бурении шнековым буром; утяжеленный глинистый раствор, применяемый в разведочных скважинах, чтобы устранить возможность выброса при разбуривании пластов высокого давления; пена, используемая для выноса шлама из скважины, которую бурят на воду в ледниковых отложениях; бентонитовая суспензия, служащая для поддержания устойчивости стенок при проводке шурфа; сложная промывочная система, приготовляемая на основе нефти с добавкой эмульгаторов, стабилизирующих и структурообразующих реагентов, а также закупоривающего материала, для разбуривания пластов с температурами более 260°С, содержащих коррозионно-агрессивные газы.