CC BY
17
• 7universum.com
UNIVERSUM:
, ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ_март. 2022 г.
DOI - 10.32743/UniTech.2022.96.3.13324
СИНТЕЗ И ИЗУЧЕНИЕ СВОЙСТВ МОДИФИЦИРОВАННОГО АКРИЛОВОГО ПОЛИЭЛЕКТРОЛИТА
Кадыров Абдусамик Абдувасикович
д-р техн. наук, проф., Национальный университет, Республика Узбекистана, г. Ташкент E-mail: abdusamig@rambler. ru
Кадыров Нодир Абдусамикович
доцент, доктор(PhD) Ташкентский государственный технический университет, Республика Узбекистан, г. Ташкент
Эшмухамедов Мурод Азимович
канд. хим. наук, доцент, Ташкентского государственного технического университета,
Республика Узбекистан, г. Ташкент
Йуллиев Дилшод Тожи угли
преподаватель, Национальный университет, Республика Узбекистана, г. Ташкент
Ибодуллаева Гавхар Хусниддин кизи
преподаватель, Национального Университета РУз, Республика Узбекистан, г. Ташкент
№ 3 (96)
SYNTHESIS AND STUDY OF PROPERTIES OF MODIFIED ACRYLIC POLYELECTROLYTE
Аbdusamik Kadirov
Doctor of Technical Sciences, Prof, National university of Uzbekistan, Uzbekistan, Tashkent
Nodir Kadirov
Doctor (PhD), docent Tashkent state technical university, Uzbekistan, Tashkent
Murod Eshmuhamedov
Cand. Chem. Sci, Docent Tashkent state technical university, Uzbekistan, Tashkent
Dilshod Yulliev
National University, Republic of Uzbekistan, Tashkent
Gavkhar Ibodullaeva
National University of Uzbekistan, Republic of Uzbekistan, Tashkent
Библиографическое описание: СИНТЕЗ И ИЗУЧЕНИЕ СВОЙСТВ МОДИФИЦИРОВАННОГО АКРИЛОВОГО ПОЛИЭЛЕКТРОЛИТА // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. Кадыров А.А. [и др.]. 2022. 3(96). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/13324
• 7universum.com
UNIVERSUM:
, ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ_март. 2022 г.
АННОТАЦИЯ
В статье приведены результаты исследования по синтезу модифицированного гелеобразного, полимерного реагента, который обладает одновременно свойством стабилизатора буровых растворов и ингибитора набухания глинистых стенок скважин при глубоком бурении в зоне терригенных горных отложений Среднеазиатского региона. Подобраны оптимальные соотношения исходных компонентов а также оптимальные условия проведения синтеза. Изучены стабилизирующие свойства модифицированного акрилового полиэлектролита при обработки глинистого бурового раствора. Определены физико-химические параметры синтезированного полимера. Выявлено ингибирующее воздействие калиевого полиэлектролита на набухание гидрослюдистых глин.
ABSTARCT
The article presents the results of a study on the synthesis of a modified gel-like, polymeric reagent, which simultaneously has the property of a stabilizer of drilling fluids and an inhibitor of the swelling of clay well walls during deep drilling in the zone of terrigenous mountain deposits of the Central Asian region. The optimal ratios of the initial components as well as the optimal conditions for the synthesis were selected. The stabilizing properties of the modified acrylic polyelectrolyte in the treatment of clay drilling fluid have been studied. The physicochemical parameters of the synthesized polymer were determined. The inhibitory effect of potassium polyelectrolyte on the swelling of hydromicaceous clays was revealed.
Ключевые слова: синтез, физико-химические свойства, калиевый, акриловый полиэлектролит, буровой реагент, гидрослюда, стабилизатор, набухание.
Keywords: synthesis, physicochemical properties, potassium, acrylic polyelectrolyte, drilling agent, hydromica, stabilizer, swelling.
№ 3 (96)
В настоящее время в Узбекистане интенсивно ведутся работы в области геологоразведочного и эксплуатационного бурения глубоких скважин на нефть, газ, цветные и благородные металлы а также уран.
Месторождения полезных ископаемых в Республике характеризуется сложными горно -геологическими условиями, а именно давления до 500-600 атм., температура, мощные пласты (150-200 м) каменных солей.
Основными проблемами повышения скоростей бурения скважин в терригенных мезокайнозойских отложениях Юго-Западного Узбекистана является обеспечение стабилизирующих свойств бурового раствора, а также устранение осложнений, возникающих вследствие неустойчивости глинистых отложений, слагающих стенки скважин (осыпи, каверно-образование и сужение ствола).
Поэтому повышение скоростей бурения и снижение затрат времени и средств на обработку раствора можно обеспечить, применяя эффективные стабилизирующие и ингибирующие реагенты и их композиции [1-3].
Задачей исследования является разработка состава модифицированного гелеобразного акрилового полимерного реагента, который обладает одновременно свойством стабилизатора буровых растворов и ингибитора набухания глинистых стенок скважин в зоне терригенных горных отложений [4-6].
Нами осуществлен синтез водорастворимого акрилового полиэлектролита (ВАП) в лабораторных условиях. Основными компонентами ВАП являются отходы волокна нитрон, инициатор процесса гидролиза, омыляющую смесь и агент «сшивки» гидроли-зованного полимера. В качестве омыляющей смеси состав содержит воду и гидроокись калия, а в качестве агента «сшивки» полимера содержит глицерин. Нами подобраны оптимальные условия проведения процесса гидролиза отходов нитронного волокна, а именно: соотношение исходных компонентов, их концентрация, порядок ввода в реакцию, температура, давления и время процесса, время отбора проб.
Особенностью предложенного состава является то, что в качестве омыляющей смеси состав содержит водный раствор гидроокиси калия, ионы которого придают эффект ингибирования набухания глин, а в качестве модификатора (сшивающего агента) нами был использован глицерин. Наличие последнего компонента позволяет увеличить степень гидролиза полимера и повысит его стабилизирующую способность.
Отходы нитронного волокна (ОНВ) представляет собой тройной сополимер - акрилонитрила, метил-метакрилата и итаконовой кислоты, который гидро-лизуют с помощью гидроокиси калия (КОН) и переводят в водорастворимое состояние [7].
Конкретное получение состава калиевого реагента К-К-9, заключается в следующем: В реактор вначале помещают техническую воду и отход нитронного волокна в требуюмом соотношении. Затем при включенной мешалке и нагреве реактора загружают расчетные количества кристаллической гидроокиси калия и инициатора реакции. Доводим температуру среды до 110-1200С и осуществляем реакцию гидролиза при перемешивании в течении 2,0-2,5 часа. Процесс идет с выделением аммиака и полным растворением ОНВ с образованием вязкой пасты кремового цвета. Готовность пасты полимера проверяют методом отбора проб и исследованием на водорас-творимость Далее останавливают мешалку, снижают температуру массы до 900С и при перемешивании подают расчетное количество регулятора рН среды. Затем вливают расчетное количество глицерина. Готовность реагента проверяют методом отбора проб и исследованием на степень гидролиза, вязкости и показателя фильтрации глинистого раствора на приборе ВМ-6. При реакции гидролиза ОНВ, являющимся тройным сополимером акрилонитрила, метилметак-рилата и итаконовой кислоты, с гидроокисью калия образуется гелеобразный калиевый акриловый полиэлектролит по следующей схеме(1):
№ 3 (96)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
март, 2022 г.
CH2-CH
I
CN
CH2-CH
I
COOH CH2-C-
COOCH
CH2COOH -
+ 2KOH
n
CH2-CH - CN
CH2-CH-
COOCH3
COOK
I
CH2-C
I
CH2COOK
+ 2H2O
n
Не вступившие в реакцию гидролиза остатки ак-рилонитрила сшиваются с глицерином и образуют
высокомолекулярное соединение с амидными функциональными группами по следующей схеме(2):
При приготовлении из ОНВ и КОН, в присутствии инициатора - персульфата аммония, композиции акрилового реагента с добавками глицерина и серной кислоты получается состав гелеобразного калиевого реагента-стабилизатора с 85-88%ной степенью гидролиза, обладающего свойством ингибирования набухания глинистых стенок скважин. Процесс гидролиза ОНВ в виде тройного сополимера акрилонит-рила, метакриловой и итаконовой кислот с гидрок-сидом калия проходит в несколько стадий:
• диффузия гидроокиси калия к поверхности макромолекулы;
• адсорбция гидроокиси калия по функциональным группам с последующим их гидролизом и циклизацией, с разрывом циклов на амидные, циклические имидные и карбоксилатные группы.
Подбором дисперсионной среды и ее концентрации можно регулировать скорость стадий процесса, соотношение функциональных групп и конечную глубину гидролиза.
Физико-химические характеристики полученной композиции гелеобразного калиевого полимера представлены в таблице 1.
Перед использованием на буровой скважине, ге-леобразный калий-полимерный реагент К-К-9 разбавляют водой в соотношении 1: 2, т.е. до текучего состояния и вводят в циркулирующий глинистый раствор в количестве 0,5-1% от общего объема до получения стабилизирующего и ингибирующего эффекта.
Выявлено, что чем более дисперсна используемая глина в глинистом растворе, тем более отчетливо
выявляются преимущества калий полимерной системы. Это означает, что при использовании высококоллоидных глин можно получать ингибированные глинистые растворы с малой концентрацией твердой фазы [8-10].
Результаты выполненных сравнительных испытаний водорастворимых полимеров стабилизаторов при обработке глинистых растворов приведены в таблице 2. В результате исследований выявлено, что калиевая форма полимерного реагента К-9 по свойству ингибирования набухания глин и по стабилизирующей активности т.е., способности уменьшать силы взаимодействия между частицами дисперсной фазы [глины] в растворе превосходит натриевый К-9 (натриевая форма), о чем свидетельствуют сходные значения у них величин статического напряжения сдвига (СНС) и водоотдачи .
Результаты сравнительного изучения ингибиро-вания набухания гидрослюдистых глин калиевым полимером различного состава приведены в таблице 3. Проведенные исследования показывают, что в присутствии К-К-9 образцы глин не размокают и не разрушаются.
Оптимальное соотношение исходных компонентов состава калиевого гелеобразного полимера подбиралось по значениям водоотдачи глинистого раствора и степени размокания глин в водных растворах полимеров.
Установлено, что глинистые растворы с добавкой реагента К-К-9 в отличие от глинистых растворов обработанных КМЦ-500, Гипан (гидролизованный полиакрилонитрил) и №-К-9 обладают меньшим параметром водоотдачи 6 см3 против 10 см3 (№-К-9),
№ 3 (96)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
март, 2022 г.
8 см3 (Гипан), 7 см3 (КМЦ-500), что указывает на его (К-К-9) высокую способность стабилизации буровых растворов.
В результате проведенных серии опытов по синтезу полиэлектролита нами подобран оптимальный состав калиевого гелеобразного полимера К-К-9 с требуемым соотношением компонентов.
Проведенные исследования показали, что в составе гелеобразного полимера содержится 12-15% азота при различных соотношениях амидных, циклических имидных, карбоксильных, карбоксилатных функциональных групп. Молекулярный вес его равен 160 -180 тыс. ед.
Выявлено, что параметры глинистых растворов зависят от степени гидролиза (СГ) полимера. Так при СГ равным 60-75% реагент коагулирует растворы, а при СГ=82% и выше он обладает максимальным стабилизирующим эффектом. Ингибирова-ние набухания глинистых стенок скважин также напрямую связано со степенью гидролиза реагента.
Основные Физико-химические характеристики модифицированного гелеобразного калиевого полиэлектролита приведена в табл. 1.
Таблица 1.
Физико-химические характеристики модифицированного гелеобразного калиевого полимера
Наименование показателя Характеристика нормы
Цвет Коричневый
Консистенция Гелеобразный
Динамическая вязкость 2%ного водного раствора ,мПа.с 20-40
Массовая доля основного вещества 45
Степень гидролиза,% 93
Водорастворимость ,% 100
Концентрация водородных ионов (2%-ный водного раствора полимера), рН 9-10
Молекулярная масса, тыс. ед. 160 -180
Массовая доля аммиака, не менее 1-2
Нами проведены сравнительные исследования водорастворимых полиэлектролитов - стабилизаторов при обработке глинистого бурового раствора (табл. 2).
Таблица 2.
Сравнительные исследования водорастворимых полиэлектролитов - стабилизаторов при обработке глинистого бурового раствора
№ Реагенты, % от объема Физико-химические параметры
КМЦ-500 Гипан К-9 К-К-9 Услов. вязкость Т500 сек. СНС, мг/см2 Водоотдача, см3 рН среды
1 мин 10 мин
1 Исходный глинистый раствор Навбахорского месторождения 25 15 35 18 9,0
2 0,25 - - - 35 8 12 7 9,0
3 0,5 - - - 48 25 38 5 8,5
4 - 0,5 - - 36 15 25 10 9,5
5 - 1,0 - - 50 18 35 8 9,5
6 - - 0,5 - 36 10 15 13 9,0
8 - - 1,0 - 45 28 45 9 9,5
9 - - - 0,5 35 15 25 10 9,5
10 - - - 1,0 38 29 44 8 9,0
Как видно из таблицы 2 по стабилизирующему воздействию на глинистый буровой раствор (Навба-хорский бентонит) калиевый акриловый полиэлектролит показывает лучший результат по сравнению с натриевым акриловым полиэлектролитом.
С целью определения гидрофобизирующего влияния различных реагентов стабилизаторов на глинистые горные породы нами проведено изучение размокания образцов гидрослюдистой глины в различных средах (табл. 3).
№ 3 (96)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
март, 2022 г.
Таблица 3.
Изучение размокания образцов гидрослюдистой глины в различных средах
Название образца глины Добавка химреагентов и К-К-9 различного состава Добавки, % Степень размокания образца глины
Гидро слюдистая Дистилир.вода 1,0 Разрушился на 100%
Гидро слюдистая КМЦ-500 1,0 Не разрушился, но набух
Гидро слюдистая Гипан 1,0 Разрушился на пластинки
Гидро слюдистая К-9 1,0 Разрушился на пластинки
Гидро слюдистая К-К-9(по примеру 1) 1,0 Не разрушился
Гидро слюдистая К-К-9(по примеру 2) 1,0 Не разрушился, но есть трещины
Гидро слюдистая К-К-9(по примеру 3) 1,0 Не разрушился, но слегка набух
Как видно, из результатов (таблица 3) изучения влияния реагентов стабилизаторов на размокание образцов гидрослюдистой глины наилучшие результаты по ингибированию процесса набухания глин получено при использовании калиевого акрилового полиэлектролита. На основе проведенных исследований по модификации водорастворимого акрилового
полиэлектролита К-9 (тройной сополимер - акрило-нитрил, метакриловая и итаконовая кислота) установлено, что за счет проведения гидролиза отходов нитронного волокна гидроксида калия реагенту на ряду со стабилизирующими свойствами добавляется свойство ингибирования, набухания гидрослюдистых горных пород, то ест наблюдается эффект синергизма.
Список литературы:
1. Caenn R., Chillingar G.V. (1996). Drilling fluids: state of the art. Journal of Petroleum Science and Engineering, 14(3-4), 221 - 230. https://doi.org/10.1016/0920-4105(95)00051-8
2. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Каменский Л.А., Федоровская В.А. (2014).Полимерные буровые растворы. Эволюция «из грязи в князи». Бурение и нефть, 12, 24 - 29.
3. Булатов А.И. (2003). Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Недра.
4. Пименов И.Н. (2012). Реологические характеристики как основной показатель качества бурового раствора. В сб. науч. трудов Материалы научно-технической конференции (17- 20 апреля 2012 г.): в 3 ч.; ч. 1. Под ред. Н.Д. Цхадая. Ухта: УГТУ. С. 115 - 117.
5. Taylor K.C., Nasr-El-Din H.A. (1998).Water-soluble hydrophobically associating polymers for improved oil recovery: a literature review. Journal of Petroleum Science and Engineering, 19(3-4), 265 - 280. https://doi.org/10.1016/S0920-4105(97)00048-X
6. Петров Н.А, Давыдова И.Н. (2016). Технологии повышения качества буровых растворов. Электронный научный журнал нефтегазовое дело, 1, 20 - 38. http://ogbus.ru/files/ogbus/issues/1_2016/ogbus_1_2016_p20-3 8_PetrovNA_ru.pdf (дата обращения 10.04.2020).
7. Сатаев И.К., Ахмедов К.С. Водорастворимые полиэлектролиты в бурении. Ташкент: Фан. 1982., 158 с.
8. Р.И. Исмоилов, О.А. Шералиева, А.А. Кадыров. Регулирование реологических свойств буровых растворов, стабилизированных полиакрилатами и полисахаридами. Chemical Safety Science Том 4 № 1. 2020. С. 227.
9. Шералиева О.А., Эшмухамедов М.А., Артыкова Ж.К. Бинарные буровые растворы на основе ПАВ и акриловых полимеров. M., Universum, № 11 (80), часть 3. 2020, стр. 64-68.
10. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. Москва. Недра. 2000. 558 с.
