Статья посвящена различным аспектам использования растворителей в технологических процессах изготовления электронной техники и не только.

Общие сведения

Растворители - индивидуальные химические соединения или их смеси, способные переводить различные вещества в раствор. В свою очередь, растворы - это гомогенные однородные системы, состоящие из двух или более компонентов, состав которых в определенных пределах может непрерывно изменяться . Преобладающий компонент называется растворителем, остальные - растворенными веществами. Различают газовые, жидкие и твердые растворы. К газовым относится воздух, горючие природные газы и др. На практике нам часто приходится иметь дело с жидкими растворами.

Обычно растворители применяются в качестве среды для проведения химических реакций или для технологических целей. Образование растворов существенно изменяет условия протекания химических реакций между компонентами. Причем многие процессы могут происходить только в растворах. Растворители создают гомогенную среду, обеспечивая контакт между реагирующими частицами (ионами, молекулами), а также влияют на механизм химических реакций, их скорость, установление равновесия и т. п. В экзотермических реакциях растворители, разбавляя реагирующие вещества, помогают отвести избыточное тепло. Как технологическое средство растворители широко применяются в различных областях техники (при производстве лаков и красок, взрывчатых веществ, в фармацевтике, парфюмерии, сельском хозяйстве и др.). Растворители находят широкое применение и в большей части микро- и макротехнологий, используемых при производстве электронной техники.

Как и все химические соединения, растворители разделяют на неорганические и органические. Важнейший неорганический растворитель - вода. Менее известные неорганические растворители - легкоплавкие галогениды (например, BrF3), оксогалогениды (например, сульфурилхлорид, тионилхлорид), азотсодержащие растворители (жидкий аммиак) и др. Круг органических растворителей гораздо шире.

Растворители можно классифицировать по их физическим свойствам.

Растворители с температурой кипения ниже 100 °С относят к низкокипящим, с температурой кипения выше 150 °С - к высококипящим.

По степени летучести растворители подразделяют на легколетучие, среднелетучие и труднолетучие.

В зависимости от величины вязкости растворители подразделяют на маловязкие (менее 2 мПа-с), средней вязкости (2-10 мПа-с) и высоковязкие (более 10 мПа-с).

В соответствии с наличием/отсутствием диполь-ного момента и величиной диэлектрической проницаемости различают полярные и неполярные растворители. В зависимости от диэлектрической проницаемости и донорно-акцепторных свойств различают четыре группы растворителей.

1. Протонные растворители (вода, спирты, карбо-новые кислоты и др.). Они являются донорами протонов и обладают высокой диэлектрической проницаемостью (ε > 15).

2. Апротонные биполярные растворители (некоторые апротонные амиды, кетоны, сульфоксиды). Обладают высокой диэлектрической проницаемостью, но не обладают донорно-акцепторными свойствами.

3. Электронодонорные растворители (эфиры).

4. Неполярные растворители с низкой диэлектрической проницаемостью (ε < 15). Это сероуглерод, углеводороды. Такие растворители не обладают донорно-акцепторными свойствами ни по отношению к протонам, ни по отношению к электронам.

В зависимости от кислотно-основных свойств, растворители могут быть кислотными (уксусная кислота), основными (пиридин), нейтральными (бензол).

Вариантов классификации растворителей великое множество, так же, как и для любых химических соединений.

Чудесная молекула

Не задумываясь, можно сказать, что самым распространенным растворителем на Земле является вода. Иногда даже говорят, что нашу планету правильнее было бы назвать Вода. Причина проста: вода занимает около 70% поверхности земного шара. Количество воды на Земле оценивается в 1,39Т0 18 т . Ученые, чтобы доказать, что в том или ином уголке Вселенной возможна жизнь (органическая жизнь), ищут там следы воды. И находят! Молекулы воды обнаружены в межзвездном пространстве. Вода входит в состав комет, большинства планет солнечной системы. Какая же она, эта удивительная, чудесная и в какой-то степени незаменимая молекула?

Так называемая брутто-формула воды (Н 2 0) известна даже двоечнику. Стереометрия, а точнее, планиметрия этой молекулы приведена ниже.

Л. Салем в книге «Чудесная молекула» использует сравнение молекулы воды с персиком, к которому прикреплены два абрикоса. Персик, расположенный в центре, - это атом кислорода. Два маленьких абрикоса по бокам - атомы водорода. Атомы водорода и кислорода расположены в углах равнобедренного треугольника. Для оценки величины молекулы воды достаточно привести длину связи О-Н. Она равна 0,0957 нм.

Поскольку атомы водорода и кислорода имеют различную электроотрицательность, а химические связи О-Н расположены под углом, отличным от 180° (104,5°), молекула воды полярна (диполь). Кроме того, она еще и поляризуема. Эти свойства во многом определяют поведение воды при взаимодействии с другими химическими соединениями.

Вода обладает очень большой диэлектрической проницаемостью. При комнатной температуре ε = 78,3. Абсолютно чистая вода - довольно хороший изолятор: удельное объемное сопротивление изоляции воды при 0°С составляет 1,47-10 б Ом-м, при 50 °С - 18,9· 10 -6 Ом-м. Можно было бы даже сказать, отличный изолятор, но этому мешает то, что незначительная доля молекул воды (примерно 1 из 5-10 -9) подвергается электролитической диссоциации по схеме:

Концентрация ионов Н + (фактически Н 3 0 +) и связанная с ней концентрация ионов ОН + характеризуются водородным показателем (рН среды). На практике на характеристику проводимости воды гораздо больше влияют растворенные в ней соли, кислоты, основания - постоянные спутники не идеально чистой, а реальной воды. Даже небольшой концентрации этих компонентов вполне достаточно для того, чтобы вода, словно по мановению волшебной палочки, превратилась из диэлектрика в проводник.

Вода - химическое соединение, без упоминания о котором невозможно объяснение смысла таких понятий, как гидрофильность и гидрофобность. Гидрофильность и гидро-фобность - характеристики взаимодействия вещества и воды. Если вещество и вода близки по строению друг к другу и сильно взаимодействуют друг с другом, например образуют водородные связи, то говорят о ги-дрофильности. При слабом взаимодействии вещества и воды говорят о гидрофобности. Мерой интенсивности межмолекулярного взаимодействия служит поверхностное натяжение на границе между веществом и водой. Молекулы воды, обладая большим диполь-ным моментом, сильно взаимодействуют и друг с другом с образованием водородных связей. Даже в водяном паре при невысоких температурах и умеренных давлениях имеется около 1% димеров воды.

Вода - прекрасный растворитель. Она хорошо растворяет полярные и диссоциирующие на ионы вещества. С точки зрения реакционной способности вода довольно инертное вещество. Но некоторые вещества, растворяясь в воде, реагируют с нею. Так, газы ΝΗ 3 и S0 2 , растворяясь в воде, превращаются в ионы NH 4 + и S0 3 2+ .

Органические растворители

Вода - самый распространенный неорганический растворитель. А вот в среде органических растворителей претендентов на лидирующее положение нет. Можно лишь выделить группу так называемых нефтяных растворителей, которых с недавних пор стали сокращенно называть нефрасами. В качестве нефтяных растворителей используются узкие прямогонные фракции или фракции, выделенные из продуктов вторичной переработки нефти.

Большинство растворителей нефтяного происхождения имеют исторически сложившиеся названия, которые часто абсолютно не связаны с их составом и химической природой соединений, входящих в их состав. В некоторых случаях названия таких растворителей не только не информируют, но даже дезинформируют пользователей об их составе. Реальный пример - уайт-спирит. Необремененные знанием английского языка так и норовят исправить «ошибку» и назвать его «уайт-спиртом». В какой-то степени они правы. Действительно, в дословном переводе с английского языка white spirit означает «белый спирт». Но такое название, видимо, отражает лишь внешнюю схожесть. Химический состав уайт-спирита очень широк: предельные углеводороды, нафтеновые углеводороды, в небольшом количестве ароматические соединения и др. А вот спиртовая составляющая, увы, отсутствует.

В стремлении упорядочить и унифицировать названия растворителей нефтяного происхождения и появилось название нефрасы. По углеводородному составу нефрасы разделяют на следующие типы:

• нефрасы С - растворители смешанного состава, в которых присутствуют углеводороды всех классов;
• нефрасы А - растворители с преобладанием алифатических углеводородов и пониженным содержанием ароматических углеводородов (не более 2,5%);
• нефрасы И - растворители с преобладанием изопарафиновых углеводородов;
• нефрасы П - растворители с преобладанием парафиновых углеводородов;
• нефрасы Н - растворители с преобладанием нафтеновых углеводородов;
• нефрасы Ар - растворители с преобладанием ароматических углеводородов.

Поскольку нефрасы не являются индивидуальными растворителями, для них не характерна фиксированная температура кипения. Они выкипают в определенном диапазоне температур. Этот диапазон также указывается в их названии.

Так, например, сольвент в соответствии с такой классификацией называется А 130/150. Это означает, что сольвент представляет собой смесь углеводородов с преобладанием алифатических и пониженным содержанием ароматических соединений, выкипающую в диапазоне температур от 130 до 150 °С.

В условном обозначении широко используемых в производстве электронной техники бензинов-растворителей БР-1 (СЗ 80/120) и БР-2 (С2 80/120) присутствует еще одна цифра. Дело в том, что группа растворителей смешанного типа (С) в зависимости от содержания ароматических соединений подразделяется на подгруппы:

• 0 - менее 0,1%;
• 1 -от 0,1% до 0,5%;
• 2 - от 0,5% до 2,5%;
• 3 - от 2,5% до 5,0%;
• 4 - от 5,0% до 25,0%;
• 5 - от 25,0% до 50,0%.

Говорят, что бензины БР-1 и БР-2 взаимозаменяемы. Действительно, фракционный состав у них близок. Но если эти растворители используются для отмывки или обезжиривания чего-либо, излишне чувствительного к активным растворителям, предпочтение следует отдать последнему. Он содержит меньше ароматических углеводородов. Кроме того, он менее токсичен. Если же избирательность не является главным требованием к растворителю, то ответ, очевидно, будет иным.

Аналогичные мысли возникают по отношению к уайт-спириту. Отечественный растворитель содержит гораздо больше ароматических соединений, нежели его зарубежный аналог (до 16%). Очищенный от ароматических соединений уайт-спирит почти не имеет запаха, но его растворяющая способность значительно меньше.

В отличие от нефтяных растворителей, индивидуальные органические растворители характеризуются константами своих физических свойств. Хотя для технических растворителей также характерен некоторый диапазон, в пределах которого изменяются эти свойства. Но этот диапазон гораздо меньше, чем у нефтяных растворителей. Растворителями богаты практически все известные классы органических соединений: предельные углеводороды; хлорированные углеводороды; ароматические соединения; спирты; простые и сложные эфиры; кетоны и др. Физические свойства некоторых наиболее распространенных органических растворителей приведены в таблице 1.

Термодинамика растворов

Растворы низкомолекулярных и/или высокомолекулярных соединений являются обратимыми системами. Они подчиняются правилу фаз Гиббса и могут быть описаны обычными диаграммами состояния.

Растворение является самопроизвольным процессом и сопровождается уменьшением изобарно-изотермического потенциала (ΔG):

где ΔН - изменение теплосодержания (энтальпии) системы, ΔS - изменение энтропии системы, Т - абсолютная температура, р - давление.

Растворимость химических соединений в растворителях определяется термодинамическим сродством, мерой которого является разность изобарно-изотермических потенциалов раствора и суммы изобарно-изотермических потенциалов компонентов:

Чем больше по абсолютной величине ΔG смеси, тем больше сродство между компонентами, тем лучше растворимость.

Если же уйти от уравнений, то можно сказать, что при растворении главенствует принцип «подобное растворяется в подобном». Максимальное значение ΔG смеси будет в том случае, если растворяемое вещество и растворитель будут максимально похожи друг на друга. Общее правило: гидрофильные вещества лучше растворяются в гидрофильных растворителях, а гидрофобные -в гидрофобных. Поэтому попытки растворить обойный клей в бензине всегда будут обречены на неудачу. Термодинамика выступает против этого.

Гидрофильно-гидрофобный баланс

Однажды ко мне обратился знакомый технолог, озадаченный нелогичным, на его взгляд, поведением меламино-алкидного лака. Нелогичность выражалась в том, что нужно было уменьшить его вязкость, а он не желал растворяться. На вопрос о том, чем вы его пытались растворить, ответ был такой: «Тем, чем рекомендовано на этикетке - уайт-спиритом». Как сделать так, чтобы лак не захотел растворяться в том, в чем он обязан растворяться? Для решения задачи не нужно изобретать ничего нового. Решение уже есть, нужно попытаться виртуально его повторить, ограничивая себя лишь тем, что можно использовать только внутренние ресурсы системы.

На вопрос, что вы делали с этим лаком, был получен ответ: «Лак использовался ранее для пропитки трансформаторов». Пребывание трансформаторов в лаке, скорее всего, не могло привести к таким «тяжелым» последствиям. После уточнения вопроса оказалось, что речь шла о вакуумной пропитке трансформаторов. На этой стадии причина столь неожиданного явления мне была ясна уже на 90%. А после того, как я посмотрел, какие растворители используются в лаке изначально, 90% уже превратились в 100%.

В молекулах полимерного (олигомерного) связующего меламино-алкидных лаков имеются как гидрофобные, так и гидрофильные фрагменты. Поэтому в этих лаках используется смесь растворителей (уайт-спирит или его аналоги и бутанол). Первый отвечает за растворение гидрофобных фрагментов связующего, а второй - за растворение гидрофильных.

В нормальных условиях испаряется преимущественно более летучий растворитель. В данном случае - уайт-спирит или его аналоги. Поэтому изготовители и рекомендуют при загустевании лака разводить его уайт-спиритом. Но если лак подвергается воздействию вакуума, то улетучивается еще и менее летучий растворитель - бутанол. И добавления только уайт-спирита уже недостаточно, чтобы растворить загустевший лак. Гидрофильные группировки связующего лака просят еще и близкого им по химической природе растворителя.

Обобщая, можно сказать, что полимеры или олигомеры (связующие большей части лакокрасочных материалов) содержат в своих молекулярных цепочках гидрофобные и гидрофильные фрагменты. За гидрофобные свойства ответственны метильные, этильные и другие углеводородные радикалы. Гидроксильные, карбоксильные и другие полярные группировки гидрофильны. Поэтому растворители также должны включать компоненты с преимущественно гидрофобными свойствами (уайт-спирит, толуол, сольвент и т. п.) и компоненты, имеющие сродство к воде (этанол, этилцеллозольв, ацетон, этилацетат и др.). А их сочетание определяется химической природой связующего лака. Для получения некоторых лаков набор универсальных «номерных» растворителей (таблица 2) недостаточен. Поэтому приходится изобретать собственные неповторимые комбинации компонентов растворителя. Гидрофильно-гидрофобный баланс может быть реализован и в пределах молекул одного растворителя.

Аналогичные проблемы встречаются в технологиях отмывки печатных узлов от загрязнений. В общем случае последние также отличаются по своей полярности и, соответственно, гидрофильности/гидро-фобности. В известной спирто-бензиновой смеси первая составляющая отвечает за растворение гидрофильных загрязнителей (в первую очередь остатков канифоли), а вторая - за растворение гидрофобных загрязнителей (жиры и т. д.). В изопропи-ловом спирте (основе многих отмывочных жидкостей зарубежного производства) гидрофильно-гидрофобный баланс реализуется преимущественно в пределах одной молекулы.

Растворы полимеров

Растворы полимеров и их низкомолекулярных аналогов (олигомеров) будут интересны преимущественно специалистам, занимающимся нанесением полимерных покрытий и герметизацией радиоэлектронной аппаратуры полимерными материалами.

Таблица 1. Физические свойства некоторых индивидуальных органических растворителей

Таблица 2. Рецептура некоторых «номерных» растворителей и разбавителей

Растворы полимеров обладают целым рядом особенностей по сравнению с растворами низкомолекулярных соединений из-за специфических свойств макромолекул: больших размеров, широкого диапазона гибкости, большого набора конформаций (пространственных конфигураций), способности изменять конформаций при изменении температуры или смене растворителя и т. д. Растворы полимеров характеризуются высокой вязкостью, замедленной диффузией, обладают тиксотропией и т. д. Все это, с одной стороны, осложняет работу с ними, а с другой - предоставляет гораздо больше потенциальных возможностей.

Особенностью процесса растворения высокомолекулярных соединений является их набухание. Скорость диффузии макромолекул значительно меньше, чем скорость диффузии молекул растворителя. Поэтому последние быстрее проникают в полимерную фазу, чем макромолекулы в растворитель. В результате объем полимера сильно увеличивается. Набухание не всегда может закончиться растворением. Если полимер и растворитель смешиваются друг с другом ограниченно, в конце процесса образуется две фазы: насыщенный раствор полимера в растворителе и насыщенный раствор растворителя в полимере. С изменением условий, например температуры, ограниченное растворение может перейти в неограниченное, и наоборот.

Полимеры пространственного (трехмерного) строения в лучшем случае могут только набухать. Наличие химических связей не позволяет макромолекулам оторваться друг от друга и перейти в раствор.

На практике при приготовлении растворов полимеров учитывают специфику их растворения, не вводя в раствор сразу весь растворитель. В противном случае на поверхности полимера образуется набухшая оболочка, препятствующая дальнейшему проникновению растворителя. С такой проблемой, думаю, сталкивались те, кто пытался за один прием приготовить обойные клеи на основе крахмала, карбоксиметилцеллюлозы и прочих водорастворимых полимеров.

Фазовое равновесие в системе «полимер - растворитель» устанавливается правилом фаз Гиббса:

где С - число степеней свободы в системе, К - число компонентов, Ф - число фаз.

Правило фаз определяет состояние системы в момент равновесия, независимо от пути, по которому система подошла к этому состоянию. Число степеней свободы С указывает, сколько переменных, определяющих состояние системы, можно произвольно изменять, не изменяя числа фаз.

Из этого уравнения следует, что в двухкомпонентных системах максимальное число степеней свободы равно трем. Это означает, что состояние системы «полимер - растворитель» полностью определяется температурой, давлением и концентрацией полимера. Поскольку в конденсированных системах равновесие почти не зависит от давления, поэтому правило фаз можно записать в упрощенном виде:

Однофазная система имеет две степени свободы. При наличии двух фаз система имеет всего одну степень свободы. Это означает, что изменение температуры автоматически приводит к изменению концентрации в обеих фазах.

На рисунке приведена типичная кривая фазового равновесия в двухкомпонентной системе «полимер - растворитель».

Кривая фазового равновесия отделяет область неограниченного растворения от области ограниченного растворения.

В области ограниченного растворения, например в точке «а», число фаз равно 2, а число степеней свободы - 1. Состояние системы однозначно определяется либо температурой, либо концентрацией. В точке «а» раствор полимера характеризуется температурой Т а и составом фаз: фаза 1 - х a1 и фаза 2 - х a2 . При повышении температуры концентрации растворов в обеих фазах начинают сближаться, изменяются и объемы фаз. При достижении температуры Т кв (верхней критической) составы обеих фаз выравниваются, и происходит переход из двухфазной системы в однофазную - гомогенный раствор полимера в растворителе. Охлаждение однофазной системы вновь приведет к расслоению. Такой переход может быть осуществлен неограниченное количество раз.

Фазовые диаграммы для реальных систем «полимер - растворитель» не так просты. Отсутствует резкая граница между областями неограниченного и ограниченного растворения. Вследствие полидисперсности полимеров кривая фазового равновесия практически представляет набор кривых, отвечающих отдельным фракциям полимера. Фазовое расслоение в растворах полимеров может происходить не только при понижении, но и при повышении температуры.

В отличие от растворов низкомолекулярных соединений, растворы полимеров даже при очень небольших концентрациях представляют собой довольно вязкие среды. Но главное отличие не в этом. Способность молекул полимеров деформироваться под действием внешнего силового поля и ориентироваться в потоке приводит к тому, что вязкость становится переменной величиной.

Течение низкомолекулярных жидкостей и их растворов подчиняется закону Ньютона:

где τ - напряжение сдвига, Па; η - коэффициент вязкости, Па•с; γ - скорость сдвига (градиент скорости сдвига), с -1 .

В ньютоновских жидкостях вязкость η не зависит от напряжения (скорости) сдвига. В структурированных системах в большинстве случаев вязкость зависит от напряжения сдвига. Растворы полимеров в общем случае являются неньютоновскими жидкостями. Их вязкость уменьшается с увеличением градиента скорости. Чем быстрее течет такая жидкость, тем меньше ее вязкость. Объяснение очень простое. В области низких концентраций отдельные макромолекулы ориентируются вдоль потока. В области высоких концентраций разрушаются структуры, возникающие при взаимодействии макромолекул друг с другом. При очень малых или при очень больших скоростях потока растворы полимеров также подчиняются закону Ньютона.

Эффективная вязкость растворов полимеров зависит от концентрации, молекулярной массы полимера, его молекулярно-массового распределения, температуры и природы растворителя.

Известны различные виды вязкости: кинематическая, динамическая, относительная, удельная, приведенная, а для полимеров еще и характеристическая. Характеристическая вязкость - это приведенная вязкость, экстраполированная к нулевой концентрации полимера.

На практике о вязкости полимеров чаще всего судят, измеряя не абсолютные значения, а время истечения жидкости через калиброванное отверстие. В лакокрасочном производстве технологи обычно оперируют так называемой вязкостью по ВЗ-4 . Измерение такой вязкости сводится к измерению времени истечения (в секундах) определенного объема лакокрасочного материала из обыкновенной воронки через калиброванное отверстие. Поскольку технология нанесения лакокрасочных покрытий допускает изменение вязкости в довольно широком интервале, точность такого измерения бывает вполне достаточной. Для высоковязких лакокрасочных материалов используют воронки с подогревом.

Более точные измерения проводят при тер-мостатировании на капиллярном вискозиметре, например ВПЖ-1, ВПЖ-2, ВПЖ-4 . При этом появляется возможность перейти от секунд к абсолютным значениям вязкости.

Растворы наоборот

Большинство практически используемых полимеров в чистом виде не обладают высокоэластическими свойствами. Такие свойства могут у них появиться при добавлении специальных низкомолекулярных соединений,

называемых пластификаторами . Система «полимер - пластификатор», по сути дела, представляет собой очень концентрированный раствор, в котором содержание пластификатора изменяется в диапазоне от долей процента до десятков процентов. Это своеобразные растворы с обратным знаком - раствор жидкости в твердом веществе (твердый раствор).

Пластифицировать можно практически все полимеры. Для обеспечения необходимого комплекса эксплуатационных свойств система «полимер - пластификатор» должна в течение длительного времени сохранять свои свойства. Это достигается использованием в качестве пластификаторов веществ, имеющих высокую температуру кипения и очень низкую летучесть.

Пластификаторы классифицируют по химической природе и степени совместимости с полимером. Впервые в качестве пластификатора была использована камфора, а первой пластифицируемой пластмассой был целлулоид (Англия, 2-я половина XIX века). Сейчас в качестве пластификаторов наибольшее распространение получили сложные эфиры фталевой кислоты (примерно 80% всего объема). Применяются также эфиры алифатических дикарбоновых кислот, эфиры фосфорной кислоты, низкомолекулярные полиэфиры, хлорированные парафины, кремнийорганические жидкости, парафины, продукты лесохимического производства и др.

Сущность пластификации заключается в увеличении гибкости и подвижности макромолекул в присутствии низкомолекулярного компонента. Как правило, непременным условием пластификации является термодинамическая совместимость пластификатора с полимером, то есть образование истинного раствора пластификатора в полимере. При использовании пластификатора, имеющего термодинамическое сродство к полимеру, происходит самопроизвольное образование его истинного раствора в полимере (полимер набухает в пластификаторе).

Если пластификатор не имеет сродства к полимеру, его введение в полимер можно осуществить принудительно - в смесителях. В этом случае образуется термодинамически неустойчивая коллоидная система, склонная к расслаиванию. Внешне это проявляется в появлении капелек пластификатора на поверхности изделия. При удачном сочетании «полимер - пластификатор» такие процессы происходят с очень медленной скоростью, вследствие чего изделия сохраняют эксплуатационные свойства в течение нескольких десятков лет.

По характеру взаимодействия с полимерами пластификаторы могут быть разделены на две группы: полярные и неполярные. Первые способны сольватировать полярные группы полимера, снижая их межмолекулярное взаимодействие и, следовательно, температуру стеклования. Понижение температуры стеклования при этом пропорционально числу молей введенного пластификатора (правило Журкова). Неполярные пластификаторы существенно не изменяют внутреннюю энергию системы. Они играют роль своеобразной смазки. Поэтому иначе их называют мягчителями.

Особый вид пластификации - пластификация полимера полимером. Эластичность жесткого полимера можно увеличить добавлением к нему эластичного полимера. Обязательное условие - термодинамическое сродство полимеров. Пример такой термодинамически устойчивой системы: «по-ливинилхлорид - бутадиеннитрильный каучук».

Водные устремления

Есть химические соединения, называемые изоцианатами . Изоцианаты содержат функциональные группировки -NCO. Это чрезвычайно химически активные и к тому же токсичные соединения. Высокая химическая активность и высокая токсичность, как правило, соседствуют друг с другом. В производстве электронной техники изоцианаты находят применение в качестве отвердителя алкидно-уретанового лака УР-231 - диэти-ленгликольуретан (ДГУ), при изготовлении компаундов и др.

Высокая химическая активность изоциа-натов находит практическое применение и в иных областях. Так, для модификации полиолефинов диизоцианатами было синтезировано химическое соединение с очень длинным названием: 1,1-1,6-гексаметилен-3,3,3 1 ,3 1 -тетракис-(2-оксиэтил)-бисмочеви-на (далее - бисмочевина). Добавку получали в результате взаимодействия 1,6-гек-саметилендиизоцианата и диэтаноламина по реакции:

Эта добавка случайно оказалась в руках медиков. Оказалось, что она обладает уникальными криопротекторными свойствами. Еще из школьного курса физики мы знаем, что в отличие от большинства химических соединений, вода при замерзании не уменьшается в объеме, а увеличивается. Именно благодаря этому лед не тонет, а плавает. Именно благодаря этому сохраняется жизнь в водоемах и т. д. С другой стороны, благодаря этому же свойству воды при замерзании любого живого существа кристаллики льда необратимо разрушают органические клетки. Но биообъекты (кровь, костный мозг, человеческие органы и др.) можно длительно сохранять, замораживая их при температуре жидкого азота (-196 °С) в присутствии криопротекторов. На практике для этого чаще всего используется ди-метилсульфоксид, довольно токсичное и недостаточно эффективное соединение. Оказалось, что бисмочевина обладает прекрасными криопротекторными свойствами. И самое главное, несмотря на чрезвычайную токсичность используемых для ее получения химических соединений, сама она практически нетоксична. По словам разработчиков, ее можно даже намазывать на хлеб и есть его.

Вслед за положительными результатами испытаний возникла потребность в разработке промышленной технологии получения бисмочевины. Первоначально синтез добавки проводился по реакции (1) с использованием традиционной для химии технологии - в среде органического растворителя. Целевой продукт получался в виде раствора и выделялся в кристаллическом виде известными методами, например многократной перекристаллизацией. Технология сложна и многостадийна, особенно на стадии очистки бисмочевины от примесей. Химики обычно, если имеется возможность, стремятся уйти от органических растворителей. И разработчики ушли от них, заменив органический растворитель на обычную воду. Решение сверхоригинальное. Дело в том, что исходный продукт (диизоцианат) активно реагирует с водой. Было предложено проводить реакцию при очень низкой (отрицательной) температуре. При такой температуре реакция (1) еще идет, а скорость реакции диизоцианата с водой практически снижается до нуля. Выбирая это решение, разработчики имели в виду, что даже при нормальной температуре скорость реакции (1) была в несколько раз выше скорости реакции диизоцианата с водой. Целевой продукт получался в виде водного раствора, именно в таком виде он и использовался в медицине. Следовательно, необходимость в выделении бисмочевины из раствора отпадала. В теории, а в некоторых случаях и на практике, все получалось прекрасно. Но почему-то водный раствор бисмочевины, полученный по этой технологии, часто оказывался токсичным.

Автор присоединился к разработчикам технологии на этой стадии. Отдавая должное красоте технического решения, можно сказать, что оно было не лишено недостатков. Принципиальный недостаток технологии заключался в том, что она была работоспособна лишь тогда, когда исходные продукты в реакции (1) взяты в абсолютно стехиометрических соотношениях. Теоретически это возможно, а практически мы можем только более или менее приблизиться к этому. Напомню, что в 1 г-моле вещества содержится 6,02· 10 23 молекул (число Аво-гадро). Попробуйте ввести в реакцию вещества с такой точностью, чтобы каждой молекуле одного вещества точно отвечало столько же молекул другого вещества (в данном случае соотношение 2:1). Вряд ли это удастся. Поэтому в тех случаях, когда соотношение исходных компонентов в реакции было близко к стехиометрическому, получали нетоксичный продукт. В иных ситуациях, а они по теории вероятности должны были случаться гораздо чаще, раствор получался токсичным из-за остатков токсичных исходных соединений.

Для решения этой, казалось бы нерешае-мой, проблемы был использован известный из теории решения изобретательских задач (ТРИЗ) прием разрешения технических противоречий (использовать частично избыточное или частично недостающее действие) . Одного вещества из исходных (диизоцианат) взяли чуть больше, чем это нужно по реакции. Формула изобретения , в котором реализовано это решение, выглядит следующим образом:

Способ получения 1,1-1,6-гексаметилен-3,3,3 1 ,3 1 -тетракис-(2-оксиэтил)-бисмочевины взаимодействием 1,6-гексаметилендиизоциа-ната с диэтаноламином в среде растворителя с последующей выдержкой реакционной массы и выделением целевого продукта, отличающийся тем, что гексаметилендиизо-цианат берут в количестве 1,0005-1,1 от сте-хиометрического, а в качестве растворителя используют воду и реакционную смесь выдерживают при 25-60 °С в течение времени, необходимого для выработки 1,6-гексамети-лендиизоцианата.

Избыточное по отношению к стехиометрическому количество 1,6-гесаметилендии-зоцианата гарантирует во всех случаях отсутствие в водном растворе целевого продукта диэтаноламина. Оставшийся в реакционной среде 1,6-гексаметилендиизоцианат при последующей выдержке в результате реакции с растворителем (водой) переводится в полимочевины. Полимочевины выпадают в осадок и отфильтровываются. Таким образом получается водный раствор бисмочевины, готовый к использованию по назначению. Инъекции такого раствора мышки, на которых проверяли его токсичность, переносили безболезненно. Таким оригинальным способом были практически реализованы «водные устремления» в этой технологии.

«Водные устремления» прослеживаются практически во всех технологиях производства электронной техники. В некоторых технологиях (нанесение гальванических или химических покрытий, травление и др.) для их реализации не требуется никаких усилий. В принципе, для получения таких покрытий можно использовать и неводные среды. Научные исследования в данном направлении ведутся. Но нужно ли это?

В других технологиях, к примеру, при формировании промежуточных или финишных покрытий печатных плат (фоторезисты, паяльные маски), чтобы уйти от органопрояв-ляемых композиций к водо-щелочепроявляе-мым, пришлось приложить немалые усилия.

Тенденция ухода от «органики» главенствует и в технологиях отмывки печатных узлов от всевозможных видов загрязнений. На смену токсичным и недружественным по отношению к окружающей среде органическим растворителям приходят моющие составы на водной основе.

Продолжение следует.

Литература

1. Политехнический словарь / Редкол.: А. Ю. Ишлинский и др. М.: Сов. Энцикл. 1989.
2. Химическая энциклопедия: В 5 т. Т. 1 / Редкол.: И. Л. Кнунянц и др. М.: Сов. Энцикл., 1988.
3. Салем Л. Чудесная молекула // Пер. с франц. М: Мир, 1982.
4. ГОСТ 8420-74. Материалы лакокрасочные. Методы определения условной вязкости.
5. Мусакин А. П., Рачинский Ф. Ю., Суглобо-ва К. Д. Оборудование для химических лабораторий. Л.: Химия, 1982.
6. Барштейн Р. С, Кирилович В. П., Носовский Ю. Е. Пластификаторы для полимерных материалов. М.: Химия, 1982.
7. Саундерс Дж. X., Фриш К. К. Химия полиуретанов // Пер. с англ. М.: Химия, 1972.
8. Пат. РФ № 2072352. Уразаев В. Г., Архиреев В. П., Батдалов Ю. Р. Способ получения ^-^б-гексаметилен-ЗДЗ^З`-тетра-кис (2-оксиэтил)-бисмочевины. Приоритет от 10.08.1994.

Физической смысл применения углеводородных растворителей в качестве вытесняющих агентов очевиден: вязкая нефть, парафин, смолы могут быть эффективно растворены, а также отмыты от породы различными растворителями. Проблема состоит в том, чтобы подобрать наиболее дешевый и эффективный растворитель, добиться оптимального процесса вытеснения, при котором критериальный показатель – количество дополнительно извлеченной нефти на 1 т растворителя, был бы максимальным.

Были изучены вытесняющие свойства растворителей – бензола, толуола, этилового спирта, дивинила, ароматических углеводородов и других.

Рациональным решением применения растворителя является создание оторочки из него и последующее вытеснение растворителя буферной жидкостью, например, загущенными полимерами жидкостями.

Известны данные о промышленном применении жидкости РСУО – реологической системы на углеводородной основе, состоящей из двухфазной пены и углеводородного растворителя. Она обладает псевдопластическими свойствами, регулирующими подвижность фаз находящейся в пласте жидкости.

Испытание метода на Сураханском месторождении производилось в течении 1976-77 годов. В нагнетательную скважину была закачана оторочка РСУО из смеси 100 куб.м. воды, 2,5 т сульфанола и 17 куб.м. углеводородного растворителя. Оторочка позволила ликвидировать прорыв воздуха к добывающим скважинам, возникавший при осуществлении ППД с помощью сжатого воздуха. Было получено увеличение добычи нефти.

2.9.21 Применение щелочного заводнения

Метод закачки в пласт щелочей основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефть щелочной раствор и преобразования характера смачиваемости породы вытесненным агентом из гидрофобного в гидрофильный.

Раствор щелочи NaOH при концентрации до 0,1 % ведет к увеличению КНО на 10...15 %. При контакте с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, щелочи образуют натриевые мыла (они снижают поверхностное натяжение фазы) и нефтяные эмульсии. Последние устремляются в зоны повышенной проницаемости, создавая вследствие своей повышенной вязкости (по сравнению с водой) фильтрационные сопротивления и, направляя, таким образом, поток жидкости в зону пониженной проницаемости.

Щелочи могут закачиваться в виде оторочки. Вследствие доступности и низкой стоимости из закачка более экономична. Однако применение щелочей не рекомендуется для продуктивных пластов, содержащих соли Са и Mg при концентрации более 0,025 г/л, т.к. это может вызвать выпадение осадка. Н е следует применять щелочи и в пластах с глинистыми пропластками, которые вследствие смачиваемости будут набухать, уменьшая проницаемость пласта.

2.9.22.Применение поверхностно-активных веществ

Существует много проектов закачки ПАВ, физические основы действия которых на залежь сводятся к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-порода, уменьшению вязкости нефти и улучшению ее отмыва от породы.

Данные об эффективности ПАВ противоречивы и требуют дальнейших исследований.

2.10. Ремонт нефтяных скважин

Различают два вида ремонта скважин – наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.

2.10.1 Общие сведения о текущем ремонте скважины

Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов).

Текущий ремонт может быть планово-предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Второй вид текущего ремонта – восстановительный, проводимый с целью устранения отказа – это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования.

Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (К Э) и межремонтный период (МРП). К Э – это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (Т ОТР), к календарному периоду (Т КАЛ). МРП – это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени Т ОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок.

К Э = Т ОТР / Т КАЛ;

МРП= Т ОТР / Р;

Путями повышения К Э и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях.

В настоящее время более 90 % всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5 % - с ЭЦН.

При текущем ремонте проводятся следующие операции

Транспортные – доставка оборудования на скважину;

Подготовительные – подготовка к ремонту;

Спускоподъемные – подъем и спуск нефтяного оборудования;

Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

Заключительные – демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт – за счет создания монтажеспособных машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за счет создания надежных автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг.

Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления P ЗАБ, превышающего пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.

Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско-подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом.

В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги.

2.10.2 Технология капитального подземного ремонта скважин.

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это – работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цехи по капитальному ремонту, объединяющие бригады. В состав бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.

Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а так же перечень всех планируемых работ.

Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.

2.10.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом

Выбор технологии ремонта и технических средств для его проведения зависит от того, насколько правильно установлен характер повреждений оборудования или колонны, или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины. Обследование включает в себя определение глубины забоя, уровня жидкости, состояния эксплуатационной колонны, характер аварии и размещения в скважине оборудования, величины коэффициента продуктивности и других параметров, характеризующих забой и скважину.

Состояние колонны и характер оборвавшейся части оборудования устанавливается печатями, представляющими собой свинцовый или алюминиевый стакан, спускаемый на трубах в скважину. При соприкосновении с предметом, находящимся в скважине, на мягкой поверхности печати остается отпечаток, по которому судят о характере обрыва. Получили применение гидравлические печати с резиновым копирующим элементом и скважинные фотоаппараты. Целесообразно рассмотреть результаты исследований в динамике. Особенно это касается выбора способа воздействия на забой или пласт. Чем обстоятельнее будет информация, тем успешнее будет ремонт.

Исследование проводится известными способами, представляющими к настоящему времени широкий выбор: термометрия, дебитометрия, гамма (ГК) – и нейтронный каротаж (НГК) и другие.

2.10.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны

Одним из часто встречающихся дефектов колонны является нарушение ее целостности в результате повреждения оборудованием или инструментом в процессе эксплуатации или коррозийного износа. В обоих случаях через повреждения начинается интенсивное движение в скважину посторонних вод. Интервал повреждения может быть определен дебитометром или термометром, которые фиксируют аномалии показаний. Ремонт колонны может быть проведен несколькими способами, но наиболее прогрессивным является ремонт обсадных труб металлическими пластырями. Этот метод включает в себя проведение шаблонирования и очистки колонны, ликвидацию смятия, уточнение формы и размеров повреждения.

Пластырь – тонкостенная цельнотянутая продольно-гофрированная труба с наружным периметром, равным периметру обсадной колонны и покрытая герметизирующим антикоррозийным составом.

Дорн состоит из дорнирующей головки, силовых гидроцилиндров и полых штанг. Принцип работы устройства основан на расширении гофрированной трубы до плотного контакта с колонной за счет создания избыточного давления в полости дорнирующей головки с последующей протяжкой устройства талевой системой. Силовые цилиндры создают условия для начала операции, расширяя трубы и закрепляя ее в колонне.

Комплекс устройств используется на промыслах «Башнефти», «Татнефти» и других объединений.

Наиболее уязвимыми к разрушениям являются эксплуатационные колонны нагнетательных скважин, испытывающие в процессе работы действие высоких давлений при закачке воды и гидравлическом разрыве пласта и коррозийно-активные жидкости, действие кислот при интенсификации. Следует иметь ввиду, что ремонт колонны, каким бы методом он не проводился, ведет к уменьшению ее диаметра, снижает и без того ограниченные возможности применения эксплуатационного и исследовательского оборудования.

2.10.2.3 Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков

Обводнение скважин может происходить по разным причинам. Вот несколько из них: негерметичность заколонного цементного кольца, вследствие чего возникает сообщение между нефтеносным и водоносным пластами; подтягивание к фильтру скважины подошвенных вод из-за интенсивного отбора или заводнения; прорыв вод из верхних водоносных горизонтов через дефекты в эксплуатационной колонне.

Наличие заколонного перетока может быть определено закачкой в пласт через фильтр радиоактивных изотопов, растворенных в 1.5…2 м 3 воды (радиоактивное железо, цирконий, цинк). Наличие перетока позволит попасть части радиоактивной жидкости в водонасыщенный пласт, что будет отмечено на кривой гамма-каротажа аномальным всплеском по сравнению с аналогичной кривой, снятой до закачки изотопа. Изоляция притоков производится несколькими способами, одним из которых является закачка цементного раствора в трещину с целью ее повторного цементирования, или закачка специальных смол.

2.10.2.4 Изоляция притока подошвенной воды

В практике часто встречаются случаи обводнения путем подтягивания подошвенной воды за счет форсированного отбора. При этом образуются конуса обводнения, высота которых может быть соизмерима с толщиной пласта. В таких случаях прибегают к ограничению отбора жидкости по скважине или изоляции обводнившейся части пласта: устанавливают цементный мост и перекрывают часть пласта, закачивают в подошвенную часть пласта под давлением цементный раствор или различные пластмассы, схватывающиеся в водяной среде и образующие горизонтальный экран.

Перевод скважины на другой эксплуатационный объект.

В связи с обводнением эксплуатирующегося пласта может возникнуть необходимость в переводе скважины на эксплуатацию с другого пласта, если таковой имеется в разрезе месторождения. При этом этот пласт может ниже или выше эксплуатируемого.

Технология перевода состоит в надежной изоляции обводненного пласта посредством закачки в него тампонирующего материала (цемента, смол) под давлением, образовании на забое цементного стакана, его разбуривании и углублении скважины до следующего, продуктивного пласта, спуске эксплуатационной колонны и ее цементировании, простреле фильтра, вызове притока из нового объекта.

2.10.2.5 Ловильные работы в скважине

Технология ловильных работ разрабатывается применительно к характеру аварии в конкретной скважине на основе тщательного обследования.

Устанавливается характер аварии, глубина расположения оставшегося оборудования, диаметр скважины, возможность применения известных средств захвата, необходимость разработки новых средств. Ловильные работы сопряжены с возникновением больших, иногда непредсказуемых нагрузок, поэтому требуют высокой квалификации персонала. Опишем некоторые из часто встречающихся технологий ловильных работ.

2.10.2.6 Извлечение упавших труб

Устанавливают состояние конца трубы с помощью печати. Если он позволяет осуществить захват изнутри или снаружи, то производят спуск соответствующего инструмента. Если захват невозможен, то производят подготовку конца трубы путем фрезерования, нарезки резьбы, или другими способами. При этом возможны случаи прихвата труб, т.е. заклинивания их в колонне. Тогда прибегают к их расхаживанию, подаче промывочных жидкостей, созданию повышенных нагрузок с целью натяжения или отрыва отдельных труб или части колонны.

2.10.2.7 Извлечение установки ЭЦН

Технология извлечения УЭЦН с оборвавшимися трубами не отличается от принятой для извлечения обычных труб. Работы могут осложниться, если трубы окажутся покрытыми оборвавшимся кабелем.

В этом случае проводят работы по извлечению кабеля для получения доступа к трубам.

Не исключено заклинивание узлов УЭЦН в колонне ослабленным кабелем и металлическими поясами, что потребует создания больших усилий, которые могут закончится разрушением труб или соединительных частей УЭЦН. Работы могут потребовать фрезерования оставшихся частей, нарезания на них резьбы и длительных спуско-подъемных операций по извлечению частей УЭЦН.

2.10.2.8 Испытание колонны на герметичность

Нормальная длительная работа скважины обеспечивается периодическим испытанием ее эксплуатационной колонны на герметичность. Это, тем более, необходимо делать после аварийных и изоляционных работ.

Испытания на герметичность проводят двумя способами: опрессовкой и снижением уровня жидкости в стволе скважины. Технология испытательных работ состоит в следующем.

Для опрессовки устье скважины оборудуется опрессовочной головкой, через которую в ствол нагнетают жидкость.

2.10.2.9 Зарезка второго ствола

Если аварию в скважине устранить не удается, и ствол ее не может быть использован для добычи нефти, следует рассмотреть вопрос о ликвидации скважины или возможность бурения с некоторой глубины нового ствола. При этом следует провести тщательный технико-экономический анализ, чтобы убедиться в целесообразности зарезки второго ствола по сравнению с бурением новой скважины.

Технология зарезки второго ствола состоит в следующем. На основании исследований и обследования эксплуатационной колонны выбирают интервал бурения: он должен быть по возможности ниже. В этом интервале колонна не должна иметь смятий, нарушений, а в разрезе не должно быть поглощаемых горизонтов.

Устанавливают цементный стакан высотой 5..6 м на глубине выбранного интервала, и после затвердения цемента проверяют колонну, спуская в нее направление диаметром на 6 мм меньше диаметра эксплуатационной колонны и длиной 6..8 м.

Спускают отклонитель на бурильных трубах и сажают его на цементный стакан.

Создают нагрузку, расклинивают отклонитель на заданной глубине, поднимают трубы и спускают фрейзер-райбер.

Вращаясь по отклонителю, райбер прорезает «окно» в эксплуатационной колонне, которое затем расширяется райбером большего диаметра.

После прорезки и расширения «окна» приступают к проводке скважины по технологии, принятой для обычной скважины.

2.10.2.10 Ликвидация скважин

Ликвидация скважин – комплекс работ, связанный с выводом скважины из эксплуатации по следующим причинам: а) скважины геологоразведочные, выполнившие свое назначение (первая категория); б) сухие эксплуатационные скважины (вторая категория); в) аварийные скважины с осложнениями при бурении или эксплуатации (третья категория); г)обводнившиеся эксплуатационные скважины (четвертая категория); д) скважины, оказавшиеся в зонах строительства или стихийных бедствий (пятая категория).

Ликвидация скважины согласуется с органами надзора и предполагает проведение на скважине следующих работ.

Интервал пластов со слабыми нефтяными проявлениями цементируется на глубину толщины пласта, плюс 20 м ниже подошвы и выше кровли. Над продуктивным пластом устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м. Ствол скважины заполняется буровым раствором, позволяющим создать давление на забой выше пластового.

Если в разрезе скважины не встречаются напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней колонны устанавливают цементный мост высотой не менее 50 м.

Устье ликвидированной скважины оборудуют репером, представляющим собой сплюснутую сверху 73 мм трубу, на нижний конец которой насаживается деревянная пробка. Труба опускается в скважину на глубину не менее 2 м и заливается цементом. Над устьем устанавливают бетонную тумбу размером 1*1*1 м, из которой должен выходить репер высотой не менее 0.5 м. При извлеченной колонне репер над шахтной тумбой не устанавливают.

2.10.3 Механизмы и оборудование для ремонтных работ

Для механизации подготовительных работ используют специальные агрегаты.

Агрегат для механизированной установки якорей для оттяжек – АМЯ-6Т смонтирован на трелевочном тракторе ТДТ-75. Агрегат состоит из мачты, ротора, механизма вращения ротора, лебедки, трансмиссии, гидро- и электросистемы.

Ротор служит для передачи крутящего момента якорю. Лебедка предназначена для подъема и удержания на мачте рабочей штанги. Перемещение ротора вверх-вниз, подъем мачты и стрелы обеспечивается гидравлическими насосами. Диаметр заглубляемых якорей 350, 500 мм, при грузоподъемности мачты 60 кН и максимальном крутящем моменте ротора 30 кН*м.

Передвижной агрегат ремонта скважины (ПАРС) применяется для выполнения земляных работ при подготовке скважины к ремонту: установка оттяжек, рытье траншей, укладка мостков, труб, штанг и т.д.

Выполнен на базе трактора и состоит из гидравлического крана, бульдозерного отвала, механизма для резки грунта, лебедки.

Стрела грузоподъемностью 5 кН и с вылетом 3,6 м смонтирована на бортовом фрикционе.

Механизм для резки грунта готовит траншеи глубиной 1.5…1.7 м и шириной 400 мм.

Агрегат для механизированной погрузки, транспортировки и разгрузки штанг (АПШ) предназначен механизировать процесс перевозки штанг, сохранив при этом их качество.

Включает в себя тягач, гидравлический кран, полуприцеп. Кран установлен за кабиной, управление с пульта (есть переносной пульт – до 10 м). Штанги при погрузках пакетируются и поднимаются специальной траверсой. Грузоподъемность агрегата до 55 кН.

В настоящее время получило преимущественное развитие самоходных ремонтных агрегатов. Основными узлами такого агрегата являются вышка, укрепленная оттяжками, талевый кронблок, кронблок, лебедка, гидравлический домкрат для вышки, винтовой домкрат для снятия усилий с колес, кабина для управления лебедкой.

2.10.3.1 Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения

Стационарные вышки являются грузоподъемным сооружением скважины и предназначены для подъема глубинного оборудования и устройств из скважины. Подразделяются на стационарные и передвижные.

Вышки изготавливаются из сортового проката и труб. Наиболее часто применяют вышки высотой 24 и 22 м и грузоподъемностью 750 и 500 кН.

Вместо вышек могут применяться стационарные или передвижные мачты, грузоподъемностью 150, 250 кН.

Следует иметь ввиду, что стационарные вышки используются лишь 2…3% времени в году. Поэтому в последние годы для подземного ремонта широко используют передвижные агрегаты, оснащенные своими вышками.

Вторым, не менее важным компонентом в технологической цепочке оборудования для подземного ремонта, является лебедка, монтируемая на шасси трактора или автомобиля отдельно или совместно с грузоподъемным сооружением. Наиболее широкое распространение на промыслах получили лебедки с приводом от двигателя трактора или автомобиля и тяговым усилием до 10 кН.

Для безвышечной эксплуатации скважин применяются самоходные агрегаты А-50у, «Бакинец-3М», «АзИНМАШ-43А», «АзИНМАШ-37А».

2.10.3.2 Ловильный инструмент

Конструкции ловильного инструмента весьма многообразны. Однако по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы:

Плашечные ловильные инструменты, работающие на принципе заклинивания предмета снаружи или изнутри ловителя;

Нарезные ловильные инструменты, работающие на принципе нарезания резьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя;

Прочие типы.

Рассмотрим некоторые конструкции ловильного инструмента.

Наружная труболовка предназначена для захвата труб, штанг, или других предметов в скважине за тело или муфту. Представляет собой разрезной гребенчатый захват, помещенный в корпус и укрепленный на трубах. Ловимый предмет накрывается захватом, который при входе вверх увеличивает диаметр отверстия, пропуская предмет в ловитель. При натяжке шлипс идет вниз и его зубья врезаются в тело предмета, заклинивая его в ловителе.

Внутренняя труболовка предназначена для спуска внутрь ловимой трубы. Состоит из корпуса, на котором укреплена плашка, связанная со стержнем и подвижным кольцом. Корпус вводится внутрь ловимой трубы, при этом плашка поднимается вверх, уменьшая диаметр ловителя, и создавая условия для входа. При натяжке плашка уходит вниз, увеличивая диаметр корпуса ловителя и заклинивая трубу.

Овершот эксплуатационный предназначен для ловли труб или штанг за муфту при помощи плоских пружин укрепленных на внутренней поверхности корпуса. При надвигании на предмет пружины расходятся, пропуская его внутрь ловителя, а затем сходятся.

Клапан для ловли штанг применяется для ловли штанг за муфту. Состоит из корпуса, в котором укреплены раскрывающиеся подпружиненные плашки. Плашки раскрываются, пропуская предмет, а затем сходятся.

Фрезер с внутренними зубьями применяется для фрезирования верхних концов аварийных труб или штанг для того, чтобы затем можно было работать ловителями. Состоит из корпуса, в котором нарезаны продольные зубья.

Метчик эксплуатационный предназначен для ловли за внутреннюю поверхность трубы или муфты. Состоит из корпуса, на котором в его усеченной части имеется резьба. Она может быть нарезана на ловимом предмете, а затем заловлена.

2.11 Сбор и подготовка нефти

2.11.1 Групповая замерная установка

Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь за счет пластовой энергии или установленных в скважине насосов, доставляется на групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин и позволяют осуществлять следующие операции:

Замерять дебит скважины;

Определять количество воды в жидкости;

Отделять газ от жидкости и замерять его объем;

Передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарное количество добытой жидкости в целом по групповой установке на диспетчерский пункт.

В настоящее время на промыслах получили распространение автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ) «Спутник». Они разработаны Октябрьским объединением «Башнефтемашремонт».

Технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа описывается так. Скважинная газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в распределительную батарею групповой установки, рассчитанную на подключение 14 скважин. По заданной программе поочередно каждая из подключаемых скважин специальным вращающимся устройством переключается на замер.

Переключатель представляет собой два вставленных один в другой цилиндра. Наружный цилиндр соединен со всеми скважинами, работающими на эту групповую. Внутренний цилиндр имеет возможность вращаться автоматически по заданной программе и, вращаясь, он поочередно подставляет имеющееся на его цилиндрической поверхности отверстие к каждому скважинному трубопроводу, подключенному к наружному цилиндру. Таким образом образуется канал, по которому ГЖС из отдельной скважины поступает в сепаратор. Другие скважины в это время работают в общий трубопровод.

Из переключателя ГЖС направляется в сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости, после чего жидкость поступает к турбинному расходомеру, газ – к расходомеру газа. Отсепарированный газ и прошедшая замер жидкость сбрасываются в общий трубопровод.

Сепаратор групповой установки выполнен в виде двух горизонтальных цилиндров, снабженных гидроциклонами. В гидроциклоне за счет центробежной силы, возникающей при винтообразном движении ГЖС, жидкость, как наиболее тяжелый агент, отбрасывается к стенкам сосуда, газ остается в центральной части. В верхнем цилиндре происходит сепарация, в нижнем накапливается жидкость.

Замерная установка снабжена влагомером, который определяет количество воды в нефти, и блоком местной автоматики, управляющим работой и передающим информацию (БМА).

Если сборный пункт расположен на значительном удалении от скважин, их энергии может оказаться недостаточно для доставки туда ГЖС. Тогда сооружают промежуточные насосные станции, получившие название дожимных (ДНС). Здесь поступившая от групповых установок ГЖС проходит частичную сепарацию и водоотделение, после чего жидкость поступает к перекачивающим насосам и подается на сборный пункт. Газ по отдельному трубопроводу направляется на газоперерабатывающий завод.

2.11.2 Установка комплексной подготовки нефти

Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) выполняет следующие функции:

Отделяет газ от нефти;

Отделяет воду от нефти;

Очищает нефть от солей;

Очищает нефть от механических примесей;

Производит отбор бензиновых фракций из газа (стабилизация нефти);

Производит откачку нефти товарно-транспортному управлению (ТТУ);

Производит откачку газа газодобывающему промыслу;

Производит откачку бензина газоперерабатывающему заводу;

Подготавливает воду для закачки в пласт.

УКПН выполняют заключительные операции с добываемой нефтью и формируют качественные и количественные показатели работы нефтегазодобывающих промыслов.

В зависимости от принципа очистки нефти от воды получили применение термохимические (ТХУ) и электрообезвоживающие (ЭЛОУ).

Газожидкостная смесь из групповой установки поступает в сепаратор первой ступени, где происходит частичное отделение газа от жидкости. Затем ГЖС поступает в сепараторы второй ступени – концевые сепарационные установки. Здесь происходит окончательное отделение газа, и жидкость через теплообменник направляется в трубчатую печь. По пути движения в жидкость вводят деэмульгатор, который при нагреве жидкости ускоряет процесс разрушения эмульсии. Для очистки от солей в нефть вводят пресную воду, которая отмывает соли. Стабилизация нефти – процесс отделения легких фракций. Он осуществляется путем направления нефти, прошедшей обезвоживание и обессоливание после нагревания в ректификационную колонну. Здесь происходит испарение легких фракций, подъем их вверх и последующая конденсация.

Заключение

В ходе ознакомительной практики произошло ознакомление с процессами, оборудованием и принципами его функционирования для бурения нефтяных и газовых месторождений, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. Также закреплены знания, полученные в курсе "Основы нефтегазовой деятельности".

Для облегчения работы с полимерными связующими или для улуч­шения их свойств используют растворители, пластификаторы и др.

Растворители - летучие жидкости, хорошо совмещающиеся с поли­мерами, создающие с ними молекулярно-дисперсную, стабильно одно­родную смесь. Способность растворителей растворять тот или иной полимер зависит от их молекулярного строения. Здесь действует за­кономерность, которая может быть выражена словами „подобное рас­творяется в подобном". Так, полистирол, содержащий большое число бензольных колец, хорошо растворяется в ароматических растворите­лях - бензопе, толуоле и практически нерастворим в алифатических углеводородных растворителях - бензине, уайт-спирите. Полиизобути - лен, напротив, хорошо растворяется в алифатических углеводородах.

При выборе растворителей необходимо руководствоваться помимо их растворяющей способности и другими свойствами. Главнейшее из них - скорость испарения, которую характеризуют относительной летучестью, показывающей, во сколько раз медленнее по сравнению с ацетоном (он взят за эталон) испаряется испытуемый растворитель при одинаковых условиях:

Если скорость испарения очень велика, то возможно его улетучива­ние в процессе приготовления или при укладке смеси. Испаряющийся растворитель вызывает усадку твердеющего связующего.

Если скорость испарения растворителя мала, то это может выз­вать замедление твердения материала и ухудшение его свойств. Так, при использовании термореактнвных олигомерных смол может произой­ти такое явление, часть растворителя, оставаясь в материале после отверждения смолы и испаряясь в дальнейшем, образует в материале поры, снижающие его физико-механические свойства.

Во всех случаях необходимо обоснованно выбирать вид и коли­чество растворителя, помня, что применение растворителя, в особен­ности в избыточном количестве, приводит к ухудшению свойств за­твердевшего полимерного связующего.

К другим не менее важным свойствам растворителей относятся: химическая инертность к составляющим смеси и материалам, на ко­торые наносится смесь, и минимальная токсичность.

По степени уменьшения токсичности растворители располагаются в такой последовательности: дихлорэтан, ксилол, толуол, бензол, аце­тон, зтилацетат, уайт-спирит, бензин „галоша", скипидар. При работе с растворителями необходимо строго соблюдать меры безопасности: обеспечивать хорошее проветривание помещений, в которых ведутся работы; в необходимых случаях применять защитные приспособле­ния - перчатки, респираторы.

Органические растворители горючи, а их пары вместе с воздухом при определенной концентрации образуют взрывоопасные смеси. Поэто­му в помещениях, где хранятся растворители и работают с ними, надо строго соблюдать правила противопожарной безопасности: нельзя раз­водить открытый огонь, курить, все подсоединения электрических приборов должны исключать возможность искрообразования. При открывании металлических емкостей, содержащих органические раство­рители, следует пользоваться инструментом, не вызывающим искрооб­разования, и закрывать емкости только предназначенными для этой цели пробками.

В зависимости от химического состава органические растворители делятся на углеводородные (алифатические, алицикпические, аромати­ческие, нефтяные и терпеновые), кислородосодержащие (кетоны, спирты, зфиры и т. п.) и галогеносодержащие (хлорированные и др.) углеводороды.

Алифатические CnH22 (пентан, изопентан, гексан и др.) и Алициклические С^Н2п (циклогексан, циклопентан и др.) углеводо­роды - легколетучие бесцветные жидкости со слабым запахом. Они обладают слабой растворяющей способностью и относительно доро­ги. В чистом виде для строительных целей применяются крайне редко.

Ароматические углеводороды (бензол С6 Н6, ксилол, толуол и др.) - бесцветные жидкости с характерным запахом. Они обладают значительно большей, чем алифатические углеводорода, растворяющей способностью, однако их применение ограничивает высокая токсич­ность. Ароматические растворители хорошо растворяют битум, деготь, каучуки, полистирол, мочевиноформальдегидные, эпоксидные и другие олигомеры и легко смешиваются с другими углеводородными раство­рителями. В строительной практике чаще других применяют сольвент нефтяной и каменноугольный, представляющие собой, ксилол с при­месью других ароматических углеводородов.

Нефтяные растворители - одни из самых дешевых и доступ­ных растворителей, получаемые при фракционировании нефти. Со­стоят они в основном из смеси алифатических углеводородов с некоторой примесью ароматических. В зависимости от темпера­туры кипения различают следующие виды нефтяных растворите-" лей:

Петролейный эфир.....................

Бензин-растворитель „галоша" . Бензин-растворитель уайт-спирит

В качестве частичной замены в эти растворители могут добавляться керосин и лигроин.

Терпеновые растворители содержат ненасыщенные углеводороды состава (С5Н8)Л. В строительстве из этого класса растворителей приме­няют скипидар (терпеновое масло). Он хорошо растворяет органические масла, насыщенные полиэфирные (глифталевые) полимеры, кумаро- новые смолы, канифоль.

Кетоны - кислородосодержащие растворители, из которых в строи­тельстве наиболее широко применяется ацетон - легкокипящая жид­кость с температурой кипения 56°С. Он хорошо растворяет многие полимеры и олигомерные смолы (эпоксидные, фенолформальдегид - ные и др.) и эфиры целлюлозы. Благодаря способности растворять жиры ацетон используют для обезжиривания поверхностей перед нане­сением клеящих мастик. Ацетон хорошо смешивается как с органи­ческими растворителями, так и с водой. Недостаток его - гигроско­пичность, так как в смеси с водой он хуже растворяет некоторые поли­меры и отрицательно действует на физико-механические свойства поли­мерных материалов.

Спирты - кислородосодержащие растворители, из которых в строи­тельстве применяют только низшие одноатомные спирты-: метиловый и этиловый. Метиловый спирт (метанол) из-за высокой токсичности применяется ограниченно.

Сложные эфиры - кислородосодержащие растворители, получаемые взаимодействием спиртов с органическими кислотами. Чаще всего применяют зфиры уксусной кислоты (ацетаты): метилацетат, зтипаце - тат и бутил ацетат - прозрачные жидкости с более или менее сильным фруктовым запахом. Это относительно дорогие растворители, приме­няют их обычно в смеси с другими более дешевыми растворителями.

Пластификаторы - вещества, вводимые в полимерные материалы с целью повышения эластичности и пластичности хрупких полимерных связующих. Действие пластификаторов в упрощенном виде можно объяснить тем, что относительно небольшие молекулы пластификатора, проникая между молекулами полимера, ослабляют межмолекулярные связи и тем самым повышают подвижность полимерных молекул. Для этого пластификаторы должны обладать следующими свойствами: хорошо совмещаться с полимером, образуя с ним стабильную смесь; быть малолетучими; проявлять пластифицирующее действие не только при нормальной, но и при пониженной температуре.

Основной вид пластификаторов, применяемых в строительстве, - эфиры фталевой кислоты (фталаты) и зфиры фосфорной кислоты (фосфаты) - например, трикрезилфосфат. Из фталатов нашли приме­нение дибутилфталат (ДБФ) и диоктилфталат (ДОФ).

Кроме низкомолекулярных применяют высокомолекулярные плас­тификаторы, отличающиеся высокими эластическими свойствами. Например, битумные материалы пластифицируют добавками каучука и резин, полимерные связующие - веществами, вступающими во взаимо­действие с олигомерными смолами во время твердения. К таким пласти­фикаторам относятся полимерные зпоксидированные масла и олиго­мерные полиэфиры (молекулярной массой около 2000). Преимущество таких пластификаторов в том, что они не летучи и не экстрагируются из материала растворителями.

Данная статья представляет собой краткий обзор органических растворителей, которые нужны для очистки различных приборов, производства химических волокон, косметических, лекарственных и пищевых продуктов. Также они применяются для разбавления красок и лаков, мастик и полиролей. Органические разбавители используются для ремонта и покраски, очистки и обезжиривания, снятия старых покрытий, приготовления художественных красок.

Классификация

С точки зрения химии все органические разбавители можно разделить на:
— углеводородные различного типа;
— спирты разного типа;
— эфиры;
— кетоны;
— галогеносодержащие.

Органические растворители легколетучи, огнеопасны и взрывоопасны, вредны для человека и для окружающей среды, хотя и в разной степени, поэтому работать с ними следует с соблюдением противопожарной техники безопасности, в помещениях с хорошей вентиляцией и используя индивидуальные средства защиты (перчатки и маски). Хранить следует в герметично закрытых сосудах с соблюдением мер противопожарной безопасности.

Углеводородные растворители

Делятся на:
— алифатические (парафины и алканы);
— алициклические;
— ароматические;
— нефтяные;
— терпеновые.

Разбавители этого типа дешевы и доступны. Большей частью их получают из нефти и сопутствующих газов, реже — из каменного угля, древесины, сланцевого бензина.

— Алифатические углеводороды, в основном парафины и изопарафины, применяются в производстве красок и лаков. Особенно интересны изопарафины, которые благодаря малой токсичности используются при изготовлении хирургических нитей.

— Алициклические углеводороды применяют в производстве химических нитей, резин, полиграфических красок, для растворения каучуков и жиров.

— Ароматические углеводороды широко используются из-за высокой растворимости. К ним относятся, например, толуол, бензол, сольвент.

— К нефтяным растворителям относят группу веществ, объединенную общим названием «НЕФРАС». Это: уайт-спирит, бензиновые и некоторые другие растворители.

— Терпеновые углеводороды бывают природного и искусственного происхождения. Как правило, их получают из растительного сырья. К таким относятся, в частности, скипидар и пайнойль.

Спирты

Спиртовые разбавители: этанол, метанол, глицерин, этиленгликоль , изопропанол, бутанол и другие, используются в промышленности и быту миллионами тонн. Применяются в производстве красок и эмалей, для очистки, как составная часть аэрозолей, косметических, лекарственных средств и пищевых продуктов.

Растворители на основе эфиров

Делятся на простые и сложные. К простым относят одно- и двуатомные спирты и их соединения. Например, моноалкиловые эфиры этилен- и диэтиленгликоля.

Очень востребованы ацетаты — сложные эфиры уксусной кислоты. Эфиры других кислот стоят дороже и используются редко.

Кетоновые растворители

бывают алифатическими и циклическими. Алифатические слаботоксичны, отличаются высокой растворяющей способностью. К ним относятся ацетон, диизобутилкетон и др. В группу более токсичных циклических кетонов входят циклогексанон и его производные.

Весьма востребованы промышленностью, несмотря на высокую токсичность и разрушающее воздействие на озоновый слой. Зато они обладают высокой растворяющей способностью и наименее пожароопасны среди всех органических растворителей. На основе галогеносодержащих соединений получают высококачественные растворители и обезжиривающие составы.

К этому классу растворителей относятся хлорэтаны и -метаны, фтор- и хлорсодержащие вещества.

В нашем химическом интернет-магазине вы можете купить такие растворители как изопропиловый спирт, глицерин , этиленгликоль, циклогексанон, цена на который у нас невысокая, а также другие реактивы и широкий спектр товаров для лабораторий по доступным ценам. В ассортименте есть и средства защиты.

// Растворители

Растворителями называются химические соединения, которые способны растворять различные вещества, т.е. образовывать с ними однородные смеси переменного состава из двух или более компонентов.

Растворитель является одним из самых необходимых компонентов при производстве пленкообразующих веществ. Самый распространенный растворитель в природе - это обычная вода, но в лакокрасочной промышленности этот растворитель используется, в основном, в производстве воднодисперсионных красок, грунтовок и лаков. Среди растворителей для красок, эмалей и лаков гораздо более широкое распространение получили органические растворители. Все используемые лакокрасочной промышленностью органические растворители по химической природе можно разделить на следующие шесть групп:

1) углеводороы - алифатические, алициклические, ароматические, а так же нефтяные и терпеновые;

2) кетоны;

3) простые и сложные эфиры;

4) спирты;

5) галогенсодержащие растворители;

6) прочие растворители.

Углеводородные растворители нашли широкое применение в лакокрасочной промышленности из-за их низкой стоимости и широкой доступности.

К этой группе растворителей относятся предельные углеводороды алифатического ряда (парафины или алканы), алициклические углеводороды и ароматические углеводороды.

Углеводородные растворители получают при сухой перегонке дерева и каменного угля, из сланцевого бензина, из нефти и нефтяного газа.

В настоящее время основным природным источником большинства углеводородных растворителей является нефть.

В ней, в основном, содержатся парафиновые, нафтеновые и ароматические углеводороды. В зависимости от типа нефти в ней преобладает тот или иной класс углеводородов.

А вот фракции нефти, перегнанные в широком диапазоне температур, состоят из смеси углеводородов различного химического строения.

Алифатические углеводороды - в лакокрасочной промышленности находят применение преимущественно парафины.

За рубежом широкое применение нашли изопарафины, так как они практически не имеют запаха (запах органических растворителей обусловлен их высокой летучестью и относится к вредным факторам работы с растворителями). Изопарафины применяются для создания малотоксичных покрытий, в медицине при производстве хирургических шовных материалов и т. п.

Алициклические углеводороды имеют ограниченное применение в производстве и технологии нанесения лакокрасочных покрытий, хотя и обладают более высокой растворяющей способностью, чем алифатические растворители, и меньшей токсичностью по сравнению с ароматическими. Основным природным источником получения этих растворителей является нефть.

Алициклические растворители достаточно широко используются в производстве синтетических волокон, резни, печатных красок.

Наибольшее применение в качестве растворителя получил циклогексан, который применяется для растворения этилцеллюлозы, масел и жиров, восков и каучуков.

Ароматические углеводороды - наиболее обширная группа углеводородных растворителей, выпускаемых химической промышленностью.

В настоящее время ароматические углеводороды получают преимущественно из нефтяных фракций методами каталитического риформинга и пиролиза и, значительно в меньшей степени, при переработке каменного угля.

Отечественной промышленностью выпускаются практически все ароматические растворители.

Ароматические растворители обладают более высокой растворяющей способностью по сравнению с другими углеводородными растворителями и в качестве составляющих компонентов входят в большинство смесевых растворителей.

К ароматическим растворителям относятся: бензол, толуол и ксилол, изопропилбензол, сольвент, тетралин и декалин.

Для характеристики нефтяных растворителей, объединяемых термином "нефрас" (нефтяной растворитель), используются признаки, характеризующие их углеводородный и фракционный составы; последние же определяют основные физико-химические свойства растворителей.

Указываются также и другие параметры, такие,например,как температура вспышки.

Различают следующие типы нефтяных растворителей по их углеводородному составу:

Нефрас-С - растворители смешанного состава, в которых присутствуют углеводороды всех групп (но не более 50% массовой доли углеводородов каждой из групп).

Нефрас-А - растворители с преобладанием алифатических углеводородов и пониженным содержанием ароматических углеводородов (не более 2,5%).

Нефрас-И - изопарафиновые растворители.

Нефрас-П - парафиновые, содержащие более 50% массовой доли парафиновых углеводородов.

Нефрас-Н - с преобладанием нафтеновых углеводородов.

Важнейшими эксплуатационными свойствами нефтяных растворителей являются:

Способность растворять органические соединения;

Способность удалять органические загрязнения с поверхности металлов;

Способность быстро испаряться;

Способность к минимальному образованию отложений своих компонентов;

Коррозионная агрессивность (определяется наличием в растворителях сернистых соединений);

Стабильность качества нефтяных растворителей, которая характеризуется их гарантийным сроком хранения.

Примерами нефтяных растворителей являются: бензины, уайт-спирит, гексановые и гептановые растворители.

Терпеновые углеводороды являются одним из давно известных классов растворителей растительного происхождения.

К ним относятся природные и синтетические углеводороды.

Терпены содержатся в эфирных маслах цветов, листьях различных растений, в природных смолах (бальзамах), в хвое и древесине хвойных деревьев (сосны, ели, пихты, можжевельника, лиственницы).

К числу широко применяемых терпеновых растворителей относятся скипидар, дипентен, сосновое масло (пайнойль), изопропилтолуол.

Кетоны являются растворителями большинства пленкообразующих веществ.

В лакокрасочной промышленности применяются алифатические и циклические кетоны.

Из алифатических предельных кетонов широко используются: ацетон, метилэтилкетон, метилизобутилкетон, диизобутилкетон, диацетоновый спирт.

Основным достоинством алифатических кетонов является их высокая растворяющая способность и сравнительно малая токсичность.

Из циклических кетонов нашли применение циклогексанон и метилциклогексанон.

Они обладают более высокой токсичностью, чем алифатические кетоны.

К простым эфирам относятся производные одноатомных и двухатомных (гликолей) спиртов и их циклические соединения.

Из производных одноатомных алифатических спиртов находят применение диэтиловый и дибутиловый эфиры.

Наибольший интерес представляют моноалкиловые эфиры этиленгликоля - целлозольвы и диэтиленгликоля - карбитолы.

Сложные эфиры - самый распространенный класс органических растворителей, имеющих огромное практическое применение.

Сложные эфиры получают этерификацией соответствующих спиртов минеральными или органическими кислотами.

Н аибольшее применение в качестве растворителей получили эфиры уксусной кислоты - ацетаты(метилацетат, этилацетат, бутилацетат).

Прочие эфиры (кислот молочной - лактаты, масляной - бутираты, муравьиной - формиаты) нашли ограниченное применение, в том числе и из-за их достаточно высокой стоимости.

Формиаты из-за сильной омыляемости и высокой токсичности в настоящее время почти не используются.

Спирты тоже получили широчайшее применение в качестве растворителей.

Наиболее распространены метанол, этиленгликоль, глицерин, пентаэритрит, бутанол, изопропанол.

Среди растворителей широкое распространение имеют самые разные классы спиртов: одноатомные и многоатомные; алифатические и циклические.

Спирты относятся к полярным растворителям и применяются в самых различных отраслях промышленности.

Самым распространённым спиртом среди растворителей является этанол - его мировой объём потребления в этом качестве немного не достигает 4 млн тонн в год.

Другими популярными растворителями являются метанол и изопропанол с объёмами потребления в этом качестве более 1 млн тонн в год.

Использование спиртов в качестве растворителей включает в себя следующие направления: технологический растворитель, растворитель в производстве красок и покрытий, очиститель, растворитель в производстве потребительской продукции, аэрозольный растворитель.

Галогеносодержащие растворители (хлорметаны, хлорэтаны, фторхлорсодержащие растворители, водородные фторалканы) обладают наибольшей растворяющей способностью, и на их основе получают качественные средства для обезжиривания.

Такие растворители используются, в частности, для обезжиривания кислородных баллонов или манометров.

Данные растворители отличаются пониженной горючестью, они обладают лучшей испаряемостью, чем большинство растворителей, и более эффективные.

Их основным недостатком является очень высокая токсичность.

Их применение вносят немалый "вклад" в парниковый эффект и "кислотные" дожди, и по этой причине их относят к материалам, приводящим к разрушению озонового слоя атмосферы Земли. Из-за этого, понятно, они пользуются очень большой нелюбовью экологов.

Растворители должны обладать химической инертностью по отношению к растворяемому веществу, т.е. не должны вступать в химическое взаимодействие с ним.

Растворители должны обладать низкой гигроскопичностью: даже при незначительном количестве воды их растворяющая способность резко снижается.

Органические растворители токсичны, они (и их пары) оказывают вредное воздействие на человека.

При работе с ними необходимо строго соблюдать меры безопасности, в частности обеспечивать хорошее проветривание помещений, а в необходимых случаях применять защитные средства - перчатки и респираторы.

При работе с растворителями необходимо учитывать их пожароопасность.

Подавляющее большинство органических растворителей горючи, а смесь их паров с воздухом при определенной концентрации образует взрывоопасную смесь.

Поэтому в помещениях, где хранятся растворители и ведутся работы с ними, надо строго соблюдать правила противопожарной безопасности.

Главная » Отделочные работы » Большая энциклопедия нефти и газа. Органические растворители: свойства и применение.