Cтраница 1
Исходная промывочная жидкость, содержащая 26 % по массе кудиновской глины, выдерживалось в течение 25 сут при комнатной температуре с целью установления равновесия между дисперсной фазой и дисперсионной средой. [1]
В качестве исходных промывочных жидкостей в практике разведочного бурения используются: 1) вода, 2) истинные растворы, 3) дисперсные системы ( буровые растворы), 4) сжатый воздух. [2]
В случае необходимости разжижения исходной промывочной жидкости в нее сначала вводят лигносульфо-наты ( окзил, КССБ-4, ФХЛС); если же значения вязкости и СНС низкие, то во избежание выпадения утяжелителя раствор обрабатывают алебастром ( 0 5 - 1 %), после чего добавляют лигносульфонаты в 2 - 3 цикла, а затем вводят известь, хроматы, нефть. Для снижения водоотдачи используют КМЦ. [3]
Для приготовления эмульсионных растворов предварительно приготовленная смесь ( исходная промывочная жидкость и эмульгатор) дополнительно перемешивается в ультразвуковом генераторе за счет ударов о мембраны. В результате возникающих завихрений жидкости получается качественный однородный эмульсионный раствор. [4]
В процессе бурения скважины, как уже отмечалось, недисперсные исходные промывочные жидкости переходят в дисперсные. [5]
На первом этапе предусматривается использование ранее применяемой промывочной жидкости. Для получения необходимых структурно-механических свойств в исходной промывочной жидкости, используемой для вскрытия галогенной толщи, регулируют концентрацию глинистой фазы путем разбавления или добавления глины, количество которой определяют в соответствии с наличием в растворе глины и пределами последующего утяжеления. При этом в случае, когда промывочная жидкость предварительно обработана гуматными реагентами, оптимальные концентрации глинистой фазы резко сокращаются. [6]
Составляют план мероприятий по поддержанию постоянного давления в кольцевом пространстве при неизменном размере штуцера и расходе промывочной жидкости. Определяют общее время, которое требуется для повышения плотности исходной промывочной жидкости и закачки в ствол за один цикл. Проектируют скорость закачки в ствол скважины и затрубное пространство и одновременно доводят плотность разгазированного раствора до требуемой величины в приемных мерниках. Указывается способ замещения раствора в мерниках, типы дегазаторов и агрегатов для закачки. [7]
Составляют план мероприятий по поддержанию постоянного давления в кольцевом пространстве при неизменном размере штуцера и расходе промывочной жидкости. Определяют общее время, которое требуется для повышения плотности исходной промывочной жидкости и закачки в ствол за один цикл. Проектируют скорость закачки в ствол скважины и затрубное пространство и одновременно доводят плотность разгазировэнного раствора до требуемой величины в приемных мерниках. Указывается способ замещения раствора в мерниках, типы дегазаторов и агрегатов для закачки. [8]
Составляют план мероприятий по поддержанию постоянного давления в кольцевом пространстве при неизменном размере штуцера и расходе промывочной жидкости. Определяют общее время, которое требуется для повышения плотности исходной промывочной жидкости и закачки в ствол за один цикл. Проектируют скорость закачки в ств ол скважины и затрубное пространство и одновременно доводят плотность разгазированного раствора до требуемой величины в приемных мерниках. Указывается способ замещения раствора в мерниках, типы дегазаторов и агрегатов для закачки. [9]
Нефтеэмульсионные растворы широко применяют при бурении скважин. Их приготовляют путем добавления к обычной промывочной жидкости 5 - 30 % ( по объему) нефти или нефтепродукта ( обычно дизельного топлива) и прокачивания через циркуляционную систему скважины в течение двух-трех циклов. Если исходная промывочная жидкость была хорошо стабилизирована понизителями водоотдачи и вязкости, последние, а также тонкодиспергированные глинистые частицы выполняют обычно функции эмульгатора, и специального ПАВ для стабилизации эмульсии вводить не требуется. В высокоминерализованных и высококальциевых растворах содержащиеся в водной среде электролиты могут нейтрализовать заряд на эмульгированных глобулах, что способствует слиянию их в крупные капли. [10]
Принцип работы ПОЗС заключается в следующем. Камеру заполняют промывочной жидкостью, содержащей испытуемый наполнитель, и при постоянном напоре продавливают ее через модельный образец. Измеряют объем промывочной жидкости ( V, смЗ), прошедшей через образец до момента его полного закупоривания. Испытания проводят не менее трех раз при различной концентрации испытуемого наполнителя в одной и той же исходной промывочной жидкости. По результатам испытаний находят зависимость С f ( V), наиболее адекватно описывающую связь между концентрацией наполнителя С и объемом бурового раствора V, прошедшего через модельный образец до момента его полного закупоривания. Затем, приняв в найденной зависимости V О, определяют минимально необходимую концентрацию наполнителя ( Cmin) для полного закупоривания модельного образца без ухода из камеры ( без поглощения) промывочной жидкости. Полученное значение Cmin является интегральным показателем закупоривающей способности системы промывочная жидкость наполнитель для конкретной приемистости или проницаемости модельного образца, имитирующего поглощающий или продуктивный пласт. [11]
Плотность корки может меняться по различным законам, возрастая по направлению фильтрации. Многие исследователи отмечают изменения пористости, прочности, напряжения на сдвиг и других технологических показателей по толщине корки. Типичные буровые растворы формируют корку с характерной ячеистой структурой. При этом исходный необработанный буровой раствор образует корку, в которой частицы ориентированы по направлению фильтрации, а внутрипоровое пространство характеризуется высокой степенью однородности с преобладанием в структуре скелета корки частиц определенного размера. Микроструктура глинистой корки существенным образом зависит от химической обработки исходной промывочной жидкости. [12]
Бурение скважин связано с потреблением больших объемов воды. На 1 м проходки расходуется около 0 9 - 1 0 м3 воды, которая загрязняется токсичными веществами. Образующиеся буровые сточные воды ( БСВ) представляют собой наиболее значительный по объему вид загрязнения. Состав БСВ постоянно меняется и зависит от многих факторов: от минералогического состава пород, солевых толщ и рассолов, применяемых материалов и реагентов. Основные показатели токсичности БСВ: взвешенные вещества ( ВВ), нефть и нефтепродукты ( НП), химический ( ХПК) и биологический ( ВПК) показатели потребления кислорода, сухой остаток ( СО), щелочность, жесткость рН и др. Интенсивное изменение химического состава промывочной жидкости и ее объемов создает определенные трудности для контроля и нормирования сброса буровых сточных вод. Нормативы разрабатываются для исходной промывочной жидкости ( раствора), причем для ее исходного состава, а не для того раствора, который циркулирует длительное время в процессе бурения. [13]