Cтраница 2
Автором, совместно с И. М. Тимохиным и В. Н. Тесленко, была поставлена и решена задача повышения термоустойчивости препаратов КМЦ без повышения их расхода на химическую обработку промывочных жидкостей и тампонаяшых растворов. [16]
Таким образом, регламент промывки скважин должен, кроме энергетических и технологических нормативов, обеспечивать также повышение эффективности работы очистных систем, сокращение цикличности химических обработок промывочной жидкости и расхода реагентов и материалов. [17]
Исходя из механизма действия водорастворимых силикатов и геологических условий, состав силикатной ванны в основном определяется составом и концентрацией электролитов пластовых вод, величиной их рН, приемистостью коллекторов, температурой, давлением и др. При подборе состава следует учитывать также вид химической обработки промывочной жидкости и ее показатели, в частности, величины водоотдачи и толщины корки. [18]
В процессе вскрытия продуктивных пластов промывочными жидкостями на водной основе контролируется величина их водоотдачи, толщина корок и поверхностное натяжение. Эти параметры регулируются путем химических обработок промывочных жидкостей. [19]
Экономическая эффективность указанного комплекса мероприятий определяется сравнением затрат времени и материалов по старой и новой технологии ликвидации флокуляции барита в промывочной жидкости. При этом учитывается следующее: исключаются затраты времени на приготовление, утяжеление и химическую обработку дополнительного объема промывочной жидкости, на замену флокулированной промывочной жидкости вновь приготовленной; на снятие со стенок ствола скважины налипшего флокулированыого барита, исключается расход материалов ( бентонитовая глина, барит, химреагенты) на приготовление, утяжеление и химическую обработку свежеприготовленной промывочной жидкости. [20]
Экономическая эффективность комплекса мероприятий определяется сравнением затрат времени и материалов по старой и новой технологии ликвидации флокуля-ци и барита в промывочной жидкости. При новой технологии исключаются затраты времени на приготовление, утяжеление и химическую обработку дополнительного объема промывочной жидкости, на замену флокулиро-ванной промывочной жидкости вновь приготовленной, на снятие со стенок ствола скважины налипшего флокули-рованного барита путем спуска бурильного инструмента; исключается расход материалов ( бентонитовая глина, барит, химреагенты) на приготовление, утяжеление и химическую обработку свежеприготовленной промывочной жидкости. В то же время появляются дополнительные затраты на химические реагенты для обработки флокулированной промывочной жидкости. [21]
Это бурая жидкость, труднорастворимая в воде, но хорошо растворимая в слабых растворах щелочей. Для химической обработки промывочных жидкостей ФЭС применяют в виде 10 - 40 % - ных растворов в соотношении со щелочью 1: 0 1 - 1: 0 4 в зависимости от свойств промывочной жидкости, подлежащей химической обработке. Добавки ФЭС до 3 0 % от объема промывочной жидкости не вызывают ее вспенивания. Введением ФЭС достигается повышение термоустойчивости промывочных жидкостей, стабилизированных КМЦ на 30 - 40 С. [22]
Промывочные жидкости с минимальным содержанием твердой фазы способствуют росту механической скорости бурения, не вызывают зашламование ствола скважины, снижают число возможных перебуриваний ранее пройденных интервалов. При их применении исключаются прихваты и затяжки бурового инструмента в скважине, а следовательно, снижается число возможных аварий с буровым инструментом, геофизической и другой аппаратурой, спускаемой в ствол скважины, обеспечивается предупреждение поглощения промывочной жидкости, снижается износ бурового инструмента и оборудования. Затраты на химическую обработку промывочных жидкостей с минимальным содержанием твердой фазы значительно ниже, чем на обработку растворов, содержащих большое количество различных примесей. В связи с этим важно точно определять и поддерживать в процессе бурения требуемую плотность очистного агента. [23]
Широкое использование этого реагента при бурении скважин в Узбекистане, Ставрополье, Казахстане, Западной Украине и в других районах Советского Союза показало, что добавлением КМЦ-500 обеспечивается низкая водоотдача даже насыщенных поваренной солью с содержанием до 0 4 - 0 6 % солей кальция и магния промывочных жидкостей, при забойной температуре до 140 - 150 С. Практика бурения скважин в осложненных условиях показала также, что предложенное автором мероприятие - введение КМЦ-500 непосредственно в циркулирующую промывочную жидкость в порошкообразном виде без предварительного растворения, как это делалось ранее при применении КМЦ-350, полностью себя оправдало. При этом достигается ускорение процесса химической обработки промывочных жидкостей при сохранении их плотности. [24]
Из данных табл. 66 видно, что введение сульфида натрия на указанных стадиях синтеза практически не отражается на содержании основного вещества и величинах степени полимеризации и степени замещения целевого продукта. Из этих данных следует, что термоустойчивость промывочных жидкостей, стабилизированных карбосульфидом, достаточно высокая. Наименьшее значение водоотдачи после термостатирования имеет место при химической обработке промывочной жидкости препаратом кар-босульфяда, содержащим 1 13 % сульфида натрия. [25]
Добавка PC в количестве 0 1 - 0 2 % ( в пересчете на резину) обеспечивает почти полную дегазацию промывочных жидкостей, обработанных 2 0 % КССБ-1. В присутствии 0 5 - 1 0 % хлористого кальция величина добавки PC возрастает примерно в 2 раза. При дегазации промывочных жидкостей расход его примерно в 1 5 раза ниже, чем расход PC. Пеногасители PC и ПЭС эффективно предотвращают ценообразование не только при химической обработке промывочных жидкостей лигносульфо-натами, но и при добавках активных ПАВ. Лучший эффект пеногашения достигается при настое суспензий в течение 24 ч и более. [26]
Практика бурения потребовала совершенствования глинистых растворов и изыскания новых видов промывочных жидкостей, наиболее полно отвечающих условиям успешной скоростной проходки глубоких скважин в различных районах с разнообразными геолого-техническими характеристиками. Были предложены и получили применение специальные типы глинистых растворов: эмульсионные, аэрированные, известковые, сульфатно-солевые. Разработаны и внедряются растворы на нефтяной основе. Распространяется метод бурения скважин, при котором функции промывочной жидкости выполняет природный газ или воздух. Проведены большие работы по улучшению методов химической обработки промывочных жидкостей, изысканию эффективных синтетических поверхностно-активных веществ и активных добавок. В районах с соответствующими геолого-техпическими условиями широко применяется бурение с промывкой водой. За последние годы развивается метод бурения на естественных промывочных растворах с использованием в качестве основы дисперсной фазы частиц разбуриваемых неглинистых пород. [27]
Наиболее типичным примером нарушения технологии промывки является загрязнение раствора еще при его получении в результате использования низкосортных глиноматериалов. При этом в скважину, кроме глиноматериалов, попадает до 13 %, а иногда и более песка. Нарушение стабильности такого раствора часто приводит к остановке нормального процесса углубки скважины. Кроме того, непрерывно поступающие частицы разбуренной породы диспергируются на еще более мелкие частицы и удерживаются из-за присутствия в растворе пептизаторов ( NajCOa и др.) и реагентов-стабилизаторов ( УЩР, К. МЦ, МК-1 и др.), широко применяемых для химической обработки промывочных жидкостей. [28]