Cтраница 2
Во избежание образования полимера применяют такие меры, как исключение газовой фазы в реакторе, ввод ингибирующего раствора через разбрызгивающие форсунки, применение крышек с рубашкой для конденсации паров. [16]
Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины используют так называемые ингибирующие растворы, в состав которых входит неорганический электролит или полиэлектролит. [17]
Очевидно, использование предложенных методов расчета оптимальной плотности раствора, оценки ингибирующих свойств буровых растворов и устойчивости глинистых пород позволит разработать для конкретных горно-геологических условий оптимальные программы ингибирующих растворов, которые, безусловно, обеспечат качественное, без осложнений, строительство скважин с повышенными технико-экономическими показателями. [18]
В зарубежной практике для бурения нефтяных скважин рекомендуются долота, обеспечивающие при проходке глинистых сланцев и аргиллитов получение крупных их фракций. Последние, находясь в ингибирующем растворе, не диспергируются и выносятся из скважины на поверхность. Следует ограничивать скорость потока в затрубном пространстве для снижения эрозионного воздействия промывочной жидкости на стенки скважины, однако при этом должен быть обеспечен надежный вынос из нее шлама. [19]
Смесь НТФ и плавиковой кислоты значительно снижает поверхностное натяжение на границе углеводород - кислотный раствор, однако для промысловых условий этого недостаточно. Дальнейшее снижение поверхностного натяжения достигается добавлением к ингибирующему раствору катио-ноактивных или неионогенных ПАВ. [20]
В отличие от предыдущего типа растворов, для которых основным требованием было сохранение их технологических свойств в условиях высоких температур и минерализации, ин-гибирующие и недиспергирующие системы используют для активного воздействия на шлам и стенки скважины. Следует отметить, что резкой границы между соленасыщенными малоглинистыми и, например, ингибирующими растворами нет. Соле-насыщенный раствор по отношению к пресноводному также замедляет гидратацию сланцев. Однако использованиеингиби-рующих систем в первую очередь предусматривает обеспечение устойчивости стенок скважин. Именно этот показатель при удовлетворении всех других требований позволяет сопоставлять и оценивать растворы этого типа. [21]
Четвертая группа выделена в связи с тем, что исследования таких или аналогичных глинистых пород в отечественной и зарубежной практике неизвестны. Для обеспечения нормальных условий углубки в этих породах необходимо тщательное соблюдение комплекса мероприятий по сохранению устойчивого состояния пород в скважине при проведении различных технологических операций. К ним относятся: применение ингибирующих растворов, ограничение интенсивности СПО, поддержание состава и свойств требуемой промывочной жидкости в заданных пределах в течение всего срока проходки осложненного интервала, предупреждение опасного роста репрессии на пласт и механического воздействия колонны бурильных труб на стенки скважины, исключение любых задержек и простоев. [22]
Остается выяснить, почему залечивание пленки не происходит подобным же образом в коррозионно-активных растворах. Наиболее значительное различие между коррозионно-активными и ингибирую-щнми растворами проявляется в отношении плотности тока, необходимой для образования безводного окисла. Измерения емкости и построение поляризационных кривых у образцов, погруженных как в коррозион-но-активные, так и в ингибирующие растворы с рН 6 5 - 7 0, показали2, что образовавшаяся на воздухе пленка разрушается в коррозиопно-активных средах быстрее, чем в ингибирующих растворах; поэтому различия в плотности тока, требуемой для получения безводного окисла, объясняют различными скоростями разрушения пленки. Полагают, что первоначальная скорость воздействия раствора на пленку определяет последующее поведение образца. [23]
Остается выяснить, почему залечивание пленки не происходит подобным же образом в коррозионно-активных растворах. Наиболее значительное различие между коррозионно-активными и ингибирую-щнми растворами проявляется в отношении плотности тока, необходимой для образования безводного окисла. Измерения емкости и построение поляризационных кривых у образцов, погруженных как в коррозион-но-активные, так и в ингибирующие растворы с рН 6 5 - 7 0, показали2, что образовавшаяся на воздухе пленка разрушается в коррозиопно-активных средах быстрее, чем в ингибирующих растворах; поэтому различия в плотности тока, требуемой для получения безводного окисла, объясняют различными скоростями разрушения пленки. Полагают, что первоначальная скорость воздействия раствора на пленку определяет последующее поведение образца. [24]
На основе анализа условий формирования свойств глинистых пород и процессов, происходящих при вскрытии их скважиной, современных представлений об устойчивости этих пород разработан обобщенный безразмерный коэффициент устойчивости. Даны методы определения оптимальной плотности раствора, при которой все силы, действующие на стенку скважины, находятся в равновесии. Установлены критерии ингибирующей способности растворов и коэффициент водоустойчивости глинистых пород при контакте с ними. По результатам исследований определены оптимальные составы и разработано семейство ингибирующих растворов для бурения в неустойчивых глинах. Приведены результаты испытаний и внедрения разработанных систем растворов, показавшие высокую эффективность в предупреждении осложнений при бурении в глинистых отложениях. [25]