Исходный глинистый раствор

Cтраница 1

Исходный глинистый раствор готовится из расчета 150 кг бентонитового глинопорошка на 1 м3 воды. [1]

Параметры исходного глинистого раствора: Т - нетекучий, CHCj - неизмеримо высокое. После добавления 35 % воды для определения состояния раствора параметры были следующие: Т 82 сек. [2]

Степень коагуляции исходного глинистого раствора, приготовленного на пресной воде, характеризуется положением точки 1 на оси ординат. Эта точка находится выше оптимальных значений степени коагуляции. После первой обработки раствора УЩР степень коагуляции снижается до оптимальной величины. [3]

С увеличением плотности исходного глинистого раствора показатели прочности камня из ОГР повышаются. Необходимые объемы компонентов ОГР определяют исходя их общего объема тампонажной смеси У0б требуемого для проведения данной операции по тампонированию. [4]

Принципиальная технологическая схема приготовления исходного глинистого раствора, применявшаяся на строительстве высотной Асуанской плотины, изображена далее на рис. 6.6, а. Глину в виде кусков крупностью до 300 мм подавали на дробилку первой ступени дробления, где ее измельчали до крупности 20 - 30 мм. [5]

Утяжеленные растворы приготовляли из исходного глинистого раствора у 1 06 гс / см3 ( врда бентонитовый порошок Иль-ского завода) и барита или гематита. [6]

При необходимости приготовления хлоркальциевого раствора исходный глинистый раствор частично или полностью заменяют свежим, не содержащим УЩР. [7]

Фильтратоотдача ОГР близка к водоотдаче исходного глинистого раствора, при этом фильтрат способен поликонден-сироваться с образованием твердого тела, что при его проникновении в глинистую корку и породу обеспечивает монолитную связь тампонирующего состава со стенками скважины. [8]

Стабильность нефтеэмульсионных растворов повышается химической обработкой исходных глинистых растворов, а также введением ряда реагентов одновременно с нефтью. Усиливая гидро-фильность глинистого компонента, диспергируя и стабилизируя глинистые частицы, химические реагенты активизируют глинистую фазу как эмульгатор. Так действуют NaOH, Na2CO3, УЩР, ССБ и КССБ, КМЦ и другие реагенты. Кроме того, защитные реагенты дополнительно повышают устойчивость эмульсий вследствие образования вокруг глобул высоковязких гидратированных оболочек. [9]

При растворении МИН-1 или добавках к исходному глинистому раствору возможно пенообразование, которое через 1 5 - 2 0 ч прекращается. При добавках МИН-1 и других магниевых солей не рекомендуется обработка буровых растворов фосфатами и кальцинированной содой во избежание получения труднорастворимых углекислых солей кальция и магния. [10]

Значимое улучшение показателей работы долот при обработке исходного глинистого раствора реагентом СПБ ( см. табл. 6.43) достигается по проходке на долото и стойкости соответственно после второго и пятого рейсов. [11]

Водоотдача отверждаемого глинистого раствора близка к водоотдаче исходного глинистого раствора. При этом фильтрат отверждаемого раствора способен поликонденсироваться с образованием твердого тела, что при проникновении его в глинистую корку и породу обеспечивает монолитную связь тампонажного камня со стенками скважины. [12]

Проведенные опыты подтверждают закономерность, которая наблюдалась при обработке исходного глинистого раствора: с ростом концентрации хлора в молекуле хлорлигнина повышается разжижающая способность реагента. [13]

Закупоривающие свойства тампонажной смеси с добавкой НХ увеличиваются, если исходный глинистый раствор ( жидкость-носитель наполнителя) обработать флокулянтами типа полиакрила-мида, метаса, гипана и др. Добавка флокулянта позволяет повысить объемную концентрацию наполнителя в исходном растворе при одновременном увеличении статического напряжения сдвига, условной вязкости и показателя фильтрации жидкости-носителя. [14]

График влияния качества промывочной жидкости на степень необратимости процесса выделения и растворения газа. [15]

Страницы: 1 2 3