Cтраница 1
Вспенивание буровых растворов могут вызвать не только ПАВ, специально вводимые в рабочие растворы, но и пенообразователи, поступающие в него естественным путем-с пластовыми водами, глинистыми породами, содержащими соли органических кислот, гуми-новые, азотистые вещества и др. Дополнительное вспенивание может происходить и при растворении минеральных солей, попадающих в раствор при разбуривании соленосных отложений. [1]
При вспенивании бурового раствора вводят пеногасите-ли: 20 - 30 кг PC, 10 - 20 кг ПЭС, 30 - 100 кг Т-66, 0 1 - 0 5 кг трибутилфосфата, 0 05 - 0 2 кг МАС-200 на 1 м3 раствора. [2]
При вспенивании бурового раствора вводят пеногасители: PC ( 20 - 30 кг); ПЭС ( 10 - 20 кг); Т-66 ( 30 - 100 кг); трибутилфосфат ( 0 1 - 0 5 кг); МАС-200 ( 0 5 - 0 2 кг) на 1 м3 раствора. [3]
Для предотвращения вспенивания буровых растворов, содержащих реа-генты-вспениватели, расход НЧК значительно выше ( до 3 %) расхода большинства реагентов-пеногасителей. Оптимальная концентрация его определяется опытным путем. Следует отметить, что избыток НЧК в буровом растворе вместо пеногашения может вызвать интенсивное вспенивание последнего. Вследствие низкой эффективности применение НЧК в качестве пеногасителя из года в год сокращается. Он выпускается в основном для деэмульсации нефтяных эмульсий. [4]
Добавки КС15 % вызывают частичное вспенивание бурового раствора, поэтому необходим ввод пеногасителя. В качестве носителя иона К можно использовать калийные удобрения, а в минерализованных растворах двойные и тройные соли, содержащие хлорид калия. [5]
Это было обусловлено загущением и вспениванием бурового раствора, чрезмерно высоким содержанием флокул в буровом растворе и недостаточно эффективным их отделением в элементах двух-и трехступенчатой системы очистки, а порой и просто замазыванием сеток вибросита. Последнее приводило к снижению скорости очистки бурового раствора и к ограничению количества ГИПХ-3. В результате не был использован весь потенциал желаемого повышения ингибирующих свойств естественного глинистого раствора. С точки зрения практического применения реагентов, обладающих одновременно высокими ингибирующими свойствами и свойствами умеренного флокулянта, необходимо, чтобы флокулирующие свойства не были препятствием для ввода реагента в количествах, необходимых для максимального увеличения ингибирующего эффекта. [6]
При бурении разведочных и эксплуатационных скважин часто приходится сталкиваться с таким явлением, как вспенивание буровых растворов на водной основе, что вызывает снижение плотности бурового раствора и затрудняет вынос породы. ОЯпя-1гчяНие пены зависит от многих факторов, таких как качество воды, глины и свойств химических реагентов для приготовления бурового раствора, в том числе и смазочных добавок. Для гашения пены разработан специальный реагент ПГ, который в дозах до 0 2 % позволяет полностью разрушить пену. [7]
Во всех случаях, кроме специального применения пен для очистки скважин пенным способом ( о чем мы уже рассказывали), вспенивание бурового раствора является крайне вредным, особенно при турбинном бурении. [8]
Концентрация газа - величина, определяемая объемом газа в единице объема бурового раствора. Она характеризует степень разгазирования или вспенивания бурового раствора. [9]
Концентрации химических реагентов и материалов приведены в расчете на сухое вещество. В таблице приведены рецептуры при применении КМЦ-ЕОО ( 600); при использовании КМЦ-350 норма расхода увеличивается соответственно в 1 5 раза. При забойной температуре более 70 С в буровые растворы, содержащие лигносульфонаты или гуматы, вводят бихпомачы натрия или калия массой 0 1 - 0 5 кг на 1 м бурового раствора. В качестве смазочной добавки в буровой раствор необходимо вводить: 20 - 40 кг СМАД-1, 20 - 40 кг СГ, 100 - 120 кг нефти, 5 - 10 кг графита, ГО-70 кг Т-66 на 1 м3 раствора. При вспенивании бурового раствора вводят пеногасители ( в расчете на 1 к8): 20 - 30 кг PC; 0 05 - 0 2 кг МАС-200; 10 - 20 кг ПЭС; 30 - 100 кг Т-66; 0 1 - 0 5 кг трибутилфтолата. В качестве сероводороднейтрализующих добавок могут быть использованы следующие материалы: 0 05 - 2 0 кг ВНИИТБ-1, ( 2), 5 - 40 кг ЖС-7 на 1 м3 раствора. [10]
При бурении в глинах ГКЖ необходимо комбинировать с негидролизованным полиакрилами-дом ( ПАА) в соотношении 1: 20 или другими веществами, имеющими кислую реакцию, для повышения ингибирующих свойств ГКЖ. Для получения такой смеси используется 2 % ПАА-ГС с содержанием активного вещества 50 %, ГКЖ-11Н - 20 %, остальное вода. Добавка смеси составляет 0.5 - 2.5 %, что в пересчете на активное вещество равно 0.005 - 0.025 % ПАА-ГС и 0.1 - 0.5 % ГКЖ-11Н. ГКЖ-11Н в комбинации с лигносульфонатами предупреждает вспенивание буровых растворов и исключает расход щелочи, необходимый для гидролиза реагентов. ГКЖ предупреждает прихваты бурильных труб ввиду тонкой, прочной глинистой корки, придает поверхности труб несмачивающиеся свойства, обеспечивая их хорошую очистку от раствора. ГКЖ может применяться для омыления синтетических жирных кислот ( СЖК) вместо щелочи и в качестве гидрофобизатора в растворах на углеводородной основе ( РУО), где продукты реакции СЖК и ГКЖ значительно увеличивают термостойкость РУО. Разработан РУО, где вместо извести применяется добавка 1 - 2 % ГКЖ, а также инвертный эмульсионный буровой раствор, где реагентом стабилизатором служит состав: эмультал ( полиэтиленимин) ГКЖ-11Н, при этом добавка такого реагента составляет 5 %, а термостойкость эмульсии 140 С. ГКЖ-11Н может применяться при температуре 200 С и более, минерализации по NaCl до 10 %, по СаС12 до 1.0 % и совместима со всеми химреа-гентами. В зависимости от величины добавки, ГКЖ ускоряют или замедляют сроки схватывания и пластифицируют тампонажные растворы, вводятся перед разбурива-нием цементных мостов. [11]