Cтраница 4
Для многих процессов водоподготовки величина рН является тем качественным показателем, который в полной мере характеризует их оптимальные режимы. Так, например, все виды стабилизационной обработки воды с целью устранения ее коррозионных свойств характеризуются величинами рН, отвечающими равновесному насыщению воды карбонатом кальпия. Таким образом, каждый из указанных процессов характеризуется своим оптимальным значением показателя концентрации водородных ионов, которое и следует поддерживать добавками химических реагентов. [46]
В предыдущей главе были изложены современные методы регулирования основных технологических свойств тампонажных растворов введением в состав сухого цемента, либо в жидкость затворения ( воду) тех или иных химических реагентов и наполнителей. При этом все содержащиеся в этой части работы общие выводы и некоторые частные результаты представляющие интерес в качестве конкретных, носящих прецедентный характер практических примеров) были получены во время экспериментов ( или технологических операций) с использованием тампонажных вяжущих 100 % - ной кондиции. При снижении гидратационной активности цемента для получения тампонажных растворов с наперед заданными свойствами ( что по существу является одним из основных вопросов технологии цементирования скважин) требуются другие пропорции добавок химических реагентов. В большинстве случаев снижение качества тампонажных цементов ( грубо говоря, равносильное уменьшению количества исходных полноценных вяжущих материалов) также приводит к увеличению расхода химических реагентов. В связи с этим вопросы сохранения качества тампонажных материалов на всех этапах их движения от заводов-изготовителей до мест потребления ( находящихся в бурении или капитальном ремонте скважин) имеют исключительно важное отраслевое и народнохозяйственное значение. [47]
Методы, воздействующие на пласт, направлены на увеличение подвижности пластовой нефти, создание процессов смешивающегося вытеснения за счет частичного ее испарения в пласте, а также на предотвращение выпадения парафинов и смол. Первоочередными крупными объектами для промышленного внедрения тепловых методов с целью повышения подвижности нефти должны явиться такие месторождения, как Кенкияк в Казахстане, Оха и Катангли на Сахалине, Гремихинское в Удмуртии, Ярегское и Усинское в Коми АССР, ряд месторождений Азербайджана. Применение тепловых методов для месторождений типа Осинского в Пермской области, Арланского и Краснохолмского в Башкирии, залежи бобриковского горизонта в Татарии и другие в сравнении с применением заводнения с добавками химических реагентов может стать также более выгодным. В 1973 г. было принято решение о разработке месторождения Уэень с нагнетанием в пласты горячей воды с температурой 9О - 95 С. Такое решение обусловлено особенностями этого месторождения: высоким содержанием парафина и близкими значениями температур - пластовой и начала кристаллизации парафина. [48]
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью ( 50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах. Другим способом очистки водоводов является применение стойких гелевых пробок-скребков, которые после прокачки через необходимое количество труб легко разлагается при добавке соответствующих химических реагентов. [49]
Большой объем работ выполняет центральная лаборатория в области совершенствования крепления скважин. Каждые пять дней производятся анализ цементов и подбор рецептур тампо-нажных растворов для цементирования кондукторов, промежуточных и эксплуатационных колонн. Определяются плотность суспензии, растекаемость, сроки схватывания, время загустевания, седиментационная УСТОЙЧИВОСТЬ, двухсуточная прочность камня и его газопроницаемость. Для определения точного объема сухой смеси лаборатория выдает выход раствора из 1 т смеси. Это очень важный показатель, поскольку каждый цемент, тампонаж-ная смесь с добавками химических реагентов дает разный выход раствора. Без точного учета объема закачанного тампонажного раствора невозможно планировать высоту подъема суспензий. [50]
В ГПНУ в качестве рабочей жидкости для привода глубинных гидродвигателей обычно используется сырая нефть после соответствующей подготовки ее. Как известно, свойства-нефти, добываемой из различных месторождений, изменяются в весьма широком диапазоне. Кроме того, в продукции скважин содержится свободный и растворенный газ, могут содержаться вода, соли и механические примеси. Между тем нефть, используемая как рабочая жидкость, не должна содержать свободный газ и абразивные примеси и иметь очень высокую вязкость и коррозионные свойства; должна обладать достаточно хорошей смазывающей способностью. Чем более полно рабочая жидкость соответствует этим требованиям, тем выше надежность и долговечность установок, в которых она используется. Однако ввиду того, что в установках используются очень большие объемы жидкости, измеряемые несколькими кубометрами и даже десятками кубометров ( для одной скважины), не всегда может оказаться экономически целесообразной подготовка рабочей жидкости очень высокого качества. Опыт эксплуатации установок на промыслах Баку, Башкирии и Татарии показывает, что в этих условиях даже без добавки химических реагентов наличие в рабочей жидкости воды до 5 - 10 % не вызывает существенных осложнений в работе установок или сильной коррозии оборудования. Известно, что срок службы любого механического оборудования в бакинских песочных скважинах очень мал из-за интенсивного абразивного износа. Но многолетний опыт работы ГПНУ даже с недостаточно совершенным способом подготовки рабочей жидкости без применения химических деэмульгаторов, при котором в ней после удаления основной массы механических примесей остаток их все же составлял 0 5 - 1 5 г / л, показал, что срок службы рабочих пар трения двигателя удовлетворителен и составляет в среднем 6 - 8 месяцев. [51]