Загущение - буровой раствор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Мы медленно запрягаем, быстро ездим, и сильно тормозим. Законы Мерфи (еще...)

Загущение - буровой раствор

Cтраница 1


Избыточное загущение бурового раствора шламом монтмориллонитовых и других глин, особенно быстро и в большом объеме переходящими в буровой раствор при их дополнительном деформировании и диспергировании с образованием новых физико-химически активных поверхностей при воздействии на них пересекающихся высокоскоростных струй, истекающих из насадок гидромониторных долот и гидроизлучателей.  [1]

Для загущения бурового раствора на нефтяной основе используется органический бентонит, обработанный амином. Когда бентонит, взвешенный в воде ( около 780 кг / м3), смешивается с нефтью, происходит его осаждение подобно обычной нормальной смеси бентонита и солярки при смешении с водой или с буровым раствором на водной основе. Эта смесь была использована одним из авторов для прекращения сильного межпластового перетока нефти.  [2]

Пз, что указывает на их повышенную способность к структурно-коагуля-ционному загущению буровых растворов.  [3]

Технологические трудности при переходе на известковый раствор, выражающиеся во временном резком загущении бурового раствора, легки преодолеваются порядком ввода химических реагентов и предварительным снижением твердой фазы в системе. Обычный порядок ввода реагентов при первичной обработке, при котором не наблюдается резкого загущения, следующий: понизитель вязкости - щелочь - стабилизатор - известь. При последующих обработках очередность введения реагентов уже не играет какой-либо роли. Иногда известковые растворы обрабатывают композицией реагентов, приготовленной на глинозаводе. Наибольшее применение такой способ обработки получил при бурении скважин на Кубани, где приготавливают БКИ - смесь ССБ, каустика и извести в определенных соотношениях.  [4]

Заметим, что превышение давления над пластовыми может вызвать рост давления при продавке цементного раствора, Например, в условиях водотделения повышенного загущения бурового раствора, преждевременного загустевания цементного раствора при взаимодействии с минерализованными водами и других обстоятельствах. В итоге нередки случаи, когда именно при цементировании происходят гидроразрывы пластов и связанные с этим недохождения цементного раствора до устья.  [5]

Загущение буровых растворов, вызываемое обычно избытком дисперсной ( особенно коллоидной) фазы, сопровождается увеличением гидродинамического сопротивления движению промывочной жидкости по всему контуру циркуляции.  [6]

Загущение буровых растворов, вызываемое обычно избытком дисперсной ( особенно коллоидной) фазы, сопровождается увеличением гидродинамического сопротивления движению промывочной жидкости по всему контуру циркуляции. Это требует соответствующего увеличения давления прокачки бурового раствора, что не всегда возможно по техническим причинам. Действие разжижителей основано на ослаблении сил сцепления между частицами дисперсной фазы бурового раствора, имеющих тенденцию к образованию дисперсных структур коагуляционного типа. Для разжижения буровых растворов используют низкомолекулярные вещества разной химической природы: сульфированные полифе-нольные конденсаты, лигносульфонаты ( например, феррохром-лигносульфонат - ФХЛС), натриевые соли фосфорных кислот ( фосфаты, полифосфаты), фосфоновые кислоты ( например, нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ) и другие.  [7]

При переходе на ВКР предъявляются дополнительные требования к содержанию твердой фазы, которая должна быть минимальна. Кроме того, если ранее применяемый буровой раствор содержит большое количество УЩР или акриловых полимеров, то его необходимо значительно освежить для снижения концентрации последних до заданного уровня, определяемого опытным путем. В обоих случаях в момент перехода возможно загущение бурового раствора. Чтобы избежать этого, после разбавления необходимо в первую очередь вводить реагент-понизитель вязкости и только затем остальные компоненты, а в случае необходимости в последующем вводить утяжелитель, нефть или дизельное топливо. После первичной обработки попадание в ВКР выбуренной породы, в том числе глинистой, даже в больших количествах не вызывает существенного изменения вязкости и структурно-механических показателей. Система остается устойчивой и при разбуривании сульфаткальциевых пород и цемента. Следует отметить, что при повторных обработках, особенно после длительного применения ВКР, порядок введения компонентов практически не играет роли.  [8]

Практическое значение имеет также получение полиакриламида кислотной обработкой полиакрилонитрила - Готовый полиакриламид является высоковязким, легко гидролизу-ющимся гелем с молекулярным весом 500 000 и более. Последнее обстоятельство обусловливает повышение защитной способности, но вызывает трудности переработки и глдролиза высоковязких продуктов и получение весьма разбавленных ( 0 5 - 1 5 % - ных) малопо-двржных растворов реагента. Применение его в таком виде технологически неудобно и вызывает загущение буровых растворов. Стоимость гидролизованного полиакриламида выше, чем гипана. По всем этим причинам при выборе акрилового реагента для практических целей химической обработки предпочтение было отдано гипану.  [9]

Структуры глинистых суспензий могут, например, усиливаться за счет структурообразования в растворах добавляемых реагентов. Как известно, многие из них ( КМЦ, гипан и др.) по мере повышения концентрации обнаруживают все большие отклонения от ньютоновского характера течения. Эти структуры вызывают загущение буровых растворов, особенно при переобработке реагентами.  [10]

11 Зависимость максимального давления в обсадной колонне от интенсивности проявления при начальном притоке газа 3 2 м3 для метода ожидания и утяжеления.| Зависимость давления в обсадной колонне от объема закачки бурового раствора и интенсивности проявления в процессе вымыва поступивших в скважину 3 2 м3 газа. [11]

Проницаемые интервалы, содержащие минерализованную воду, могут стать проявляющими, если при их разбуривании применяются буровые растворы с недостаточной плотностью. При неправильных действиях эти проявления могут привести к выбросам, но с ними бороться гораздо легче, чем при нефтегазопроявлениях. Поскольку плотность пластовых вод намного ближе к плотности бурового раствора, чем плотность газа, и возможность расширения растворенного газа сравнительно небольшая, во время ликвидации водопроявления ожидается гораздо меньшее давление в обсадной колонне, нежели при ликвидации газопроявления тех же начального объема и интенсивности. Некоторое количество газа может быть растворено в воде, и у устья следует ожидать ее дегазации. Загрязнение пресноводного бурового раствора минерализованной водой вызывает загущение бурового раствора, что усугубляет осложнения.  [12]



Страницы:      1