Нефть. Газ.


	Демонтаж бетона: rezkabetona.su

4) пенообразующая способность ПАВ увеличивается с повышением температуры до 90 °С;

5) чем меньше поверхностное натяжение, тем выше пенообразую-щая способность;

6) соли жесткости подавляют пенообразование;

7) полимерные реагенты-стабилизаторы повышают структурно-механические свойства пен.

Приготовленную пену нагнетают в скважину после ее полной очистки от глинистого раствора, воды и шлама.

Сводные данные о наиболее часто применяемых видах буровых растворов, их компонентном составе и условиям применения приведены в табл. 7.28.

В соответствии с изложенным выше тип бурового раствора для глиносодержащих горных пород выбирают с учетом следующих факторов [3]:

плотность глиносодержащей горной породы; коэффициент пористости; минерализация поровой воды; обменная емкость глиносодержащих пород;

основной катион, преобладающий в обменном комплексе глиносо-держащих горных пород (Na+ или Ca2+); глубина залегания.

Рекомендуемые типы буровых растворов с учетом этих факторов для бурения в глинистых горных породах представлены в табл. 7.29.

При выборе бурового раствора для бурения хемогенных горных пород необходимо учитывать следующее:

разновидности галоидных пород, слагающих хемогенную толщу;

химический состав хемогенных горных пород;

основные свойства хемогенных отложений;

глубина залегания хемогенных отложений.

Рекомендуемые типы буровых растворов для бурения в хемоген-ных отложениях горных пород представлены в табл. 7.30.

Для разбуривания твердых и многолетнемерзлых горных пород буровые растворы рекомендуется выбирать в зависимости от следующих факторов:

величина притока подземных вод;

пластовое давление вод;

необходимое гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине.

Т а б л и ц а 7.28

Типы буровгх растворов и их состав (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову)

				Предельпо допу-		Регламетирумый
	Рецептура			стимая копцеп-		состав	фильтрата
	Рецептура		Предел термо-	трация в пласто-		по содержапию
			Предел термо-	вом флюиде		солей
	Компопепт-ный состав бурового раствора	Расход хим-реагептов и материалов, кг/м3	стойкости, °С	NaCl,	Ca2+, Mg2+, мг/л	общий,	Ca2+, Mg2+, мг/л
Гумат-	1.1.1 Бептопит	50-60
	УЩР Вода 1.1.2 Бептопит	10-40 970-940 50-60 10-40	1 40	20-30
	Бихроматы	0,2-0,5		20-30
	или хроматы
	патрия или
	калия
	Вода	970-940
	1.1.3
	Бептопит	30-50
		20-30	1 40	20-30
	CaCl2	0,5-0,9
	Вода	970-950
	1.2.1
Поли-	Бептопит	50-60
саха-
рид-	Нитролигпип
	Вода 1.2.2 Бептопит	975-970 50-60

	Игетап
	Вода	975-970
	1.2.3
	Бептопит	50-60

	ПФЛХ
	Вода	975-970
	1.2.4
	Бептопит	50-60

	Фосфаты	0,5-1,5
	(ГМФН,
	ТПФН)
	Вода	980-970

				Предельно допу-		Регламетирумый
	Рецептура			стимая концен-		состав	фильтрата
	Рецептура		Предел	трация в пласто-		по содержанию
			термо-	вом флюиде		солей
	Компонентный состав бурового раствора	Расход химреагентов и материалов, кг/м3	стойкости, °С	NaCl,	Ca2+, Mg2+, мг/л	общий,	Ca2+, Mg2+, мг/л
	2.1.1
	Бентонит	80-100
вест-
ковый	(КБП, КБЖ)	25-30
	NaOH			30-50			200-300
	Ca(OH)2	3,5-5
	Вода	940-925
	2.1.2
	Бентонит	80-100

	(КБП, КБЖ)	25-30
	NaOH
	Ca(OH)2	3,5-5
	КССБ	20-30		30-50			200-300
	Вода	940-925
	2.1.3
	Бентонит	80-100

	(КБП, КБЖ)	20-30
	NaOH
	Ca(OH)2	3,5-5		30-50			200-300

	Вода	940-920
	2.1.4
	Бентонит	80-100
	КССБ	40-50
	NaOH			30-50			200-300
	Ca(OH)2	3,5-5
	Вода	940-920
	2.1.5
	Бентонит	80-100
	ФХЛС	40-50
	NaOH			30-50			200-300
	Ca(OH)2	3,5-5
	Вода	925-905
	2.1.6
	Бентонит	80-100
	ФХЛС	20-30
	NaOH
	Ca(OH)2	3,5-5		30-50			200-300

	Вода	925-905