Способ обработки бурового раствора Советский патент 1993 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к технологии ения нефтяных Скважин, в частности, к эсобам регулирования свойств бурового ;твора по содержанию в нем твердой фазы а в его дисперсионной (водной) среде - растворимых солей, за счет применения химически активных добавок.

Известен способ увеличения скорбстй бурения, по которому применяют солевые растворы разных плотностей - до 1.2 г/см3 с l aCI, до 1,4 г/см3 - с СаС12, до 1,68 г/см3 - с ZCI2. В растворах содержится масляная фаза (1-% мас.%) и эмульгатор(0,1-1 мас.%).

I Очистка этого раствора интенсйфйциру- етря за счет повышения флокуляции.

Основными недостатками этого cribco- ба являются:

1) возможность применения лишь при низких величинах плотности бурового раствора; :: Г ./. . . .

2) кратное ухудшение фильтрационных и структурно-механических свойств ввиду не устраняемой никакими добавками электролитной агрессий на реагенты к6мплекс ного и стабилизирующего действия;

3) невозможность достоверной интерпретаций результатов электрометрических измерений по интервалам скважины, вЬкры- ты м с использованием содержащих электролиты буровых растворов;

XJ

Ю fO

о с о

4) невозможность изменения, в сторону уменьшения, содержания нежелательных электролитов,

Известен способ, включающий регулирование свойств буровых растворов при ши- роком диапазоне температур, без использования хроматов, для чего предложены препятствующие структурообразова- нию при большом количестве твердой фазы, добавки комплексных соединений гумито- вых кислот и/или лигнинов с солями циркония (1,3-2,5%), никеля (0,8-1,5%), железа (08,-1,5%). Преимущество этих добавок перед хроматными - в экологическом отношении. .., . .

Известное техническое решение обладает следующими недостатками:

1) Накопление твердой фазы усугубляет проблемы падения скоростей бурения.

2) Не возможен необходимый вывод из- бытка солевых компонентов из бурового раствора. Известен способ химической обработки бурового раствора в процесс бурения скважин. С целью повышения качества обработки за счет улучшения удаления из- бытка твердой фазы в буровой раствор перёд закачкой в скважину вводят активаторы - водные растворы хлоридов, сульфатЬв или суспензии гидроокисей металлов (0,05- 0,5%) и коагулянты - водные растворы поли- акриламйд а или жидкого стекла (0,01-0,1%).

Недостатки способа заключаются:

1} в ограничении возможностей его при- м ёнёНйй гёрлого-техничёскими условиями по разрезу скважины (температура, давле- ние).; : .. .. . -. : ;.. - ... . - .;

2) в потере стабильности технол огичё- ск йх свойств бурового раствора; : :

3) в формированииосложнений в скважине (водо-, газопроявлёния, обвалообразо- вания), обусловленных потерей стабильности этих свойств при вводе активаторов, осади- телей. .

Целью изобретения является стабилизация технологических свойств бурового раствора при одновременном предупреж- осложнений в схважине.

Указанная цель достигается тем, что способ обработки бурового раствора, циркулирующего в скважине, включающий вве- дение в буровой раствор активаторов и оса:&Йзющих рёйгентой, удаление осадка с помощьюсредств очистки ;й введение реа- гентрв комплёксйого действия, отличается тем; ЧтЬ йвёдё нйё активаторов и осаждаю- щйх реагентов в буровой раствбр осуществляют Nia участке ц куляции ето между устьем скважины и средствами очистки, при этом в качестве осаждающих реагентов и активаторов используют, соответственно,

гуматы натрия или окись кальция или гидроокись кальция в стехиометрических соотношениях к содержанию карбонат и/или бикарбонат-ионов в водной фазе бурового раствора, и модифицированный крахмал в количестве от0,4 до 1,5% от массы бурового раствора или соляную кислоту в количестве от 0,06 до 0,42% от массы бурового раствора, а также тем, что в буровой раствор одновременно с активаторами и осаждающими вводят сорбент, причем в качестве сорбента используют коллагенсодержащую сыромятную стружку или цеолитсодержащий материал в.количестве от 0,28 до 0,55% от массы водной среды бурового раствора с содержанием 100 мг хром-иона на 1 л. f

В табл.1, 2 представлены сопоставительные Данные по регулированию составов (свойств) буровых растворов по данному и известным, включая прототип, способам.

Применение активаторов, осадителей начинают от устья скважины с тем, чтобы продукты взаимодействия (во флокуляте, осадке) были удалены из бурового раствора виброситами, а после выравнивания свойств на участке от вибросит до приемных насосов кондиционный буровой раствор закачивают в скважину, Способ предупреждает осложнения в скважине по причинам нёсоотёетст- вйя свойств раствора требуемым. Погружение кбллагенсодержащей сыромятной стружки или цеолитсодержащего материала обеспечивает выведение технологического избытка хром-иона из бурового раствора/что необхо - димо для восстановления Вводом бентонита стабильности структурно-механических и фильтрационных свойств. Полное удаление хром-иона из бурового раствора необходимо для решения экологических задач (при ликвидации буровой, при подготовке отработанных объемов буровых растворов к утилизации). Применение Туматов натрия для осаждения кальция (магний-ионов более предпочтительно, чем применение кальци- нированной соды, отравляющей буровой раствор карбонат) бикарбонат-ионами, обусловливающими потерю стабильности показателей его технологических свойств. Применение по заявленному способу окиси кальция или ее гидрата для осаждения кар- бонат/бикарбонат-ионов обеспечивает стабильность показателей технологических свойств бурового раствора, закачиваемого в скважину.

Применение в качестве активаторов модифицированного крахмала или соляной кислоты интенсифицирует удаление шлама на виброситах, обусловливает ожидаемый технологический результат при несовместимости вводимых веществ с буровым рэствором в условиях скважины и обеспечивает положительный эффект за счет стабилизации технологических свойств бурового раствора перед его закачкой в скважину, предупреждает этим осложнения в скважине и расширяет возможности применения активаторов, осадителей, не применимых п о известным способам, включая прототип.

Способ осуществляют следующим образом.

П р и м е р 1. В процессе проводки скважины 26 Кошехабльская вскрывается тервал от 4620 м, представленный перем н

щающимися отложениями галита (камен- и соли), песчаников и гипсоангидритных юпластков. Применяют соленасыщенный ровой раствор, а для повышения его ста- льности(при плотности 2,18 г/см2), кроме вменяемого реагента комплексного дей- вия (КССБ-4), целесообразно применение КМЦ-600.

Однако, в водной среде бурового раствора содержание кальций/магний-ионов составляет 396 мг/л, или 0,0396 мас.%/обь- еь.

I Для обеспечения максимальной стаби- п зирующей роли КМ Ц, необходимо соответ- ст зенно максимальное снижение содержания ка тьций/магний-ионов в среде бурового раствора.

Использование для этой цели обрабо- то . кальцинированной содой приводит к накоплению в среде бурового раствора ка эбонат/бикарбонат-ионов с известным отрицательным действием (см. Oil and Gas Jojrnal, 1983, 31/1, vol. 81, № 4, pp.124, 127, 128, 130, 132, 136).

Задачу решают по данному способу: на учг стке циркуляции у устья скважины вво- дя углещелочной реагент, содержащий гу- ми новые вещества (гуматы натрия).

Практическая активность применения

гуь ма вет

ствует соотношениям при насыщении их обменного комплекса.

Так, насыщение едким натром (м.в. 40) происходит при 0,12 г NaOH (то же мас.%) на ll г гуминовых (то же - мас.%), или 12:100.

: В соответствии с большей активностью Мдг и Са , они замещают натрий в ту матах переводя их в осадок. Стехиометричё- скиэ отношения реакции взаимодействия гум этов натрия с кальций-ионами те же, что и гуминовых с NaOH (по совпадению атом- ног э веса кальция и молекулярного веса NaOH), а именно: 8,33:1.

Наличие флокуляционных явлений при обработке по данному способу устраняется

иновых для нейтрализации кальций-, ний-ионов по заявляемому способу соот-

0

5 0

0

5

на виброситах и при коррегирующей обработке бурового раствора на участке циркуляции от вибросит до приемных мерников насосов.

По конкретному содержанию гуминовых, устанавливаемому лабораторно, расчитывают необходимое количество вводимого углещелочного реагента. Здесь, в конкретном случае, при содержании 23,8 мас.% воды в буровом растворе это эквивалентно 0,0094 мас.%/объем бурового раствора. Из стехиометрии замещения кальций-ионом обменного натрия в гумате следует, что необходимо:

0,0094 х -yj- мас.%/обьем гуматов натрия.

Применительно к водному углещолочному реагенту, содержание гуматов в котором составляет 3,5 мас.%, необходимо этого реагента 0,0094 хД - или 0,22 %.

С учетом текущих сорбционно-адгези- онных явлений эту величину повышают в 2-42,5 раза, что создает наиболее полное

О4- 4осаждение Са /Мд (см. табл.1). При. этом остающиеся флокулы малых размеров создают положительный эффект водо- нерастворимого наполнителя - коллоида фильтрационной корки, снижая как фильтрацию бурового раствора, так и толщину фильтрационной корки, Агрессивного(седи- ментирующего, например) воздействия на буровой раствор малое количество мелких флокул не оказывает.

Практически в данном случае в буровой раствор добавляют от 0,5 до 0,75% углещелочного реагента непосредственно на выходе циркуляции из скважины.

Таким образом, по данному способу для осаждения кальций-ионов необходимо вводить от 8,38 до 20,83 массовых частей и гумата натрия на 1 массовую часть кальций- иона в водной части бурового раствора.

Пример 2. В скважине Кошехабльская при глубине 5060 м соленасыщенный буровой раствор с плотностью 2,18 г/см3, при температуре 160°С, соответствующей забойной, имеет величину эффективной вязкости 0 962 сП, гораздо большую, чем регламентируемая (250 сП), а также высокие величины предельных статических напряжений сдвига V1/10/30 300/309/662 мг/см2 и высокий показатель седиментационной неустойчи- 5 вости ff 0,37 г/см3 и недопустимую толщину фильтрационной корки (д 16н мм).

Не удаются операции спуска геофизических компоновок для проведения электрометрических работ, несмотря на переподготовки ствола и обработки бурового

5

0

5

раствора (бентонит-паста, гидролизован- ный ФХЛС, КМЦ-600).

$ фильтрате бурового раствора содер- жание анионов СОз2 (НСОз составляет 800/4867 мг/л. Общее содержание, исходя из 150 м3 бурового раствора с содержанием водной среды 20,2%, rip НСОз составляет

2.18-150-20,2

100

х4,8В7 321,5кг

; : Исходя из результатов осаждения (табл. 1} и реакции Са2+ + СОз2; СаСОз | , при этом йеобходимое минимальное количество составляет 321,5 214,3 кг Са2+,.

..-.- . . OU ,- : ..:: -. ;

. т.е.,396,5 кг извести Са(ОН)2, или 1,6 м3 известкового молока плотностью 1,18 г/см3. ,.; , Общее количество вводят за 3 цикла циркуляции. Ввод проводят по 0,5 м3 за цикл, непосредственно на устье скважины. В скважину непрореатировавшее известно: вое молоко не попадает. На виброситах отмечается повышенный вынос тлама-флокулята. Понижение рН компенсируют вводом в циркулирующий буровой раствор на участке от вибросит до приёмных мерников насосов 0.2 м3 водного раствора каустической соды плотности 1,46 г/см . Потерю плотности в 0,15 г/см бурового раствора компенсируют ДОуТяжелением; на участке от вибросит до приемных мерников насосов (через соответствующую обвязку). После трех циклов циркуляции с обработкой бурового раствора по заявленному способу содержание .СОз2 /НСОз составляет допустимое - 18 мг/л. При 160°С показатели структурно-механических; свойств приобретают оптимальные

значения 259 сП, V1/10/80 143/197/381 мг/см - и ,24 г/см3. Спуск геофизических крмпрмоврк в ркваясину прохрдит нормально: - ч:.: л: :L: ...:r; :V :,;.. .. ; .; : , И р.и м е р 3, При глубине скважины 35 Кршёхабльская 5200 iwi значительнее накоп- ; ленйе шлама привело к снижению качества буровбгй раствора; Вязкость rf при 150° С возрослаi до 414 сП уже при глубине скважины5148м :; v:v;, ;-.-,- . -. , . ; :-.- ...,

--. ; Плртйбсть буррвого раствора равна ;;1,55 г/см3.; .;. , ; .,,;.: ..; . .;.,.-. V;;/ При1заб. 150°С параметры не соответствуют требуемым: Ф3о 22 см3, 6 7,5 мм. При содержаний коллоидной фракции по условному содержанию бентонита по марке ПБВ 9,0 мае.%/объем общее содержание небаритовой составляющей равно : 18,24

мас.%. ;: . -..., ;;;..; - . ;..;.;-V -..-il При выполнении заявляемого способа обработки, эффективно используют флоку

0

5

0

5

0

5

0

5

0

5

ляцию бурового раствора вводом реагента МК, устраняют побочные отрицательн ые яв- ления как самой очисткой на вибросите, так и крррегирующей обработкой на участке от вибросита до приемов насосов.

В начале циркуляционной системы (у устья скважины непосредственно) вводят в товарном виде (порошком)0,5% крахмального реагента марки МК. Флокулированный шлам на виброситах составляет 4,2-4,5 мае.% (влажность 65,5%).

Плотность бурового раствора после вибросита не изменяется. Содержание не- баритрвой составляющей становится 16,74 мас.%, т.е. на 1,5% меньше исходного. Одновременно на участке циркуляи,ли после вибросит вводят для облагораживания бурового раствора 0,5% бентонита. Параметры бурового раствора улучшаются, а именно: при т.3аб. 150°С, Фзо 18,6 см3,. д 5 мм,

118сП : .- .

Пример 4. Буровой раствор в скважи- .не-11 Прибрежная имеет плотность 1,16 г/см3, хотя по геолого-техническим условиям и, соответственно, по проекту достаточна и необходима плотность. 1,09 г/см. Накопление твердой фазы было обусловлено недостаточной очисткой механическими средствами бурового раствора в процессе разбуриванйя интервала 0-1148 м. Вследствие загрязнения шламом выбуренных пород буровой раствор уже при этой невысокой за- брйнрй температуре(70°С) имел повышенный показатель фильтрации (Фзо 22,4 см), толщину корки 6 мм (что на грани допустимой), недостаточную седиментационную устойчивость (Др 0.15 г/см3) и отсутствие нормальной тиксотропии при высоких значениях величин предельного статического напряжения сдвига (V 1/10/30 188/152 мг/см2). Содержание крллридной фракции составляло Т 1,09 мас.% объем, но массовое содержание твёрдой фазы достигло 22,15 мас.% (буровой рартвор не утяжелялся). При попытках: (в лабораторных, условиях) утяжелить буровой раствор масштабно выявилась седиментационная неустойчивость. После ввода 200 мас.% утяжелителя баритового порршкорбразного УБПМ-1 с плотностью /у 4,2 г/см3 к объему раствора уже при нормальной температуре прк-азатель сёдимен- тационной неустойчивости ( нижней половины - р верхней половины) составил: 2,32-2,12 0,2 г/чс3, а при 70°С выразился совершенно недопустимой величиной: 2,52- 1,68 0,84 г/см3, ,- .

В связи с необходимостью очистки от шлама и эффективностью флокулирующего, коагулирующегй действия соляной кислоты

(с и.табл.2), эффективно использование по дг иному способу активирующего действия этого электролита. На выходе из скважины циркуляции бурового раствора вводят 20%- ный раствор соляной кислоты капельным дозированием..

С помощью градуированного цилиндра секундомера определяют скорость ввода )%-ной соляной кислоты из расчета 0,3-% объемных к объему бурового раствора. После вибросит ВС-1 из мерника с жидкой каустической содой (р 1,46 г/см подбира- т расходную дозировку ее для восстанов- :ния рН. Достаточной оказывается дэзировка 0,15% NaOH (43%-ной). В про- ссе циркуляции отмечают относительно и -ггенсивный выброс шлама на виброситах, тот процесс проводят на 1/4 полного цик- л з. Впоследствии, по отбору пробы из этой 1ачки и ее анализа устанавливают, что с жжение содержания твердой фазы со- авл.яет 1,35%.

На участке выхода из скважины 11 При- режная во вторую пачку бурового раствора вводят 0,4% объемных 20%-ной соляной лслоты и после вибросит нейтрализуют ее татки (после сброса виброситом флокуля- з рН бурового раствора повышается с 8,9 to 9,3) вводом 0,2% водного (р 1,46 г/см3) раствора каустической соды. Впоследствии нзлизом устанавливают, что в этой пачке со- ржание твердой фазы снижается на 2,5%.

На участке выхода из скважины в третью пачку бурового раствора вводят ,3% объемных 20%-ной HCI, а для нейтра ; изации остатков соля ной кислоты в раствор после вибросит вводят 0,6% объемных годного раствора каустической соды ( р 1,35 г/см3). рН бурового раствора контролируют по универсальному индикатору с внесением к определяемой величине сис- емной поправки (+1 рН).

П р и м е р 5. В скважине 11 Прибрежная при глубине 1148 м резко ухудшились технологические свойства и увеличилась наработка объемов бурового раствора. В Суровом растворе выявлен избыток содер- |кания кальции- и хром-ионов. Буровая расположена в непосредственной близости от уреза Азовского моря, с одной стороны, и от рыбопитомника-с другой стороны. Проблему наработки решают интенсификацией ме- 1санической очистки, для чего в буровой раствор за несколько циклов циркуляции, на локализованном участке от устья до вибросит вводят 0,9% модифицированного крахмального реагента. Удаление - осаждение из бурового раствора кальций-ионов,

необходимое для обеспечения активности воздействия реагента КМЦ-600, осуществляют вводом гумата натрия в виде углеще- лочного реагента. Для осаждения-сорбции

хром-ионов в выходящий буровой раствор погружают кол л а ген содержащую сыромятную стружку.

Минимальная доля связываемого такой стружкой хром-иона 1,82% мае., средняя 2,7

мас.% и максимальная 3,54 мас.%.

Содержание Сг3+ на 1 л водной среды 69,3 мг. Содержание воды 83.2 мас.%.

Пересчет применительно к содержанию хром-иона 100 мг на 1 л дисперсионной (водной) среды приводит к следующим соотношениям, активность которых оценена опытами:

а) при минимальной сорбции требуется стружки 0,55 мае. % от объема водной среды бурового раствора;

б) при средней сорбции требуется сыромятная стружки 0,37 мас.% от объема водной среды бурового раствора;

в) при максимальной сорбции сыромят- ной стружки требуется 0,28 мае. % от объема водной среды бурового раствора.

Для обработки 100 м3- бурового раство- ра 11 Прибрежной погружают на выходе из

устья скважины:

° 3 oo3foo9 3 ° 21 т СЫР°МЯТНОЙ

стружки со средней сорбционной активностью.

За суммарное время циркуляции бурового раствора 6,5 часов хром-ион переводят в связанное состояние.

П р и м е р 6. В скважине 1 Кочергинская с конечной глубиной 5250 м, при плотности

бурового раствора 1,7 г/см и температуре на забое скважины 160°С, не удаются ни электрометрические, ни перфорационные работы. Из-за нераспознанное факта остановки Перфоратора на баритовой пробке ошибочно был прострелян интервал скважины, находящийся более, чем на 200 м выше запланированного. Контроль бурового раствора при температуре 160°С подтвердил причастность свойств бурового раствора

к техническим неудачам. Так, несмотря на

значительное содержание условной коллоиднойфракции(8,13мас.%/объем)буровойраствор структурно-механически неустойчив V

1 /10/30 27/45/18 мг/см2, ф 0,42 г/см3).

Буровой раствор перегружен измельченным шламом и переобработан анионными соединениями хрома. Первоначально предпринятые обработки активаторами (крахмал 0,4%), осадителями (1 % Са(ОН2)-на

участке от устья до вибросит, а бентонитом О %) и дефлокулянтом (0,5% гидролизован- ного ФХЛС) на участке после вибросита - улучшения не дали. - Хром-ион блокикует структурообразующую способность бентонита. Перфораторы по-прежнему не доходят до запланированной глубины.

Для связывания хром-иона при его содержании 34,64 мг на л водной среды бурового раствора, при содержании воды в буровом растворе 40,4 мас.%, или 99,6 м в объеме его требуется по заявленному способу коллагенсодержащей сыромятной стружки:

а) при минимальном поглощении: 5,5x99.6 0,346 189 кг;

б) при среднем поглощении 3,7x99,6x0,346 128 кг;

в) при максимальном поглощении 2,8x99,6x0,346 97 кг.

В буровой раствор на участке циркуляции у устья скважины погружают 100 кг сыромятной стружки. Последующими операциями ввода на. участке от вибросит до приемных мерников насосов 1,2% бентонита и 0,8% ФХЛС (30:3) достигают соответствия при 160°С показателей структурно-механических свойств оптимальным:

J/- 272 cH,V 1/10/30 12 /27/45 мг/см2 и &f 0,13 г/см3. Операции по спуску перфоратора проходят нормально.

Выведение из водной среды бурового раствора избытка хром-иона применением способа осуществляют использованием в качестве сорбента и и цеолитсодержащего материала (см. табл.1).

Цеолитсодержащэя порода включает водные алюмосиликаты

(Маг, Са)0- AlaOa nSi02 mbfcO

или(Ма, (фО nSfOa : где п 2-6; т 0,8. В этом же качестве могут быть использованы и искусственные цеоли- ты-пермутиты. Умягчающие и очищающие свойства цеолитов обеспечивают ожидаемое физико-химическое и технологическое действие контактированием бурового раствора с поверхностью этих материалов, Кол- лагенсодержащую сыромятную стружку без уплотнения помещают в полостных стенках в желобе на участке между устьем и виброситами. Так же размещают и цеолитсодер- жащий материал. Замену сорбирующих материалов проводят после подтверждения химическим анализом фильтрата бурового раствора прекращения сорбции.

Преимущества данного способа обработки в следующем:

1) Предупреждаются отрицательные воздействия коагулянтов, флокулянтов (активаторов) на фильтрационные, коркообра- зующие, структурно-механические свойства бурового раствора в скважине. Расширяются возможности регулирования свойств раствора с использованием прежде не

совместных с раствором добавок;

2) Состав и свойства бурового раствора достигают своей кондиционности до закачки его в скважину и этим предупреждаются осложнения в скважине;

3) Приедупреждаются обвалообразова- ния пород в скважине, водо- и газопроявления, так как гидродинамические свойства раствора, обусловленные его реологией, упорядочиваются до закачки бурового раствора в скважину;

Дополнительные преимущества: 1) Снижаются затраты времени на регулирование свойств бурового раствора; 2) Обеспечивается соответствие состава бурового раствора требованиям к нему при переводе на утяжеление;

3) По осаждению карбонат/бикарбонат- ионов обеспечена возможность применения наиболее активной в этом отношении обработки гидратом окиси кальция (известью), без отрицательных последствий по воздействию высоких температур в скважине, приводящего к затвердеванию бурового

раствора;

4) По осаждению хром-иона обеспечена возможность применения для деблокирования структурообразующей способности бурового раствора коллаген-и цеолитсодёржащих материалов без отрицательных последствий по воздействию высоких температур в скважине на технологические свойства бурового раствора;

5) Удаление из раствора шлама выбу- рённой породы и избытка твердой фазы интенсифицируется, так как исключается диспергирующее воздействие циклов циркуляции через забой скважины (гидромониторный эффект на насадках долота, максимальные температуры и др. факторы);

6) Расширяется перечень добавок и дозировок любого жесткого коагулирующего и флокулирующего действия, применение которых возможно лишь в связи с особенно- стями способа - локализацией коагуляцион- ных и флокуляционных явлений на наземных участках циркуляции бурового раствора, устранением этих явлений в буровом растворе перед закачкой его 8 скважину.

Формула изобретения

1. Способ обработки бурового раствора, циркулирующего в скважине, включающий введение в буровой раствор активаторов и осгждающих реагентов; удаление осадка с помощью средств очистки и введение реагентов комплексного действия, отличаю- щ и я тем, что; с целью стабилизации технологических свойств бурового раствора при одновременном предупреждении ос- лохнений в скважине, введение активатоР0Ј

и осаждающих реагентов в буровой

рас твор осуществляют на участке циркуляции его между устьем скважины и средствами очистки, при этом в качестве осаждающих реагентов используют гуматы нат эия, или окись кальция, или гидроокись

кальция в стехиометрических соотношениях по отношению к карбонат- и/или бикарбонат-ионам; содержащимся в водной среде бурового раствора, а в качестве активаторов - модифицированный крахмал в количестве 0,4-1,5% от массы бурового раствора или соляную кислоты в количестве 0,06-0,42% от массы бурового раствора.

2. Способ по п. 1,о. тли чающийся тем, что в буровой раствор одновременно с активаторами и осаждающими вводят сорбент, причем в качестве сорбента используют коллагенсодержащую стружку или цеолитсодержащий материал в количестве 5 0,28-0,55% от массы водной среды бурового раствора с содержанием 100 мг хром- иона на 1л.

0

; . - мэс.% к объему водной сседы о упового раствора с содержанием а ней 100 иг Сг на I л .

хаС- нас.частей не 1 иас. чсстъ осапдэемых кальц /магм -ионс-в в кассе Лодиой среды бурового раствора

Т а б л м ц л-1

z.i8 -Јj

о,3

о,

0,583

0,3 () илиО.И

Концентрированной

ИС1 - 0,24 воды

2,67 в, ) или С, 12 концентрированной

- нет и

О,28 воды

plt-9,2. рК-э, рн-в,в рН-7,8

йыражснмие (отмеиаенме визуально) оостояния добкуляцки посяе воса НС1( флокулироваииое {коагулированное) состояние бурового раствора способствует повывению активности отделения BnaMa, После сит остаточные явления флокуляции устрактатся восстановлением рН лобэкои либо гндрояикваиного реагента-яефлокулянта (КСС6-г, КССБ-4Г ФХЛС), либо только целочьо (КяОН, Ш1. Осложнений с бурэвии оастворои мет.

i. я - добавка в мас./обхм; . . добавка в объемных ; - . - .. . . : - . .

хл- дэльнейве повышение доэирааки ЯС1 приводит к необратимой флпкуляцин (коагуляции) бурового раствора ,- нееознояности самой очистки на сите. .- :Табпмц 2

1,5

1,3 () или 0, Hi концентрированное«С1 и . . ОМ мен

3,52

1

(гю-ной)

йяиО.Ш крикентри- НС1 и

I.MtiojM

2,1

Потер стабильности текло логических своАсте бурового раствора мбэйних. условиях (4uiotcy/w- чиЯр седиментация твердой Фазы, ловмреиие фильтрации и т.д..)

Обмгообраэоваиия, гаэояо- допроявления иэ-sa потери . гивростатичесяом функции и повышения фильтрации бурового раствора