Page 125 - 4637

допомагає уникнути проблем з корозією. Гіпсовий буровий
розчин не має високого рівня pH, що є необхідне для
зменшення швидкості корозії і контролю за деякими
бактеріями. Ці розчини також містять органічні речовини,
схильні до деградації бактеріями. Багато тисяч свердловин
було успішно пробурено при правильному використанні
лігносульфонатів та лігнітів хрому. Відповідна хімічна
обробка в кінці свердловини включає підняття pH, додаючи
біоксид і дисперсний органічний аміновий пакерний рідинний
інгібітор, якщо використовується розчин на основі свіжої
води. Ми розуміємо, що обсадна колона буде довговічною,
якщо продовжувати таку обробку – та хоча документації
немає в наявності, джерела вказують, що це вже стає
тенденцією.
Маючи безпосереднє відношення до теми, Getty Oil Co
видала технічний документ опублікований NACE International,
заснований на історії родовища Південної Луїзіани, в
основному щодо високоміцних труб у розчинах з системою
лігносульфонатів. Проте, лігносульфонат необов’язково є
основною проблемою на даному родовищі, як інші
стверджували. Була усвідомлена необхідність високого
значення pH і контролю бактерій. Таким чином, звіт показав,
що при належних умовах буровий розчин на водній основі був
більш захисним, ніж вважалося до цього. Для підвищення
стабільності температури деякі бурові розчини на водній
основі, гіпсові і мінералізовані бурові розчини обробляли за
допомогою групи нових добавок під назвою "поверхнево-
активні речовини", в тому числі поверхнево-активні добавки і
емульгатор бурового розчину. І, як зазвичай, протягом цього
періоду, дизельне пальне було важливим для змащування,
гальмування корозії і контроль за гідравлічними втратами
рідини. Нафта була хімічно емульгована у буровому розчині
на водній основі в 10 – 12 % за обсягом діапазону. Згідно з
результатами захисна нафтова плівка, ймовірно, зіграла

124