Технология и техника глушения нефтяной скважины перед проведением капитального ремонта-Курсовая работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Технология и техника глушения нефтяной скважины перед проведением капитального ремонта-Курсовая работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
ГАОУ СПО Ишимбайский нефтяной колледж
Бурение нефтяных и газовых скважин
Курсовой проект по дисциплине "Подземный ремонт скважин"
на тему "Технология и техника глушения нефтяной скважины перед проведением капитального ремонта скважин"
Ишимбай 2013
Некоторые виды ремонта нефтяных или газовых скважин в фонтанный период их эксплуатации, а иногда при эксплуатации высоконапорных пластов газлифтным или насосным способом связаны с необходимостью глушения скважин утяжеленными растворами. Это вызывает необходимость выполнения сложных дорогостоящих работ. Кроме того, следует отметить, что глушение отрицательно сказывается па последующем освоении и эксплуатации скважины из-за снижения проницаемости призабойной зоны скважины.
Глушат скважину и при аварийном (открытом) фонтанировании, а также при ее ремонте для спуска в фонтанную скважину труб и другого оборудования.
Состав: Головка цементировочная (СБ), Спецификация, ПЗ.  Язык документа

Софт: КОМПАС-3D 12 SP 3
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время большинство крупных газовых и газо-конденсатных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки. Этот этап характеризуется падени-ем пластового давления, поднятием газоводяного контакта, уве-личением горного давления на скелет породы и изменением ее на-пряженного состояния в приствольной зоне пласта, старением и изнашиванием конструктивных элементов скважин. Многолетний опыт эксплуатации Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего ме-сторождений показывает, что одним из основных способов под-держания объемов добываемого углеводородного сырья является капитальный и текущий ремонты скважин. Проведение ремонтных работ в условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД) отличается повышенной сложностью. Анализ горно-геологических условий эксплуатации скважин крупных газоконденсатных место-рождений показывает, что применяемые в начальный период раз-работки месторождения традиционные жидкости глушения (рас-творы хлористого кальция и натрия, гидрофобные эмульсии, ин- вертно-мицеллярные дисперсии и т.д.) на поздней стадии экс-плуатации, особенно при АНПД, малопригодны. Высокая инфильт-рация этих растворов в условиях высокой репрессии способству-ет образованию значительной зоны их проникновения в пласт, что резко ухудшает фильтрационные характеристики пласта и создает ряд неразрешимых проблем при освоении скважин после ремонта. В частности, для восстановления притока требуются дополнительные мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП), связанные с большими затратами средств и времени. В некоторых случаях глушение скважин вышеперечисленными жидкостями становится невозможным, поскольку происходит их поглощение в сильно дренированном интервале зоны перфорации с последующим газопроявлением из менее дренированных интервалов.
Так, на месторождениях ООО 'Уренгойгазпром" после глушения скважин глинистыми дисперсиями или растворами хлористого кальция дебиты Неокомских газоконденсатных скважин снижаются на 60-63%, а Сеноманских газовых - на 20%. Как правило, объём используемых жидкостей в 2-3 раза превышает объём скважин, что в последствии увеличивает сроки их освоения до 4-20 суток для Неокома и 3-6 суток для Сеномана. При этом выход на доремонтный режим эксплуатации по экстраполляционным кривым составляет, соответственно, 218 и 207 суток. Для предотвращения выбросов на каждой третьей скважине осуществляется повторное глушение, что приводит к еще долее глубокой кольматации пористой среды и дальнейшему снижению продуктивности скважин Восстанови- тельные работы и освоение таких скважин иногда превышают стоимость их строительства. Поэтому в настоящий момент наиболее актуальным направлением в области глушения скважин с АНПД является разработка специальных составов, обладающих регулируемой инфильтрацией в пласт, обеспечивающих сохране-ние коллекторских свойств продуктивного пласта и технологич-ных в применении при температурах до минус 45°С. Кроме того, для обеспечения эффективности глушения выбор свойств техно-логической жидкости в конкретных условиях должен осуществ-ляться на основе теоретических расчётов и лабораторных ис- следований по моделированию процессов глушения и последующего освоения скважин.
Целью курсовой работы является расчет глушения двух скважин и сравнение их результатов.
1.3 Технология проведения глушения скважин.
Некоторые виды ремонта нефтяных или газовых скважин в фонтанный период их эксплуатации, а иногда при эксплуатации высоконапорных пластов газлифтным или насосным способом связаны с необходимостью глушения скважин утяжеленными растворами. Это вызывает необходимость выполнения сложных дорогостоящих работ. Кроме того, следует отметить, что глушение отрицательно сказывается па последующем освоении и эксплуатации скважины из-за снижения проницаемости призабойной зоны скважины.
Глушат скважину и при аварийном (открытом) фонтанировании, а также при ее ремонте для спуска в фонтанную скважину труб и другого оборудования.
При разрушениях оборудования устья, обсадных колонн, фонтанной арматуры возникают открытые неуправляемые фонтаны, т. е. аварийная ситуация, ликвидация которой обычными приемами, т. е герметизацией устья и глушением, чрезвычайно сложна.
Каждый случай открытого фонтанирования скважины наносит серьезный ущерб окружающей среде, причем тем больший, чем продолжительней открытое фонтанирование и чем больше дебит скважины. Открытое фонтанирование часто приводит к пожарам, несчастным случаям, к нанесению непоправимого ущерба самой нефтяной или газовой залежи. С целью предотвращения открытого фонтанирования при аварийном разрушении устьевого оборудования или во время текущего или капитального ремонта скважины, в которой возможно фонтанирование, в нижней части ее ствола размещают клапаны-отсекатели пласта для разъединения нижней фильтровой зоны скважины от ее верхней части
Клапан-отсекатель позволяет выполнять необходимые в период освоения и эксплуатации скважины процессы (кислотную обработку призабойной зоны пласта, его гидроразрыв и т. д.). Поэтому клапан-отсекатель дополняется другим оборудованием и представляет собой систему, состоящую из нескольких устройств. Главные из кото-

рых - сам клапан-отсекатель; герметизатор (пакер); якорь, удерживающий пакер на заданной глубине; канал связи для управления клапаном; устройство управления для обеспечения возможности установки и демонтажа клапана, якоря и пакера; устройство для выполнения технологических процессов и операций.
Перечисленные устройства, размещенные непосредственно над фильтровой частью скважины. Эксплуатируются в условиях, определяемых особенностями эксплуатации пласта, т. е. свойствами пластовой жидкости или газа, их дебитом, агрессивностью среды, наличием абразива, температурой, давлением. В этих условиях каждое из этих устройств должно безотказно срабатывать в течение всего периода их эксплуатации в скважине.
Клапан-отсекатель пласта (рисунок 1.1) состоит из пакера 1, клапана-отсекателя 2, разъединителя 3, циркуляционного клапана 4 для аварийного глушения скважины, клапана для ввода ингибитора 5, телескопического соединения 6 для компенсации линейных деформаций, дросселя 7 для регулирования расхода пластовой жидкости, приемного клапана 8.
С клапанами-отсекателями используют пакеры двух типов - неизвлекаемый и демонтируемый. Первые, часто называемые стационарными, удаляются из ствола скважины при предварительном разбуривании (поэтому иногда называются разбуриваемыми), вторые извлекаются без разбуривания. Эти пакеры спускают на колонне НКТ, а иногда на канате.
Разбуриваемый стационарный пакер (рисунок 1.2) состоит из корпуса 12 с головкой 3, имеющей пазы 6, наружную цилиндрическую поверхность 4 и внутреннюю 2, выполненную в верхней части в виде посадочного ниппеля. На штифтах 5 установлен переводник 1 с уплотнительными манжетами 5 и замком 7, входящим в паз во избежание вращения переводника относительно головки. Переводник соединяет пакер с колонной.
На нижний конец конуса навинчены две концентрические втулки 21 и 23, которые вместе с ниппелем 24 образуют поршневую камеру с перемещающимся поршнем 22 и толкателем. Поршневая полость сообщается с центральным каналом пакера, отверстием А. На корпусе 12 смонтирован уплотнитель 15, состоящий из резиновых элементов и шлипсовых узлов 9, 10 и 18. В шлипсовые узлы входят срезные штифты %, 16 и 20, конусы 13 и 17, фиксирующие ленты 11, упорные кольца 19. Пакер устанавливают в скважине с помощью колонны НКТ.

Рисунок 1.1 - Схема оборудования скважины для предотвращения открытого фонтанирования с клапаном-отсекателем пласта. Рисунок 1.2 - Конструкция неизвлекаемого пакера, спускаемого на трубах.
В колонну нагнетают жидкость, которая через отверстие А поступает под поршень 22. Под давлением жидкости поршень, через толкатель действует на кольцо 19, которое после среза штифтов 20 перемещается вверх, толкая нижние шлипсы 18 на конус 17. Фиксирующие штифты 16, связывающие корпус пакера с нижним 17 и верхним 13 конусами, срезаются. Уплотнители с конусами сдвигаются вверх, нижние шлипсы 18, перемещаясь вверх по конусу 17, разрывают ленту 11 и выдвигаются наружу Резиновые уплотнители 15, расширяясь, разобщают и герметизируют верхнюю и нижнюю зоны затрубного пространства пакера. Шлипсы при этом удерживают пакер в стволе скважины.
При подъеме колонны НКТ прикладывается дополнительная растягивающая нагрузка, штифты 6 срезаются, переводник 7 с колонной НКТ извлекают па поверхность, а пакер оставляют в скважине.
Демонтируется такой пакер разбуриванием-фрезерованием; верхних шлипсов инструментом с ловителем. При спуске инструмента ловитель проходит в корпус, фрезы упираются в верхние шлипсы и в результате вращения срезают их, ловитель удерживает сборку ниже пакера и предохраняет ее от падения на забой во время подъема.
Извлекаемый съемный покер (рис. 1.3) устанавливается, как и стационарный, созданием в центральном канале давления жидкости, поступление которой в камеру А разводит толкатель 17 и поршень 16 после среза штифтов 15 в противоположные стороны. Поршень давит на нижнее кольцо 14, которое деформирует манжеты 11, герметизирующие и разобщающие зоны выше и ниже пакера. При опускании толкателя 17 шлипсы 20 с пружиной 19 выдвигаются по корпусу 21 и заякоривают пакер в эксплуатационной колонне 18. Освобождают пакер вращением и приподниманием колонны НКТ. При этом срезаются шрифты 4, связывающие втулку 2 с переводником 1, а при первых оборотах упор 6 сворачивается с разгрузочной муфты 5, перемещаясь вверх до упора в торец переводника. В результате создается со-общение центрального канала пакера через отверстие 3 во втулке 2 с затрубным пространством. Во время дальнейшего поворота муфта свинчивается с верхней трубы 8 и перемещает вверх подшипниковый узел 7 и кольцо 9, которое через гильзу 12 увлекает вверх камеру с поршнем 16 и толкателем 17. Уплотнения 11 и шлипсы 20 освобождаются от торцовых упоров 10 и 13. После этого пакер извлекают на поверхность колонной НКТ.
Рассмотренные пакеры изготавливают двух типов с перекрытым проходным каналом и с каналом для клапана-отсекателя. Способ их посадки гидравлический, максимальный перепад давления, воспринимаемый пакерами, 21 МПа, температура рабочей среды 100 °С.
В газовых, конденсатных и газоконденсатных скважинах, (продукция которых содержит до 6% сероводорода) используют пакеры 2ПД-ЯГ. Их конструкция аналогична описанной выше.


Рисунок 1.3 – Конструкция извлекаемого пакера
Другие типы извлекаемых пакеров отличаются в основном конструкцией и расположением шлипсовых узлов. В широко применяемом для фонтанирующих скважин пакере 1ПД-ЯГ в качестве верхнего заякоривающего устройства используют якорь автономного действия (рисунок 1.41). Он имеет подпружиненные плашки, расположенные в корпусе 3. Под действием внутреннего избыточного давления плашки 1 выдвигаются из корпуса 3 наружу и взаимодействуют с эксплуатационной колонной, фиксируя якорь. При отсутствии давления плашки, под действием пружин 2 возвращаются в исходное положение, освобождая якорь.



Рисунок 1.4 - Якорь автономного действия.
Рисунок 1.5 - Конструктивная схема дистанционно управляемого клапана-отсекателя пласта.

Якори выпускают нескольких размеров для эксплуатационных колонн диаметрами 146 и 168 мм.
Клапаны-отсекатели пласта отличаются способами управления, соединения с колонной, расположением в колонне и проходными каналами. Различают автоматические и управляемые клапаны. Автоматические подразделяют на срабатывающие при уменьшении давления в зоне их установки или при превышении заданного расхода потока.
По способу соединения с колонной клапаны бывают съемные, которые устанавливаются в ниппеле на колоннах инструментами, спускаемыми на проволоке или канате, и стационарные, устанавливаемые непосредственно на трубах и извлекаемые только вместе с ними.
Наиболее надежны и удобны в работе клапаны-отсекатели с дистанционным управлением, позволяющие перекрывать фонтани-рующую скважину в любой момент по команде с пульта управления вручную или от аварийного датчика.
Клапан-отсекатель с дистанционным управлением (рис. 1.5) спускают по проволоке (канате) и устанавливают в посадочный ниппель 2 с муфтой 9, к которому подведена наружная линия управления 3. Корпус его состоит из трубы 4, стакана 6 и хвостовика 16 с подвижным клапанным узлом, включающим верхнее 8, и нижнее 13 седла и шар 12 между ними. Шар имеет сквозное отверстие и фигурный паз на наружной поверхности. Хвостовики седел 8 и 13 образуют с корпусом отсекателя две камеры. Верхняя герметичная, в ней помещен кольцевой поршень 10. Эта камера через отверстие Б в корпусе соединена с трубкой управления 3. Полость ниппеля А герметизирована уплотнениями 5 и 7 на поверхности отсекателя. Эти же уплотнения герметизируют соединения клапана в ниппеле.
Пружина 15 упирается в регулировочные шайбы 14 и через втулку 17 в корпус отсекателя. Верхний конец отсекателя за-канчивается замком 1, фиксирующим клапан на ниппеле НКТ. После установки клапана в ниппеле по трубе управления в верхнюю камеру подается рабочая жидкость. Поршень 10 перемещается вниз и отводит верхнее и нижнее седла 5 и 13 в крайнее нижнее положение. С

помощью штифта И, ввернутого в корпус и входящего в фигурный паз, шар занимает положение, при котором сквозное отверстие совпадает с каналом клапана. Давление в камере удерживает пружину 15 в открытом положении. При снижении давления в камере (в случае аварии с наземным оборудованием или по команде сверху) усилие пружины и давление скважинной жидкости на поршень отводят клапанный узел в крайнее положение, при котором шар с седлами занимает положение «Закрыто». Отсекатель открывается вновь при действии давления в его верхней камере.
В России выпускают управляемые клапаны-отсекатели двух типоразмеров КАУ-89-350 и КАУ-73-500. В первом применен запорный орган в виде заслонки, во втором - шаровой. Указанные клапаны-отсекатели имеют следующую техническую характеристику.
КАУ-89-350 КАУ-73-500
Максимальное рабочее давление, МПа  35  50
Условный диаметр подъемных труб, мм   89  73
Диаметр проходного канала, мм   35  28
Длина, мм   1060  970
Масса, кг   18,2  12,5
В процессе эксплуатации скважин, как оснащенных, так и не оснащенных клапанами-отсекателями, возникает необходимость выполнения целого ряда внутрискважинных операций, которые осуществляются под давлением. Поэтому пакер с клапаном-отсекателем оснащают различными устройствами, в частности клапанами нескольких назначений циркуляционными, уравнительными, приемными и обратными.
Циркуляционный клапан предусмотрен для временного сообщения центрального прохода колонны с затрубным пространством при промывках забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработке призабойной зоны различными химическими реагентами, при аварийном глушении скважины и т. д.
Клапан (рисунок 1.6) устанавливают на колонне НКТ и извлекают вместе с ней. Он состоит из корпуса 4 с отверстиями а, в каждом

из которых установлены подвижная втулка 3 с отверстиями б. Последняя загерметизирована уплотнительными элементами 6, 7, 8, 9, 10. Резьбовые соединения уплотнены кольцами 5. Для соединения клапана с НКТ корпус имеет переводники 2 и 11. К верхнему переводнику 2 присоединяют муфту 1. В открытом и закрытом положениях втулка 3 удерживается фиксатором 12, размещенным в кольцевой проточке г нижнего переводника 11 и входящего в одну из кольцевых проточек в втулки.
Управляется клапан смещением втулки 3 вверх и вниз, при котором соответственно совпадают или перекрываются отверстия а и б на корпусе и втулке. Управление осуществляется с помощью специального инструмента, вставляемого в верхнюю проточку д втулки 3 для ее смещения вверх при открытии или в нижнюю проточку е для ее смещения вниз при закрытии клапана.
Уравнительный клапан применяют для выравнивания давления запорного элемента скважинного аппарата для его открытия или извлечения из колонны в комплекте с клапанами-отсекателями, глухими пробками, приемными клапанами. Этот клапан (рис. 1.71) состоит из корпуса 1, в стенку которого вмонтированы клапаны 6. Пружины 2 клапанов удерживаются чехлом 4. Седлами клапанов служат сопрягаемые с ними поверхности, выполненные в отверстиях, где расположены пружины. Клапан открывают с помощью штанги с грузом, спускаемой в скважину на проволоке или канате
Приемный клапан используют для посадки пакера и других видов работ, когда требуется перекрыть проход колонны для создания в ней давления. После посадки пакер спрессовывают, при этом иногда выявляется невозможность поднятия давления для окончательной герметизации эксплуатационной колонны пакером из-за преждевременного срыва опрессовочного шара из седла. В таком случае используют приемный клапан, который сажают в непроходной ниппель под пакером.






Рисунок 1.6 - Циркуляционный клапан.
Рисунок 1.7- Уравнительный клапан.
Рисунок 1.8 - Приемный клапан

Приемный клапан (рисунок 1.81) состоит из корпуса 7, верхний конец которого служит седлом под шаровой затвор. Сверху к корпусу крепят клетку 4, внутри которой помещен шар 5. На корпус надевают кожух 3 с головкой под ловитель. На доковой поверхности кожуха выполнены окна, сообщающиеся с внутренней полостью клетки. Юбка кожуха перекрывает отверстие в стенке корпуса, уплотняемое кольцами 6. От продольного перемещения кожух удерживается срезным штифтом 2, вставленным в стержень. Клапан в непроходном ниппеле герметизируется уплотнениями 8. При извлечении клапана срезается штифт 2 и кожух 3 смещается вверх до упора о головку стержня 1, уравнительное отверстие открывается, а давление над шариком 5 и под ним выравнивается, после чего клапан легко извлекается из ниппеля.
Обратный клапан, применяемый для перекрытия проходной части колонн при спуско-подьеме и под давлением, постоянно ее перекрывает и обеспечивает возможность глушения скважины для предотвращения аварий. Такие клапаны применяют также вместе с газ- лифтными, они перекрывают проход в межколонное пространство обратному потоку жидкости. Иногда их устанавливают без пружин и в этом исполнении используют как реверсивные, закрываемые потоком скважинной жидкости. Устанавливают эти клапаны как непосредственно на колонне труб, так и в посадочные ниппели на проволоке или канате.
Глухие пробки (рисунок 1.91) применяют для герметизации прохода колонны в посадочном ниппеле по уплотняемой цилиндрической поверхности. Они имеют корпус 3, внутри которого установлен подпружиненный поршень 2, уплотнительные кольца 1 которого в отжатом положении пружины 4 перекрывают каналы в боковых стенках корпуса, соединяющие затрубное и трубное пространства. При установке пробки спускной инструмент отжимает поршень 2, и пробка спускается в скважину, позволяя циркулировать жидкости через открытый канал. После посадки пробки и извлечения спускного инструмента поршень 2 перекрывает канал, герметизируя центральный проход колонны. При необходимости извлечения пробки поршень 2 смещают вниз стержнем подъемного инструмента до открытия канала, после чего давление выравнивается над и под пробкой.
Посадочный ниппель — элемент сборки колонны для скважинных работ, представляет собой патрубок с радиально расположенными каналами. Он предназначен для установки и фиксации в колонне скважинных аппаратов и приборов, спускаемых на проволоке или канате.


1 - фонтанная арматура; 2 - ниппель для опрессовочного клапана; 3 - телескопическое соединение; 4 - ингибиторный клапан; 5 - циркуляционный клапан; 6 - циркуляционный механический клапан; 7 - разъединитель колонны; 8 – пакер; 9 - ниппель для кла- пана-отсекателя,- 10 - клапан-отсекатель с замком; 11 - ниппель для приемного клапана; 12 - башмачный клапан
Рисунок 1.9 - Конструкция глухой пробки.
Рисунок 1.10 - Схема компоновки оборудования.
Рисунок 1.11 - Разъединитель колонны.

Компоновка оборудования скважины комплексом описанных устройств в сочетании с клапаном-отсекателем пласта показана на рис 1.10. В Советском Союзе выпускают комплексы управления скважинными отсекателями КУСА, которые включают наряду со скважинным оборудованием станцию управления, изготавливаемую в двух модификациях с электро- и пневмоприводами.
В зависимости от условий эксплуатации предусмотрены ком-плексы для колонн диаметрами 89 и 73 мм - по нескольким схемам. Наиболее сложная схема компоновки оборудования комплекса КУСА-89-350 предназначена для скважин, среда которых характе-ризуется температурой до 120 °С и наличием агрессивных компо-нентов до 0,1 г/дм3.
В остальных схемах с учетом изменения условий эксплуатации те или иные элементы из компоновки исключаются. Так, например, может отсутствовать телескопическое соединение, ингибиторный клапан и разъединитель колонны. По аналогичному принципу компонуются комплексы КУСА-73-500.
Для обеспечения возможности ремонта скважин под давлением в комплексах скважинного оборудования иногда применяют разъединители колонн. При перекрытии проходного отверстия пакера и отсоединения от него колонны НКТ замена элементов этой колонны или другие ремонтные работы, связанные с подъемом и спуском, осуществляются без глушения скважины.
Разъединитель колонны РК (рисунок 1.11) состоит из головки 1 , верхней 2 и нижней 5 цанг, цилиндра 3 и штока 4. Колонну НКТ от скважинного оборудования отсоединяют инструментом, спус-каемым на проволоке или канате. Толкатель инструмента, пере-двигая цангу 2 вверх, отсоединяет труды от скважинного обору-дования, а двигая цангу вниз, соединяет их.
Разъединители колонн выпускают нескольких типоразмеров для эксплуатации в средах с различным содержанием агрессивных компонентов.
Элементы комплексов стандартизированы, регламентируются наружные и внутренние диаметры пакеров, якорей, привязочные размеры элементов собственно клапана-отсекателя, якоря, пакера, всех клапанов, ниппелей, втулок
Нефтяным и газовым промыслам клапаны-отсекатели пласта поставляются комплектно.
Современные комплексы оснащены станциями управления, рас-считанными на одиночную нефтяную или газовую скважину или на группу (куст), обычно состоящую не более чем из восьми скважин.

ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Необходимость в регулировании свойств жидкости глуше¬ния возникает в следующих случаях:
- при приготовлении - для получения раствора с заданны¬ми свойствами;
- в процессе глушения - для поддержания требуемых функций;
- в процессе глушения - для изменения параметров приме-нительно к изменяющимся геологическим условиям.
Свойство жидкости глушения регулируют: химической об-работкой (путем введения специальных веществ - реагентов); физическими методами (разбавление, концентрирование, диспер- гация, утяжеление, введение наполнителей); физико-химическими методами (комбинация перечисленных методов).
Регулирование показателей растворов осуществляется следующими методами:
Химическая обработка жидкостей.
Сущность химической обработки заключается в целена-правленном воздействии на свойства промывочных жидкостей путем введения новых компонентов, получивших название реа-гентов.
В практике результаты химической обработки оценивают¬ся внешними признаками - изменением технологических свойств жидкости глушения. Однако далеко не всегда измеряемые свой-ства дают возможность предсказать, будет ли жидкость выпол-нять функции, ради которых проводилась химическая обработка. Сюда в первую очередь относятся крепящие свойства раство¬ров. Оценить наличие ингибирующих свойств промывочной жид¬кости, устойчивость ее как дисперсной системы можно только с течением времени, часто по косвенным признакам.
Различают первичную и вторичную обработки жидкостей глушения.
Первичная ставит целью создать жидкость заданного ка-чества. Такая обработка выполняется лидо в процессе приго-товления жидкости, лидо в процессе ее циркуляции в скважине, когда необходимо изменить ее качество в соответствии с ожи-даемыми условиями;
Вторичная химическая обработка заключается в поддер¬жании свойств жидкости, полученных при первичной обработке. Изменение ее свойств в процессе глушения, определяемое ха-рактером влияния на нее проходимых пород, степенью минерали-зации подземных вод и рядом других факторов, может потребо-вать, многократную вторичную обработку. Интервал, через ко-торый необходимо проводить дополнительную вторичную обра-ботку, обусловлен интенсивностью изменения свойств жидкости.