Cтраница 1
Малосиликатные буровые растворы, стабилизированные КМЦ, в последнее время стали применяться при бурении скважин в ВНР и рекомендованы для бурения глубоких скважин в ГДР. [1]
Малосиликатный буровой раствор обеспечивает предотвращение кавернообразования в этих отложениях вследствие образования нд стенках скважины труднорастворимой пленки гидросиликатов кальция или магния, препятствующей растворению и промыву этих солей. [2]
Малосиликатные буровые растворы, стабилизированные КМЦТ в последнее время стали применяться при бурении скважин в ВНР и были рекомендованы автором для бурения глубоких и сверхглубоких скважин в ГДР. [3]
Малосиликатный буровой раствор обеспечивает предотвращение кавернообразования в этих отложениях в результате образования на стенках скважины труднорастворимой пленки гидросиликатов кальция или магния, препятствующей растворению и промыву этих солей. [4]
Впервые малосиликатный буровой раствор был применен в 1964 г. при бурении скв. [5]
Хотя малосиликатный буровой раствор обладал более высокой водоотдачей, чем ранее используемый, уже после отработки первого долота бурильная колонна была поднята без затяжек. [6]
Показатели малосиликатного бурового раствора легко регулируются. При добавках КМЦ уменьшаются водоотдача и СНС, а условная вязкость, как правило, не изменяется. Увеличение прочности структуры достигается добавками силиката натрия. При повышенном содержании твердой фазы в системе добавки силиката натрия вызывают сильное загущение и для регулирования вязкости обязательно требуются реагенты-понизители вязкости. Однако, как показала практика, все применяемые в скв. СГ-1 понизители вязкости ( нитро-лигнии, сунил, ПФЛХ-1) уменьшали в основном вязкость системы и практически не влияли на величину СНС. Экспериментально авторами было установлено, что при содержании твердой фазы 16 - 18 % ( объемных), включая глину типа куганакской, в системе плотностью 1 30 - 1 32 г / см3 и 19 - 21 % в системе плотностью 1 38 - 1 40 г / см3 удовлетворительные показатели малосиликатного бурового раствора можно получить без реагентов-понизителей вязкости. [7]
Показатели малосиликатного бурового раствора легко регулируются. При добавках КМЦ уменьшаются водоотдача и СНС, а условная вязкость, как правило, не изменяется. Увеличение прочности структуры достигается добавками силиката натрия. При повышенном содержании твердой фазы в системе добавки иликата натрия вызывают сильное загустевание и для регулирования вязкости обязательно требуются реагенты-понизители вязкости. Однако, как показала практика, все применяемые в скв. СГ-1 понизители вязкости ( нитролигнин, сунил, ПФЛХ-1) уменьшали в основном вязкость системы и практически не влияли на величину СНС. Экспериментально автором было установлено, что при содержании твердой фазы 16 - 18 % ( объемных), включая глину типа куганакской, в системе плотностью 1 30 - 1 32 г / см3 и 19 - 21 % в системе плотностью 1 38 - 1 40 г / см3 удовлетворительные показатели мало силикатного бурового раствора можно получить без применения реагентов-понизителей вязкости. [8]
Прогрев малосиликатного бурового раствора по стандартной методике ГДР не вызывает значительных изменений показателей систем: О, 1 и 2, хотя в последнем случае величина рН была ниже оптимальной. [9]
Таким образом, для восстановления термостойкости малосиликатного бурового раствора до 190 - 200 С необходимо было удалить из него все лишнее количество ионов SO; - Существуют два пути: 1) замена раствора на свежеприготовленный; 2) осаждение сульфат-ионов химическим путем. [10]
Более эффективно предупреждение водопроявлений осуществляется при применении малосиликатных буровых растворов. Об эффективности предупреждения водопроявлений при вскрытии водоносных коллекторов с применением малосиликатного бурового раствора свидетельствует опыт бурения скв. [11]
Размеры каверн в разрезе, вскрытом с промывкой малосиликатным буровым раствором, были значительно меньшими, чем при использовании буровых растворов других рецептур. Ввиду явных преимуществ данной рецептуры бурового раствора было решено проводку скважины ниже 6001 м осуществлять с его применением. При разбурива-нии цементной пробки в 168-мм колонне ( 40 м) свойства раствора практически не изменялись. До глубины 6132 м затруднений в обработке малосиликатного раствора не было. Поскольку содержание силиката натрия в системе уменьшалось ниже 2 % ( забойная температура 155 - 157 0), водоотдача раствора трудно поддавалась регулированию даже при возросшем расходе КМЦ и в среднем поддерживалась в пределах 10 - 16 см3 вместо 6 - 10 см3 по ГТН. Так, в процессе бурения в интервале 6132 - 6401 м было израсходовано 19 1 м3 силиката натрия вместо 6 - 7 м3 по нормам. Такой перерасход может быть объяснен попаданием в раствор ионов кальция, магния и других поливалентных металлов, способных образовывать с силикатом натрия труднорастворимые соединения. [12]
Размеры каверн в разрезе, вскрытом с промывкой малосиликатным буровым раствором, были значительно меньшими, чем при применении буровых растворов других рецептур. Ввиду явных преимуществ данной рецептуры бурового раствора было решено проводку скважины ниже 6001 м осуществлять с его применением. [13]
Как следует из приведенных в табл. 68 данных, нефте-эмульсионный малосиликатный буровой раствор обладает достаточно выраженной термостойкостью. После термостатирования стабильность системы остается удовлетворительной. При центрифугировании ( 7000 об / мин в течение 30 мин) после термостатирования в основном отделяются нефтепродукты до 10 - 17 % от их введенного количества. Набухание огланлинского бентонита в таких системах при температуре 20, 50 и 92 С весьма незначительно, а Рт системы достаточно велики. [14]
При наличии в разрезе рапы, по мнению авторов, наиболее целесообразно использование малосиликатного бурового раствора с содержанием силиката натрия до 5 - 7 % с повышенной до 10 - 15 см3 водоотдачей. В процессе вскрытия такого пласта в результате гидродинамического давления на забое часть фильтрата малосиликатного раствора будет попадать в приствольную зону пласта, а содержащийся в нем силикат натрия при взаимодействии с катионами кальция и магния - снижать проницаемость этой зоны или полностью, закупоривать ее. [15]