Cтраница 3
Малосиликатный глинистый раствор, стабилизированный КМЦ, термо - и солестойкая система. При повышенном содержании твердой фазы требуется использование реагентов-понизителей вязкости. В случае оптимального содержания твердой фазы и отсутствия в открытой части ствола скважины высококоллоидальных глин, как правило, реагенты-понизители вязкости не требуются. Тиксотропность малосиликатных буровых растворов регулируется в широких пределах очередностью ввода силиката натрия и КМЦ. Ввод силиката натрия вызывает рост тиксотропии, а ввод КМЦ - снижение, поэтому обработку малосиликатных растворов следует проводить следующим образом. Ввести часть силиката натрия, необходимое количество КМЦ, а затем оставшуюся часть силиката натрия, которая и обеспечивает заданную величину тиксотропии. Для восстановления термостойкости в этом случае необходимо применение хлористого бария. [31]
Решено было вновь снизить концентрацию силиката натрия в системе в результате уменьшения порций силиката натрия при дополнительных обработках и введении в циркулирующую промывочную жидкость свежеприготовленного глинистого раствора, стабилизированного КМЦ-500, имеющего водоотдачу 3 - 4 см3 и вязкость в пределах 22 - 28 с. СГ-1 Аралсор показал, что свойства малосиликатного бурового раствора не ухудшаются от добавок нефти или дизельного топлива, как это имеет место в силикатных или силикатно-солевых растворах. С глубины 5780 м в системе содержалось 7 - 12 % нефти. [32]
Хотя малосиликатный буровой раствор обладал более высокой водоотдачей, чем ранее используемый, уже после отработки первого долота бурильная колонна была поднята без затяжек. Несмотря па это, при каждом последующем спуске бурильная колонна свободно доходила до забоя без посадок и проработок. Фильтрационные свойства малосиликатного бурового раствора легко регулировались. [33]
Впервые малосиликатный буровой раствор был применен в 1964 г. при бурении скв. Несмотря на относительно низкое значение-водоотдачи этой системы, при бурении наблюдали осложнения в виде осыпей, обвалов, затяжек и посадок бурильных колонн. При спуско-подъемных операциях были необходимы длительны проработки ствола скважины. Хотя малосиликатный буровой раствор обладал более высокой водоотдачей, чем ранее применяемый, уже после отработки первого долота бурильная колонна была поднята без затяжек. [34]
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. [35]
Впервые малосиликатный буровой раствор был применен в 1964 г. при бурении скв. Несмотря на относительно низкое значение-водоотдачи этой системы, при бурении наблюдали осложнения в виде осыпей, обвалов, затяжек и посадок бурильных колонн. При спуско-подъемных операциях были необходимы длительны проработки ствола скважины. Хотя малосиликатный буровой раствор обладал более высокой водоотдачей, чем ранее применяемый, уже после отработки первого долота бурильная колонна была поднята без затяжек. Несмотря на это, при каждом последующем спуске бурильный инструмент свободно доходил до забоя без посадок и проработок. Фильтрационные-свойства малосиликатного бурового раствора легко регулировались. [36]
Только после того, как в циркулирующий буровой раствор был дополнительно в течение двух недель введен силикат натрия в количестве примерно 10 % от объема, величина рН фильтрата возросла до 9 0 - 9 5, повысилась термостойкость, уменьшилась частота обработок и сократился расход химических реагентов. Анализ показал, что этот интервал представлен проницаемыми породами. На основании лабораторных данных о влиянии силиката натрия на Рт автор сделал предположение, что причиной затяжек является толстая глинистая корка, упрочненная силикатом натрия. Решено было вновь снизить концентрацию силиката натрия в системе за счет уменьшения порций силиката натрия при дополнительных обработках и введения в циркулирующий буровой раствор свежеприготовленного глинистого раствора, стабилизированного КМЦт500, имеющего водоотдачу 3 - 4 см3 и вязкость в пределах 22 - 28 с. СГ-1 Аралсор показал, что свойства малосиликатного бурового раствора не ухудшаются от добавок нефти или дизельного топлива, как это имеет место в. С глубины 5780 м в системе содержалось 7 - 12 % нефти. [37]
Пять из исследуемых систем имели небольшую минерализацию ( до 1 - 2 % NaCI) и были стабилизированы УЩР или КССБ. Одна содержала примерно 8 % NaCI и стабилизирована КМЦ-350, две имели полное насыщение хлоридами натрия и калия, а также ангидритами. Для регулирования вязкости и GHC двух слабо минерализованных буровых растворов применяли нитролигнин, одной - сунил и еще двух - хромпик или хроматы натрия. В качестве разжижителей малосиликатной промывочной жидкости, содержащей примерно 8 % NaCI ( из сверхглубокой скв. СГ-1 Аралсор), применяли ПФЛХ-1, сунил и нитроблигнин поочередно. При содержании в последней ( приготовлена из куганакской глины и утяжелена баритом до плотности 1 30 г / см3) твердой фазы выше 20 % ( точнее 20 64; 21 33 и 22 26 %) вязкость после добавления 0 3 % сунила 16 % - ной концентрации или сухого ПФЛХ-1 снижалась со 120 - 130 до 70 - 80 с по СПВ-5. Кроме того, при вводе КМЦ в сухом виде водоотдача малосиликатной промывочной жидкости снижалась более эффективно. Выбуренная порода, в основном глинистая фракция, регулярно удалялась из системы осаждением в желобах и гидроциклонными установками. Длительность периода между обработками реагентами-понизителями вязкости такж: е зависит от содержания твердой фазы. СГ-1 в интервале 5812 - 6001 м содержание твердой фазы малосиликатного бурового раствора поддерживали близким к минимально допустимому вследствие ввода сильно разбавленного раствора жидкого стекла и систематической очистки системы от выбуренной породы. [38]