книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах
..pdfрых частицы шлама ведут себя по-разному в восходящем потоке бурового раствора:
—О—30°С — равномерное распределение частиц шлама;
—30—60°С — повышение концентрации шлама в нижней части затрубного пространства, образование осадка в нижней части затрубного пространства, который сползает вниз против течения бурового рас твора;
—60—90°С осаждение шлама на нижней части затрубного пространства, исчезновение тенденции сползания шлама против течения бурового
раствора (дюнообразование).
Величины критических углов и соответствующих им критических диапа зонов могут изменяться и регулироваться подбором бурового раствора, его реологией, режимом промывки и бурения, применением соответствующих КНБК.
Маловязкий буровой раствор при турбулентном режиме течения обеспе чивает вынос шлама из скважины при значениях зенитного угла менее 30" и более 60", однако несущая способность такого бурового раствора в турбу лентном режиме недостаточна в интервале значений зенитного угла сква жины от 30" до 60"
Эффективный транспорт шлама в горизонтальном БС может быть обес печен и при ламинарном режиме течения бурового раствора. При этом обя зательным требованием является высокая эффективная вязкость бурового раствора при малых скоростях сдвига, наряду с максимальной возможной скоростью вращения бурильной колонны и периодическим ее расхажива нием. Указанные требования принимают критический характер в диапазо не зенитных углов ствола скважины от 30° до 60°
Проектирование гидравлической программы промывки необходимо на чинать с определения требуемого объема, расхода и типа промывочной жидкости, обеспечивающей очистку забоя от металла разбуриваемого уча стка колонн и шлама, их транспортирования в кольцевом пространстве.
12.1. Проектирование расхода бурового раствора [46]
В общем случае проектная величина расхода бурового раствора должна находиться в пределах [46]
Q„,.n < Q < Qma,, |
(12.1) |
где Qmin, Qmax — граничные в конкретных условиях величины Q. Минимальные значения Qmin проектируется из условия нормальной
(полной) очистки забоя скважины от выбуренной или осыпающейся поро ды по формуле:
Qmin = 0,785 Vk(d3 —d„) 103 |
(12.2) |
где Vk — средняя скорость восходящего потока вкольцевом пространстве, м/с; dc — диаметр скважины, м; dH— минимальный наружный диаметр, м.
Средняя скорость Vk определяется по формуле:
vk =l,2v„, |
(12.3) |
где VB— скорость витания частиц шлама в кольцевом пространстве, м/с, определяемая по формуле:
v- ■
где R —постоянная Ретгингера (R=5.72м/с); d., — диаметр частиц шлама, м; ргп — плотность горной породы, кг/м3; dH— плотность бурового раствора в кольцевом пространстве, кг/м3.
Технологический необходимый расход бурового раствора определяется
по формуле [46] |
|
|
I |
Ршзх- P .- P R |
(12.5) |
Q TH 3[Pi(af + 5>1.) + p^bjlj] ’ |
где QTH— технологически необходимая для обеспечения процесса углубле ния скважины величина расхода бурового раствора, м3/с; р — максимально технологически необходимое давление на выкиде буровых насосов, МПа [81]; Р, — давление, которое необходимо поддерживать для доразрушения частиц породы на забое скважины, очистки забоя и преодоления сопротив лений при выходе жидкости со шламом из-под долота, МПа; PR — гидро импульсное давление срабатываемое на долоте (принимается 2—3 МПа); р„ р2 — соответственно, плотность промывочной жидкости внутри бурильных труб и затрубном пространстве, кг/м3; 1|, !j — длины секций бурильных труб с различными диаметрами и толщинами стенок труб, соответственно, м; Ь:, bj — коэффициенты гидросопротивления, зависящие от длины труб, м , а, — коэффициент гидроспротивления, не зависящий от глубины скважи ны, м'4:
= ac + am+ aB+ aTB, |
(12.6) |
где ас, ам, ав, а^, — коэффициенты, учитывающие гидросопротивления в стояке, манифольде, вертлюге и ведущей трубе, соответственно, м'4.
Коэффициенты гидросопротивления Ь, и bj рассчитываются по форму лам:
bi = 1,7 • |
10" |
(12.7) |
|
где dB— внутренний диаметр секций труб, м, и |
|
||
2,6 |
• 10~8 |
( 12.8) |
|
bj = (dc-d„)3 |
(dc-d„)2 |
||
|
где dc — диаметр скважины, м; dH— наружный диаметр бурильных труб, м. Показатель несущей способности бурового раствора для бурения БС с горизонтальным участком рекомендуется определять по методике, изло
женной в работе [36].
В результате анализа существующих методик оценки несущей способно сти бурового раствора и промысловых данных с помощью компьютерного моделирования в работе [47] получена следующая зависимость для оценки степени очистки ствола скважины:
= PPQk[2 —sin(g)] > ^ |
(12.9) |
|
125*((dCKB)2-(d„)2)" |
||
|
где Кн — показатель несущей способности; Q — расход жидкости, м3/с; к —
Т а б л и ц а 12.1. Типы буровых растворов для бурения БС на месторождениях ОАО
«Сургутнефтегаз»
|
|
Количе |
Дебит |
Обвод |
|
№ |
Тип бурового раствора |
ство |
ненность |
||
нефти, |
|||||
|
|
скважин |
т/сут |
продук |
|
|
|
с БС, скв |
ции, % |
||
|
|
|
|||
1 |
Водный раствор NaCl |
2 |
— |
— |
|
2 |
Водный раствор ПАВ + КМЦ + НТФ |
6 |
— |
— |
|
3 |
Малоглинистый раствор на пресной воде + КМЦ |
15 |
36 |
32 |
|
4 |
Малоглинистый полимерсолевой раствор (МПБР) |
7 |
45 |
15 |
|
5 |
Биополимерный раствор на основе Кет-Х + КМЦ |
13 |
47,3 |
37 |
|
6 |
Биополимерный раствор на основе Xb-полимера + |
10 |
42,5 |
32 |
|
|
КМЦ |
||||
7 |
Биополимерный раствор на основе Xb-полимера + |
10 |
24 |
26,4 |
|
|
Кет-Х-полимер + КМЦ |
||||
8 |
Биополимерный раствор IKF* |
68 |
50,8 |
32 |
П р и м е ч а н и е : * по состоянию на 2001 г.
коэффициент консистентности степенной модели, Па • с; dH— наружный диаметр колонны, м; а > 30° — зенитный угол ствола скважины.
Выразив коэффициент к через пластическую вязкость и динамическое напряжение сдвига, уравнение (12.9) можем привести к виду, рекомендуе мому для применения на стадии проектирования:
О = |
rc((dCKo)2 - (d„)2) |
х (600t| |
+ т0Л2,52 |
П210) |
|
0,0008рр(330г| + т0)(2 —sina) |
м30г| |
+ i j |
|
Предложенные формулы являются эмпирическими, однако получаемые при их использовании результаты достоверно совпадают с реальными дан ными проводки горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей в породах, представленных переслаиванием песчаников и глин, с использо ванием шарошечных долот скалывающего типа диаметром с!д = 215,9 при следующих параметрах: dCKB= 226,7 мм (с учетом кавернозности ствола), dH - 127 мм, рр = Ю50 кг/м3, т0 = 3 Па, г] = 0,02 Па • с.
Например, основываясь на данных о конструкции основного ствола скважин, строении коллектора и способе заканчивания БС, на группе ме сторождений ОАО «Сургутнефтегаз» при бурении вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных боковых стволов испытаны и применяют ся следующее системы буровых растворов (табл. 12.1) [30, 48, 49].
Система промывочной жидкости №1, представляющая собой водный раствор хлористого натрия различной плотности, применяется для глуше ния скважин при их ремонте, установке технологического цементного мос та и фрезерования эксплуатационной колонны — вырезания участка колон ны либо «окна» в ней.
Системы БР № 2, № 3 из-за низкой их эффективности — снижения ФЕС продуктивной части пласта, затяжек и прихватов КНБК и колоннхвостовиков — в настоящее время при бурении БС практически не приме няются.
12.2.Выбор типа бурового раствора для зарезки бокового ствола
Сцелью выбора бурового раствора, обеспечивающего качественное и безаварийное бурение бокового ствола и максимальное сохранение коллек
торских свойств пласта, в ТО «СургутНИПИнефть» (под руководством О. А. Лушпеевой) проведены комплексные лабораторные и опытно-промы словые исследования различных типов буровых растворов.
Для исследований были выбраны растворы с низким содержанием твер дой фазы на основе акриловых компонентов КЕМ PAS и POLY КЕМ D, биополимерный раствор фирмы ИКФ (Интернейшл Касп Флюиде), соле вой биополимерный полипропиленгликолевый раствор СБПР (разработан
ООО «СургутНИПИнефть» совместно со специалистами ОАО «РоснефтьТермнефть» и НПО «Бурение»),
Растворы на основе акриловых полимеров получают путем естественной наработки в процессе разбуривания интервалов, сложенных легко диспер гируемыми монтмориллонитовыми глинами, и поэтапного ввода полиме ров. Благодаря ингибирующим селективным свойствам акрилатов, процесс перехода глины регулируется. В результате к вскрытию продуктивного пла ста получают раствор с удовлетворительными фильтрационными и трибо техническими свойствами. Эти растворы широко применяются для массо вого эксплуатационного бурения, однако имеют ряд недостатков, ограничи вающих их использование при бурении БГС. К основным из них следует от нести недостаточную удерживающую и выносящую способность, обуслов ленную особенностями реологических свойств, неустойчивость в высокоми нерализованных средах, закупоривание поровых каналов нерастворимыми соединениями, образующимися при взаимодействии с пластовыми водами.
Буровые растворы на основе природных биополимеров таких недостат ков лишены. Регулируемые псевдопластичные свойства данных реагентов позволяют получать системы растворов с полным выводом твердой фазы. Эффект ингибирования и утяжеления достигается за счет использования солей натрия и калия, агрессию которых биополимеры выдерживают вплоть до полного насыщения. Регуляторами фильтрации в таких системах могут служить карбоксиметилцеллюлоза и модифицированные крахмалы.
Бурение скважин в низкопроницаемых заглинизированных коллекторах предполагает использование ингибированного раствора с регулируемыми поверхностно-активными и смазочными свойствами. Среди буровых рас творов на водной основе таковыми являются полигликолевые растворы. К основным их преимуществам относятся:
—гидрофобизация поверхности долот и глинистых частиц, что предот вращает налипание разбуриваемой породы, диспергирование ее в рас творе и, как следствие, повышение проходки и устойчивости ствола скважины;
—уменьшение крутящего момента и трения;
—безопасность для окружающей природной среды.
В состав СБПР входит смесь полипропиленгликолей разной молекуляр ной массы в количестве от 0,3 до 1 %.
Состав и технологические свойства рассмотренных буровых растворов приведены в табл. 12.2.
Для изучения влияния буровых растворов на основе акриловых полиме ров и биополимеров на коллекторские свойства пород на установке по оценке повреждения пласта (FDES — 650Z) проведены экспериментальные исследования на керновом материале, отобранном из продуктивного пласта АС|0 Лянторского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» [49].
Критериями оценки степени влияния раствора на коллекторские свой ства пласта были приняты коэффициент восстановления проницаемости (отношение проницаемости образцов керна после воздействия бурового раствора к первоначальной) и скорость фильтрации бурового раствора в коллектор. Коэффициент восстановления проницаемости полной колонки кернов, состоящей из трех образцов, после воздействия биополимерного раствора в 1,8 раза выше, чем после воздействия полимерглинистого рас твора. Скорость фильтрации промывочной жидкости на основе биополиме ра на порядок ниже скорости фильтрации полимерглинистого раствора, об работанного акриловыми реагентами, и имеет затухающий характер.
По результатам лабораторных исследований для опытно-промысловых работ были выбраны биополимерные растворы фирм ИКФ, СБР и СБПР. Целью опытно-промысловых работ являлось определение оптимальной ре цептуры бурового раствора для бурения боковых стволов на объекты с раз личными геолого-геофизическими свойствами (пористостью, проницаемо стью, глинистостью). В соответствии с программой работ биополимерный раствор фирм ИКФ и СБР применяли для бурения в низкопроницаемых (проницаемость менее 0,1 мкм2) и высокопроницаемых (более 0,2 мкм2) коллекторах. СБПР испытывали при бурении скважин в низкопроницае мых заглинизированных коллекторах.
С использованием раствора ИКФ пробурено более 25 скважин, СБР — 3 скважины, СБПР — 2 скважины.
Все три системы биополимерных растворов доказали высокую техноло гическую эффективность при их применении. В целом оценивая эффектив ность их применения, можно привести следующие факты.
В результате приведенных опытно-промысловых работ было получено кратное увеличение дебита БГС по сравнению с дебитом основного ствола. Кратность увеличения дебита нефти в БГС, пробуренных из скважин Лянторского месторождения (пласт АС9_10), составила 3,5 раза при средней длине горизонтального ствола 98 м. Дебит нефти в БГС, пробуренных на пласт БСю Восточно-Сургутского месторождения, по сравнению с основ ным стволом, увеличился в среднем в 7,9 раза (при длине горизонтального ствола 185 м), а для пласта ЮС2 — в 15,7 раза, соответственно (средняя длина горизонтальной части ствола — 303 м).
Гидродинамические исследования, проведенные в скв. № 3002, пробу ренной с промывкой СБПР, показали отрицательные значение скин-эф фекта (-1,8).
Полученные результаты свидетельствуют о высоком качестве вскрытия
продуктивных пластов.
Таким образом, проведенные лабораторные исследования и опытно промысловые работы свидетельствуют о целесообразности применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов.
Как показали сравнительные испытания различных типов буровых рас творов, биополимерные системы наиболее полно удовлетворяют условиям бурения боковых стволов малого диаметра с горизонтальным вскрытием продуктивных залежей нефти и газа.
Их основные достоинства:
—дают наилучшие результаты при бурении протяженных стволов мало го диаметра, вторых стволов и бурения скважин установками с гибкой трубой;
—хороший реологический профиль раствора позволяет обеспечивать высокое качество очистки наклонных и горизонтальных стволов от выбуренного шлама;
|
Компонентный состав |
|
|
|
|
Фирма- |
Наименова |
|
|
Услов |
Фильт |
разработ |
|
Плот |
ная вяз |
рация |
|
ние раствора Название |
Зид реагента и |
||||
чик |
реагента |
назначение |
ность, |
кость по по ВМ- |
|
|
кг/м3 |
ВБР-1, |
6, см3/ |
||
|
|
|
|
с |
30 мин |
1
ХВ-поли- биополимер, мер структурооб-
разователь
ЭКОПАК ПАЦ, структурообразователь
|
ИКР |
крахмал, по |
|
|
|
|
|
|
низитель |
|
|
|
|
ИКФ |
система |
фильтрации |
1080- |
4 0 - |
5 |
|
ИКАРБ ИКБАК |
бактерицид 1140 |
50 |
||||
|
|
|||||
|
КС1 |
ингибитор |
|
|
|
|
|
ИККАРБ кольматант |
|
|
|
||
|
NaOH |
регулятор pHI |
|
|
|
|
|
ИКЛУБ |
смазочная |
|
|
|
|
|
|
добавка |
|
|
|
|
|
ИКДЕ- |
пеногаситель1 |
|
|
|
|
|
ФОМ |
|
|
|
|
|
Технологические показатели |
|
|
|
||||
|
|
Динами |
|
|
|
Коэф |
|
|
|
]Пласти |
Пока |
Коэф |
Кол |
фици |
Коэф |
||
снс, |
ческая |
ческое |
затели |
фици |
лоид |
ент по |
||
напряже |
верхно |
фици |
||||||
дПа |
вяз |
ние |
нели- |
<ент кон pH |
ная |
стного |
ент |
|
кость, |
нейно- |
систен |
фаза, |
|||||
|
сдвига, |
натяже |
трения |
|||||
|
мПа* с |
дПа |
сти (п) ции (К) |
% |
ния, |
|
мН/м
45/50 |
12 80-125 |
0,34- |
1,3- |
8 - |
3 -6 32-36 |
0,16— |
|
|
0,5 |
5,4 |
10 |
|
0,18 |
Компонентный состав |
Технологические показатели |
Фирма- |
Наименова |
|
Плот |
Услов |
Фильт |
|
разработ |
Вид реагента и |
ная вяз |
рация |
СНС, |
||
чик |
ние раствора Название |
ность, |
кость по по ВМ- |
|||
|
реагента |
назначение |
кг/м3 |
ВБР-1, |
6, см3/ |
дПа |
|
|
|
|
с |
30 мин |
|
|
Динами |
|
|
|
Коэф |
|
Пласти |
Пока |
Коэф |
Кол |
фици |
Коэф |
|
ческое |
ент по |
|||||
ческая |
напряже |
затели |
фици |
лоид |
верхно |
фици |
вяз |
нели |
ент кон pH |
ная |
|||
кость, |
ние |
нейно |
систен |
фаза, |
стного |
ент |
сдвига, |
натяже |
трения |
||||
мПа • с |
дПа |
сти (п) ции (К) |
% |
ния, |
|
мН/м
ОАО полимерг- «Сургут линистый нефтегаз» раствор
POLY ингибиторы, КЕМ D, флокулянКЕМ PASты, понизи
тели фильт рации
Шлам из регулятор скважины плотности, стуктурообразователь, кольматант
1050- |
25-30 4 - 5 |
10-15/ |
8 -15 |
20-50 |
0 ,6 - |
0,5— |
7 - 8 2 -3,5 32-38 |
0 ,1 8 - |
1160 |
|
25-30 |
|
|
0,8 |
1,0 |
|
0,20 |
—безглинистый характер системы позволяет обеспечивать высокую ста бильность раствора, облегчается его приготовление и обслуживание;
—высокие ингибирующие свойства, низкая водоотдача и специально подобранные полимеры позволяют достичь высокого качества вскры тия продуктивных горизонтов, особенно в истощенных малопрони цаемых песчаниках (ожидаемый коэффициент восстановления прони цаемости — 86—96 %);
—высокие смазывающие способности (коэффициент трения биополимерных растров на 20—25 % ниже любого глинистого раствора, ис пользующего смазывающие добавки) позволяют облегчить проводку скважины и проведение ГИС;
—особый реологический профиль системы позволяет снизить потери давления в системе по сравнению с глинистыми растворами на 20— 30 %. h
12.3.Состав и свойства солевого биополимерного раствора
Солевой биополимерный раствор — ингибирующий псевдопластичный буровой раствор с малым содержанием твердой фазы, обладающий высоки ми удерживающими и выносящими способностями, требуемыми стабиль ными реологическими и тиксотропными свойствами, достаточными сма зочными характеристиками, защищающий призабойную зону пласта от глубокого проникновения фильтрата, сохраняя его коллекторские свойства. Экологически безопасен. Представляет собой водный раствор хлорида на трия, обработанный реагентом КМЦ (Tylose, Garbosa) и биополимером (КЕМ X) (табл. 12.3).
Компоненты раствора:
КМЦ (Tylose, Garbosa) — натриевая карбоксиметилцеллюлоза. предна значена для снижения водоотдачи и регулирования вязкости бурового
раствора. Реагент действует как стабилизатор технологических парамет ров раствора и защитный коллоид. Пленкообразующие свойства длинноце почных молекул реагента обеспечивают снижение фильтруемое™ твердых частиц в поры породы и стабилизацию стенок скважины (стабилизацию глин). Эффективен как понизитель фильтрации солевых буровых растворов при высоком содержании хлорида натрия вплоть до насыщения.
КЕМ X — высококачественный ксантановый биополимер на основе ксантановой смолы КСМХ, производимый зарубежной фирмой КЕЛЕТРОН. Обеспечивает требуемые реологические свойства СВР, улучшает удерживающие и выносящие способности. Позволяет получить высокие показатели эффективной вязкости при низкой скорости сдвига (ВНСС), снижая зону вторжения раствора и фильтрата в пласт. Плотностью биоразлагаем, растворим в кислотах.
Хлорид натрия (NaCl) — ингибитор гидратации глинистых частиц (как выбуренного шлама, так и в матрице породы-коллектора), а также обеспе чивает регулирование плотности раствора.
Состав исходного раствора плотностью 1080—1120кг/м3, % об.:
хлорид натрия (NaCl). ............ |
13—20 |
карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) |
. 1,2—1,4 |
биополимер (КЕМ X). . ^ ........................... |
• 0,2—0,4 |
бактерицид (ИКС — САЙД, ИКБАК) 0,02 |
. • остальное |
вода |
Примечание: при увеличении продолжительности бурения ствола сква-
Т а б л и ц а 12.3. Технологические показатели солевого биополимерного раствора и расход химических реагентов (данные по скважине
№ 722 куст № 17)
|
Интервал |
Глубина за |
|
|
|
Дата |
мера пара |
|
т, |
||
бурения, м |
Р> , |
||||
|
метров, м |
||||
|
|
|
г/см3 сек |
||
21.06 |
2318-2364 |
2330, бур. |
1,13 |
30 |
|
— |
— |
2364, бур. |
1,14 |
29 |
22.062364-2393 2371, бур. 1,14 29
23.06— 2393, емк. 1,14 34
—— 2396, бур. 1,15 40
24.06 2393-2478 2396, бур. 1,14 38
—— 2406, бур. 1,14 37
—— 2425, бур. 1,15 35
—— 2440, бур. 1,14 37
25.06 |
2478-2566 |
2492, бур. |
1,15 |
40 |
— |
— |
2510, бур. |
Мб |
36 |
— |
— |
2566, пром. |
U 7 |
37 |
27.06 |
— |
2566, прор. |
1,17 |
38 |
— |
— |
2566, прор. |
1,18 |
39 |
|
Параметры раствора |
|
||
снс, |
л, |
|
Содержание, % |
|
дПа |
мПа • с |
дПа |
Тв. фазы |
Песка |
0/0 |
29 |
43 |
10 |
0,1 |
0/0 |
24 |
14 |
10 |
0,25 |
0/0 |
30 |
40 |
10 |
0,3 |
5/5 |
33 |
25 |
10 |
0,3 |
10/10 |
26 |
35 |
10 |
0,2 |
10/10 |
25 |
25 |
15 |
0,2 |
5/10 |
25 |
25 |
15 |
0,2 |
|
|
|
Расход хим. реагентов |
|
|
|||
pH |
в, |
КЕМ-Х |
кмц |
КС1 |
СРЖН |
Примечание |
||
см3 |
кг |
% |
кг |
% |
кг |
|
||
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|||||
8 |
3 |
— |
— |
900 |
1,33 |
— |
— |
|
8,3 |
3 |
— |
— |
~ |
— |
— |
— |
|
8 |
2,5 |
25 |
0,04 |
— |
— |
— |
— |
|
8 |
2 |
25 |
0,07 |
25 |
1,22 |
— |
— |
солев. р-р 7 м3 |
8 |
2 |
10 |
0,09 |
|
|
|
|
(1,10) |
— |
— |
— |
— |
|
||||
8 |
3 |
17 |
0,1 |
50 |
1,06 |
— |
— |
солев. р-р 8 м3 |
8 |
|
8 |
0,11 |
25 |
1,05 |
|
100 |
(1,10) |
2,5 |
— |
солев. р-р 3 м3 |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
(1,10) |
10/15 |
26 |
40 |
15 |
0,2 |
7 |
2 |
15 |
0,12 |
60 |
1,02 |
25 |
100 солев. р-р 7 м3 |
10/15 |
26 |
40 |
15 |
0,2 |
|
2 |
|
|
|
|
|
(1,10) |
7 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
||||||
15/15 |
26 |
60 |
16 |
0,1 |
6,5 |
1,5 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
15/15 |
25 |
50 |
17 |
0,6 |
6,3 |
2 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
15/15 |
23 |
55 |
18 |
1 |
6,3 |
2 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
15/15 |
20 |
75 |
14 |
1 |
6 |
2 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
15/15 |
25 |
50 |
15 |
1 |
6 |
2 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
1060 |
|
25 |
200 |
Пр и м е ч а н и е : содержание твердой фазы включает хлориды натрия
Т а б л и ц а 12.4. Характеристика исходных материалов и реагентов
Шифр |
Наименование |
ГОСТ, ОСТ, ТУ |
NaCl |
натрий хлористый |
ТУ 2111-081-00209527-98 |
|
технический |
|
КМЦ-700 |
карбоксиметил |
ОСТ 6-05-386-80 |
КМЦ-600 |
целлюлоза и ее |
|
Туlose |
импортные ана |
|
Garbosa |
логи |
|
СРЖК |
сульфированный |
ТУ 6-01-868-79 |
|
рыбий жир ней |
|
|
тральный |
|
КЕМ X и ана |
ксантановый био |
— |
логи |
полимер |
|
ИКС-САЙД, |
бактерицид |
|
ИКБАК и ана |
|
|
логи |
|
|
Внешний вид
кристаллы серова то-белого цвета
мелкозернистый порошкообразный материал бело-кре мового цвета
пастообразная мас са коричневого цвета
порошок белого цвета
жины с биополимером свыше 20 часов необходима обработка раствора бак терицидом.
Расход химреагентов на приготовление 1 м3 раствора, кг:
хлорид натрия (NaCl).................. |
. 135—200 |
карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) |
.13—16 |
биополимер (КЕМ X). . ^ .................. |
. 2,2—4,5 |
бактерицид (ИКС — САЙД, ИКБАК). |
.0,2 |
вода |
• 900—940 |
Примечание: применяемые концентрации полимеров обеспечивают по лучение коэффициента трения (Ктр) в пределах 0,2—0,25. При необходимо сти снижения Ктрдо значений 0,15—0,18 при сложных траекториях ствола скважины раствор обрабатывается смазкой СРЖН (сульфированный рыбий жир нейтральный) в количестве 0,5 % от объема раствора (5—6 кг на 1 м3
раствора).
Характеристика материалов и реагентов приведена в табл. 12.4.
Требуемые параметры раствора: |
1080—1120 |
|
плотность, кг/м3 ................ |
||
условная вязкость (по ВБР-1), с . |
• 35—40 |
|
водоотдача (по ВМ-6), см3/30 мин |
. . . . 3,0—4,5 |
|
статическое напряжение сдвига (по вискозиметру FANN), дПа: |
||
через 1 мин |
. . |
• 15—45 |
через 10 мин |
.25—70 |
|
пластическая вязкость (г|пл)> мПа • с . . . |
15—20 |
|
динамическое напряжение сдвига (т0), дПа. |
. 80—120 |
|
содержание твердой фазы, % об . |
не более 3—5 |
|
содержание песка, % об |
•не более 1 |
|
коэффициент трения |
. . . |
.0,18—0,22 |
водородный показатель (pH) |
• 7—8 |
|
показатель нелинейности (п) |
•не более 0,6 |
При выполнении опытных работ применялась отечественная циркуля ционная система, включающая (рис. 12.1):
—гидромешалку объемом 0,5—1,0 м3, обвязанную с всасывающей лини ей бурового насоса;