《表3 井深5500 m处高浓度磺化胶液与高浓度磺化碱液实验评价》

  提示：宽带有限、当前游客访问压缩模式

本系列图表出处文件名：随高清版一同展现

《HT2井三开水基钻井液CO_3~(2-)和HCO_3~-污染处理工艺》

1. 获取 高清版本忘记账户？点击这里登录

1. 下载图表忘记账户？点击这里登录

注:4#:现场井浆；5#:4#+20%胶液（水+0.8%NaOH+5%SMP-3+5%SPNH+5%SMC）+重晶石；6#:4#+10%SMC碱液（mNaOH∶mSMC为1∶3）+重晶石

钻至井深5400 m后随着井底温度的增加，在5400～5450 m井段，井浆流变性持续上涨趋势明显，日常维护处理不能得到有效控制，尤其切力上升明显。通过实验分析井浆趋于高温稠化，停止引入生石灰、氯化钙[16-19]。通过提高胶液中SMP-3、SPNH、SMC这3种磺化材料浓度（单项含量由2%增加到5%），提高体系的抗温抗污染能力。以高浓度磺化胶液、高浓度磺化碱液交替维护处理，通过碱液的稀释作用控制钻井液的流变性。在井深5500 m钻井液性能发生突变，φ6、φ3读值由11、10升高到22、20，切力由6/20 Pa/Pa提高到11/28Pa/Pa，后期通过高浓度磺化碱液进行维护处理。井深5500 m处高浓度磺化胶液与高浓度磺化碱液实验评价表见表3。在实际维护处理过程中，采用5#与6#交替进行维护处理，较好地控制了钻井液的流变性。