Р Газпром 2-3.2-272-2008

  Главная      Учебники -Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   241  242  243  244  245  246  ..

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ОСНОВЕ ФОРМИАТОВ. СОСТАВЫ И ТЕХНОЛОГИЯ ПРИМЕНЕНИЯ


 

Р Газпром 2-3.2-272-2008


 

Издание официальное


 


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2009

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ


     

  2. ВНЕСЕНЫ


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ


     

  4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»


 

Управлением по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


 

начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» 24 ноября 2008 г.


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


 

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 2

  4. Обозначения и сокращения 2

  5. Состав, параметры и технология приготовления безглинистого минерализованного бурового раствора на основе формиатов 3

  6. Состав, параметры и технология приготовления ингибированного малоглинистого бурового раствора на основе формиатов 5

  7. Управление технологическими свойствами и контроль качества буровых растворов

    на основе формиатов 7

  8. Охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды 9

    Приложение А (справочное) Основные материалы, химреагенты, применяемые

    в составе буровых растворов на основе формиатов, и их аналоги 10

    Приложение Б (справочное) Технологические параметры буровых растворов

    на основе формиатов 12

    Приложение В (рекомендуемое) Определение массовой доли формиата натрия

    в фильтрате бурового раствора (экспресс-метод) 13

    Библиография 14


     

    III

    РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА

    «ГАЗПРОМ»


     

    image


     

    БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ОСНОВЕ ФОРМИАТОВ. СОСТАВЫ И ТЕХНОЛОГИЯ ПРИМЕНЕНИЯ


     

    image

    Дата введения – 2009-10-23


     

    1. Область применения


       

      Настоящие рекомендации устанавливают компонентные составы, технологии приго-товления и обработки буровых растворов на основе формиатов и предназначены для проекти-рования и строительства скважин на месторождениях дочерних обществ ОАО «Газпром».


       

    2. Нормативные ссылки


       


       

      дарты:

      В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стан-


       

      ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Класси-

      фикация и общие требования безопасности

      ГОСТ 4682-84 Концентрат баритовый. Технические условия

      ГОСТ 15846-2002 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и приравнен-ные к ним местности. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение

      ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и кон-троль качества продукции. Основные термины и определения

      ГОСТ 30333-95 Паспорт безопасности вещества (материала). Основные положения. Информация по обеспечению безопасности при производстве, применении, хранении, транспортировании, утилизации

      ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методи-ки выполнения измерений


       

      image

      Издание официальное

      СТО Газпром 2-3.2-002-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений плотности пикнометром

      СТО Газпром 2-3.2-003-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений фильтрации на приборе ВМ-6

      СТО Газпром 2-3.2-004-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений условной вязкости на вискозиметре ВП-5

      СТО Газпром 2-3.2-005-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений предельного статического напряжения сдвига на ротационном вискозиметре СНС-2

      СТО Газпром 2-3.2-165-2007 Компоненты буровых растворов. Входной контроль

      СТО Газпром 2-3.2-198-2008 Руководство по технологии очистки буровых растворов при строительстве скважин на месторождениях Тюменской области

      Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заме-ненным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


       

    3. Термины и определения


       

      В настоящих рекомендациях применены термины в соответствии с ГОСТ Р 8.563, ГОСТ 16504, а также следующие термины с соответствующими определениями:

      1. минерализованный буровой раствор: Поликомпонентная водная система, содержа-щая в своем составе минеральную соль.

      2. формиат Na: Натриевая соль муравьиной кислоты (NaCOOH).

      3. формиат K: Калиевая cоль муравьиной кислоты (КСOOH).

      4. ингибитор: Химический реагент, добавка которого к буровому раствору уменьшает гидратацию и изменяет обменную емкость глинистых минералов горной породы.

      5. обменная емкость, мг-экв/100 г: Общее количество обменных ионов Ca2+, Mg2+, K+,

        +

         

        Na+, H+, NH4

        в глинистом минерале.


         

    4. Обозначения и сокращения


       

      В настоящих рекомендациях применены следующие обозначения и сокращения: БРФ – буровой раствор на основе формиатов;

      БМРФ – безглинистый минерализованный буровой раствор на основе формиатов; ИМРФ – ингибированный малоглинистый буровой раствор на основе формиатов;

      КСД – комплексная смазывающая добавка; ПАЦ – полианионная целлюлоза;

      ПБМА – порошок бентонитовый модифицированный марки А; ПСБ – полисахаридная смесь буровая;

      СКМ – смесь крахмалов модифицированных; СНС – статическое напряжение сдвига;

      ТУ – технические условия;

      ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства; ФХЛС – феррохромлигносульфонат;

      ρ – плотность;

      Т – условная вязкость;

      Ф – показатель фильтрации;

      К – толщина фильтрационной корки;

      – показатель нелинейности;

      η – пластическая вязкость;

      τ0 – динамическое напряжение сдвига; рН – водородный показатель;

      ϕтр – липкость фильтрационной корки;

      – показатель консистенции.


       

    5. Состав, параметры и технология приготовления безглинистого минерализованного бурового раствора на основе формиатов

      1. Безглинистый минерализованный буровой раствор на основе формиатов (БМРФ) рекомендуется применять для бурения субгоризонтальных стволов в коллекторах порового, порово-трещинного типа с проницаемостью более 0,1 мкм2, аномально высоким пластовым давлением и температурой до +150 °С с целью сохранения ФЕС продуктивного пласта.

      2. Рекомендуемый состав БМРФ (мас. %):

        • формиат Na – от 10,0 до 70,0;

        • биополимер К.К. «Робус» – от 0,2 до 0,4;

        • крахмальный реагент «КРЭМ» – от 0,6 до 0,8;

        • ГКЖ-10 БСП – до 1,0;

        • пеногаситель «Софэксил 4248 П» – до 0,2;

          -КСД – 1,5;

        • вода – остальное.

          В качестве ингибирующей и утяжеляющей добавки в БМРФ рекомендуется применять формиат Na по ТУ 2432-011-00203803-93 [1].

          В качестве структурообразователя и для управления псевдопластическими свойствами БМРФ рекомендуется применять биополимер К.К. «Робус» по ТУ 2458-011-35944370-2007 [2]. Вза-мен К.К. «Робус» допускается применение его аналога «Биоксан» по ТУ 2458-001-16636639-05 [3]. Для управления реологическими и фильтрационными свойствами в БМРФ рекоменду-

          ется применять крахмальный реагент «КРЭМ» по ТУ 9187-001-35944370-99 [4].

          Комплексную смазочную добавку КСД по ТУ 2458-013-35944370-2008 [5], представляю-щую собой порошкообразную смесь альфа-олефинсульфонатов натрия, крахмала экструзион-ного модифицированного и бактерицида СНПХ-103, рекомендуется применять для управле-ния смазочными свойствами БМРФ. Смазку «ССД-2М» по ТУ 2458-001-57029687-2006 [6] сле-дует применять при высокой плотности БМРФ (более 1600 кг/м3) при бурении горных пород с температурой более 90 °С.

          В качестве дополнительной ингибирующей и смазочной добавки к БМРФ рекоменду-ется применять гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 БСП по ТУ 2229-068-05808020-00 [7].

          Пеногаситель «Софэксил 4248 П» по ТУ 2229-019-42942526-01 [8] рекомендуется приме-нять при утяжеления БМРФ и при химической обработке воздухововлекающими реагентами.

          В качестве кольматирующей и утяжеляющей добавки в БМРФ (до плотности 1700 кг/м3)

          рекомендуется применять мраморную крошку (карбонат кальция) по ТУ 5716-003-52817785-03 [9]. При необходимости дальнейшего утяжеления следует использовать смесь мраморной крошки и барита по ГОСТ 4682.

          С целью регулирования температуры кристаллизации и образования осадка в солевом растворе, а также дополнительного ингибирования активных глинистых отложений рекомен-дуется дополнительное введение в состав раствора глицирина или других многоатомных спиртов в количестве 5 мас. %.

      3. Последовательность приготовления БМРФ:

        • в технической воде растворяется биополимер К.К. «Робус» в количестве 3 кг на 1 м3 технической воды;

        • после полного растворения биополимера буровой раствор обрабатывается крахмаль-ным реагентом «КРЭМ» в количестве от 6 до 8 кг на 1 мбурового раствора;

        • затем в буровой раствор вводится формиат Na в зависимости от необходимой плотно-сти – от 100 до 700 кг на 1 мбурового раствора;

        • для предотвращения вспенивания раствор обрабатывается пеногасителем «Софэксил 4248 П» в количестве 2 кг на 1 м3 бурового раствора;

        • затем буровой раствор обрабатывается комплексной смазочной добавкой КСД в количестве 15 кг на 1 м3 бурового раствора;

        • дополнительную ингибирующую и смазочную добавку ГКЖ-10 БСП рекомендуется вводить в процессе циркуляции в количестве до 10 кг на 1 м3 бурового раствора;

        • дополнительное утяжеление БМРФ, если это необходимо, следует производить мра-морной крошкой.

      4. В случае необходимости снижения вязкости БМРФ рекомендуется обрабатывать его лигносульфонатным реагентом ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78 [10] через глиномешалку. Для этого следует приготовить водный раствор ФХЛС совместно со щелочью. Концентрацию ФХЛС рекомендуется брать от 10 % до 40 % мас. Концентрацию щелочи рекомендуется брать 10 % от массы ФХЛС.

      5. Ввод порошкообразных сухих реагентов рекомендуется производить в сухом виде через гидроворонку, эжекторное устройство или в составе водных растворов через глиноме-шалку. Пополнение объема БМРФ следует производить свежеприготовленным БМРФ через глиномешалку.

      6. Взамен основных материалов и химреагентов допускается применение их аналогов (приложение А).

      7. Технологические параметры БМРФ приведены в таблице Б.1 (приложение Б).


         

    6. Состав, параметры и технология приготовления ингибированного малоглинистого бурового раствора на основе формиатов

      1. Ингибированный малоглинистый буровой раствор на основе формиатов (ИМРФ) рекомендуется применять:

        • для бурения скважин с большой протяженностью открытого субгоризонтального ствола с углом наклона более 40° и температурой до +130 °С с целью сохранения устойчиво-сти стенок скважины в условиях длительной циркуляции бурового раствора;

        • для разбуривания глинистых пород с обменной емкостью до 40 мг-экв/100 г с целью снижения образования избыточных объемов буровых растворов.

      2. Рекомендуемый состав ИМРФ (мас. %):

        • глинопорошок – от 2,00 до 3,00;

        • формиат Na – от 5,00 до 7,00;

          -П ПАЦ-В – от 0,15 до 0,20;

          -П ПАЦ-Н – от 0,40 до 0,50;

          -ГКЖ-10 БСП – до 0,30;

        • пеногаситель «Софэксил 4248 П» – до 0,20;

          -КСД – 1,50;

        • вода – остальное.

          В качестве структурообразователя в ИМРФ рекомендуется применять глинопорошок ПБМА по ТУ 39-0147001-105-93 [11].

          В качестве ингибирующей и утяжеляющей добавки в ИМРФ рекомендуется применять формиат Na по ТУ 2432-011-00203803-93 [1].

          Для управления фильтрационными свойствами ИМРФ рекомендуется применять полианионную целлюлозу низкой вязкости «П ПАЦ-Н» по ТУ 2231-015-32957739-00 [12].

          Для управления реологическими свойствами ИМРФ рекомендуется применять поли-анионную целлюлозу высокой вязкости «П ПАЦ-В» по ТУ 2231-015-32957739-00 [12].

          В качестве дополнительной ингибирующей и смазочной добавки в ИМРФ рекоменду-ется применять гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 БСП по ТУ 2229-068-05808020-00 [7].

          Пеногаситель «Софэксил 4248 П» по ТУ 2229-019-42942526-01 [8] рекомендуется приме-нять при утяжелении ИМРФ и при химической обработке воздухововлекающими реагентами.

          Комплексную смазочную добавку КСД по ТУ 2458-013-35944370-2008 [5], представляю-щую собой порошкообразную смесь альфа-олефинсульфонатов натрия, крахмала экструзион-ного модифицированного и бактерицида СНПХ-103, рекомендуется применять для управле-ния смазочными свойствами ИМРФ. Смазку ССД-2М по ТУ 2458-001-57029687-2006 [6] сле-дует применять при высокой плотности ИМРФ (более 1600 кг/м3) при бурении горных пород с температурой более 90 °С.

          В качестве кольматирующей и утяжеляющей добавки в ИМРФ (до плотности 1500 кг/м3) рекомендуется применять мраморную крошку (карбонат кальция) по ТУ 5716-003-52817785-03 [9].

      3. Последовательность приготовления ИМРФ:

        • в технической воде диспергируется глинопорошок в количестве от 20 до 30 кг на 1 м3 технической воды;

        • приготовленная малоглинистая суспензия стабилизируется «П ПАЦ-В» в количестве от 1,5 до 2,0 кг на 1 м3 малоглинистой суспензии;

        • необходимые фильтрационные показатели бурового раствора достигаются обработ-кой «П ПАЦ-Н» в количестве от 4 до 5 кг на 1 м3 бурового раствора;

        • после полного растворения полимеров буровой раствор обрабатывается формиатом Na в количестве от 50 до 70 кг на 1 м3 бурового раствора и пеногасителем «Софэксил 4248 П» в количестве 2 кг на 1 мбурового раствора;

        • затем буровой раствор обрабатывается комплексной смазочной добавкой КСД в количестве 15 кг на 1 м3 бурового раствора;

        • дополнительно в процессе циркуляции следует вводить ГКЖ-10 БСП в количестве 3 кг на 1 м3 бурового раствора;

        • регулирование плотности ИМРФ следует производить добавкой мраморной крошки.

      4. В случае необходимости снижения вязкости ИМРФ рекомендуется обрабатывать его лигносульфонатным реагентом ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78 [10] через глиномешалку. Для этого следует приготовить водный раствор ФХЛС совместно со щелочью. Концентрацию ФХЛС рекомендуется брать от 10 % до 40 % мас. Концентрацию щелочи рекомендуется брать 10 % от массы ФХЛС.

      5. Ввод порошкообразных сухих реагентов рекомендуется производить в сухом виде через гидроворонку, эжекторное устройство или в составе водных растворов через глиномешалку. Попол-нение объема ИМРФ следует производить свежеприготовленным ИМРФ через глиномешалку.

      6. Взамен основных материалов и химреагентов допускается применение их аналогов (приложение А).

      7. Рекомендуемые технологические параметры ИМРФ приведены в таблице Б.2 (при-ложение Б).


         

    7. Управление технологическими свойствами и контроль качества буровых растворов на основе формиатов

      1. Для обеспечения ингибирующей способности ИМРФ при бурении скважин в интервалах с большой протяженностью концентрацию формиата Na в буровом растворе реко-мендуется поддерживать не менее 5 %. Определение содержания формиата натрия в буровом растворе следует производить по методике, приведенной в приложении В.

      2. Для поддержания смазочных свойств БРФ смазочную добавку рекомендуется вво-дить через глиномешалку или непосредственно через желоб циркуляционной системы. Для предотвращения вспенивания БРФ смазочную добавку рекомендуется вводить совместно с пеногасителем или после него.

      3. Для оптимизации реологических характеристик БРФ при бурении наклонно напра-вленных, субгоризонтальных и горизонтальных скважин рекомендуется применять полимеры с высокой молекулярной массой (полианионная целлюлоза, крахмалы, биополимеры).

      4. Для предотвращения использования недоброкачественной продукции при строи-тельстве скважин следует проводить входной контроль качества всех компонентов БРФ в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-165.

      5. Для поддержания рекомендуемых параметров БРФ следует производить его очист-ку от выбуренной породы с помощью четырехступенчатой системы очистки бурового раство-ра согласно требованиям СТО Газпром 2-3.2-198.

      6. Для обеспечения безопасности проводки скважин контроль технологических пара-метров БРФ следует производить в соответствии с требованиями РД 08-254-98 [13] и ПБ 08-624-03 [14].

      7. Для контроля технологических параметров БРФ в процессе бурения скважин реко-мендуется использовать следующие приборы (и их аналоги):

        • ареометр (АБР-1);

        • вискозиметр (ВП-5);

        • ротационный вискозиметр (СНС-2);

        • фильтр-пресс (ВМ-6);

        • ротационный вискозиметр (OFITE-800);

        • прибор для измерения активности водородных ионов типа (рН-150);

        • устройство измерений фрикционных свойств фильтрационных корок (ФСК-4);

        • прибор для измерения содержания твердой фазы и смазочной добавки в буровом растворе (Реторта);

        • термометр с диапазоном измерения от 0 °С до 100 °С.

      8. Для измерений реологической характеристики БРФ при бурении глубоких скважин рекомендуется использовать высокотемпературный вискозиметр OFITE-1000. Возможно применение для этих целей вискозиметра Fann-35 A с высокотемпературной ячейкой.

      9. Для измерения фильтрации при высоких температурах и давлении рекомендуется применять фильтр-пресс OFITE-171-01-C.

      10. В процессе бурения особое внимание следует уделять измерению плотности БРФ на входе и выходе из скважины. Для своевременного определения «промыва инструмента» следует измерять температуру выходящего из скважины БРФ.

      11. Параметры БРФ рекомендуется контролировать со следующей периодичностью:

        -плотность по РД 39-00147001-773-2004 [15] один раз в час;

        • условную вязкость по СТО Газпром 2-3.2-004 один раз в час;

        • показатель фильтрации по СТО Газпром 2-3.2-003 через 4–6 ч промывки;

        • СНС по СТО Газпром 2-3.2-005 через 4–6 ч промывки;

        • реологические параметры по НД 00158758-251-2003 [16] через 2–3 ч промывки;

        • смазочные свойства по НД 00158758-252-2003 [17] через 2–3 ч промывки;

      12. При вскрытом продуктивном горизонте и в осложненных условиях параметры раствора рекомендуется контролировать со следующей периодичностью:

        • плотность – через 15 мин промывки;

        • условную вязкость – через 15 мин промывки;

        • показатель фильтрации – через 1–2 ч промывки;

        • СНС – через 1–2 ч промывки.

        Один раз в смену в течение одного цикла циркуляции бурового раствора через каждые 5–10 минут следует производить замеры его плотности, условной вязкости и реологических показателей.


         

    8. Охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды


       

      1. С целью защиты окружающей среды от воздействия компонентов бурового раство-ра в соответствии с ГОСТ 15846 все химические вещества следует доставлять на буровую в заводской упаковке, полиэтиленовых мешках, резино-кордовых или металлических контей-нерах и хранить в специальных помещениях, предусмотренных рабочим проектом на строи-тельство скважин. При работе с химическими реагентами следует соблюдать правила безопас-ности согласно требованиям ГОСТ 12.1.007.

      2. Меры безопасности должны быть предусмотрены технической документацией изготовителя, в том числе паспортом безопасности вещества по ГОСТ 30333. Запрещается применять для химической обработки буровых растворов вещества и материалы, санитарно-токсикологические свойства которых неизвестны.


 

Р Газпром 2-3.2-272-2008

 

10

 

Приложение А

(справочное)


 

Основные материалы, химреагенты, применяемые в составе буровых растворов на основе формиатов, и их аналоги

Таблица А.1 – Основные материалы, химреагенты, применяемые в составе буровых растворов на основе формиатов, и их аналоги


 


 

Назначение


 

Тип

Основной

Аналог

Название

ТУ

Название

ТУ


 

Структуро-образователь


 

Глинопорошок


 

ПБМА


 

ТУ 39-0147001-105-93 [11]

ПБМ-24 ПБМА

«Бентокон-Супер»

ТУ 3.58-14310589-103-97 [18]

ТУ 39-0147001-105-93 [19, 20, 21]

ТУ 5751-002-58156178-02 [22]

Биополимер

К.К. «Робус»

ТУ 2458-011-35944370-2007

[2]

«Биоксан»

«Гаммаксан»

ТУ 2458-001-16636639-2005 [3]

ТУ 2458-002-50635131-2003 [23]

Регулирование реологических и фильтрационных свойств


 

Полианионная целлюлоза


 

«П ПАЦ»


 

ТУ 2231-015-32957739-00 [12]


 

«ОСНОПАК»

«ПАЦ»


 

2231-001-70896713-2004 [24]

2231-010-50277563-2003 [25]

Ингибирование набухания глини-стых пород, утяже-ление бурового раствора


 

Соль


 

Формиат Na


 

ТУ 2432-011-00203803-93 [1]


 

Формиат K


 

ТУ 2432-007-52257004-2005 [26]

Регулирование фильтрационных свойств


 

Крахмальный реагент


 

«КРЭМ»


 

ТУ 9187-001-35944370-99 [4]

КМК БУР СКМ

«Фито-РК» ПСБ

ТУ 2262-016-32957739-2007 [27]

ТУ 2458-005-50635131-2004 [28]

ТУ 10 РФ 1039-92 [29]

ТУ 6-55-1477-97 [30]

Регулирование фрикционных свойств бурового раствора и глини-стой корки


 

Смазочная добавка


 

КСД


 

ТУ 2458-013-35944370-2008 [5]


 

«СМЭГ»

«ССД-2М»

«Глитал»

«ФК-2000»


 

ТУ 2458-007-97457491-2007 [31]

ТУ 2458-001-57029687-2006 [6]

ТУ 2458-019-32957739-01 [32]

ТУ 2458-003-49472578-07 [33]


 

Р Газпром 2-3.2-272-2008

 

11

 

Окончание таблицы А.1


 


 

Назначение


 

Тип

Основной

Аналог

Название

ТУ

Название

ТУ

Предотвращение пенообразования


 

Пеногаситель

«Софэксил 4248П»


 

ТУ 2229-019-42942526-01 [8]

Пентакс ATREN-ANTIFOAM

ТУ У 24.6-32028975-005-2004 [34]

ТУ 2229-001-57258729-2004 [35]

Дополнительное ингибирование глинистых пород, улучшение смазоч-ных свойств гли-нистой корки, снижение показа-теля водоотдачи


 

Гидрофобизи-рующая крем-нийорганиче-ская жидкость


 

ГКЖ-10 БСП


 

ТУ 2229-068-05808020-00 [7]


 

ГКЖ-11 БСП


 

ТУ 2229-068-05808020-00 [7]

Снижение вязко-сти, фильтрации, дополнительное ингибирование


 

Лигносульфонат


 

ФХЛС


 

ТУ 39-01-08-348-78 [10]


 

-


 

-


 

Кольматация пор коллектора, утяжеление бурового раствора


 

Мраморная крошка


 

МР-1, 2, 3, 4, 5


 

ТУ 5716-003-52817785-03 [9]


 

-


 

-


 

12

 

Приложение Б

(справочное)


 

Технологические параметры буровых растворов на основе формиатов

Таблица Б.1 – Технологические параметры БМРФ


 


 

Тип бурового раствора

Технологические параметры бурового раствора

Состав раствора


 

ρ, кг/м3


 

Т, с


 

Ф,

см3/30 мин


 

К, мм


 

СНС1/10,

дПа


 

рН


 

ηпл, мПа·с


 

τ0, дПа


 

ϕтр


 

k, П·с


 

n


 

Реагенты и материалы

Потреб-ность ком-понентов, кг на 1 м3


 

Безглинистый минерализованный


 

1250


 

30–35


 

2,0


 

0,3


 

20 / 25


 

7–8


 

19,0


 

53


 

0,2–0,3


 

0,4–0,9


 

0,7

К.К. «Робус»

«КРЭМ»

Формиат Na ГКЖ-10БСП

«Софэксил 4248 П» КСД

3,5

6,0

600,0

4,0

3,0

15,0


 

Р Газпром 2-3.2-272-2008

 

Таблица Б.2 – Технологические параметры ИМРФ


 


 

Тип бурового раствора

Технологические параметры бурового раствора

Состав раствора


 

ρ, кг/м3


 

Т, с


 

Ф,

см3/30 мин


 

К, мм


 

СНС1/10,

дПа


 

рН


 

ηпл, мПа·с


 

τ0, дПа


 

ϕтр


 

k, П·с


 

n


 

Реагенты и материалы

Потреб-ность ком-понентов, кг на 1 м3


 

Ингибированный малоглинистый


 

1050


 

52


 

4


 

0,5


 

20– 22/

30–32


 

9,5–11,0


 

15,0


 

До 80


 

0,15–0,20


 

0,9


 

0,6

ПБМА

20

«П ПАЦ-В»

2

«П ПАЦ-Н»

Формиат Na ГКЖ-10 БСП

5

50

2

КСД

15

«Софэксил 4248 П»

2

Приложение В

(рекомендуемое)


 

Определение массовой доли формиата натрия в фильтрате бурового раствора (экспресс-метод)

Содержание формиата натрия в фильтрате бурового раствора контролируется измере-нием плотности этого фильтрата при температуре +25 °С по СТО Газпром 2-3.2-006 и опреде-лением его массовой доли согласно зависимости, представленной на рисунке (В. 1).


 

1300


 

Плотность фильтрата бурового раствора,

кг/м3

 

1250


 

1200


 

1150


 

1100


 

1050


 

1000


 

image

10 20 30 40 50

Концентрация формиата натрия, %

Рисунок В.1 – Зависимость плотности фильтрата бурового раствора от содержания формиата натрия в буровом растворе

Библиография


 

[1] Технические условия ООО «Метафракс» ТУ 2432-011-00203803-93

Формиат натрия технический


 

[2] Технические условия ЗАО «Промсервис» ТУ 2458-011-35944370-2007

Биополимер К.К. «Робус»


 

[3] Технические условия ООО «НПО Тетра» ТУ 2458-001-16636639-05

Биополимер ксантановый «Биоксан»


 

[4] Технические условия ЗАО «Промсервис» ТУ 9187-001-35944370-99

Реагент крахмалосодержащий «КРЭМ»


 

[5] Технические условия ЗАО «Промсервис» ТУ 2458-013-35944370-2008

Комплексная смазывающая противоприхватная добавка КСД


 

[6] Технические условия ЗАО «НПО «Ресурс» ТУ 2458-001-57029687-2006

Смазочная добавка для буровых растворов

«ССД-2М»


 

[7] Технические условия ОАО «Силан» ТУ 2229-068-05808020-00

Жидкости гидрофобизирующие ГКЖ-10 БСП, ГКЖ-11 БСП


 

[8] Технические условия ЗАО НПК «Софэкс»

ТУ 2229-019-42942526-01

Пеногаситель «Софэксил 4248 П»


 

[9] Технические условия

ЗАО «Спецбурматериалы» ТУ 5716-003-52817785-03

Мраморные порошки и крошка для строительства скважин и фильтрации питьевой воды


 

[10] Технические условия ООО «Химреагент» ТУ 39-01-08-348-78

Феррохромлигносульфонат порошкообразный


 

[11] Технические условия НПО «Бурение» ТУ 39-0147001-105-93

Глинопорошки для буровых растворов


 

[12] Технические условия ЗАО НПО «Полицелл» ТУ 2231-015-32957739-00

Полицелл ПАЦ (многофункциональный реагент – полианионная целлюлоза)

[13] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08-254-98

Инструкция по предупреждению газонефтеводо-проявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности


 

[14] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности


 

[15] Руководящий документ ОАО НПО «Бурение»

РД 39-00147001-773-2004

Методика контроля параметров буровых растворов


 


 

[16] Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-251-2003


 

Буровые растворы. Методика выполнения измерений реологических параметров на ротационном вискозиметре

«OFITE-800» (США)


 

[17] Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-252-2003

Буровые растворы. Методика выполнения измерений коэффициента трения и предельного давления прочности смазочной пленки на тестере предельного давления и смазывающей способности 111-00 «OFITE» (США)


 

[18] Технические условия ОАО «Дашуковские бентониты»

ТУ 3.58-14310589-103-97

Глинопорошки для буровых растворов


 

[19] Технические условия ЗАО «Керамзит»

ТУ 39-0147001-105-93

Глинопорошки для буровых растворов


 

[20] Технические условия НПК «Бентонит»

ТУ 39-0147001-105-93

[21] Технические условия ООО «Азбентонит»

ТУ 39-0147001-105-93

[22] Технические условия ЗАО «Бентопром»

ТУ 5751-002-58156178-02

Глинопорошки для буровых растворов


 

Глинопорошки для буровых растворов


 

Глинопорошки для буровых растворов

[23] Технические условия ЗАО «Гамма-Хим»

ТУ 2458-002-50635131-2003

Биополимер сухой марки «Гаммаксан»


 

[24] Технические условия ЗАО «Гамма-Хим»

231-001-70896713-2004

Реагент снижения показателя фильтрации буровых растворов


 

[25] Технические условия ЗАО «Карбокам-Пермь» 2231-010-50277563-2003

Полианионная целлюлоза техническая


 

[26] Технические условия ООО «Сода-Хлорат»

ТУ 2432-007-52257004-2005

Формиат калия технический


 

[27] Технические условия ЗАО «Полицелл»

ТУ 2262-016-32957739-2007

Крахмал КМК-БУР


 

[28] Технические условия ЗАО «Гамма-Хим»

ТУ 2458-005-50635131-2004

Смесь крахмалов модифицированных СКМ


 

[29] Технические условия

НПО МП «Союзбуртехнология» ТУ 10 РФ 1039-92

Реагент-стабилизатор базовый ФИТО


 

[30] Технические условия ЗАО НПО «Полицелл» ТУ 6-55-1477-97

Реагент полисахаридный для буровых растворов


 

[31] Технические условия ЗАО НПО «Полицелл»

ТУ 2458-007-97457491-2007

Смазка СМЭГ


 

[32] Технические условия ЗАО «Полицелл»

ТУ 2458-019-32957739-01

Смазочная добавка для буровых растворов «Глитал»

[33] Технические условия

ООО «НПО» Химбурнефть» ТУ 2458-003-49472578-07

Смазочные добавки на основе растительных жиров марки «ФК-2000»


 

[34] Технические условия

ООО «Химические технологии» ТУ У 24.6-32028975-005-2004

Пеногаситель жидкий Пентакс


 

[35] Технические условия ЗАО «Гамма-Хим»

ТУ 2229-001-57258729-2004

Антивспениватель для технологических процессов при бурении нефтяных и газовых скважин


 

image


 

ОКС 75.020


 

Ключевые слова: буровой раствор, основа, формиаты, состав, технология применения, реагент, материал


 

image


 

Корректура А.В. Казаковой

Компьютерная верстка Н.О. Поляковой


 

image

Подписано в печать 17.08.2009 г.

Формат 60x84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 70 экз. Уч.-изд. л. 2,8. Заказ 548.