Р Газпром 2-3.2-269-2008

  Главная      Учебники -Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   244  245  246  247  248  249  ..

 

 

Москва 2009

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»



 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

СОСТАВЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

И РЕЖИМЫ ЦИРКУЛЯЦИИ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В АКВАТОРИИ ТАЗОВСКОЙ И ОБСКОЙ ГУБ


 

Р Газпром 2-3.2-269-2008


 

Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2009

Р Газпром 2-3.2-269-2008


 

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ


     

  2. ВНЕСЕНЫ


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ

    И ВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ


     

  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 года


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


 

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


 

II

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 2

  4. Обозначения и сокращения 3

  5. Общие положения 4

  6. Составы буровых растворов и технологии их приготовления 5

  7. Методы контроля качества буровых растворов 15

  8. Требования безопасности и охраны окружающей среды 17

    Приложение А (справочное) Геолого-техническая характеристика

    условий применения буровых растворов 18

    Приложение Б (справочное) Функциональное назначение

    компонентов буровых растворов 23

    Приложение В (рекомендуемое) Технологические параметры и режимы

    циркуляции буровых растворов 25

    Приложение Г (справочное) Потребность в компонентах буровых растворов

    и ожидаемые объемы образования отходов бурения 28

    Библиография 30


     

    III

    РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


     

    image

    СОСТАВЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И РЕЖИМЫ ЦИРКУЛЯЦИИ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В АКВАТОРИИ ТАЗОВСКОЙ И ОБСКОЙ ГУБ

    image


     

    Дата введения – 2009-10-23


     

    1. Область применения


       

      Настоящие рекомендации определяют составы буровых растворов, технологии приго-товления, режимы циркуляции и предназначены для применения при проектировании и стро-ительстве длиннопротяженных скважин с береговой зоны на месторождениях в акватории Тазовской и Обской губ.


       

    2. Нормативные ссылки


       

      В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Класси-

      фикация и общие требования безопасности

      ГОСТ 2263-79 Натр едкий технический. Технические условия ГОСТ 4568-95 Калий хлористый. 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 конт-роль качества продукции. Основные термины и определения

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

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

      СТО Газпром 2-1.19-107-2007 Руководство по сбору, утилизации и ликвидации отходов бурения при строительстве скважин на месторождениях Тюменской области

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


       


       

      image

      Издание официальное


       

      1

      Р Газпром 2-3.2-269-2008


       

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

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

      СТО Газпром 2–3.2-165-2008 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 дейс-твие 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 замененным (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. силикатный буровой раствор: Поликомпонентная водная система на основе гидроси-ликата щелочного металла (натрия, калия).

      2. монасил: Порошкообразный модернизированный гидросиликат натрия с силикат-ным модулем 2,7 – 3,1, применяемый для приготовления силикатного бурового раствора.

      3. силикатный модуль: Величина, равная мольному соотношению оксидов кремния и натрия.

      4. минерализованный буровой раствор: Поликомпонентная водная система на основе растворимых солей (хлориды, формиаты, карбонаты).

      5. транспортирующие свойства бурового раствора: Интегральная характеристика буро-вого раствора, определяющая его способность перемещения шлама на горизонтальных участ-ках ствола во взвешенном состоянии.

      6. смазочные свойства бурового раствора: Интегральная характеристика бурового рас-твора, определяющая его способность снижать силы трения на контакте «металл-металл» и липкость фильтрационной корки.

      7. коэффициент трения: Величина, характеризующая смазочную способность бурового раствора на контакте «металл-металл».

      8. коэффициент скольжения (липкость фильтрационной корки): Величина, характеризу-ющая противоприхватные свойства фильтрационных корок.

      9. режим циркуляции (промывки): Гидродинамическая характеристика движения восхо-дящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве.


         

        2

        Р Газпром 2-3.2-269-2008


         

      10. реологическая характеристика бурового раствора: Эмпирическая зависимость каса-тельных напряжений сдвига от градиента скорости сдвига бурового раствора.

      11. показатель нелинейности: Показатель степени нелинейности функции, отображаю-щей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в реологичес-кой характеристике бурового раствора.


         

    4. Обозначения и сокращения


       

      В настоящих рекомендациях применены следующие обозначения и сокращения: БМБР – безглинистый минерализованный буровой раствор;

      БСБР – безглинистый силикатный буровой раствор;

      ГКЖ – гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость; КНБК – компоновка низа бурильной колонны;

      КСД – комплексная смазывающая добавка; ММП – многолетнемерзлые породы;

      МСБР – малоглинистый силикатный буровой раствор; ПАЦ – полианионная целлюлоза;

      ПБР – полимерглинистый буровой раствор; 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; Re – число Рейнольдса.


       

      3

      Р Газпром 2-3.2-269-2008


       

    5. Общие положения


       

      1. Требования к буровым растворам обусловлены спецификой условий их применения при строительстве скважин с длиннопротяженными субгоризонтальными стволами в неустой-чивых породах на продуктивные пласты ПК сеноманских и альбских отложений и ТП аптских и готерив-барремских отложений месторождений, расположенных в акватории Тазовской и Обской губ (приложение А).

        Примечание – Проектные конструкции и профили скважин определены с учетом геологи-ческих условий их строительства на Семаковском, Геофизическом, Антипаютинском, Каменномыское море и Тота-Яхинском месторождениях и приняты согласно рекомендациям [1, 2].


         

      2. Для бурения под направление и кондуктор рекомендуется применять буровой раст-вор, обладающий повышенными транспортирующими, смазочными свойствами и реологи-ческой характеристикой, обеспечивающей ламинарный режим его циркуляции в кольцевом пространстве по стволу скважины с целью предупреждения теплоэрозионного разрушения слабосцементированных стенок скважины и кавернообразования в верхней части разреза с набором угла наклона ствола до 50° – 87°.

      3. Для бурения под эксплуатационную (промежуточную) колонну рекомендуется при-менять буровой раствор, обладающий высокими ингибирующими, смазочными и псевдоплас-тическими свойствами с реологической характеристикой, обеспечивающей турбулентный ре-жим его циркуляции в кольцевом пространстве по стволу скважины с целью профилактики осложнений (обвалы, шламонакопления, образование уступов и желобов, прихваты, зависа-ния бурильного инструмента) и осуществление технической возможности проводки субгори-зонтальных стволов (угол до 87°) большой протяженностью в неустойчивых высококоллои-дальных отложениях ганькинской, березовской, кузнецовской, марресалинской, яронгской и танопчинской свитах.

      4. Для бурения под хвостовик рекомендуется применять безглинистые ингибирован-ные растворы с повышенными блокирующими, смазочными, транспортирующими свойства-ми и низкой фильтрацией для снижения загрязнения продуктивных пластов.

      5. Основными требованиями к технологическим параметрам буровых растворов для бурения субгоризонтальных стволов являются:

        • коэффициент трения (не более 0,15);

        • коэффициент скольжения (не более 0,20);

        • показатель нелинейности (не более 0,50).

      6. Для обеспечения требуемых режимов циркуляции буровых растворов по интервалам бурения с целью эффективной очистки ствола скважины и оптимизации работы гидравличес-ких забойных двигателей число Рейнольдса должно находиться в следующем диапазоне:


         

        4

        Р Газпром 2-3.2-269-2008


         

        • направление и кондуктор – Rе от 3700 до 12000 (ламинарный режим циркуляции);

        • промежуточная и эксплуатационная колонны – Rе от 9000 до 13000 (турбулентный режим циркуляции);

        • хвостовик – Rе от 3000 до 5000 (турбулентный режим циркуляции).


           

    6. Составы буровых растворов и технологии их приготовления


       

      1. При бурении под направление следует применять ПБР, обеспечивающий профилак-тику кавернообразований, теплоэрозионного разрушения стенок скважин и шламонакопле-ний в условиях ММП.

        1. Состав ПБР (мас. %):

          • глинопорошок ПБМА – 2,00;

            -К.К. «Робус» – 0,25;

            -П ПАЦ Н – 0,50;

            -«Силанж» – 0,50;

            -«СМЭГ-3» – 1,00;

          • Пентакс – 0,20;

          • микромрамор – 5,00;

            -«Remacid» – 0,10;

          • сода каустическая – 0,10;

          • вода – остальное.

            В качестве структурообразователя следует применять высококачественный глинопоро-шок ПБМА по ТУ 39-0147001-105-93 [3].

            Для управления псевдопластическими свойствами ПБР рекомендуется применять биополимер К.К. «Робус» по ТУ 2458-011-35944370-2007 [4].

            Для управления фильтрационными свойствами ПБР рекомендуется применять полиа-нионную целлюлозу низкой вязкости П ПАЦ Н по ТУ 2231-015-32957739-00 [5].

            Для управления смазочными свойствами ПБР следует применять сухую и жидкую сма-зочные добавки: «Силанж» по ТУ 2458-002-97457491-2007 [6] и «СМЭГ-3» по ТУ 2458-007-56864391-2007 [7] соответственно.

            Пеногаситель Пентакс по ТУ У 24.6-32028975-005-2004 [8] рекомендуется применять при обработке ПБР смазочными добавками и при химической обработке воздухововлекаю-щими реагентами.

            Утяжеление ПБР до требуемой плотности следует производить добавкой мраморной крошки по ТУ 5716-003-52817785-03 [9].


             

            5

            Р Газпром 2-3.2-269-2008


             

            Для предотвращения бактериологического разрушения биополимера, реагентов на ос-нове эфиров целлюлозы и сохранения технологических свойств ПБР рекомендуется произво-дить его обработку бактерицидом «Remacid» по ТУ 2458-004-22427740-2002 [10].

            Для регулирования рН следует применять соду каустическую по ГОСТ 2263.

            Функциональное назначение компонентов буровых растворов представлено в приложении Б.

        2. Последовательность приготовления ПБР:

          • в технической воде диспергируется глинопорошок (в течение 3 – 4 ч) в количестве 20 кг на 1 м3 технической воды;

          • приготовленная малоглинистая суспензия стабилизируется биополимером К.К. «Ро-бус» в количестве 2,5 кг на 1 м3 малоглинистой суспензии;

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

          • для предотвращения биологического разложения биополимера и полианионной целлюлозы ПБР рекомендуется обрабатывать бактерицидом «Remaсid» в количестве 1 кг на 1 м3 ПБР;

          • после полного растворения полимеров ПБР обрабатывается пеногасителем Пентакс в количестве 2 кг на 1 м3 ПБР;

          • после ввода пеногасителя буровой раствор обрабатывается смазочными добавками

            «Силанж» в количестве 5 кг на 1 м3 бурового раствора и «СМЭГ-3» в количестве 10 кг на 1 м3 бурового раствора;

          • утяжеление бурового раствора до требуемой плотности рекомендуется производить добавкой мраморной крошки.

        3. Для предотвращения процессов кавернообразования восходящим потоком буро-вого раствора из-за большого диаметра ствола и повышения устойчивости стенок скважины при бурении под направление рекомендуется ламинарный режим промывки в кольцевом про-

          странстве (Reфакт не более 0,2 Reкр).

        4. Технологические параметры и режимы циркуляции ПБР при бурении под направ-ление приведены в таблице В.1 (приложение В).

    1. При бурении под кондуктор следует применять ПБР с добавками ингибитора, обес-печивающий снижение образования каверн и выступов при интенсивном наборе зенитного угла, эффективный вынос шлама и предотвращение обвалов и шламонакоплений.

      1. При бурении под кондуктор для сокращения объемов бурового раствора рекомен-дуется применять часть оставшегося и очищенного от шлама ПБР после использования его при бурении под направление и свежеприготовленный ПБР.


         

        6

        Р Газпром 2-3.2-269-2008


         

      2. Состав ПБР при бурении под кондуктор (мас. %):

        • глинопорошок ПБМА – 2,00;

          -К.К. «Робус» – 0,25;

          -П ПАЦ Н – 0,35;

          -ФХЛС – 2,00;

          -ГКЖ-10 БСП – 0,30;

          -«Силанж» – 0,50;

          -«СМЭГ-3» – 1,00;

        • Пентакс – 0,20;

        • микромрамор – 5,00;

          -«Remacid» – 0,10;

        • сода каустическая – 0,10;

        • вода – остальное.

          В качестве структурообразователя следует применять высококачественный глинопоро-шок ПБМА по ТУ 39-0147001-105-93 [3].

          Для управления псевдопластическими свойствами ПБР рекомендуется применять био-полимер К.К. «Робус» по ТУ 2458-011-35944370-2007 [4].

          Для управления фильтрационными свойствами ПБР рекомендуется применять полиа-нионную целлюлозу низкой вязкости П ПАЦ Н по ТУ 2231-015-32957739-00 [5].

          ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78 [11] рекомендуется использовать в качестве понизителя вязкости ПБР. Также этот реагент выполняет функции понизителя фильтрации и ингибитора глинистого шлама.

          Для управления смазочными свойствами ПБР следует применять сухую и жидкую сма-зочные добавки: «Силанж» по ТУ 2458-002-97457491-2007 [6] и «СМЭГ-3» по ТУ 2458-007-56864391-2007 [7] соответственно.

          Пеногаситель Пентакс по ТУ У 24.6-32028975-005-2004 [8] рекомендуется приме-нять при обработке ПБР смазочными добавками и при химической обработке воздухововле-кающими реагентами.

          ГКЖ-10 БСП по ТУ 2229-068-05808020-00 [12] рекомендуется применять в качестве до-полнительной смазочной добавки, понизителя фильтрации и ингибитора глинистой породы.

          Утяжеление ПБР до требуемой плотности следует производить добавкой мраморной крошки по ТУ 5716-003-52817785-03 [9].

          Для предотвращения бактериологического разрушения биополимера и реагентов на ос-нове эфиров целлюлозы и сохранения технологических свойств ПБР рекомендуется произво-дить его обработку бактерицидом «Remacid» по ТУ 2458-004-22427740-2002 [10].


           

          7

          Р Газпром 2-3.2-269-2008


           

          Для регулирования рН следует применять соду каустическую по ГОСТ 2263.

          Функциональное назначение компонентов буровых растворов представлено в приложении Б.

      3. Последовательность приготовления ПБР для бурения под кондуктор:

        • в технической воде диспергируется глинопорошок (в течение 3 – 4 ч) в количестве 20 кг на 1 м3 технической воды;

        • приготовленная малоглинистая суспензия стабилизируется биополимером К.К. «Робус» в количестве 2,5 кг на 1 м3 малоглинистой суспензии;

        • необходимые фильтрационные показатели бурового раствора достигаются обработ-кой П ПАЦ Н в количестве 3,5 кг на 1 м3 ПБР;

        • для предотвращения биологического разложения биополимера и полианионной целлюлозы ПБР рекомендуется обрабатывать бактерицидом «Remaсid» в количестве 1 кг на 1 м3 ПБР;

        • после полного растворения полимеров ПБР обрабатывается пеногасителем Пентакс в количестве 2 кг на 1 м3 ПБР;

        • после ввода пеногасителя ПБР обрабатывается смазочными добавками «Силанж» в количестве 5 кг на 1 м3 ПБР и «СМЭГ-3» в количестве 10 кг на 1 м3 ПБР;

        • утяжеление ПБР до требуемой плотности рекомендуется производить добавкой мра-морной крошки;

        • кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 БСП рекомендуется вводить в ПБР во время циркуляции в количестве 3 кг на 1 м3 ПБР;

        • при необходимости снижения вязкости ПБР во время бурения его следует обрабаты-вать водным раствором ФХЛС. Для этого следует приготовить водный раствор ФХЛС совмест-но с щелочью. Концентрацию ФХЛС следует брать от 10 % до 40 % мас. Концентрацию щелочи следует брать 10 % от массы ФХЛС.

      4. Для обеспечения эффективной очистки крутонаправленного ствола с зенитным углом до 87° и сохранения устойчивости стенок скважины при бурении под кондуктор ре-комендуется ламинарный режим промывки при оптимальной производительности буровых

        насосов (Reфакт не более 0,9 Reкр). В случае возникновения осложнений при недостаточной очистке ствола следует производить периодическую промывку ствола скважины с максималь-

        но возможной производительностью буровых насосов с закачкой чередующихся пачек буро-

        вого раствора с низкими и высокими реологическими показателями (τ0 и η) и с расхаживанием инструмента на длину от 10 до 20 м с вращением ротора.

      5. Технологические параметры и режим циркуляции ПБР при бурении под кондуктор приведены в таблице В.2 (приложение В).


 

8

Р Газпром 2-3.2-269-2008


 

    1. При бурении под промежуточную колонну в интервале залегания высокоактивных глинистых пород в условиях длительной циркуляции рекомендуется применять МСБР, обес-печивающий ограничение наработки избыточных объемов бурового раствора и стабильность стенок крутонаправленного длиннопротяженного ствола скважины.

      1. Состав МСБР (мас. %):

        • глинопорошок ПБМА – 0,2;

          -К.К. «Робус» – 0,2;

        • П ПАЦ Н – 0,3;

        • «Монасил» – 3,5;

        • Пентакс – 0,2;

          -«Силанж» – 0,8;

          -«СМЭГ-3» – 1,5;

          -КСД – 0,5;

          -ФХЛС – 2,0;

          -ГКЖ-10 БСП – 0,3;

        • «Remacid» – 0,1;

        • вода – остальное.

          В качестве структурообразователя и для управления псевдопластическими свойствами МСБР рекомендуется применять биополимер К.К. «Робус» по ТУ 2458-011-35944370-2007 [4]. Глинопорошок ПБМА по ТУ 39-0147001-105-93 [3] рекомендуется применять для фор-

          мирования прочной глинистой корки на стенках ствола скважины.

          В качестве ингибитора в МСБР рекомендуется использовать «Монасил» – порошкооб-разный модернизированный гидросиликат Na марки Н29 с силикатным модулем от 2,7 до 3,1 по ТУ 2145-001-75105538-2005 [13].

          Для управления фильтрационными свойствами МСБР рекомендуется применять поли-анионную целлюлозу низкой вязкости П ПАЦ Н по ТУ 2231-015-32957739-00 [5].

          Для предотвращения бактериологического разрушения биополимера и реагентов на основе эфиров целлюлозы и сохранения технологических свойств МСБР рекомендуется производить его обработку бактерицидом «Remacid» по ТУ 2458-004-22427740-2002 [10].

          Для управления смазочными свойствами МСБР следует применять комплекс смазоч-ных добавок: сухую смазочную добавку «Силанж» по ТУ 2458-002-97457491-2007 [6], жидкую смазочную добавку «СМЭГ-3» по ТУ 2458-007-56864391-2007 [7] и комплексную противопри-хватную смазочную добавку КСД по ТУ 2458-013-35944370-2008 [14].


           

          9

          Р Газпром 2-3.2-269-2008


           

          Пеногаситель Пентакс по ТУ У 24.6-32028975-005-2004 [8] рекомендуется применять при обработке МСБР смазочными добавками и при химической обработке воздухововлекаю-щими реагентами.

          ГКЖ-10 БСП по ТУ 2229-068-05808020-00 [12] рекомендуется применять в качестве до-полнительной смазочной добавки, понизителя фильтрации и ингибитора глинистого шлама.

          ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78 [11] рекомендуется использовать в качестве понизителя вязкости МСБР. Также этот реагент выполняет функции понизителя фильтрации и ингибито-ра глинистого шлама.

          Мраморную крошку по ТУ 5716-003-52817785-03 [9] следует применять в качестве утя-желяющей добавки МСБР.

          Функциональное назначение компонентов буровых растворов представлено в приложении Б.

      2. Последовательность приготовления МСБР:

        • в технической воде диспергируется глинопорошок (в течение 3 – 4 ч) в количестве 20 кг на 1 м3 технической воды;

        • в приготовленную малоглинистую суспензию вводится биополимер К.К. «Робус» в количестве 2 кг на 1 м3 малоглинистой суспензии;

        • после полного растворения К.К. «Робус» МСБР обрабатывается «Монасил» в коли-честве 35 кг на 1 м3 МСБР.

        • необходимые фильтрационные показатели МСБР достигаются обработкой П ПАЦ Н в количестве 3 кг на 1 м3 МСБР;

        • для предотвращения биологического разложения биополимера и полианионнойцеллюло-зы МСБР рекомендуется обрабатывать бактерицидом «Remaсid» в количестве1 кг на 1 м3 МСБР;

        • после полного растворения полимеров и гидросиликата МСБР обрабатывается пено-гасителем Пентакс в количестве 2 кг на 1 м3 МСБР;

        • после ввода пеногасителя МСБР обрабатывается смазочными добавками «Силанж» в количестве 8 кг на 1 м3 МСБР, «СМЭГ-3» в количестве 15 кг на 1 м3 МСБР и КСД в количестве 5 кг на 1 м3 МСБР;

        • утяжеление МСБР до требуемой плотности рекомендуется производить добавкой мра-морной крошки;

        • кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 БСП рекомендуется вводить в МСБР во время циркуляции в количестве 3 кг на 1 м3 МСБР;

        • при необходимости снижения вязкости МСБР во время бурения его следует обраба-тывать водным раствором ФХЛС. Для этого следует приготовить водный раствор ФХЛС. Кон-центрацию ФХЛС следует брать от 10 % до 40 % мас.


           

          10

          Р Газпром 2-3.2-269-2008


           

      3. Для обеспечения эффективной очистки длиннопротяженного наклонного ствола (1790 – 4921 м) с зенитным углом от 70° до 87° от шлама при бурении под промежуточную колонну рекомендуются технологические параметры МСБР, обеспечивающие турбулентный режим промывки в кольцевом пространстве при оптимальной производительности буровых

        насосов (Reфакт в зоне КНБК должно быть не менее 1,8 – 2,5 Reкр, а за бурильными трубами не менее 1,5 Reкр). В случае возникновения осложнений при недостаточной очистке ствола следует производить периодическую промывку ствола скважины с максимально возможной

        производительностью буровых насосов с закачкой чередующихся пачек бурового раствора

        с низкими и высокими реологическими показателями (τ0 и η) и с расхаживанием инструмента на длину от 10 до 20 м с вращением ротора.

      4. Технологические параметры и режимы циркуляции МСБР при бурении под про-межуточную колонну приведены в таблице В.3 (приложение В).

    1. При бурении под эксплуатационный цементируемый хвостовик и эксплуатацион-ную колонну (диаметр 168 мм) рекомендуется применять БСБР, обеспечивающий стабиль-ность стенок ствола скважины, сохранение ФЕС коллектора и качественное разобщение плас-тов при цементировании обсадной колонны.

      1. Состав БСБР (мас. %):

        -К.К. «Робус» – 0,35;

        -П ПАЦ Н – 0,40;

        -«Монасил» – 3,50;

        • Пентакс – 0,20;

          -«Силанж» – 0,80;

          -«СМЭГ-3» – 1,50;

          -КСД – 0,50;

          -ФХЛС – 2,00;

          -ГКЖ -10 БСП – 0,30;

          -«Remacid» – 0,10;

        • мраморная крошка – 5,00;

        • вода – остальное.

          В качестве структурообразователя и для управления псевдопластическими свойствами БСБР рекомендуется применять биополимер К.К. «Робус» по ТУ 2458-011-35944370-2007 [4].

          В качестве ингибитора в БСБР рекомендуется использовать «Монасил» – порошкооб-разный модернизированный гидросиликат Na марки Н29 с силикатным модулем от 2,7 до 3,1 по ТУ 2145-001-75105538-2005 [13].


           

          11

          Р Газпром 2-3.2-269-2008


           

          Для управления фильтрационными свойствами БСБР рекомендуется применять полиа-нионную целлюлозу низкой вязкости П ПАЦ Н по ТУ 2231-015-32957739-00 [5].

          Для предотвращения бактериологического разрушения биополимера и реагентов на ос-нове эфиров целлюлозы и сохранения технологических свойств БСБР рекомендуется произ-водить его обработку бактерицидом «Remacid» по ТУ 2458-004-22427740-2002 [10].

          Для управления смазочными свойствами БСБР следует применять комплекс смазоч-ных добавок: сухую смазочную добавку «Силанж» по ТУ 2458-002-97457491-2007 [6], жидкую смазочную добавку «СМЭГ-3» по ТУ 2458-007-56864391-2007 [7] и комплексную противопри-хватную смазочную добавку КСД по ТУ 2481-013-35944370-2008 [14].

          Пеногаситель Пентакс по ТУ У 24.6-32028975-005-2004 [8] рекомендуется применять при обработке БСБР смазочными добавками и при химической обработке воздухововлекаю-щими реагентами.

          ГКЖ-10 БСП по ТУ 2229-068-05808020-00 [12] рекомендуется применять в качестве до-полнительной смазочной добавки, понизителя фильтрации и ингибитора глинистого шлама.

          ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78 [11] рекомендуется использовать в качестве понизителя вязкости БСБР. Также этот реагент выполняет функции понизителя фильтрации и ингибитора глинистого шлама.

          Мраморную крошку по ТУ 5716-003-52817785-03 [9] следует применять в качестве коль-матирующей и утяжеляющей добавки БСБР.

          Функциональное назначение компонентов буровых растворов представлено в приложении Б.

      2. Последовательность приготовления БСБР:

        • в технической воде, обработанной бактерицидом «Remacid» в количестве 1 кг на 1 м3 технической воды, растворяют биополимер К.К. «Робус» в количестве 3,5 кг на 1 мтехнической воды;

        • послеполногорастворения К.К.«Робус» БСБРобрабатывается«Монасил» вколичестве 35 кг на 1 м3 БСБР;

        • необходимые фильтрационные показатели БСБР достигаются обработкой П ПАЦ Н в количестве 5 кг на 1 м3 БСБР;

        • после полного растворения гидросиликата БСБР обрабатывается пеногасителем Пен-такс в количестве 2 кг на 1 м3 БСБР;

        • после ввода пеногасителя БСБР обрабатывается смазочными добавками «Силанж» в количестве 8 кг на 1 м3 БСБР, «СМЭГ-3» в количестве 15 кг на 1 м3 МСБР и КСД в количестве 5 кг на 1 м3 БСБР;

        • утяжеление БСБР до требуемой плотности рекомендуется производить добавкой мра-


           

          12

          Р Газпром 2-3.2-269-2008


           

          морной крошки в количестве 50 кг на 1 м3 БСБР;

        • кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 БСП рекомендуется вводить в БСБР во вре-мя циркуляции в количестве 3 кг на 1 м3 БСБР;

        • при необходимости снижения вязкости БСБР во время бурения его следует обрабаты-вать водным раствором ФХЛС. Для этого следует приготовить водный раствор ФХЛС совмест-но с щелочью. Концентрацию ФХЛС следует брать от 10 % до 40 % мас. Концентрацию щелочи следует брать 10 % от массы ФХЛС.

      3. Для обеспечения эффективной очистки наклонного ствола с зенитным уг-лом от 75° до 89° от шлама при бурении под эксплуатационный цементируемый хвостовик и эксплуатационную колонну (диаметр 168 мм) рекомендуется турбулентный режим про-мывки в кольцевом пространстве при оптимальной производительности буровых насосов

        (Reфакт не менее 2,0 – 2,5 Reкр). В случае возникновения осложнений при недостаточной очис-тке ствола необходимо производить периодическую промывку ствола скважины с максималь-

        но возможной производительностью буровых насосов с закачкой чередующихся пачек буро-

        вого раствора с низкими и высокими реологическими показателями (τ0 и η) и с расхаживанием инструмента на длину от 10 до 20 м с вращением ротора.

      4. Технологические параметры и режим циркуляции БСБР при бурении под эксплуатационную колонну и эксплуатационный хвостовик приведены в таблице В.4 (приложение В).

    2. При бурении под нецементируемый хвостовик-фильтр (диаметром 114 мм) реко-мендуется применять БМБР, обеспечивающий сохранение ФЕС коллектора.

      1. Состав БМБР (мас. %):

        -К.К. «Робус» – 0,35;

        -«КРЭМ» – 1,50;

        -KCl – 7,00;

        • Пентакс – 0,20;

          -«Силанж» – 0,80;

          -«СМЭГ-3» – 1,50;

          -КСД – 0,50;

          -ФХЛС – 2,00;

          -«Remacid» – 0,05;

        • мраморная крошка – 5,00–25,00;

        • вода – остальное.

          В качестве структурообразователя и для управления псевдопластическими свойствами БМБР рекомендуется применять биополимер К.К. «Робус» по ТУ 2458-011-35944370-2007 [4].


           

          13

          Р Газпром 2-3.2-269-2008


           

          В качестве ингибитора в БМБР рекомендуется использовать соль KCL по ГОСТ 4568. Для управления фильтрационными свойствами БМБР рекомендуется применять крах-

          мальный реагент «КРЭМ» по ТУ 2458-012-35944370-2007 [15].

          Для предотвращения бактериологического разрушения биополимера, крахмального ре-агента и сохранения технологических свойств БМБР рекомендуется производить его обработ-ку бактерицидом «Remacid» по ТУ 2458-004-22427740-2002 [10].

          Для управления смазочными свойствами БМБР следует применять комплекс смазоч-ных добавок: сухую смазочную добавку «Силанж» по ТУ 2458-002-97457491-2007 [6], жидкую смазочную добавку «СМЭГ-3» по ТУ 2458-007-56864391-2007 [7] и комплексную противопри-хватную смазочную добавку КСД по ТУ 2458-013-35944370-2008 [14].

          Пеногаситель Пентакс по ТУ У 24.6-32028975-005-2004 [8] рекомендуется применять при обработке БМБР смазочными добавками и при химической обработке воздухововле-кающими реагентами.

          ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78 [11] рекомендуется использовать в качестве понизителя вязкости БМБР.

          Мраморную крошку по ТУ 5716-003-52817785-03 [9] следует применять в качестве кольматирующей и утяжеляющей добавки БМБР.

          Функциональное назначение компонентов буровых растворов представлено в приложении Б.

      2. Последовательность приготовления БМБР:

        • в технической воде, обработанной бактерицидом «Remacid» в количестве 0,5 кг на 1 м3 технической воды, растворяют биополимер К.К. «Робус» в количестве 3,5 кг на 1 м3 технической воды;

        • необходимые фильтрационные показатели БМБР достигаются обработкой «КРЭМ» в количестве 15 кг на 1 м3 БМБР;

        • после полного растворения полимеров БМБР обрабатывается хлористым калием KCl в количестве 70 кг на 1 мБМБР;

        • затем БМБР обрабатывается пеногасителем Пентакс в количестве 2 кг на 1 м3 БМБР;

        • после ввода пеногасителя БМБР обрабатывается смазочными добавками «Силанж» в количестве 8 кг на 1 м3 БМБР, «СМЭГ-3» в количестве 15 кг на 1 м3 БМБР и КСД в количестве 5 кг на 1 м3 БМБР;

        • утяжеление БМБР до требуемой плотности рекомендуется производить добавкой мра-морной крошки в количестве 50 кг на 1 м3 БМБР;

        • при необходимости снижения вязкости БМБР во время бурения его следует обрабаты-вать водным раствором ФХЛС. Для этого следует приготовить водный раствор ФХЛС совмест-


           

          14

          Р Газпром 2-3.2-269-2008


           

          но с щелочью. Концентрацию ФХЛС следует брать от 10 % до 40 % мас. Концентрацию щелочи следует брать 10 % от массы ФХЛС.

      3. Для обеспечения эффективной очистки наклонного ствола с зенитным углом от 75° до 89° от шлама при бурении под хвостовик-фильтр диаметром 114 мм рекомендуется турбулентный режим промывки в кольцевом пространстве при оптимальной производитель-

        ности буровых насосов (Reфакт не менее 1,3–1,4 Reкр). В случае возникновения осложнений при недостаточной очистке ствола следует производить периодическую промывку ствола сква-

        жины с максимально возможной производительностью буровых насосов с закачкой чередую-

        щихся пачек бурового раствора с низкими и высокими реологическими показателями (τ0 и η) и с расхаживанием инструмента на длину от 10 до 20 м с вращением ротора.

      4. Технологические параметры и режимы циркуляции БМБР при бурении под хвос-товик-фильтр приведены в таблице В.5 (приложение В).

6.6. Потребность в химреагентах и материалах для приготовления и химической обра-ботки рекомендованных составов буровых растворов, а также ожидаемые объемы образова-ния отходов бурения по интервалам бурения согласно СТО Газпром 2-1.19-107 для различных конструкций скважин приведены в приложении Г.

6.7 В соответствии с требованиями РД 08-254-98 [16] для предотвращения и ликвида-ции возможных газонефтепроявлений скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящимся на растворном узле или непосредственно на скважине.


 

  1. Методы контроля качества буровых растворов


     

    1. Для предотвращения использования недоброкачественной продукции при стро-ительстве скважин следует проводить входной контроль качества всех компонентов буровых растворов в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-165.

    2. Для обеспечения качественной очистки буровых растворов рекомендуется применять четырехступенчатую систему очистки бурового раствора согласно СТО Газпром 2-3.2-198.

    3. Для обеспечения безопасности проводки скважин контроль технологических пара-метров бурового раствора следует производить в соответствии с требованиями РД 08-254-98 [16] и ПБ 08-624-03 [17].

    4. Для контроля технологических параметров бурового раствора в процессе бурения скважин следует использовать следующие приборы:

      • ареометр (АБР-1);

      • вискозиметр (ВП-5);

      • ротационный вискозиметр (СНС 2);


         

        15

        Р Газпром 2-3.2-269-2008


         

      • фильтр-пресс (ВМ-6);

      • ротационный вискозиметр (OFITE-800);

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

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

      • прибор для измерения содержания твердой фазы и смазочной добавки в буровом рас-творе (реторта);

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

    5. Для измерений реологической характеристики буровых растворов при бурении глубо-ких скважин рекомендуется использовать высокотемпературный вискозиметр OFITE-1000. Воз-можно применение для этих целей вискозиметра Fann-35 A с высокотемпературной ячейкой.

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

    7. В процессе бурения особое внимание следует уделять измерению плотности буро-вого раствора на входе и выходе скважины. Для своевременного определения промыва инс-трумента следует вести контроль за давлением на входе и измерять температуру выходящего из скважины раствора.

    8. Параметры раствора рекомендуется контролировать со следующей периодичностью:

      -плотность по РД 39-00147001-773-2004 [18] 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 [19] через 2 – 3 ч промывки;

      • смазочные свойства по НД 00158758-252-2003 [20] через 2 – 3 ч промывки;

        При вскрытии продуктивного горизонта и в осложненных условиях параметры раствора рекомендуется контролировать со следующей периодичностью:

      • плотность – через 15 мин;

      • условную вязкость – через 15 мин;

      • показатель фильтрации – через 1 – 2 ч;

      • СНС – через 1 – 2 ч;

      Один раз в смену в течение одного цикла циркуляции бурового раствора через 5 – 10 мин производятся замеры его плотности и условной вязкости.


       

      16

      Р Газпром 2-3.2-269-2008


       

  2. Требования безопасности и охраны окружающей среды


     

    1. С целью защиты окружающей среды от воздействия компонентов бурового раствора в соответствии с ГОСТ 15846 все химические вещества следует доставлять на скважину в завод-ской упаковке, полиэтиленовых мешках, резино-кордовых или металлических контейнерах и хранить в специальных помещениях, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважин. При работе с химическими реагентами следует соблюдать правила безопасности со-гласно ГОСТ 12.1.007.

    2. Меры безопасности предусматриваются технической документацией изготовителя, в том числе паспортом безопасности вещества по ГОСТ 30333. Запрещается применение для химической обработки буровых растворов веществ и материалов, санитарно-токсикологичес-кие свойства которых неизвестны.


 


 

17


 

Р Газпром 2-3.2-269-2008

 

18

 

Приложение А

(справочное)


 

Геолого-техническая характеристика условий применения буровых растворов

Таблица А.1 – Основная характеристика технико-технологических и геологических условий бурения скважин на пласт ПК1 сеноманских отложений Семаковского месторождения


 

Наименование колонн

Стратиграфические подразделения

Литологический состав

Протяженность открытого ствола, м

Угол наклона, град

Скорость восходящего потока, м/с

Конструкция скважин с нормальным (до 2420 м) и большим отклонениями забоев (до 3505 м) от вертикали

Направление

Четвертичные отложения. Атлымская,


 

Тавдинская,


 

Юрковская свиты

Пески с включениями гравия

и гальки, супеси, глины и суглинки. Глины с прослоями песков.

Пески с прослоями и линзами глин, алевритов и бурых углей


 

150 – 250


 

0


 

0,5

Кондуктор

Люлинворская, Тибейсалинская свиты

Диатомовые глины. Опоковидные глины и опоки глинистые.

Пески с линзами и прослоями углистых алевролитов. Глины алевритистые с редкими прослоями опоковидных глин


 

640 – 676


 

0 – 84


 

0,5

Эксплуатационная колонна

Ганькинская, Березовская, Кузнецовская свиты

Глины и аргиллиты с включениями глауконита, с прослоями опок


 

1411 – 2847


 

77 – 85


 

0,7 – 1,2

Хвостовик-фильтр

Марресалинская свита

Пески и песчаники, алевролиты с прослоями и линзами алевритовых глин


 

112 – 287


 

77 – 85


 

0,3 – 1,3


 

Р Газпром 2-3.2-269-2008

 

19

 

Окончание таблицы A.1


 

Наименование колонн

Стратиграфические подразделения

Литологический состав

Протяженность открытого ствола, м

Угол наклона, град

Скорость восходящего потока, м/с

Конструкция скважин со сверхбольшими отклонениями забоев (до 6010 м) от вертикали

Направление

Четвертичные отложения. Атлымская,


 

Тавдинская,


 

Юрковская свиты

Пески с включениями гравия и гальки, супеси, глины и суглинки.


 

Глины с прослоями песков.


 

Пески с прослоями и линзами глин, алевритов и бурых углей


 

150 – 250


 

0


 

0,5

Кондуктор

Люлинворская, Тибейсалинская свиты

Диатомовые глины. Опоковидные глины и опоки глинистые.

Пески с линзами и прослоями углистых алевролитов. Глины алевритистые с редкими прослоями опоковидных глин


 

676 – 698


 

0 – 87


 

0,5

Промежуточная колонна

Ганькинская, Березовская, Кузнецовская свиты

Глины и аргиллиты с включениями глауконита, с прослоями опок


 

4066 – 4921


 

85 – 87


 

0,5 – 1,1

Эксплуатационный хвостовик

Марресалинская свита

Пески и песчаники, алевролиты с прослоями и линзами алевритовых глин


 

107 – 146


 

87 – 65


 

0,7 – 1,2


 

Р Газпром 2-3.2-269-2008

 

20

 

Таблица А.2 – Основная характеристика технико-технологических и геологических условий бурения скважин на пласты ПК7-13 альбских отложений Геофизического месторождения


 

Наименование колонн

Стратиграфические подразделения

Литологический состав

Протяженность открытого ствола, м

Угол наклона, град

Скорость восходящего потока, м/с

Конструкция скважин с нормальным отклонением забоев (до 3300 м) от вертикали

Направление

Четвертичные отложения

Пески с включениями гравия и гальки, супеси, глины и суглинки

250

0

0,5

Кондуктор

Люлинворская, Тибейсалинская свиты

Диатомовые глины. Опоковидные глины и опоки глинистые.

Пески с линзами и прослоями углистых алевролитов. Глины алевритистые с редкими прослоями опоковидных глин


 

700


 

0 – 75


 

0,5

Эксплуатационная колонна

Ганькинская, Березовская, Кузнецовская свиты,


 

Марресалинская свита,


 

Яронгская свита

Глины и аргиллиты

с включениями глауконита с прослоями опок.

Пески и песчаники, алевролиты с прослоями

и линзами алевритовых глин.

Глины с прослоями песков и алевролитов


 

2600


 

75


 

0,7 – 1,2

Конструкция скважин с большими отклонениями забоев (до 4770 м) от вертикали

Направление

Четвертичные отложения

Пески с включениями гравия и гальки, супеси, глины и суглинки

250

0

0,5

Кондуктор

Люлинворская, Тибейсалинская свиты

Диатомовые глины. Опоковидные глины и опоки глинистые.

Пески с линзами и прослоями углистых алевролитов. Глины алевритистые с редкими прослоями опоковидных глин


 

730 – 800


 

0 – 84


 

0,5


 

Наименование колонн

Стратиграфические подразделения

Литологический состав

Протяженность открытого ствола, м

Угол наклона, град

Скорость восходящего потока, м/с

Промежуточная колонна

Ганькинская, Березовская, Кузнецовская свиты,


 

Марресалинская свита

Глины и аргиллиты

с включениями глауконита, с прослоями опок.

Пески и песчаники, алевролиты, с про-слоями и линзами алевритовых глин


 

1970 – 2050


 

81 – 84


 

0,5 – 1,1

Эксплуатационный хвостовик

Марресалинская свита, Яронгская свита

Пески и песчаники, алевролиты,

с прослоями и линзами алевритовых глин.

Глины с прослоями песков и алевролитов


 

1820 – 2530


 

66 – 83


 

0,7 – 1,2


 

Р Газпром 2-3.2-269-2008

 

21

 

Таблица А.3 – Основная характеристика технико-технологических и геологических условий бурения скважин на аптские и готерив-барремские отложения (пласты ТП1-4, ТП7-14, ТП17 и ТП22) Геофизического месторождения


 

Наименование колонн

Стратиграфические подразделения

Литологический состав

Протяженность открытого ствола, м

Угол наклона, град

Скорость восходящего потока, м/с

Направление

Четвертичные отложения

Пески с включениями гравия и гальки, супеси, глины и суглинки

250

0

0,5

Кондуктор

Люлинворская, Тибейсалинская свиты

Диатомовые глины. Опоковидные глины и опоки глинистые.

Пески с линзами и прослоями углистых алевролитов. Глины алевритистые с редкими прослоями опоковидных глин


 

800 – 900


 

0 – 79


 

0,5

22

 

Р Газпром 2-3.2-269-2008

 


 

Наименование колонн

Стратиграфические подразделения

Литологический состав

Протяженность открытого ствола, м

Угол наклона, град

Скорость восходящего потока, м/с

Промежуточная колонна

Ганькинская, Березовская, Кузнецовская свиты,


 

Марресалинская свита,


 

Яронгская свита

Глины и аргиллиты

с включениями глауконита с прослоями опок.

Пески и песчаники, алевролиты с прослоями и линзами алевритовых глин.

Глины с прослоями песков и алевролитов


 

1790 – 3100


 

70 – 75


 

0,5 – 1,1

Эксплуатационный хвостовик

Танопчинская свита

Чередование песчано-алевритовых пород с редкими прослоями глин и известняков. Глины алевритистые с прослоями углей


 

2129 – 2990


 

70 – 89


 

0,7 – 1,2


 

Приложение Б

(справочное)


 

Функциональное назначение компонентов буровых растворов

Р Газпром 2-3.2-269-2008

 

23

 

Таблица Б.1 – Основные материалы, химреагенты, применяемые в составе буровых растворов для строительства скважин в акватории Тазовской и Обской губ, и их аналоги


 

Назначение

Тип

Основной

Аналог

Название

ТУ

Название

ТУ

Структуро-образователь

Глинопорошок

ПБМА

ТУ 39-0147001-105-93 [3]

ПБМ-24

«Бентокон-Супер»

ТУ 3.58-14310589-103-97 [21]

ТУ 5751-002-58156178-02 [22]

Биополимер

К.К. «Робус»

ТУ 2458-011-35944370-2007 [4]

«Биоксан»

«Гаммаксан»

ТУ 2458-001-16636639-2005 [23]

ТУ 2458-002-50635131-2003 [24]

Регулирование реологических

и фильтрационных свойств

Полианионная целлюлоза

П ПАЦ Н

ТУ 2231-015-32957739-00 [5]

«ОСНОПАК» ПАЦ

2231-001-70896713-2004 [25]

2231-010-50277563-2003 [26]

Ингибирование набухания глинистых пород

Модифицированный гидросиликат Na

«Монасил»

ТУ 2145-001-75105538-2005 [13]

Гидросиликат К

ТУ 2145-001-75105538-2005 [13]

Ингибирование набухания глинистых пород, утяжеление бурового раствора

Соль

Хлорид калия

ГОСТ 45-68-95

Формиат калия Формиат натрия

ТУ 2432-007-52257004-2005 [27]

ТУ 2432-011-00203803-93 [28]

Регулирование фильтрационных свойств

Крахмальный реагент

«КРЭМ»

ТУ 2458-012-35944370-2007 [15]

КМК-БУР СКМ ПСБ

Фито-РК

ТУ 2262-016-32957739-2007 [29]

ТУ 2458-005-50635131-2004 [30]

ТУ 6-55-1477-97 [31]

ТУ 10 РФ 1039-92 [32]

Регулирование

Смазочная добавка

КСД

ТУ 2458-013-35944370-2008 [13]

«ССД 2М»

ТУ 2458-001-57029687-2006 [33]

смазочных свойств

«СМЭГ»

ТУ 2458-007-56864391-2007[7]

«Глитал»

ТУ 2458-019-32957739-01 [34]

бурового раствора

«Силанж»

ТУ 2458-002-97457491-2007[6]

«ФК-2000»

ТУ 2458-003-49472578-07 [35]


 

Р Газпром 2-3.2-269-2008

 

24

 

Окончание таблицы Б.1


 

Назначение

Тип

Основной

Аналог

Название

ТУ

Название

ТУ

Предотвращение пенообразования

Пеногаситель

Пентакс

ТУ У24.6-32028975-005-2004 [8]

«Софэксил-4248П» ATREN-ANTIFOAM

ТУ 2229-019-42942526-01 [36]


 

ТУ 2229-001-57258729-2004 [37]

Дополнительное ингибирование глинистых пород, улучшение смазочных свойств глинистой корки, снижение показателя водоотдачи

Гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость

ГКЖ-10 БСП

ТУ 2229-068-05808020-00 [12]

ГКЖ-11 БСП

ТУ 2229-068-05808020-00 [12]

Снижение вязкости, фильтрации, дополнительное ингибирование

Лигносульфонат

ФХЛС

ТУ 39-01-08-348-78 [11]

Предотвращение биодиструкции

Бактерицид

«Remacid»

ТУ 2458-004-22427740-2002 [10]

Кольматация пор коллектора, утжеление бурового раствора

Мраморная крошка

МР-1, 2, 3, 4, 5

ТУ 5716-003-52817785-03 [9]


 

Приложение В

(рекомендуемое)


 

Технологические параметры и режимы циркуляции буровых растворов

Таблица В.1 – Технологические параметры и режим циркуляции ПБР при бурении под направление


 

Тип бурового раствора

Технологические параметры бурового раствора

 


 

Re-

фактср

Режим циркуляции

ρ, кг/м3

Т, с

Ф,

см3/30 мин

К, мм

СНС1/10,

дПа

рН

ηпл, мПа · с

τ0, дПа

φсд

(ФСК-4)

φтр

(сталь-

сталь)

n


 

Полимер-глинистый


 

1060


 

60 – 80


 

6,0


 

0,8


 

40 – 50/

50 – 60


 

8 – 9


 

15 – 20


 

150 – 180


 

0,15


 

0,20


 

0,45


 

27135


 

3357


 

Ламинарный


 

Р Газпром 2-3.2-269-2008

 

25

 

Таблица В.2 – Технологические параметры и режим циркуляции ПБР при бурении под кондуктор


 

Тип бурового раствора

Технологические параметры бурового раствора

 


 

Re-

фактср

Режим циркуляции

ρ, кг/м3

Т, с

Ф,

см3/30 мин

К, мм

СНС1/10,

дПа

рН

ηпл, мПа · с

τ0, дПа

φсд

(ФСК-4)

φтр

(сталь-

сталь)

n


 

Полимер-глинистый


 

1060


 

40 – 50


 

6,0


 

0,8


 

30 – 40/

40 – 50


 

8 – 9


 

12 – 15


 

100 – 120


 

0,15


 

0,20


 

0,45


 

8945


 

8146


 

Ламинарный


 

26

 

Таблица В.3 – Технологические параметры и режим циркуляции МСБР при бурении под промежуточную колонну


 

Тип бурового раствора

Технологические параметры бурового раствора

 


 

Re-

фактср

Режим циркуляции

ρ, кг/м3

Т, с

Ф,

см3/30 мин

К, мм

СНС1/10,

дПа

рН

ηпл, мПа · с

τ0, дПа

φсд

(ФСК-4)

φтр

(сталь-

сталь)

n


 

Малоглиниcтый силикатный


 

1050


 

40 – 45


 

4


 

0,5


 

40 – 50/

50 – 55


 

11


 

12 – 15


 

100 – 120


 

0,15


 

0,20


 

0,45


 

5133


 

9707


 

Турбулентный


 

Р Газпром 2-3.2-269-2008

 

Таблица В.4 – Технологические параметры и режим циркуляции БСБР при бурении под эксплуатационную колонну и эксплуатационный хвостовик


 

Тип бурового раствора

Технологические параметры бурового раствора

 


 

Re-

фактср

Режим циркуляции

ρ, кг/м3

Т, с

Ф,

см3/30 мин

К, мм

СНС1/10,

дПа

рН

ηпл, мПа · с

τ0, дПа

φсд

(ФСК-4)

φтр

(сталь-

сталь)

n


 

Безглинистый силикатный


 

1060


 

30 – 35


 

3,5


 

0,5


 

20 – 25/

30 – 35


 

11


 

10 – 12


 

70 – 90


 

0,15


 

0,15


 

0,5


 

4120


 

9217


 

Турбулентный


 

Р Газпром 2-3.2-269-2008

 

27

 

Таблица В.5 – Технологические параметры и режим циркуляции БМБР при бурении под хвостовик-фильтр


 

Тип бурового раствора

Технологические параметры бурового раствора

 


 

Re-

фактср

Режим циркуляции

ρ, кг/м3

Т, с

Ф,

см3/30 мин

К, мм

СНС1/10,

дПа

рН

ηпл, мПа · с

τ0, дПа

φсд

(ФСК-4)

φтр

(сталь-

сталь)

n


 

Безглинистый минерализованный


 

1100


 

35 – 40


 

2,5 – 3,0


 

0,5


 

40 – 45/

70 – 75


 

8


 

15


 

90 – 100


 

0,15


 

0,15


 

0,5


 

2877


 

3835


 

Турбулентный


 

Безглинистый минерализованный


 

1200


 

40 – 45


 

2,5 – 3,0


 

0,5


 

50 – 55/

80 – 85


 

8


 

20


 

115 – 120


 

0,15


 

0,15


 

0,5

Р Газпром 2-3.2-269-2008


 

Приложение Г

(справочное)


 

Потребность в компонентах буровых растворов

и ожидаемые объемы образования отходов бурения

Таблица Г.1 – Потребность в компонентах бурового раствора по интервалам бурения для первого варианта конструкции скважин


 


 

Наименование компонентов

Потребность в компонентах, т

Направление (диаметр 324 мм)

Кондуктор (диаметр 245 мм)

Эксплуатационная колонна

(диаметр 168 мм)

Хвостовик-фильтр

(диаметр 114 мм)

Глинопорошок

4,5 – 5,0

4,3 – 4,6

К.К «Робус»

0,5 – 0,6

0,5 – 0,6

1,1 – 1,4

0,7 – 0,9

П ПАЦ Н

1,1 – 1,2

0,7 – 0,8

1,3 – 1,6

«Силанж»

1,1 – 1,2

1,0 – 1,2

2,6 – 3,2

1,7 – 2,0

СМЭГ-3

2,2 – 2,5

2,2 – 2,3

4,9 – 6,0

3,2 – 3,8

КСД

1,6 – 2,0

1,1 – 1,3

ФХЛС

4,3 – 4,6

6,5 – 8,1

4,3 – 5,0

ГКЖ -10 БСП

0,6 – 0,7

0,9 – 1,2

«Монасил»

11,5 – 14,2

Пентакс

0,6 – 0,7

0,6 – 0,7

0,6 – 0,8

0,4 – 0,5

«Remacid»

0,1 – 0,2

0,1 – 0,2

0,3 – 0,4

0,1 – 0,2

Мраморная крошка

11,2 – 12,3

10,9 – 11,6

16,4 – 20,2

10,7 – 12,5

(53,5 – 62,7)*

Хлорид калия

15,0 – 17,6

«КРЭМ»

3,2 – 3,8

*В скобках указано количество мраморной крошки, необходимое для получения плотности бурового раствора 1200 кг/м3.


 

Таблица Г.2 – Потребность в компонентах бурового раствора по интервалам бурения для второго варианта конструкции скважин


 


 

Наименование компонентов

Потребность в компонентах, т

Направление (диаметр 426 мм)

Кондуктор (диаметр 324 мм)

Эксплуатационная колонна

(диаметр 245 мм)

Хвостовик-фильтр

(диаметр 168 мм)

Глинопорошок

5,9 – 6,6

5,6 – 7,0

9,8 – 15,2

К.К «Робус»

0,7 – 0,8

0,7 – 0,9

1,0 – 1,5

1,6 – 2,0

П ПАЦ Н

1,4 – 1,6

1,0 – 1,2

1,5 – 2,3

1,8 – 2,3

«Силанж»

1,4 – 1,6

1,4 – 1,7

3,9 – 6,1

3,6 – 4,7

СМЭГ-3

3,0 – 3,3

2,8 – 3,5

7,3 – 11,4

6,8 – 8,8

КСД

2,5 – 4,8

2,3 – 2,9

ФХЛС

5,6 – 7,0

9,8 – 15,2

9,1 – 11,7

ГКЖ -10 БСП

0,8 – 1,0

1,5 – 2,3

1,4 – 1,7

«Монасил»

17,1 – 27,7

16,0 – 20,5

Пентакс

0,9 – 1,0

0,8 – 1,0

1,0 – 1,5

0,9 – 1,2

«Remacid»

0,2 – 0,3

0,2 – 0,3

0,3 – 0,4

0,4 – 0,6

Мраморная крошка

14,7 – 16,5

14,0 – 17,5

22,8 – 29,2


 

28

Р Газпром 2-3.2-269-2008


 

Таблица Г.3 – Ожидаемые объемы образования отходов бурения


 

Скважины на сеноманские отложения

Конструкция скважины

Диаметр долота, мм

Диаметр колонны, мм

Глубина спуска по вертикали, м

Объем необсаженного ствола, м3

Объем отходов, м3

Скважины с нормальным и большим отклонением забоев (коэффициент отклонения 1,88 – 3,49)

Направление

393,7

324

150 – 250

110 – 129

294 – 344

Кондуктор

295,3

245

613 – 718

52 – 57

139 – 152

Эксплуатационная колонна

215,9

168

878 – 970

54 – 108

114 – 288

Хвостовик-фильтр

142,9

114

905 – 1008

2 – 4

5 – 11

Скважины со сверхбольшим отклонением забоев (коэффициент отклонения 4,69 – 5,10)

Направление

490,0

426

150 – 250

164 – 200

438 – 520

Кондуктор

393,7

324

590 – 720

104 – 118

278 – 315

Промежуточная колонна

295,3

245

869 – 1006

289 – 350

772 – 910

Эксплуатац. хвостовик

215,9

168

905 – 1030

4 – 5

11 – 13

Скважины на альбские отложения Геофизического месторождения

Конструкция скважины

Диаметр долота, мм

Диаметр колонны, мм

Глубина спуска по вертикали, м

Объем необсаженного ствола, м3

Объем отходов, м3

Скважины с нормальным отклонением забоев (коэффициент отклонения 1,91)

Направление

393,7

324

250

129

344

Кондуктор

295,3

245

650

59

158

Эксплуатационная колонна

215,9

168

1395

90

240

Скважины с большим и сверхбольшим отклонением забоев (коэффициент отклонения 2,97 – 3,59)

Направление

490,0

426

250

200

534

Кондуктор

393,7

324

650

109 – 119

291 – 318

Промежуточная колонна

295,3

245

1010 – 1025

140 – 146

374 – 390

Эксплуатац. хвостовик

215,9

168

1395

63 – 88

181 – 253

Скважины на аптские и готерив-барремские отложения Геофизического месторождения

Конструкция скважины

Диаметр долота, мм

Диаметр колонны, мм

Глубина спуска по вертикали, м

Объем необ-саженного ствола, м3

Объем отходов, м3

Скважины с нормальным, большим и сверхбольшим отклонением забоев (коэффициент отклонения 1,94 – 3,59)

Направление

490,0

426

250

200

534

Кондуктор

393,7

324

650

120 – 146

320 – 390

Промежуточная колонна

295,3

245

1400 – 1420

127 – 220

366 – 634

Эксплуатац. хвостовик

215,9

168

1758 – 2508

74 – 104

213 – 300


 

29

Р Газпром 2-3.2-269-2008


 

Библиография

[1] Р Газпром «Конструкции и технология крепления скважин в акватории Тазовской и Обской губ» (утверждены ОАО «Газпром» 06.12.2007)

[2] Р Газпром «Профили скважин с максимально возможным смещением забоев в акватории Тазов-ской и Обской губ» (утверждены ОАО «Газпром» 06.12.2007)


 

[3]

Технические условия НПО «Бурение»

ТУ 39-0147001-105-93

Глинопорошки для буровых растворов

[4]

Технические условия ЗАО «Промсервис»

ТУ 2458-011-35944370-2007

Биополимер К.К. «Робус»

[5]

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

Полицелл ПАЦ (многофункциональный реагент – полианионная целлюлоза)

[6]

Технические условия ЗАО НПО «Полицелл»

ТУ 2458-002-97457491-2007

Гранулированная смазочная добавка «СИЛАНЖ»

[7]

Технические условия ЗАО НПО «Полицелл»

ТУ 2458-007-56864391-2007

Смазка СМЭГ

[8]

Технические условия

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

Пеногаситель жидкий Пентакс

[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 «МС»

ТУ 2458-004-22427740-2002

Бактерицид «Remacid»

[11]

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

Феррохромлигносульфонат порошкообразный

[12]

Технические условия ОАО «Силан»

ТУ 2229-068-05808020-00

Жидкости гидрофобизирующие ГКЖ-10 БСП, ГКЖ-11 БСП

[13]

Технические условия ООО «Витахим»

ТУ 2145-001-75105538-2005

Модернизированный натриевый силикат

«Монасил»

[14]

Технические условия ЗАО «Промсервис»

ТУ 2458-013-35944370-2008

Комплексная смазывающая противоприхватная добавка КСД

[15]

Технические условия ЗАО «Промсервис»

ТУ 2458-012-35944370-2007

Реагент крахмалосодержащий «КРЭМ»


 

30

Р Газпром 2-3.2-269-2008


 


 

[16]

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

[17]

Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

[18]

Руководящий документ ОАО НПО «Бурение»

РД 39-00147001-773-2004

Методика контроля параметров буровых растворов

[19]

Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-251-2003

Буровые растворы. Методика выполнения измерений реологических параметров

на ротационном вискозиметре «OFITE-800» (США)

[20]

Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-252-2003

Буровые растворы. Методика выполнения измере-ний коэффициента трения и предельного давления прочности смазочной пленки на тестере предельного давления и смазывающей способности

111-00 «OFITE» (США)

[21]

Технические условия

ОАО «Дашуковские бентониты» ТУ 3.58-14310589-103-97

Глинопорошки для буровых растворов

[22]

Технические условия ЗАО «Бентопром»

ТУ 5751-002-58156178-02

Глинопорошки для буровых растворов

[23]

Технические условия ООО «НПО Тетра»

ТУ 2458-001-16636639-2005

Биополимер ксантановый «Биоксан»

[24]

Технические условия ЗАО «Гамма-Хим»

ТУ 2458-002-50635131-2003

Биополимер сухой марки «Гаммаксан»

[25]

Технические условия ЗАО «Гамма-Хим»

2231-001-70896713-2004

Реагент снижения показателя фильтрации буровых растворов

[26]

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

Полианионная целлюлоза техническая

[27]

Технические условия ООО «Сода-Хлорат»

ТУ 2432-007-52257004-2005

Формиат калия технический

[28]

Технические условия ООО «Метафракс»

ТУ 2432-011-00203803-93

Формиат натрия технический

[29]

Технические условия ЗАО «Полицелл»

ТУ 2262-016-32957739-2007

Крахмал КМК-БУР


 

31

Р Газпром 2-3.2-269-2008


 

[30] Технические условия ЗАО «Гамма-Хим»

ТУ 2458-005-50635131-2004

[31] Технические условия ЗАО НПО «Полицелл»

ТУ 6-55-1477-97

[32] Технические условия

НПО МП «Союзбуртехнология»

ТУ 10 РФ 1039-92

[33] Технические условия ЗАО «НПО «Ресурс»

ТУ 2458-001-57029687-2006

[34] Технические условия ЗАО «Полицелл»

ТУ 2458-019-32957739-01

[35] Технические условия

ООО «НПО Химбурнефть»

ТУ 2458-003-49472578-07

[36] Технические условия ЗАО НПК «СОФЭКС» ТУ 2229-019-42942526-01

[37] Технические условия ЗАО «Гамма-Хим»

ТУ 2229-001-57258729-2004

Смесь крахмалов модифицированных СКМ


 

Реагент полисахаридный для буровых растворов


 

Реагент-стабилизатор базовый ФИТО


 

Смазочная добавка для буровых растворов

«ССД-2М»


 

Смазочная добавка для буровых растворов

«ГЛИТАЛ»


 

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


 

Пеногаситель «СОФЭКСИЛ-4248 П»


 

Антивспениватель для технологических процессов при бурении нефтяных и газовых скважин


 

32

Р Газпром 2-3.2-269-2008


 


 

image

ОКС 75.020


 

Ключевые слова: рекомендации, буровой раствор, режимы циркуляции, бурение, скважина, акватория, Тазовская губа, Обская губа

image


 

33


 

Корректура А.В. Казаковой

Компьютерная верстка Д.А. Бурова


 

image

Подписано в печать 17.08.2009 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 70 экз. Уч.-изд. л. 4,0. Заказ 549.


 

image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.


 

Отпечатано в ООО «Полиграфия дизайн»