СМАЗОЧНЫЕ КОМПОНЕНТЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

СТО Газпром РД 2.1-146-2005

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

Москва 2005

Предисловие

РАЗРАБОТАН
ВНЕСЕН

Обществом с ограниченной ответственностью «Тюмен6 НИИгипрогаз»

Управлением по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»
УТВЕРЖДЕН И Распоряжением ОАО «Газпром» от 10 февраля 2005 г. № 22 ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ с 20 июня 2005 г.
ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 ОАО «Газпром», 2005

 Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2004

 Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2005

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

Содержание

Введение IV

Область применения 1
Нормативные ссылки 1
Термины и определения 2
Обозначения и сокращения 2
Классификация 2
Технические требования 3
Методы контроля (испытаний) 4
Правила приемки 5
Требования безопасности 6
Требования к упаковке и хранению 6
Указания по утилизации 7

Приложение А (справочное). Форма протокола испытаний лигносульфатного

реагента 8

Библиография 9

Введение

При строительстве скважин на месторождениях ОАО «Газпром» осложнения, связан6 ные с геологическими причинами, занимают особое место. С увеличением глубины и протя6 женности ствола скважины пропорционально возрастает риск и тяжесть таких осложнений. Наиболее часто повторяющимися осложнениями при бурении скважин в ОАО «Газпром» являются прихваты обсадных и бурильных труб. Этот вид осложнений напрямую связан со смазочными свойствами бурового раствора.

При достаточно большом ассортименте смазывающих компонентов для обработки буровых растворов их выбор затруднен тем, что в документации на производство (ТУ) приво6 дится лишь общая техническая характеристика выпускаемой продукции. По этой причине создается потенциальная опасность поступления на объекты буровых работ ОАО «Газпром» смазочных реагентов, характеристика которых не соответствует условиям их применения. Использование таких смазочных компонентов в итоге сказывается на увеличении стоимости строительства скважины. За последние пять лет при строительстве скважин на месторожде6 ниях ОАО «Газпром» произошло более 30 прихватов, на ликвидацию которых затрачено поч6 ти 70 млн рублей.

Одним из путей решения этой проблемы является сертификация смазочных компо6 нентов буровых растворов. В связи с этим разработан настоящий руководящий документ, регламентирующий требования к поставляемым смазочным реагентам для их эффективного использования в различных горно6геологических условиях строительства скважин.

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА

«ГАЗПРОМ»

СМАЗОЧНЫЕ КОМПОНЕНТЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения 2005-06-20
1. Область применения
  1. Настоящий стандарт распространяется на смазочные компоненты буровых рас- творов для строительства скважин на месторождениях ОАО «Газпром».
  2. Настоящий стандарт устанавливает технические требования к смазочным компо- нентам буровых растворов и методы их контроля (испытаний).
  3. Настоящий стандарт предназначен для разработки проектно-сметной документа- ции (технических проектов) строительства скважин и проведения сертификационных ис- пытаний смазочных компонентов.
  4. Настоящий стандарт может быть также использован для проведения входного кон- троля качества смазочных компонентов.
2. Нормативные ссылки
  
  В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
  
  ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования бе- зопасности
  
  ГОСТ 12.1.044-89 (ИСО 4589-84) ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материа- лов. Номенклатура показателей и методы их определения
  
  ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов
  
  ГОСТ 15846-2002 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и приравнен- ные к ним местности. Упаковка, маркировка, транспортировка и хранение
  
  ГОСТ 4682-84 Концентрат баритовый. Технические условия ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений
  
  ГОСТ Р 52108-2003 Ресурсосбережение. Обращение с отходами. Основные положения
  
  Издание официальное
3. Термины и определения
  
  В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими опре- делениями:
  1. относительный коэффициент трения: частное от деления коэффициента трения рас- твора после введения смазочного реагента на коэффициент трения исходного раствора.
  2. относительный коэффициент скольжения: частное от деления коэффициента тре- ния фильтрационной корки раствора после введения смазочного реагента на коэффициент трения корки исходного раствора.
  3. пенообразующая активность: снижение плотности промывочной жидкости за счет воздухововлечения при добавке смазочного реагента.
  4. температура затвердевания: температура, при которой не происходит естественной деформации образца смазочного компонента под действием гравитации.
  5. эмульгируемость: способность смазочного реагента образовывать стойкую эмуль- сию с глинистой суспензией.
  6. методика выполнения измерений: совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с известной погрешностью (по ГОСТ Р 8.563).
  7. стандартный глинопорошок: глинопорошок с регламентированными характеристи- ками, обеспечивающими воспроизводимость изменения технологических параметров гли- нистой суспензии при химической обработке.
4. Обозначения и сокращения
  
  МВИ – методика выполнения измерений; ЛТМ – легкое талловое масло;
  
  ОТП – омыленный талловый пек;
  
  ГКЖ – гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость; СЖК – синтетические жирные кислоты.
5. Классификация
  1. С учетом геолого-технических условий строительства скважин на месторождениях ОАО «Газпром» применяемые смазочные компоненты (типа ОТП, ГКЖ, СЖК, ЛТМ) клас- сифицируются по условиям их использования в составе малоглинистого, утяжеленного, ми-
    
    нерализованного буровых растворов и по назначению – управление фрикционными свойст- вами бурового раствора в процессе бурения горных пород и при подготовке ствола к спуску обсадных колонн.
  2. Для управления свойствами бурового раствора в процессе бурения горных пород производится его обработка смазочными компонентами на основе жирных кислот, масел растительного происхождения, кремнийорганики, поверхностно-активных веществ, их сме- сей и других высокомолекулярных соединений.
  3. Для обеспечения смазывающих свойств бурового раствора при спуске обсадных ко- лонн проводится его обработка порошкообразными смазочными реагентами (графит, кремне- зем, сажа, микросферы), которые улучшают фрикционные свойства фильтрационной корки.
6. Технические требования
  1. Технические требования к смазочным компонентам для обработки малоглинис- тых, утяжеленных и минерализованных буровых растворов в процессе бурения приведены в таблице 6.1.
    
    Таблица 6.1 – Технические требования к смазочным компонентам буровых растворов при бурении горных пород
  2. Оптимальный расход смазочных компонентов для обработки бурового раствора в процессе бурения должен находиться в диапазоне 0,3-0,5 % по массе. При обработке раство- ра для подготовки к спуску обсадных колонн расход смазки не должен быть 1,0-1,5 % по массе.
  3. Технические требования к смазочным компонентам малоглинистых, утяжелен- ных и минерализованных буровых растворов для подготовки ствола к спуску обсадных ко- лонн приведены в таблице 6.2.
    
    Таблица 6.2 – Технические требования к смазочным компонентам при подготовке ствола к спуску обсадных колонн
  4. Смазочные компоненты должны быть совместимы с применяемыми реагентами и обеспечивать эффективность управления свойствами бурового раствора для предотвраще- ния загрязнения продуктивного пласта и проведения геофизических исследований ствола скважины.
7. Методы контроля (испытаний)
  1. Испытания смазочных реагентов проводятся с использованием метрологически аттестованных МВИ [1, 2, 3, 4] в соответствии с таблицами 6.1 и 6.2.
  2. При испытаниях смазочных реагентов в составе малоглинистого бурового раство- ра используется глинистая суспензия, приготовленная из стандартного глинопорошка типа
    
    «Бентокон - Основа» ТУ 5751-002-58156178-02 [5]. Глинистая суспензия готовится из расче- та обеспечения ее условной вязкости в пределах от 25 до 30 с. Приготовление суспензии про- водится при температуре (20±2) оС.
  3. Для проведения испытаний смазочных компонентов в составе утяжеленного рас- твора готовится 2 %-ная глинистая суспензия, утяжеляется баритом (ГОСТ 4682) до 1800 кг/м3 и стабилизируется КМЦ-700 ТУ 2231-002-50277563-2000 [6] в количестве 0,3 %. При иссле-
    
    довании смазочных реагентов в минерализованных растворах используется глинистая сус- пензия на основе 20 %-ного хлористого натрия и 2 %-ного хлористого кальция. Раствор стабилизируется КМЦ-700 в количестве 1 %.
  4. Эмульгируемость в растворе смазочных компонентов оценивается визуально в про- цессе ввода ее в глинистую суспензию с перемешиванием в лабораторной лопастной мешал- ке при комнатной температуре со скоростью 11 тыс. оборотов в минуту. Фиксируют наличие механических примесей, пленки или комкообразований.
  5. Для определения пенообразующей активности смазывающего реагента глинистая суспензия с концентрацией смазочного компонента 0,5 % по массе перемешивается в высо- коскоростной мешалке (11 тыс. об/мин) в течение 5 минут при комнатной температуре. С помощью пикнометра определяется плотность этой суспензии. Разница плотностей исходной глинистой суспензии и суспензии со смазочным реагентом является показателем пенообразующей активности смазочного реагента. Аналогично проверяется эффективность пеногасителя.
  6. Относительный коэффициент трения глинистой суспензии и относительный ко- эффициент скольжения (липкости) фильтрационной корки изменяются в пределах от 1 до 0,01 и менее. С уменьшением величины относительного коэффициента смазывающие свой- ства реагента увеличиваются, а прихватоопасность бурового раствора снижается. Глинистые (фильтрационные) корки формируются при температуре (20±2) оС с перепадом давления 0,1 МПа на фильтр – прессе или приборе ВМ-6 [7].
  7. Методическая особенность определения относительных коэффициентов позво- ляет (по согласованию с потребителем) использовать альтернативные методы испытаний смазочных компонентов. К таким методам относятся способы определения смазывающих свойств буровых растворов с использованием машины трения МТ–2 [8], установок фирмы Baroid, устройств по оценке качества глинистых корок по их углу наклона.
  8. При входном контроле могут быть использованы методы испытаний смазывающе- го реагента, учитывающие прочность смазывающей пленки и ее соотношение с коэффици- ентом трения [9], а также иные методы, основанные на измерении адгезионных усилий меж- ду фильтрационной коркой и поверхностью твердого тела.
8. Правила приемки
  1. Приемка смазочных компонентов производится с учетом требований настоящего стандарта. Обязательным условием при приемке смазочных реагентов является проведение входного контроля с учетом геолого-технических условий их применения, в том числе ин-
    
    формация о его пенообразующей активности (наличие в его составе поверхностно-активных веществ).
  2. Входной контроль качества смазочных реагентов осуществляет производственная лаборатория с использованием метрологически аттестованных МВИ по ГОСТ Р 8.563. Ре- зультаты входного контроля фиксируются в рабочем журнале лаборанта (оператора) и оформ- ляются протоколом с приложением акта отбора проб. Отбор проб производится в соответст- вии с ГОСТ 2517.
9. Требования безопасности
  1. Экологическая безопасность применения смазочных реагентов должна быть под- тверждена санитарно-эпидемиологическим заключением и свидетельством о государствен- ной регистрации вещества. Эти документы должны быть оформлены государственными кон- тролирующими органами с учетом требований Федерального закона «О санитарно–эпиде- миологическом благополучии населения» [10] и СП 2.6.1.799-99 [11].
  2. Не допускаются к применению смазочные компоненты, классифицированные 1-м, 2-м и 3-м классом опасности по ГОСТ 12.1.007.
  3. При использовании жидких смазочных компонентов должны быть соблюдены тре- бования пожаровзрывобезопасности по ПБ 08-624-03 [12] и ГОСТ 12.1.044.
  4. Применение смазывающих реагентов на основе сырой нефти и углеводородсодер- жащих веществ не допускается.
  5. Подтверждение соответствия смазочных реагентов должно быть проведено с учетом требований ПБ 08-624-03. Сертификационные испытания смазочных реагентов осуществля- ются в специализированных испытательных центрах (лабораториях), аккредитованных в ус- тановленном порядке. Результаты испытаний оформляются протоколом (приложение А).
10. Требования к упаковке и хранению
  1. Смазочные компоненты должны поставляться в упаковке, исключающей ее раз- рушение и проникновение влаги при транспортировке и хранении по ГОСТ 15846.
  2. При отгрузке должна быть предусмотрена маркировка тары с указанием массы, даты изготовления и условий (температуры), срока хранения. Маркировка наносится в соот- ветствии с требованиями ГОСТ 14192.
  3. Отклонение по массе одной упаковки допускается в пределах не более ±2 %. Га- рантированный срок хранения смазочных реагентов должен быть не менее 18 месяцев. Хра- нение осуществляется в соответствии с ГОСТ 15846.
11. Указания по утилизации

Смазочные компоненты утилизируются в составе отработанных буровых растворов по технологиям, предусмотренным техническим проектом строительства скважин. При ути- лизации смазочных компонентов необходимо соблюдать требования ГОСТ Р 52108.

Приложение А

(справочное)

Форма протокола испытаний лигносульфатного реагента

Название испытательной лаборатории Номер аттестата аккредитации Юридический адрес

П Р О Т О К О Л

испытание проб (образцов)

Заказчик Наименование пробы (образца) Дата выработки Величина партии Дата получения пробы Дата и место отбора проб Регистрационный номер пробы (образца) Дата проведения испытаний Дополнительная информация Проба испытана на соответствие (наименование НД)