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»

   
    

   

   
    

   БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ОСНОВЕ ФОРМИАТОВ. СОСТАВЫ И ТЕХНОЛОГИЯ ПРИМЕНЕНИЯ

   
    

   

   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

      
       

      

      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;

      n – показатель нелинейности;

      η – пластическая вязкость;

      τ0 – динамическое напряжение сдвига; рН – водородный показатель;

      ϕтр – липкость фильтрационной корки;

      k – 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 м3 бурового раствора;

         • затем в буровой раствор вводится формиат Na в зависимости от необходимой плотно-сти – от 100 до 700 кг на 1 м3 бурового 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 м3 бурового 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

Р Газпром 2-3.2-272-2008

11

Окончание таблицы А.1

12

Приложение Б

(справочное)

Технологические параметры буровых растворов на основе формиатов

Таблица Б.1 – Технологические параметры БМРФ

Р Газпром 2-3.2-272-2008

Таблица Б.2 – Технологические параметры ИМРФ

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

0 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

ОКС 75.020

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

Корректура А.В. Казаковой

Компьютерная верстка Н.О. Поляковой

Подписано в печать 17.08.2009 г.

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