СТО Газпром РД 2.1-130-2005

 

Главная       Учебники Газпром      СТО Газпром РД 2.1-130-2005

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром РД 2.1-130-2005

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ” СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


РЕГЛАМЕНТ ПО ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА ЮРСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ


СТО Газпром РД 2.1-130-2005


Издание официальное


 


ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”


Общество с ограниченной ответственностью “ТюменНИИгипрогаз” (ООО “ТюменНИИгипрогаз”)


Общество с ограниченной ответственностью “Информационно-рекламный центр газовой промышленности”

(ООО “ИРЦ Газпром”)


Москва 2005

ПРЕДИСЛОВИЕ


РАЗРАБОТАН


ВНЕСЕН


УТВЕРЖДЕН


ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


ВВЕДЕН ВЗАМЕН


ИЗДАН

Обществом с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)


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


Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром»

А.Г. Ананенковым


Распоряжением ОАО «Газпром» от 2 декабря 2004 г. № 379 с 18 марта 2005 г.


НД 00158758—268—2003 «Рекомендации по технологии бурения скважин на юрские отложения месторождений Тюменской области»


Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»)


Настоящий нормативный документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания

без разрешения ОАО «Газпром»



image


© ОАО «Газпром», 2005

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2004


II

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ IV

  1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 1

  2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ 1

  3. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ 2

  1. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН 2

    1. Краткая геологическая характеристика разреза 2

    2. Типовые конструкции скважин 3

  1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОМПОНОВОК БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН 5

    1. Общие требования при выборе компоновок низа бурильных колонн 5

    2. Гладкие компоновки низа бурильных колонн 6

    3. Маятниковые компоновки низа бурильных колонн 8

    4. Жесткие компоновки низа бурильных колонн 10

    5. Компоновки низа бурильной колонны для бурения с расширением ствола скважины 14

    6. Компоновки бурильных труб 14

  2. ВЫБОР ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО ИНСТРУМЕНТА И РЕЖИМА

    ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИИ 15

    1. Проектирование применения трехшарошечных долот и режимов их отработки 15

    2. Проектирование использования породоразрушающего инструмента

      с алмазным вооружением 21

    3. Проектирование технологии расширения ствола скважины

      под потайную и эксплуатационную колонны 24

    4. Техника и технология бурения с отбором керна 27

  3. СОСТАВ И ХИМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ 29

    1. Специфические осложнения и требования к буровым растворам 29

    2. Химическая обработка бурового раствора по интервалам бурения 30

  4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 34

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А (справочное) Компоновки бурильных труб 36

Приложение Б (справочное) Расшифровка кодовой классификации алмазных долот (бурголовок) по IADC и запись степени износа 40

Приложение В (обязательное) Технологические параметры и потребность в компонентах буровых растворов по интервалам бурения 43

Библиография 53

III

ВВЕДЕНИЕ


Дальнейшее наращивание добычи углеводородного сырья на месторождениях Западной Сибири связывается с глубокозалегающими продуктивными объектами. В связи с этим ежегодно увеличиваются объемы поисковых и разведочных работ на юрские отложения. Для месторождений севера Тюменской области такие скважины являются наиболее глубокими и характеризуются сложными условиями бурения с наличием в разрезе нескольких продуктивных комплексов с резко различающимися термобарическими параметрами. Это определяет конструкцию скважины с пятью обсадными колоннами. Высокая стоимость скважин и увеличивающиеся объемы буровых работ сопровождаются ростом капитальных затрат. В связи с этим в технической политике ОАО “Газпром” внедрение высокоэффективных технологий, направленных на улучшение технико-экономических показателей бурения, остается одной из важнейших задач.

Оптимизация технологических процессов по углублению скважины является одним из составляющих элементов в решении этой задачи и связывается с сокращением временных затрат, уменьшением расхода дорогостоящих долот, забойных двигателей и других элементов компоновок бурильного инструмента, а также химических реагентов для буровых растворов. Для решения этой задачи систематизированы принципы выбора компоновок низа буриль-

ных колонн и составлена схема их проектирования, которая учитывает такие факторы, как диаметры скважины, обсадных труб, утяжеленных бурильных труб (забойных двигателей), жесткость и гибкость расчетных систем, допустимое отклонение забоя от вертикали. На этой основе разработаны варианты безопасных компоновок (гладкие, маятниковые, жесткие) для бурения под все виды обсадных колонн, входящих в конструкцию скважины, вскрывающей отложения юры.

Наряду с этим предложена конструкция скважины с меньшей металлоемкостью.

На основе проведенных промысловых исследований определена оптимальная гамма долот, способствующая повышению показателей бурения. Рассчитаны энергетические характеристики забойных двигателей для различных условий бурения и установлены оптимальные режимы их эксплуатации при бурении под кондуктор, первую и вторую технические колонны. В интервале крепления скважины потайной колонной проведены испытания бицентричных долот, позволяющих получать увеличение диаметра скважины, которые рекомендованы к серийному применению.

По результатам экспериментальных, лабораторных и промысловых исследований традиционная технология химической обработки буровых растворов усовершенствована с использованием новых материалов и реагентов отечественного производства: модифицированный глинопорошок, полианионная целлюлоза, органические кольматанты, смазочные добавки на основе растительных масел, лигносульфонатные реагенты, утяжеляющая добавка.


IV

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ” СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


image


РЕГЛАМЕНТ

ПО ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА ЮРСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ


image


Дата введения 2005-03-18


1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ


    1. Настоящий стандарт распространяется на технологию бурения разведочных и поисковых скважин на юрские отложения месторождений Тюменской области и направлен на улучшение технико-экономических показателей их строительства.

    2. В стандарте приведены типовые конструкции скважины и регламентированы требования к компоновкам бурильных колонн, выбору породоразрушающего и керноотборного инструмента, забойным двигателям, режимам бурения и составам бурового раствора.

    3. Соблюдение положений настоящего стандарта обязательно для всех предприятий ОАО «Газпром», осуществляющих разработку рабочих проектов и ведущих строительство скважин на месторождениях Тюменской области.


2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ


В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы: ГОСТ 632—80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия.

ГОСТ 2652—78. Калия бихромат технический. Технические условия. ГОСТ 4682—84. Концентрат баритовый. Технические условия.

ГОСТ 5100—85. Сода кальцинированная техническая. Технические условия. ГОСТ 13493—86. Натрия триполифосфат. Технические условия.

ГОСТ 20692—2003. Долота шарошечные. Технические условия.

ГОСТ 26474—85. Долота и головки бурильные алмазные и оснащенные сверхтвердыми композиционными материалами. Типы и основные размеры.

ГОСТ 26673—90. Турбобуры. Основные параметры и размеры. ГОСТ Р 50278—92. Трубы бурильные с приварными замками.

ОСТ 39—202—86. Глинопорошки для буровых растворов. Технические условия.



1

3 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ


ММП — многолетнемерзлая порода;

АВПоД — аномально высокое поровое давление; АВПД — аномально высокое пластовое давление; АНПД — аномально низкое пластовое давление; НКТ — насосно-компрессорная труба;

НКБ — насосно-компрессорные трубы безмуфтовые; КНБК — компоновка низа бурильной колонны;

УБТ — утяжеленная бурильная труба;

У 215,9237155 SR-544; БИТ4 – 215,9/240; АРД 215,9240190,5 — типы бицент-

ричных долот;

1ТСШ-240 — односекционный турбобур шпиндельный; Т12РТ-240 — односекционный турбобур бесшпиндельный;

3ТРХ-240 — трехсекционный турбобур с рациональной характеристикой; ГТ — ступени турбины гидроторможения;

Д1-240 — винтовой забойный двигатель; ШМУ — шламометаллоуловитель;

РРБ, KSA — типы раздвижных шарошечных расширителей; УКР — устройство керноотборное;

СКУ — снаряд керноотборный универсальный;

КИ — керноотборный инструмент с изолированным керноприемом; КС — калибратор со спиральными лопастями;

К — калибратор с прямыми лопастями;


  1. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН


    1. Краткая геологическая характеристика разреза


      1. Для целей бурения разрез большинства месторождений (Уренгойское, Ямбургское, Песцовое, Самбургское) представлен осадочными породами, сложенными преимущественно чередованием глин, песчаников, алевролитов и аргиллитов, реже встречаются прослои известковистых и полимиктовых песчаников повышенной твердости. Горные породы по физико-механическим свойствам изменяются по твердости от мягких до средних с категорией абразивности от 3 до 8.


        2

      2. Месторождения Крайнего Севера расположены в зоне сплошного развития ММП толщиной до 450 м. Высокая опесчаненность этой части разреза в совокупности с растеплением ММП создает неблагоприятные условия для бурения и снижает качество крепления ствола скважины.

      3. В разрезе месторождений выделяются четыре крупных продуктивных комплекса, различающихся по своему строению, свойствам пород коллекторов и термобарическим условиям (сеноманский горизонт, валанжинские отложения, ачимовская пачка и отложения юры), определяющих конструкцию скважины.

      4. Юрские отложения (тюменская свита, пласты Ю2 — Ю6) — единый песчано-глинистый массив, включающий песчаные тела клиноформенного типа, характеризующийся как гидродинамическая система закрытого типа. Глины и песчаники недоуплотнены и характеризуются АВПоД и АВПД. Фильтрационно-емкостные параметры коллекторов находятся в пределах: пористость от 6 до 18 % с широким диапазоном изменения проницаемости от долей единиц до 5 мкм2, АВПД от 73,1 до 78,9 МПа, коэффициент аномальности пластового давления от 1,75 до 1,90. Толщина пластов изменяется от 10 до 20 м. Пластовый флюид — нефть, газ, конденсат.


    2. Типовые конструкции скважин


      1. В соответствии с геологическими особенностями разреза месторождений, включающими ММП, интервалы с несовместимыми условиями бурения, обусловленными наличием АНПД и АВПД, а также углеводороды в коллекторах, предопределяют четырехколонную конструкцию скважин.

      2. Строительство скважин на юрские отложения в настоящее время осуществляется по следующей конструкции.

        1. Кондуктор диаметром 426 мм с глубиной спуска от 450 до 500 м перекрывает неустойчивые породы и интервал ММП.

        2. Первая техническая колонна диаметром 324 мм изолирует сеноманский газовый горизонт с глубиной спуска 1350 (1400) м.

        3. Вторая техническая колонна диаметром 245 мм с глубиной спуска 3650 (3800) м перекрывает валанжинский продуктивный комплекс и «башмак», который располагается на 5 — 15 м выше кровли ачимовской пачки.

        4. Потайная колонна диаметром 194 мм изолирует породы с АВПД ачимовской пачки и спускается на глубину 4050 (4200) м.


          3

        5. Эксплуатационная колонна диаметром 140 мм спускается до проектной глубины 4250 (4500) м.

        6. Исследование скважины производится через НКТ диаметром 73 мм.

              1. В некоторых регионах России и за рубежом [1], [2] используется несколько измененная конструкция скважин, в которой применяется потайная колонна диаметром 178, а эксплуатационная колонна – диаметром 127 мм или составная соответственно 127/140. При этом в зоне расположения 127 мм обсадных труб для лифтовой колонны должны использоваться безмуфтовые насосно-компрессорные трубы НКБ 73, что обеспечивает стандартный радиальный зазор за раструбом, равный 11 мм.

              2. С целью снижения металлоемкости и использования одноразмерной эксплуатационной колонны для конструкции скважин по 4.2.3 могут применяться импортные обсадные трубы нестандартного диаметра, равного 133 мм [3], [4].

              3. Цементирование всех обсадных колонн осуществляется на всю глубину спуска.

              4. Для проводки ствола диаметр долота (ГОСТ 20692, ТУ 3664—874—0217478—95) выбирается из следующих условий.



                Соотношение между размерами обсадных труб и долот

                Таблица 4.1


                В миллиметрах


                image



                4

                1. Разность диаметров между муфтой обсадной трубы (ГОСТ 632) и скважиной в зависимости от диаметра трубы должна составлять от 15 до 45 мм [5].

                2. Диаметр долота, спускаемого в обсадную колонну, не должен превышать наименьшее из значений:

                  • диаметра шаблона для проверки внутреннего диаметра обсадных труб;

                  • внутреннего диаметра свинченных обсадных труб, определенного с учетом их оваль-

                  ности.


              5. Рекомендуемые размеры долот и обсадных труб приведены в табл. 4.1.

              6. Результаты табл. 4.1 показывают, что при строительстве скважины необходимые

          требования 4.2.6 соблюдаются при использовании стандартных долот, за исключением интервала бурения под потайную колонну, где следует производить расширение ствола скважины до диаметра не менее 235 мм.


  2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОМПОНОВОК БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН


Для обеспечения качественного крепления скважины идеальным считается ствол цилиндрической формы номинального диаметра. Однако получить такой ствол на протяжении всего процесса бурения не удается — и скважина имеет сложную пространственную конфигурацию с различными нарушениями (неполноразмерный диаметр, смещения, уступы, уширения, сужения и т. д.) [9], приводящими к недохождению обсадных колонн до проектной глубины. Поскольку в большинстве случаев выявить местные нарушения ствола скважины существующими приборами невозможно, то следует принимать меры, направленные на предупреждение их возникновения. Существенное значение в этих случаях имеет правильный выбор КНБК.

Для проводки вертикальных скважин в практике буровых работ применяются три типа КНБК: гладкая, маятниковая и жесткая [10] — [13].


    1. Общие требования при выборе компоновок низа бурильных колонн


      1. Формируемый ствол скважины (особенно в перемежающихся по свойствам горных породах и при возможных возникновениях уступообразования) должен иметь проходной диаметр, равный или более полусуммы диаметров обсадных труб и их муфт. При этом диаметр УБТ или забойного двигателя следует выбирать из выражения


        D

        УБТ

        DОТ

        д

        М

        + D D , (5.1)


        5

        где

        DУБТ — диаметр УБТ или забойного двигателя, м;

        DОТ — диаметр обсадной трубы, м;

        Dм — диаметр муфты обсадной трубы, м;

        Dд — диаметр долота, м.


      2. Жесткость на изгиб нижней части КНБК должна превышать жесткость обсадных труб


        EJ УБТ EJ ОТ , (5.2)


        где

        • модуль Юнга материала стали, равный 2,1·105 МПа;

          JУБТ , JОТ

        • осевой момент инерции соответственно УБТ и обсадной трубы, м4.

          Осевой момент инерции


          image image image


          где D — наружный диаметр трубы, м;

          d — внутренний диаметр трубы, м.


          , (5.3)


      3. Для плавного перехода по жесткости от наддолотной секции УБТ к бурильным

        трубам компоновка УБТ выполняется ступенчатой с величиной отношения диаметров со-

        E

        седних секций не более 1,333 [14].

      4. Длина первой секции при роторном способе бурения выбирается, как правило, из условия создания осевой нагрузки на долото массой этого участка, а длины переходных зон могут равняться длине одной трубы или «свечи».

      5. Суммарная масса УБТ с учетом облегчения в буровом растворе должна превышать величину осевой нагрузки на долото для роторного способа бурения в 1,333 раза, а для бурения забойным двигателем – в 1,175 раза.

      6. При бурении трехшарошечными долотами для формирования полноразмерного ствола в КНБК для бурения или подготовки ствола к спуску обсадных колонн рекомендуется включать калибраторы.


    1. Гладкие компоновки низа бурильных колонн


      1. Этот тип компоновки наиболее простой, применяется в условиях, не приводящих к самопроизвольному искривлению скважин (чаще при незначительных углах падения пластов до 5°).



        6

      2. КНБК состоит из долота и утяжеленных бурильных труб или забойного двигателя.

      3. Для обсадных труб, входящих в конструкцию скважин на юрские отложения, рекомендуется применять гладкие КНБК, приведенные в табл. 5.1. Размеры элементов КНБК определены с учетом подраздела 5.1.



        Гладкие КНБК для бурения скважин на юрские отложения

        Таблица 5.1


        image


        7

      4. Данные табл. 5.1 показывают, что при бурении гладкими КНБК под колонны диаметром 426 и 324 мм следует применять УБТ квадратного сечения. При изменении плотности промывочной жидкости, осевой нагрузки на долото длина УБТ корректируется в соответствии с 5.1.5.


    1. Маятниковые компоновки низа бурильных колонн


      1. Маятниковые компоновки преимущественно используются при бурении скважин в мягких неустойчивых породах, что характерно для интервалов бурения под кондуктор и первую техническую колонну.

      2. Принцип действия маятниковой КНБК заключается в использовании силы тяжести для возвращения ствола к вертикали.

      3. Компоновки такого типа включают в себя долото, несколько труб УБТ или забойный двигатель для обеспечения эффекта отвеса, один или два стабилизатора (центратора), УБТ и бурильные трубы.

      4. Принцип выбора наддолотной УБТ (турбобура) аналогичен подразделу 5.2.

      5. Использование в маятниковой КНБК стабилизатора позволяет в отличие от гладкой увеличить осевую нагрузку на долото до оптимальной за счет УБТ, расположенных над стабилизатором.

      6. Расстояние от долота до первого стабилизатора (центратора) определяется из условия недопущения изгиба нижнего участка УБТ в результате потери устойчивости при приложении сжимающего усилия.

        1. Допустимую величину осевой нагрузки на долото можно представить в виде

          G

          д Gкр

          в

          + G , (5.4)

          где

          Gд — осевая нагрузка на долото, кН;

          Gкр — критическая осевая нагрузка, приводящая к потере устойчивости первоначальной формы УБТ, забойного двигателя;

          Gв — вес наддолотного элемента, установленного под первым стабилизатором, кН.



          кр

        2. С учетом исследований [15], [16] величину G

          ражения:


          рекомендуется определять из вы-


          image

          image

          image , (5.5)


          8

          где EJ — жесткость на изгиб наддолотного элемента, кНм2;

          l

          кр

          — критическое расстояние от долота до первого центратора (длина полуволны из-

          гиба), м.


        3. Величина Gв находится как


          кр

          Gв = ql


          , (5.6)

          где q — вес одного метра УБТ (забойного двигателя), кН.


        4. После подстановки формула (5.4) принимает вид


image

image

image . (5.7)

      1. Результаты расчетов по формуле (5.7) представлены в виде графика на рис. 5.1, по которому определяются предельное расстояние от долота до первого центратора и величина осевой нагрузки для отработки долот.

      2. Второй центратор обычно устанавливается на расстоянии от 8 до 10 м выше пер-

        .

        кр

        вого, но не более величины, равной l

      3. При замене центраторов на калибраторы при роторном способе бурения и бурении забойным двигателем с одновременным вращением ротора будет обеспечиваться формирование более полноразмерного ствола скважины.


         

        4 5 3 2 1


        6


        7

        4

        8

        5 10 15 20 25

        l, м 30

        Рис. 5.1. Зависимость критической нагрузки на долото от расстояния между долотом и первым центратором: 1 — УБТ 392Д100; 2 — УБТ 293Д90; 3 — УБТ 22990; 4 — турбобур диаметром 240 мм; 5 — УБТ 20380; 6 — УБТ 17871; 7 — УБТС 13364; 8 — УБТ 12151


        9

      4. Результаты табл. 5.1 и рис. 5.1 показывают, что при реально реализуемых в практике в процессе бурения осевых нагрузках на долото первый центратор (калибратор) следует устанавливать для компоновок:

    • с квадратной УБТ 392 Д непосредственно над этой секцией;

    • с квадратной УБТ 293 Д на расстоянии от 30 до 35 м;

    • с УБТ 229 на расстоянии от 20 до 25 м;

    • с забойным двигателем диаметром 240 мм и УБТ 203 на расстоянии от 16 до 18 м, а при установке над трехсекционным турбобуром (25 м) следует осевую нагрузку на долото уменьшить до 150 — 130 кН;

    • с УБТ 178 на расстоянии от 12 до 15 м;

    • с УБТ 133 и УБТ 121 на расстоянии соответственно от 7 до 9 м и от 6 до 8 м.


    1. Жесткие компоновки низа бурильных колонн


      1. Жесткие компоновки наиболее часто используются в условиях наклонного залегания пластов, где отмечается самопроизвольное искривление вертикальных скважин. Они также применяются при бурении скважин большого диаметра, когда на производстве невозможно подобрать УБТ необходимого диаметра. Наряду с этим использование жестких компоновок позволяет формировать более полноразмерный ствол и улучшает условия работы шарошечных долот за счет уменьшения поперечных колебаний.

      2. Основное положение, заложенное в конструкцию жестких КНБК, заключается в том, что вертикальность скважины достигается при контакте со стенкой скважины не менее трех центрирующих элементов [10] — [13].

      3. Обязательным условием является установка над долотом калибратора.

      4. Местоположение последующих центраторов (калибраторов) определяется жесткостью элементов компоновки, расположенных между калибратором и последующими центраторами.

      5. Диаметр центраторов устанавливается в зависимости от их местоположения в КНБК и допустимого отклонения скважины от вертикали.

      6. Для систем, которые по критерию жесткости удовлетворяют условиям безопасного спуска обсадных колонн, местоположение центраторов следует определять из графиков на рис. 5.1.

      7. В случаях, когда жесткость УБТ (турбобура) меньше жесткости обсадных труб, местоположение центраторов необходимо определять по формуле [16], [17]:


        10


        image

        image

        image , (5.6)


        где l


        кр1,2

        — критическая длина секций КНБК (при 0,4 – длина нижней секции l

        кр1

        , при 0,7 —

        длина его последующих частей l


        кр2

        ), м;


        , r

        r

        УБТ ОТ

        • наименьшие главные радиусы инерции УБТ (забойного двигателя) и обсад-

          ной трубы, под которую осуществляется бурение;

          q

          ОТ

          — приведенный вес метра обсадной трубы, Н.


          В общем виде для труб главный радиус инерции вычисляется как


          image

          image

          image

          , (5.7)



          н

          где D


          и d

          вн

          — соответственно наружный и внутренний диаметр, м.


      8. Диаметр центратора следует выбирать близким с диаметром долота, но не менее величины, определяемой из выражения


        ц

        где D D


        D

        ц


        • диаметр центратора, м;

        • диаметр долота, м;

        Dд

        ц

        l 0,0349i, (5.8)

        д

        l

        ц

        — расстояние от долота до места установки центратора, м;

        i — допустимая интенсивность искривления скважины, град/10 м.


      9. Допустимая интенсивность искривления выбирается из условия попадания забоя скважины на край круга допуска, устанавливается по данным [10], [18] и составляет


        image

        image

        image

        , (5.9)


        где H — глубина скважины, м.


      10. Расчетные соотношения между обсадными трубами и элементами КНБК приведены в табл. 5.6. В таблице рассмотрены варианты КНБК, обеспечивающие как условия безопасности по жесткости, так и по критерию гибкости.


11

Пример составления жесткой КНБК с использованием данных табл. 5.6.

Бурение планируется производить долотом диаметром 490 мм с применением УБТ 229 роторным способом. Плотность бурового раствора 1200 кг/м3.

КНБК следует составить из долота 490 мм, калибратора 490 мм, УБТ 229 длиной не более 6,4 м, центратора диаметром не менее 488,5 мм, УБТ 229 длиной не более 11,2 м, центратора диаметром не менее 485,5 мм. Длины участков УБТ определили при осевой нагрузке на долото, равной 150 кН.

Длина основной секции УБТ 229 составит


image image

image

image

image

, (5.10)


где l


229

  • длина секции УБТ 229, м;


    q

    229

  • вес одного метра УБТ 229, Н/м;

3

б.р., ст. — плотность соответственно бурового раствора и стали, кг/м .


image image

image

image

image

image

image

.


Длина УБТ, расположенной над последним центратором, будет равна 65,2 – 6,4 – 11,2 = 47,6 м.

В качестве переходной секции над УБТ 229 устанавливаем УБТ 203 длиной 8,3 м.

Длина УБТ 178 составит


image

image

image

image

image

image

image

image , (5.11)

где 1,333 — коэффициент превышения веса УБТ над величиной осевой нагрузки;


image

image

image

image

, q

q

203


178

  • вес одного метра УБТ соответственно 203 и 178.


    image image image image


    12



    СТО Газпром РД 2.1-130-2005

    13

    Основные соотношения между обсадными трубами и элементами жестких КНБК

    Таблица 5.6



    image

      1. Компоновки низа бурильной колонны для бурения с расширением ствола скважины


        1. При строительстве скважин на юрские отложения использование породоразрушающего инструмента, позволяющего получать диаметр ствола больше, чем внутренний диаметр обсадной трубы, через которую он опускается, предусматривается в интервале расположения потайной колонны диаметром 194 мм.

        2. Расширение скважины может также осуществляться при бурении под эксплуатационную колонну, когда не соблюдены условия по толщине стенки трубы (в сторону увеличения — под потайную колонну используются трубы с толщиной стенки больше 9,5 мм) — и приходится применять долота меньшего диаметра.

          Для этой цели может применяться как раздвижной, так и бицентричный инструмент. В этих случаях использование жестких компоновок нецелесообразно, а в случае применения бицентричного инструмента недопустимо и следует применять гладкие или маят-

          никовые КНБК.

        3. Принципы выбора УБТ для гладких КНБК аналогичны 5.2, а место установки центратора в маятниковой КНБК определяется в соответствии с 5.3.

        4. Для более устойчивой работы бицентричных долот и раздвижных расширителей в состав КНБК могут включаться упругие центраторы для роторного способа бурения [19].

        5. При проектировании КНБК с использованием бицентричных долот следует учитывать ограничения, вносимые изготовителями по применению наддолотных элементов.


      2. Компоновки бурильных труб


        1. Компоновка бурильных труб определяется условиями бурения скважин, на основании которых проводятся прочностные расчеты, включающие статические и динамические нагрузки в соответствии с [14].

        2. Для сокращения парка и ассортимента бурильных труб, ускорения процесса строительства скважин целесообразно бурильную колонну составлять из одноразмерных труб, удовлетворяющих условиям бурения как можно под большее число обсадных колонн.

        3. С учетом требований [14] и подразделов 5.1 — 5.4 настоящего раздела составлены компоновки и проведены необходимые расчеты, которые представлены в приложении А.

        4. При эксплуатации бурильных труб для недопущения аварий и брака при строительстве скважин следует соблюдать требования, установленные [20].



    14

    1. ВЫБОР ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО ИНСТРУМЕНТА И РЕЖИМА ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИИ


      1. Проектирование применения трехшарошечных долот и режимов их отработки


        1. При составлении плана работ по углублению скважины (рабочего проекта) следует предусматривать применение наиболее эффективных долот, способов и режимов бурения.

        2. Наиболее эффективными являются такие сочетания, которые позволяют получать минимальную стоимость метра проходки или максимальную рейсовую скорость.

        3. При одинаковом приводе долота тип вооружения шарошек выбирается из условия получения максимальной механической скорости.

        4. Глинистые породы следует разбуривать долотами с шарошками со стальными (фрезерованными) зубьями, песчаные — со вставными зубьями из твердого сплава.

        5. Проведенные в последние годы усовершенствования в способах упрочнения стального вооружения (объемная наплавка твердым сплавом) позволяют использовать такие долота в широком диапазоне пород как по твердости, так и абразивности.

        6. Привод долота выбирается таким образом, чтобы было возможным наилучшим образом реализовать потенциальные возможности, заложенные в конструкцию опоры шарошек.

        7. Для определения интервалов с условно-одинаковой буримостью производится разделение разреза месторождений на пачки, при этом за основной критерий принимается степень глинизации горных пород, которая увязывается со стратиграфической градацией или глубиной спуска обсадных колонн.

        8. Для некоторых месторождений крайнего севера Тюменской области пачки условно одинаковой буримости приведены в табл. 6.1.

        9. Для бурения скважин на юрские отложения месторождений севера Тюменской области рекомендуемые типы долот, забойных двигателей и ожидаемые показатели работы долот приведены в табл. 6.2.

        10. Включение в проектную документацию наиболее производительных долот и типов их привода на вновь разведуемых площадях проводится путем прогнозирования показателей на основе данных по изученным месторождениям с привязкой по пачкам условно одинаковой буримости.


          15



          Разделение разреза месторождений на характерные пачки пород с условно-одинаковой буримостью

          СТО Газпром РД 2.1-130-2005

          16

          Таблица 6.1


          image



          СТО Газпром РД 2.1-130-2005

          17

          Рекомендуемые к применению типомодели долот, способы бурения и ожидаемые показатели бурения

          Таблица 6.2


          image

        11. При проектировании и реализации режимов бурения наиболее важным параметром является производительность буровых насосов, которая должна обеспечивать вынос из ствола скважины выбуренной породы. Практикой буровых работ установлено, что в зависимости от условий бурения удельный расход бурового раствора по отечественным данным [21] должен составлять от 0,035 до 0,050 дм3/с на 1 см2 площади забоя, а в зарубежной литературе [22] удельный расход следует выбирать в диапазоне от 0,8 до 1,2 дм3/с на 1 см диаметра долота. Меньшие значения обычно выбираются при роторном способе бурения и механической скорости менее 5 м/ч.

        12. Для лучшего удаления с забоя выбуренной породы и уменьшения степени ее повторного дробления зубьями и в «завесах» лап рекомендуется использовать долота с промывкой через два боковых отверстия (одно заглушено), с комбинированной промывкой (центральной и боковой) или с одним центральным промывочным узлом. При этом в долотах с промывкой через центральную часть, а также с комбинированной промывкой не рекомендуется увеличивать скорость в насадках долота более 50 м/с. В долотах с боковой системой промывки скорость движения жидкости в насадках долота должна составлять не менее 70 — 80 м/с.

        13. При применении забойных двигателей производительность насосов выбирается таким образом, чтобы крутящий момент на валу обеспечивал устойчивую работу при выбранной осевой нагрузке. Если производительность является постоянной величиной, то следует изменять энергетическую характеристику забойного двигателя путем подбора секционности или состава рабочих органов (ступеней турбин, числа винтовых секций, редукторных вставок).

        14. Для скважин на юрские отложения рекомендуется применять следующие забойные двигатели.

          1. При бурении под кондуктор целесообразно использовать односекционные турбобуры 1ТСШ-240 или Т12РТ-240, оснащенные ступенями 30/16,5. Необходимая приемистость к осевой нагрузке достигается при производительности насоса 56 дм3/с.

            Нагрузочные характеристики турбобура в зависимости от состава КНБК, приведенные на рис. 6.1, показывают, что устойчивая работа турбобура для гладкой КНБК определяется диапазоном осевой нагрузки от 165 до 180 кН при изменении частоты вращения от 630 до 500 мин-1. С установкой калибратора над долотом увеличивается моментоемкость процесса бурения и устойчивая область работы по нагрузке снижается до 135 — 145 кН при такой же частоте вращения.



            18


            imageimage image


            image image image image


            image image


            image

            image

            image

            image

            Рис.6.1. Нагрузочные характеристики турбобура 1ТСШ-240 (Т12РТ-240) при бурении долотом диаметром 490 мм с производительностью насосов 56 дм3/с (два насоса с втулками диаметром 160 мм):

            1 — для гладкой компоновки; 2 — для жесткой компоновки с калибратором над долотом


          2. При углублении скважины под первую техническую колонну могут использоваться следующие варианты технологии:

            а) односекционный турбобур 1ТСШ-240 в сочетании с долотом III 393,7 М-ЦВ.

            image

            image

            image

            image

            image

            Для устойчивой работы в диапазоне осевых нагрузок 150 — 170 кН производительность насоса следует выбирать в зависимости от варианта КНБК (рис. 6.2) и рекомендуется для гладкой компоновки 52,4 дм3/с, а для компоновки с наддолотным калибратором 56 дм3/с;


            image


            image image image image


            image image



            image

            image

            Рис. 6.2. Нагрузочные характеристики турбобура 1ТСШ-240 (Т12РТ-240) при бурении долотом диаметром 393,7 мм: 1 — для гладкой компоновки с производительностью насоса 52,4 дм3/с; 2 — для жесткой компоновки с калибратором над долотом с производительностью насоса 56 дм3


            19

            image

            image

            image

            image

            image

            б) трехсекционный турбобур 3ТРХ-240М (ступени турбин 30/16,5 — 210 шт. + ГТ — 105 шт.) в сочетании с долотом III 393,7 М-ГВУ-R227 в составе гладкой компоновки при производительности насоса 40,8 дм3/с, а в составе жесткой компоновки при производительности 44,4 дм3/с (рис. 6.3);


            image


            image image image image image image image


            image image


            image

            image

            Рис. 6.3. Нагрузочные характеристики турбобура 3ТРХ-240М при бурении долотом III 393,7 М-ГВУ-R227: 1 — для гладкой компоновки с производительностью насоса 40,8 дм3/с; 2 — для жесткой компоновки с калибратором над долотом с производительностью насоса 44,4 дм3


            в) в случаях, когда существуют ограничения по производительности насосов, при использовании жестких КНБК следует применять турбобуры с увеличенным числом активных ступеней, например при производительности насосов 40,8 дм3/с турбобур 3ТРХ-240 (ступени 30/16,5 — 255 шт. + ГТ — 60 шт.), а при производительности 36 дм3/с турбобур 3ТСШ240 (ступени 30/16,5 — 315 шт.).

          3. Бурение под вторую техническую колонну рекомендуется проводить турбобуром до глубины 2300 м, а далее – с использованием низкооборотных двигателей. Для этой цели следует использовать:

    а) трехсекционный турбобур 3ТРХ-240М в сочетании с долотами III 295,3 СЗ-ГВ-R175 и III 295,3 С-ГВ-R166. Для гладкой КНБК — с производительностью насоса 34 дм3/с. С калибратором над долотом — с производительностью насоса 36 дм3/с (рис. 6.4). В случае ограничения производительности насоса до 32 дм3/с следует применить турбобур 3ТРХ-240 (ступени 36/16,5 — 255 шт. + ГТ — 60 шт.) или 3ТСШ-240;

    б) винтовой двигатель Д1-240 в сочетании с долотом III 295,3 МС-ЦГАУ-R116М1 при производительности насоса 32 — 34 дм3/с. При применении жесткой компоновки, а также для увеличения межремонтного периода работы винтовых двигателей рекомендуется ис-



    20



    image image


    image image image image image image image


    image image


    image

    image

    image

    image

    image

    image

    image

    Рис. 6.4. Нагрузочные характеристики турбобуров при бурении долотом диаметром 295,3 мм:

    1 — 3ТРХ-240М при производительности насоса 34 дм3/с в составе гладкой КНБК; 2 — 3ТРХ-240М при производительности насоса 36 дм3/с с калибратором над долотом; 3 — 3ТРХ-240

    при производительности насоса 32 дм3/с с калибратором над долотом


    пользовать двухсекционную сборку. Допускается для нижней секции использовать рабочую пару, бывшую в работе с зазором не более 0,5 мм.

    6.1.15 При роторном способе бурения при вскрытии зон с АВПД производительность насоса определяется возможностью наземного оборудования по дегазации бурового раствора, но не менее минимальной величины, определенной 6.1.10. Осевая нагрузка на долото и частота вращения определяются путем поиска оптимальных сочетаний для получения максимальной механической скорости, однако максимальные значения не должны превышать допустимых для долота.


      1. Проектирование использования породоразрушающего инструмента с алмазным вооружением


        1. При строительстве скважин на юрские отложения использование алмазного породоразрушающего инструмента предусматривается только при ведении работ, связанных:

          1. с отбором керна, что обеспечивает увеличенную длину рейса, хорошую сохранность кернового материала и высокий уровень его выноса на дневную поверхность;

          2. с получением ствола уширенного контура для повышения качества крепления скважины за счет увеличения кольцевых зазоров за потайной и эксплуатационной колоннами.


            21

        2. Планирование типа алмазного вооружения основывается на результатах исследований состава горных пород, слагающих ачимовскую толщу и отложения юры, которые в основном представлены песчано-глинистыми породами средней твердости с прослоями твердых и по абразивности от малодо среднеабразивных. Отечественные долота и бурильные головки должны соответствовать ГОСТ 26474 или техническим условиям на изготовление.

        3. Для отбора керна из выпускаемых в настоящее время отечественных и импортных бурильных головок [23] к применению рекомендуются типоразмеры, приведенные в табл. 6.3.

        4. Для получения увеличенного диаметра ствола скважины в интервалах «сплошного» бурения для использования рекомендуются следующие отечественные бицентричные долота (табл. 6.4).


          Таблица 6.3 Рекомендуемые типоразмеры бурголовок для отбора керна в ачимовских

          и юрских отложениях


          image


          22


          Бицентричные долота

          Таблица 6.4


          image


        5. Для более эффективного использования алмазного инструмента следует [24], [25]:

          1. Перед началом работ провести инструктаж буровой бригады и инженерно-технических работников по особенностям эксплуатации долот и бурголовок.

          2. Подготовить буровое оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы для длительной безостановочной работы.

          3. Низ бурильной колонны должен иметь равномерный диаметр и строгую соосность соединяемых элементов.

          4. Перед спуском алмазного инструмента ствол скважины должен быть тщательно прокалиброван, а забой очищен от попавшего металла и крупных кусков породы, для чего необходимо:

            • разбуривание элементов оснастки предыдущей обсадной колонны производить торцовым фрезером без армировки боковой поверхности твердым сплавом с включением в компоновку ШМУ;

            • ограничить применение шарошечных долот со вставным твердосплавным вооружением, а в КНБК в трех-четырех предшествующих рейсах включать ШМУ.

          5. Хранить и перемещать долота, бурголовки следует только в специальном контейнере, а при использовании в буровой пользоваться резиновыми или деревянными подкладками.

          6. Свинчивание алмазного инструмента с бурильной колонной производить с помощью специального ключа или «доски».

          7. Спуск в скважину следует осуществлять осторожно и учитывать, что конструкции долот и бурголовок имеют более полноразмерную конфигурацию.

          8. При возникновении посадок проработка ствола производится с частотой вращения от 60 до 70 мин-1 и осевой нагрузкой от 9 до 18 кН.



            23

          9. За 5 — 10 м до забоя включить промывку и к забою подойти с частотой вращения от 60 до 90 мин-1, не создавая нагрузки.

          10. После очистки забоя от шлама долото опускают на забой и создают осевую нагрузку 8 — 13 кН. При указанном режиме производят приработку забоя под конфигурацию долота на величину 0,3 — 0,4 м.

          11. Отработку долота следует производить:

            • с частотой вращения от 100 до 200 мин-1;

            • осевую нагрузку устанавливают путем ступенчатого ее повышения до величины, указанной в паспорте долота (бурголовки) и выбирают такую, которая соответствует максимальной механической скорости бурения, а для бицентричных долот осевая нагрузка может ограничиваться для получения уширенного диаметра ствола;

            • промывку забоя следует осуществлять с гидравлической мощностью, подводимой к долоту, от 0,25 до 0,40 Вт/мм2, и со скоростью движения струй от 60 до 90 м/с;

            • алмазный инструмент резко реагирует на смену пород по твердости и абразивности. Снижение механической скорости обычно обусловлено вхождением долота в более твердые породы, и в этом случае рекомендуется снизить частоту вращения и увеличить осевую нагрузку. Если же скорость бурения возрастает, а долото начинает работать рывками, то целесообразно снизить осевую нагрузку на долото и увеличить частоту вращения. Если некоторые варианты осевой нагрузки и частоты вращения долот дают одинаковый результат, то предпочтительное сочетание – более высокая частота со сниженной осевой нагрузкой.

          12. Момент подъема долота определяется по следующим критериям:

    • снижается механическая скорость, снижается вращающий момент на долоте и возрастает давление на стояке;

    • резко возрастает вращающий момент на долоте при небольшой нагрузке и снижается механическая скорость;

    • по достижению минимальной стоимости метра проходки при постоянном хронометраже продолжительности бурения и проходки на данный момент времени.


        1. Проектирование технологии расширения ствола скважины под потайную и эксплуатационную колонны


          Расширение ствола скважины необходимо предусматривать в случаях использования в качестве потайной колонны труб диаметром 194 мм и в случаях, когда для бурения под эксплуатационную колонну диаметром 140 мм невозможно использовать долота диаметром 171,4 мм.


          24

          1. Для получения диаметра ствола скважины большего, чем диаметр долота, которое можно опустить через предыдущую колонну, применяется специальный инструмент.

            1. Бицентричные долота.

            2. Раздвижные расширители.

          1. Бицентричное долото состоит из двух частей:

    • нижней, которая включает пилот-долото или наконечник;

    • верхней — одностороннего расширителя, эксцентрично расположенного относительно оси пилот-долота.

        1. Расширение ствола скважины может производиться в случае, когда нижняя часть долота (наконечник) зацентрирована на забое, и поэтому долота такого типа используются при одновременном бурении и расширении.

        2. Бицентричные долота могут использоваться для расширения уже пробуренного ствола (например, после отбора керна), при этом диаметр скважины может составить (рис. 6.5)

          D

          c

          = 2(R


          э.д.

          ), (6.1)


          image

          image

          image

          , (6.2)


          c

          где D D


  • диаметр расширенного ствола скважины, м;

    — диаметр опережающего ствола, м;

    R

    o.c.


    э.д.

  • наибольший радиус бицентричного долота, м;

    D

    н

    — диаметр направляющего наконечника долота, м;

    — величина смещения оси долота от оси скважины, м.


        1. Анализ формул (6.1) и (6.2) показывает, что для расширения скважины до требуемого диаметра необходимо выбирать оптимальное соотношение в размерах пилот-скважины и наконечника бицентричного долота.

        2. Для условий бурения под потайную колонну диаметром 194 мм следует отбор керна производить бурголовкой диаметром 188,9/100 (80) мм, а для расширения скважины использовать бицентричное долото APD 215,9240190,5 Т 2 с наконечником диаметром 190,5 мм (см. табл. 6.4).

        3. Результаты фактического применения бицентричных долот при бурении скважин на юрские отложения приведены в табл. 6.5.


          25


          image



          Рис. 6.5. Схема расширения «опережающего» ствола скважины бицентричным долотом



          Фактические показатели работы бицентричных долот

          Таблица 6.5


          image



        4. Расширение скважины до необходимого диаметра может производиться также с помощью раздвижных расширителей гидравлического действия. Для этой цели следует использовать расширители, оснащенные выдвижными элементами, оснащенными шарошками. Основные параметры шарошечных раздвижных расширителей, которые можно пропустить через трубы диаметром 245 мм, по данным [26] — [31] приведены в табл. 6.6.



          26


          Основные параметры шарошечных раздвижных расширителей

          Таблица 6.6


          image


        5. Принципы работы всех раздвижных расширителей одинаковы, и имеется два положения — транспортное и рабочее.

          1. В транспортном положении шарошечные секции удерживаются специальными пружинами или фиксаторами.

          2. В рабочее положение расширитель переводится в открытом стволе путем прокачивания жидкости и созданием перепада давления на исполнительный механизм.

          3. Перевод после расширения обратно в транспортное положение происходит после прекращения подачи в скважину бурового раствора.

          4. Необходимые перепады давления на исполнительный механизм, производительность насоса, частота вращения и осевая нагрузка устанавливаются изготовителем и указываются в инструкции по эксплуатации.


      1. Техника и технология бурения с отбором керна


        1. Юрские отложения месторождений Тюменской области относятся к 1-й и 2-й категориям трудности отбора керна [32].

        2. К настоящему времени разработан широкий ассортимент керноотборного инструмента для данных геолого-технических условий бурения, позволяющий производить качественные работы по отбору керна. Номенклатура выпускаемых керноотборных снарядов, в том числе для извлечения изолированного керна, приведена в табл. 6.7.

        3. Для отбора изолированного керна могут использоваться маслонаполненные керноотборные устройства производства НПП «СибБурМаш», изготовленные по ТУ 3664 — 031 — 27005283 — 98, имеющие увеличенный диаметр керноприема и маслонаполненную опору.



          27


          Устройства керноприемные

          Таблица 6.7


          image


        4. Для снижения радиальных колебаний рекомендуется применять керноотборные устройства, оснащенные центраторами, что позволяет увеличить линейный вынос керна и предотвращает его разрушение в керноприемных трубах.

        5. Использование бурголовок истирающе-режущего действия также позволяет увеличить линейный вынос керна по сравнению с шарошечными бурголовками вследствие значительного уменьшения продольных колебаний керноприемных устройств и увеличивает проходку на бурголовку. Типоразмеры алмазных бурголовок приведены в табл. 6.3.

        6. Для увеличения рейсовой скорости бурения рекомендуется использовать керноотборные устройства увеличенной длины. Показатели бурения скважины секционными снарядами с различными бурильными головками приведены в табл. 6.8.

        7. При отборе керна следует руководствоваться положениями [22], инструкциями по эксплуатации производителей бурильных головок и керноотборных снарядов.


    28


    Фактические показатели работы бурильных головок

    Таблица 6.8


    image


    7 СОСТАВ И ХИМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ


    Состав буровых растворов, их технологические параметры и расход компонентов регламентированы из опыта строительства глубоких скважин в Надым-Пур-Тазовском регионе. На основании результатов экспериментальных, лабораторных и промысловых исследований традиционная технология усовершенствована с использованием новых материалов и реагентов отечественного производства (модифицированный глинопорошок, полианионная целлюлоза, органический кольматант, смазочные добавки на основе растительных масел, утяжеляющие добавки, лигносульфонатные реагенты).


      1. Специфические осложнения и требования к буровым растворам


        1. Для проводки ствола в юрских отложениях рекомендуется использование новых термостойких компонентов бурового раствора, эффективность которых обоснована экспериментальными исследованиями. При выборе компонентного состава бурового раствора для вскрытия юрских отложений с АВПД учитывался опыт применения традиционной рецептуры раствора с использованием полимерных реагентов КЛСП, ФХЛС, BORRE-THIN F, КМЦ700, регламентированных действующими технологическими проектами строительства разведочных скважин на месторождениях Крайнего Севера с учетом специфических осложнений и требований к буровым растворам по интервалам бурения.

        2. При бурении верхней части разреза, представленного толщей ММП, опасность возникновения специфических осложнений определяется наличием в ММП как водопроявляющих пластов (до глубины 80-100 м) и газогидратных отложений (200-300 м), требующих применение утяжеленных (от 1200-1300 кг/м3) буровых растворов, так и наличием горных пород, склонных к поглощениям бурового раствора. Эти отложения перекрываются кон-


          29

          дуктором с глубиной спуска от 450 до 550 м. Основные требования при бурении под кондуктор – снижение теплоэрозионного разрушения ствола скважины, предупреждение водогазопроявлений и поглощений бурового раствора.

        3. Бурение подмерзлотных отложений осложняется литологической неоднородностью (чередование песков, песчаников с глинистыми породами), низкой устойчивостью, повышенной гидратацией и диспергацией высококоллоидальных глин с возможно высоким поровым давлением (туронские глины), опасностью поглощений бурового раствора, сальникообразований на элементах КНБК. Буровой раствор при бурении до сеноманского горизонта должен обладать свойствами, предотвращающими прихваты, сальникообразования, обеспечивающими регулирование (снижение) катионного обмена глинистых пород с буровым раствором.

        4. Специфическая особенность бурения сеноманских и валанжинских продуктивных отложений обусловлена возможным АНПД. Эти отложения перекрываются первой технической колонной с глубиной спуска 1350 м (1400 м) и второй технической колонной на глубину 3650 м (3800 м). Основное требование к обеспечению качества бурового раствора обусловлено повышенной опасностью потери устойчивости ствола скважины при прохождении глинистых пород, в особенности «шоколадных» глин, поглощений и газонасыщения промывочной жидкости при разбуривании продуктивных пластов.

        5. Дальнейшее бурение осложняется аномально высоким пластовым давлением. В ачимовской толще коэффициент аномальности составляет 1,6, в юрских отложениях коэффициент аномальности пластового давления изменяется от 1,75 до 1,9. Основное требование – обеспечение технологического качества утяжеленного бурового раствора, в особенности его структурно-механических и реологических свойств, бурение юрских отложений осложняется как опасностью нефтегазопроявлений, так и поглощением раствора.


      1. Химическая обработка бурового раствора по интервалам бурения


        1. Бурение под кондуктор в интервале от 0 до 450 м (500 м) производить с использованием полимерглинистого бурового раствора с регулируемыми псевдопластичными свойствами.

          1. Порядок приготовления раствора следующий:

            • в технической воде с температурой не более 30 оС диспергировать модифицированный глинопорошок в количестве 4-5 т на 1 мерник, на 120 м3 расходуется 12-15 т. Вязкость приготовленной глинистой суспензии должна быть не менее 40 с;


              30

            • приготовленная глинистая суспензия стабилизируется синтетическим полимером Праестол-2530, расход реагента на обработку 120 м3 раствора составит 50-75 кг.

          2. В процессе бурения производится обработка полимером Праестол-2530 в количестве 25 кг на одну обработку по циклу. Разбавление раствора производить при следующих условиях:

            • при разбуривании глин или глинистых пропластков;

            • ввода в раствор одновременно с водой Праестола-2530 в сухом виде.

        1. Пополнение объема бурового раствора в процессе бурения производить водным раствором полимеров: на 4 м3 воды растворять 50 кг полианионной целлюлозы ПАЦ-Н (КМЦ-700) и 10 кг Праестола-2530. При этом необходимо следить за содержанием в растворе глинистой коллоидной фазы, не допуская ее снижения менее 5 %.

        2. При глубине скважины 350-400 м произвести обработку смазочной добавкой FK-Lube active, перед спуском кондуктора ввести графит.

        3. При наличии в разрезе возможных поглощающих горизонтов ввести в раствор

          1

          инертный наполнитель «кольматант» К

          3

          и К сразу после забурки скважины, в случае возник-

          новения поглощения бурового раствора с интенсивностью более 100 м3/ч, ликвидацию осложнения производить закачкой соляро-бентонитовой смеси с добавкой суперабсорбента

          «Петросорб С-113» в количестве 1 мас. %.

        4. При наличии в разрезе высоконапорных водопроявляющих пропластков буровой раствор утяжеляется до плотности от 1250 до 1270 кг/м3 с одновременной обработкой

1

3

кольматантами К и К

или К

10

. При наличии газогидратов бурение производить на «охлаж-

денном» (7-8 оС) утяжеленном буровом растворе плотностью от 1300 до 1340 кг/м3.

      1. Бурение ствола под первую техническую колонну производить с использованием полимерглинистого бурового раствора.

        1. Разбуривание цементного стакана производится на технической воде, обработанной кальцинированной содой в количестве 0,10,2 мас. %.

        2. Для забуривания скважины используется отработанный буровой раствор, разбавленный технической водой до плотности от 1030 до 1040 кг/м3 и обработанный кальцинированной содой в количестве 150 кг и ПАЦ-Н 30 кг. Объем приготавливаемого раствора 120 м3. Основными реагентами для приготовления и регулирования параметров бурового раствора при разбуривании высококоллоидальных глинистых отложений являются ПАЦ-Н (КМЦ-700), ПАЦ-В, Праестол-2530.

        3. В первом долблении ввести в раствор смазывающую добавку FK-Lube active в количестве 0,2 мас. %. Для ограничения естественной наработки бурового раствора в преде-


          31

          лах от 20 до 25 кг/м3 на 100 м проходки применяется ПАЦ-Н и ПАЦ-В с ингибирующими свойствами. Для улучшения выноса шлама, повышения эффективности работы очистных устройств буровой раствор обрабатывается Праестолом-2530. В случае значительного увеличения вязкости произвести обработку ТПФН: на 4 м3 воды 10-15 кг ТПФН.

        4. Перед проведением геофизических работ произвести обработку смазочной добавкой FK-Lube active, коэффициент липкости глинистой корки не должен превышать 0,15. Перед спуском обсадной колонны в буровой раствор ввести графит в количестве 0,8-1,0 мас. %.

      1. Интервал от 1350 (1400) до 3650 (3800) м бурения под вторую техническую колонну производить с применением полимерглинистого бурового раствора.

        1. В качестве основы для приготовления бурового раствора использовать полимерглинистый раствор из интервала бурения предыдущей технической колонны, сохраненный после ее спуска, цементирования и разбуривания на воде цементного стакана.

        2. Перед забуриванием исходный полимерглинистый раствор в количестве 80 м3 разбавить водой до плотности 1060 кг/м3, обработать водным раствором ПАЦ-Н и кальцинированной соды. Расход кальцинированной соды 0,1-0,15 %, ПАЦ-Н 0,2-0,25 %.

        3. Последующая обработка, пополнение объема бурового раствора по мере углубления скважины до 1800-2000 м производится добавками водных растворов полимеров и бентонитового модифицированного глинопорошка ПБМА. Добавка реагента и материалов производится из расчета: ПАЦ-Н 0,15-0,2 мас. % ; Borre-Thin F 0,1 мас. %, ПБМА 2,8-3 мас. %, FK-Lube active 0,5-0,6 мас. %, содержание глинистой фазы поддерживается на уровне от 2,8 до 3,0 %.

        4. В интервале от 2000 до 3300 м производить обработку бурового раствора карбоксилигносульфонатом пековым (КЛСП) или омыленным талловым пеком (ОТП), которые одновременно выполняют функцию стабилизатора, эмульгатора углеводородов и смазочной добавки. Расход на первичную обработку составляет 0,3-0,5 мас. % .

        5. При необходимости усилить разжижающее действие реагентов КЛСП (ОТП) рекомендуются совместные добавки лигносульфонатов Borre -Thin F в количестве 150-200 кг.

        6. В интервале залегания «шоколадных» глин произвести обработку раствора ПАЦ-Н до 0,1 мас. % и Праестол-2530 (0,001-0,015 мас. %).

        7. Для предупреждения поглощения бурового раствора в валанжинских песчан-

          1

          3

          ных горизонтах ввести кольматирующую добавку (наполнитель) кольматант К +К

          в количе-

          стве до 1 мас. % и глинопорошок ПБМА (не более 2 мас. %).

        8. С глубины 3300 м произвести утяжеление бурового раствора. В случае увеличения вязкости утяжеленного раствора более 35 с обработать раствор лигносульфонатом Borre-


          32

          Thin F с добавкой кальцинированной соды и бихромата калия. Расход реагентов на приго-

          товление 4 м3 водного раствора: 200 кг Borre-Thin F; 50 кг Na CO ; бихромата калия 5 кг.

          2 3

        9. При проработке ствола скважины перед спуском обсадной колонны обработать раствор графитом в количестве 2,5-3 т и КЛСП (8-10) м3. Расход реагентов на одну глиномешалку (4 м3) раствора КЛСП: КЛСП 140 кг; Borre-Thin F 100 Ї 150 кг; бихромат калия 4 кг; дизельное топливо 40 м3; пеногаситель МАС-200 2-3 кг.

        10. При спуске обсадной колонны во время промежуточных промывок ориентировочно на глубинах 1350, 2000, 2500, 3000 и 3500 м произвести дополнительную обработку раствора лигносульфонатно-пековым реагентом. Расход раствора КЛСП на одну промывку ориентировочно составит 6 м3.

      1. Бурение под 194 мм «хвостовик» производить с использованием утяжеленного бурового раствора плотностью 1680 кг/м3.

        1. После цементирования второй технической колонны, перед разбуриванием цементного стакана произвести обработку бурового раствора водным раствором кальцинированной соды (200 кг на 4 м3 воды). При разбуривании цементного стакана произвести обработку бурового раствора лигносульфонатным реагентом с добавкой кальцинированной соды: 400 кг Borre-Thin F и 100 кг кальцинированной соды на 4 м3 воды, для пеногашения залить в глиномешалку 40 л дизельного топлива с пеногасителем МАС-200 в количестве 24 кг.

        2. Для вскрытия ачимовских отложений готовится утяжеленный буровой раствор из свежеприготовленной полимерглинистой суспензии с содержанием коллоидной фазы 2,5 %.

        3. После утяжеления буровой раствор обрабатывается 5-6 мас. % водным раствором КЛСП.

        4. При увеличении вязкости утяжеленного бурового раствора более 45 с обработать его водным раствором Borre-Thin F с добавкой кальцинированной соды и бихромата калия (7.2.3.8).

        5. В процессе бурения регулирование технологических параметров производится водными растворами КЛСП, лигносульфонатов: для снижения вязкостных свойств (120 кг КЛСП, 120 кг Borre-Thin F, 50 кг кальцинированной соды, 7 кг бихромата калия на 4 м3 воды); для снижения показателя фильтрации при малых значениях вязкости (340 кг КЛСП или 150 кг КМЦ на 4 м3 воды).

        6. При появлении признаков поглощения утяжеленного бурового раствора ввес-

          1

          ти кольматант К

          3

          + К .

        7. Во время проработки ствола скважины перед спуском «хвостовика» обработать раствор водным раствором КЛСП в количестве 8-10 м3 (КЛСП 140-190 кг, Borre-Thin F 100-


          33

          150 кг, кальцинированной соды 50 кг, дизельное топливо 40 л, бихромата калия 5 кг на 4 м3 воды).

        8. При спуске обсадной колонны во время промежуточных промывок произвести дополнительную обработку утяжеленного бурового раствора аналогично 7.2.4.7.

      1. Бурение под эксплуатационную колонну осуществлять с использованием утяжеленного глинистого раствора плотностью от 1800 до 2000 кг/м3.

        1. Перед разбуриванием цементного стакана обработать буровой раствор аналогично 7.2.4.1. После разбуривания цементного стакана очистить раствор и рабочие мерники от присутствия цемента.

        2. В процессе утяжеления при достижении плотности 1800 кг/м3 произвести обработку бурового раствора 5-6 мас. % водным раствором КЛСП.

        3. При бурении регулирование качества утяжеленного бурового раствора производится водным раствором смеси реагентов (7.2.4.5). Применение порошкообразных реагентов для обработки раствора запрещается.

        4. Утяжеление бурового раствора плотностью от 1950 до 2000 кг/м3 осуществлять гематитовой добавкой. Дальнейшие работы по химической обработке раствора осуществлять аналогично 7.2.4.5 7.2.4.8.

7.2.6 Компонентный состав, назначение, технологические параметры, особенности управлением качеством, расход химических реагентов и материалов по интервалам бурения приводятся в приложении В.


8 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ


Проектирование и реализация технологических процессов, эксплуатация технических средств и применение буровых растворов, заложенных в настоящем документе, производятся с соблюдением требований законодательных, правовых и нормативных документов в области охраны труда, техники безопасности и экологической безопасности.

При ведении буровых работ подразделениями ОАО «Газпром» на месторождениях Крайнего Севера следует руководствоваться положениями следующих документов:

  • Трудовой кодекс Российской Федерации [33];

  • Федеральный закон “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” [34];

  • Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [5];

  • Правила безопасности в газовом хозяйстве [35];

  • Правила пожарной безопасности в газовой промышленности [36];



    34

  • Технологический регламент на первичное вскрытие коллекторов сложнопостроенных залежей юрских отложений [37];

    СТП—2.1—001[38];

  • Технологический регламент по химической обработке бурового раствора при строительстве скважин с АВПД [39];

  • Регламент на производство работ по реагентной нейтрализации отходов бурения на установке Envairo-Floc фирмы Baroid [40] — [41];

  • Обобщенный перечень предельно допустимых концентраций и ориентировочно безопасных уровней воздействия вредных веществ для воды рыбохозяйственных водоемов [42];

  • Регламент на систему сбора, нейтрализации и ликвидации отходов бурения при строительстве скважин на газоконденсатных месторождениях Тюменской области [43].



35


СТО Газпром РД 2.1-130-2005

36

Приложение А (справочное)


Компоновки бурильных труб


Таблица А.1


image


image


Продолжение табл. А.1

37


image


Продолжение табл. А.1

38


image


Продолжение табл. А.1

39

Приложение Б (справочное)


Расшифровка кодовой классификации алмазных долот (бурголовок) по IADC и запись степени износа


В табл. Б.1 помещена расшифровка первого символа — буквы.


Таблица Б.1


image


Вторым символом — цифрой — в шифре закодирована форма профиля долота, которых имеется девять разновидностей, выделенных по двум основным признакам: высота наружного G и внутреннего С конусов.

В табл. Б.2 приведены цифры, характеризующие высокие, средние и низкие значения этих признаков.


Таблица Б.2


image


40


image

1 2 3 4 5 6


7 8 9


Рис. Б.1 — Схемы профилей долот режущего типа, предусмотренных в классификации


Третьи символы — цифры — шифра характеризуют особенности промывочной системы долот, в том числе наличие лопастей, ребер, сменных насадок, постоянного отверстия или центрального проходного канала (табл. Б.3).


Таблица Б.3


image


При характеристике промывочной системы возможно также использование в кодовом знаке буквы, характеризующей наличие радиального (R), поперечного (P) потока и других (О) признаков.


Четвертый символ — цифра — обозначает размер резцов и плотность их распределения по рабочей части долота (табл. Б.4).


Таблица Б.4


image


41

Количественная характеристика плотности распределения резцов определяется фирмой-изготовителем и в коде не расшифровывается.



ется:

Износ алмазных долот (бурголовок), при котором дальнейшая эксплуатация не допуска-


  1. — общая потеря алмазов более 40 % (по количеству потерянных и сколотых алмазных зерен или по общей площади сплошного разрушения рабочей головки долота), но износ рабочей части импрегнированных долот не ограничивается;

  2. — износ долота по диаметру более чем на 3 мм;

  3. — обнажение значительной части алмазов у однослойных долот более чем на 40 % размера алмазного режущего элемента или на 1 — 2 мм;

  4. — образование не перекрытых алмазами кольцевых выработок;

  5. — наличие сильного износа центральной части долота, сильного размыва матрицы или иных дефектов, исключающих возможность дальнейшего применения данного долота.



42


Приложение В (обязательное)


Технологические параметры и потребность в компонентах буровых растворов по интервалам бурения

Таблица В.1

image

image

image

image

image

image

image

image

image

СТО Газпром РД 2.1-130-2005

43

Тип и технологические параметры бурового раствора при бурении под кондуктор


image


image image image image image image image image image image image image image image image image image image


image image image image image image image image image image image image image image image


image image image image



image




image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

Рецептура обработки и потребность в компонентах бурового раствора для бурения под кондуктор

СТО Газпром РД 2.1-130-2005

44

Таблица В.2


image


image image image image image


image image image image image


image


image image image image image


image image



image image


image image


image image image image image image


image


image image image image


image image image image image


image image image


image image image



image

image

СТО Газпром РД 2.1-130-2005

45

Тип и технологические параметры бурового раствора при бурении под первую промежуточную колонну

Таблица В.3


image


image image image image image image image image image image image image image image image image image image image


image image image image image image image image image image image image image image image image image image


image image image


image image image image image image image image image image image image image image image image image image


image image image image



image


image


image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

СТО Газпром РД 2.1-130-2005

46

Таблица В.4 Рецептура обработки и потребность в компонентах бурового раствора при бурении под первую промежуточную колонну



image


image image image image image image


image


image image image image image


image image


image image image


image image image


image image image


image image image image


image image image


image image image image image image


image image


image


image image image image image


image



СТО Газпром РД 2.1-130-2005

47

Тип и технологические параметры бурового раствора при бурении под вторую промежуточную колонну

Таблица В.5



image


image image image image image image image image image image image image image image image image image image image


image image image


image image image image image image image image image image image image image image image image image image


image image



image image image image image image image image image image image image image image image image image


image image image image



image


image


image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

СТО Газпром РД 2.1-130-2005

48

Рецептура обработки и потребность в компонентах бурового раствора при бурении под вторую промежуточную колонну



image


image image image image image image


image image image


image image image image


image image image image


image image image image


image image image image


image image


image


image image


image image image image image


image

image

image

image

image

image

image

image

image

СТО Газпром РД 2.1-130-2005

49

Таблица В.7 Тип и технологические параметры бурового раствора при бурении под третью промежуточную (потайную) колонну



image



image image image image image image image image image image image image image


image image


image


image


image


image



image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

СТО Газпром РД 2.1-130-2005

50

Рецептура обработки и потребность в компонентах бурового раствора при бурении под третью техническую (потайную) колонну



image


image image image image image image


image


image image image image image


image image image


image image image


image image image image image


image


image image image


image image image image


image image image imageimage



image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

СТО Газпром РД 2.1-130-2005

51

Тип и технологические параметры бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну


Таблица В.9


image



image


image image image image image image image image image image



image


image



image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

СТО Газпром РД 2.1-130-2005

52

Таблица В.10 Рецептура обработки и потребность в компонентах бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну


image


image image image


image image image image image image


image image image



image image image image image


image image image image image


image


image image image image image


image image image image image


image


image image image image

БИБЛИОГРАФИЯ


[1] Булатов А. И., Измайлов Л. Б., Лебедев О. А. Проектирование конструкций скважин. — М.: Недра, 1979. — 280 с.

[2] Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование/Кол. авт.; под общ. ред. А. М. Гусмана и К. П. Порожского: Науч. изд. – Екатеринбург: УГГГА, 2002. — 592 с.

[3] Engineering handbook/ Tri-State Oil Tool Industries, Inc. May of 1984. [4] Engineering handbook. Baker Oil Tools. 1995.

[5] Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08—624—

03) Сер. 08. Вып. 4/Кол. авт. — М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности промышленности Госгортехнадзора России», 2003. — 312 с.

[6] General catalog. Security. — 28 с. [7] General catalog. Smith Tool. — 29 с.

[8] Oil field catalog. Hughes tool company. — 33 с.

[9] Барановский В. Д., Антаманов С. И., Лебедев Е. А., Савенков Ю. И. Влияние качества ствола на успешность проводки глубоких скважин. — М.: ВНИИОЭНГ. – Обз. информ. Сер. Бурение. Вып. 4. – 1981. — 56 с.

[10] Бурение наклонных и горизонтальных скважин/Калинин А. Г., Никитин Б. А., Солодкий К. М., Султанов Б. З. — М: Недра, 1997. — 648 с.

[11] Х. Рабиа. Технология бурения нефтяных скважин. — М.: Недра, 1989. — 413 с. [12] Злобин Б. А. Передовой опыт в роторном и турбинном бурении. – М.: Недра,

1984. — 204 с.

[13] Григулецкий В. Г. Расчет компоновок бурильной колонны для борьбы с искривлением скважин при роторном и турбинном бурении.: Обзор. информ. Сер. Бурение. — М.: ВНИИОЭНГ, 1982. Вып. 19. — 56 с.

[14] Инструкция по расчету бурильных труб. — М.: ВНИИТнефть, 1997. — 155 c. [15] Фесик С. П. Справочник по сопротивлению материалов. — Киев: Будiвельник,

1982. — 280 с.

[16] Писаренко Г. С., Яковлев А. П., Матвеев В. В. Справочник по сопротивлению материалов. – Киев: Наукова думка, 1988. — 736 с.

[17] Временная инструкция по выбору КНБК, позволяющей в процессе бурения роторным способом готовить ствол скважины к спуску обсадной колонны. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1979. — 25 с.


53

[18] РД 00158—217—2001. Инструкция по бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин на севере Тюменской области. — Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2001. — 126 с.

[19] Поташников В. Д. Бурение наклонно направленных скважин с применением шарнирных компоновок.: Обзор. информ. Сер. “Техника и технология бурения скважин”. — М.: ВНИИОЭНГ, 1988. — 56 с.

[20] Регламент по предупреждению аварий и брака при строительстве скважин.— М.: ОАО «Газпром», ДООО «Бурение», 1999. — 89 с.

[21] Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. — М.: Миннефтепром, 1983. — 66 с. [22] Булатов А. И., Пеньков А. И., Проселков Ю. М. Справочник по промывке сква-

жин. — М.: Недра, 1984. — 317 с.

[23] General catalog. Security. DBS. — 56 с.

[24] Абдуллин Р. А., Суриков О. А. Применение долот новых типов за рубежом.: Обзор. информ. Сер. «Бурение». — М.: ВНИИОЭНГ, 1987.

[25] Матвеева А. М., Межлумов А. О., Шипилин А. Г. Конструкции зарубежных поликристаллических долот и область их применения: Обзор. информ. Сер. «Строительство скважин». — М.: ВНИИОЭНГ, 1989.

[26] Каталог нефтяного оборудования, средств автоматизации, приборов и спецматериалов. Т 1. — М.: ВНИИОЭНГ, 1993. — 303 с.

[27] Масленников И. К. Буровой инструмент: Справочник. — М.: Недра, 1989. —

303 с.


[28] General catalog. Tri-State Oil Tools. — 56 с. [29] General catalog. Homco. — 26 с.

[30] General catalog. Smf International. — 35 с.

[31] Руководство по применению инструмента. Шарошечный расширитель серии

7200. Смит Интернешнл. Инк. — 11 с.

[32] РД 00158758—210—99. Регламент по технологии бурения с отбором керна на месторождениях Крайнего Севера. — Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2000. — 36 с.

[33] Трудовой кодекс Российской Федерации.—М: ООО «ВИТРЭМ», 2002.—192 с. [34] Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производствен-

ных объектов» от 21.07.1997г. № 116-ФЗ. – Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст. 3588.

[35] Правила безопасности в газовом хозяйстве. — М.: Недра, 1992. — 63 с.



54

[36] Правила пожарной безопасности в газовой промышленности. ППБВ. — М.: Недра, 1989. — 80 с.

[37] РД 00158758—232—2002. Технологический регламент на первичное вскрытие коллекторов сложнопостроенных залежей юрских отложений. — Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2002. — 69 с.

[38] СТП—2.1—001—2001. Стандарт предприятия. ДООО “Бургаз”. Буровые растворы, составы и технология применения для строительства скважин на Крайнем Севере. — Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2001. — 42 с.

[39] РД 00158758—201—98. Технологический регламент по химической обработке бурового раствора при строительстве скважин на месторождениях с АВПД. — Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1998. — 43 с.

[40] Регламент на производство работ по реагентной нейтрализации отходов бурения скважин на установке Envairo-Floc фирмы Baroid. — Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1993. — 36 с.

[41] Регламент на производство работ по реагентной нейтрализации отходов бурения скважин на установке Zero-LW фирмы Kem-Tron. — Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1995. — 46 с.

[42] Обобщенный перечень предельно допустимых концентраций и ориентировочно безопасных уровней воздействия вредных веществ для воды рыбохозяйственных водоемов. — М.: Главрыбвод, 1992.

[43] РД 00158758—173—95. Регламент на систему сбора, нейтрализации и ликвидации отходов бурения при строительстве скважин на газоконденсатных месторождений Тюменской области. — Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1995. — 61 с.


55

ОКС 75.020


КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: СКВАЖИНА, ТРЕХШАРОШЕЧНОЕ ДОЛОТО, БИЦЕНТРИЧНОЕ ДОЛОТО, РАСШИРИТЕЛЬ, ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ, КОМПОНОВКА НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ, КАЛИБРАТОР, ЦЕНТРАТОР, БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ


Корректор В.М. Осканян

Компьютерная верстка Н.П. Архиповой


image


ИД № 01886. Подписано в печать 06.06.2005 г. Формат 60х84/8. Гарнитура “Ньютон”.

Усл. печ. л. 6,97. Уч.-изд. л. 6,0. Тираж 60 экз. Заказ 47.


image

ООО “ИРЦ Газпром” 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел. (095) 719-64-75, факс (095) 411-58-30


Отпечатано в ЗАО “Издательский Дом Полиграфия”


56