Рубрика: Вопросы и ответы

Ответ на вопрос: «К каким последствиям может привести избыточное содержании нежелательной твёрдой фазы из неутяжелённого бурового раствора?»

Твердые частицы в буровом растворе, как правило, необходимы, но они всегда существенно затрудняют процесс бурения скважины. Твердые частицы в растворе приводят к повышению его вязкости, увеличению гидравлических сопротивлений, к усиленному износу деталей гидравлического оборудования, в первую очередь буровых насосов, элементов подземного оборудования, бурильных труб и циркуляционной системы, к возрастанию расхода топлива или электроэнергии.

Всё это влечет за собой ухудшение показателей бурения. Так, при изменении содержания твердых частиц от 0 до 14% время, затрачиваемое на бурение, возрастает в 3 раза.

Более детальный анализ показывает, что разные материалы, представляющие твердую фазу буровых растворов, неодинаково влияют на снижение механической скорости бурения (%) при увеличении содержания твердой фазы в растворе на 1 %:
Барит…………….. 2,6
Буровой шлам………… 4,8
Глина…………….. 6,7

Таким образом, при необходимости увеличения плотности бурового раствора следует использовать материалы с большей плотностью (например, барит), стремясь всегда к минимизации объемного содержания твердой фазы в буровом растворе.

Когда в неутяжеленном растворе в результате его зашламления накапливается большое количество твердой фазы и удалить ее очистными устройствами трудно, буровой раствор просто заменяют свежеприготовленным. С экономических позиций часто более выгодно потерять некоторое количество реагентов, чем снизить скорость бурения.

Основная доля стоимости утяжеленных растворов приходится на барит, поэтому далее в тех случаях, когда содержание твердых частиц настолько велико, что раствор становится практически не прокачиваемым, его стараются не заменять, а отрегулировать в нем содержание и состав твердой фазы.

Если не противодействовать загрязнению бурового раствора твердыми частицами, то затраты на его обслуживание резко возрастут.

Независимо от основной функции бурового раствора количество, тип и состояние в нем твердой фазы должны регулироваться с целью поддержания основных технологических свойств.

Толстая глинистая корка на стенках скважины может привести к различным осложнениям: прихвату колонны, сальникообразованию и гидроразрыву при спуске-подъеме колонны, разрыву бурильной колонны, затруднению каротажных работ, посадкам при спуске обсадных колонн, некачественному цементированию.

С ростом концентрации твердой фазы в буровом растворе толщина глинистой корки будет увеличиваться, часто даже в том случае, когда уменьшается водоотдача. Поэтому считают, что регулирование фильтрационных свойств бурового раствора только по результатам измерения его водоотдачи не дает желаемых результатов. Часто хорошие результаты получают путем регулирования отношения количества твердой фазы в глинистой корке к количеству твердой фазы в буровом растворе.

Таким образом, содержание и состав твердой фазы в буровом растворе являются определяющими факторами при регулировании технологических свойств бурового раствора и оказывают первостепенное влияние на скорость бурения и экономические показатели проходки скважины.

В течение многих лет в нефтяной промышленности для регулирования содержания и состава твердой фазы применяли лишь следующие методы:
1. замену части объема глинистого раствора водой, баритом и химическими реагентами; это дорогой и малоэффективный метод, так как он позволяет нормализовать состав твердой фазы лишь на некоторое время;
2. использование различных ингибиторов, позволяющих уменьшить диспергируемость шлама (известь, кальциевые глины и полимеры); период времени между частичными заменами объемов бурового раствора за счет ингибирования удавалось несколько увеличить;
3. применение понизителей вязкости.

Наиболее заметный прогресс в регулировании содержания и состава твердой фазы в буровых растворах был достигнут в результате применения центрифуг-отстойников. Это оборудование, претерпев значительную модернизацию, используется до настоящего времени. Основным современным аппаратом для выполнения этой технологической операции является центробежный сепаратор, представляющий собой разновидность центрифуг.

Рис. 1. Схема центробежного сепаратора буровых растворов.

Центробежный сепаратор для буровых растворов представляет собой перфорированный ротор 2, вращающийся внутри корпуса 1. Буровой раствор, поступая в корпус 1, попадает в центробежное поле ротора. Поток раствора приобретает поступательно-вращательное движение, в результате чего происходит разделение твердой фазы по массе.

Наиболее массивные частицы раствора (барит, крупный шлам) оттесняются к стенкам корпуса сепаратора и перемещаются периферийной частью потока к сливному отверстию 4 корпуса. Жидкая фаза бурового раствора с тонкодисперсными частицами движется внутри ротора и выходит из аппарата через полый вал 3 ротора.

Разделив буровой раствор на облегченный и утяжеленную пульпу, оператор получает возможность регулировать их возврат в циркуляционную систему и подачу в запасные емкости, таким образом осуществляя первичное регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе. Окончательное доведение раствора до кондиции производят путем добавления в него (при необходимости) свежих порций компонентов.

Поступающий через ввод 5 на обработку в центробежный сепаратор буровой раствор обычно разбавляют водой для того, чтобы уменьшить вязкость и таким образом улучшить условия разделения твердой фазы по массе.

С помощью агрегата можно выполнять следующие функции:
1. тонкую очистку раствора от шлама — для этого сепаратор устанавливают в качестве четвертой ступени очистки после илоотделителя; часть бурового раствора, очищенного на блоке гидроциклонов илоотделителя, подают в сепаратор и таким образом удаляют из раствора частицы шлама размером более 4 мкм;
2. регенерацию утяжелителя — в процессе циркуляции или спуско-подъемных операций сепаратор включают в работу и из избыточной части раствора извлекают пульпу утяжелителя; эту пульпу затем собирают в запасную емкость и при необходимости добавляют в рабочий объем бурового раствора;
3. регулирование содержания и состава твердой фазы — это основная технологическая задача, для решения которой строго контролируются подача раствора и режим работы агрегата; утяжеленная пульпа, твердая фаза которой состоит в основном из барита, возвращается частично или полностью в циркуляционную систему, а облегченная часть раствора в случае его обогащения тонкодисперсными частицами шлама сбрасывается в отстойный амбар; эта часть потока частично используется для разбавления рабочего объема бурового раствора;
4. сгущение пульпы из песков и илов. Иногда сепаратор используют для дополнительного сгущения пульпы из песков и илов, собираемых из нижних насадок гидроциклонных шламоотделителей; это позволяет сократить потери бурового раствора при использовании многоступенчатой гидроциклонной очистки; дополнительно извлеченный из песков и илов буровой раствор вместе с дорогостоящими реагентами возвращается в циркуляционную систему, а шлам сбрасывается в отвал.

Как правило, центробежный сепаратор используется периодически в качестве кондиционера бурового раствора.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Ответ на вопрос: «К каким последствиям может привести избыточное содержание в глинистом растворе инертной глины? Какими техническими средствами следует оснастить наземную циркуляционную систему БУ для удаления ее».

При высоком содержании глинистых минералов группы в разбуриваемых горных породах (ГП) глина подвергается гидратации (адсорбирует воду из промывочной жидкости), диспергируется и переходит в твердую фазу ПЖ, вызывая сильное загустевание бурового раствора, что приводит к получению большого избытка объема бурового раствора.

Рис. 1. Зависимость вязкости бурового раствора от содержания инертных частиц твердой фазы.

Рис. 2. Зависимость вязкости бурового раствора от содержания бентонита (1) и барита (2).

По мере увеличения концентрации инертных частиц вязкость раствора постепенно возрастает, пока не достигает критической точки, после чего стремительно увеличивается. Для соленасыщенных растворов эта зависимость более существенна.

Активные глинистые частицы в буровом растворе набухают, диспергируются, присоединяют к себе большое количество воды, что влечет за собой значительное увеличение вязкости бурового раствора. Количество 1% гидратированного в воде бентонитового глинопорошка так лее влияет на вязкость бурового раствора, как 20% барита. Таким образом, не только количество, но и состав твердой фазы определяют столь важный технологический показатель, как вязкость бурового раствора.

По мере выравнивания концентраций твердой фазы в растворе и корке фильтрация прекращается. В противном случае толщина фильтрационной корки стремится к бесконечности.

Толстая глинистая корка на стенках скважины может привести к различным отложениям: прихвату колонны, сальникообразованию и гидроразрыву при спуске-подъеме колонны, разрыву бурильной колонны, затруднению каротажных работ, посадкам при спуске обсадных колонн, некачественному цементированию.

Каждый аппарат, используемый для очистки раствора от шлама, должен пропускать количество раствора, превышающее максимальную производительность промывки скважины (исключая центрифугу).

В составе циркуляционной системы аппараты должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор — блок грубой очистки от шлама (вибросита) — дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) — блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).

Разумеется, при отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроцпклонные шламоотделители (песко- и илоотделители). Иными словами, каждое оборудование.

Обычно в буровом растворе в процессе бурения скважины присутствуют твердые частицы различных размеров. Размер частиц бентонитового глинопорошка из- меняется от единицы до десятков микрометров, порошкообразного барита — от 5—10 до 75 мкм, шлама — от 10 мкм до 25 мм. Но пока частицы шлама достигнут циркуляционной системы, они уменьшатся за счет механического измельчения и диспергирования. В результате длительного воздействия частицы шлама постепенно превращаются в коллоидные частицы (размером менее 2 мкм) и играют весьма заметную роль в формировании технологических свойств бурового раствора.

Лучшие мировые образцы вибросит позволяют удалять из бурового раствора частицы шлама размером более 150 мкм. Максимальная степень очистки при использовании глинистых растворов достигает 50%. Это практически технологический предел вибросита при бурении глинистых отложений с промывкой их водными растворами.

Применение гидроциклонного пескоотделителя позволяет увеличить степень очистки бурового раствора до 70 — 80%; удаляются частицы шлама размером более 40 мкм. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диаметром не более 100 мм — илоотделителей. С помощью этих аппаратов удается очистить буровой раствор от частиц шлама размером до 25 мкм и повысить степень очистки до 90% и более.
Как видим, механическими средствами можно достичь очень глубокой очистки неутяжеленного бурового раствора.

Для утяжеленного раствора степень очистки ограничивается необходимостью сохранения в растворе утяжелителя. Поэтому механическими аппаратами из утяжеленного раствора практически могут быть извлечены частицы шлама размером лишь до 74 мкм. Частицы шлама размером от 5—10 до 75—90 мкм невозможно отделить от частиц барита, а так как потери барита недопустимы вследствие его высокой стоимости, дальнейшее улучшение степени очистки утяжеленного раствора обычно осуществляют переводом частиц шлама в более грубодисперсное состояние (например, путем применения флокулянтов селективного действия). При этом большое внимание уделяют регулированию содержания и состава твердой фазы с помощью центрифуги или гидроциклонных глиноотделителей.

Рис. 3. Схема очистки бурового раствора.

Буровой раствор со шламом после выхода из скважины 1 подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите 2 и собирается в емкости 10. Из емкости центробежным насосом 3 раствор подается в батарею гидроциклонов пескоотделителя 4, где из раствора удаляются частицы песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость 9, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости 9 центробежным насосом 5 раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илоотделителя 6. После отделения частиц ила очищенный раствор направляется в приемную емкость 8 бурового насоса 7, а ил сбрасывается в шламовый амбар.

Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения, особенно в мягких породах; во-вторых, возникают осыпи, обвалы и флюидопроявления в результате снижения эффективной плотности бурового раствора (а следовательно, и гидравлического давления на пласты); в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например, сероводородом).

Попадающий в циркуляционный поток газ приводит к изменению всех технологических свойств бурового раствора, а также режима промывки скважины. Кроме очевидного уменьшения плотности раствора изменяются также его реологические свойства — по мере газирования раствор становится более вязким, как и всякая двухфазная система.

Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно.

Кислые газы, такие как двуокись углерода, могут привести к понижению рН раствора и вызвать его флокуляцию. Снижение гидравлической мощности вследствие присутствия в растворе газа отрицательно сказывается на всем процессе бурения.

Свободный газ легко удаляется из раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании, например во время бурения при несбалансированном давлении, свободный газ удаляют из бурового раствора с помощью газового сепаратора.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Ответ на вопрос: «Принципы выбора бурового раствора для конкретных горно-геологических условий».

Факторы, влияющие на выбор бурового раствора.
1. степень устойчивости горных порол и способность бурового раствора разупрочнять породы;
2. растворимость горных пород в воде и способность промывочной жидкости растворять соленосные породы;
3. способность разбуриваемой породы к диспергированию и образованию с водой устойчивых дисперсных систем: способность промывочной жидкости к гидратации и диспергированию выбуренной породы;
4. характеристика неустойчивых глинистых пород: минералогический состав, вид поглощенных катионов, влажность, степень уплотнения, минерализация (активность) порового раствора, физические свойства, структура и текстура;
5. величины пластового давления и давления поглощения (значения коэффициентов аномальности и индекса давления поглощения) и способность промывочной жидкости создавать противодавление на пласты;
6. температура горных пород и термостойкость промывочной жидкости;
7. наличие в разрезе коррозионных и опасных для здоровья флюидов;
8. способность промывочной жидкости загрязнять продуктивные пласты;
9. способность промывочной жидкости обеспечивать высокие показатели работы долот;
10. способ бурения;
11. наличие источников водоснабжения, характер и степень минерализации воды, предназначенной для приготовления промывочной жидкости;
12. географическое местоположение скважины. Экологические соображения, требования к утилизации сточных вод и шлама;
13. доступность места расположения скважины, объем транспортировки материалов, транспортные расходы;
14. затраты на бурение интервала.

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины и пластовыми давлениями. При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте.

При проектировании технологического процесса бурения колонковых, разведочных и эксплуатационных скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые особое внимание уделяется, определению состава и свойств буровых растворов (промывочных жидкостей) и газообразных агентов, находящихся в непрерывной и принудительной циркуляции.

В связи с многообразием горно-геологических условий бурения скважин такие требования предъявляется к промывочной жидкости как: укрепление стенок скважины в рыхлых, неустойчивых породах; уравновешивание высоких пластовых давлений путем обеспечения соответствующего гидростатического давления; закупоривание трещин и зон с низкими пластовыми давлениями; предотвращение растворимости и набухания разбуриваемых пород; обеспечение хорошего выхода керна в рыхлых, слабосцементированных породах; удержание шлама во взвешенном состоянии в стволе скважины при прекращении циркуляции не могут быть удовлетворены какой-либо одной универсальной промывочной средой. Поэтому в практике бурения скважин применяются различные виды циркулирующих агентов.

Тип и параметры циркулирующих агентов выбираются с учетом: ожидаемых геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов; устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидравлического разрыва; с учетом накопленного опыта в аналогичных условиях, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора.

В зависимости от перечисленных условий и глубины скважины циркулирующий агент иногда приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно взятой скважины, но и для бурения различных интервалов в одной скважине.

Тип и свойства циркулирующей среды в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качество вскрытия продуктивных горизонтов.

При выборе газообразного агента необходимо учитывать не только экономическую сторону, но и безопасность проведения буровых работ.

Данные о наиболее распространенных циркулирующих агентах используемых при бурении на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые приводятся в табл. Пользуясь ими, можно ориентироваться в выборе типа циркулирующего агента.

При разбуривании сцементированных песчаников, доломитов, известняков и других устойчивых пород не предъявляют специфические требования к выбору типа циркулирующего агента. Для этих целей наибольший экономический эффект будут давать такие агенты как техническая вода, пены, аэрированные жидкости и воздух.

Особую сложность представляет выбор типа циркулирующего агента для разбуривания глинистых и хемогенных пород. Если в разрезе скважины глинистые породы представлены в небольшом количестве или отсутствуют, то требования к буровым растворам предъявляются в зависимости от их влияния на коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Если мощность глинистых пород составляет десятки и сотни метров, то к буровому раствору выдвигается еще и требование сохранения устойчивости стенок скважины.

Наибольшую сложность представляют интервалы сложенные чередующимися хемогенными, терригенными и гипсоангидритовыми породами. Здесь необходим научно обоснованный выбор типа бурового раствора, сохраняющего устойчивость стенок скважины.

При выборе типа циркулирующего агента для бурения скважин с горизонтальными стволами следует учитывать наличие в разрезе скважины осыпающихся глинистых сланцев, стоимостные показатели, забойные температуру и давления, требования защиты окружающей среды. Наиболее подходящими считаются растворы на углеводородной основе, стабильные по составу и обладающие хорошими смазывающими свойствами.

При выборе бурового раствора следует руководствоваться следующими правилами.
Плотность бурового раствора — ρ_б.р
Вязкость бурового раствора — T500
Статическое напряжение сдвига — СНС
Фильтрация бурового раствора — Ф30
Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 1-2%.

При рН >7 существенно интенсифицируется коррозия стальных труб, а при рН > 10 — труб из дюраля.

При турбинном бурении к качеству бурового раствора предъявляются дополнительные требования:
• максимальное снижение вязкости, что улучшает работу забойных двигателей, уменьшает гидродинамическое давление на пласты при спускоподъемных операциях (выполняя при этом основную функцию — сохранение устойчивости ствола);
• очистка от выбуренной породы и дегазация выходящего из скважины бурового раствора должны быть совершенными;
• максимально возможное равенство давления на забой столба раствора и пластового давления.

Таким образом, при выборе основных параметров раствора (ρ_б.р, T500, СНС и Ф30) стремятся приблизить их к минимально допустимому пределу, при котором еще можно вести процесс бурения без заметных осложнений.

Значение водородного показателя рН определяется типом промывочной жидкости, видом химического реагента, используемого для регулирования параметров бурового раствора, характером и интенсивностью взаимодействия фильтрата промывочной жидкости с породами и флюидами продуктивных пластов и неустойчивыми породами в стенках скважины. При выборе значения рН необходимо учитывать возможность изменения интенсивности коррозии бурового оборудования и инструмента. При этом требования к щелочности промывочной жидкости противоположны для работы бурильных труб, изготовленных из стали и легкосплавных материалов.

Лучшие тиксотропные свойства раствора наблюдаются при рН = 7÷10, минимальная стабильность — при рН = 2,7÷4,0, наиболее высокая стабильность — рН = 10,5÷11,5, минимальная вязкость — при рН = 8,5, минимальная коррозия стальных бурильных труб — при рН > 7,0 а минимальная коррозия бурильных труб из алюминиевых сплавов — при рН < 10. Исходя из этого, оптимальным значением следует считать рН = 8,0÷8,5.

В качестве примера

1. Техническая (или морская) вода.
Твердые устойчивые породы, обладающие высокой сопротивляемостью размывающему действию потока; отсутствии нефтегазоводопроявляющих горизонтов.

Истинные растворы.

2. Солевые
Устойчивые, весьма устойчивые скальные и полускальные породы; многолетнемёрзлые породы, соленосные отложения небольшой мощности.

3. Высокоминерализованный безглинистый крахмальный раствор (ВМБКР)
В соленосных глинистых отложениях, в солях Na, К для повышения выхода керна при бурении по солям

4. Безглинистый полимерщелочной раствор
В относительно устойчивых породах, осыпающихся песчаниках, аргиллитах, алевролитах, в том числе склонных к частичным поглощениям; для предупреждения кольматапии водоносных горизонтов

Дисперсные системы.

5. Эмульсионные буровые растворы (водомасляные эмульсии).
Породы устойчивые и весьма устойчивые при высокочастотном, алмазном бурении скважин малого диаметра с мягкими слабоминерализованными водами.

Глинистые растворы.

6. Нормальные.
Относительно устойчивые и устойчивые трещиноватые породы при общей минерализации до 1% по NaG

7. Улучшенные.
Слабоустойчивые и относительно устойчивые породы, слабо-диспергирующиеся породы при общей минерализации до 3% по NaCl.

8. Малоглинистые.
Алмазное бурение малого диаметра в относительно устойчивых монолитных и трещиноватых породах.

9. Гуматные растворы.
Сравнительно устойчивые разрезы при отсутствии набухающих и диспергирующих глинистых пород.

10. Лигносульфонатные растворы.
Разбуривание глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород.

11. Утяжеленные.
Высокие пластовые давления; неустойчивые обваливающиеся и осыпающиеся породы; сужение ствола скважины.

12. Ингибирующие растворы.
Снижение интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор; повышение устойчивости стенок скважины.

13. Соленасыщенные (солестойкие) растворы.
Тяжелые жидкости (NaCl, СаС1₂, СаВr₂).
Вскрытие продуктивных горизонтов; закачивание и глушение скважин с давлениями в продуктивных пластах, превышающими гидростатическое; предотвращение кольматации продуктивного пласта.

Растворы на углеводородной основе.

14. Безводный известково-битумный (ИБР).
Разбуривание легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, соленосных отложений; вскрытие продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

15. Высококонцентрированный инвертный эмульсионный.
Вскрытие и освоение продуктивных пластов.

Выбор и проблема оптимизации качества бурового раствора.

Качество бурого раствора главным образом определяется геолого-техническими условиями бурения скважины или ее отдельного интервала.

К геологическим элементам относятся: минералогический состав и физико-технические свойства горных пород (прочность, влажность, проницаемость, пористость, абразивность, набухаемость, размокаемость, трещиноватость и др.); степень и состав минерализации подземных (поровых) вод; агрессивность пластовых флюидов; пластовое давление; давление гидроразрыва пластов; температурные условия пластов и др.

К техническим элементам относятся: способ бурения; глубина скважины; диаметр скважины; зенитный и азимутальный углы скважины; зазор между бурильными трубами и стенками скважины; техническое состояние бурильных труб и др.

К технологическим элементам относятся: параметры режима бурения; тип породоразрушающего инструмента; механическая скорость бурения; способ вскрытия продуктивного пласта; величина проходки за рейс и др.

Как известно идеального раствора, соответствующего всем геолого-техническим условиям и технологии бурения скважины не существует, раствор не может в одинаковой мере выполнять все вышеперечисленные функции поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций, т.е. свойства которые обеспечивают их выполнение.

Требуется оптимизировать качество бурового раствора, путем его химической обработки и придания заданных физико-химических и технологических свойств для обеспечения качественного и безаварийного бурения скважин.

Концепция выбора и обоснование типа бурового раствора.

Основные этапы:
• определение геолого-технических условий бурения скважин;
• формулирование требований к буровым растворам;
• анализ имеющегося опыта бурения;
• изучение конъюнктуры рынка;
• аналитический подбор оптимальной рецептуры;
• оценка экологической безопасности;
• разработка нормативной документации (регламент, инструкции).

Выбору типа, компонентного и долевого состава, а также рецептуры приготовления бурового раствора должны в обязательном порядке предшествовать лабораторные испытания оценки качества материалов, используемых для приготовления буровых растворов и самих растворов.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»