Буровые реагенты и растворы для их приготовления

Департамент образования  и науки

Ханты-Мансийского автономного  округа

СУРГУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ-ХМАО

Экономический факультет

Кафедра химии

Курсовая работа

на тему:

Буровые реагенты и растворы для их приготовления

                                    Выполнил(а): ______________

                                                        студент(ка) _________

Руководитель: доц. Ю.Ю.Петрова

Сургут 2009г.

Содержание

Введение

Широкое распространение  в настоящее время при бурении, и особенно при заканчивании скважин  получили  буровые растворы.

Применение буровых растворов при заканчивании скважин позволяет не только улучшить качество вскрытия пласта, но и сократить цикл строительства за счет уменьшения затрат времени на испытание и освоение. [1,с.34].

С применением буровых  растворов связаны  экологические проблемы, связанные с опасностью загрязнения окружающей среды токсичными отходами бурения и компонентами входящих в их состав (среди которых наиболее токсичны, например: нефть, дизельное топливо и продукты нефтепереработки, ПАВ).

С ухудшением экологической обстановки в районах бурения, особенно в заповедных и природоохранных зонах и с началом разработки отечественного морского шельфа, к буровым растворам и химическим реагентам ужесточаются экологические требования.

Актуальной задачей  является исследование отечественных продуктов - дисперсионной среды растворов на синтетической основе. Оценка токсичности и экологичности компонентов в соответствии с развивающимся экологическим законодательством РФ.

Известен успешный опыт применения различных буровых растворов для капитального ремонта, глушения и освоения, перфорации скважин, обработки призабойной зоны продуктивных пластов и добывающих скважин, гидроразрыва пластов, кислотной обработки карбонатных коллекторов и т.п. [ 2,с.35 ].

Аналитический обзор литературы.

Литература по буровым  растворам и реагентам по их приготовлению  весьма разнообразна и освещает множество  вопросов, смежных с нашей темой.

Например, рассмотрен тот минимум вопросов, которые должен знать каждый, кто готовится стать инженером-нефтяником. Описаны история применения нефти и газа, развитие и современное состояние нефтяной и газовой промышленности России, взгляды на происхождение нефти. Приводятся сведения о крупнейших месторождениях и мировых запасах нефти и газа. Даны начальные сведения о поиске и разведке нефтяных и газовых месторождений, бурении скважин, разработке залежей и переработке нефти и газа. Освещаются вопросы транспорта, хранения и распределения нефти, нефтепродуктов и газа, а также проектирования и сооружения трубопроводов и хранилищ.

Рассмотрены основные технологические операции при бурении и заканчивании скважин. Приведены применяемые оборудование и инструменты. Рассмотрены материалы и химические реагенты, а также необходимые для инженерных расчетов формулы, графики и таблицы.

Приведены необходимые  сведения о буровых и тампонажных  растворах, основы физикохимии полидисперсных систем, методы химической обработки  растворов. Рассмотрены вопросы  технологии их приготовления, регулирования  свойств, очистки и применения. Для  студентов вузов, обучающихся по специальностям "Бурение нефтяных и газовых скважин", "Разработка нефтяных и газовых месторождений", "Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов".

1. Виды буровых растворов

При вращательном бурении  нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей используются:

• агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);
• агенты на углеводородной основе;
• агенты на основе эмульсий;
• газообразные и аэрированные агенты.

Техническая вода - наиболее доступная и дешевая промывочная  жидкость. Имея малую вязкость, она  легко прокачивается, хорошо удаляет  шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она плохо удерживает частицы  выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.

Естественным буровым  раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде.

Основное достоинство  применения естественных буровых растворов  состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества.

Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение  при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м3 высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества - 4...8 м3, а из низкосортных глин - менее 3 м3.

Глинистые растворы глинизируют  стенки скважины, образуя тонкую плотную  корку, которая препятствует проникновению  фильтрата в пласты. Их плотность  и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

Применяются также другие буровые растворы на водной основе: малоглинистые (для бурения верхней  толщи выветрелых и трещиноватых горных пород), соленасыщенные (при бурении в мощных толщах соленосных пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д.

К неглинистым относятся  буровые растворы, приготовленные без использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе ионов магния с щелочью NaОН или Са(ОН)2. Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния Мg(ОН)2. Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после химической обработки превращается в седиментационно устойчивую систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

Другим типом неглинистых буровых растворов являются биополимерные растворы. Биополимеры получают при воздействии некоторых штаммов бактерий на полисахариды. Свойства биополимерных растворов регулируются так же легко, как свойства лучших буровых растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем, некоторые из них оказывают флокулирующее воздействие на шлам выбуренных пород, предупреждая таким образом образование суспензии. Кроме того, растворы биополимеров термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая стоимость.

Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную  систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или  жидкие нефтепродукты (обычно дизельное  топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой - окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит).

Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов  нефти и газа, обладают смазывающей  способностью: при их использовании  уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот. Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования.

Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения  эффективности бурения в породах-коллекторах  и сохранения их нефтегазоотдачи  на исходном уровне, а также для  проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей. [3,с.54].

У эмульсионных буровых  растворов дисперсионной средой является эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой - глина. Буровой  раствор, приготовленный на основе эмульсии типа «вода в нефти», называется обращенным эмульсионным или инверт-ной эмульсией. Жидкая фаза такого раствора на 60...70 % состоит из нефти или нефтепродуктов, остальное - вода. Однако содержание воды в инвертной эмульсии может быть доведено до 80 % и выше, если в нее ввести специальные эмульгаторы.

Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.

Сущность бурения с  продувкой газом заключается  в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для охлаждения долота используют сжатый воздух, естественный газ или выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10...12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Аэрированные буровые  растворы представляют собой смеси  пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями  и др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты - поверхностно-активные вещества и пенообразователи.

Аэрированные буровые  растворы обладают теми же свойствами, что и жидкости, из которых они  приготовлены (для глинистых растворов - образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига, сохраняют естественную проницаемость призабойной зоны пласта при его вскрытии). Вместе с тем, большим преимуществом аэрированных жидкостей является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением.

1.1. Буровые растворы для бурения, заканчивания  и капитального ремонта скважин.

Качество строительства скважин, в том числе и качество вскрытия продуктивного пласта, во многом зависит от применяемого бурового раствора, поскольку буровой раствор является первой технологической жидкостью, которая вступает во взаимодействие с вновь вскрываемой породой. В процессе бурения на репрессии с промывкой любым типом бурового раствора в околоскважинной зоне формируется зона кольматации и зона проникновения фильтрата, физико-химический состав и глубина которых определяют как устойчивость приствольной зоны, так и снижение гидропроводности и фазовой проницаемости продуктивного пласта.

[4,с.54].

На основе анализа  фундаментальных исследований в  области химии и биохимии углеводов, обобщения практики бурения скважин  в качестве полимерных реагентов  для регулирования фильтрационных и реологических свойств безглинистых и малоглинистых буровых растворов используются полисахариды. Основной причиной выбора полисахаридов является их способность к химической и биологической деструкции, за счет чего обеспечивается возможность разрушения и удаления кольматационного слоя, образующегося в процессе бурения, и практически полное восстановление коллекторских свойств пласта.

Разработана технология получения комплексных полисахаридных реагентов с использованием ингибиторов  термоокислительной деструкции, в качестве которых использованы водорастворимые силикаты, бораты щелочных металлов, формиаты натрия и калия. Комплексные реагенты содержат также гидрофобизирующие добавки на основе калиевых солей жирных кислот и неионогенного ПАВ. Применение этих реагентов обеспечивает сохранение регламентированных реологических и фильтрационных свойств полисахаридных систем при t 0 =90-180 0 C в течение длительного времени (исследования проводились в течение 45 суток). На основе этих реагентов предлагается ряд рецептур безглинистых и малоглинистых буровых растворов для различных условий бурения, особенности состава и свойств которых приведены ниже.

1.2. Полимер-эмульсионный буровой раствор (ПМГ) для бурения надпродуктивного интервала

В качестве основного средства промывки скважины при бурении надпродуктивного интервала наиболее эффективно применение бурового раствора со свойствами, обеспечивающими устойчивость глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов, качественную очистку ствола скважины. Высокопроницаемые водоносные пласты, неизолированные к моменту первичного вскрытия продуктивного пласта, требуют больших затрат обрабатывающих реагентов, завышения сверх необходимого его структурных показателей, добавления в раствор кольматантов, оказывающих отрицательное влияние на качество вскрытия пласта.

Входящие в состав раствора полимерные и ингибирующие реагенты придают  раствору необходимые свойства. Реагент-гидрофобизатор Синтал выполняет роль стабилизатора  неустойчивых отложений, кольматирующей, гидрофобизирующей и смазывающей добавки. Дополнительная кольматация водоносных пластов и упрочнение стенок скважины достигается водорастворимыми силикатами (силикаты натрия, калия или их смеси). Применение полианионной целлюлозы в сочетании с Синтал и силикатами обеспечивает буровому раствору необходимые реологические характеристики.

С использованием гидравлических программ (программа Landmark ) рассчитываются оптимальные  показатели реологических свойств  раствора для бурения наклонных, пологих и горизонтальных участков стволов скважин. Компонентный состав для конкретного месторождения уточняется по результатам анализа геолого-технической документации и проведения дополнительных исследований кернового материала или шлама. Выбор комплекса ингибиторов проводится по стандартам АНИ и отечественным методикам.

Буровой раствор характеризуется  низкими значениями показателя фильтрации (Ф = 2,0-8,0см 3 по АР I ), регулируемыми в  широком диапазоне реологическими показателями (η=10-40 мПа × с; τ 0 =25-180,0 дПа ), низким коэффициентом трения (К тр = 0,07-0,1 по API ).

Положительным является тот факт, что этот раствор легко  модифицируется в буровой раствор  для вскрытия продуктивного пласта путем дополнительного ввода  крахмала, карбоната кальция и  биополимера. [5,с.65].

Раствор БР-ПМГ успешно  применяли при проводке скважин  в неустойчивых глинизированных  отложениях значительной протяженности  с зенитным углом 50-70º с сохранением  номинального диаметра скважин при  бурении пологих и горизонтальных участков ствола скважины, в том числе при бурении дополнительных стволов на месторождениях Пермской области, при этом исключается необходимость установки цементных мостов в верейском горизонте, которые при бурении по традиционной технологии были обязательны.

В настоящее время  этот раствор применяется на месторождениях республики Коми, Казахстана.

1.3. Буровые растворы на основе полисахаридов для вскрытия продуктивного пласта

Выбор оптимальной рецептуры  бурового раствора для вскрытия продуктивного  пласта рассматривается как ключевой момент сохранения коллекторских свойств пласта. В лаборатории разработано несколько типов безглинистых систем на основе полисахаридов (ББР), которые предназначены для вскрытия продуктивных пластов.

Методически выбор компонентного  состава бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой среды и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна после фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений, возникающих при первичном вскрытии. Для предотвращения глубокого проникновения дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового раствора в пласт предусматривается ввод кислоторастворимого кольматанта, фракционный состав которого выбирается по результатам исследования кернового материала конкретного месторождения. Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает быстрое формирование в призабойной зоне пласта незначительной по глубине и низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает глубокое проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в период первичного вскрытия, но легко разрушается в период освоения.

Зона кольматации, сформированная ББР на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы перфорационной среды. В зависимости от геолого-технических условий, конструкции скважины разработано несколько вариантов ББР. [6,с.74].

1.4. Безглинистый буровой раствор ББР–СКП

Безглинистый буровой  раствор на основе полисахаридов (крахмал, ПАЦ, биополимер), ПАВ и ингибирующих добавок имеет низкие значения показателя фильтрации (при D Р= 0,7 МПа Ф=2,0-6,0см 3 ), технологически необходимые для проводки горизонтальных скважин и скважин с большим углом наклона структурно-реологические характеристики ( h =12-25 мПа × с; t 0 =5-150 дПа, Gel 10 c /10мин = 3,5-12/5-24 lb /100 ft 2 ; СНС 1/10 = 0,5-1,5/ 0,5-2,5 Па); оптимальные псевдопластичные свойства (коэффициент « n » =0,36-0,48) и низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции «К»=0,31-1,15); при этом буровые растворы имеют низкие значения коэффициента трения (К тр = 0,05 - 0,15), фильтрат бурового раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью ( 0,75-0,95 мН/м). Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин (КС1, силикаты и др.) обеспечивает устойчивость глинистых отложений и предупреждает набухание глины в коллекторе пласта. ББР-СКП стабилен при любой минерализации, фильтрационная корка устойчива к воздействию тампонажного раствора.

Дополнительное физико-химическое модифицирование фильтрационной корки  ББР в процессе подготовки ствола скважины к цементированию обеспечивает плотный контакт цементного камня с породой.

1.5. Безглинистый буровой раствор РЕОГЕЛЬ

Для бурения пологих  и горизонтальных участков ствола скважины разработана оригинальная рецептура  безглинистого бурового раствора на основе отечественных полисахаридных реагентов и комплексообразователя – система РЕОГЕЛЬ, проявляющая при определенном сочетании реагентов вязко-упругие свойства, что обеспечивает раствору необходимую выносную и удерживающую способность. Уникальные структурно-реологические и низкие фильтрационные свойства раствора обеспечивают минимальное проникновение его в пласт, одновременно раствор характеризуется высокими капсулирующими свойствами, обеспечивая незначительную смачиваемость выбуренной породы, тем самым препятствуя диспергированию шлама, но обеспечивая полное осаждение шлама при низкой скорости течения (в отстойниках, желобах и приемных емкостях буровых насосов). Буровой раствор не создает в проницаемых пластах на стенке скважины толстой фильтрационной корки и способствует высокой степени замещения бурового раствора тампонажным. Входящий в состав бурового раствора антиоксидант предотвращает ферментативное разложение полисахаридов.

Эффективность этого  раствора с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта не ниже, чем у известных систем буровых растворов с биополимером и мраморной крошкой, но стоимость раствора значительно ниже за счет использования только отечественных реагентов. [7,с.44].

1.6. Полимер-эмульсионный буровой раствор ЭМУЛГЕЛЬ

Для строительства скважин в  сложных гидрогеологических и технико-технологических  условиях (например, при бурении  через кыновские аргиллиты, глауконитовые  глины) при необходимости решения  основной проблемы сохранения устойчивости ствола скважины в интервалах залегания неустойчивых глинистых отложений при больших зенитных углах и обеспечения выноса шлама из сильно искривленного участка ствола скважины разработан полимер-эмульсионный буровой раствор ЭМУЛГЕЛЬ.

Исследования показали, что наибольший эффект по сохранению стабильности сланцев достигается в углеводородсодержащих средах в присутствии ингибирующих добавок ( KCl , силикаты, CaCl 2 ). Разработан комплексный реагент на основе ОЭЦ и продукта модификации жировых гудронов на основе минерального сырья, позволяющий обеспечить необходимые фильтрационные и реологические показатели высокоминерализованного бурового раствора плотностью1180-1400 кг/м 3 . За счет повышенного содержания углеводородсодержащей составляющей раствор обладает усиленными ингибирующими свойствами и оптимальными структурно-реологическими показателями, необходимыми для качественной очистки забоя при больших зенитных углах. Полученная прямая эмульсия типа «масло в воде» обладает положительными свойствами растворов на нефтяной основе, но при этом исключаются такие негативные свойства РНО, как экологическая и пожарная опасность.

В состав раствора входят полисахаридные реагенты – регуляторы реологических  и фильтрационных свойств, ингибиторы набухания и диспергирования  глин, эмульгатор, углеводородная среда, при необходимости – кислоторастворимый кольматант.

Этот раствор может быть использован  и для бурения горизонтального  участка при вскрытии продуктивного  пласта, т. к. по своим физико-химическим и технологическим показателям  отвечает требованиям для качественного вскрытия продуктивного пласта. [7,с.66].

1.7. Утяжеленные буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов

Для ведения работ  в условиях АВПД традиционно используют глинистые буровые растворы, содержащие в качестве добавок баритовый, железистый и другие утяжелители. Эти системы отличают относительно невысокая стоимость, широкий спектр обрабатывающих реагентов и большой опыт применения. Однако использование таких растворов приводит к необратимой кольматации продуктивных пластов (особенно низкопроницаемых, трещиноватых и трещино-поровых коллекторов) и требует дополнительных дорогостоящих операций по восстановлению проницаемости пласта. Снижение проницаемости призабойной зоны коллектора после первичного вскрытия составляет от 30 до 70%.

Безглинистые буровые растворы, плотность которых регулируется концентрацией водорастворимых  солей и кислоторастворимых утяжелителей, имеют принципиальное преимущество перед глинистыми при заканчивании скважин за счет исключения из состава  кольматанта, трудноудаляемого из ПЗП при освоении. Дополнительным преимуществом таких буровых растворов является более высокое качество крепления скважин.

Разработаны утяжеленные безглинистые буровые растворы плотностью до 1600 кг/м 3 на основе пластовой воды, растворов неорганических солей (хлориды натрия, калия, кальция, магния) и карбоната кальция для доутяжеления. Оптимизация реологических и фильтрационных свойств этих растворов проводится комплексом полисахаридных реагентов. [8,с.22].

Буровые растворы плотностью 1600 – 2200 кг/м 3 на основе бромидов кальция, цинка или их смесей обеспечивают относительно высокое качество вскрытия продуктивного пласта и возможность почти полного восстановления проницаемости ПЗП (до 70 – 90%), но область их применения ограничивается низкой термобарической устойчивостью и экологической опасностью.

Высокую плотность растворов могут  обеспечивать не только неорганические соли, но и органические, в частности, формиаты щелочных металлов. Формиаты обладают рядом преимуществ по сравнению с тяжелыми неорганическими солями, и в частности, экологической безопасностью, высокой ингибирующей способностью по отношению к глинистым сланцам, повышением термостабильности полисахаридных реагентов, низкой коррозионной активностью, совместимостью с пластовыми флюидами, снижением коэффициента трения буровых растворов.

Разработаны технологические жидкости на основе формиатов, которые содержат комплекс полисахаридных реагентов  для регулирования фильтрационных, реологических, псевдопластичных и  капсулирующих свойств и мраморную крошку для временной кольматации ПЗП. [9-с.14].

Буровые растворы на основе формиатов  сохраняют термостабильность при  температурах до 200 0 С, имеют низкие значения показателя фильтрации (0,5-3,5 см 3 при D Р = 0,7 МПа), регулируемые в широких пределах значения пластической вязкости ( h =15-95 мПа . с) и динамического напряжения сдвига (τ 0 =60-200 дПа), при этом буровые растворы имеют низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции К =0,008-0,227 при скорости сдвига 511/1022с -1 ), низкие значения коэффициента трения (К тр =0,09- 0,207), фильтрат раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (σ=0,0083-0,013 Н/м).

Предлагается несколько рецептур :

Системы без твердой фазы на основе формиата натрия ( r = 1300 кг/м3 ), формиата калия ( r = 1670 кг/м3 ), формиатов калия и цезия ( r = 2200 кг/м3 );

Системы с частичной  заменой формиатов на кислоторастворимый карбонатный утяжелитель ( r = 1800 кг/м3 ). В качестве утяжелителя использовали мраморную крошку;

Системы с пониженным содержанием кислотонерастворимой твердой фазы ( r = 2200 кг/м3 ). Для доутяжеления используется барит, Магбар, сидерит (карбонат железа), гематит.

Необходимо отметить, что при использовании формиатов 

1) не ужесточаются  требования со стороны природоохранных  организаций, так как при их  использовании и при использовании  совместно с другими компонентами бурового раствора не образуется экологически опасных отходов;

2) появляется возможность  многократного и многоцелевого  использования бурового раствора  ввиду его высокой ферментативной  устойчивости и устойчивости  к термоокислительной деструкции;

3) для приготовления  и очистки бурового раствора  в процессе бурения не требуется  дополнительного оборудования буровых  установок; 

4) буровой раствор  на основе формиатов может  быть использован в качестве  жидкости глушения или жидкости  перфорации, т. к. он не оказывает отрицательного влияния на коллектор. [10,с.34].

1.8. Результаты промышленного применения буровых растовров на основе полисахаридов

С использованием безглинистых и малоглинистых буровых растворов  на основе полисахаридных реагентов в 1995-2004гг в Пермском Прикамье пробурено более 300 скважин, в т. ч. пологие и горизонтальные скважины. Растворы применялись также в ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”, ОАО УПНП и КРС (п. Самарский), Удмуртии, республиках Коми и Казахстан.