ОТЧЕТ О ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИЕ
ОТЧЕТ О ПРАКТИКЕ
ООО «СпецТехСервис»
место прохождения практики
Прохождение производственной практики на скважине Верхнеджункунской №2
тема
Руководитель от университета ___________ А.Л Неверов
подпись, дата инициалы, фамилия
Руководитель от предприятия ___________ Л.Т. Ишмаев
подпись, дата инициалы, фамилия
Студент ГБ 12-01 №081206805 ___________ А.С. Шикин
номер группы зачетной книжки подпись, дата инициалы, фамилия
Красноярск 2016
Содержание
| 1 ПРЕДПРИЯТИЕ …………………………………..……………………….... | |
| 1.1 Геологоразведка …………………………………………………..……… | |
| 1.2 Представители подрядчика и сервисные компании …….……………... | |
| 1.3 Бурение...…………………………………………………………………. | |
| 1.4 Должность …………………………..……………………………………. | |
| 2 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ …………………………………………...………... | |
| 2.1 Введение …………………………………….............................................. | |
| 2.2 Цели ………………………………………………………………………. 2.3 Программа отбора керна ………………………………………………… | |
| 2.4 Ожидаемый разрез скважины..…………………………………………. | |
| 2.5 Интервалы возможных осложнений при бурении скважины..……….. | |
| 2.6 Конструкция скважины..………………………………………………... | |
| 2.7 Программа геофизических исследований в скважине …....…………… | |
| 2.8 Бурение скважины ……….………………………………………………. | |
| 3 ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ РАБОТ ……………………….……………...... 3.1 Инстркутаж ………………………………………………………………. 3.2 Программа промывки при бурении под направление …………………. 3.3 Крепление скважины …………………………………………………….. | |
| 4 БУРЕНИЕ ПОД КОНДУКТОР (40-250 М) ….……………………….……. 4.1 КНБК ……………………………………………………………………… 4.2 Последовательность работ ………………………………………………. 4.3 Программа промывки скважины при бурении под кондуктор ………... 4.4 Крепление скважины …………………………………………………….. 4.5 Монтаж ПВО ……………………………………………………………... 5 БУРЕНИЕ ПОД ЭКСПЛУАТАЦИОННУЮ КОЛОННУ (250-2314 М) …... 5.1 КНБК ……………………………………………………………………… 5.2 Последовательность работ ………………………………………………. 5.3 Программа промывки скважины ………………………………………... 5.4 Крепление скважины …………………………………………………….. 6 БУРЕНИЕ ПОД ХВОСТОВИК ……………………………………………... 6.1 КНБК ……………………………………………………………………… 6.2 Последовательность работ ………………………………………………. 6.3 Программа промывки скважины ………………………………………... 6.4 Крепление скважины …………………………………………………….. 6.5 Требование к системе очистки …………………………………………... 7 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ОПЕРАЦИИ ………………………………………... 7.1 Бурение интервала под направление ……………………………………. 7.2 Бурение интервала под кондуктор ………………………………………. 7.3 Бурение интервала под эксплуатационную колонну …………………... 7.4 Оборудование устья скважины ………………………………………….. 7.5 Задачи в области ПБ и ООС ……………………………………………... Заключение ……………………………………………………………………... Список используемых источников ……………………………………………. ПРИЛОЖЕНИЕ №1-2 ………………………………………………………….. |
ПРЕДПРИЯТИЕ
|
|
ООО “СпецТехСервис” – буровая компания, офис которой располагается в г. Красноярске. Является подрядческой организацией компании ООО “Иркутская Нефтяная Компания”. Общество с ограниченной ответственностью «Иркутская нефтяная компания» (ИНК) является одним из крупнейших независимых производителей углеводородного сырья в России. Иркутская нефтяная компания и аффилированные с ней юридические лица (группа компаний ИНК) занимаются геологическим изучением, разведкой и добычей углеводородного сырья на месторождениях и лицензионных участках недр в Восточной Сибири - в Иркутской области и Республики Саха (Якутия).
|
|
ИНК ежегодно увеличивает объемы геологоразведочных работ и добытого углеводородного сырья, внедряет инновационные решения для интенсификации добычи, совершенствует политику в сфере экологии, охраны труда и безопасности производства. В фокусе группы компаний ИНК находятся эффективное управление внутрикорпоративными процессами, развитие персонала, а также взаимодействие с органами власти и неправительственными организациями.
Основная операционная компания группы компаний ИНК – Общество с ограниченной ответственностью «Иркутская нефтяная компания» - имеет статус лидера среди малых и средних независимых нефтегазодобывающих компаний России. ИНК продолжает укреплять свои позиции в нефтегазовой отрасли страны, делая ставку на высокие технологии и мотивированную команду профессионалов.
Высокие достижения группы компаний ИНК стали возможны благодаря всесторонней поддержке своих российских и зарубежных партнеров, среди которых Европейский банк реконструкции и развития (ЕБРР), Голдман Сакс Интернейшнл (Goldman Sachs International), Японская Национальная Корпорация по нефти, газу и металлам (JOGMEC), Байкальский банк Сбербанка РФ, японские компании ITOCHU Corporation и INPEX CORPORATION. Высокий уровень доверия и взаимодействие с партнерами коллектива ИНК на всех уровнях стали важной основой в осуществлении проектов развития месторождений в прошлом и являются базой для успешного движения в будущем.
|
|
Становлению и развитию ИНК предшествовали многолетние исследования еще в советское время новой тогда нефтегазовой провинции - Восточной Сибири. Официальной датой ее открытия считается 18 марта 1962 года, когда в поселке Верхнемарково Усть-Кутского района Иркутской области забил первый нефтяной фонтан. Марковская нефть ознаменовала начало нового этапа интенсивного изучения нефтегазоносной территории. В результате были открыты многие месторождения Восточной Сибири, в том числе, Ярактинское и Даниловское, которые впоследствии стали основными добывающими месторождениями ИНК.
ИНК была образована в 2000 году. В 2001 году ИНК первой приступила к промышленной эксплуатации нефтегазовых месторождений в Иркутской области, добыв первые 30 тысяч тонн нефти и газового конденсата. Несмотря на сложный период в экономической жизни страны в начале 2000-х, ИНК успешно прошла этапы становления и развития благодаря инициативе, творческому подходу и самоотдаче коллектива.
1.1Геологоразведка
Группа компаний ИНК осуществляет геологоразведочные работы на территории Иркутской области и Республики Саха (Якутия).
Основные цели ИНК в области геологического изучения и разведки:
· Получение новой информации в отношении геологического строения недр и особенностей месторождений и лицензионных участков недр;
· Рациональное и бережное их использование;
· Своевременное выполнение лицензионных обязательств;
· Обеспечение стабильности и прироста запасов и ресурсной базы углеводородного сырья в границах месторождений и лицензионных участков.
На данный момент группа компаний ИНК ведет геологоразведку на 23 лицензионных участках в Иркутской области и Республике Саха (Якутия), сохраняя лидирующие позиции по объемам проводимых работ в регионе.
1.2 ПРЕДСТАВИТЕЛИ ПОДРЯДЧИКА И СЕРВИСНЫЕ КОМПАНИИ
| № п/п | Сервис | Компания-Подрядчик |
| Инженерное сопровождение буровых растворов | Филиал ССК-Технологии ЗАО «ССК» | |
| Инженерное сопровождение отработки собственных долот | ООО «НОВ Ойлфилд Сервисез Восток» | |
| Аренда винтовых забойных двигателей | ООО «Стандарт Ойл» | |
| Выполнение работ по цементированию | Филиал ЗАО «ССК» Управление цементирования скважин. | |
| Выполнение работ по отбору керна | ООО «Недра-К» | |
| Технико-технологическое сопровождение бурения скважины | ООО «ГЕОТРЕК» | |
| Геофизические исследования | ООО «УдмуртНефтеГеофизика» | |
| Испытание пластов (ИП) | ||
| ГТИ | ООО «Байкал 39» |
1.3. Бурение
Поисковое, разведочное и эксплуатационное бурение является одним из основных направлений производственной деятельности группы компаний ИНК.
В составе группы компаний ИНК создано специальное сервисное подразделение ООО «ИНК–СЕРВИС», которое обеспечивает выполнение до 90% объема буровых работ компании. В зону ответственности ООО «ИНК-СЕРВИС» также входит капитальный ремонт скважин на объектах группы компаний ИНК. Компания обладает современным буровым и ремонтным оборудованием, использует в своей работе передовые технологии, имеет уникальный опыт по освоению Восточно–Сибирских недр
В настоящее время группа компаний ИНК ведёт поисково-разведочное и эксплуатационное бурение на 18 месторождениях и лицензионных участках недр в Иркутской области и Якутии.
Основной объем работ – около 70%, приходится на Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Усть-Кутском и Катангском районах Иркутской области По информации государственного «Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса» («ЦДУ ТЭК»), ИНК выполняет около половины от общего объёма эксплуатационного и поисково–разведочного бурения в Иркутской области.
Группа компаний ИНК ежегодно наращивает не только объемы, но и темпы работ. Рост проходки связан интенсификацией работ на месторождениях и лицензионных участках, расширением парка буровых станков ООО «ИНК-СЕРВИС» и увеличением собственного и привлечённого парка спецтехники. В фокусе группы компаний ИНК неизменно находится вопрос использования передовых технологий с целью оптимизации добычи, повышения скорости бурения и снижения временных издержек на проведение работ.
На объектах ИНК работает собственная установка колтюбинга, которая позволяет выполнять ремонты и получать важнейшие данные о состоянии скважин, не прерывая их эксплуатации.
На новый производственный уровень группа компаний ИНК вышла также благодаря применению на ряде объектов технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), которая значительно увеличивает дебит скважин и, в конечном счете, добычу.
Должность
Основной целью практики являлось приобретение навыков практической работы на производстве по выбранной специальности и закрепление знаний, полученных за время обучения в ВУЗе.
Проходил практику в качестве помощника бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения 5-го разряда. В круг обязанностей, в первую очередь, входит оперативное осуществление безаварийных работ на необходимых участках в соответствии с производственными заданиями и установленными технологиями. К тому же нужно принимать непосредственное участие в процедурах монтажа и спуска противовыбросового оборудования. Помощник имеет право и на эксплуатацию оборудования, приспособлений, механизмов и инструментов. Обязан следить за безаварийным проведением работ, а также за надлежащим соблюдением техники безопасности.
Во время прохождения практики ознакомился с:
1. Единым техническим правилом ведения буровых работ.
2. Технологическим процессом и видами работ по освоению эксплуатационных скважин.
3. Характеристиками устройством и назначением бурового оборудования, механизмов и правилом их эксплуатации.
4. Типоразмером бурильных и обсадных труб.
5. Приборами для определения параметров буровых растворов.
6. Схемой обвязки циркуляционных систем и линий высокого давления.
Схемой установки противовыбросового оборудования.
Выполнял отдельные виды работ технологического процесса бурения под руководством бурильщика, участвовал в работах по укладке бурильных и обсадных труб, компоновке и опрессовке бурильных труб. Получил практические навыки работы с ключом АКБ. Следил за изменением уровня раствора в приемниках, производил их очистку, участвовал в замене изношенных частей бурового насоса.
Так же были выполнены вспомогательные работы на территории буровой установки (уборка снега с мостков и балконов для обеспечения безопасности и посыпка их противоскользящим реагентом, уборка снега с бурильных труб на стеллажах, разрушение или отпаривание льда под буровой и на подроторной площадке).
Занимался приготовлением буровой установки к передвижению на следующую скважину, в частности: освобождением крепящих болтов тумб от снега и льда, а так же была выкопана яма под короб для следующей скважины.
2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
2.1. Введение
Индивидуальная план-программа на проводку ствола скважины представляет собой порядок выполнения буровых работ на скважине №2 Верхнеджункунского лицензионного участка
2.2. Цели
1. Целью работ по данной скважине является достижение проектного забоя 2080,8м/2496м с состоянием ствола скважины, позволяющим получить качественный результат при заканчивании скважины
2. Проведение необходимого комплекса ГИС
3. Опробование и испытание продуктивных горизонтов
Исходные данные для проектирования:
| Наименование | Значение | |
| Наименования скважины, строящаяся по данному проекту (сокращенное наименование объекта) | Поисковая скважина №2 | |
| Площадь (месторождение) | Верхнеджункунская | |
| Назначение скважины | Поисковая | |
| Расположение (суша, море) | Суша | |
| Альтитуды скважин, м | 396,16 | |
| Смещение относительно устья, м | 1255,35 | |
| Магнитное склонение | -8,767° | |
| Цель бурения | Открытие залежей углеводородного сырья | |
| Проектный горизонт | Архей | |
| Проектная глубина, м | ||
| - по вертикали | ||
| - по стволу | ||
| Число объектов испытания | ||
| - в колонне | ||
| - в открытом стволе (в процессе бурения) | ||
| - на трубах | ||
| Профиль скважины | Наклонно-направленный | |
| Способ бурения | ||
| 0 - 40 м | Роторный | |
| 40 - 250м | Роторный+ ВЗД | |
| 250 - 1930/2314 м | Роторный+ ВЗД, отбор керна - роторный | |
| 1930/2314 - 2081/2496 м | Роторный+ ВЗД, отбор керна - роторный | |
| Вид монтажа (первичный, повторный) | Первичный | |
| Тип буровой установки | МБУ-125 | |
| Вид привода | Дизельный |
2.3.Программа отбора керна:
· 1738-1759м, нижнеюряхский горизонт, 21м.
· 2026-2061м, курсовская свита (талахский т улаханский горизонты), 35м.
· Проходка с керном – 56м.
По мере получения дополнительной информации (промежуточный каротаж, каротаж во время бурения, другое) интервалы отбора керна могут быть скорректированы.
Требования к отбору керна:
· диаметр керновой колонки не менее 100мм (в интервале бурения под эксплуатационную колонну),
· линейный вынос керна не менее 90%;
· исключение прогиба керноприемных труб в процессе их укладки на мостки буровой;
· после укладки на мостки керноприемная труба с керном размечается на метровые отрезки и разрезается углошлифовальной машиной или иным инструментом неударного действия, ударное воздействие на керн (применение кувалды и т.п.) при фрагментации керноприемных труб с керном на метровые отрезки исключается.
Опробование и испытание продуктивных горизонтов.
Испытание скважины в процессе бурения:
· 1738-1760м, нижнеюряхский горизонт.
· 2026-2038м, улаханский горизонт.
· 2040-2049м, талахский горизонт.
Испытание объектов в эксплуатационной колонне, хвостовике:
(интервалы уточняются по результатам ГИС в открытом стволе и АКЦ):
2026-2038 м, 12м, улаханский горизонт
2038-2051 м, 13м, талахский горизонт
Заряды типа ЗПКО-73-АТ-М-04. Плотность отверстий – 20 отв/пм.
По мере получения дополнительной информации (промежуточный каротаж, каротаж во время бурения, другое) интервалы опробования и испытания продуктивных горизонтов могут быть скорректированы.
2.4. Ожидаемый разрез скважины:
| Свита | Кровля, м | Абс. отм. | Подошва, м | Абс. отм. | Н, м |
| Укугутская свита | |||||
| Бордонская+Илгинская свиты | |||||
| Метегерская свита | |||||
| Ичерская свита | |||||
| Чарская свита | -327 | ||||
| Олекминская свита | -327 | -477 | |||
| Верхнетолбачанская подсвита | -477 | -624 | |||
| Нижнетолбачанская подсвита | -624 | -807 | |||
| Эльгянская свита | -807 | -866 | |||
| Нелбинская свита | -866 | -897 | |||
| Юрегинская свита | -907 | -1235 | |||
| Траппы | -917 | -1077 | |||
| Верхнебилирская подсвита | -1235 | -1277 | |||
| Нижнебилирская подсвита | -1277 | -1297 | |||
| Юряхская свита | -1297 | -1359 | |||
| Юряхский горизонт (верхний) | -1300 | -1322 | |||
| Юряхский горизонт (нижний) | -1337 | -1359 | |||
| Кудулахская свита | -1359 | -1442 | |||
| Успунская свита | -1442 | -1540 | |||
| Преображенский горизонт | -1517 | -1534 | |||
| Бюкская свита | -1534 | -1625 | |||
| Ербогаченский горизонт | -1540 | -1625 | |||
| Курсовская свита | -1625 | -1660 | |||
| Улаханский горизонт | -1625 | -1637 | |||
| Талахский горизонт | -1639 | -1648 | |||
| Кора выветривания | -1660 | -1663 | |||
| Кристаллический фундамент | -1663 | -1689 |
2.5. Интервалы возможных осложнений при бурении скважины
Поглощение бурового раствора
| Интервал, м | Макс. интенсивность поглощения, м3/ч | Расстояние от устья скважины до статического уровня при его макс. снижении, м | Имеется ли потеря циркуляции (да, нет) | Градиент давления поглощения, кгс/см2*м | Условия возникновения | ||
| от | до | при вскрытии | после изоляц. работ | ||||
| 2,0 | нет | 0,1 | 0,186 | Нарушение равновесия между пластовым и гидродинамическим давлением в процессе бурения в интервалах залегания трещиноватых и высокопористых пород | |||
| до 10 | нет | 0,1 | 0,176 | Трещиновато-кавернозные породы метегеро-ичерского комплекса | |||
| 2,0 | нет | 0,1 | 0,176 | ||||
| 2,5 | нет | 0,1 | 0,185 | Вскрытие трещиновато-кавернозных пород, зон разрыва | |||
| нет | 0,1 | 0,185 | |||||
| нет | 0,096 | 0,185 | Вскрытие трещиновато-кавернозных разностей пород | ||||
| нет | 0,074 | 0,185 | |||||
| до полного | да | 0,090 | 0,185 | Повышенная трещиноватость пород | |||
| до полного | да | 0,090 | 0,185 | Повышенная трещиноватость пород |
Осыпи и обвалы стенок скважины
| Интервал, м | Буровые растворы, применявшиеся ранее | Время до начала осложнения, сут | Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.) | |||
| от | до | |||||
| тип раствора | плотность, г/см3 | дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород | ||||
| глинистый | 1,15 | обработка каустической содой | 2-4 | Спуск направления, применение глинистых растворов с кольматирующими свойствами (каустической содой, наполнителем, КМЦ) |
Нефтегазоводопроявления
| Интервал, м | Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ) | Длина столба газа при ликвидации газопро явления, м | Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/см | Данные по объекту, содержащему свободный газ | Условия возникновения | Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.п.) | |||||||
| от (верх) | до (низ) | внутреннего | Наруж ного | Коэф.сжимаемости газа | Температура, град. | ||||||||
| устье сква жины | в проявляющем пласте | ||||||||||||
| Нефть, газ | 0,654 | 1,21 | Разжижение пластовыми водами и разгазирование бурового раствора | Пленка нефти, пузырьки газа | |||||||||
| Нефть, газ | 0,78 | 1,27 | |||||||||||
| Нефть, газ | 0,78 | 1,27 | |||||||||||
| Нефть, газ | 0,779 | 1,27 | |||||||||||
| Нефть, газ | 0,818 | 1,27 | |||||||||||
| газ | 0, 779 | 1,27 | Разгазирование раствора | Пузырьки газа | |||||||||
Прочие возможные осложнения
Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.).
| ||||||||||||||
| Во избежание резких колебаний гидродинамического давления в стволе скважины необходимо бурить с минимальной вязкостью и СНС бурового раствора. СПО в интервалах неустойчивых пород вести с ограничением скорости, не допуская затяжек и посадок бурильного инструмента. Для снижения продавочного давления спуск бурильных труб осуществлять с промежуточными промывками, особенно при высоких значениях СНС раствора | ||||||||||||||
| 1. Для предотвращения кавернообразования применять соленасыщенные стабилизированные растворы. 2. При длительных остановках, бурильный инструмент должен быть поднят в башмак предыдущей обсадной колонны. 3. Для профилактики выпучивания пород ствол скважины периодически шаблонировать и прорабатывать до забоя при углублении скважины и перед спуском обсадных колонн. 4. В целях повышения качества крепи скважины в оснастку обсадных колонн следует включать центрирующие фонари и турбулизаторы, устанавливая их согласно расчету центрации обсадной колонны 5. Установка центраторов при спуске колонн по результатам кавернометрии. Установку центраторов в интервалах (в наклонно – направленном стволе) превышающих диаметр центраторов не производить, устанавливать турбулизатор. | ||||||||||||||
2.6. Конструкция скважины
| Состав колонн | диаметр, мм | Интервал по стволу, м | типы резьбовых соединений | Толщина стенки, мм | Группа прочности | интервал цементирования, м | технология заливки |
| Направление | 0-40 | ОТТМ А ГОСТ 632-80 | 9,5 | Д | 0-40 | Прямой цементаж в одну ступень | |
| Кондуктор | 0-250 | ОТТМ А ГОСТ 632-80 | 8,9 | Д | 0-250 | ||
| Эксплуатационная | 0-2314 | ОТТГ А ГОСТ 632-80 | 8,9 | Д | 0-2314 | ||
| Потайная (хвостовик) | 2239-2496 | ОТТМ А ГОСТ 632-80 | 6,4 | Д | 2239-2496 | ПХЦЗ |
2.7. Программа геофизических исследований в скважине
| Комплекс ГИС (по вертикали): | |||||||
| 0-250 | 1:500 | ГК, НГК, АК, БК, КС (4м), ДС, Инкл. АКЦ, ЛМ, ОЦК - после спуска ОК-245 мм | |||||
| 250-1900 | 1:500 | ГК, НГК, АК, БК, КС (4м), ДС, Инкл. АКЦ, СГДТ, ЛМ, ОЦК - после спуска ОК-168 мм | |||||
| 1900-2090 | 1:500 | ГК, НГК, АК, БК, КС (4м), ДС, Инкл. АКЦ, ЛМ, ОЦК - после спуска ОК-114 мм | |||||
| Детальные исследования (1600-1900 м): | 1:200 | ГК, ННКт, ГГКп, СГК, БК, МБК, Рез, Терм, АК | |||||
| Детальные исследования (1900-2090 м): | 1:200 | ГК, ННКт, ГГКп, СГК, БК, МБК, Рез, Терм, АК | |||||
| ГИС при испытании | Привязка и контроль перфорации по ГК, ТМ, ЛМ; перфорация, свабирование, ГДИ (КВД, КВУ, Рзаб.), определение профиля и состава. | ||||||
Сопровождение ГТИ ведется на протяжении всего времени бурения скважины. Объем и интервалы исследований могут корректироваться Заказчиком. Отбор шлама через каждые 5 м, по всему стволу скважины. Каждая последующая запись выполняется с перекрытием предыдущей записи не менее чем на 50 м по стволу. Каждая последующая запись должна строго увязываться с предыдущей по глубине. Компоновка приборов при выполнении геофизических исследований должна учитывать минимизацию потери информации за счет «мертвой зоны» каждого отдельно взятого прибора.
Материалы ГИС оформляются в строгом соответствии с РД 153-39.0-072-01 «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах».
По мере получения дополнительной информации (промежуточный каротаж, каротаж во время бурения, другое) интервалы проведения ГИС под эксплуатационную колонну могут быть скорректированы.
Дополнительные исследования (по усмотрению Заказчика)
| Условия | Методы |
| При наличии перспективных интервалов разреза сложных коллекторов | Электрический или акустический имиджер кроссдипольный акустический каротаж. |
| Для определения положения межфлюидных контактов и пластовых давлений в перспективных интервалах. | Импульсный нейтронный каротаж (ИННК) ЯМК, литоплотностной каротаж (ГГКлп), 2БК, ИПТ (двухпакерная компоновка), ГДК-ОПК. |
| При низком % выноса керна | Отбор керна из стенок скважины приборами на кабеле. |
| Для привязки стратиграфической структуры скважины с сейсмическим профилем и провести оценку распространения коллектора и фациальных изменений. | ВСП (вертикальное сейсмическое профилирование) |
2.8. Бурение скважины
Разбуривание оснастки ОК долотом PDC предварительно согласовывается сервисными службами, в случае, если конструкция оснастки ОК не предусматривает ее разбуривание данным долотом, предусмотреть шарошечное долото.
Категорически запрещается превышение допустимых пределов осевой нагрузки на долото и допускать удары инструмента об забой!
Осевая нагрузка на долото в процессе проработки/шаблонировки ствола скважины не более 3 т.
1. Не рекомендуется применение к долоту верхних значений параметров режима бурения одновременно.
2. При появлении посадок, затяжек более 5т веса инструмента произвести проработку осложненного интервала.
3. При наличии признаков металла на забое произвести отдельный рейс для очистки с включением в компоновку ШМУ.
4. Рекомендуемый (оптимальный) дифференциальный перепад давления на ВЗД, составляет 20-37атм.
При производстве буровых работ необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины: один в емкостях буровой установки, второй разрешается иметь в виде материалов и химических реагентов для его оперативного приготовления.
Программа кривления ствола скважины обеспечивает попадание в точку входа в пласт и в круг допуска R=50м. Все риски по непопаданию в круг допуска подрядчик берёт на себя.
Бурение под направление 324мм, долотом 393,7 мм (интервал 0-40м)
КНБК
Изменения в применяемые КНБК вносить по согласованию с Главным технологом ООО «СТС» и с Директором департамента бурения и КРС ООО «ИНК».
КНБК №1 для бурения под направление и шаблонировку ствола скважины.
| № п/п | Наименование элемента КНБК | Нар. диам | Вн. диам | Тип и размер соединения | Вес, кг | Суммарный вес КНБК, кг | Длина, м | Суммарная длина КНБК, м |
| Долото | 393,7 | - | з-177 | 0,5 | 0,5 | |||
| УБТ-203 | з-171 | 27,6 |
3. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ РАБОТ.
3.1. Инструктаж.
Проводить инструктажи с буровой бригадой перед каждой ответственной работой.
Перед началом работ необходимо убедиться, что весь инструмент и оборудование, задействованное при бурении данного интервала, находятся на буровой площадке, проверено и работоспособно. Проверить внутренние диаметры всего внутрискважинного оборудования. Проверить наличие паспортов, составить эскизы.
Завести на буровую необходимое количество обсадных труб с учетом 5% запаса. Уложить в порядке спуска, составить акт. Составить учетный реестр спускаемых труб с указанием порядкового номера трубы, меры, нарастающей меры, группы прочности, толщины стенки, номера плавки и завода изготовителя. Проверить марку стали труб, толщины стенок и резьбы всех обсадных труб, перед свинчиванием удалить защитную смазку, при необходимости обезжирить.
Собрать компоновку КНБК №1 и пробурить скважину до глубины 40 метров. При вскрытии зоны поглощения снизить производительность до 6-10 л/с.
Режим бурения подбирается из условий максимальной проходки:
| Нагрузка на долото, т | Расход на насосе, л/с | Частота вращения ротора, об/мин |
| Вес инструмента | 30-50 | 40-60 |
После достижения проектного забоя под направление промыть скважину в течение двух циклов, довести параметры раствора до проектных значений.
Произвести шаблонировку ствола скважины компоновкой последнего долбления до полного отсутствия затяжек и посадок.
Спустить направление и произвести цементирование направления согласно утвержденного плана.
3.2. Программа промывки при бурении под направление 324 мм
При наличии поглощения бурение ведется без выхода циркуляции с периодической прокачкой вязких пачек.
Учитывая большое поступление песка при бурении этого интервала, обратить особое внимание на устойчивую и эффективную работу пескооотделителей.
Ожидаемая потребность в буровом растворе, м3
| № | Участок | Интервал, м | Длина уч. по стволу, м | Внутр. диам., мм | Коэффициент каверн. | Объем, м3 | |
| от | до | ||||||
| Открытый ствол | 393,7 | 1,3 | 6,3 | ||||
| Переведено с предыдущего интервала: | 0,0 | м3 | |||||
| Суммарный объем скважины в конце интервала: | 6,3 | м3 | |||||
| Рекомендуемый объем раствора в емкостях: | 30,0 | м3 | |||||
| Вероятные потери раствора с шламом (при влажности шлама 24%): | 2,0 | м3 | |||||
| Возможные потери при разбуривании цемента и т.д. | 0,0 | м3 | |||||
| Коэффициент разбавления | 1,10 | ||||||
| Всего к обработке с учетом потерь: | 42,2 | м3 |
Количество химических реагентов при бурении под направление
| Реагент | т/м3 | Кол-во, т |
| Глинопорошок ПБМА | 0,100 | 4,000 |
| Крахмал | 0,005 | 0,220 |
| КМЦ | 0,005 | 0,200 |
| Сода кальцинированная | 0,001 | 0,040 |
| Итого химия на бурение | 4,5* |
* С учетом двух объемов скважины: один в емкостях буровой установки, второй разрешается иметь в виде материалов и химических реагентов.
Рекомендуемые свойства раствора
| Название (тип) бурового раствора | Интервал по стволу, м | Параметры бурового раствора (по стандартам АНИ) | |||||||||||
| плотность, кг/м3 | условная вяз-кость, сек. | водо-отдача, см3/30 мин/API фльтр-прессу | пластическая вязкость, сПа | СНС, дПа | динамическое напряжение сдвига, дПа | содержание твердой фазы, об. % | рН | ||||||
| от | до | минут | минут | песка | всего | ||||||||
| Глинистый | 60-80 | 9-12 | --- | ---- | <2 | <12 | 8-9 |