Строительство эксплуатационных горизонтальных скважин
.pdf
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
07-ИОС-00-00.Б609
«IRI 1700/270 E
|
|
|
|
Применяется при |
||
|
|
ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ, ТУ и т.п. |
Количество, |
бурении в интерва- |
||
Наименование |
Типоразмер или шифр |
ле (по стволу), м |
||||
|
|
на изготовление |
шт. |
|
|
|
|
|
от |
до (низ) |
|||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
(верх) |
||
|
|
|
|
|
||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Циркуляционная система |
|
Зарубежное производство |
1 |
0 |
4332 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Сито вибрационное (входит в комплект ЦС) |
КТЬ 48 А (Kem-tron) |
Зарубежное производство |
3 |
0 |
4332 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Пескоотделитель гидроциклонный (в комплекте ЦС) |
КТЛ^Р-212 (Kem-tron) |
Зарубежное производство |
2 |
0 |
4332 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Центробежный насос для ситогидроциклонной установки |
КТСР-65 „HALKO" (Kem- |
Зарубежное производство |
1 |
0 |
4332 |
|
(СГУ) |
tron) |
|
|
|
|
|
Илоотделитель (входит в комплект ЦС) |
КТ -DSL-16-240 (Kem- |
Зарубежное производство |
1 |
710 |
4332 |
|
tron) |
||||||
|
|
|
|
|
||
Центрифуга |
КТ-1448 (Kem-tron) |
Зарубежное производство |
2 |
710 |
4332 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Винтовой насос подачи на центрифугу |
КТРС-1500М (Kem-tron) |
Зарубежное производство |
2 |
0 |
4332 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Гидромешалка (глиномешалка) |
ГДМ -1 (МГТ 2-4) |
ТУ 39-01-396-78 |
1 |
0 |
4332 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Смеситель вакуумный гидравлический (инжектор) |
СГВ - 100 |
ТУ 366127-006-10147164-02 |
1 |
0 |
4332 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Диспергатор циклонный шаровой |
ДШ - 100М |
ТУ 366127-045-10147164-02 |
1 |
0 |
4332 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Перемешиватель лопастной (входит в комплект ЦС) |
ПЛМ |
ТУ 366127-002-10147164-02 |
14 |
0 |
4332 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Перемешиватель гидравлический (в комплекте ЦС) |
ПГМ |
ТУ 366127-054-10147164-02 |
18 |
0 |
4332 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Дегазатор вакуумный самовсасывающий |
« Каскад-40-02» (« Каскад- |
ТУ 366127-143-10147164-02 (ТУ |
1 |
- |
- |
|
40М», ДВС-3) |
39-00147001-143-96) |
|||||
|
|
|
|
|||
Примечания
1Система циркуляции емкостная. Полезный объём циркуляционной системы -250м3
2В соответствии с требованием пункта 2.5.14. « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [3] буровая установка укомплектовывается градуированной мерной ёмкостью, оснащённой уровнемером, для контролируемого долива скважины.
3Используемое в системе очистки буровых растворов оборудование и технические устройства согласно требованиям пунктов 1.2.19., 1.2.20. и
1.2.23.« Правил безопасности ...» [3] должны иметь сертификаты на соответствие требованиям промышленной безопасности, выданные Федеральной службой по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору
7.5 Том
растворы Буровые
69
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
07-ИОС-00-00.Б609
БУ 4500/270 ЭК-БМ
|
|
ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ, ТУ |
Количество, |
|
Применяется при бурении |
|
Наименование |
Типоразмер или шифр |
|
в интервале(по стволу), м |
|||
|
|
и т.п. на изготовление |
шт. |
|
|
|
|
|
|
От (верх) |
до (низ) |
||
|
|
|
|
|
||
1 |
2 |
3 |
4 |
|
5 |
6 |
Циркуляционная система |
ЦС-БМ-БА-4500 ДЭП-3 |
ТУ 366121-914-10147164-01 |
1 |
|
0 |
4332 |
Сито вибрационное (входит в комплект ЦС) |
ВМ-3 Полёт (СВ1 ЛМ) |
ТУ 3900147001-145-96 |
3 |
|
0 |
4332 |
Пескоотделитель гидроциклонный |
ГЦК-400М |
ТУ 3661-214-00217461-90 |
2 |
|
0 |
4332 |
(входит в комплект ЦС) |
(ГЦК-360М) |
(ТУ 366-214-00217461-90) |
|
|
|
|
Илоотделитель (входит в комплект ЦС) |
ИГ-45М |
ТУ 26-02-982-84 |
1 |
|
710 |
4332 |
Центрифуга |
Derrick DE -1000 FHD |
Зарубежное производство |
2 |
|
710 |
4332 |
(ОГС-352К-02 Полёт) |
(ТУ 51330-099-01000001-02) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Шнековый конвейер |
КШ 40/12 |
ТУ 3661-004-00136627-00 |
1 |
|
0 |
4332 |
(шнековый транспортёр) |
(ТШ 40/12) |
(НЮ 2101.077.00000 СБ) |
|
|
|
|
Гидромешалка (глиномешалка) |
ГДМ -1 (МГТ 2-4) |
ТУ 39-01-396-78 |
1 |
|
0 |
4332 |
Смеситель вакуумный гидравлический (инжектор) |
СГВ - 100 |
ТУ 366127-006-10147164-02 |
1 |
|
0 |
4332 |
Диспергатор циклонный шаровой |
ДШ - 100М |
ТУ 366127-045-10147164-02 |
1 |
|
0 |
4332 |
Перемешиватель лопастной (входит в комплект |
ПЛМ |
ТУ 366127-002-10147164-02 |
14 |
|
0 |
4332 |
ЦС) |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
Перемешиватель гидравлический (в комплекте ЦС) |
ПГМ |
ТУ 366127-054-10147164-02 |
18 |
|
0 |
4332 |
Дегазатор вакуумный самовсасывающий |
« Каскад-40-02» |
ТУ 366127-143-10147164-02 |
1 |
|
- |
- |
(« Каскад-40М», ДВС-3) |
(ТУ 39-00147001-143-96) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Примечания |
|
|
|
|
|
|
1 Система циркуляции емкостная. Полезный объём циркуляционной системы – 250 м3 |
|
|
|
|
||
2 В соответствии с требованием пункта 2.5.14. « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [3] |
буровая установка укомплек- |
|||||
товывается градуированной мерной ёмкостью, оснащённой уровнемером, для контролируемого долива скважины. |
|
|
||||
3 Используемое в системе очистки буровых растворов оборудование и технические устройства согласно требованиям пунктов 1.2.19., 1.2.20 и 1.2.23. « Правил безопасности ...» [ 3 ] должны иметь сертификаты на соответствие требованиям промышленной безопасности, выданные Федеральной службой по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору
7.5 Том
растворы Буровые
70
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Том 5.7 |
Буровые растворы |
71 |
7.6 Контроль параметров бурового раствора
Контроль параметров бурового раствора осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов.
Для измерения плотности раствора могут быть использованы плотномер электронный ПЭ-1; пикнометр; весы рычажные – плотномер ВРП-1; ареометр АГ-ЗПП. Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВВ-1; определение реологических параметров – с помощью ротационных вискозиметров (ВИАМ), определение водоотдачи раствора – с помощью прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1, а измерение водоотдачи раствора при повышенной температуре производится с помощью прибора УИВ-2М. Для измерения толщины глинистой корки используется линейка, содержания песка в растворе – отстойник ОМ-2, стабильности раствора – цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр. Для определения содержания газа используется прибор ПГР-1 или ВГ-1М. Определение содержания твердой фазы и нефти в буровом растворе производится по методике, изложенной в РД с использованием соответствующих таблиц и метода выпаривания пробы раствора или с помощью установки ТФН-1М.
При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика, в основу которой положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С.). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рН-метр. Для определения смазочной способности бурового раствора рекомендует использование установки УСР-1.
Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов.
При работе с приборами и установками для определения параметров бурового раствора необходимо руководствоваться правилами и инструкциями по их безопасному применению
Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов рекомендуется производить: при нормальных условиях бурения – через 1 час., в осложненных условиях – через 0,5 часа, а при начавшихся осложнениях или выравнивании показателей промывочной жидкости – через 5-10 минут. Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных и не осложненных условиях определяются через каждые 3-4 часа, при выравнивании раствора – через 1-1,5 часа. Все показания записываются в рабочий журнал.
Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско-подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Том 5.7 |
Буровые растворы |
72 |
7.7 Очистка бурового раствора
Технология очистки неутяжелённого бурового раствора по четырёхступенчатой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающий в себя грубую очистку (от шлама) на виброситах, тонкую очистку (песко- и илоотделение) – на гидроциклонных установках и удаление коллоидных частиц на центрифуге. Методом четырёхступенчатой очистки достигается удаление частиц выбуренной породы размерами более 0,005мм.
Система очистки бурового раствора включает два высокоскоростных вибросита, две гидроциклонные установки, илоотделитель, центрифугу, а также дегазатор бурового раствора.
Очистка осуществляется по следующей принципиальной схеме (см. рис.7.1.).
Буровой раствор, содержащий выбуренную горную породу, после выхода из скважины по линии R1, подвергается на первой ступени грубой очистке виброситами. Очищенный на виброситах раствор самотёком попадает в ёмкость, откуда центробежным насосом по линии R2 подаётся для очистки на блок гидроциклонов, где из раствора удаляются частицы породы размером более 0,7мм. После очистки на гидроциклонных пескоотделительных установках буровой раствор по линии R3 направляется в блок емкостей. Из ёмкости центробежным насосом по линии R4 раствор подаётся для очистки на илоотделитель, где из раствора удаляются частицы размером более 0,05мм, после чего раствор по линии R5 возвращается в блок емкостей. Из последней ёмкости блока емкостей буровой раствор с помощью насоса по линии R6 подаётся на центрифугу, где из раствора удаляются частицы размером более 0,005мм, после этого раствор по линии R7 возвращается в блок емкостей. Очищенная промывочная жидкость буровыми насосами по линии манифольда (М) подаётся в скважину. Выбуренная порода с вибросит, пульпа с гидроциклонов и илоотделителя, и с центрифуги по линиям R8, R9, R10, R11 поступают в шнековый транспортёр, а затем – в шламовый амбар.
Эффективность работы гидроциклонных установок песко и илоотделителя зависит от давления жидкости на входе в гидроциклон. Уменьшение давления ниже 0,2 МПа значительно ухудшает работу гидроциклона. Давление выше 0,4 МПа увеличивает износ установок и снижает эффективность очистки раствора из-за повышенной турбулизации потока жидкости. Контроль за давлением ведётся по имеющимся на гидроциклонных установках манометрам.
В случае необходимости дегазации бурового раствора используется имеющийся на буровой установке дегазатор, например, « Каскад-40М», « Каскад-40-02», ДВС-3 отечественного производства или Vacu-Flo (Mod.1000) зарубежного производства.
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B |
7.5 Том |
07-ИОС-00-00.Б609 |
растворы Буровые |
Рисунок 7.1 - Принципиальная схема системы очистки бурового раствора
73
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
07-ИОС-00-00.Б609
7.8 Расход технической воды на проводку скважины и испытание (освоение)
Таблица 7.8 - Расчет расхода технической воды на проводку скважины и испытание (освоение) объекта
|
|
|
|
|
|
|
Диаметр обсадной колонны, мм |
|
|
|
|
|
|||
Название технологи- |
Норма |
|
324 |
|
245 |
пилотный ствол |
|
178 |
|
114 |
|||||
расхода, |
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
ческого процесса |
м3/сут. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сут. |
|
расход, м3 |
сут. |
|
расход, м3 |
сут. |
расход, м3 |
сут. |
|
расход, м3 |
сут. |
|
расход, м3 |
||
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бурение |
900 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
под обсадную колонну |
72 |
0,5 |
|
36 |
2,6 |
|
187,2 |
10,5 |
756 |
4,3 |
|
309,6 |
8,0 |
|
576 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Крепление скважины |
72 |
0,9 |
|
64,8 |
5,0 |
|
360 |
3,3 |
237,6 |
8,5 |
|
612 |
9,3 |
|
669,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Подготовительные ра- |
43 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4,00 |
|
172 |
боты к бурению |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Испытание в пилотном |
20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
- |
стволе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Испытание в эксплуа- |
20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7,76 |
|
155,2 |
тационной колонне |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расход воды на сква- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
64,76 |
|
4136 |
жину, всего: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расход воды на сква- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
63,87 |
жину в сутки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.5 Том
растворы Буровые
74
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Том 5.7 |
Углубление скважины |
75 |
8 Углубление скважины
8.1 Способы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК
В таблице 8.1 приведены способы и основные параметры углубления скважины, расчет количества породоразрушающего инструмента и времени механического бурения скважины. В таблицах 8.2-8.7 приведены компоновки бурильных колонн по интервалам бурения, расчет бурильных колонн на прочность, расчет центрирующих и калибрующих элементов и расчет промывки скважины и вес компоновки бурильных труб для транспортировки.
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
07-ИОС-00-00.Б609
Таблица 8.1 - Способы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК
Интервал, м |
|
|
|
|
Режимы бурения |
|
|
|
|
|
Скорость вы- |
|||
|
|
|
|
Условный |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Вид технологической опера- |
Способ |
осевая нагруз- |
скорость |
скорость |
расход бу- |
полнения тех- |
||||||
|
|
номер |
||||||||||||
от |
до |
ции |
бурения |
вращения |
вращения |
нологической |
||||||||
КНБК |
ка на долото, |
рового рас- |
||||||||||||
(верх) |
(низ) |
|
|
ротора, |
СВП, |
операции, м/ч |
||||||||
|
|
|
тс |
твора, л/с |
||||||||||
|
|
|
|
|
об/мин |
об/мин |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
Ротор |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
30 |
Бурение под направление |
1 |
Вес инструмента |
40-60 |
- |
|
38,8 |
|
|
100 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
30 |
Проработка ствола скважины |
Ротор |
1 |
Вес инструмента |
40-60 |
- |
|
38,8 |
|
|
100 |
||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
разбуривание цементного стака- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
25 |
30 |
ВЗД |
2 |
Вес инструмента |
- |
- |
|
38,8 |
|
|
100 |
|||
|
|
на |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бурение под кондуктор |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Проворот на |
|
|
|
|
|
|
|
|
30 |
710 |
Бурение под кондуктор: |
Турбобур |
3 |
5-7 |
90º каждые |
- |
|
33,4 |
|
|
80 |
||
|
|
|
|
|
|
1-3 м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
проработка ствола скважины |
|
|
|
Проворот на |
|
|
|
|
|
|
|
|
30 |
710 |
Турбобур |
3 |
2-3 |
90º каждые |
- |
|
33,4 |
|
|
80 |
|||
|
|
перед спуском кондуктора |
|
|
|
1-3 м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
разбуривание цементного стака- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
700 |
710 |
Турбобур |
4 |
3-4 |
|
- |
|
33,4 |
|
|
80 |
|||
|
|
на |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бурение пилотного ствола |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
Турбобур |
|
|
Проворот на |
|
|
|
|
|
|
|
|
710 |
1400 |
вертикальный участок |
|
5 |
7-10 |
90º каждые |
- |
|
23,4 |
|
|
40 |
||
|
|
|
|
|
|
1-3 м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1400 |
1661 |
бурение с набором угла |
ВЗД |
6 |
5-7 |
|
- |
|
23,4 |
|
|
40 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1661 |
2501 |
бурение, стабилизация угла |
ВЗД |
7 |
7-10 |
|
6-8 |
|
23,4 |
|
|
40 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2501 |
2600 |
бурение с набором угла |
ВЗД |
6 |
5-7 |
|
- |
|
23,4 |
|
|
40 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2600 |
3372 |
бурение, стабилизация угла |
ВЗД |
7 |
7-10 |
|
6-8 |
|
23,4 |
|
|
40 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2491 |
2501 |
разбуривание цементного моста |
ВЗД |
4 |
3-4 |
|
- |
|
23,4 |
|
|
40 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бурение под эксплутационную колонну |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2501 |
2808 |
стабилизация угла |
ВЗД |
7 |
7-10 |
|
6-8 |
|
|
|
|
40 |
||
|
23,4 |
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.5 Том
скважины Углубление
76
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
07-ИОС-00-00.Б609
Интервал, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Режимы бурения |
|
|
|
|
|
Скорость вы- |
||||
|
|
|
|
|
|
|
Условный |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
Вид технологической опера- |
|
Способ |
|
|
осевая нагруз- |
|
скорость |
скорость |
расход бу- |
|
полнения тех- |
|||||||
|
|
|
|
|
номер |
|
|
|
|||||||||||||
от |
|
до |
ции |
|
бурения |
|
|
|
вращения |
вращения |
|
нологической |
|||||||||
|
|
|
КНБК |
|
ка на долото, |
|
рового рас- |
|
|||||||||||||
(верх) |
(низ) |
|
|
|
|
ротора, |
СВП, |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
операции, м/ч |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
тс |
|
|
твора, л/с |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
об/мин |
об/мин |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2808 |
3034 |
бурение, набор угла |
|
ВЗД |
|
6 |
|
|
5-7 |
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
40 |
||
|
|
23,4 |
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3034 |
3135 |
бурение, стабилизация угла |
|
ВЗД |
|
7 |
|
|
7-10 |
|
|
6-8 |
|
|
|
|
|
|
40 |
||
|
|
23,4 |
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
проработка ствола скважины пе- |
|
ВЗД |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
710 |
3135 |
|
7 |
|
|
2-3 |
|
|
6-8 |
|
|
23,4 |
|
|
|
40 |
|||||
ред спуском эксплуатационной |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3115 |
3135 |
разбуривание цементного стака- |
|
ВЗД |
|
8 |
|
|
3-4 |
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
40 |
||
|
|
|
23,4 |
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
на |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бурение под горизонтальный ствол |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бурение под хвостовик: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3135 |
3282 |
|
РУС 475 |
|
9 |
|
|
5-7 |
|
|
6-8 |
|
|
16,7 |
|
|
16,70 |
||||
стабилизация угла |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
3282 |
3332 |
бурение, набор угла |
|
РУС 475 |
|
10 |
|
|
5,0 |
|
|
- |
|
|
|
|
|
16,70 |
|||
|
|
|
|
16,7 |
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
3332 |
4332 |
|
|
РУС 475 |
|
|
|
|
|
5-7 |
|
|
6-8 |
|
|
|
|
|
16,70 |
||
горизонтальный участок |
|
11 |
|
|
|
|
16,7 |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Совме- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3135 |
4332 |
проработка ствола скважины |
|
|
|
11 |
|
|
2-3 |
|
|
6-8 |
|
|
16,7 |
|
|
25,0 |
|||
|
щенный |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечания: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
1. |
Спуск проверочного шаблона (« колена») длиной 20-30 м |
перед спуском 178 |
мм эксплуатационной |
колонны рекомендуется |
в случае |
|||||||||||||||
|
|
технологической необходимости, вызванной осложненностью ствола скважины. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
2. |
Необходимость применения ГУМ |
(бурильных |
яссов) определяется в каждом |
конкретном |
случае технологической |
службой |
бурового |
|||||||||||||
|
|
предприятия |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. |
Подъём бурильного инструмента при наличии сифона или поршневания скважины запрещается. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
7.5 Том
скважины Углубление
77
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B |
|
ный |
|
номер |
|
|
|
|
|
суммар- |
суммар- |
|
|
|
|
8.2 Компоновка низа бурильной колонны |
|
|
|
|
|
||||
|
|
Таблица 8.2 – Компоновка низа бурильной колонны |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Элементы КНБК (до бурильных труб) |
|
|
|
|||
|
|
Услов- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
расстояние |
техническая характеристика |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
номер |
|
по по- |
типоразмер, шифр |
от забоя до |
наружный |
|
|
ная длина |
ная масса |
Примечания |
|
|
КНБК |
|
рядку |
|
места уста- |
диаметр, |
длина, м |
масса, т |
КНБК, м |
КНБК, т |
|
|
|
|
|
новки, м |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
393,7 V-C11-R701 |
0 |
393,7 |
0,53 |
0,41 |
0,53 |
0,41 |
Бурение под |
|
|
1 |
|
2 |
УБТ 203 |
0,53 |
203,0 |
24 |
4.63 |
24.53 |
5.04 |
направление 0-30 |
|
|
|
|
м |
||||||||
|
|
2 |
|
1 |
295,3 V-54X |
0 |
295,3 |
0,43 |
0,0888 |
0,43 |
0,09 |
Разбуривание цем |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
стакана |
|
|
|
2 |
Д1-240(ДРУ-240) |
0,39 |
240,0 |
6,93 |
1,56 |
7,36 |
1,65 |
|||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
||||||||
.Б609 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
БИТ 295,3(295,3 V-54X- |
|
|
|
|
|
|
Бурение под кон- |
|
|
|
|
R175,PDC) |
0 |
295.3 |
0.39 |
0.08 |
0.39 |
0.08 |
|||
07-ИОС-00-00 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
дуктор |
|
|
|
2 |
8К 295,3 СТ |
0.39 |
295.3 |
0.88 |
0.28 |
1.27 |
0.36 |
||
|
|
|
вертикальный |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
3 |
|
3 |
ДР 240 |
1.27 |
240.0 |
8.16 |
2.04 |
9.43 |
2.40 |
участок |
|
|
|
4 |
Упругий центратор ЦУ 295 |
9.43 |
280.0 |
2.183 |
0.465 |
11.61 |
2.86 |
30-710 м; |
||
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
5 |
ПК-240 |
11.61 |
240.0 |
0.62 |
0.10 |
12.23 |
2.96 |
|
|
|
|
|
6 |
УБТ 203 |
12.23 |
203.0 |
24 |
4.63 |
36.23 |
7.59 |
|
|
|
|
|
1 |
220,7 VU-NLS43Z |
0 |
220,7 |
0,35 |
0,036 |
0,35 |
0,04 |
Разбуривание цем |
|
|
|
|
стакана 700-710 м |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
разбуривание це- |
|
|
2 |
|
|
|
|
|
5,21 |
0,5 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
ДРУ-172(ДВР3-176) |
0,75 |
172,0 |
4,86 |
0,46 |
ментного моста |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2491-2501 м. |
|
|
5 |
|
1 |
PDC 220.7 |
0 |
220.7 |
0.34 |
0.04 |
0.34 |
0.04 |
Бурение под пи- |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
2 |
9К 215.9 МС |
0.34 |
215.9 |
0.4 |
0.06 |
0.74 |
0.10 |
лотный ствол |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
3 |
3ТСШ1-195(ДР 195) |
0.74 |
195.0 |
25.9 |
4.7 |
26.64 |
4.80 |
вертикальный |
|
|
|
|
участок 710-1400м |
||||||||
|
|
|
|
4 |
Упругий центратор ЦУ 215 |
26.64 |
280.0 |
1.9 |
0.302 |
28.54 |
5.10 |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
5 |
ПК-240 |
28.54 |
240.0 |
0.62 |
0.10 |
29.16 |
5.19 |
|
|
|
|
|
6 |
УБТ 178 |
29.16 |
203.0 |
24 |
3.91 |
53.16 |
9.11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.5 Том
скважины Углубление
78