4.2 Продуктивность скважины

Таблица4.2 – Давления и температуры по разрезу скважины

Интервал	Градиент пластового давление, в МПа на м	Температура в конце интервала, в °С
0-205	0,100	12,7
205-760	0,100	28
760-1010	0,100	38
1010-1840	0,100	69
1840-2460	0,100	92
2460-2510	0,100	95
2510-2705	0,130	102
2705-2900	0,130	110

4.3 Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 4.3 – Интервалы возможных осложнений

Интервал, м	Возможные осложнения
90-190	Растепление пород, кавернообразование, потеря циркуляции, затяжки бурильного инструмента. Возможны ГНВП
1010-1410	Водопроявления, разжижение бурового раствора. Отклонение свойств и параметров бурового раствора от проектных, в том числе снижение гидростатического давления на проявляющие пласты за счет снижения плотности. Разбавление глинистого раствора агрессивными пластовыми водами, нарушение режима промывки скважины. Возможны ГНВП
1010-2900	Поглощение бурового раствора интенсивностью до 3,0 м^3/ч, слабые осыпи и обвалы стенок скважины, возможны ГНВП с ожидаемым давлением на устье скважины 3,95-8,99МПа. ( соотвественно начало и конец интервала)

5 Типы применяемого оборудования

Краткая техническая характеристика и комплектность БУ «ZJ50DB-ST» приведена в таблице 4.1.

Таблица 5.1 – Краткая техническая характеристика и комплектность БУ-2900/175 ДЭП

Буровая установка	БУ-2900/175 ДЭП
Тип вышки	А-образная
Способ бурения	роторный, турбинный
Привод буровой установки	дизель-электрический
Привод лебедки, ротора, насосов	тиристорный электропривод постоянного тока индивидуальный
Вышка	А-образная, секционная, оборудованная маршевыми лестницами и эвакуаторов для верхового рабочего
Буровой насос	трехцилиндровый, простого действия (триплекс, НБТ-600-2)
Число буровых насосов	2
Оснастка	4х5
Буровая лебедка	-
Номинальная длина свечи, м	25
Колонная головка	ОКК-1-21-168х245 ХЛ
Фонтанная арматура	АФК-65х21ХЛ
Масса установки, т	600

6 СПОСОБЫ, РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ И ПРИМЕНЯЕМЫЕ КОНСТРУКЦИИ КНБК

Способ бурения в интервалах всего профиля скважины осуществляется с помощью турбобура входящего в состав КНБК.

6.1 Применяемые конструкции КНБК

Таблица 6.1 – Компоновка бурильных колонн

Интервал бурения, м	КНБК
0-50	III 393,7 СЗЦ-ГНУ-R174, ТВ1-240, БОКС-178, УБТС-203
50-790	БИТ 295,3 ВТ R-419, ТВ1-240, БОКС-178, УБТС-178
790-800	215,9FD 368SM-A59-07, Д195 7/8, БОКС-178
800-2455	215,9FD 368SM-A59-07, Д195 7/8, БОКС-178, УБТС-178, ПК-172РС
2455-2900	БИТ 212,7/80, СК172/80, Д195 7/8, БОКС-178, УБТС-178. ПК-172РС

6.2 Долота используемые при бурении

Таблица 6.2 – Типы долот

Название обсадной колонны, интервал, м	Типы долот
Направление (0-50)	III 393,7 СЗЦ-ГНУ-R174
Кондуктор (50-800)	БИТ 295,3 ВТ R-419
Эксплуатационная (800-2900)	215,9FD 368SM-A59-07;БИТ 212,7/80; 215,9 ТЗ-ГАУ

6.3 Осевая нагрузка на долото

Таблица 6.3 – Значения осевой нагрузки на долото

Интервал бурения, м	Значения осевой нагрузки, тонн
0-50	вес инструмента
45-50	вес инструмента
50-790	вес инструмента
790-800	1-1,5
800-2455	5-10
2455-2900	8-12

6.4 Способы бурения скважины

Таблица 6.4 – Способы бурения скважины и значения частоты вращения

Интервал бурения, м	Способ бурения
0-50	турбинный
45-50	турбинный
50-790	турбинный
790-800	турбинный
800-2455	турбинный
2455-2900	турбинный

6.5 Расход бурового раствора

Таблица 6.5 – Режим работы буровых насосов

Интервал по стволу, м		Вид технологической операции (бурение, проработка и т.д)	Буровой насос УНБ-600
от(верх)	до (низ)		Число двойных ходов	Количество работающих насосов, диаметр втулок	Допустимое давление, МПа	Производительность л/c
0-50		бурение, проработка	60	2х170	14,5	64
45-50		разбуривание цементного стакана	60	2х170	14,5	64
50-790		бурение, проработка	60	2х170	14,5	64
790-800		разбуривание цементного стакана	60	1х170	14,5	32
800-2455		бурение, расширка, проработка	60	1х170	14,5	32
2455-2900		отбор керна	65	1х150	14,5	24

7 БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ, МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ИХ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ОБРАБОТКИ

7.1 Общие требования к приготовлению и применению буровых растворов

Буровой раствор, используемый для бурения скважин, должен обладать свойствами, обеспечивающими успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасны с точки зрения охраны окружающей среды.Для бурения скважины предлагаются экологически малотоксичные рецептуры бурового раствора. Типы и параметры буровых растворов приведены в таблице 6.1.

Использование эффективной очистки бурового раствора позволяет снизить объем отходов бурения, расход химических реагентов на обработку раствора и поддерживать требуемые технологические показатели бурового раствора в определенных пределах.

Приготовление водных растворов химических реагентов на буровой производится в гидромешалке. Гидромешалка заполняется на 2/3 объема водой, загружается расчетное количество реагентов, перемешивается до получения равномерной консистенции и доливается водой до полного объема.

Для приготовления биополимерных растворов при вводе его компонентов используется гидроворонка с эжекторным устройством.Реагенты, не требующие специального приготовления, рекомендуется вводить во всасывающую линию буровых насосов.

Оборудование применяемое для приготовления и очистки бурового раствора:

- глиномешалка МГ2-4;

- гидромешалка ГДМ-1;

- вибросито СВ-1Л;

- пескоотделитель ПГ-50;

- илоотделитель ИГ-45М;

- дегазатор Каскад 40;

- Центрифуга ОГШ-501У;

Для бурения под направление используется вновь приготовленный глинистый раствор. Для получения полимерной системы с необходимыми параметрами глинистая суспензия обрабатывается химическими реагентами. Ввод химических реагентов осуществляется в виде водных растворов или «сухим способом» во время циркуляции бурового раствора в течение 1-2 циклов.

Бурение под кондуктор начинается на глинистом растворе, использованном при бурении под направление.

Для бурения под эксплуатационную колонну применяется естественно наработанный буровой раствор с применением химических реагентов 4 класса опасности. После цементирования кондуктора, разбуривания его башмака, дальнейшее углубление скважины начинается на технической воде, либо на глинистой суспензии с низкой плотностью. Потребность в компонентах бурового раствора, химреагентах и материалах для его обработки указаны таблице 6.2.Для контроля показателей бурового раствора также используются импортные приборы при условии корреляции их показателей с показаниями соответствующих отечественных приборов.

Таблица 7.1 - Тип и параметры буровых растворов

Тип раствора	Интервал по вертикали, м	Параметры бурового раствора
		Плотность кг/м^3	Условная вязкость, с	Водоотдача см^3/30мин	СНС, дПа			Водородный показатель, pH	Пластическая вязкость, мПа*с	динамическое напряжение сдвига, дПа	Содержание коллоидной фазы
					10с	10мин					об, %		кг/м^3
Глинистый раствор	0-770	1170	60-100	16-12	50-70	75-105		8,5-9,5	-	-	-	-
Глинистый биополи-мерный раствор	770-1300	1100	18-20	20-16	1-5		8-10	8,0-8,5	8-25	80-100	1,0-1,5	26-39
Глинистый биополи-мерный раствор	1300-2900	1140	35-45	8-6	20-50		30-75	7,0-8,0	8-25	80-100	1,0-1,5	26-39

Таблица 7.2 - Потребность компонентов для подготовки и обработки бурового раствора

Интервал по стволу, м	Компонент бурового раствора	Нормы расхода компонентов, кг/м прох	Расход компонента на скважину, т
0-50	Глинопорошок	11,00	2,0230
	КМЦ и анологи	0,09	0,0166
	Полиакрилат натрия	0,24	0,0441
	Кальцинированная сода	0,005	0,0009
	БСР	0,30	0,0552
50-800	Глинопорошок	11,00	33,1770
	КМЦ и анологи	0,09	0,2714
	Полиакрилат натрия	0,24	0,7239
	Кальцинированная сода	0,005	0,0151
	БСР	0,30	0,9048
800-2900	Полиакрилат натрия	0,24	0,7680
	Полиакриламид	0,12	0,3840