ЛИСТ ЗАМЕЧАНИЙ

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ	4
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ	5
1.1 Общие сведения о КЦДНГ №1	5
1.2 Общие сведения о скважине №604	8
2 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ	10
2.1 Конструкция скважины	10
Буровое оборудование	12
2.3 Способы и режимы бурения	12
2.4 Буровые растворы и материалы для их приготовления и обработки	17
2.5 Противовыбросовое оборудование и обвязка устья скважины	18
2.6 Исследования и испытания	19
2.7 Осложнения и аварии	20
2.8 Мероприятия по охране труда, технике безопасности, пожарной безопасности и промышленной санитарии	20
3 БУРОВЫЕ И ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ	25
3.1 Краткое описание применения буровых растворов	25
3.2 Программа использования буровых растворов под колонну – кондуктор 324 мм	26
3.3 Программа использования буровых растворов под техническую колонну 245 мм	27
3.4 Программа использования буровых растворов под техническую колонну 178 мм	29
3.5 Программа использования буровых растворов под эксплуатационную колонну 127 мм	30
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ	32

ВВЕДЕНИЕ

Я, Зметная Ирина Вадимовна, проходила практику с 12 июля по 9 августа в ТПП «ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» в должности лаборанта химического анализа в ХАЛ №1 КЦДНГ №1 (Инзырейское и Восточно-Сарутаюское месторождение)

КЦДНГ №1 расположен в центральной части Большеземельской тундры на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области в 150 км на восток от города Нарьян-Мар. Близкорасположенным населенным пунктом является поселок Харьягинский, находящийся в 27,5 км.

В результате проведения сейсморазведочных работ ПГО «Севзапгеология» с 1968 по 1980 г.г. Инзырейская структура была детально изучена и подготовлена к глубокому бурению по горизонтам триаса, перми, девона и силура.

Поисковое бурение на Инзырейском месторождении начало осуществляться на основании «Проекта поискового бурения на Инзырейской площади», утвержденного 10 июня 1982 года.

Инзырейская площадь введена в глубокое поисковое бурение скважиной №203 в 1983 году.

В результате геологоразведочных работ в разрезе месторождения выявлены 3 нефтяные залежи: одна в карбонатных отложениях верхнего девона, две в терригенных отложениях верхнего и среднего девона.

В отчете будет рассмотрена эксплуатационная скважина №604 Инзырейского месторождения.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

1. Общие сведения о КЦДНГ №1

Подрядные организации: в КЦДНГ №1 производят работы строительные, сервисные и транспортные подрядные организации. КЦДНГ №1 обеспечивается ООО «УТТУ» транспортом общего и специального назначения в количестве 19 единиц техники.

Вывоз нефти: в период сезонной эксплуатации вывоз нефти осуществляется ООО «Аметист», на линии в среднем задействовано до 16 нефтевозов объемом 20м³ каждый. Протяженность зимних дорог от ЦПС «Инзырей» до скважин 301-306 Россихина составляет 80 км.

Система нефтесбора(рис. 1): со скважин кустов №1, 1 бис, 3 и 4, а также со скважины №255 по герметизированной системе сбора и транспорта через выкидные линии поступает газонасыщенная нефтесодержащая жидкость, обводненностью 40% при температуре 38 ºС на замерные установки АГЗУ ОЗНА «Спутник», «Импульс». Для улучшения процесса расслоения эмульсии и отделения воды на кусту №1 посредством БРХ в нефтесборный коллектор подается деэмульгатор ФЛЭК Д-005 в количестве 80 г/т. Через систему нефтесборных коллекторов НСЖ за счет устьевого давления скважин подается на ЦПС(общая протяженность 5847 м).

Система подготовки нефти(рис. 2): на ЦПС «Инзырей» продукция добывающих скважин поступает через блок гребенок на блок фильтров, где происходит удаление из газожидкостной смеси крупных механических примесей. После прохождения через блок фильтров поток НСЖ направляется на УПОГ – устройство предварительного отбора газа.

Рисунок 1 – Система нефтесбора КЦДНГ №1

Частично дегазированная водонефтяная жидкость и отделенный газ направляются в нефтегазовый сепаратор. После НГС дегазированная жидкость направляется в попутные подогреватели, а газ направляется в горизонтальный газовый сепаратор для очистки от механических примесей и капельной жидкости, после чего направляется на дополнительную очистку в газовый сепаратор для дальнейшей подачи в магистральный газопровод Инзырей – Харьяга.

Нагретая НСЖ следует на установку предварительного сброса воды. На УПСВ происходит нагрев эмульсии до 65-70ºС и последующее ее разрушение, сопровождающееся выделением из нефти воды и остаточного газа. Отделенная в процессе вода сбрасывается в водоотстойник. Установки такого типа применяются как для тяжелых нефтей, так и для легких, с содержанием пластовой воды в нефти до 95%.

Рисунок 2 – Система подготовки нефти

Далее частично обезвоженная и дегазированная водонефтяная эмульсия направляется для дальнейшей подготовки в установку предварительного сброса воды. Здесь эмульсия нагревается до 73ºС, осуществляется сброс выделившейся свободной пластовой воды и дегазация. Пройдя подготовку, обезвоженная нефть направляется на установку подготовки нефти, на которой осуществляется обессоливание нефти за счет смешения ее с подогретой до 60ºС пресной водой.

Подготовленная в УПН нефть направляется на концевую сепарационную установку, поступает в технологический резервуар подготовленной нефти РВС №2, где происходит дополнительный отстой пластовой воды. Из РВС №2 отстоянная нефть направляется в резервуар товарной нефти №1. Из РВС №1 товарная нефть направляется в насосную внешней перекачки, откуда насосами внешнего транспорта подается на узел учета нефти(УУН) и после УУН поступает в межпромысловый нефтепровод «Инзырей-Харьяга» длиной 12063 м.

2. Общие сведения о скважине №604

Целевое назначение бурения: поддержание пластового давления нефтяной залежи в отложениях среднего девона.

Организация, проводившая бурение: Нарьян-Марская экспедиция Усинского филиала ООО «Буровая компания «Евразия».

Административный район: Ненецкий автономный округ.

Глубина скважины:

- проектная: по вертикали 4200 м, по стволу 4336,01 м;

- фактическая: по стволу 4300,0 м.

Возраст отложений, в которых находится забой скважины: средний девон (D₂ef).

Расположение скважины на местности: скважина 604 расположена на площадке куста №1 бис Инзырейского месторождения, который находится на расстоянии 980 м к югу от скважины №253.

Расположение скважины в тектоническом плане: нагнетательная скважина №604 пробурена в присводовой части Инзырейской структуры по отражающему горизонту D₂, с целью поддержания пластового давления нефтяной залежи в отложениях среднего девона.

Продолжительность бурения:

- по нормативу 158,2 сут.

- фактически 173,1 сут.

Таблица 1.1 – Отклонение забоя скважины

	Последний замер 4250 м	На глубине 4100 (кровля коллектора по ГИС)
Географический азимут	339,40º	339,95º
Угол наклона	27,31º	26,81º
Смещение забоя	587,62 м	520,24 м
Вертикальная поправка	133,33 м	117,12 м

2. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

1. Конструкция скважины

Таблица 2.1 – Проектная конструкция скважины (по ГТН)

Наименование колонны	Диаметр, мм	Интервал обсадки, м	Интервал цементажа, м
Направление	426	0-30	До устья
Кондуктор	324	0-510	До устья
I промежуточная колонна	245	0-1960	До устья
II промежуточная колонна	178	1800-3800 (3891,67)	3800-1800
Эксплуатационная колонна	127	3600(3669,5)-4200(4336,01)	4200-3600

Таблица 2.2 – Фактическая конструкция

Наименование колонны	Диаметр, мм	Интервал обсадки, м		Интервал цементажа, м		Испытание на герметичность
		от	до	от	до	опрессовка	результат
1	2	3	4	5	6	7	8
Направление	426	0	31,21	31,21	0	-
Кондуктор	324	0	508,97	508,97	18,2	-
I промежуточная колонна	245	0	1971,71	1971,71	18	P=27,3 МПа	герметично

Продолжение таблицы 2.2

1	2	3	4	5	6	7	8
II промежуточная колонна	178	1800,19	3891,84	3891,84	1941,7	P=27,3 МПа	герметично
Эксплуатационная колонна	127	3663,15	4298	4298	3665,8	P=27,3 МПа	герметично

Рисунок 3 – Конструкция скважины

2. Буровое оборудование

Буровая установка: Уралмаш ЗД-76

Буровой насос: УНБ-600

Лебедка: ЛБУ-1200 Д1

Ротор: Р-700

Привод лебедки и насосов: ДВС

Кронблок: УКБ-7-400

Крюкоблок: УТБК-5-225

Вертлюг: УВ-320

Тип вышки: Б-5 3/400 Р

Электростанция: ТМЗ 8481 – 3 шт.

3. Способы и режимы бурения

Таблица 2.3 – Режим бурения

Интервал, м	Нагрузка на долото		Количество работающих насосов	Производительность насосов, л/сек	Предельное давление на выкиде, атм
	При бурении сплошным забоем	При отборе керна
1	2	3	4	5	6
0-313	9	-	2	55	65
313-314	9	-	2	55	65
314-511	9	-	1	55	65
511-530	6	-	1	52	60
530-613	10	-	2	51	97
613-620	10	-	2	51	97
620-876	11	-	1	51	117
876-935	10	-	1	51	121
935-1398	10	-	2	46,8	128

Продолжение таблицы 2.3

1	2	3	4	5	6
1398-1973	7	-	1	46,4	135
1973-2000	10-12	-	1	27,2	81
2000-2024	10-12	-	1	31,6	81
2024-2033	12-16	-	1	32,9	128
2033-2205	12-16	-	1	32,9	128
2205-2262	12-16	-	1	32,9	128
2262-2270	10-12	-	1	29,9	117
2270-2333	10-12	-	1	29,9	117
2333-2535	10-12	-	1	29,9	117
2535-2700	10-12	-	1	30	123
2700-2768	8	-	1	28	144
2768-3253	4-8	-	1	28	144
3253-3504	3-6	-	1	28,5	148
3504-3590	4-8	-	1	28,5	167
3590-3787	4-8	-	1	28,6	172
3787-3892	4-8	-	1	28	175
3892-3913	4-5	-	1	14,3	177
3913-4110	2-4	-	1	14,3	180
4110-4130	2-4	-	1	14,1	182
4130-4167	2-4	-	1	14,1	173
4167-4196	2-4	-	1	14,1	187
4196-4250	2-5	-	1	14,9	190
4250-4270	1,5-3	-	1	14,9	208
4270-4300	1,5-4	-	1	14,9	207

Таблица 2.4 – Сведения о способах бурения, скорости бурения, отработка долот

Интервалы бурения, м	Способ бурения, число оборотов ротора, тип турбобура	Тип, размер и номер долота	Количество долот	Время бурения, час	Проходка на одно долото, м	Мех. скорость бурения, м/час	Рейсовая скорость, м/час
1	2	3	4	5	6	7	8
0-313	Ротор-85	393,7 М-ЦГВУR-370 №58	1	25,50	314	12,27	8,35
313-314	Ротор-85			3,75		0,27	0,14
314-511	Ротор-87	393,7 М-ЦГВУR-370 №55	1	26,75	197	7,36	5,67
511-530	Ротор-86	295,3 СГВ №240302	1	7	19	2,71	1,62
530-613	Ротор-96	295,3 MXL-3 №6052755	1	12,25	868	6,78	4,43
613-620	Ротор-96			7,75		0,90	0,53
620-876	Ротор-90			26,25		9,75	6,87
876-935	Ротор-95			3,25		15,73	7,38
935-1398	Ротор-95			67,00		6,91	4,94
1398-1973	Ротор-95	295,3 PDC DSX №211256	1	88,25	575	6,52	4,52
1973-2000	Ротор-98	215,9 MX-1 №6013360	1	11,00	27	2,45	1,33
2000-2024	Ротор-98	215,9EBXS-42S №10629495	1	18,25	33	1,32	0,83
2024-2033	ВЗД-96			9,50		0,95	0,40
2033-2205	ВЗД-96	215,9EBXS-30S №10940844	1	60,25	172	2,85	2,32
2205-2262	ВЗД-96	215,9EBXS-30S №10935049	1	30,50	65	1,87	1,17
2262-2270	ВЗД-160 + Ротор-55			9,50		0,84	0,46
2270-2333	ВЗД-160 + Ротор-55	215,9EBXS-30S №10934642	1	57,25	63	1,10	0,83

Продолжение таблицы 2.4

1	2	3	4	5	6	7	8
2333-2535	ВЗД-160 + Ротор-55	215,9EBXS-30S №10940847	1	54,50	202	3,71	2,90
2535-2700	ВЗД + Ротор-60	215,9EBXS-30S №10940840	1	55,75	165	2,96	2,35
2700-2768	ВЗД + Ротор-60	215,9 М2015 А №214879	1	15	1192	4,53	2,29
2768-3253	ВЗД + Ротор-45			96,25		5,04	4,06
3253-3504	ВЗД + Ротор-45			50,75		4,95	3,09
3504-3590	ВЗД + Ротор-52			24		3,58	1,82
3590-3787	ВЗД + Ротор-45			56,75		3,47	2,48
3787-3892	ВЗД + Ротор-45			40,75		2,58	1,98
3892-3913	Ротор-80	152,4 EBX42SR №10503751	1	27,5	21	0,76	0,48
3913-4110	ВЗД + Ротор-50	152,4 HH352G8 №ТЕ807	1	162,25	283	1,21	0,96
4110-4130	ВЗД + Ротор-50			27,5		0,73	0,32
4130-4167	ВЗД + Ротор-45			84,5		0,44	0,32
4167-4196	ВЗД + Ротор-47			122,25		0,24	0,18
4196-4250	ВЗД + Ротор-47	152,4 DDX3054-A4 №113507	1	162,25	74	0,33	0,27
4250-4270	ВЗД + Ротор-50			38,25		0,52	0,33
4270-4300	ВЗД + Ротор-33	152,4 DDX3054-A4 №118979	1	90,25	30	0,33	0,22

Таблица 2.5 – Применяемые конструкции КНБК и значения осевых нагрузок

	Осевая нагрузка, т	КНБК
	1	ТБПК - 127×9,19 «G 105» - до устья
	10-12	Долото 393,7 УБТ 203 – 54м УБТ 229 - 9м УБТ 178 – 18м КЛС 393,7 ПК 127×9,19 УБТ 229 – 9м КЛС 393,7 УБТ 229 – 36м
	14-16	Долото 293,3 ПК 127×9,19 УБТ 203 – 9м КЛС 295,3 УБТ 203 – 9м КЛС 295,3 УБТ 203 – 54м ЯСС 203,2 УБТ 178 – 100м
	18-24	Долото 215,9;УБТ 178 –9м;КЛС 215,9; УБТ 178 – 9м; КЛС 215,9; УБТ 178 – 85м; ЯСС 172;УБТ 178–74м
	5-7	КНБК и режимы в интервалах набора зенитного угла и стабилизации при наклонно-направленном бурении, согласно программы Baker Hughes INTEQ. КНБК и режимы в интервале 2700-4336 при наклонно-направленном бурении, согласно программы Baker Hughes INTEQ.