8 Углубление скважины

76

Раздел «Углубление скважины» разработан в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [4] и др. руководящих документов, а также с учетом опыта проектирования и строительства скважин на месторождениях Удмуртии.

8.1 Режим бурения и особенности технологии бурения эксплуатационной скважины

Бурение скважин предусматривается производить по отечественной технологии в качестве основного проектного варианта для учета затрат в смете. 8.1.1 Бурение под направление диаметром 324 мм с глубиной спуска 30м предусматривается производить роторным способом при частоте вращения ротора 65-80 об/мин шарошечным долотом 393,7 VU-K11TG-R227 (IADC 114) (см. табл. 8.2., КНБК №№ 1;10).

8.1.2 Бурение под кондуктор диаметром 245 мм с глубиной спуска 600 м по вертикали (630 м по длине ствола) предусматривается производить:

отечественная технология: шарошечные долота 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124) производства ОАО ˝Волгабурмаш˝ в сочетании с турбобуром 3ТСШ1-240 в двухсекционном исполнении или с ВЗД ДРУ-240 регулируемым углом перекоса осей - см. табл. 8.2., КНБК № № 2÷4;

импортная технология (справочно): шарошечное долото 295,3 ETS11GCK (IADC 135) производства Reed Hycalog в сочетании с винтовым забойным двигателем 5LZ244С×7.0LL с регулируемым углом перекоса осей – см. табл. 8.2., КНБК №№ 11÷13.

Набор зенитного угла производится с глубины 50 м:

отечественная технология: шарошечные долота 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124) с турбинным отклонителем ТО2-240 ВЗД (ДРУ-240) с углом перекоса осей -1,5 ⁰ (см. табл. 8.2., КНБК № 3);

импортная технология: шарошечное долото 295,3 ETS11GCK (IADC 135) с винтовым забойным двигателем 5LZ244X7.0 (угол перекоса осей принимается 1,5 ⁰ ) – см. табл. 8.2., КНБК № 12.

Осевая нагрузка на долото при наборе зенитного угла принимается 3÷5 тс.

8.1.3 Интенсивность промывки забоя при бурении под направление и кондуктор принимается в диапазоне 36÷42 л/с.

77

При наличии осложнений при бурении и перед спуском кондуктора интервал осложнений и ствол скважины прорабатывается компоновкой последнего долбления (см. табл. 8.2., КНБК № №№ 4;13.

8.1.4 Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм с глубиной спуска

1400 м по вертикали (1483 м - по длине ствола) предусматривается производить:

отечественная технология: шарошечные долота 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 549Х) либо 215,9 AUL -LS62Y-R437 (IADC 627Y) винтовым забойным двигателем Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ- 172) – см. КНБК №№ 6,7);

импортная технология (справочно): шарошечное долото 215,9 TD44ALK (IADC 417) или 215,9TD61ALK (IADC 617) либо 215,9 HP62 ALK (IADC 617) с винтовым забойным двигателем 5LZ172D×7.0LL – см. табл. 8.2., КНБК №№ 15,16.

Интенсивность промывки забоя принимается в диапазоне 29÷36 л/с.

8.1.5 Отбор керна при бурении под эксплуатационную колонну (в 1/10 скважине) предусматривается производить турбинным способом: ВЗД Д2-195 с керноотборным снарядом КИМ-195/100 с бурильной головкой БИТ-215,9/100 С2 (см. табл. 8.2., КНБК №№ 8;17) при интенсивности промывки 24,8 л/с. Нагрузка на бурильную головку выбирается из условия обеспечения максимальной механической скорости проходки, но не более величины, указанной в паспорте.

Резервный вариант: использование Д5-195 с керноотборным снарядом УКР-172/100 “Кембрий” в одно или двухсекционной сборке с бурголовкой К212,7/100 ТКЗ.

Первый рейс с отбором керна рекомендуется производить односекционным снарядом и в зависимости от величины выноса керна (более 80%) геологической службой “Заказчика” принимается решение об использовании трех секций керноотборного снаряда.

Особые требования.

1. Перед спуском керноотборного снаряда в скважину ствол скважины должен быть тщательно проработан.

2. Запрещается спуск керноотборного снаряда в скважину после её простояв течение суток и более. В этом случае ствол скважины до забоя следует проработать.

3. В процессе отбора керна не допускается отрыв керноотборного снаряда от забоя скважины.

4. После отбора керна по стандартной технологии производится расширка интервала отбора с использованием КНБК №7,16 (см. табл. 8.2)

5. Проходка на одно долбление не должна превышать длину керноприемной трубы снаряда.

78

8.1.6 В состав основных проектных компоновок низа бурильной колонны для сплошного бурения включаются:

• При бурении под направление: долото 393,7 VU-K11TG-R227 (IADC 114), УБТС.2 Ø229 мм– 12 м, УБТ Ø178 -12 м – КНБК №1 (см. табл.8.2);

• При бурении под кондуктор: долото 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124), калибратор 8КС-295,3СТ, турбобур 2ТСШ-240 с накладками диаметром 283 мм (ДРУ-240), УБТС Ø203мм–32 м, УБТ Ø178 мм – 12 м – КНБК №№ 2÷4 (см. табл.8.2). Если при бурении под кондуктор ожидаются поглощения, в составе КНБК применять кольмататор УОК диаметром 203 мм.

• При бурении под эксплуатационную колонну: долото 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 547Х) или 215,9 AUL -LS62Y-R437 (IADC 627Y), калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-212÷214), ВЗД Д2-195 с накладками диаметром 210 мм (ДРУ-195, ДРУ-172), УБТ Ø178 мм – 25 м, обратный клапан КОБ 178хЗ-147 - КНБК №№ 6,7 (см. табл.8.2);

При проведении последнего долбления перед отбором керна, в КНБК включить МШУ-195.

• Шаблонировка, а при необходимости и проработка ствола скважины перед спуском эксплуатационной колонны: долото 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 547Х), ВЗД Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ-172), УБТ Ø178 мм – 25 м, обратный клапан КОБ 178хЗ-147 – КНБК № 7 (см. табл.8.2). Если бурение ствола скважины велось с поглощением бурового раствора, то в КНБК для проработки включить кольмататор УОК диаметром 178 мм.

8.1.7 Расход бурового раствора принят исходя из условия энергетических характеристик применяемых гидравлических забойных двигателей, а также с учётом снижения противодавления на стенки ствола скважины и снижения вероятности поглощения при бурении.

Режим работы буровых насосов УНБ-600 приведён в табл. 8.7.

8.1.8 Осевая нагрузка на долото устанавливается в зависимости от типоразмера долота, гидравлического забойного двигателя (ВЗД), твердости разбуриваемых горных пород, технико-технологическими условиями углубления скважины, условия получения максимальной рейсовой скорости проходки (минимума себестоимости бурения одного метра) и опыта бурения скважин в данном регионе.

8.1.9 Момент подъема долота определяется:

- технико-технологической необходимостью;

- снижением механической скорости более чем в два-три раза в сравнении с первоначальной;

- окончанием бурения под соответствующую обсадную колонну.

79

8.1.10 Контроль процесса бурения скважины под кондуктор и эксплуатационную колонну предлагается производить станцией геолого-технологического контроля. Тип станции определяется “Заказчиком”. Осуществляя анализ совокупности контролируемых параметров режима бурения и состояния ствола скважины, станция предсказывает и предупреждает возникновение непредвиденных осложнений, предаварийных и аварийных ситуа­ций, а также определяет интервалы возникших осложнений (например, поглощение) .

8.1.11 Способы, режимы бурения и проработки ствола скважины приведены в табл. 8.1.

8.1.12 Потребное количество долот и элементов КНБК по интервалам бурения приведены в таблицах 8.3., 8.4.

8.1.13 Конструкции бурильных колонн и вес применяемых бурильных труб по интервалам бурения приведены в таблицах 8.5., 8.6.

8.1.14 Распределение потерь давления в циркуляционной системе по интервалам бурения приведены в таблице 8.8.