Реферат Производственная практика 8

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 21.9.2024

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра “Бурения нефтяных и газовых скважин”

ОТЧЕТ

По первой производственной практике



выполнил:

студент гр. ГБ-06-01                                                           Хамидуллин Д.Р.
                 Руководитель практики:                                                Степанова Э. Н.



Принял:

                   преподаватель                                                               Хабибуллин И.
   Уфа-2009

Введение.
Первую производственную практику проходил в г. Ноябрьск в «СБК»

с 1 июля по 2 августа 2009 года на 18-ом кусту Средне- Итурского месторождения помощником бурильщика

Для этого района характерен континентальный климат с суровой продолжительной зимой и непродолжительным прохладным летом, короткими переходными весенним и осенним сезонами.

Среднегодовая температура атмосферного воздуха отрицательная (- 6,8 ⁰С). Средняя температура самого холодного месяца января - минус 27 ⁰С, а самого жаркого июля – плюс 13,5 ⁰С. абсолютный минимум температуры приходится на январь - 58 ⁰С, абсолютный максимум - на июль +35 ⁰С. продолжительность безморозного периода 75 дня. Устойчивых морозов – 206 дней. Среднегодовое количество выпадающих в данном районе осадков невелико и составляет порядка 371 мм. На протяжении всего года относительная влажность держится на высоком уровне – 64-68%. Продолжительность снежного покрова составляет 232 день. Преобладающее направление ветров – юго-западное. Средняя годовая скорость ветра составляет 5,2 м/сек.

Территория находится в зоне сплошного распространения многолетнемерзлых пород, мощность которых для основной части площади составляет 300-450 м, в поймах рек – 150-300 м.
1. Подготовительные работы к строительству скважин
Подготовительные работы к строительству скважины производятся подразделениями УБР. К подготовительным работам относятся строительство подъездных дорог и коммуникаций, обеспечение водоснабжением и энергоснабжением, подготовка площадки к установке оборудования, строительство жилого поселка для буровой бригады. Так как данное месторождение находится на заболоченной местности с неустойчивыми грунтами, то в первую очередь предполагаемый участок расположения куста застилают лесоматериалом. Затем делают насыпь из песка. Песок насыпают до необходимой высоты, площадку разравнивают. После того, как площадка готова, на нее завозится необходимое оборудование. Монтируется буровая вышка и привышечные сооружения.

2. Строительно-монтажные работы

Строительно-монтажные работы занимают 45-60 суток. К ним относятся: монтаж буровой вышки, буровой установки, привышечных сооружений, емкостного блока, блока очистки промывочной жидкости, насосно-компрессорного блока. Блоки перетаскиваются с помощью гусеничного трактора по зимнику.

Вышка монтируется в горизонтальном положении, а затем поднимается с помощью полиспастовой системы и гусеничного транспорта, и устанавливается на железнодорожную платформу. На ней вышка перемещается по кустовой площадке от скважины к скважине. Установка вышки в вертикальное положение—наиболее ответственная операция независимо от того, производится она тракторами или механизмами буровой.

Талевая система на вышках монтируется при горизонтальном положении последних.

3. Подготовительные работы к бурению скважины

Подготовка к бурению включает в себя :оснастку талевой системы, установку ротора, соединение бурового шланга со стояком и вертлюгом, оснащение буровой элементами малой механизации, механизмами и инструментами для выполнения спуско-подъемных и других работ в процессе проходки скважины, подготовка инструмента, сооружение первой обсадной колонны, сооружение бурильной колонны, бурение шурфа, размещение бурового, слесарного и другого инструмента, противопожарного инвентаря и средств по технике безопасности. Если бурится первая скважина, необходимо подготовить порцию бурового раствора. Перед началом бурения обязательно проверить работу всего оборудования.

4. Применяемая буровая установка

Бурение скважины производилось буровой установкой БУ-3000 ЭУК.

Промывка скважины производилась двумя буровыми насосами УНБ-600. При бурении интервала 0-368м. на буровых насосах были установленны втулки диаметром 170мм.

Циркуляционная система включает в себя: 3 приемные емкости объемом по 40м³, оборудованных лопастными перемешивателями (по 2 на каждой емкости), емкостью ЦСГО объемом 12м³, емкостью под тех.воду объемом 30м³, и емкостью для приготовления раствора объемом 10м³, оборудованной гидроворонкой.

Система очистки на буровой включает три ступени очистки: первая состоит из двух вибросит KTL-48 на них установлены очистные панели 50х50х50 и 38х38х38. Вторая ступень представленна: пескоотделитель ПО - 90 с насадками диаметром 10мм, илоотделитель ИГ-45 диаметр насадок 5мм, а также осушающее вибросито KTL-48 с панелями 175х175х175 меш. К третьей ступени относится центрифуга KEM TRON. Эффективность полного комплекса очистки можно оценить в 65%.

Вышечный блок – место работы вахты буровиков, состоит из вышки, боковых рабочих площадок, лестничных маршей, приемного моста, ветровой защиты и всего комплекса оборудования.

Лебедочный блок – представляет собой редукторный сарай в котором размещается привод лебедки и ротора и асинхронный двигатель.

Емкостной блок – место расположения приемных емкостей для промывочной жидкости, очистного оборудования и ЦГСО, оборудования для приготовления промывочной жидкости.

Насосный блок – помещение, в котором находятся буровые насосы.

Компрессорный блок – место установки компрессоров и ресивера – накопителя.

Электроблок – трансформаторно-распредилительный цех.

5. Основные работы

Основные работы - эта группа работ включает механическое бурение, спуско-подъемные операции, промывку, крепление, цементирование и испытание скважин, а также все электрометрические работы, выполняемые промыслово-геофизической службой.

Спуско-подъемные операции относятся к наиболее трудоемким работам. На ниx приходится 15-40 % времени, предназначенного на бурение скважины. Захват и освобождение бурильных труб при спуско-подъемных работах эффективно осуществляются при использовании одного элеватора и пневматических клиновых захватов или пневматических клиньев, встроенных в ротор. Управление этими механизмами производится при помощи педального крана управления, установленного у поста бурильщика.

Для облегчения труда рабочих широко применяются стационарные автоматические ключи типа АКБ-3, которые полностью механизируют все основные операции по свинчиванию и развинчиванию, а также захвату и освобождению труб. Этим ключом управляет рабочий с пульта при помощи двух рукояток.

Большое значение для сокращения затрат времени, труда и средств на спуско-подъемные операции имеют своевременная подготовка каждого рабочего буровой вахты (бригады) к выполнению отдельных рабочих приемов; четкое распределение функций между рабочими и согласованное точное их выполнение; своевременная подготовка и правильное расположение инструмента на рабочем месте; выбор высоты буровой вышки в соответствии с глубиной скважины и длиной свечи бурильных труб (бурильных штанг); выполнение спуско-подъемных операций при наиболее полном использовании мощности оборудования; обучение всех рабочих передовым приемам работ; содержание рабочего места в чистоте и свободным от ненужных при работе предметов.

Время пребывания долота на забое и механическая скорость определяют проходкой долота (рейс, т. е. число метров, пройденных долотом за время его работы на забое). Большую роль в увеличении проходки за рейс долота играет режим бурения.

Режим бурения — сочетание ряда факторов (параметров), влияющих на показатели бурения. К числу важнейших факторов относятся осевая нагрузка на долото (буровой наконечник), число оборотов долота (бурового наконечника) в минуту, количество и качество промывочной жидкости.

Сочетание факторов (параметров), обеспечивающих наиболее высокую и качественную проходку за рейс долота при данной технической вооруженности буровой, называется оптимальным режимом бурения. Для выбора и соблюдения оптимального режима бурения важное значение имеют тщательное изучение геологических условий проводки скважин и физико-механических свойств пород; инструктаж буровой бригады по изменению отдельных параметров режима в процессе бурения; систематический контроль за процессом бурения со стороны геологической службы; обеспечение наиболее полного использования потенциальных возможностей бурового оборудования и инструмента.

Оптимальные параметры бурения выбираются на основе изучения и обобщения передового опыта буровых бригад. С этой целью используются режимные карты отработки долот, буровые рапорты, индикаторные диаграммы, геологические разрезы и другие первичные материалы. Данные первичных материалов, характеризующие параметры режимов бурения и количественные показатели бурения, классифицируются с учетом способа бурения, применяемого оборудования и бурильной колонны, параметров скважины, типа долота по свитам, горизонтам и пластам. Анализ этих данных позволяет установить типы долот, которыми достигаются наивысшие показатели бурения, наивыгоднейшее время эффективной работы долот на забое, рациональные соотношения параметров режима бурения.

Соблюдение и улучшение соотношения параметров режима бурения во многом зависят от организации работы бурильщика. Поэтому работа каждого бурильщика должна также тщательно анализироваться.

Основными работами по промывке скважин являются: регулирование качества и количества промывочной жидкости, которая закачивается в скважину в единицу времени, с учетом литологических особенностей разбуриваемых горных пород, давления в проходимых пластах, конструкции скважин и темпов бурения; приготовление и очистка промывочной жидкости.

К параметрам, характеризующим качество промывочной жидкости, как известно, относятся водоотдача, статическое напряжение сдвига, условная вязкость, концентрация водородных ионов рН, содержание песка, удерживающая способность, отстой, стабильность и плотность.

Величины параметров промывочной жидкости устанавливается применительно к особенностям каждой разбуриваемой геологической свиты.

Изменение параметров промывочной жидкости в процессе бурения каждой скважины тщательно контролируется. С этой целью организуется переносная лаборатория с комплектом необходимых приборов на каждой скважине. На каждой скважине замеряются водоотдача, толщина корки, статическое напряжение сдвига и высота осадка в приемном чане 2 раза за одну вахту, вязкость, процентное содержание песка, температура и плотность через 2 ч в нормальных условиях бурения и через 30 мин. в осложненных условиях бурения и в скважинах глубиной более 1500 м.. Систематически определяется концентрация водородных ионов рН. Все замеры регистрируются в специальных журналах как непосредственно на буровых, так и в стационарной лаборатории. В журналах отражаются также данные по химической обработке промывочной жидкости (наименование и количество добавок, вводимых в промывочную жидкость, начало и конец обработки промывочной жидкости и т. п.).

Количество промывочной жидкости, закачиваемой в скважину в единицу времени, устанавливается с учетом максимально возможной скорости восходящего потока в затрубном пространстве (но не менее 1,6 м/с) и максимального использования мощности буровых насосов.

Промывочная жидкость готовится индивидуальным способом (непосредственно у буровой).

У буровой промывочная жидкость приготовляется буровой бригадой путем размешивания комовой глины в механических глиномешалках и глинопорошка в гидравлических мешалках. Чтобы промывочную жидкость можно было вновь закачивать в скважину, ее необходимо на поверхности полностью очистить от вынесенных частиц породы. Неочищенная промывочная жидкость снижает свою удерживающую способность и возможность выноса новых частиц выбуренной породы, способствует преждевременному износу бурового оборудования и бурильных труб.

К очистным сооружениям, используемых на месторождениях относятся: вибросита с ситами различного диаметра, гидроциклоны и глино-пескоилоотделители, центрифуга.

Все работы, связанные со спуско-подъемными операциями, механическим бурением и непосредственно с промывкой при строительстве скважины, выполняет буровая бригада, в которую входят четыре вахты. Руководит буровой бригадой буровой мастер. Вахта состоит из четырех человек — бурильщика и трех его помощников.

При всех способах бурения буровую установку обслуживает слесарь по ремонту оборудования и электромонтер. Также на буровой присутствует инженер по бурению (один на вахту).

Эффективность работ по креплению скважин в значительной степени предопределяют:

1) тщательная подготовка скважин к спуску обсадных труб (проведение предусмотренного комплекса электрометрических работ, промывка скважин с целью полного удаления всех обломков выбуренной породы, определение точной глубины скважины и т. п.);

2) тщательная подготовка обсадных труб для спуска их в скважину (проверка резьбовых соединений, внутренних диаметров и прямолинейности, замер и запись длины каждой трубы);

3) свинчивание обсадных труб по две или три, если это позволяет высота буровой вышки; спуск сварных обсадных колонн;

4) своевременная подноска и удобное расположение труб перед спуском их в скважину;

5) своевременная подготовка и полное использование имеющихся средств механизации' при спуске обсадной колонны;

6) четкое распределение функций между рабочими буровой бригады во время спуска обсадных колонн.

Перед цементированием скважина промывается до того момента, когда выравниваются плотности жидкости, выходящей из скважины, и жидкости, поступающей в нее. Время, затрачиваемое на промывку, зависит от глубины и диаметра скважины, диаметра бурильных труб и подачи насосов.

Работы по цементированию скважин выполняет организация «Shlumberger».. В состав бригады входят машинисты и мотористы-водители, один-два оператора по цементированию и шофер цементовоза. Каждая бригада обслуживает 1 цементировочных агрегатов и 2 цементосмесительных машин. Работами по цементированию скважины руководит инженер по заливке.

Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки пласта, месторождения.

При кустовом бурении скважин значительно сокращаются строительно-монтажные работы в бурении, уменьшается объем строительства дорог, линий электропередач, водопроводов и т. д. Наибольший эффект от кустового бурения обеспечивается при бурении в условиях моря, в болотистых местностях и др.

Основными подготовительными работами являются подготовка площадки к строительству наземных сооружений и прокладка коммуникаций.

Применяются различные типы и варианты кустований. Кусты делят на локальные, т. е. не связанные постоянными дорогами с базой; кусты, расположенные вдоль транспортной магистрали, и кусты, находящиеся в центре транспортной магистрали. В первом случае скважины направляют во все стороны (веером), что позволяет собрать в куст максимальное количество устьев скважин. При разбуривании многопластовых залежей количество скважин в кусте увеличивается. В случае расположения кустов вдоль транспортной магистрали количество скважин в кусте уменьшается по сравнению с количеством скважин на локальном кусте.

Одна из основных особенностей проводки скважин кустами — необходимость соблюдения условия непересечения стволов скважин. Опыт показывает, что с точки зрения пересечения соседних стволов опасны верхние вертикальные участки. Важное значение имеет также установление минимальной разности вертикальных глубин точек забуривания стволов скважин в кусте.

Максимальное значение допустимой минимальной разности в глубине точек забуривания стволов соседних скважин должно составлять 50 м, что и рекомендуется в качестве допуска, когда глубина места зарезки ствола не превышает 1000 м. По результатам фактического положения стволов должны вноситься соответствующие коррективы в проекты на бурение последующих скважин.
6. Механическое бурение
Интервал бурения 0 –368 метров.

Краткая литологическая характеристика разреза

0 – 368 метров

Неравномерное переслаивание песков, алевролитов, песчаников и глин.

Песчаники и пески серые, светло-серые, мелко-реже средне и крупнозернистые, полевошпатово-кварцевые, с примесью гравия и гальки. Алевролиты серые, зеленовато-серые.

Возможные осложнения

Разрез неустойчив. Возможны осыпи, обвалы стенок скважины, образование каверн. При прохождении глинистых пропластков – сальникообразование, прихват бурильного инструмента.
Интервал бурения 0 – 368м
К бурению под кондуктор приступили 29 июня 2009 года. Для бурения под направление был приготовлен бентонитовый раствор объёмом 80м3 с начальными параметрами:

Уд.вес=1,15 г/см3;

Т=82с;

В=11 мл/30мин;

рН=8,5;

П=0,1%;

МВТ=70кг/м3.

Для бурения под направление осуществлялось следующей КНБК:

- БИТ 393,7 ВТ419 (насадки 6х19мм);

- ВЗД А962 ХР -9,73м;

- ОК 206мм – 0,9м;

- КП 392,3мм – 2,14м;

- НУБТ 212мм – 8,93м;

- SlimPulse 650 MWD 170мм – 9,42м;

- НУБТ 203,2мм – 8,93м;

- УБТ 203мм – 44м;

- СБТ 127мм – ост.
Бурение данного интервала прошло за одно долбление. При достижении глубины 368м произвели промывку в течении 3-х часов. В процессе подъема затяжек не отмечено. Спуск направления до глубины 366м. Промывка, выравнивание параметров раствора. Работы по цементажу проводились фирмой «СТК». ОЗЦ.
Стоимость материалов и услуг

Интервал бурения 368-1238метров

под кондуктор Ø 245м.
Стратиграфический разрез в интервале 360-1342м предствален полеогеновыми и меловыми отложениями, сложенном из пород: песчанника, алевролита, глины, аргиллита, опоки и песков.
Программные параметры бурового раствора:
В интервале 368 – 1238м (по стволу)

Плотность, г/см³	1.10-1.16
Условная вязкость, сек/ кварта	40 - 50
Пластическая вязкость, мПа∙с	15 - 20
ДНС, Па	6 - 8
СНС, Па (10с/10мин)	2-3 / 3-10
рН	8.5 – 9,5
Водоотдача (АHИ), см³/ 30 мин	<9
Содержание песка, %	<1.0 %
Смазка, %	1

Обзор работ

На ОЗЦ направления было приготовлено 80м³ свежего бурового раствора системы BOREMAX.

При бурении данного интервала на виброситах были установлены следующие панели:

- 1 вибросито: 100; 50; 50 меш.

- 2 вибросито: 100; 50; 50 меш.

- Осушающее вибросито: 200; 200; 200 меш

Разбуривание цементного стакана, оснастки обсадной колонны и бурение осуществлялось КНБК “Schlumberger”:

	КНБК			Well 186
	Компоновка №	Sr-Iturskoe_ BHA#02_11.626_ PDC_A825M7848XP_1.5			Дата	July 01, 2009

	Месторождение	Sredniy Itur			Скваж	02 # Well 186
	Куст	Pad 18- Pulkovo1942			Ствол	Pilot Hole

№	Наименование	Производит модель	Номер	Шейка наруж/ Длина (м)	Диаметр Наруж/ Внутр (мм)	Диаметр Макс наруж (мм)	Резьба Низ Резьба Верх	Длина (м)	Сумарн. Длина (м)
1	295.3mm PDC Bit	Burinteh	1441		236,2	295,3		0,33	0,33
	Долото алмазное	BT61907			95,2		З-177 Н
2	A800M7840XP (1.5 deg)	Schlumberger	05814		209,6	292,1	З-152 М	8,30	8,63
	ВЗД "PowerPak" (1.5 гр)	A800M7840XP			158,8		З-152 М
3	Float Sub	Schlumberger	SBD 329	206,0	206,0	206,0	З-152 Н	0,90	9,53
	Обратный клапан			22,9	80,0		З-152 М
4	Stabilizer	Schlumberger	SBD 31015	209,0	206,0	279,4	З-152 Н	2,34	11,87
	Калибратор			8,1	90,0		З-152 М
5	Non-Magnetic Pony Drill Collar	Schlumberger	SBD 52552	209,0	209,0	209,0	З-152 Н	4,46	16,33
	Короткая немаг. УБТ			113,3	71,0		З-152 М
6	Saver Sub	Schlumberger	SBD 1193	208,0	208,0	208,0	З-152 Н	0,48	16,81
	Предохр. переводник			12,2	72,0		З-171 Н
7	SlimPulse	Schlumberger	1774	216,0	216,0	216,0	З-171 М	9,42	26,23
	Телеметрия SlimPulse	Bat. On bottom		239,3	127,0		З-171 М
8	Saver Sub	Schlumberger	SBDR 1410	210,0	210,0	210,0	З-171 Н	0,68	26,91
	Предохр. переводник			17,3	72,0		З-152 М
9	Non-Magnetic Drill Collar	Schlumberger	SBDR 512	204,0	204,0	204,0	З-152 Н	8,93	35,84
	Немаг. УБТ			226,8	72,0		З-152 М
10	Crossover	Schlumberger	SBD 29171	202,0	202,0	202,0	З-152 Н	1,22	37,06
	Переводник			31,0	70,0		З-171 М
11	203.2 mm Collar (5 joints)	SBK			203,2	203,2	З-171 Н	37,38	74,44
	УБТ (5 труб)				90,4		З-171 М
12	Crossover	Schlumberger	634	202,0	202,0	202,0	6.62 FH Pin	0,65	75,09
	Переводник			31,0	70,0		6.62 Reg Box
13	Hydro-Mechanical Jar	Radius-servis	041		204,0	204,0	6.62 Reg Pin	5,41	80,50
	Ясс	WDT-8			71,4		6.62 Reg Box
14	Crossover	Schlumberger	SBD29201	213,1	210,0	210,0	6.62 Reg Pin	1,10	81,60
	Переводник			23,4	76,0		6.62 FH Box
15	203.2 mm Collar	SBK			203,2	203,2	6.62 FH Pin	7,40	89,00
	УБТ				90,4		6.62 FH Box
16	Crossover	SBK	n/a	202,0	202,0	202,0	6.62 FH Pin	0,40	89,40
	Переводник			31,0	70,0		З-133 М
17	5" 19.50 DPG, 10% Wear (90 joints)	SBK			127,0	168,3	З-133 Н	1150,00	1239,40
	Бур. трубы "G" (90 труб)				108,6		З-133 М
			Общий вес			Total Weight (kgf)	55662	Общ длина	1240,61
			Вес под яссом			Below Jar (kgf)	16561,0
	Коментарии

	Калибратор			Датчик				Насадки
	Длина Лопастей (м)	Серед-Долото (м)		Тип	Расст до долота (м)			Кол-во	Разм 1/32''
	0,41	1,01						5	11.00
	0,50	10,68						3	14.00
		Перекос						Площ мм2	590,33
	Угол перекоса (градусы)	- долото (м)
	1,50	2,55						Контроль
								Составил	AKasyanov
								Проверил

Разбуривание оснастки колонны и цементного стакана провели на бентонитовом растворе разбавленном технической водой, оставшемся в направлении после цементажа, после чего заместились на буровой раствор «BOREMAX» и приступили к дальнейшему углублению скважины.
Бурение и слайдирование в интервале 368 - 1238м.
Бурение и слайдирование в режиме - нагрузка на долото 10тн, производительность насосов 50л/сек (давление 135атм), средняя мех. скорость – 36.3 м/час. На гл.1238м был набран зенитный угол – 17град, азимут – 322.град.

При достижении проектной глубины 1238м скважины была промыта в течении полутора циклов и произведен подъем инструмента до устья, в процессе подъема инструмента затяжек не отмечено. При осмотре КНБК в процессе разборки сальникообразование не обнаружено.

На шаблонировку перед спуском кондуктора 245мм была спущена следующая КНБК:

КС-290 -1м;

ТР-240 – 9м;

СБТ 127 – остальное.

В процессе спуска инструмента посадок не отмечено. На забое скважина была промыта в течении двух циклов и прокачана очищающая пачка V=6м3, Уд.вес=1.2 (активный раствор+CaCO3), при выходе пачки на вибросита отмечено увеличение выноса шлама на 10%. В процессе подъема инструмента до устья затяжек небыло.

Спуск кондуктора до забоя 1238м прошел без осложнений. Цементаж осуществлялся в две ступени. Работы выполняла фирма «СТК». ОЗЦ.

Обработка раствора и параметры.

Параметры раствора в интервале 368-1238м, поддерживались своевременными обработками, и были следующими:

Плотность	1.12-1.15 г/см3
Усл. Вязкость	43÷60 сек
Пл. Вязкость	12-19 мПа∙с
ДНС	6,2÷8,1 Па
СНС 10с/10мин	2/6÷3/11 Па
Фильтрация	7,0÷7,4см3/30мин
рН	8,5÷10
Сод. песка	≤1%;
Хлориды	700 мг/л
MBT	49÷56 кг/м3

Плотность

На протяжениии этого интервала плотность, раствора была в пределах 1.12-1.15 г/см3.Плотность поддерживалась в этих пределах вводом новых премиксов и работой центрифуги в активной системе.

МБТ

МБТ поддерживалось в пределах 49÷56 кг/м3. Данное количество коллоидной фазы являлось достаточной и необходимой для данной системы раствора, для поддержания качества фильтрационной корки.

Водоотдача

Водоотдача контролировалась такими химреагентами как: Polyac Plus и CMC-LVT.

На протяжении бурения интервала, водоотдача была в пределах 7,0÷7,4см3/30мин, что соответствовало программе по растворам.
Реология

Реологические характеристики раствора в процессе бурения менялись в следующих пределах:

Усл. Вязкость           43÷60 сек;

Пл. Вязкость             12-19 мПа∙с

ДНС                                 6,2÷8,1 Па

СНС 10с/10мин        2/6÷3/11 Па,

что соответствовало программе по растворам.
Фильтрационная корка

На всем протяжении бурения, фильтрационная корка была плотной, прочной и эластичной, что достигалось поддержанием концентрации Polyac Plus в сочетании с глинистой фазой.
Обработка бурового раствора
На начало бурения было приготовлено 80 м³ BOREMAX раствора с параметрами: плотность 1.12 г/см³, условная вязкость 45 сек, водоотдача 7,4 см³/30 мин, СНС 2/6 Па 10с/10мин, рН 10.

Для пополнения объёмов и поддержания параметров дополнительно за время бурения в активную систему было введено 205,3 м³ Boremax раствора . Основным назначением приготовленного раствора было пополнение активного объёма, поддержание плотности, а также реологических параметров промывочной жидкости в программных пределах.

Полные потери раствора составили: 141,4 м³ - это естественные и технологические потери, связанные с СПО, наращиванием, фильтрацией в пласт, работой центрифуг и вибросит, ремонтами насосов, сбросом загрязненного раствора при цементаже и т.д.

Контроль водоотдачи осуществлялся обработкой бурового раствора реагентом Polyac

Plus
, CMC-LV.

Для повышения смазывающих способностей раствора, при бурении в буровой раствор вводился реагент LUBRIOL.

В качестве кольматирующего и утяжеляющего реагента использовалась мраморная крошка CaCO3 (50мкм).

Уровень щелочности промывочной жидкости контролировался вводом каустической соды.

В качестве противосальниковой добавки использовался реагент Drilling

detergent который добавлялся непосредственно в емкости при обработках и приготовлении раствора, возможность добавлять его в бурильный инструмент при наращиваниях была ограничена из-за наличия в КНБК обратного клапана. При подъемах на элементах КНБК сальник отсутствовал.

Очищающие пачки готовились с применением активного бурового раствора+CaCO3.

Интервал бурения 1238 - 2912 метров

под эксплуатационную колонну Ø 178м.
Стратиграфический разрез в интервале В основном геологический разрез скважины представлен в верхней части песчаником среднесцементированным, а в средней и нижней части аргиллитами плотными зеленовато-серыми с прослоями крупно-мелкозернистого кварцевого алевролита.

Продуктивный пласт представлен песчаником средне-мелкозернистым кварцевым на глинистом контактно-поровом цементе с редкими пропластками аргиллита.

Обзор работ:

В процессе ОЗЦ кондуктора было приготовлено 114 м³ BOREMAX II раствора с параметрами: плотность 1.12 г/см³, условная вязкость 40 сек, водоотдача 6,0 см³/30 мин, СНС 2/4 Па 10с/10мин, ПВ=17 мПа∙с, ДНС=3,8Па, рН=9, МВТ=28 кг/м³, Смазка -1%.
При бурении данного интервала на виброситах были установлены следующие панели:

- 1 вибросито: 175; 100; 100 меш.

- 2 вибросито: 175; 100; 100 меш.

- Осушающее вибросито: 200; 200; 200 меш

Разбуривание цементного стакана, оснастки обсадной колонны и бурение осуществлялось КНБК “Schlumberger”.

Бурение и слайдирование в режиме - нагрузка на долото 6-10тн, производительность насосов 36л/сек (давление 195атм)- на насосах УНБ-600 были установлены втулки Ø130 и Ø140 мм, средняя мех. скорость – 25.5 м/час.

Разбуривание оснастки колонны и цементного стакана произвели на технической воде, после чего заместились на буровой раствор «BOREMAX» и приступили к дальнейшему углублению скважины.

	КНБК			Well 186
	Компоновка №	Sr-Iturskoe_ BHA# 3_8.625_ PDC_A675M7850_1.83			Дата	July 07, 2009

	Месторождение	Sredniy Itur			Скваж	02 # Well 186
	Куст	Pad 18- Pulkovo1942			Ствол	Pilot Hole

№	Наименование	Производит модель	Номер	Шейка наруж/ Длина (м)	Диаметр Наруж/ Внутр (мм)	Диаметр Макс наруж (мм)	Резьба Низ Резьба Верх	Длина (м)	Сумарн. Длина (м)
1	220.7 mm PDC Bit	Burinteh	9477		158,8	219,1		0,28	0,28
	Долото алмазное	220.7 BT 613 T.10			57,2		З-117 Н
2	Motor A675MXP7850 (1.83 deg)	Schlumberger	05779		174,0	214,3	З-117 М	8,22	8,49
	ВЗД "PowerPak" (1.83 гр)	A675MXP7850 w/ float sub			139,7		З-133 М
3	212.7 mm String Stabilizer	Schlumberger	CIS 022		164,0	212,7	З-133 Н	2,15	10,65
	Калибратор				72,0		З-133 М
4	171.0 mm Pony Non-Mag Drill Collar	Schlumberger	SBDR 1380		171,0	171,0	З-133 Н	3,28	13,93
	Короткая немаг. УБТ				72,0		З-133 М
5	Lower Saver Sub	Schlumberger	SBDR 1406		171,0	173,0	З-133 Н	0,73	14,66
	Предохр. переводник				72,0		З-133 Н
6	SlimPulse - Bat. On bottom	Schlumberger	1807		172,0	172,0	З-133 М	9,45	24,10
	Телеметрия SlimPulse	SlimPulse - Bat. On bottom			98,6		З-133 М
7	Upper Saver Sub	Schlumberger	SBDR 671		169,0	169,0	З-133 Н	0,77	24,88
	Предохр. переводник				72,0		З-133 М
8	171.0 mm Non-Mag Drill Collar	Schlumberger	SBDR 7193		171,0	171,0	З-133 Н	8,91	33,78
	Немаг. УБТ				72,0		З-133 М
9	127.0 mm HWDP (22 joints)	SBK			127,0	165,1	З-133 Н	205,52	239,31
	ПолуУБТ (22 трубы)				76,2		З-133 М
10	Crossover	Schlumberger	SBD26773	170,0	178,0	178,0	З-133 Н	0,33	239,64
	Переводник			14,0	71,4		З-147 М
11	177.8 mm Collar (8 joints)	SBK		177,8	177,8	177,8	З-147 Н	86,13	325,77
	УБТ (11 труб)			3048,0	72,0		З-147 М
12	Crossover	Schlumberger	SBDR 1669	164,0	164,0	173,0	З-147 Н	0,92	326,69
	Переводник			14,0	71,4		З-133 М
13	Hydro-Mechanical Jar	Radius-Service	045		171,0	175,0	З-133 Н	6,23	332,92
	Ясс	WDT-6 3/4			70,0		З-133 М
14	Crossover	Schlumberger	SBD 29011	170,0	170,0	170,0	З-133 Н	1,07	333,99
	Переводник			14,0	71,4		З-147 М
15	177.8 mm Collar	SBK		177,8	177,8	177,8	З-147 Н	7,74	341,73
	УБТ			3048,0	72,0		З-147 М
16	Crossover	Schlumberger	51966	170,0	170,0	170,0	З-147 Н	0,31	342,04
	Переводник			14,0	71,4		З-133 М
17	127.0 mm 19.50 DPG, 10% Wear (199 joints)				127,0	168,3	З-133 Н	2470,00	2812,04
	Бур. трубы "G" (199 труб)				108,6		З-133 М


			Общий вес		Total Weight (kgf)	96202	Общ длина	2804,27
			Вес под яссом		Below Jar (kgf)	28974,5
	Коментарии

	Калибратор			Датчик				Насадки
	Длина Лопастей (м)	Серед-Долото (м)		Тип	Расст до долота (м)			Кол-во	Разм 1/32''
	0,45	0,81		Инклином	18,95			8	12.00
	0,59	9,63		Гамма	19,87
		Перекос						Площ мм2	570,05
	Угол перекоса (градусы)	- долото (м)
	1,83	2,11						Контроль
								Составил	AKasyanov
								Проверил

Бурение в интервале 1238-2195м. Промывка, подъем инструмента в интервале 2195-2070м, при подъеме затяжек не отмечено. Отключение электроэнергии, ремонтные работы. Спуск инстьрумента на забой 2195м прошел без посадок. Дальнейшее бурение было продолжено до глубины 2443м, на которой происходили сложности с ориентированием КНБК «Shlumberger». Скважина была промыта и прокачана очищающая пачка, (активный раствор+CaCO3, V=9м3, Уд.вес=1,17г/см3). Прии выходе пачки на поверхность, на виброситах отмечено увеличение выхода шлама на 10%. Подъем инструмента до устья проходил без затяжек. Была произведена смена КНБК и телесистемы.

Спуск инструмента до глубины 2443м проходил без посадок. Дальнейшее бурение бурение в интервале 2443-2800м проходило без осложнений. При достижении глубины 2800м скважина была промыта в течении полутора циклов и прокачана очищающая пачка на основе: активный раствор + BARAZAN+CaCO3, V=9м3, Уд.вес=1,2г/см3. Подъем иснтрумента до устья проходил без затяжек. Разборка КНБК. Спуск воронки до забоя 2800м. Промывка. Подъем воронки до глубины 2334м. В процессе промывки в скважину была закачана пачка с повышенным содержанием смазки в затрубное пространство перед проведением ГИС на кабеле. ГФР (спуск первой связки "коса" до глубины 2794м, второй спуск ВИКИЗ до 2800м, третий ГК до глубины 2620м). Подъем воронки до устья с глубины 2334м.
Бурение пилотного ствола 2800-2914м.

Бурение пилотного ствола осуществлялось следующей КНБК:

	КНБК			Well 186
	Компоновка №	Sr-Iturskoe_ BHA# 5_8.625_ PDC_A675M7850_0			Дата	July 18, 2009

	Месторождение	Sredniy Itur			Скваж	02 # Well 186
	Куст	Pad 18- Pulkovo1942			Ствол	Pilot Hole

№	Наименование	Производит модель	Номер	Шейка наруж/ Длина (м)	Диаметр Наруж/ Внутр (мм)	Диаметр Макс наруж (мм)	Резьба Низ Резьба Верх	Длина (м)	Сумарн. Длина (м)
1	215.9 mm PDC Bit	Burinteh	7851		158,8	215,9		0,25	0,25
	Долото алмазное	BT 613 T			57,2		З-117 Н
2	Motor A675MHD7850	Schlumberger	1776		174,0	195,0	З-117 М	9,40	9,65
	ВЗД "PowerPak"	A675MHD7850 w/ float sub			139,7		З-133 М
3	171.0 mm Pony Non-Mag Drill Collar	Schlumberger	SBDR 1380		171,0	171,0	З-133 Н	3,28	12,93
	Короткая немаг. УБТ				72,0		З-133 М
4	Lower Saver Sub	Schlumberger	SBDR 1406		171,0	173,0	З-133 Н	0,73	13,66
	Предохр. переводник				72,0		З-133 Н
5	SlimPulse - Bat. On bottom	Schlumberger	1807		172,0	172,0	З-133 М	9,45	23,11
	Телеметрия SlimPulse	SlimPulse - Bat. On bottom			98,6		З-133 М
6	Upper Saver Sub	Schlumberger	SBDR 671		169,0	169,0	З-133 Н	0,77	23,88
	Предохр. переводник				72,0		З-133 М
7	171.0 mm Non-Mag Drill Collar	Schlumberger	SBDR 7193		171,0	171,0	З-133 Н	8,91	32,79
	Немаг. УБТ				72,0		З-133 М
8	127.0 mm 19.50 DPG, 10% Wear (34 joints)				127,0	168,3	З-133 Н	411,41	444,20
	Бур. трубы "G" (34 трубы)				108,6		З-133 М
9	127.0 mm HWDP (18 joints)	SBK			127,0	165,1	З-133 Н	168,15	612,35
	ПолуУБТ (18 труб)				76,2		З-133 М
10	Hydro-Mechanical Jar	Radius-Service	045		171,0	175,0	З-133 Н	6,23	618,58
	Ясс	WDT-6 3/4			70,0		З-133 М
11	127.0 mm HWDP (4 joints)	SBK			127,0	165,1	З-133 Н	38,37	656,95
	ПолуУБТ (4 трубы)				76,2		З-133 М
12	127.0 mm 19.50 DPG, 10% Wear (199 joints)				127,0	168,3	З-133 Н	2470,00	3126,95
	Бур. трубы "G" (199 труб)				108,6		З-133 М
			Общий вес			Total Weight (kgf)	92343	Общ длина	3126,95
			Вес под яссом			Below Jar (kgf)	24601,2
	Коментарии
	Калибратор			Датчик				Насадки
	Длина Лопастей (м)	Серед-Долото (м)		Тип	Расст до долота (м)			Кол-во	Разм 1/32''
				Инклином	18,40			4	12.00
				Гамма	19,28			4	14.00
		Перекос						Площ мм2	672,97
	Угол перекоса (градусы)	- долото (м)
								Контроль
								Составил	AKasyanov
								Проверил

Бурение и слайдирование в режиме - нагрузка на долото 6-10тн, производительность насосов 36л/сек (давление 195атм)- на насосах УНБ-600 были установлены втулки Ø130 и Ø140 мм, средняя мех. скорость – 12.7 м/час..

Бурение в интервале 2800-2914 проходило без осложнений. При достижении глубины 2914м скважина была промыта в течении цикла и произведена прокачка очищающей пачки (активный раствор+CaCO3, V=9м3, Уд.вес=1,21г/см3). Подъем иснтрумента до устья проходил без затяжек.

Далее производились геофизические работы на инструменте. Спуск приборов произвели до глубины 2902м. Запись в интервале 2902-2440м. Подъем экспресс платформы.

Спуск «голого конца» до глубины 2914м. Установка цементного моста в интервале 2914-2819м. Подъем инструмента до глубины 2819м. Срезка, вымыв и сброс цементной пачки. Установка цементного моста в интервале 2819-2720м. Подъем инструмента до глубины 2819м. Срезка, вымыв и сброс цементной пачки. Промывка. Подъем инструмента до устья.
Бурение интервала 2717- 2912м.

«Срезка» с цементного моста производилась слудующей КНБК:

	КНБК			Well 186
	Компоновка №	Sr-Iturskoe_ BHA# 4_8.625_ PDC_A675M7850_1.83			Дата	July 13, 2009

	Месторождение	Sredniy Itur			Скваж	02 # Well 186
	Куст	Pad 18- Pulkovo1942			Ствол	Pilot Hole

№	Наименование	Производит модель	Номер	Шейка наруж/ Длина (м)	Диаметр Наруж/ Внутр (мм)	Диаметр Макс наруж (мм)	Резьба Низ Резьба Верх	Длина (м)	Сумарн. Длина (м)
1	220.7 mm PDC Bit	Burinteh	9477		158,8	219,1		0,28	0,28
	Долото алмазное	220.7 BT 613 T.10			57,2		З-117 Н
2	Motor A675MXP7850 (1.83 deg)	Schlumberger	05779		174,0	214,3	З-117 М	8,22	8,49
	ВЗД "PowerPak" (1.83 гр)	A675MXP7850 w/ float sub			139,7		З-133 М
3	212.7 mm String Stabilizer	Schlumberger	CIS 022		164,0	212,7	З-133 Н	2,15	10,65
	Калибратор				72,0		З-133 М
4	171.0 mm Pony Non-Mag Drill Collar	Schlumberger	SBDR 1380		171,0	171,0	З-133 Н	3,28	13,93
	Короткая немаг. УБТ				72,0		З-133 М
5	Lower Saver Sub	Schlumberger	SBDR 1406		171,0	173,0	З-133 Н	0,73	14,66
	Предохр. переводник				72,0		З-133 Н
6	SlimPulse - Bat. On bottom	Schlumberger	1807		172,0	172,0	З-133 М	9,45	24,10
	Телеметрия SlimPulse	SlimPulse - Bat. On bottom			98,6		З-133 М
7	Upper Saver Sub	Schlumberger	SBDR 671		169,0	169,0	З-133 Н	0,77	24,88
	Предохр. переводник				72,0		З-133 М
8	171.0 mm Non-Mag Drill Collar	Schlumberger	SBDR 7193		171,0	171,0	З-133 Н	8,91	33,78
	Немаг. УБТ				72,0		З-133 М
9	127.0 mm 19.50 DPG, 10% Wear (20 joints)				127,0	168,3	З-133 Н	248,24	282,02
	Бур. трубы "G" (20 труб)				108,6		З-133 М
10	127.0 mm HWDP (18 joints)	SBK			127,0	165,1	З-133 Н	168,15	450,17
	ПолуУБТ (18 труб)				76,2		З-133 М
11	Hydro-Mechanical Jar	Radius-Service	045		171,0	175,0	З-133 Н	6,23	456,40
	Ясс	WDT-6 3/4			70,0		З-133 М
12	127.0 mm HWDP (4 joints)	SBK			127,0	165,1	З-133 Н	37,37	493,77
	ПолуУБТ (4 трубы)				76,2		З-133 М
13	127.0 mm 19.50 DPG, 10% Wear (199 joints)				127,0	168,3	З-133 Н	2470,00	2963,77
	Бур. трубы "G" (199 труб)				108,6		З-133 М
			Общий вес		Total Weight (kgf)	88390	Общ длина	2963,77
			Вес под яссом		Below Jar (kgf)	20701,8
	Коментарии
	Калибратор			Датчик				Насадки
	Длина Лопастей (м)	Серед-Долото (м)		Тип	Расст до долота (м)			Кол-во	Разм 1/32''
	0,45	0,81		Инклином	19,39			8	12.00
	0,59	9,63		Гамма	20,28
		Перекос						Площ мм2	570,05
	Угол перекоса (градусы)	- долото (м)
	1,83	2,11						Контроль
								Составил	AKasyanov

Бурение и слайдирование в режиме - нагрузка на долото 6-10тн, производительность насосов 36л/сек (давление 195атм)- на насосах УНБ-600 были установлены втулки Ø130 и Ø140 мм, средняя мех. скорость – 13.7 м/час.

Срезка с цементного моста в интервале 2730-2750м. Бурение в интервале 2750-2912м. Промывка. Шаблонировка ствола в интервале 2912-1235м. Спуск инструмента на забой 2912м. Промывка, прокачка очищающей пачки (активный раствор+CaCO3, V=9м3, Уд.вес=1,22г/см3), закачка ванны с повышенным содержанием смазывающих добавок в интервал открытого ствола скважины.. Подъем инструмента до устья проходил без затяжек.

Спуск эксплуатационной колонны проходил с промежуточными промывками на глубинах: 1200м и 1950м. При восстановлении циркуляции роста давления не наблюдалось, циркуляция полная. Спуск прошел без осложнений до глубины 2009м. Работы выполняла фирма «СТК». ОЗЦ.
Обработка раствора и параметры.
В процессе ОЗЦ кондуктора было приготовлено 114 м³ BOREMAX II раствора с параметрами: плотность 1.12 г/см³, условная вязкость 40 сек, водоотдача 6,0 см³/30 мин, СНС 2/4 Па 10с/10мин, ПВ=17 мПа∙с, ДНС=3,8Па, рН=9, МВТ=28 кг/м³, Смазка -1%.

С интервала бурения под кондуктор было оставлено 65,62м³ раствора BOREMAX. Для пополнения объёмов и поддержания параметров дополнительно за время бурения в активную систему было введено 324.66м³ Boremax раствора . Основным назначением приготовленного раствора было пополнение активного объёма, поддержание реологических параметров промывочной жидкости в программных пределах.

Полные потери раствора составили: 395.78м³ - это естественные и технологические потери, связанные с СПО, фильтрацией в пласт, работой центрифуг и вибросит, ремонтами насосов, сбросом загрязненного раствора при цементаже и установке цементного моста. В конце интервала весь буровой раствор был сброшен в амбар, т.к. бурение интервала под хвостовик будет осуществляться на буровом растворе BARADRIL-N.

Контроль водоотдачи осуществлялся обработкой бурового раствора реагентом Polyac

Plus
, CMC-LV, PAC
-
L

b

PAC
-
R
.

Для повышения смазывающих способностей раствора, при бурении в буровой раствор вводился реагент LUBRIOL.

В качестве кольматирующего и утяжеляющего реагента использовалась мраморная крошка CaCO3 (50мкм).

В какчестве ингибиторов глинистых сланцев применялись реагенты: BARO
-
TROL

PLUS
,
BXR
-
L
,
CLAY
-
GRABER
,
POTASSIUM

SILICATE
.

Уровень щелочности промывочной жидкости контролировался вводом каустической соды.

Очищающие пачки готовились с применением активного бурового раствора+CaCO3.
Программные параметры бурового раствора:

Плотность, г/см³	1.10-1.16
Ус. вязкость,(API) сек	38-43
ПВ (мПа.с)	10-20
ДНС (Па)	8-12
СНС,(Па) 10 сек/10 мин	2-3/4-10
Фильтрация, АНИ, мл/30 мин	< 6
MBT (кг/м3)	<35
pH	8.5-9.5
Смазка %	2 (увеличить по согласованию)
Твердая фаза %	9-11
Песок %	<1
Хлориды, мг/л	<1000
Жесткость, мг/л	<200

Параметры раствора в интервале бурения под эксплуатационную колонну соответствовали програмным значениям, поддерживались своевременными обработками, и были следующими:

Плотность

1.12-1.17 г/см3

Усл. Вязкость

40÷55 сек

Пл. Вязкость

13-17 мПа∙с

ДНС

1,9÷6,7 Па

СНС 10с/10мин

2/4÷4/16 Па

Фильтрация

5,0÷6,0см3/30мин

рН

8,5÷10

Сод. песка

0,5÷0,8%;

Хлориды

700 мг/л

MBT

28÷35 кг/м3

Смазка

1÷7%

При разбуривании цементного моста на глубине 2690м произошло снижение реологических параметров бурового раствора.

Разбавления раствора в процессе проработки не производились. На снижение реологических параметров могло повлиять попадание буферных жидкостей в буровой раствор в процессе установки цементного моста, которые могли выступить в качестве разжижителя.

          В результате обработки раствора реагентами BARAZAN, PAC-R, BENTONITE реология раствора была восстановлена.
Стоимость материалов и услуг

Так как бурение бурение данного интервала, как и прибурении под кондуктор осуществлялось на буровом растворе BOREMAX в обработках были применены реагенты заложенные на бурение кондуктора, поэтому сумма фактических затрат превышает расчетные затраты для данного интервала.

7. Спуско-подъемные операции

При выполнении СПО бурильщик находится у пульта управления буровой установкой.

Первый помощник бурильщика во время СПО обслуживает машинный ключ, обеспечивает выполнение основных операций по свинчиванию и развинчиванию бурильной колонны, перемещению свечей и вместе с третьим помбуром выполняет операции с элеватором.

Второй помбур работает на верху (в люльке верхового). Он открывает или закрывает элеватор и перемещает верхний конец свечи бурильных труб.

Третий помбур работает возле ротора на машинном ключе, помогает перемещать нижний конец свечи.

Для автоматизации спуска и подъема бурильной колонны применяют систему АСП, которая включает в себя: механизированный подсвечник, автоматический стационарный ключ АКБ, клиновые захваты, автоматический элеватор, талевый блок специальной конструкции с внутренним каналом для пропуска бурильных труб, устройство для центрирования бурильной свечи и механизм подачи и переноса свечи, управляемый с нижней рабочей площадки.

          Механизмы комплекса работают следующим образом. Бурильную колонну подвешивают в роторе на клиновом захвате. Во время отвинчивания свеча в верхней части поддерживается центратором, который срабатывает и запирается на свече при спуске элеватора. Элеватор спускают к ротору и размещают на верхней части бурильной колонны. Отсоединенная свеча специальным захватом приподнимается, переносится в сторону и устанавливается за палец. Приподнимая свечу, захват открывает центратор и одновременно освобождает ее. Нижний конец свечи крюком-затаскиваиелем заводится в подсвечник. Элеватор захватывает бурильную колонну, и она поднимается на высоту следующей свечи. При работе с АСП первый помощник бурильщика располагается за пультом управления ключом АКБ и контролирует автоматическое выполнение процесса подвода и отвода ключа, второй помбур находится рядом с первым помбуром за пультом управления механизмами захвата и перемещения свечей. Третий помбур освобождается от участия в СПО. В СУБР система АСП не используется.

          АКБ полностью механизирует все основные операции по свинчиванию и развинчиванию бурильных труб.
Распределение обязанностей и подготовка рабочего места

             Бурильщик должен проверить перед проведением СПО: центровку вышки относительно устья и фундамента, исправность бурового оборудования, буровую лебедку, тормозную и талевую системы, крюкоблок, противозатаскиватель, исправность АКБ, ПКР, штропы, пневморасширитель, пульт управления. ГИВ, сигнализацию в люльке верхового.

Первый помощник бурильщика должен проверить: состояние и частоту   полов ВЛБ, машинные ключи, элеваторы , вертлюг, поворотный кран – тельфер.

Второй помощник бурильщика проверяет: наличие и исправность страховочного пояса верхового, ролики и канаты подвески УМК, состояние кронблочной площадки.

Третий помощник бурильщика должен проверить: площадки для инструмента, проходы возле них и частоту, юбку.

8. Осложнения процесса бурения

Осложнения – это нарушения нормального процесса строительства скважины, которое требует принятия безотлагательных и эффективных мер для его устранения и продолжения бурения.

Наиболее распространены осложнения следующих видов: поглощения промывочной жидкости приток пластового флюида в скважину, набухание пород в стенке скважины, осыпи и обвалы, посадки и затяжки бурильного инструмента.

. ВОЗМОЖНЫЕ НЕПРЕДВИДЕННЫЕ ОБСТОЯТЕЛЬСТВА
Возможные осложнения при бурении под направление:(393.7мм) (0-360м)

Осложнение	Способы контроля и устранения
Потери раствора в слабосцементированных песчаниках	Ограничить скорость проходки, СПО и подачи насоса, прокачать пачку на основе гранулированных и волокнистых наполнителей ( BAROFIBRE, NUT PLUG MEDIUM), снизить плотность раствора, поддерживать избыточный СаСО₃ в растворе.
Рост коллоидной твердой фазы, реологии	кратковременное снижение реологии возможно применением SAPP до 0.5 кг/м3.
Осыпание песчанника	Поддержание плотности по программе 1.16-1.18г/см³, промывка скважины перед подъемом, прокачка очищающих пачек, контрольные шаблонировки.

Дополнительная информация

Поглощения:

- Пачки и тампоны

- Плотность циркуляции

- СПО

При возникновении поглощения, при невозможности пополнения объема раствора без остановки бурения, рекомендуется выполнить следующие действия, переходя к каждому последующему шагу при условии, что предыдущее действие оказалось безуспешным:

- ограничить подачу раствора

- ограничить скорость бурения

- приготовить и прокачать 120 кг/м³ кольматационных материалов (6-8м³) на основе смеси СаСО₃ + BAROFIBRE или MICA MEDIUM

Проведение цементирования

Перед цементированием обсадной колонны во время промывки рекомендуется снизить реологические свойства раствора путем добавления воды/SAPP в концентрации 0.7 кг/м³(на 5м³ воды).

Осложнение	Способы контроля и устранения
Потери раствора в слабосцементированных песчаниках	Ограничить скорость проходки, СПО и подачи насоса, прокачать пачку на основе гранулированных и волокнистых наполнителей ( BAROFIBRE, MICA MEDIUM), снизить плотность раствора, поддерживать избыточный СаСО₃ в растворе.
Рост коллоидной твердой фазы, реологии	Повышенная концентрация CLAY GRABBER (0.5 кг/м³), контроль разбавления раствора, применение POLYAC PLUS (выше 5 кг/м3), кратковременное снижение реологии возможно применением SAPP до 0.5 кг/м3.
Осыпание аргиллитов	Поддержание плотности по программе, использование Clay Grabber до 0.5 кг/м³ промывка скважины перед подъемом, прокачка очищающих пачек, контрольные СПО в башмак при бурении.
Плохая очистка ствола от шлама	Внимание к реологическим показателям, ДНС, 6 об/мин, Тау 0. Прокачка вязких очищающих пачек, увеличение скорости оборотов ротора, подачи насоса, ограничение проходки, проработка каждой свечи не менее трех раз, контрольные СПО при бурении, промывка скважины перед СПО в течении 2-3 циклов.
Сальникообразование	Прокачка очищающих пачек с BAROFIBRE, MICA MEDIUM прокачка пачек с повышенным содержанием Drilling Detergent (до 5 кг/м3),

Возможные осложнения при бурении под кондуктор:(295.3мм) (360-1232м)

Дополнительная информация

Плотность раствора: - Стабильность стенок - Эффект поршневания - Поглощение	Ожидаемая начальная плотность бурового раствора – 1.14-1.16 г/см³. Следует рассчитывать циркуляционную плотность и не допускать эффекта гидроразрыва в результате ее сильного роста при проведении СПО, пуске насосов.
Ингибирование глин	В разрезе не предполагается присутвие гидратируемых глин смектитового или каолинитового типа, однако в случае роста коллоидной твердой фазы в растворе рекомендуется применить поддерживать концентрацию CLAY GRABBER на уровне 0.3 кг/м³ и BXR-L 3 кг/м³, дополнительно рекомендуется оптимизировать параметры бурения (контрольные СПО, максимизация оборотов ротора, подачи насоса) и проводить своевременное разбавление раствора.
Контроль реологии	Контроль реологии проводить добавлением бентонита, PAC RE, Clay Grabber. Снижение реологии может быть достигнуто повышением концентрации POLYAC PLUS, SAPP
Контроль фильтрации: -Дополнительная стаблизация стенок скважины - Предотвращение прихватов		Эффективно снизить фильтрацию путем добавления кольматирующих (СаСО3 5/50) добавок, реагентов PAC-LE/RE и POLYAC PLUS.
Поглощения: - Пачки и тампоны - Плотность циркуляции - СПО		При возникновении поглощения, при невозможности пополнения объема раствора без остановки бурения, рекомендуется выполнить следующие действия, переходя к каждому последующему шагу при условии, что предыдущее действие оказалось безуспешным: - ограничить подачу раствора - ограничить скорость бурения - приготовить и прокачать 120 кг/м3 кольматационных материалов (6-8м3) на основе смеси СаСО3 + BAROFIBRE, MICA MEDIM
Поглощения при спуске 245 мм ОК.		При спуске обсадной колонны рекомендуется не превышать скорость спуска. При наличии зон поглощений рассмотреть установку кольматирующей пачки с (СаСО3 5-25кг/м3) перед спуском обсадной колонны, а также перед ГФР по необходимости. выше забоя.
Проведение цементирования		Перед цементированием обсадной колонны во время промывки рекомендуется снизить реологические свойства раствора.(YP=15, Gels=3/4) путем добавления воды/SAPP в концентрации 0.5 кг/м3(на 5м3 воды).

Возможные осложнения при бурении пилотного участка:(215.9мм)(2800-2928м)

Осложнение

Способы контроля и устранения

Потери раствора в проницаемых пластах

Ограничить скорость проходки, СПО и подачи насоса, прокачать пачку на основе гранулированных и волокнистых наполнителей       ( BAROFIBRE, NUT PLUG MEDIUM), снизить плотность раствора, поддерживать избыточный СаСО₃ в растворе.

Плохая очистка ствола от шлама

Внимание к реологическим показателям, ДНС, 6 об/мин, Тау 0. Прокачка вязких очищающих пачек, увеличение скорости оборотов ротора, подачи насоса, ограничение проходки, проработка каждой свечи не менее трёх раз, контрольные СПО при бурении, промывка скважины перед СПО в течении 2-3 циклов.

Нефтеводопроявление

Поддержание плотности бурового раствора, избежание резкого разбавления большими количествами облегченного раствора, соблюдение регламента СПО и долива скважины. Достаточный запас утяжелителя на буровой. Прокачка противосифонных утяжеленных пачек (плотностью на 0.02 г/см³ выше плотности раствора в циркуляции) в буровой инструмент при проведении подъема для предотвращения перелива, промежуточная промывка скважины при спуске для выравнивания плотности раствора.

Дополнительная информация

Контроль реологии

Контроль реологии проводить добавлением, BARAZAN D, PAC RE. Снижение реологии может быть достигнуто повышением концентрации SAPP

Контроль фильтрации:

-Дополнительная стаблизация стенок скважины

- Предотвращение прихватов

- Недопущение загрязнения коллектора

В коллекторе фильтрация может быть снижена ниже 5 мл/30 мин. Эффективно можно снизить фильтрацию путем добавления кольматирующих (СаСО₃ 5/50) добавок, CMC LVT и DEXTRID LTE, PAC-LE\RE

Поглощения:

- Пачки и тампоны

- Плотность циркуляции

- СПО

- Вскрытие продуктивных пластов

При возникновении поглощения, при невозможности пополнения объема раствора без остановки бурения, рекомендуется выполнить следующие действия, переходя к каждому последующему шагу при условии, что предыдущее действие оказалось безуспешным:

- ограничить подачу раствора

- ограничить скорость бурения

- приготовить и прокачать 120 кг/м³ кольматационных материалов (3-5м³) на основе смеси СаСО₃ + BAROFIBRE или MICA MEDIUM

Проведение ГФР

Перед проведением ГФР, реологические свойства раствора держать на минимально низких допустимых значениях.

Проведение установки цем мостов.

Перед цементированием обсадной колонны во время промывки рекомендуется снизить реологические свойства раствора путем добавления воды/SAPP в концентрации 0.5 кг/м³(на 5 м³ воды).

Возможные осложнения при бурении под эксплутационную участка:(220.7мм)(1232-2898м)

Осложнение

Способы контроля и устранения

Потери раствора в проницаемых пластах

Ограничить скорость проходки, СПО и подачи насоса, прокачать пачку на основе гранулированных и волокнистых наполнителей ( BAROFIBRE, MICA MEDIUM), снизить плотность раствора, поддерживать избыточный СаСО₃ в растворе.

Плохая очистка ствола от шлама

Внимание к реологическим показателям, ДНС, 6 об/мин, Тау 0. Прокачка вязких очищающих пачек, увеличение скорости оборотов ротора, подачи насоса, ограничение проходки, проработка каждой свечи не менее трех раз, контрольные СПО при бурении, промывка скважины перед СПО в течении 2-3 циклов.

Прихват, загрязнение продуктивного пласта

Тщательный контроль плотности перед вскрытием коллекторов, поддержание концентрации СаСО₃ в растворе, снижение водоотдачи менее 6 мл/30 мин при вскрытии продуктивного пласта, расхаживание инструмента с вращением при затяжках/посадках.

Нефтеводопроявление

Поддержание плотности бурового раствора, избежание резкого разбавления большими количествами облегченного раствора, соблюдение регламента СПО и долива скважины. Достаточный запас утяжелителя на буровой. Прокачка противосифонных утяжеленных пачек (плотностью на 0.02 г/см³ выше плотности раствора в циркуляции) в буровой иснтрумент при проведении подъема для предотвращения перелива, промежуточная промывка скважины при спуске для выравнивания плотности раствора.

Дополнительная информация

Контроль реологии

Контроль реологии проводить добавлением бентонита, BARAZAN D, PAC RE. Снижение реологии может быть достигнуто повышением концентрации SAPP

Контроль фильтрации:

-Дополнительная стаблизация стенок скважины

- Предотвращение прихватов

- Недопущение загрязнения коллектора

В коллекторе фильтрация может быть снижена ниже 6 мл/30 мин. Эффективно можно снизить фильтрацию путем добавления кольматирующих (СаСО₃ 5/50) добавок, CMC LVT и DEXTRID LTE, PAC-LE\RE

Поглощения:

- Пачки и тампоны

- Плотность циркуляции

- СПО

- Вскрытие продуктивных пластов

При возникновении поглощения, при невозможности пополнения объема раствора без остановки бурения, рекомендуется выполнить следующие действия, переходя к каждому последующему шагу при условии, что предыдущее действие оказалось безуспешным:

- ограничить подачу раствора

- ограничить скорость бурения

- приготовить и прокачать 150 кг/м³ кольматационных материалов (3-5м³) на основе смеси СаСО₃ + BAROFIBRE или MICA MEDIUM

Поглощения при спуске 178 мм ОК.

При спуске rколонны рекомендуется не превышать скорость спуска. При наличии зон поглощений рассмотреть установку кольматирующей пачки с (СаСО₃ 5-25кг/м³⁾ перед тампонажными работами, а также перед ГФР по необходимости.

Проведение цементирования

Перед цементированием обсадной колонны во время промывки рекомендуется снизить реологические свойства раствора путем добавления воды/SAPP в концентрации 0.5 кг/м³(на 5 м³ воды).

Возможные осложнения при бурении горизонтального участка:(152.4мм)(2898-3497м)

Осложнение

Способы контроля и устранения

Потери раствора в песчанниках

Ограничить скорость проходки, СПО и подачи насоса, прокачать пачку на основе гранулированных и волокнистых наполнителей ( BAROFIBRE, MICA MEDIUM), снизить плотность раствора, поддерживать избыточный СаСО₃ в растворе.

Плохая очистка ствола от шлама

Внимание к реологическим показателям, ДНС, 6 об/мин, Тау 0. Прокачка вязких очищающих пачек, увеличение скорости оборотов ротора, подачи насоса, ограничение проходки, проработка каждой свечи не менее трех раз, контрольные СПО при бурении, промывка скважины перед СПО в течении 2-3 циклов.

Прихват, загрязнение продуктивного пласта

Снижение плотности до програмных значений перед вскрытием коллекторов, поддержание концентрации СаСО₃ в растворе, снижение водоотдачи менее 5 мл/30 мин при вскрытии продуктивного пласта, расхаживание инструмента с вращением при затяжках/посадках.

Нефтеводопроявление

Поддержание плотности бурового раствора, избежание резкого разбавления большими количествами облегченного раствора, соблюдение регламента СПО и долива скважины. Достаточный запас утяжелителя на буровой. Прокачка противосифонных утяжеленных пачек (плотностью на 0.02 г/см³ выше плотности раствора в циркуляции) в буровой иснтрумент при проведении подъема для предотвращения перелива, промежуточная промывка скважины при спуске для выравнивания плотности раствора.

Дополнительная информация

Контроль реологии

Контроль реологии проводить добавлением бентонита, N-VIS PAC RE. Снижение реологии может быть достигнуто повышением концентрации SAPP

Контроль фильтрации:

-Дополнительная стаблизация стенок скважины

- Предотвращение прихватов

- Недопущение загрязнения коллектора

В коллекторе фильтрация может быть снижена ниже 5 мл/30 мин. Эффективно можно снизить фильтрацию путем добавления кольматирующих (СаСО₃ 5/50/150) добавок, DEXTRID LTE, PAC-LE\RE

Поглощения:

- Пачки и тампоны

- Плотность циркуляции

- СПО

- Вскрытие продуктивных пластов

При возникновении поглощения, при невозможности пополнения объема раствора без остановки бурения, рекомендуется выполнить следующие действия, переходя к каждому последующему шагу при условии, что предыдущее действие оказалось безуспешным:

- ограничить подачу раствора

- ограничить скорость бурения

- приготовить и прокачать 150 кг/м³ кольматационных материалов (3-5м³) на основе смеси СаСО₃ + BAROFIBRE или MICA MEDIUM

Подробная информация по пачкам содержится в Приложении А.

Поглощения при спуске хвостовика 114.3мм

При спуске хвостовика рекомендуется не превышать скорость спуска. При наличии зон поглощений рассмотреть установку кольматирующей пачки с (СаСО₃ 5-25кг/м³⁾ перед тампонажными работами.

10. Охрана труда и техника безопасности

Основа безопасности буровых работ – строгое неукоснительное соблюдение требований, изложенных в правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

          Производственный травматизм в значительной степени связан с недостаточной профессиональной подготовленностью членов буровой бригады, незнанием ими правильных приемов работы и порядка выполнения операций, грубыми нарушениями трудовой дисциплины, несоблюдением правил техники безопасности, а также с конструктивными недостатками и некачественным изготовлением применяемых механизмов и инструмента.

          Среди мероприятий, направленных на повышение безопасности буровых работ, наибольшее значение имеют следующие:

-повышение квалификации бурового персонала, накопление практического опыта работниками производства.

-систематический инструктаж по правилам безопасного ведения буровых работ и проверка их знания.

-укрепление дисциплины труда.

-систематический контроль технического состояния оборудования и применяемого инструмента, своевременное проведение планопринудительных ремонтов с целью предупреждения отказов.

- освоение новой, более совершенной техники, а также средств механизации ручного труда и автоматизации производственных процессов, облегчающих труд буровой бригады.

-оснащение производства новыми видами контрольно-измерительных приборов, средствами блокировки и противоаварийной защиты и системами автоматической сигнализации о возникновении опасной ситуации.

          Техника безопасности при всех видах работ регламентируется множеством инструкций и нормативных актов, которые соответствуют «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

11. Основные положения по охране недр и окружающей среды.

          Рациональное использование природных ресурсов и охрана окружающей среды – важнейшая проблема человечества.

          При буровых работах все источники загрязнения могут быть подразделены на группы:

·        Эксплуатационные, возникающие в результате образования сточных вод от мытья оборудования, полов, очистки желобов, вибросит от шлама, слива воды из систем охлаждения и т.д.

·        Технологические – сток бурового раствора с поднимаемых буровых труб и сброс воды после их обмыва, появление излишков бурового раствора в результате его наработки при бурении и сброс этого излишка, выбросы раствора из скважины при выполнении СПО и т.д.

·        Аварийные – излив пластового флюида из скважины при нефтегазопроявлениях, открытого фонтанирования, потеря технических жидкостей при прорывах трубопроводах или вследствие поломки забойной арматуры и т.д.

·        Природные – вынос с буровой промывочной жидкости, горюче-смазочных материалов при обильных атмосферных осадках, снос с буровой площадки веществ талыми водами и т.п.

В комплексе мер по защите природы большое место отводится разработке и внедрению технологических процессов, позволяющих значительно уменьшить количество отходов производства и максимально их утилизировать, разработке и внедрению систем использования технической воды по замкнутому циклу, повышению эффективности и надежности очистных устройств и систем, предназначенных для снижения токсичности отходов и т.п.

     В области промывки скважины проводят следующие мероприятия:

·        Полный отказ от использования земляных амбаров, и замена их металлическими резервуарами большой емкости.

·        Применение циркуляционной системы усовершенствованной конструкции с надежными закрытыми трубопроводами для перепуска бурового раствора.

·        Освоение на практике транспортирования бурового раствора со скважины на скважину для многократного его использованияю

·        Обработка и обезвреживание остатков бурового раствора и захоронение их в специально отведенных местах.

10. Охрана труда и техника безопасности

11. Основные положения по охране недр и окружающей среды.

Bukvasha