Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АрхитектураБиологияГеографияДругоеИностранные языки
ИнформатикаИсторияКультураЛитератураМатематика
МедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогика
ПолитикаПравоПрограммированиеПсихологияРелигия
СоциологияСпортСтроительствоФизикаФилософия
ФинансыХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника

Общие сведения

Анализ проводки скважин на месторождении | Выбор конструкции эксплуатационных газоконденсатных скважин | Крепление скважин | Технология бурения скважин | Буровые растворы. Основные технологические решения и рекомендации | Расчет технико-экономических показателей и сметной стоимости строительства скважин | Выбор конструкции эксплуатационных скважин | Крепление скважин | Оснастка обсадных колонн | Выбор оптимальных профилей скважин |


Читайте также:
  1. I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
  2. I. Общие требования
  3. I. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
  4. II. Краткие сведения из теории
  5. II. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
  6. II. Общие правила
  7. II. Общие правила

 

В качестве «базовой» технологии промывки при бурении нефтяных эксплуатационных скважин с отходом забоя от вертикали 1350 – 4400 м предлагается использовать основные проектные технологические решения по ГРП № 145/06-168-Э на строительство газоконденсатных и нефтяных скважин Юрхаровского НГКМ с отходом забоя от вертикали более 2000 м с субгоризонтальным окончанием ствола в валанжинских отложениях. Для обеспечения успешности проводки длинопротяженных стволов в неустойчивых породах с резкоменяющимся минералогическим составом и предотвращения осложнений при бурении стволов больших диаметров в верхней части разреза предусматривается комплекс мероприятий, связанных с повышением транспортирующих, ингибирующих свойств бурового раствора и повышением срока его «жизнедеятельности» при длительной циркуляции в стволе скважины.


 

Таблица 6.2.12 - Характеристики КНБК

Условный Элементы КНБК
номер КНБК Типоразмер, шифр Нормативные документы на изготовление Наружный диаметр, мм Длина, м Вес, кН
           
           
НАПРАВЛЕНИЕ:
           
           
  Долото III 490 ГОСТ 20692-2003 490,0 0,50 3,00
  Калибратор КС-490 ОСТ 39-078-79 490,0 (485,0) * 1,30 5,20
  Труба УБТ-229 6325.000ТУ 229,0 8,30 22,53
  Калибратор КС-490 ОСТ 39-078-79 490,0 (485,0) * 1,30 5,20
  Труба УБТ-229 6325.000ТУ 229,0 8,30 22,53
  Калибратор КС-490 ОСТ 39-078-79 490,0 (485,0) * 1,30 5,20
  Труба УБТ-203 6325.000ТУ 203,0 8,30 17,69
  Труба УБТ-178 6325.000ТУ 178,0 24,90 40,61
  Труба IEU G-105 (Замковое соединение NC 50) Импорт 127,0 (165,0) 35,80 11,46
           
           
  Долото III 393,7 ГОСТ 20692-2003 393,7 0,35 1,87
  Труба IEU G-105 (замковое соединение NC 50) Импорт 127,0 (165,0) 89,65 28,69
           
           
КОНДУКТОР:
           
           
  Долото III 393,7 ТУ 3664-874-05749180-98 393,7 0,35 1,72
  Калибратор КС-393,7 ОСТ 39-078-79 393,7 1,10 3,20
  Турбобур ТБ-240 (1ТШ-240) ГОСТ 26673-90 240,0 8,21 20,17
  Калибратор К-393,7 ОСТ 39-078-79 393,7 (392,0)* 1,10 3,20
  Труба УБТ-229 6325.000ТУ 229,0 12,40 33,67
  Калибратор К-393,7 ОСТ 39-078-79 393,7 (389,0)* 1,10 3,20
  Труба УБТ-229 6325.000ТУ 229,0 41,00 111,32
  Труба УБТ-203 6325.000ТУ 203,0 8,30 17,69
  Труба УБТ-178 6325.000ТУ 178,0 24,90 40,61
  Труба IEU G-105 (замковое соединение NC 50) Импорт 127,0 (165,0) 451,54 144,49
                     

 

 

Продолжение таблицы 6.2.12

           
           
  Долото III 295,3 ТУ 3664-874-0217478-95 393,7 0,30 0,82
  Труба IEU G-105 (замковое соединение NC 50) Импорт 127,0 (165,0) 549,70 175,90
           
ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА:
           
           
  Долото III 295,3 Импорт IADC код М223 295,3 0,30 0,84
  Калибратор КС-295,3 СТ ТУ 26-02-14-01-26-94 295,3 0,87 2,80
  Забойный двигатель ДРУ-240РС РОСС RU.ГП52В01439№3219768 240,0 7,66 19,35
  Клапан обратный КОБ 203-З-171 ОСТ 39—096—79 203,0 0,45 0,65
  Телесистема DGWD 1200 Импорт 203,2 9,14 20,02
  Труба УБТ (немагнитная) Импорт 203,2 27,42 59,97
  Труба толстостенная (ТБТ) HWDP Импорт 127,0 225,52 165,42
  Яс гидравлическо-механический Импорт 171.5 9,00 13,52
  Труба толстостенная (ТБТ) HWDP Импорт 127,0 150,30 110,25
  Труба IEU G-105 (замковое соединение NC 50) Импорт 127,0 (165,0) 2109,34 673,99
           
-          
  Фрезер 1ФЗ-221 ОСТ 26-16-1619-81 221,0 0,25 0,35
  Клапан обратный КОБ-178хЗ-147 ОСТ 39-096-79 178,0 0,41 0,45
- Труба IEU – марка стали G-105 с толщиной стенки 9,19 мм (замковое соединение типа NC-50) импорт 127,0 (165,0) 2539,34 811,59
           
-          
                               

 


 

Продолжение таблицы 6.2.12

           
           
           
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА:
           
           
  Долото III 215,9 ТУ 3664-874-05749180-98 215,9 0,25 0,35
  Калибратор 2КС-215,9 СТ ТУ 26-02-14-01-26-94 215,9 0,46 0,62
  Забойный двигатель PDM-63/4 Документация «Griffth-vector» 171,0 6,00 7,60
  Клапан обратный КОБ-168хЗ-147 ОСТ 39-096-79 168,0 0,40 0,70
  Телеметрическая система 650GPM Импорт (Sperry Sun) 165,0 12,00 6,00
  Труба ПК 127´9 Д2 (ЗП-162-92-2) ГОСТ Р50278-92 127,0 (162,0) 3000,00 468,30
  Труба ПК 127´9 Е2 (ЗП-162-92-2) ГОСТ Р50278-92 127,0 (162,0) 1000,00 312,20
  Труба ПК 127´9 Л3 (ЗП-162-89-2) ГОСТ Р50278-92 127,0 (162,0) 1588,52 468,96
           
           
           
  Фрезер 1ФЗ-139.7 ОСТ 26-16-1619-81 139,7 0,20 0,11
  Клапан обратный КОБ-120хЗ-102 ОСТ 39-096-79 120,0 0,29 0,25
  Труба IEU – марка стали G-105 (замковое соединение типа NC-38) импорт 88,9 4800,00 1027,20
  Труба IEU – марка стали S-135 (замковое соединение типа NC-38) импорт 88,9 739,51 158,99
           
           
                         

 

Продолжение таблицы 6.2.12

           
           
ПИЛОТНЫЙ СТВОЛ:
           
           
  Долото 139.7 импорт IADC код 517 139,7 0,20 0,11
  Калибратор импорт 139,7 0,30 0,12
  Забойный двигатель ДРУ-127РС РОСС RU.ГП52В01439№3219768 127,0 5,12 3,96
  Стабилизатор лопастной импорт 139,7 2,20 2,33
  Переводник с ОК импорт 120,0 1,00 0,69
  Забойная телесистема импорт 120,0 9,45 10,11
  Труба УБТ (немагнитная) импорт 120,0 9,34 6,44
  Труба толстостенная (ТБТ) HWDP   импорт 88,9 300,00 94,92
  Яс гидравлическо-механический импорт 120,0 9,52 4,76
  Труба толстостенная (ТБТ) HWDP   импорт 88,9 102,69 32,49
  Труба IEU – марка стали G-105 (замковое соединение типа NC-38) импорт 88,9 5000,00   1070,20
  Труба IEU – марка стали S-135 (замковое соединение типа NC-38) импорт 88,9 910,18 195,60
           
           

 

Продолжение таблицы 6.2.12

           
           
ХВОСТОВИК:
           
           
  Долото 139.7 импорт IADC код 517 139,7 0,20 0,11
  Калибратор импорт 139,7 0,39 0,12
  Забойный двигатель ДРУ-127РС РОСС RU.ГП52В01439№3219768 127,0 5,12 3,96
  Стабилизатор лопастной импорт 139,7 2,20 2,33
  Переводник с ОК импорт 120,0 1,00 0,69
  Забойная телесистема импорт 120,0 9,45 10,11
  Труба УБТ (немагнитная) импорт 120,0 9,34 6,44
  Труба толстостенная (ТБТ) HWDP   импорт 88,9 300,00 94,92
  Яс гидравлическо-механический импорт 120,0 9,52 4,76
  Труба толстостенная (ТБТ) HWDP   импорт 88,9 102,69 32,49
  Труба IEU – марка стали G-105 (замковое соединение типа NC-38) импорт 88,9 5000,00   1070,20
  Труба IEU – марка стали S-135 (замковое соединение типа NC-38) импорт 88,9 890,18 257,16
           
           
           
  хвостовик ОТТМ114х7,4 в т.ч. фильтр ФС-114 ТУ 3665-004-44888724-2003 114,0 736,00 362,04  
(спуск хвостовика) Труба IEU – марка стали G-105 (замковое соединение типа NC-38) импорт 88,9 4609,00 968,51
  Труба IEU – марка стали S-135 (замковое соединение типа NC-38) импорт 88,9 1000,00 215,00
                     
 

 

Примечания:

1 * - допустимая величина уменьшения диаметра калибратора.

2 В скобках (столбец 2) указан типоразмер замкового соединения бурильных труб.

3 При бурении под кондуктор рекомендуется над УБТ устанавливать секцию труб ПК 127х13 длиной 250-300 метров. Не рекомендуется увеличивать длину нижних УБТ 229 больше указанных размеров.

4 При бурении под кондуктор допускается замена турбобура ТБ-240 на 1ТШ-240.

5 Компоновки бурильных труб при бурении рассчитаны с учетом соблюдения ПБНГП и обеспечивают должный коэффициент запаса прочности при установленных режимах бурения.

6 В случае появления поглощений бурового раствора бурение с применением управляемой гидроакустической обработки (согласно СТП-39-2.1-001-003 «Технология гидроакустической обработки стенок скважины») обязательно. При этом наддолотный калибратор исключается. В случае невозможности регулирования режима кольматации производительностью насоса в процессе бурения повторная обработка проводится при проработке ствола скважины.

7 Допускается использование телеметрической системы других отечественных и иностранных изготовителей.

8 Рекомендуется в КНБК №6 над долотом включить шламоуловитель.

9 При бурении под промежуточную и эксплуатационную колонн на ведущей бурильной трубе (квадрате) предусматривается применение предохранительного протектора-переводника ППВШ-З-147/З-133 (ТУ 39-01-321-77).

10 При бурении под хвостовик на бурильных трубах ПК ПН-89 предусмотреть установку колец (протекторов) типа Б по ГОСТ 6365-74.

11 Угол перекоса осей в двигателе-отклонителе при вращении ротором определяется по данным изготовителя.

12 Безопасный переводник поставляется в комплекте с телеметрической системой и включается в КНБК по решению службы осуществляющее технологическое сопровождение наклонного бурения.

 

Таблица 6.2.13 — Режимы бурения скважины на пласт БУ81

Интервал Способ Условный Параметры режима бурения
бурения по вертикали (по стволу), м бурения, проработки номер КНБК Осевая нагрузка кН Скорость вращения, мин-1 Расход бурового раствора, л/с Давление на стояке, МПа
             
             
НАПРАВЛЕНИЕ:
             
             
0-90 роторный   до 140 80 - 60 56,0 5,01
             
             
Проработка перед спуском обсадной колонны роторный   В случае “посадок” до 60 80 - 60 56,0 5,01
             
             
Разбуривание цементного стакана роторный       56,0 3,50
             
             
КОНДУКТОР:
             
             
90-550 турбинный   120 - 150 550 – 4001 56,0 14,31
             
             
Проработка перед спуском обсадной колонны турбинный   В случае “посадок” до 60 550 - 400 56,0 14,31
             
             
Разбуривание цементного стакана роторный       44,0 7,45
             
                 

 

Продолжение таблицы 6.2.13

             
             
ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА:
             
             
550-600 Винтовой двигатель с вращением ротора   50 – 80 110-100* 40-30 44,0 15,40
             
             
600-1100 (1402) Винтовой двигатель отклонитель   50 – 70 110 – 100 44,0 17,50
             
             
1100-1350 (2540) Винтовой двигатель с вращением ротора   50 – 70 110-100* 40-30 44,0 18,72
             
             
проработка перед спуском обсадной колонны Винтовой двигатель   В местах “посадок” до 70 110-100 44,0 18,72
             
             
разбуривание цементного стакана роторный     60 - 90 28,7 7,22
             
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА:
             
             
1350 – 2898 (5608) Винтовой двигатель с вращением ротора   40 - 60 110-100* 28,7 19,20
             
             
проработка перед спуском обсадной колонны Винтовой двигатель   В местах “посадок” до 60 110-100 28,7 19,20
             
             
разбуривание цементного стакана роторный     60 - 90 12,0 15,98
             
             
ПИЛОТНЫЙ СТВОЛ:
             
             
2898 – 2916 (6360) Винтовой двигатель с вращением ротора   20 - 40 110-100* 40-30 12,0 22,25
             
             
ХВОСТОВИК:
             
             
2898 - 2916 (5608-6345) Винтовой двигатель с вращением ротора   20 - 40 110-100* 40-30 12,0 22,95
             
                                           

 

 

Окончание таблицы 6.2.13

             
             
  Винтовой двигатель отклонитель   20 - 40 110-100* 40-30 12,0 23,74
             
             
Проработка перед спуском колонны Винтовой двигатель   20 - 40 110-100 12,0 23,74
             
             
Спуск хвостовика -   - - 8,0 8,90
             
             
Работы в колонне (при необходимости) ротор       8,0 17,15
             
Примечания: 1 * -частота вращения в числителе указана вала забойного двигателя, в знаменателе стола ротора; 2 1 – при бурении под кондуктор для исключения зависания КНБК на верхних калибраторах, периодически проворачивать бурильную колонну вращением ротора n=40-60 об./мин.  

 

 


Таблица 6.2.14 - Характеристики применяемых долот, калибраторов, центраторов и норма их расхода при бурении скважины на пласт БУ81.

  Интервал бурения, м   Кол-во, м   Типоразмер породоразрушающего инструмента   Тип промывки узла Кол-во насадок, шт.   Тип опоры Расход на скважину (бурение /проработка), шт.
             
0-90     Долото III 490 C-ЦВ Центр.   Открытая 0,35/0,15
  Калибратор КС‑ 490 СТ 0,25/0,15
    Калибратор КС‑ 490 СТ 0,15/0,05
    Калибратор КС‑ 490 СТ 0,15/0,05
             
Цем. стакан Долото III 393,7 С‑ЦВ 1 Центр.   Открытая 0,35/-
             
90-550     Долото III 393,7 М‑ЦГВУ-R227 (М-ЦВ) Комбинированная   Открытая 0,75/0,25
  Калибратор КС-393,7 СТ 0,35/0,15
    Калибратор КС-393,7 МС 0,20/0,15
    Калибратор КС-393,7 МС 0,20/0,15
             
Цем. стакан Долото III 295,3 С‑ГВ‑R166 Боковая   Открытая 0,5/-
             
550-580   Долото III 295,3 С‑ГВ‑R166 Боковая   Открытая 0,25/-
    Калибратор КС‑295,3 СТ 0,15/-
             
580-1171,3 (580-1961)   Долото III 295,3 МС‑ГВ‑R519 Боковая   Открытая 2,40/-
  Калибратор КС‑295,3 СТ  
             
1171,3-1350 (1961-2540)   Долото III 295,3 МС‑ГВ‑R519 Боковая   Открытая 2,5/0,15
Калибратор КС‑295,3 СТ 0,35/0,1
           
Цем. стакан Долото III 215,9 С‑ГВ R192 Боковая   Открытая 0,5/-
             
1350-2898 (2540-5608)   Долото III 215,9 МЗ‑ГАУ R233А2 Боковая   Герметизированная 7/1,5
  Калибратор КС-215,9 СТ 0,98/0,45
             
Цем. стакан Долото III 139,7 С-ЦН Центр.   Открытая 0,5/-
             
2898-2916 (5608-6360) Пилотный ствол и хвостовик   Долото III 139,7 СЗ ГАУ R416 Боковая   Герметизированная 2,5/0,5
  Калибратор КС-139,7 СТ 1,25/0,25
  Фрезер 1-ФС-95 Центральная   Открытая 0,5

 

 

Обеспечение технологической эффективности бурового раствора при бурении и подготовке ствола скважины достигается применением новых полимеров, смазок, ингибитора.

 


Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 110 | Нарушение авторских прав


<== предыдущая страница | следующая страница ==>
Способы бурения и КНБК для строительства скважин| Технологические параметры и состав бурового раствора при бурении под направление и кондуктор

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.014 сек.)