Oslash;324 мм Ø 245 мм Ø 146 мм

50 м

				609 (625) м
609 (625) м

750 (775) м

Условные обозначения:

2340 (2490) м

Раствор из облегченного цемента

ПЦТ II-50

r =1580кг/м³(э/к r =1480кг/м³)

Раствор из цемента ПЦТ II-50 r =1800-1840кг/м³

Раствор из цемента ПЦТ I-G-CC-1 r =1900кг/м³

2780 (2934) м

Рисунок 2 Конструкция скважины

8409-ИОС7.5.ТЧ

Изм. Кол.уч. Лист № док. Подп.

Дата

Лист

Инв. № подл. Подп. и дата Взам. инв. №

1.6 Профиль ствола скважины

Таблица 1.6.1 Исходные данные для расчета профиля ствола скважины

Наименование параметра	Единица	Величина
	измерения

1 Глубина по вертикали:
вертикального участка	м
кровли пласта	м
АС₁₁^01-02
АС₁₁⁰³
АС₁₁⁰⁴
скважины	м
кондуктора	м
2 Отклонение забоя по кровле пласта	м
3 Максимально допустимая интенсивность измене-
ния пространственного искривления (фактическая),
не более
- на участках набора (в интервалах транспортиров-	град/10 м
ки насосного оборудования)
- на участках ниже интервала установки насосного	град/10 м
оборудования
- интервале установки УЭЦН (длина интервала не	град/10 м	0,25
менее 40 м)*, не более

* Интервал установки глубинно-насосного оборудования (ШГН 1300-1500 м, ЭЦН 1900-2300 м по стволу), выдается для каждой конкретной скважины геоло-гической службой НГДУ.

Примечание - C целью попадения забоя скважины в заданный круг пласта производить корректирование направления ствола скважины с интенсивностью не более указанной в табл. 1.6.1.

							Лист
						8409-ИОС7.5.ТЧ
Изм.	Кол.уч.	Лист	№ док.	Подп.	Дата

Инв.№ подл.	Подп. и дата	Взам.инв.№

Изм Кол.уч. Лист № док. Подпись Дата

8409-ИОС7.5.ТЧ

45	Лист

Таблица 1.6.2 Профиль ствола скважины

Интервал по	Длина ин-	Зенитный угол, град.	Горизонтальное	Удлинение, м	Глубина
вертикали, м	тервала по				отклонение, м			по
		вертикали,							стволу
от	до	в начале	в конце	средний	за интер-	общее	за интер-	общее
м	(общая),
(верх)	(низ)	интервала	интервала		вал		вал
				м

			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
			0,00	15,00	7,50	19,52	19,52
			15,00	12,84	13,92	21,65	41,17
			12,84	21,25	17,05	134,72	175,89
			21,25	21,25	21,25	10,78	186,67
			21,25	22,37	21,81	5,16	191,83
			22,37	22,37	22,37	562,53	754,36
			22,37	7,45	14,91	95,64	850,00
			7,45	5,53	6,49	10,87	860,87
			5,53	4,09	4,81	6,03	866,90
			4,09	4,09	4,09	6,63	873,53

Примечание - интервалы профиля рассчитываются для каждой конкретной скважины в план-программе на проводку в зависимости от конкретных исходных данных и фактических закономерностей искривления.

Смещение (Север (+) / Юг (-)), м

50 м,

a = 0°

70 м,

α= 0°

220 м,

α= 15°

310 м,

α= 12,84°

775 м,

α= 21,25°

805 м,

, м

819 м,

α= 21,25°

α= 22,37°

вертикали

по

скважины

Глубина

2300 м,

α = 22,37°

2673 м,

α = 7,45°

2769 м,

α = 5,53°

2841 м,

α = 4,09°

2934 м,

. №

Условные обозначения:

α = 4,09°

- продуктивный пласт

. инв

α - зенитный угол

Взам

и дата

Рисунок 3 Проектный профиль

Подп.

подл.

. №

Лист

8409-ИОС7.5.ТЧ

Инв

Изм.

Кол.уч. Лист

№ док.

Подп.

Дата

1.7 Буровые растворы

1.7.1 Общие требования к приготовлению и применению буровых растворов

				Буровой раствор, используемый для бурения скважин, должен обладать свой-
			ствами, обеспечивающими успешную проводку скважины, крепление ее обсадными
			колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.
				Буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, ис-
			пользуемые для строительства скважин не выше четвертого класса опасности для
			окружающей среды.
				Для бурения скважины предлагаются экологически малотоксичные рецептуры
			бурового раствора. Типы и параметры буровых растворов приведены в табли-
			це 1.7.1.
				Использование эффективной системы очистки бурового раствора позволяет
			снизить объем отходов бурения, расход химических реагентов на обработку раство-
			ра и поддерживать требуемые технологические показатели бурового раствора в
			определенных пределах.
				Приготовление водных растворов химических реагентов на буровой произво-
			дится в гидромешалке. Гидромешалка заполняется на 2/3 объема водой, загружает-
			ся расчетное количество реагентов, перемешивается до получения равномерной
			консистенции и доливается водой до полного объема.
				Для приготовления биополимерных растворов при вводе его компонентов ис-
			пользуется гидроворонка с эжекторным устройством.
				Реагенты, не требующие специального приготовления, рекомендуется вводить
			во всасывающую линию буровых насосов.
				Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов приведены в
			таблице 1.7.2.
				Для бурения под направление используется вновь приготовленный глинистый
			раствор. Для получения полимерной системы с необходимыми параметрами глини-
			стая суспензия обрабатывается химическими реагентами. Ввод химических реаген-
			тов осуществляется в виде водных растворов или «сухим способом» во время цир-
			куляции бурового раствора в течении 1-2 циклов.
				Бурение под кондуктор начинается на растворе, используемом повторно по-
			сле бурения под направление.
				Для бурения под эксплуатационную колонну применяется естественно нара-
			ботанный буровой раствор с применением химических реагентов не выше 4 класса
			опасности.
				После цементирования кондуктора, разбуривания его башмака, дальнейшее
			углубление скважины начинается на технической воде, либо на глинистой суспензии
№			с низкой плотностью. Технология приготовления и применения бурового раствора
.			подробно изложена в РД 5753490-006-2010. Контроль параметров бурового раство-
. инв
		ра осуществляется в соответствии с СТО 103-2007 «Сборник методик контроля па-
Взам			раметров буровых и тампонажных растворов».
			Потребность в компонентах бурового раствора, химреагентах и материалах

			для его обработки указаны в таблицах 1.7.3, 1.7.4.
дата				Для контроля показателей бурового раствора также используются импортные
		приборы при условии корреляции их показателей с показаниями соответствующих
. и			отечественных приборов.
Подп

подл.
. №								Лист
							8409-ИОС7.5.ТЧ
Инв
	Изм.	Кол.уч.	Лист	№ док.	Подп.	Дата

Инв. № подл. Подп. и дата Взам. инв. №

1.7.2 Расчет плотности бурового раствора

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления на забой скважины, превышающего пластовое давление не менее чем на 10 % для интервалов до 1200 м, но не более 1,5 МПа (п.2.7.3.3 ПБ 08-624-03).

По данным условиям плотность бурового раствора при бурении под кондуктор (0-750 м по вертикали) должна быть не менее 1099 кг/м³, но не должна превышать:

_ρ ₌ ^7,35 ^×¹⁰⁶ ⁺^1,50 ^×¹⁰⁶ ₌ ₁₂₀₃ _кг/м3_. 9,81× 750

Исходя из опыта бурения по условиям обеспечения устойчивости стенок сква-жины при бурении под кондуктор принимаем r = 1200 кг/м³.

Плотность бурового раствора при бурении до глубины 1200 м (по вертикали) должна быть не менее 1099 кг/м³, но не должна превышать:

_ρ ₌ ^11,76 ^×¹⁰⁶ ⁺^1,50 ^×¹⁰⁶ ₌₁₁₂₆ _кг/м3_. 9,81×1200

Исходя из опыта бурения по условиям обеспечения устойчивости стенок сква-жины при бурении до глубины 1200 м принимаем ρ= 1100 г/см³.

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления на забой скважины, превышающего пластовое давление не менее чем на 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины, но не более 2,5 - 3,0 МПа

(п.2.7.3.3 ПБ 08-624-03).

По данным условиям плотность бурового раствора при бурении под эксплуа-тационную колонну на пласт АС₁₁^01-02 (кровля 2520 м по вертикали) должна быть не менее 1024 кг/м³, но не должна превышать:

_ρ ₌ ^24,10 ^×¹⁰⁶ ⁺ ^3,00 ^×¹⁰⁶ ₌ ₁₀₉₆ _кг/м3_. 9,81× 2520

По данным условиям плотность бурового раствора при бурении под эксплуа-тационную колонну на пласт АС₁₁⁰³ (кровля 2615 м по вертикали) должна быть не менее 1015 кг/м³, но не должна превышать:

_ρ ₌ ^24,80 ^×¹⁰⁶ ⁺ ^3,00 ^×¹⁰⁶ ₌ ₁₀₈₄ _кг/м3_. 9,81× 2615

По данным условиям плотность бурового раствора при бурении под эксплуа-тационную колонну на пласт АС₁₁⁰⁴ (кровля 2687 м по вертикали) должна быть не менее 1020 кг/м³, но не должна превышать:

_ρ ₌ ^25,60 ^×¹⁰⁶ ⁺ ^3,00 ^×¹⁰⁶ ₌ ₁₀₈₅ _кг/м3_. 9,81× 2687

Исходя из опыта бурения по условиям обеспечения устойчивости стенок сква-жины и предупреждения нефтепроявлений, при бурении под эксплуатационную ко-лонну (750-2780 м по вертикали) принимаем r = 1100 кг/м³.

							Лист
						8409-ИОС7.5.ТЧ
Изм.	Кол.уч.	Лист	№ док.	Подп.	Дата

Инв.№ подл.	Подп. и дата	Взам.инв.№

Изм Кол.уч. Лист

1.7.3 Тип и параметры буровых растворов

Таблица 1.7.1

№ док. Подпись Дата

8409-ИОС7.5.ТЧ

	Тип раствора	Интервал по
		вертикали (по
		стволу), м
		от	до

		(верх)	(низ)

Глинистый раствор
		(775)
Глинистый полимерный
раствор (рецептура 2)	(775)	(1262)
Глинистый полимерный
раствор (рецептура 2)	(1262)	(2934)

	, с	30 мин
Плотность, кг/м3	Условнаявязкость	/
3
Водоотдача, см(стандартАНИ)
	45-150	16-12
	20-23	18-15
	35-40	8-6

Параметры бурового раствора

Статическое	Водородный показатель		Динамическое напряже-ниесдвига,дПа	Содержание
напряжение	Пластическая вязкость,мПас*	коллоидной
сдвига СНС,	фазы
дПа за

10 с	10 мин	об, %	кг/м

50-70	75-105 8,5-9,5	-	-	-	-
10-14	15-24	8-8,5	-	-	-	-
15-40	22 - 60	7-8	8-25	60-90	1,5-2,0	39-52

49	Лист

Примечания 1 На буровой необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины.

2 Плотность бурового раствора конкретизируется согласно уточненным пластовым давлениям, выдаваемым НГДУ для каждой конкретной скважины и способностью сохранять ствол.

3 Согласно п.2.7.3.7 ПБ 08-624-03 не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 20 кг/м³ от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидции газоне-фтеводопроявлений)

Инв.№ подл.	Подп. и дата	Взам.инв.№

Изм Кол.уч. Лист № док. Подпись Дата

8409-ИОС7.5.ТЧ

50	Лист

1.7.4 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Таблица 1.7.2

Название	Типоразмер	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ	Количес	Применяется при	Примечание
		и т.п. на	тво, шт.	бурении в интервале
		изготовление		(по стволу), м
				от (верх)	до (низ)

		БУ 3900/225 ЭК-БМ
Циркуляционная система	ЦС-3900/225 ЭК-БМ					Система
а) модуль приготовления:						циркуляции
- гидромешалка с механи-						емкостная (160 м³)
ческим и гидравлическим	-	(ТУ 39-02 -396-74)
перемешивателями
- диспергатор	ДШ-10
- диаэратор	-
Воронка смесительная	-	ТУ СЦБПО БНО
б) модуль грубой очистки
- вибросито	KTL-48D 04198401	Kem-Tron	1 (2)
	или KTL-48 STD (P)
	(CQ-2)	Китай
- ситогидроциклонная ус-
тановка, в т.ч.
1 вибросито	KTL-48D 04198401	Kem-Tron
	или KTL-48 STD (P)
	(CQ-2)	Китай
2 илоотделитель	ИГ-45М	ТУ 26-02-1025-86
3 пескоотделитель	ГЦК-360 (400)	ГОСТ Р 12.2.141-99
в) модуль тонкой очистки
- центрифуга	ОГШ-501К