Скачать презентацию ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ Выполнил студент 4 -го курса Скачать презентацию ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ Выполнил студент 4 -го курса

отчет.pptx

  • Количество слайдов: 33

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ Выполнил студент 4 -го курса ГРФ НД-11 Сибиряков А. Т. ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ Выполнил студент 4 -го курса ГРФ НД-11 Сибиряков А. Т.

Содержание 1. Общие сведения 2. Административное положение 3. Основные геолого-технические данные 4. Строительство скважины Содержание 1. Общие сведения 2. Административное положение 3. Основные геолого-технические данные 4. Строительство скважины 4. 1. Направление 4. 2. Кондуктор 4. 3. Техническая колонна 4. 4. Эксплуатационная колонна 5. Заключение

1. Общие сведения Отраднинское газовое месторождение в административном отношении находится на территории Ленского улуса 1. Общие сведения Отраднинское газовое месторождение в административном отношении находится на территории Ленского улуса (района) Республики Саха (Якутия), в 65 км к северо-западу от г. Ленска. Отраднинское газовое месторождение находится в пределах Отраднинского лицензионного участка, принадлежащего ООО «Ленск-Газ» . Фактическим владельцем 75 % ООО «Ленск-Газ» является правительство Республики Саха (Якутия) через свое 100% предприятие ОАО «Сахатранснефтегаз» . Заключен Операторский договор по геологическому изучению, разведке и добыче углеводородного сырья в пределах Отраднинского участка недр между ООО «Ленск-Газ» и ОАО «Сахатранснефтегаз» . Предприятие ООО «Ленск-Газ» было создано в 2006 году, как дочернее общество ОАО «Сахатранснефтегаз» с целью более оптимальной реализации государственной программы газификации города Ленска в Республике Саха (Якутия).

2. Административное положение Отраднинское газовое месторождение в административном отношении находится на территории Ленского улуса 2. Административное положение Отраднинское газовое месторождение в административном отношении находится на территории Ленского улуса (района) Республики Саха (Якутия), в 65 км к северо-западу от г. Ленска (рис. 1. 1, 1. 2). Месторождение находится на 64 км круглогодичной автотрассы г. Ленск - г. Мирный (трасса проходит по своду месторождения). На расстоянии 40 км южнее Отраднинского месторождения проходит нефтепровод ВСТО. Город Ленск является районным центром с целым рядом промышленных предприятий (рис. 1. 1, 1. 2), принадлежащих АК "АЛРОСА", ВСТО, РАО «Газпром» , ОАО "Ленанефтегаз", ООО «Ленск-Газ» и др. В городе имеется постоянно действующий аэропорт, принимающий практически все виды транспортных самолетов, крупный речной порт. Энергоснабжение Ленского района осуществляется от Западного энергорайона Якутской энергосистемы, охватывающей централизованным электроснабжением территорию Мирнинского, Ленского, Нюрбинского, Сунтарского, Вилюйского и Верхневилюйского административных улусов (районов) Республики Саха (Якутия). Западный энергорайон работает изолировано, связей с другими энергорайонами Якутской энергосистемы и ОЭС востока не имеет. В настоящее время в Западном энергорайоне действует три энергоисточника: Вилюйская ГЭС 1 -2 установленной мощности 680 МВт и Мирнинская ГРЭС-120 МВт Вилюйской ГЭС-3, мощностью 360 МВт. Ближайшим месторождением, запасы по которому утверждены ГКЗ СССР, является Верхневилючанское нефтегазоконденсатное месторождение - 70 км. Оно расположено на северо-западе от Отраднинского месторождения.

3. Основные геолого-технические данные разведочной скважины № 314 -3 Отраднинского ГКМ Проектная глубина; м 3. Основные геолого-технические данные разведочной скважины № 314 -3 Отраднинского ГКМ Проектная глубина; м 2550 Проектный горизонт; отдел, ярус, свита Харыстанская свита, телгеспитский продуктивный горизонт Цель бурения и назначение скважины Разведочная Вид скважины Вертикальная Тип буровой установки Уралмаш 3000 ЭУК-1 М Противофонтанное оборудование ОП 5 -350 х35 ОП 5 -230 х35 Энергоснабжение ДЭС – 2 Мвт Водоснабжение для бурения и бытовых нужд Бойлерным транспортом Пароснабжение ПКН-2 М (2 установки)

Конструкция скважины Проектная Фактическая Название колонны Диаметр мм Глубина спуска, м Уровень цем. кольца Конструкция скважины Проектная Фактическая Название колонны Диаметр мм Глубина спуска, м Уровень цем. кольца Направление 426 30 до устья Кондуктор 324 250, 1 26 Техническая колонна 245 1250 Техническая колонна 245 1251, 5 до устья Эксплуатационная 168 2550 Эксплуатационная 168 2611 до устья

4. Строительство скважины 4. 1. Направление Строительство скважины под направление 426 мм начато 11. 4. Строительство скважины 4. 1. Направление Строительство скважины под направление 426 мм начато 11. 10. 2010 в 00 -00, закончено 19. 10. 2010 в 19 -00. Углубление скважины под направление начато с глубины, 0 м остановлено при глубине забоя 30 м (проектная глубина спуска направления – 30 м). Обсадные трубы спущены на глубину 30 м. Произведен цементаж. Высота подъема цемента до устья.

Проектные и фактические способы и режимы бурения скважины Бурение под направление 426 мм велось Проектные и фактические способы и режимы бурения скважины Бурение под направление 426 мм велось роторным способом согласно рабочему проекту и план-программе по бурению скважины. Интервал, м Gдол, тс Вид операции От До (верх) (низ) 0 8 8 10 0 20 28 30 15 15 17 30 30 30 Режим бурения Способ бурения Nрот, об/мин проект бурение проработка проработка разбуриван ие цементног о стакана факт ротор - ротор ВЗД ротор 3 -5 - 0 -1 0 -1 0 -1 80 -100 60 60 ВЗД 60 60 ротор Вес инстру мента 0 -2 60 -80 ВЗД Qнас, л/с проект факт проект 90 факт Рнас, кгс/см 2 Vмех, м/с проект факт проек факт т 69 - 15 15 15 80 - 15 15 15 2, 2 - 0, 4 - 50 -55 9 -10 50 -60 5 5 -10 0, 8

Компоновки низа бурильной колонны Проектная КНБК +буровой инструмент Назначение КНБК Интервал Элементы КНБК 1 Компоновки низа бурильной колонны Проектная КНБК +буровой инструмент Назначение КНБК Интервал Элементы КНБК 1 2 3 Dh, мм 4 0 – 30 Долото С-ЦВ КЛС УБТ 490 485 203 490 178 0, 5 8 ост 0 -30 Долото С-ЦВ КЛС УБТ 490 485 203 490 178 0, 5 8 ост Долото IIIEMS 44(III СЗЦГВУ) КЛС ДРУ КЛС УБТ ТБПК 393, 7 390 240 393, 7 203 178 127 24 50 ост Бурение под направление Шаблонировка (проработка) ствола скважины Разбуривание цементного стакана 28 -30 L, м 5 Фактическая КНБК + буровой инструмент Элементы Интервал Dh, мм L, м КНБК 6 7 8 9 490 Долото С-ЦВ 0, 5 229 УБТ 15, 78 178 ПП 171 х133 0, 41 147 0 – 30 Н 133М 133 0, 37 152 КШ 0, 4 152 Н 133М 147 0, 41 140 х14 ВБТ Ост. 0 490 Долото С-ЦВ 0, 5 178 ПП 147 х171 0, 39 240 ДРУ-240 (2°) 9, 00 178 0 – 30 ПП 147 х171 0, 4 152 (проработка) ПП 133 х147 0, 4 147 ПП 133 х133 0, 4 152 ПП 147 х133 0, 4 140 х14 ВБТ Ост. 0 490 Долото С-ЦВ 0, 5 229 УБТ 7, 86 405 0 – 30 КЛС 0, 95 178 (проработка) ПП 133 х171 0, 41 152 ПП 147 х133 0, 41 140 х14 ВБТ ост. 0 Долото 393, 7 0, 45 ЕМS 44 НРС 390 1, 14 КЛС 203 8, 08 УБТ 393, 7 0, 42 28 -30 КЛС 203 7, 39 УБТ 176 0, 41 ПП 133 х171 176 0, 41 ПП 147 х133 140 х14 ост ВБТ 0

Буровой раствор При бурении скважины под направление использовался пресный глинистый раствор согласно рабочему проекту Буровой раствор При бурении скважины под направление использовался пресный глинистый раствор согласно рабочему проекту и план-программе на строительство скважины. Химреагенты, применявшиеся для обработки бурового раствора №№ пп 1 2 3 4 Реагенты Основное назначение применимость проект факт BENTEX Структурообразователь, регулятор реологии и понизитель водоотдачи бурового раствора, коркообразующий компонент + + REINFORCE Загущающий материал для приготовления вязких пачек при устранении проблем, связанных с поглощениями бурового раствора + + Слюда КФП-5 Предотвращение или устранение проблем, связанных с бурением в условиях поглощения. Ликвидация потерь бурового раствора - + Опил древесный Предотвращение или устранение проблем, связанных с бурением в условиях поглощения. Ликвидация потерь бурового раствора - +

Плотность бурового раствора №№ п/п Интервал бурения, м 1 0 – 30 Плотность бурового Плотность бурового раствора №№ п/п Интервал бурения, м 1 0 – 30 Плотность бурового раствора, г/см 3 проектная фактическая 1, 15 1. 08 -1, 09

4. 2. Кондуктор Строительство скважины под кондуктор 324 мм начато 19. 10. 2010 в 4. 2. Кондуктор Строительство скважины под кондуктор 324 мм начато 19. 10. 2010 в 1900, закончено 16. 11. 2011 в 01 -00. Углубление скважины под кондуктор начато с глубины 30 м остановлено при глубине забоя 254 м (проектная глубина спуска кондуктора – 250 м). После записи ГИС, проведена шаблонировка ствола скважины. Обсадные трубы спущены на глубину 250, 1 м, проведен двухступенчатый цементаж. Высота подъема цемента 1 й ступени 110 м, 2 -й ступени (обратная заливка) до 50 м - по данным ГИС. Дополнительно проводились встречные заливки, для подъема цемента до устья скважины; цемент поднят до устья.

Проектные и фактические способы и режимы бурения скважины Бурение под кондуктор 324 мм велось Проектные и фактические способы и режимы бурения скважины Бурение под кондуктор 324 мм велось роторным способом согласно рабочему проекту. Интервал, м От До, (верх (низ) ) 30 254 235 254 Вид операции Способ бурения Режим бурения Gдол, тс Nрот, об/мин Qнас, л/с Рнас, кгс/см 2 Vмех, м/ч проек фак проек факт т т т т бурение ротор В. И. 9 -15 45 -60 шаблониров ротор В. И. 0 45 -60 ание разбуриван ие ротор 18 -20 7 -13 45 -60 цементного стакана Примечание: В. И. – вес инструмента. 40 -60 50 -55 факт 8 -25 50 -80 15 14 2 -3 15 - - 3 -5 4 40 50 -55 13 50 -80 40 -60 50 -55 25 80 -100 50 -60

Компоновки низа бурильной колонны Назначение КНБК 1 Бурение под кондуктор Проектная КНБК +буровой инструмент Компоновки низа бурильной колонны Назначение КНБК 1 Бурение под кондуктор Проектная КНБК +буровой инструмент Интервал Элементы КНБК Dh, мм L, м 2 3 4 5 30 -250 Долото III-EMS 44 (IIIСЗ-ЦГВУ) КЛС ДРУ КЛС УБТ ТБПК Долото III-EMS 44 (IIIСЗ-ЦГВУ) КЛС УБТ УБТ ТБПК 393, 7 390 240 393, 7 203 178 127 393, 7 390 203 393, 7 203 178 127 24 50 ост 8 24 50 ост Фактическая КНБК + буровой инструмент Элементы Dh, Интервал L, м КНБК мм 6 7 8 9 30 -130 Долото ЕМS 44 НРС КЛС УБТ ПП 147 х171 УБТ ПП 147 х133 ТБПК 393, 7 0, 45 390 1, 14 203 8, 08 393, 7 0, 42 203 23, 35 176 0, 39 178 47, 44 176 0, 41 127 ост 130 -250 Долото ЕМS 44 НРС ПП 177 х171 КЛС УБТ ПП 147 х171 УБТ ПП 133 х147 КОБТ ПП 147 х133 ТБПК 393, 7 0, 45 203 0, 39 393, 7 0, 42 203 23, 51 393, 7 0. 41 203 39, 33 176 0, 35 178 41, 51 156 0, 39 155 0, 2 156 0, 41 127 ост

Шаблонировани е (проработка) ствола скважины Разбуривание цементного стакана 30 -250 Долото III-EMS 44 (IIIСЗ-ЦГВУ) Шаблонировани е (проработка) ствола скважины Разбуривание цементного стакана 30 -250 Долото III-EMS 44 (IIIСЗ-ЦГВУ) КЛС ДРУ КЛС УБТ ТБПК Долото III-EMS 44 (IIIСЗ-ЦГВУ) КЛС УБТ УБТ ТБПК 393, 7 390 240 393, 7 203 178 127 393, 7 390 203 393, 7 203 178 127 24 50 ост 8 24 50 ост 230 -250 Долото DSR 519 S(III HP 53) КЛС ДРУ Центратор УБТ ТБПК 295, 3 293 240 295, 3 203 178 127 40 -50 ост 30 -250 Долото ЕМS 44 НРС ПП 177 х171 КЛС УБТ ПП 147 х171 УБТ ПП 133 х147 КОБТ ПП 147 х133 ТБПК 393, 7 203 176 178 156 155 156 127 0, 45 0, 39 0, 42 23, 51 0. 41 39, 33 0, 35 41, 51 0, 39 0, 2 0, 41 ост 235 -254 Долото III 295, 3 R 45 P ДРУ УБТ ПП 133 х171 КОБТ ПП 147 х133 ТБПК 295, 3 240 203 202 155 176 127 0, 33 8, 94 45, 94 0, 41 0, 2 0, 41 ост.

Буровой раствор При бурении скважины под кондуктор использовался пресный глинистый раствор согласно рабочему проекту Буровой раствор При бурении скважины под кондуктор использовался пресный глинистый раствор согласно рабочему проекту и план-программе на строительство скважины. Согласно полученной телефонограмме 21. 10. 2010, в связи катастрофически поглощением, с глубины 71 м бурение продолжено на технической воде с прокачкой пачек ВУР перед наращиванием и подъемом инструмента.

Химреагенты, применявшиеся для обработки бурового раствора №№ пп Реагенты Основное назначение 1 2 1. Химреагенты, применявшиеся для обработки бурового раствора №№ пп Реагенты Основное назначение 1 2 1. BENTEX 2. REINFORCE 3 Опил древесный 4 Асбест 5 Резиновая крошка 6 Ветошь 7 SABOXAN 8 SB PAC HV 9 Кордное волокно 10 SB LCC 11 Каустическая сода 3 Структурообразователь, регулятор реологии и понизитель водоотдачи бурового раствора, коркообразующий компонент Загущающий материал для приготовления вязких пачек при устранении проблем, связанных с поглощениями бурового раствора Предотвращение или устранение проблем, связанных с бурением в условиях поглощения. Ликвидация потерь бурового раствора Биологически разлагаемый структурообразователь и загуститель, придание раствору тиксотропных свойств Понизитель фильтрации буровых растворов на водной основе. Частично ингибирует подверженные гидратации набухающие сланцы Предотвращение или устранение проблем, связанных с бурением в условиях поглощения. Ликвидация потерь бурового раствора Основная функция: регулирование уровня р. Н, также можно использовать для снижения жесткости технической воды. 12 Кальцинированна я сода Контроль жесткости и щелочности раствора применимост ь проект факт 5 6 + + - + - + - +

Плотность бурового раствора №№ п/п Интервал бурения, м Плотность бурового раствора, г/см 3 проектная Плотность бурового раствора №№ п/п Интервал бурения, м Плотность бурового раствора, г/см 3 проектная фактическая 1. 30 -71 1, 06 -1, 08 2. 71 -254 1, 06 -1, 08 1, 01 -1, 03 (техническая вода)

4. 3. Техническая колонна После крепления кондуктора, устье скважины было обвязано противовыбросовым оборудованием по 4. 3. Техническая колонна После крепления кондуктора, устье скважины было обвязано противовыбросовым оборудованием по типовой схеме ОП 5 -350 х35. Стволовая часть: ОКК 2 -35 -168 х245 х324 К 1 ХЛ, устьевая крестовина с гидрозадвижками ЗМГ -80 х35, ППГ 2 -350 х35 (плашки глухие), ППГ 2 -350 х35 (плашки трубные под инструмент Ø 127 мм), ПУГ-350 х35, надпревенторная катушка, съёмный устьевой короб. Скважина переведена на техническую воду 1, 01 г/см 3. Выполнено разбуривание ЦКОДа, цементного стакана, башмака колонны в интервале 235254 м. Проведена опрессовка ПВО до концевых задвижек манифольдов на давлении 83 атм в течение 30 мин, падение давления 0 атм (герметично). После чего приступили к углублению ствола скважины до глубины 255, 5 м, проведена опрессовка цементного кольца на давлении 17 атм (герметично). Опрессовки проводились агрегатом ЦА-320 на технической воде удельным весом 1, 01 г/см 3. По заключению комиссии, кондуктор 324 мм, ПВО ОП 5 -350 х35, цементное кольцо признаны герметичными. Результаты опрессовок оформлены актами. Получено разрешение от представителя ПВФЧ на дальнейшее углубление скважины под техническую колонну 245 мм. Строительство скважины под техническую колонну 245 мм начато 16. 11. 2010 года в 01 -00, закончено 21. 01. 2011 в 20 -00. Углубление скважины под техническую колонну начато с глубины 254 м, остановлено при глубине забоя 1252, 8 м (проектная глубина спуска технической колонны – 1250 м). После проведения ГИС и шаблонировки ствола скважины, обсадные трубы 245 мм спушены на глубину 1251, 5 м, МСЦ установлена в интервале 373, 5 -374, 3 м. Проведено двухступенчатое цементирование. Высота подъема цемента по данным ГИС – до 26 м.

Проектные и фактические способы и режимы бурения скважины Бурение под техническую колонну 245 мм, Проектные и фактические способы и режимы бурения скважины Бурение под техническую колонну 245 мм, проводилось как роторным, так и турбинным способом бурения. Режимы бурения не всегда соответствовали планпрограмме бурения по скважине в связи с осложнениями, вызванными поглощениями бурового раствора. Интервал, м От До, (верх (низ) ) Вид операции Способ бурения Режим бурения Gдол, тс Qнас, л/с Рнас, кгс/см 2 Vмех, м/ч проек фак проек факт т т т т 254 258, 5 Бурение ВЗД+ ВЗД ротор 258, 5 380 Бурение ВЗД+ Ротор 16 -18 ротор 279 Разбуриван ие цементного моста 203 Nрот, об/мин --- Ротор 4 -10 --- 5 -10 45 -60 0 50 -55 31 1216 45 -60 40 50 -55 30 5 -7 --- 40 --- 32 факт 80 -100 50 -57 5 -7 4 80 -100 15 -40 5 -7 6, 5 --- 3 --- 10

380 448, 7 Бурение ВЗД+ ротор Ротор 16 -18 1045 -60 33 -62 50 380 448, 7 Бурение ВЗД+ ротор Ротор 16 -18 1045 -60 33 -62 50 -55 35 80 -100 26 5 -7 0, 9 16 448, 7 731, 2 Бурение ВЗД+ 4 -10 ротор 2 -15 45 -60 40 50 -55 35 -47 80 -100 15 -50 5 -7 1, 6 731, 2 752 Бурение ВЗД+ Ротор 16 -18 8 -16 45 -60 ротор 40 50 -55 35 -47 80 -100 40 -67 5 -7 0, 5 -1, 5 752 790 Бурение ВЗД+ Ротор 16 -18 8 -16 45 -60 ротор 40 50 -55 35 -47 80 -100 80 -90 5 -7 3, 8 790 812 Бурение ВЗД+ 16 -18 8 -16 45 -60 ротор 40 50 -55 35 -47 80 -100 80 -90 5 -7 3, 8 Бурение ВЗД+ 16 -18 8 -18 45 -60 ротор 40 50 -55 35 -47 80 -100 80100 5 -7 0, 8 -1, 5 --- 28 -32 60 4 -5 0, 1 812 1252, 8 371 372 1217 1252, 8 Разбуриван ие УСЦ, ВЗД+ ВЗД цементного ротор стакана 14 -16 4 --- 31 80 -90

Буровой раствор При бурении скважины под техническую колонну согласно рабочему проекту предусматривался соленасыщенный полимерный Буровой раствор При бурении скважины под техническую колонну согласно рабочему проекту предусматривался соленасыщенный полимерный раствор. Фактически бурение начато на растворе, предусмотренном рабочим проектом. В интервале бурения 254 -258 м вскрыта зона поглощений интенсивностью до катастрофических, с целью экономии химреагентов в интервале 258 -380 м в качестве промывочной жидкости использовалась техническая вода, которая обрабатывалась по циркуляции солью Na. Cl, кольматантами – опилками и асбестом; удельный вес промывочной жидкости составлял от 1, 02 до 1, 08 г/см 3. При проведении работ по ликвидации аварии (ловильные работы, глубина скважины 380 м) был произведен переход на соленасыщенный полимерный раствор согласно рабочему проекту, который использовался до конца бурения под техническую колонну.

Химреагенты, применявшиеся для обработки бурового раствора №№ пп Реагенты Основное назначение применимость проект 1 Химреагенты, применявшиеся для обработки бурового раствора №№ пп Реагенты Основное назначение применимость проект 1 2 1 BENTEX 2 REINFORCE 3 Опил древесный 4 Асбест 5 Резиновая крошка 6 Ветошь 7 SABOXAN 8 SB PAC HV/LV 9 Кордное волокно 3 Структурообразователь, регулятор реологии и понизитель водоотдачи бурового раствора, коркообразующий компонент Загущающий материал для приготовления вязких пачек при устранении проблем, связанных с поглощениями бурового раствора Предотвращение или устранение проблем, связанных с бурением в условиях поглощения. Ликвидация потерь бурового раствора Биологически разлагаемый структурообразователь и загуститель, придание раствору тиксотропных свойств Понизитель фильтрации буровых растворов на водной основе. Частично ингибирует подверженные гидратации набухающие сланцы Предотвращение или устранение проблем, связанных с бурением в условиях поглощения. Ликвидация потерь бурового раствора факт 5 6 + + + - - + - +

10 SB LCC Предотвращение или устранение проблем, связанных с бурением в условиях поглощения. Ликвидация 10 SB LCC Предотвращение или устранение проблем, связанных с бурением в условиях поглощения. Ликвидация потерь бурового раствора - + 11 Каустическая сода Основная функция: регулирование уровня р. Н, также можно использовать для снижения жесткости технической воды. - + 12 Кальцинированная сода Контроль жесткости и щелочности раствора - +

Плотность бурового раствора, г/см 3 №№ п/п Интервал бурения, м проектная фактическая 1 254 Плотность бурового раствора, г/см 3 №№ п/п Интервал бурения, м проектная фактическая 1 254 -258 1, 22 1, 21 2 258 -380 1, 22 1, 02 -1, 08 3 380 -1252, 8 1, 22 1, 18 -1, 24

4. 4. Эксплуатационная колонна После крепления технической колонны, устье скважины было обвязано противовыбросовым оборудованием. 4. 4. Эксплуатационная колонна После крепления технической колонны, устье скважины было обвязано противовыбросовым оборудованием. Устье оборудовано превенторной установкой ОП 5. 230. 80. 35. 000 СХ, включающей в себя следующее оборудование: колонная головка ОКК 2 -35 -168× 245× 324 К 1 -Х, адаптер АКГ 280× 35/350× 35, крестовина устьевая КР 230× 35 с механическими задвижками ЗМ 80 х35 и гидрозадвижками ЗМ 80 Гх35, превентор плашечный ППГ-230 х35 с глухими плашками, превентор плашечный ППГ-230 х35 с трубными плашками под инструмент Ø 127 мм, превентор универсальный ПУГ-230 х35, блок глушения: 2 задвижки, блок дросселирования: 8 задвижек, 2 дросселя. Произведена опрессовка технической колонны совместно с ППГ-230 х35 с глухими плашками, с блоком дросселирования и линией от устья до блока дросселирования на давлении 208 кгс/см 2. Герметично. После спуска инструмента, проведена опрессовка - ППГ-230 х35 с трубными плашками под инструмент Ø 127 мм; ПУГ-230 х35 совместно с блоком глушения и линией от устья до блока глушения после на давлении 208 кгс/см 2, герметично. Разбуривание технической оснастки и цементного стакана производилось на буровом растворе удельным весом 1, 21 г/см 3. Цементное кольцо, после выхода инструмента из под башмака технической колонны, было опрессовано на давлении 76 кгс/см 2, герметично. Опрессовки проводились агрегатом ЦА-320 на буровом растворе удельным весом 1, 21 г/см 3.

По заключению комиссии, техническая колонна 245 мм, ПВО ОП 5 230/80 х35, цементное кольцо По заключению комиссии, техническая колонна 245 мм, ПВО ОП 5 230/80 х35, цементное кольцо за колонной признаны герметичными. Результаты опрессовок оформлены актами. Получено разрешение представителя ПФВЧ на дальнейшее углубление из под башмака технической колонны. Строительство скважины под эксплуатационную колонну 168 мм начато 21. 01. 2011 г в 20 -00, закончено 26. 03. 2011 в 12 -00. Затем начаты демонтаж оборудования и подготовительные работы к испытанию скважины. Углубление скважины под эксплуатационную колонну начато с глубины 1251, 5 м, остановлено на глубине 2611 м (проектная глубина спуска эксплуатационной колонны – 2550 м). После окончания углубления под эксплуатационную колонну 168 мм и проведения комплекса заключительного каротажа, обсадные трубы спущены на глубину 2611 м. Проведен двухступенчатый цементаж. Интервал установки МСЦ 1447, 7 - 1448, 4 м. Дополнительно в интервале 1459, 9 -1461, 3 м установлен пакер отсекатель пластов ПОП-168. Высота подъема цемента по данным ГИС – до устья. Колонна опрессована на буровом растворе плотностью 1, 22 г/см 3 давлением 154 атм – герметично. Установлена фонтанная арматура АФ 6 -65 х35 х. ПК 1 зав. № 02. Проведена повторная опрессовка на буровом растворе плотностью 1, 22 г/см 3 давлением 154 атм – герметично. Проведена опрессовка межколонного пространства 245 х168 азотом на 195 атм – герметично. По результатам опрессовок составлены акты.

Проектные и фактические способы и режимы бурения скважины Бурение под эксплуатационную колонну 168 мм, Проектные и фактические способы и режимы бурения скважины Бурение под эксплуатационную колонну 168 мм, проводилось турбинным (ВЗД) и турбинно (ВЗД)-роторным способом. По проекту предусмотрено турбинно (ВЗД)-роторное бурение ствола скважины. Интервал, м Способ бурения Вид операции От (верх) 1 1251, 5 1270, 4 1292, 6 1401, 9 1500, 1 1516 1639, 4 1724 1849 2029, 1 2100 2198 2307, 8 2410 2460 До (низ) 2 1270, 4 1292, 6 1401, 9 1500, 1 1516 1639, 4 1724 1849 2029, 1 2100 2198 2307, 8 2410 2460 2500 проект 3 Бурение Бурение Бурение Бурение факт 4 ВЗД+ ротор ВЗД+ ротор ВЗД+ ротор Ротор Ротор 5 ВЗД+ ротор ВЗД+ ротор ВЗД+ ротор ВЗД+ ротор Режим бурения G, тс проек т 7 8 11 -21 40 40 1 -6 40 1 -13 40 5 -24 40 5 -12 40 4 -8 40 12 -25 40 9 -17 40 7 -13 40 9 -19 40 6 -23 40 16 -20 40 5 -16 40 5 -17 проект факт 6 14 -16 14 -16 14 -16 14 -16 N об/мин Q, л/с фак проек факт т т 9 10 11 42 28 -32 32 28 28 -32 0 -7 28 22 -32 0 -42 28 28 -31 0 -42 28 0 -42 31 28 28 -31 42 28 28 -30 0 -42 28 28 -31 0 -42 28 28 -29 0

2500 2503, 8 Отбор керна Ротор 8 -12 3 -6 60 -80 2503, 8 2500 2503, 8 Отбор керна Ротор 8 -12 3 -6 60 -80 2503, 8 2512, 6 Отбор керна Ротор 8 -12 5 -10 60 -80 2512, 6 2525 Отбор керна Ротор 8 -12 5 -16 60 -80 Отбор керна Ротор 8 -12 5 -9 60 -80 Отбор керна Ротор 8 -12 3 -5 Отбор керна Ротор 8 -12 Отбор керна Ротор 2525 2536, 6 2541 2544, 8 2551 16 -18 25 57 16 -18 25 60 -80 57 16 -18 25 7 -8 60 -80 57 16 -18 25 8 -12 3 -8 60 -80 57 16 -18 25 0 28 -32 28 -29 0 28 -32 2500 2551 Расширка Ротор ВЗД 14 -16 4 2551 2611 Бурение Ротор ВЗД 14 -16 4 -11 Проработка Ротор ВЗД 14 -16 8 -20 1251, 5 2611 4264 4458 3258 60 -80 40 0 -42 28 -32 31

Буровой раствор При бурении скважины под эксплуатационную колонну согласно плану-программе на строительство скважины использовался Буровой раствор При бурении скважины под эксплуатационную колонну согласно плану-программе на строительство скважины использовался высокоминерализованный полисахаридный раствор удельным весом 1, 22 г/см 3, согласно рабочему проекту был предусмотрен ингибирующий биополимерный раствор удельным весом 1, 05 г/см 3.

Химреагенты, применявшиеся для обработки бурового раствора №№ пп Реагенты Основное назначение применимос ть проект Химреагенты, применявшиеся для обработки бурового раствора №№ пп Реагенты Основное назначение применимос ть проект Регулирование уровня р. Н и контроль жесткости (содержания ионов двухвалентных металлов: Ca++ и Mg++); дополнительный поставщик ионов калия (К+) в буровом растворе Контроль уровня р. Н при цементной агрессии фак т + + - + 1 Гидроокись калия 2 Кислота лимонная 3 SABOXAN Биологически разлагаемый структурообразователь и загуститель, придание раствору тиксотропных свойств + + 4 SB PAC HV/LV Понизитель фильтрации буровых растворов на водной основе. Частично ингибирует подверженные гидратации набухающие сланцы + + 5 Каустическая сода Основная функция: регулирование уровня р. Н, также можно использовать для снижения жесткости технической воды. - + 6 Кальцинированная сода Контроль жесткости и щелочности раствора - + 7 SB ALK Ингибитор набухания и диспергирования глин (ингибирование ионами Al 3+ и калия K+) + + 8 Натрий хлористый Минерализатор водной фазы буровых раствором перед вскрытием соленосных отложений + + SB STARCH Понижение водоотдачи и стабилизация буровых растворов на водной основе различной минерализации + + 10 GLIDEX Смазывающая добавка на основе растительных масел + + 11 SB DEFOAM Снижение и подавление пенообразования в буровых растворах на водной основе + + 12 SB CIDE Предотвращение ферментативного разложения и брожения бурового раствора SB CARB Утяжеляющий и кольматирующий реагент при первичном и вторичном вскрытии продуктивного горизонта, ремонте скважин + + 14 Алюминий сернокислый Понизитель р. Н - + 15 Окись цинка Нейтрализация сероводорода при бурении скважин в условиях сероводородопроявлений + - Бикарбонат натрия Контроль общей жесткости (содержания ионов двухвалентных металлов: Ca++ и Mg++) бурового раствора без изменения уровня р. Н + + 9 13 16

Плотность бурового раствора №№ п/п Интервал бурения, м Плотность бурового раствора, г/см 3 проектная Плотность бурового раствора №№ п/п Интервал бурения, м Плотность бурового раствора, г/см 3 проектная 1. 1251, 5 -2611, 0 фактическая 1, 22 1, 20 -1, 24

5. Заключение После прохождения практики: 1) Закрепил теоретические знания на практике. 2) Ознакомился с 5. Заключение После прохождения практики: 1) Закрепил теоретические знания на практике. 2) Ознакомился с перспективами развития предприятия. 3) Подобрал соответствующие материалы для выполнения.