Технология бурения и технологические исследования

· Контроль процесса бурения

· Контроль спуско-подъемных операций

· Расчет траектории ствола скважины

· Прогнозирование аварийных ситуаций

· Контроль за отработкой долот

2. Геологические задачи:

· Литолого-стратиграфическое расчленение разреза

· Привязка газовых данных с учетом отставания

· Выделение перспективных интервалов

· Оперативная оценка характера насыщения выделенных интервалов.

В процессе проведения ГТИ решаются следующие задачи:

Технологические (поставленные технологической службой Заказчика, ответственной за безаварийную и правильную с инженерно-технической точки зрения проводку скважины):

- сбор, регистрация и хранение информации с датчиков, контролирующих процесс бурения;

- контроль за выполнением буровой бригадой соответствия значений параметров характеристикам, указанным в режимно-технологической карте (РТК) и текущих заданиях технологической службы;

- определение и прогнозирование поровых давлений в глинах (при наличии толщ глинистых пород с некомпенсированным уплотнением);

- предупреждение и раннее обнаружение осложнений, аварий в ходе бурения;

- контроль за отработкой долота.

Технология бурения.

Бурение скважин.

Под понятием «бурение скважин» понимается комплекс последовательных и взаимосвязанных процессов: спуск долота в скважину на бурильных трубах, разрушение долотом горной породы, закачивание через бурильные трубы в скважину бурового раствора с целью выноса на поверхность разбуренной породы и вращения забойного двигателя при турбинном бурении, подъем долота после его отработки для замены новым.

Ротор.

* При роторном бурении он вращает с помощью ведущей трубы бурильную колону с долотом .

* При турбинном бурении ротор препятствует вращению труб против часовой стрелки от действия реактивного момента, возникающего на забое скважины при вращении долота.

* При спуско-подъемных операциях на роторе удерживается вся спущенная в скважину колонна бурильных или обсадных труб в процессе их развинчивания и свинчивания.

* Стол ротора приводится во вращение при помощи цепной или карданной передачи.

Талевая система.

Представляет собой полиспастный механизм, который состоит из кронблока (устанавливаемого, неподвижно, на верхней площадке буровой вышки), талевого блока (подвижно соединенного с кронблоком талевым канатом).

Техническая характеристика талевых блоков.

Параметры	УТБА-5-170	УТБА-5-200	УТБА-5-225	УТБА-6-250	УТБА-6-320	УТБА-6-400
Максимальная допускаемая нагрузка	1,7	2,0	2,25	2,5	3,2	4,0
Число канатных шкивов	5	5	5	6	6	6
Диаметр каната, мм	28	32	33	32	35	38
Число осей блоков	2	2	1	2	2	2
Габариты, м:
Высота	2,3	2,63	2,22	2,57	2,35	2,96
Ширина	1,41	1,45	0,97	1,27	1,41	1,84
Ширина по оси блоков	1,09	1,36	1,17	1,41	1,44	1,57
Масса, тонн	4,4	3,2	3,3	6,7	9,6	12,5

К талевому блоку присоединяется крюк, на котором на штропах подвешивается элеватор для труб или вертлюг.

Вертлюг.

Вертлюг - промежуточное звено между поступательно - перемещаюшимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замковой резьбы соединена со стволом вертлюга.

Вертлюг имеет двойное назначение: удерживать колонну бурильных труб, спущенных в скважину, в подвешенном состоянии и давать возможность ей свободно вращаться вокруг своей оси в процессе бурения роторным способом; обеспечивать подачу бурового раствора под давлением в бурильные трубы как при спокойном их положении, так и при вращении. Чтобы обеспечить возможность перемещения вертлюга, буровой раствор подводится к нему при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого крепится к корпусу вертлюга, а второй - к стояку на высоте, несколько меньшей его длины.

Мертвый конец.

В процессе бурения крепких пород возникают продольные колебания в бурильных трубах, передающиеся через ведущую трубу, вертлюг и талевую систему неподвижному концу талевого каната. Если разгрубить вес будут видны подклинки.

Буровые лебедки.

Лебедка - основной механизм буровой установки. Она предназначена для проведения следующих операций:

- спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

- удерживания колонны труб на весу в процессе бурения или промывки скважины;

- передачи вращения ротору;

- свинчивания и развинчивания труб;

- вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инструмента, оборудования, труб и др.;

- подъема собранной вышки в вертикальное положение.

Скорость ходового конца каната, навиваемого на барабан в среднем составляет 9-12 м\с, а при подъеме ненагруженного элеватора – 20 м\с.

ТУРБИНА.

Забойные двигатели

шифр двигателя	Частота вр.об/мин	длинна мм	масса кг.	расход л/с
Т12МЗБ-240	660	8180	2030	50
	725			55
Т12РТ - 240	660	8210	2017	50
	725			55
ЗТСШ - 240	420	23350	5980	32
	450			34
ЗТСШ1 - 240	420	23225	5975	32
	450			34
ЗТСШ1 - 240Ш	195	23825	6200	40
	219			45
А9Ш	420	16550	4405	45
А9Ш2	420	16675	4405	45
А9ГТШ	235	23290	6155	45
Т12М3Б – 195	660	8105	1425	30
	770			35
ЗТСШ1 - 195	400	25700	4740	30
	470			35
ЗТСШ1-195ТЛ	355	25700	4325	40
	400			45
ЗТСША-195ТЛ	580	25870	4750	24
	725			30
А7Ш	520	17600	3135	30
А7Ш2	520	17425	3200	30
АГГТШ	300	24950	4422	30
Т12МЗЕ – 172	625	7490	1057	25
	700			28
ЗТСШ1 – 172	505	25400	3530	20
	630			25
А6Ш	550	16780	2065	25
А6ГТШ	325	24430	2908	90
ТО - 240	660	10310	2484	50
	725			55
ТО2-240	420	10170	2593	45
ТО – 195	660	9660	1685	30
	770			35
ТО2 – 195	520	10110	1848	30
ТО - 172	670	10745	1500	24
	715			26
Д1 – 195	80	7675	1350	25
	110			35
Д2 - 172М	115	6860	870	23
	220			36
Д - 85	133	3235	106	5
Д1 – 54	350	2080	25	2
	500			3
КТДЗ - 240	388	7455	1750	30
	710			55
КТД4С – 195	464	25920	5670	28
	580			36
КТД4С –172	490	17575	2320	22
	625			28

ДОЛОТО.

Характеристики бурильных долот

диаметр	тип	масса кг.	нагруз.кН	диаметр	тип	масса кг.	нагруз.кН
Трехшаро-шечные долота		долота		244,5	ТК-ПВ	58	320
93	Т-А	3,8	40	244,5	К-В	58	320
98,4	С-А	4,1	50	244,5	ОК-ПВС-ГН	58	320
98,4	Т-А	4,4	50	269,9	С-ГНУ	68,5	480
98,4	ОК-А	4,8	50	269,9	СЗ-ГН	65	480
112	Т-В	4,6	60	269,9	СЗ-ГНУ	68,5	480
120,6	С-А	6,5	60	269,9	СТ-В	68,55	480
120,6	Т-А	6,3	60	269,9	СТ-ГН	52	350
132	С-В	6,2	70	269,9	Т-В	69,5	480
132	Т-В	7,8	70	269,9	ТЗ-В	61	350
132	К-В	8,6	70	269,9	ТК-В	62	350
139,7	С-В	11	100	269,9	К-В	62,5	350
139,7	Т-В	10,5	100	269,9	ОК-ПВ	66	350
146	Т-В	10,6	120	269,9	М-В	63,2	350
146	ОК-В	13,5	120	295,3	М-ГВ	64	350
151	С-В	9,4	120	295,3	МС-ГВ	75	400
151	Т-В	9,4	120	295,3	С-В	73	400
151	К-В	10	120	295,3	С-ГВ	75	400
165,1	С-В	15,6	150	295,3	СЗ-ГВ	75	400
165,1	Т-В	15,6	150	295,3	СЗ-ГВЭ	77	400
190,5	М-ГВ	27	200	295,3	Т-В	75	400
190,5	МС-ГВ	28,5	200	295,3	ТЗ-В	75	400
190,5	МСЗ-ГВ	27,5	200	295,3	ТК-В	76,5	400
190,5	С-В	26	200	295,3	К-В	77	400
190,5	С-ГН	32	300	295,3	С-ГВ	76	400
190,5	С-ГВ	28,5	200	320	ОК-ПВ	78	400
190,5	СЗ-ГВ	28	200	320	М-В	95	450
190,5	Т-В	26	200	349,2	М-В	90	450
190,5	ТЗ-В	25	200	349,2	М-ГВ	115	450
190,5	ТК-В	24	200	349,2	С-В	115	450
190,5	ТКЗ-В	27	200	349,2	С-ГВ	116	450
215,9	М-ГВ	42,5	250	349,2	Т-В	115	450
215,9	МЗ-ГВ	42,5	250	393,7	М-В	116	470
215,9	МС-ГВ	42,5	250	393,7	М-ГВ	145	470
215,9	С-ГВ	42	250	393,7	С-В	150	470
215,9	СЗ-ГВ	48	250	393,7	С-ГВ	145	470
215,9	СЗ-ГН	43	250	393,7	Т-В	150	470
215,9	СЗ-ГНУ	45	250	444,5	С-В	248	500
215,9	Т-В	36,7	250	490	С-В	320	500
215,9	Т-ПВ	38	250	Двухшарошечные долота
215,9	ТК-ПВ	30	250	76	К-А	2,4	35
215,9	ТКЗ-В	39,2	250	93	С-А	3,3	40
215,9	ТКЗ-ГВ	45,4	250	93	К-А	4,1	40
215,9	ТКЗ-ГНУ	45	250	112	М-ГВ	4,9	60
21,6	К-ПВ	39,2	250	112	С-В	5,5	60
215,9	К-ГНУ	45	250	132	М-ГВ	5,9	70
215,9	ОК-ПВ	41	250
244,5	Т-В	58	320
244,5	Т-ПВ	58	320
244,5	ТК-ЦВ	58	320

ПЛОТНОСТЬ ОСАДОЧНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД.

Порода	Пределы изменения	Наиболее часто встречающие-ся значения	Минеральная плотность
Порода	Пределы изменения	Наиболее часто встречающие-ся значения	Средняя	Минимальная	Максимальная
ОБЛОМОЧНЫЕ ПОРОДЫ
Брекчия	1.60-3.00	-	-	-	-
Конгломерат	2.10-3.00	-	-	-	-
Песок	1.30-2.00	1.50-1.70	-	-	-
Песчаник	2.00-2.90	2.50-2.65	2.67	2.58	2.76
Песчаный сланец	2.30-3.00	2.60-2.70	-	-	-
Алевролит	1.80-2.80	2.30-2.50	2.69	2.62	2.76
ГЛИНИСТЫЕ ПОРОДЫ
Глина	1.20-2.40	-	2.68	2.58	2.78
Аргиллит	1.70-2.90	2.30-2.40	2.68	2.60	2.78
Глинистый сланец	2.30-3.00	2.40-2.60	-	-	-
ХИМИЧЕСКИЕ ПОРОДЫ
Известняк	1.80-2.90	2.60-2.70	2.72	2.62	2.80
Доломит	1.90-3.00	2.60-2.80	2.80	2.76	2.88
Мел	-	-	2.69	2.56	2.80
Мергель	1.50-2.80	2.20-2.40	2.70	2.58	2.80
Гипс	2.10-2.50	2.40-2.50	2.37	2.31	2.48
Ангидрит	2.40-2.90	2.50-2.60	2.96	2.92	3.00
Соль каменная	2.15-2.30	-	2.16	2.12	2.22
Опока	1.00-1.60	-	3.00	2.10	2.50
Кремень	2.32-2.60	-	2.59	2.46	2.75

Плотность керосина = .

Следует иметь ввиду, что значения плотности горных пород колеблются в довольно широких пределах и зависят от многих факторов: минерального состава пород; плотности минералов, составляющих твёрдую часть породы; жидкости и газов, заполняющих её поровое пространство; пористости породообразующих минералов; структурно – текстурных особенностей породы. С глубиной плотность осадочных пород возрастает, так как она обусловлена, главным образом, пористостью. Такая закономерность наиболее характерна для глинистых пород. При отсутствии зон АВПД плотность глин закономерно увеличивается с глубиной, а при их наличии эта закономерность нарушается за счёт разуплотнения глин.

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИЗНОСА ДОЛОТ.

Условные обозначения

кодов износа шарошечных долот

В – износ вооружения ( хотя бы одного венца ):

* В1 – уменьшение высоты зубьев 0,25 (1/4)

Двойная стрелка влево/вправо: на * В2 – 0,50 (1/2)

* В3 – 0,75 (3/4)

* В4 – 1,00 (4/4)

С – наличие скола зубьев, выпадения или скола твердосплавных зубков;

Их количество в процентах записывается в скобках (%).

* С(20)Р – пример.

Р - при закруглении зубьев периферийных венцов

П – износ опоры ( хотя бы одной шарошки )

* П1 – износ небольшой (тела качения не обнажены): “качка” торца шарошки (радиальный люфт относительно оси цапфы) невелика

Dдол 216мм - 0 – 2мм, более - 0 – 4мм.

* П2 – износ средний (тела качения обнажены): “качка” торца шарошки большая

Dдол 216мм - 2 – 5мм, более - 4 –8мм

* П3 – износ большой: “качка” торца шарошки значительная (значительный износ или разрушение части тел качения, имеется опасность их выпадения):

Dдол 216мм - более 5мм, более - более 8мм

Заедание шарошки при вращении от руки.

* П4 – “отказ” разрушение и поворот роликов; разрушение шариков, козырьков лап и тыльной части шарошек с выпадением тел качения; возникновение трещин и “лысок” на шарошках

У – повреждение узла герметизации маслонаполненной опоры (выход из строя уплотнения или его выпадение), количество поврежденных узлов указывается в скобках.

* У(3) - пример.

К – заклинивание шарошек, их число указывается в скобках

* К(2) - пример

Г – повреждение гидромониторного узла (размыв гнезда, выпадение насадок), количество поврежденных узлов указывается в скобках.

* Г(3) - пример.

А – аварийный износ:

· Ав – поломка и оставление вершины шарошки.

· Аш – поломка и оставление шарошки.

· Ас – поломка и оставление секций (лап).

· Ац – “оставление” цапфы с шарошкой на забое.

Число оставленных вершин, шарошек и лап указывается в скобках.

Д – уменьшение диаметра долота (мм)

* Д6 - пример.

Последовательность записи: вооружение; опора; аварийный износ; диаметр; гидромониторный узел; узел герметизации.

Например: долото III 215,9 С-ГНУ; В3С(50)РП3К(2)Ав(1)Д3Г(2)У1

ОЦЕНКА ОТРАБОТКИ ДОЛОТ НЕ ПРОИЗВОДИТСЯ:

· при наличии ограничений или специальных требований технологического характера;

· при бурении в зонах АВПД;

· в интервалах интенсивного набора кривизны (бурение с визированием);

· при бурении в кавернозных и осыпающихся породах;

· перед переходом на бурение другим (алмазным) долотом;

· перед интервалом отбора керна

· при разбуривании «башмаков» обсадных колонн, «мостов» и «пробок»

· при «зарезке» новых стволов

· при ликвидации аварийных ситуаций, очистке забоя от шлама и металла

· при «отказах» забойных двигателей и наземного оборудования, промывах бурового инструмента и его соединений.

Если долотья с фрезерованными зубьями шарошек выходят из строя из-за износа опор шарошек (соответствует уровням П1 и П4), а износ фрезерованных зубьев (включая и периферийные венцы) относительно невелик (соответствует В1 или В2) и долото при этом не «потеряло» диаметр, то применение шарошечных долот с твердосплавными зубьями или с комбинированным вооружением шарошек в этих условиях нецелесообразно.

Если при относительно небольших уровнях износа фрезерованных зубьев на основных венцах шарошек (В1 или В2) и опор (П1 или П2) вершины зубьев периферийных венцов формирующих ствол скважины, имеют значительный износ по высоте (до уровня В4) и «скругление» с наружной стороны, тыльные поверхности, козырьки и спинки лап изношены до вскрытия опор и долото «потеряло» диаметр более 3-5мм (в зависимости от размера долота), следует в очередном долблении использовать конструкцию долота того же типа, но с усиленными периферийными венцами или с запрессованными твердосплавными зубками; возможно в подобных случаях взамен долот типа МС(С) или Т(СТ) использовать долота с комбинированным вооружением соответственно типов МСЗ или ТК. Над долотом необходимо установить калибратор (стабилизатор). Следует также обратить внимание на качество промывки скважины, в первую очередь, на своевременность удаления из призабойной зоны бурового шлама и на содержание твердой фазы в буровом растворе.

Усталостный слом (скол) фрезерованных зубьев свидетельствует о целесообразности применения в этих условиях типов долот, предназначенных для бурения в более твердых породах. Бурение следует проводить при меньших частотах вращения долот.

Если износ фрезерованных зубьев на основных венцах шарошек носит абразивный характер (что может характеризоваться односторонним износом) и его величина достигает уровней В3 или В4, а на периферийных венцах сопровождается значительным «скруглением» вершин зубьев с наружной стороны, износом тыльных конусов шарошек, козырьков и спинок лап со вскрытием опор, но опоры шарошек продолжают оставаться в работоспособном состоянии (П1 или П2), целесообразно использование шарошечных долот с шарошками оснащенными твердосплавными зубками типов МЗ, СЗ, ТЗ, или ТКЗ взамен соответственно долот типов М, МС, С, СТ, или Т. Значительный износ козырьков и спинок лап вплоть до обнажения и выпадения тел качения может свидетельствовать также о несовершенной очистке призабойной зоны от выбуренной породы (в особенности при работе на одном насосе). В этом случае необходимо, в первую очередь, использовать долота с гидромониторной боковой промывкой, а также увеличить гидравлическую мощность за счет включения второго насоса. Если указанные мероприятия окажутся безрезультатными, следует, как указано выше, изменить тип долота.

Если у поднятого из скважины долота

Рапорт по долотам

№ Долота

Тип диаметр

Насадки

Интервал

Время бурения

Проходка

Мех. скорость

Нагрузка

Давление

Износ

Обороты

Компановка.

Описание компоновки бурильной колонны

№ долота

Диаметр

Тип

Насадки

КНБК

Длина

Турбина.

Характеристики

турбобура

или

винтового

забойного

двигателя

Берутся из справочника или паспорта и включают в себя:

- стендовый расход жидкости;

- частоту холостого вращения турбобура;

- тормозную нагрузку;

- длину турбобура;

- вес турбобура;

- диаметр турбобура;

- данные ВЗД.

Используются для расчетов значений частоты вращения долота, геометрии скважины и веса бурильной колонны. При отсутствии данных стендовый расход жидкости равен 10 л/с; частота холостого вращения турбобура равна 40 об/мин; тормозная нагрузка равна 3 т.

л/с

мин-1

кг

мм

Трубы.

		УБТ				ЛБТ
Шифр	Д мм.	д внутр.мм	Длин. мм.	Мас. 1м кг.	Дн.	д вн.	Мас 1м.кг
УБТ-146	146	74	8000	97,6	54	39	4,3
УБТ-178	178	90	12000	145,4	64	48	6,3
УБТ-203	203	100	12000	193	73	55	5,7
УБТ-219	219	112	8000	225,1	90	72	7,1
УБТ-245	245	135	7000	267,4	103	85	9,2
УБТС1-120	120	64	6500	63,5	108	90	11,2
УБТС1-133	133	64	6500	84	114	95	11,2
УБТС1-146	146	68	6500	103	129	111	12,2
УБТС1-178	178	80	6500	156		107	14
УБТС1-203	203	80	6500	214,6	147	129	14,4
УБТС1-229	229	90	6500	273,4		125	16,5
УБТС1-254	254	100	6500	336,1		121	18,6
УБТС1-273	273	100	6500	397,9		117	20,6
УБТС1-299	299	100	6500	489,5		113	22,5
УБТС2-120	120	64	6000	63,5	170	148	20
УБТС2-133	133	64	6000	84		144	23,5
УБТС2-146	146	68	6000	103
УБТС2-178	178	80	6000	156
УБТС2-203	203	80	6000	214,6			Квадрат
УБТС2-229	229	90	6000	273,4		А мм.	д мм.	Мас. 1м кг
						63,5	39,1	33
						76,2	44,4	41
						88,9	57,2	49
						108	71,4	68
						108	68,8	65
						133,4	82,5	102,9
						152,4	82,5	135

Трубы бурильные стальные

Марка	D	d mm	d mm	Масса 1м, кг С учетом высадки	Объем
Марка	D	d mm	d mm	Масса 1м, кг С учетом высадки	внутренний	металла
ТБВ	127	7	113	21,3	0,988	0,306
		8	111	24,1	0,953	0,341
		9	109	26,8	0,920	0,376
		10	107	29,5	0,886	0,409
ТБВК	127	9	109	26,9
		10	107	29,6

Объём доливаемой и вытесняемой жидкости при СПО.

ТБПК – 114/8,9

Длина инструмента

Объём, м3

Длина инструмента

Объём, м3

Длина инструмента

Объём, м3

100

0,34

300

1,02

500

1,70

200

0,68

400

1,36

600

2,04

ЛБТ – 147/11

Длина инструмента	Объём, м3	Длина инструмента	Объём, м3	Длина инструмента	Объём, м3
100	0,54	1100	5,73	2100	10,94
200	1,04	1200	6,25	2200	11,46
300	1,56	1300	6,77	2300	11,98
400	2,08	1400	7,29	2400	12,50
500	2,60	1500	7,82	2500	13,02
600	3,13	1600	8,34	2600	13,55
700	3,65	1700	8,86	2700	14,07
800	4,17	1800	9,38	2800	14,59
900	4,69	1900	9,90	2900	15,11
1000	5,21	2000	10,42	3000	15,63

Объём скважины и долива, м3

*Н, м*	V скв, м3		V долива, м3
*Н, м*	*394 мм*	*295 мм*	*Количество свечей, шт*	*ТБПВ* *127 х 9*	*ЛБТ* *147 х 11*
100	7,4		5	0,5	0,6
200	14,6		10	1,0	1,3
300	19,31		15	1,5	1,85
400	29,61		20	2,0	2,6
500	37,01	33,02	30	3,0	3,9
600		43,75	40	4,0	5,2
700		49,41	50	5,0	6,5
800		55,10	60	6,0	7,8
900		60,18	70	7,0	9,1
1000		66,48	80	8,0	10,4
1500			90	9,0	11,7
2000			100	10,0	13,0
2500			110	11,0	14,3
3000			120	12,0	15,6

Буровые насосы.

Буровые насосы предназначены для нагнетания бурового раствора в скважину с целью очистки забоя, улучшения условий работы долота, вращения турбобура и винтового двигателя.

В бурении применяют поршневые насосы с числом двойных ходов в 1 мин 35-180 и длиной хода до 0,3м у трехцилиндровых, 35-90 ходов в 1 мин и длиной хода до 0,5м у двухцилиндровых. Диаметр цилиндровых втулок, необходимых для осуществления ступенчатого регулирования подачи насоса, 120-200мм.

Поршень насоса служит для подачи бурового раствора к клапану, является быстросменной деталью при изменении диаметра втулки или при износе.

Конструкционно быстросменные клапана, изнашиваемые под действием абразивных частиц бурового раствора, состоят из седла, тарелки со штоком, уплотняющего кольца, элементов его крепления и пружины.

Трансмиссионная часть насоса У8-6МА2 так же, как и насоса НБТ-600, имеет трансмиссионный вал, передающий через зубчатую пару вращение коренному валу, на котором смонтированы шатуны, преобразуя вращательное движение ведущего вала в возвратно - поступательное движение поршней и снижающий частоту вращения коренного вала.

В насосе У*-6МА2 каждый цилиндр имеет две камеры. При ходе поршня вправо раствор из всасывающего коллектора поступает в переднюю камеру и наполняет ее, а из задней камеры при этом раствор через нагнетательный клапан выталкивается в нагнетательный коллектор с пневмокомпенсатором.

При ходе поршня влево раствор выталкивается в нагнетательную линию из передней камеры, а задняя заполняется. В каждой клапанной коробке этого насоса установлены два всасывающих и два нагнетательных клапана.

НАСОС БУРОВОЙ ТРЕХПОРШНЕВОЙ

НБТ-600

Диаметр поршня			180	170	160	150	140	130	120
Давление на выходе МПа Кг с/см2			11,3 (113)	12,7 (127)	14,3 (143)	16,2 (162)	18.7 (187)	21,6 (216)	25,0 (250)
Число ходов в мин.	Мощность кВт	Полезная мощность кВт	Объемная подача дм3/с
135	600	475	42,9	38,3	33,9	29,8	26,0	22,3	19,1
125	555	439	39,7	35,4	31,4	27,6	24,0	20,7	17,7
115	511	404	36,5	32,6	28,9	25,4	22,1	19,0	16,2
100	445	352	31,8	28,3	25,1	22,1	19,2	16,6	14,1
90			28,6	25,5	22,6	19,8	17,3	14,9	12,7
80			25,4	22,6	20,1	17,6	15,4	13,3	11,3
70			22,2	19,8	17,6	15,4	13,4	11,6	9,9
60			19,0	17,0	15,1	13,2	11,5	9,9	8,5
50			15,8	14,2	12,6	11,0	9,6	8,3	7,1

ПОДАЧА, (л/с), БУРОВОГО НАСОСА У8-6М2А, У8-7М

Число Двойных ходов в 1 мин.														Диаметр втулок, мм
	200				190				180						170									160					150						140
Коэффициент наполнения
		1,0	0,9	0,8		1,0	0,9	0,8	1,0		0,9		0,8				1,0		0,9		0,8		1,0			0,9		0,8			1,0		0,9	0,8		1,0	0,9	0,8
65		50,0	45,0	40,0		44,8	40,3	35,9	40,0		36,0		32,0				34,8		31,3		27,9		30,4			27,4		24,3			26,2		23,6	21,0		18,6	16,7	14,9
60		42,6	41,5	37,0		41,4	37,2	33,1	36,9	33,2		29,5				32,2		28,9		25,8		28,1			25,3		22,4			24,2		21,8		19,4		17,2	15,5	13,1
55		42,3	38,1	33,8		37,9	34,1	30,4	33,8	30,4		27,0				29,5		26,5		23,6		25,7			23,2		20,6			22,2		20,0		17,8		15,7	14,2	12,6
50		38,4	34,6	30,8		34,4	31,0	27,6	30,7	27,7		24,6				26,8		24,1		21,5		23,4			21,1		18,7			20,2		18,2		16,2		14,3	12,9	11,5
45		34,8	31,2	27,7		31,0	27,9	24,9	27,6	24,9		22,1				24,1		21,7		19,4		21,1			18,9		16,8			18,2		16,4		14,6		12,9	11,6	10,3
40		30,8	27,7	24,6		27,6	24,8	22,2	24,3	22,1		19,7				21,4		19,3		17,2		18,7			16,9		15,0			16,2		14,6		12,9		11,5	10,3	9,2
35		27,0	24,2	21,5		24,1	21,7	19,3	21,3	19,3		17,2				18,7		16,9		15,0		16,4			14,8		13,1			14,2		12,8		11,3		10,1	9,0	8,1
67																		32.7							28.2							24.3

Коэффициент расхода насоса определяется так.

1. По числу двойных ходов определяется из паспортной характеристики (по таблице) производительность насоса с учетом коэффициента заполнения:

Qтабл. * nфкт

Qфкт = -----------------------

nтабл.

где:

Qтабл - табличная производительность насосов с учетом к-та

заполнения, л/с;

nтабл. - табличное число двойных ходов насоса; дв. х /мин.;

nфкт - фактическое число двойных ходов насоса; дв. х /мин.;

Qфкт - фактическая производительность насосов с учетом к-та

заполнения, л/с ;

Фактическую производительность насоса можно также рассчитать по формуле:

2F - f

Qфкт = -------------- . lшт . nфкт . Kзап.

где:

F - площадь поршня насоса, дм ;

f - площадь сечения штока насоса, дм ;

lшт - ход поршня насоса, дм;

nфкт - фактическое число двойных ходов насоса; дв. х /мин.;

Kзап. - коэффициент заполнения.

2. Определяется kоэффициент расхода насоса (по сути дела “цепа” 1 дв.хода):

Qфкт

Кпр = --------------

nфкт

Компенсаторы.

Для выравнивания пульсаций давления и подачи , вблизи насоса, на нагнетательной линии, устанавливают компенсатор – емкость перегороженную эластичной диафрагмой, одна часть которой заполнена газом под давлением, равным примерно половине рабочего, а другая сообщается с нагнетательной линией.

При отсутствии в линии давления газ расширяется и заполняет весь обьем компенсатора, а диафрагма закрывает отверстие связывающее его полость с напорной линией. С увеличением давления раствора газ в компенсаторе сжимается, диафрагма отходит и открывается отверстие, связывающее нагнетательную линиюс полостью компенсатора, которая начинает заполнятся раствором. При пульсациях давления напорной линии диафрагма перемещается, и сжатый газ над диафрагмой то сжимается, то расширяется, поддерживая тем самым более равномерным давление в напорной линии.

Замкнутая циркуляция бурового раствора.

Буровой раствор из приемной емкости самотеком или с помощью подпорного насоса попадает в буровые насосы, которые через специальные манифольды нагнетают его через стояк, буровой шланг в горловину вертлюга и далее в ведущую трубу, бурильные трубы, и через отверстия в долоте раствор выходит в зону разрушения породы – на забой. От забоя поток раствора с выбуренной породой по кольцевому пространству между стенками скважины и бурильными трубами поднимается к устью, затем попадает в желоба и механизмы (вибросито), предназначенные для очистки от выбуренной породы и восстановления его качества. Затем раствор снова направляется в приемную емкость.

Буровой раствор.

Параметр	ед.	границы корректности		шаг
	измер.	min	Max
ПАРАМЕТРЫ РАСТВОРА
ВЯЗКОСТЬ	СЕК	10	300	0.1
ВОДООТДАЧА	СМ/З0МИН	0	40	0.1
СНС 1	МГ/СМ²	0	400	0.1
СНС 2	МГ/СМ²	0	400	0.1
СОДЕРЖАНИЕ ПЕСКА	%	0	10	0.1
ГЛИНИСТАЯ КОРКА	ММ	0	40	0.1

ГТН.

Данные по скважине

Проектная

инклинометрия

Компоновка

инструмента

Данные гидравлики

Справочник Датчики

Параметры

Данные по буровому оборудованию

Технический справочник

Трубы: Калибратор

Долото: Переводник

Турбина:

Данные по насосам

Компоновка низа обсадной колонны

обсадной колоны

Данные по долоту

Данные по рейсу

Справочник рекомендаций

Блок-схема: данные: Данные по БР

РТК

Фактические данные по инклинометрии

Справочник литатипов

Автоматическая

карта осложнений

Пороговые

установки предаварийные, критические

Датчики, Параметры

Справочник описания пород

Пороговые

установки режимно - технологические Датчики, Параметры

Анализатор

аномалий

Технологический

этап

Ручные реперные установки

в интервале работ

Этапы состояния при СПО

ОТЧЕТЫ

автоматические установки

реперов опасных участков в скважине

Статистика

осложнений

по рейсам

Отчет выполнения рекомендаций

Пороговые установки для этапов

Табло бурильщика

Карта СП / обсадной колоны

отчет

Установки для автомат. вкл. внешних устройств

СИГНАЛИЗАЦИЯ

Оператору

Бурильщику

Карта СП / инструмента

отчет

Технологические ситуации,

возникающие в процессе проводки скважины, отклонение параметров от норм.

этапы и циклы процесса проводки скважины включают: углубление, СПО, промывку, проработку, цементаж и тд.),

4.6.3.Рекомендации по предупреждению аварийных ситуаций

Критерии формирования и выдачи аварийных рекомендаций регламентируется в Программе работ, согласованной с Заказчиком и являющейся необходимой частью контракта.

Аварийными ситуациями считаются:

- подклинки (заклинки) долота;

- затяжка инструмента;

- посадка инструмента при спуске;

- разгазирование бурового раствора, при котором происходит снижение плотности раствора более чем на 5% от нормальной на протяжении более чем величина «отставания» в затрубье (при прекращении бурения);

- промывы бурового инструмента;

- промывы пары «поршень-втулка» и клапанов буровых насосов;

- поглощение бурового раствора, фиксируемое по расходу на выходе и объему в емкостях;

- приток бурового раствора, фиксируемый по расходу на выходе и объему в емкостях;

- поглощение или приток, фиксируемые в период проведения спуско-подъемных операций;

- превышение скорости спуска, могущее привести к гидроразрывам.

При появлении вышеперечисленных отклонений от указанных в Программе работ технологического процесса оператор предупреждает об этом представителей Заказчика и буровой бригады.

В случае необходимости для идентификации предаварийной ситуации и уточнении ее серьезности по указанию оператора проводится тестирующая операция, необходимая для идентификации (прекращение бурения с продолжением циркуляции, проведение нескольких операций по расхаживанию инструмента на длину квадрата, включение второго насоса и т.п.).

АНАЛИЗ ОПАСНЫХ АНОМАЛИЙ И ОЦЕНКА СИТУАЦИЙ.

1. В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ, ПРОРАБОТКИ И ПРОМЫВКИ.

ПРИМЕЧАНИЯ.

П – предупреждение буровой бригады, которое в некоторых опасных случаях выдаётся до окончательной оценки ситуации;

Р – рекомендации бурильщику на проведение определительских работ, необходимых для последующей оценки ситуации;

О. С. – оценка ситуации;

О – действия оператора, означающие тщательный контроль за изменением указанных параметров и проведение необходимых расчётов.

Вид аномалии. Немедленный

(аварийный) анализ.

Возможные изменения параметров, результаты определительских работ.

Срочный анализ.

Оперативный анализ.

1. Резкое изменение уровня (объёма) раствора в ёмкостях и, возможно, потока на выходе. Резкий рост скорости проходки. Возможно изменение крутящего момента на роторе и снижение давления на входе.

Р. Приподнять инструмент до положения муфты верхней трубы над ротором. Выключить циркуляцию. Визуально проверить положение уровня в скважине.

О. Контроль уровня в ёмкостях и потока на выходе.

1. 1. Наблюдается перелив из скважины.

О. С. Вскрытие проявляющего интервала, приток с забоя.

О. Расчёт объёма и интенсивности притока, оценка вида поступающего флюида. Контроль за ликвидацией проявления.

1. 2. Уровень в скважине снижается.

О. С. Вскрытие поглощающего интервала.

Р. включить ненадолго циркуляцию.

О. Расчёт объёма поглощения и интенсивности с циркуляцией и без неё. Расчёт давления начала поглощения.

1. 3. Уровень находится на устье или очень медленно снижается.

О. С. Вскрытие интервала с поглощением в процессе циркуляции.

О. Расчёт объёма и интенсивности поглощения.

1. 1. 1. Проявление ликвидировано. Рекомендация по дальнейшим работам выдаётся оператором – геологом.

1. 2. 1. Поглощение прекратилось. Рекомендация по дальнейшим работам выдаётся оператором – геологом.

1. 3. 1. Поглощение прекратилось или частичное поглощение. Рекомендация по дальнейшим работам выдаётся оператором – геологом.

2 [И1] . Появление кратковременных высокоамплитудных увеличений крутящего момента на роторе и одновременно колебаний оборотов ротора (подклинки). Возможен рост давления.

П. Подклинки.

Р. Продолжая циркуляцию и вращение ротором, приподнять инструмент на длину квадрата.

О. Контроль веса на крюке, давления на входе и момента на роторе.

2. 1. Затяжка при подъёме. Возможно сохранение подклинок. Рост давления, возможны при этом колебания.

П. Возможен обвал стенок скважины.

Р. Осторожное расхаживание с вращением и циркуляцией.

О. Контроль веса, момента, давления;

анализ шлама.

2. 2. Затяжки при подъёме. Подклинки сохраняются. Остальные параметры стабильны.

Р. Осторожное расхаживание с вращением и циркуляцией.

О. Контроль веса, момента, оборотов.

2. 3. Резкое снижение давления на входе и, возможно, веса на крюке. Подклинки отсутствуют.

О. С. Слом (обрыв) бурильного инструмента.

О. По весу оценить глубину слома.

2. 4. Вес на крюке и давление на входе соответствуют нормальным. Подклинки отсутствуют. Момент снизился и равен моменту при холостом вращении инструмента.

Р. Продолжить бурение с постепенным увеличением нагрузки до плановой.

О. Контроль момента и оборотов ротора.

2.1.1. Параметры стабилизирова-лись.

О. С. Зашламление забоя

О. Проверка фактической скорости течения бурового раствора в кольцевом пространстве () на вынос шлама.

2. 1. 2. Затяжки при подъёме, посадки при спуске. Подклинки сохраняются или увеличиваются. Колебания давления на фоне общего роста. Возможно снижение скорости потока. В шламе аномальное количество обвальной породы. Возможен рост давления до потери циркуляции.

О. С. Обвал стенок скважины.

О. Проверка на вынос шлама. Определение интервала обваливания. Расчёт режима течения в кольцевом пространстве в условиях интенсивной циркуляции.

2. 2. 1. Затяжки при подъёме , посадки при спуске. Подклинки сохраняются. Остальные параметры стабильны.

О. С. Заклинка над долотом (куски породы или посторонний предмет).

2. 4. 1. Подклинки отсутствуют. Все параметры стабильны.

О. С. Наблюдалась случайная подклинка, связанная с формой забоя или попаданием обломка породы под долото.

2. 4. 2. Вновь появляются высокоамплитудные увеличения момента и подклинки. Скорость проходки снижается. О. С. Износ опоры долота.

Р. Подъём.

О. Оценка износа поднятого долота.

2.4.3. Кривая момента на диаграмме приобретает характерный «пилообразный» вид с широкой амплитудой колебаний.

О.С. Наличие металла на забое. Возможен аварийный износ долота.

Р. Подъём.

О. Оценка износа поднятого долота.

3. Резкое снижение давления на входе с одновременным снижением расхода на входе (при дизельном приводе - одновременно небольшое увеличение числа ходов насоса). Возможно этому предшествовало плавное небольшое снижение давления.

П. Возможно проявление.

Р. Продолжая циркуляцию, осторожно поднять инструмент до положения муфты верхней трубы над ротором.

О. Контроль параметров раствора на выходе, давления на входе, уровня в ёмкостях и потока на выходе.

4. Постепенное (возможно и резкое) снижение давления при постоянном расходе на входе.

Р. Продолжая циркуляцию, приподнять инструмент над забоем на 1 – 2 м.

О. Контроль давления, веса.

3. 1. 3. 1. Установлены ритмичные по

циклу циркуляции колебания

вязкости, плотности и газосодержания бурового раствора

Газосодержание раствора повышено, плотность снижена. Увеличение уровня в ёмкостях и возможно снижение темпа увеличения температуры раствора на выходе.

О. С. Выход на поверхность «пачки» газированного раствора (без выброса).

Р. Дегазировать или удалить из системы циркуляции пачку газированного раствора. Не допускать закачки в скважину газированного раствора.

О. Контроль параметров раствора на выходе.

3. 2. Поток на выходе снижается одновременно со снижением давления и расхода на входе. На фоне общего снижения давления возможны скачки и колебания. Параметры раствора стабильны.

О. С. Неисправность насосов.

4. 1. Вес на крюке и давление резко снизились.

О. С. Слом (обрыв) бурильного инструмента.

О. По весу оценить глубину слома.

4. 2. Давление продолжает плавно или ступенчато снижаться, возможно, с меньшей интенсивностью.

П. Возможен промыв инструмента.

Р. Продолжить бурение в течение 15 – 20 мин, но не более 1 м.

О. Контроль давления, скорости проходки, температуры раствора.

4. 3. Наблюдаются плавные колебания давления. Возможны одновременно колебания потока и уровня в ёмкостях.

Р. Продолжить бурение.

О. Контроль параметров бурового раствора на выходе.

3.1.1. Газосодержание раствора продолжает расти, плотность снижается. Возможно расплёскивание раствора вокруг устья (колебания потока на выходе) и повышение уровня в ёмкости.

О.С. Интенсивное проявление газированной пачки раствора большого объёма.

О. Расчёт объёма проявления и оценка вида поступившего флюида. Контроль за ликвидацией проявления.

3. 1. 2. Параметры раствора приведены в норму. Газосодержание снизилось до фонового.

О. Контроль по циклу циркуляции за изменением параметров с целью своевременного выявления и дегазации закачанной в скважину части газовой «пачки».

4. 2. 1. Давление продолжает падать, снижается скорость проходки. Возможно снижение температуры и появление подклинок.

О. С. Промыв инструмента.

4. 2. 2. Давление стабилизировалось на более низком уровне, соответствующем бурению без насадки (насадок). Скорость проходки снижается. Возможны подклинки.

О. С. Разрушение (выпадение) насадки (насадок) долота.

О. Поиск оптимальной нагрузки.

О. С. В системе циркуляции неоднородный буровой раствор.

5. Медленное увеличение давления на входе. Остальные параметры стабильны.

П. Возможны сальник на инструменте или обвал стенок скважины.

Р. Продолжить бурение с периодическим отрывом от забоя на длину квадрата.

О. Контроль давления, момента, веса.

5. 1. Давление продолжает плавно расти либо плавно снижается, колебания в широких пределах, возможно сопровождающиеся изменением потока на выходе и уровня. Аномальное увеличение плотности и вязкости раствора на выходе. Затяжки при отрыве от забоя отсутствуют.

О. С.. В системе циркуляции неоднородный буровой раствор. Имеется пачка высоковязкого раствора.

5. 2. Давление продолжает расти, возможны небольшие затяжки при подъёме и увеличение момента. Скорость проходки снижается.

Р. Отрыв от забоя, промывка скважины.

О. Контроль давления и анализ шлама. Проверка на вынос шлама.

5. 3. Давление продолжает расти, появляются подклинки при общем увеличении момента, наблюдаются затяжки при подъёме и посадки при спуске, иногда довольно значительные.

Р. Расхаживание инструмента с циркуляцией.

О. Контроль давления, веса, момента. Проверка на вынос шлама.

5. 4. Давление продолжат расти, возможно скачкообразно. Колебаний момента, затяжек и посадок не наблюдается.

Р. Продолжить бурение.

О. Контроль давления, момента.

5. 2. 1. Давление снижается до нормального. недостаточна или минимально необходима.

О. С. Зашламление забоя в результате недостаточной очистки.

5. 2. 2. Давление остаётся аномально завышенным, но возможно на этом фоне и небольшое снижение. В шламе повышенное содержание обвальной породы. достаточна.

О. С. Осыпи стенок скважины и недостаточная очистка забоя в кольцевом пространстве в результате осыпания.

О. Расчёт режима течения в условиях интенсивной циркуляции, определение интервала осыпания.

5. 3. 1. Рост давления прекратился, возможно снижение. Затяжки и посадки снижаются, колебания момента уменьшаются.

О. С. Образование и разрушение сальника на инструменте.

5. 3. 2. Давление продолжает расти (возможно до критического) или остаётся аномально высоким. Затяжки, посадки и колебания момента сохраняются или увеличиваются. Возможно снижение скорости потока.

О. С. Сальник на инструменте не сбивается. Угроза прихвата.

5. 4. 1. Продолжается рост давления, иногда до потери циркуляции. Возможно увеличение момента на роторе.

О. С. Забиты промывочные отверстия долота, турбобур или фильтр.

5. 4. 2. Давление на общем повышенном фоне скачкообразно меняется.

О. С. Недостаточная очистка раствора от шлама.

6. Увеличение скорости проходки. Возможен небольшой рост момента. Остальные параметры стабильны.

Р. Продолжить бурение 1 – 2 м.

О. Контроль скорости проходки и уровня в ёмкостях. При резком изменении уровня – см. п. 1.

6. 1. Скорость проходки увеличилась в интервале 1 – 2 м более чем на 50 % и стабилизировалась. Возможно изменение момента. Остальные параметры стабильны.

Р. Геологическая промывка в течение полуцикла по кольцу.

О. Контроль бурового раствора на выходе и анализ шлама.

6. 1. 1. По данным анализа шлама и раствора коллектор отсутствует.

О. С. Вскрытие более мягких отложений.

О. Поиск оптимальной нагрузки.

6. 1. 2. По данным анализа шлама и раствора вскрыт коллектор.

Р. Рекомендация по дальнейшим работам выдаётся оператором – геологом.

7. Снижение скорости проходки. Остальные параметры стабильны.

Р. Продолжить бурение 1 – 2 м.

О. Контроль скорости проходки.

7. 1. Скорость проходки стабилизировалась на более низком уровне. Возможно снижение момента на роторе.

Остальные параметры стабильны.

О. С. Вскрытие более твёрдых отложений.

О. Поиск оптимальной нагрузки. Расчёт рейсовой скорости и стоимости метра, поиск экстремумов. После достижения экстремумов – рекомендация на подъём. Оценка износа поднятого долота.

7. 2. Скорость проходки продолжает существенно падать. Момент на роторе снижается. Остальные параметры стабильны.

О. С. Износ вооружения долота.

О. Расчёт рейсовой скорости и стоимости метра, поиск экстремумов. После достижения экстремумов – рекомендация на подъём. Оценка износа поднятого долота.

2. В ПРОЦЕССЕ СПУСКО – ПОДЪЁМНЫХ ОПЕРАЦИЙ.

8. Нарушение балансов объёма поднятых или спущенных труб и долитого в скважину при подъёме или вытесненного из скважины при спуске бурового раствора.

Р. Прекратить процесс подъёма или спуска. Визуально проверить положение уровня в скважине.

О. Контроль потока на выходе и объёма в ёмкостях.

9. Резкое снижение веса на крюке при спуске инструмента (посадка).

П. Возможен прихват.

Р. Остановить спуск. Приподнять инструмент на 3 – 5 м и медленно спускать.

О. Контроль веса на крюке и скорости спуска.

10. Резкое увеличение веса на крюке при подъёме инструмента (затяжка).

П. Возможен прихват.

Р. Осторожно на медленной скорости и с проворотом ротора поднимать инструмент мимо места затяжки.

8. 1. Наблюдается перелив из скважины.

О. С. Приток при СПО.

О. Расчёт объёма и (по возможности) интенсивности притока. Контроль за ликвидацией проявления. Расчёт допустимой скорости СПО.

8. 2. Наблюдается снижение уровня в скважине.

О. С. Поглощение при СПО.

О. Расчёт (по возможности) объёма и интенсивности поглощения. Контроль за ликвидацией поглощения. Расчёт допустимой скорости СПО.

8. 3. Уровень находится на устье.

Р. Контрольный спуск (подъём) 5 свечей с контролем положения уровня в скважине.

О. Тщательный контроль баланса объёмов труб и вытесненного (долитого) раствора. Контроль веса на крюке.

9. 1. При подъёме вес на крюке соответствует нормальному, при спуске наблюдается посадка.

Р. Осторожный с поворотом ротора спуск.

О. Контроль веса на крюке и скорости спуска.

9. 2. При подъёме вес на крюке выше нормы (затяжки), при спуске – ниже (посадки).

О.С. Сужение ствола скважины.

О. Зафиксировать глубину расположения прихватоопасного (суженного) интервала.

9. 3. При подъёме вес на крюке остаётся ниже нормы.

О.С. Слом бурильного инструмента.

О. По весу оценить глубину слома.

10. 1. При подъёме вес на крюке нормализовался.

О. С. Зацепление колонной за небольшой козырёк.

О. При дальнейшем подъёме определить глубину расположения козырька.

8. 3. 1. При подъёме наблюдается перелив из скважины или уровень не снижается. Возможны затяжки инструмента.

О. С. Подъём со свабированием.

О. Расчёт общего превышения объёма с начала нарушения баланса и допустимой скорости СПО.

8. 3. 2. При спуске объём вытесненного раствора меньше объёма металла спущенных труб.

О. С. Спуск с поршневанием.

О. Расчёт общего объёма поглощения с начала нарушения баланса и допустимой скорости СПО.

8. 3. 3. При спуске объём вытесненного раствора больше объёма металла спущенных труб. Прирост веса на крюке меньше расчётного.

О. С. Неполное заполнение бурильной колонны буровым раствором (засорение промывочных отверстий долота, высокие структурные свойства раствора и т. п.).

9. 1. 1. Вес соответствует нормальному.

О. С. Зацепление колонной за небольшой уступ.

О. Зафиксировать глубину, на которой расположен уступ. Обратить внимание на возможность зацепления за него замками или другими элементами бурильной колонны при последующем спуске.

9. 1. 2. Посадки увеличиваются.

О. С. Посадка на уступе (козырьке), воронке.

О. Зафиксировать глубину и мощность прихватоопасного интервала.

О. Контроль веса на крюке и скорости подъёма.

10. 2. Вес на крюке растёт.

О.С. Затяжки в прихватоопасном интервале (сужение, козырёк).

О. Зафиксировать глубину и мощность прихватоопасного интервала.

ПРИМЕЧАНИЯ.

О. С. – оценка ситуации;

- проявление;

- выброс;

- поглощение;

- сальник на долоте;

- осыпание, обвал стенок скважины;

- остановка турбобура;

- перегрузка долота;

- заклинка опор долота;

- перегрузка бурильной колонны крутящим моментом;

- промыв бурильной колонны;

- обрыв бурильной колонны (в верхней и нижней частях);

- перегрузка манифольда по давлению;

- неисправность насоса.

Бурение.

Остановка забойного двигателя.

Подклинка шарошек долота .

4.6.2. Рекомендации по отработке долот

Рекомендации включают в себя:

- указания на необходимость изменения нагрузки на долото (недогрузка, перегрузка);

- информацию о наличии подклинок и их продолжительности;

- информацию о предположительной степени износа долота;

- указания на необходимость подъема долота вследствие его износа или о продолжении бурения в случае неотработанного долота.

После подъема отработанного долота производится его осмотр и обмер с заполнением карточки отработки долот по коду ВНИИБТ и указанием рекомендаций по подъему.

Обрыв бурильгой колонны.

Промыв бурильной колонны.

Промывы инструмента.

Характерный признак промыва – снижение давления бурового расвора при неизменном расходе на входе. При медленном промыве наблюдается постепенное снижение давления, при усталостном разрушении – резкое падение давления с последующим его снижением. При промыве в верхней части происходит значительное падение давления, рост крутящего момента, сопровождающийся подклинками из-за сильного зашламления, падает механическая скорость проходки, кривая температуры замедляет темп увеличения.

Перeгрузка давления на манифольде.

Неиcправности насоса.

Сальник на долоте.

Поглощение.

1) Поглощения в процессе бурения (происходит при превышении давления в скважине над пластовым давлением в случаях наличия в разрезе хорошо проницаемых коллекторов, зон АНПД, завышенной плотности и водоотдачи бурового раствора, гидродинамических эффектов при движении инструмента в скважине).

Рост механической скорости проходки, изменение крутящего момента на роторе и одновременное или несколько запаздывающее падение уровня раствора в рабочей ёмкости. Скорость потока в связи с малой чувствительностью небольшую интенсивность может не отметить.

Косвенные признаки – снижение давления на входе и колебания на фоне снижения, а также снижение температуры бурового раствора на выходе.

Снижение интенсивности поглощения является результатом кальматации каналов фильтрации пласта и образования глинистой корки и наблюдается в основном при вскрытии коллекторов порового типа или порово - трещинного типа, но невысокой проницаемости

Характерной и опасной ситуацией является вход в сильно кавернозные, закарстованные породы с низким пластовым давлением. При их вскрытии резкий рост скорости выражается в провалах инструмента, а падение уровня в ёмкости начинается практически одновременно с провалами и сразу с большой интенсивностью.

Бурение в условиях частичного поглощения повышает опасность зашламления забоя и прихватов инструмента как вследствие зашламления, так и в результате высокого дифференциального давления между скважиной и пластом и образования корки.

Газонефтепроявления.

2) Поступление флюида в скважину.

· Самый ранний признак - изменение давления бурового раствора на входе при включенной циркуляции. Продвижение пачки газированного раствора от пласта к устью сопровождается плавным снижением давления, отмечаемым тогда, когда газ начинает переходить из жидкого в газообразное состояние; подход пачки к устью характеризуется довольно резким падением давления.

· Изменение уровня бурового раствора в ёмкостях. Повышение его начинается при подходе пачки газированного раствора к устью (из-за расширения газа). Максимальная величина объёма наблюдается в момент выхода пачки на поверхность, затем объём может снижаться. Малые по объёму и газонасыщению пачки могут быть не зарегистрированы на кривой уровня бурового раствора.

· Скорость потока бурового раствора на выходе в связи с невысокой чувствительностью индикатора потока указывает лишь на момент выхода пачки из затрубья (рост кривой ).

· Безусловные признаки газирования бурового раствора – это повышение его газосодержания и снижение плотности на выходе из скважины. Оба эти признака появляются при выходе пачки из затрубья.

· Характерный признак газирования бурового раствора – снижение температуры бурового раствора на выходе ил снижение темпа её общего повышения при выходе газированной пачки на поверхность.

· Безусловные признаки притока – непрерывное увеличение уровня раствора в ёмкостях и движение раствора в желобах при выключенной циркуляции.

· Если приток обусловлен вскрытием пласта с АВПД, то одновременно (или несколько раньше) с описанными признаками наблюдаются резкое повышение механической скорости проходки, характерное для вскрытия любого коллектора, и изменение крутящего момента на роторе.

3) Газовый каротаж.

Появление газовой аномалии на кривой может быть обусловлено следующими причинами:

· Уменьшением расхода бурового раствора (смотри );

· Увеличением механической скорости проходки (ДМК);

· Поступлением газа из пласта (состояние системы «скважина – пласт», кривая имеет большую амплитуду и продолжительность, а после прохождения пласта постепенно уменьшается);

· Поступлением газа из глин зон АВПД (повышение пористости глин, кривая постепенно увеличивается и стабилизируется на время прохождения зоны);

· Поступлением газа в раствор за счёт эффекта свабирования (или «поршневания», вызов притока из пласта. Аномалии данного типа характеризуются резким всплеском и быстрым затуханием кривой);

· Наличием в растворе рециркуляционного газа (плохая очистка и дегазация бурового раствора, кривая при этом имеет вид не «пики» или «ступеньки», а более выположенную форму; относительный газовый состав – более “тяжёлый”);

· Добавками в буровой раствор нефтепродуктов и щелочных химреагентов.

Выброс.

Прихваты.

В процессе бурения неустойчивость ствола скважины грозит прихватами и их последствиями – сломами и обрывами бурового инструмента. Ситуации:

Сужение ствола скважины; обвалы и осыпи стенок скважины; наличие уступов, козырьков, желобов и каверн на стенках ствола скважины; зашламление забоя; наличие сальника на инструменте.

Причины:

Наличие неустойчивых пород в разрезе: мягких, рыхлых (слабосвязанные аргиллиты, пески, глины, глинистые песчаники), высокопластичных глин, текучих солей, трещиновато – кавернозных пород; большие углы залегания пород; тектонические нарушения; высокие гидродинамические эффекты при промывке скважины; несоответствие бурового раствора разбуриваемой породе; недостаточная очистка бурового раствора от шлама; неудачная компоновка низа бурильной колонны; искривление ствола.

Признаки:

Увеличение давления бурового раствора на входе и крутящего момента на роторе (неустойчивость ствола); осыпи – характеризуются плавным увеличением давления и небольшим увеличением момента на роторе в начальном этапе. Если осыпи продолжаются значительное время, то это приводит к зашламлению забоя. В этом случае давление продолжает увеличиваться и на фоне увеличения появляются колебания, а на кривой момента могут появиться высокоамплитудные пики, характерные для подклинок. Зашламление забоя приводит к появлению затяжек при отрыве инструмента от забоя и посадок при постановке на забой (смотри кривую веса). Кроме того, наличие осыпей подтверждается появлением в шламе обвальной породы. Характерным признаком зашламления забоя является снижение механической скорости проходки.

Прихваты инструмента.

Характеризуются невозможностью вертикального перемещения инструмента и иногда потерей циркуляции.

СПО.

Затяжки и посадки.

Важно распознавание осложнений, аварийных ситуаций на начальной стадии их возникновения

. В перспективе:

- контроль и прогноз траектории скважины.

- автоматическое определние литологического разреза (по мере накопления статистических данных).

Этапы проводка скважины.

Бурение.

Бурение направления.

Спуск направления 426-324мм

Производится с разгрузкой на забой. Для циркуляции раствора, выше башмака на 1.5-2м прорезаются в шахматном порядке 4-5 отверстий диаметром по 30-40мм.

Крепление направления.

Бурение под кондуктор. Набор угла .

Данные траектории ствола скважины

Глубина

Угол

Направление

Вертикальная

Глубина

Вертикальная секция

Угол отклонителя

Расширение.

Спуск обсадной колонны 245-324-426мм (кондуктора).

После окончания бурения интервала 0-проектный забой под кондуктор и проведения электрометрических работ, ствол скважины необходимо прошаблонировать КНБК с калибратором, используемой при расширке ствола. Места посадок и затяжек проработать до свободного хождения инструмента.

Промыть скважину в течении 1 цикла с выравниванием параметров раствора до требований ГТН.

После этого приступить к подъему инструмента под спуск обсадной колонны, не допуская затяжек более 2-3т, ликвидируя их шаблонированием ствола скважины.

Кондуктор необходимо оборудовать центраторами 4-5шт, в нижней части у башмака и 2-3шт в интервале направления.

Спуск кондуктора начинать при отсутствии осложнений и прохождения КНБК без посадок и затяжек по всему стволу скважины. На первую трубу на мостках цепными ключами навернуть башмак и докрепить его машинным ключом. Прожечь на расстоянии 1-1,5м от башмака 3 отверстия диаметром 25мм в шахматном порядке. Обварка допускается только для труб марки “D”.

Свинчивание труб производится с помощью троса через вспомогательную лебедку с докреплением ключом УМК (при отсутствии специальных ключей).

Допуск колонны производится на допускной трубе. Перед наворотом допускной трубы муфта последней трубы тщательно промывается и обильно смазывается смазкой Р-416. Допускную трубу машинными ключами не докреплять.

Меру обсадных труб подобрать таким образом, чтобы башмак находился от забоя на расстоянии 5-6м, а муфта допускной трубы находилась на расстоянии 0.8-1м над столом ротора.

После спуска кондуктора до проектной глубины восстановить циркуляцию одним клапаном с Q=5-10л/с. После стабилизации давления постепенно перейти на производительность 40л/с и с такой производительностью промыть скважину в течении одного цикла, после чего приступить к цементированию.

Цементаж направления и кондуктора.

1. Цементирование производится прямой заливкой. Заявка на затарку передается за сутки до цементажа, заявка на цементаж за 12 часов. Переносы не допускаются. Акт на опресовку цементировочной головки представляется ответственному работнику УБР.

Цементирование должно производиться с применением разделительных объемов буферной жидкости с цементом и продавочной жидкостью, специальным цементом для низких температур. Ускорители схватывания подбираются лабораторией Тампонажного производства.

При цементировании кондуктора необходимо применять:

– 8 м.куб. буферной жидкости, приготовленной из технической воды и 0,5% смеси полифосфатов/гексамефосфата и триполифосфата натрия в соотношении 1:1 – по 20 кг/ и 0,05% неонола АФ-12 или АФ-25 –4 кг;

– или буферную жидкость на основе 0,5% неонола или 0,1% НФТ;

Кондуктор цементируется в один прием:

- тампонажный раствор р= 1,840 кг/м.куб.

Состав тампонажного раствора определяется в лаборатории Тампонажного предприятия.

Тампонажный раствор нормальной плотности приготавливается из цемента ПЦТ 1-50 с добавлением СаСl2 в количестве, обеспечивающем время загустевания раствора при 20 С не более270 минут, считая от момента окончания процесса цементирования.

Кондуктор цементируется при структурном режиме движения восходящего потока цементного раствора в заколонном пространстве со скоростью 0,3 м/сек при его продавливании. Подача насоса устанавливается из расчета обеспечения этой величины, исходя из фактической кавернозности ствола скважины и плана работ.

Кондуктор должен иметь обратный клапан сбрасывания давления по окончании продавки и получения момента «Стоп». Опрессовка кондуктора производится один раз после момента «стоп» при еще жидком цементном растворе в затрубном пространстве для недопущения образования каналов в цементном камне.

Время загустевания цементного раствора должно подбираться с расчетом времени загустевания через 30-40- мин. После окончания продавки.

После получения момента «стоп», давление в кондукторе снизить до атмосферного. В случае негерметичности обратного клапана следует закрыть краны на цементировочной головке и оставить кондуктор на ОЗЦ под давлением Рраб. на время начала схватывания цемента.

Запрещается применять цемент марки ЦТН

При наличии поглощающих горизонтов при бурении под кондуктор, обязательно применять наполнитель на первую порцию цементного раствора и ограничить производительность агрегатов до 10-12 л/с ..

Цементаж технической колонны.

Заявка на затарку дается на 3 суток до цементирования, заявка на цементирование за часа. Перенос осуществляется за 8 часов, подтверждение - за 6 часов до начала цементирования.

Цементирование производится прямой заливкой, при наличии муфты ступенчатого цементирования или пакера ПДМ – в два этапа для снижения поступления газа в момент твердения цемента. Нижняя ступень цементирунтся цементом ПТЦ 1-50 для низких температур , затем происходит распакеровка и цементаж верхней секции колонны.

Техническая колонна цементируется в один прием двумя порциями тампонажного раствора:

- облегченный раствор р=1,480 – 1,520 кг/м.куб. в интервале 0 – 800 м;

- тампонажный раствор = 1,840 – 1,860 кг/м.куб. в интервале 800-140 м.

При цементировании применять 5,5 м.куб. буферной жидкости, приготовленной по одной из рецептур, указанных в п.5.2.

Облегченный раствор приготавливается на основе цемента ПТЦ 1-50 и одного из наполнителей. Время загустевания регулируются добавлением СаСl2 в количестве, обеспечивающем время загустевания раствора при 35град.С не более 250 минут, считая от момента окончания процесса цементирования .

Для цементирования интервала 800-1400 м используется тампонажный раствор с повышеными прочностными свойствами и низкой водоотдачей.

Рецептура тампонажного раствора подбирается в лаборатории Тампонажного предприятия .

Цементные растворы должны обрабатываться понизителями водоотдачи.

Время загустевания должно быть минимально допустимым, т.е. на 30-40 минут больше необходимого для цементирования.

Рецептура тампонажного раствора, добавки ускорителей схватывания должны быть разработаны лабораторией Тампонажного производства.

После окончания цементирования разгрузить техническую колонну на конус, после чего начать поддавку бурового раствора в затрубное пространство245х326 по программе предложенной ВНИИКрнефть, приведенной ниже /таб.4/:

Таб.4

Время,мин 30 50 70 120 180 ОЗЦ

Давление,атм 5 10 20 25 30 30

Цементирование эксплуатационной колонны

Крепление эксплуатационной колонны производится по специально разработанному плану.

Необходимый объем цементного раствора уточняется по результату проведения профилеметрии.

Приготовление тампонажных растворов для изоляции продуктивных горизонтов должно производиться в отдельной емкости УО-16 с целью получения однородной смеси и качественного разобщения.

Запрещается применение некондиционных цементов.

Категорически запрещается цементирование продуктивных горизонтов глиноцементным раствором.

Изменение технологии цементирования допускается лишь после обсуждения на техническом совещании ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» и получения заключения от проектной организации.

Все работы по обеспечению поставки тампонажных материалов на скважину и выполнение требований данного «Регламента…» и обеспечение качественного цементирования скважины возлагается на Тампонажное производство в составе ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз».

Заявка на затарку цемента дается на 3 суток до начала работ, подтверждение – за сутки.

После окончания спуска и подготовки скважины к цементированию, по прибытию ответственного инженера по цементированию скважины от Тампонажного производства, составляется 2-х сторонний акт «Акт о передаче скважины к цементированию» по прилагаемой форме / прил.N1/, где должно быть указано: состояние ствола скважины, параметры бурового раствора, данные по обсадной колонне и т.д.

До начала цементирования на буровой должен быть обеспечен запас воды в объеме не менее 100 м.куб.

Цементирование производится с учетом расположения в интервалах продуктивных пластов чистого цемента плотностью 1,84 – 1,86 г/см3 ,остальные интервалы цементируются рецептурами подобранными лабораторией Тампонажного предприятия на основе группового проекта на месторождения.

Тампонажные растворы должны быть обработаны понизителями водоотдачи для уменьшения фильтрации жидкости затворения в проницаемые пласты. Указанное необходимо для недопущения преждевременного загущения тампонажного раствора из-за его обезвоживания, снижения растекаемости, т.к. это приводит к дополнительным повышеным давлениям в затрубном пространстве, вплоть до потери циркуляции и гидроразрыва пластов при продавке.

Перед цементированием приготовить 10-15 м.куб. буферной жидкостью, обработанной по рецептуре, приведенной в п.5.2. настоящего «Регламента…».

Для кольматации проницаемых пород после буферной жидкости необходимо закачивать 4-5 т цементного раствора нормальной плотности, обработанного понизителями водоотдачи по рецептуре лаборатории Тампонажного производства.

При необходимости повышения термостойкости цементного раствора применять НТФ согласно результатов анализа.

Продавочная жидкость выбирается из условий закачивания скважины без аварий и осложнений /высокое давление, прочность труб и т.д. На пробку закачивается 6 м.куб.воды с сульфонолом 0,5%.

Не допускаются остановки циркуляции во время закачки цементного раствора и продавке. Последние 1,5 м.куб. продавочной жидкости, для фиксирования момента «Стоп»,нагнетается двумя агрегатами на пониженной скорости. При отсутствии «стоп» допускается закачивание не более 5% жидкости сверх расчета.

После получения момента «стоп», в обсадной колонне создается давление, равное опрессовочному давлению колонны с учетом разницы плотностей продавочной жидкости и технической воды. После испытания на герметичность, выдержкой 5-10 минут, давление в колонне снизить до атмосферного. Открыть цементировочную головку, бросить «бомбу». Плавным повышением давления, с помощью ЦА-320,открыть циркуляционные отверстия, восстановить циркуляцию, и производительностью до 18-20 л/с, вымыть излишки цементного раствора из затрубного пространства. Затем, буровым насосом, с производительностью до 32 л/с, промыть скважину до выравнивания параметров бурового раствора. Через 4-8 часов, провести цементирование II-ой ступени.

После получения момента «стоп» в конце продавки цемента на II-ой ступени, поднять давление равное опрессовочному давлению колонны (с учетом разницы плотностей продавочной жидкости и технической воды). Испытать колонну на герметичность, выдержкой – 10-15 минут. Стравить давление через 3-х миллиметровый штуцер и проверить закрытие циркуляционных отверстий УСЦ.

Поднять давление до рабочего и оставить скважину на ОЗЦ – 4 часа, затем давление стравить до атмосферного. Принять меры против замораживания колонны и оборудования.

По окончании процесса крепления скважины, составляется двухсторонний акт на выполненные работы, в котором должны быть отражены фактические данные об использованных материалах, параметры процесса цементирования скважины и оценка качества проведенных работ.

РЕГЛАМЕНТ

На вскрытие газоносных отложений Покурской свиты ПК-1 /Сеноман/на месторождениях ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз»

1.Общие положения

Настоящий регламент предусматривает качественное и безаварийное вскрытие газонасыщеных сеноманских отложений и крепление технических колонн диаметром 219,245,324 мм.

Ответственным за проведение работ назначается, приказом по предприятию, инженерно-технический работник с опытом работы по бурению скважины не менее 3 лет и прошедший обучение в специализированых УКК по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».

Ответственный за проведение работ прибывает на буровую до начала бурения под техническую колонну и находится на буровой до спуска и крепления технической колонны.

Представитель противофонтанной службы прибывает на скважину до опрессовки ПВО, кондуктора, цементного кольца, проверяет готовность буровой бригады к предстоящим работам, соответствие параметров бурового раствора согласно ГТН. По результатам опрессовки выдает разрешение на дальнейшее углубление скважины и присутствует при вскрытии газонасыщенного пласта на первых двух скважинах вновь забуриваемого куста.

Во время проведения геофизических работ на буровой обязательное присутствие геолога.

Спуск и крепление технической колонны производится согласно плана работ под руководством ответственного инженерно-технического работника.

2.Порядок проведения работ

Прибыв на буровую, ответственный за проведение работ проверяет:

-наличие разрешения представителя противофонтанной службы на углубление скважины из-под «башмака» кондуктора;

-наличие актов, составленных механиком ПВО, механиком и энергетиком цеха о готовности к работе противовыбросового, бурового и энергетического оборудования;

-наличие двух шаровых кранов и двух обратных клапанов с приспособлениями для их открытия;

-наличие аварийной бурильной трубы с переводником под обсадную колонну с навернутым шаровым краном /первый шаровой кран/ в открытом положении, типоразмер бурильной трубы должен соответствовать трубным плашкам, установленным в плашечном превенторе;

-второй шаровой кран должен быть установлен под ведущей бурильной трубой;

-наличие рабочего и запасного забойного двигателя;

-наличие необходимого количества химреагентов: глинопорошка, барита, пеногасителя и т.д., согласно карты поинтервальной обработки раствора;

-готовность станции ГТИ к работе и величину газопоказаний /при наличиии станции ГТИ/;

-наличие промежуточной колонны на стеллажах/с 5% запасом/;

-наличие технологической оснастки промежуточной колонны и соответствие ее плану на спуск;

-наличие необходимого количества стального инструмента для вскрытия газоносных отложений, длина стального инструмента определяется глубиной залегания газоносного пласта;

-исправность средств связи;

-укомплектованность буровых вахт;

-знание членами буровых вахт своих обязанностей при ликвидации возможных нефтегазоводопроявлений.

При соблюдении всех вышеуказанных правил ответственный дает разрешение на углубление скважины до глубины на 15-20 метров выше кровли газовой залежи, с соответственной записью в вахтовом журнале.

3.Бурение и вскрытие газового пласта

Бурение под техническую колонну осуществляется компоновкой указанной в ГТН. Применение других компоновок необходимо согласовать с главным инженером бурового предприятия. В компоновке обязательно должен быть калибратор.

Не менее чем за 50 метров до газоносного пласта произвести контрольный замер при подъеме инструмента с заменой долота. При спуске и перед восстановлением циркуляции заполнять инструмент буровым раствором.

Перед вскрытием газоносного пласта ответственный проверяет:

-состояние и режим работы противовыбросового оборудования;

-соответствие параметров бурового раствора указанным в ГТН;

-газопоказания станции ГТИ /при ее наличии/;

-соответствие меры бурильного инструмента и фактического забоя.

Не менее чем за 20-30 метров до кровли газоносного пласта необходимо утяжелить буровой раствор согласно проекта на скважину.

Включение дегазатора производится за 20-30 метров до кровли газового пласта.

Перед вскрытием газового пласта произвести контрольный подъем двух-трех свечей для определения наличия сальника на компоновке. При наличии сальника принять меры к его разрушению.

Вскрытие газового пласта производить только стальным бурильным инструментом.

После проверки ответственный докладывает главному инженеру бурового предприятия о готовности буровой к вскрытию газового пласта, и получив разрешение на вскрытие, делает соответствующую запись в вахтовом журнале. Аналогичная запись делается в журнале телефонограмм бурового предприятия.

Механическая скорость бурения газоносных пластов должна обеспечить полную дегазацию бурового раствора, но не менее 10 метров в час.

Параметры бурового раствора следует контролировать в соответствии с графиком периодичности замеров на данном месторождении.

Перед подъемом инструмента из скважины необходимо промыть ее в течение двух циклов и убедиться в отсутствии газированного бурового раствора. При несоответствии параметров бурового раствора довести их до проектных значений.

Подъем инструмента до вхождения долота в башмак кондуктора производить на первой передаче с постоянным доливом скважины. Подъем инструмента из под башмака кондуктора производить на второй передаче.

Спуск компоновки на шаблонировку или добуривание во избежание поглощения бурового раствора из под башмака кондуктора производить со скоростью не более 1 м/сек.

4.Подготовка и проведение промежуточного каротажа

Добурить скважину до проектного забоя, промыть в течение двух циклов с контролем параметров бурового раствора и доведением их согласно ГТН.

Поднять компоновку с постоянным доливом скважины и контролем уровня бурового раствора в ней и затем начать геофизические работы.

Во время геофизических работ вести постоянный контроль за уровнем бурового раствора в скважине и в приемных емкостях. Через каждые 10-15 минут производить долив раствора в скважину до его выхода на устье. Помни : за 1 час простоя уровень в скважине снижается до 130 м.

При продолжительности геофизических работ более 8 часов, исследования необходимо прекратить, бурильный инструмент спустить до забоя, в дальнейшем действовать согласно пунктов 4.1 и 4.2 настоящего регламента.

По окончании геофизических работ необходимо промыть скважину в течение двух циклов с выравниванием параметров бурового раствора до проектных значений.

5.Подготовка, спуск и крепление промежуточной колонны

Перед спуском промежуточной колонны провести шаблонировку ствола скважины компоновкой, применяемой при бурении. Места посадок при шаблонировании проработать. Произвести промывку скважины согласно пункта 4.1.данного регламента. При соответствии параметров бурового раствора согласно ГТН, поднять инструмент из скважины и приступить к спуску промежуточной колонны, с последующим креплением.

Произвести первую промежуточную промывку в любом интервале спуска колонны,но не позднее 8 часов после времени окончания последней промывки скважины. Продолжительность промывки не менее двух циклов с выравниванием параметров бурового раствора до проектных значений.

За 20 метров до газоносного пласта произвести вторую промежуточную промывку. Промывку произвести согласно пункта 3.12. настоящего регламента.

Шар от клапана ЦКОД должен находиться у пульта бурильщика. До сброса шара контролировать уровень раствора в спускаемой колонне на каждой трубе. Уровень раствора должен быть 3 метра от муфты трубы. При самых незначительных признаках перелива из колонны бросить шар в колонну и промыть скважину.

Спуск колонны при сброшенном шаре ЦКОД производить с доливом скважины после каждой спущенной трубы РРРР

. Башмак колонны установить на расстоянии не менее 2 и не более 6 метров от забоя скважины.

После спуска колонны скважину промыть в течение двух циклов с выравниванием бурового раствора до проектных значений.

Произвести цементаж колонны согласно плана на крепление.

После окончания цементажа произвести разгрузку промежуточной колонны на конус и обеспечить наблюдение за давлением в трубном /по манометру на цементировочной головке/ и межколонном пространстве/по манометру на отводе колонного фланца/. Возможно уточнение данного пункта в зависимости от применяемого устьевого оборудования /колонной головки/.

После окончания времени ОЗЦ опрессовать колонну совместно с ПВО на давление согласно проектным данным. При ее герметичности после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 метра, опрессовать цементное кольцо давлением согласно проектным данным. Дальнейшее углубление скважины может быть продолжено только с разрешения представителя противофонтанной службы.

6.Аварийная ситуация

В случае возникновения аварийной ситуации при вскрытом газовом пласте, ответственный обязан:

- доложить о случившемся и о принятых мерах главному инженеру бурового предприятия;

- принять меры по подготовке устья скважины к герметизации и недопущению усугубления аварии;

- дальнейшие работы производить по дополнительному плану, утвержденному техническим руководителем бурового предприятия.

Разбурка цем. стакана.

Бурение под эксплуатационную колонну.

Спуск обсадной колонны 245мм (промежуточной).

После окончания бурения под промежуточную колонну ствол скважины прошаблонировать следующей КНБК: дол.295,3 + КЛС 293 – 295мм + т/б. 2ТСШ-240 + УБТ 203мм + ТБПВ-127мм.

Места посадок и затяжек проработать до свободного хождения инструмента. Промыть скважину в течении цикла. Параметры раствора сделать согласно ГТН.

Во время промывки навернуть на мостках цепными ключами башмак на первую трубу. После этого приступить к подъему инструмента под спуск технической колонны.

Крепление технической колонны производится по индивидуальному плану работ.

После того, как из скважины поднята компоновка, навернуть посадочный конус на допускную трубу и проверить на прохождение конуса через превентор. На допускной трубе сделать отметку светлой краской, соответствующей разгрузке на посадочный конус.

Спуск колонны производить на элеваторе и ПКРО.

Центрирование колонны производится центраторами типа ЦЦ в интервале башмака (4-5шт), Сеномана (5-6шт), в башмаке кондуктора (3-4шт).

Первые 5-6труб крепить без смазки для предотвращения отворота при разбуривании цементного стакана и вращении бурильного инструмента. Обварка башмака и ЦКОДа допускается если они и нижние обсадные трубы выполнены из материала марки прочности «D». В противном случае обварка запрещается.

Свинчивание труб производить при помощи ПБК, если он отсутствует – канатом через вспомогательную лебедку. Докреплять трубы УМК с использованием моментомера .

Постоянно вести наблюдение за интенсивностью вытеснения из затрубного пространства. При падении уровня постоянно доливать скважину.

При спуске колонны в интервале 0-500м осуществлять постоянный контроль за заполнением колонны через 50м. В случае незаполнения колонны производить долив через каждые 50м.

После сборки 500м колонны бросить в обсадные трубы шар из комплекта ЦКОД и дальнейший спуск вести с доливом через 50м.

Меру колонны подобрать таким образом, чтобы при нахождении башмака колонны на расстоянии 3-5м от забоя, посадочный конус находился в подвеске колонной головки.

По окончании спуска восстановить циркуляцию одним клапаном насоса с Q = 8-10л/с и после стабилизации давления перейти на Q = 32л/с (расстояние от стола ротора до метки на допускной трубе не более 10-15см).

При спуске колонны 245мм объязательное выполнение требований «Регламента на вскрытие и крепление Сеномана (ПК-1).

Заключительный каротаж.

Проведение каротажных работ:

При проведении каротажных работ фиксируется вес инструмента поток на выходе, положение таль-блока.

Проработка ствола скважины.

д) проработка:

Регистрация данных при проработке практически не отличается от таковой при бурении, Иногда по требованию Заказчика сервисная служба может выдавать информацию по технологическим параметрам в поглубинном масштабе, аналогичном при бурении, а также рассчитывать параметр аналогичный нагрузке при бурении.

Критерии определения этапа: Р=110-150 атм., Нзабоя – Ндолота > L, Wдолото при бурении - Wдолото при проработке > задаваемой константы. Подготовка обсадной колонны к спуску.

Прием труб, подготовка технологической оснастки.

Необходимо проверить соответствие присоединительных резьб труб резьбам на башмаке, ЦКОДе, пакере, муфте ступенчатого цементирования. При их несоответствии должны быть подготовлены соответствующие по прочности опресованные переводные трубы.

На буровую завозится вся технологическая оснастка, предусмотренная планом работ (центраторы, пакера, смазка, скребки, турбулизаторы и т.д.).

Подготовка оборудования.

Комиссией, утвержденной начальником УБР, перед спуском колонны проверяется состояние наземного оборудования:

1. Вертикальность вышки, соединение отдельных узлов и поясов, крепление ног вышки к блочному основанию.

2. Состояние крепления лебедки, редуктора и двигателей, состояние тормозной системы, пневмосистемы.

3. Состояние талевой системы и необходимость перепуска или замены талевого каната.

4. Состояние буровых насосов. Буровые насосы, манифольд и система очистки должны быть исправны и обеспечивать бесперебойную подачу раствора на различных режимах.

5. Исправность вспомогательного оборудования для спуска колонны (элеваторов, машинных ключей, хомутов-элеваторов, ПКРО).

ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ КОЛОННЫ.

После проведения заключительного каротажа, необходимо компоновкой последнего долбления прошаблонировать ствол скважины, в интервалах сужений и посадок ствол проработать со скоростью 80-100 м/ч до свободного хождения бурильного инструмента.

Необходимо учитывать, что за время проведения геофизических работ на стенках скважины образовалась повышенной толщины глинистая корка, которая создает дополнительное сопротивление при спуске и эффект «поршневания» с задавливанием раствора в пласт. Поэтому, скорость спуска до интервала Сеномана и в технической колонне должна быть не более 1 м/с , а в открытом стволе и ниже Сеномана по песчанистым породам не более 0,5 м/с. Первую промежуточную промывку провести ниже подошвы Сеномана, в дальнейшем, при отсутствии посадок, через каждые 500-700 м. Восстановление циркуляции проводится одним клапаном насоса с производительностью 7-9 л/с , постепенно увеличивая до 30-32 л/с , не допуская поглощения и потерь циркуляции, до стабилизации давленияю. При промывке с полной производительностью насосов, для исключения зарезки второго ствола скважины, производить расхаживание бурильного инструмента. Интервалы продуктивных пластов и Яновстановскую свиту необходимо проходить при работающем турбобуре со скоростью 80-100 м/ч.

При достижении проектного забоя скважину промыть в течение 1,5-2х циклов до стабилизации параметров раствора и с производительностью насоса предусмотреной в плане работ с работой всех ступеней очистки раствора.

При наличии затяжек и других осложнений в процессе подъема бур.инструмента, провести переподготовку ствола скважины как указано выше. Поднять б/инструмент с постоянным доливом. Вести контроль обьема долива. Не допускать снижения уровня раствора в скважине ниже 50-70 м. Обьем долива раствора должен быть не менее объема поднятого из скважины бурильного инструмента. При необходимости произвести технологический отстой и повторную шаблонировку скважины.

Ответственный за крепление ИТР обязан прибыть на скважину и провести проверку наличия на буровой:

-утвержденного плана работ;

-фактическую укладку обсадной колонны на мостках, наличие и качество технологической оснастки;

-акта готовности буровой установки к спуску колонны;

По окончании шаблонировки и проработки скважины составляется акт о готовности ствола скважины к спуску колонны и соответствие параметров бурового раствора требованиям ГТН.

По результатам подготовки ствола скважины к креплению, ответственный ИТР должен получить от главного инженера УБР разрешение на начало работ по креплению скважины с записью в вахтовом журнале и плане работ.

Спуск обсадных колонн.

Общие требования по спуску колонны.

1. Подъем труб на буровую осуществлять только при наличии предохранительного кольца на ниппеле.

2. При подаче труб, избегать их ударов. С этой целью установить на воротах буровой канатный амортизатор.

3. Каждую трубу в процессе подачи на буровую – шаблонировать.

Диаметр шаблона должен меньше номинального внутреннего диаметра на следующие величины:

-для труб 114-219мм на 3мм; длина шаблона 300мм

-для труб 245-340мм на 4мм;

-для труб 426 и более на 5мм;

4. Свинчивание обсадных труб (при отсутствии специального ключа, автоматически обеспечивающего соосность свинчиваемых труб) производится вручную первых 3-4 ниток, затем механическими ключами, не допуская крепления с ударом, с оставлением глубоких рисок; и докреплением машинными ключами . При наличии маментомера , величину крутящего момента торец муфты не доходит до последней риски на трубе более чем на одну нитку, соединение докрепить , не превышая максимально допустимого момента .При этом резьба должна войти в муфту так, чтобы последняя нитка резьбы совпала с торцом муфты. Отступление допускается +/- 1 нитка. При креплении резьб «Battress» торец муфты должен совпасть с клеймом (^), расположенном на ниппельном конце трубы.

5. В зимнее время , перед взятием трубы элеватором – удалить с трубы наледь и снег .

6. Скорость спуска ограничивать в пределах 0,5 – 1,0 м/с в обсаженом стволе и 0,4 – 0,5 м/с в открытом стволе либо ограничить скорость спуска в соответствии с планом работ.

7. В случае возникновения посадок восстановить циркуляцию и попытаться пройти место посадки с промывкой , если при этом посадка не исчезнет , то колону следует поднять и ствол скважины переподготовить.

8. МОМЕНТЫ СВИНЧИВАНИЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ, кг-м

Dтруб,мм	Резьба закругленного профиля
	толщина стенки,мм		ОТТМ	ОТТГ, ТБО	ОГ-1М
	меньше 9	больше 9
1	2	3	4	5	6
114,3	300-430		330-470	390-520	300
127	330-510	600	340-480	400-540	350
139,7	500-600	700-880	370-600	580-800	400
146,1	500-600	760-960	430-610	600-820	400
168,3	600-790	910-1287	430-660	690-1070	450
177,8	710-840	970-1360	440-700	700-1100	450
193,7	740-960	1120-1570	490-840	750-1150	550
219,1	1160	1350-1920	530-850	990-1600	650
244,5	1310	1520-2160	560-1020	1140-2190	750
273,1	1180-1520	1780-2540	580-940	1260-2160	850
298,5	1680	1960-2790	600-870
323,9		2160-3080	750-960
339,7		2340-3340	780-980
351		2340-3340
377		2340-3340
406,4		3000-4300
425,5		3000-4300
508		4940

Спуск эксплуатационной колонны 146мм.

За трое суток до вскрытия продуктивных пластов иметь сведения о текущих пластовых давлениях в связи с увеличением пластового давления, связанного с ППД.

Вскрытие продуктивных пластов при отсутствии на мостках полного комплекта обсадных труб и оснастки запрещается.

После бурения под эксплуатационную колонну ствол скважины прошаблонировать КНБК последнего долбления. Места посадок и затяжек проработать до свободного хождения инструмента.

Промыть скважину на забое в течении 1,5-2 циклов с выравниванием параметров раствора до требований ГТН.

Крепление эксплуатационной колонны произвести по индивидуальному плану работ.

Центрирование колонны произвести в интервале всех продуктивных пластов, в башмаке технической колонны или кондуктора.

В плане работ предусмотреть установку высокогерметичных труб (для одноколонной конструкции) в интервале Люлинворской свиты и утолщенные трубы с повышенной прочностью на смятие в интервале продуктивных пластов.

Перед началом спуска навернуть спец. переводник на допускную трубу и проверить на прохождение в превенторе. На допускной трубе сделать пометку светлой краской, соответствующей разгрузке на посадочный конус.

Обратный клапан ЦКОД без запорного элемента устанавливается в муфте обсадной трубы. Шар бросают в колонну после ее спуска перед промывкой (если нет других причин, отраженных в плане работ). В случае спуска в скважину пакера типа ПГП-146, требующего для распакеровки стравливания давления до «0» после момента «стоп», устанавливает 2 обратных клапана ЦКОД. В этом случае один шар устанавливают над диафрагмой нижнего ЦКОДа.

Спуск эксплуатационной колонны производить на элеваторах до глубины 200м, далее на ПКР, соответствующих диаметру обсадных труб.

Во избежание гидроразрыва пласта и поглощения , а также нарушения колонны, скорость спуска до 1000-1200м /Прокурская свита/ не должна превышать 1 м/с , ниже – 0,5 м/с .Для одноколонной конструкции ниже кондуктора –0,5 м/с.

Для обеспечения качественной посадки конуса, устанавливать в верхней части (на теле нулевого патрубка) центрирующий элемент.

Для смазки резьбовых соединений использовать Р-402, лента ФУМ, ГС-1, или другие смазки, рекомендованные проектом.

Наворот первых 3-4 ниток резьбы (при отсутствии специальных ключей, обеспечивающих соосность труб) проводить вручную цепным ключом с последующим свинчиванием АКБ без крепления ударом и нанесения на тело трубы глубоких рисок и докрепления УМК с контролем момента:

Внутренняя поверхность муфт обсадных труб покрыта слоем мягкого металла для повышения герметичности соединения. В связи с этим выполнение наворота-отворота-наворота не рекомендуется.

Снятие с клиньев и посадка производится плавно. Также плавно колонна должна спускаться в скважину. Недопустимо резкое торможение колонны, динамические нагрузки.

Через 100м спущенных труб контролировать заполнение колонны раствором.

Если колонна плывет или получена посадка, необходимо:

- восстановить циркуляцию одним клапаном насоса с Q =6-8л/с;

-промыть скважину, доведя производительность насоса до Q = 28-32л/с

Последнюю промежуточную промывку предусмотреть не ниже кровли продуктивного пласта.

При температуре ниже –42*С работы по спуску не производить.

При обрыве колонны или ее «полете» необходимо в первую очередь заполнить скважину буровым раствором, сообщить главному инженеру УБР. Работы по ликвидации аварии должны проводиться по специальному плану работ.

По окончании спуска колонны восстановить циркуляцию при Q = 6-8л/с, при стабилизации давления перейти к промывке при Q = 28-32л/с, промыть скважину в течение 1,5-2 циклов с выравниванием раствора согласно плана работ.

При проведении ГТИ:

При спуске обсадной колонны обязательно фиксируются вес колонны, момент на роторе, момент на ключе, число оборотов ротора, высота таль-блока;

Цементирование скважины.

План работ по цементированию эксплуатационной колонны, разработанный УБР, передается Тампонажному производству за трое суток для подготовки рецептур и операций по цементированию. Тампонажное производство в соответствии с планом работ подбирает соответствующие рецептуры тампонажных растворов.

Общие требования.

1. До начала цементирования подготовить площадку для размещения тампонажной техники, обеспечить необходимое освещение на мостках.

На буровой должен быть обеспечен запас воды в объеме, необходимом для процессов цементирования.

Температура воды затворения в зависимости от окружающей среды определяется по формуле:

Тв – 80 – Тср; Напр: Тср = -40; Тв – 80 – (-40) – 120 –48 град.

2,5 2,5 2,5

где – Тв – температура воды затворения,

Тср- температура окружающей среды.

2. Тампонажный раствор приготавливается по рецепту Тампонажного производства на основании технологии цементирования, установленной проектом и планом работ.

3. Техника, доставившая чистый цемент и смеси на буровую (УС-6-30 или др.), в обязательном порядке должна быть запломбирована после затарки и иметь товаротранспортную накладную о типе и количестве затаренных материалов. Перед началом цементирования в присутствии инженера Тампонажного производства необходимо отобрать пробы тампонажного материала не менее 15кг (всего из УС-6-30) и воды затворения не менее 3-х л и сохранить их на буровой в течение 10суток.

4. В процессе затворения тампонажного материала должен быть обеспечен контроль за плотностью цементного раствора как со стороны буровой бригады, так и на диаграмме СКЦ-2М или любого аналога. Не допускать отклонение плотности более чем +/- 0,02г/см3. Отобрать пробы затворенной смеси. При приготовлении раствора использовать осреднительные емкости., УО-16, АПТР.

5. Для сокращения числа перестановок смесителей и более качественного перемешивания тампонажного материала по прибытии тампонажной техники на буровую, следует произвести дотарку смесителей до полного объема.

6. После обвязки цементировочных агрегатов с трубным пространством опрессовать линии обвязки при давлении в 1,5 раза больше ожидаемого на цементировочной головке в процессе цементирования.

7. Процесс цементирования должен проводиться непрерывно ,для чего обвязка ЦА с головкой должна предусматривать наличие отдельной нагнетательной линии для продавливания разделительной пробки,по которой идет продавка во время промывки коммуникаций от остатков тампонажного раствора.

8. Последние 3-4 м3 продавочной жидкости заканчиваются двумя ЦА – 320 на пониженой производительности для определения момента «Стоп» .

9. Если после прокачки расчетного объема продавочной жидкости давление «Стоп» не зафиксировано , то допускается закачка 5% сверх объема продавки.

10. Давление «Стоп» должно превышать максимальное давление в конце продавки на 25-30 атм, но не выше чем допускаемое на устьевое цементировочное оборудование, а также не должно превышать максимальное допустимое давление из условия прочности колонны на внутреннее давление.

11. Для контроля давления в процессе цементирования БМ-700 и цементировочная головка должны быть оснащены тарированными манометрами.

12. Спецтехника на буровой расстанавливается согласно утвержденной схемы.

ГТИ при цементирование обсадной колонны:

При цементировании обсадной или технической колонны станцией ГТИ должны фиксироваться плотность. давление и расход в нагнетательной линии, уровень в рабочих емкостях плотность на выходе из скважины;

Опрессовка колонны.

СПО.

б) спуско-подъемные операции:

Во время спуско-подъемных операций регистрируются в обязательном порядке все параметры. По согласованию с Заказчиком могут быть исключен только непрерыный анализ газа на хроматографе. Обязательно фиксируются все затяжки и посадки, об интервале и времени возникновения которых ставится Заказчик.

Описание технологических операций при проводке скважины.

Бурение.

Этап: БУРЕНИЕ

Подразделяется на циклы: углубление, промывка, наращивание, над забоем, проработка на этапе “БУРЕНИЕ.”

Окончание этапа”Проработка”, при соблюдении условий: Ндолота=Нзабоя ,W долото> заданной

константы, является началом цикла “ углубление”, этапа БУРЕНИЕ. Давление в манифольде= 110-

150 атм.

СПО.

Этап: СПУСК ИНСТРУМЕНТА

По окончанию ПЗР к спуску , в скважине , в положении на клиньях ,находится низ бурильной колонны: долото, переводник, турбина, УБТ. Длина 25-27м. Давление в манифольде =0. Поднять тальблок на длину свечи, элеватором произвести зацепление свечи за муфту , поднять её над столом ротора. С помощью автоматического ключа буровика (АКБ) завинтить резьбовое соединение нижней части свечи с верхней частью КНБК( компановка низа бурильной колонны). Клинья поднять, произвести спуск бурового инструмента в скважину на глубину, равную длине свечи. Клинья опустить, элеватор освободить от зацепления с муфтовым соединением, тальблок поднять на высоту свечи. Далее произвести повторение цикла. Завершающей операцией этапа СПУСКА является соединение квадрата (ведущей трубы) со свечой бурильного инсрумента, находящегося в скважине.

Критерии определения этапа: давление =0, Wкр при движении тальблока вниз равен W инструмента, опускаемого в скважину. Н забоя- Н долота > 2L ( L- длина квадрата)

Этап: ПОДЪЁМ

Выключить насосы, буровой инструмент поднять на длину квадрата, опустить клинья, произвести отворот квадрата и установить его в шурф.Клинья поднять, с помощью элеватора и тальблока инструмент поднять на длину свечи, клинья опустить.Отвернуть свечу, нижнюю часть поставить на подсвечник; верхнюю часть выввести из зацепения с элеватором , установить за “палец”.

Тальблок с элеватором опустить, в элеваторе закрепить верхнюю свечу бурового инструмента, клинья поднять, произвести следующий цикл подъема инструмента.

Критерии определения этапа: Р=0, Нзабоя - Ндолота > 2L,

На клиньях.

На протяжении всех этапов и циклов , при состоянии инструмента “на клиньях“, перемещение тальблока не должно влиять на величины: Нзабоя, Н долота, Н над забоем

Критерий определения состояния “на клиньях”: W кр < Wmin, Wmin=Wтальблока+W квадрата

Для уверенного определения состояния “ на клиньях” станции комплектовать датчиками положения клиньев.

Над забоем.

Цикл: “ над забоем”

Выключить насосы, инструмент поднять над забоем. Нзабоя-Ндолота< 2L.

Промывка

Цикл: “промывка”

Давление в манифольде довести до величины, составляющей 50-75% от рабочего давления. Инструмент поднять над забоем.

Критерии определения цикла: Wдолота=0, Ндолота< Нзабоя, Р=50-60 атм

Наращивание.

Цикл: “ наращивание”

Выключить насосы, буровой инструмент поднять на длину квадрата, опустить клинья, произвести отворот квадрата и установить его в шурф. С помощью элеватора и тальблока взять трубу, поднять тальблок на высоту взятой трубы. Низ трубы, резьбовым соединением, соединнить с верхней свечой бурильного инструмента, находящегося в скважине, в состоянии “ на клиньях”. После соединения клинья поднять, произвести спуск инструмента на длину трубы, клинья опустить. Взять квадрат из шурфа, соединить с верхней трубой инструмента, клинья поднять. Далее см. цикл ”проработка” на этапе БУРЕНИЕ.

Критерии определения цикла: клинья опущены, Р=0, W крюке < заданной константы.0 < Н забоя - Ндолота < 2L ( L- длина квадрата ).

Проработка.

Этап: «проработка»

После соединения ведущей трубы, клинья подннять, включить насосы, давление в манифольде довести до рабочего. Вес инструмента при этом, равен полному весу инструмента, находящемуся в скважине, с учетом выталкивающей и реактивной силы. Произвести медленное опускание инструмента, до соприкосновения долота с забоем. Важным моментом этапа ПРОРАБОТКА является состояние “ взвешивание.”Условия его определения: Нзабоя-Ндолота=3-5м, давление-рабочее(110-150атм), нагрузка на долото =0, скорость движения тальблока=0. От корректного проведения состояния “взвешивание” зависит точность вычисления нагрузки на долото.

Критерии определения этапа: Р=110-150 атм, Нзабоя- Ндолота>L, Wдолото при бурении- Wдолото при проработке > задаваемой константы.

Цикл: “ проработка “ на этапе БУРЕНИЕ

Критерии определения цикла аналогичны критериям на этапе “ПРОРАБОТКА”. Отличие: при “проработке” на этапе ”БУРЕНИЕ ” величина Н забоя-Н долота< L ( длины квадрата).

МОМЕНТ.

Датчик измерения момента.

Датчик измерение момента представляет собой разъемный преобразователь, который закрепляется вокруг одного из силовых кабелей бурового двигателя. Получая на входе напряжение + 24 в постоянного тока, который подается по кабелю на буровой двигатель, преобразователь передает на формирователь сигналов сигнал в диапазоне от 0 до 2,9 в постоянного тока, пропорционально проходящему по кабелю току силой от 0 до 1000 амп.

Крутящий момент на роторе при бурении 3-х шарошечным долотом средних по твердости горных пород соответствует 10 кгсМ/тс.

Плотность.

Перед каждым измерением плотности необходимо откалибровать весы, заполнив мерный стакан чистой водой и установить регулировочным винтом значение плотности по шкале равное 1.

Расход на выходе.

Тарировку расхода на выходе следует проводить при отсутствии поглощения и притока пластового флюида, контроль за которым производится по показаниям уровня раствора в емкостях. График строится по четырем значениям. Минимальный расход обеспечивается при работе одного насоса с минимальной производительностью, максимальный, двух насосов с максимальной производительностью.

Технология бурения и технологические исследования

Минеральная плотность

Условные обозначения

Р - при закруглении зубьев периферийных венцов

К – заклинивание шарошек, их число указывается в скобках

Описание компоновки бурильной колонны

ТБПК – 114/8,9

ЛБТ – 147/11

Диаметр поршня

180

170

160

150

140

130

120

МПа

Объемная подача дм3/с

ПОДАЧА, (л/с), БУРОВОГО НАСОСА У8-6М2А, У8-7М

Коэффициент наполнения

СЕК

Автоматическая

карта осложнений

Ручные реперные установки

ОТЧЕТЫ

Вид аномалии. Не­медленный

О. Контроль веса на крюке и скорости подъёма.

Данные траектории ствола скважины

Вид аномалии. Немедленный