На технико-технологическое сопровождение процесса бурения с каротажем в процессе бурения на Восточно - и Ново-Уренгойском лицензионных участках (стр. 2 )

Буровая установка

№	НАИМЕНОВАНИЕ	Единицы измерения
1	2	3
1	Вид привода буровой установки	Дизельный / ЛЭП Мощность привода буровой лебёдки не менее 1200 л. с.
2	Способ бурения	Роторный, Турбинно-роторный.
4	Тип, количество буровых насосов	Триплекс 2 шт., регулируемая подача
5	Максимальное рабочее давление, МПа	35
6	Объем подачи буровых насосов, макс. л/мин.	кондуктор/тех. колонна – 1920-3600 э/колонна – 2500-3000
5	Тип применяемых забойных двигателей	ВЗД
6	Наличие верхнего силового привода	Есть
-максимальный крутящий момент (на заворот), кН*м	75
-вращающий момент (непрерывный при бурении), кН*м	55
Грузоподъемность, т	320
Максимальное рабочее давление, МПа	35

Таблица 3

Предварительная конструкция скважин

№	Секция	Интервал, м	Диаметр, мм	Номинальный диаметр ствола, в интервале, мм
по стволу	по вертикали	Нар.	Внут.
1	2	3	4	5	6	7
1	Направление	70 (230)*	70 (230)*	426	490
2	Кондуктор	700	700	324	393,7
3	Техническая колонна	2536	2100	244,5	295,3
4	Эксплуатационная колонна	4343	3510	177,8	220,7
5	Хвостовик	4703	3870	127	155,6

*70м ВУЛУ, 230м НУЛУ.

Таблица 4

  Типы применяемых буровых растворов

№	Наименование	Тип бурового раствора	Параметры бурения
Q насосов, л/с	V мех., м/ч
1	2	3	4	5
1	Направление	Глинистый	35-45	15
2	Кондуктор	Полимер-глинистый	35-62	40
3	Тех. колонна	Пресный полимерный на основе полимеров-инкапсуляторов.	55-62	40
4	Экс. колонна	Пресный полимерный на основе полимеров-инкапсуляторов.	32-40	30
5	Хвостовик	Утяжеленный ингибированный раствор стабильный к сложным забойным условиям (АВПД, высокая температура, углекислотная агрессия), с применением высоко-температурных стабилизаторов на основе лигнитов.	8-12	15

Таблица 5

Основные параметры к буровым растворам

№	Параметры бурового раствора, данные по API	Секция
Направление	Кондуктор	Тех. колонна	Экс. колонна	Хвостовик
1	2	3	4	5	6	7
1	Плотность, г/см3	1,10 - 1,14	1,12 - 1,18	1,14 – 1,16(1,25)*	1,16 – 1,18(1,22)*	1,60 – 1,74**
2	Условная вязкость, сек	90 - 150	80-120 ММП 45-65	40-55	40-55	40-55
3	Пластическая вязкость, сПа	-	15-25	≤20	≤20	≤20
4	ДНС, фунт/100фут2	-	15-25	18-25	18-25	15-20
5	СНС 10 сек, фунт/100фут2	-	3-15	3-10	3-8	5-15
6	CНС 10/30 мин, фунт/100фут2	-	5-25/-	7-30/-	6-25/8-30	5-13/12-20
7	3 RPM, мПа*с	-	-	4-6	4-6	4-7
8	Фильтрация, см3/30мин	-	≤8	≤6	≤6	≤5
9	Фильтрационная корка, мм	-	≤2	≤1	≤1	≤2
10	MBT, кг/м3	-	-	≤50	≤45	<30
11	pH	-	-	8,5-10	8,5-10,5	10-11
12	Содержание СаСО3 (кг/м3)  не менее	-	-	80	90	Зависит от типа раствора
13	Содержание смазки, %	-	-	2	3	1,5
14	Содержание Cа-++, мг/л	-	<200	<200	<200	-
15	Содержание Cl-, мг/л	-	≤2000	≤2000	≤2000	≤2000
16	Содержание твердой фазы, %	-	<14	<16	<16	-
17	Содержание песка,%	-	<1	<1	<0,5	<0,5

*при осложнениях.

** разные пластовые давления на НУЛУ, ВУЛУ.

Таблица 6

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град.	Коэффициент кавернозности
от	до	Название	индекс	угол	азимут
1	2	3	4	5	6	7
0	45	Четвертичные отложения	Q	00	-	1,40
Палеогеновые отложения
Верхний отдел (олигоцен)	3
45	85	Атлымская	3 at	00	-	1,40
Средний-верхний отделы (эоцен-олигоцен)	2-3
85	170	Юрковская	2-3 yr	00	-	1,40
Средний отдел (эоцен)	2
170	380	Люлинворская	2 ll	00	-	1,40
Нижний отдел (палеоцен)	1
380	645	Тибейсалинская свита	1 tbs	00	-	1,40
Меловые отложения	K
Верхний мел	K2
645	930	Ганькинская	K2 gn	0-0,50	-	1,40
930	1235	Березовская	K2 br	0-0,50	-	1,20
1235	1295	Кузнецовская	K2 kz	0,5-0,80	-	1,20
Нижний-верхний мел	K1-2
1295	2180	Покурская	K1-2 pk	0,5-0,80	1,20
Нижний мел	K1
2180	2850	Тангаловская	K1 tn	0,8-1,50	1,10
2850	3870	Сортымская	K1 st	0,8-1,50	-	1,07
3550	3870	ачимовская пачка	K1 st	0,8-1,50	-	1,07

Таблица 7