8.1.1.Буреніе під кондуктор діаметром 426мм в інтервалі 0-400м проводиться роторним способом при частоті обертання ротора 60-80 об / хв шарошечним долотом Ш393,7М-ГВ з використанням компоновки низу бурильної колони КНБК №1 табл.8.2.
Потім стовбур свердловини розширюється роторним способом КНБК №2 табл.В.2: шарошечное долото Ш393,7М-ГВ і два трьохшарошкових розширювача РШ-520.
При наявності ускладнень стовбура свердловини перед спуском кон-редуктора проводиться опрацювання роторним способом з вико-ристанням КНБК №3 табл.8.2: шарошечное долото Ш490С-ЦВ і два трьохшарошкових розширювача РШ-520.
Швидкість виконання опрацювання 100
8.1.2. Буріння під 1-у проміжну колону d 324мм. стовбур
свердловини вертикальний. Проектна глибина спуску 1350м.
Буріння інтервалу 400-1120м передбачається виробляти
з використанням КНБК №4: шарошечное долото Ш393,7М-ГВ з тур-Бобура А9ГТШ.
Буріння інтервалу 1120-1350м (верхніх сеноманских відкладів-ний) передбачається проводити з використанням КНБК №5 табл.8.2: шарошечним долотом Ш393,7 СЗ-ЦГВШ з турбобуром А9ГТШ.
При наявності ускладнень стовбура свердловини перед спуском 1-ої проміжної колони проводиться опрацювання з використанням КНБК №6 табл.8.2: шарошечним долотом Ш393,7 С-ЦГВШ з Турбобіт-ром А9ГТШ. Швидкість виконання опрацювання 100-120м / год.
8.1.3. Буріння під 2-у проміжну колону d 245мм.
Особливості поглиблення:
- інтервал буріння 1350-2095м - стовбур свердловини вертикальний;
- інтервал буріння 2095-3550м - стовбур свердловини похило-спрямований;
Поглиблення стовбура свердловини проводиться таким чином: Вертикальний ділянку інтервал 1350-2095м буриться з використанням КНБК №7 табл.8.2: шарошечное долото Ш295,3 МСЕ-ГНУ-R37 з турбобуром А9ГТШ.
Буріння похило-спрямованого стовбура свердловини під 2-у проміжну колону передбачається проводити з викорис-танням шарнірних компонувань НПК "Тобус":
- інтервал 2095-2415м (2095-2435 - по стовбуру) набору зенітного кута проводиться з використанням комплексу горизонталь-ного буріння КДБ-295/240 "комплекс-отклонітеля" - см. КНБК №8 табл.8.2.
- інтервал стабілізації зенітного кута 2415-3550м (2435-
3821м - по стовбуру) буриться з використанням комплексу горизонтального буріння (підтримання зенітного кута і азимута) КТВ-240 "комплекс турбінно-гвинтовий - стабілізатор" - см. КНБК №9 табл.8.3.
Технологічний процес проводки горизонтальних свердловин має ряд особливостей, які обумовлюють застосування спеціальних технічних засобів та технологічних вимог, що стосуються режимів буріння, промивання, инклинометрических і каротажних ра-бот.
Технологічні заходи включають в себе розробку проектних рішень і методів оперативного управління траекто-рией стовбура свердловини з використанням програмного забезпечення для персональних комп'ютерів станцій геолого-технічного кон-троля СГТ-5 (САОБ).
8.1.4. Буріння під експлуатаційну колону d168мм. Стовбур свердловини похило-спрямований - см. Табл.6.2 і рис.6.1.
Буріння передбачається проводити з використанням шарнірних компонувань НПК "Тобус":
- інтервал 3550-3665м (3821-4053м - по стовбуру) набору зеніт-ного кута проводиться з використанням комплексу горизонталь-ного буріння КДБ-215/172 "комплекс-отклонітеля" - см. КНБК №10 табл.8.2.
- інтервал 3665-3690м (1053-4276 м по стовбуру) стабілізації зенітного кута буриться з використанням комплексу горизонталь-ного буріння КДБ-215/172 "комплекс-стабілізатор" см. КНБК №11 табл.8.2.
Для коригування профілю стовбура свердловини застосовується кому-плекс 0Р-215/172 "отклонітеля роторний" АТ НПК "Тобус".
8.1.5. Витрата бурового розчину приймається, виходячи з слідую щих умов:
питома витрата бурового розчину повинен бути не менше 0.055 л / с на 1 см 2 площі забою (п.2.2.2.7 "Правил Безпека,-ти" [3]);
створення необхідної і достатньої величини крутного моменту на валу турбобура;
виключення можливості сальнікообразованія при розбурюванні глинистих відкладень;
виняток затяжок і посадок при СПО бурильного инструмен-ту.
Режим роботи бурових насосів наведено в табл.8.7 проекту. 8.1.6. Осьова навантаження на долото встановлюється в залежності від типорозміру долота, гідравлічного забійного двигуна, твердості гірських порід, техніко-технологічними умовами поглиблення забою свердловини і умови отримання максимальної рей-совою швидкості проходки (мінімуму собівартості буріння одного метра).
Наведені в табл.8.1 - значення осьового навантаження на долото по інтервалах буріння слід приймати як орієнтовні, які підлягають уточненню в процесі буріння свердловини при проведенні дослідницьких робіт.
8.1.7.Момент підйому долота визначається:
закінченням буріння під відповідну обсадних колон; техніко-технологічною необхідністю подальшого углиб-лення вибою;
метра (основний критерій) і максимуму рейсовий швидкості проходки (допоміжний критерій). Розрахунки даних критеріїв і побудова графіків проводиться ПЕОМ, що входить в комплект станції "САОБ" (СГТ-5).
8.1.8. Контроль за бурінням свердловини передбачається вироб-дить комп'ютеризованої станцією геолого-технологічного конт-ролю і оптимізації "САОБ". Контролюються наступні основні параметри: навантаження на гаку, навантаження на долото, витрата буро-вого розчину на вході і виході з свердловини, температура буро-вого розчину, що виходить із свердловини, поточна глибина свердловини, детальний механічний каротаж (ДМК). Станція оснащена персональним комп'ютером і комплектом програмного забезпечення. При відсутності станції "САОБ" контроль параметрів буріння необхідно проводити іншими станціями геолого-технічного контролю.
8.1.9. Способи, режими буріння і опрацювання стовбура свердловини
наведені в табл.8.1 проекту.
8.1.10. Розподіл втрат тиску в циркуляційної системі
по інтервалах буріння приведені в табл.8.8.