6 Схема обвязки противовыбросового оборудования

Рис. 2

1-Впомогательный пульт; 2-станция гидравлического управления; 3-разъемный желоб; 4-фланцевая катушка; 5-универсальный превентор; 6-плашечный превентор; 7-манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 8-задвижка с ручным управлением; 9-регулируемый дроссель с ручным управлением; 10-отбойная камера с разрядным устройством; 11-сепаратор; 12-задвижка с гидравлическим управлением; 13-устьевая крестовина; 14-обратный клапан;

15-фланец; 16-пульт управления гидроприводным дросселем; I-блок дросселирования; II-в систему сжигания газа; III-в систему очистки; IV-прямой сброс; V-линия дросселирования; VI-устье скважины; VII-линия глушения; VIII-к буровым насосам; IX-к насосным установкам или прямой сброс; X-блок глушения.

7 Механическое бурение

7.1 Бурение под направление и кондуктор

Бурение под направление в интервале 0-120 осуществляется роторной КНБК - дол. 393,7; калибратор КС 350; УБТ-203-12м.; ТБПВ 1279 остальное.

Бурение в интервале 30-490 м. осуществляется турбинной КНБК дол. 295,3; калибратор КС 235; турбобур ЗТСШ1-240 (2 секции); УБТ-203-12м; ЛБТ 14711-24м.; ТБПВ 1279 остальное.

При проектном смещении скважины от устья боле 300м., набор параметров кривизны проводится в интервале 50-250м турбинной КНБК - дол. 295,3; калибратор КС 235,турбобур ОТС-240, ЛБТ 147-24м., ТБПВ остальное.

Нагрузка - вес инструмента. Производительность насоса 56-60 лс. Рабочее давление 12 МПа. Параметры бурового раствора: -1160-1180 кгм³,Т-55-60 сек.; В-6-8 см30 мин. Забой скважины доводится до проектной глубины. Спуск и цементирование кондуктора 295,3Д ОТТМБ, производится в один приём, без разделительной пробки, с подъёмом цемента (кгм³) до устья и оставлением цементного стакана в кондукторе 10 м. Во время ОЗЦ через 8-16 часов проводится термометрия по результатам анализа отобранных проб цементного раствора.

7.2 Бурение под эксплуатационную колону

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале 490- 1900м осуществляется турбинной КНБК –дол. 215,9 МЗГВ; калибратор КП 215,9; турбобур ЗТСШ1-195 (с центратором); УБТ 178-24 м, ЛБТ 147-21 м; ТБПВ

остальное, либо другие компоновки в зависимости от геологических условий.

В интервале 1900 - 2300 применяется компоновка дол. 215,9 МЗГВ (215,9С-ГВУ R-190, 215,9МС-ГНУ R-110) УБТ 178-24 м, нагрузка 15-18т. Производительность насоса 30 лс. Рабочее давление 10-12 МПа. Параметры бурового раствора:  1130-1190 кгм³; Т 23-27сек. В 5-8см³30 мин.

В следствие поглащений бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов производится ввод наполнителя. Проводится ГИС. Спуск и цементация эксплуатационной колонны 168.17.7 “Д” ОТТМ производится в один приём, с разделительной пробкой, с подъёмом цемента выше пластов группы АВ на 100 м (1600 м), в интервале проект - группы Б (1900),  = 1910 кгм³; в интервале 1600-1900,  = 1810. Гель – цемент ρ = 1500 кгм³ поднимается на 250 м выше башмака технической колонны.