Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин, РД 153-39. (стр. 4 )

№ свечи

Забой, м

Hд, м

Циркуляция

Tц, мин

Tд, мин

Tпер, мин

Tрем, мин

Tпвр, мин

Tпрост, мин

Wк над забоем, тс

Wк при бурении, тс

Gд, тс

Pн, атм

СПО

Дата, время, ФИО бурильщика и оператора

КНБК, рекомендации, причина подъема инструмента, обмер долот, данные по насосам и обработке бурового раствора

Примечание (особенности бурения, характер ремонта, остановок, отключение насосов, время отключения датчиков)

начало

конец

начало

конец

время, мин

61

1565,4

209

8.09

8.31

22

22

8

27

8

19

165

13.12.87г. 8.16 Афанасьев, Горбунцов

Износ С(80) РП2К2

3к 3,0

1568,6

212

8.39

8.56

17

16

8

27

13

14

160

8.56

12.30

234

Подъем по рекомендации оператора

Итоги рейса:

261

251

66

Ткал = 670; Tспо = 343; Tрейса = 670

62

1589,2

21

14,26

14,57

31

30

27

12

15

175

12.50

14.26

96

IV долбление

63

1613,5

46

15,06

15,41

35

34

9

27

9

18

190

III 215,9 МЗГВ-2 № 000, нас. 15´3 т/б 3ТСШ-195 № 000-26м

64

1638,0

70

15,50

16,36

46

46

9

28

10

18

185

УБТ/ЛБТ - 24м; 1 св. ЛБТ - 24м

УБТ с РГИД

65

1662,3

95

16,44

17,21

37

29

8

7

28

10

18

175

20 св. СБТ - 490м;

41 св. ЛБТ - 1001м

17.06-17.17-откл. Насос

17.50-17.51-откл. Насос

66

1686,3

119

17,29

18,32

56

52

8

1-126

28

13

15

130

З. К. - 3м - 1568м

18.32-18.58-поиски негерметичности трубы

67

1711,0

144

19,06

19,48

42

40

8

29

10

19

190

Насос У8-6МА2 - 1шт;

Æ втулок 170мм - комбиниров

68

1735,6

168

19,57

20,23

26

24

9

29

11

18

180

Раствор: g=1,2,3; Т=30с; В=6;

КМЦ-300кГ; нефть-12м3; сульфанол-50л; ГКЖ-600кГ

69

1761,0

192

20,30

21,30

60

56

7

29

10

19

185

Износ: С(90) РП2К2

3К 7м

1768,1

199

31,37

22,41

64

24

7

30

10

20

190

22.41

1.40

179

Подъем по решению оператора

Итоги рейса:

369

335

65

34

Tспо=275; Ткал=770; Tрейса=730

14.12.87г. 0.08

бур-к Александров

70

1786,0

18

3.54

4.36

42

36

30

10

20

180

1.40

3.54

134

III 215,9 МЗГВ-2 № 000, нас. 15´3 т/б 3ТСШ-195 № 000-26м

71

1811,0

42

4.44

5.35

52

50

8

30

8

22

175

УБТ/ЛБТ - 24м; 1 св. ЛБТ-24м

72

1836,0

67

5.46

6.30

43

43

10

31

8

23

165

20св. СБТ - 490м; 49св. ЛБТ - 1200м; З. К. - 5м 1769м

6.10-6.21 - откл. насоса

73

1860,3

91

6.38

7.23

45

44

8

31

8

23

145

74

1884,9

116

7.29

8.24

50

48

6

5

31

8

23

175

Подъем по решению оператора (обрыв шпинделя) Износ: С (30) РП2К2

Вахту сдал: /Горбунов/

Вахту принял: /Ивановский/

3К 20м

1905,0

136

8.31

9.23

52

39

7

31

9

22

130

9.23

13.50

267

Итоги рейса:

284

260

39

5

Ткал=730; Tпр=24; Tрейса=730

№№ п/п

Технологические операции

и способ регистрации

Регистрируемые параметры

Спуск, подъем, наращивание

Бурение, проработка, промывка

В функции времени

В функции глубины

без отставания

с отставанием

1

Глубина забоя

+

+

+

+

2

Положение талевого блока

+

+

+

-

3

Положение долота над забоем

+

+

-

-

4

Глубина с "отставанием"

-

+

+

+

5

Скорость движения инструмента

+

+

-

-

6

Скорость бурения

-

+

+

-

7

Продолжительность бурения интервала проходки (ДМК)

-

+

+

-

8

Вес на крюке

+

+

+

-

9

Нагрузка на долото

-

+

+

-

10

Давление нагнетания

-

+

+

-

11

Объем бурового раствора в рабочих емкостях

+

+

+

-

12

Объем бурового раствора в доливочной емкости

+

-

-

-

13

Расход бурового раствора на входе в скважину

-

+

+

-

14

Расход бурового раствора на выходе из скважины

+

+

+

-

15

Объемное газосодержание бурового раствора

+

+

+

+

16

Суммарное содержание углеводородных газов в ГВС после непрерывной дегазации раствора (а также раздельно СН4 и Т. У.)

-

+

+

+

17

Компонентный состав углеводородов в ГВС (C1-C5 с изомерами) после непрерывной дегазации раствора

-

+

+

+

18

Температура бурового раствора на входе в скважину

-

+

+

+

19

Температура бурового раствора на выходе из скважины

+

+

+

+

20

Плотность бурового раствора на входе в скважину

-

+

+

+

21

Плотность бурового раствора на выходе из скважины

+

+

+

+

№№ п/п

Технологические операции

и способ регистрации

Регистрируемые параметры

Спуск, подъем, наращивание

Бурение, проработка, промывка

В функции времени

В функции глубины

без отставания

с отставанием

1

Глубина забоя

-

+

+

-

2

Положение талевого блока

+

+

+

-

3

Скорость движения инструмента

+

-

-

-

4

Скорость бурения

-

+

+

-

5

Продолжительность бурения интервала проходки (ДМК)

-

-

+

-

6

Вес на крюке

+

+

+

-

7

Нагрузка на долото

-

+

+

-

8

Давление нагнетания

-

+

+

-

9

Объем бурового раствора в рабочих емкостях

+

+

+

-

10

Объем бурового раствора в доливочной емкости

+

-

-

-

11

Расход бурового раствора на входе в скважину

-

+

+

-

12

Расход бурового раствора на выходе из скважины

+

+

+

-

13

Объемное газосодержание бурового раствора

+

+

-

+

14

Суммарное содержание углеводородных газов в ГВС (а также СН4 и Т. У. раздельно) после непрерывной дегазации раствора

-

+

-

+

15

Компонентный состав углеводородов в ГВС (C1-C5 с изомерами) после непрерывной дегазации раствора

-

+

-

+

16

Плотность бурового раствора на входе в скважину

-

+

-

+

17

Плотность бурового раствора на выходе из скважины

+

+

-

+

18

Характер насыщения пластов коллекторов

-

-

-

+

19

Результаты люминесцентно-битуминологического анализа

-

-

-

+

20

Определение нефтенасыщенности шлама ИК-спектрометрии методом

-

-

-

+

21

Карбонатность

-

-

-

+

22

Процентное содержание основных пород в шламе (керне)

-

-

-

+

23

Пористость по шламу (керну)

-

-

-

+

24

Литологическая колонка

-

-

-

+

25

Описание пород

-

-

-

+

26

Глубина вскрытия основных литологических разностей (границ пластов)

-

-

+

-

ОАО, трест, ЗАО, ООО___________

УГР, экспедиция_________________

Партия ГТИ №__________________

Нач. Партии____________________

"____"___________200___г.

Скв. №______/куст_______ площадь_______

категория скважины_________ вид бурения__________ начало бурения_________

интервалы бурения_________ долбления № __________ Всего__________ м

В т. ч. с отбором керна ____________________________ Всего__________ м

ОАО, объединение_______________

НГДУ__________________________

УБР(УРБ)_______________________

Буровой мастер__________________

№ п/п

Выделенные интервалы, м

Предварительный характер насыщения

Наличие зон АВПД (АВПоД)

Выданные рекомендации

Примечание

пласта-коллектора

в т. ч. с пов. газопоказаниями

№ п/п

Интервал

Долото

Режим бурения

Осложнения

Выданные рекомендации

Типоразмер, №

Износ

Время, мин

Проходка, м

Средняя скорость, м/ч

Кажущаяся нагрузка, тс

Давление, кГс/см3

Расход, л/с, диаметр втулок насосов

Тип турбобура, параметры раствора

%

По коду ВНИИБТ

ФИО бурильщика

Вахта

Спуск

Проходка, м

Время механического бурения

Наращивание

Подъем

Забой, м

Кол-во свечей

Время, мин

Ср. время на 1 свечу

Кол-во операций

Время, мин

Ср. время на 1 свечу

Забой, м

Кол-во свечей

Время, мин

Ср. время на 1 свечу

№

п/п

Интервалы, м

Выделение по буримости

(мех. каротаж, ДМК)

Подтверждение

По ГТН

Фактически

Вмещающие породы

Коллектор

Коэфф. улучшения буримости КУ. Б.

По газовому каротажу

По объемному газосодержанию

По шламу

1

3,0 м/ч

9,3 м/ч

3,1

+

+

+

2

2,5 м/ч

7,5 м/ч

3,0

-

-

-

3

2,0

7,0

3,5

+

+

+

…

№

п/п

Интервал,

м

Количественные методы

Качественные методы

Предварительный характер насыщения

фон вмещающих пород, %

аномалия, %

ККОН.

ГПР, м3/м3

по флюидным коэффициентам

1

0,1

5.2

52

1,6

ГК, Г, Г, ГК

газоконденсат, газ

2

0,12

0,15

1,25

0,048

Г, Г, Г, Г

вода

3

0,13

8,2

63

1,91

Н, Н, Н, ГК

нефть

…

№ п/п

Интервал, м

Порода

КПО, %

Люминесценция, баллы

Концентрация растворимых углеводородов, мг/дм3

Предварительный характер насыщения

фоновые

из интервала

фоновая

из интервала

1

песчаник

19.2

1-б. г.

2-б. г.

12

63

газоконденсат

2

песчаник

18,6

1-б. г.

1-б. г.

12

13

газ, вода

3

песчаник

18,8

1-б. г.

5-ж.

12

862

нефть

…

№ п/п

Интервал, м

Продуктивность

Характер насыщения

Примечание

1

продуктивен

газоконденсат (газ)

Провести ОПК для уточнения характера насыщения

2

не продуктивен

вода

3

продуктивен

нефть

…

Начальник партии

(отряда) ГТИ

ГТИ

__________/ ___________/

"____"__________200___ г.

"____"__________200___ г.

Начальник КИП

экспедиции (партии)

__________/ ___________/

АО, трест__________________

УТР, экспедиция____________

Партия ГТИ № _____________

Станция ГТИ №_____________

Нач. партии________________

Начало исследований________

с глубины м________________

Конец исследований_________

на глубине м________________

по скважине №____/куст________

вид бурения

проектная глубина (по стволу)

направление Æ____ мм спущено на глубину ____м

кондуктор Æ______ мм спущен на глубину _____м

тех. колонна Æ____ мм спущен на глубину _____м

альтитуда ротора ______________м

площадь____________________

проектный горизонт__________

категории скважин___________

проектный азимут ___________°

проектный угол _____________°

проектный отход ____________°

горизонтальный участок ______м

ОАО, объединение____________

НГДУ_______________________

УБР (УРБ)___________________

бур. мастер__________________

буровая установка_____________

тип и количество насосов_______

__________________________шт.

календарное время _________час

№ долбления

Интервал долбления

Баланс времени, час

Показатели рейса

Режимные параметры

Долото

КНБК

Особенности бурения, причина подъема инстр., рекомендации, виды и время простоев

Tд

Tнар

Tпрм

Tрем

Tпвр

Tспо

Tрейса

Tгр и простоев

Hд, м

Vм, м/ч

Vр, м/ч

Кэф = Hд´Vр, м2/мин

Кэф = Hд´Vм, м2/мин

Нагрузка на долото, тс

Давление насосов, кГс/см2

Расход раствора, л/с, диаметр втулок, мм

Параметры бур. раствора

Типоразмер

Износ

%

Код ВНИИБТ

Дата, вахта

Бурильщик

Спуск

Проходка

Наращивание

Подъем

Забой, м

Кол-во свечей

Время, мин

Ср. время

на 1 операц.

Hд, м

Tл, мин

Кол-во свечей

Время, мин

Ср. время

на 1 операц.

Забой, м

Кол-во свечей

Время, мин

Ср. время

на 1 операц.

Число, месяц

Вахта

0-8

Давлеткин

96

32

3

65

21,5

8-1.6

Шовхалов

73

60

2

20

10

16-24

Александров

300

205

13

92

7

11.12

0-8

Давлеткин

191

253

7

68

9,7

8-16

Афанасьев

600

25

90

3,6

Спуск кондуктора

16-24

Александров

Спуск кондуктора, ОЗЦ, монтаж превентора

12.12

0-8

Давлеткин

600

23

114

4,9

125

39

5

38

7,8

8-16

Афанасьев

377

166

16

9,9

6,2

1158

44

105

2,4

16-24

Латипов

1158

44

73

1,6

196

243

8

108

13,5

13.12

0-8

Давлеткин

1354

52

109

2,1

160

176

6

42

7

1354

52

115

2,2

8-16

Афанасьев

1568

61

96

1,6

52

75

3

22

7,1

1568

61

234

3,8

16-24

Латипов

199

335

8

65

8,1

14.12

0-8

Александров

1768

69

134

1,9

91

173

3

26

8,7

1768

69

179

2,6

8-16

Афанасьев

190

74

172

2,3

45

87

2

13

6,5

1905

74

267

3,6

5

16-24

Латипов

79

207

4

28

7

15.12

0-8

Александров

1984

78

173

2,2

20

37

1

10

10

1984

78

155

2,0

8-16

Давлеткин

74

254

2

14

7

2084

40

70

1,8

16-24

Латипов

2084

82

147

1,8

12

49

1

7

7

2084

41

80

1,9

16.12

0-8

Александров

60

331

3

27

9

8-16

Давлеткин

215

84,5

157

1,8

27

84

1

10

11

2155

84,5

166

2,0

16-24

Афанасьев

59

209

3

22

7,1

2241

88

207

2,3

17.12

0-8

Александров

Спуск воронки, шаблонирование

8-16

Давлеткин

Шаблонирование, каротаж

16-24

Афанасьев

Выброс

Данные по скважине

Проектные

Фактические

Глубина скважины

4593 м

4615 м

Проектный горизонт

келловей

келловей

Вид бурения

2798 м - вертикальная,

2780 м - вертикальная,

2м - н/н,

2н/н,

1,24 град, A±5 град.,

1,19 град., Aград.,

отход - 694 м

отход - 578,5 м

Способ бурения

турбинно-роторный

турбинно-роторный

Конструкция скважины

Направление Æ 426 мм

м

м

Кондуктор Æ 324 мм

м

м

Техколонна Æ 245 мм

м

м

Хвостовик Æ 194

3м

2м

Эксплуатационная колонна Æ 140 мм

м

Начало бурения

14.07.1997 г.

14.07.1997 г.

Конец бурения

21.09.1998 г.

12.10.1998 г.

Виды исследований

Количество

Отбор и обработка керна и шлама

270 проб

Литологическое определение и описание пород

725 определений

Определение карбонатности

700 определений

Определение поровых и пластовых давлений:

а) по плотности глин

50 определений

б) по данным ГИС

20 определений

с) по параметрам бурения (3 метода)

180 определений

Построение сводной диаграммы

м

Составление суточных раппортов

Ежедневно

Сопоставление каротажных материалов по соседним скважинам (№№ 35, 41 и 42) для прогнозирования разреза бурящейся скважины № 42

Постоянно

Сопоставление материалов ГИС и ГТИ по скв. №№ 35, 41 и 42 для определения условий бурения и возможности осложнений при бурении скв. № 42

Постоянно

Возраст отложений

Глубина залегания проектная(м)

Глубина залегания фактическая (м)

Антропоген-континентальный плиоцен

Миоцен

3

В том числе газоносный горизонт нижнего сормата:

Майкоп

1

1

Эоцен

2

2

Палеоцен

2

2

Верхний мел

3

3

Нижний мел

3

3

Верхняя юра

4

4

В том числе:

Оксфорд

4

4

Келловей

4

4

В том числе газоконденсатные горизонты:

1 горизонт

4

4

2 горизонт

4

4

3 горизонт

4

4

4а горизонт

4

4

4б горизонт

4

4

Средняя юра (бат)

4

4