2. Шкаповское месторождение скважина № 1506г
(с горизонтальным окончанием и с пилотным стволом)
График выполнения работ по строительству скважин № 1506г Шкаповского месторождения
Бурение и крепление скважины с 20.11.2013г по 20.03.2014г.;
Продолжительность работ 120 суток;
Суммарная проходка по скважине из расчета 3250м (с 5% запасом);
Глубина скважины по стволу - 2540м;
Интервал зарезки транспортного ствола - 1825 м;
Пилотный ствол – 2380м (проходка 555м).
Исходные данные
Наименование
|
Значение
|
1. Проектный горизонт
|
Ардатовский горизонт – D2ar
|
2. Проектная глубина
|
основной ствол 2066/2540 м,
пилотный ствол 2090/2380 м
|
3. Эксплуатационный объект или перспективные отложения
|
D2ar (пласт DIV)
|
4. Конструкция скважины
|
|
Наименование колонны
|
Диаметр,
мм
|
Глубина
(по вертикали/
по стволу),
м
|
Высота
подъема
тампонажного раствора
|
направление
|
426
|
50
|
до устья
|
кондуктор
|
324
|
160
|
до устья
|
промежуточная
|
245
|
460
|
до устья
|
эксплуатационная
|
168
|
2063/2340
|
на 150м
выше башмака предыдущей колонны
|
хвостовик-фильтр (с перекрытием эксплуатационной колонны на 25м по стволу)
|
114
|
2057/2315-2066/2540
|
нецементируемый
|
пилотный ствол
|
215,9
|
1800/1825-2090/2380
|
|
5. Пластовое давление на месторождении
|
Горизонт
|
Глубина
(по вертикали/ по стволу), м
|
Рпл.,
кгс/см2
|
tC
|
D3ps (пл. DI)
|
1993/2049 м
1993/2131 м – в пилотном стволе
|
210
|
38
|
D2ar (пл. DIV)
|
2063/2194 м
2063/2245 м в пилотном стволе
|
209
|
39
|
6. Ожидаемые осложнения
|
Горизонт
|
Интервал (по вертикали), м
|
- поглощения
|
Q-P2t
|
0-40 м до полного поглощения
|
P2kz
|
40-150 м до полного поглощения
|
P1k
|
470-485 м поглощение до 15 м3/час
|
C2mc
|
950-960 м поглощение до 15 м3/час
|
C2ks
|
1115/1117-1130/1133м поглощение до 20 м3/час
|
C2b
|
1186/1192-1200/1207 м поглощение до 25 м3/час
|
C1s
|
1245/1254-1345/1360 м до полного поглощения
|
D3fm1
|
1845/1888-1875/1919 м
(в пилотном стволе 1845/1890-1875/1930 м) поглощение до 15 м3/час
|
- осыпи, обвалы
|
Q-P2u
|
0-303м
|
C2vr
|
1140/1143-1171/1176 м
|
С1bb-rd-kos
|
1590/1618-1600/1629 м
|
D3kn- D2ar
|
1961/2011-2066/2394 м
1961/2077-2090/2287 м – в пилотном стволе
|
- водопроявления
|
P2t
|
35-40м
|
- прихватоопасные зоны
|
Q-P2u
|
0-303м
|
C2vr
|
1140/1143-1171/1176 м
|
C1s
|
1245/1254-1345/1360 м
|
С1bb-rd-kos
|
1590/1618-1600/1629 м
|
D3kn- D2ar
|
1961/2011-2066/2194 м
|
D3kn- D2ar
|
1961/2077-2090/2287 м - в пилотном стволе
|
- нефтепроявления
|
Р1k
|
450-455 м, 570-575 м
|
Р1ar
|
590-600 м
|
C1bb
|
1591/1619-1597/1626 м
|
C1t
|
1601/1630-1610/1640 м
|
D3ps (пл. D1)
|
1993/2049-1996/2053 м
1993/2131-1996/2136 м – в пилотном стволе
|
D2ml (пл. D1I)
|
2018/2084-2022/2090 м
2018/2172-2022/2179м в пилотном стволе
|
D2ar (пл. DIV)
|
2063/2194-2066/2394 м
|
D2ar (пл. DIV)
|
2063/2245-2080/2272 м в пилотном стволе
|
- содержание сероводорода
|
C1bb
|
2,11%
|
- кавернообразование из-за размыва солей
|
P1k
|
332-360 м
|
7. Тип профиля пятиитервальный -
Основной ствол
Вертикальный участок
Участок набора зенитного угла
Участок стабилизации зенитного угла
Добор зенитного угла
Горизонтальный участок
Пилотный ствол
Участок набора зенитного угла
Участок снижения зенитного угла
|
|
8. Типы и параметры буровых растворов для бурения скважин
№
|
Интервал
|
Тип бурового
раствора
|
Параметры бурового раствора
|
плотность кг/м3
|
фильтрация,
см3/30 мин
|
УВ, с
|
ДНС, дПа
|
СНС. дПа
|
1
|
Направление 0-50м, кондуктор 50-160м
|
глинистый
|
1140
|
6-7
|
35-40
|
|
|
2
|
Промежуточная колонна 160-460м
|
соленасыщенный глинистый
|
1270
|
6-7
|
30-40
|
|
|
3
|
Под эксплуатационную колонну и пилотный ствол до интервала по вертикали 1500м
|
Техническая вода с добавками флокулянта
|
1,02
|
|
|
|
|
4
|
Под эксплуатационную колонну и пилотный ствол после интервала по вертикали 1500м
|
малоглинистый хлор-калиевый высокоингибированный/эмульсионный
|
1160-1320*
|
4-5
|
40-60
|
65-140
|
24-38/ 43-76
|
5
|
Хвостовик
|
безглинистый полисахаридный гидрофобизирующий/гипсо-известковый
|
1220**
|
3-4
|
35-60
|
65-140
|
24-38/ 43-76
|
Примечания*:
Удельное электрическое сопротивление раствора более 0,10 Ом·м.
Параметры и свойства применяемых при проводке скважины буровых растворов должны соответствовать требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03
*В случае необходимости предупредить обвало- и кавернообразования при разбуривании бобриковского, доманикового, кыновского, пашийского, муллинского и ардатовского горизонтов исходный малоглинистый хлор-калиевый высокоингибированный/эмульсионный буровой раствор утяжеляется до плотности 1,35- 1,40 г/см3 кислоторастворимым карбонатным утяжелителем.
**В случае необходимости при бурении интервала под фильтр-хвостовик исходный безглинистый полисахаридный гидрофобизирующий малокарбонатный буровой раствор утяжеляется до плотности 1,26-1,28 г/см3 кислоторастворимым карбонатным утяжелителем.
| |
