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 50-300м
|
глинистый
|
1140
|
6-7
|
35-40
|
|
|
2
|
Промежуточная колонна 300-450м
|
соленасыщенный глинистый
|
1280
|
6-7
|
30-40
|
|
|
3
|
Под эксплуатационную колонну 450-1360м
|
безглинистый полисахаридный гидрофобизирующий/гипсо-известковый
|
1070*
|
4-5
|
40-60
|
65-120
|
18-38 /30-76
|
4
|
Под эксплуатационную колонну 1360-2130м
|
безглинистый полисахаридный гидрофобизирующий/гипсо-известковый
|
1190*
|
4-5
|
40-60
|
65-120
|
18-38 /30-76
|
Примечания:
Удельное электрическое сопротивление раствора более 0,30 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 аргиллитов и алевролитов бобриковского, радаевского, косьвинского, кыновского, пашийского, муллинского, ардатовского, койвенского, воробьевского, такатинского и вендского горизонтов исходный гипсо-известковый буровой раствор утяжеляется до плотности 1,26-1,28 г/см3 кислоторастворимым карбонатным утяжелителем
|
9. Данные по количеству объектов испытания и отбора керна
в процессе бурения
№п/п
|
месторождение
|
№ скважины
|
объект
|
Ожидаемое Рпл
|
Отбор керна,м
|
Кол-во ИПТ,шт
|
1
|
Сабировский л/у
|
301 СБУ
|
ттд
|
гидростат
|
155
|
9
|
7. Туркеевское (Барсуковское) месторождение скважина № 705
(поисково-разведочная наклонно-направленная)
График выполнения работ по строительству скважин № 705 Туркеевского (Барсуковского) месторождения
Бурение и крепление скважины с 01.12.2013г по 15.02.2014г.;
Продолжительность работ 80 суток;
Суммарная проходка по скважине из расчета 2150м (с запасом);
Глубина скважины по стволу - 2000м;
Исходные данные
Наименование
|
Значение
|
1. Проектный горизонт
|
Вендские отложения
|
2. Проектная глубина
|
2000 м
|
3. Эксплуатационный объект или перспективные отложения
|
С1tl, C1bb, C1t, D3fm2, Dkn, D1
|
4. Конструкция скважины
|
|
Наименование колонны
|
Диаметр, мм
|
Глубина
(по вертикали/
по стволу),
м
|
Высота
подъема
тампонажного раствора
|
направление
|
426
|
50
|
до устья
|
кондуктор
|
324
|
300
|
до устья
|
промежуточная
|
245
|
450
|
до устья
|
эксплуатационная
|
146
|
2000
|
до устья
|
5.Пластовое давление на месторождении
Р1ar 495 м – 4,9 МПа, t= 13o C;
С1kos-rd-bb 1540 м – 15,8 МПа, t= 34o C;
С1t 1555 м – 16,3 МПа, t= 34o C;
D3zv 1660 м – 17,1МПа, t= 36o C;
D3fm2 1710 м – 17,6 МПа, t= 37o C;
D3fm1 1735 м – 17,7 МПа, t= 38o C;
D3kn 1935 м – 19,6 МПа, t= 42o C
D3ps 1958 м – 20 МПа, t= 42o C;
D2ef 2020 м – 20,6 МПа, t= 43o C.
|
6. Ожидаемые осложнения
|
Горизонт
|
Интервал (по вертикали), м
|
- поглощения
|
Q-P2t
|
0 – 5м, P2kz 40 - 45м, 70-75м до полного поглощения;
|
P2u
|
95-100м, 250-255м до полного поглощения,
|
C2mc, C2b
|
880 – 890, 1175-1185м до полного поглощения,
|
С1s
|
1210– 1230м до полного поглощения,
|
C1al-mh-vn
|
1420-1430м до 20м3/ч,
|
C1tl
|
1515-1520м до 39м3/ч
|
D3fm1
|
1740-1745, 1800-1810 до 60м3/час,
|
D3fз
|
1865-1875м до полного поглощения.
|
- осыпи, обвалы и кавернообразование
|
Q-P2u
|
0-275 м
|
C2vr
|
1110-1115м, 1125-1130, 1135-1140м
|
C1kos-rd-bb
|
1535-1550м
|
D3kn- V
|
1923-2020м
|
D1-2e+V
|
2035-2100м
|
- водопроявления
|
P2kz
|
40 - 45м, 70-75м до 720м3/сут,
|
P2u
|
95-100, 250-255м до 21,6м3/сут,
|
Р1fl
|
425-480 м
|
P1ar-s
|
505-590 м до 30,7м3/ч,
|
C2mc
|
880 – 890м до 2м3/сут,
|
C2pd
|
990-1000м до 23.8м3/сут,
|
C2ks
|
1105-1110м до 12,6м3/сут,
|
C2vr
|
1145-1150м до 10.6м3/сут
|
C2b
|
1175-1185м,
|
C1s
|
1210– 1230м до 807м3/сут
|
С1al-mh-vn
|
1420-1430м до 24м3/сут
|
C1tl
|
1515 - 1520м до 6,2м3/сут
|
C1kos-rd-bb
|
1543-1545м до 344м3/сут
|
C1t
|
1560-1565, 1585 - 1590м до 15м3/сут,
|
D3zv
|
1630-1640м до 114м3/сут,
|
D3fm2
|
1680-1690м до 487м3/сут,
|
D3fm1
|
1740-1745, 1800-1810 до 872м3/сут,
|
D3f3
|
1865-1875м до 103м3/сут,
|
D3kn
|
1936-1938м до 175м3/сут,
|
D3ps
|
1962-1965м до 732м3/сут,
|
D2st
|
1980-1985м, 2008-2010м до 288м3/сут,
|
D2ef
|
2025-2030м до 13,2м3/сут,
|
D1-2e
|
2040-2050м до 13,2м3/сут,
|
D1cv-D2tk
|
2000-2005 м
|
- прихватоопасные зоны
|
Q-P2u
|
0-275 м
|
C2vr
|
995-1030 м
|
C1s
|
1060-1070 м
|
С1bb
|
1410-1425 м
|
D3kn- V
|
1855-2060 м
|
- нефтепроявления
|
P1k
|
420-425м
|
P1ar-s
|
435-445 м
|
C1tl
|
1405-1410м
|
С1bb
|
1415-1420м
|
C1t
|
1425-1435м; 1450-1460м
|
D3zv
|
1510-1520м, 1530-1540 м
|
D3fm2
|
1600-1615м
|
D3fm1
|
1650-1655м
|
- интервалы солей:
|
|
300-320м, 325-345м.
|
- проявление сероводорода
|
|
D3zv – 0,92%, D3fm1 – 3,19% (по объему).
|
- нефтепроявления
|
D3f3
|
1815-1820м
|
D3dm
|
1840-1845м
|
D3ps
|
1890-1895 м
|
D2ml
|
1910-1915м
|
D2ar
|
1940-1955м
|
D2vr
|
1965-1970 м
|
D1cv-D2tk
|
1995-2000 м
|
- содержание сероводорода
|
C1t
|
0,41%
|
- кавернообразование из-за размыва солей
|
P1k
|
320-330 м
|
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 50-300м
|
глинистый
|
1140
|
6-7
|
35-40
|
|
|
2
|
Промежуточная колонна 300-450м
|
соленасыщенный глинистый
|
1280
|
6-7
|
30-40
|
|
|
3
|
Под эксплуатационную колонну 450-1200м
|
безглинистый полисахаридный гидрофобизирующий/гипсо-известковый
|
1070*
|
4-5
|
40-60
|
65-120
|
18-38 /30-76
|
4
|
Под эксплуатационную колонну 1200-2000м
|
безглинистый полисахаридный гидрофобизирующий/гипсо-известковый
|
1120*
|
4-5
|
40-60
|
65-120
|
18-38 /30-76
|
Примечания:
Удельное электрическое сопротивление раствора более 0,30 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 аргиллитов и алевролитов ТТНК и теригенного девона исходный гипсо-известковый буровой раствор утяжеляется до плотности 1,26-1,28 г/см3 кислоторастворимым карбонатным утяжелителем
В связи с тем, что в процессе бурения ожидается проявление сероводорода из отложений заволжского горизонта и нижнефаменского подъяруса, следует предусмотреть обработку раствора сероводороднейтрализующим реагентом
|
|
