Таблица 6 – Газоносность
Индекс стратиграфиче ского
подразделени я, пласт
|
Интервал по
вертикали, м
|
Тип кол- лектора
|
Состояние (газ, конденсат)
|
Содержание
в % по объему
|
Относительна я по воздуху плотность газа
|
Коэффициент сжимаемости газа в
пластовых условиях
|
Свободный дебит, тыс. м3/сут.
|
Плотность газоконденсата,
г/см3
|
Фазовая проницаемос ть, мД
|
от
|
до
|
сероводород а
|
углекислого газа
|
в пластовых условиях
|
на устье скважины
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
N1 nt1, XX2
|
1355.8
|
1374.8
|
поровый
|
газ
|
не содержит
|
0,67
|
0,6336
|
17*10-5
|
372 т.м3/сут
|
|
0,7630
|
|
Пилотный ствол не содержит газоносных горизонтов
|
Таблица 7– Водоносность
Индекс стратиграфического подразделения, пласт
|
Интервал по вертикали, м
|
Тип кол- лектора
|
Плотн ость, г/см3
|
Свободный дебит, м3/сут
|
Фазовая проницаем ость, мД
|
Химический состав воды в мг/л
|
Степень минерализации, мг/л
|
анионы
|
Катионы
|
от
|
до
|
CL
|
SO
|
HCO
|
Na+K
|
Mg
|
Ca
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
N1 nt1, XIX1- XIX2
|
1205.8
|
1245.8
|
поровый
|
1.0201
|
-
|
143
|
14982
|
422
|
1076
|
9600
|
223.7
|
611.2
|
24.5
|
N1 nt1, XX1
|
1285.8
|
1306.5
|
поровый
|
1.0142
|
-
|
198
|
11363
|
181
|
421
|
7310
|
68.1
|
418.8
|
19.3
|
Индекс стратиграфического
подразделения, пласт
|
Интервал по
вертикали, м
|
Тип кол- лектора
|
Плотн ость, г/см3
|
Свободный дебит, м3/сут
|
Фазовая проницаем ость, мД
|
Химический состав воды в мг/л
|
Степень минерализации, мг/л
|
|
анионы
|
Катионы
|
от
|
до
|
CL
|
SO
|
HCO
|
Na+K
|
Mg
|
Ca
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
|
N1 nt1, XIX1- XIX2
|
1205.8
|
1245.8
|
поровый
|
1.0201
|
-
|
143
|
14982
|
422
|
1076
|
9600
|
223.7
|
611.2
|
24.5
|
|
N1 nt1, XX1
|
1285.8
|
1306.5
|
поровый
|
1.0142
|
-
|
198
|
11363
|
181
|
421
|
7310
|
68.1
|
418.8
|
19.3
|
|
Возможные осложнения по разрезу скважины Таблица 8 – Поглощение бурового раствора
Не содержит информации
Таблица 9 – Осыпи и обвалы стенок скважин
Индекс стратиграфичес кого
подразделения
|
Интервал
залегания, м
|
Буровые растворы, применявшиеся ранее
|
Время до на- чала осложнения,
сут.
|
Мероприятия по ликвидации последствий
|
тип раствора
|
удельный вес, гс/см3
|
дополнительные данные
|
от
|
до
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
N1-2 nt2
|
14
|
120
|
на водной основе
|
1.10-1.12
|
-
|
-
|
повышение удельного веса бурового раствора до 1.12-1.15 гс/см3
|
Таблица 10 – Нефтегазоводопроявления
Индекс стратиграфиче ского подразделени
я
|
Интервал залегания, м
|
Вид проявляемого флюида
(вода, нефть, конденсат, газ)
|
Высота столба газа при ликвидации про-
явления, м
|
Плотность смеси при про- явлениях для расчёта избы- точных давлений, г/см3
|
Условия возникновения
|
Характер проявления
|
от
|
до
|
внутреннего
|
наружного
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
Основной ствол
|
снижение
|
повышение газосодержания в промывочной жидкости;
|
N1nt1, XX2
|
1355.8
|
1374.8
|
газ
|
1374.8
|
газ
|
см. прим.
|
противодавления
|
снижение плотности бурового раствора; поступление
|
N1nt1, XX3
|
1465.8
|
1489.8
|
нефть
|
1489.8
|
газ
|
см. прим.
|
на пласт
|
жидкости из скважины при неработающих насосах;
|
N1nt1, XXI1
|
1535.8
|
1607.9
|
нефть
|
1607.9
|
газ
|
см. прим.
|
|
повышение расхода выходящего из скважины потока
|
Пилотный ствол
|
|
бурового раствора; увеличение объема раствора в
|
N1nt1, XX3
|
1468.1
|
1478.5
|
нефть
|
1478.5
|
газ
|
см. прим.
|
|
приемных емкостях при бурении или проведении СПО
|
N1nt1, XXI1
|
1535.8
|
1580.9
|
нефть
|
1580.9
|
газ
|
см. прим.
|
|
|
Таблица 11 – Прихватоопасные зоны
Индекс стратиграфи ческого подразделен
ия
|
Интервал по
вертикали, м
|
Вид прихвата (от перепада давления, за клинки, сальникообразования и
т. д.)
|
Раствор, при применении которого произошёл прихват
|
Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или
промывки (да, нет)
|
Условия возникновения
|
от
|
до
|
тип
|
удельный вес,
гс/см3
|
водоотдача
, см3 за 30 мин.
|
смазывающи е добавки
(название)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
N1-2 nt2
|
14
|
120
|
от перепада давления
|
на водной основе
|
1.22-1.25
|
6-8
|
нет
|
да
|
увеличение удельного веса бурового раствора
|
N1-2 nt2+ N1
nt1
|
140
|
1610.5
|
заклинки бурильного инструмента в желобных
выработках
|
на углеводородной
основе
|
-
|
-
|
-
|
нет
|
желобообразования ввиду чередования песчаных и глинистых
пород
|
сальникообразования
|
то же
|
-
|
-
|
-
|
нет
|
недостаточная для выноса шлама
проработка с промывкой
|
Таблица 12 – Текучие породы
Не содержит информации
Таблица 13 – Прочие возможные осложнения
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал залегания, м
|
Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование
|
Характеристика (параметры) осложнения и условия Возникновения
|
от
|
до
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
N1-2 nt2+ N1 nt1
|
140
|
1610.5
|
желобообразования
|
заклинки бурильной колонны в желобных выработках
|
590
|
1610.5
|
посадки и затяжки бурильной колонны во время
спускоподъемных операций при углах наклона ствола более 45 градусов
|
образование шламовых наносов в стволе скважины, ввиду
недостаточной для выноса шлама проработки с промывкой снизу- вверх
|
РАЗДЕЛЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИНТЕРВАЛЫ ПО УСТОЙЧИВОСТИ ГОРНЫХ
ПОРОД И ОСЛОЖНЕННОСТИ РАЗРЕЗА
 Таблица 14 – Конструкция скважины
Конструкция
|
Глубина, м
|
Диаметр долота, мм
|
Диаметр обсадной колонны, мм
|
от
|
до
|
|
|
|
Направление
|
-
|
720
|
0
|
14
|
|
|
Кондуктор
|
660
|
508
|
0
|
120
|
|
I промежуточная колонна
|
444,5
|
339,7
|
0
|
2 400
|
|
II промежуточная колонна
|
311,2
|
244,5
|
|
0
|
6550
|
|
Эксплуатационная колонна
|
215,9
|
177,8
|
|
6400
|
7800
|
Интервал 0(0 - 14 м)
Этот интервал не бурится, четырнадцатиметровое направление вбивается по специальной технологии. Интервал представлен отложениями четвертичной системы, сложенной супесями, суглинками, песками и глинами. Буровой раствор не используется.
Интервал I (0 – 120 м)
Необходимость спуска кондуктора:
- предотвращение сообщения с морем, перекрытие верхней неустойчивой части разреза и перекрытие горизонта питьевой воды до перехода на буровой раствор на углеводородной основе;
Основные цели и задачи при бурении интервала:
пробурить ствол скважины без осложнений,
предотвратить нестабильность стенок скважины (осыпание пород),
пробурить интервал с максимальной механической скоростью,
обеспечить вынос выбуренного шлама, обеспечить спуск кондуктора до забоя и его цементирование.
Таблица 16– Возможные проблемы и их решение
Осложнение / проблема
|
Способы контроля и устранение
|
Потеря устойчивости ствола скважины:
-осыпи и обвалы;
-размыв рыхлых пород;
-кавернообразование.
|
Предотвращение размывов и качественная очистка ствола:
Бурение с ограничением подачи буровых насосов и скорости проходки.
Увеличение условной вязкости.
Увеличение плотности (по согласованию с Заказчиком).
|
Изменение плотности
|
Поддержание значений плотности бурового раствора в рамках требований «План-программы…» и ГТН.
В случае выявления отклонений устранить их путем смены ситовых панелей на более мелкие (если это возможно) и включением в работу дополнительного оборудования системыочистки (центрифуга, ситогидроциклонная установка).
|
Сальникообразование
|
Обработка активного растворадетергентом
Постоянный ввод детергента в буровой инструмент
|
Изменение реологических параметров
-неудовлетворительная очистка ствола
| |
Посадки обсадной колонны при спуске
|
Во время заключительной шаблонировки перед спуском обсадной колонны необходимо произвести не менее 2-х полных циклов промывки скважины.
|
Поглощения бурового раствора
|
Поддержание вязкости и плотности согласно программе промывки и ГТН.
Постоянно контролировать уровень бурового раствора в емкостях.
|
Интервал II (0 – 2400 м)
Спуск первой промежуточной обсадной колонны –
перекрытие средне-крупнозернистых рыхлых песков и слабосцементированных песчаников верхней части разреза до глубины не менее 850 м по вертикали, перекрытие верхнего участка набора кривизны;
Принятая глубина спуска удовлетворяет требованиям предотвращения гидроразрыва пород при возможном проявлении газоносного XX2 пласта с полным замещением жидкости в скважине пластовым флюидом и герметизации устья;
Породы, залегающие в интервалах бурения под техническую колонну сложены:
Песками полимиктовыми с редкими прослоями алевритистых глин и алевролитов до глубины 350 м;
Песками, глинами до глубины 1086 м;
Глины с прослоями полимиктовых песчаников и алевролитов, ниже – песчаники, в нижней части с гравием, глинами и алевролитами до глубины 1022 м;
Переслаиваниеполимиктовых песчаников, алевролитов и глиндо глубины 1130 м.
Мергели, полимиктовые песчаники, глины известковистые до глубины 1268 м;
Таблица 17– Возможные проблемы и их решение
Осложнение / Проблема
|
Способы контроля и устранения
|
Загрязнение цементом
|
Обработка раствора бикарбонатом натрия и разбавление
свежеприготовленным раствором.
|
Рост коллоидной твёрдой фазы
|
Разбавление раствора, контроль плотности, ограничение скорости проходки, увеличение подачи буровых насосов, обработка реагентами
Возможна прокачка очищающих пачек для очистки ствола скважины от активных глин.
Поддержание программных концентраций
полиакриламида.
|
Изменение реологических параметров
-неудовлетворительная очистка ствола
|
По мере роста зенитного угла особое внимание уделяется показателям вискозиметра
Прокачка очищающих пачек, увеличение скорости оборотов ротора, подачи насоса, ограничение скорости проходки, контрольные СПО при бурении, промывка скважины перед СПО в течение 1,5-2 циклов до отсутствия шлама на ВС.
|
Дифференциальный прихват
|
Контроль плотности, снижение водоотдачи, расхаживание инструмента с вращением при затяжках / посадках инструмента.
Поддержание программных концентраций смазывающей добавки и детергента.
Избегать резкого разбавления активной системы легкими премиксами.
|
Осложнение / Проблема
|
Способы контроля и устранения
|
Сальникообразование
|
Обработка активного растворадетергентом (в концентрации согласно рецептуре).
Введение реагента в буровой инструмент при появлении признаков сальникообразования при наращивании.
|
Сужение ствола скважины
вследствие гидратации пород и наличия в разрезе высокопластичных глин
|
Поддержание необходимой плотности бурового раствора.
Контроль концентрации ингибиторов.
Снижениефильтратоотдачи.
|
Увеличениефильтратоотдачи
| |
Неудовлетворительная очистка ствола скважины от выбуренной породы
| |
Интервал III (0 – 6550 м)
Вторая промежуточная колонна необходима для перекрытия газоносного XX2 пласта перед вскрытием нефтеносных горизонтов, глубина спуска на 50-100 м по стволу выше кровли XX2 пласта; принятая глубина позволяет эксплуатацию нефтеносных XX3 и XXI1 пластов через одну колонну;
Интервал IV (6400 – 7800 м)
Породы, залегающие в интервалах бурения под эксплуатационную колонну (в открытом стволе) сложены:
Известняки детритовые, мшанково-криноидные до глубины 1293 м; Известняки детритовые органогенно-обломочныедо глубины 1403 м;
В интервале бурения под эксплуатационную колонну возможны поглощения бурового раствора. При бурении необходимо следить за изменением механической скорости бурения, уровнем промывочной жидкости.
|
Скачать 2.86 Mb.