Применение роторной управляемой системы на скважине месторождения Thien Nga

Наименование данных

Значение (величина)

1. Номер района строительства скважины

(или морской район)

Южный шельф СРВ, Южно-Коншонский бассейн (ЮКБ),

блок 12/11

2. Номер скважины, строящейся по данному проекту

12/11-TN-ЗХ (горизонтальный ствол ГС-1)

3. Площадь (месторождение)

Thien Nga (Лебедь)

4. Расположение (суша, море)

Море

5. Глубина моря на точке бурения, м

81

6. Цель бурения и назначение скважины

Подтверждение запасов газа.

7. Назначение скважины

Оценочная

8. Проектный горизонт

Свита КАУ, верхний олигоцен ( Р ₃ ² )

9. Проектная глубина, м

— по вертикали

3872 м

— по стволу

5457 м

10. Число объектов испытания

— в колонне

1

— в открытом стволе

—

12. Тип профиля

Многоинтервальный

13. Азимут бурения (от устья) на ТВП, град

270,3

14. Максимальный зенитный угол, град

89

15. Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град/10 м

0,7

16. Глубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) пласта, м

3947

17. Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта, м

936

18. Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта от проектного положения (радиус круга допуска), м

50 м

19. Металлоемкость конструкции, кг/м

142,6

20. Способ бурения

роторный

21. Вид привода

ДВС

22. Вид монтажа (первичный, повторный)

—

23. Тип буровой установки, вышки

СПБУ «Мурманская», башенного типа

24. Наличие дополнительного оборудования

Верхний силовой привод

25. Максимальная масса колонны, т

— обсадной

300,8

— бурильной

212,3

— суммарная (при спуске секциями)

198,1

26. Тип установки для испытания (освоения) горизонтальных стволов

СПБУ «Мурманская» +установка с ГНКТ с возможностью кислотной обработки

27. Способ вызова притока

Снижение уровня жидкости при помощи ГНКТ

28. Продолжительность строительства в сутках всего

Общая продолжительность

59

Бурение и крепление

42

Испытание в колонне 178мм

9

Кислотная обработка

2

Консервация скважины и снятие СПБУ

6

29. Проектная скорость бурения (м/ст.-мес.)

1841

Вертикальная глубина, м

Глубина по стволу, м

Зенитный угол, град.

Смещение от устья, м

Азимут смещения, град.

Горизонтальный ствол №1 (Забой)

4004

5457

89,0

1919

257,43

Название колонны

Диаметр, мм

Интервал спуска, м

Высота подъёма цемента по стволу

по вертикали

по стволу

от (верх)

до (низ)

от (верх)

до (низ)

1

2

3

4

5

6

7

Направление

762

0

168

0

168

111

Кондуктор

508

0

507

0

507

111

Промежуточная

340

0

2880

0

2880

111

Эксплуатационная (срезка ГС-1 с 2900 м)

245

0

3872

0

4168

2380

Хвостовик

139,7

3742

4004

3913

5457

Не

цементируется с противопесочным фильтром +9 водонабухающих заколонных пакеров

Глубина залегания,

м (TVDSS)

подразделение

Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град.

Коэффициент кавернозности в интервале

от

(кровля)

до

(подошва)

название

индекс

угол

азимут

1

2

3

4

5

6

7

0

81

Уровень моря +

Морское дно

—

0

—

81

895

Плиоцен+Четвертичная

N ₂ +Q

0,5-1

100

1,32-1,35

895

1467

Верхний Миоцен

N ₁ ³

0,71-1,4

18

1,26-1,29

1467

2548

Средний Миоцен

N ₁ ²

0,73-1,45

263

1,23-1,26

2548

3842

Нижний Миоцен

N ₁ ¹

0,55-1,2

30

1,21-1,25

3842

3974

Верхний Олигоцен

P ₃ ²

4,9-8

115

1,17-1,22

Индекс

графи-

ческого

подраз-

деления

Интервал, м

(TVDSS)

Горная порода

Стандартное описание: полное название, характерные признаки

(структура, текстура, минеральный состав и т.д.)

от

(верх)

до

(низ)

Краткое

название

%

в

интер-

вале

N ₂ +Q

81

895

глины

62

Чередование глин c рыхлыми крупнозернистыми песками (иногда песчаниками).

Встречаются тонкие прослои алевролитов Обилие органического вещества и окаменелостей.

песок

38

N ₁ ³

895

1467

глины

68

Чередование кварцевых песков/песчаников с глинами и глинистыми алевролитами. Обилие органического вещества и окаменелостей.

песчаники

32

N ₁ ²

1467

2548

песчаники

30

Чередование глин, песчаников (иногда песками) и глинистыми алевролитами. В верхней и нижней части разреза — пласты известняков.

известняки

8

алевролиты

10

глины

52

N ₁ ¹

2548

3842

песчаники

19

Чередование глин, алевролитов, песчаников. Встречаются прослои лигнитовых углей.

алевролиты/

79

глины

уголь

2

P ₃ ²

3842

3974

песчаники

18

Чередование глин, песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями углей. В нижней части встречаются пласты эффузивных пород.

алевролиты/

глины/

аргиллиты

78

уголь

2

эффузивы

2

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал,

м (TVDSS)

Краткое название горной породы

Плотность, кг/м ³

Пористость, %

Проницаемость, 10 ^-15 м²

Глинистость, %

Карбонатность, %

Соленосность, %

Сплошность породы

Твердость, МПа

Расслоенность породы

Абразивность

Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)

Коэффициент Пуассона

Модуль Юнга, Мпа

Гидратационное разуплотнение (набухание) породы

от (верх)

до (низ)

N ₂ +Q

81

895

песок

2430

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

100

н.д.

н.д.

мягкая

0.35

4800

нет

глина

2670

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

100

н.д.

н.д.

мягкая

0.35

1900

да

N ₁ ³

895

1467

глина

2670

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

100

н.д.

н.д.

мягкая

0.35

1900

да

песчаник

2600

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1200

н.д.

н.д.

средняя

0.35

4800

нет

N ₁ ²

1467

2548

глина

2430

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

100

н.д.

н.д.

мягкая

0.35

4800

да

алевролит

2590

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1200

н.д.

н.д.

твердая

0.42

2000

нет

известняк

2740

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

2000

н.д.

н.д.

твердая

0,42

6100

нет

песчаник

2600

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1500

н.д.

н.д.

твердая

0.42

4800

нет

N ₁ ¹

2548

3842

глина

2670

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

250

н.д.

н.д.

мягкая

0.35

1900

да

алевролит

2590

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1200

н.д.

н.д.

твердая

0.42

2000

нет

песчаник

2600

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1500

н.д.

н.д.

твердая

0.42

4800

нет

уголь

1500

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

мягкая

н.д.

н.д.

да

P ₃ ²

3842

3974

песчаник

2600

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1500

н.д.

н.д.

средняя

0,35

4800

нет

глина

2670

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

250

н.д.

н.д.

мягкая

0,35

1900

да

алевролит

2590

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1500

н.д.

н.д.

средняя

0,35

2000

нет

аргиллит

2400

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1000

н.д.

н.д.

средняя

0,42

6100

нет

уголь

1500

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

мягкая

н.д.

н.д.

да

Индекс

графи-

ческого

подраз-

деления

(пласта)

Интервал, м (TVDSS)

Тип

коллек-

тора

Плотность,кг/м ³

Подвиж-

ность,

мкм ² /мПас

Содер-

жание

серы,

% по

весу

Содер-

жание

пара-

фина,

% по весу

Свобод-

ный

дебит,

м ³ /сут

Параметры растворенного газа

от

(верх)

до

(низ)

в

плас-

товых

усло-

виях

после

дегаза-

ции

газо-

вый

фактор,

м ³ /т

содер-

жание

серово-

дорода,

%

содер-

жание

угле-

кислого

газа,

%

отно-

ситель-

ная по

воз-

духу

плот-

ность

газа

давле-

ние

насы-

щения

в пла-

сто-

вых

усло-

виях,

Мпа

P ₃ ²

3842

3974

пор.-трещ.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

Индекс

графи-

ческого

подраз-

деления

Интервал, м

(TVDSS)

Тип коллектора

Состояние (газ, газоконденсат)

Содержание, % по объему

Относительная по воздуху плотность газа

Коэффи-циент сжима-емости

Сво-бодный дебит,

м ³ /сут

Плотность газоконденсата, г/см ³

Фазовая проница-емость

от

(верх)

до

(низ)

серово-дорода

угле-

кислого

газа

в пласто-вых условиях

на устье скважины

P ₃ ²

3842

3974

пор.-трещ.

газ/

газокон-денсат

0

1,11-3,75

0,666-0,684

0,924

500-800

—

0,78-0,8

—

Индекс

тигра-

фичес-

кого

под-

разде-

ления

Интервал, м (TVDSS)

Тип

коллектора

Плот-

ность,

г/см ³

Свобод-

ный

дебит,

м ³ /сут

Фазовая

прони-

цае-

мость,

мкм ²

Химический состав воды, мг-экв/л

Степень

минера-

лизации,

10 ^-3 кг-экв/м³

Тип

воды

по Сулину

Отно-

сится

к источ-

нику

водо-

снабже-

ния

(да, нет)

от

(верх)

до

(низ)

анионы

катионы

CI ^—

SO ₄ ^—

HCO ₃ ^—

Na ⁺

Mg ⁺⁺

Ca ⁺⁺

P ₃ ²

3842

3974

пор.-трещ.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

нет

Индекс

ческого подраз-

деления

Интервал, м (TVDSS)

Градиент давления

Температура

в конце

интервала

от

(верх)

до

(низ)

пластового

гидроразрыва

горного давления

гр. С

источ-

ник

полу-

чения

МПа на м

источ-

ник

полу-

чения

МПа на м

источ-

ник

полу-

чения

МПа на м

источ-

ник

полу-

чения

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

N ₂ +Q

81

895

0,0100

0,0100

РФЗ

0,0156

0,0159

РФЗ

0,0205

0,0210

РФЗ

40

12W-TN-1X

N ₁ ³

895

1467

0,0100

0,0100

РФЗ

0,0159

0,0159

РФЗ

0,0210

0,0210

РФЗ

65

12W-TN-1X

N ₁ ²

1467

2548

0,0100

0,0100

РФЗ

0,0159

0,0159

РФЗ

0,0210

0,0210

РФЗ

96

12W-TN-1X

N ₁ ¹

2548

3842

0,0100

0,0105

РФЗ

0,0159

0,0169

РФЗ

0,0210

0,0220

РФЗ

135

12W-TN-1X

P ₃ ²

3842

3974

0,0100

0,0105

12W-TN-1X

0,0165

0,0169

РФЗ

0,0220

0,0225

РФЗ

150

12W-TN-1X

Индекс

графи-

чекого

подраз-

деления

Интервал,

м

(TVDSS)

Макси-

мальная

интен-

сивность

погло-

щения,

м ³ /ч

Расстоя-

ние

от устья

до стати-

ческого

уровня

при его

макси-

мальном

снижении,

м

Имеется

ли потеря

циркуляции

(да, нет)

Градиент

давления

поглощения,

кгс/см ² м

Условия

возникновения

Мероприятия по ликвидации последствий поглощения

от (верх)

до (низ)

при вскры-

тии

после изо-

ляции

N ₁ ²

1467

2548

—

—

да

—

Нарушение равновесия между пластовым и гидростатическим давлением

Кольматация поглощающих интервалов, намыв инертных наполнителей, изоляция зон поглощения специальными тампонажными смесями.

N ₁ ¹

2548

3842

—

—

да

—

P ₃ ²

3842

3974

—

—

да

—

—

Индекс

графи-

ческого

подраз-

деления

Интервал, м (TVDSS)

Буровые растворы, применявшиеся ранее

Время

начала

осложне-

ния,

сут

Условия

возникновения

Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)

от

(верх)

до

(низ)

тип

раствора

плот-

ность,

г/см ³

дополнительные

данные

пораствору,

влияющие на

устойчивость

пород

N ₁ ²

1467

2548

—

—

—

2-3

Снижение плотности и противодавления бурового раствора на стенки скважины.

Ухудшение реологических характеристик по отношению к проектным.

Проработка ствола скважины, промывка, регулирование свойств бурового раствора, приведение его в соответствие с проектом, крепление обсадными колоннами

N ₁ ¹

2548

3842

—

—

—

2-3

P ₃ ²

3842

3974

—

—

—

1-3

Индекс

графи-

ческого

подраз-

деления

Интервал,

м

(TVDSS)

Вид

прояв-

ляемого

флюида

(вода,

нефть,

конден-

сат,

газ)

Длина

столба

газа при

ликви-

дации

газопро-

явления,

м

Плотность

смеси при

проявлении

для расчета

избыточных

давлений,

кг/м ³

Условия

возникновения

Характер

проявления

(в виде пленок нефти,

пузырьков газа,

перелива воды, увеличения

водоотдачи и т.д.)

Мероприятия по

предупреждению и

ликвидации НГВП

от

(верх)

до

(низ)

внутрен-

него

наруж-

ного

P ₃ ²

3978

3974

Газ/конденсат

—

—

—

Недостаточное противодавление на пласт, снижение уровня или плотности бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта, недолив скважины при подъеме бурильных труб.

Увеличение водоотдачи бурового раствора, переливы бурового раствора на устье скважины, увеличение объема бурового раствора в приемных мерниках (в виде пленок нефти и пузырьков газа)

1. Поддерживать плотность и другие параметры бурового раствора в соответствии с требованиями программ.

2. Запрещается отступление от проектной конструкции.

3. Оборудовать устье скважины противовыбросовым оборудованием.

Индекс

графи-

ческого

подраз-

деления

Интервал, м (TVDSS)

Вид прихвата

(от перепада давления,

заклинки,

сальнико-

образования

и т.д)

Раствор, при применении которого произошел прихват

Наличие

ограни-

чений на

оставление инстру-

мента без

движения

или

промывки

(да, нет)

Условия возникновения

Мероприятия по ликвидации последствий прихвата

от

(верх)

до

(низ)

тип

плот-

ность,

г/см ³

водо-

отдача,

см ³ /30

мин

смазы-

вающие

добавки

N ₁ ²

1467

2548

Заклинка,

от перепада давления

—

—

—

—

да

Несоблюдение регламентированных показателей промывки скважины и параметров бурового раствора. Наличие поглощающих проницаемых пород.

Падение с поверхности в скважину посторонних предметов.

Механические методы:

Расхаживание, механические удары (ясс).

Химические методы: установка нефтяных или кислотных ванн.

N ₁ ¹

2548

3842

—

—

—

—

да

P ₃ ²

3842

3974

От перепада давления

—

—

—

—

да

Наименование исследований

Масштаб записи

Замеры и отборы производятся

Скважинная аппаратура и приборы

Промыслово-геофизическая партия

Номер табл.СНВ на ПГИ

Длина по стволу м

в интервале, м

тип

группа сложности

название

дежурство на буровой

от (верх)

до (низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Эксплуатационная колонна 245 мм**

ГТИ

1369

2880

4168

Станция ГТИ

да

ГК, ИК (2-3 зонда), ННК-Т, ГГК-П

1:500

1369

2880

4168

LWD

Инклинометрия

1369

2880

4168

LWD

Горизонтальный ствол №1хвостовик 178 мм

ГТИ

1289

4168

5457

Станция ГТИ

да

Индукционный каротаж (3-5

зондов)

1289

4168

5457

LWD

Наддолотный датчик ГК

1289

4168

5457

LWD

ГК, ННКт

1289

4168

5457

LWD

Инклинометрия

1289

4168

5457

LWD

ГГК-П

интегральный и азимутальные

(имиджи)

1289

4168

5457

LWD

Картограф границ пласта (инверсия индукционного каротажа) (Periscope, AziTrack или аналоги)

1289

4168

5457

LWD

Индекс

графи-

ческого

подраз-

деления

Номер

объ-

екта

(снизу

вверх)

Интервал

залегания

объекта,

м

(TVDSS)

Интервал

установки

цементного

моста,

м

(TVDSS)

Тип

конструк-

ции

продук-

тивного

забоя:

открытый

забой,

фильтр,

цемент,

колонна

Тип установки

для

испытания

(освоения):

передвижная

стационарная

Пласт

Фон-

тани-

рую-

щий

(да, нет)

Количество режимов

(штуцеров),

шт.

Диа-метр

шту-церов,

мм

Последователь-

ный перечень

операций

вызова притока

или освоения

нагнетательной

скважины

Опорожнение

колонны при

испытании

(освоении)

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

Макси-мальное снижение уровня,

Плот-ность жид-кости,

г/см ³

P ₃ ²

1

3917

3974

—

—

фильтр

Передвижного

типа

да

1-3

3-18

СКВ, СКО (селективные), вызов притока компрессированием, ГДИ

—

—

Номер

объекта

Название

процесса:

соляно-кислотная

обработка,

установка

кислотной ванны

и другие

операции,

выполняемые по

местным

нормам

Количество

операций,

установок,

импульсов, спусков

перфоратора

Плот-

ность

жид-

кости

в ко-

лонне,

г/см ³

Давле-

ние

на

устье,

кгс/см ²

Темпера-

тура закачива-

емой

жидкости,

єС

Глубина

установки

пакера,

м

Мощность

Перфо- рации,

м

Типораз-мер

перфоратра

Количество отверстий

на I м, шт.

Количество

одно-

време-

нно

спуска-

емых

зарядов,

шт.

Местные

нормы

времени,

сут.

1

СКВ, СКО

1

1,05

—

—

—

—

—

—

—

Номер

сква-

жины

Площадь

(месторождение)

Интервал

осложнения,

м

Индекс

графи-

ческого

подразделения

Вид

осложнения

Условия возникновения (тип и параметры

бурового раствора глубина спуска

предыдущей колонны, диаметр ствола и т.д.)

от

(верх)

до

(низ)

12-А-1Х

Блок 12/11

2100

2110

N ₁ ²

Песчаник, содержание газа — 11%

12-А-1Х

Блок 12/11

2372

2380

N ₁ ²

Песчаник, содержание газа — 11%

12-А-1Х

Блок 12/11

2380

2410

N ₁ ²

Поглощение 10 м ³

12-В-1Х

Блок 12/11

1431

1463

N ₁ ³

Поглощение 90 м ³

12-В-1Х

Блок 12/11

1523

1591

N ₁ ³

Поглощение 111 м ³

12-В-1Х

Блок 12/11

1591

1788

N ₁ ³ + N₁ ²

Поглощение 170 м ³

12-В-1Х

Блок 12/11

2295

2317

N ₁ ²

Алевролитовые глины,

содержание газа — 35%

12-В-1Х

Блок 12/11

3130

3150

N ₁ ¹

Песчаник, содержание газа — 23%

12-В-1Х

Блок 12/11

3706

3710

P ₃ ²

Алевролитовые глины,

содержание газа — 29%