Россия
Месторождение «Юрхаровское». Разбуривание шельфа Тазовской Губы пологими и горизонтальными скважинами под акваторию
Скважина № 205 (2003-2004 г.г.)
Скважина была пробурена с максимальным отходом 1350 м под хвостовик 168 мм, с использованием сетчатых фильтров производства НПП «Самарские горизонты», что позволило в 10 раз увеличить дебеты по газу и в 3–5 раз дебеты по газоконденсату.
Дебеты составили более 3 млн. м³ газа и 300 тыс. м³ газоконденсата в сутки.
Конструкция скважина была построена таким образом, что сложные интервалы скважины были перекрыты технической колонной 245 мм до кровли пласта.
При строительстве скважины использовалось российское телеметрическое оборудование с электромагнитным каналом связи ЗТС 195, 172 производства НПП «Самарские горизонты».
)
)
| Заказчик | ОАО НОВАТЭК |
| Продуктивный пласт | Песчаник |
| Обсадная колонна | 324мм-245мм |
| Хвостовик | Фильтр сетчатый ФЗСМ-168 (НПП «Самарские горизонты») |
| Глубина по стволу | 3258 м |
| Глубина по вертикали | 2385 м |
| Длина гор.участка | 600 м |
| Отход | 1350 м |
Скважина № 271 (2003-2004 г.г.)
Скважина была пробурена с максимальным смещением 2120 м и длиной горизонтального участка 477м
От устья до забоя был произведен спуск эксплуатационной колонны 178 мм, что привело к снижению маталлоемкости конструкции скважины и соответственно уменьшению затрат на строительство.
В горизонтальной части ствола использовались сетчатые скважинные фильтры производства НПП «Самарские горизонты». Реальные дебеты превысили ожидаемые результаты в 3 раза и составили до 2 млн. м³ газа в сутки.
)
)
| Заказчик | ОАО НОВАТЭК |
| Глубина по стволу | 3487 м |
| Глубина по вертикали | 2035 м |
| Длина гор.участка | 477 м |
| Отход | 2120 м |
| Дебет | до 2 млн. м3 газа в сутки |
Местородение «Восточно-таркосалинское». Разбуривание малой газовой залежи сложного геологического строения
Скважина № 11. (2003 г.) Боковой ствол
Специалистами НПП «Самарские горизонты» были успешно выполнены работы по телеметрическому сопровождению бокового ствола с горизонтальным окончанием.
В связи с отсутствием полной информации о расположении высокопроницаемого пропластка в продуктивном пласте (ниже кровельной части или ближе к подошве) возникала сложность в выборе горизонтального участка по вертикали. Мощность продуктивного высокопроницаемого пласта составила 1,3 м.
В процессе бурения скважины было использовано телеметрическое оборудование
На горизонтальном участке, под 114 хвостовик использовались сетчатые скважинные фильтры, производства НПП «Самарские горизонты», что привело к увеличению базового дебета в 5 раз.
)
)
| Заказчик | ОАО НОВАТЭК |
| Глубина по стволу | 1520 м |
| Глубина по вертикали | 1262 м |
| Длина гор.участка | 80 м |
| Отход | 572 м |
| Коридор | 2 м |
Скважина № 1851 (1999 г.)
Была пробурена горизонтальная скважина на нефть на глубину 3 132 м по вертикали с применением ЗТС -172 с электромагнитным каналом связи с записью КС (каротаж сопротивления) во время бурения. Длина горизонтального участка составила 400 м. Глубина по стволу 3849 м.
Скважина была пробурена несмотря высокую пластовую температуру более 110 С и 20% запас прочности грузоподъемности буровой установки (
Были проведены работы по заканчиванию скважины с установкой сетчатых скважинных фильтров в горизонтальной части, что увеличило ожидаемые дебеты в 3 раза, с 29,4 т./сутки до 96,6 т./с.
)
)
| Глубина по стволу | 3849 м |
| Глубина по вертикали | 3132 м |
| Длина гор.участка | 400м м |
| Отход | 700 м |
Месторождение «Присклоновое»
Скважина № 408 (1997 г.)
Скважина была пробурена с максимальным отходом 1350 м под хвостовик 168 мм, с использованием сетчатых фильтров производства НПП «Самарские горизонты», что позволило в 10 раз увеличить дебеты по газу и в 3–5 раз дебеты по газоконденсату.
Дебеты составили более 3 млн. м³ газа и 300 тыс. м³ газоконденсата в сутки.
Конструкция скважина была построена таким образом, что сложные интервалы скважины были перекрыты технической колонной 245 мм до кровли пласта.
При строительстве скважины использовалось российское телеметрическое оборудование с электромагнитным каналом связи ЗТС 195, 172 производства НПП «Самарские горизонты».
)
)
| Глубина по стволу | 3146 м |
| Глубина по вертикали | 2698 м |
| Длина гор.участка | 309 м |
| Отход | 417 м |
Месторождение «Пямятно-Сасовское».
Скважина №4 (2009 г.). Боковой ствол.
Специалистами НПП «Самарские горизонты» были успешно выполнены работы по телеметрическому сопровождению бокового ствола с горизонтальным окончанием. Вырезка окна с клина была произведена с использованием гироскопа для ориентира клина.
| Заказчик | ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз» | Глубина по стволу | 2738 м |
| Глубина по вертикали | 2600 м |
| Отход | 400 м |
)
)
В процессе бурения скважины было использовано телеметрическое оборудование производства НПП «Самарские горизонты» ЗТС-130 с электромагнитным каналом связи с записью ГК (гамма каротаж) и КС (каротаж сопротивления) во время бурения, что позволило существенно сократить сроки бурения.
Срок строительства скважины составил 35 суток, на 10 суток меньше предполагаемого времени бурения.
)
Месторождение «Мензелинское». Татарстан.
Скважина № 872 (2009 г.).
Геолого-технологические исследования при строительстве скважин.
Скважина была пробурена с использованием аппаратно-программного комплекса геолого-технологических исследований АПК «Волга» производства НПП «Самарские горизонты».
Возможности АПК «Волга» позволяют работать с информацией в реальном масштабе времени и при этом не только получать текущие данные, но и проводить неограниченное количество расчетов, прогнозировать ситуацию, рассчитывать компоновки, траекторию, определять и прогнозировать износ оборудования, передавать видео с буровой и много другое.
Использование программного комплекса на месторождении подтвердило ожидаемые возможности. Благодаря многочисленным преимуществам АПК «Волга» стал настоящим инструментом технологов и супервайзеров при строительстве скважин.
Ниже приведены фрагменты отчета по скважине №872.
)
График строительства скважины
| КОМПОНОВКА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ | |||||
| Рейс №39 | Рейс №40 | ||||
| Наименование | Длина бурового инструмента | Вес бурового инструмента | Наименование | Длина бурового инструмента | Вес бурового инструмента |
| 215,9ТЗ-ЦГН | 0,2 м | 215,9ТЗ-ЦГН | 0,2 м | ||
| Переводник | 0,3 м | Переводник | 0,3 м | ||
| ШОТР 195 №5 | 2,7 м | ШОТР 195 №5 | 2,7 м | ||
| ТСШ 195 №110 | 7,2 м | ТСШ 195 №110 | 7,2 м | ||
| Переводник | 0,2 м | Переводник | 0,2 м | ||
| НУБТ + ЗТС-42 | 9,4 м | НУБТ + ЗТС-42 | 9,4 м | ||
| Переводник | 0,23 м | Переводник | 0,23 м | ||
| Спец.переводник | 0,23 м | Спец.переводник | 0,23 м | ||
| Разделитель | 0,75 м | Разделитель | 0,75 м | ||
| Переводник | 0,23 м | Переводник | 0,23 м | ||
| ТБПВ 114 Д8,56 | 1497,7 м | ТБПВ 114 Д8,56 | 1497,7 м | ||
| Квадрат | 6,8 м | Квадрат | 6,8 м | ||
| 1523 м | 1523 м | ||||
)
КНБК
)
Баланс времени
)
)
)
Газовая хроматография
)
Контроль процесса бурения
