Геологическое строение Северо-Комсомольского месторождения и проект доразведки залежей нефти и газа пласта ПК1 меловых сеноманских отлож

Интервал залегания газонасыщенных горизонтов перекрывается промежуточной  колонной. Башмак колонны располагается в плотных породах на проектной глубине 1250 м, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовыми флюидами и герметизации устья скважины при возможном ГНВП в процессе первичного вскрытия нижележащих продуктивных пластов согласно п. 2.3.2. «Правил...». Диаметр промежуточной колонны определяется допустимыми зазорами между муфтами эксплуатационной колонны и внутренней стенкой промежуточной колонны, а также необходимостью бурения долотом диаметром не менее 295,3 мм и возможностью применения стандартного противовыбросового оборудования. Для этих целей оптимальными являются обсадные трубы диаметром 244,5 мм по ГОСТ 632-80. При выбранном диаметре промежуточной колонны 244,5 мм, необходимый зазор между стенками скважины и трубами, требуемый действующими «Правилами...», выдерживается при применении долот диаметром 295,3 мм.

Глубина спуска кондуктора обуславливаются  необходимостью установки башмака  кондуктора ниже ММП в устойчивых отложениях, исключающих возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовыми флюидами и герметизации устья скважины при возможном ГНВП в процессе первичного вскрытия нижележащих газонасыщенных пластов согласно п. 2.3.2. «Правил...». Диаметр кондуктора определяется допустимыми зазорами между муфтами промежуточной колонны и внутренней стенкой кондуктора, а также необходимостью бурения долотом диаметром 393,7 мм. Для этих целей оптимальными являются обсадные трубы диаметром 323,9 мм по ГОСТ 632-80.

Направление из обсадных труб диаметром 424 мм спускается на глубину 60 м для  перекрытия верхних неустойчивых отложений  и защиты устья скважины от размыва  при последующем бурении.

В третьей группе скважин (со вскрытием  пластов ПК12-БП7) эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается на глубину 2830 м. Необходимый зазор между стенками скважины и муфтами эксплуатационной колонны, требуемый действующими «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», обеспечивается при бурении долотом диаметром 215,9 мм.

Интервал залегания газонасыщенных горизонтов перекрывается промежуточной  колонной. Башмак колонны располагается  в плотных породах на проектной  глубине 1530 м, исключающей возможность  разрыва пород после полного  замещения бурового раствора в скважине пластовыми флюидами и герметизации устья скважины при возможном ГНВП в процессе первичного вскрытия нижележащих продуктивных пластов согласно п. 2.3.2. «Правил...». Диаметр промежуточной колонны определяется допустимыми зазорами между муфтами эксплуатационной колонны и внутренней стенкой промежуточной колонны, а также необходимостью бурения долотом диаметром не менее 295,3 мм и возможностью применения стандартного противовыбросового оборудования. Для этих целей оптимальными являются обсадные трубы диаметром 244,5 мм по ГОСТ 632-80. При выбранном диаметре промежуточной колонны 244,5 мм, необходимый зазор между стенками скважины и трубами, требуемый действующими «Правилами...», выдерживается при применении долот диаметром 295,3 мм.

Глубина спуска кондуктора - 550 м - обуславливаются необходимостью установки башмака кондуктора ниже ММП в устойчивых отложениях, исключающих возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовыми флюидами и герметизации устья скважины при возможном ГНВП в процессе первичного вскрытия нижележащих газонасыщенных пластов согласно п. 2.3.2. «Правил...». Диаметр кондуктора определяется допустимыми зазорами между муфтами промежуточной колонны и внутренней стенкой кондуктора, а также необходимостью бурения долотом диаметром 393,7 мм. Для этих целей оптимальными являются обсадные трубы диаметром 323,9 мм по ГОСТ 632-80.

Направление из обсадных труб диаметром 424 мм спускается на глубину 60 м для  перекрытия верхних неустойчивых отложений  и защиты устья скважины от размыва при последующем бурении.

Скважиной № 523 планируется вскрытие ачимовских отложений, эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается на проектную глубину 3000 м.

Интервал залегания газонасыщенных горизонтов перекрывается промежуточной колонной. Башмак колонны располагается в плотных породах на проектной глубине 1530 м, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовыми флюидами и герметизации устья скважины при возможном ГНВП в процессе первичного вскрытия нижележащих продуктивных пластов согласно п. 2.3.2. «Правил...». Диаметр промежуточной колонны определяется допустимыми зазорами между муфтами эксплуатационной колонны и внутренней стенкой промежуточной колонны, а также необходимостью бурения долотом диаметром не менее 295,3 мм и возможностью применения стандартного противовыбросового оборудования. Для этих целей оптимальными являются обсадные трубы диаметром 244,5 мм по ГОСТ 632-80. При выбранном диаметре промежуточной колонны 244,5 мм, необходимый зазор между стенками скважины и трубами, требуемый действующими «Правилами...», выдерживается при применении долот диаметром 295,3 мм.

Глубина спуска кондуктора обуславливается  необходимостью установки башмака  кондуктора ниже ММП в устойчивых отложениях, исключающих возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовыми флюидами и герметизации устья скважины при возможном ГНВП в процессе первичного вскрытия нижележащих газонасыщенных пластов согласно п. 2.3.2. «Правил...». Диаметр кондуктора определяется допустимыми зазорами между муфтами промежуточной колонны и внутренней стенкой кондуктора, а также необходимостью бурения долотом диаметром 393,7 мм. Для этих целей оптимальными являются обсадные трубы диаметром 323,9 мм по ГОСТ 632-80.

Направление из обсадных труб диаметром 424 мм спускается на глубину 60 м для  перекрытия верхних неустойчивых отложений  и защиты устья скважины от размыва  при последующем бурении.

В пятой группе скважинами вскрываются пласты юрских отложений, которые перекрываются спуском хвостовика диаметром 127 мм. Диаметр хвостовика для перекрытия продуктивных отложений определяется путем согласования требований по размерам применяемого исследовательского и промыслового оборудования, обеспечения расчетного дебита и стремлением бурить скважины наименьшего возможного диаметра, с учетом вышеперечисленного оптимальными для хвостовика являются трубы диаметром 127 мм по ГОСТ 632-80.

Эксплуатационная колонна диаметром 178 мм спускается на глубину 3170 м, взаимное перекрытие хвостовика и эксплуатационной колонны принимается 100 м.

Интервал залегания газонасыщенных горизонтов перекрывается промежуточной  колонной. Башмак колонны располагается  в плотных породах на проектной  глубине 1530 м, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовыми флюидами и герметизации устья скважины при возможном ГНВП в процессе первичного вскрытия нижележащих продуктивных пластов согласно п. 2.3.2. «Правил...». Диаметр промежуточной колонны определяется допустимыми зазорами между муфтами эксплуатационной колонны и внутренней стенкой промежуточной колонны, а также необходимостью бурения долотом диаметром не менее 295,3 мм и возможностью применения стандартного противовыбросового оборудования. Для этих целей оптимальными являются обсадные трубы диаметром 244,5 мм по ГОСТ 632-80. При выбранном диаметре промежуточной колонны 244,5 мм, необходимый зазор между стенками скважины и трубами, требуемый действующими «Правилами...», выдерживается при применении долот диаметром 295,3 мм.

Глубина спуска кондуктора - 550 м - обуславливаются  необходимостью установки башмака  кондуктора ниже ММП в устойчивых отложениях, исключающих возможность  разрыва пород после полного  замещения бурового раствора в скважине пластовыми флюидами и герметизации устья скважины при возможном ГНВП в процессе первичного вскрытия нижележащих газонасыщенных пластов согласно п. 2.3.2. «Правил...». Диаметр кондуктора определяется допустимыми зазорами между муфтами промежуточной колонны и внутренней стенкой кондуктора, а также необходимостью бурения долотом диаметром 393,7 мм. Для этих целей оптимальными являются обсадные трубы диаметром 323,9 мм по ГОСТ 632-80.

Направление из обсадных труб диаметром 424 мм спускается на глубину 60 м для перекрытия верхних неустойчивых отложений и защиты устья скважины от размыва при последующем бурении.

Продолжительность строительства  скважин для расчета времени  задолженности буровых станков  складывается из продолжительности строительно-монтажных работ с учетом времени перевозки бурового оборудования, строительных машин и механизмов на точку строительства, подготовительных работ к бурению, бурения, крепления, испытания с бурового станка (время испытания 1-го объекта), демонтажа.

Время на перевозку бурового оборудования, строительно-монтажные работы и  демонтаж при строительстве проектируемых  скважин принято 50 суток при повторном  монтаже. Продолжительность подготовительных работ к бурению определена Инструкцией  ВСН 39-86 и составляет 4 суток при глубине до 3500 м, продолжительность бурения и крепления скважин рассчитывается с учетом достигнутых коммерческих скоростей по скважинам с аналогичными глубинами и конструкциями на соседних площадях.

Для проектируемых разведочных  скважин коммерческая скорость принята: для скважины №524 - 1800 м/ст.- мес., для скважин второй группы (№№ 521, 522) - 1600 м/ст.-мес., для скважин третьей группы (№№ 519, 525, 526, 527) - 1200 м/ст.-мес., для скважины №523 - 1000 м/ст.- мес., для скважин пятой группы (№№ 511, 512, 514) -  850 м/ст.- мес.

Предполагаемая стоимость проектируемых  работ по строительству скважин  рассчитывается согласно «Методическим  указаниям по составлению геологических  проектов глубокого бурения при  геологоразведочных работах на нефть и газ», утвержденным «Роскомнедра» 10.07.96 г. по формуле:

где: n – количество проектируемых скважин, шт.;

       С₁ – стоимость строительства базовой скважины;

       З_В – затраты, зависящие от времени бурения скважины, руб.;

       Н – глубина проектируемой скважины, м.;

       Н₁ – глубина базовой скважины, м.;

       к – коэффициент  изменения скоростей;     ;

где: V – плановая коммерческая скорость, м/ст.-мес.;

       V₁ – коммерческая скорость по базовой скважине, м/ст.-мес.;

       З_ОБ – затраты на обустройство площади проектируемых работ, общие для всех скважин, руб.;

Расчет стоимости строительства  проектируемых разведочных скважин  
№№ 521, 522 с двухколонной конструкцией, с проектными глубинами 1870 м на отложения ПК₁₉  произведен на основании «Сметы к индивидуальному рабочему проекту № 215И-П05 на строительство поисково-оценочной скважины № 232 на Еты-Пуровском месторождении» ОАО «СибНАЦ», Тюмень 2005), проектной глубиной 2850 м и с коммерческой скоростью бурения 1140 м/ст.-мес. Проектная скорость проектируемых скважин – 1600 м/ст. м-ц.

С учетом индекса удорожания 50  стоимость проектных скважин  №№ 521, 522  в текущих ценах составит:

 руб.

Расчет стоимости проектируемой  разведочной скважины № 524 одноколонной конструкции с проектной глубиной 1980 м на отложения ПК₂₀²_, произведен на основании «Сметы к индивидуальному рабочему проекту № 234И-П06 на строительство поисково-оценочной скважины № 315 на Северо-Янгтинском месторождении» ОАО «СибНАЦ», Тюмень 2006), проектной глубиной 2730 м и с коммерческой скоростью бурения 1714,8 м/ст.-мес. Проектная скорость проектируемой скважины – 1800 м/ст. м-ц.

С учетом индекса удорожания 50 стоимость  проектной скважины № 524 в текущих  ценах составит:

 руб.

Для определения стоимости проектируемых  скважин №№ 519, 523 с проектными глубинами 2550 - 3000 м, (средневзвешенная 2774 м), с проектной скоростью бурения 1150 м/ст. м-ц принята смета к «Индивидуальному рабочему проекту № 215И-П05 на строительство поисково-оценочной скважины № 232 на Еты-Пуровском месторождении», ОАО «СибНАЦ», Тюмень 2005

Подставляя ранее приведенные  данные сметы для проекта №215И-П05, получим

 руб.

Для определения стоимости трех проектируемых скважин №№ 511, 512, 514 трехколонной конструкции, с проектными глубинами 3280 - 3320 м (средневзвешенная 3300 м) и с проектной скоростью 850 м/ст. м-ц выбирается  смета к «Индивидуальному рабочему проекту №236И-П06 на строительство поисково-оценочной скважины №234 на Еты-Пуровском месторождении»,  
ОАО «СибНАЦ», Тюмень 2006. 

С учетом индекса удорожания 50  стоимость трех проектных скважин  №№ 511, 512, 514  в текущих ценах  составит:

 руб.

 

Общие затраты на строительство  разведочных скважин составят:

А _общ = 209134,6+67881,1+761202,5+509092,7=1547310,9 тыс. руб.

Затраты на расконсервацию и испытание  расконсервируемых скважин определяются расчетным путем на основании  данных по расконсервации и испытанию  объектов в эксплуатационной колонне, при этом учитываются возможные затраты на подготовительные и строительно-монтажные работы, по расконсервации и испытанию, зависящие от времени по стоимости станко-суток, и затраты, зависящие от объема работ по количеству расконсервируемых скважин, испытываемых  объектов в скважине (скважинах).

К примеру, согласно смете к «Индивидуальному рабочему проекту на расконсервацию и испытание скважины № 111 на Тэрельском месторождении», затраты на подготовительные работы, строительно-монтажные работы для расконсервации и испытания составят в среднем 4500 тыс. руб. на скважину, стоимость одних суток при расконсервации, индексированная в цены 2007 г. - 116,25 тыс. руб./сут., работы, зависящие от объема на скважину, – 1596,25тыс. руб/скв., при испытании, соответственно, - 98,125 тыс. руб./сут. и 2156,5 тыс. руб. на объект. Стоимость консервации одной скважины составляет 1200 тыс. руб.

Используя данные таблицы и текста раздела данного проекта по количеству скважин, объектов и продолжительности работ, получим следующие общие затраты:

4500х11+116,25х154+1596,25*11+98,125х825+2156,5х33+1200х11= 
250278,9 тыс. руб.

 

Таким образом, можно предполагать, что доразведка Северо-Комсомольского месторождения требует достаточно высоких капиталовложений, требует подсчета прироста запасов нефти и газа по категории С1 по группам пластов ПК, АП, БП, Ю.