Національний технічний університет
«Дніпровська політехніка»
Природничих наук та технологій
(факультет)
Кафедра нафтогазової інженерії та буріння
(повна назва)
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
кваліфікаційної роботи ступеню ____магістра_____
(бакалавра, магістра)
студента Шипунова Сергія Олександровича_____________________________
(ПІБ)
академічної групи 185м-19з-1 ГРФ_____________________________________
(шифр)
спеціальності 185 Нафтогазова інженерія та технології____________________
(код і назва спеціальності)
спеціалізації _______________________________________________________
за освітньо-професійною програмою «Нафтогазова інженерія та технології»
(офіційна назва)
на тему Розробка технології буріння свердловин для умов Малодівицького нафтового родовища з удосконаленням систем опор шарошкових доліт_____
(назва за наказом ректора)
Керівники Прізвище, Оцінка за шкалою
Підпис ініціали рейтинговою інституційною
кваліфікаційної
Ігнатов А.О.
роботи розділів:
Технологічний
Спеціальний Ігнатов А.О.
Охорона праці
Екологія Муха О.А.
Рецензент
Нормоконтролер Расцвєтаєв В.О.
Дніпро 2020
ЗАТВЕРДЖЕНО:
завідувач кафедри
нафтогазової інженерії та буріння
(повна назва)
________________ Коровяка Є.А.
(підпис) (прізвище, ініціали)
«_01_»___вересня__2020 року ЗАВДАННЯ
на кваліфікаційну роботу ступеня ______магістра_______
(бакалавра, магістра)
студенту Шипунову Сергію Олександровичу академічної групи 185м-19з-1 ГРФ
(прізвище та ініціали) (шифр)
спеціальності 185 Нафтогазова інженерія та технології_
_________________
спеціалізації ________________________________________________________
за освітньо-професійною програмою «Нафтогазова інженерія та технології»_
на тему Розробка технології буріння свердловин для умов Малодівицького на- фтового родовища з удосконаленням систем опор шарошкових доліт_________
затверджену наказом ректора НТУ «Дніпровська політехніка» від 27.10.2020 р.
№ 809-с.
Розділ Зміст Термін
виконання Технологічний Загальна гірничо-геологічна та технологічна ха-
рактеристика ділянки проведення робіт. Проек- тування технології буріння експлуатаційної свер- дловини в умовах тектонічно-екранованого наф- тового родовища з урахуванням властивостей непродуктивних товщ та пластових умов порід- колекторів
26.10.20 р.
Спеціальний Розробка удосконаленої та технологічно виправ-
даної системи опор шарошкових доліт 18.11.20 р.
Організація та еконо-
міка бурових робіт Розробка організаційної структури виконання бу-
рових та супутніх робіт 26.11.20 р.
Охорона праці та на- вколишнього середови- ща
Аналіз потенційних небезпек запроектованого об'єкта і можливостей негативного впливу його на навколишнє природне середовище
10.12.20 р.
Завдання видано __________________ ______Ігнатов А.О._____
(підпис керівника) (прізвище, ініціали)
Дата видачі ___01.09.2020 р.__
Дата подання до екзаменаційної комісії __11.12.2020 р.______________
Прийнято до виконання____________ ______Шипунов С.О.______
(підпис студента) (прізвище, ініціали)
РЕФЕРАТ
Пояснювальна записка: 86 с., 14 рис., 8 табл., 2 додатки, 32 джерела.
НАФТОГАЗОВА СВЕРДЛОВИНА, ПОКЛАД, ОПОРА ДОЛОТА, БУРИЛЬНА КОЛОНА, ПАРАМЕТР РЕЖИМУ, ТИСК, ПРОМИВАЛЬНА РІДИНА, ТЕХНОЛОГІЯ СПОРУДЖЕННЯ.
Сфера застосування розробки – буріння нафтогазових свердловин.
Об'єкт розроблення – технологія виконання бурових робіт при спору- дженні експлуатаційної свердловини (на прикладі ділянки Малодівицького тек- тоніко-екранованого нафтового родовища Чернігівської обл.).
Мета роботи – підвищення механічної швидкості та ступеню безпечності виконання бурових робіт при спорудженні експлуатаційної свердловини в умо- вах Малодівицького тектоніко-екранованого нафтового родовища, що досяга- ється за рахунок вдосконалення режимних параметрів та технології виконання бурових і супутніх робіт.
Новизна одержаних результатів – обґрунтовано вибір конструкції сверд- ловини, яка забезпечує попередження гідророзриву гірських порід. Для запобі- гання інтенсивних нафтогазопроявлень і переходу їх у фонтанування розробле- но параметри бурового розчину такої густини, що забезпечує необхідний про- титиск на нафтогазоносні горизонти. Всі технологічні рішення базуються на даних щодо геологічного розрізу та гідрогеологічних умов, фізико-механічних параметрів гірських порід і технологічних вимог до буріння, умов залягання водоносних і проникних горизонтів, стану атмосферного повітря, поверхневого шару ґрунту.
Практичні результати – розроблено вдосконалену технологію буріння свердловин, що базується на показниках підвищення механічної швидкості та безпечності виконання бурових робіт при розробці нафтового родовища; запро- поновано модернізовану конструкцію опори шарошкового долота.
Практична значимість кваліфікаційної роботи – підвищення механічної швидкості та ступеню безпечності виконання бурових робіт за рахунок вдоско- налення режимних параметрів та технології виконання відповідних робіт.
ЗМІСТ
ВСТУП... 5
Розділ 1 Геолого-технічні умови проведення бурових робіт....………... 7
1.1 Загальні відомості про район проектних робіт…... 7
1.2 Геологічна характеристика району робіт…... 10
1.3 Гірничо-геологічні умови буріння свердловин….………... 15
Розділ 2 Техніко-технологічна частина... 20
2.1 Вибір і обґрунтування конструкції свердловини...…... 20
2.2 Вибір способу буріння……...………... 24
2.3 Вибір породоруйнівного інструменту...……... 28
2.4 Вибір бурильної колони...………. 30
2.5 Вибір режимів буріння... 37
2.6 Ускладнення при бурінні... 49
2.7 Вибір бурового обладнання... 52
Розділ 3 Спеціальна частина роботи – удосконалення систем опор ша- рошкових доліт... 56
Розділ 4 Охорона праці... 68
Розділ 5 Охорона навколишнього середовища... 73
Розділ 6 Організація та економіка бурових робіт... 77
ВИСНОВКИ... 81
ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ... 82
ДОДАТОК А Відомість матеріалів кваліфікаційної роботи... 85
ДОДАТОК Б Відзив на кваліфікаційну роботу... 86
ВСТУП
Наша держава має потужну й розвинену мінерально-сировинну базу, що дозволяє їй з впевненістю займати провідні позиції серед країн, які спеціалізу- ються на видобутку різноманітних корисних копалин.
Поміж видобувних ресурсів, особливу роль відіграють металічні і неме- талічні корисні копалини та вуглеводнева сировина.
Горючі корисні копалини (нафта, газ, вугілля, торф, горючі сланці, метан вугільних родовищ) відіграють визначальну роль у вирішенні енергетичних проблем, які останнім часом все гостріше постають перед Україною.
Розвиток та модернізація нафтової і газової промисловості неодмінно су- проводжується широким застосуванням бурових робіт – результатом виконання яких є спорудження свердловин з метою пошуку, розвідки і розробки покладів вуглеводнів. У земній корі нафту і газ вміщують породи-колектори, які частко- во чи повністю обмежені слабопроникними породами. Найчастіше колекторами нафти і газу бувають піски, пісковики, вапняки і доломіти, рідше – ангідрити, сланці, тріщинуваті магматичні породи.
Необхідно підкреслити, що нафтові і газові свердловини є капітальними спорудами з високою вартістю, покликаними бути надійним об’єктом виконан- ня відповідних робіт протягом певного значного часу. Бурові свердловини ви- ступають з’єднуючим каналом між продуктивними пластами та поверхневим устаткуванням; вони повинні характеризуватися, насамперед, герметичністю, міцністю, надійністю і довговічністю. Проте в реальних умовах, пробурений стовбур свердловини не є таким каналом, внаслідок складного впливу на нього:
нестійкості гірських порід; наявності пластів, насичених різними флюїдами (вода, нафта, газ і їх суміші), які знаходяться під різним тиском; циркуляційних процесів промивальної рідини; руху бурового інструменту і приладів. Означені обставини потребують вжиття складних і трудомістких прийомів і методів, спрямованих на упередження або повне нівелювання прояву гірничо- геологічних ускладнень.
Головним завданням якісного спорудження свердловин є зниження тер- мінів їх проводки, при одночасному зменшенні праце- і енергоємності робіт і капітальних витрат.
Буріння свердловин - єдиний конкурентоспроможний метод результатив- ної розробки та приросту видобутку вуглеводної сировини.
Спорудження нафтових і газових свердловин, до здачі їх в експлуатацію, складається з наступних послідовних ланок: будівництво наземних споруд;
проходка стовбура свердловини, здійснення якої можливе тільки при виконанні паралельно виконуваних робіт - поглиблення забою за допомогою локального руйнування гірської породи і очищення стовбура від зруйнованої (вибуреної) породи; відокремлення пластів; освоєння свердловин як експлуатаційного об'є- кту.
Технологія буріння охоплює широкий круг питань проектування і прин- ципів реалізації в промислових умовах.
Останнім часом все частіше до експлуатації залучаються родовища, які залягають на значній глибині. Це явище закономірне, оскільки розвідка та роз- робка корисних копалин взагалі і, зокрема, нафти, газу чи газового конденсату звичайно здійснюється від поверхні, а потім в глибину. Ця тенденція, очевидно, буде зберігатись і в майбутньому. Тому необхідно приділяти належну увагу ме- тодам аналізу властивостей гірських порід та пластових флюїдів в умовах висо- ких тисків та температур.
Для ефективної розробки нафтових, газових та газоконденсатних родо- вищ необхідно володіти не тільки загальними відомостями про геометричні ро- зміри (площа та потужність) продуктивних пластів в умовах залягання, але й детальними даними про їх структуру, колекторські властивості та ступінь наф- тогазонасичення та нафтогазовилучення.
Метою даної роботи є розробка прогресивної технології буріння розві- дувально-експлуатаційної свердловини в умовах відкладів Малодівицького тек- тоніко-екранованого нафтового родовища, представлених потужними товщами осадових порід, з удосконаленням систем опор шарошкових доліт.
Розділ 1. Геолого-технічні умови проведення бурових робіт
1.1 Загальні відомості про район проектних робіт
Ділянка проектованих робіт геологічно та територіально приурочена до крупної геологічної формації - Дніпровсько-Прип'ятської нафтогазоносної про- вінції (рис. 1.1) [1], яка, у свою чергу пов’язана із Дніпровсько-Донецькою за- падиною (ДДЗ), що має північно-західне простягання завдовжки до 950 км за ширини 100 - 150 км і є авлакогеном блокової будови. Авлакоген обмежений регіональними розломами, що простежуються з північного заходу на південний схід за межі її території.
Малодівицьке тектонічно-екрановане нафтове родовище належить до Монастирищенсько-Софіївського нафтоносного району Східного нафтогазоно- сного регіону України [2]. Розташоване в Чернігівській області, на відстані 20 км від м. Прилуки. Знаходиться в південній прибортовій зоні західної частини Дніпровсько-Донецької западини. Складене гірськими породами палеозою, ме- зозою і кайнозою, виявлене та пройшло стадію розвідувальних робіт в 1971 - 1975 рр.
Рисунок 1.1. Оглядова карта району бурових робіт (ДДЗ)
Перша спроба пошуків покладів вуглеводнів у пастках неантиклінального типу (Північно-Голубівське родовище, 1960) була невдалою і надовго загаль- мувала ці роботи. В подальшому досвід набувався переважно шляхом побіжно- го вивчення цих об'єктів. Тільки з середини вісімдесятих років минулого сто- ліття почалися їх цілеспрямовані підготовка і введення в глибоке буріння, зок- рема на схилах від'ємних структур третього порядку.
Відкриття Волошківського та інших родовищ підтвердило ефективність цього напряму робіт. З кінця 90-х років 20-го століття розпочато освоєння нової перспективної території - північного борту ДДЗ. Тут нафтогазоносними вияви- лися не лише відклади палеозою, але й утворення кристалічного фундаменту Східноєвропейської платформи, з яких отримані промислові припливи вуглево- днів на Хухрянській та Юліївській площах.
Розробка, вдосконалення і впровадження в практику нових технологій сейсморозвідки, вибір оптимальних напрямів пошуково-розвідувальних робіт на різних етапах вивчення й оцінки нафтогазоносності земель Східного регіону увінчалися відкриттям за порівняно короткий проміжок часу 205 родовищ наф- ти і газу [3].
Структура Прилуцького родовища є брахіантиклінальною криптодіапіро- вою складкою субмеридіонального простягання, 4,5х3,5 м, амплітуда 300 м.
Перший промисловий приплив нафти одержано в 1960 р. з верхньовізейських відкладів в інтервалі 1847 - 1864 м.
Поклади склепінчасті, пластові, тектонічно екрановані. Розробляється з 1961 р. Режим покладу пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні кате- горій А+В+С1 - 5809 тис. т нафти; розчиненого газу 90 млн. м3. Густина дегазо- ваної нафти 824 - 830 кг/м3.
Загальний стан довкілля в зоні споруджування свердловини задовільний.
Майданчик проектованих робіт відповідає нормам санітарії та пожежної безпе- ки.
В адміністративному відношенні площа бурових робіт належить до При- луцького району Чернігівської області. Найбільш крупними населеними пунк-
тами біля площі є районний центр місто Прилуки, міста Ічня, Ніжин села Мала і Велика Дівиця. Найближча залізнична станція Прилуки знаходиться в півден- но-східному напрямку.
Більшість населених пунктів зв'язаних між собою асфальтними дорогами.
Через П’ятигорівську площу проходить асфальтна дорога Прилуки-Ніжин.
В економічному відношенні район є переважно сільськогосподарським, розвинута місцева промисловість. У зв’язку з відкриттям нафтових родовищ в останні роки, інтенсивного розвитку набуває нафтовидобувна промисловість.
Найближче до розроблюваної ділянки знаходиться Прилуцьке нафтове родовище та Мільківське нафтогазоконденсатне родовища (рис. 1.2). Дані ро- довища на даний час перебувають у промисловій розробці.
Рисунок 1.2. Оглядова карта району бурових робіт (Малодівицьке тектонічно-екрановане нафтове родовище)
В зоні розташування родовища відсутні відкриті водоймища та водосто- ки. Найближчим магістральним газопроводом є газопровід Шебелинка- Полтава-Київ (діаметром 700 мм), який проходить за 30 км на південь від Сте- пового родовища.
Головна промислова галузь району проектованих робіт - нафтогазопере- робка. У програмі соціально-економічного розвитку району, питома вага об'єму промислової продукції нафтогазопереробного заводу ПАТ «Укрнафта» стано- вить 90%. До основних цехів відносяться: цех підготовки і стабілізації нафти, переробки газу, компресорний та відвантаження. Позитивний аспект розробки
родовища - створення робочих місць, забезпечення потреб населення послуга- ми підприємств.
1.2 Геологічна характеристика району робіт
Дніпровсько-Донецька нафтогазоносна провінція, що дає більш 80% ви- добутку нафти й газу України, розташована на території Дніпропетровської, Полтавської, Сумської, Харківської й Чернігівської областей. У геологічному відношенні це велика ущелина в земній корі глибиною 2,5 - 10 км і шириною 75 - 130 км, що простирається на відстань 800 км із північно-західного на півден- ний схід, заповнена осадовими (глини, глинисті сланці, піски, піщаники, алев- рити, алевроліти, мергелі, вапняки й ін.) і вулканічними (діабази, трахібазальти, трахіандезіти, туфи, феноліти й ін.) гірськими породами, а також кам'яною сіл- лю, гіпсом і ангідритом. Соляні куполи й складки часто містять промислові ро- довища нафти й газу, яких зараз виявлено близько 120.
Відомі такі дані [4]: в осадових породах мезозою (137 - 240 млн років) іс- нує 16 нафтогазоносних горизонтів в 9 родовищах нафти й газу; у ранньоперм- ських-пізньокам`яновугільних породах (265 - 310 млн років) - 46 продуктивних горизонтів в 27 родовищах; у средньокам`яновугільних (310 - 335 млн років) - 163 продуктивних горизонтів в 36 родовищах; у ранньокам`яновугільних (335 - 360 млн років) - 411 продуктивних горизонтів в 86 родовищах; у девонських (360 - 410 млн років) - 2 продуктивних горизонти на 2 родовищах.
При розкритті покладів нафти й газу, що розташовуються на глибині 354 - 5800 м та перебувають у надрах під тиском 4,0 - 68,4 МПа при температурі 22 - 125°С, свердловини звичайно фонтанують з дебітом 10 - 2156 тис. м3/доб газу й 5 - 500 т/доб нафти. Промислово нафтогазоносні породи представлені пере- важно піщаниками пористістю 2 - 31% і проникністю (0,1 - 2000)·10-15 м2 (якщо пористість становить 2%, а проникність - тільки 0,1·10-15 м2, то це означає, що нафта й газ добуваються в основному не з пор, а із тріщин, що розсікають гір- ську породу). У складі горючих природних газів Дніпровсько-Донецької запа-
дини відзначаються такі компоненти, %: метан 61,01 - 99,84; етан 0,10 - 20,00;
пропан 0,04 - 11,25; бутан 0,01 - 4,03; пентан і вищі вуглеводні 0,009 - 11,14;
азот 0,03 - 13,54 і вуглекислий газ 0,02 - 5,76. Крім того, у газах часто втриму- ється природний газоконденсат.
Сумарні початкові запаси й накопичений видобуток газу в Дніпровсько- Донецькій провінції становлять відповідно 1659115 і 831709 млн м3. Найбіль- ший (666752 млн м3) внесок у видобуток газу зробили три родовища: Шебелин- ське (478906 млн м3), Західно-Хрестищенське (143459 млн м3) і Єфремовське (44387 млн м3). Початкові запаси газу Шебелинського родовища становили 528000, Західно-Хрестищенського – 332900, Єфремовського – 109970 млн м3. Ці родовища містили 970870 млн м3 газу Дніпровсько-Донецької нафтогазоно- сної провінції. Якщо врахувати Глинсько-Розбишевське, Мелиховське, Медве- довське й Опішнянське родовища, то на частку цих родовищ доводиться 70,5%
початкових сумарних запасів газу східної частини України й близько 87% усьо- го накопиченого газовидобутку.
Процес нафтовидобутку безпосереднім чином пов'язаний з особливостя- ми геологічної будови гірських порід, у яких залягають нафта й газ. Знахо- дження нафти й газу пов'язане з комплексом осадових порід земної кори [3].
Головні складові порід цього комплексу – піщаники, глини й алевроліти. Піща- ники являють собою осадову гірську породу зцементованого піску, який скла- дається із зерен кварцу, часто з домішкою польового шпату. Розмір часток піс- ку коливається від 2 до 0,1 мм.
У складі глин утримуються дрібні частки кварцу, польового шпату, а та- кож продукти хімічного розкладання магматичних порід (розмір часток 0,01 мм). Алевроліти – дрібноуламчасті осадові породи з розміром часток від 0,1 до 0,01 мм, які в результаті зцементованості утворюють щільну гірську породу.
Крім перерахованих, до осадових належать хемогенні породи, які, як пра- вило, представлені одним мінералом, утвореним осадженням його з розсолів.
Хемогенними породами є вапняки, доломіти, кам'яна сіль і ін.
Нафта й газ в осадовій породі перебувають у порожнечах між зернами піщанику або в тріщинах порід, представлених вапняками.
Породам-колекторам властиві дві ознаки: пористість і проникність. По- ристість характеризує обсяг порожнеч у породі, проникність – здатність породи пропускати крізь себе нафту, газ і воду під дією перепаду тиску. Не всі пористі породи проникні для нафти й газу, це залежить від розміру пор. Так, пори, що мають розмір 0,0002 м (субкапілярні пори), практично непроникні при досяж- них перепадах тиску.
Для забезпечення нагромадження й збереження нафти й газу в пористому проникному пласті-колекторі необхідно, щоб він перекривався непроникними породами. Такими породами можуть бути глини або алевроліти.
Якщо порода-колектор містить нафту або газ, то її називають природним резервуаром. Природні резервуари бувають пластовими, масивними й літологі- чно обмеженими з усіх боків.
У геологічному розрізі ДДЗ виділяють складчасту основу і платформний покрив [5]. Останній представлений девонськими, кам'яновугільними, пермсь- кими, тріасовими, юрськими, крейдовими, палеогеновими, неогеновими і чет- вертинними відкладами. За даними геолого-геофізичних досліджень, у півден- но-східній частині ДДЗ прогнозується розвиток рифейських і, можливо, ниж- ньопалеозойських утворень. У літологічному відношенні розріз западини скла- дають переважно теригенні породи. Крім того, тут розвинуті три соленосні то- вщі (нижньо-пермська, фаменська, франська), дві ефузивні в девоні, а також ка- рбонатні - у верхній крейді, нижньобашкирському, нижньовізейському і тур- нейському ярусах. Сумарна товщина відкладів змінюється від 1 до 16 км. Хара- ктерною особливістю будови Дніпровського грабена є розвиток солянокуполь- ної тектоніки, що обумовило формування локальних структур.
Кристалічний фундамент прогину складений гнейсами різного петрогра- фічного складу, амфіболітами, кристалічними сланцями, гранітами, а також комплексом основних і ультраосновних порід архейського та протерозойського
віку, стратиграфічні й структурні взаємовідношення яких здебільшого не вияв- лені.
На цей час у межах ДДЗ відкрито понад 202 родовища, зокрема 20 газо- вих, 28 нафтових, 6 газонафтових та 99 газоконденсатних, у яких запаси газу становлять близько 74%, нафти - майже 19 і конденсату - приблизно 7%. Гли- бина залягання продуктивних комплексів змінюється від 400 до 6300 м. Регіо- нальними покришками є глинисто-сульфатні і соленосні відклади франського ярусу, соленосні товщі верхнього фамену, глинисті породи башкирського і мо- сковського ярусів, глинисті та соленосні відклади пермі, глини верхнього тріасу і байосу-бату [6].
Колекторами слугують пісковики, алевроліти, гравеліти, тріщинуваті й кавернозні хемогенні відклади, а в деяких випадках і тріщинуваті породи крис- талічного фундаменту западини. Відкрита пористість колекторів - від 1-3 до 30
%, інколи більше. Проникність значною мірою залежить від тріщинуватості і змінюється від 0,0001 до 3 мкм2.
Поклади нафти і газу приурочені до локальних структур переважно бло- кової і солянокупольної природи. Розмір структур від 2x3 до 15x40 км, їх амп- літуди - від 50 до 1000 м.
На сучасному рівні вивченості перспективні території западини поділя- ють на 14 нафтогазоносних районів, в яких можна виділити 32 зони нафтогазо- нагромадження (рис. 1.3).
Уздовж приосьової зони ДДЗ із північного заходу на південний схід виді- лено шість районів (Монастирищєнсько-Софіївський нафтоносний, Срібненсь- кий нафтогазоносний, Глинсько-Солохівський газонафтоносний, Машівсько- Шебелинський газоносний, Співаківський газоносний і Кальміус- Бахмутський перспективний), у північній прибортовій частині - два райони (Анастасіївсько- Рибальський нафтогазоносний і Рябухінсько- Північноголубівський). Уздовж усього північного борту западини вузькою смугою простягається один нафтога- зоносний район - Північного борту. У південній прибортовій зоні виділено три райони (Антонівсько-Білоцерківський перспективний, Руденківсько-
Пролетарський газонафтоносний і Октябрсько-Лозовський перспективний), на північних окраїнах Донбасу - два (Красноріцький газоносний і Лисичанський перспективний).
Рисунок 1.3. Зведений геологічний розріз ДДЗ
У північно-західній частині ДДЗ (Чернігівська і частково Сумська облас- ті) родовища вуглеводнів, серед яких переважають нафтові, представлені плас- товими склепінними покладами (Монастирищенське родовище); трапляються
пластові склепінні, тектонічно екранові поклади (Прилуцьке родовище), а та- кож масивно-пластові (Глинсько-Розбишівське родовище). У центральній час- тині ДДЗ (Полтавська і північ Харківської області), де поклади переважно газо- конденсатні, поширені поклади вуглеводнів таких типів: пластові склепінні, те- ктонічно екрановані (Солохівське родовище); масивно-пластові (Шебелинське родовище); масивно-пластові, екрановані соляними масивами і тектонічними порушеннями (Єфремівське і Західнохрестищенське родовища) [7].
У південно-східній частині ДДЗ (південний схід Харківської і північний схід Донецької областей), де переважають газові поклади, поширені тектонічно екрановані і масивно-пластові поклади (Співаківське і Червонопопівське родо- вища).
Подальші перспективи нафтогазоносності ДДЗ пов'язують переважно з нижньокам'яновугільними відкладами, де сконцентрована більшість нерозвіда- них ресурсів вуглеводнів.
Перспективи нафтогазоносності девонського комплексу великі. За розмі- рами нерозвіданих ресурсів він поступається тільки нижньокам'яновугільному комплексу. Ступінь розвіданості його незначний.
1.3 Гірничо-геологічні умови буріння свердловин
Цикл споруджування свердловини починається з підготовки майданчика під бурову і закінчується демонтажем бурового устаткування, перевезенням йо- го на нову точку і рекультивацією земельної ділянки [8]. Усі види робіт, які входять у цикл споруджування свердловини, поділяються на: підготовчі роботи до монтажу бурового обладнання (планування майданчика під бурову, прове- дення під’їзних доріг, прокладання водопроводу, підвід електроліній); монтаж бурового обладнання (встановлення фундаментів і блоків обладнання на них, обв’язка обладнання, захист вишки та обладнання, встановлення ємкостей і по- бутових приміщень); підготовчі роботи до буріння свердловини (встановлення направлення; оснащення талевої системи; буріння під шурф і встановлення в
ньому труби; монтаж і випробування пристосувань малої механізації, що прис- корюють і полегшують процес виконання робіт; приєднання бурового шланга до вертлюга і стояка; підвішування машинних ключів; перевірка приладів;
центрування вишки, перевірка горизонтальності ротора); буріння свердловини, кріплення її стінок обсадними колонами і розмежування пластів; вторинне роз- криття продуктивного пласта (при перекритому колоною пласті), випробуван- ня, освоєння і здача свердловини в експлуатацію; демонтаж бурового облад- нання; перевезення обладнання на нову точку.
Спорудження розвідувально-експлуатаційної свердловини № 28 Малоді- вицького тектоніко-екранованого нафтового родовища, буде вестися в наступ- них гірничо-геологічних умовах, що представлені в табл. 1.1.
Таблиця 1.1 Зведена літолого-геологічна характеристика Малодівицького тектоніко-екранованого на-
фтового родовища (на прикладі стратиграфічного розрізу свердловини № 28)
Шкала глибин, м Узагальнена літологічна характерис-
тика
Категорія Градієнти тиску,
МПа/м Можливі
ускладнення за тверді-
стю за абразив-
ністю Пластового Гідророз- риву 0-280 Пісок, суг-
линок, глина I I 0,0100 0,0140 Обвали
280-1000
Глина, гале- чник, алев-
роліт II III 0,0104 0,0160 Обвали
1000- 1700
Алевроліт, аргіліт, вап-
няк
III II 0,0114 0,0170 Поглинання
1700- 3000
Аргіліт, га-
літ, вапняк V IV 0,0122 0,0150 Осипи
3000- 3700
Аргіліт, але- вроліт, піс-
ковик
VII VI 0,0106 0,0180 Поглинання
3700- 4460
Аргіліт, піс- ковик, алев-
роліт
VIII VII 0,0170 0,0200
Зона нафто- газопрояв-
лень Організація процесу споруджування свердловини може проводиться за амбарним і безамбарним способами. Згідно рекомендацій [2, 9], спорудження свердловини № 28 Малодівицького тектоніко-екранованого нафтового родови- ща буде проводитись за амбарним способом.
При проведенні інженерно-геологічних вишукувань на проектованій ді- лянці - ґрунтові води не виявлені. Площадка проектованого спорудження від- носиться до потенційно непідтоплюваної. Поверхневі водойми знаходяться на значній відстані від місця розташування свердловини.
Охорона поверхневих водоймищ та підземних вод здійснюється на всіх етапах спорудження свердловини, враховуючи підготовчі роботи до буріння, буріння, кріплення, випробування свердловини та демонтажні роботи.
Хімічні реагенти, які входять до складу бурового розчину є екологічно безпечними (малонебезпечними), що дозволяє вважати буровий розчин, приго- товлений на їх основі та відходи буріння помірно безпечними і попереджує не- гативний вплив на довкілля.
Для попередження міграції підземних вод і пластових флюїдів усі обсадні колони цементуються високоякісним тампонажним розчином з підняттям до гирла.
Основні технологічні рішення для забезпечення безаварійності проводки свердловини та мінімізації негативного впливу на надра: вибір конструкції све- рдловини за графіком суміщених тисків, яка відповідає геологічним умовам бу- ріння; розрахунок згідно норм густини бурового розчину по інтервалах бурін- ня; розрахунок і підбір обсадних труб на максимально можливі пластові тиски;
цементування обсадних колон високоякісними тампонажними матеріалами;
установка на обсадні колони центраторів, скребків і турболізаторів для утво- рення надійного цементного кільця.
Для попередження виникнення нафтоводопроявлень (НВП) і перехід їх у відкриті фонтани передбачається: підбір бурового розчину по типу та його па- раметрах у відповідності до прогнозованих геологічних умов; для своєчасного виявлення НВП при бурінні з глибини 3600 м до проектної глибини передбача- ється використання розширеного комплексу геофізичних досліджень свердло- вини (ГДС); попередній інструктаж та навчання членів бурової бригади діям з виявлення НВП і недопущенню переходу їх у відкрите фонтанування; встанов- лення на гирлі свердловини противикидного обладнання, яке відповідає пара-
метрам безпечного буріння свердловини; забезпечення бурової запасним буро- вим розчином в об’ємі свердловини з відповідними параметрами.
В проектному розрізі розвинуті природні водонапірні системи інфільтра- ційна - в кайнозойських і крейдових відкладах, перехідна до елізійної - у верх- ньоюрських відкладах та елізійна - під юрськими глинами.
Аналіз геологічної будови розрізу свердловини вказує на дуже складні гірничо-геологічні умови і дозволяє виділити в ньому інтервали несумісних умов буріння, котрі визначають конструкцію свердловин.
Сама верхня частина проектного розрізу складена переважно м'якими за буримістю кайнозойськими і крейдовими породами. Пласти пісків і пісковиків вміщують питну воду, яка з бучацько-канівського водоносного горизонту вико- ристовується в районі для централізованого водопостачання.
Окремі прошарки цих порід у зв'язку з дуже низьким градієнтом тиску гі- дророзриву можуть інтенсивно поглинати буровий розчин малої густини з об- валами верхніх пластів. Через використання підземної води для водопостачання і з метою попередження поглинань кайнозойські і крейдові відклади ізолюють від нижньої частини розрізу кондуктором.
Нижчезалягаючі водоносні відклади представлені породами юри, тріасу, московського і башкирського ярусу середнього карбону. Мезозойський ком- плекс складений пісковиками, алевролітами, вапняками, котрі характеризують- ся високою проникністю. За буримістю породи відносяться до групи м'яких з пластами порід середньої твердості і рідкими прошарками твердих.
Розріз є нестійкий через наявність прошарків неміцних порід, що відріз- няються дуже низьким градієнтом тиску гідророзриву.
Комплекс відкладів середнього карбону представлений чергуванням піс- ковиків, алевролітів, аргілітів з окремими пластами вапняків. За буримістю по- роди відносяться до груп середньої твердості (глинисті), твердих (піщані) і міц- них (карбонатні). При проходці цих відкладів можливі виникнення уступів на контакті м'яких і більш міцних порід, звуження стволу, каверноутворення тощо.
В нижніх інтервалах знаходиться перспективно продуктивна теригенно-
карбонатна товща занурених нижньовізейських, турнейських і верхньоде- вонських відкладів. За літологічним складом, буримістю, фізико-механічними властивостями породи відрізняються більш високими стадією ущільнення та напружено-деформованим станом.
При проходці продуктивних відкладів можливі газопрояви, в глинистих - осипання з утворенням каверн, в тріщинуватих аргілітах з низькими значення- ми коефіцієнта Пуассона та пластах ослаблених порід - поглинання бурового розчину.
Відповідно до існуючої класифікації ресурсів та запасів родовищ площа за величиною ресурсів нафти і газу відноситься до дрібних родовищ, а за фазо- вим станом – до нафтових. Площа має складну геологічну будову, характеризу- ється мінливістю товщ і колекторських властивостей продуктивних горизонтів, наявністю тектонічних порушень.
Проектом на будівництво свердловини передбачено проведення підгото- вчих робіт, які включають планування ділянок, прокладання технологічних і побутових комунікацій, їх гідро і термоізоляцію, розміщення обладнання і агре- гатів для буріння і випробування свердловин, збирання відходів виробництва та розташування інфраструктури житлово-побутового комплексу.
Родючий шар ґрунту знімається за допомогою бульдозера або скрепера і складається в кагати. Для запобігання ерозії та підтримки біологічної активнос- ті поверхня кагатів та відкоси засіваються багаторічними травами.
Для попередження проникання в ґрунт виробничих розчинів і забрудню- ючих речовин, а також для захисту прилеглої території, площадки під виробни- чим устаткуванням, викладаються залізобетонними плитами.
Для попередження забруднення ґрунту відходами буріння передбачені закриті металеві ємності або гідроізольовані амбари для їх збору. Господарсь- ко-побутові стоки через побутову каналізацію і піщано-гравійний фільтр відво- дяться в закриту ємність і періодично вивозяться на очисні споруди.
Буріння передбачається здійснювати роторним та роторно-турбінним способами.
Розділ 2. Техніко-технологічна частина
2.1 Вибір і обґрунтування конструкції свердловини
Конструкція свердловини визначається завданням замовника (видобувної організації) і геологічними умовами району робіт. Обґрунтування конструкції проводиться в два етапи. На першому етапі вибирається метод входження в пласт, число обсадних колон і глибини їх спуску. На другому - розміри колон, діаметри доліт, інтервали цементування [10].
Число обсадних колон і можливі глибини їх спуску залежать від кількості інтервалів, несумісних за умовами буріння, визначуваних по графіку поєднаних тисків (графіку зміни коефіцієнтів аномальності пластових тисків і індексів ти- сків початку поглинання).
При виборі числа обсадних колон необхідно враховувати стійкість гірсь- ких порід і необхідність перекриття порід. Важливо пам'ятати про наявність флюїдів, агресивних по відношенню до промивальних рідин, обсадних труб і тампонажних матеріалів. У разі проектування пошуково-розвідувальних сверд- ловин необхідно передбачити можливість спуску резервної обсадної колони.
Інтервали цементування обсадних колон визначаються у відповідності правилами безпеки в нафтовій і газовій промисловості. Напрям і кондуктори в усіх свердловинах мають бути зацементовані до гирла. Обов'язковому цементу- ванню підлягають: продуктивні горизонти, окрім запроектованих до експлуата- ції відкритим забоєм; продуктивні горизонти, що не підлягають експлуатації, в т.ч. з непромисловими запасами; виснажені горизонти; горизонти вторинних (техногенних) покладів нафти і газу; інтервали, складені пластичними порода- ми, схильними до деформації; інтервали, породи яких або продукти їх насичен- ня здатні викликати прискорену корозію обсадних труб.
Діаметри обсадних колон і діаметри доліт для буріння під них визнача- ють з урахуванням літології, профілю свердловини і інших чинників. Напри- клад, в похилих свердловинах проміжки мають бути збільшені. Якщо ділянка
ствола свердловини представлена недостатньо стійкими породами, схильними до випучування, величину проміжку між обсадною колоною і стінкою також необхідно збільшувати.
Обсадні колони за призначенням підрозділяються таким чином [11].
Напрям - перша колона труб або одна труба, призначена для закріплення пригирлової частини свердловин від розмиву буровим розчином і обвалення, а також для забезпечення циркуляції рідини. Напрям, як правило, один. Проте можуть бути випадки кріплення свердловин двома напрямами, коли верхня ча- стина розрізу представлена лесовими ґрунтами, насипним піском або має інші особливості. Зазвичай напрям спускають в заздалегідь підготовлену шахту або свердловину і бетонують на всю довжину. Іноді напрям забивають в породу, як палю.
Кондуктор - колона обсадних труб, призначених для відокремлення верх- нього інтервалу розрізу гірських порід, ізоляції прісноводних горизонтів від за- бруднення, монтажу противикидного устаткування і підвіски наступних обсад- них колон.
Проміжна обсадна колона (їх може бути декілька) служить для відокрем- лення несумісних за умовами буріння зон при поглибленні свердловини до на- мічених глибин.
Проміжні обсадні колони можуть бути наступних видів: суцільні - перек- ривають увесь ствол свердловини від забою до її гирла незалежно від кріплення попереднього інтервалу; хвостовики - для кріплення тільки необсадженого ін- тервалу свердловини з перекриттям попередньої обсадної колони на деяку ве- личину; летючки - спеціальні проміжні обсадні колони, що слугують тільки для перекриття інтервалу ускладнень і не мають зв'язку з попередніми або наступ- ними обсадними колонами.
Секційний спуск обсадних колон і кріплення свердловин хвостовиками є, по-перше, практичним рішенням проблеми спуску важких обсадних колон і, по-друге, рішенням задачі по спрощенню конструкції свердловин, зменшенню діаметру обсадних труб, проміжків між колонами і стінками свердловини, ско-
роченню витрати металу і тампонуючих матеріалів, збільшенню швидкості бу- ріння і зниженню вартості бурових робіт.
Експлуатаційна колона - остання колона обсадних труб, якою кріплять свердловину для відокремлення продуктивних горизонтів від інших порід і ви- тягання зі свердловини нафти або газу або для нагнітання в пласти рідини або газу. Іноді, в якості експлуатаційної колони може бути використана (частково або повністю) остання проміжна колона.
Рисунок 2.1. Суміщений графік коефіцієнтів аномальності пластових тисків і індексів тис- ків поглинання для умов Малодівицького родовища (на прикладі свердловини № 28)
