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)
студентки Охлопкової Анастасії Анатоліївни____________________________
(ПІБ)
академічної групи 185м-19-1 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 Опішнянського нафтогазоконденсатного родовища з удосконаленням методів освоєння про- дуктивних горизонтів_______________________________________________
(назва за наказом ректора)
Керівники Прізвище, Оцінка за шкалою
Підпис ініціали рейтинговою інституційною
кваліфікаційної Коровяка Є.А.
роботи розділів:
Технологічний
Спеціальний Коровяка Є.А.
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)
«_12_»___жовтня__2020 року ЗАВДАННЯ
на кваліфікаційну роботу ступеня ______магістра_______
(бакалавра, магістра)
студентці Охлопковій Анастасії Анатоліївні_ академічної групи 185м-19-1 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 Опішнянського наф- тогазоконденсатного родовища з удосконаленням методів освоєння продуктив- них горизонтів_______________________________________________________
затверджену наказом ректора НТУ «Дніпровська політехніка» від 16.11.2020 р.
№ 947-с.
Розділ Зміст Термін
виконання Технологічний Гірничо-геологічна та літологічна характерис-
тика ділянки проведення робіт. Проектування технології буріння експлуатаційної свердловини в умовах родовища, промислова продуктивність якого пов’язана з піщано-алевролітовими колек- торами на підставі урахуванням пластових умов порід-колекторів.
26.10.20 р.
Спеціальний Удосконалення технології освоєння продуктивних
горизонтів з високими технічними показниками 18.11.20 р.
Організація та еконо-
міка бурових робіт Розробка організаційної структури виконання та
економічне обґрунтування прийнятих рішень 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 __________________ ______Коровяка Є.А._____
(підпис керівника) (прізвище, ініціали)
Дата видачі ___12.10.2020 р.__
Дата подання до екзаменаційної комісії __11.12.2020 р.______________
Прийнято до виконання ____________ ______Охлопкова А.А.______
(підпис студента) (прізвище, ініціали)
РЕФЕРАТ
Пояснювальна записка: 92 с., 9 рис., 10 табл., 3 додатки, 39 джерел.
ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКА ЗАПАДИНА, СВЕРДЛОВИНА, НАФТА, ГАЗ, РОДОВИЩЕ, ГІРСЬКА ПОРОДА, ДОЛОТО, БУРИЛЬНА КОЛОНА, ПРОМИВАЛЬНА РІДИНА, ПРОДУКТИВНИЙ ГОРИЗОНТ.
Сфера застосування розробки – буріння нафтових і газових свердловин.
Об'єкт розроблення – регламент виконання бурових робіт при спору- дженні експлуатаційної свердловини (на прикладі ділянки Опішнянського наф- тогазоконденсатного родовища Полтавської обл.) з удосконаленням методів освоєння продуктивних горизонтів.
Мета роботи – підвищення техніко-економічних показників та ступеню вилучення вуглеводнів при спорудженні експлуатаційної свердловини в умовах Опішнянського нафтогазоконденсатного родовища, що досягається за рахунок вдосконалення режимних параметрів та технології виконання пригирлових ро- біт; підвищення якості проведення завершальних робіт.
Новизна одержаних результатів – обґрунтовано вибір конструкції і режи- мів буріння свердловин, які забезпечують попередження гідророзриву гірських порід. Для запобігання проявів розроблено параметри бурового розчину, що за- безпечують протитиск на напірні горизонти. Запропоновано сучасну методику проведення робіт з освоєння продуктивних горизонтів. Всі технологічні рішен- ня базуються на даних щодо геологічного розрізу та гідрогеологічних умов, фі- зико-механічних параметрів порід і технологічних вимог до буріння.
Практичні результати – розроблено вдосконалені технології буріння све- рдловин та виконання внутрішньосвердловинних операцій, що базуються на сталих техніко-економічних показниках процесу спорудження свердловин та ступеню надійності і безпечності виконання бурових та суміжних робіт.
Практична значимість кваліфікаційної роботи – забезпечення умов зрос- тання механічної швидкості та ступеню надійності і безпечності виконання бу- рових та завершальних операцій за рахунок вдосконалення режимних парамет- рів та технології виконання пригирлових та свердловинних 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…... 11
1.3 Гірничо-геологічні умови буріння свердловин….………... 15
Розділ 2 Техніко-технологічна частина... 21
2.1 Вибір і обґрунтування конструкції свердловини...…... 21
2.2 Вибір способу буріння……...………... 25
2.3 Вибір породоруйнівного інструменту...……... 27
2.4 Вибір бурильної колони...………. 30
2.5 Вибір режимів буріння... 38
2.6 Ускладнення при бурінні... 52
2.7 Вибір бурового обладнання... 56
Розділ 3 Спеціальна частина роботи – удосконалення методів освоєн- ня продуктивних горизонтів... 60
Розділ 4 Охорона праці... 70
Розділ 5 Охорона навколишнього середовища... 76
Розділ 6 Організація та економіка бурових робіт... 81
ВИСНОВКИ... 85
ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ... 86
ДОДАТОК А Відомість матеріалів кваліфікаційної роботи... 90
ДОДАТОК Б Розрахунок освоєння горизонту... 91
ДОДАТОК В Відзив на кваліфікаційну роботу... 92
Вступ
Наша держава має потужну й розвинену мінерально-сировинну базу, що дозволяє її віднести до ряду провідних видобувних країн світу. На території України відомі чисельні родовища металічних і неметалічних корисних копа- лин, значна кількість родовищ горючих корисних копалин, частина з яких роз- робляється або розроблялася раніше. Видобуток мінеральної і паливної сирови- ни є базою для подальшого розвитку потужного виробничого комплексу нашої держави.
Горючі корисні копалини (нафта, газ, вугілля, торф, горючі сланці, метан вугільних родовищ) відіграють провідну роль у вирішенні енергетичних про- блем, які останнім часом все гостріше постають перед багатьма державами, не є виключенням і Україна.
Більшість запасів нафти і природного газу на території України знахо- диться у так званих комплексних родовищах. За генетичним типом вони поді- ляються на газоконденсатні, газові, нафтогазоконденсатні, нафтові, газонафтові й нафтогазові, газоконденсатнонафтові. Зазначені родовища знаходяться у трьох нафтогазоносних регіонах: Східному (Дніпровсько-Донецька нафтогазо- носна область), Західному (Волино-Подільська, Передкарпатська, Закарпатська нафтогазоносні області) та Південному.
Родовища нафти в Україні відносяться, переважно, до категорії дрібних і дуже дрібних. Тільки Бугруватівське і Глинсько-Розбишівське родовища за су- мою балансових (видобувних) запасів відносяться до середніх. Яблунівське (Полтавська область) та Стинавське (Львівська область) родовища – відносять- ся до невеликих.
Вивчення та промислове використання покладів нафти в Україні має дав- ню історію: з 1771 р. починається розробка родовища Слобода-Рунгурська, з 1790 р. – Нагуєвічи, а з 20-х років XIX ст. – Бориславського родовища в Прика- рпатті. У цьому ж регіоні, на Дашавській площі вперше в Україні в 1920 р. по- чався видобуток газу.
Нафтогазоносність Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ) була встанов- лена в 1936 р. завдяки дослідженням колективу вчених Інституту геологічних наук АН України, а в 1939 р. було відкрито перше родовище нафти – Роменсь- ке.
Енергетичні ресурси України значно виснажені багаторічною експлуата- цією її надр як основного джерела енергетичної сировини (вугілля Донбасу, газ Шебелинки, нафта Прикарпаття і ДДЗ). Саме тому інтенсифікація геологороз- відувальних робіт на усі види енергетичної сировини є вельми необхідною за- дачею.
Проведення геолого-пошукових і розвідувальних робіт на нафту і газ проводяться в декілька етапів. Спочатку здійснюють роботи, мета яких полягає у відшукуванні нових родовищ. Після відкриття родовища на нім проводять ро- боти, націлені на визначення геологічних запасів нафти або газу і умов його ро- зробки. Поклади нафти і газу знаходяться під осадовим чохлом різної (неодмін- но значної) потужності, саме тому відкриття покладів можливо тільки шляхом буріння свердловин. Важливою обставиною, що характеризує поклади нафти і газу, є їхня приналежність до певних типів тектонічних або седиментаційних структур, які визначають можливість наявності природних пасток в проникних пластах і товщах.
Роботи з розвідки нафтових і газових родовищ супроводжуються їх оцін- кою, при цьому основним параметром покладу є його запаси, розміри яких зна- чною мірою визначаються розмірами пастки. Розрізняють геологічні і витягу- вані запаси. Геологічними запасами нафти і газу називають кількість цих кори- сних копалини, що знаходяться в покладі. Об'єм нафти і газу в покладі істотно відрізняється від того об'єму, який вони займають на поверхні. Таким чином, мета даної роботи полягає у: розробці прогресивної технології спорудження свердловин в умовах Опішнянського нафтогазоконденсатного родовища, про- мислова продуктивність якого пов’язана з піщано-алевролітовими колекторами середнього і нижнього карбону – башкирського, серпуховського і візейського ярусів та удосконалення методів освоєння продуктивних горизонтів.
Розділ 1. Геолого-технічні умови проведення бурових робіт
1.1 Загальні відомості про район проектних робіт
Район проектних робіт геологічно та територіально приурочений до Дніпровсько-Прип'ятської нафтогазоносної провінції, структурним елементом якої є Дніпровсько-Донецька нафтогазоносна область (у межах України Східно- Українська нафтогазоносна провінція) з однойменною тектонічною западиною.
Дніпровсько-Донецька западина 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 (рис. 1.1) [1]. Географічно ДДЗ розташо- вана у південній частині Східно-Європейської платформи, на території України та Білорусі. Нафтогазоконденсатні родовища центральної і східної частини ДДЗ в межах України розташовані на території Дніпропетровської, Харківської, Сумської, Полтавської та Чернігівської областей.
Рисунок 1.1. Схема районування та розташування родовищ нафти і газу України
Опішнянське нафтогазоконденсатне родовище (НГКР) розробляється з 1972 р. Його промислова нафтогазоносність пов’язана з піщано-алевролітовими колекторами середнього і нижнього карбону – башкирського, серпуховського і візейського ярусів (рис. 1.2) [2].
Рисунок 1.2. Оглядова карта району бурових робіт (Опішнянське НГКР)
Метою проектованих робіт є: продовження видобування вуглеводнів (на- фта, газ природний, конденсат, супутні компоненти: етан, пропан, бутани Опі- шнянського родовища та пошук, розвідка, оцінка, розробка та експлуатація га- зових покладів.
Родовище відзначається дуже складною геологічною будовою. Знахо- диться на завершальній стадії розробки, яка характеризується зниженням річ- них відборів газу і конденсату.
За величиною запасів вуглеводнів Опішнянське родовище відноситься до категорії великих родовищ (30 - 100 млн. т. у. п.). Загальний фонд свердловин родовища нараховує 37 [3]. З них 22 свердловини знаходиться в діючому фонді.
Дві свердловини (№ 106, 120) переведені в спеціальні на тріасовий горизонт для повернення супутньо-пластових вод. П’ять свердловин знаходяться у капі- тальному ремонті або очікують його. Очікує ліквідації свердловина № 123 та сімнадцять свердловин було ліквідовано, з них 7 – після експлуатації та 10 – пі- сля буріння. Для підготовки видобувної продукції свердловин на Опішнянсь- кому родовищі та забезпечення транспортування газу до промислових газопро- водів було збудовано установку комплексної підготовки газу (УКПГ).
Заходи з подовження видобування вуглеводнів включають у себе: пода- льшу промислову розробку родовища, пошук, розвідку, дорозвідку покладів ву- глеводнів, будівництво свердловин в тому числі експлуатаційних (глибиною до 6000 м), у відповідності до перспективної оцінки покладів; будівництво на по- чатковому етапі 2 свердловин, підключення свердловин (довжина шлейфу до 10000 м); експлуатацію наявного технологічного обладнання в сталому режимі у відповідності до технологічних регламентів, правил розробки і експлуатації родовищ та з додержанням галузевих стандартів і норм природоохоронного за- конодавства України.
Опішнянське НГКР розташовано на території Зіньківського, Котелевсь- кого та Диканського районів Полтавської області, яка за більшістю показників належить до провідних регіонів України. За розмірами території – 28,8 тис. км2 Полтавщина займає сьоме місце в Україні. У складі області – 25 районів, 6 міст обласного підпорядкування, 21 селище, 1790 сіл. Регіон розташований у лісос- теповій зоні. Лісами зайнято 7,4% території; ґрунти - переважно чорнозем. По території області протікають 89 річок загальною довжиною 5453 км. Головна водна артерія – Дніпро. Всі річки, а найбільші з них це Ворскла, Сула, Псел та Оріль, відносяться до басейну р. Дніпро і є його лівими притоками. На півдні і південному заході область омивають води Кременчуцького і Дніпродзержинсь- кого водоймищ. Багато штучних ставків і озер, загальною площею 21 тис. гек-
тарів. Обласний центр – м. Полтава, де мешкає 314 тис. чол. Обласний центр та залізнична станція м. Полтава розташовані в 50 км на південний захід від родо- вища. Поблизу Опішнянського НГКР знаходяться села: Опішня, Лихачівка, Шевченкове, Карабазівка [4]. Провідне місце в економіці найближчих поселень займає сільське господарство, частина населення зайнята в нафтогазовій про- мисловості.
Вигідне географічне розташування області є сприятливою передумовою для розвитку зовнішньої та внутрішньої торгівлі, транспортних послуг. Полта- вщина має потужний промисловий та аграрний потенціал.
В орфографічному відношенні район родовища рівнінний горбистий. За 5 км на захід від Опішні зареєстрована абсолютна відмітка рельєфу Лівобережжя Полтавської області – 202,6 м. Клімат помірно континентальним з прохолод- ною зимою і теплим (інколи спекотним) літом. Середньорічна температура по- вітря становить 7,6°С, найнижча вона у січні (-6,6°С), найвища – у липні (+20,1°С). У середньому за рік випадає 525 мм атмосферних опадів, найменше – у лютому - березні, найбільше – у липні.
На більшій частині Полтавської рівнини перший від поверхні горизонт підземних вод на вододілах (в антропогенових лесових породах, моренних суг- линках тощо) розташований на глибинах від 2 м до 18 м. Води слабо мінералі- зовані (до 1 г/л), мають велику жорсткість (24 - 35 мг-екв/л), переважно гідро- карбонатні кальцієво-магнієві, використовуються за допомогою шахтних коло- дязів у сільській місцевості. На півдні області, в межах Придніпровської низо- вини, водоносні горизонти в антропогенних відкладах надзаплавних терас Дніпра мають більшу мінералізацію, але меншу жорсткість, гідрокарбонатно- сульфатно-магнієво-кальцієвий або гідрокарбонатно-кальцієво-натрієвий склад.
Вони залягають ближче до поверхні, але теж використовуються за допомогою шахтних колодязів.
При видобутку вуглеводнів разом з нафтою і газом на поверхню надхо- дять супутньо-пластові води (СПВ), які є складним природним розчином, що складається з пластових вод водонасиченої частини продуктивного горизонту,
конденсаційних вод, а також контурних і підошовних пластових вод. Повер- нення СПВ у надра здійснюється відповідно до технологічних проектів за до- помогою відповідної установки, яка є структурним елементом установки ком- плексної підготовки газу і входить до складу її технологічного процесу.
1.2 Геологічна характеристика району робіт
Дніпровсько-Донецька нафтогазоносна область дає більш 80 % видобутку нафти й газу України. Відносно продуктивності окремих геологічних формацій відомі такі дані [5]: в осадових породах мезозою (137 - 240 млн років) існує 16 нафтогазоносних горизонтів на 9 родовищах нафти й газу; у ранньопермських- пізньокам`яновугільних породах (265 - 310 млн років) – 46 продуктивних гори- зонтів на 27 родовищах; у средньокам`яновугільних (310 - 335 млн років) – 163 продуктивних горизонтів на 36 родовищах; у ранньокам`яновугільних (335 - 360 млн років) – 411 продуктивних горизонтів на 86 родовищах; у девонських (360 - 410 млн років) – 2 продуктивних обрію на 2 родовищах.
При розкритті покладів нафти й газу, що розташовуються на глибині 1000 - 5800 м, перебувають у надрах під тиском 4,0 - 68,4 МПа за температури 22 - 125°С, свердловини звичайно фонтанують з дебітом 10 - 2156 тис. м3/доб газу й 5 - 500 т/доб нафти. Промислово нафтогазоносні породи представлені переваж- но піщаниками пористістю 2 - 31% і проникністю (0,1 - 2000)·10-15 м2 (якщо по- ристість 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 ДДЗ відзначаються такі ком- поненти, %: 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 вуглекис- лий газ 0,02 - 5,76. Крім того, у газах часто втримується природний газоконден- сат (2,9 - 1380 г/м3).
Сумарні початкові запаси й накопичений видобуток газу в ДДЗ становили відповідно 1659115 і 831709 млн м3. Найбільший (666752 млн м3) внесок у ви-
добуток газу зробили три родовища: Шебелинське (478906 млн м3), Західно- Хрестищенське (143459 млн м3) і Єфремовське (44387 млн м3). Початкові запа- си газу Шебелинського родовища становили 528000, Західно-Хрестищенського – 332900, Єфремовського – 109970 млн м3. Ці родовища містили 970870 млн м3 газу Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної провінції. Якщо врахувати Глин- сько-Розбишевське, Мелиховське, Медведовське й Опішнянське родовища, то на частку семи родовищ доводиться 70,5% початкових сумарних запасів газу східної частини України й близько 87% усього накопиченого газовидобутку.
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 [6].
На сучасному рівні вивченості перспективні території западини поділя- ють на 14 нафтогазоносних районів, в яких можна виділити 32 зони нафтогазо- нагромадження (рис. 1.3).
Рисунок 1.3. Схема нафтогазогеологічного районування Дніпровсько-Донецької запа- дини: І - крайові розломи; ІІ - межі нафтогазоносних районів: А - Монастирищєнсько- Софіївський, Б - Срібненський, В - Глинсько-Солохівський, Г - Машівсько-Шебелинський, Д -
Співаківський, Е - Кальміус- Бахмутський, Є - Північного борту, Ж - Рябухінсько- Північноголубівський, З - Антонівсько- Білоцерківський, И - Руденківсько-Пролетарський, К -
Октябрсько- Лозовський, К - Анастасіївсько-Рибальський, Л - Лисичанський, М - Краснорі- цький; ІІІ- перспективні площі; IV- газові родовища; V- нафтогазові родовища; газонафтові родовища; VI - нафтові родовища; VII - газоконденсатні, нафтогазоконденсатні родовища;
родовища (цифри на карті): 1 - Ярошівське, 2 - Леляківське, 3 - Талала'івське, 4 - Глинсько- Розбишівське, 5 - Яблунівське, 6 - Солохівське, 8 - Машівське, 9 – Західнохрестищенське, 10- Опішнянське, 11 - Шебелинське, 12 - Коробочкинське; 13 - Дружелюбівське, 14 - Зачепилівсь-
ке; 15 - Ольхівське
Подальші перспективи нафтогазоносності ДДЗ пов'язують переважно з нижньокам'яновугільними відкладами, де сконцентрована більшість нерозвіда- них ресурсів вуглеводнів. Перспективи нафтогазоносності девонського компле- ксу великі. За розмірами нерозвіданих ресурсів він поступається тільки ниж- ньокам'яновугільному комплексу. Ступінь розвіданості його незначний [7].
На основі аналізу підрахованих запасів вуглеводнів, результатів випробу- вань та поточного стану розробки Опішнянського НГКР виділено шість експлу- атаційних об'єктів [3].
Об’єкт І (поклади горизонтів Б-7, Б-8, Б-10, Б-12) розробляється однією свердловиною 1 в центральному блоці. Враховуючи незначні залишкові запаси газу цього блоку, розробку покладу буде завершено даною свердловиною.
Об’єкт ІІ (поклади горизонту С-3а-3б) розділений на три окремі блоки:
північний блок експлуатувався свердловиною 1 (обводнилася і була переведена на поклад горизонту Б-10-12), центральний блок свердловини 23 (яка за даними розробки також дренує сусідній блок на півдні), південний блок свердловини 103.
Об’єкт ІІІ (поклади горизонтів С-4б, С-4в, С-5б). Два поклади із трьох, що включає даний об’єкт, на даний час знаходяться в розробці – горизонтів С-5б і С-4в. Поклад горизонту С-4б розглядається як об’єкт повернення у свердлови- ни 104, 108, переведення яких відбудеться раніше решти свердловин, що розро- бляють нижчезалягаючі візейські поклади.
Об’єкт ІV (поклад горизонту С-9) розробляється двома свердловинами 2 і 122, які були переведені з нижчезалягаючих горизонтів. Враховуючи незначні залишкові запаси газу цього покладу (біля 60 млн м3 від початкових дренова- них), пропонується завершити розробку покладу існуючими свердловинами.
Об’єкт V (поклади горизонтів В-14, В-15а) розробляється вісьмома свер- дловинами 12, 14, 101, 114, 116, 118, 121, 127 ще чотири свердловини (7, 117, 129, 202) знаходяться в капітальному ремонті. Складність аналізу розробки да- ного об’єкта полягає у тому, що протягом великого періоду часу існували пере- токи газу між блоками I-VI і III-IV, що значно ускладнює визначення реальних
залишкових запасів газу в кожному із блоків та положення поточних контурів газоводяного контакту (ГВК) в них. Аналіз розробки об’єкта і уточненої геоло- гічної моделі покладів виявив наявність взаємодії ІІІ і IV блоків, що відобража- ється у збільшенні дренованих запасів газу в блоці IV. Таким чином, залишкові запаси газу по блоках будуть вилучені діючим фондом та переведенням сверд- ловин, що експлуатують нижчезалягаючі горизонти.
Об’єкт VI (поклади горизонтів В-16а, В-16б, В-17) розробляється шістьма свердловинами №№ 110, 113, 125, 126, 212, 213, в капремонті свердловина № 111. Розділений також на чотири крупні блоки, які в свою чергу розроблялися окремими сітками свердловин. По меншій мірі, у двох блоках, західному і пів- денному, спостерігається як прояв водонапірного режиму, так і перетоки газу із західного блоку в південний.
Процес підготовки газу та конденсату на Опішнянському НГКР до пода- льшого транспортування включає: збір газу на УКПГ; первинну сепарацію газу;
сепарацію газу на установці низькотемпературної сепарації (НТС); підвищення тиску газу низьконапірних свердловин до газопровідного за допомогою дотис- кної компресорної станції (ДКС); відокремлення газового конденсату від супу- тно-пластової води в розділювачах рідини [3, 8].
Установка комплексної підготовки газу Опішнянського НГКР працює за схемою низькотемпературної сепарації з використанням дотискної компресор- ної станції (ДКС) для компримування природного газу низьконапірних сверд- ловин Опішнянського НГКР до тиску в магістральному газопроводі [9].
Опішнінська УКПГ складається з технологічних ліній, які призначені: те- хнологічна лінія № 3 – для підготовки газу низьконапірних свердловин – тиск (1,0÷1,1) МПа; технологічна лінія № 4 – для підготовки газу низьконапірних свердловин – тиск (1,4÷1,7) МПа; технологічна лінія № 5 – для підготовки газу високонапірних свердловин – тиск (3,8÷6,5) МПа; здійснення замірів свердло- вин на видобувні можливості [3, 10].
Газоводоконденсатна суміш (ГВКС) від високонапірних свердловин (тех- нологічна лінія № 5) Опішнянського НГКР по індивідуальних шлейфах з тис-
ком 3,8÷6,5 МПа і температурою +5÷+200С надходить до вузла входу свердло- вин Опішнянської УКПГ.
1.3 Гірничо-геологічні умови буріння свердловин
Згідно із проектом подальшої розробки Опішнянського НГКР, об’єктом планованих робіт є його північно-східна ділянка. Передбачається буріння чоти- рьох свердловин (№№ 12 - 16) в продуктивних відкладах, що включають стра- тиграфічні комплекси антропогену, неогену, юри, тріасу, нижньої пермі, верх- нього, нижнього та середнього карбону (рис. 1.4).
Рисунок 1.4. Структурна карта Опішнянського НГКР
При сумісному розкритті різних за геологічними та фізичними характе- ристиками горизонтів, можуть створюватися умови виникнення інтенсивних газопроявлень у вигляді міжпластових перетоків пластових вод і природного газу з конденсатом. Для запобігання таких ускладнень при бурінні свердловин, необхідно передбачити наступне: вибір конструкції свердловини повинен за- безпечити попередження гідророзриву гірських порід тиском газу при газопро- явленнях, і герметизацію устя противикидним обладнанням; підбір обсадних
труб за міцністю повинен вестися виходячи з очікуваного максимально можли- вого тиску на усті свердловини в процесі буріння і випробування на приплив газу; підбір густини бурового розчину необхідно визначати виходячи з умов за- безпечення створення гідростатичного тиску в свердловині, перевищуючого пластовий; вибір типу бурового розчину і хімреагентів повинен базуватися на умовах створення на стінках свердловини тонкої, щільної і мало проникної кір- ки; герметизація устя свердловин необхідно здійснювати відповідним проект- ним розрахункам сертифікованим противикидним обладнанням; на буровій ді- лянці повинен матись деякий об’єм запасного розчину необхідної густини в кі- лькості, яка дорівнює об'єму стовбура свердловини при первинному розкритті продуктивних горизонтів [11].
Таблиця 1.1 Укрупнена літолого-геологічна характеристика Опішнянського НГКР
Шкала глибин, м Узагальнена літологічна характерис-
тика
Максимальні показники
категорій Значення градієнтів ти-
ску, МПа/м Можливі ускладнення за тверді-
стю за абразив-
ністю Пластового Гідророз- риву 0-320 Мергель,
глина IІ I 0,0102 0,138 Обвали
320-1050 Глина, крей-
да IIІ II 0,0136 0,0164 Поглинання
1050- 2000
Пісковик, алевроліт, вапняк
V IV 0,0144 0,0176 Обвали
2000- 3300
Аргіліт, але- вроліт, піс-
ковик
VI V 0,0126 0,0156 Поглинання
3300- 4000
Алевроліт, ангідрит,
аргіліт
IV VI 0,0145 0,0170 Осипання
4000- 4500
Пісковик,
алевроліт VII V 0,0160 0,0190 Зона газоп-
роявлень
Основні гірничо-геологічні параметри, градієнти пластових тисків і тис-
ків гідророзриву пластів наведено в узагальненій літолого-геологічній характе- ристиці ділянки виконання бурових робіт на Опішнянського НГКР (табл. 1.1).
Приведені вище технічні рішення і заходи дозволяють зберігати геологі- чне середовище від негативного впливу процесів і явищ техногенного похо- дження [12].
Конструкція пошуково-розвідувальних і експлуатаційних свердловин ви- бирається, виходячи з необхідності розкриття певних нафтогазоносних компле- ксів, з врахуванням гірнично-геологічних особливостей розрізу родовища, не- обхідності ізоляції несумісних зон буріння та забезпечення якісного розкриття продуктивних відкладів [11].
На Опішнянському НГКР пробурено цілий ряд пошуково-розвідувальних і експлуатаційних свердловин [3]. Відповідно до гірничо-геологічних умов, до- свіду буріння, вимог чинного законодавства щодо охорони питних вод, надр і навколишнього середовища, для розкриття газових горизонтів вибиралися конструкції забоїв за схемою 168/140 мм. Буріння здійснювали роторним спо- собом. Основними ускладненнями при бурінні були поглинання в тріщинува- тих піщано-карбонатних відкладах верхнього і середнього карбону, які ліквідо- вували шляхом зниження густини бурового розчину. В цілому можна резюму- вати, що свердловини буряться в складних гірничо-геологічних умовах [13].
Для попередження технологічних ускладнень проміжні та експлуатаційна колони спускаються секціями. Башмаки обсадних колон встановлюються в щільних і міцних породах з градієнтом тиску гідророзриву не менше 0,020 - 0,022 МПа/м. Густина бурового розчину розраховується виходячи із очікуваних пластових тисків. Герметизація устя свердловин враховує максимальні розра- хункові тиски на усті. На кондуктор і проміжні обсадні колони встановлюється противикидне обладнання. Свердловини обладнані фонтанними арматурами і колонними головками.
Очікувані об’єми видобутку природного газу може становити від 10 тис.м3/добу до 70 тис.м3/добу з кожної свердловини.
Комплекс наземних споруд, що використовуються для буріння кожної
свердловини, відноситься до тимчасових і після закінчення спорудження сверд- ловини демонтується. Відстань до найближчих житлових забудов не менше 500 м.
Попередження негативного впливу на геологічне середовище передбаче- но за рахунок застосування конструкцій свердловин, які включають спуск обса- дних колон з наступним цементуванням високоміцними портландцементами.
Для запобігання інтенсивних газопроявлень при бурінні свердловин і переходу їх у фонтанування природним газом, передбачено використання бурового роз- чину необхідної густини, що забезпечує необхідний протитиск на газоносні го- ризонти та герметизацію усть противикидним обладнанням [14].
Для збереження родючого шару ґрунту від забруднень передбачено знят- тя і складування його в кагати з наступною укладкою на попереднє місце після закінчення бурових робіт. Після закінчення бурових робіт передбачено прове- дення технічного та біологічного етапів рекультивації.
З метою запобігання забруднення горизонтів з прісними водами в геоло- гічному розрізі свердловин передбачено перекриття їх обсадними колонами з наступним цементуванням високоміцними портландцементами. Крім того, для розкриття горизонтів з прісними водами передбачається використання бурового розчину, обробленого малотоксичними реагентами.
Зберігання відходів буріння передбачається в земляних амбарах облашто- ваних непроникним протифільтраційним екраном.
Первинна нейтралізація хімреагентів, що використовуються для обробки бурового розчину, здійснюється при циркуляції через свердловину в умовах ви- сокого гідростатичного тиску і температури внаслідок реакції між хімреагента- ми [15]. Остаточна очистка і нейтралізація здійснюється шляхом вводу в рідкі відходи буріння коагулянту. Після відстою освітлену воду аналізують на вміст нафтопродуктів, мінеральних солей, визначають рН середовища, риють додат- ковий амбар подвійного об’єму, в який перепускають очищену воду із існую- чих шламових амбарів для подальшого випаровування та фільтрації. Тверді та напівтверді відходи буріння нейтралізуються і обеззаражуються шляхом вводу
в шламові амбари композиції, що містить фосфогіпс, солому і органічні добри- ва. Після перетворення відходів буріння з напіврідкої фази в тверду відходи бу- ріння захороняються в земляних шламових амбарах.
Після припинення експлуатації кожної водяної свердловини остання лік- відується у відповідності з вказівками по проектуванню і виконанню ліквіда- ційного тампонажу розвідувальних, гідрогеологічних і експлуатаційних водо- забірних свердловин, що виконали своє призначення на території України.
Після закінчення бурових робіт також передбачається ліквідувати спосте- режні свердловини.
По закінченню бурових робіт і після проведення технічної рекультивації відведена ділянка землі повертається землевласникам (землекористувачам) для проведення біологічного етапу рекультивації, після чого землі використовують- ся за призначенням.
При наявності міжколонних тисків і міжпластикових перетоків газу, пов’язаних з неякісним цементуванням експлуатаційної колони, в свердловині повинні бути проведені ремонтно-відновлювальні роботи по окремих планах до початку проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт [16].
Ліквідація свердловини без випробування або після випробування з до- помогою випробувача пласта на трубах без спуску експлуатаційної колони, проводиться наступним чином: визначається необхідність встановлення цемен- тних мостів в необсаженому стволі свердловини в залежності від гірничо- геологічних умов; висота кожного цементного мосту повинна бути рівною по- тужності пласта плюс 20 м вище покрівлі і 20 м нижче підошви, над покрівлею верхнього пласта цементний міст встановлюється на висоту не менше 50 м; у башмак останньої проміжної колони встановлюється цементний міст висотою не менше 200 м [13].
Ліквідація свердловини після випробування при спущеній експлуатацій- ній колоні, проводиться наступним чином: всі об’єкти випробування повинні ізолюватися один від одного цементними мостами; висота кожного цементного мосту повинна бути рівною потужності пласта плюс 20 м вище покрівлі і 20 м
нижче підошви, над покрівлею верхнього пласта цементний міст встановлюєть- ся на висоту не менше 50 м.
Устя ліквідованої свердловини, у геологічному розрізі якої присутні вуг- леводні, агресивні компоненти або високонапірні пластові води (з коефіцієнтом аномальності 1,1 і більше), облаштовується наземним репером.
За наявності технічної колони у свердловину, на трубі (репер) діаметром 60÷100 мм, яка заварена зверху, на глибину не менше 2 метрів спускається кі- льцева дерев’яна пробка, яка до устя заливається цементним розчином. До вер- хньої частини за допомогою зварювання встановити фланець-заглушку, до якої приварити патрубок для встановлення вентиля з манометром. Нижній кінець патрубка має сполучатися з простором у колоні. Над устям свердловини вста- новити бетонну тумбу розміром 1×1×1 м. Висота репера над бетонною тумбою повинна бути не менше 0,5 м. Репер, у разі вилучення технічної колони, встано- влюється на кондукторі або на направленні і споруджується бетонна тумба ро- зміром 1×1×1 м у вигляді зацементованої труби, яка встановлюється на експлу- атаційну колону (за її відсутності - на проміжну колону або кондуктор), запов- нену на глибину не менше 2 м цементною пробкою. Під цементною пробкою повинен проходити заглушений зверху за допомогою зварювання патрубок з установленим вентилем для забезпечення контролю за тиском у колоні.
Після завершення ліквідації свердловини, її устя облаштовують репером, де позначається порядковий номер, назва родовища і найменування компанії, що займалася розробкою.
Розділ 2. Техніко-технологічна частина
2.1 Вибір і обґрунтування конструкції свердловини
Термін «конструкція свердловини» включає наступні характеристики:
глибину свердловини; діаметр стовбура свердловини, який можна оцінювати за діаметром породоруйнівного інструменту; кількість обсадних колон, що спус- каються у свердловину, глибину їх спуску, протяжність, номінальний діаметр обсадних колон і інтервали їх цементування [13, 16].
Конструкцію свердловини розробляють і уточнюють відповідно до конк- ретних геологічних умов буріння в заданому районі. Вона повинна забезпечити виконання поставленого завдання, тобто досягнення запроектованої глибини і виконання усього наміченого комплексу досліджень та робіт у свердловині.
Конструкція свердловини залежить від міри вивчення геологічного розрізу, способу буріння, призначення свердловини, допустимої протяжності інтервалів, де можливе буріння без кріплення, рекомендованого (необхідного) діаметру останньої (експлуатаційною) колони, способу розкриття продуктивного гори- зонту і інших чинників. При її розробці необхідно враховувати вимоги з охоро- ни надр і захисту довкілля [17].
Кріплення свердловини проводять з різними цілями: закріплення стінок свердловини в інтервалах нестійких порід; ізоляція зон катастрофічного погли- нання промивальної рідини і зон можливих перетікань пластових рідин стовбу- ром; відокремлення інтервалів, де геологічні умови вимагають застосування промивальної рідини з різною густиною; відокремлення продуктивних горизон- тів і ізоляція їх від водоносних пластів; утворення надійного каналу у свердло- вині для витягання вуглеводнів або подачі закачуваної в пласт рідини; створен- ня надійної основи для установки гирлового устаткування.
В глибокі свердловини зазвичай спускають декілька обсадних колон [18], які розрізняються за призначенням і глибиною спуску: шахтний напрям – слу- жить для закріплення гирла свердловини і відведення бурового розчину, що ви-
ливається зі свердловини, в циркуляційну систему; кондуктор – встановлюється для закріплення стінок свердловини в інтервалах, представлених зруйнованими і вивітреними породами, і оберігання водоносних горизонтів – джерел водопо- стачання від забруднення; проміжна колона призначена для ізоляції інтервалів слабозв'язаних нестійких порід і зон поглинання промивальної рідини; експлуа- таційна колона утворює надійний канал у свердловині для витягання пластових флюїдів або закачування агентів в пласт; глибина її спуску визначається поло- женням продуктивного об'єкту; в інтервалі продуктивного пласта експлуата- ційну колону перфорують або оснащують фільтром; особливий клас колон ста- новлять потайні або хвостовики, які служить для перекриття деякого інтервалу в стовбурі свердловини; верхній кінець таких колон не досягає поверхні і роз- міщується усередині розташованої вище обсадної колони (якщо вона не має зв'язку з попередньою колоною, то така колона називається «летючкою»).
Розробка конструкції свердловини починається з рішення двох проблем [11]: визначення необхідної кількості обсадних колон і глибини спуску кожної з них; обґрунтування розрахунковим шляхом номінальних діаметрів обсадних колон і діаметрів породоруйнівного інструменту.
Число обсадних колон визначається на підставі аналізу геологічного роз- різу в місці закладення свердловини, врахування наявності зон, де буріння зв'я- зане з ускладненнями, аналізу картини зміни коефіцієнтів аномальності пласто- вого тиску і індексів поглинання. За наявними даними будують графік зміни коефіцієнта аномальності пластового тиску і індексу тиску поглинання; на нім виділяють також інтервали, які можна проходити з використанням розчину од- нієї густини.
Виходячи з принципу сумісності умов буріння на графіці градієнтів тиску знаходимо зони кріплення свердловини, які і визначають число обсадних колон (рис. 2.1). Проектувати діаметри обсадних колон і доліт починають від низу до верху [13]. Діаметр експлуатаційної колони, обумовлений завданням на ство- рення технічного проекту буріння експлуатаційної свердловини та параметрами технології розробки в умовах Опішнянського НГКР складає 146 мм.
Рисунок 2.1. Суміщений графік зміни коефіцієнтів аномальності пластових тисків і індексів тисків початку поглинання
