(ПІБ) академічної групи 185м-20-1 ГРФ

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 Пономаренка Олександра Сергійовича__________________________

(ПІБ)

академічної групи 185м-20-1 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 спорудження пошукової свердловини для умов Дачної газоносної площі Харківської області з удосконаленням методів по- хило-скерованого буріння____________________________________________

(назва за наказом ректора)

Керівники Прізвище, Оцінка за шкалою

Підпис ініціали рейтинговою інституційною

кваліфікаційної

Расцвєтаєв В.О.

роботи розділів:

Технологічний і

спеціальний Расцвєтаєв В.О.

Охорона праці та

екології Муха О.А.

Рецензент

Нормоконтролер Расцвєтаєв В.О.

Дніпро 2022

ЗАТВЕРДЖЕНО:

завідувач кафедри

нафтогазової інженерії та буріння

(повна назва)

________________ Коровяка Є.А.

(підпис) (прізвище, ініціали)

«_27_»___жовтня__2021 року ЗАВДАННЯ

на кваліфікаційну роботу ступеня ^______магістра_______

(бакалавра, магістра)

студенту Пономаренку Олександру Сергійовичу_ академічної групи 185м-20-1 ГРФ

(прізвище та ініціали) (шифр)

спеціальності 185 Нафтогазова інженерія та технології_

_________________

спеціалізації ________________________________________________________

за освітньо-професійною програмою «Нафтогазова інженерія та технології»_

на тему Розробка технології спорудження пошукової свердловини для умов Дачної газоносної площі Харківської області з удосконаленням методів похило- скерованого буріння___________________________________________________

затверджену наказом ректора НТУ «Дніпровська політехніка» від 27.10.2021 р.

№ 937-с.

Розділ Зміст Термін

виконання Технологічний Гірничо-геологічна та геофізична характеристи-

ка ділянки проведення робіт. Проектування тех- нології буріння розвідувально-експлуатаційної свердловини в умовах Дачної газоносної площі Ха- рківської області з урахуванням властивостей непродуктивних товщ та пластових умов порід- колекторів

14.12.21 р.

Спеціальна частина роботи

Удосконалення методів похило-скерованого бу-

ріння з високими технічними показниками 16.12.21 р.

Організація та еконо- міка бурових робіт

Розробка організаційної структури виконання та

економічне обґрунтування прийнятих рішень 20.12.21 р.

Охорона праці та на- вколишнього середови- ща

Аналіз потенційних небезпек запроектованого об'єкта і можливостей негативного впливу його на навколишнє природне середовище

22.12.21 р.

Завдання видано __________________ ______Расцвєтаєв В.О._____

(підпис керівника) (прізвище, ініціали)

Дата видачі ___11.10.2021 р.__

Дата подання до екзаменаційної комісії__10.01.2022 р.______________

Прийнято до виконання____________ ______Пономаренко О.С.______

(підпис студента) (прізвище, ініціали)

РЕФЕРАТ

Пояснювальна записка: 104 с., 26 рис., 10 табл., 2 додатки, 24 джерела.

РОДОВИЩЕ ВУГЛЕВОДНІВ, РОЗВІДУВАЛЬНО-ЕКСПЛУАТАЦІЙНА СВЕРДЛОВИНА, ДОЛОТО, БУРИЛЬНА КОЛОНА, ПАРАМЕТР РЕЖИМУ, ТИСК, ПРОМИВАЛЬНА РІДИНА, ТЕХНОЛОГІЯ.

Сфера застосування розробки – буріння газонафтових свердловин.

Об'єкт розроблення – технологія проведення бурових робіт при спору- дженні розвідувально-експлуатаційної свердловини (на прикладі ділянки Дач- ної газоносної площі Харківської області) з удосконаленням операцій спору- дження похило-скерованих ділянок свердловин.

Мета роботи – раціоналізація показників механічної і рейсової швидкос- тей буріння, заснованих на дотриманні безпечності виконання відповідних ро- біт, при спорудженні розвідувально-експлуатаційної свердловини, що досяга- ється за рахунок вдосконалення режимних параметрів та регламентного напов- нення основних і допоміжних операцій бурового циклу.

Новизна одержаних результатів – обґрунтовано вибір конструкції сверд- ловини, яка забезпечує попередження гідророзриву гірських порід та неконтро- льовані викиди пластових флюїдів; розроблено конструкцію рівноміцної бури- льної колони; розраховано параметри режиму буріння, що спираються на дося- гнення об’ємного характеру руйнування гірського масиву; отримані дані базу- ються на характеристиках щодо геологічного розрізу та гідрогеологічних умов, механічних параметрах гірських порід і технологічних вимог до буріння.

Практичні результати – розроблено вдосконалені технології буріння све- рдловин та виконання робіт зі спорудження похилих ділянок стовбура свердло- вини, покликаних удосконалити систему розробки родовищ вуглеводнів.

Практична значимість кваліфікаційної роботи – раціональне підвищення механічної швидкості і рейсової швидкостей спорудження свердловин, а також створення умов реалізації якнайповнішого врахування показників ступеню на- дійності і безпечності виконання бурових робіт при повному дотримання норм з охорони праці та екологічних обмежень.

ЗМІСТ

ВСТУП... 5

Розділ 1 Геолого-технічні умови проведення проектних робіт зі спо- рудження свердловин....………... 7

1.1 Загальні відомості про район проектних бурових робіт... 7

1.2 Геологічна характеристика району робіт…... 11

1.3 Гірничо-геологічні умови буріння свердловин….………... 16

Розділ 2 Техніко-технологічна частина роботи... 23

2.1 Вибір і обґрунтування прогресивної конструкції свердлови- ни... 23

2.2 Вибір способу буріння свердловини... 28

2.3 Вибір необхідного породоруйнівного інструменту... 30

2.4 Вибір конструкції бурильної колони...………. 34

2.5 Вибір ефективних режимів буріння... 43

2.6 Ускладнення та аварії при бурінні... 58

2.7 Вибір бурового обладнання... 61

Розділ 3 Спеціальна частина роботи – удосконалення методів похило- скерованого буріння... 64

Розділ 4 Охорона праці... 82

Розділ 5 Охорона навколишнього середовища... 89

Розділ 6 Організація та економіка бурових робіт... 95

ВИСНОВКИ... 100

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ... 101

ДОДАТОК А Відомість матеріалів кваліфікаційної роботи... 103

ДОДАТОК Б Відзив на кваліфікаційну роботу... 104

Вступ

Характерною особливістю сучасної світової економіки є надзвичайно ін- тенсивне споживання енергії при невпинній зміні ролі різних джерел енергії. На сьогодні спостерігається стійка тенденція до збільшення використання вуглево- дневої сировини. Нафта та продукти її переробки – це надзвичайна складна, не- стала і різноманітна суміш речовин (низько - і високомолекулярні граничні, не- граничні аліфатичні, нафтенові, ароматичні вуглеводні, кисневі, азотисті, сір- чанисті сполуки, а також насичені гетероциклічні сполуки типу смол, асфаль- тенів, ангідридів, асфальтенових кислот). Саме тому нафтова і газова промис- ловість потребує свого постійного вдосконалювання, потреба в якому обумов- лена залученням до розробки складно побудованих покладів з важко розроблю- ваними запасами, які без застосування новітніх методів і технологій просто не будуть вилучені з надр та хімічно перероблені із належними техніко- економічними показниками.

На даний час в нашій державі значну увагу приділяють проблемі збіль- шення обсягів видобутку нафти і газу. Намічені плани в цьому напрямі можуть бути реалізовані завдяки активному освоєнню глибинних, перспективних на нафту та газ горизонтів у Дніпровсько-Донецькій западині.

Аналітичний аналіз доводить наступне: ресурси нафти і газу до глибин в 2500 - 3000 м вже розвідані і давно експлуатуються, а висока виробленість за- пасів неминуче веде до обводнення вуглеводневої продукції і зниження дебітів свердловин. У деяких випадках застосування традиційних технологій не тільки знижує конкурентоспроможність вітчизняної нафтогазової галузі, а й веде до неминучої втрати потенційних можливостей якнайповнішого відпрацювання даного покладу.

Процес пошуків та розвідки нафти і газу дуже складний, трудомісткий, із високим ступенем ризику. Оцінюючи перспективи нафтогазоносності окремих територій і локальних структур, спеціалісти дуже часто змушені аналізувати великі масиви фактичної інформації, одержаної під час пошуково-

розвідувальних досліджень на різних етапах та стадіях геологорозвідувального процесу. Через те, що пошуки нових скупчень вуглеводнів зосереджені перева- жно на великих глибинах, у складнопобудованих зонах, морських акваторіях, отримані дані часто є неповними, нечіткими й навіть суперечливими та некоре- ктними. Проте потрібно приймати відповідальне рішення, адже у кінцевому пі- дсумку йдеться про доцільність і місце закладання фінансово-витратної глибо- кої свердловини.

На відміну від покладів багатьох інших корисних копалини, поклади наф- ти і газу завжди приховані під осадовими нашаруваннями різної потужності.

Пошуки їх нині здійснюється на глибинах від 2 - 3 до 8 - 9 км, тому відкриття покладів можливо тільки шляхом буріння свердловин. Ключовими елементами для утворення родовищ нафти та газу є породи-колектори (порові, порово- кавернові, карстово-порові, порово-стилолітові), перекривні породи-покришки та процеси, що призводять до утворення пасток та генерації-міграції- накопичення нафти. Всі ці елементи мають перебувати у просторовому і часо- вому співвідношенні для того, щоб могли утворитися родовища нафти і газу.

Найбільш перспективними напрямками подальшого розвитку галузі вва- жаються нові технології розкриття продуктивних горизонтів, розширення за- стосування електробурів і гвинтових вибійних двигунів, збільшення об’ємів бу- ріння свердловин з горизонтальним і багатозабійним закінченням. Дебіти свер- дловин, що мають горизонтальні закінчення великої протяжності, значно більші в порівнянні з класичними технологіями. В результаті впровадження горизон- тальних прийомів та методів буріння і завершення свердловин, значно розряди- лися їх сітки, знизилися депресії на пласт, значно збільшився час «безводної»

експлуатації, змінилися категорії запасів, що вважалися раніше промислово не- придатними до розробки, які в даний час можуть ефективно витягуватися в промислових масштабах, підвищилася ефективність багатьох застарілих мето- дів впливу на пласт при їх реалізації за допомогою горизонтальних свердловин.

Нові технології, засновані на методі горизонтального буріння, зробили справж- ню революцію в практиці і теорії світового нафтовидобутку.

Розділ 1. Геолого-технічні умови проведення проектних робіт зі спору- дження свердловин

1.1 Загальні відомості про район проектних бурових робіт

Район проектних робіт – Дачна газоносна площа Харківського району Харківської області на цей час є одним з перспективних газоносних структур- них елементів Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ), що розташований в ме- жах Східного нафтогазоносного регіону України, який є наймолодшим за часом відкриття промислових родовищ вуглеводнів і найбільшим за обсягом розвіда- них запасів і прогнозних ресурсів. Його представляє Дніпровсько-Донецька на- фтогазоносна область (рис. 1.1) [1], що є частиною Прип’ятсько-Донецької на- фтогазоносної провінції. У тектонічному плані область розташована у межах ДДЗ, яка входить до складу трансконтинентального Сарматсько-Туранського лінеаменту, який перетинає Східноєвропейську платформу з південного сходу на північний захід і відокремлює Український кристалічний щит від Руської плити [2].

ДДЗ є великою тектонічною структурою на північному сході України. У відповідності до структурного ділення, для ДДЗ виділяють такі тектонічні еле- менти: Центральний грабен і схили Воронезького і Українського кристалічних масивів, які виступають і бортовими ділянками западини. Між Центральним грабеном і схилами масивів існують межі у вигляді зони фундаменту, інтенсив- но зануреного в центральну область, визначаються як окремі структурні елеме- нти – зони східчастих скидів і флексур або зони мобільних схилів. ДДЗ захоп- лює Сумську (Суми, Охтирка, Конотоп, Шостка, Ромни), Чернігівську (Черні- гів, Прилуки, Ніжин), Полтавську (Полтава, Кобеляки, Миргород, Карлівка, Кременчук, Лубни, Пирятин), Харківську (Харків, Красноград, Куп'янськ, Бо- годухів, Ізюм, Лозова), частково – Дніпропетровську (лівий берег Дніпропет- ровська, Павлоград, Синельникове, Новомосковськ, Магдалинівка, Царичанка, Петриківка) і Донецьку області.

Рисунок 1.1. Східний нафтогазоносний регіон України: Структури І порядку: 1 – північний борт, 2 – південний борт, 3 – грабен. Структури II порядку: північна прибортова зона (А) з

підзонами: 4 – мобільна, 5 – моноклінальна, 6 – перехідна; південна прибортова зона (Б) з підзонами: 7 – мобільна, 8 – моноклінальна, 9 – відкрита монокліналь; приосьова зона (В) з підзонами: 10 – північно-західна центрокліналь, 11 – мобільна, 12 –крупних валів і депресій, 13 – передмезозойських соляних куполів, 14 – південно-східна центрокліналь. Структури III порядку: 15 – вали і пасма, 16 – депресії та мульди, 17- внутрішньограбенні виступи фунда- менту; 18 – південно-східний схил Воронезької антиклези (Г), 19 – Донецька складчата спо- руда (Д); 20 – перехідна зона, 21 – Старобільсько-Мілієрівська монокліналь, 22 – північна зо- на дрібної складчастості, 23 – південна зона дрібної складчастості, 24 – зона великих ліній- них складок, 25 – зона поперечних дислокацій; 26 – антикліналі, 27 – синкліналі, 28 – флексу- ри; 29 – Український кристалічний щит. Межі: 30 – бортів і грабена ДДЗ, 31 – тектонічних

зон, 32 – підзон, 33 – ДДЗ. Розривні порушення: 34 – зсуви та скиди, 35 – насуви та підкиди

Від часу отримання перших нафтопроявів на Роменському піднятті в Дніпровсько-Донецькій нафтогазоносній провінції відкрито понад 240 родовищ вуглеводнів. Промислова продуктивність встановлена в широкому стратиграфі- чному діапазоні: від юрських до архейсько-протерозойських утворень. Всього в розрізі фанерозою виокремлено 99 продуктивних горизонтів з покладами вуг- леводнів.

До чисто газових належить всього 10 невеликих за запасами родовищ.

Промислові скупчення газу виявлені в усьому продуктивному розрізі і в знач-

ному інтервалі глибин. Найближчі до поверхні поклади трапляються на глиби- нах 450 м. На глибинах понад 5000 м відомі поклади в 34 родовищах.

Газоконденсатних родовищ – 115, вони розташовані у південно-східній частині регіону в широкому стратиграфічному діапазоні – від відкладів юри до утворень докембрійського фундаменту. Їхнє просторове розміщення має свої особливості. Найбільші газоконденсатні поклади зосереджені у північній при- бортовій зоні.

Нафти виявлені в нафтових, нафтогазових, газонафтових та нафтогазоко- нденсатних родовищах. Відкрито 32 нафтових родовища; основні поклади роз- міщені в крайній північно-західній частині ДДЗ та в межах Охтирського струк- турного виступу. Найглибший поклад у турнейських утвореннях (5050 м), а найближчі до поверхні поклади залягають на глибині 500 м [3].

Харківська область розташована на північному сході України на території двох природних зон Лівобережної України – Лісостепу і Степу в межах водо- розділу, що відокремлює басейни Дону і Дніпра [4]. На півночі Харківщина межує з Бєлгородською областю РФ, на сході – з Луганською, на південному сході – з Донецькою, на півдні – з Дніпропетровською, на заході – з Полтавсь- кою та на північному заході – з Сумською областями України. Площа території Харківщини складає 31,4 тис. км², що становить 5,2% території України, відс- тань із сходу на захід – 225 км, з півночі на південь – 200 км. Рельєф Харківщи- ни – хвиляста рівнина, яка розмежована річковими долинами, ярами та балка- ми. Основні його риси визначаються приуроченістю території до басейнів рік Дону та Дніпра. Басейн Дону складає 75% території області, басейн Дніпра – 25

%. Ріка Сіверський Донець – головна водна артерія Харківщини – є притокою Дона, на території області ця річка несе свої води протяжністю 375 км (загальна її довжина 1053 км). Її основні притоки на території області – ріки Оскіл, Уди, Берека, Харків, Лопань, Сухий Торець, Балаклійка, Вовча, Великий Бурлук та ін. Клімат області помірно континентальний. Так як протяжність території об- ласті з заходу на схід і коливання висот незначні, то варіації клімату в межах області досить несуттєві.

Поверхневі водні ресурси Харківської області представлені річками, озе- рами, водосховищами, ставками та каналом Дніпро - Донбас. Загальна кількість річок, розташованих у Харківській області, складає 867; їх загальна довжина – 6405 км. Річок довжиною більше 10 км нараховується 172 одиниці загальною довжиною 4650 км.

В області нараховується 583 озера, з них 36 озер загальною площею бли- зько 2,5 тис. га. Більше всього озер налічується в заплаві р. Сіверський Донець.

Як правило, всі вони річкового походження, мають видовжену форму і невеликі глибини.

Рисунок 1.2. Схема розташування родовищ корисних копалин паливно-енергетичного напря- мку (нафта, газ вільний, газ розчинений, конденсат, газ газових шапок) Харківщини

Вигідне географічне розташування області є сприятливою передумовою для розвитку зовнішньої та внутрішньої торгівлі, транспортних послуг. Харкі- вщина має потужний промисловий, аграрний і науковий потенціал. На терито-

рії області обліковується 420 родовищ (в тому числі 90 об'єктів обліку комплек- сних родовищ) різноманітних корисних копалин, з яких 180 родовищ (в тому числі 63 об'єкти обліку) експлуатується. Мінерально-сировинна база області на 41,65% складається з корисних копалин паливно-енергетичного напрямку (наф- та, газ вільний, газ розчинений, конденсат, газ газових шапок (рис. 1.2), кам'яне та буре вугілля, торф, сапропель), на 39,53% – із сировини для виробництва бу- дівельних матеріалів, по 0,71% припадає на гірничо-хімічні та нерудні корисні копалини для металургії, 16,71% – питні, технічні та мінеральні підземні води, решта – по 0,23% припадає на розсіяні елементи, гірничорудні корисні копали- ни та бітум [5].

Позитивний аспект розробки родовища – створення робочих місць, забез- печення потреб населення послугами підприємств.

1.2 Геологічна характеристика району робіт

Дніпровсько-Донецька нафтогазоносна область (ДДНГО) пов’язана з од- нойменною западиною, яка є частиною лінійної структури – Сарматсько- Туранського лінеаменту, що простягається від Балтійського моря до передгір’їв Тянь-Шаню. Її виникнення пов’язане з глибокими розколами земної кори, мож- ливо, спочатку у рифеї, а потім – у девоні, формуванням систем авлакогенів, які пізніше, зі зменшенням інтенсивності тектонічних напружень, перетворилися на западини [2].

Найдавніші з відомих в межах ДДНГО утворень – це метаморфічні (ам- фіболітова та гранулітова фації регіонального метаморфізму), ультраметамор- фічні (головним чином плагіограніти) та інтрузивні породи архею та палеопро- терозою, що складають кристалічний фундамент [6]. Петрографічні дані та ре- зультати визначення абсолютного віку цих порід свідчать про присутність практично всіх основних архейських і палеопротерозойських стратиграфічних підрозділів. Утворення кристалічного фундаменту розбурені головним чином у межах бортів ДДЗ, де залягають неглибоко.

Основними стратиграфічними підрозділами ДДНГО є: палеозой, мезозой та кайнозой. Палеозой представлений відкладами девонської, кам’яновугільної і пермської систем. Мезозой представлений відкладами тріасу, юри і крейди.

Кайнозой представлений відкладами палеогенової, неогенової і четвертинної систем.

У цілому територія Харківщини належить стародавній Східноєвропейсь- кій платформі, яка має двоповерхову будову: її нижній структурний поверх – фундамент – утворений архейськими і нижньопротерозойськими сильно дисло- кованими метаморфічними і магматичними породами (вік яких перевищує 2 млрд. р.), а верхній структурний поверх – платформений чохол – переважно осадовими породами, віком менше 1,7 млрд. р. На півдні платформи виділяють- ся великі додатні структури – Український щит і Воронезька антекліза. Між ними знаходиться ДДЗ – від’ємна структура, в якій фундамент занурено на гли- бину більше 1 км. Вона простягається з південного сходу на північний захід. В межах ДДЗ виділяються Дніпровський грабен із найбільш зануреним фундаме- нтом (за геофізичними даними його максимальна глибина сягає 22 км) і два бо- рти – північний і південний. Грабен від бортів відокремлено глибинними роз- ломами: північним – Барановицько-Астраханським і південним – Прип’ятьсько- Маницьким, які є великими скидами з амплітудою декілька км. Північний борт ДДЗ водночас є схилом Воронезької антеклізи, а південний борт – Українського щита. В межах цих бортів фундамент поступово заглиблюється в бік грабена до 4 - 5 км, при цьому породи осадового чохла залягають похило згідно з заляган- ням поверхні фундаменту (моноклінально).

Харківщина майже повністю розташована в межах ДДЗ, лише невелика її північно-східна частина належить Воронезькій антеклізі з глибиною поверхні кристалічного фундаменту менше 1 км. Особливістю Дніпровського грабена є найбільша товщина і стратиграфічна повнота чохла, а також наявність у ньому на великій глибині потужних товщ девонської солі. З її деформаціями пов’язане утворення локальних структур типу куполів, криптодиапірів і диапірів. Безпо- середньо на поверхні сольові куполи відкриті на південному сході області. Це

Петрівська (Балаклійський район), Червонооскільська, Великокомишуваська і Курульська (Ізюмський район) структури. Вони розбиті розривними порушен- нями на окремі блоки, отже, можуть розглядатися як складні ступінчасті горс- ти. Їх найбільш підняті центральні блоки на поверхні складаються карбоном, а оточуючі занурені блоки – більш молодими відкладами.

Товщина осадового чохла на Харківщині змінюється від 0,8 км на її пів- ночі в межах Воронезької антеклізи до 4 - 5 км на бортах ДДЗ біля крайових порушень і найбільшою є в східній частині Дніпровського грабена (можливо близько 22 км). Чохол в деяких місцях ускладнено розривними і складчастими порушеннями, які контролюються переважно рухами блоків фундаменту, а в грабені ще і переміщенням девонської солі.

Проектний геологічний розріз перспективної ділянки складений порода- ми від кам'яновугільних до четвертинних (рис. 1.3). Підняття простежується по всіх відкладах, крім палеогенових. Крила складки по палеозойських відкладах досить круті: південне до 38°, північне до 15°; амплітуда зменшується в напря- мку від давніших до молодших відкладів.

Рисунок 1.3. Структурна карта Дачної газоносної площі Харківського району Харківської області

Відповідно до раніше отриманих даних, газоносні горизонти Дачної пер- спективної газоносної площі приурочені до відкладів карбону. Окрім того, промислові припливи газу одержані із відкладів тріасу та кори вивітрювання кристалічного фундаменту. Основний продуктивний горизонт представлений пісковиком товщиною 6 - 8 м, який залягає у підошві карбонатної товщі. Пори- стість пісковику витримана по площі і змінюється від 16 до 20%, середня про- никність становить 0,106 мкм². Найбільш високопродуктивними горизонтами є п'ять горизонтів світи мідистих пісковиків і нижній ангідритовий горизонт. Їх пористість змінюється від 14 до 37%, проникність – від 0,001 до 0,019 мкм² [7].

Разом з тим спостерігаються сильна тріщинуватість і кавернозність карбонат- них порід. Товщина розкритої частини газонасиченого розрізу сягає 1700 м.

Рисунок 1.4. Сейсмогеологічний профіль розвідувально-експлуатаційної свердловини № 1 Да- чної газоносної площі Харківського району Харківської області

Газоносні горизонти залягають в інтервалі глибин від 750 до 3400 м (рис.

1.4). За попередніми оцінками для розроблюваного родовища характерна наяв- ність над газонасиченими відкладами потужної товщі слабкопроникних соле- носних порід ранньопермського віку загальною товщиною 250 - 800 м, які яв- ляють собою покришку [8].

Газ за складом метановий, вміст метану досягає 93 - 94%, вміст його го- мологів – майже 5%. Крім того, в газі трапляються домішки азоту (приблизно 1%), вуглекислого газу (0,1%) і незначна кількість конденсату (до 10 г/м³) гус- тиною 760 - 770 кг/м³. Вміст сірки в конденсаті близько 0,02% [9].

При розкритті покладів газу в межах ДДНГО, що розташовуються на глибині 354 - 5800 м та перебувають у надрах під тиском 4,0 - 68,4 МПа за тем- ператури 22 - 125°С, свердловини звичайно фонтанують з дебітом 10 - 2156 тис.

м³/доб газу. Промислово газоносні породи представлені переважно пісковиками пористістю 2 - 31% і проникністю (0,1 - 2000)·10^-15 м² (якщо пористість стано- вить 2%, а проникність – тільки 0,1·10^-15 м², то це означає, що газ добуваються в основному не з пор, а із тріщин, що розсікають гірську породу). У складі горю- чих природних газів ДДЗ 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 вуг- леводні 0,009 - 11,14; азот 0,03 - 13,54 і вуглекислий газ 0,02 - 5,76. Крім того, у газах часто втримується природний газоконденсат (2,9 - 1380 г/м³).

Процес газовидобутку безпосереднім чином пов'язаний з особливостями геологічної будови гірських порід, у яких залягає газ. Знаходження газу пов'я- зане з комплексом осадових порід земної кори. Головні складові цього компле- ксу – пісковики, глини й алевроліти. Пісковики являють собою осадову гірську породу зцементованого піску, який складається із зерен кварцу, часто з доміш- кою польового шпату. Розмір часток піску коливається від 2 до 0,1 мм.

У складі глин містяться дрібні частки кварцу, польового шпату, а також 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 та ін.

1.3 Гірничо-геологічні умови буріння свердловин

Майданчик проектних робіт, де планується проведення бурових робіт стосовно спорудження розвідувально-експлуатаційної свердловини № 1, роз- ташовується в адміністративних межах Коротичанської селищної ради, яка входить до Пісочинської селищної об’єднаної територіальної громади, у пів- денно-західному напрямку від найближчого населеного пункту с. Коротич, на відстані 670 м від найближчої забудови (рис. 1.5).

Рисунок 1.5. Схема розташування розвідувально-експлуатаційної свердловини № 1 та траси шлейфа-підключення Дачної газоносної площі Харківського району Харківської області

Газоносність Дачної площі пов’язана з регіонально продуктивними відк- ладами візейського ярусу нижнього карбону. На підставі даних попереднього буріння та випробування свердловин, прийнятої геологічної моделі родовища та геометризації покладів Дачної газоносної площі виділено один продуктив- ний горизонт С1

v.

Розташування свердловини зумовлено найперспективнішим з геологічної

точки зору місцем, яке обумовлено оптимальними геологічними умовами розк- риття перспективного продуктивного горизонту на Дачній газоносній площі.

При реалізації планованої діяльності не передбачається активних і масштабних впливів на навколишнє середовище. Зонами впливу планованої діяльності в пе- ріод проведення робіт є, лише безпосередньо, територія майданчика виконання робот. Технічні рішення, прийняті у проекті, будуть відповідати вимогам еко- логічних, санітарно-гігієнічних, пожежних та інших діючих норм і правил.

Майданчик свердловин межує (рис. 1.6):

- з півночі – ґрунтова дорога;

- з сходу – землі сільськогосподарського призначення;

- з півдня – чагарникові зарослі;

- заходу – чагарникові зарослі.

Рисунок 1.6. Схематичне зображення розташування ділянки спорудження розвідувально- експлуатаційної свердловини № 1 Дачної газоносної площі Харківського району

Характеристика підготовчих робіт: підготовка ділянки під будівельні ро- боти (планування території); зведення комплексу бурового обладнання і при-

вежових споруд, що використовуються при влаштуванні свердловин (тимчасові виробничі споруди); влаштування тимчасових інженерних мереж; вивезення будівельних відходів.

В підготовчий період при влаштуванні свердловини виконується ком- плекс робіт, до складу якого входить: інженерна підготовка території, тимчасо- вого будівельного майданчика (зняття ґрунтово-рослинного шару; планування наданої земельної ділянки з переміщенням земляних мас до проектних відміток території); організація тимчасового будівельного господарства адміністратив- но-побутового, складського та виробничого призначення; здача-прийняття гео- дезичної розбивочної основи і проведення розбивочних геодезичних робіт; пе- ребазування будівельних машин, механізмів, автотранспорту; перевезення об- ладнання, труб, будівельних матеріалів і конструкцій; улаштування тимчасових мереж електропостачання; роботи по спорудженню водної свердловини та вла- штування водогонів.

Рисунок 1.7. Схема облаштування бурового майданичика розвідувально-експлуатаційної све- рдловини № 1 Дачної газоносної площі Харківського району

Об'єктом діяльності є влаштування свердловин № 1 Дачної газоносної площі з подальшим видобуванням вуглеводнів. У разі отримання промислового притоку вуглеводнів передбачається підключення свердловин до установок під- готовки газу.

Для своєчасного виконання робіт проектними матеріалами передбачено:

максимальна механізація усіх трудових процесів; застосування прогресивної технології при виконанні будівельних робіт, а також максимально можливе їх поєднання; оснащення будівельних бригад високопродуктивними машинами та механізмами з урахуванням комплексної механізації будівельних процесів; сво- єчасне забезпечення будівництва матеріально-технічними ресурсами.

Цикл будівництва свердловини складається з [10] (рис. 1.7): 1) Влашту- вання бурового майданчика, підготовка майданчика під бурову, монтаж буро- вого обладнання. 2) Буріння та кріплення стовбура свердловин обсадними ко- лонами і їх цементування. 3) Випробування свердловини на наявність промис- лового припливу вуглеводнів. 4) Підключення свердловини.

Таблиця 1.1 Укрупнена літолого-геологічна характеристика Дачної газоносної площі Харківського райо-

ну Харківської області

Шкала глибин, м Узагальнена літологічна характерис-

тика

Максимальна категорія порід

Градієнти тиску,

МПа/м Можливі

ускладнення за тверді-

стю

за абразив-

ністю Пластового Гідророз- риву

0-140 Пісок, глина I I 0,0100 0,0130 Обвали

140-360 Глина, пісок,

мергель II II 0,0100 0,0140 Осипи, об-

вали 360-860 Аргіліт, ва-

пняк, крейда III II 0,0106 0,0150 Поглинання

860-1200

Аргіліт, але- вроліт, вап-

няк

ІV IІІ 0,0114 0,0170 Осипи

1200- 1800

Аргіліт, ва-

пняк ІV IІІ 0,0114 0,0170 Поглинання

1800- 2600

Вапняк, чер- гування па-

чок солі з пластами ангідритів

VI ІІI 0,0134 0,0160

Жолобоут- ворення та каверноут- ворення, по-

глинання 2600-

3300 Пісковики VI V 0,0139 0,0180 Зона газоп-

роявлень

Призначення свердловин: експлуатація газових і газоконденсатних пок- ладів карбону. Профіль свердловин: похило-спрямований. Проектний вибій: ро- зривні порушення відкладів карбону. Спосіб закінчення: спуск експлуатаційної колони, її цементування з подальшою перфорацією для випробування і можли- вої експлуатації перспективно продуктивних об'єктів. Узагальнена літолого- геологічна характеристика ділянки виконання бурових робіт на Дачній газонос- ній площі наведена в табл. 1.1.

Основні відомості стосовно геолого-технічних умов спорудження сверд- ловин на Дачній газоносній площі, отримані відносно раніше пробурених сусі- дніх свердловин № 4, 6 середньою глибиною 3200 м. Свердловини бурилися за триколонною конструкцією при поєднанні діаметрів обсадних колон в основ- ному 426 х 351 / 324 х 245 / 219 х 168 / 140 (рис. 1.8). В них всіх відзначалась наявність яскраво виражених зон аномально високого пластового тиску (АВПТ) і несумісність умов буріння. В усіх пробурених свердловинах питні води кайно- зою ізолювали кондуктором, проміжними колонами перекривали мезозойські відклади, експлуатаційною – проектні горизонти з АВПТ.

Рисунок 1.8. Типова конструкція свердловин для умов Дачної газоносної площі

Проводку свердловин під кондуктор та проміжну колону здійснювали в основному роторним, під експлуатаційну колону роторним і турбінним спосо- бами або їх комбінацією.

Для буріння застосовували такі бурові розчини: під кондуктор – глинис- тий густиною 1120 - 1200 кг/м³; під проміжну колону – гуматно-акриловий роз- чин густиною від 1160 - 1220 кг/м³ до 1240 - 1280 кг/м³; під експлуатаційну ко- лону – висококальцієвий, калієвий бурові розчини, які обважнювали баритом, гематитом до густини у верхній частині зони АВПТ – 1700-1750 кг/м³, у приви- бійній зоні до 1960 - 1900 кг/м³.

Серед ускладнень спостерігалися поглинання, в основному у верхньому водоносному розрізі; затяжки, прихоплення бурового інструменту, жолобоут- ворення, осипання щільних глинистих порід нижніх інтервалів; газопрояви з продуктивного розрізу. Найважчими з ускладнень буж газопрояви в зоні АВПТ, які спостерігалися в усіх свердловинах.

Результати дослідження матеріалів проводки свердловин, у т.ч. змін гус- тини бурового розчину по інтервалах буріння, виникнення і ліквідації газо- проявів, розрахунків пластового тиску в процесі газопроявів і при випробову- ванні об'єктів в експлуатаційній колоні дозволяють уточнити очікувані пластові тиски і розрахункові значення густини бурового розчину для буріння проект- них свердловин.

Газопрояви з колекторів ліквідовували шляхом поступового обважню- вання бурового розчину до рівноваги тиску його стовпа з пластовим тиском га- зу в покладі. Однак при відновленні буріння у буровий розчин розряджувалися газоносні малоємні низькопроникні прошарки порід, а також постійно відбува- лася дифузія газу з вибурених ущільнених газонасичених порід.

Досвід і розрахунки показують, що на інтенсивність останніх двох типів газопроявів, підвищення густини бурового розчину не впливає і навіть небезпе- чне з точки зору гідророзриву менш міцних порід. В цих випадках ефективною є технологічна операція збільшення циклів промивки свердловини з дегазацією бурового розчину.

Аналіз геологічної будови і умов проводки свердловин вказує на дуже складні гірничо-геологічні умови розрізу проектних свердловин і дозволяє ви- ділити в ньому до трьох інтервалів, несумісних щодо умов буріння, котрі ви- значають конструкцію свердловин.

Конструкція свердловин буде запроектована виходячи з умов геологічно- го розрізу свердловини з урахуванням виникнення можливих ускладнень в про- цесі буріння. Конструкція свердловини повинна забезпечувати [11]: міцність і довговічність свердловини як технічної споруди; надійну ізоляцію всіх проник- них горизонтів і вимоги охорони надр і навколишнього середовища; мінімум витрат на одиницю видобутої продукції; доведення свердловини до проектної глибини; досягнення проектних режимів експлуатації; найповніше використан- ня природної енергії для транспортування газу; проведення ремонтних робіт в свердловині, а також необхідних досліджень.

Особливістю експлуатації проектованого об‘єкту є необхідність прове- дення вогневих та вогненебезпечних робіт, необхідність обслуговування облад- нання, яке в процесі експлуатації знаходиться під високим тиском, можливість утворення вибухонебезпечної суміші газу з повітрям при витіканні газу. Одна з основних умов безпечної експлуатації свердловини – її герметичність. Причи- ною порушення герметичності можуть бути: корозійний чи механічний знос обладнання, механічне руйнування обладнання, неналежне дотримання умов безпеки при вогневих роботах, несвоєчасна профілактика роботи запірної арма- тури та ін. Розгерметизація устя свердловини може призвести до об‘ємного ви- буху хмари та факельного горіння струменю. Джерелами запалювання можуть бути іскри, що створюються при ударі чи терті, вогневі або ремонтні роботи, іскри електроустановок (зварювальних агрегатів), прояви статичної або атмос- ферної електрики, необережне поводження з вогнем. Для своєчасної ліквідації аварійної ситуації дії персоналу передбачено планом ліквідації аварійних ситу- ацій.

Розділ 2. Техніко-технологічна частина роботи

2.1 Вибір і обґрунтування прогресивної конструкції свердловини

За загальним визначенням свердловина являє собою вертикальний або похилий циліндричний ступінчастий канал зв’язку денної поверхні із продук- тивним горизонтом, що звужується донизу (рис. 2.1) [10].

Рисунок 2.1. Схематичне зображення конструкції свердловини

Верхня частина свердловини називається гирлом, а дно – вибоєм. Довжи- на свердловини – це відстань від гирла до вибою за віссю стовбура, а глибина – відстань від гирла до вибою за проекцією вісі на вертикаль. Для вертикальної свердловини ці поняття ідентичні. За глибиною (довжиною) свердловини роз- поділяються на окремі ділянки зі своїми специфічними назвами. Сама верхня ділянка, що межує безпосередньо із гирлом свердловини, як правило, лежить в зоні легкорозмивних порід. Тому буріння свердловини починають зі спору- дження початкового колодязя-шурфу глибиною 4 - 8 м квадратного перетину. У цей шурф, до глибини залягання стійких гірських порід, встановлюють трубу