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 Базаренка Дениса Дмитровича________________________________
(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 Ярошівського на- фтового родовища з удосконаленням технології встановлення ізоляційних мостів____________________________________________________________
(назва за наказом ректора)
Керівники Прізвище, Оцінка за шкалою
Підпис ініціали рейтинговою інституційною
кваліфікаційної
Давиденко О.М.
роботи розділів:
Технологічний і
спеціальний Давиденко О.М.
Охорона праці та
екології 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 Базаренку Денису Дмитровичу_ 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 Ярошівського на- фтового родовища з удосконаленням технології встановлення ізоляційних мос- тів__________________________________________________________________
затверджену наказом ректора НТУ «Дніпровська політехніка» від 27.10.2020 р.
№ 809-с.
Розділ Зміст Термін
виконання Технологічний Гірничо-геологічна та геофізична характеристи-
ка ділянки проведення робіт. Проектування тех- нології буріння експлуатаційної свердловини в умовах тектоніко-екранованого нафтового родо- вища з урахуванням властивостей непродуктив- них товщ та пластових умов порід-колекторів.
22.10.20 р.
Спеціальна частина роботи
Удосконалення технології встановлення ізоляцій-
них мостів з високими технічними показниками 18.11.20 р.
Організація та еконо- міка бурових робіт
Розробка організаційної структури виконання та
економічне обґрунтування прийнятих рішень 30.11.20 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 __________________ ______Давиденко О.М._____
(підпис керівника) (прізвище, ініціали)
Дата видачі ___01.09.2020 р.__
Дата подання до екзаменаційної комісії __11.12.2020 р.______________
Прийнято до виконання____________ ______Базаренко Д.Д.______
(підпис студента) (прізвище, ініціали)
РЕФЕРАТ
Пояснювальна записка: 98 с., 19 рис., 11 табл., 3 додатки, 36 джерел.
НАФТОВА СВЕРДЛОВИНА, РОДОВИЩЕ, ГІРСЬКА ПОРОДА, ДОЛОТО, БУРИЛЬНА КОЛОНА, ПАРАМЕТР РЕЖИМУ, ТИСК, ПРОМИВАЛЬНА РІДИНА, ТЕХНОЛОГІЯ, ЦЕМЕНТНИЙ МІСТ.
Сфера застосування розробки – буріння нафтових свердловин.
Об'єкт розроблення – регламент виконання бурових робіт при спору- дженні експлуатаційної свердловини (на прикладі ділянки Ярошівського текто- ніко-екранованого нафтового родовища Чернігівської обл.) з удосконаленням технології встановлення свердловинних ізоляційних мостів.
Мета роботи – підвищення механічної швидкості та ступеню безпечності виконання бурових робіт при спорудженні експлуатаційної свердловини в умо- вах Ярошівського тектоніко-екранованого нафтогазового родовища, що досяга- ється за рахунок вдосконалення режимних параметрів та технології виконання пригирлових робіт; підвищення надійності встановлення ізоляційних мостів.
Новизна одержаних результатів – обґрунтовано вибір конструкції сверд- ловини, яка забезпечує попередження гідророзриву гірських порід. Для запобі- гання проявів розроблено параметри бурового розчину, що забезпечують необ- хідний протитиск на напірні горизонти. Запропоновано інноваційну технологію встановлення свердловинних ізоляційних мостів. Всі технологічні рішення ба- зуються на даних щодо геологічного розрізу та гідрогеологічних умов, фізико- механічних параметрів гірських порід і технологічних вимог до буріння.
Практичні результати – розроблено вдосконалені технології буріння све- рдловин та виконання внутрішньосвердловинних операцій, що базуються на сталих показниках підвищення механічної швидкості та ступеню надійності і безпечності виконання бурових та суміжних робіт.
Практична значимість кваліфікаційної роботи – підвищення механічної швидкості та ступеню надійності і безпечності виконання бурових робіт за ра- хунок вдосконалення режимних параметрів та технології виконання пригирло- вих 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…... 10
1.3 Гірничо-геологічні умови буріння свердловин….………... 18
Розділ 2 Техніко-технологічна частина... 22
2.1 Вибір і обґрунтування конструкції свердловини...…... 22
2.2 Вибір способу буріння……...………... 26
2.3 Вибір породоруйнівного інструменту...……... 28
2.4 Вибір бурильної колони...………. 31
2.5 Вибір режимів буріння... 38
2.6 Ускладнення при бурінні... 51
2.7 Вибір бурового обладнання... 55
Розділ 3 Спеціальна частина роботи – удосконалення технології вста- новлення ізоляційних мостів... 59
Розділ 4 Охорона праці... 73
Розділ 5 Охорона навколишнього середовища... 81
Розділ 6 Організація та економіка бурових робіт... 87
ВИСНОВКИ... 91
ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ... 92
ДОДАТОК А Відомість матеріалів кваліфікаційної роботи... 96
ДОДАТОК Б Розрахунок цементного моста... 97
ДОДАТОК В Відзив на кваліфікаційну роботу... 98
Вступ
Нафтогазове буріння – складана і трудомістка ланка видобувної промис- ловості будь-якої країни, не є виключенням і Україна.
Сьогодні в нашій державі значну увагу приділяють проблемі збільшення 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 (ДДЗ). Проте розв’язати цю проблему у відносно короткі терміни можна тільки на підставі застосування інноваційних технологій пошуку та розвідування нафти й газу.
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 дорогої глибокої свердлови- ни.
Один із найефективніших способів прискорення пошуків та розвідки но- вих родовищ корисних копалин – розроблення теоретичних ідей, на основі яких можливе створення прогресивних методів пошуку і розвідки.
Геологорозвідувальні роботи на нафту і газ, так само як і на інші корисні копалини, проводяться поетапно. Спочатку здійснюють роботи, мета яких по- лягає у відшукуванні нових родовищ. Їх називають пошуковими. Після відкрит- тя родовища на нім проводять роботи, націлені на визначення геологічних запа- сів нафти або газу і умов його розробки. Їх називають розвідувальними.
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.
Інша важлива особливість покладів нафти і газу полягає в тому, що вони пов'язані з певними типами тектонічних або седиментаційних структур, які ви- значають можливість наявності природних пасток в проникних пластах і тов- щах. До перших відносяться різного виду куполоподібні або антиклінальні складки, до других відносяться рифогенні і ерозійні виступи, піщані лінзи, зони виклинювання і стратиграфічного зрізання.
Постановка дорогого пошукового буріння на площі має бути обґрунтова- на позитивною оцінкою перспектив її промислової нефтогазонасиченості.
Розвідка нафтових і газових родовищ, так само як і виявлення їх, здійс- нюється за допомогою буріння і випробування на приплив свердловин, які в цьому випадку називаються розвідувальними. Кожен промисловий поклад ро- довища розвідується і оцінюється окремо, хоча для розвідки покладів можуть, використані одні і ті ж свердловини. Основним параметром покладу є його за- паси, розміри яких значною мірою визначаються розмірами пастки. Розрізня- ють геологічні і витягувані запаси. Геологічними запасами нафти і газу назива- ють кількість цих корисних копалини, що знаходяться в покладі. Об'єм нафти і газу в покладі істотно відрізняється від того об'єму, який вони займають на по- верхні. Об'єм рідкої фази вуглеводнів в покладі дещо більше того об'єму, який вони займають на поверхні. Це пояснюється температурним розширенням рі- дини в надрах і головним чином переходом частини газоподібних вуглеводнів в рідку фазу. Об'єм природного газу в покладі зростає прямо пропорціонально пластовому тиску. Таким чином, метою даної роботи є розробка прогресивної технології спорудження розвідувально-експлуатаційної свердловини в умовах Ярошівського тектонічно-екранованого нафтового родовища, яке складається з промислово продуктивних горизонтів візейського ярусу та удосконалення тех- нології встановлення ізоляційних мостів.
Розділ 1. Геолого-технічні умови проведення бурових робіт
1.1 Загальні відомості про район проектних робіт
Східний нафтогазоносний регіон України є наймолодшим за часом відк- риття промислових родовищ вуглеводнів і найбільшим за обсягом розвіданих запасів і прогнозних ресурсів. Його представляє Дніпровсько-Донецька нафто- газоносна область, що є частиною Прип’ятсько-Донецької нафтогазоносної провінції. У тектонічному плані область розташована у межах однойменної за- падини, 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 [1].
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 (рис. 1.1). Їхнє просторове розміщення має свої особливості. Найбільші газоконденсатні поклади зосереджені у північ- ній прибортовій зоні.
Нафти виявлені в нафтових, нафтогазових, газонафтових та нафтогазоко- нденсатних родовищах. Відкрито 32 нафтових родовища, серед яких і Ярошів-
ське. Основні поклади розміщені в крайній північно-західній частині Дніпров- сько-Донецької западини та в межах Охтирського структурного виступу. Най- глибший поклад у турнейських утвореннях (5050 м), а найближчі до поверхні поклади залягають на глибині 500 м [2].
Рисунок 1.1. Схема геологічного районування та розташування родовищ нафти і газу Схід- ного нафтогазоносного регіону України; межі: 1 – Східноєвропейської платформи; 2 – Українського кристалічного щита; складових частин западини: 3 – палеозойського грабена;
4 – мезокайнозойської синеклізи; тектонічних елементів палеозойського грабена та Донба- су: 5 – поперечні; 6 – поздовжні. Диз’юнктивні порушення: 7 – регіональні та субрегіональні
скиди; 8 – регіональні та субрегіональні насуви. Елементи тектонічного районування: поз- довжні зони западини: 9 – приосьова; 10 – південна та північна прибортові; 11 – надрозлом-
них структур; 12 – південного та північного бортів. Поздовжні зони Донбасу: 13 – перехід- на між складчастим Донбасом та схилом Воронезької антеклізи; 14 – південна та північна дрібних складок; 16 – Український кристалічний щит; 17 – схили Українського кристалічно- го щита і Воронезької антеклізи. Родовища: 18 – нафти; 19 – газоконденсату; 20 – газу. 13
– Ярошівське тектонічно-екрановане нафтове родовище
Ярошівська структура виявлена сейсморозвідкою в 1963 році. Впродовж 1971 - 1973 років вона була вивчена і підготовлена до глибокого буріння. У 1975 році при випробуванні свердловини 2 з відкладів верхньовізейського
під’яруса (продуктивний горизонт В-15, інт. 3858 - 3891 м) отримано перший приплив нафти дебітом 134 м3/добу через діафрагму діаметром 5 мм.
На цей час на Ярошівському родовищі відкрито сім продуктивних гори- зонтів (В-15, В-17в, В-17н, В-18н, В-19н, В-21, В-26) з промисловими припли- вами нафти, а з чотирьох горизонтів (В-16в, В-19в, В-20, Т-1) отримані припли- ви нафти або нафти з водою, які не мають промислового значення.
Результати аналізу фактичного геолого-геофізичного матеріалу свідчать, що продуктивність горизонтів у розрізі свердловини значною мірою може бути пов’язана не тільки, з наявністю тектонічних порушень, але і з величиною їх амплітуди. Наприклад, у свердловині Ярошівська-9 на глибині 3937 м зафіксо- ване порушення амплітудою 40 м (порівняно з свердловиною № 2), внаслідок чого з розрізу “випадає” частина верхньовізейських відкладів. З горизонту В-17 отримано приплив нафти дебітом Q = 228 м3/добу (рис. 1.2) [3].
Рисунок 1.2. Структурні аномалії на Ярошівському родовищі
За весь період розробки на північній ділянці Ярошівського родовища пробурено чотири пошукових свердловини (1, 2, 3, 4). Свердловини 2, 3, 4 лік- відовано під час буріння. Свердловина 1 розкрила єдиний продуктивний гори- зонт В-15. На даний час, свердловина в роботі.
На північній ділянці Ярошівського родовища промислово продуктивним є один горизонт В-15, який представлено пісковиками. Продуктивність його доказана випробуванням в інтервалі від 3965 до 3971 м в свердловині 1, з якої отримано фонтанний приплив нафти дебітом 151,5 м³/доб на 6-мм штуцері. В свердловині 3 горизонт В-153 – водонасичений. Ефективна товщина колектора в свердловині 1 складає 9,6 м. Водо-нафтовий контакт (ВНК) чітко виділяється комплексом геофізичних досліджень на відмітці мінус 3799 м. Поклад нафти горизонту В-15 приурочено до тектонічно-екранованої пастки, що підтверджу- ється водонасиченістю цього горизонту в свердловині 3, де залягає гіпсометри- чно вище ніж в продуктивній свердловині № 1.
Ярошівське родовище облаштоване і має весь комплекс необхідних ко- мунікацій та установок для збору, підготовки і внутрішньопромислового транс- портування нафти і газу, які повністю герметичні.
1.2 Геологічна характеристика району робіт
Геологічний розріз Ярошівської структури є типовим для Плісківсько- Лисогірського виступу докембрійського кристалічного фундаменту, на якому залягають вулканогенно-осадові породи девону та осадові відклади карбону, пермі і мезозой-кайнозою (рис. 1.3) [4]. Девонський комплекс розкритий не по- вністю.
Найдревнішими є верхньофранські відклади, які представлені євланівсь- ко-лівенською товщею, що складена сульфатно-карбонатними породами, інко- ли з прошарками мергелів та ангідритів. Повністю ці відклади свердловинами не пройдені. На сусідніх площах у розрізі франу присутні вулканогенні утво-
рення. Розкрита товщина відкладів верхньфранського під’ярусу становить 536 м [5].
Нижньофаменський під’ярус (D3fm1) представлений задонсько-єлецькими теригенно-карбонатними породами – слюдистими польовошпат-кварцовими пі- сковиками, алевролітами та аргілітами, що перешаровуються та часто перехо- дять в слюдисті алевроліти, а також щільними вапняками і мергелями. Товщина фаменського ярусу в розкритих свердловинами розрізах сягає 210 - 235 м.
Загальна товщина верхньодевонських утворень в розрізі родовища, воче- видь, перевищує 1500 м [6].
Кам’яновугільні породи залягають на розмитій поверхні девону. Вона представлена нижнім, середнім та верхнім відділами. Нижній відділ поділяєть- ся на турнейський, візейський та серпуховський яруси.
Турнейський ярус (C1t) складений теригенними породами з прошарками карбонатних різновидів. Товщина турнейського ярусу в межах родовища скла- дає 170 - 200 м.
Рисунок 1.3. Структурна схема покрівлі верхньовізейського під’ярусу
Візейський ярус (C1v) з неузгодженням залягає на турнейських і, місцями, девонських відкладах. Розріз візе поділяється на нижньовізейський та верхньо- візейський під’яруси [5].
Нижньовізейські відклади представлені піщано-глинистою та карбонат- но-глинистою товщами. В підошві піщано-глинистої товщі виділяється продук- тивний горизонт В-26, який складений пісковиками аналогічними турнейським.
Відклади пізнього візе неузгоджено залягають на раньовізейських утво- реннях. Вони поділяються на дві літологічні товщі: нижню – глинисто- карбонатну з прошарками темно-сірих пісковиків і верхню – глинисто- алеврито-піщану з прошарками вапняків. У верхньовізейському під’ярусі виді- лено ряд піщано-алевритових горизонтів (від В-15 до В-20), з якими пов’язані промислові скупчення нафти. Загальна товщина візейського комплексу порід складає 440 - 500 м.
Породи серпухівського ярусу (C1s) залягають на розмитій поверхні візей- ських відкладів. Вони представлені глинистим розрізом з прошарками піскови- ків і алевролітів, зрідка вапняків і вугілля. Товщина серпухівського ярусу на родовищі складає 107 - 127 м та збільшується до периферії підняття.
Середній карбон складений теригенно-карбонатними породами башкир- ського і московського ярусів, типовими для всієї ДДЗ. Вони розкриті усіма све- рдловинами, які пробурені в межах родовища.
Утворення башкирського ярусу (C2b) неузгоджено залягають на породах нижнього карбону і поділяються на дві товщі: нижню (товщиною до 100 м) – карбонатно-глинисту і верхню – аргіліто-алеврито-піщану. Нижня товща пред- ставлена, насамперед, пачкою органогенно-хемогенних вапняків відомою під назвою “башкирська плита”. Товщина її – до 230 м.
Верхня товща представлена піщано-алевритовими породами з прошарка- ми аргілітів, зрідка – вапняків та вугілля. Товщина ярусу – 271 - 307 м.
Відклади московського віку (C2m) узгоджено перекривають башкирські.
Літологічно виражені пісковиками і алевролітами, що перешаровуються з аргі- літами. Товщина – 235 - 271 м.
Пізньокам’яновугільні відклади представлені піщано-глинистою товщею (266 - 287 м).
Пермська система неузгоджено залягає на породах карбону. Вона складе- на глинисто-карбонатними та сульфатно-хемогенними утвореннями ранньої пермі (асельський ярус) – пісковиками, глинами, вапняками, доломітами, ангід- ритами. Товщина – 74 - 82 м.
Відклади тріасового періоду трансгресивно залягають на пермських і представлені нижнім та середнім відділами. Нижній відділ складений полімік- товими пісковиками та строкатобарвними глинами. Товщина – 264 - 290 м.
Верхній відділ утворюють піщано-глинисті породи з прошарками мергелів. То- вщина – 215 - 260 м.
Юрська система представлена середнім та верхнім відділами. Середній відділ (батський та байоський яруси) складений алевролітами і глинами товщи- ною 120 - 150 м, верхній (келовейський, оксфордський та кімеріджський яруси) – глинами сірими з прошарками пісковиків та мергелів. Товщина – 202 - 215 м.
Крейдова система представлена нижнім і верхнім відділами. Нижню крейду складають піщано-глинисті утворення товщиною 140 - 160 м. Верхня крейда (сеноманський, туронський, коньякський, сантонський, кампанський та маастрихтський яруси) за літолого-фаціальними ознаками поділяється на дві товщі: нижню – теригенну (сеноманський ярус) і верхню (решта розрізу). Ниж- ня товща (до 40 м) складена кварцовими пісками і пісковиками; верхня – писа- льною крейдою та крейдоподібними мергелями. Загальна товщина пізньокрей- дових відкладів – 490 - 530 м.
Палеогенові відклади кайнозойської групи залягають з кутовим неузго- дженням на породах крейдової системи. Літологічно представлені здебільшого пухкими глауконіто-кварцовими пісками з прошарками глин. Товщина цих від- кладів у розрізі родовища – від 280 до 320 м.
Розріз неогенового та четвертинного віків (товщина 56 - 73 м) представ- лений строкатими глинами, пісками та льосоподібними суглинками [7].
На Ярошівському родовищі діапазон промислової нафтоносності складає 524 м (рис. 1.4) [8].
Рисунок 1.4. Ярошівське родовище (геологічний розріз вздовж лінії свердловин: 5-2)
Горизонт В-15 розкритий 25 свердловинами. За літологічною характерис- тикою він поділяється на три продуктивні пласти: В-151 – піщані алевроліти, В- 152 – вапняки, В-153 – пісковики, алевроліти, В-151 продуктивний в свердловині 2, 11, в інших свердловинах він щільний. Ефективна його товщина – 0,8 - 2,0 м.
Промислова нафтоносність горизонту В-152 встановлена в свердловинах 2 і 13. За результатами геофізичних досліджень свердловин (ГДС) він продук-
тивний в свердловинах 11, 20, 24, 25, 14, а в свердловинах 7, 10, 9, 22, 27 – щільний [5].
Горизонт В-153 містить основну частину запасів родовища. Продуктив- ність його встановлено в свердловинах 2, 7, 10, 23, 24, 27, за ГДС та за керном – в свердловинах 11, 20, 22. Максимальні дебіти при випробуванні досягали 221 м3/добу через діафрагму діаметром 7 мм, газовий фактор – 44 м3/м3. В свердло- винах 13, 25 горизонт заміщений щільними породами. Положення ВНК для по- кладу згідно з результатами випробування і за даними ГДС прийнято єдиним для обох блоків – 3740 м [9]. Нафтовий поклад горизонту В-15 пластовий, скле- пінний, площа покладу – 4 км2, висота – 60 м.
Горизонт В-17В складений пісковиками і алевролітами. Промислово- продуктивний він у східному блоці. В св. 7 отримано приплив нафти дебітом 86,4 м3/добу через діафрагму діаметром 5 мм. Газовий фактор – 68 м3/м3.
ВНК для східного блоку прийнято за даними випробування в св. 7 на поз- начці – 3825 м. У західному блоці горизонт В-17В продуктивний за ГДС в св.
22.
Горизонт В-17Н представлений найбільш витриманими по площі піскови- ками товщиною до 40 м. Промислова нафтоносність горизонту встановлена в західному блоці в свердловинах 9 і 20. Дебіт в свердловині 9 склав 228 м3/добу через штуцер діаметром 7 мм, газовий фактор – 29 м3/м3. Нафтонасичена тов- щина складає 5,6 м. Дебіт у свердловині 20 – близько 60 м3/добу. За даними ГДС горизонт продуктивний в свердловинах 9, 11, 20, 24. В свердловинах 22, 27 – щільний, в інших обводнений.
Структурні плани горизонтів В-17Н і В-17В досить близькі, а перемички, які їх розділяють, досить незначні за товщиною. Проте поклади розрізняються за типом і, можливо, режимами витіснення. В структурному відношенні покла- ди приурочені до брахіантиклінальної структури (по покрівлі горизонту В-17В) розмірами 3,2 × 2,0 км по ізогіпсі - 3810 м. ВНК знаходиться на позначці - 3794 м в західному блоці і - 3825 м – у східному [10].
У зв’язку з локальними заміщеннями колектора поклад горизонту В-17В
встановлено тільки в межах трьох ділянок: в західному блоці в районі свердло- вин 22 і 9, у східному блоці в районі свердловини 7. Загальна нафтонасичена площа нафтоносності складає 1,037 км2, нафтонасичена товщина 1,6 – 4,7 м.
Поклад горизонту В-17Н встановлений тільки в західному блоці. В скле- пінній частині (в інтервалі нафтонасичення між свердловинами 22 і 27) розви- нута смуга щільних порід, яка ділить цей поклад на дві ділянки. Загальна наф- тонасичена площа становить 0,764 км2, товщина – 3,6 - 9,8 м [5].
Горизонт В-18Н представлений пісковиками, нафтоносність якого доведе- но свердловиною 7 (східний блок), з якої одержано 76,7 м3/добу нафти через ді- афрагму діаметром 5 мм (газовий фактор 29 м3/м3). Поклад пластовий, тектоні- чно екранований. Позначка ВНК -3915 м: нафтонасичена площа і середня ефек- тивна товщина відповідно складають 0,78 км2 і 7,5 м.
В західному блоці пласт продуктивний в свердловині 9 з початковим де- бітом нафти 2,4 м3/добу через діафрагму діаметром 3 мм. За даними ГДС про- дуктивний в свердловинах 22 і 23. Площа нафтоносності 0,115 км2, середня на- фтонасичена товщина – 2,9 м. Позначка ВНК – 3860 м.
Горизонт В-19В представлений пісковиками. За даними ГДС в свердлови- ні 7 нафтонасиченість їх складає 75%. Поклад в цьому горизонті пластовий, те- ктонічно екранований знаходиться тільки в східному блоці. ВНК відбивається на позначці – 3936 м. Площа нафтоносності – 0,303 км2, нафтонасичена товщи- на – 2 - 3 м.
Горизонт В-19Н представлений пісковиками зі змінними колекторськими властивостями по площі і в розрізі. Він чітко поділяється на два самостійні го- ризонти В-19Н1 і В-19Н2.
У свердловині 13 з горизонту В-19Н1 отримано нафту дебітом 23,6 м3/добу (газовий фактор 69,9 м3/м3) через діафрагму діаметром 5 мм, в свердловині 9 горизонт В-19Н1 випробувався разом з В-19Н2. Дебіт нафти – 15,3 м3/добу.
В горизонті В-19Н1 у зв’язку з неоднорідністю колекторів виділяються дві ділянки нафтоносності: в районі свердловини 13 та в районі свердловин 9, 22.
На першій ділянці поклад має літологічно-тектонічний тип екранування, в дру- гій – склепінний, тектонічно екранований. Площа нафтоносності першої ділян- ки – 0,314 км2, другої – 0,178 км2, нафтонасичена товщина відповідно по ділян- ках 6,5 і 0,8 м. ВНК в покладі першої ділянки відбивається на позначці – 3980 м, в другій – на позначці – 3930 м. В східному блоці поклад в цьому горизонті не виявлено.
В горизонті В-19Н2 практично на цих же ділянках в західному блоці також виділяються два поклади аналогічного типу. Площа покладу першої ділянки – 0,471 км2, другої ділянки – 0,094 км2, нафтонасичена товщина відповідно – 5,8 і 1,7 м. Цей горизонт продуктивний і в східному блоці. До нього приурочено пластовий, склепінний, тектонічно-екранований поклад. За даними ГДС він ви- діляється в свердловинах 7 і 10, де нафтонасиченість 0,63 і 0,58 і нафтонасичені товщини складають 2 і 1,5 м. Низькі значення цих параметрів ймовірно пов’язані з близьким розташуванням ВНК, який проходить на позначці – 3993 м. В західному блоці на першій ділянці ВНК прийнято на позначці – 3993 м, на другій ділянці – на позначці – 3940 м.
Горизонт В-21 складений пісковиками з ефективною товщиною близько 3 м. Горизонт продуктивний в свердловині 9, з якої дебіт нафти складає 21,5 м3/добу (газовий фактор 14,6 м3/м3 через діафрагму діаметром 7 мм). За даними ГДС горизонт продуктивний в свердловинах 20, 22, 23 і 24. Промислова розро- бка цього покладу проводилася в свердловині 20, з якої було видобуто 24,5 тис.
т нафти, після чого вона повністю обводнилась.
Горизонт В-26 має складну будову і представлений чергуванням пачок і прошарків пісковиків, алевролітів і аргілітів, загальною товщиною 50 м, при- чому пісковики і алевроліти залягають переважно в покрівлі і в підошві горизо- нту. Ефективна товщина колекторів – 2,2 - 9,2 м.
Продуктивний горизонт В-26 випробувано в процесі розвідки в свердло- винах 2, 9 (західний блок). Дебіти при випробуванні складали відповідно 69,4 м3/добу (газовий фактор 25,3 м3/добу через діафрагму діаметром 8 мм) і 5,2 м3/добу при динамічному рівні – 1690 м і в свердловинах 10, 7 (східний блок) –
дебіти відповідно – 3,2 м3/добу при динамічному рівні 922 м і 0,26 м3/добу при динамічному рівні – 1976 м.
По горизонту В-26В в західному блоці ВНК відбивається на позначці – 4208 м. Поклад – багатопластовий, літолого- і тектонічно екранований. Площа нафтоносності – 1,083 км2, нафтонасичена товщина – 4,1 м.
В східному блоці поклад аналогічного типу. ВНК відбивається на познач- ці – 4253 м. Площа нафтоносності – 1,412 км2, нафтонасичена товщина – 3,6 м, висота покладу – 32 м.
По горизонту В-26Н ВНК відбивається на тих же позначках, як і в горизо- нті В-26В. Площа покладу в західному блоці 0,23 км2, нафтонасичена товщина – 4,0 м. Площа покладу в східному блоці – 0,267 км2, нафтонасичена товщина – 2,4 м [5, 11].
1.3 Гірничо-геологічні умови буріння свердловин
Об’єкт розробки – північна ділянка Ярошівського нафтового родовища розташована на території Талалаївського району Чернігівської області на півні- чний схід від міста Прилуки на відстані 48 км і 130 км на південний схід від мі- ста Чернігів. Найближчі до родовищ населені пункти – села Українське, Трос- тянець, Бережівка (1 - 4 км). Залізниця Бахмач-Ромни проходить на відстані 15 км в північно-східному напрямку від родовищ, найближча залізнична станція знаходиться в смт. Талалаївка (рис. 1.5) [12].
В орографічному відношенні родовища розташовані в межах Придніп- ровської низовини, яка являє собою горбисту рівнину міжріччя р. Сули та р.
Удай, розчленовану балками та ярами. Невелика річка Лисогір, ліва притока р.
Удай, яка перетинає площу з півночі на південь, не суднохідна. Абсолютні від- мітки рельєфу коливаються від +120 до +170м. Клімат району помірно- континентальний. Середньорічна кількість опадів складає 600 - 650мм. Серед- ньорічна температура повітря - +7,5˚С. В економічному відношенні район є сільськогосподарським.
Рисунок 1.5. Оглядова карта розміщення Ярошівського родовища
Нафтогазоносність Ярошівського нафтового родовища пов’язана з регіо- нально продуктивними відкладами візейського ярусу нижнього карбону. На пі- дставі даних попереднього буріння та випробування свердловин, прийнятої ге- ологічної моделі родовища та геометризації покладів Ярошівському родовищі виділено один продуктивний горизонт В-15Н. На площі передбачається пошу- кове та розвідувальне буріння. Кількість свердловин: 8. Затверджені геологічні запаси горизонту становлять 267 тис. т, а видобувні – 75,695 тис. т нафти.
Розташування свердловин зумовлено найперспективнішим з геологічної точки зору місцем, яке обумовлено оптимальними геологічними умовами розк- риття перспективних продуктивних горизонтів на Ярошівському родовищі. 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 майданчиків виконання
робот. Технічні рішення, прийняті у проекті, будуть відповідати вимогам еко- логічних, санітарно-гігієнічних, пожежних та інших діючих норм і правил.
При розробці родовища буде використано сучасні технології що забезпе- чують охорону надр, мають достатньо низький вплив на навколишнє природне середовище. При реалізації планованої діяльності буде використано сертифіко- ване обладнання, сировина, матеріали, комплектуючі, що відповідають діючим санітарним та будівельним нормам. Для зниження впливу на довкілля, передба- чені: контейнери для всіх видів відходів що утворюються; переміщення техніки по існуючим дорогам; зберігання матеріалів та хімреагентів в оригінальній упа- ковці або в герметичних ємностях – в спеціально відведених місцях, що облад- нані відповідно до вимог чинного законодавства.
Таблиця 1.1 Укрупнена літолого-геологічна характеристика Ярошівського нафтового родовища
Шкала глибин, м Узагальнена літологічна характерис-
тика
Категорія Градієнти тиску,
МПа/м Можливі
ускладнення за тверді-
стю за абразив-
ністю Пластового Гідророз- риву 0-250 Глина, пісок,
мергель І І 0,0100 0,0140 Обвали
250-900
Глина, рих- лий піско- вик, крейда
ІІ ІІІ 0,0120 0,0185
Поглинання в глинах, збагачення
розчину шламом 900-1800
Аргіліт, але- вроліт, вап-
няк
IІІ ІІІ 0,0140 0,0190 Поглинання
1800- 2700
Аргіліт, ва- пняк, алев-
роліт
V IV 0,0140 0,0195 Осипання
аргілітів 2700-
3400
Алевроліт, пісковик,
вапняк
VІ VІ 0,0145 0,0195 Поглинання
3400- 3800
Вапняк, піс- ковик, алев-
роліт
VІ VI 0,0155 0,0210 Зона нафто-
газопрояв- лень
Призначення свердловин: для пошуків нафти і газу; профіль свердловин:
вертикальний; проектна глибина: в середньому 3800 м. Спосіб закінчення:
спуск експлуатаційної колони, її цементування з подальшою перфорацією для
випробування і можливої експлуатації перспективно продуктивних об'єктів.
Узагальнена літолого-геологічна характеристика ділянки виконання бурових робіт на Ярошівському нафтовому родовищі наведена в табл. 1.1.
На площі пробурений ряд пошуково-розвідувальних свердловин. Сверд- ловини бурилися за триколонною конструкцією. Проводку свердловин під кон- дуктор, першу і другу проміжні колони здійснювали в основному роторним, під експлуатаційну колону роторним і турбінним способами або їх комбінацією.
Серед ускладнень спостерігалися незначні поглинання, затягування, прихоп- лення бурового інструменту через прояви диференціального тиску у водонос- них горизонтах або осипання щільних глинистих порід нижніх інтервалів.
За буримістю породи геологічного розрізу відносяться до групи м'яких з пластами порід середньої твердості і рідкими прошарками твердих. Розріз є не- стійкий через наявність прошарків неміцних порід, що відрізняються дуже ни- зьким градієнтом тиску гідророзриву.
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.
Буріння передбачається здійснювати роторним способами. Конструкції свердловини включає послідовне перекриття пробурених інтервалів до проект- ної глибини обсадними колонами. Кожна обсадна колона після спуску в сверд- ловину цементується високоміцним тампонажним портландцементом до устя. З метою попередження викиду пластових флюїдів і забруднення поверхневих вод при бурінні під експлуатаційну колону на кондуктор встановлюються превен- тори.
Розділ 2. Техніко-технологічна частина
2.1 Вибір і обґрунтування конструкції свердловини
Під конструкцією свердловини розуміють схему її будови, яка включає сукупність даних про: кількість обсадних колон, інтервали їх спуску, діаметри обсадних колон і доліт для буріння стовбура свердловини під кожну колону, ін- тервали цементування обсадних колон [13].
Конструкція свердловини складається з декількох концентрично розмі- щених одна в іншій обсадних колон, кожна з яких має своє призначення залеж- но від гірничо-геологічних умов розбурюваного розрізу.
Розрізняють наступні типи обсадних колон. Направлення – перша труба або колона труб, призначена для кріплення верхніх шарів ґрунту, складених не- стійкими породами, для запобігання розмиву гирла свердловини та направлен- ня потоку промивальної рідини зі свердловини в очисну систему. Глибина спу- ску направлення залежить від стану поверхневих відкладень і коливається від 5 - 7 до кількох десятків метрів. Кондуктор – колона, яку спускають у свердлови- ну після направлення; його головна функція – запобігання обвалюванню не- стійких порід, що залягають на малих глибинах, а також ізоляція водоносних горизонтів, які служать основним джерелом питної води. Колони труб, що встановлюються між кондуктором і експлуатаційною колоною, призначені для перекриття нестійких порід, які залягають на значній глибині, ізоляції продук- тивних горизонтів, розміщених набагато вище від проектної глибини, ізоляції зон можливих ускладнень та для інших цілей називають проміжними. Проміж- на колона може бути відсутня чи може бути одна і більше. Колона труб, яка призначена не лише для закріплення стінок свердловини та ізоляції нафтогазо- водоносних горизонтів, а також є каналом для транспортування з продуктивно- го пласта рідини, газу або закачування в пласт рідини або газу, називається екс- плуатаційною. Зазвичай верхній кінець колони обсадних труб установлюють на гирлі свердловини. Інколи верхній кінець колони обсадних труб установлюють
на значній глибині від гирла. Такі колони називають потайними чи хвостовика- ми. Частина експлуатаційної колони, яка складається з труб з отворами по біч- ній поверхні або в якій після спуску у свердловину роблять отвори шляхом перфорації, називається фільтром.
Конструкцію свердловини рекомендується проектувати в такій послідов- ності [14]:
– встановлення кількості обсадних колон та глибин їх спуску;
– вибір видів обсадних колон;
– проектування діаметрів обсадних колон та доліт для буріння під кожну колону;
– обґрунтування інтервалів тампонування кожної колони.
Для встановлення кількості обсадних колон та глибини їх спуску спершу будують суміщений графік зміни градієнтів пластового тиску та тиску гідроро- зриву за глибиною свердловини. На його основі проектується перший орієнто- вний варіант конструкції свердловини. Кінцевий варіант рішення про кількість обсадних колон і глибину їх спуску приймається після аналізу геолого- технічних умов буріння з урахуванням можливих ускладнень, досвіду спору- дження свердловин на даному родовищі.
У закінченому вигляді конструкція свердловини приводиться у вигляді таблиці та схеми.
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 [15].
