Національний технічний університет
«Дніпровська політехніка»
Природничих наук та технологій
(факультет)
Кафедра нафтогазової інженерії та буріння
(повна назва)
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
кваліфікаційної роботи ступеню ____бакалавра_____
(бакалавра, магістра)
студента Ткаченка Андрія Федоровича__________________________________
(ПІБ)
академічної групи 185-18ск-2 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 та випробування розвідувально- експлуатаційної свердловини в умовах Гнідинцівського нафтогазоконденса- тного родовища____________________________________________________
(назва за наказом ректора)
Керівники Прізвище, Оцінка за шкалою
Підпис ініціали рейтинговою інституційною
кваліфікаційної
Ігнатов А.О.
роботи розділів:
Технологічний Ігнатов А.О.
Охорона праці та навколишнього се-
редовища Муха О.А.
Рецензент Терешкова О.А.
Нормоконтролер Расцвєтаєв В.О.
Дніпро 2021
ЗАТВЕРДЖЕНО:
завідувач кафедри
нафтогазової інженерії та буріння
(повна назва)
________________ Коровяка Є.А.
(підпис) (прізвище, ініціали)
«_04_»___травня__2021 року.
ЗАВДАННЯ
на кваліфікаційну роботу ступеня ______бакалавра_______
(бакалавра, магістра)
студенту Ткаченку Андрію Федоровичу_ академічної групи 185-18ск-2 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 та випробування розвідувально- експлуатаційної свердловини в умовах Гнідинцівського нафтогазоконденсатно- го родовища_________________________________________________________
затверджену наказом ректора НТУ «Дніпровська політехніка» від 19.05.2021 р.
№ 273-с.
Розділ Зміст Термін
виконання Технологічний Гірничо-геологічна та тектонічна характерис-
тика ділянки проведення бурових робіт. Проекту- вання технології буріння та випробування розві- дувально-експлуатаційної свердловини в умовах Гнідинцівського нафтогазоконденсатного родо- вища з урахуванням петрографічних і механічних властивостей порід-колекторів.
02.06.21 р.
Охорона праці та на- вколишнього середови- ща
Аналіз потенційних небезпек запроектованого об'єкта і можливостей негативного впливу його на навколишнє природне середовище.
04.06.21 р.
Завдання видано __________________ ______Ігнатов А.О._____
(підпис керівника) (прізвище, ініціали)
Дата видачі ___04.05.2021 р.__
Дата подання до екзаменаційної комісії __08.06.2021 р.______________
Прийнято до виконання____________ ______Ткаченко А.Ф.______
(підпис студента) (прізвище, ініціали)
РЕФЕРАТ
Пояснювальна записка: 92 с., 24 рис., 16 табл., 2 додатки, 45 джерел.
РОДОВИЩЕ ВУГЛЕВОДНІВ, РОЗВІДУВАЛЬНО-ЕКСПЛУАТАЦІЙНА СВЕРДЛОВИНА, ДОЛОТО, БУРИЛЬНА КОЛОНА, ПАРАМЕТР РЕЖИМУ, ТИСК, ПРОМИВАЛЬНА РІДИНА, ТЕХНОЛОГІЯ.
Сфера застосування розробки – буріння нафтогазових свердловин.
Об'єкт розроблення – технологія виконання бурових та внутрішньосверд- ловинних робіт при розробці промислової ділянки Гнідинцівського нафтогазо- конденсатного родовища (Чернігівська обл.).
Мета роботи – підвищення техніко-економічних показників та ступеню безпечності виконання робіт при спорудженні розвідувально-експлуатаційної свердловини в умовах Гнідинцівського нафтогазоконденсатного родовища, продуктивний нафтовий об’єкт якого представлений вторинно-поровим грану- лярним карбонатним колектором, що досягається за рахунок вдосконалення режимних параметрів та технології виконання виробничих операцій.
Новизна одержаних результатів – обґрунтовано вибір конструкції сверд- ловини, яка забезпечує попередження гідророзриву гірських порід; розроблено параметри бурового розчину такої густини, що забезпечує необхідний проти- тиск на нафтогазоносні горизонти; запропоновано прогресивні технічні рішен- ня та технологічний супровід процесу буріння; висвітлено деякі заходи щодо покращення якості випробовування продуктивних горизонтів. Всі висунуті по- ложення базуються на даних відносно фізико-механічних і петрографічних па- раметрів гірських порід, технологічних вимог до буріння, умов залягання водо- носних горизонтів, стану атмосферного повітря, поверхневого шару ґрунту.
Практичні результати – розроблено вдосконалену технологію розробки нафтового покладу, що базується на прогресивних прийомах і методах вико- нання свердловинних робіт.
Практична значимість кваліфікаційної роботи – підвищення техніко- економічних показників та ступеню безпечності свердловинних робіт за раху- нок вдосконалення режимних параметрів та технології виконання.
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….………... 19
Розділ 2 Техніко-технологічна частина... 23
2.1 Обґрунтування та розрахунок профілю свердловини... 23
2.2 Вибір і обґрунтування конструкції свердловини...…... 33
2.3 Вибір способу буріння……...………... 38
2.4 Вибір породоруйнівного інструменту...……... 39
2.5 Вибір бурильної колони...………. 42
2.6 Вибір режимів буріння... 48
2.7 Розробка вибійних компонувань для спорудження похилих та горизонтальних ділянок стовбура свердловини... 55
2.8 Ускладнення при бурінні... 63
2.9 Вибір бурового обладнання... 66
2.10 Розробка технології випробування свердловини... 69
Розділ 3 Охорона праці... 76
Розділ 4 Охорона навколишнього середовища... 81
ВИСНОВКИ... 86
ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ... 87
ДОДАТОК А Відомість матеріалів кваліфікаційної роботи... 91
ДОДАТОК Б Відзив на кваліфікаційну роботу... 92
ВСТУП
Не потребує жодних доказів наступне твердження: нафтова і газова про- мисловість є однією з найпотужніших галузей народного господарства багатьох держав, не є виключенням в цьому плані і Україна.
Необхідно відмітити, що з усіх видів енергетичних ресурсів (вода, вугіл- ля, горючі сланці, атомна енергія та ін.) близько двох третин потреб забезпечу- ється за рахунок вуглеводнів. Неможливо собі представити сьогодні сучасний транспорт і усе різноманіття рухової техніки без паливно-мастильних матеріа- лів, основою яких служать нафта і газ. Ці багатства земних надр добуваються і споживаються у величезних кількостях.
Важливою є така знаменна обставина: саме вуглеводневі родовища Захід- ної України були ядром, що започаткував світову нафтову індустрію. Першими районами масштабного промислового видобутку нафти стали Східні й Південні Карпати, де нафтопродукти були відомі здавна. У Галичині нафту почали вико- ристовувати вже в пізньому середньовіччі. Першу письмову згадку про «чорне золото» Карпат знайдено у «Хроніці Длугоша» (ХV ст.), про використання га- лицької нафти в медицині зазначається у «Книзі Фалінера» (1534 р.), найдавні- ша інформація про організований видобуток нафти на Прикарпатті датована 1617 р.
Серед газових родовищ Передкарпатської нафтогазової області слід виді- лити славнозвісне Дашавське родовище (Стрийський район Львівщини), поча- ток експлуатації якого в 1924 р. знаменує народження газової промисловості України. З Дашавського родовища починається утворення газотранспортної си- стеми України, яка будувалася із заходу на схід і північ; вказане значною мірою сприяло відкриттю в 1950 р. Шебелинського газового родовища на Харківщині.
Родовища вуглеводнів формуються у різноманітних геологічних умовах:
на платформах і у геосинкліналях, на суші і у морських акваторіях, у поверхне- вих товщах та на великих глибинах, в осадових та кристалічних породах.
Розвиток нафтової і газової промисловості передбачає широке викорис- тання бурових робіт з метою пошуку, розвідки і розробки відповідних покладів.
Нафтогазова справа належить до небезпечних виробництв, аварії на яких з різних організаційних, технологічних і технічних причин ведуть до великих витрат і втрат. Саме тому технологічні прийоми буріння нафтових і газових свердловин повинні постійно удосконалюватися, особливо в зв'язку із збіль- шенням об'ємів робіт з глибокого і надглибокого буріння, у тому числі на аква- торіях, а також із зростаючими потребами буріння похило-спрямованих і гори- зонтальних свердловин. Світовий досвід розробки покладів вуглеводнів пока- зує, що типи пошукових об’єктів постійно змінюються, а методика їх геологіч- них досліджень швидко удосконалюється. Майже донедавна вуглеводні шука- ли, в переважній кількості випадків, у межах антиклінальних структур, що ви- вчалися бурінням до 2 - 4 км. Наразі геологорозвідувальні роботи на нафту і газ проводять на великих (понад 6 км) глибинах і не лише в осадових басейнах, а й у кристалічних докембрійських породах, як на суші, так і у морських акваторі- ях. В світлі сказаного виникає необхідність приділяти належну увагу методам аналізу і технологічної інтерпретації властивостей гірських порід та пластових флюїдів в умовах високих тисків та температур.
Ефективність розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ ґрунтується на володінні не тільки загальними відомостями про геометричні розміри (площа та потужність) продуктивних пластів в умовах залягання, але й детальними даними про їх структуру, колекторські властивості та ступінь наф- тогазонасичення та нафтогазовилучення.
Спорудження свердловин відноситься до високотехнологічних і витрат- них процесів, які здійснюються за допомогою специфічних техніки і техноло- гій. Підвищення ефективності буріння вимагає удосконалення існуючих, розро- бки та впровадження інноваційних технологій, застосування високопродуктив- них бурових установок, обладнання та інструменту.
Метою даної роботи є розробка прогресивної технології буріння та ви- пробування розвідувально-експлуатаційної свердловини в умовах Гнідинцівсь- кого нафтогазоконденсатного родовища, продуктивний нафтовий об’єкт якого представлений вторинно-поровим гранулярним карбонатним колектором.
Розділ 1. Геолого-технічні умови проведення бурових робіт
1.1 Загальні відомості про район проектних робіт
Ділянка проектних робіт Гнідинцівського нафтогазоконденсатного родо- вища (НГКР) належить до Глинсько-Солохівського газонафтоносного району Східного нафтогазоносного регіону України (рис. 1.1), що є найбільшим за об- сягом розвіданих запасів і прогнозних ресурсів [1]. Його представляє Дніпров- сько-Донецька нафтогазоносна область (ДДНГО), що є частиною Прип’ятсько- Донецької нафтогазоносної провінції. У тектонічному плані область розташо- вана у межах однойменної западини, яка входить до складу трансконтинента- льного Сарматсько-Туранського лінеаменту, який перетинає Східноєвропейсь- ку платформу з південного сходу на північний захід і відокремлює Український кристалічний щит від Руської плити. ДДНГО, як структурний елемент Дніпров- сько-Донецької западини (ДДЗ), має північно-західне простягання завдовжки до 950 км і завширшки 100 - 150 км та є авлакогеном блокової будови; останній обмежений регіональними розломами, що простежуються з північного заходу на південний схід за межі її території.
Рисунок 1.1. Схема геологічного районування Східного нафтогазоносного регіону України;
межі: 1 – Східноєвропейської платформи; 2 – Українського кристалічного щита; складових частин западини: 3 – палеозойського грабена; 4 – мезокайнозойської синеклізи
Гнідинцівське НГКР [2] (рис. 1.2) відкрито бурінням свердловини № 1 у 1959 р., при випробуванні якої з пермських відкладів отримано фонтан нафти дебітом 164,7 т/добу. У цьому ж році родовище прийняте на Державний баланс.
У 1960 р. встановлена промислова нафтоносність відкладів верхнього карбону.
У 1961 р. після завершення розвідки скупчень нафти в пермсько- верхньокам’яновугільних утвореннях були проведені розрахунки її запасів. У 1962 р. пробурена перша експлуатаційна свердловина проектною глибиною 1880 м. На площі пробурено понад 150 свердловин, з яких 46 пошукові і розві- дувальні. Режим розробки нафтових скупчень водонапірний, газоконденсатних – газоводонапірний.
Рисунок 1.2. Оглядова карта району проектних робіт (Гнідинцівське НГКР)
Нафтові поклади масивно-пластові, стратиграфічно і літологічно обмеже- ні або масивно-пластові; газоконденсатні – пластові, тектонічно екрановані та частково літологічно обмежені із загальним початковим водонафтовим контак- том на абсолютній відмітці – 1623,5 м.
В розглядуваному районі ведуться геологорозвідувальні роботи на нафту і газ. Поблизу площі робіт розташовані Кибинцівське, Малосорочинське, Рад- ченківське та інші родовища [3].
В адміністративному відношенні об’єкт проектованих робіт розташова- ний в межах території Гнідинцівської селищної ради колишнього Варвинсько- го, а нині Прилуцького району Чернігівської області [4].
Майданчик споруджування знаходиться на відстані 950 м на північ від найближчої житлової забудови. Найближчими населеними пунктами до ділянки робіт є селище Варва, села – Гнідинці, Світличне, Ященків, Богдани, Рубанів, Остапівка. Найбільш крупними населеними пунктами у районі родовища є міс- та Прилуки, Пирятин, Лохвиця.
Найближчі залізничні лінії: з заходу Прилуки - Пирятин - Гребінка, зі сходу Ромни - Ромодан, з півночі Прилуки - Ромни, з півдня Гребінка - Ромо- дан. На захід і південь від площі робіт проходить автомагістраль Прилуки - Пи- рятин - Чорнухи - Лохвиця, на північ – автомагістраль Ромни – Прилуки [5].
Район належить до недостатньо вологої агрокліматичної зони. Ґрунти - чорноземи типові, малогумусні, легкосуглинкові.
Виділяють такі інженерно-геологічні елементи [6], в межах яких ґрунти є статично однорідними за складом та властивостями: грунтово-рослинний пок- рив – суглинок темно-сірий до чорного, твердий, товщина шару 0,3 ÷ 0,7 м; су- глинок льосовидний, легкий буровато-жовтий, макропористий, карбонатизова- ний, твердий, просадний, товщина шару 1,6 ÷ 2,8 м; суглинок льосовидний, ва- жкий, бурий, твердий, карбонатизований, товщина шару 1,3 ÷ 2,6 м; суглинок легкий, льосовидний, палево-жовтий, карбонатизований, напівтвердий, товщи- на шару 1,0 м ÷ 2,3 м; супісок важкий, коричнево-бурий, середньої щільності, напівтвердий, товщина шару 0,7 ÷ 2,5 м.
Головні корисні копалини району: нафта, газ, пісок, глина, торф.
В географічному відношенні територія бурового майданчика розташована у Лівобережно-Дніпровській лісостеповій фізико-географічній провінції, у пів- нічній частині Полтавської рівнини [7].
У тектонічному відношенні район буріння знаходиться в західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини.
Гідрографічна сітка району представлена річками басейну Дніпра: Удай, Рудка, Варниця, Глинна, Озерянка, Журавка, Многа. Живлення рік здійснюєть- ся як за рахунок атмосферних опадів, так і за рахунок підземних вод, особливо у посушливі періоди року. Несприятливі фізико-геологічні процеси та явища відсутні.
Місце передбачуваного споруджування свердловини незабудоване.
Клімат району помірно-континентальний, недостатньо вологий, теплий, сприятливий для розвитку сільського господарства.
Однією з основних характеристик термічного режиму є середньорічна температура повітря, яка дорівнює 7°С вище нуля. Її характеризують повільні зміни температури влітку і взимку та різкі коливання восени і весною. Середня мінімальна температура повітря випадає на січень місяць і становить -7,2°С нижче нуля. Найхолодніші місяці – січень і лютий. Зима тривала, але порівняно тепла, хоча і з морозними погодними умовами і снігом. Взимку за рахунок час- тої зміни повітряних мас погода не є стійкою. В середньому за зиму буває до десяти відлиг. Сніжний покрив від 30 см до 50 см, в основному, з грудня по бе- резень. Глибина промерзання ґрунту – 1,0 м. Тривалість зимового періоду в се- редньому – 90 діб.
Літо в даному регіоні тепле, висота сонця над горизонтом найбільша, найдовші дні, найбільша за рік кількість сонячної радіації, тому земна поверхня і повітря інтенсивно прогріваються. Літній період триває від 90 до 100 днів. Аб- солютний максимум температури повітря – 38°С вище нуля, найтепліший мі- сяць – липень з середньою температурою 27,5°С вище нуля. Закінчується літній період після переходу температури через 15°С вище нуля у бік зниження, що відбувається у першій декаді вересня.
Одним із важливих елементів гідрогеологічного режиму є опади. В дано- му районі середньорічна кількість опадів складає від 520 до 560 мм, із них 376 мм випадає у теплий період (квітень - жовтень), в холодний період (листопад - березень) знижується до 251 мм.
Напрямок вітрів взимку переважно південно-західний, влітку – східний з максимальною швидкістю до 20 м/с. Вітровий режим визначається умовами за- гальної циркуляції атмосфери і особливостями рельєфу [8].
Поверхневі води знаходяться на значній відстані від місця проведення робіт (найближча водойма на відстані 950 м від проектованої свердловини).
Головна промислова галузь району – нафтогазопереробка [9]. У програмі соціально-економічного розвитку району питома вага об'єму промислової про- дукції Гнідинцівського газопереробного заводу ПАТ «Укрнафта» становить 98,9 %. До основних цехів відносяться: цех підготовки і стабілізації нафти, пе- реробки газу, компресорний та відвантаження. Продукцією заводу є зріджений газ, стабільний газовий бензин і відбензинений газ.
Згідно чинного законодавства для проведення робіт зі споруджування свердловини має бути відведена земельна ділянка під буровий майданчик, який повинен мати площу достатню для розміщення бурового обладнання, привежа- вих споруд, службових та побутових приміщень та ін. з урахуванням екологіч- них, санітарних, протипожежних вимог.
Позитивним аспектом розробки родовища є створення нових робочих місць та забезпечення потреб населення послугами відповідних підприємств.
1.2 Геологічна характеристика району робіт
ДДЗ є великою тектонічною структурою на північному сході України (рис. 1.3), а на її структурну складову ДДНГО, за усередненими оціночними даними, припадає понад 80 % вітчизняного видобутку нафти й газу [10].
ДДЗ заповнена осадовими (глини, глинисті сланці, піски, піщаники, алев- рити, алевроліти, мергелі, вапняки й ін.) і вулканічними (діабази, трахібазальти, трахіандезіти, туфи, феноліти й ін.) гірськими породами, а також кам'яною сіл- лю, гіпсом і ангідритом. Соляні куполи й складки часто містять промислові ро- довища нафти й газу [11]. Геологічній будові ДДЗ притаманне глибоке заляган-
ня кристалічного фундаменту з поступовим зменшенням глибини залягання з півдня на північ.
Рисунок 1.3. Тектонічна карта України
Відповідно до даних літературних і промислових джерел інформації, ві- домо наступне [1, 10]: в осадових породах мезозою ДДЗ існує 16 нафтогазонос- них горизонтів в 9 родовищах нафти й газу; у ранньопермських- пізньокам`яновугільних породах ДДЗ – 46 продуктивних горизонтів в 27 родо- вищах; у средньокам`яновугільних відкладах ДДЗ – 163 продуктивних горизон- тів в 36 родовищах; у ранньокам`яновугільних формаціях ДДЗ – 411 продукти- вних горизонтів в 86 родовищах; у девонських відкладах ДДЗ – 2 продуктивних горизонти в 2 родовищах.
ДДЗ в сучасному рельєфі відповідає лінійно витягнуте пониження північ- но-західного простягання з мінімальними абсолютними відмітками рельєфу по осьовій частині. Максимальні висоти фіксуються в межах бортів западини (пів- нічному та південно-східній частині південного борту) [12]. Структурні елеме- нти осадового чохла знаходяться в складному взаємовідношенні з рельєфом
фундаменту, який має нерівності та утворення, що виникли у зв’язку з перемі- щенням ділянок та блоків фундаменту (рис. 1.4).
Рисунок 1.4. Структурно-геоморфологічна модель Гнідинцівського родовища
Структури осадового чохла розвиваються у зв’язку з рухами блоків фун- даменту. Простежується прямий зв’язок між при піднятими блоками фундамен- ту, брахіантиклинальними складками у відкладах візейського, серпуховського ярусів нижнього карбону, покрівлі київських мергелів палеогену та блоковою будовою рельєфу (рис. 5).
Рисунок 1.5. Графік відображення глибинних структур Гнідинцівської нафтогазоносної структури
При розкритті покладів нафти й газу ДДНГО, що розташовуються на гли- бині 360 - 5800 м та перебувають у надрах під тиском 4,0 - 68,4 МПа за темпе- ратури 22 - 125°С, свердловини звичайно фонтанують з дебітом 10 - 2156 тис.
м3/доб газу і 5 - 500 т/доб нафти [10, 13]. Промислово нафтогазоносні породи представлені переважно піщаниками пористістю 2 - 31 % і проникністю (0,1 - 2000)·10-15 м2 (якщо пористість становить 2 %, а проникність – тільки 0,1·10-15 м2, то це означає, що нафта й газ добуваються в основному не з пор, а із тріщин, що розсікають гірську породу). У складі горючих природних газів ДДЗ вміщу- ються такі компоненти, %: метан 61,01 - 9,84; етан 0,10 - 20,0; пропан 0,04 - 11,25; бутан 0,01 - 4,03; пентан і вищі вуглеводні 0,009 - 11,14; азот 0,03 - 13,54 і вуглекислий газ 0,02 - 5,76.
Процеси нафтогазовидобутку безпосереднім чином пов'язані з особливос- тями геологічної будови гірських порід, у яких залягають означені вуглеводні.
Знаходження нафти й газу пов'язане з комплексом осадових порід земної кори;
головні складові останнього – піщаники, глини й алевроліти. Піщаники явля- ють собою осадову гірську породу зцементованого піску, який складається із зерен кварцу, часто з домішкою польового шпату. Розмір часток піску колива- ється від 2 до 0,1 мм. У випадку Гнідинцівського НГКР продуктивний нафто- вий об’єкт представляє собою вторинно-поровий гранулярний карбонатний ко- лектор, що є доломітизованим пісковиком і відноситься до кавернозно- порового типу.
Породам-колекторам [14] властиві дві ознаки: пористість і проникність.
Пористість характеризує обсяг порожнеч у породі, проникність – здатність по- роди пропускати крізь себе нафту, газ і воду під дією перепаду тиску. Не всі пористі породи проникні для нафти й газу, це залежить від розміру пор. Так, пори, що мають розмір 0,0002 м (субкапілярні пори), практично непроникні при досяжних перепадах тиску.
Для забезпечення нагромадження й збереження нафти й газу в пористому проникному пласті-колекторі необхідно, щоб він перекривався непроникними породами [15]. Такими породами можуть бути глини або алевроліти.
Рисунок 1.6. Схематичний зведений розріз ДДНГО
У геологічному розрізі ДДНГО виділяють складчасту основу і платформ- ний покрив [11, 16]. Останній представлений девонськими, кам'яновугільними, пермськими, тріасовими, юрськими, крейдовими, палеогеновими, неогеновими і четвертинними відкладами. За даними геолого-геофізичних досліджень, у пів- денно-східній частині ДДЗ прогнозується розвиток рифейських і, можливо, ни- жньопалеозойських утворень. У літологічному відношенні розріз западини складають переважно теригенні породи. Крім того, тут розвинуті три соленосні
товщі (нижньо-пермська, фаменська, франська), дві ефузивні в девоні, а також карбонатні – у верхній крейді, нижньобашкирському, нижньовізейському і тур- нейському ярусах. Сумарна товщина відкладів змінюється від 1 до 16 км. Хара- ктерною особливістю будови Дніпровського грабена є розвиток солянокуполь- ної тектоніки, що обумовило формування локальних структур (рис. 1.6).
Кристалічний фундамент прогину складений гнейсами різного петрогра- фічного складу, амфіболітами, кристалічними сланцями, гранітами, а також комплексом основних і ультраосновних порід архейського та протерозойського віку, стратиграфічні й структурні взаємовідношення яких здебільшого не вияв- лені.
Найдревнішими, з геологічної точки зору, для розглядуваного району є верхньофранські відклади, які представлені євланівсько-лівенською товщею, що складена сульфатно-карбонатними породами, інколи з прошарками мергелів та ангідритів. На сусідніх площах у розрізі франу присутні вулканогенні утво- рення [1, 16].
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.
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. Візейський ярус (C1v) з неузгодженням залягає на тур- нейських і, місцями, девонських відкладах. Розріз візе поділяється на нижньові- зейський та верхньовізейський під’яруси. Нижньовізейські відклади представ- лені піщано-глинистою та карбонатно-глинистою товщами. Відклади пізнього візе неузгоджено залягають на раньовізейських утвореннях. Вони поділяються на дві літологічні товщі: нижню – глинисто-карбонатну з прошарками темно- сірих пісковиків і верхню – глинисто-алеврито-піщану з прошарками вапняків.
Породи серпухівського ярусу (C1s) залягають на розмитій поверхні візейських відкладів. Вони представлені глинистим розрізом з прошарками пісковиків і алевролітів, зрідка вапняків і вугілля.
Середній карбон складений теригенно-карбонатними породами башкир- ського і московського ярусів, типовими для всієї ДДЗ. 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. Відклади московського віку (C2m) узгоджено перек- ривають башкирські. Літологічно виражені пісковиками і алевролітами, що пе- решаровуються з аргілітами.
Пізньокам’яновугільні відклади представлені піщано-глинистою товщею.
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.
Відклади тріасового періоду трансгресивно залягають на пермських і представлені нижнім та середнім відділами. Нижній відділ складений полімік- товими пісковиками та строкатобарвними глинами.
Юрська система представлена середнім та верхнім відділами. Середній відділ (батський та байоський яруси) складений алевролітами і глинами, верх- ній (келовейський, оксфордський та кімеріджський яруси) – глинами сірими з прошарками пісковиків та мергелів.
Крейдова система представлена нижнім і верхнім відділами. 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 складена кварцовими пісками і пісковиками; верхня – писальною крейдою та крейдоподібними мергелями.
Палеогенові відклади кайнозойської групи залягають з кутовим неузго- дженням на породах крейдової системи. Літологічно представлені здебільшого пухкими глауконіто-кварцовими пісками з прошарками глин.
Розріз неогенового та четвертинного віків представлений строкатими глинами, пісками та льосоподібними суглинками.
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.
1.3 Гірничо-геологічні умови буріння свердловин
Метою роботи є розробка технічного проекту споруджування розвідува- льно-експлуатаційної свердловини в умовах Гнідинцівського нафтогазоконден- сатного родовища. Свердловина № 30/03 проектується для випробування і екс- плуатації покладу, продуктивний нафтовий об’єкт якого представлений вто- ринно-поровим гранулярним карбонатним колектором.
Передбачувана проектна глибина свердловини за вертикаллю становить 2000 м з глибиною похилої ділянки стовбура свердловини за вертикаллю 1800 м, на проектний горизонт P1. Очікуваний дебіт нафти – 15 т/добу.
Гирло свердловини розміщується на раніше виділеній земельній ділянці свердловини № 30/02 Гнідинцівського родовища (відстань між гирлами 20 м) та відповідає наступним вимогам: має достатню площу для розміщення бурового обладнання; в межах майданчика проведення робіт не спостерігаються неспри- ятливі фізико-геологічні процеси та явища; відстань від найближчого джерела викидів забруднюючих речовин в повітряне середовище до житлової забудови становить 950 м, що відповідає планувальним обмеженням для буріння сверд- ловин з електричним приводом (300 м); в межах майданчика відсутні будівель- ні, промислові, зрошувальні, осушувальні та природно-заповідні об’єкти, а та-
кож зелені насадження; майданчик відповідає нормам санітарії та пожежної безпеки.
Технологія підготовки та виконання робіт по споруджуванню свердлови- ни передбачає, що буровий майданчик має бути вільним від рослинності та зе- лених насаджень.
Цикл споруджування свердловини починається з підготовки майданчика під бурову і закінчується демонтажем бурового устаткування, перевезенням йо- го на нову точку і рекультивацією земельної ділянки.
Усі види робіт, які входять у цикл споруджування свердловини, поділя- ються на: підготовчі роботи до монтажу бурового обладнання (планування майданчика під бурову, проведення під’їзних доріг, прокладання водопроводу, підвід електроліній) – оскільки споруджування свердловини № 30/03 плануєть- ся проводити на раніше спланованому майданчику, який був підготовлений пе- ред споруджуванням свердловини № 30/02, тому вказаний комплекс робіт уже було здійснено; монтаж бурового обладнання (встановлення фундаментів і бло- ків обладнання на них, обв’язка обладнання, захист вишки та обладнання, вста- новлення ємкостей і побутових приміщень); підготовчі роботи до буріння свер- дловини (встановлення направлення; оснащення талевої системи; буріння під шурф і встановлення в ньому труби; монтаж і випробування пристосувань ма- лої механізації, що прискорюють і полегшують процес виконання робіт; приєд- нання бурового шланга до вертлюга і стояка; підвішування машинних ключів;
перевірка приладів; центрування вишки, перевірка горизонтальності ротора);
буріння свердловини, кріплення її стінок обсадними колонами і розмежування пластів; вторинне розкриття продуктивного пласта (при перекритому колоною пласті), випробування, освоєння і здача свердловини в експлуатацію; демонтаж бурового обладнання; перевезення обладнання на нову точку.
Вибір бурового верстату на електричному приводі (УРАЛМАШ ЕУК- 3000) обумовлюється наявністю електромережі необхідної потужності поблизу майданчика.
Головний привід бурового верстата використовується для спуско-
підйомних операцій (СПО), обертання бурильної колони з долотом за допомо- гою ротора при поглибленні свердловини, для приводу бурових насосів.
Бурова вежа забезпечує спуск і підйом обладнання для буріння, кріплення і випробування свердловини. Підвежава основа служить опорою для бурової вежі.
Обладнання для СПО складається з лебідки, талевої системи і талевого канату. Це обладнання використовується для піднімання і опускання обладнан- ня в свердловину.
Бурові насоси забезпечують циркуляцію бурового розчину через бурильні труби до вибою свердловини з метою виносу вибуреної породи на поверхню, забезпечення стійкості стінок стовбура свердловини, створення протитиску на напірні горизонти, охолодження долота, руйнування гірських порід, приводу вибійного обладнання.
Противикидне обладнання (превентори) встановлюється на усті свердло- вини і призначене для перекриття устя при нафтоводопроявленнях.
Спорудження свердловини складається з таких основних етапів, а саме:
облаштування бурового майданчика; буріння; кріплення стовбура свердловини обсадними колонами і їх цементування; випробування свердловини на наяв- ність промислового припливу нафти.
Випробування свердловин включає в себе перфорацію експлуатаційної колони навпроти продуктивного горизонту, виклик припливу продукції мето- дом зниження протитиску на пласт і операції з освоєння.
Вказаний комплекс обладнання та привежавих споруд компактно розмі- щується на майданчику бурової, покриття якого передбачається здійснити залі- зобетонними плитами. На покритій залізобетонними плитами частині майдан- чика окрім основного та допоміжного бурового обладнання розташовуються службові і побутові приміщення. Інша частина майданчика, яка не покриваєть- ся залізобетонними плитами, використовується для спорудження гідроізольо- ваних шламових амбарів, для розміщення кагатів родючого та мінерального ґрунтів, водної свердловини з зоною санітарної охорони (ЗСО) та інших потреб.
Факельні викиди свердловини монтуються до факельного амбара.
Споруджування свердловини № 30/03 Гнідинцівського родовища буде проводитись за амбарним способом.
Спосіб закінчення: спуск експлуатаційної колони, її цементування з пода- льшою перфорацією для випробування і можливої експлуатації перспективно продуктивних об'єктів. Узагальнена літолого-геологічна характеристика ділян- ки виконання бурових робіт на Гнідинцівському нафтогазоконденсатному ро- довищі наведена в табл. 1.1.
Таблиця 1.1 Укрупнена літолого-геологічна характеристика Гнідинцівського НГКР
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
0-150 Пісок, глина I I 0,0100 0,0130 Обвали
150-300 Глина, пісок,
мергель II II 0,0100 0,0140 Осипи
300-600 Аргіліт, ва-
пняк, крейда III II 0,0106 0,0150 Поглинання
рідини 600-1200
Аргіліт, але- вроліт, вап-
няк ІV IІІ 0,0114 0,0170 Осипи, об-
вали 1200-
1800
Алевроліт, пісковик,
вапняк
VI IV 0,0134 0,0160 Поглинання
рідини 1800-
2000
Вапнякові доломіти, пісковики
VI V 0,0139 0,0180
Зона інтен- сивних наф-
тогазопроя- влень На розглядуваній площі пробурений ряд пошуково-розвідувальних та експлуатаційних свердловин. З даних про глибини встановлення башмаків об- садних колон можна побачити, що в усіх пробурених свердловинах питні води кайнозою ізолювали кондуктором, першою проміжною колоною перекривали мезозойські і московські відклади, другою – відклади нижнього карбону з гід- ростатичними і підвищеними пластовими тисками, експлуатаційною – проектні горизонти.
Проводку свердловин під кондуктор і проміжну колони здійснювали в
основному роторним, під експлуатаційну – роторним і турбінним способами або їх комбінацією.
Для буріння застосовували такі бурові розчини: під кондуктор – глинис- тий; під технічну колону – гуматно-акриловий розчин, під експлуатаційну ко- лону – висококальцієвий, калієвий бурові розчини, які обважнювали баритом або гематитом.
Серед ускладнень спостерігалися незначні поглинання, в основному у верхньому водоносному розрізі включно з московськими відкладами; затяжки, прихоплення бурового інструменту через прояви диференціального тиску у во- доносних горизонтах або осипання щільних порід нижніх інтервалів; газопроя- ви з продуктивного розрізу.
Результати дослідження матеріалів проводки свердловин, у т.ч. змін гус- тини бурового розчину за інтервалами 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 проектної свердловини.
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.
Розділ 2. Техніко-технологічна частина
2.1 Обґрунтування та розрахунок профілю свердловини
Детальний аналіз джерел науково-технічної інформації доводить наступ- не: на даному етапі розвитку нафтогазовидобувної галузі спостерігається стійка тенденція, без перебільшення, стрімкої зміни геологічних і техніко- технологічних умов буріння свердловин, що є результатом збільшення серед- ньої глибини залягання продуктивних пластів, і, як наслідок, ускладнення тер- мобаричних умов [17]. Враховуючи те, що буріння свердловин – це досить ка- піталомісткий процес, який може супроводжуватися виникненням небезпечних ускладнень і навіть аварій, неприпустимо допускати втрачання такої споруди через невірні інженерні рішення на всіх етапах операцій з проектування і спо- рудження. Завданням спорудження свердловини є з'єднання продуктивного пласта з денною поверхнею герметичним, міцним і довговічним експлуатацій- ним каналом при мінімальних витратах. Серед прогресивних інженерних при- йомів досягнення поставленого завдання, особливої уваги заслуговує направле- не буріння – технічна система, що включає комплекси методів, технологій, апа- ратних і технічних засобів, покликаних вирішувати проблему спорудження све- рдловин в заданому напрямі – вивіреною траєкторією, а забій приводити в за- дану проектом точку з урахуванням можливих допустимих відхилень [18].
Рисунок 2.1. Приклади реалізації технологій направленого буріння свердловин
