Оценка промышленной значимости нефтегазового месторождения Аксу-Кендырлы

Скважина №1 проектируется в стволе самого крупного из трех поднятий на профиле 111 с целью поисков залежей углеводородов в юрских и триасовых отложениях, а также выяснения строения присводовой части доюрской структуры. Проектная глубина 2400 метров. Проектной горизонт - палеозой.

Скважина № 4, 5, 6, 7 является зависимыми от скважин №1.

Скважина №4 планируется пробурить на расстоянии 1,5 км к северо-востоку от скважины №1 на пересечении профилей 111 и 115 а также выяснения строения северо-восточной части структуры. Проектная глубина 4200 м. Проектный горизонт - палеозой.

Скважина №5 закладывается в 1125 метрах к юго-западу от скважины №5 на профиле 111 с целью поисков залежей нефти и газа в породах юры и триаса, а также выяснения строения юго-западного крыла структуры. Проектная глубина 4200 м. Проектный горизонт - палеозой.

Скважина №6 рекомендуется заложить на расстоянии 3,5 км к северо-западу от скважины №1 на пересечении профилей 114 и 52 с целью обнаружения залежей нефти и газа в отложениях юры и триаса, а также изучения строения северо-западной периклинали поднятия. Проектная глубина - 4200 метров. Проектный горизонт - палеозой.

Скважина №7 располагается на расстоянии 4,5 км к юго-востоку от скважины №1 с целью поисков залежей нефти и газа в юрских и триасовых отложениях, а также изучения юго-восточной периклинали структуры. Проектная глубина 4250 м. Проектный горизонт - палеозой.

Скважина №2 проектируется в своде второго поднятия на сейсмопрофиле 113 с целью поисков залежей углеводородов в юрских и триасовых отложениях, а также выяснения строения присводовой части доюрской структуры. Проектная глубина 4200 метров. Проектный горизонт - палеозой.

Скважина №3 планируется пробурить в своде третьего подения на сейсмопрофиле 61 с целью обнаружения залежей нефти и газа в отложениях юры и триаса, а также выяснения строения присводовой части структуры. Проектная глубина 4200 м. Проектный горизонт - палеозой. (Таблица 1)

Таблица 1. Ниже приводятся проектные разрезы скважин

Возраст пород	Скважина №1	Скважина №2	Скважина №3	Скважина №4	Скважина №5	Скважина №6	Скважина №7
Антропоген. отложения	0-20	0-20	0-15	0-15	0-20	0-15	0-15
Неоген	20-220	20-200	15-185	15-235	20-225	15-210	15-225
Палеоген	220-1020	200-980	185-920	235-1030	225-1020	210-1000	225-1025
Меловые отложения
Дат	1020-1040	980-1000	920-940	1030-1050	1020-1040	1000-1020	1025-1045
Сенон+ турон	1040-1275	1000-1235	940-1175	1050-1300	1040-1265	1020-1280	1045-1280
Сеноман	1275-1415	1235-1375	1175-1315	1300-1440	1265-1405	1280-1420	1280-1420
Альб	1415-1935	1375-1900	1315-1840	1440-1960	1405-1925	1420-1940	1420-1940
Апт	1935-2040	1900-2015	1840-1950	1960-2070	1925-2030	1940-2045	1940-2050
Неоком	2040-2160	2015-2135	1950-2065	2070-2200	2030-2140	2045-2150	2050
Юрские отложения
Оксфорд	2160-2260	2135-2235	2065-2155	2200-3210	2140-2235	2150-2250	2160-2265
Келловей	2260-2350	2235-2320	2155-2235	2310-2410	2235-2320	2250-2340	2265-2355
Бат	2350-2590	2320-2560	2235-2470	2410-2660	2320-2550	2340-2590	2355-2605
Байос	2350-2590	2320-2560	2235-2470	2410-2660	2550-2830	2590-2895	2605-2900
Аален+J1	2880-3080	2850-3050	2755-2945	2960-3175	2830-3020	2895-3110	2900-3110
Триасовые отложения
Т2	3080-3300	3050-3290	2945-3175	3175-3405	3020-3305	3110-3360	3110-3365
Т1	3300-3715	3290-3690	3175-3670	3405-3825	3305-3725	3360-3765	3365-3840
Р+С	3715-4200	3690-4200	3670-4200	3825-4200	3725-4200	3765-4200	3840-4250

2.3 Геологические условия проводки скважин

В процессе бурения скважин на площади Аксу-Кендырлы возможны следующие осложнения: поглощения бурового раствора могут произойти в отложениях неогена в интервале глубин 10-100 метров, а также в отложениях неокома в интервале 2010-2200 метров.

Осыпи и обвалы возможны при бурении отложений Оксфорда в интервале 2065-2310 метров, а также отложений келловея в интервале 2155-2345 метров.

При производстве буровых работ возможен прихват бурового инструмента в отложениях сенон-турона в интервале 940-1300 метров, а также в отложениях сеномана в интервале 1175-1380 метров. (таблица 2.3)

При вскрытии водоносных альб-сеноманских отложений, ориентировочно в интервале глубин 1175-1960 м, а также при вскрытии неокомских пород в интервале 1950-2200 метров могут быть водопроявления.

Нефтегазопроявления в процессе бурения возможно в интервалах 220-1020, 1935-2040, 2300-2350, 2590-2880, 3060-4200 м.

Текучие породы в разрезе рассматриваемой площади отсутствуют.

Прочих осложнений не предполагается.

Пластовые температуры на площади Аксу-Кендырлы предполагаются следующими: на глубине 2000 м - 90°С, на глубине 4200 м - 163°С, на глубине 4250 м - 165°С. Указоно в таблице 2.

Для прогнозирования пластовых давлений на площади Аксу-Кендырлы были использованы результаты замеров пластовых давлений при опробовании и испытании скважин на площади Кендырли, Аксу-Кендырлы-Кендырли, Аксу-Кендырлы, Темир-Баба, Каясан.

Таблица 2. Аксу-Кендырлы Расчетные и фактические градиенты пластового давления.

Инд. страт. подр.	№ скв./Ар	Расчетная глубина, м / в абс.отм.	Стат. уровень абс. отм	Плотн. воды. г/см2	Расчетные	Град. Рпл. по фактич. замером	Принятые значен. Рпл. кгс/см2 м
					Рпл. кгс/см2	Град. Рпл. кгс/см2 м
Q	-	-	-	-	-	-	-	-
N	-/+140	220/-80	+10	1,07	9,6	0,045	-	0,045
P	5Кенд./+136	457,6/-321,5	+27	1,07	37,29	0,082	0,081	0,082
K2d	-/+140	1040/-900	+1	1,09	98,2	0,094	-	0,094
K2 jn+t	-/+140	1275/-1105	+1	1,09	120,6	0,095	-	0,095
K2cm	-/+140	1415/-1275	+1	1,09	139,1	0,098	-	0,098
K1al	7 А-К/+125	1832/-1707	+1	1,09	186,2	0,102	-	0,102
K1ap	5Кенд./+136	1904,5/-1768,5	+1	1,1	194,6	0,102	0,103	0,103
K1пс	7Кенд./+125	1927/-1802	-15	1,1	196,6	0,102	0,102	0,102
J3ox	-/+180	2260/-2120	-	-	-	-	-	-
J3cl	6 А.К/+130	2119,5/-1989,5	-15	1,1	217,2	0,102	0,105	0,105
J2bt	З Ю.А. /+148,6	2218/-2069,4	+21	1,1	229,9	0,104	1,102	0,102
J2bj	1 Ю.А. /+140	2765,5/-2625,5	+35	1,1	292,6	0,106	0,106	0,106
J2aal	5 К./+132	2755/-2623	+70	1,1	296,2	0,108	1,106	0,106
J1	3 К./+1486	2963,5/-2814,9	+34	1,1	313,4	0,106	0,105	0,105
T2	-/+140	3300/-3160	-	-	-	-	-	0,107
T1	-/+140	3715/-3575	-	-	-	-	0,107	0,107
P+C	-/+140	4200/-4060	-	-	-	-	-	0,107

Таблица 3. Аксу-Кендырлы. Таблица расчета градиентов гидроразрыва пород.

Инд. страт. подр.	нтервал, м	Градиент	Коэф.Пуассона	Градиент гидроразр.	Факт. град. гидр.	Принято прон./ непрон.
		Рг	Рпл	Р	для проницаем	Непрониц.	проницаем	Непрониц
Q	0-7	-	-	1-	-	-	-	-	-	-
N	7-90	0,230	0,011	0,1	0,34	0,42	0,124	0,194	0,122	0,122/ 0,194
	90-220	0,230	0,045	0,100	0,34	0,42	0,140	0,194	-	0,140/ 0,194
P	220-1020	0,219	0,082	0,100	0,25	0,42	0,128	0,186	0,121	0,121/ 0,186
K2d	1020-1040	0,220	0,094	0,100	0,34	0,42	0,159	0,187	-	0,159 / 0,187
K2jn+t	1040-1275	0,225	0,095	0,100	0,25	0,42	0,138	0,191	0,121-0,124	0,121/ 0,191
K2cm	1275-1415	0,223	0,098	0,100	0,25	0,42	0,140	0,189	-	0,140/ 0,191
K1al	1415-1935	0,221	0,100	0,100	0,25	0,42	0,140	0,188	-	0,140/ 0,188
K1ap	1935-2040	0,221	0,103	0,103	0,25	0,42	0,142	0,188	-	0,142/ 0,188
K1nc	2040-2160	0,222	0,102	0,102	0,25	0,38	0,142	0,176	0,126	0,126/ 0,176
J3ox	2160-2260	0,223	-	0,105	-	0,45	-	0,202	-	-/ 0,202
J3cl	2260-2350	0,223	0,105	0,105	0,25	0,45	0,144	0,202	-	0,144/ 0,202
J2bt	2350-2590	0,224	0,102	0,102	0,25	0,42	0,143	0,190	-	0,143/ 0,190
J2bj	2590-2880	0,225	0,106	0,106	0,25	0,42	0,146	0,192	0,124	0,124/ 0,192
J2aal+J1	2880-3080	0,226	0,106	0,106	0,25	0,42	0,146	0,193	-	0,146/ 0,193
T2	3080-3300	0,226	0,107	0,107	0,25	0,38	0,147	0,181	0,124	0,124/ 0,181
T1	3300-3715	0,230	0,107	0,107	0,25	0,38	0,148	0,182	-	0,148/ 0,182
Р+С	3715-4200	0,234	0,107	0,107	0,25	0,38	0,149	0,185	-	0,149/ 0,185

Дополнительно проведены расчеты пластовых давлений по формуле:

Р_пл=С-Г/10*г,

Где, Р_пл - пластовое давление, кг/см²

Г - абс.отметка расчетной глубины, м

С - абс.отметка статического уровня, м

г - плотность воды г/см³

Ниже приведены таблицы расчетных и фактических градиентов пластового давления и давления гидроразрыва пород. (таблица 3)

2.4 Характеристика промывочной жидкости

Параметры бурового раствора приводятся в геолого-техническом наряде и должны строго соблюдаться в процессе бурения.

Контроль за качеством бурового раствора, его очисток осуществляется начальником буровой, буровым мастером и инженером по буровому раствору под руководством технологической службы и с учетом рекомендаций лаборатории буровых растворов КазНИПИнефть.

Параметры бурового раствора замеряются оператором-коллектором. Два - три раза за вахту отбираются пробы бурового раствора для определения водоотдачи, процентного содержания песка, статического напряжения сдвига (СНС) и насыщенности раствора водородными ионами (рН).

Замеры удельного веса бурового раствора и вязкости необходимо производить через каждые 10-15 минут.

Данные замеров фиксируется в журнале по буровому раствору, здесь же фиксируется характер обработки, количество вводимых реагентов и их параметры.

Главные специалисты ТОО «OSC» не имеют права изменять параметры промывочной жидкости без согласования с проектировщиком и заказчиком.

Горно-геологические условия бурения проектируемой скважины аналогична ранее пробуренные на площадях Каунды, Жарты, Ракушечная, технология бурения которых достаточно отработана.

В целях предотвращения осложнений в процессе бурения и гидроразрыва пород при ликвидации возможных нефтегазопроявлений предусматривается следующая конструкция скважин: (таблица 4)

Таблица 4. Конструкция скважин

Направл.	Кондуктор	I.тех колонна	Хвостовик	Эксплуатационная колонна	Высота подъема цемента
426*7м(3)					до уст

Для перекрытия зон поглощений интервал 2800*4200 перекрывается «хвостовиком».

Для обеспечение подъема цемента до устья за технической и эксплуатационной колоннами предусматривается двухступенчатое цементирование с применением специальных муфт.

Типы буровых растворов, их параметры, рецептура химической обработки подбираются согласно регламентам на буровые растворы. Плотность растворов согласно ЕТП, градиентов пластовых давлений и технических возможностей предусмотрены по интервалам и составляют:

0-200м - технич. вода г =1,08 г/см³

200 - 3000м - буровой раствор г =1,16 г/см³

3000-4200м - буровой раствор г = 1,38 г/см³

4200-4800м - буровой раствор г =1,38 г/см³

Бурение скважин предусматривается производить до 3000 м турбинным, свыше 3000 м - роторным способом. Комбинированной компоновкой бурильной колонны 140/127/102 мм, КНБК - долото калибратор, УБТ- центратор, УБТ, бурильные трубы, Отбор керна - Снаряд «Недра».

Исходя из проектной глубины и условий бурения скважин, грузоподъемности буровой установки, бурение скважины предусматривается производить с тонком с талевой системой 250 тонн.

Принятые типы породоразрущающего инструмента уточняются в процессе бурения по электрометрическим данным, буримости пород по характеру с работки опор отработанных долот. Эксплуатация долот должна осуществляться в строгом соответствий с действующими.

Способ бурения для проектируемой скважины принят турбинно-роторный, исходя из анализа материалов бурения скважины турбинным и роторным способом на площадях Мангыстау.

Поэтому бурению проектной скважины № 1 на площади Прибрежная глубиной 4800 м будет проводиться до глубины 3000м, то есть под промежуточную колонну ц245 мм турбинным способом и ниже до проектной глубины - роторным способом.

Испытание скважины в закрытом стволе предусматривается производить согласно «Техническим регламентам на испытание скважин».

Испытание последующих объектов предусматривается, производит со станка А-50.

Конкретизация режимов бурения, крепления, испытания объектов в закрытом стволе, потребность материалов, инструмента, спецтехники будет приведена в техническом проекте на строительство скважин на данной площади. Технологические проектные решения будут корректироваться по мере уточнения геологических условий, то есть буровой установкой Уралмаш-3Д грузоподъемностью 300 тонн. Этот тип бурового станка позволяет выполнять все предусмотренные проектом электрометрические мероприятия в полном объеме, так как предназначен для бурения глубоких и сверхглубоких скважин. лит.(М., Недра, 1976 г., 143 с. (разработка ВНИИБТ).

2.5 Отбор керна и шлама

Отбор керна производится с целью изучения возраста вскрываемых отложений, их литолого-фациального состава, физических свойств пород. Основной объем керна проектируется поднимать из триасовых отложений.

Отбор керна в поисковой скважине предусматривается в объеме 10% от глубины скважины.

Линейный вынос керна должен составлять не менее 80% от интервала бурения с отбором керна. Перед отбором керна в обязательном порядке, для достоверной привязки извлеченного керна, производится контрольный промер бурового инструмента локатором муфт или отбивка забоя стандартным зондом на каротажном кабеля.

Результаты замеров заносятся в геологический журнал и оформляются соответствующим актом.

Наблюдения и контроль за технологией отбора и выносом керна осуществляются геологической службой ТОО «OSC». Работники геологической службы должны обязательно присутствовать при каждом подъеме колонковых долот и отборе керна.

Поднятый керн обрабатывается и описывается согласно «Методическим указанием по отбору образцов керна для лабораторных анализов физических свойств пород, КазНИПИнефть 1977 г., а затем укладывается в специальные керновые ящики и сдается в кернохранилище для дальнейшей обработки и хранения».Ниже приводятся проектные интервалы отбора керна по скважинам.лит. (Котов В.П.с.с.43-50)

Таблица 5. Проектные интервалы отбора керна по скважины

Возраст отложения	Скважина №1	Скважина №2	Скважина №3	Скважина №4
	Интервалы отбора	Проходке с отбором	Интервалы отбора	Проходке с отбором	Интервалы отбора	Проходке с отбором	Интервалы отбора	Проходке с отбором
J2aal+J1	2995-3015	20	2965-2985	20	2860 -2890	20	3090-3110	20
	3060-3080	20	3030-3050	20	2925-2945	20	3155-3175	20
Т2	3080-3105	25	3050-3070	20	2945-2965	20	3175-3200	25
	3150-3180	30	3125-3150	25	3020-3045	25	3245-3275	30
	3200-3225	25	3170-3190	20	3065-3085	20	3295-3320	25
	3255-3285	30	3225-3250	25	3120-3145	25	3350-3380	30
Т1	3425-3460	35	3400-3430	30	3295-3325	30	3525-3560	35
	3480-3505	25	3450-3475	25	3345-3370	25	3580-3610	30
	3570-3590	20	3540-3560	20	3435-3455	20	3670-3695	25
	3620-3640	20	3590-3610	20	3485-3505	20	3720-3745	25
	3700-3715	15	3670-3685	15	3565-3580	15	3810-3830	20
					3655-3670	15
Р+С	3790-3820	30	3760-3790	30	3670-3685	15	3900-3935	35
	3855-3870	15	3825-3840	15	3720-3735	15	3960-3980	20
	3890-3910	20	3860-3880	20	3755-3775	20	4000-4020	20
	3930-3950	20	3900-3920	20	3795-3815	20	4040-4060	20
	3980-3990	10	3950-3960	10	3845-3855	10	4100-4120	20
	4065-4085	20	4035-4055	20	3930-3950	20	4180-4200	20
	4105-4125	20	4075-4095	20	3970-3990	20
	4180-4200	20	4105-4130	25	4050-4075	25
			4180-4200	20	4180-4200	20
		420 м		420 м		420 м		420м
		10%		10%		10%		10%

Таблица 6. Образцы шлама

Возраст отложения	Скважина №1	Скважина №2	Скважина №3
	Интервалы отбора	Проходке с отбором	Интервалы отбора	Проходке с отбором	Интервалы отбора	Проходке с отбором
J2aal+J1	2935-2955	20	3025-3045	20	3025-3045	20
	3000-3020	20	3090-3110	20	3090-3110	20
Т2	3020-3040	20	3110-3135	25	3110-3135	25
	3095-3120	25	3180-3210	30	3180-3210	30
	3140-3160	20	3230-3250	20	3220-3245	25
	3195-3220	25	3285-3310	25	3285-3310	25
Т1	3370-3400	30	3460-3490	30	3460-3490	30
	3420-3445	25	3510-3535	25	3510-3535	25
	3510-3530	20	3600-3620	20	3600-3620	20
	3560-3580	20	3650-3670	20	3650-3670	20
	3650-3665	15	3740-3760	20	3740-3760	20
Р+С	3740-3770	30	3830-3860	30	3840-3870	30
	3805-3820	15	3890-3910	20	3890-3910	20
	3840-3860	20	3930-3950	20	3930-3950	20
	3880-3900	20	3960-3980	20	3960-3980	20
	3930-3940	10	4020-4035	15	4020-4035	15
	4015-4035	20	4105-4125	20	4105-4125	20
	4055-4075	20	4135-4155	20	4135-4155	20
	4135-4160	25	4180-4200	20	4180-4200	20
	4180-4200	20
		420 м		420 м		425 м
		10%		10%		10%

Проектные интервалы отбора керна предусмотрены таким образом, чтобы керновым материалом были охарактеризованы все, перспективные в нефтегазоносносм отношении, горизонты, подлежащие опробованию.

Коррективы в интервалы отбора керна в процессе бурения могут вноситься, с учетом промежуточного каротажа, только главным геологом ТОО «OSC».

В процессе бурения поисковых скважин должен отбираться шлам в интервалах не освещенных керном, а также в интервалах относительно резкой смены литологического состава. Шлам отбирается через 5 м проходки. Отобранный шлам промывается, просушивается, описывается, укладывается в бумажные пакеты и снабжается этикетками.

При взятии образцов шлама следует отмечать глубину соответствующую положению забоя скважины.

Образцы шлама описывается в том же порядке и с той же степенью детальности, что и керн. Описание шлама заносится в геологический журнал. Указоно в (таблица 6)

2.6 Промыслово-геофизические исследования

Наиболее полное изучение геологического строения площади, определение литологического состава пород, выделение в разрезе коллекторов, оценки характера их насыщения коллекторов и контроль над техническим состоянием поисковой скважины обеспечивается проведением в ней комплекса геофизических исследований.

Объем и виды промыслово-геофизических исследований проектируется в соответствии с инструкцией «Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований».

С целью наиболее полного геологического разреза площади, выяснения его нефтегазоносности и контроля за техническим строительством скважин в последних необходимо произвести промыслово-геофизические исследования.

Виды промыслово-геофизических работ запроектированы в соответствии с принятым обязательным комплексом геофизических исследований поисково-разведочных скважин, утвержденным Генеральным директором объединения «Мангышлакнефть» и одобренным Министерством нефтяной промышленности с учетом программы по изучению триасовых отложений Южного Мангышлака на 1981-1982 гг., дополнительно составленной геологическими службами производственного объединения «Мангышлакнефть», трест «Мангышлакнефтегеофизика», институтов «КазНИПИнефть», СКТ БПГ, «ВолгоградНИПИнефть» и ЦГЭ. Лит.(Москва, ВНИИ нефтепромысловой геофизики, 1987г.с.с.100-130) Переведена (таблица 7)

Таблица 7.

Виды работ	Замеры	Прим.
	на глубине	В интервале:
		от	до
Скважина №№ 1, 2, 3.
1	Стандартный каротаж (КС, ПС) ДС в масштабе 1:500	200 2000 2250 4200	200 2000 2250 4200	7 200 2000 2250
2	Инклинометрия (точки замеры через 20 метров)	200 2300	200 2300	7 200
3	Стандартный каротаж в масштабе 1:500; КС, ПС, ДС, БКЗ, БК, МБК, ИК, МЗ, АК, ГК, НГК, резистивиметрия в масштабе 1:200, ЯМК (с глубины 3300 м), циклинометрия (точки замера через 20 м).	2450 2650 2850 3050 3250 3450 3650 3850 4050 4200	2450 2650 2850 3050 3250 3450 3650 3850 4050 4200	2250 2400 2600 2800 3000 3200 3400 3600 3800 4000
4	Временные исследования БК и МБК в масштабе 1:200	3300 3500 3700 3900 4100 4200	3300 3500 3700 3900 4100 4200	2950 2950 2950 2950 2950 2950
5	Повторный замер ГК, НГК в масштабе 1:200	4200	4200	2950
6	Исследования радоновым индикаторным методом в масштабе 1:200	4200	4200	2950
7	Исследование двухзондовой аппаратурой нейтронного каротажа в масштабе 1:200	4200	4200	2950
8	Исследования широкоополасным низкочастотным акустическим каротажем в масштабе 1:200	4200	4200	2950
9	Исследования термодебитометрией, индукционным резистивиметром в масштабе 1:200	4200	4200	2950
10	Радиокаротаж (ГК, НГК) в масштабе 1:500	200 2250 4200	200 2250 4200	0 200 2250
11	Акустический каротаж в масштабе 1:500	200 2250 4200	200 2250 4200	7 200 2250
12	Термометрия в масштабе 1:500	200 2250 4200	7 200 2250	200 2250 4200
13	ЦМТУ (ГТК), термометрия	200	200	0
14	АКЦ, СГДТ, ГГК в масштабах 1:200, 1:500	В интервалах цементирования колонн после их спуска.
15	Газовый каротаж		2250	4200
16	Сейсмокаротаж		2050	4200
17	Отбор образцов пород боковым грунтоносом	15 шт.
18	ОИК	75 проб
19	Определение геотермического градиента		4200	0
Скважины №№ 4, 5, 6, 7.
1	Стандартный каротаж (КС, ПС) ДС в масштабе 1:500	200 2000 2250 4200	200 2000 2250 4200	7 200 2000 2250
2	Инклинометрия (точки замеры через 20 метров)	200 2300	200 2300	7 200
3	Стандартный каротаж ДС в масштабе 1:500; КС, ПС, ДС, БКЗ, БК, МБК, ИК, МЗ, АК, ГК, НГК, резистивиметрия в масштабе 1:200, ЯМК (с глубины 3000 м), циклинометрия (точки замера через 20 м).	2450 2650 2850 3050 3250 3450 3650 3850 4050 4200	2450 2650 2850 3050 3250 3450 3650 3850 4050 4200	2250 2400 2600 2800 3000 3200 3400 3600 3800 4000
4	Временные замеры БК и МБК в масштабе 1:200	3300 3500 3700 3900 4100 4200	3300 3500 3700 3900 4100 4200	3000 3000 3000 3000 3000 3000
5	Повторный замер ГК, НГК в масштабе 1:200	4200	4200	3000
6	Исследования радоновым индикаторным методом в масштабе 1:200	4200	4200	3000
7	Исследование двухзондовой аппаратурой нейтронного каротажа в масштабе 1:200	4200	4200	3000
8	Исследования широкоополасным низкочастотным акустическим каротажем в масштабе 1:200	4200	4200	3000
9	Исследования дебитометрией индукционным резистивиметром в масштабе 1:200	4200	4200	3000
11	Термометрия в масштабе 1:500	200 2250 4200	7 200 2250	200 2250 4200
12	ЦМТУ (ГТК), термометрия	200	200	0
13	АКЦ, СГДТ, ГГК в масштабах 1:200, 1:500	В интервалах цементирования колонн после их спуска.
14	Газовый каротаж		2250	4200
15	Отбор образцов пород боковым грунтоносом	200 шт.
16	ОИК	100 проб

Для выделения в триасовых отложениях коллекторов, определения характера их насыщения и продуктивности проектируется проведение испытание пластов в открытом стволе пластоиспытателями на бурильных трубах КИИ-146 и МИГ-127. (таблица 2.6)

Перед каждым пластоиспытанием, с целью привязки и разрезу и выбора площади для распакеровки, необходимо проводить замеры стандартного каротажа (ПС, КС), диаметра скважин и запись локатором муфт.

Метод испытания интервалов трубным пластоиспытателем следует проводить по следующей схеме:

1. Испытание проводить по всему перспективному разрезу триаса через каждые 20-30 м углубления.

2. В случае неполучения притока в первом интервале и отсутствия площадки для установки пакера последующего испытания необходимо наращивать интервал с установкой пакера в одном и том же месте.

3. Для обеспечения пакеровки открытого ствола предусмотреть бурение триаса ротором со сниженной циркуляцией со сбалансированным УБТ.

4. Обеспечивать стабильность бурового раствора и заданные параметры по водоотдаче, СНС и условиям промывки перед ИПТ.

5. При необходимости снижать липкость раствора введением понизителей липкости ни перед ИПТ, а за 2-3 долбления ИПТ.

6. Довести время пребывания ИПТ на забое до 5 часов.

7. Обеспечивать обязательное окончание испытания объектов повторными спусками ИПТ, если первый спуск оказался не информативным.

Интервалы испытание пластоиспытателем проектируется на основании данных опробования поисковых и разведочных скважин, пробуренных на площадях Темир-Баба, Аксу-Кендырлы, Аксу-Кендырлы. ( таблица 8)

Таблица 8. Интервалы испытание пластоиспытателем

№ скв	Горизонт	Интервал замеров стандартного каротажа и диаметра скважин.	Интервалы испытаний	Тип пластоиспытателя
1	J2aal+J1	2920-3020	2990-3020	КИИ-146
		2980-3080	3050-3060	-//-
	Т2	3010-3110	3080-3110	МИГ-127
		3080-3180	3150-3180	-//-
		3110-3210	3180-3210	-//-
		3180-3280	3250-3280	-//-
	Т1	3360-3460	3430-3460	-//-
		3420-3520	3490-3520	-//-
		3490-3590	3560-3590	-//-
		3550-3650	3620-3650	-//-
		3615-3715	3685-3715	-//-
	Р+С	3720-3820	3790-3820	-//-
		3780-3880	3850-3880	-//-
		3810-3910	3880-3910	-//-
		3840-3940	3910-3940	-//-
		3990-4090	4060-4030	-//-
		4100-4200	4170-4200	-//-
2	J2aal+J1	2890-2990	2960-2990	КИИ-146
		2950-3050	3020-3050	-//-
	Т2	2980-3080	3050-3080	МИГ-127
		3060-3160	3130-3160	-//-
		3160-3260	3230-3260	-//-
	Т1	3330-3430	3400-3430	-//-
		3390-3490	3460-3490	-//-
		3520-3620	3590-3620	-//-
		3585-3685	3655-3685	-//-
	Р+С	3690-3790	3760-3790	-//-
		3750-3850	3820-3850	-//-
		3780-3880	3850-3880	-//-
		3810-3910	3880-3910	-//-
		3960-4060	4030-4060	-//-
		4100-4200	4170-4200	-//-
3	J2aal+J1	3785-2885	2855-2885	КИИ-146
		2845-2945	2915-2945	-//-
	Т2	2875-2975	2945-2975	МИГ-127
		2955-3055	3025-3055	-//-
		2985-3085	3055-3085	-//-
		3045-3145	3115-3145	-//-
	Т1	3225-3325	3295-3325	-//-
		3285-3385	3355-3385	-//-
		3355-3455	3425-3455	-//-
		3415-3515	3485-3515	-//-
		3480-3580	3550-3580	-//-
	Р+С	3585-3685	3655-3685	-//-
		3645-3745	3715-3745	-//-
		3675-3775	3745-3775	-//-
		3705-3805	3775-3805	-//-
		3850-3950	3920-3950	-//-
		4100-4200	4170-4200	-//-
4	J2aal+J1	3015-3115	3085-3115	КИИ-146
		3075-3175	3145-3175	-//-
	Т2	3105-3205	3175-3205	МИГ-127
		3180-3280	3250-3280	-//-
		3210-3310	3280-3310	-//-
		3285-3385	3355-3385	-//-
	Т1	3460-3560	3530-3560	-//-
		3520-3620	3590-3620	-//-
		3590-3690	3660-3690	-//-
		3650-3750	3720-3750	-//-
		3725-3825	3795-3825	-//-
	Р+С	3830-3930	3900-3930	-//-
		3890-3990	3960-3990	-//-
		3920-4020	3990-4020	-//-
		3980-4080	4050-4080	-//-
		4010-4110	4080-4110	-//-
		4100-4200	4170-4200	-//-
5	J2aal+J1	2860-2960	2930-2960	КИИ-146
		2920-3020	2990-3020	-//-
	Т2	2950-3050	3020-3050	МИГ-127
		3020-3120	3090-3120	-//-
		3050-3150	3120-3150	-//-
		3120-3220	3190-3220	-//-
	Т1	3300-3400	3370-3400	-//-
		3360-3460	3430-3460	-//-
		3430-3530	3500-3530	-//-
	Р+С	3670-3770	3740-3770	-//-
		3490-3590	3560-3590	-//-
		3570-3670	3640-3670	-//-
		3730-3830	3800-3830	-//-
		3760-3860	3830-3860	-//-
		3790-3890	3860-3890	-//-
		3940-4040	4010-4040	-//-
		4100-4200	4170-4200	-//-
6	J2aal+J1	2950-3050	3020-3050	КИИ-146
		3010-3110	3080-3110	-//-
	Т2	3040-3140	3110-3140	МИГ-127
		3110-3210	3180-3210	-//-
		3140-3240	3210-3240	-//-
		3210-3310	3280-3310	-//-
	Т1	3390-3490	3460-3490	-//-
		3450-3550	3520-3550	-//-
		3520-3620	3590-3620	-//-
		3580-3680	3650-3680	-//-
		3660-3760	3730-3760	-//-
	Р+С	3760-3860	3830-3860	-//-
		3820-3920	3890-3920	-//-
		3850-3950	3920-3950	-//-
		3880-3980	3950-3980	-//-
		4030-4130	4100-4130	-//-
		4100-4200	4170-4200	-//-
7	J2aal+J1	2950-3050	3020-3050	КИИ-146
		3010-3110	3080-3110	-//-
	Т2	3040-3140	3110-3140	МИГ-127
		3110-3210	3180-3210	-//-
		3140-3240	3210-3240	-//-
		3210-3310	3280-3310	-//-
	Т1	3390-3490	3460-3490	-//-
		3450-3550	3520-3550	-//-
		3520-3620	3590-3620	-//-
		3580-3680	3650-3680	-//-
		3660-3760	3730-3760	-//-
	Р+С	3760-3860	3830-3860	-//-
		3820-3920	3890-3920	-//-
		3850-3950	3920-3950	-//-
		3880-3980	3950-3980	-//-
		4030-4130	4100-4130	-//-

После проведения всего комплекса промыслово-геофизических исследований и обработки материалов геофизическая служба ПГК-2 треста МНГФ дает заключение о нефтегазоносности разреза. На основании этого заключения, а также результатов пластоиспытаний, намечаются интервалы опробования скважин с целью изучения притоков нефти и газа.

Вскрытие продуктивной части разреза производится на буровой растворе, согласно разработанным и утвержденным ПОМН «Регламентом на буровые растворы». Буровой раствор необходимо все время очищать от выбуренной породы. Репрессия на пласт должна составлять 5-10% Рпл.

Для предотвращения возможных нефтегазопроявлений в процессе бурения на буровой должен быть запас бурового раствора не менее 1-1,5 объемов скважины.

Устье скважины должно быть оборудовано, после спуска технической колонны, противовыбросовой установкой с рабочим давлением не ниже 350 атм.

После окончания бурения устья скважины обвязывается колонной головкой, опрессованной в соответствии с технической характеристикой.

Эксплуатационная колонна спускается до забоя.

После спуска и цементажа эксплуатационной колонны проводится испытание ее на герметичность двумя способами: опрессовкой давлением и снижением уровня. Расчет давления опрессовки и глубина снижения уровня в колонне проводится на основании «Инструкции по испытанию скважин на герметичность».

При герметичной колонне устье скважины оборудуется фонтанной арматурой, опрессованной на полуторакратное рабочее давление арматуры.

2.7 Лабораторные исследования

Лабораторные исследования керна и пластовых флюидов производится институтом «КазНИПИнефть», ИГиРГИ и другими научно-исследовательскими организациями по согласованию с производственным объединением «Мангышлакнефть».

Предусматривается следующий комплекс лабораторных исследований:

1. Определение коллекторских свойств пород 1100

2. Определение электрофизических свойств пород 100

3. Петрографическое описание шлифов 350

4. Изучение трещиноватости:

а) методом ультразвуковой дефектоскопии 60

б) методом люминесцентной дефектоскопии 60

в) методом изучения больших шлифов 60

5. Определение нефтегазоносности

6. Определение газоконденсатности 20

7. Люминесцентно-битуминологические определения 60

8. Палинологические определения 100

9. Изучение микрофассилей нефти 15

10. Микропалеонтологические определения 100

11. Макропалеонтологические определения 30

12. Определение физико-химических свойств нефтей 35

13. Определение химического состава пластовых вод 35

14. Анализ газа 30

Результаты всех лабораторных исследований передаются в четырех экземплярах в геологический отдел производственного объединения «Мангышлакнефть», откуда рассылаются в ТОО «OSC», МГРТП и «КазНИПИнефть».

2.8 Попутные поиски

В соответствии с существующими требованиями в настоящем проекте предусматривается производство гамма-каротажных работ со 100 % охватом запроектированного метража бурения.

Гамма-каротажные работы производятся согласно «Временной методической инструкции к аппаратуре РАРК, ПГРК и ПГК».

Выявленные аномалии должны детализироваться в масштабе глубин 1:50 при подъеме прибора со скоростью 50 м/час.

Все гамма-каротажные работы производятся по договору с трестом «Мангышлакнефтегеофизика». Объем работ по массовым поискам в проетируемых скважинах должен быть следующий:

1. Гамма-каротаж 29450метроов

2. Отбор проб воды для анализа на содержание урана и радия 7 проб по 1 литру.

3. Контрольный гамма каротаж 10% от общего метража 2945 метров.

В процессе бурения поисковых скважин проводятся наблюдения за геологическими условиями проводки скважин, устанавливается их природа и влияние на технологический процесс.

В соответствии с этим уточняются параметры бурового раствора, условия вскрытия продуктивных горизонтов и в отдельных случаях изменяется конструкция. Все это предварительно согласуется с технической службой ТОО «OSC», заказчиком и проектировщиком соответствующим актом. Для изучения нефтегазоносности и гидрогеологической характеристики разреза в процессе бурения необходимо фиксировать проявление нефти, газа, воды по керну, шламу, боковым грунтам и промывочной жидкости. В каждом конкретном случае устанавливается характер и время прявления, его интенсивность, стратиграфическая приуроченность.

Результаты наблюдений записываются в геологическом журнале. Отбираются образцы пород, проб нефти, газа и воды в объеме достаточном для лабораторных исследований.

Лабораторные исследования выполняются соответствующими лабораторными КазНИПИнефть, ИГиРГИ.

Результаты исследований направляются в геологические отделы производственного объединения «Мангышлакнефть», КазНИПИнефтьи ТОО «OSC».

В процессе обработки материалов геологической службой производится сопоставление разрезов скважин с целью определения закономерностей изменения различных геолого-геофизических параметров по отдельным участкам и по площади.

По результатом бурения глубоких скважин геологическая служба уточняет геологическое строение структуры, составляя при этом геологические профили, корреляционные схемы, стуктурные карты.

Результаты поисковых работ находят свое отражение в годовых отчетах геологических отделов ТОО «OSC», ПОМН и в отчетах КазНИПИнефть и МГРТП.

Перечень документов, составляющих дело скважины, должен включать все формы первичной документации, отражающей процесс бурения и опробования скважины ср времени ее заложения.

По скважинам, до начала бурения, должны быть следующие документы.

1. Акт с заложении с выкопировкой из структурной карты.

2. Геолого-технический наряд.

В процессе бурения, в соответствующих случаях, составляют:

1. Акт о перенесении проектной скважины в натуру.

2. Акт о начале бурения скважин

3. Акт о спуске кондуктора с приложением к нему меры спущенных труб и удельных весов цементного раствора.

4. Акт об опрессовке кондуктора.

5. Акт контрольного замера бурового инструмента.

6. Акт о спуске технической колонны с приложением к нему меры спущенных труб и удельных весов цементного раствора.

7. Акт опрессовки технической колонны.

8. Акт результаты НПГ.

9. Акт о спуске эксплуатационной колонны с приложением к нему меры спущенных труб и удельных весов цементного раствора.

10. Акт о промере расстояния от муфты эксплуатационной колонны до стола ротора.

11.Акт на окончание бурения и опрессовку эксплуатационной колонны.

12. Акт о поведении перфорации.

13. Акты опробования.

14. Акт об установке и проверке герметичности цементных мостов.

15. Акт о консервации скважины.

16. Акт о фактической стоимости скважины.

Вся документация по скважине ведется в трех экземплярах. По каждой скважине также ведется:

а) геологический журнал скважины;

б) журнал замеров параметров глинистого раствора.

Кроме того, на буровой имеется:

а) суточный рапорт бурового мастера;

б) буровой вахтенный журнал

В процессе испытания скважины ведется журнал опробования, в котором ежедневно регистрируется процесс и результаты опробования.

Учет отобранных и отправленных на исследование образцов, а также проб нефти, газа, воды и результаты анализов по скважинам должны храниться в специальных папках. Первичная геологическая документация по глубокому бурению ведется в соответствии с унифицированными формами, едиными для всех организаций, ведущих геологические работы.

После окончания работ на площади составляется отчет о полученных результатах, который являнтся основанием для списания затраченных средств. Лит.( Габриэлянц Г.А., Мухин В.Вс. 57-77)

нефть газ скважина буровой

3. Экономическая часть

3.1 Продолжительность проектируемых работ

При расчете продолжительности работ на основании проектно сметной документаций и фактических показателей устройства скважины на площади Придорожная следующая продолжительность отдельных этапов строительства скважины:

- обустройство площади 30 суток

- монтаж буровой установки 30 суток

- демонтаж 5 суток

- бурение и крепление скважины 485 суток

- испытание объектов в процессе бурения 15 суток

- испытание в колонне нефти и газа

объект 60 суток

-последующие объекты 200

- заключительные работы в. Ш. г.

рекультивация 30 суток

При условии работы после окончания бурения первой скважины одновременно двух буровых установок продолжительность проектных работ составит:

сутки. ? 4 года 6 месяц.

3.2 Предельные ассигнования на проектируемых работ

где: n=5 количество проектируемых скважин

С₁= 5*600 тыс./ тенге - стоимость строительства базовой скважин

З_вр=1110 тыс./тенге - затраты зависящие от времени бурения

Н=4800 м- глубина проектируемой скважины

Н₁= 4700м - глубина проектируемой базовой скважины.

З_обус=50.0 тыс./руб.- затраты на обустройство площади.

К = коэффициент измерения скоростей:

где: V- 370м/ст. мес. - проектная коммерческая скорость.

V₁ - 380м./ст. мес. - базовая коммерческая скорость.

3.3 Геолого-экономическая эффективность и основные технико-экономические показатели поисковых работ

При определении Технико-экономических показателей строительства скважин использовались фактические данные по скважинам, пробуренным на соседних площадях.

1. Количество скважин, шт 3

2. Общая проходка, тыс.м. 12600

3. Средняя глубина скважины, м 4207

4. Коммерческая скорость бурения, м/ст.мес. 300

5. Средняя стоимость 1 м проходки, руб 460

6. Общая стоимость строительства скважин, млн.руб. 11,35

7. Стоимость подготовительных работ,тыс.руб. 35

8. Общие затраты на глубокое бурение,млн.руб 7,62

9. Стоимость разведки глубоким бурением 1 т.

прогнозных нефтей, руб 2,71

Подготовительные работы

К числу этих работ относится оснастка талей, натяжение цепей, сборка бурильных труб в свечи, заготовка бурового раствора, бурение шурфа под ведущую трубу, спуск и крепление направления. По ВСН 39-86 проектная продолжительность подготовительных работ к бурению принимаем для скважины свыше 3500 м (включительно) - 6 дней, т.е. Тп.= 6 дней

Продолжительность бурения и крепления скважин

Проектная продолжительность бурения и крепления скважин и проектная скорость бурения рассчитывается исходя из прогрессивных технических, конструктивных, организационных решений, принятых в проекте, на основе действующих единых норм времени на бурение (ЕНВ).

На работы, на выполнение которых отсутствуют нормы времени в ЕНВ - по местным нормам.

К числу основных операций при бурении относится спуск инструмента, механическое бурение, промывка скважины, наращивание инструмента, подъем инструмента и смена долота, приготовление и обработка промывочной жидкости.

Основные работы при креплении - проработка и промывка ствола скважины перед спуском обсадных колонн, спуск обсадных труб, цементирование колонн. К числу бурения относятся электрометрические и геофизические работы.

Из нормативной карты определяется:

Общее нормативное время, в часах или сутках;

Число станко-месяцев Т б+к/720час/мес;

Нормативная скорость, м/ст.мес;

Коммерческая скорость бурения ,

Где 30 - количество суток;

L - глубина скважины, м;

Тн - нормативное время, сут;

К - переводной коэффициент =1.05.

Vk = 30 * 4000/140* 1.05 = 120000/ 147= 816 м/ст.мес.

Таблица 9. Продолжительность бурения и крепления по интервалам глубин

N	Название колонны	Продолжи т. крепления, сут.	Интервал бурения,	Продолжительность бурения, сут
				Забоин, двигат.	Роторным способом
2	Направление	0,9	0	20		0.1
3	Кондуктор	3	20	200		3
4	Промежуточная	8	200	2000		45
5	Эксплуатационная	10	2000	4000		77
	ИТОГО	21,9	0	4000		125,1

Определяем продолжительность бурения и крепления скважины по формуле:

T_б+к = L*30/Vк

Т _б+к = 4000* 30 / 816 = 147 сут.

Испытание скважины

Время испытания (освоения) скважины в процессе бурения и эксплуатационной колонне устанавливается в зависимости от объема и видов работ, выполняемых при испытании.

Общая продолжительность испытания скважины в процессе бурения и в колонне -150сут.

Необходимо учесть обустройство площади и рекультивацию- 60 суток.

По 5 расчетам определяем продолжительность строительства скважины в сутках:

Т=Т_вмр + Т _б+к + Т _под + Т _ипс + Т _{обуст.+монт.}

Т = 22 + 6 + 147 + 150 +60 = 385 сут.

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Охрана недр и окружающей среды

В соответствии с земельным кодексом и другими законодательствами при проведении полевых геологоразведочных работ должны соблюдаться определенные меры по охране окружающей среды от загрязнений и истощения.

Перед тем как начать монтаж буровой установки , ТОО «OSC» неоходимо решением Облисполкома оформить отвод земли. В связи с тем, что нижнеюрскоми триасовом разрезе на площади Аксу-Кендырлы могут быть встречены газовые пласты, под одну буровую следует отводить площадь в 3,5 га.

На участке заложения скважины должна производиться рекультивация земли. Поэтому перед выравниванием площадки под стоянку буровой почвенно-растительный слой должен сниматься и укладываться отдельно на большом расстоянии от площадки.

В процессе строительства скважины ТОО «OSC» обязан соблюдать все требуемые условия охраны недр и окружающей среды. После демонтажа, перевоза бурового оборудования на другую точку вышкомонтажная контора обязана спланировать всю отведенную землю и рекультивировать ее, а ТОО «OSC»- убрать постороннее предметы и металлолом, затем сдать землепользователю по акту.

Всего на площади проектируется пробурить семь скважин. Объем по рекультивации земель по проекту составит:

35000м² *0,2м*7 = 49000 м³

35000 м²- площадь, отводимая под одну скважину

0,2 м - толща слоя

7 - количество скважин.

Охрана труда имеет важное значение во всех отраслях промышленности, но ее знание особенно велико на различных геолого-разведочных работах, часто выполняемых в трудных и сложных природно-климатических и физико-географических условиях. При проведении различных геолого-разведочных работ, в частности, в процессе бурения скважин встречается ряд опасностей и вредностей. Например, при работе с тормозной системой, если допустить чрезмерную динамическую нагрузку, то произойдут разрывы тормозных лент и движущаяся бурильная колонна может привести к несчастным случаям. При спуске тяжелого инструмента, при торможении механических тормозов происходит интенсивный износ тормозных колодок с высокими температурами и горение продуктов износа у поста бурильщика. Образующийся при этом дым ухудшает условия труда бурильщика.

При работе талевой системы иногда происходит соскакивание талевого каната с ражков краноблока или талевого блока. Последствием этого может быть авария или несчастный случай.

Чтобы предупредить все опасности в работе на администрацию возлагается проведение интструктажа рабочих и служащих по технике безопасности, производственной санитарии и противопожарной охране.

При поступлении на работу производится вводный инструктаж. Он производится, как с группой рабочих однородной профессии, так и с рабочими разных специальностей. Численный состав не должен превышать 10 человек. Продолжительность инструктажа 2 часа. Также производится инструктаж на рабочем месте. Главные механики и энергетики отвечают за безопасное состояние механизмов.

На предприятии проводятся различные беседы, лекции, вывешиваются стенды для предупреждения несчастных случаев.

В связи с тем, что проектируемый объект находится далеко от населенных пунктов и работа ведется вахтовым способом предусмотрено строительство вахтового поселка.

Размеры опасных зон могут быть постоянными и переменными в пространстве. Возможность травмирования в постоянных опасных зонах зависит от скорости вращения рабочего органа (ротора, механических передач от ДВС к ротору и лебедке) их размеров, времени срабатывания запретных устройств, а в переменных - размеров, скорости и направления движения объекта (талевого блока) его максимальных смещений допускаемых связями. Расстояние между оборудованием выбирается с учетом объема и сложности движения рабочего на объекте.

Все опасные углы снабжаются оградительными устройствами. Ограждения, устанавливаемые на расстоянии более 35 см от движущихся частей (приводные ремни) механизмов выполняются в виде перил, а на расстоянии менее 35 см устанавливается сплошное или сетчатое. Зубчатые передачи от ДВС к ротору и лебедке ограждаются сплошными металлическими щитами со съемными частями. Выступающие детали съемных частей машин (шпонки валов) ограждаются катушками по всей окружности вращения. Для рабочих площадок на высоте предусматриваются ограждения барьерного типа.

Подъемно-спускные сооружения и оборудование входящее в талевой механизм рассчитывают при запасе прочности не менее двух. Талевые канаты имеют запас прочности не менее трех по максимальным загрузкам. Проектом предусматривается использование только целых канатов при бурении, освоении, а также для подъема вышки. На буровой при разгрузке бурильных труб, колонн и другого оборудования используется кран. При стабилировании вышеперечисленного оборудования стропальщик находится со стороны торцов грузов и направляет их болтом или приводными веревками.

На площади работ электроэнергию получают от генератора приводимого ДВС, напряжение в сети 380 вольт или 220 вольт, аварийный участок отключается с помощью автомата.

При газосварочных работах на площади используется кислород или ацетилен, доставляемый в болонах с соответствующей окраской и надписями. На болонах с газом устанавливается редуктор и манометр. Соединительные шланги перед употреблением продуваются рабочим газом. Газосварочные работы ведутся только в защитной спецодежде и шлем-маске.

Санитарно-гигиенические мероприятия

Данные об основных факторах вредности и мерах защиты от них приведены в таблице 10.

Таблица 10. Данные об основных факторах вредности

Вредные вещества и факторы	Средства защиты
Нефтяной газ (попутный газ)	Фильтрующие противогазы марки А. При наличии сероводорода марки В.
Сероводород	Фильтрующие противогазы марки МКД. Герметичные очки типа ТЮ-1. Спецодежда.
Хроматы, бихроматы	Респираторы типа "Астра-2", РУ-60. Спецодежда, резиновые перчатки, защитные мази и пасты типа биологических перчаток.
Кислоты соляная и серная, а также их пары	Фильтрующий противогаз типа В. Защитные очки, спецодежда из кислостойкой ткани, перчатки из кислостойкой резины. сапоги из противокислотной резины.
Нефть, нефтяные масла	Спецодежда, предохранительные защищающие кожу мази и пасты типа ИЭР-2, ПМ-1. При наличии летучих фракций изолирующие противогазы типа ДПА-5.
Окисль углерода	Фильтрующий противогаз СО2.
Дизельное топливо (керосин, бензин)	При больших концентрациях противогазы с принудительной подачей воздуха. Спецодежда, защитные мази и пасты типа ДПА-5.
Барит	Защитные противопылевые респираторы типа "Астра-2" РУ- 60 м. Спецодежда.
Цементы, известь	Противопылевые респираторы. Защитная спецодежда. Гермически защитные очки. Ожиряющие мази для открытых участов тела.
Соли, сульфопалы, детергент	Респираторы типа "Астра-2". Прозрачные маски типа МК из полиэтилена и органического стекла.

Так как буровые работы проводятся на открытом воздухе наиболее эффективными мерами в борьбе с холодом и избыточным теплом нами предполагается создание на буровых искусственного микроклимата и использование индивидуальных средств защиты, т.е. создаются устройства у каждого рабочего места (организация оазисов у пульта бурильщика, вокруг ротора или по углам рабочей площадки буровой.

На буровой в зимнее время используется система обогрева буровых теплым воздухом ОБВ. В качестве генератора тепла используется специальный для этих целей агрегат типа ВПТ600.

Анализ потенциальных опасностей и вредностей

Таблица 11. Анализ потенциальных опасностей и вредностей

Вид работ	Выполняемые операции	Оборудов. и устройства	Опасные и вредные производственные факторы
			Вид и характер проявления	Значение параметров
				фактич.мг/м3	нормат.
Поисковое бурение на пл. Ростошинская	Поиск залежей нефти и газа	Буровая вышка ДВС	Вращение ротора, зубчатые и ременные передачи.	2,2	2,0
	Испытание пластов в колонне и на трубах		Двуокись и окись углерода (газ)	4	5
			Кислота, соляная HCl (пары, газы)
		Уралец	Сероводород (пары, газы, аэрозоли).	9	10
			Хроматы, бихроматы (аэрозоли).	0,009	0,01
	Блок приготовления бур. раствора	МИГ-127	Сода кальцирированная (аэрозоли).	1	2
		ГГФ	Щелочи едкие NaOH (аэрозоли).	0,5	0,5
			Масла нефтяные (аэрозоли)	7	5
	Механические гидромониторы	ГГФ	Барит (пыль)	7	6
			Известь (пыль)	7	6
	Цементносмесительные машины	ГСТ	Глина (пыль)	8	6
			Асбестацементы, цемент (пыль)
		ЦСМ	Цемент (пыль)	6	6

Для защиты от пыли при приготовлении бурового раствора и его утяжеления используется герметичный блок приготовления раствора (БПР) с бункерами емкостью 25 и 40 м³. При приготовлении промывочной жидкости тщательно подбираются компоненты, ядовитые из них заменяются сходными по действию, но менее вредными.

Проектом также предусматривается расположение буровой площадки и жилых вагонов-домиков с наветренной стороны по отношению к складу пылящих материалов, система приготовления раствора, выхлопами ДВС для нормализации воздуха рабочей зоны.

Данные по организации освещения объекта приведены в таблице 1

Таблица 12. Данные по организации освещения объекта

Места подлежащие освещению	Норма освещения	Места установки светильников	Число точек вышки	Мощность ламп не менее Вт
Роторный стол	40	На ногах вышки на высоте 6 м под углом 40-45	4	300
Щит измерительных приборов	25	Перед приборами	1	100
Полати верхового рабочего	50	На ногах вышки на высоте 2,5 м от пола полатей под углом 50	2	300
Путь талевого блока	13	На лестничных площадках на высоте вышки под углом не менее 60	1	150
Кранблок	25	Над кранблоком	1	150
Редукторное помещение	30	На высоте не менее 3 метров	8	150
Насосное помещение:
а) пусковые ящики	50	На высоте не менее	8	200
б) буровые насосы	25	3 метров	8	200
Глиномешалка	26	На высоте не менее 3 метров	1-2	200
Превентер	26	Под углом буровой	1-2	200
Площадки ТСМ	10	На высоте не менее 3 метров	1-2	200
Желобная система	10	На высоте не менее 3 метров

Источниками шума и вибрации на объекте работ являются: роторный стол (до 115 дБ), буровая лебедка (до 96 дБ), вибросток ДВС (до 100 дБ), насосы (до 90 дБ), долото и буровая колонна (до 50 дБ), клапаны пневмосистемы, компрессоры.

Борьбу с шумом и вибрацией на объекте начинают с подавления его в роторе (масляная ванна), роторной цепи (смазка, натяжение), установка звукопоглощающего кожуха на клапан-разрядник, лебедка (натяжение и смазка цепей).

Для ослабления вибрационных колебаний передаваемых от механизмов к фундаменту нами предусмотрено применение аммортизаторов и виброизоляторов в виде стальных пружин или прокладок из пробки, войлока, резины.

К санитарно-бытовым помещениям на объекте предусмотрены: помещения для отдыха и обогрева рабочих, душевые (баня), помещения для сушки рабочей одежды и ее обеззараживания, санузлы, умывальные, курительные, питьевого водоснабжения.

Так как на проектируемой площади основная часть работы протекает под открытым небом, то проектом предусмотрены помещения для отдыха и обогрева рабочих. На площади предусмотрено стационарное помещение. Гардеробные размещаются непосредственно в жилых вагончиках. Умывальники также размещаются внутри вагончиков или крепятся к одной из его стен. Помещение для сушки рабочей одежды расположено в одном от отсеков бани и оборудовано отопительными и вентиляционными устройствами. Курительная расположена рядом с помещением для отдыха и обогрева рабочих.

Для питьевой воды используются эмалированные или аллюминиевые бачки, снабженные кранами фонтанчикового типа. Бачки раз в неделю промываются и дезинфицируются.

Противопожарные мероприятия

К противопожарной защите придприятия привлекают инженерно-технический персонал, рабочих и служащих, входящих в добровольную пожарную дружину (ДПД), которая вместе вместе с военизированной пожарной охраной занимается мероприятиями по предупреждению и их тушению. Объект работ по пожарной опасности соответствует категории В, так как на объекте отрабатываются и применяются твердые сгораемые вещества и материалы и жидкости с температурной вспышки паров выше 120.

При строительстве бурового объекта проектом предполагается размещать жилые вагончики и другие менее пожароопасные объекты с наветренной стороны. Планируемая под сооружение буровой площадка расщищается в радиусе 50 м от любых насаждений и травы. По границам территории необходимо создать минерализованную полосу шириной не менее 1,4 м и содержать ее в течении пожароопасного сезона в очищенном состоянии. Запрешается загрязнять территорию буровой установки горючими материалами. Использованные и промышленные материалы должны уничтожаться за пределами буровой установки.

Запрещается на территории буровой разводить открытый огонь и применять источники открытого огня, хранить запас топлива более сменной потребности, располагать электропроводку в местах возможного повреждения, утеплять буровую вышку и буровое здание легковоспламеняющими материалами. При внезапном газовыделении из скважины необходимо отключить подачу электроэнергии, остановить двигатель внутреннего сгорания, перекрыть превентором устье скважины, потушить технические и бытовые точки, находящиеся вблизи скважины, запретить курение, поставить в известность должностных лиц.(лит.Шариков Л.В.с.с.56-159)

4.2 Охрана труда и техника безопасности

Производство работ по строительству скважины ведется в строгом соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности РК» и о «Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности».