Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе месторождения

1.2 История геолого-геофизической изученности района

1.3 Литолого-стратиграфический разрез

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоносность

1.6 Гидрогеологическая характеристика

1.7 Зоны возможных осложнений при проводке скважины

2. Технико-технологическая часть

2.1 Выбор и обоснование способа бурения

2.2 Проектирование и обоснование конструкции скважины

2.3 Проектирование конструкции бурильной колонны: расчет колонны бурильных труб на прочность

2.4 Промывка скважины

2.5 Выбор буровой установки (бурового оборудования и вышки)

2.6 Проектирование параметров режима бурения

2.7 Крепление скважины

2.8 Освоение скважин

3. Экономическая часть

3.1 Расчет строительства скважины

3.2 Расчет сметной стоимости строительства скважин

3.3 Расчет экономической эффективности предлагаемых организационно-технических мероприятий

4. Охрана труда и охрана окружающей среды

4.1 Мероприятия по охране труда, технике безопасности и промышленной санитарии. Противопожарные мероприятия

4.2 Охрана недр, природы и окружающей среды

Заключение

Список литературы

Введение

Актуальность темы исследований. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального состояния народа. Поэтому темпам развития нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание. Свидетельством тому являются показатели добычи нефти и газа.

Так, нефтяная промышленность Республики Казахстан является ведущей отраслью экономики. На территории Казахстана выявлено и учтено 207 месторождений углеводородного сырья.

Республика Казахстан располагает значительными прогнозными ресурсами. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в 7,8 млрд.т на суше, при этом 2/3 их сосредоточены в Западном Казахстане. Прогнозные ресурсы природного газа оцениваются в 7,1 трлн.м³.

В числе других нефтегазоносных бассейнов поставлена задача ускорения геологоразведочных работ на нефть и природный газ на территории Прикаспийской впадины.

В связи с этим, выявление перспективности залежи нефти и газа вскрываемого разреза на данной площади в надсолевых отложениях позволит увеличить объемы дальнейших разведочных работ нефти и газа, а также прирост планируемых запасов нефти и газа по данному региону.

Теоретическая и методологическая основа дипломного исследования являются труды отечественных и зарубежных авторов по проблемам выбора способа вскрытия продуктивных объектов и проектирования конструкции скважин, разработке технологии герметичности изоляции проницаемых пород и надежной защиты обсадных колонн от коррозии. В процессе написания данного дипломного проекта были использованы материалы по деятельности буровых предприятий, а также материалы специальной периодической литературы.

Современное состояние решаемой научной проблемы заключается в изучении основ технологии бурения и заканчивания скважин, умение квалифицированно оценивать результаты строительства скважин и грамотно эксплуатировать их.

Целью дипломного исследования является систематизация, обобщение и расширение теоретических знаний и практических навыков по избранной специальности;

- развитие навыков самостоятельной работы, овладение методикой исследования, экспериментирования при разработке проблем и вопросов, решаемых в дипломном проекте;

- определения уровня подготовленности будущего специалиста к предстоящей профессиональной деятельности;

- оформить дипломный проект в соответствии с нормативными требованиями, предъявляемыми к подобным документам.

Для достижения этой цели необходимо решить следующие задачи:

- обосновать актуальность выбранной темы, практическую значимость выполнения дипломного проекта;

- изучить теоретические положения, статические материалы, справочную и научную литературу по избранной теме проекта;

- провести анализ собранных данных, используя соответствующие методы обработки информации.

Объектом исследования являются геолого-геофизические условия бурения, выбор способа бурения и цикле их строительства, крепление и освоение скважин, разобщение пластов, самостоятельное решение вопроса специальной части, связанные с технологией буровых работ, обоснование проектной продолжительности строительства скважины.

Предметом исследования являются материалы, собранные в период прохождения производственно-преддипломной практики:

- режимные карты по законченным бурением скважин;

- инструктивно-технологическая карта, данные об испытании и внедрении новой техники и технологии бурения;

- баланс времени строительства скважин;

- смета на строительство скважины;

- геолого-технический наряд.

- исследованы теоретические основы процессов взаимодействия обсадных колонн со стенками скважины;

- разработаны основные положения и рекомендации по совершенствованию методов предупреждения и борьбы с различными авариями, технические средства для их ликвидации.

Практическая значимость дипломного проекта обусловлена тем, что полученные результаты позволят углубить основу овладения методиками исследований, проведение экспериментов, обработки результатов при решении разрабатываемых в дипломном проекте проблем и вопросов и тем самым улучшить существующую технологию и технику процесса бурения нефтяных и газовых скважин.

Научная новизна дипломного проекта состоит в следующем:

- показаны теоретические основы экологических проблем, возникших с развитием производства;

- изложены вопросы негативного воздействия на окружающую среду в современных условиях, контроля и управления качеством природной среды и проблемы охраны окружающей среды.

- для устранения отрицательного влияния процессов строительства скважин на природную среду предусмотрены комплекс мероприятий, направленных на ее охрану и восстановление.

Практическая база написания дипломной работы основана на фактические материалы технического проекта строительства скважины, а также методические и справочные материалы.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

скважина бурильный колонна

1.1 Общие сведения о районе месторождения

Проектируемая площадь Ботахан расположена на западе Прикаспийской впадины в пределах юрской приморской части междуречья Урал-Волга, в непосредственной близости от известных месторождений Карсак, Сатыбалды-Карсак, Айранколь.

По административному делению площадь проектируемых работ входит в состав Макатского района, Атырауской области, Республики Казахстан.

В геоморфологическом отношении район представляет собой равнину, слегка наклонную в сторону Каспийского моря, с абсолютными отметками от 25 м на севере, до 30 м на юге.

Климат резко континентальный с очень жарким летом и холодной, малоснежной зимой. Зима сопровождается сильными ветрами северо-восточного направления. Лето также ветреное. Среднегодовое количество атмосферных осадков от 160 до 300 мм в год. Растительность скудная, полупустынного типа.

Ближайшими населенными пунктами, кроме района Макат, являются Доссор, Сагиз и другие, раскинутые вдоль реки Жайык, Жем, Сагиз. Районный центр - поселок Макат. Расстояние от областного центра г. Атырау до района работ 65 км.

Гидрографическая сеть района слабо разбита, состоит из речек, притоков, ильменей (южная часть района). Грунтовые воды, находящиеся на сравнительно небольшой глубине, горько-соленоватые и для питья непригодны. Уровень грунтовых вод на площади работ находится на глубинах 1-1,5м.

Поверхностный слой территории сложен мягким грунтом, покрытым соломками, изобилия района работ представлен солеными озерами и пересыхающими речками, в связи, с чем он по трудности проведения гелого-поисковых и геофизических исследований отнесен к классу II и III (50%) категорий.

Примерно, по меридиану 48⁰ проходит граница двух климатических зон междуречья зон полупустыни и пустыни. К пустыне относится обширный Нарынский песчаный массив, начинающейся почти у берегов Волги и заканчивающийся на востоке в 30-35км от долины р. Урал.

Местность к востоку от нарын-песков менее пустынная, покрыта большой своей территорий травяной растительностью, более густой весной и выгорающей к середине лета. Близи к Каспийскому морю встречаются густые заросли камыша.

1.2 История геолого-геофизической изученности района

Изучение Эмбинской нефтегазоносной провинции, как известно, начато в конце прошлого столетия эпизодическими маршрутными исследованиями. Позднее в 1912-1925 гг. проводились геолого-съемочные работы, в результате которых впервые было установлено развитие соляно-купольных структур. В последующие тридцатые и сороковые годы в изучении геологического строения региона широкое применение нашли геофизические методы исследовании, среди которых основной роль принадлежала гравиразведке и сейсморазведке. По их данным, площади заслуживающие интерес в нефтегазоносном отношении, вводились в стадию поискового бурения.

Так, геофизической конторой треста «Эмбанефтегеофизика» была проведена территория рассматриваемого района гравиметрическими исследованиями, зафиксировавших ряд аномалии силы тяжести, отвечающих солянокупольным структурам.

На основании данных гравиметрических исследований, силами Казахстанского отделения геофизического треста и управления «Казнефтегазразведка» проводилось исследование методом отраженных волн и методом переломных волн, площадей соляных куполов: Ботахан, Карсак, Сатыбалды-Карсак и другие. Составлены по ним структурные карты многими исследователями.

Наряду с геофизическими исследованиями в пределах соляной части Волго-Уральского междуречья Атырауской геолого-поисковой экспедиции Западно-Казахстанской территории геологического управления осуществлялось в необходимых объемах структурно-картировочное бурение.

Начало полевых геолого-геофизических исследований непосредственно в зоне Карсак, Ботахан определялось временем освобождения ее территории из-под уровня Каспийского моря, когда были начаты гравиметрические исследования. В результате оконтурены гравитационные минимумы на площадях, при проведении исследовании выяснилось, что перечисленные выше соляные купола характеризуются чаще всего неглубоким залеганием соляных ядер (100-300м) и осложнены по надсолевым горизонтам крупными продольными грабенами с опережающими сбросами или системами радиальных сбросов, образующих приподнятые и опущенные блоки. Причем, сами купола связываются между собой соляными перемостками. Соляное поднятие имеет плоскую скалообразную вершину с весьма крутым северным склоном.

ЦНИЛом объединения «Эмбанефть» дано монографическое описание солянокупольного поднятия и сопряженных с ним других куполов и сделана оценка перспектив нефтегазоносности.

В результате открытия ряда новых месторождении нефти и газа в породах подсолевой нижней перми и в каменноугольных отложениях, в зонах отражения Прикаспийской впадины, в пределах территории Западного Казахстана и Волгоградской области, подсолевой комплекс пород стал рассматриваться в качестве основного объекта разведки, т.е. произошла коренная перестройка в направлении геолого-поисковых работ. В связи с этим выступ намечавшиеся в подсолевых отложениях по работам треста «Спецгеофизика» представлял собой большой интерес в поисках нефти и газа.

В 1980 году после выполнения небольшого объема дополнительного сейсмопрофилирования была составлена структурная карта по отражающим горизонтам V и VI отвечающим кровле и подошве соли кунгурского яруса. В результате над соляным карнизом выявлена морфологически хорошо выраженная ловушка благоприятная для аккумуляции углеводородов.

В результате детального картировочного бурения на площади составлены:

1. Геолого-геофизическая карта в масштабе 1:50000.

2. Карты мощностей неоген-четвертичных образований в масштабе 1:50000.

3. Обзорная карта района работ.

4. Геолого-геофизические профили в масштабе 1:20000.

5. Сводный геологический разрез в масштабе 1:2000.

6. Карты радиометрической изученности в масштабе 1:50000.

А в результате сейсмических исследований МОВ, КМПВ, МПВ были получены сведения о глубинном строении всего комплекса осадочных пород в междуречье Урал-Волга, построены структурные карты по всем основным отражающим горизонтам, выявлены и рекомендованы к поисковому бурению на нефть и газ перспективные участки.

В проекте на ввод в поисковое бурение данной площади, составленном институтом «ВолгоградНИПИнефть» в 1979г., предусматривалось бурение поисково-разведочных скважин на подкарнизовый пермотриас.

ЦНИЛом ПОЭН произведен подсчет запасов нефти и газа по площади, по результатам отработки сейсмопрофиля геофизиками была выдана рекомендация на дополнительное бурение разведочных скважин на новых двух объектах в отложениях мульдового пермотриаса и погребенного поднятия.

Сведения о геолого-геофизической изученности района до 1978 года изложены в проекте поискового бурения на площади Ботахан, составленном проектным институтом «ВолгоградНИПИнефть».

При составлении сейсмического профиля с целью получения отражений от крутозалегающих границ с углами более 30-35 было уточнено геологическое строение и выявлены новые участки для продолжения глубокого бурения площади Ботахан. Настоящее дополнение к проекту предусматривает проектирование бурения скважин на этих участках.

1.3 Литолого-стратиграфический разрез

Основные сведения об особенностях геологического строения структуры Ботахан изложены в проекте поискового бурения.

В утвержденном ранее проекте данные о мощностях отложений стратиграфических комплексов, литологический состав и характеристика пород были взяты по аналогии с соседними разбуренными площадями. В связи с этим, ниже приводятся данные стратиграфических отбивок по пробуренным соседним скважинам.

В строении надсолевого комплекса пород принимает участие отложения пермотриасового, мезозойского и кайнозойского возраста.

Пермотриасовые отложения

В верхней своей части условно отнесенной к среднему триасу представлены бурыми и красноцветными глинами с редкими прослоями песчаников, мергелей, песков и известняков.

В нижней части разреза общей мощностью 1500-1600 м, отнесенные к нижнему триасу, они сложены темно-серыми и зеленовато-серыми, плотными, известковистыми глинами с прослоями алевролитов чередующимися с песками, мощностью 50-60 м, песков и песчаников зеленовато-серых с подчиненными прослоями алевролитов и серых глин. В основании ее вновь появляются красновато-коричневые разности глин.

Между указанными верхней и нижней частями пермотриасовых отложении располагаются, в разрезе толщи, мощностью 500-1000 м, каменные соли кунгурского яруса. Они внедряются в виде соляного карниза пермотриасового отложения. Под соляным карнизом предполагается наличие породы, мощностью 12-15 м, с которой возможно связана подкозырьковая залежь нефти.

Кунгурский ярус - Р₁К. Наиболее древними отложениями, вскрытыми картировочными скважинами на куполе Жанаталап являются кунгурские.

Кунгурский ярус выходит на донеогеновую поверхность в центральной части купола в трех местах. Эти отложения по керну представлены преимущественно гипсами, реже ангидритами светло-серыми, плотными с прослоями глины серый, зеленовато-серый плотный. Названная толща отложений в центральной части Прикаспийской впадины выделяется как гипсоангидритовая (кепрок). Вскрытая мощность 10-33м.

Юрская система J.

Отложения юрской системы трансгрессивно и несогласно покрывают различные горизонты пермотриасового возраста. В составе юрской системы выделяются осадки нижнего, среднего и верхнего ее отделов.

Нижний отдел J₁. Представлен серыми разнозернистыми полимиктовыми песками и песчаниками с прослоями глин, содержащих растительные осадки и включения кремневой гальки в основании. Толщина 60-70 м.

Средний отдел J₂. Юрской системы сложен чередованием зеленовато-серых песков и темно-бурых, реже серых глин с прослоями песчаников с растительными остатками. Толщина 230-300м.

Верхний отдел J₃. Представлен чередованием темно-серых известковистых песчанистых глин, глинистых известняков и мергелей с обуглившимися растительными остатками, мощность 70-80 м.

Меловая система К

Породы юрской системы трансгрессивно перекрываются осадками мелового возраста, представленными нижним и верхним отделами.

Нижний отдел К₁. В составе нижнего отдела К₁ меловой системы выделяются отложения неокомского подьяруса, аптского и альбского ярусов. Первый из них представлен осадками волонжинского, готеривского и барремского ярусов. В основании он сложен зеленовато-серыми глинами с прослоями плотных песчаников, выше чередованием темно-серых, черных жирных глин и зеленовато-серых слюдистых песчаников. Общая мощность неокомского подьяруса 110-120 м. Отложения аптского яруса К₁ характеризуются темно-серыми, почти черными, жирными глинами с прослоями мергелей, песков и песчаников, мощность 50-60 м.

Нижнесреднеальбская часть К_1ав+с разреза сложена темно-серыми, плотными глинами с прослоями мелкозернистых, слюдистых песков и песчаников, мощность 150-160 м.

Верхнеальбско-сеноманская часть К_{1аl 3+с} также представлена темно-серыми, плотными глинами с прослоями песков и песчаников, но отличается содержанием обуглившихся растительных остатков.

Верхний отдел-К2. Отложения верхнего отдела меловой системы К₂ представленные осадками турон-коньякского, сантонского ярусов, сложены в основании темно-серыми, плотными глинами с прослоями мелкозернистых песков и песчаников, содержащими растительные остатки, а в верхней - чередованием зелненовато-серых мергелей и белого мела. Общая мощность составляет 160-170 м. Породы верхнемелового возраста непосредственно покрываются отложениями верхне-четвертичного возраста. Они в нижней своей части представлены темно-зелеными и серыми плотными глинами с прослоями песков и песчаников в основании, а в верхней - кричневато-бурыми и темно-серыми глинами и мергелями, общей мощностью 230-250м.

Неогеновая система (N)

Неогеновые отложения расчленены на акчагьильский и апшеронский ярусы.

Акчагыльский ярус (N_2a) целиком представлен зеленовато-серыми, монтмориллонитовыми глинами с подчиненными прослоями песков, песчаников мелкозернистых.

Апшеронский ярус (N_2ap) представлен чередующимися равномерно песчаниками и глинистыми пачками толщиной до 20-25 м. Пески, песчаники серые, светло-серые, желтовато-серые, мелко крупнозернистые, полимиктовые, слабосцементированные, на глинистом цементе. Глины серые, желтовато-серые, пестроцветные, каолинит гидрослюдистые общей мощностью -- 117 м.

Четвертичные отложения (Q)

Представлены аллювиально-делювиальными и аллювиально-пролювиальными разностями, песками мелкозернистыми, светло-желтыми, глинами общей мощностью ? 23 м.

1.4 Тектоника

Площадь Ботахан расположена в непосредственной близости группы нефтяных месторождений и западнее от старых промысловых площадей Эмбы.

Рассматриваемый район в тектоническом отношении приурочен к солянокупольной структуре Прикаспийской впадины.

Докембрийский фундамент по данным геофизических исследований погружается от борта впадины на север, в направлении к ее центру, отметки подсолевого комплекса отложении изменяются на территории соответственно от 6000 до 9000 метр.

Соленосные образования кунгурского яруса, мощность которых достигает 5000 м, обусловили широкое развитие в регионе солянокупольных структур, разделенных межкупольными мульдами и соединяющихся между собой соляными перемостками. Иногда соляные купола, особенно крупные с плоскими вершинами, образуют соляные карнизы, под которым нередко обнаруживается богатая залежь нефти.

В надсолевом комплексе пород выделяются три тектонических подэтажа, почти горизонтально залегающий четвертичный покров и дислоцированные отложения верхнепермского и триасово-палеогенового возраста. В последнем, принимающим вместе с верхнепермским и участие в строении соляных куполов, различаются два структурных яруса: юрско-палеогеновый и триасовый, четко разделенные угловыми несогласными. Угловое несогласие между верхнепермскими и триасовыми более ощутимы, достигает 20⁰.

Построение соленосных отложении кунгурского яруса. Соляной купол имеет элипстическую форму с плоской вершиной и характеризуется асимметричным строением крыльев: крутым юго-западным (50-60⁰) и пологим северо-восточным (10-15⁰).

Рассматриваемая площадь в тектоническом отношении соляной перемосток, где соль имеет место, образующий далеко выступающий на юго-запад соляной карниз.

Кровля его характеризуется общим моноклинальным погружением на юго-запад с отметками от 400 до 1400 м с углами наклона 15-17⁰.

Подошва соляного карниза характеризуется вогнутой поверхностью, создающей на значительной территории замкнутый свод. Сильновогнутая в подошве соляного карниза замкнутая поверхность образует как под колпаком ловушку, благоприятную для аккумуляции углеводородов и формирования залежи.

Подкозырьковая ловушка оконтуривается изогипсой 2100 м при отметке ее свода 1800 м, т.е она характеризуется относительно размерами (6,5х4 км) и значительной амплитудой (до 2300 м).

Обращает на себя внимание асимметрическое ее строение, характеризуется она пологим юго-западным (5-6⁰) и крутым северо-восточным (15-20⁰) крыльями. Асимметрия в строении интересующей нас ловушки проявляется и на ее переклиналях: юго-восточная часть является пологой (1⁰-1⁰30^/).

Такими же пологими углами отличается западная ее присводная часть. Внешняя кромка соляного карниза располагается в 2,5 км юго-западнее от его наиболее приподнятого в подошве соли участка и имеет северо-западное простирание.

В толще пермотриасовых отложении мощность которых особенно возрастает в прилегающей мульде, следится ряд окружающих горизонтов, воздымающиеся на северо-восток, в сторону соляного карниза, однако, у внешней кромки последнего теряется их корреляция.

В верхней части геологического разреза, на подошве юрских отложении, как и по поверхности кровли соляного карниза наблюдается общее моноклинальное погружение на юго-запад с отметками, соответственно от350 до 750 м и от 400 м до 1150 м.

На уровне подошвы юрских отложений вдоль внешней кромки соляного карниза следится аномальная волновая картина, вызванная по видимому наличием периферийного сброса. Последний протягивается далее на северо-запад, прослеживаясь вдоль южного крыла соляного купола.

В надсолевом разрезе по литолого-фациальным особенностям и структурным соотношениям выделяются верхнепермскотриасовый, юрско-палеогеновый и неоген-четвертичные структурные этажи.

Между этажами установлены региональные угловые и стратиграфические несогласия, строение указанных комплексов характеризуется поведением основных отражающих горизонтов: А - подошва неогена, III - подошва неокома, V - поверхность РТ, РТ - внутритриасовые.

Карниз Ботахан представляет собой далеко распространившуюся на юго-запад в мульду зону соленосных отложений, имеющую сложное строение. Мощность его изменяется от 1900м в присводовой части купола до 75м в периферийной юго-западной части карниза. Поверхность карниза имеет довольно сложный рельеф и различный характер контакта с вышележащими пермотриасовыми отложениями. По динамике отражений, приуроченных к поверхности карниза, более четко зоне контакта соль. Судя по характеру сейсмической записи и данным ГИС, эта часть соляного карниза представлена «чистой» солью без каких-либо заметных включений. Далее поверхность карниза коррелируется, в основном, по косвенным признакам с привлечением данных бурения скважин. Здесь можно предположить развитие переотложенной соли. Нижняя подошвенная часть карниза также имеет сложное строение.

В настоящее время возникает необходимость дальнейшего изучения глубоким бурением новых объектов в отложениях мульдового пермотриаса и погребенного поднятия.

1.5 Нефтегазоносность

Характеристика нефтегазоносности геологического разреза может быть дана методом аналогии соседних нефтяных месторождении: Искине, Сагиз, Карсак, Сатыбалды-Карсак и другие.

Нефтегазоносные проявления в надсолевом комплексе обнаруживаются по всему разрезу надсолевого комплекса от четвертичных до верхнепермских. В этих месторождениях установлено пять продуктивных горизонтов залежи, в которых связаны с среднеюрскими, неокомскими и частично аптскими отложениями.

Причем, четыре из них располагаются в нижнемеловых, один горизонт приурочен к контактной части апта и неокома, три залегают в неокоме. Апт-неокомский горизонт сложен песками мелко-тонкозернистыми, слабо известковистыми. Залегает на глубинах 610-705 м, высота залежи 90-95 м, эффективная нефтенасыщенная мощность 1,5-1,7 м. Характеризуется высокими дебитами, достигающими при ограниченном отборе (10 мм штуцера) 120-160 м³/сут.

I неокомский горизонт залегает на 5-12 м ниже апт-неокомского, сложен чередованием зеленовато-серых тонкозернистых песков и глин, мощность 5-8 м, на глубинах 620-710 м, высота залежи 70-80 м. Эффективная и насыщенная мощность 3-6 м, Q ( при 5 мм штуцере) 20-30 м³/ с, с газовым фактором до 90-100 м³/с. Промежуточный горизонт залегает на 8-12 м ниже I неокомского. Сложен тонко и мелкозернистыми залегающимися участками глины Q (при 7 мм штуцере) 40-50 м³/сут.

II неокомский горизонт располагает в основании неокома. Сложен чередованием тонко и мелкозернистых песков с прослоями глин, общей мощностью 15-20 м. Нефтенасыщенная мощность не превышает 8-10 м. Залегает на глубинах 350-730м, высота залежи 40-50 м, Q (при 3 и 7 мм штуцере) 15-120 м³/сут. Коэффициент нефтенасыщенности продуктивных нижнемеловых горизонтов - 0,66.

Среднеюрский продуктивный горизонт приурочен к отложениям байосского яруса. Сложен тонкомелкозернистыми песками с прослоями песчаников, мощность 5-8 м, залегает на глубине 850-950, высота залежи 50-60 м.

Нефти нижнемеловых отложений относятся к масляному типу, характеризуется повышенной плотностью (0,88-0,90г/см³), высокой вязкостью (35-66СП при 40⁰С) высокой температурой вспышки (100-180⁰С) и низкой температурой застывания, мало зернистый, слабо парафинистый, является ценным сырьем для получения высококачественных масел.

Нефти среднеюрского отличаются от нижнемеловых, они относятся к бензинному типу, характеризуются меньшей плотностью (<0,80), низкой вязкостью (2,6-4 СП) и большим содержанием светлых фракции.

1.6 Гидрогеологическая характеристика

Областью питания подземных вод Эмбинского артезианского бассейна является западные отроги южного Урала и Мугоджар, где коренные породы верхне-кайнозойского и мезозойского возраста выходят на дневную поверхность, залегая соответственно, на отметках 450-500 м, и 200-250 м. Это предопределило как общее направление движения подземных вод от областей питания на запад, юго-запад и установление гидродинамического режима работы горизонтов насыщенных флюидов.

Водоносные горизонты междуречья приурочены по надсолевому комплексу к отложениям пермотриаса, юры, нижнего мела и верхне-, или четвертичного возраста.

В пермотриасовых имеются три водоносных горизонта, один из которых приурочен к пачке известняков, переслаивающихся с глинами и песчаниками, два других, мощность которых 10-15 м, к песчаным породам.

Воды их характеризуются высокой минерализацией, достигая 260-280 г/л. Над ними пачки плотных глин, служащих водоупорами.

В разрезе юрской системы установлены четыре водоносных горизонта. Первый из них, представляющий собой по нижней горе регионально единый водоносный горизонт, сложен хорошо проницаемыми песками, чередующимися с тонкими прослоями глин, мощностью 50-60 м. Оба среднеюрские горизонты сложены песками и песчаниками, мощность 10-18 м, каждый перекрыты глинами, они переливают соляной водой с дебитом (Q = 10-20м³/сут) с минерализацией 260-300г/л.

Верхнеюрский водоносный горизонт приурочен к верхней части разреза.

В нижнемеловых отложениях известны шесть водоносных горизонта, два из которых приурочены к неокомскому подьярусу, один - аптскому и три альбскому ярусам.

Нижний из неокомских сложенный песчаниками и мергелями, приурочен к основанию подьяруса, верхний представленный песками и песчаниками - к верхней части. По верхнему получена соляная вода большого дебита 200-300 м³/сут, с минерализацией 200-220 г/л.

Аптский водоносный горизонт залегает в нижней части яруса, сложен песками и песчаниками, обладающими высокими фильтрационными свойствами, характеризуются высокими дебитами 840-2780 м³/с, высокой минерализацией 220-230 г/л.

Альбские водоносные горизонты приурочены к нижнему, среднему, верхнему его подъярусам. Сложены песками и песчаниками. Мощность 8-10, 12-15, и 30-40 м, соответственно, перекрытыми каждый из них пачкой глин. Верхний горизонт при опробовании дал обильный приток соляной воды с Q = 900-960 м³/с, с минерализацией 220-230 г/л. Коэффициент продуктивности 20 м³/сут.

Верхнемеловые отложения сложенные в основном белым писчим мелом и серыми мергелями, т.е не водосодержащими породами, представляют собой по существу, водоупорный горизонт.

Таким образом, водоносные горизонты пермотриасовых и мезозойских отложении содержат подземные воды высокой степени минерализации. Они жесткие и относятся к водам хлоркальциевого типа.

В четвертичных отложениях водоносные пласты составляют единую гидродинамическую систему. Воды их слабосолоноватые, с минерализацией 50-130 мг/л. Пласты относительно водообильные, потенциальный дебит скважин до 290 м³/с.

1.7 Зоны возможных осложнений при проводке скважины

Условия проводки скважины прогнозируются исходя из предполагаемого геологического разреза, с учетом данных бурения на соседних площадях Искине, Сагиз, Карсак, Сатыбалды-Карсак и другие.

Глубокими поисковыми скважинами предусматривается пройти четвертичные, палеогеновые, меловые, юрские и триасовые отложения и вскрыть соленосные породы кунгурского яруса.

В палеогеновых и верхнемеловых отложениях в интервалах 0-100м и 200-400м возможны кавернообразования, обвалы стенок скважины и поглощения промывочной жидкости.

Сложены они мергелями, мелом, глинами с редкими прослоями песков, которые по твердости и абразивности имеют I,III,IV категории. Углы падения пород 3-4⁰. Пластовое давление на глубинах 250;550м, соответственно равно 2,5;5,8МПа. Температура на этих глубинах 17,5;21,5⁰С. Во вскрываемом разрезе интервалы агрессивного воздействия сероводорода, аномально высокое пластовое давление, зона термоаномалий текучих галогенных пород по проявлениям не наблюдались. Опробование пластов в процессе бурения трубными испытателями, будет производиться в следующей последовательности.

Подготовительные работы:

после вскрытия пласта, который подлежит испытанию, необходимо произвести промыслово-геофизические исследования скважин;

перед началом работ по испытанию привести в рабочее состояние оборудование, средства дегазации;

за время последнего подъема инструмента произвести контрольный замер бурильных труб;

подготовительно-заключительные работы партии на скважине со сборкой и разборкой комплектов пластоиспытателей;

привести параметры глинистого раствора в соответствии со значениями его в ГТН и иметь запас глинистого раствора в количестве двух объемов скважины;

на период испытания на буровой иметь цементировочный агрегат ЦА-320 и обвязать его отводом превентора и монифольдом.

Испытание скважин:

спуск пластоиспытателя соответствующей компоновкой с герметизацией резьбовых соединений и периодическим доливом глинистого раствора;

установка испытателя на заданной глубине посадки пакера, ожидания притока, восстановления давления;

время стояния на приток при фонтанном способе 15-20мин. В случае отсутствия фонтанного притока время стояния на приток увеличивается на 1час. Оптимальная продолжительность испытания, зависит от интенсивности проявления горизонта, определяется в процессе испытания;

по истечении времени стояния, на приток плавной натяжной произвести выбор инструмента до собственного веса;

во время подъема бурильных труб провести отбор пластовых флюидов в герметичную тару;

расшифровка диаграммы с целью получения гидродинамических параметров пласта;

выдача акта испытания.

При производстве БКЗ в скважинах в перспективной части разреза предусмотрен отбор пластовых флюидов пластоиспытателем.

Для предотвращения возможных нефтегазопроявлений в процессе бурения на буровой необходимо иметь запас глинистого раствора не менее одного объема скважины без учета циркулирующего раствора.

При достижении проектной глубины скважины и решения вопроса о прекращении ее дальнейшего бурения, проведения комплекса промыслово-геофизических исследований, предусмотренных проектом, и при наличии продуктивных горизонтов в скважину спускают эксплуатационную колонну и производят ее цементирования. Цементирование вести с учетом последней записи кавернограммы при обязательном контроле высоты подъема цемента термокаротажом. После затвердения цементного камня производят испытания колонны на герметичность двумя способами: снижением уровня жидкости на две трети глубины скважины и опрессовкой на давление, рассчитанное в технической части проекта согласно «Инструкции по испытанию скважин на герметичность».

Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой высокого давления, которая до установки должна быть опрессована в соответствии с техническими требованиями. Результаты опрессовки оформляется актом. Выкидная линия опрессовывается на то же давление, что и фонтанная арматура. Для замера давления на устье устанавливают два манометра: один из них показывает давление на затрубном, другой на буфере арматуры.

При получении положительных результатов герметичности колонны приступают вскрытию продуктивных горизонтов перфоратором ПК-103. На 1пог.м юрского пласта проектируется 12 отверстий перфоратором ПСК-80, а для триасового-18 отверстий.

Выбор объектов испытания проводится на основании наблюдений, приведенных в процессе бурения скважины, изучения керна и образцов, отобранных боковым грунтоносом, результатов опробования пластоиспытателем и комплексной интерпретации промыслово-геофизических данных.

Цель бурения - уточнения геологического строения и изучения продуктивных горизонтов. Отбор образцов пород колонковыми снарядами «Недра» предусматривается для определения границ стратиграфических подразделений, изучение коллекторских свойств и выяснения перспектив нефтегазоносности структуры. Интервалы отбора керна приурочиваются к стратиграфическим границам, интервалам залегания предполагаемых продуктивных горизонтов.

Проектные интервалы отбора керна указываются в геологическом наряде и могут быть изменены в процессе бурения скважины по указанию геологической службы в зависимости от отклонения фактического разреза скважины от проектной и других факторов.

В случае проявления прямых признаков нефти и газа в керне дальнейшее углубление продолжать со сплошным отбором керна до исчезновения этих признаков.

Проходка с отбором керна предусматривается в объеме 5,1% от общей мощности в перспективной части разреза. Согласно инструкции РД39-2-399-80 по трудности отбора керна разрез по проектной площади разделены 4 категории, характеризующиеся определенным сочетанием структурно-текстурных, механических, абразивных свойств. Ниже приводятся категории пород по трудности отбора керна.

Монолитные, слаботрещиноватые, неразмываемые и не набухающие, не разрушаемые вибрациями керноотборного инструмента.

Средне- и низкопористые, перемежающиеся, слаборазмываемые промывочной жидкостью, малоразрушаемые вибрациями керноотборного инструмента.

Весьма трещиноватые, перемежающиеся, размываемые промывочной жидкостью, разрушаемые вибрациями керноотборного инструмента.

Рыхлые, перемытые и плавучие, набухающие, высокопористые, растворяющиеся в промывочной жидкости.

С целью уточнения стратиграфических границ и определения литолого-петрографической характеристики пород в интервалах, недостаточно охарактеризованных керном, которые по данным, электрометрических работ и проявлений в процессе бурения могут содержать продуктивные горизонты, производится отбор образцов пород боковым грунтоносом.

В процессе бурения необходимо вести постоянное наблюдение за нефтегазопроявлениями, проявлением пленок нефти или пузырьков газа в выходящем потоке глинистого раствора. Во всех случаях нефтегазопроявлений производится отбор проб нефти и газа на анализы.

Геологическое наблюдение за проводкой скважин осуществляется геологической службой предприятия. Описание керна и образцов пород, отобранных боковым грунтоносом, производится геологом после их извлечения из скважины, и одновременно отбираются образцы пород на лабораторные исследования. Керн с признаками нефтегазопроявлений сдают на лабораторный анализ. Весь керновый материал после описания упаковывается, укладывается в специальные ящики и отправляется в кернохранилище. Количество объектов и интервалы испытания являются условными и могут быть изменены по результатам всех материалов, полученных по скважине.

При получении нефти, газа, воды проводятся исследовательские работы объекта испытания в соответствии с действующей инструкцией.

После определения всех параметров по объекту устанавливается цементный мост с целью перехода к испытанию последующего объекта. После установки цементного моста колонна вновь испытывается на герметичность. При установлении ее герметичности производятся последовательно все работы по вскрытию и испытанию последующего объекта.

Испытание объектов производится по методу «снизу-вверх». Гидродинамические исследования проводятся при условии полной замены технической воды на пластовую.

Параметры промывочной жидкости должны задаваться с расчетом обеспечения нормальных условий испытания скважин на приток жидкости.

В зависимости от характера притока пластовых флюидов из скважин применяется фонтанный или компрессорный методы исследования.

В фонтанирующих скважинах в процессе опробования гидродинамические исследования пласта проводятся на трех режимах с получением данных по определению пластового давления, как в начале, так и в конце опробования, температуры жидкости. Проводятся замеры глубины регистрирующим манометром, с монтированным в него термометром, замеры дебитов флюидов, забойного давления, снятие кривых восстановления давления каждого объекта при всех режимах. При каждом режиме исследования определяются механические примеси, регистрируются буферное и затрубное давление, строятся кривые восстановления давления. Отбираются поверхностные и глубинные пробы пластовых флюидов глубинными пробоотборниками через лубрикатор в лифтовые трубы при герметизированном устье скважины на различные физико-химические анализы.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование способа бурения

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения - режимы бурения, гидравлическую программу промывки скважин, бурильный инструмент, тип буровой установки и, как следствие, - технологию крепления скважин.

Безусловно, окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную технико-экономическую проблему, во многом определяемую коньюктурными региональными условиями (парк буровой установки, бурильных труб, забойных двигателей и т.д.).

В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения используют следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

На основании этой информации может быть выбран способ бурения по интервалам бурения и для скважины в целом.

В данном случае, в связи с технической оснащенностью и региональными условиями предлагается роторный способ бурения.

2.2 Проектирование и обоснование конструкции скважины

Конструкция скважины должна выбираться с учетом следующих условий: геологических условий проводки; условия совершенства применяемой техники и технологии строительства скважин; условий предупреждения и быстрейшей ликвидации возможных осложнений и аварий; условием эффективной и длительной эксплуатации скважин и т.д.

Для установления конкретной конструкции скважин строим совмещенный график давления. К проектированию конструкции скважины приступаем после построения графика изменения коэффициента аномальности к_а и индекса давлений поглощения к_п:

(1)

(2)

(3)

(4)

где к_а - коэффициент аномальности; к_п - коэффициент поглощения; Р_п - давление гидроразрыва; с₀ - относительная плотность промывочной жидкости; К_р - коэффициент резерва. Коэффициент резерва обычно принимают: К_р=(1,1ч1,15) от 0 до 1200м; К_р=(1,05ч1,1) от 1200 до 2500м; К_р=(1,04ч1,07) свыше 2500м.

При выполнение расчетов должно быть соблюдено следующее условие:

К_а<с_о<К_п (5)

1. интервал 0-200м, Р_пл=2МПа

2. интервал 200-500м, Р_пл=5,1МПа

3. интервал 500-800м, Р_пл=8,5МПа

4. интервал 800-1250м, Р_пл=11,1МПа

Таблица 1. Расчетные данные совмещенного графика давлений

глубина, м	Рпл, МПа	кп	ка	со, кг/м3
0-200	2	1,5	1,02	1120-1170
200-500	5,1	1,52	1,04	1140-1200
500-800	8,5	1,54	1,08	1180-1250
800-1250	11,1	1,57	1,13	1240-1290

Выбор диаметров обсадных колонн и долот

Решение этого вопроса начинаем с выбора диаметра эксплуатационной колонны.

В нефтяной скважине диаметр ее, исходя из ожидаемых дебитов жидкости (нефть, вода) на различных стадиях эксплуатации, должен обеспечивать спуск эксплуатационной колонны с обеспечением заданных дебитов жидкости и глубины скважины.

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточен для того, чтобы указанное оборудование можно было бы спускать и устанавливать на заданной глубине и при необходимости в период эксплуатации проводить капитальный ремонт, ловильные работы.

Диаметр скважины D_с в которую предполагается спустить эксплуатационную колонну, должен быть несколько больше внешнего диаметра самой колонны:

(6)

где D_м - наибольший внешний диаметр колонны (муфты), мм; - зазор между колонной и скважиной зависит от диаметра колонны, характера пород и другие.

Условно выбираем диаметр эксплуатационной колонны 168мм.

Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну:

По таблице (рекомендуемые зазоры между муфтой обсадной трубы и стенками скважины для труб с диаметром 168мм) находим D_м=188мм.

По отраслевым нормам ОН26-02-126-69 выбираем диаметр долота D_д=215,9мм.

Диаметр кондуктора: .

Диаметр долота под кондуктор: .

Выбираем диаметр долота =295,3мм.

Таблица 2. Проектируемая конструкция скважины

Наименование колонны	Диаметры	Глубина спуска	Высота подъема цемента
	скважины	колонны
направление	393,7	323,9	50	до устья
кондуктор	295,3	245	350
эксплуатационная	215,9	168	1250

2.3 Проектирование конструкции бурильной колонны. Расчет колонны бурильных труб на прочность

Бурильная колонна представляет собой вертикальный пустотелый вал с очень большим отношением длины к диаметру. При бурении, спускоподъемных и других операциях этот вал подвергается статическим и динамическим нагрузкам от растяжения, сжатия, продольного и поперечного изгиба, кручения и внутреннего давления. Для расчета бурильных труб на прочность необходимо определить действующие усилия и напряжения в различных сечениях по длине бурильной колонны и установить, какие напряжения опасны.

При расчете УБТ определяют их диаметр и длину:

(7)

Выбираем d_убт=177,8?178мм (по таблице 5.4 Спутник буровика).

(8)

где Р_д - нагрузка на долото, Р_д=1800кг; q_о- вес 1м УБТ, q_о=145,4м.

Отсюда,

Вес УБТ: т.

Для выбранного размера УБТ определяем критическую нагрузку:

(9)

где Е - модуль упругости; J - полярный момент инерции сечения; q_о - вес 1м УБТ; Р_о - перепад давления на долото; F_о - площадь сечения насадок долота; Р_о и F_о - можно пренебречь, ввиду незначительности.

Р_кр>Р_д, поэтому промежуточные опоры не устанавливаются.

2.3.1 Расчет бурильной колонны на прочность

Расчет труб проводится на статическую прочность и выносливость. Диаметр бурильной колонны выбираем в зависимости от конструкции скважины и условий бурения.

Расчет на выносливость

Определяем постоянные переменные напряжения изгиба по формуле:

а) в теле труб (10)

где, - модуль упругости 2 ? 10⁶ кг/см² = Н/см²; f - момент инерции сечения труб,см⁴; L - длина полуволны; W - осевой момент сопротивления; d - диаметр трубы,см.

(11)

Учитывая, небольшую разность между ллиной труб (11,5м) и длиной полуволны L, принимаем 12м. определяем стрелку прогиба:

(12)

Тогда, постоянные и переменные напряжения:

б) - в резьбовых соединениях:

(13)

где, W - осевой момент сопртивления в высаженном конце трубы по сварному шву, см³. по таблице W = 133 см³, J = 68,3 см², f = 4,4 см.

Определяем коэффициент запаса прочности на выносливость:

(14)

где, ш = 0,028, n_в = 9,78 > 1,9, трубы заменять не обязательно, так как усталостного слома не ожидается.

Определяем допустимую глубину спуска колонны составленную из труб с одинаковой толщиной стенки и группы прочности:

(15)

где Q_р - допустимая расчетная нагрузка для труб нижней секции; q - вес 1м труб; с_б.р, с_м - плотность бурового раствора и материала труб.

Общая длина труб с учетом УБТ: L=740+150=890м.

При глубине 1250м, следовательно, длина 2-ой секции ТБВК, l₂=1250-890=360м.

2.3.2 Расчет бурильной колонны на статическую прочность

Определяем длину УБТ:

где Р_д - осевая нагрузка на долото, кг.

Отсюда, l=(1,20ч1,25)·18000/145,4=150м.

Проверяем на статическую прочность верхнюю часть бурильной колонны. Для этого определяем максимальное нормальное напряжение, возникающее в бурильных трубах у устья скважины. Это напряжение равно , так как у устья скважин вследствие выпрямляющего действия собственного веса колонны бурильных труб изгиб будет отсутствовать.

(16)

где L - длина бурильной колонны (1250м)

Определяем касательное напряжения кручение, возникающее по всей длине колонны труб, для этого используем формулу:

 (17)

где , N - мощность, передаваемая ротору для вращения труб, N=90кВт, n - частота вращения ротора, n=180 об/мин.

(18)

где - наружный и внутренний диаметры бурильных труб.

По формуле (18) получим, .

Тогда, .

Найдем приведенные напряжения, возникающие в верхней части колонны бурильных труб:

(19)

Из формулы (19), получим: .

Вычислим коэффициент безопасности для нормальной работы бурильных труб.

Из (таблицы 24, Ю.В. Вадецкий) для труб из стали группы прочности D, имеем у_т=380МПа.

 что достаточно, при этом (к=1,5)

Нижнюю часть бурильной колонны рассчитать на статическую прочность не обязательно, так как в ней установлены УБТ.

Таблица 3. Конструкция бурильной колонны

Тип	Наружный диаметр, мм	Марка стали	Толщина стенки, мм	Длина секции, м
Импорт	101,6	Е	8,38	6
Импорт	101,6	Е	8,38	189
Импорт	101,6	Е	8,38	1165

2.4 Промывка скважины

2.4.1 Выбор вида промывочной жидкости и установление ее параметров по интервалам глубин

Промывочные жидкости выполняют множество функции и оказывают значительное влияние на процесс бурение нефтяных и газовых скважин.

Тип промывочной жидкости зависит от физико-химических свойств пород, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

Промывочная жидкость приготавливается из местной глины на соленой воде. Расчет потребного количества промывочной жидкости и глины ведется по таблице 4А и 58/III - раздела СУСН, в соответствие с принятой конструкцией скважины и расчетным удельным весом глинистого раствора обрабатываемого КССБ, КМЦ, содой каустической и кальцинированной, нефтью.

Интервал 0-50м. Сложен песками, песчаником, глинами. В этом интервале возможны обвалы стенок и частичные поглощения, сужение ствола скважины. Технические воды нужно выбирать с таким расчетом, чтобы предотвратить обвалы стенок скважины, которые имеют место в интервале 0-50м.

Примем техническую воду по следующим параметрам:

с=1,08ч1,09 г/см³; Т=16сек.

Интервал 50-350м. Сложены песками, глинами, песчаниками, алевролитами. В этом интервале возможны поглощения бурового раствора.

Примем гидрофобно-эмульсионный раствор со следующими параметрами:

с=0,90ч0,98 г/см³; В=1ч2см³/30мин; К=0,3мм, Т=80ч100сек, СНС₁=25мгс/см², СНС₁₀=40мгс/см².

Интервал 350-1250м. Сложены песками, глинами, песчаниками, алевролитами, мергелями, известняками. В этом интервале возможны нефтегазоводопроявления.

Примем полимерный раствор со следующими параметрами:

с=1,18ч1,20 г/см³; В=5см³/30мин; К=0,5ч1,0мм, Т=30ч40сек, СНС₁=20мгс/см², СНС₁₀=38мгс/см², рН=8-9.

2.4.2 Определение расхода всех видов промывочной жидкости, воды, химических реагентов, утяжелители и других материалов

Расчет расхода промывочной жидкости и материалов на приготовление и обработку ее производится по местным нормам расхода в кг/м³.

Количество жидкости с учетом запаса, требуемое для проводки скважины определяется по формуле:

V_б.р= V_п.е+ V_ж+ V_бур.+аV_скв (20)

где V_п.е - объем приемных емкостей бурового раствора, (10-40м³);

V_ж - объем желобной системы, (4-7м³);

а - числовой коэффициент, учитывающий запас бурового раствора, а=1,5;

V_бур.- объем бурового раствора необходимой для механического бурения,

V_бур.=n·L,

где n- норма расхода бурового раствора на 1м проходки;