Основой успешного функционирования любого современного государства является наличие в нѐм развитой энергетической системы (ЭС), способной удовлетворить потребности в энергии его производственный комплекс и население. Однако деятельность ЭС невозможна без наличия ресурсов, необходимых для выработки энергии. Источников получения энергии существует достаточно много, но в настоящее время основное значение среди них имеет углеводородное сырьѐ – нефть и газ. С учѐтом растущего дефицита на указанные ресурсы, перед работниками нефтегазового комплекса встаѐт сложная задача по разработке наиболее оптимальных способов организации добычи нефтегазового сырья за счѐт введения в эксплуатацию новых месторождений, с сопровождением неотъемлемой частью энергетической системы – бурением глубоких и сверх глубоких скважин на стратегически важных месторождениях РФ.
Нефть и газ – это наиболее дешевое топливо. Из года в год растут потребности страны в моторном, реактивном, дизельном топливе, в смазочных материалах для всевозможных машин и механизмов и в других многочисленных нефтепродуктах. Кроме того, нефть и газ являются сырьѐм для получения многих ценных химических продуктов, в том числе синтетического каучука, спиртов, эфиров, технических жиров, синтетических тканей и т. д. Поэтому вполне естественно, что в Российской федерации уделяли и уделяют огромное внимание развитию нефтяной и газовой промышленности.
Высокие темпы роста добычи нефти невозможны без значительного прироста разведанных запасов, без вовлечения в промышленную разработку большого числа новых месторождений, без расширения объѐма буровых работ, без применения новых систем разработки и, конечно, без соответствующего технического оснащения нефтедобывающей промышленности.
Повышение дебитов эксплуатационных скважин и нефтегазоотдачи продуктивных пластов является важнейшей задачей обеспечения рентабельной добычи углеводородного сырья и вовлечения в эксплуатацию месторождений с трудно извлекаемыми запасами нефти и газа.
Разработка новых месторождений становится всѐ более сложной задачей, в следствии сложных горно – геологических условий, аномальных пластовых давлений, отдаленности от крупных населѐнных пунктов. Примером таких месторождений является Чаяндинское НГКМ.
На различных этапах развития нефтяной и газовой промышленности нашей страны в решении научно – технических вопросов бурения, заканчивания и ремонта скважин, было задействовано большое количество российских учѐных и специалистов. Однако, ряд актуальных проблем остаются нерешѐнными в настоящее время.
Развитие и размещение газовой промышленности РФ
... География месторождений газовой промышленности России Добыча ... промышленности России; изучить географию газовой промышленности России; рассмотретьисторию развития самой молодой отрасли топливно-энергетического комплекса Росси; проанализировать роль газовой промышленности в экономике РФ; определить перспективы дальнейшего развития газовой промышленности. Структуру изложения данной курсовой работы ...
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено на юге Сибирской платформы в пределах Непского свода. Согласно нефтегеологическому районированию данная территория относится к Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) – богатейшей по разведанным запасам УВ и прогнозным ресурсам частью Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП).
В пределах Непско-Ботуобинской НГО в настоящее время разведано 13 месторождений нефти и газа, среди которых три крупных и одно уникальное. Главные нефтегазоносные объекты НГО – базальные отложения рифей-венд-нижнекембрийского терригеннокарбонатного комплекса.
Перспективные и прогнозные ресурсы газа Якутии оцениваются в 10,4 трлн. м3. В настоящее время суммарные извлекаемые запасы месторождения по категориям С1+С2 составляют 1,36 трлн. м3 газа и 89,1 млн. т нефти и конденсата. Запасы гелия по категории АВС1+С2 составляют 1400 млн. м3. При полном развитии на месторождении будет добываться до 25 млрд. м3 газа и не менее 1,5 млн. т нефти в год. Начало добычи газа запланировано на конец 2018 года.
Чаяндинское месторождение является базовым для создания и развития Якутского центра газодобычи. Также планируется в качестве источника заполнения строящегося магистрального газопровода «Сила Сибири». Месторождение открыто в 1989 году. В настоящее время продолжается разведочное бурение, а также началось бурение эксплуатационных скважин для опытно-промышленной разработки (ОПР) нефтяной оторочки. В рамках данного этапа будут уточнены геолого-физические, добычные и другие характеристики продуктивной залежи, оценена эффективность выбранных технических решений. В целом на этапе ОПР нефтяной оторочки предполагается построить 11 эксплуатационных скважин. В дальнейшем «Газпром» приступит к строительству эксплуатационных скважин для разработки газовых залежей Чаяндинского НГКМ.
Рисунок 1.1 – Расположение Чаяндинского НГКМ
Чаяндинский лицензионный участок расположен на территории Мирнинского и Ленского административных районов Республики Саха (Якутия) в 150 км западнее г. Ленска и в 180 км юго-западнее г. Мирный (рисунок 1.1).
Основная транспортная магистраль: круглогодичная автодорога ЛенскМирный, протяженностью 205 — 240 км. Ближайший речной порт: Ленск. Подъезды к площадкам строительства осуществляются по автозимникам.
Ближайшая железнодорожная станция: Лена ВСЖД, в 950 км вверх по р. Лена до порта Осетрово.
Климат Ленского района резко континентальный. Особенностью резко континентального климата являются холодная зима, относительно жаркое лето, малое количество осадков и значительные годовые амплитуды температуры воздуха.
Арктические воздушные массы свободно проникают с Северного Ледовитого океана на протяжении всего года, усиливая низкие температуры в холодное время года и вызывая похолодание в летний период. Зима продолжительная, холодная и малоснежная, а лето короткое, на большей части территории засушливое с относительно высокими температурами.
Согласно строительно — климатическому районированию, рассматриваемая территория относится к климатическому району I: «наиболее суровые условия для строительства».
Анализ, контроль и регулирование процесса разработки нефтяных ...
... нефти и газа Кафедра «Геология нефти и газа» 1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2013 1 Геологическая часть 1.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения Месторождение ... антициклонических погодных условий, сухих ветров и резких перепадов температуры воздуха. Среднегодовая температура – плюс 10.1 оС. ... схема района работ Северное побережье Каспийского моря включает в себя территорию Астраханской области в ...
На территории Ленского района наиболее низкие температуры наблюдаются в январе. Среднемесячная температура воздуха в январе составляет -32°С. Минимальные температуры в районе могут опускаться до 57°С — 61°С. Самый теплый месяц – июль. Средняя температура июля +22°С, наивысшие температуры могут достигать +36°С — +38°С.
Континентальность климата выражена большими годовыми амплитудами температур, достигающих рекордных значений
Согласно материалов инженерных экологических изысканий на всей территории Ленского района распространены многолетнемерзлые толщи горных пород. Криолитозона прерывистая и островная, вдоль рек Лена и Нюя имеют место водоносные талики. Значительная прерывистость криолитозоны дает возможность маневра, позволяет размещать объекты хозяйственного освоения на участках без мерзлых толщ.
В зимнй сезон для территории характерен антициклонный режим, что говорит о небольших скоростях ветра. Наименьшие скорости отмечаются в январе и феврале, наибольшие приходятся на зимние месяцы, а умеренных скоростей — на летние. Зимой преобладают ветра западного и юго-западного направления, летом – северные. Зимний ветровой режим сохраняется с сентября по март, летнее распределение направлений ветра продолжается с мая по август. В переходные сезоны, к которым относятся сентябрь и апрель, зимнее распределение направлений ветра сочетается с летним.
Данные о районе работ, характеристика подъездных дорог, конкретные расстояния приводятся в таблице 1.1
Таблица 1.1 – Общие сведения
Наименование Единицы Значение величины, название
измерения объектов Наименование площади Чаяндинское нефтегазоконденсатное (месторождения) месторождение (НГКМ) Расположение площади Республика Саха, Ленский,
Мирнинский районы
о Температура воздуха среднегодовая С — 2.6
о Температура максимальная летняя С + 38
о Температура минимальная зимняя С — 61 Среднегодовое количество осадков мм 630 Интервал залегания ММП м 0-180 Продолжительность отопительного мес 267 периода Преобладающее направление ветра ЮЗ (зимой), С (летом)
Наибольшая скорость ветра м/с 15 Толщина снежного покрова м 0,6 — 0,9 Мощность сезоннооттаивающего м Более 2 слоя Характеристика дорог Зимник Источник водоснабжения: технического Водозаборная скважина питьевого Бутилированная, привозная вода Источник электроснабжения ДЭС
Окончание таблицы 1.1
Наименование Единицы Значение величины, название
измерения объектов Источник теплоснабжения Котельная установка ТКУ-0,7М с
котлами Е 1,0-0,9М – 2 шт.
Средства связи Спутниковый телефон Источник строительных материалов П. Витим
Транспортные маршруты
- г. Ленск км 429
- г. Мирный 489
- г. Усть-Кут 837
Местонахождение баз: г. Ленск
- база снабжения — база бурового подрядчика
- геофизическая база
Условия перевозки вахт Вертолет
Обзорная карта района работ представлена в приложении А.
2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА
В тектоническом отношении месторождение находится в северовосточной части Непско-Пеледуйского свода, осложняющего НепскоБотуобинскую антеклизу, в зоне его сочленения с Мирниским выступом и Нюйско-Джербинской впадиной Предпатомского прогиба (рисунок 2.1).
Глинистые горные породы
... в составе глинистых пород выделяют собственно глины и аргиллиты. Характерной особенностью глин является их способность размокать в ... В засолоненных лагунах и озерах аридных областей формируются гидрослюдистые, монтмориллонитовые, а также палыгорскит-сепиолитовые глины, ассоциирующие с доломитами, гипсами и соляными породами. Озерные глины отличаются хорошо развитой параллельной слоистостью. Глины ...
В соответствии с принятой схемой нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы – относится к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, Ботуобинскому нефтегазоносному району.
Рисунок 2.1 — Тектоническая карта южной части Лено-Тунгусской
нефтегазоносной провинции
В пределах Непско-Ботуобинской НГО в настоящее время разведано 13 месторождений нефти и газа, среди которых три крупных и одно уникальное. Главные нефтегазоносные объекты НГО – базальные отложения рифей-венднижнекембрийского терригенно-карбонатного комплекса.
В пределах Чаяндинского НГКМ промышленные скопления углеводородов выявлены в трех горизонтах – ботуобинском, хамакинском и талахском. Основные газовые залежи находятся в ботуобинском и хамакинском продуктивных горизонтах венда. Ботуобинский горизонт соответствует нижней подсвите бюкской свиты; хамакинский горизонт – верхней подсвите паршинской свиты. Горизонты сложены линзовидными телами преимущественно средне- и мелкозернистых хорошо сортированных песчаников с кварцевым и сульфатно-карбонатным цементом. Мощность тел достигает 20 м.
Еще одна крупная залежь сосредоточена в породах талахского продуктивного горизонта, соответствующего талахской свите венда. Однако она распространена локально, только в центральных частях месторождения. Коллектор терригенный. Все залежи пластовые, литологически и тектонически экранированные. Глубина залегания залежи – 1450 – 1850 м. Разрывные нарушения делят месторождение на два блока – северный и южный.
На ограниченной площади месторождения продуктивны также песчаники хоронохской свиты (вилючанский продуктивный горизонт), составляющие единый резервуар с отложениями талахского горизонта. Основные залежи в разной степени разведаны, а запасы углеводородов учтены в государственном балансе.
Газ метановый (86%), низкоуглекислый, азотный (до 8%) и низкоконденсатный. Газовая залежь содержит нефтяные оторочки. Нефть тяжелая, смолистая, сернистая, парафиновая. Газы содержат значительную примесь гелия.
В условиях преимущественно моноклинального залегания продуктивных отложений структурообразующими являются многочисленные разрывные нарушения. В строении всех выявленных на месторождении залежей определяющую роль имеет литологический фактор: коллекторы продуктивных горизонтов выклиниваются и замещаются. Это относится как к терригенным коллекторам, так и к карбонатным.
Проектная глубина типовой вертикальной разведочной скважины составляет 1900 м, однако фактические глубины скважин уточняются в процессе бурения и отличаются от проектных.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приведена в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Элементы
залегания
Мощность, м Стратиграфическое Глубина (падения)
Стандартное описание горной породы:
подразделение залегания, м пластов
полное название, характерные признаки,
по подошве,
(структура, текстура, минеральный состав и т. д.)
град.
от до название индекс угол азимут
Буримость горных пород
... но к течению способны породы и в твердом состоянии, например лед. 2.2.Буримость и классификация горных пород по буримости Буримостью называется сопротивление горной породы проникновению в нее породоразрушающего ... относятся различные песчаники. Рыхлые породы (сыпучие) представляют собой механическую смесь частиц минералов или пород, не связанных между собой. Плывучие породы обладают способностью ...
(кровля) (подошва) Бюкская свита Доломиты, массивные, прослоями ангидритизированные, местами
Vbk2 1470 1560 90 <3 45 Верхняя подсвита трещиноватые, с прослоями доломитовых мергелей, соли
Песчаники кварцевые, реже полевошпатово-кварцевые, Нижняя подсвита Vbk1 1560 1565 5 <3 30
разнозернистые, с прослоями глинистых пород
В кровельной части тонкое переслаивание аргиллитов и
алевролитов, переходящих в глинистые тонкозернистые песчаники Паршинская свита 10 с прослоями глинистых доломитов. Ниже – песчаники
Vpr2 1565 1670 <3 0-90 Верхняя подсвита 5 разнозернистые, местами уплотненные, чередующиеся с пластами
аргиллитов и алевролитов. По составу песчаники кварцевые и
полимиктовые, в различной степени глинистые Нижняя подсвита Vpr1 1670 1760 90 <3 30-45 Аргиллиты с прослоями алевролитов и глинистых песчаников
Песчаники кварцевые, кварц-полевошпатовые и полимиктовые с
прослоями алевролитов, аргиллитов и гравелитов. Гравелиты Талахская свита Vtlh 1760 1835 75 <3 30-45
кварц-полевошпатовые, рыхлые, на глинистом цементе,
преобладают в нижней части свиты Талаканская свита
Vtlk2 1835 1870 35 <3 45 Аргиллиты с прослоями алевролитов, песчаников. Верхняя подсвита Нижний
Граниты, диориты, амфиболиты, плагиогнейсы, хлоритпротерозой PR1 1870 1900 30 <3 45
биотитовые сланцы (фундамент)
Вопросы эффективного разрушения горных пород всегда определяли скорость строительства нефтяных и газовых скважин. Физико-механические свойства горных пород, составляющих горный массив, оказывают значительное влияние на выбор конструкции скважин, породоразрушающего инструмента, способа вскрытия продуктивных пластов, а также на выбор типа и свойств буровых и тампонажных растворов. Основные физикомеханические свойства горных пород представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Индекс Интервал, Краткое Плотность, Пори- Про- Глинис- Карбо- Кате- Коэф- Категория Категория страти- м название кг/м3 стость, ница- тость, натность, гория фициент абразив- породы по графи- от до горной породы % емость, % % твер- пластич- ности промысловой ческого (верх) (низ) мкм2 дости ности классификац подраз- ии деления
Мергели 2300-2500 25-50 50-75 III 3-4 I С Є2br 0 135 Аргиллиты 2500 <5 <1 100 0 IV 2-3 I С
Доломиты 2400-2700 <3 75-85 VI 3-4 II Т
Доломиты 2400-2700 <5 75-95 VI 3-4 II С Є2mt 135 180 Аргиллиты 2500 <5 <1 100 0 IV 2-3 I Т
Мергели 2300-2500 25-50 50-75 III 3-4 I Т
Известняки 2400-2600 90-100 V 3-4 I Т Є1-2ič 180 240 <5 <1 <5
Доломиты 2400-2700 75-95 VI 3-4 II Т Продолжение таблицы 2.2 Индекс Интервал, Краткое Плотность, Пори- Про- Глинис- Карбо- Кате- Коэф- Категория Категория страти- м название кг/м3 стость, ница- тость, натность, гория фициент абразив- породы по графи- от до горной породы % емость, % % твер- пластич- ности промысловой ческого (верх) (низ) мкм2 дости ности классификац подраз- ии деления
Доломиты 2400-2700 <5 75-95 VI 3-4 II Т Є1čr 240 380 <1 <0,01
Известняки 2400-2600 <5 90-100 V 3-4 I Т
Известняки 2400-2600 <5 90-100 V 3-4 I Т Є1ol 380 485 Соли 2200 <5 <1 0 0 I 6 I М
Доломиты 2400-2700 <5 75-95 VI 3-4 II Т
Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной ...
... тонкими прослоями серых алевролитов. В средней части свиты породы опесчанены. В верхней части свиты аргиллиты темно-серые битуминозные. По литологическому составу свита расчленяется на две подсвиты - нижняя ... часть, .1 Анализ современного состояния техники и технологии буровых работ на предприятии Строительство буровой скважины можно разделить на два этапа: первый - подготовка наземного оборудования ...
Доломиты 2400-2700 <5 75-95 VII 3-4 II К Є1tb 485 790 Известняки 2400-2600 <5 <1 <5 90-100 V 3-4 I Т
Аргиллиты 2500 100 0 IV 2-3 I С
Доломиты 2400-2700 <5 75-95 VII 3-4 II К Є1el 790 850 Известняки 2400-2600 <5 <1 <5 90-100 V 3-4 I Т
Аргиллиты 2500 100 0 IV 2-3 I С
Доломиты 2400-2700 <5 75-95 VII 3-4 II К Є1nl 850 910 <5 <1
Соли 2200 0 0 I 6 I М
Соли 2200 0 0 I 6 I М Є1jur 910 1165 Доломиты 2400-2700 <1 <0,01 <5 75-95 VII 3-4 II К
Аргиллиты 2500 100 0 IV 2-3 I С
Доломиты 2400-2700 <5 75-95 VII 3-4 II К Є1bl 1165 1235 Известняки 2400-2600 <5 <1 <5 90-100 V 3-4 I Т
Аргиллиты 2500 100 0 IV 2-3 I С Продолжение таблицы 2.2 Индекс Интервал, Краткое Плотность, Пори- Про- Глинис- Карбо- Кате- Коэф- Категория Категория страти- м название кг/м3 стость, ница- тость, натность, гория фициент абразив- породы по графи- от до горной породы % емость, % % твер- пластич- ности промысловой ческого (верх) (низ) мкм2 дости ности классификац подраз- ии деления
Доломиты 2400-2700 <5 75-95 VII 3-4 II К (V-Є) Известняки 2400-2600 <5 90-100 V 3-4 I Т
1235 1290 <5 <1 jurh Мергели 2300-2500 25-50 50-75 III 3-4 I С
Аргиллиты 2500 100 0 IV 2-3 I С
Доломиты 2400-2700 <5 75-95 VII 3-4 II К
Известняки 2400-2600 <5 90-100 V 3-4 I Т Vkd 1290 1390 <1 <0,01
Мергели 2300-2500 25-50 50-75 III 3-4 I С
Аргиллиты 2500 100 0 IV 2-3 I С
Доломиты 2400-2700 <5 75-95 VII 3-4 II К Vusp 1390 1470 Аргиллиты 2500 <1 <0,01 100 0 IV 2-3 I С
Мергели 2300-2500 25-50 50-75 III 3-4 I С
Доломиты 2400-2700 <5 75-95 VII 3-4 II К
Соли 2200 0 0 I 6 I М Vbk2 1470 1560 <1 <0,01
Мергели 2300-2500 25-50 50-75 III 3-4 I С
Аргиллиты 2500 100 0 IV 2-3 I С
Vbk1 1560 1565 Песчаники 2500-2600 15 2000 <5 <3 VI 2-3 IV Т Окончание таблицы 2.2 Индекс Интервал, Краткое Плотность, Пори- Про- Глинис- Карбо- Кате- Коэф- Категория Категория страти- м название кг/м3 стость, ница- тость, натность, гория фициент абразив- породы по графи- от до горной породы % емость, % % твер- пластич- ности промысловой ческого (верх) (низ) мкм2 дости ности классификац подраз- ии деления
Песчаники 2500-2600 <5 VI 2-3 V Т Vpr 1565 1760 Аргиллиты 2500 9 800 100 <3 IV 2-3 I С
Алевролиты 2300-2500 <5 V 1-2 II Т
Песчаники 2500-2600 <5 VI 2-3 V Т Vtlh 1760 1835 Алевролиты 2300-2500 9 300 <5 <3 V 1-2 II Т
Аргиллиты 2500 100 IV 2-3 I С
Аргиллиты 2500 100 IV 2-3 I С Vtlk2 1835 1870 Алевролиты 2300-2500 <5 <1 <5 <3 V 1-2 II Т
Песчаники 2500-2600 <5 VI 2-3 V Т
PR1 1870 1900 Граниты 2600 <1 <0,01 <5 <3 X 1 V ОК
В верхней части геологического разреза залегает толща многолетнемерзлых пород, мощность этой толщи достигает 180 м. При строительстве скважин в данном интервале происходили геологические осложнения, связанные с поглощениями промывочной жидкости, затяжки БК, осыпи и обвалы горных пород в ствол скважины. Так на скважине №321-58 направление изначально было спущено на глубину 40 м, однако при дальнейшем углублении скважины под кондуктор на глубине 42 м начались поглощения промывочной жидкости и затяжки БК. При невозможности проведения дальнейших работ в нормальном режиме, было принято решение по извлечению направления и спуску его до глубины 83 м. После проведения данных работ бурение под кондуктор продолжили по плану. Геокринологические данные разреза представлены в таблице 2.3. Таблица 2.3 – Геокриологические данные разреза
Осложнения в бурении скважин
... и осложнения требуют для их ликвидации больших затрат времени и средств, поэтому буровой персонал должен знать причины возникновения и основные мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий и осложнений при бурении скважин ... из строя оборудование и инструмент; иногда аварии приводят к потере скважины. Осложнением при бурении называют такую ненормальную ситуацию в скважине, при которой дальнейшая ...
Распре- Интервалы залегания, м Засоленность Температура Интервал, Глубина Температур Давление
Глубина деление Льдист консолидиров почвы фазового м залегания а пород криопегов разрыва
нулевой темпера- ость, анных глин в зоне ММП, перехода
нейтрально нейтрально пород, от до изотермы, м туры, % % воды в лед,
го слоя, м го слоя, 0С 0 от до от до МПа 0 (верх) (низ) С С
0 70 -3,0—1,0 40 60 120 — 1,5 -1,8 180 1,1 – 1,4 0,01-0,05 -3 70 180 -1,0-0 5 — — — 180
Чаяндинское НГКМ, также, как и другие месторождения Восточной Сибири, имеет сложное геологическое строение и особые термобарические пластовые условия. Газ месторождения имеет сложный компонентный состав, в том числе содержит значительные объемы гелия. Данные по газонефтеносности приведены в таблице 2.4.
Продуктивные пласты имеют аномально низкие пластовые давления и от качества вскрытия, во многом, будет зависеть продуктивность скважин. Основные характеристики вскрываемых продуктивных пластов приведены в таблице 2.5.
Проявления пластовой воды оказывают значительное влияние на процесс строительства и крепления скважин, изменяются свойства промывочной и тампонажной жидкостей, усиливается коррозия инструмента. Данные по водоносности приведены в таблице 2.6. Таблица 2.4 – Газонефтеносность
Интервал, м Плотность Относител Содержание Темпер Инде Проница Содержание
газоконденс ьная Средний дебит, атура кс от Тип емость, серовод газового
до ата на устье плотность 2 серы, СО2, тыс. м3/сут в пласт (верх) флюида мкм орода, конденсата,
(низ) скважины, газа по % % (т/сут) пласте, а % г/м3
кг/м3 воздуху 0
С
газ, Vbk1 1560 1565 680 0,635 2 — отс. 0,19 50-150 9 16,21
конденсат
газ, Vpr2 1655 1670 683 0,639 0,8 — отс. 0,34 100-500 10 15,62
конденсат
газ, Vtlh 1760 1835 682 0,648 0,3 — отс. 0,43 100-250 11 15,56
конденсат
Таблица 2.5 – Характеристика вскрываемых пластов
Интервал Коэффи Толщина
Порист Проница Коэффициент Пластовое Индекс залегания, м Тип Тип циент глинистого
ость, емость, газонасыщенн давление, пласта от до коллектора флюида аномаль раздела
% мкм2 ости МПа
(верх) (низ) ности флюид-вода, м
Vbk1
порово- газ, Ботуобинский 1560 1565 15 2 0,85 13,43 0,85 отсутствует
трещинный конденсат горизонт
Vpr2 Хамакинский порово- газ,
1655 1670 9 0.8 0,75 12,95 0,8 отсутствует продуктивный трещинный конденсат горизонт
Vtlh Талахский порово- газ,
1760 1835 9 0.3 0,56 13,29 0,75 отсутствует продуктивный трещинный конденсат горизонт Таблица 2.6 – Водоносность
Поглощение бурового раствора
... скважиной породах и (или) недостаточной устойчивостью (сопротивляемостью) пород давлению столба жидкости в скважине, в результате чего возникает гидроразрыв пород и в щели проникает жидкость. Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на ...
Интервал, м Химический состав, мг-экв/л
Анионы Катионы Минера
Индекс
Тип Плотност Дебит, лизация cтратиграфического от до
коллектора ь, кг/м3 м3/сут. общая, подразделения (верх) (низ) CL- SO- 4 HCO- 3 Na+ K+ M g++ Ca++
г/л
Є1-2
кавернозноНижнесреднекембрийс 0 370 1,1-1,2 10-20 77-84 54-81 0,9-2,8 97-102 22-24 16-31 8,5-10
трещинный кий надсолевой ВК
Є1
кавернозно- 183- 158 Нижнекембрийский 380 850 1,1-1,2 0,5-55 31-72 1,0-2,6 37-592 45-1801 40-110
трещинный 4935 1571 межсолевой ВК
V-Є1
кавернозно- 6528- 0.01- 1104- 806- 4122 Венд- 1165 1290 1,27-1,28 1,5-10 51-64 350-440
трещинный 7899 0.56 1604 1365 4945 нижнекембрийский ВК
V
порово- 6667- 1396- 750- 4551 Вендский 1560 1900 1,27-1,3 4-10 4,14-72 0,02-4,1 400-450
трещинный 7352 1563 1250 4915 терригенный ВК
Мировой опыт показывает, что практически все скважины в той или иной степени осложнены технологической несовместимостью отдельных интервалов бурения. При строительстве скважин, в данном районе, возникали различные осложнения, в основном связанные с частичными или полными поглощениями промывочной жидкости, неустойчивостью стенок скважины и ГНВП. Большинство из них удалось ликвидировать стандартными методами и продолжить строительство скважин до проектной глубины, однако имеются случаи потери объектов, из-за невозможности ликвидации осложнений. В таблице 2.7 обобщены характеристики и условия возникновения осложнений на основе опыта строительства предыдущих скважин. Таблица 2.7 – Возможные осложнения при проведении технологических операций Индекс Интервал, м стратиграфическ Вид, характеристика Условия возникновения Осложнения при
от до ого осложнения осложнений бурении скважин-аналогов
(верх) (низ) подраздел ения
Размывы устья Растепление мерзлых
Осложнения возникают при бурении без спуска направления Є2br 0 135 Обвалы ствола неустойчивых пород,
на некачественных глинистых растворах
скважины набухание глин и мергелей
Интенсивная
Поглощение
трещиноватость и Скв. № 803-Талаканская – поглощение ПЖ с гл. 149 м
промывочной жидкости,
закарстованность интенсивностью до 50 м3/ч.
провалы инструмента
карбонатных пород Скв. № 808-Талаканская – при забое 113 м провал
При бурении возможных инструмента
0,2-0,3 м, поглощение ПЖ интенсивностью 35 пластов гипсов в 40 м /ч, с глубины 130 м полная потеря циркуляции.
Прихваты бурового метегерской свите, а также Поглощение ПЖ с гл. 260 м интенсивностью 5-8 м3/ч, с
инструмента при образовании шламовых гл.400м -20 м /ч.
корок в коллекторах Скв. № 843-Н.-Хамакинская – поглощение ПЖ при забое 14
ичерской и чарской свит м интенсивностью 10 м /ч. С гл. 38 м до 88 м провалы Є2mt – инструмента, поглощения ПЖ без выхода циркуляции.
135 380 Є1čr Скв. № 129-2-Хамакинская – поглощение ПЖ при забое 10 м
интенсивностью 1,5-2,5 м3/ч. С гл. 38м поглощение ПЖ
интенсивностью 1,5-2,5 м3/ч. С гл. 120 м на гл. 705 м
поглощение ПЖ интенсивностью 3-5 м3/ч.
Кавернообразование в Бурение на Скв. №№ 845, 213-05–Н.-Хамакинские, 228-1-В. интервалах каменных недонасыщенной NaCl Сюльдюкарской, 229-1-Н.-Чаяндинская – поглощения ПЖ
солей промывочной жидкости интенсивностью 15-10 м3/ч.
Скв. № 321-59 – полное поглощение ПЖ на гл. до 400 м.
Исследование нагнетательных скважин на месторождении
... получения достоверной информации по этой категории скважин. В данной курсовой работе изложены задачи исследования нагнетательных скважин, методика проведения исследовательских работ, рекомендации по ... водоносный комплекс пачкой плотных битоминозных аргиллитов георгиевской, баженовской и мегионской свит толщиной 40-50 метров. Четвертый водоносный комплекс охватывает отложения мегионской, ...
Скв. № 321-71 – полное поглощение ПЖ в инт. 104-359м.
Скв. № 321-74 – частичное поглощения ПЖ до 34 м3/ч Продолжение таблицы 2.7 Индекс Интервал, м стратиграфическ Вид, характеристика Условия возникновения Осложнения при
от до ого осложнения осложнений бурении скважин-аналогов
(верх) (низ) подраздел ения
Поглощение Скв.№ 180-06-Озерная – с гл. 605м (олекминская свита)
промывочной жидкости Зоны трещиноватости поглощение ПЖ 2,5 м3/ч, с гл. 670 м поглощение ПЖ
Обвалы стенок различной интенсивоности, интенсив. 6 м3/час.
380 910 скважины и прихват спорадически Скв.№ 321-09-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 610 м (до
Образование каверн в встречающиеся на разных 638 м) (олекминская свита) до 40 м /ч.
интервалах аргиллитов стратиграфических уровнях Скв.№3 21-14-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 669 м
и гравелитов (олекминская свит) 5-7 м3/ч.
Скв.№ 321-16-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 566 м
(олекминская свита) 5-25 м3/ч.
Скв.№321-19-Чаяндинская – поглощение ПЖ 2 м3/ч с гл. 1005
м (толбачанская свита).
Скв.№ 321-23-Чаяндинская – поглощение ПЖ в инт. 920-1225
м (толбачанская свита) интенсивностью до 60 м3/ч. Є1ol-nl
Скв.№ 229-1-Н.-Чаяндинская – поглощение ПЖ в инт. 615-860
м (толбачанская свита) 2-3 м3/ч.
Скв.№ 321-18-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 1200 м
(эльгянская свита) 15 м3/ч.
Скв.№ 844 Н.-Хамакинская – обвалы стенок скважины,
прихваты инструмента в инт. 700-800м (толбачанская свита).
Скв.№ 845-Н.-Хамакинская – обвалы стенок скважины,
прихваты инструмента при гл. 660 м (толбачанская свита).
Скв. № 321-66 – частичное поглощение ПЖ в толбачанской
свите, полное и частичные поглощения ПЖ в интервале
нелбинской свиты.
Скв. 321-59 – полное поглощение ПЖ на гл. 611-612 м
(олекминская свита), частичное – 694-696(толбачанская свита) Продолжение таблицы 2.7 Индекс Интервал, м стратиграфическ Вид, характеристика Условия возникновения Осложнения при
от до ого осложнения осложнений бурении скважин-аналогов
(верх) (низ) подразделе ния
Скв. № 321-71 – частичные поглощения ПЖ до 25 м3/ч.
Скв. № 321-74 – полное поглощение ПЖ на гл. 435 м.
Скв. № 321-54 – полное поглощение ПЖ (431,4-580 м).
Возможны
690 910
незначительные ГНВП
Размывы пластов
Бурение на
каменной соли, Скв. № 810-Талаканская – НГВП с гл. 1003 м (юрегинская
недонасыщенной NaCl
образование каверн и свита) при плотности ПЖ 1,18-1,20 г/см3.
промывочной жидкости
уступов Скв. № 360-0-З.-Талаканская – НГВП при забое 1165 м Є1jur 910 1165
Наличие межсолевых (юрегинская свита) при плотности ПЖ 1,18-1,20 г/см3.
Возможны пластов низкопоровых Скв. № 321-66 – поглощения ПЖ до 3-4 м3/ч.
незначительные ГНВП доломитов с АВПД в Скв. № 321-74 – частичные поглощения ПЖ.
нижней части свиты
Скв.№ 129-2-Хамакинская – поглощение ПЖ с гл. 1078 м
Зоны трещиноватости (билирская свита) интенсивностью 0,5-1 м3/ч и
Возможны поглощения различной интенсивности, газопроявление при плотности ПЖ 1,26-1,32 г/см3. Є1bl –
1165 1560 промывочной жидкости спорадически Ликвидировать газопроявление не удалось. Vbk2
и ГНВП встречающиеся на разных Скв. № 321-57 – поглощение ПЖ до 1 м3/ч.
стратиграфических уровнях Скв. № 321-71 – частичные поглощения ПЖ до 26 м3/ч.
Скв. № 321-74 – частичные поглощения ПЖ.
Аномально низкие Скв.№ 803-Талаканская – поглощение ПЖ с гл.1543 м Vbk1- Возможны поглощения пластовые давления в (хамакинский горизонт) до 40 м3/ч, с гл.1664 м (талахский
1560 1950 Vtlk промывочной жидкости терригенных продуктивных горизонт) поглощение до полной потери циркуляции,
горизонтах снизилось до 2-5 м3/ч после перехода на ВИЭР с гл. 1715 м. Окончание таблицы 2.7 Индекс Интервал, м стратиграфическ Вид, характеристика Условия возникновения Осложнения при
от до ого осложнения осложнений бурении скважин-аналогов
(верх) (низ) подразделе ния
Набухание аргиллитов
паршинской свиты и Скв.№ 321-20-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 1860 м
Образование каверн в осыпание гравелитов (ботуобинский горизонт) интенсивностью 2 м3/час, с гл. 1887
интервалах аргиллитов талахского горизонта при м (хамакинский горизонт) поглощение ПЖ до 30 м3/ч,
и гравелитов бурении на промывочной снизилось до 1 м3/ч после закачки ВУС.
жидкости с высокой
водоотдачей
Градиенты давлений и температура по разрезу скважины, по которым рассчитывалось количество колонн, приведены в таблице 2.8. Таблица 2.8– Градиенты давлений и температура по разрезу Стратиграфическое Интервал, Коэф.
Градиенты давлений подразделение м аном.
пласт
гидрор
ового горного, геотерм
индек от до порового, азрыва название давле МПа/м ический,
с МПа/м пород,
ния °C/100 м
МПа/м Бордонская
Є2br 0 135 1,0 0,0241 0,01 0,0176 свита Метегерская
Є2mt 135 180 0,9 0,0245 0,0088 0,0178 свита Ичерская Є1 180 240 0,9 0,0247 0,0088 0,0179 0,4 свита 2ič Чарская свита Є1čr 240 380 0,9 0,0250 0,0088 0,0180 0,4 Олекминская
Є1ol 380 485 1,0 0,0254 0,0098 0,0183 0,6 свита Толбачанская
Є1tb 485 790 1,0 0,0248 0,0098 0,0179 0,6 свита Эльгянская
Є1el 790 850 1,0 0,0250 0,0098 0,0181 0,6 свита Нелбинская
Є1nl 850 910 1,0 0,0250 0,0098 0,0181 0,6 свита Юрегинская
Є1jur 910 1165 1,0 0,0263 0,0098 0,0188 0,6 свита Билирская свита
Є1bl2 1165 1215 1,0 0,0264 0,0098 0,0188 0,6 Верхняя подсвита Нижняя
Є1bl1 1215 1235 1,0 0,0264 0,0098 0,0188 0,64 подсвита Кембрий-венд
V-Є Юряхская 1235 1290 1,0 0,0264 0,0098 0,0189 0,64
jurh свита
Венд Кудулахская Vkd 1290 1390 1,0 0,0266 0,0098 0,0189 0,64 свита Успунская
Vusp 1390 1470 1,0 0,0266 0,0098 0,0190 0,64 свита Бюкская свита
Vbk2 1470 1560 0,85 0,0335 0,0083 0,0226 0,64 Верхняя подсвита Нижняя
Vbk1 1560 1565 0,85 0,0335 0,0083 0,0226 0,64 подсвита Окончание таблицы 2.8 Стратиграфическое Интервал, Коэф.
Градиенты давлений подразделение м аном.
пласт
гидрор
ового горного, геотерм
индек от до порового, азрыва название давле МПа/м ический,
с МПа/м пород,
ния °C/100 м
МПа/м Паршинская
свита
Vpr2 1565 1670 0,8 0,0325 0,0078 0,0230 0,64 Верхняя подсвита Нижняя
Vpr1 1670 1760 0,75 0,0325 0,0073 0,0230 0,74 подсвита Талахская
Vtlh 1760 1835 0,75 0,0325 0,0073 0,0235 0,74
свита Талаканская
Vtlk2 свита+Нижни 1835 1900 0,75 0,0325 0,0073 0,0244 0,74
+PR1 й протерозой
3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ
3.1 Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении
Строительство скважин на данный момент осуществляется при помощи буровых установок, как отечественного, так и зарубежного производства: БУ – Уралмаш 3Д – 86, БУ – 2500 ДГУ, БУ – 3200 ЭУК, БУ – 3000 БД, БУ — 2500 ЭП, БУ – F – 200 ЕА/DЕА – М. Испытание скважин производится с БУ.
Долота и бурголовки, применяемые при строительстве скважин, принадлежат компании «Baker Hughes». ВЗД, керноотборные снаряды с фиберглассовыми керноприемными трубами и УБТЕ – 165 также являются импортными. Остальное оборудование, входящее в КНБК, отечественного производства.
Применяются различные буровые насосы: УНБ – 600, 3PN – 1600, НБТ – 600, УНБТ – 950.
Оборудование буровой установки для приготовления и очистки буровых растворов: ЛВС — 1М, СГС — 1М2, ГЦ — 360, ИГТ — 1С, ЛВС — 1М, Каскад — 40, ОГШ — 501У, БПР — 1, МГ2 — 4, ПЛМ, 6Ш8 — 2. На ряде БУ применяется оборудование фирмы «Derrick».
Для измерения свойств буровых растворов применяются различные приборы и материалы, такие как, Ареометр АБР – 1М, Вискозиметр полевой ВП – 5 (ВБР – 1), Прибор ВМ – 6, Штангенциркуль ШЦ — I, Ротационный вискозиметр СНС – 2, Ротационный вискозиметр ВСН – 3 («OFITE – 800» (США)), рН – метр портативный (индикаторная рН – бумага), Прибор ОМ – 2, Прибор ФСК – 4, Прибор ТФН – 1М (реторта).
Для приготовления и обработок буровых растворов используются химреагенты и буровые материалы отечественного производства, сочетание которых оптимизирует технологические свойства буровых растворов с учѐтом специфических требований к ним по каждому интервалу бурения, горногеологических условий и возможных осложнений в процессе бурения.
При креплении скважин применяются обсадные трубы отечественного производства с резьбами типа Батресс, ОТТМ и ОТТГ. Технологическая оснастка обсадных колонн также отечественного производства. Цементирование обсадных колонн осуществляется тампонажными растворами на основе портландцемента ЦТРС – 50 Арм, ЦТРО – Арм, ЦТКС – Арм. Для приготовления тампонажных растворов и цементирования применяются ЦА – 320М (Север – 1), СМН – 20 (УС – 6 – 30), СКУПЦ – К, БМ – 700, ППУ – 3М (ППУ – 1600), осреднительная емкость.
Испытание объектов производится снижением уровня жидкости свабированием или азотной компрессорной установкой на растворе хлористого кальция. Работы по интенсификации притока из пласта осуществляются применением СКО, ГКО, ПГД – БК, ГРП.
Применяемая техника и технология соответствуют поставленным задачам, однако некоторое зарубежное оборудование может быть заменено на отечественные аналоги. Это касается долот, бурголовок, керноотборных снарядов, ВЗД.
Вскрытие продуктивных пластов осуществляется на репрессии.
3.2 Выделение зон осложнѐнных интервалов с несовместимыми
условиями бурения. Построение совмещѐнного графика давлений
Даже при использовании современных достижений в области конструирования и технологии сооружения скважин, зачастую не удаѐтся избежать осложнений, препятствующих скоростному и эффективному бурению.
Рисунок 3.1 — Совмещѐнный график давлений
В интервале 0 – 135 м выявлены растепления мѐрзлых неустойчивых пород, набухание глин и мергелей. В интервале 135 – 380 м возникают поглощения ПЖ, прихваты бурильного инструмента, кавернообразования в интервале залегания каменных солей (135 – 380м).
В интервале 0 – 370 м присутствует водоносность с дебитом 10 – 20 м3/сут. 380 – 910 м – поглощения ПЖ, обвалы стенок скважины и прихваты бурильного инструмента. Образование каверн в интервалах аргиллитов и гравелитов. Водоносность с дебитом 0,5 – 55 м3/сут в интервале 380 – 850 м. В интервалах 850 – 910 м и 910 – 1165 м возможны размывы пластов каменной соли, образование каверн и уступов. В интервале 910 – 1165 м возможны незначительные ГНВП из – за наличия межсолевых пластов низкопоровых доломитов с АВПД. 1165 – 1290 м – водоносность с дебитом 1,5 – 10 м3/сут. В интервале 1165 – 1560 присутствуют поглощения ПЖ и ГНВП. 1470 – 1560 м – соли в верхней части свиты. В интервале 1560 – 1900 м присутствует водоносность с дебитом 4 – 10 м3/сут, также возможны поглощения ПЖ, образование каверн в интервалах аргиллитов и гравелитов.
По данным таблицы 2.8 строим совмещѐнный график давлений.
3.3 Проектирование профиля и конструкции скважины
Целью бурения данных скважин является разведка газовых и
газоконденсатных залежей, поэтому профиль принят вертикальным. Последовательность операций, проводимых при заканчивании скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях, принципиально не отличается от выполнения работ на нефтяных месторождениях.
Конструкция скважин в зоне многопластовой залежи должна выбираться исходя из условия достижения максимального охвата дренирования каждого продуктивного объекта и всей залежи в целом. Решить этот вопрос возможно в результате раздельного опробования каждого объекта разработки.
3.3.1 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта
Метод вскрытия определяется главным образом особенностями продуктивных пластов, к которым относятся пластовое давление, наличие пропластковых и подошвенных вод, прочность пород, слагающих пласт, тип коллекторов.
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи, изоляцию продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов, защиту продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы — коллектора.
В данном разрезе присутствуют 3 продуктивных горизонта: Ботуобинский, Хамакинский и Талахский. Интервалы их залегания 1560 – 1565 м, 1655 – 1670 м, 1760 – 1835 м, соответственно. Данные пласты содержат газ и газоконденсат. Геологический разрез представлен песчаниками, аргиллитами и алевролитами. Категория твѐрдости меняется от IV – VI. Коэффициент аномальности пластового давления меняется в интервале 0,75 – 0,85. Давления меняются от 12,95 до 13,43 МПа. Коллектор порово — трещинный с коэффициентом пористости 9 – 15 % и проницаемостью 0,3 – 2 мкм2. В интервале 1560 – 1900 присутствуют пластовые воды.
Для данного геологического разреза выбираем закрытую конструкцию забоя. При заканчивании скважины с конструкцией забоя данного типа продуктивный объект вскрывается совместно с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств пласта, до забоя спускают эксплуатационную колонну, скважину цементируют, а гидродинамическую связь с пластом осуществляют, применяя различные виды перфораций. Данный выбор обусловлен присутствием многопластовой залежи с водоносными пропластками.
3.3.2 Анализ физико – механических свойств пород и разделение геологического разреза на интервалы условно – одинаковой буримости
Буримость горных пород определяется совокупностью геологических и технико-технологических факторов и обусловливает затраты времени и средств на проходку соответствующего интервала горных пород. Для разделения разреза горных пород на пачки примерно одинаковой буримости наряду с анализом графика нарастающей проходки во времени рекомендуется использовать «метод реперных долот», который при наличии достаточного статистического материала позволяет обоснованно устанавливать границы залегания различных по буримости горных пород.
Этот метод позволяет, рассматривая показатели работы «реперных долот» в качестве случайных величин, зависящих только от свойств горных пород, идентифицировать эти случайные величины в однородные группы с помощью методов дисперсионного анализа. Для дисперсионного анализа предлагается использовать метод Д. А. Родионова, в котором, в данном случае, в качестве анализируемого используется среднее значение механической скорости проходки.
Согласно методу Д. А. Родионова необходимо рассчитать и сравнить значения вспомогательной функции Y(k) для каждого значения k по формуле:
N k V (i) k V (i)
k N
N k
Y (k ) N i 1 i k 1 ,
N ( N k )k 1 N (3.1)
i 1
V (i ) 2 ( V (i ))2
N i 1
где N – число долблений;
- k=1, 2, . . . (N-1);
- V(i) — значение средней механической скорости проходки в i–м долблении.
Сопоставляя полученные значения Y(k) находится максимум данной функции. Если он соответствует значению k=N-1, то участок примерно однороден по буримости, то есть состоит из одной пачки. Если максимум не совпадает с этой границей, то участок следует разделить на две пачки, взяв в качестве границы между ними номер долбления, соответствующего максимуму функции Y(k).
Полученные таким образом пачки вновь надо проверить на однородность. Эту процедуру повторяют до тех пор, пока во всех полученных пачках максимум Y(k) не будет совпадать с границей. Если на исследуемом участке число долблений не превышает пяти, то дальнейшая проверка на однородность не производится, так как становится некорректным применение статистических методов.
Для вычислений по данному методу нам потребуются число долблений и значения средних скоростей проходки в каждом из них. Данные приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 — Характеристика долблений
№
Средняя скорость проходки, м/ч Интервал бурения долбления
1 4 0-30
2 3,1 30-690
3 5,83 690-1165
4 3 1165-1235
5 2,9 1235-1290
6 2,1 1290-1540
7 2 1540-1550
8 3 1550-1568
9 2,5 1568-1645
10 2 1645-1681
11 2 1681-1750
12 2,5 1750-1840
13 1,5 1840-1900
Данные из таблицы 3.1 подставляем в формулу 3.1 и находим значение Y для каждого долбления. Для удобства выбора масштаба графической диаграммы пронормируем функцию Y(k), то есть, разделим каждое значение функции Y на максимальное и получаем значения Yнорм для каждого долбления. По полученным значениям Yнорм строим график функции Y(k).
Рисунок 3.2 – График нормированной функции Yнорм(k)
Полученные таким образом границы залегания пород одинаковой буримости сопоставляем с фактическим разрезом — положением литолого – стратиграфических границ, выделенных по данным геолого – геофизических исследований в скважине. Если положение полученной по методу Родионова границы отличается от стратиграфической границы не более чем на величину проходки за рейс, то положением истинной границы считается граница стратиграфическая. Если такого соответствия нет, аналогичным образом ищут соответствие с литологической границей внутри стратиграфического интервала. В итоге получаем 10 пачек различной буримости, данные представлены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Полученные интервалы различной буримости
№ Средняя скорость Интервал
Y(k) Yнорм долбления проходки, м/ч бурения
1 0 0 4 0 — 90
2 0,82 0,16 3,1 90 — 690
3 0,61 0,12 5,83 690 — 1235
4 5,28 1,00 2,95 1235 — 1290
5 4,64 0,88 2,05 1290 — 1550
6 2,73 0,52 3 1550 — 1568
7 2,94 0,56 2,5 1568 — 1645
8 2,51 0,48 2 1645 — 1750
9 1,47 0,28 2,5 1750 — 1840
10 1,53 0,29 1,5 1840 — 1900
3.3.3 Обоснование глубин спуска обсадных колонн
Выбор конструкции скважины является основным этапом еѐ проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтегазопромыслового объекта, предотвратить аварии и осложнения в процессе бурения, создать условия для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.
По результатам анализа геологического разреза и осложнений, возникших при бурении скважин-аналогов, принимаем двухколонную конструкцию скважины, состоящую из:
1. Направление. Данная колонна находится в зоне ММП. Породы в этом интервале представлены доломитовыми мергелями, аргиллитами и глинистыми доломитами. При бурении происходит растепление мерзлых неустойчивых пород, набухание глин и мергелей, в результате чего наблюдаются обвалы стенок скважины, прихваты бурильного инструмента и поглощения ПЖ. Так на скважине №321 – 58 направление было спущено по плану на глубину 30 м, однако при дальнейшем углублении скважины под кондуктор с глубины 42 м началось поглощение ПЖ, а также затяжки БК. Ликвидировать данные осложнения пытались установкой глиноцементных мостов и закачиванием ВУС, однако углубление удалось продолжить только до глубины 65 м, далее возникали подклинки вплоть до полной остановки ротора. Из-за невозможности продолжения строительства скважины по плану было принято решение извлечения направления, расширение ствола скважины в интервале 40 – 90 м и спуску направления на глубину 83 м. После проведения данных работ дальнейшее углубление производилось по плану.
Служит для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предотвращения размыва устья, обвязки устья скважины с циркуляционной системой, придания направления стволу скважины, а также предупреждения дальнейшего растепления ММП.
Принимаем глубину спуска направления равную 83 м.
2. Кондуктор. По проекту на строительство скважины спуск колонны предусмотрен на глубину 690 м. Применение данной конструкции дало положительный результат. Башмак кондуктора расположен в интервале залегания доломитов, аргиллитов, известняков. Рассчитаем минимальную глубину спуска кондуктора по формуле 3.2.
Pплh
H , (3.2)
Pгр
где Pплh – пластовое давление на глубине h, Мпа;
- Pгр – градиент давления разрыва пород (для газовой залежи эта величина равна Pгр=0,02 МПа/м).
13,43
H 671,5 м.
0,02
Служит для перекрытия ММП, интервалов катастрофических поглощений, прихватов БК, кавернообразований, изоляции пресных подземных вод от загрязнения. На колонну устанавливается ПВО. Колонна перекрывает зону водоносности 0 – 350 м.
Принимаем глубину спуска кондуктора равную 680 м. Башмак колонны устанавливается в подошву верхнетолбачанской свиты.
3. Техническая колонна. Служит для перекрытия соленосных и водоносных интервалов, а также зон катастрофических поглощений и обвалов стенок скважины. На колонну устанавливается ПВО. По проекту глубина спуска принята равной 1540 м.
Водоносность в интервале установки башмака данной колонны отсутствует, 1 – ый продуктивный пласт начинается на глубине 1560 м. В интервале 1470 – 1560 происходит переход с Kан =1,0 на Kан =0,85. Далее Kан идѐт на уменьшение до 0,75.
Принимаем глубину спуска технической колонны равной 1540 м. Башмак технической колонны устанавливается в подошву верхнебюкской свиты в интервале залегания доломитов, мергелей и аргиллитов. Далее по разрезу соли отсутствуют.
4. Эксплуатационная колонна. Для разобщения и раздельного испытания, перспективных горизонтов на газ и нефть. На колонну устанавливается ПВО.
Спускается до проектной глубины 1900 м. Интервал 1870 – 1900 м представлен гранитами. В случае отрицательных результатов геофизических исследований и работы пластоиспытателями эксплуатационная колонна в скважину не спускается, скважина ликвидируется как выполнившая своѐ назначение.
Данные по глубинам спуска колонн приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 – Интервалы установки обсадных колонн
Название колонны Интервал установки, м
Направление 0 – 83
Кондуктор 0 – 680
Техническая колонна 0 – 1540
Эксплуатационная колонна 0 – 1900
3.3.4 Расчѐт диаметров обсадных колонн
Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны. В разведочных скважинах на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от необходимого количества спускаемых промежуточных обсадных колонн, качества получаемого кернового материала, возможности проведения электрометрических работ и испытания вскрытых перспективных объектов на приток. Планируемый дебит для Ботуобинского горизонта составляет 150 тыс. м3/сут, для Хамакинского – 500 тыс. м3/сут, для Талахского – 250 тыс. м3/сут. Данные скважины являются разведочными, однако при успешном освоении и подтверждении планируемых дебитов могут стать добычными.
В соответствии с ожидаемым дебитом и анализом оборудования, которое будет применяться при исследованиях в скважинах выбираем нормализованный диаметр эксплуатационной колонны равный 168,3 мм, диаметр муфты равен 187,7 мм.
Диаметр скважины под каждую колонну рассчитывается с учетом максимального габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины.
В дальнейшем диаметры выбирают из условий проходимости долот внутри предыдущей колонны и проходимости последующей колонны с рекомендуемыми зазорами. Разность диаметров в зависимости от номинального диаметра обсадных колонн приведена в таблице 3.4.
Таблица 3.4 — Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны
Номинальный диаметр обсадной
Разность диаметров 2µ, мм
колонны, мм
114,3 – 127,0 15,0
139,7 – 146,1 20,0
168,3 – 244,5 25,0
273,1 – 298,5 35,0
323,9 – 426,0 35,0 – 45,0
Расчетный диаметр долота для бурения ствола под заданную колонну определяют по формуле:
Dд=Dм+2µ, (3.3)
где Dм – диаметр муфты обсадной колонны, мм,
µ – минимальный зазор.
Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметра долота Dнд. Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны dвн, через которую это долото должно свободно пройти:
dвн=Dд+2Δ, (3.4)
где Δ — радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается равным 5…10 мм.
Диаметр долота под эксплуатационную колонну:
Dд.эк=187,7+25=212,7 мм.
Ближайший нормализованный диаметр долота составляет Dнд.эк=215,9 мм.
Внутренний расчетный диаметр технической колонны:
dвн.тк=215,9+10=225,9 мм.
Ближайший нормализованный диаметр технической колонны равен, dтк =244,5 мм, Dм.тк=269,9.
Расчетный диаметр долота для бурения под техническую колонну
Dд.тк=269,9+25=294,9 мм.
Нормализованный диаметр долота равен Dнд.тк=295,3 мм.
Внутренний расчетный диаметр кондуктора:
dвн.к=295,3+10=305,3 мм.
Нормализованный диаметр кондуктора составляет Dн.к=323,9 мм, Dм.к=351 мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор
Dд.к=351+35=386 мм.
Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор составляет Dнд.к=393,7 мм.
Внутренний расчетный диаметр направления
dвн.н=393,7+20=413,7 мм.
Нормализованный диаметр направления равен Dн.н=426 мм, Dм.н=451 мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под направление
Dд.н=451+35=486 мм.
Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направление Dнд.н=490 мм.
На рисунке 3.3 представлена конструкция вертикальной разведочной скважины № 321 – 58.
Рисунок 3.3 – Конструкция вертикальной разведочной скважины № 321 –
3.3.5 Обоснование высот подъѐма тампонажных растворов
Направление и кондуктор цементируются от башмака колонны до устья, независимо от назначения скважины. Также цементированию до устья подлежат технические и эксплуатационные колонны в разведочных, поисковых, параметрических, опорных и газовых скважинах.
Так как скважины являются разведочными определяем интервалы цементирования каждой колонны от башмака до устья.
3.3.6 Разработка схем обвязки устья скважины
Для предотвращения развития проявления в выброс и открытый фонтан на буровой установке монтируется комплекс специального оборудования для предотвращения выбросов. Этот комплекс состоит из устьевого герметизирующего оборудования, его обвязки и системы управления.
Таблица 3.5 – Характеристика устьевого и противовыбросового оборудования
Типоразмер, шифр или название
Наименование
устанавливаемого устьевого и Количество
обсадной колонны
противовыбросового оборудования Кондуктор ОКК2-21-168х245х324 ХЛ К1 1
ОП5-350/80х21 ХЛ К1 1
- ППГ — 350х21 ХЛ К1 2
- ПУГ-350х21 ХЛ К1 1
Выкидные линии 2 Промежуточная колонна ОКК2-21-168х245х324 ХЛ К1 1
ОП5-230/80х21 ХЛ К1 1
- ППГ — 230х21 ХЛ К1 2
- ПУГ-230х21 ХЛ К1 1
Выкидные линии 2 Эксплуатационная колонна ОКК2-21-168х245х324 ХЛ К1 1
- ОП4 -180/80х21 ХЛ К1 1
- ППГ-180х21 ХЛ К1 1
Выкидные линии 2
АФК6-65х21 ХЛ К1 1
Лубрикатор 1
После спуска кондуктора устанавливается ПВО. В результате анализа ожидаемых избыточных давлений на устье скважины и объемного содержания сероводорода выбираем схему ПВО №6, состоящую из одного ПУГ, двух ППГ с двумя линиями манифольда, одной крестовиной и комбинированной системой управления дросселями – ручной и гидравлической.
Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты. Основной пульт управления — на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте. Вспомогательный — непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.
Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.
Предусмотренное ПВО должно быть сертифицировано.
3.4 Проектирование процесса бурения скважины
Проектирование и бурение скважин — это завершающий и часто наиболее дорогой компонент технологического процесса разведки и добычи. Рост рисков и затрат при бурении наряду с растущим спросом на углеводороды на рынке повышает важность точного бурения, опирающегося на достоверные данные.
3.4.1 Выбор способа бурения
Бурение на территории Республики Саха (Якутия) ведется как роторным способом, так и с применением винтовых забойных двигателей. Для окончательного выбора способа бурения необходимо определить частоту вращения долота n, обеспечивающую необходимое время контакта для объемного разрушения горных пород в каждом интервале, в данном случае руководствуемся проектными данными. Данные по характеристикам способов бурения на каждом интервале приведены в таблице 3.6.
Таблица 3.6 – Характеристика способов бурения
Частота Производительность Интервал Способ Осевая
вращения, насоса, бурения, м бурения нагрузка, кН
мин-1 дм3/с
0-90 Роторный до 50 60-90 40-45 90-690 Роторный 120-150 60-90 41-44 690-1550 ВЗД, роторный 120-140 130-140 35-40 1550 — 1900 ВЗД, роторный 80-120 220-240 33-35
3.4.2 Выбор эффективных типов породоразрушающего инструмента
Выбор типа долот и схемы промывки осуществляется на основе анализа применяемых долот в данном районе проведения работ, а также рекомендаций по применению различных типов долот в зависимости от физико-механических свойств пород.
Данные по выбранным долотам и интервалам бурения представлены в таблице 3.7. Таблица 3.7 — Типоразмер долот по интервалам бурения Интервал бурения Типоразмер применяемых долот
0-90 III 490 RC111 (код IADC 111)
90-690 III 393,7 MXL-18 (код IADC 445)
690-1550 PDC 295,3 Q507FX (код IADC M323)
1550 — 1870 III 215,9 GX44-G (код IADC 617)
1870-1900 215,9 Z95KRS (код IADC 827)
3.4.3 Выбор типов забойных двигателей
В интервалах бурения под техническую и эксплуатационную колонны применяются ВЗД импортного производства. Предлагается заменить импортное оборудование на отечественные аналоги по технологическим и конструктивным параметрам. Выбраны ВЗД конструкции ООО «ВНИИБТ — Буровой инструмент» (г. Пермь).
В таблице 2.8 представлены технические характеристики данных ВЗД.
Таблица 2.8 – Технические характеристики выбранных ВЗД
Момент Перепад
Частота
Длина Масса силы на валу давления Модель вращения
ВЗД, ВЗД, в режиме в режиме Nмакс, кВт двигателя вала в режиме
мм кг КПДмакс, КПДмакс,
КПДмакс, об/с
кН×м МПа Д-178.7/8.37 7670 1000 1,3-2,0 7,4-8,4 6,1-7,7 62-128 Д-240.7/8.41 8545 1886 1,3 — 2,3 8,5 — 10,8 4,0 — 6,0 90 — 191
3.4.4 Выбор компоновок бурильной колонны
Компоновки низа бурильной колонны выбираются из условия обеспечения реализации проектного профиля ствола скважины и ее конструкции.
Скважины являются разведочными, поэтому все интервалы приняты вертикальными. К вертикальным относятся скважины, оси которых имеют незначительные (до 2 – 3◦) и плавные отклонения от вертикали. Отклонение скважины может быть вызвано как природными факторами, так и техникотехнологическими условиями бурения. Следует различать три случая сил, действующих на долото: под углом к оси долота (боковое фрезерование); по направлению совпадающей с осью низа бурильной колонны, и к моменту, равному моменту всех сил относительно центра долота (ассиметричное разрушение забоя); направленной под углом к оси долота, и к моменту (фрезерование стенок скважины и ассиметричное разрушение забоя).
Для исключения этих процессов или снижения вероятности их возникновения необходимо: увеличить жѐсткость низа бурильной колонны; исключить зазоры между центраторами и стенкой скважины; снизить нагрузку на долото; периодически вращать бурильную колонну. Для выполнения первого и второго условий необходима установка не менее двух полноразмерных центраторов: над долотом и на корпусе ВЗД (либо на корпусе УБТ).
Установка 2 – х – 3 – х полноразмерных центраторов позволит увеличить жесткость низа бурильной колонны и уменьшить вероятность искривления даже без снижения осевой нагрузки на долото. Желательно применять УБТ как можно большего диаметра. Применяются в основном КНБК жѐсткого и маятникового типов. В соответствии с данными рекомендациями и анализом КНБК, применяемых на месторождении выбираем КНБК для каждого интервала бурения. Выбранные КНБК представлены в таблице 3.9.
Таблица 3.9 – Выбранные КНБК по интервалам бурения Элемент
Интервал Наружный конструкции Типоразмер, шифр
от до, м диаметр, мм скважины Направление 0-90 Долото III 490 RC111 490
Труба УБТC2-229 229
Калибратор КС-490СТ 490
Труба УБТС-С-203 203
Труба ТБПК-127х9 127 Кондуктор 90-680 Долото III 393,7 MXL-18 393,7
Амортизатор АН-240 240
Труба УБТС-С-229 229
Калибратор КС-393,7 СТ 393,7
Труба УБТС-С-203 203
Калибратор КС-393,7 СТ 393,7
Труба УБТС-С-203 203
Труба УБТС-С-165 165
Труба ТБПК-127х9 127 Промежуточ 690-1540 Долото PDC 295,3 Q507FX 295,3 ная колонна Винтовой двигатель Д-240.7/8.41 240
Клапан обратный КОБ 203хЗ-171 203
Труба УБТС-С-203 203
Калибратор КС- 295,3 СТ 295,3
Труба УБТС-С-203 203
Калибратор КС- 295,3 СТ 295,3
Труба УБТС-С-203 203
Труба УБТС-С-165 165
Труба ТБПК-127х9 127 Эксплуатаци 1540-1550 Долото III 215,9 GX44-G 215,9 онная 1568-1645 Винтовой двигатель Д-240.7/8.41 240 колонна 1681-1750 Клапан обратный КОБ 178хЗ-147 178 (бурение 1840-1870 Труба УБТС-С-165 165 сплошным Калибратор КС-215,9 СТ 215,9 забоем) Труба УБТС-С-165 165
Калибратор КС-215,9 СТ 215,9
Труба УБТС-С-165 165
Труба ТБПК-127х9 127
1870-1900 Долото 215,9 Z95KRS 215,9
То же Окончание таблицы 3.9 Элемент
Интервал Наружный конструкции Типоразмер, шифр
от до, м диаметр, мм скважины Эксплуатаци Бурголовка БИТ 215,9/100 В 913 О или 215,9 онная Бурголовка БИТ 215,9/100 В 12 12 2 АМ 215,9
1550-1568 колонна УКР-172/100 «Тенгиз» 172
1645-1681 (бурение с Клапан обратный КОБ 178хЗ-147 178
1750-1840 отбором Труба УБТС-С-165 165 керна) Труба ТБПК-127х9 127
3.4.5 Выбор типа бурового раствора
При бурении скважин важнейшее значение имеют буровые промывочные растворы. От их способности выполнять свои функции в различных горногеологических условиях зависит эффективность буровых работ. Плотности бурового раствора по интервалам бурения приняты, исходя из условия обеспечения безаварийной проводки ствола скважин.
В интервале бурения под направление и кондуктор (0 – 690 м), плотность бурового раствора должна быть не менее 1100 кг/м3, но, учитывая опыт бурения предыдущих скважин, наличие зон поглощений бурение предусматривается на полимерглинистом растворе плотностью – 1050 кг/м3. Буровой раствор должен обладать повышенной выносной способностью, обеспечивать предупреждение размыва устья, теплоэрозионное разрушение стенок скважины в зоне возможных ММП и кавернообразования.
Интервал бурения под промежуточную колонну (690 – 1540 м) представлен карбонатными отложениями (сульфатизированные известняки, доломиты, в нижней части мергели), аргиллитом и каменной солью (галит).
Наличие водорастворимых солей (галит, ангидрит, гипс) обуславливает применение минерализованного бурового раствора со степенью минерализации близкой к насыщению (по хлористому натрию) в целях предупреждения растворения галита его течения и последующего кавернообразования ствола. С учетом возможных ГНВП бурение под промежуточную колонну предусматривается на высокоминерализованном растворе плотностью 1240 кг/м3.
При бурении под эксплуатационную колонну (1540 – 1900 м) предусматривается использовать минерализованный раствор плотностью 1180 кг/м3 для обеспечения качественного первичного вскрытия продуктивных горизонтов, предупреждения ГНВП и гидратообразования в призабойной зоне пластов.
Плотности бурового раствора при бурении под промежуточную и эксплуатационную колонны определяются содержанием технической соли в буровом растворе. Применение минерализованного бурового раствора обеспечивает его ингибирующие свойства и предупреждает осыпи и обвалы стенок скважины в интервалах неустойчивых отложений (мергели, аргиллиты, гравелиты).
Данные по типам буровых растворов по различным интервалам бурения представлены в таблице 3.10.
Таблица 3.10 – Типы буровых растворов по интервалам бурения Интервалы Плотность бурового
Тип бурового раствора бурения, м раствора, кг/м3
0 – 90 Полимер – глинистый 1050
90 – 690 Полимер – глинистый 1050
690 – 1540 Полимер – глинистый соленасыщенный 1240 1540 – 1900 Полимер – соленасыщенный 1180
3.5 Технические средства и режимы бурения при отборе керна
Для отбора керна в процессе строительства скважин используются керноотборные инструменты, состоящие из керноотборных устройств в сочетании с бурильными головками различного типа.
Данными работами на Чаяндинском НГКМ занимается ООО «Интервал». Отбор керна производится снарядами импортного производства 171,45×101,6 мм в одноразовые керноприемые трубы с использованием бурголовок 215,9 мм. Типы бурильных головок – (PDC) PC479, (импрегнированная) SC 280. Нагрузка на бурильную головку – 3 — 9 тн. Частота вращения ротора – 60 — 80 об/мин. Расход ПЖ – 10 — 30 л/сек. Используются кернорватели цангового типа. Планируемая проходка за первый рейс – 9 м. Планируемая проходка с отбором керна – 9 – 18 – 27 м. Начало отбора керна за 10 м до предполагаемого продуктивного интервала.
Для предотвращения заклинивания керноотборного снаряда в скважине – необходимо производить прохождение интервалов сужения ствола скажины с особой осторожностью. При получении посадок более 2 — х тонн – произвести проработку ствола скважины керноотборным снарядом. Интервалы отбора керна приведены в таблице 3.11.
Таблица 3.11 – Интервалы отбора керна
Индекс Интервал, м стратиграфического от до
Метраж отбора керна подразделения (верх) (низ) Vbk1 1550 1568 18 Vpr2 1645 1681 36 Vtlh-Vtlk2 1750 1840 90
Импортное керноотборное устройство и бурильные головки могут быть заменены на отечественные аналоги. Так предлагается заменить керноотборное устройство на УКР-172/100 «Тенгиз» конструкции ООО «ВНИИБТ — Буровой инструмент» (г. Пермь).
Данное устройство предусмотрено для отбора керна в отложениях горных пород, осложненных ГНВП и поглощениями бурового раствора роторным способом. [13] Бурильные головки предлагается заменить на БИТ 215,9/100 В 913 О и БИТ 215,9/100 В 12 12 2 АМ производства НПП «Буринтех». Характеристики данного инструмента приведены в таблице 3.12.
Таблица 3.12 – Характеристики бурильных головок
Наружный Категория Категория
Резьбовое Диаметр Бурголовка диаметр, абразивности твердости
соединение керна, мм
мм пород пород БИТ 215,9/100
215,9 З-161 100 I-II V-VI
В 913 О БИТ 215,9/100
215,9 З-161 100 V-VI VI-IX В 12 12 2 АМ
Расшифровка кода долот НПП «Буринтех»:
1. БИТ – шифр бурголовок импрегнированных, PDC, TSP НПП «Буринтех».
2. XXX/XXX – диаметр долота и отбираемого керна.
3. В – установка на обратном конусе калибрующей поверхности выбуривающих резцов PDC.
4. O – дополнительные твердосплавные вставки с импрегнированными алмазами, расположенные за основным рядом вооружения.
5. A – калибрующая поверхность усилена термостойкими алмазными вставками.
6. M – матричный корпус.
7. 9 – количество лопастей.
8. 13 – диаметр основных резцов.
9. 12 – количество секторов.
10. 12 – количество промывочных каналов.
12. 2 – вооружение термоустойчивыми поликристаллическими резцами TSP.
3.6 Выбор способа цементирования обсадных колонн
Важность качественного цементирования обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважин, поэтому неудачи при его выполнении могут свести к минимуму ожидаемый эффект, стать причиной неправильной оценки перспективности разведываемых площадей, появления «новых» залежей нефти и особенно газа в коллекторах, перетоков флюидов, грифонообразования, газопроявлений. Стоимость скважин достаточна высока, а ущерб от некачественного их крепления, может быть ещѐ больше.
В зависимости от геологического строения и интервала цементирования на месторождении применяется одноступенчатый и двухступенчатый (с применением МСЦ) способы.
Для приготовления тампонажных растворов применяются цементы марок ЦТРО-Арм (1500 кг/м3), ЦТРС-50 Арм (1820 кг/м3),, ЦТКС-Арм (1820 кг/м3).
В результате проведенных научно-исследовательских и поисковых работ, Отделом крепления скважин ООО «ТюменНИИгипрогаз», совместно с ЗАО «СпецЦементСервис» были разработаны два типа коррозионно-стойких составов (ЦТКС) применительно к условиям Чаяндинского месторождения. Первый тип базируется на сульфатостойком цементе класса ПЦТ-I-G-СС-1 с целым комплексом минеральных добавок; второй тип ЦТКС имеет в основе магнезиальный цемент. Кроме того, в составе обоих типов коррозионностойких тампонажных растворов имеются пластификаторы, газоблокаторы и стабилизаторы для обеспечения необходимых технологических свойств, приготавливаемых растворов применительно к условиям цементирования. Способы цементирования по различным интервалам представлены в таблице 3.13.
Таблица 3.13 – Способы цементирования и применяемые цементы по интервалам
Интервал подъема
Диам цемента, Плотность
Глубин Наименов етр м Тампонажн тампонажн Способ
а ание колон ый ого цементиро
спуска, колонн н, от до материал раствора, вания
м
мм (низ) (верх) кг/м3
Направле ЦТРС-50 Одноступе
426 30 30 0 1820 ние Арм нчатое
ЦТРС -50 Кондукто 690 590 1820 Одноступе
324 690 Арм р нчатое
590 0 ЦТРО-Арм 1500
1540 900 ЦТКС-Арм 1820 Промежу Двухступе
245 1540 900 800 ЦТКС-Арм 1820 точная нчатое
800 0 ЦТРО-Арм 1500
1900 1490 ЦТКС-Арм 1820 Эксплуат Двухступе
168 1900 ЦТРС-50 1820 ационная 1490 0 нчатое
Арм
3.7 Испытание и освоение скважин в процессе бурения
Одним из основных этапов заканчивания скважин является этап их освоения, включающий решение задачи получения в минимальные сроки потенциально возможного дебита и передачу скважины в эксплуатацию. Согласно таблице 2.4 в разрезе присутствуют 3 объекта для испытания. Способ вызова притока производится снижением уровня жидкости свабированием или азотной компрессорной установкой. Путем фокусирования продуктов взрыва заряда специальной формы в обсадной колонне, цементном камне и горной породе пробивается канал, по которому углеводородное сырье поступает из продуктивного пласта в скважину. Применение перфорации этого типа дает возможность варьировать характеристики кумулятивных зарядов в широком диапазоне, подбирая наилучшие для каждого конкретного продуктивного горизонта. Перфорация производится кумулятивным способом. Этот метод достаточно распростанен в России и оказывает наименьшее взрывное воздействие на обсадную колонну и заколонное цементное кольцо, поскольку основную часть энергии взрыва зарядов воспринимает на себя корпус перфоратора. Для интенсификации притока используются ПГД — БК, ГКО, СКО. Депрессия на пласт достигает 30 % от Рпл. Данные по испытанию продуктивных горизонтов приведены в таблице 3.14.
Таблица 3.14 – Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне
Интервал, Перфорационна Количество №
Инде м я среда отверстий Интервал об Тип
кс на Вид перфорац ъек от плотн пластового
пласт до 1 погонный перфорации ии за один та (вер вид ость, флюида
а (низ) метр, спуск, м
х) кг/м3
шт.
Раствор
хлорист 1100- Газ, I Vtlh3 1760 1835 20 Кумулятивная 3-5
ого 1120 конденсат
кальция
Раствор
хлорист 1100- Газ, II* Vpr2 1655 1670 20 Кумулятивная 3-5
ого 1120 конденсат
кальция
Раствор
хлорист 1100- Газ, III Vbk1 1560 1565 20 Кумулятивная 3-5
ого 1120 конденсат
кальция
4 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
В данной части работы рассмотрен метод многозабойного бурения скважин как способ для увелечения дебита на нефтяных и газовых месторождениях.
Введение
Наклонно-направленные многозабойные скважины – это скважины, которые состоят из нескольких стволов, изначально ответвляющихся от одного общего(рисунок 4.1).
Наклонными они называются из-за того, что для бурения дополнительной ветви следует сделать отклонение от первоначальной. Если же многозабойная скважина является горизонтально-разветвленной, показатель зенитного угла при бурении доходит до 90 градусов. Бурение многозабойных горизонтально-разветвленных скважин применяют для повышения эффективности добычи и максимальной разработки пластов месторождений.
Рисунок 4.1 – вид наклонно-направленой многозабойной скважины
4.1 Применение многозабойных горизонтально разветвленных
скважин
Строительство многозабойной скважины предполагает бурение нескольких ответвлений от основного ствола. Эти ветви совсем не обязательно будут продуктивными. Их функция может быть и в нагнетании достаточного давления для извлечения нефти из пластов. Если нефтяное месторождение находится на мощных доломитовых пластах, характеризующихся вертикальной трещиноватостью, горизонтально-разветвленные скважины позволяет значительно повысить объемы добычи. Наибольшая эффективность достигается при подпоре залежи водой.
На больших площадях переслаивающихся песчаников горизонтальноразветвленные многозабойные скважины тоже показывают свою эффективность. Естественно, что промышленная проводка и эксплуатация начинаются только после того, как будут выполнены геофизические исследования. Если геологические условия участка на определенной глубине являются схожими, достаточно изучить только один вертикальный ствол. Ответвления проверяются более тщательно, с оценкой углов наклона и протяженности стволов.
Для бурения многозабойных скважин используется стандартное буровое оборудование. По ряду параметров определяются оптимальные показатели грузоподъемности и мощности такой техники. Учитываются силы сопротивления, возникающие при резком искривлении и в стволах с горизонтальным направлением. Правильное соблюдение данных критериев гарантирует корректную работу обсадной и бурильной колонны. Три основных требования к конструкции многозабойной скважины:
- свободный проход по стволу скважины к забоям;
- должна быть предусмотрена возможность для интенсивных искривлений в любой части ствола;
- возможность крепления любого интервала скважины с помощью обсадных труб.
Кроме того, строительство ствола должно обеспечивать возможность выполнения геофизических исследований.
4.2 Особенности конструкции многозабойных скважин
Строительство многозабойных скважин позволяет реализовать все возможности технологий, в рамках которых происходит направленное и горизонтальное бурение. Нефть извлекается из стволов, максимально приближенных к вертикальному направлению, тогда как остальные ветви используются в качестве дренажных каналов – по ним добываемое сырье поступает к главному стволу из отдаленных нефтеносных участков пласта.
В процессе разработки месторождения могут оставаться трещины и линзы с высокой продуктивностью – многозабойные горизонтальные скважины могут использоваться для извлечения нефти на таких участках. Многозабойные скважины могут существенно различаться по форме – бурение ответвлений возможно на любом участке основного ствола, допускаются различные искривления и углы отклонения. При необходимости возможно создание не горизонтально-направленных скважин, а с определенным наклоном к пласту. Выделяются следующие типы многозабойных скважин:
- наклонно-направленные разветвленные;
- горизонтально-разветвленные скважины;
- радиальные скважины.
Даже если многозабойная скважина горизонтально-разветвленная, это не значит, что стволы являются горизонтальными на всей своей протяженности. Бурение многозабойных горизонтально-разветвленных скважин проходит по той же технологии, что и наклонных, а зенитный угол достигает 90 градусов только к завершающему интервалу. Для выбора разветвления необходимо ориентироваться на толщину, которую имеет продуктивный пласт. Кроме того, значение имеет и литологическая характеристика. Нужно учитывать пласты, которые до начала разработки должны быть изолированы. Профиль и другие параметры ствола (длина, количество ветвей) многозабойной горизонтальной скважины определяют по следующим критериям:
- уровень неоднородности нефтеносного пласта;
- толщина пласта;
- литология;
- устойчивость разреза;
- твердость пород в пласте и ее распределение.
Многие коллекторы долгое время считались низкопродуктивными, так как технологии одноствольного бурения не показывали достаточной эффективности – вплоть до полного отсутствия рентабельности. Строительство многозабойных горизонтальных скважин решает эту проблему, причем строительство не только «с нуля», но и на основе уже действующих стволов. Использование горизонтальной технологии позволяет решить следующие задачи:
- Сокращается количество скважин на месторождении, что особенно важно при разработке залежей на шельфе. На суше также сокращается строительство инфраструктуры.
- Увеличиваются объемы добычи, повышается нефтеотдача пласта.
- Скважины обводняются намного медленнее.
- Эффективная работа с пластами с низкой проницаемостью, с линзовидными залежами, с большой вертикальной трещиноватостью.
- Простое и надежное поддержание давления внутри пласта.
Если кривизна многозабойной горизонтальной скважины превышает 190 метров, такой радиус считается большим. Строительство ведется со значительным отклонением от вертикального направления, а протяженность ствола по горизонтали может достигать 1,5 километра. Радиус кривизны в пределах от 60 до 190 метров считается средним, оптимальная длина ствола здесь составляет от 450 до 900 метров. Малая протяженность ответвления способствует повышению экономичности скважины, так как ствол точно попадает в нужный участок.
Когда разрабатываемый пласт достаточно большой по толщине – от 100 метров и более – строительство многозабойных горизонтальных скважин может вестись в несколько уровней. Данная разновидность технологии часто применяется для пластов, содержащих нефть с высокой вязкостью. Средний уровень ответвлений при этом используется для закачки теплоносителя, а остальные – непосредственно для отбора добываемого сырья.
4.3 Строительство многозабойной скважины
Методы строительства многозабойных скважин могут существенно отличаться в зависимости от конкретного месторождения и его геологических характеристик, но общая технология остается практически неизменной. Порядок действий выглядит следующим образом:
- К продуктивному пласту бурится традиционная скважина;
- Уже в самом пласте пробуриваются горизонтальные ответвления, с первоначальным строительством ствола, имеющего максимальный угол отклонения;
- Строительство остальных стволов – последовательное, от нижнего к верхнему;
— Большое количество стволов допускается только в пластах с высокой устойчивостью пород. Если же породы неустойчивые, допускается строительство только одного ответвления, которое будет входить в пласт горизонтально. На участке зарезки верхнего из ответвлений монтируется обсадная колонна. Приведенная технология строительства многозабойных скважин является наиболее распространенной и надежной, она давно показала свою высокую эффективность. Изменения возможны при нестандартных условиях – например, при разработке пологих пластов.
Каждая нефтедобывающая компания стремится к максимальной экономической эффективности при разработке месторождений, и потому базовые технологии строительства многозабойных скважин постоянно совершенствуются. Главное направление разработок на сегодняшний день – технологии, позволяющие возвращать скважины к горизонтам на разных уровнях, чтобы добыть максимального извлечения нефти. По сути, компания разрабатывает новое месторождение, но уже располагает на этом участке всей необходимой инфраструктурой.
5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
Целевым назначением данных разведочных скважин на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении является подтверждение прогнозируемых залежей углеводородов на Талахском горизонте.
Отказ от проведения работ на месторождении предопределяет потери выгоды от дополнительного развития инфраструктуры региона и связанных с этим дополнительных инвестиций и поступлений налоговых отчислений в местный бюджет.
Перенос разведочных работ на более поздний срок в ожидании появления «экологически чистых» технологий проблематичен, так как теория поиска месторождений достаточно разработана, а в условиях дефицита финансирования науки ожидать появления новых теорий и более совершенной техники и технологий, которые полностью исключат экологический риск, экономически не целесообразно.
С учетом природных и экологических ограничений, строительство скважин возможно при соблюдении следующих условий:
- Соблюдение природоохранных мероприятий по всем видам работ.
- Соблюдение санитарных нормативных нагрузок на атмосферный воздух, водную среду, почву.
- Проведение работ с соблюдением водоохранных зон рек и водоемов.
- Полное запрещение сбросов промышленных отходов в водные объекты.
- Обеспечение безаварийной работы оборудования, предупреждающей сверхнормативное загрязнение природной среды.
- Максимальная автоматизация технологических процессов.
- Организация контроля за состоянием природных объектов.
5.1 Недостатки базовой конструкции по обеспечению безопасности труда
Вскрытие продуктивных пластов на данном месторождении осуществлялось на минерализованном растворе по стандартной технологии, т.е. на репрессии. Превышение гидростатического давления над пластовым предотвращает флюидопроявления. Для применения технологии вскрытия продуктивных пластов на депрессии, кроме обычного противовыбросового оборудования, будет использоваться вращающийся превентор, роторный герметизатор, герметизированная система циркуляции, нефтегазовый сепаратор, эжектор, азотная и факельная установки. В качестве раствора для проведения данных работ будет использоваться нефть, аэрированная азотом.
Вследствие этого должны предъявляться особые требования к обеспечению безопасности труда и экологической безопасности. Использование нефти предполагает III класс опасности и профессионального риска , существует возможность разливов и загрязнения почв, также нефть при взаимодействии с кислородом образует взрывоопасную смесь. Так как используется закрытая система циркуляции и присутствует дополнительная обвязка, необходимо следить за давлением, во избежание разрывов соединений, а перед работами, смонтированное оборудование должно быть опресованно, в зависимости от ожидаемого давления.
Вследствие превышения пластового давления над гидростатическим возможны проникновения флюидов в ствол скважины, и при неправильных действиях сотрудников это может привести к аварии и потере скважины, поэтому персонал должен проходить соответствующее обучение перед проведением данных работ.
5.2 Проектные решения по обеспечению безопасности труда
Климат Ленского района резко континентальный и относится к климатическому региону Iб. Особенностью резко континентального климата являются холодная зима, относительно жаркое лето, малое количество осадков и значительные годовые амплитуды температуры воздуха.
Среднемесячная температура воздуха в январе составляет –32°С. Минимальные температуры в районе могут опускаться до –61°С. В теплый период года отличительной чертой температурного режима является быстрое нарастание средних суточных температур весной и быстрое их падение осенью. Самый теплый месяц – июль. Средняя температура июля +22°С, наивысшие температуры могут достигать +38°С.
По метеорологическим условиям рассеивания примесей в атмосфере территория относится к зоне очень высокого потенциала загрязнения.
Эксплуатация данного оборудования планируется на открытом пространстве, так как вскрытие продуктивных пластов осуществляется в летний период в соответствии с отведѐнным временем на строительство скважин. Дополнительное оборудование по обеспечению вентиляции и отопления не требуется.
Общая характеристика предусматриваемых проектом зданий и сооружений приведены в таблице 5.1.
Расположение бурового, дополнительного и технологического оборудования, а также организация вахтового поселка определено на генплане площадки по условиям обеспечения безопасности:
- Расстояние от офисных помещений (вагон-дом мастера, лаборатория и др.) до устья скважины должно быть не менее чем высота вышки плюс 10 м.
- Расстояние до пунктов приема пищи и питьевого водоснабжения не превышает 75 м.
- От склада ГСМ до жилого городка должно быть не менее 100 м.
- Расстояние от устья скважины до факельного амбара не менее 100 м.
- Жилой городок должен располагаться с подветренной стороны преобладающих направлений ветра.
Таблица 5.1 – Общая характеристика зданий и сооружений
Площадь
Вид использования
Объект Количество сооружения,
объекта
м2
Объект капитального Скважина 1 1,0
строительства Буровая установка Временное 1 800 Блок дросселирования и Временное
1 22,4 глушения Жилой вагон-домик Временное 12 19,25 Столовая Временное 1 19,25 Кухня Временное 1 19,25 Склад столовой Временное 1 19,25 Сушилка Временное 1 19,25 Сауна Временное 1 19,25 Диспетчерская Временное 1 19,25 Вагон-домики для проживания Временное 1 супервайзера и инженерного 19,25 состава Туалет Временное 3 9 Станция ГТИ Временное 1 12,0 Блок-контейнер котельной Временное
2 21,4 установки Блок-контейнер пожарной Временное
1 16,8 мотопомпы Склад буровых материалов Временное 1 256 Блок-контейнер ДЭС Временное 2 14,4
Одним из основных факторов, обеспечивающих безопасный и высокопроизводительный труд, является правильное и рациональное освещение рабочих мест. Во всех случаях, когда не хватает естественного освещения, прибегают к использованию искусственного при помощи ламп и светильников.
На объекте предусматривается совмещенное освещение, которое включает в себя естественное и искусственное. Общая освещенность составляет 1035 лк. Нормы освещѐнности производственных помещений приведены в таблице 5.2.
Характеристика средств вентиляции различных помещений объекта представлена в таблице 5.3. Таблица 5.2 – Нормы освещенности
Рабочее Аварийное
Рабочая поверхность, на Разряд освещение Наименование освещение
которой нормируется зрительной рабочего места освещенность освещенность,
освещенность работы
, Лк Лк Вышечно- стол ротора VI 100 10 лебедочный пол буровой VI 75 10 блок барабан буровой лебедки Х 75
челюсти АКБ VIII 75
подсвечник Х 75
пульт бурильщика VI 75
щит КИП IV 75
путь талевого блока Х 30
элеватор на уровне IХ 50
верхних полатей
люлька верхового IХ 25
рабочего
кронблок Х 25 Приемные лестницы, марши, сходы XII 10 10 мостки Машино- насосы, дизели, VI 75 10 насосный блок компрессоры Циркуляционна желобная система ХI 10 я система
глиномешалка, вибросито VIII 30
приемные емкости VIII 20
дегазатор VIII 30 Противовыброс штурвальная будка VIII 30 10 овое превентора оборудование
пульт IV 75 10
превентор VIII 75 10
Таблица 5.3 – Вентиляция Наименование помещения Название, тип вентиляторов Количество, шт. Емкостной блок ВКРВ № 4 1 Блок очистки ВКРВ № 4 1 Блок насосный ВКРВ № 4 1
Допускается проектировать смешанную вентиляцию с частичным использованием систем естественной вентиляции для притока или удаления воздуха.
В помещениях с естественным освещением их световыми проемами в наружных ограждениях с объемом на каждого работающего 20 м3 или 40 м3 (для производственных помещений) допускается использовать периодически действующую естественную вентиляцию через фрамуги, форточки.
5.4 Обеспечение безопасности технологического процесса
Буровая установка оснащается техническими средствами, позволяющими устранить опасные и трудоѐмкие производственные факторы.
Таблица 5.4 – Средства индивидуальной защиты
Наименование, тип, Потребность, буровая № ГОСТ, ТУ
шифр, вид и т.п. бригада
1 Костюм брезентовый или костюм х/б ГОСТ 27651-88 на каждого члена
бригады 2 Сапоги кирзовые ГОСТ 5394-89 то же 3 Рукавицы брезентовые ГОСТ 12.4-010-85 -”4 Рукавицы меховые ГОСТ 20176-90 -”5 Мыло туалетное ГОСТ 28546-96 -”6 Костюм зимний ГОСТ 29338-99 -”7 Валенки ГОСТ 18724-80 -”8 Полушубок -”9 Каска защитная «Труд» (в холодное ОСТ 39-124-82 -” время с подшлемником) ТУ 17-08-149-81 10 Предохранительный пояс верхового ВТУ 10-70 2
рабочего 11 Пояс монтажный Исполн. ВМ 2 12 Монтерские «когти» и монтерские 2
пояса 13 Сумка брезентовая для инструмента при работе на высоте 14 Противошумы, наушники НИАТ, ТУ 1-01-0201-79 на каждого члена
МИОТ, ХИ бригады 15 Виброгасящие коврики под ноги у 2
пульта бурильщика и ключа АКБ-3М 16 Щиток-маска электросварщика 1 17 Очки защитные для газовой сварки 18 Очки открытые (ОЗО) 6 19 Очки закрытые (ОЗЗ) 6 20 Подставка диэлектрическая с 2 диэлектрическими ковриками 21 Диэлектрические перчатки резиновые 6
22 Монтерские инструменты электромонтер 23 Респираторы противопылевые ГОСТ 12.4-028-89 всем членам бригады «Лепесток» 24 Аптечка медицинская 1 25 Спецодежда из термостойких и на каждого члена антистатических материалов бригады
Необходимо обеспечить рабочий и инженерно – технический персонал необходимой нормативно – технической документацией по безопасности труда.
Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности. Для профилактики профзаболеваний необходимо предусмотреть средства индивидуальной защиты (таблица 5.4).
Для контроля состояния воздушной среды предусмотрены устройства, представленные в таблице 5.5.
Таблица 5.5 – Средства контроля воздушной среды Наименование
Количество Назначение средства контроля устройств Газоанализаторы: переносной 4 Контроль содержания газа в воздухе стационарный 1 Контроль содержания метана в воздухе
5.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности
Технологические процессы на буровой установке по уровню пожароопасности относятся к технологическим процессам, в которых обращаются вещества в количестве, меньшем порогового значения.
Источниками пожаровзрывооопасности в процессе строительства скважины являются склад ГСМ, котельная установка, помещение дизельэлектростанции, блок очистки и дегазации бурового раствора, насосный и силовой блок. При нормальном режиме ведения буровых работ и работы оборудования взрывоопасные смеси и пары не образуются, а возможны только при возникновении аварии или в период ее ликвидации при повреждении технологического оборудования.
Система обеспечения пожарной безопасности, в общем случае, представляет собой состояние защищенности личности, имущества, общества и государства от пожаров.
Пожарная безопасность объекта обеспечивается:
- Применением автоматических установок пожарной сигнализации.
- Применением автоматических установок пожаротушения.
- Устройством обваловок, ограничивающим распространение пожара за заданные пределы.
- Применением соответствующих средств пожаротушения.
- Применением оборудования и технологических конструкций с регламентированными показателями пожарной безопасности.
- Снижением взрывопожароопасности помещений и технологических процессов путем применения материалов с регламентированными пределами огнестойкости и оборудования и его элементов во взрывобезопасном исполнении.
Склад ГСМ вмещает 845 м3 дизтоплива и смазочных материалов. Он является расходным в составе буровой установки, котельной установки и ДЭС, обеспечивающих как производственные помещения, так и помещения для временного пребывания (вахтовый поселок) электроэнергией, паром и водой. В соответствии с этим противопожарное расстояние между складом ГСМ и вахтовым поселком составляет 45 м.
- Противопожарное расстояние между складом ГСМ и выхлопными коллекторами дизелей принять не менее 30 м.
- Противопожарное расстояние между складом ГСМ и котельной принять не менее 30 м, от котельной до хозблока не менее 15 м.
- Расстояние между группами сблокированных мобильных зданий (не более 10 мобильных зданий в группе и общей площадью не более 800 м 2) должно составлять не менее 15 м.
Эвакуация осуществляется по путям эвакуации через эвакуационные выходы, которых в связи с конструктивной особенностью блочного исполнения буровой установки в каждом помещении два. Вахта буровой бригады, выполняющая работу на объекте, состоит из 8 человек при возникновении пожара рассредоточивается согласно боевому расчету ДПД (добровольной пожарной дружины) и приступает к тушению очага возгорания.
Таблица 5.6 – Сведения о категории зданий, сооружений, помещений, оборудования и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности Наименование Степе Класс Класс Категория Класс объекта нь функционально конструкти помещений и взрывоопас
огнест й пожарной вной наружных ной зоны
ойкос опасности пожарной установок по
ти опасности пожаровзрыво опасности склад ГСМ — — — Бн 0 котельная IV Ф5.1 С0 Г 1 установка дизельэлектро IV Ф5.1 С0 В1 2 станция блок очистки и IV Ф5.1 С0 А 2 дегазации раствора насосный блок IV Ф5.1 С0 А 2 склад буровых IV Ф5.2 С1 Д 2 материалов жилгородок IV Ф1.2 С0 В-4 2 (мобильные здания)
Оповещается мастер буровой и отдыхающая смена. Силовой и насосный блоки оборудуются I типом СОУЭ (система оповещения и управления эвакуацией людей).
С помощью ручного пожарного извещателя со звуковой сиреной подается общий сигнал «Пожар». Персонал не участвующий в тушении пожара располагается на безопасном расстоянии (радиус падения вышки плюс 10 м).
При катастрофическом развитии сценария (неуправляемое истечение флюида из скважины, его возгорание и разрушение вышки) весь персонал объекта эвакуируется с территории площадки буровой, к ликвидации очага возгорания (фонтана) привлекаются работники военизированной части по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов и пожарные расчеты МЧС. Данные по взрывопожарной и пожарной опасности приведены в таблице 5.6.
Тушение возможного возгорания на проектируемом объекте предусматривается силами добровольной пожарной дружины, состоящей из числа работников объекта, и средствами первичного пожаротушения, заложенными в проект.
5.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях
При строительстве скважин основным источником ЧС служит скважина, возможная вероятность потери контроля над ней, и, как следствие, опасность выброса пластового флюида в окружающую среду. Кроме того, на площадке строительства используются вспомогательные установки (силовой привод буровой установки, дизель-генераторная установка и паровая котельная установка), которые в своѐм технологическом процессе также используют взрывопожароопасные вещества (дизельное топливо и нефть), запас топлива, для которых хранится в наземных резервуарах на складе ГСМ.
Возможные внутренние опасности процесса вскрытия пластов сопряжены со следующими факторами:
- Взрыво- и пожароопасностью среды.
- Вероятностью отказов оборудования, работающего под давлением, трубопроводов, арматуры, систем контроля и автоматики, входящих в комплекс противофонтанной защиты.
Ветровые нагрузки в качестве причин аварии не рассматриваются, так как все оборудование рассчитано на скорость ветра до 40 м/с.
При бурении скважин возможны газонефтепроявления из-за превышения пластового давления над гидростатическим. Наиболее опасная аварийная ситуация будет развиваться на площадке строительства скважин.
Поэтому с целью уменьшения вероятности реализации данной аварийной ситуации приняты следующие технологические решения и организационные мероприятия:
— Установка противовыбросового оборудования перед вскрытием продуктивных пластов, вскрытие пластов производится при установленном на устье противовыбросовом оборудовании (ПВО) с применением промывочной жидкости в соответствии с рабочим проектом на бурение скважины. Противовыбросовое оборудование и его обвязка монтируются в соответствии с типовыми схемами, согласованными с военизированной частью по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов и с территориальным отделом Ростехнадзора по технологическому и экологическому надзору.
- Соблюдение мероприятий по раннему обнаружению газонефтеводопроявлений (ГНВП).
— Опрессовка обсадных колонн и труб на поверхности, цементного кольца, межколонного пространства, устьевой обвязки перед вскрытием напорных горизонтов для проверки устойчивости конструкции скважины к ликвидации возможного фонтанирования, опрессовка обсадных колонн, несущих противовыбросовое оборудование.
- Соблюдение нормативных расстояний от устья скважины до жилого городка, склада ГСМ, факельной площадки ПВО.
- Установка станции геолого-технических исследований, с регистрацией и записью параметров.
- Установка стационарных сигнализаторов на буровой установке.
Для предотвращения чрезвычайных ситуаций, связанных с разгерметизацией оборудования, аварийными выбросами и разливами опасных веществ предусмотрены следующие технические решения и организационные мероприятия:
- Оснащение резервуаров с топливом указателем уровня, задвижкой.
- Устройство молниезащиты с молниеотводами.
- Монтаж ветроуказателей.
- Окраска наружной поверхности резервуаров лучеотражающими светлыми красками.
- Использование сертифицированного оборудования.
На буровой необходимо иметь в обязательном порядке следующую документацию по противофонтанной безопасности и инструкции:
- Паспорта на ПВО, колонную головку.
- График проведения учебных тревог «Газовый выброс» и «Пожар».
- Фактическую схему обвязки устья скважины ПВО.
- Перечень мероприятий по безаварийной проводке скважины.
- Инструкцию по практическим действиям буровой бригады в случае возникновения нефтегазоводопроявлений.
- План на вскрытие продуктивных горизонтов и дальнейшее бурение скважины.
- Перечень мероприятий по предупреждению истирания промежуточных колонн, несущих противовыбросовое оборудование.
- План работ, разработанный буровым предприятием-подрядчиком для данного объекта.
5.7 Экологичность проекта
Деятельность предприятий нефтяной и газовой промышленности неизбежно связана с техногенным воздействием технологических процессов бурения и добычи на природную среду, поэтому вопросы охраны окружающей среды для отрасли имеют важное значение.
Особенность воздействия процессов строительства скважины – высокая интенсивность и кратковременность формирования значительных техногенных нагрузок на объекты гидро- и биосферы, которые нередко превышают пороговые нагрузки, вызывая нарушение экологического равновесия в районах бурения, а в ряде случаев и деградацию отдельных компонентов природной среды.
Охрана земель в период строительно-монтажных работ, бурения и испытания скважины обеспечивается следующими проектными решениями:
- Комплекс мер по минимизации изымаемых и нарушенных земель.
- Комплекс мер по предотвращению заболачивания.
- Комплекс мер по предупреждению химического загрязнения почв при бурении и испытании скважины.
- Комплекс мер по охране плодородного слоя почвы. — рекультивация нарушенных земель по окончании строительства.
Для уменьшения распространения техногенных загрязнений (при их возникновении) необходимо осуществить следующие мероприятия:
- Своевременно локализовать разливы бурового раствора или ГСМ обваловкой.
- При разливе ГСМ или нефти механически собрать разлитую жидкость в ѐмкости (бочки) для последующего вывоза и утилизации.
- Ликвидировать засыпкой сухим торфом.
Охрана недр при бурении скважины должна обеспечивать надежность ствола, предотвращение заколонных и межколонных перетоков флюидов, предотвращение аварийного фонтанирования, образования грифонов, просадок устья скважины, смятия колонн. Для выполнения этих задач проектом выбрана рациональная конструкция скважины.
Для контроля качества цементирования обсадных колонн будут проведены исследования приборами АКЦ ГГКц, а также испытание обсадной колонны на герметичность путѐм создания внутреннего избыточного давления.
Для предохранения пресноводных горизонтов от загрязнения с поверхности земли предусматривается:
- Использование инженерной системы сбора и утилизации отходов бурения.
- Спуск направления на глубину более 30 м с целью перекрытия неустойчивых отложений.
После выполнения задач, поставленных перед строительством скважин, при наличии установления нефтегазоностности скважина подлежит консервации до момента введения ее в эксплуатацию, в случае установления непромышленной нефтеносности, скважина подлежит ликвидации.
При этом проводятся следующие работы:
- Установка изолирующих цементных мостов.
— Установка на устье скважины бетонной тумбы размером 1х1х1 м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической табличкой, на которой электросваркой наносится номер скважины, площадь, предприятиепользователь недр, дата ее консервации (ликвидации).
Проектируемые площадки строительства скважин находятся за пределами водоохранных зон водных объектов: скважина № 321-58 – ближайший водный объект на расстоянии 400 м ручей Курум. Ширина водоохранной зоны согласно ст. 65 Водного Кодекса РФ составляет 50 м.
Проектируемые площадки не захватывают пойму рек и затоплению не подвергаются, в связи с этим проектом предусмотрены только мероприятия по предупреждению подтопления площадок грунтовыми и паводковыми водами в осенне-весенний период – обваловка территории буровой, шламового амбара, баульной площадки, амбара у выкида ПВО, склада ГСМ на высоту не менее 1 м.
В целях охраны поверхностных и подземных вод от загрязнения все работы необходимо проводить только в пределах территории, отведѐнной в пользование.
Хранение материалов для приготовления бурового и цементного растворов осуществляется в специальных закрытых помещениях. Баульная площадка обваловывается по периметру на высоту не менее 1 м.
Хранение ГСМ предусмотрено в емкостях, площадка для хранения ГСМ гидроизолируется, обваловывается.
До начала бурения скважин необходимо проверить и привести в исправное состояние все системы, где может быть утечка жидкости, содержащей вредные вещества.
Предусматривается сбор отходов производства и потребления, образующихся в период строительства, их захоронение и утилизация.
В зимнее время все ручьи полностью перемерзают.
К основным технологическим решениям при эксплуатации, направленным на снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и предотвращение аварийных ситуаций, относятся:
- Для минимизации потерь газа, как при выполнении регламентных работ, так и при аварийных ситуациях, предусмотрена установка запорной арматуры.
- Применение труб и соединительных деталей в заводской теплогидроизоляции.
— Для предотвращения загрязнения атмосферы углеводородами и другими компонентами, содержащимися в газе, предусматривается факельная система, предназначенная для сжигания плановых и аварийных сбросов газа при продувке скважин, трубопроводов, при опорожнении технологического оборудования и т.п.
- При обустройстве месторождения технологической схемой сбора и транспорта углеводородного сырья будет предусмотрен сбор попутного газа и использование его на энергетические нужды.
Необходимо отметить, что отторжение территории реально отразится только на показателях населения мелких млекопитающих, которые потеряют местообитания. Наиболее уязвимые и ценные представители млекопитающих под воздействием фактора беспокойства покинут значительно большую территорию. Мероприятия, обеспечивающие снижение воздействия на животный мир:
- Минимальное отчуждение земель для сохранения условий обитания животных и птиц.
- Запрещение сброса загрязняющих веществ на территорию.
- Уборка остатков материалов, конструкций и строительного мусора по завершении бурения скважин.
- Соблюдение обслуживающим персоналом ряда требований – запрещение ловли рыбы, охоты и уничтожения местных животных.
- Защита вращающихся частей оборудования кожухами, ослабляющими шум.
- Установка ограждений и простейших отпугивающих устройств, для исключения доступа животных на технологические площадки и акваторию котлованов.
- Проезд транспортных средств только по сооружѐнным дорогам, движение транспортных средств вне дорожной сети не допускается.
Охота и рыбалка на территории строительства и за еѐ пределами без специального согласования с надзорными службами запрещена.
Для предотвращения и снижения ущерба растительности будут предприняты следующие меры:
- Соблюдение норм землеотвода, минимизация расчищаемых при строительстве площадей.
- Соблюдение противопожарных норм.
- Предотвращение развития эрозионных процессов.
- Предотвращение локальных разливов горюче-смазочных материалов.
- Контроль за движением транспорта в период строительства.
- Сведение к минимуму загрязнения воздуха в процессе строительства и эксплуатации.
- Плановое проведение строительных работ при устойчивых отрицательных температурах и достаточном по мощности снежном покрове позволит избежать нарушения травяно-кустарникового покрова.
- Отвод атмосферных осадков с территории буровой площадки в амбар.
- Плановое испытание скважины с использованием факельной установки только в зимний период года снизит пожароопасность.
- Запрещение разведения костров и других работ с открытым огнем за пределами специально отведенных мест.
- Техническая и биологическая рекультивация нарушенных земель.
При строительстве скважины не допускается нарушение растительного покрова.
Бурение на депрессии планируется осуществлять на нефти аэрированной азотом. При разрушении резервуара для хранения нефти и пластовой воды, вместимость которого составляет 50 м3, происходит залповый сброс токсичных компонентов на рельеф местности. При этом (в летний период) происходит вертикальная фильтрация загрязненных вод через насыпной грунт в грунтовые воды и водоносные горизонты.
При проведении инженерных изысканий в скважинах глубиной до 10 м в районе работ грунтовые воды не встречены. Для расчета принимаем глубину – 10,0 м.
Время достижения токсичными компонентами уровня грунтовых вод может быть оценено по формуле:
M m
t
2 , (5.1)
Q
3 K
F
где m – мощность пород зоны аэрации, м;
- K – коэффициент фильтрации пород зоны аэрации, м/сут;
- M – дефицит влажности пород зоны аэрации;
- Q – расход загрязнѐнной воды, м3/сут;
- F – площадь зоны аэрации, м2.
В таблице 5.7 приведены основные данные для расчѐта.
Таблица 5.7 – Данные для расчѐта времени достижения сточными водами уровня грунтовых вод
Параметр для расчѐта Обозначение Значение Мощность пород зоны аэрации, м (толщина отсыпанного слоя и
m 11,5 уровень грунтовых вод) Коэффициент фильтрации пород зоны аэрации, м/сут K 0,25 Дефицит влажности пород зоны аэрации
M 0,5 (для водонасыщенного песка) Расход токсичных компонентов, м3/сут
Q 50 (объѐм раствора в одной ѐмкости) Площадь зоны аэрации, м2 F 350
0,5 11,5
t 33,8 сут.
50
3 0,25
350
Таким образом, для предотвращения негативных последствий аварий (разлива токсичных компонентов) необходимо немедленно приступить к локализации и ликвидации очага загрязнения, включая работы по снятию загрязнѐнного объѐма насыпного грунта, в противном случае через расчѐтное время негативные последствия скажутся на грунтовых водах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной выпускной квалификационной работе была выполнена поставленная задача: спроектировать строительство разведочной скважины на Чаяндинском месторождении.
В дипломной работе было рассмотрено геологическое строение месторождения, выявлена характеристика физико-географических и климатических условий района строительства скважины, физикогидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, стратиграфия, литология и определены нефтегазоводоносность и интервалы осложнений и нефтегазоводопроявлений.
Так же в процессе проектирования были выполнены необходимые технологические и проектные расчѐты на строительство скважины.
В дипломной работе была рассмотренна технология бурения многозабойных скважин, как метод увеличения дебита.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/bakalavrskaya/chayandinskoe-mestorojdenie/
1. Балицкий, В. П. Технологические расчеты на персональном компьютере при бурении глубоких скважин : учеб. пособие для вузов / В. П. Балицкий, О. Ю. Храброва; Федеральное агентство по образованию РГУ Нефти и Газа им. И. М. Губкина – Москва, 2007. – 93с.
2. Берзин, А. Г., Рудых, И. В., Берзин, С. А. Особенности формирования многопластовых залежей углеводородов месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология нефти и газа. — 2006. — №5. С.14–21.
3. Булатов, А.И. Спутник буровика, книга 1 : справочное издание / А. И. Булатов, С. В. Долгов. — Москва : Издательский дом Недра, 2014. – 379 с.1. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Расчѐты в бурении. Москва РГГРУ 2007 г. — 668 с.
4. Булатов, А.И. Спутник буровика, книга 2 : справочное издание / А. И. Булатов, С. В. Долгов. — Москва : Издательский дом Недра, 2014. – 533 с.
5. Бурение многозабойных горизонтально-разветвленных скважин : прессцентр // ООО «СНК» [сайт]. – Режим доступа:
6. Винтовые забойные двигатели : каталог продукции – Пермь, ООО «ВНИИБТ — Буровой инструмент», 2014. – 8 с.
7. Гольдберг, В.М. Методическим рекомендациям по гидрогеологическим исследованиям и прогнозам для контроля за охраной подземных вод: метод. указания / В. М. Гольдберг. — Москва : Всероссийский научноисследовательский институт гидрогеологии и инженерной геологии, 1980. – 86 с.
8. ГОСТ 632-80 Обсадные трубы и муфты к ним. – Введ. 05.06.1980. – Москва : Министерство черной металлургии СССР, Министерство нефтяной промышленности, 1980. – 69 с.
9. ГОСТ 20692-2003 Долота шарошечные. Технические условия. – Введ. от 07. 10. 2003. – Минск : Государственный комитет Российской Федерации по стандартизации и метрологии, 2003. – 12 с.
10. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ. Учеб. для вузов. — М.: Недраг 1998 г. 433с.
11. Мусияченко, Е.В. Методические указания к дипломному проектированию по выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта» : метод. указания / Е. В. Мусияченко. — Красноярск : СФУ, 2015. – 43 с.
12. О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации : пост. Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2002 г. N 240. – 2002. – 15 апр.
13. Проектная документация на строительство разведочных скважин №№ 321-58, 321-65, 321-68, 321-75, 321-78, 321-82 на Чаяндинском НГКМ — Раздел 1 «Пояснительная записка» — Ухта : ОАО «Газпром», ООО «НИИ Природных Газов и Газовых Технологий – Газпром ВНИИГАЗ» филиал в г. Ухта, 2013.
14. Программа подготовительных работ и отбора керна снарядами импортного производства в скважине №321-58 Чаяндинского НГКМ с использованием бурголовок диаметром 215,9 мм. – ООО «Интервал», 2014. . – 13 с.
15. Породоразрушающий инструмент PDC : каталог продукции – Уфа, НПП «Буринтех», 2014. – 53 с.
16. СП 52.13330.2011 Естественное и искусственное освещение. Актуализированная редакция СНиП 23-05-95. – Введ. 20.05.2011. – Москва : Министерство регионального развития Российской Федерации, 2011. – 75 с.
17. СП 60.13330.2012 Отопление, вентиляция и кондиционирование. Актуализированная редакция СНиП 41-01-2003. – Введ. 1.01.2013. – Москва : Министерство регионального развития Российской Федерации, 2013. – 81 с.
18. СП 1.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Эвакуационные пути и выходы. – Введ. 25.04.2009. – Москва : Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий, 2009. – 47 с.
19. Чаяндинское : пресс – релиз // ОАО «Газпром» [сайт]. – Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/production/projects/deposits/chayandinskoye/
20. Технология бурения нефтяных и газовых скважин : учеб. пособие для вузов / А. В. Попов, А. И. Спивак, Т. О, Акбулатов, М. Р. Мавлютов, Р. Х. Санников, Л. А. Алексеев, Г. В. Конесев, Л. М. Левинсон, Ф. А. Агзамов, Х. И. Акчурин, Р. М. Сакаев, П. Н. Матюшин. – Москва : ООО «НедраБизнесцентр», 2003. – 509 с.
21. Тойб, Р. Р. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин : учеб. – метод. пособие Красноярск: СФУ ИНиГ, 2014. – 61 с.
22. Трехшарошечные буровые долота : каталог продукции – Уфа, НПП «Буринтех», 2014. – 25 с.
23. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». – Введ. от 05. 06. 2013. – Москва : ЗАО «Научно — технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. — 288 с.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ
3Д-86 – БУ с 3 дизельными двигателями, образца 86 года АВПД – Аномально высокое пластовое давление АКЦ – Акустическая цементометрия АН – Амортизатор наддолотный АНПД – Аномально низкое пластовое давление АФК – Арматура фонтанная колонная БД – Блочно-модульная конструкция БИТ – Производства ООО НПП «Буринтех» БК – Бурильная колонна БПР – Блок приготовления раствора БУ – Буровая установка ВЗД – Винтовой забойный двигатель ВП – Вискозиметр полевой ВПУГ – Вращающийся превентор универсальный гидравлический ВСЖД – Восточно-Сибирская железная дорога ВС-ТО – Восточная Сибирь-Тихий океан ВУС – Вязко-упругий состав ГГКц – Гамма-гамма цементометрия ГКО – Глинокислотная обработка ГЖС – Газожидкостная смесь ГР – Гермитизатор роторный ГРП – Гидравлический разрыв пласта ГСМ – Горюче-смазочные материалы ГЦ – Гидроциклон ДГУ – Дизель-гидравлический привод, универсальной монтажеспособн ости ДПД – Добровольная пожарная дружина КВД – Кривые восстановления давления КОБ – Клапан обратный буровой КОС – Клапан-отсекатель стационарный КНБК – Компоновка низа бурильной колонны КС – Калибратор спиральный ММП – Многолетнемерзлые породы МСЦ – Муфта ступенчатого цементирования НГКМ – Нефте-газо-конденсатное месторождение НГО – Нефтегазоносная область НПО – Научно-производственное объединение ОКК – Оборудование колонны обсадных труб с клиновым
трубодержателем ОП – Оборудование противовыбросовое ОПД – Отрицательный перепад давления ОПР – Опытно-промышленная разработка ОТТГ – Обсадные трубы трапецеидального профиля и коническими
уплотнительными поясками ОТТМ – Обсадные трубы трапецеидального профиля муфтовые ПВО – Противовыбросовое оборудование ПГД – Пороховой генератор давлений ПЖ – Промывочная жидкость ПМТМ – Полевой магистральный трубопровод ПНС – Перекачивающая насосная станция ППГ – Превентор плашечный гидравлический ППУ – Паровая передвижная установка ПУГ – Превентор универсальный гидравлический ПХН – Подвеска хвостовика не цементируемая ПЦТ – Портландцемент тампонажный СВП – Силовой верхний привод СИЗ – Средства индивидуальной защиты СКО – Соляно-кислотная обработка СОУЭ – Система оповещения и управления эвакуацией людей СПО – Спуско-подъемные операции ТБПК – Трубы бурильные с приваренными концами УБТ – Утяжелѐнные бурильные трубы УБТЕ – Трубы бурильные утяжелѐнные со спиральными канавками УБТС – Утяжедѐнные бурильные трубы сбалансированные УКР – Устройство керноприѐмное роторным способом УНБ – Насос буровой производства ОАО «Уралмаш» УНБТ – Насос буровой трѐхпоршневой производства ОАО «Уралмаш» ФЕС – Фильтрационно-емкостные свойства ЦА – Цементировочный агрегат ЦТКС – Цемент тампонажный коррозионностойкий ЦТРО – Цемент тампонажный расширяющийся облегчѐнный ЦТРС – Цемент тампонажный расширяющийся стабилизированный ШЦ – Штангенциркуль ЭП – Электрический привод от промышленной сети, передвижная ЭУК – Электрический привод от промышленной сети, универсальной
монтажеспособности, для кустового бурения IADC – International Association of Drilling Contractors PDC – Polycrystalline diamond compact ПРИЛОЖЕНИЕ А
Обзорная карта района работ
