Технология бурения

ВВЕДЕНИЕ

 

Среди важнейших  видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное  состояние и уровень развития материально-технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и  добыче нефти и газа.

Бурное  развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применяться двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала развиваться мировая нефтегазовая промышленность с тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание. Важным фактором в увеличении добычи нефти является бурение скважин. Данный проект предусматривает проектирование строительства скважины на Изяславском месторождении. Изяславское месторождение расположено в Арзгирском районе Ставропольского края.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Краткие сведения о районе  буровых работ

 

    В  административно-территориальном отношении  Изяславская площадь расположена  в Арзгирском районе Ставропольского  края.

    Ближайшая  железнодорожная станция г. Благодарный  расположена в 58 км от площади,  село Арзгир-в 12 км к северо-востоку.

    Рельеф  местности характеризуется наличием  пологих высот и балок. Высотные  отметки варьируют в пределах 100-200 м; в точке заложения скважины  I Изяславская альтитуда составляет 134 м.

    Гидрографическая  сеть практически отсутствует;  если не считать небольшой  степной речки Чограй, пересыхающей  летом и отстоящей от площади  в 8 км к северо-востоку. Чограйское  водохранилище расположено в  40 км к северо-востоку.

    Климат  района континентальный. Среднегодовое  количество осадков не превышает  30 мм. Лето жаркое и сухое. Зима  относительно мягкая, но иногда  морозы достигают -36 градусов.

    В  непосредственной близости от  площади проходит газопровод  Арзгир-Мирное-Благодарный. Работы  на площади будут проводиться  Ставропольским управлением буровых  работ. База материально-технического  снабжения расположена в г.  Благодарном.

    Энергоснабжение  буровой предусматривается от  двигателей внутреннего сгорания. Снабжение буровой технической  водой - от артезианских скважин.  Связь с буровой по радиотелефону.

 

 

2. Литолого-стратиграфический разрез

 

      На основании данных бурения  скважин на Серафимовской и  Сельской площадях, а также глубин, отражающих сейсмогоризонты, установленные  разведкой в пределах Изяславской  площади, проектной скважиной  при глубине 3500 м ожидается вскрытие литолого-стратиграфического разреза, представленного в табл.1. Альтитуда скважины 134 м.

 

Таблица 1

Стратиграфический разрез				Литологический разрез		Предполагаемый угол падения пластов
Группа	Система	Отдел	Свита, ярус, горизонт	Литологическая колонка	Глубина залегания
Кайнозойская	Неогеновая	Миоценовый	чокрак-конк караган сармат	Светло-серые песчаники с прослойками  глинистых алевролитов, доломитов  и уплотненных глин	440	до1○
			Майкопская серия	Глинистые алевролиты с толстым слоем  плотных глин
	Палеогеновая	Олигоценовый			1780	1○
			Хадум	Глины с доломитами	1835
		Эоцен		Доломиты с прослойками глинистых  аргиллитов	2125	1○-2○
		Палеоцен		Глинистые алевролиты и аргиллиты, последние  преобладают	2310
Мезозойская	Меловая	Верхний мел		Глины	2470
		Нижний мел	Неоком+апт+альб	Чередование песчаников мелкозернистых полевошпатокварцевых с алевролитами и пестро-окрашенными аргиллитами	3100	2○-3○
	Пермо-триас (Р)	Нерасчленен	Нерасчленен	Переслаивание аргиллитов, алевролитов  темно-серых, реже бурых, известковистых, трещиноватых	3400	8○-10○
Рz	Камен	Карбон	С2	Плотные темно-серые аргиллиты, глинистые  алевролиты, трещиноватые со структурами  гравитационного уплотнения	3500	20○-30○

 

       Приведенный вариант литолого-стратиграфического  разреза в своей нижней части  соответствует паспортным данным  на Изяславскую структуру, где  под нижним мелом предполагается  вскрытие 300 метровой толщи отложений  пермо-триасового возраста. Однако  авторами проекта и рекомендаций не исключается возможность размыва и отсутствия этих отложений на Изяславской площади.

       На это указывают данные бурения  близлежащей Серафимовской скважины, где под нижнемеловыми отложениями  вскрыты сланцы палеозоя. В этом  случае бурение скважины может  быть ограничено глубиной 3150 м.

 

3. Газонефтеносность

       Прямых признаков газанефтеносности  в виде выходов газа или  нефти в пределах рассматриваемой  площади не отмечено.

       Перспективы газоносности Изяславского  поднятия связаны, главным образом,  с нижнемеловыми (альб-аптскими) отложениями.

       Их перспективы обусловлены установлением  промышленных залежей газоконденсата  в I₂, I₃, I₄ пластах альбского яруса на Мирненской площади, I₂ пласта на Сельской, Крутоярской, Северо-Мирненской площадях. Так, на соседней Сельской площади в скважину 6 при испытании I₂ пласта на 8 мм штуцере получен приток газа, дебитом 144,6 т.м³/сут., конденсата 10,3 м³/сут., воды 13,1 м³/сут. Притоки газа отмечены также в скважине 9 (сл.) П (сл.) и I₅ (сл.).

       Промышленная газоносность У_п пласта апта в Мирненско-Арзгирской зоне установлена на Южно-Серафимовской площади, а в пределах Чернолесской впадины – на Южно-Спасской площади.

        Определенный поисковой интерес  представляют нижне-майкопские отложения,  из которых на Журавской, Южно-Спасской, Воробьевской и Пашолкинской  площадях Чернолесской впадины  получены притоки нефти. Так,  в скважине 1 Воробьевской дебит  нефти на 5,1 мм штуцере, составил 30,7 м³/сут., в скважине 6 Южно-Спасской на штуцере 10 мм получен приток нефти дебитом 83 м³/сут., и газа 7000 м³/сут., в скважине 62 Журавской приток нефти из этих отложений составил 116 м³/сут.

        Таким образом, благоприятные  структурно-литологические условия  нижнемеловых отложений на Изяславской  площади, близость ее к площадям  с установленной газоносностью, позволяют рассматривать последнюю в качестве объекта для постановки поискового бурения.

 

4. Водоносность

        На Изяславской площади на  основании гидрогеологических и  геологических исследований и  наблюдений, проведенных в пределах  Мирненско-Арзгирской зоны, можно  выделить следующие водоносные  комплексы.

        Четвертичный комплекс характеризуется  солоноватыми водами с минерализацией 5 и выше гр./л. Неогеновый комплекс  характеризуется водами хлоркальциевого  типа и минерализацией от 5 до 35 гр./л.

        Палеогеновый комплекс, охватывающий  отложения майкопа, хадума, эоцена  и палеоцена, характеризуется  водами от хлоркальциевого до  переходного типа с минерализацией  от 35 до 52 гр./л. и дебитом от 0,3до 164 м³/сут. Верхнемеловые отложения опробованы на Мирненском, Сельском и других площадях. В результате получены непереливающие притоки воды с дебитом до 60 м³/сут., хлоркальциевого типа с минерализацией от 43 до 2 гр./л. Наиболее изученными являются нижнемеловые отложения, где можно выделить два самостоятельных водоносных комплекса.

        Альб-аптский комплекс характеризуется  хлоркальциевыми водами с минерализацией  от 50 до 78 гр./л. Газосодержание изменяется  от 1,9 до 2,8 м³/м³, приведенный напор составляет 220 м. Из аптнеокомского комплекса получены притоки непереливающих вод дебит 4,5 м³/сут., при уровне, установившемся на глубине 60 м. Минерализация достигает 80 гр./л., газосодержание 0,8-2 м³/м³. Водовмещающими породами пермо-триасового водоносного комплекса являются коллектора порово-трещинного типа. Приток вод по скважинам близлежащих площадей в среднем составил 3,6 м³/сут., при статическом уровне 50-60 м, газосодержание 8 м³/м³.

 

 

5. Температурная характеристика разреза

        Температурная характеристика разреза проводится по данным замеров температур в скважинах Серафимовской и Южно-Серафимовской площадей:

500 м - 30^○С                                     2000 м - 110^○С          

600 м - 48^○С                                     2470 м - 127^○С

1000 м - 60^.С                                   2500 м - 128^○С

1500 м - 85^○С                                   3000 м - 140^○С

1700 м - 95^○С                                   3100 м - 142^○С

1835 м - 102^○С                                 3500 м - 146^○С

6. Пластовые, поровые давления и давления гидроразрыва

   а) Пластовые и поровые давления

      В проектной скважине ожидаются  следующие величины пластовых и поровых давлений.

Таблица 2

Глубина, м	Давление, кгс/см2		Коэффициент аномальности
	пластовое	поровое	Pпл	Pпор
500	45	50	0,9	1,0
600	54	60	0,9	1,0
1000	100	125	1,0	1,25
1500	150	187,5	1,0	1,25
1780	231,4	240,3	1,3	1,35
1835	183,5	220,2	1,0	1,2
1850	185	222,0	1,0	1,2
2000	200	240,0	1,0	1,2
2125	212,5	255	1,0	1,2
2310	231	277,2	1,0	1,2
2470	247	247	1,0	1,0
2500	250	250	1,0	1,0
3000	300	300	1,0	1,0
3100	356,5	310	1,15	1,2
3400	391	410	1,15	1,2
3500	402,5	420	1,15	1,2