Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края

Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Общая часть

1.1 Общие сведения об участке работ

1.2 Геологическая характеристика участка работ

1.2.1 Геологическое строение участка

1.2.2. Стратиграфия

1.2.3 Тектоника

1.2.4 Исходные данные для разработки проекта

2. Проектная часть

2.1 Выбор и обоснование способа бурения

2.2 Проектирование конструкции скважины,

2.2.1 Расчет и обоснование конечного, промежуточного и начального диаметра бурения

2.2.2 Выбор промывочного агента для бурения скважины

2.3 Техника бурения

2.3.1 Определение максимальной массы бурильной колонны

2.3.1.1 Расчёт бурильных труб, УБТ, компоновок бурильной колонны

2.3.1.2 Расчёт обсадных колонн

2.3.2 Буровое оборудование

2.3.2.1 Выбор бурового станка

2.3.2.2 Выбор насосной установки

2.3.2.3 Выбор силовой установки

2.3.2.4 Выбор буровой вышки и талевой системы

2.4 Технология бурения

2.4.1 Выбор породоразрушающего инструмента

2.4.2 Расчет технологического режима бурения

2.4.3 Расчет осевой нагрузки

2.4.4 Расчёт частоты вращения

2.4.5 Расчет производительности насосов для бурения под каждую обсадочную колонну

2.4.6 Расчет количества и качества промывочной жидкости для бурения под каждую обсадочную колонну

2.5 Цементирование скважины

3. Экономический расчет

3.1 Сметный сводный расчет на строительство скважины

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Мероприятия по обеспечению безопасных и комфортных бытовых условий

4.2 Инженерные мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда на объекте проектирования

4.3 Пожарная безопасность

4.4 Охрана окружающей среды

Заключение

Литература

ВВЕДЕНИЕ

За последние годы, нефтяная промышленность нашей страны, развиваясь бурными темпами, выросла в одну из самых мощных отраслей тяжелой индустрии, оснащенную передовой техникой, располагающую квалифицированными кадрами и сетью специальных научно-исследовательских учреждений.

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 сырьём 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 объёма буровых работ, без применения новых систем разработки и, конечно, без соответствующего технического оснащения нефтедобывающей промышленности.

Широкое применение газа в качестве топлива и для технологических нужд открывает перед хозяйством государства неограниченные возможности. Известно, что топливо составляет значительную часть издержек на производство электроэнергии, цемента, металла, стекла, фарфора, ряда строительных материалов и т.д. Использование газа в этих отраслях дает значительный экономический эффект.

Положительные результаты применения природного газа для технологических нужд получены в доменных и мартеновских цехах металлургических заводов страны. Успешно используется газ как технологическое топливо в печах прокатных и трубопрокатных цехов. Рост химической промышленности связан с развитием добычи нефти и газа.

Газовая промышленность Краснодарского края имеет большое значение в топливном балансе страны. Большое количество газоконденсатных месторождений со значительными запасами газа позволило за короткий срок увеличить добычу газа на Кубани.

За последние годы было осуществлено техническое перевооружение в бурении и техники эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин Краснодарского края. Используются новые прогрессивные методы и техники разведки, бурения скважин, обустройство промыслов и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, разработанных и внедренных на Кубани.

1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ УЧАСТКЕ РАБОТ

Рис.1.1.Обзорная карта района работ.

По административному делению Северо-Прибрежная площадь расположена на территории Славянского района Краснодарского края, в 130 км в северо-западном направлении от краевого центра, в 4км к северо-западу от станицы Черноерковской (рис. 1.1).

Железнодорожная станция "Протока" (г. Славянск – на – Кубани) находится в 46км к юго-востоку. К станице Черноерковской ведет асфальтированное шоссе через станицу Петровскую, которое выходит на асфальтированное шоссе Славянск-Ачуево. Дорожная сеть в районе, прилегающем к площади, развита слабо. Большинство дорог грунтовые, труднопроходимые в осенне-зимний период.

В орогидрографическом отношении Северо-Прибрежная площадь расположена в пределах низменной равнины, занятой плавнями и лиманами, частью мелиорированной под рисовые чеки, с сетью оросительных каналов. Древесной растительности нет.

Климат района умеренно-континентальный, со среднегодовой температурой +11-12°С. Лето сравнительно сухое, жаркое, со среднемесячной температурой +25°С. Зимой среднемесячная температура - 5°С, однако бывают морозы до -20°С. Безморозный период 195 дней. Среднегодовое количество осадков 550-600мм, большая часть их выпадает в осенне-зимний период в виде дождя.

Промышленность в районе работ практически отсутствует. Население занято в сельском хозяйстве.

Водоснабжение буровых будет осуществляться из артезианских скважин, пробуренных на площадках этих скважин.

1.2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УЧАСТКА РАБОТ

1.2.1 Геологическое строение участка

Газоносный комплекс пород Прибрежных месторождений включает меловые и третичные отложения. Нижний мел представлен главным образом, песчано-глинистыми отложениями, заканчивающимися пачкой темных жирных глин альба с небольшими прослоями рыхлых песчаников. Верхний мел представлен в основном карбонатной толщей – известняками и мергелями.

В разрезе третичных пород, представленных в районе всеми ярусами палеогена и неогена, преобладают песчано-глинистые отложения. Исключение составляют мергели и известняки фораминиферовых отложений, а также прослои известняков в сармате и меотисе.

 Наибольший интерес представляют продуктивные, карагано-чокракские слои среднего миоцена, которые являются газоносными на Прибрежных площадях.

Чокракские слои представлены переслаивающимися темными глинами, глинистыми сланцами и рыхлыми кварцевыми песчаниками и песками. На большей части площади в нижнем разрезе чокрака выделяется пачка глин, не содержащих песчаников. Наиболее характерным признаком чокракских отложений является их чрезвычайно резкая фациальная изменчивость по площади и изменение мощностей. Так коэффициент песчанистости их увеличивается с запада на восток от 0,1 до 0,4 милидарси.

Караганские слои по своему литологическому составу сходны с верхней песчано-глинистой частью чокрака и представлены чередованием бурых песчанистых глин, светлых кварцевых песков и песчаников и желтовато-серых мергелей. Основным отличием караганских отложений от чокракских является большая их песчанистость и меньшая фациальная изменчивость. Изменение мощности происходит в том же направлении, что и для чокракских отложений, т.е. мощность уменьшается на северо-запад и юг от 440 до 50-100 метров. Подстилаются чокракские слои однообразной толщей слоистых, темных, битуминозных майкопских глин с тонкими прослоями песчаников и мергелей мощностью до 1500 метров.

В отложениях чокрака по результатам геолого-технологических исследований (механической скорости, исследования шлама, газового каротажа) выделены 7 песчано-алевролитовых пачек.

Песчаники и алевролиты, вскрытые в интервалах 2782 – 2783 метров, 2793 - 2795 метров, 2895 – 2896 метров, и выделяющиеся по ДМК как коллекторы, характеризуются повышенными газопоказаниями и повышенным содержанием маслянистых битумоидов, что свидетельствует о их возможной продуктивности .

 Песчаный пласт в интервале 3021 - 3024 метров по ДМК выделяется как коллектор, по результатам геохимических исследований является продуктивным, что позволяет рекомендовать его для опробования.

Песчано-алевролитовые породы, вскрытые в интервалах 2904 - 2906 метров, 2956 – 2958 метров, 2963 – 2964 метров по газовому каротажу характеризуются как водонасыщенные, однако по ЛБА проявляют признаки УВ насыщения. Характер насыщения указанных пластов неясен.

При проходке интервалов 1580-1775 метров, 1910-1980 метров, 2025-2050 метров, 2110-2125 метров, 2280-2520 метров наблюдались осыпи и обвалы стенок скважин, что подтверждается результатами кавернометрии. Одна из основных причин осыпей и обвалов – несоответствие плотности промывочной жидкости поровым давлениям вскрываемых отложений.

1.2.2 Стратиграфия

Таблица 1.1 Литолого-стратиграфическая и геохимическая характеристика горных пород

Четвертичная система + Куяльницкий ярус Q+ N23kl

0 – 506 м

Отложения представлены чередованием супесей, суглинков желтовато-коричневых, рыхлых и глин серовато-коричневых, вязких, пластичных, сильно алевритистых, слабоизвестковистых (CaCO3 до 4%). В нижней части переслаивание песка серого, светло - серого, полимиктового, разнозернистого с глинами серыми, голубовато-серыми, мягкими, слабоизвестковистых (CaCO3 до 4%).

В результате проведенных геохимических исследований в отложениях плиоцена отмечаются фоновые газопоказания (от 0.01 до 0.02%). Газ представлен легкой фракцией (метана 100%).

Киммерийский ярус N21km

506 – 1036 м

Верхняя часть киммерийского яруса - песчаник светло-серый, серый, кварцевый, разнозернистый, слабосцементированный с прослоями глин серых, голубовато-серых, вязких, пластичных бесструктурных.

Нижняя часть представлена глинами серыми, слабо уплотненными, вязкими, местами сильно алевритистыми, слабоизвестковистыми (CaCO3 3–4 %) с редкими маломощными прослоями песчаника кварцевого, светло-серого, мелкозернистого, слабосцементированного.

 В отложениях киммерийского яруса по данным геохимических исследований фоновые газопоказания изменяются от 0 до 0.02%. Газ представлен легкой фракцией (метана 99-100 %). ЛБА 0 баллов.

Понтический ярус N13 pt

1036 - 1659 м

Верхняя часть понтического яруса до глубины 1260 м представлена глинами темно-серыми, коричневато-серыми, массивными, слабоуплотненными, вязкими, пластичными, слабоизвестковистыми (CaCO3 до 12%).

Средняя часть разреза до глубины 1556 м представлена чередованием мощных (до 50-90 м) пластов песчаников кварцевых светло-серых, тонкозернистых, слабосцементированных на глинистом цементе и глин серых плотных и слабоуплотненных, слабослюдистых, алевритистых, известковистых и сильноизвестковистых (СаСО3 от 12 до 29%).

Нижняя часть яруса – глины серые и темно-серые, тонкослоистые и неяснослоистые, плотные, алевритистые, слюдистые, слабоизвестковистые (СаСО3 от 4 до 5%).

В результате проведенных геохимических исследований в отложениях понтического яруса отмечаются, в основном, фоновые газопоказания (от 0.03 до 0.06%), с кратковременными, незначительными увеличениями газопоказаний до 0.17%. Газ представлен легкой фракцией (метан 96 - 98%, этан 2 – 4%). По данным люминесцентно - битуминологических исследований, в отложениях отсутствуют концентрации легкого битума (ЛБА 0 баллов). Это говорит о наличии в песчаных пропластках понтического яруса пластовой воды с незначительным количеством растворенного метана.

Меотический ярус N13mt

1659 – 1964 м

Верхняя часть яруса до глубины 1780м - глины серые, темно-серые, массивные, местами тонкослоистые, неравномерно алевритистые, слюдистые, слабоизвестковистые (CaCO3 до 5 %) с прослоями песчаника кварцевого серого и светло-серого, разнозернистого (от мелкозернистого до среднезернистого), слабосцементированного карбонатно-глинистым цементом.

Средняя часть до глубины 1930м представлена переслаиванием мощных до 10 - 25 м песчаников серых и светло - серых, кварцевых, мелкозернистых и среднезернистых, слабосцементированных карбонатно-глинистым цементом с глинами от серого до темно-серого цвета, алевритистыми, слюдистыми, известковистыми (CaCO3 до 8 %), плотными.

Нижняя часть яруса представлена глинами серыми, темно-серыми, плотными, участками тонкослоистыми, алевритистыми, слюдистыми, известковистыми (CaCO3 до 8 %), с редкими маломощными (1-2 м) прослоями кварцевого песчаника.

В отложениях меотического яруса фоновые газопоказания от 0.05 до 0.07 % с незначительными увеличениями до 0.15 %, представленные легкой фракцией: метана 94-100 %, этана 0–6 %. ЛБА 0 баллов. Что указывает на наличие в песчаниках пластовой воды с незначительным количеством растворенного метана.

Сарматский ярус N12-3sr

1964 – 2510 м

Верхний сармат N13sr3 (1964 – 2174м). Глина темно-серая, плотная, массивная и неяснослоистая, алевритистая, слюдистая, известковистая (CaCO3 до 8–10 %) с мощными прослоями (до 50 м) песчаников кварцевых иногда с вкраплениями глауконита, светло-серых, от мелкозернистых до среднезернистых, слабосцементированных карбонатно-глинистым цементом. С глубины 2110м верхний сармат представлен глинами темно-серыми, плотными, массивными и тонкослоистыми, слабослюдистыми, слабоизвестковистыми (CaCO3 до 3.7 %) с маломощными прослоями светло-серого мелкозернистого кварцевого песчаника и коричневато-серого доломитизированного мергеля.

 Средний сармат N13sr2 (2174 – 2346 м) Представлен глинами серыми и темно-серыми, слабоалевритистыми, слабослюдистыми, слабоизвестковистыми и известковистыми (СаСО3 от 1.3 до 17 %), вязкая, пластичная с тонкими, редкими прослоями известняка светло-серого цвета, крепкого. С глубины 2300м переслаивание глин серых плотных, слабоалевритистых, слюдистых, известковых (СаСО3 до 20 %), мергеля доломитизированного коричневато-серого, крепкого, алевролита серого и песчаника полимиктового серого, мелкозернистого, слабосцементированного. Нижний сармат N12sr1 (2346–2510 м) Глина темно-серая алевритистая, слюдистая, массивная и тонкослоистая, неизвестковистая и слабоизвестковистая (СаСО3 от 0 до 5%) плотная и вязкая, пластичная с прослоями доломита различной окраски, крепкого и песчаника кварцевого, мелкозернистого и тонкозернистого, слабосцементированного.

В отложения сарматского яруса в интервале 1964 – 2490 м отмечались, в основном, фоновые газопоказания (от 0.03 до 0.05 %). Состав газа: метан 90–100 %, этан 0–10 %. По данным люминесцентно - битуминологических исследований шлама отмечается незначительная концентрация легкого битума " А " до 1 - 2 баллов. Можно сделать вывод о наличии в данных отложениях водонасыщенных коллекторов с незначительным количеством растворенных УВ.

Конкский + Караганский ярус N12kr + N12kn

2510 - 2738 м

Отложения представлены глинами темно-серыми алевритистыми, сильно слюдистыми, тонкослоистыми, плотными и глинами тонкослоистыми известковистыми (CaCO3 до 15%), вязкими, пластичными с маломощными прослоями мергеля доломитизированного коричневато-серого, крепкого и песчаника кварцевого серого, тонкозернистого, на карбонатно-глинистом цементе, а также известняка светло-серого и белого. Стяжения пирита, зерна молочно-белого кальцита.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8