Технология и бурение нефтяных и газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Верхнечонское нефтегазовое месторождение расположено в Катангском районе на север Иркутской области и является одним из крупнейших в Восточной Сибири.

Месторождение открыто в 1978 г, название получило по реке Чона. С 2005 г осваивалось в режиме опытно-промышленной эксплуатации, в октябре 2008 г подключено к ВСТО (до окончания его строительства нефть с Верхнечонского НГМ шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), тогда же месторождение было введено в промышленную эксплуатацию.

На месторождении действует порядка 205 скважин общим дебитом 25 тыс. т/сутки. Используется технология сквозной перфорации нескольких нефтеносных пластов горизонтальными скважинами. Широко используются горизонтальные скважины. Применяется технология продавливания пластовой нефти к кустовому стволу с помощью растворов, откуда нефть подается на установку подготовки нефти (УПН).

Нужно отметить, что нефть Верхнечона довольно чистая. По состоянию на 31.12.2010 г доказанные запасы составляли 82,2 млн. т нефти и 6,9 млрд. мі газа. Ныне запасы извлекаемой нефти прогнозируется на уровне 200 млн. т, природного газа - 95,5 млрд. мі. Добыча нефти в 2010 г достигла 0,6 млн. т.

В октябре 2014 гдобыта30-миллионная тонна нефти, в декабре 2015 г. - 40-миллионная тонна.

В целях выполнения программы утилизации попутно нефтяного газа на Верхнечонском месторождении к 2014 г в карбонатных породах осинского горизонта на глубинах порядка 900 м планируется создать подземное газохранилище, емкостью около 1 млрд. мі газа.

1. Геологическая часть

1.1 Характеристика района работ

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области. Месторождение расположено в 100 км от районного центра п. Ербогачен, в 250 км от г. Киренска и в 420 км от г. Усть-Кута. Ближайший населенный пункт (п. Преображенка) находится в 50 км, ближайшие нефтегазовые месторождения (Дулисьминское, Ярактинское, Марковское) в 190…310.

Через месторождение протекает река Чона с ее многочисленными притоками. Пойма реки участками заболочена, ширина реки 20…30 м, глубина на плесах 3 м, на перекатах 0.2 м, имеется много стариц и озер. По площади месторождения протекают притоки р. Чоны - Нельтошка, Вирая, Молчалун, Игняла, характеризующиеся резко изменяющейся водообильностью в зависимости от количества атмосферных осадков. Наряду с реками важными гидрогеологическими элементами в районе работ являются озера и болота. Озера большей частью пойменные (старичные) и термокарстовые, развитые на пологих склонах и плоских вершинах водоразделов. Питание озер осуществляется, в основном, талыми снеговыми и дождевыми водами. Болота распространены по долинам рек и ручьев, реже на склонах и водоразделах, относятся они к типу надмерзлотных и в засушливые годы почти полностью осушаются. Питание болот происходит за счет талых снеговых, дождевых и мерзлотных вод.

Район слабо заселен и освоен, местность покрыта труднопроходимой тайгой. Река Чона не судоходна. Река Н.Тунгуска судоходна непродолжительное время - 20…30 дней в паводковый период. Река Лена судоходна от п. Качуг до устья.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким летом, с годовыми максимально-экстремальными колебаниями температуры от +36 до -58⁰С, среднегодовая температура -5.0…-5.5 ⁰С. В зимний период господствует мощный антициклон с солнечной безветренной погодой.

В это время происходит сильное выхолаживание приземного воздуха, что обусловливает сезонное промерзание грунтов на 1.5…2.0 м и островное развитие многолетней мерзлоты. Первые заморозки начинаются в конце августа. Толщина снежного покрова колеблется от 40 до 70 см, снег держится с октября по апрель.

Среднегодовое количество осадков 300…500 мм. Кратковременный максимум осадков (56 мм) приходящийся на осенне-зимний период, средний максимум - 26 мм. В районе работ преобладают юго-восточное и северо-западное направление ветров со скоростью 1…3 м/с.

1.2 Геологияместорождения

Геологическое строение Верхнечонского нефтегазоконденсатное месторождение далее (НГКМ) изучалось по материалам глубокого бурения с учетом промысловой геофизики и по результатам геолого-съемочных работ. На основании этих материалов составлен литолого-стратиграфический разрез Верхнечонского НГКМ.

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения рифея, нижнего, среднего и верхнего кембрия и каменноугольной системы, которые со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на породах фундамента архей протерозойского возраста.

Общая толщина осадочных отложений изменяется от 1176,0 до 1729 м, не считая толщины залегающих среди них траппов.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к большой флексуре, осложняющей западный склон Пеледуйской куполовидного поднятия Непско-Ботуобинской антеклизы. По кровле терригенного комплекса флексура имеет размеры 55х50 км (по изогипсе - 1200 м), высота её 80 м. В осадочном чехле выделяются три структурных комплекса пород: под солевой, солевой и над солевой. Совпадение структурных планов отмечается по поверхностям фундамента под солевых отложений и осинского горизонта. Всё вышележащие отложения дислоцированы более сложно. Это обусловлено проявлениями соляной тектоники, внедрением пластовой интрузии долеритов и, возможно, гипергенным выщелачиванием каменных солей ангарской свиты.

По данным сейсморазведочных работ установлен целый ряд разрывных нарушений, осложняющих структурные планы поверхности фундамента и осадочных отложений. Часть из них прослеживается только в подсолевой и солевой частях разреза, часть затрагивают весь разрез. Нарушения образуют сложную систему зонсеверо-западного, северо-восточного, субши-ротного и субмеридионального простирания. Среди выделенных зон разрывных нарушений наиболее высокими амплитудами смещения характеризуются Могинско-Ленской разлом, Верхнечонского-Талаканский и Усольский грабены. Из остальных малоамплитудных разрывных нарушений лишь незначительная часть является нефтегазоконтролирующими.

1.3 Литологическая характеристика разреза скважины

Таблица 1

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал по вертикали, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т. п.)
	От (верх)	До (низ)	Краткое название	% в интервале
Q	0	5	Глины рыхлые, гравий.		Обломки подстилающих пород, пески суглинки, супеси.
J1uk	5	50	Песчаники, Алевролиты	35 35	Песчаники, алевролиты, глины с примесями конгломератов
зT1	5	20	Траппы	30	Интрузии долеритов, дайки темно-серые
Є2+3vl	5	129	Алевролиты, Мергели, Песчаники	40 30 18	Алевролиты, мергели, аргиллиты, коричневые, зеленовато-серые с редкими прослоями песчаников. В подошве доломиты глинистые с линзами гипсов.
Є2lt	129	279	Доломиты Известняки	65 35	Доломиты светло-серые, окремненные с прослоями доломитов глинистых, гипсов. Известняки в нижней части свиты доломитизированные с прослоя- ми гипсов, доломитов глинистых, в подошве запесоченные.
Є1an	279	584	Доломиты, Известняки, Каменная соль	61 5 30	Доломиты, известняки темно-коричневые, серые, разнозернистые, мраморизованные с прослоями каменных солей, сульфато-карбонатных брекчий. Ангидриды, доломито-ангидриты с прослоями доломитов глинистых, темно-серых.
зT1	350	440	Траппы	4	Долериты темно-серые, черные мелкосреднекристаллические трещиноватые.
Є1bl	584	704	Доломиты, Доломито-ангидриты, Прослои известняков	63 35 2	Доломиты серые, светло-коричниватосерые, мелкозернистые, массивныес прослоями известняков в средней части разреза и в нижней доломито-ангидритов и доломитов глинистых
Є1bs3	704	811	Каменная соль, Доломиты, Известняки	57 33 10	Переслаивание каменных солей прозрачных, розовых с прослоями доломитов, известняков темно-серых или сульфато-карбонатной брегчии
Є1bs1+2	811	1078	Доломиты, Известняки	64 36	Доломиты серые, коричневато-серые, средне-мелкозернистые. Известняки серые разнозернистые с прослоями доломитов, долмито-ангидритов, доломитов глинистых
Є1us	1078	1348	Каменная соль, Доломиты, Доломито-ангидриты	70 20 10	Переслаивание каменных солей прозрачных, розовых известняков, доломитов, доломито-ангидритов, серых и темно-серых.
Є1us(os)	1348	1393	Доломиты, известняки	50 50	Доломиты, известняки доломи- тизированные, серые, коричневато-серые, темно-серые, ковернозно-пористые, частично засолоненные. Поры и каверны частично заполнены галитом, реже кальцитом
Є1us	1393	1418	Каменная соль, Доломиты	60 40	Доломиты, известняки серые с прослоями каменных солей.
Є1mt3	1418	1548	Доломиты, Доломиты-ангидриты	83 17	Доломиты темно-серые, серые с прослоями доломитов глинистых, мелко-среднезернистых, засолоненных, кавернознопористых, долоомито-ангидритов.
Є1mt2	1548	1608	Доломиты, Доломито-ангидриты	73 27	Ритмичное переслаивание доломитов серых, доломито-ангидритов, глинистых доломитов темно-серых.
Є1mt2 (пр)	1608	1628	Доломиты, Доломито-ангидриты	90 10	Доломиты реликтовые, органогенные, коричневато-серые, серые, кровле и подошве химогенные с прослоями глинистых, алевролитистых разностей. В кровле доломито-ангидриты
Є1mt1 тск	1628	1640	Доломиты, Аргиллиты	80 20	Доломиты, аргиллиты темно-серые
Є1mt1 Вr	1640	1680	Песчаники, Алевролиты	80 20	Песчаники кварцевые полевошпатово-кварцевые серые с прослоями аргиллитов и алевролитов
Аr + Pr	1680	1700	Граниты, Гранито-гнейсы	90 10	Кора выветривания, темно-серая, граниты серые

1.4 Нефтегазоносность месторождения

Верхнечонское месторождение находится на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Промышленная продуктивность всех этих месторождений приурочена к горизонтам подсолевого комплекса нижнего кембрия.

В южной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области запасы нефти и газа приурочены как к карбонатным (осинский, устькутский, преображенский), так и к терригенным (верхнетирский, парфеновский, ярактинский, верхнечонский) горизонтам.

Осинский горизонт залегает в нижней части усольской свиты, сложен известняками и доломитами. Промышленно продуктивен на Верхнечонском месторождении. К осинскому горизонту приурочена одна нефтяная залежь и три газоконденсатных. После испытания с применением вторичных методов воздействия на пласт получены притоки пластовых флюидов: газа - дебитом до 109.9 тысяч м³/сут (скв. 46), нефти - 14.7 м³/сут (скв. 113).

Тип коллектора - каверно-поровый. Значения открытой пористости достигают 12.6 %, при величине проницаемости до 130 мД.

Для осинского горизонта характерны пластовые давления, как правило, превышающие нормальное гидростатическое. На ряде площадей фиксируется аномально высоких пластовых давлений далее (АВПД) с коэффициентом аномальности до 1.3 и более.

Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные.

Устькутский горизонт представлен двумя пластами доломитов, приуроченных к верхней части мотской свиты.

На Верхнечонском месторождении горизонт нефтегазоносен в ряде скважин (53, 76, 77, 78, 114, 90, 91). Промышленные притоки получены в скважинах: 900 - газа 47.6 тыс. м³/сут (верхний и нижний пласты); 78 - газа 29.8 тыс. м³/сут (нижний пласт); 53 - нефти 15.2 м³/сут (нижний пласт).

Коллектор горизонта - каверно-поровый. Значения открытой пористости колеблются от 7.1 до 13.2 %, при проницаемости до 16 мД.

Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные.

Преображенский горизонт приурочен к основанию среднемотской подсвиты, представлен доломитами.

На Верхнечонском месторождении горизонт промышленно продуктивен. Доказано наличие трех нефтяных и одной газонефтяной залежей, приуроченных к преображенскому горизонту. Притоки пластовых флюидов, полученные из горизонта, составляют: нефти - до 43.2 м³/сут, газа - 21.4 тыс. м³/сут.

Тип коллектора поровый. Значения открытой пористости достигают 17%, при проницаемости - 9 мД.

Залежи пластовые, литологически и тектонически экранированные.

Верхнечонский горизонт залегает в терригенной части нижнемотской подсвиты. Представлен двумя песчаниковыми пластами (Вч₁ и Вч₂), разделенными в восточной и центральной частях площади глинистой перемычкой, а на остальной территории - зоной слияния этих пластов (Вч₁+Вч₂). Промышленная продуктивность горизонта связана с выделенными 10 залежами: восьмью газонефтяными, одной нефтяной, одной газовой. Притоки пластовых флюидов, полученные в процессе испытании, достигают следующих величин: нефти - до 230 м³/сут, газа - до 270 тыс. м³/сут.

Тип коллектора поровый. Значения открытой пористости достигают17.5 %, при межзерновой проницаемости до 2930 мД.

Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные.

1.5 Гидрогеологические условия

Водоносность Верхнечонского месторождения изучена по материалам глубокого и колонкового бурения, а также по данным изучения родников и рек.

В пределах месторождения водоносные горизонты проявляли себя как водопроявлениями, так и поглощениями промывочной жидкости. Были зафиксированы и самоизливы в верхоленской, литвинцевской, булайской свитах (в основном с глубин до 500 м). Поглощающие зоны отмечались в различных интервалах разреза. Интенсивность поглощений различная - от 0.1 м³/час до полной потери циркуляции.

В разрезе месторождения водоносные горизонты и комплексы объединяются в три гидрогеологические формации: надсолевую, соленосную и подсолевую.

Надсолевая гидрогеологическая формация составляет верхнюю часть разреза до глубин 200…300 м - от четвертичных отложений до верхоленской свиты включительно. Эти отложения в значительной степени дренируются речной сетью и являются зоной активного водообмена.

Водоносный комплекс четвертичных отложений связан с аллювиальными отложениями, представленными песчано-галечными образованиями.

Водонасыщенность комплекса зависит от атмосферных осадков и от подтока вод из других горизонтов. Выходы родников приурочены к долинам рек. По химическому составу воды гидрокарбонатные кальциевые слабоминерализованные 0.098…0.121 г/дм³, рН = 6.2…7.4.

Водоносный комплекс юрских отложений. Водоносные горизонты связаны с чайкинской свитой. Бурением водозаборных скважин в свите установлено три водоносных горизонта, которые варьируются от подошвы свиты и выше 15-33м и 55-65 м. вмещающими породами являются песчаники. дебит воды при откачке составил в среднем около 8 м³/час. Статический уровень горизонтов 5-21, 10-22 и 3,5-60 метров.

Воды юрских отложений, в основном, гидрокарбонатные кальциевые. Минерализация невысокая - от 0.06 до 0.6 г/дм³, рН = 6.0…7.2.

Наличие водоносных горизонтов в комплексе подтверждается также и поглощением бурового раствора при проходке юрских отложений. Интенсивность поглощений менялась от 3…4 м³/час до «полного» (скв. 11, 30, 42, 47, 48, 107).

Пермо-триасовый комплекс (траппы)

Обводненность траппов зависит от их трещиноватости, которая крайне не равномерна. Наиболее обводнена верхняя выветрелая зона пластовых залежей траппов. К этой зоне и приурочены источники дебитом до 2 л/сек. Вода получена в скважинах 88, 89. В скважине 88 горизонт находится в 26 м от контакта с верхоленской свитой. Водонасыщенная толщина составляет 8 м. Дебит воды до 6 м³/час (144 м³/сут). Статический уровень 31 м. В скв. 89 водоносный горизонт находится в 166 м выше контакта с литвинцевской свитой. Водонасыщенная толщина 5 м. Дебит воды 8 м³/час (192 м³/сут). Статический уровень 10 м.

Каменноугольный водоносный комплекс

Отложения каменноугольного возраста на месторождении обводнены слабо. Водовмещающими породами являются песчаники тушамской свиты, а водоупором - глинистые плотные разности пород верхоленской и илгинской свит, а также подстилающие пластовые интрузии траппов. Источники из этого комплекса были зафиксированы геологосъемочными работами. Воды родников гидрокарбонатные натриевые. Дебит их до 4 м³/час. Водоносный горизонт в отложениях тушамской свиты был вскрыт скважиной 112. Толщина водонасыщенной части 12 м. Дебит воды 3 м³/час (72 м³/сут). Статический уровень 11 м.

Верхне-среднекембрийский водоносный комплекс

Водоносные горизонты приурочены к отложениям верхоленской и илгинской свит. Вскрыты они 33 гидрогеологическими скважинами.

Водовмещающими породами являются песчаники, трещиноватые алевролиты. Водоупором служат аргиллиты, прослои доломитов. Водоносные горизонты по характеру залегания поровые, трещинно-поровые.

В комплексе можно выделено семь водоносных горизонтов.

Эти горизонты находятся выше подошвы верхнеленской свиты до отложений илгинской свиты. Дебит воды в среднем около 5 м³/час. Статический уровень варьируется от 6 до 40 м.

При бурении глубоких скважин водоносные горизонты подтверждаются поглощением различной интенсивности: от 0.5…20 м³/час до «полного».

Соленосная гидрогеологическая формация включает водоносные комплексы литвинцевской, ангарской, булайской и бельской свит, а также верхнюю часть усольской свиты (балыхтинский горизонт). Водовмещающими горизонтами являются карбонатные коллекторы, водоупорами для них служат пласты каменной соли или плотные сульфатно-карбонатные и глинистые породы.

Нижне-среднекембрийский водоносный комплекс

Литвинцевский водоносный комплекс представлен карбонатными породами. Верхним водоупором для него служат глинистые и глинисто-карбонатные породы каменноугольных, юрских, средне-верхнекембрийских отложений. Нижним водоупором являются пласты каменной соли.

Водовмещающими породами для всех водоносных горизонтов литвинцевской свиты являются трещиноватые, кавернозные, брекчированные доломиты порово-кавернозного типа.

Литвинцевская свита на месторождении сильно обводнена. Выделяется несколько водоносных горизонтов, находящиеся до 125 м выше подошвы свиты, где дебит составил 5 м³/час. Самый максимальный дебит выявлен в горизонте, контактирующий с ангарской свитой, где дебит воды составил 20 м³/час. Это максимальный дебит, зарегистрированный из гидрогеологических скважин месторождения.

В ходе бурения глубоких скважин 12, 15, 22, 23, 24, 25, 29, 30, 31, 34, 41, 42, 47, 53, 57, 58, 60, 61, 62, 65, 73, 74, 76, 79, 82, 92, 100, 107, 128 при проходке литвинцевской свиты отмечалось поглощение промывочной жидкости интенсивностью от 0.5…20…60 м3/час до «полного».

Ангарский водоносный комплекс

На месторождении в разрезе ангарской свиты выделяется три водоносных пласта. Водовмещающими породами являются трещиноватые кавернозные доломиты.

Первый пласт находится в верхней части ангарской свиты (в кровле) - скв.27, 57, 122. Толщина пласта 6…20 м. Дебит воды горизонта от 5 до 17 м³/час (144…432 м³/сут.).

Второй пласт находится в 23…45 м ниже кровли свиты, вскрыт скважинами 21, 35(II). Толщина пласта 10 м. Производительность скважин 1.5……6.8 м³/час.

Третий пласт на месторождении вскрыт скважиной 26 на глубине122 м. Дебит воды 960 м³/сут.

В ангарской свите многими скважинами вскрыты траппы. С траппами и отложениями ангарской свиты связаны интенсивные поглощения бурового раствора от 1 до 100 м³/час и до полного.

Булайский водоносный комплекс.

На месторождении в скважине 23 было отмечено водопроявление из биркинского горизонта, дебит составил 12…24 м³/сут. В других скважинах (49, 54, 11, 29, 30, 41, 128, 79, 68) с этим комплексом связаны поглощения бурового раствора от 0.5 до 5…10 м³/час, в 128 скважине - до «полного».

Бельский водоносный комплекс.

В разрезе комплекса выделяются два горизонта, с которыми связаны водопроявления - атовский и христофоровский.

Атовский горизонт находится в верхней части разреза нижне-среднебельской подсвиты. Сложен доломитами с редкими прослоями доломитов глинистых, доломито-ангидритов, известняков. Из этого горизонта в скважине 128 отмечено водопроявление дебитом 1.78 м³/сут. Плотность воды изменяется от 1.15 до 1.22 г/см³. В 53 скважине был получен приток воды, но дебит не определен.

Христофоровский горизонт расположен в нижней части нижне-среднебельской подсвиты. Сложен доломитами и известняками с подчиненными прослоями глинистых доломитов и доломито-ангидритов. Горизонт проявил себя в скважинах 122 и 123. В 122 - дебит воды составил 3.6 м³/сут, нефти 80 л/сут. В скважине 123 дебит воды составил 0.07 м³/сут. (плотность 1.22 г/см³).

В ряде скважин 11, 23, 29, 30 при проходке отложений бельской свиты отмечалось поглощение бурового раствора интенсивностью от 0.5 до 2 м³/час.

Из балыхтинского горизонта водопроявлений не наблюдалось.

Подсолевая гидрогеологическая формация объединяет осинский горизонт (совместно с надосинским пластом) и все нижележащие толщи до фундамента включительно.

Водопроявления в средне-верхнемотско-усольском водоносном комплексе связаны с надосинским пластом, осинским, устькутским и преображенским горизонтами.

Осинский горизонт представлен доломитами с прослоями известняков. Водовмещающими породами служат трещиноватые и кавернозные карбонатные породы. Вода получена в скважинах 31, 37, 150. Дебит воды - до 13.7 м³/сут. В процессе бурения горизонт проявил себя в скв. 11, 29, 30, 128, 900 поглощениями бурового раствора с интенсивностью 0.5…4 м³/час.

Устькутский горизонт состоит из двух доломитовых пластов-коллекторов, разделенных глинистой сульфатно-карбонатной перемычкой. Из этого горизонта водопроявления отмечены в скважинах 53, 77, 113. Дебиты воды изменяются от 1.4. до 7.3 м³/сут. В процессе бурения горизонт проявил себя поглощением во многих скважинах (21, 30, 34, 41, 51, 122, 128). Интенсивность поглощения от 0.5 до 20 м³/час.

Преображенский горизонт приурочен к основанию среднемотской подсвиты. Горизонт представлен доломитами. Горизонт проявил себя в скважинах 77, 82, 40, 105, 91, 73. В некоторых скважинах получены незначительные притоки воды. Максимальный дебит воды был 1.6 м³/сут.

Верхнечонский горизонт нижнемотского комплекса представлен песчаниковыми пластами Вч₁ и Вч₂, которые разделены между собой алевролито-аргиллитовой перемычкой. Тип коллектора поровый. В скважинах 29, 31, 46, 53, 59, 74, 70, 77, 82, 83, 91, 98, 103, 105 были получены притоки воды до 146.5 м³/сут (скв. 46). Незначительные дебиты (до 1 м³/сут) получены в скважинах 23, 24, 30, 37, 60, 72, 74, 76, 128.

В коре выветривания фундамента водовмещающими являются выветрелые трещиновато-поровые породы. Вода получена в скважинах 39, 70, 85, 122. Дебит воды до 26 м³/сут (скв. 39). Отмечены были и поглощения бурового раствора в скважинах 21, 23, 38, 104 интенсивностью 1…8 м³/час.

В гидродинамическом плане район месторождения расположен в зоне регионального пьезоминимума, ограниченного изопьезой приведенных напоров терригенного комплекса +200 м. Краевые области питания терригенного комплекса на район месторождения существенного гидродинамического влияния не оказывают. Усиление водообмена в этом комплексе происходит, в основном, за счет вертикальных (нисходящих и восходящих) внутрипластовых перетоков рассолов по дизъюнктивным нарушениям и «гидравлическим окнам» в водоупорных горизонтах.

Характеристика законтурной зоны продуктивных горизонтов

В результате испытания скважины 74 из пласта Вч₂ в интервале 1623……1625 м был отмечен приток пластовой воды 2.6 м³/сут. при Н_д = 1067 м. Содержание брома - 4.9 г/л. При испытании интервала 1630…1637 м дебит воды составил 19.6 м³/сут., Р_заб = 13.8 МПа, расчетное пластовое давление 15.2 МПа (на гл. 1623 м). Плотность рассола 1.3 г/см³, пластовая температура +18.5°С. Содержание брома в пределах 6.5…6.8 г/л. По химическому составу вода хлоридная кальциевая с минерализацией 393.3…395.4 г/л.

В скважине 50 по прямым геофизическим методам (ОПН) из пласта Вч₁+Вч₂ был зафиксирован приток пластовой воды. Плотность воды 1.28 г/см³.

Из преображенского горизонта в скважине 105 из интервала 1644…1655 м при испытании получили приток воды с пленкой нефти (Q = 0.45 м³/сут.), содержание брома 4.99 г/л. По химическому составу пластовая вода имеет минерализацию 335.5 г/л, хлоридно-кальциевого типа.

Верхнечонский горизонт (пласт Вч₁+Вч₂) в скважине 105 в интервалах 1674…1680 м и 1670…1674 м при испытании проявил себя притоком пластовой воды. Дебит составил 3.2…3.7 м³/сут., ДР = 3.9…8.3 МПа, Р_пл = 15.6 МПа. Содержание брома в пределах 4.0…6.6 г/л. По химическому составу воды хлоридные кальциевые с минерализацией 380.5…411.3 г/л.

Физические свойства и химический состав подземных вод

Водонасыщенность четвертичных отложений находится в прямой зависимости от атмосферных осадков и от подтока вод из других горизонтов. Выходы родников на поверхность встречаются, в основном, в долинах рек.

По своему составу воды гидрокарбонатные кальциево-магниевые, слабоминерализованные - 0.098…0.120 г/л, рН=6.2…7.4.

Газонасыщенность вод равна 17.25 мл/л. Газ состоит на 73…75 % от общего объема из азота; 18…20 % - кислорода, 7.9…8.9 % - углекислого газа; 0.8…2.2 % - водорода.

Органические вещества (тяжелые углеводороды) присутствуют в очень незначительном количестве.

По физическим свойствам вода пресная, без запаха, бесцветная. Жесткость воды от 1 до 3.14 мг-экв/л.

Минерализация вод юрских отложений равна 0.218…0.517 г/л, рН = 7.1……7.8, жесткость воды изменяется в пределах от 5.1 до 8.1 мг-экв/л. Воды умеренно жесткие. По химическому составу вода гидрокарбонатная кальциевая. В воде присутствуют: Fe (от 0.03 до 3 г/л), F (от 0.27 до 0.4 г/л). Обнаружено присутствие нитратов в количестве до 0.6 мг/л. Йод, бром, бор, нафтеновые кислоты, фенол, бензол в водах отсутствуют. По физическим свойствам воды юрских отложений без запаха, цветность их равна 2.2…2.8, мутность 0.005-1.0 мг/л.

Воды траппов слабоминерализованные - 0.2 г/л, рН = 6.2…8.0. По химическому составу воды гидрокарбонатные кальциевые, магниево-кальциевые. В водах траппов присутствуют растворенный газ (до 28 мл/л). По своему содержанию газ состоит на 78.28 % из азота; 17.28 % - кислорода; 2.01 % - углекислого газа; 0.07 % - водорода. Тяжелые углеводороды присутствуют в незначительном количестве. Йод, бром, бор - отсутствуют. По физическим свойствам воды пресные, мягкие, без запаха, бесцветные.

Воды тушамской свиты каменноугольных отложений слабоминерализованные - 0.043…0.424 г/л, рН = 6.4…8.0. По химическому составу гидрокарбонатные натриево-кальциевые. Растворенного газа в воде содержится до 16 мл/л.

Газ по составу на 71 % представлен азотом; 17 % - кислородом, 12 % - углекислым газом. Содержание йода - 0.212 мг/л, брома - 0.27 мг/л. По физическим свойствам вода пресная, мягкая, бесцветная, без запаха.

Воды верхоленской и илгинской свит слабоминерализованные (0.062……4.182 г/л), рН находится в пределах 6.8…7.8, жесткость равна 1.25……35.2 мг-экв/л. По химическому составу в верхней части разреза воды гидрокарбонатные кальциево-магниевые, гидрокарбонатно-сульфатные натриевые, для низов характерны сульфатно-гидрокарбонатные кальциево-магниевые. Газонасыщенность вод находится в пределах от 11 до 130 мол/л. Поклассификации Л.М. Зоркина растворенные газы относятся к азотному типу. В водах присутствуют: йод (0.127…0.846 мг/л), бром (0.15…1.33 мг/л), железо (0.02…3.0 мг/л), сероводород (0.29…2.8 мг/л). По физическим свойствам воды пресные, солоноватые. Для некоторых проб характерен запах сероводорода, керосина. Цветность вод 2.6…29.2°. Мутность 0.07…3.2 мг/л. В большинстве своем воды умеренно жесткие.

Химический состав и степень минерализации вод литвинцевской свиты находятся в прямой зависимости от литологического состава пород. В их формировании важное место принадлежит процессам выщелачивания гипса. Степень минерализации вод варьирует от 0.187 до 3.895 г/л. Увеличение ее происходит вниз по разрезу, рН изменяется от 6.4 до 7.9, общая жесткость 14.2.…35.3 мг-экв/л.

Химический состав вод изменяется сверху вниз от гидрокарбонатных магниево-кальциевых, сульфатных кальциево-магниево-натриевых до сульфатно-хлоридных магниево-кальциевых. Растворенный газ в водах присутствует в количестве от 14 до 30 мл/л. Газ состоит на 69.9…85.9% из азота, 10.6…23.0% - кислорода, 0.56…3.5% - углекислого газа, 0.02…1.99% - водорода.

По своим физическим свойствам воды литвинцевской свиты имеют солоноватый вкус, в основном, без запаха. Для воды, залегающей в основании свиты, характерен запах сероводорода. Окисляемость вод равна 0.80…14.5, цветность равна 2.5…10.4°, мутность 0.04…7 мг/л. По показателям жесткости воды относятся к очень жестким.

Водоносные пласты ангарской свиты опробованы в скважинах 32, 57. (см. табл.3.4.1). Воды солоноватые, с минерализацией 3.76…4.23 г/л, рН = 4.7. Отмечается присутствие брома - 60 мг/л. По химическому составу воды сульфатные кальциево-магниевые и хлоридно-сульфатные кальциевые.

Вода булайской свиты была получена в скважине 23 на глубине 600 м. Скважина переливала с дебитом 1 м³/час. Анализ воды не производился. В других скважинах с отложениями свиты связаны поглощения бурового раствора.

Вода атовского горизонта бельской свиты представляет собой рассол с минерализацией 316 г/л, плотностью 1.206 г/см³. Температура в пластовых условиях +9 °С. Бром содержится в количестве 2.4 г/л. Водородный показатель 5.05. Газонасыщенность 0.08 м³/т. Тип воды хлоридный натриевый.

Воды христофоровского горизонта проанализированы по четырем пробам из скважин 122, 123. Представлены рассолами с минерализацией 283…361 г/л и плотностью 1.20…1.24 г/см³. Температура воды в пластовых условиях +13°С. В воде присутствует бром до 3 г/л, бор, йод, стронций. Газосодержание 0.03 м³/т. Водородный показатель меняется от 5.2 до 7.8. Тип воды хлоридный натриевый, кальциевый.

Вода второго межсолевого пласта карбонатов над осинским горизонтом представляет собой рассол с минерализацией 354 г/л и плотностью 1.23 г/см³. В рассоле присутствует бром (2.9 г/л), бор (4.3 г/л), литий (18.1 мг/л), рубидий (2.7 мг/л). Водородный показатель среды 5.1. Тип воды хлоридный кальциево-натриевый.

Химический состав вод осинского горизонта определялся по 8 анализам. Минерализация изменяется в пределах 237…399 г/л. Плотность рассолов 1.15……1.29 г/см³. В воде присутствуют: бром (до 6 г/л), бор - 41 мг/л, йод - 6.8 мг/л, нафтеновые кислоты до 4.38 мг/л и другие микрокомпоненты. Водородный показатель - 6. тип воды хлоридный натриевый и кальциевый.

Среди вод мотской свиты выделяют воды устькутского горизонта в верхнемотской подсвите, воды преображенского горизонта в среднемотской подсвите, верхнечонского горизонта в терригенной части нижнемотской подсвиты (пласты Вч₁, Вч₂, Вч₁+Вч₂).

Рассолы устькутского горизонта имеют минерализацию 217…399 г/л. Плотность вод в стандартных условиях 1.16…1.32 г/см³. В воде присутствуют: бром - 6.9 г/л, йод - 6.8 мг/л. Пределы изменения рН в проанализированных пробах - 4.5…6.0. Тип вод хлоридный натриевый, кальциевый. Пластовая температура 12.9 °С (замерена в скв. 53).

Воды преображенского горизонта анализировались по 18 пробам. Они характеризуются высокой минерализацией от304 до 423 г/л и плотностью 1.2……1.3 г/см³. Водородный показатель изменяется в пределах 2.1…4.8. Температура воды в пластовых условиях до +17 °С. В водах содержится: бром (до 7 г/л), йод до (7.62 мг/л). Тип воды хлоридный натриевый, кальциевый.

Воды верхнечонского горизонта (пласты Вч₁ и Вч₂) имеют минерализацию до 450.6 г/л, плотность - 1.17…1.34 г/см³. По своему химическому составу воды подразделяются на хлоридные натриевые и хлоридные кальциевые. Воды с меньшей минерализацией, как правило, хлоридные натриевые, с большей хлоридные кальциевые, рН вод изменяется от 2.0 до 5.7. В пробах присутствуют: бром (до 6.85 г/л), йод (до 6.68 мг/л). Температура воды в пластовых условиях +17…+25 °С.

По анализам воды из скважины 74 определена общая жесткость, составившая 6750…6850 мг-экв/л. Водорастворенный газ (до 470 м³/т) состоит на 73…86 % из СН₄, 10…17.5 % из N₂ (анализы проб из скв. 105).

Воды коры выветривания кристаллического фундамента характеризуются химическими анализами рассолов скважин 31, 122. Минерализация исследованных рассолов 294…399 г/л, плотность 1.23…1.29 г/см³. Воды, в основном, хлоридные кальциевые. Содержатся бром (до 6.6 г/л), йод (5.5 мг/)

2. Технология процесса бурения скважины

2.1 Способ и режим бурения скважины

Способ и режим бурения скважины выбраны на основе данных особенностей геолого-технических условий проходки скважин на Верхнечонском НГКМ, с учетом наличия зон осложнений, резко меняющихся литологических пачек пород, применяемых видов промывочных растворов, технологических особенностей силового и насосного оборудования показывают, что наиболее эффективным и приемлемым способом бурения является винтовым забойным двигателем.

Ввиду того что при бурении скважины встречаются осложнения в виде поглощения и размыва соленосных пропластков в Ангарской, верхней части Бельской и Усолькой свитах проектом принимается использование полимер - солевых растворов.

Исходя из перечисленных выводов проектом принимается использование винтового забойного двигателя фирмы Шлюмберже, что обеспечит крутящий момент на долото без потерь на силы трения, чем при роторном способе, особенно при бурении наклонно-направленного участка. Снизит вибрацию на бурильную колонну и скручивание.

Роторный способ бурения целесообразен при проработке ствола скважины.

- Бурение под направление диаметром 340 мм производиться шарошечными

долотами диаметром 444,5 мм. Для обеспечения вертикальности ствола скважины бурение будет вестись с “навеса”. Для предупреждения размыва устья скважины и фундаментов, будет установлен приемник для бурового раствора и откачки его в мерники центробежным насосом. Бурение скважины в интервале 0-60 м предусматривается производить роторным способом. Нагрузка на долото - вес инструмента.

Частота вращения, об/мин

n = , (2.1)

где щ - окружная скорость, м/с

D - диаметр долота, м.

n = = 60 об/мин

подача насосов, л/с

Q = K₀S_з, (2.2)

где K₀ - коэффициент очистки забоя (0,06 - 0,1), см³/с·см²

S_з - площадь забоя, см²

Q = 0,07·642 = 45 л/с

Бурение под кондуктор диаметром 245 мм предусматривается роторным способом в интервале от 60 до 560 м с использованием шарошечных долот диаметром 311,1 мм.

Осевая нагрузка, кН

Р = Р_удD, (2.3)

где Р_уд - удельная нагрузка на долото, кН/мм

D - диаметр долота, мм.

Р = 0,5·311,1 = 160 кН = 16 т.

n = = 74 об/мин.

Q = 0,07·871 = 61 л/с.

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм интервала 560-1850 м ведётся винтовым забойным двигателем (ВЗД) долотами диаметром 215,9 мм. Буровые насосы должны быть снабжены втулками 150 мм.

Р = 0,9·215,9 = 200 кН = 20 т.

n = = 110 об/мин.

Q = 0,07·365 = 25,5 л/с.

Бурение открытого ствола в интервале 1850-2050 м ведётся ВЗД долотами диаметром 139,7 мм.

Р = 0,9·139,7 = 125 кН = 12,5 т.

n = = 180 об/мин.

Q = 0,07· 274= 20 л/с.

2.2 Выбор породоразрушающего инструмента

Размеры долот, указанные ниже, выбраны в зависимости от конструкции скважины и на основании рекомендаций по величинам кольцевого зазора между стенкой скважины и муфтой обсадных колонн.

Тип долот установлен в соответствии с крепостью и абразивностью горных пород в разрезе скважины и с учетом последних достижений по показателям работы долот каждого типа.

2.3 Выбор промывочной жидкости

Тип бурового раствора, компонентный состав и границы его применения установлены исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

2.4 Приготовление и регулирование свойств буровых растворов

Обоснование плотности бурового раствора

Пластовое давление в этом интервале ниже гидростатического или ближе к нему. Так как вскрытие продуктивных горизонтов здесь не будет, то основная задача раствора профилактическая, т.е. предупредить поглощение промывочной жидкости, осыпи и обвалы стенок скважины.

В соответствии с пунктом 2.2.6.6 ПБ 08-624-03 и исходя из практического опыта бурения, с целью снижения давления на поглощающие горизонты, предотвращения потери устойчивости ствола скважины, плотность бурового раствора принимается 1,1-1,12 г/см³.

Бурение под кондуктор в интервале 300-500 м. Пластовые давления по разрезу близки к гидростатическому. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения рассчитывается исходя из создания столбом бурового раствора гидростатического давления, превышающего пластовое, согласно п. 2.7.3.3 ПБ 08-624-03, а также наличия пластов каменной соли.

Рпл = 0,01•500 = 5 МПа.

Необходимое превышение гидростатического давления над пластовым: ?Р = 0,01 • 50 = 0,5МПа.

Плотность бурового раствора, г/см³

г = (Рпл + ?Р)/0,1• L = (5 + 0,5)/0,1 • 500 = 1,1 г/см³ (2.1)

где Р_пл -давление (пластовое), МПа

?Р - гидростатического давления, Мпа

L - длина скважины, метры

Однако, с целью предотвращения размыва отложения солей принимаем плотность бурового раствора - 1,22 г/см³.

Бурение под эксплуатационную колонну d=168мм в интервале глубин по стволу 500-1850 м.

Пластовое давление в осинском горизонте 14,9 МПА (149 кгс/см²), преображенском - 15,6 МПа (156 кгс/см²). Рекомендуемое превышение гидростатического давления над пластовым:

?Р = 0,05 • 14,9 = 0,745 кгс/см²

Плотность бурового раствора:

г = (Рпл + ?Р)/0,01 • L = (14,9 + 0,745)/0,01 • 1366 = 1,15 г/см³

С учетом проходимых галогенно-карбонатных пород удельный вес бурового раствора принимаем 1,24-1,26 г/см³.

Бурение до проектной глубины по продуктивному горизонту 1850-2050 м. Пластовое давление в Верхнечонском горизонте равно 15,7 МПа (157 кгс/см²). Превышение гидростатического давления над пластовым:

?Р = 0,05 • 16 = 0,8 МПа.

Тогда плотность бурового раствора:

г = (Рпл + ?Р)/0,1 • L = (16 + 0,8)/0,01 • 1636 = 1,03 г/см³.

Для расчета принимаем плотность раствора 1,05-1,1 г/см³.

2.5 Расчет гидравлической программы бурения

Гидравлическая программа является основной частью проектного режима проводки скважины.

Расчет необходимого расхода бурового раствора

1) по удельному расходу на единицу диаметра забоя:

Интервал 0-300м

, (2.5.1)

где q = удельный расход 0,3-0,7 ,м/с

F_з=площадь забоя, м²

площадь забоя, м²

, (2.5.2)

Q3 = 0,63*0,06845 = 0,04312 м³/с

Интервал 300-500м

Q3 = 0,63*0,0366 = 0,0231 м³/с

2) по рекомендуемой скорости восходящего потока в кольцевом пространстве скважины:

Q= Vп* Fк, (2.5.3)

где Vп - скорость восходящего потока, м/c

Fк - площадь кольцевого пространства скважины, м²

0-500 м бурение под кондуктор

Максимальная площадь кольцевого пространства, м²

(2.5.4)

Диаметр наиболее крупных частиц шлама, м

(2.5.5)

Скорость витания:

, (2.5.6)

(2.5.7)

=0,635+0,127=0,762 м/с

Q1>0,762*0,05149=0,0392 м3/с

500-1850 - бурение под эксплуатационную колонну

Q1>0,766*0,01962=0,0150 м³/с

3) по условиям недопущения прихватов и размыва стенок скважины:

недопущения прихватов:

м³/сек, (2.5.8)

Где - максимальная площадь кольцевого пространства;

- минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве; принимаем =0,5 м/сек;

Интервал 0-500м

Q =0,5 (0,2953² - 0,147²) =0,0427 м³/сек

Интервал 500-1120 м

Q =0,5 (0,2159² - 0,147²) =0,0267 м³/сек

недопущения размыва:

м³/сек, (2.5.9)

где - минимальная площадь кольцевого пространства;

- максимально допустимая скорость течения, жидкости в

кольцевом пространстве, м/сек; принимаем =1,5 м/сек.

Интервал 0-500м

Q =1,5 (0,2953² - 0,240²) =0,035 м³/сек

Q =1,5 (0,2159² - 0,195²) =0,010 м³/сек

Производится выбор расхода промывочной жидкости с учетом паспортного диапазона гидравлических забойных двигателей

2.6 Выбор и расчет конструкции КНБК

С учетом большого отклонения от вертикали и значительного удлинения ствола скважины, около 528 м, для всей бурильной колонны могут быть использованы трубы с наружным диаметром 127 мм, типа ТБПК (ПК), толщиной стенки 9,2 мм, марки Д, Е, замковым соединением 3П-162-95.

Согласно первую над УБТ секцию КБТ длиной 250м скомпонуем из труб 127 х 9,2 марки «Д».

2.7 Выбор бурового оборудования

Тип буровой установки для бурения скважины выбран с учетом конкретных геологических, климатических, энергетических, дорожно-транспортных условий, с учетом технико-технологических требований для бурения скважины (глубины и конструкции скважины, веса бурильных и обсадных колонн), с учетом основных параметров комплекса буровых установок согласно ГОСТ 16293-82.

Нагрузка на крюке буровой установки от максимальной массы обсадной колонны с учетом коэффициента 1,1 составит 59 т.

Нагрузка на крюке буровой установки от максимальной массы бурильной колонны с учетом коэффициента 1,5 (для момента затяжек и расхаживания) составит 130,2 т.

Учитывая конкретные условия бурения скважины и согласно ГОСТу 16293-82 масса наиболее тяжелой колонны труб не должна превышать 0,6 допустимой нагрузки на крюке буровой установки, т. е. 310•0,6 = 186 т >130. т, принимается буровая установка “

Проектом принимается аналог БУ «Уралмаш 3Д - 86» иностранная БУ Т - 505 с верхним приводом, что позволяет бурить горизонтальные скважины и отвечает современным международным стандартам.

Ниже приведены основные параметры выбранного проекта.

3. Вспомогательные цеха и службы

3.1 Ремонтная база

К вспомогательному производству относится база производственного обслуживания (БПО) которая состоит из:

1) прокатно-ремонтных цехов

- бурового оборудования (ПРЦБО),

- электроснабжения (ПРЦЭЭ),

- турбобуров и труб (ПРЦТТ),

2) цеха пароводоснабжения (ЦПВС);

3) цеха промывочной жидкости (ЦПЖ),

4) цеха автоматизации производства (ЦАП).

3.2 Энергетическая база

Источник электроснабжения - энергосистема, находящаяся на расстоянии 2 км от буровой установки. Протяженность линии электропередачи составляет 2 км., мощность ЛЭП составляет 6 кВ. Заявленная мощность трансформаторов с учетом коэффициента запаса (Кз = 0,78) составляет: 1000*2*0,78=1560 кВт, суммарная мощность системы электроснабжения буровой (Кф=0,9) составит 1400 кВт.

Количество потребляемой электроэнергии при сооружении скважины представлено в табл. 2

Таблица 2

Электроприборы и электрооборудование	Кол-во	Мощность единицы, кВт	Рабочее время, часы	Итого мощность, кВт
Буровая лебедка	1	550	40,79	22434,5
Верхний привод	1	180	40,79	7342,2
Буровой насос (1й)	1	600	407,98	244788
Буровой насос (2й)	1	600	40,18	24108
Циркуляционная система	1	405	407,98	165231,9
Освещение вагонов	24	0,1	576	57,6
Плиты в столовой	3	5	576	2880
Обогрев вагонов	12	2	576	1152
Наружное освещение				7,065

3.3 Водные ресурсы и водоснабжение

Район месторождения представляет собой равнинную, слабовсхолмленную местность, сильно заболоченную с большим количеством рек и озёр.

Для технических целей планируется возвести водозаборную скважину с дебитом 7,08 м3/ч, глубиной 187 метров, проектный горизонт - четвертичные отложения. Артезианская скважина возводится на кустовой площадке, расстояние до буровой 75 м. Диаметр водопровода 50мм.Объем запасных емкостей для воды составляет 50 м3. Потребность в технической воде: в летний период 65,2 м3/сут, в зимний период - 135,94 м3/сут.

После окончания эксплуатации скважины УБР ликвидирует артскважину в соответствии с РД 08-492-02.

Питьевая вода завозится каждые сутки в объеме 200 литров.

3.4 Охрана окружающей среды. Основные источники загрязнения

Основные загрязняющие вещества, их источники по соответствующим этапам представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Загрязняющие вещества, образующиеся при строительстве скважин и их источники

Наименование этапов работ	Источники выделения вредных веществ в атмосферу	Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу	Примечания
I. Этап Строительно-монтажные работы (Планировка и обустройство площадки под буровую, установка вышки и оборудования, продуктопроводов и т.д.)	Транспорт, спецтехника, дизель-электростанция, материалы (цемент и пр.), емкости хранения ГСМ, сварочные работы	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (диз.т.), сажа (в пересчете на С), диоксид серы, глинопорошок, цемент, КМЦ, недифференцированный остаток, окись марганца, окись хрома, фториды
II. Этап Бурение, крепление	Дизельная электростанция, ДВС, транспорт (ДВС), емкости ГСМ, емкости мазута, котельная (котлы), материалы, циркуляционная система, шламовый амбар	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды, сажа, (в пересчете на С), диоксид серы, глинопорошок, цемент, барит, КМЦ, сероводород, сажа (в пересчете на V2O5)	При использовании бурового оборудования с электроприводом перечень выбрасываемых в атмосферу веществ значительно уменьшится
III. Этап Испытание скважины (сжигание газа на факеле)	Сепаратор (факел), дизельная электростанция, котельная (котлы), емкости ГСМ, склад материалов и реагентов, транспорт	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (метан), сажа, диоксид серы, углеводороды (в пересчете на С)
IV. Этап Демонтаж установки, консервация и ликвидация скважины	Транспорт, дизельная электростанция, газорезательный аппарат, емкости хранения ГСМ, котельная, циркуляционная система, шламовый амбар, превенторный амбар и т.д.	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (метан), углеводороды (диз.т. и бензин), сажа (в пересчете на С), диоксид серы, сероводород, цемент, пыль (барит)	Выделение сероводорода возможно при консервации и ликвидации скважин в период строительства

3.5 Общие природоохранные требования

Сооружение глубоких скважин связано с использованием земельных отводов и сопровождается неизбежным техническим воздействием на объекты природной среды. Для устранения отрицательного влияния процессов строительства скважин на природную среду предусмотрен комплекс мероприятий, направленных на ее охрану и восстановление. Эти мероприятия соблюдают основные правила экологически безопасного ведения работ на всех этапах строительства скважин, включая проведение подготовительных и вышкомонтажных работ, бурение, испытание, а также ликвидацию и консервацию скважин. Они направлены на охрану водных ресурсов, атмосферного воздуха, почвы, биосферы, недр и восстановление природно-ландшафтных комплексов.

Площадка, где будет находиться скважина, располагается на сухом, относительно приподнятом участке местности. Грунт на площадке представлен песчаными породами, с невысокой влажностью. Технологическая площадка выполняется с уклоном в пределах 1-2 см на 1 м в сторону амбара для обеспечения водостока. При подготовке буровой площадки будет снят и складирован верхний плодородный слой почвы.

Во избежание загрязнения буровой площадки на металлических емкостях предусматриваются предохранительные устройства от перелива. В целях рационального использования воды и снижения объема образования сточных вод применяется оборотное водоснабжение.

Прокладка трасс временных подъездных дорог предусматривается с максимальным использованием существующей дорожной сети, просек, локальных условий рельефа и, в случае необходимости - их оборудования водопропускными устройствами.

После окончания бурения и испытания скважин проводятся работы по восстановлению земельного участка. Если по климатическим условиям эти работы не могут быть выполнены немедленно, срок может быть продлен, но не выше одного года после демонтажа оборудования на скважине.

3.6 Охрана почв и поверхностных вод

Для выполнения экологических требований по обеспечению охраны окружающей среды будет организована система сбора, хранения и обезвреживания производственных и бытовых отходов.

Предусматриваются специфические меры безопасности для хранения токсичных буровых шламов и пластовых рассолов. В частности, будут сооружаться специально отведенные площадки для хранения материалов, реагентов, буровых растворов, содержащих токсичные и водорастворимые компоненты. Специальные емкости предусматриваются для сбора и хранения отходов бурения и хозяйственно-бытовых стоков. Отдельно проектируются резервуары для хранения минерализованных пластовых вод на случай их проявления. Предусматриваются работы по гидроизоляции мест размещения емкостей для хранения материалов, реагентов, бурового раствора, сбора всех видов отходов.

Использование воды для охлаждения механизмов на буровой предусматривается по замкнутой циркуляционной системе. С целью сокращения объемов образования токсичных производственных отходов предусматривается повторное использование части отработанного бурового и избыточного бурового раствора на других скважинах.

Предусматривается строительство прискважинного амбара для сбора, хранения, обезвреживания и захоронения отходов бурения, а также на случай непредвиденных проявлений флюидов. При строительстве, эксплуатации, ликвидации и рекультивации шламового амбара следует руководствоваться "Регламентом на организацию работ по ликвидации и рекультивации шламовых амбаров...". Конструкция амбара выбрана с учётом зависимости от гидрогеологических условий и рельефа местности. Переполнение шламовых амбаров не допускается.

Емкости ГСМ обносятся сплошным валом. Ширина вала по верху - 0,5 м, высота - 1 м, откосы 1:1, расстояние от стенок емкостей до нижней кромки внутренних откосов - 3 м.

скважина бурение нефтегазоконденсатный месторождение

Список использованной литературы

1. Арутнов А.И. «Бурение и эксплуатация газоконденсатных скважин» - Москва: «Недра»,1969г.

2. Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. «Технология бурения глубоких скважин. Учебное пособие для ВУЗОВ» - Москва: «Недра», 1982 г.

3. Филимонов Н.М., Попов А.Н. «Основы режима бурения» - УНИ, Уфа, 1977г

4. Правила техники безопасности в нефтяной и газовой промышленности- Москва: «Недра», 1982 г.