Размещено на http://allbest.ru

Использование оптоволоконных технологий для повышения качества термометрии на примере ООО «Газпром добыча Кузнецк»

РЕФЕРАТ

месторождение оптоволоконный термометрия

Дипломная работа состоит из двух частей, содержит пунктов, изложена на страницах формата, включает в себя илл. и список литературы.

В первом разделе произведен обзор технических характеристик объекта ООО «Газпром добыча Кузнецк». Описаны такие параметры как геологическое строение, гидрогеологические характеристики, физико-механические свойства горных пород; оценка качественных показателей угольных пластов, тектоника, газоносность угольных пластов, технология добычи метана подземным способом.

Во втором разделе рассмотрены вопросы решения проблемы геофизического контроля процесса освоения скважин и разработки месторождений. Был произведен анализ существующих методов измерений температуры в скважине. Проанализирована эффективность применения ОВС в условиях месторождений метана угольного пласта в Кузбассе.

Ключевые слова: геофизическое исследование скважин, оптоволоконный акустический датчик, оптоволокно, мониторинг скважин, геофизический оптоволоконный кабель.

ВВЕДЕНИЕ

После окончания процесса строительства скважин наиболее важным является процессоптимизации освоения скважин. От этого процесса напрямую зависит дальнейшая эксплуатация и дебетовые характеристики скважины. Сложность процесса освоения связаны со спецификой метаноугольного коллектора, так как метан в угольных пластах находится в сорбированном состоянии. Для того, чтобы не повредить угольный пласт в процессе освоения особое внимание уделяется мониторингу процесса средствами контроля (уровень воды в забойное давление).

Оптоволоконная система позволяет получить детальную картину процесса освоения в реальном времени для каждого перфорированного интервала, а значит появляется возможность оперативной корректировки программы освоения.

Цель исследовательской части дипломной работы - обосновать выбор оборудования волоконно-оптической системы непрерывного мониторинга распределенной температуры.

В качестве производственного объекта в работе рассмотрена скважина Нарыкско - Осташкинского месторождения. Работы продолжались с ноября 2015 по сентябрь 2016 года, в процессе работ была собрана информация о температуре по всему стволу скважины и давлении на забое, проведен ее анализ, и сделаны выводы.

1.ОБЩАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА КУЗНЕЦК»

1.1 Организационная структура ООО «Газпром добыча Кузнецк. История образования

ОАО «Газпром» -- одна и крупнейших энергетических компаний в мире. Основными направлениями ее деятельности являются геологоразведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация углеводородов, а также производство и сбыт электрической и тепловой энергии. Миссия «Газпрома» заключается в максимально эффективном и сбалансированном газоснабжении потребителей Российской Федерации, выполнении с высокой степенью надежности долгосрочных контрактов по экспорту газа.

Государство является собственником контрольного пакета акций «Газпрома» -- 50,002%.

ООО «Газпром добыча Кузнецк» образовано 26 декабря 2008 года на базе своего исторического предшественника -- ООО «Геолого-промысловая компания Кузнецк» -- как 100-процентное дочернее предприятие ОАО «Газпром».[13]

В 2009 году предприятие выполнило комплекс работ по подготовке к пробной добыче метана в Кемеровской области. В частности, на территории Талдинского угольного месторождения пробурена параметрическая углеметановая скважина, подтвердившая высокие фильтрационные свойства угольных пластов. Пробурены и осваиваются семь разведочных скважин. Построена сеть линейных сооружений (трубопроводов) от скважин к газосборному пункту и автомобильной

газонаполнительной компрессорной станции (АГНКС). Начаты поисково-оценочные работы на следующем первоочередном участке -- Нарыкско-Осташкинской площади.

В 2010 году началась пробная эксплуатация скважин.

Организационная структура

В непосредственном подчинении генерального директора находится его секретариат и специальный отдел. Сформированные отделы и службы будут осуществлять следующие функции:

1. Аппарат при руководстве и специальный отдел оказывают всестороннее содействие руководству компании в организации процесса ее успешного функционирования.

2. Службы, руководство которыми осуществляет первый заместитель генерального директора - главный инженер:

Производственно-диспетчерская служба обеспечивает оперативное управление процессом производства, контролирует выполнение планов по добыче газа, координирует работы сервисных организаций по техническому обслуживанию и ремонту оборудования.

Производственно-технический отдел по добыче и подготовке газа - подготовка и осуществление мероприятий по совершенствованию эксплуатации, технического обслуживания и ремонта оборудования, техническому перевооружению и реконструкции, повышению технического и технологического уровня производства, повышению качества продукции и проектов.

Энерго-механический отдел - организация эксплуатации, технического обслуживания и ремонта скважин, установок подготовки газа, дожимных компрессорных станций, энергетического, механического и электротехнического оборудования, средств автоматизации и вычислительной техники.

Отдел по строительству скважин - осуществляет функции заказчика при проектировании, бурении и освоении метаноугольных скважин.

3. Службы, руководство которыми осуществляет заместитель генерального директора - главный геолог:

4. Отдел разработки месторождений, лицензирования и недропользования - организация работ по интенсификации, испытаниям, освоению, эксплуатации и ремонту скважин. Планирование разработки метаноугольных месторождений, обеспечение рационального недропользования, выполнения лицензионных соглашений и охраны недр.

5. Службы, руководство которыми осуществляет заместитель генерального директора по экономике:

6. Экономический отдел осуществляет функции планирования, экономического и финансового управления, разработку текущих и перспективных планов социально-экономического развития Общества.

Отдел управления имуществами ценными бумагами - обеспечение корпоративной политики и корпоративного контроля вложений в ценные бумаги, планирование и управление недвижимостью. Составление установленной отчетности.

Финансовый отдел - анализ степени влияния отдельных затрат на экономические результаты деятельности Общества. Планирование финансовых показателей, формирование бюджета и платежного баланса, планирование и управление налогами. Организация работы по эффективному использованию финансовых средств.

Отдел организации труда и заработной платы - разработка и совершенствования структур управления предприятием. Разработка Положений о подразделениях и должностных инструкций персонала. Организация работ по нормированию труда и совершенствованию форм и систем оплаты труда и материального стимулирования. Составление штатных расписаний подразделений Общества. Осуществления контроля соблюдения трудового законодательства и выполнения решений вышестоящих организаций по вопросам труда и заработной платы и т.д.

Отдел подготовки и проведения тендеров - организация тендеров на выполнение планируемых работ, взаимодействие с соответствующими подразделениями ОАО «Газпром».

7. Службы, руководство которыми осуществляет заместитель генерального директора по кадрам, социальному развитию и общим вопросам:

Отдел кадров, трудовых отношений выполняет функции кадрового обеспечения. Организует аттестацию работников, обеспечивает функционирование отраслевой системы непрерывного обучения кадров. Организует систему учета кадров, анализирует причины текучести кадров.

8. Заместитель генерального директора по координации и взаимодействию с угольными предприятиями региона и подчиненный ему.

9. Проектно-технический отдел по планированию и увязке горных работ с угольными предприятиями обеспечивают решение всего комплекса вопросов, связанных с разграничением процессов добычи метана и угля, как на стадии разработки углегазовых месторождений, так и на стадии проектирования.

10. Маркшейдерский отдел - землеустроительные работы, согласование горных отводов, контроль взаиморасположения объектов угледобычи и газовых промыслов в пространстве и во времени.

11. Бухгалтерия осуществляет функции финансового управления, реализации текущих и перспективных планов социально-экономического развития Общества. На службу возлагаются функции бухгалтерского учета и отчетности, а также контроля финансово-экономической деятельности Общества.

12. Административно-хозяйственный отдел выполняет функции хозяйственного обеспечения деятельности подразделений и отделов компании, материально-технического снабжения и транспорта, поставки материалов, оборудования, горюче-смазочных материалов. Организуют и координируют работу арендуемой спецтехники, осуществляют контроль, за ее рациональным использованием. Организуют надлежащие хранение материалов и оборудования.

13. Отдел капитального строительства, осуществляющий весь комплекс работ от проверки и утверждения проектно-сметной документации на объекты капитального строительства до их приемки под ключ. Выполняет некоторые виды проектных работ в соответствии с имеющимися лицензиями.

14. Отдел организации и осуществления ПК за соблюдением ПБ на опасных производственных объектах осуществляет контроль, за соблюдением правил пожарной безопасности на газовых промыслах и организует мероприятия по оснащению промыслов необходимым оборудованием для определения, локализации и тушения очагов возгорания.

15. Юридический отдел осуществляет: контроль, за исполнением законодательства РФ и юридическую поддержку в деятельности компании.

16. Производственный отдел автоматизации, связи и информационно-управляющих систем организует и поддерживает компьютерное, информационное обеспечение менеджмента компании и обеспечивает связь в режиме реального связь администрации с промыслами.

17. Транспортный отдел осуществляет транспортное обеспечение аппарата управления компанией, организацию и обслуживание технологического транспорта и спецтехники.

Конкретные функции подразделений, их руководителей и сотрудников регламентируются Положениями о структурных подразделениях и должностными инструкциями.

Основные цели проекта:

-отработка технологии добычи метана угольных пластов;

-обеспечение безопасности шахтерского труда путем заблаговременной дегазации угольных пластов;

Основные виды деятельности:

- поиск, разведка и добыча метана из угольных пластов и других углеводородов;

- разработка и опробование методик промышленной добычи метана из угольных пластов;

- подготовка технико-экономических обоснований разработки метано-газовых месторождений;

- бурение разведочных, опытно-промышленных, эксплуатационных скважин и обустройство метаноугольных промыслов;

- строительство и эксплуатация метаноугольных промыслов;

- транспортировка и реализация метана на внутреннем рынке;

- проведение научно-исследовательских, опытно-конструкторских и проектно-изыскательских работ, создание научно-технической продукции;

- отработка нового направления в топливно-энергетической отрасли Российской Федерации, включая наработку опыта по отработке малодебитных скважин.[13]

1.1.2 Перспективы и планы развития производства

I этап -- поисково-оценочные и геологоразведочные работы в пределах первоочередных площадей, включая пробную добычу метана и его поставки

потребителям (2008-2010 гг.).

II этап -- опытно-промышленная эксплуатация первоочередных площадей, поисково-оценочные и геологоразведочные работы на других площадях (2011-2013 гг.).

III этап -- выход на промышленную добычу на первоочередных площадях -- бурение с 2013 г. по 128 скважин в год; ввод в опытно-промышленную эксплуатацию других подготовленных участков и площадей.

Общее число запланированных эксплуатационных скважин при сроке их эксплуатации 20 лет составляет 1655 шт., объемы добычи газа, начиная с 2020 г. -- 4 млрд куб. м в год.

1.1.3 Общие сведения о месторождении. Географо - экономическая характеристика

По территориально-административному делению Талдинская площадь расположена в пределах Новокузнецкого района, это юг Кузбасса. Кузбасс расположен в пределах Кузнецкой котловины, которая со всех сторон окружена горными сооружениями: Салаира с запада, Горной Шории с юга, Кузнецкого Алатау с востока и Томь-Колыванской горной областью с севере-востока. Рельеф Кузнецкой котловины имеет незначительное, но непрерывное понижение к ее центральной части, где отметки уреза воды р. Томи составляют 112 м (район г. Кемерово) и 193 м (г. Новокузнецк). В центральной части котловины расположены возвышенности (высоты до 530-723 м) широтного и северо-западного простирания: Караканские горы, Тарадановский увал, Салтымаковский хребет. Эти возвышенности являются водоразделами между притоками двух крупнейших рек Кузбасса Ини и Томи (правые притоки р. Обь).

По географическому положению площадь расположена в лесостепной природно-растительной зоне с преобладанием суглинистого чернозема с березовыми и сосновыми перелесками. К востоку в 2-х километрах от района работ протекает р. Черновой Нарык (левый приток р. Томь) - естественная граница между лесостепной и таежной природно-растительными зонами юга Западной Сибири.

Река Черновой Нарык с системой временных и постоянных притоков придают местности достаточно резко выраженный холмистый характер с многочисленными неоднократно разветвляющимися логами. Ширина водоохраной зоны реки Черновой Нарык составляет 200 метров.

Абсолютные отметки рельефа района работ колеблются в довольно широких пределах, на водоразделах они достигают величины +394 м и в долине реки Черновой Нарык +220 ч +222 м. Амплитуда колебаний высотных отметок достигает величины 172-174 метра.

Территория Кузбасса характеризуется континентально-циклоническим климатом с годовой суммой осадков более 500 мм. Средняя температура июля составляет плюс 18-24 °С, января минус 20-26°С. Колебания температуры составляют от +40 до -50 °С. Продолжительность безморозного периода в году составляет всего 115 - 120 дней.

Глубина снежного покрова на открытых возвышенных местах и открытых склонах южного и юго-западного направлений может составлять всего 0.30-0.50 м, а в пониженных залесённых формах рельефа и склонах северного и северо - восточного направлений снежный покров может достигать мощности 1.5-2.5 м.

Глубина промерзания почвы находится в прямой зависимости от мощности снежного покрова и может колебаться от 0.30-0.40 до 1.0-2.0 метров. В поймах логов и речек грунт, как правило, не промерзает. Среднегодовое количество осадков 436 мм, основное их количество выпадает в зимний период в виде снега.

Талдинское месторождение находится в центре Ерунаковского геолого-экономического района Кузнецкого бассейна. Ерунаковский геолого-экономический район расположен в центральной части южной половины Кузбасса. В пределах района выделено 11 месторождений каменного угля - Соколовское, Красулинское, Тагарышское, Талдинское, Северо-Талдинское, Жерновское, Новоказанское, Ерунаковское, Кыргайское, Нарыкское, Кукшинское.

Район активно осваивается угледобывающей промышленностью. Добыча угля открытым способом ведется с 1982 года, а с 1983 года начата отработка запасов каменного угля шахтами.

В настоящее время в пределах Талдинского месторождения действуют 8 разрезов и 7 шахт. Наиболее крупными разрезами являются - разрез «Талдинский», принадлежащий ОАО УК «Кузбассразрезуголь», ООО «Разрез Таёжный», ООО «Разрез Южный», а также разрез «Заречный», принадлежащий ОАО ИК «Соколовская».

В пределах Талдинского месторождения имеется несколько населенных пунктов. На западе месторождения располагаются два населенных пункта - д. Большая и Малая Талда, а на юго-востоке - д. Жерново.

Площадь Кузбасса составляет 26,7 тыс. км², при протяженности 335 км и ширине 110 км. Кемеровская область имеет хорошо развитую сеть железных дорог общей протяженностью 5800 км, смыкающуюся с Транссибирской магистралью и железнодорожной системой Средней Азии. Автомобильное сообщение обеспечивает постоянную связь между 20-тью городами области. Общая численность населения области, состоящей из 19 административно-территориальных районов, немногим более 3 млн. человек, 88 % которых проживает в 20-ти городах и 47 поселках городского типа. В сельском хозяйстве занято 7,8 % жителей области.

Газоснабжение области ведется из северных районов Западной Сибири по газопроводу Парабель-Томск-Юрга-Топки-Новокузнецк. Основными потребителями газа являются металлургические предприятия (г. Новокузнецк) и химические предприятия (г. Кемерово). В последние годы поставки газа стабилизировались на уровне около 3 млрд. м³/год.

Гидрогеологические работы на Талдинской площади проводились с целью прогнозирования ориентировочных водопритоков в условиях эксплуатации месторождения.

В угольных пластах Ерунаковского района сосредоточено около 3 трлн. м³ ресурсов метана (около 23% от ресурсов метана в угольных пластах Кузбасса), при площади района всего 1520 км² (8,4% от площади Кузбасса). В пределах района выделены угольные месторождения: Соколовское, Красулинское, Тагарышское, Талдинское, Северо-Талдинское, Жерновское, Новоказанское, Ерунаковское, Казанское, Нарыкское и Кукшинское.



Рис. 1.1 - Обзорная геологическая карта лицензионной площади ООО «Газпром добыча Кузнецк»

Рисунок 1.2- Схема расположения проектных скважин



Рисунок 1.3 Географо-экономическая карта Ерунаковского геолого-промышленного района

Район активно осваивается угледобывающей промышленностью. Талдинское месторождение разрабатывается АО "ТалдинскийУглеразрез" мощностью около 2,5 млн. т угля в год. Проводятся подготовительные работы для подземной добычи угля на Соколовском и Кыргайском месторождениях.

К настоящему времени в Ерунаковском районе детально разведано 6 площадей для открытых работ на общую мощность 74 млн. т. угля в год и три участка для подземной добычи на общую мощность 15 млн. т. угля в год. Горные отводы действующих и строящихся разрезов и шахт в ряде случаев находятся на верхних горизонтах площадей перспективных для промысловой добычи метана. Это Талдинская площадь, юго-западная часть Нарыкско-Осташкинской площади (участки Новоказанские) и Соколовское месторождение.

Схема расположения площадок скважин на Талдинской площади приведена на рисунке 1.2 и географо-экономическая карта Ерунаковского геолого-промышленного района (рис. 1.3).

1.2Геологическая характеристика района работооо «газпром добыча кузнецк»

1.2.1 Стратиграфия

Промышленная угленосность Южного Кузбасса и газоносные угольные пласты, перспективные для добычи метана приурочены к отложениям верхнего палеозоя: к балахонской (С_2-3 - Р₁bl) и кольчугинской (Р₂kl) сериям.

Максимальные глубины погружения подошвы балахонской серии (6000-6800 м) отмечаются в Плотниковском, Салтымаковском, Центральном и Тутуясском районах, а также в северной части Ерунаковского и Терсинского районов. В Кемеровском, Осиновском и Томь-Усинском районах глубины погружения подошвы балахонской серии составляют 2000-3000 м. Мощность отложений балахонской серии на юге Кузбасса (Томь-Усинский, Мрасский, Кондомский и Бунгуро-Чумышский районы) доходит до 1,9-2,3 км. Кольчугинская серия является вторым циклом регионального осадко- и угленакопления, мощным генератором и аккумулятором углеводородных газов в продуктивной толще верхнего палеозоя. В Томь-Усинском, Байдаевском, Беловском, Ускатском и Кемеровском районах мощность кольчугинских отложений составляет 1,2-2,0 км. Максимальной мощности (2-4 км) отложения кольчугинской серии достигают в Плотниковском, Салтымаковском, Ленинском, Ерунаковском и Терсинском районах.

Кольчугинская серия подразделяется на безугольную кузнецкую (Р₂kz) и две угленосные подсерии - ильинскую (P₂il) и ерунаковскую (P₂er).

Балахонская и кольчугинская серии начинаются безугольными отложениями (сменяющимися затем толщами с невысокой угленосностью с тонкими угольными пластами), и завершаются высоко угленосными толщами, включающими мощные угольные пласты. Обеим сериям свойственно ритмичное чередование песчаников, алевролитов, углистых аргиллитов и пластов угля. На юго-востоке Кузбасса в балахонской серии содержатся магматические породы (диабазы) в виде пластовых тел (силлов) мощностью до 100-120 м и даек.

1.2.2 Тектоника

Кузнецкий бассейн представляет собой крупный синклинорий, современный контур и строение, а также напряженное состояние которого предопределены движениями окружающих горных массивов. Характер складчатости и дизъюнктивной нарушенности толщ изменяется от окраин к центральной части синклинория. Ниже приведено описание структур, характерных для разрабатываемых площадей.

Для зоны Терсинско-Ерунаковскогосводового поднятия характерно развитие брахисинклиналей и крупных синклиналей с различной ориентировкой осей, что говорит о формировании этих структур под воздействием различных полей напряжений.По характеру и интенсивности складчатости Ерунаковский район может быть разделен на два блока: юго-Западный, ограниченный крупными региональными разломами, и северо-восточный (рисунок 2.1).

Юго-западный блок ограничен Соколовским взбросом на юго-западе и Иганинским взбросом на северо-востоке. Амплитуда этих нарушений достигает 1,2-1,5 км. Для этих взбросов характерны мощные зоны дробления, достигающие 150-170 м. Юго-западный блок по морфологии складок является переходным от линейной складчатости Присалаирского прогиба к собственно зоне брахискладчатости. В этом блоке развиты преимущественно удлиненные складки, иногда линейные складки, часто асимметричные с более крутыми (до 40-60 град) западными крыльями и пологими (до 5-30 град.) восточными (Кыргайская синклиналь, Караканская синклиналь). Простирание складок и разрывов в основном соответствует простиранию складчатости Присалаирского прогиба. По длинной оси размеры складок достигают 20-25 км при ширине 4-6 км. [1]

Для северо-восточной части Ерунаковского района также как и для Терсинского района характерно развитие изометричных или слегка удлиненных синклинальных и антиклинальных складок: Талдинская, Усковская, Ерунаковская, Нарыкско-Осташкинская, Кушеяковская синклинали и Жерновская, Демьяновская, Нарыкская, Осиновская, Терсинская, Кушеяковская антиклинали. Размеры этих структур изменяются от 8-10 до 15-20 км в поперечнике. Углы падения крыльев обычно 5-10, реже 15-20 град. Дизъюнктивные нарушения представлены здесь в основном пологими взбросами и надвигами.[3] Пригорношорскиймоноклинал, именуемый иногда Главным моноклиналом, охватывает Томь-Усинский, Терсинский, Тутуясский и Мрасский районы. Его основная особенность заключается в преобладании моноклинального падения пород на север и северо-восток к центру Южно-Кузбасского прогиба. Вторая особенность заключается в осложняющем широком развитии магматических интрузивных тел (силлов) диабазов, которые, внедрившись в угленосную толщу, приобрели те же моноклинальные условия залегания, осложненные флексурами иантиклинальными изгибами (пологими вытянутыми антиклиналями).

Рис. 1.4 - Тектоническая схема Ерунаковского геолого-промышленного района

1.2.3Гидрогеологическая характеристика Нарыкско-Осташкинской площади

Гидрогеологические условия Нарыкско-Осташкинской площади изучались главным образом при разведке месторождений каменного угля, начиная с 1949 г (Яганов Н.М.1952 ф, Макаров В.Г. 1965 ф, Щербаков Н.И.1970 ф, Лоншаков В.И., 1985 ф и др). Материалы разведочных работ для составления гидрогеологической карты листа N-45-XVI (Черныш. С.П., Савина Ж.Н. 1973 ф). В настоящее время гидрогеологические работы ведутся в связи со строительством угледобывающих предприятий, созданием наблюдательных сетей для ведения мониторинга геологической среды, бурением гидрогеологических скважин для водоснабжения населения, а также в связи с оценкой газоносности угольных пластов для выявления метаноугольных месторождений.

Согласно гидрогеологической стратификации Кузбасса (Зеленовский П.И, 1982), в пределах Ерунаковского района выделяются воды четвертичных аллювиальных отложений, воды спорадического распространения верхнечетвертичных-современных проблематических отложений, водоносный комплекс мезозойских отложений и водоносный комплекс верхнепермских отложений ерунаковскойподсерии.

Воды четвертичных алювиальных отложений

Грунтовые воды приурочены к алювиальным отложениям в долинах речек Кыргай, Черневой Нарык, Берёзовая, Осиновка, Большая Речка и др. Водовмещающие отложения представлены песком, гравием, галькой с примесью глинистого материала. Мощность их изменяется от 0,5 до 8 м. Уровень воды в долинах речек залегает на глубинах 0,5 - 1,5 м. Удельные дебиты скважин изменяются от 0,004 до 0,04 л/с, водопроводимость пород до 43 м³/сут (Щербаков Н.И, 1981ф, Черныш С.П., Савина Ж. Н., 1973 ф).

Воды спорадического распространения верхнечетвертичных современных проблематических отложений.

Грунтовые воды проблематических отложений распространены в бассейнах рек Еланного и ЧерновогоНарыков.

Водовмещающие отложения представлены легкими разностями суглинков на контакте с более тяжелыми, а также супесями и прослойками песков. Мощность пород колеблется от 0,2 до 2 м. Воды безнапорные и слабонапорные, напоры не превышают 1 - 2 м. Водообильность пород незначительная, дебиты родников изменяются от 0,03 до 0,1 - 0,2 л/с. По химическому составу воды гидрокарбонатные кальциевые, реже гидрокарбонатные магниевые, кальциево-натриевые, натриевые с минерализацией 0,1 - 0,4 г/дм³. Содержание аммония довольно часто выше нормы (до 0,2 мг/л), рН 5,5 - 7,5 (Черныш С.П., Савина Ж. Н., 1973 ф). Практического значения эти воды не имеют.

Водоносный комплекс мезозойских отложений

Водоносный комплекс связан с осадками тарбаганской серии юры (J_1-2) и абинской серии триаса (Т_ab).

Юрские осадки, занимают небольшую площадь в ядре Кыргай-Осташкинской синклинали, обладают повышенными фильтрационными свойствами. Водовмещающие породы - трещиноватые, фациально невыдержанные по площади и в разрезе слабосцементированные песчаники, алевролиты, конгломераты, реже аргиллиты.

Характеристика подземных вод юрских отложений дается, главным образом, до глубины 100-150 м и основывается на результатах гидрогеологической съёмки масштаба 1:200 000 (Черныш С.П., Савина Ж. Н., 1973 ф).

По типу движения эти подземные воды преимущественно трещинные, трещинно-пластовые, приурочены к отдельным зонам повышенной трещиноватости, которые разделены между собой менее трещинноватыми и даже монолитными породами. Количество трещиноватых зон по данным

резистивиметрии и расходометрии колеблется от 1-2 до 5_7, мощности зон изменяются от 2-3 до 30-40 м. Воды, как правило, напорные. Величина напора изменяется от 1-9 м до 120-170 м и больше, в зависимости от положения трещиноватой зоны в разрезе. Как правило, наибольшими напорами обладают более глубокие зоны. Пьезометрическая поверхность подземных вод в сглаженном виде повторяет рельеф местности и фиксируется на водоразделах и склонах на глубине от 3,6-10 м до 40 м, в долинах и логах на глубине 0-14 м, нередко на 3-5 м выше поверхности земли. Как правило, в депрессиях рельефа скважины фонтанируют.

Водообильность юрских отложений довольно высокая и обусловлена, прежде всего, наличием и интенсивностью открытой трещиноватости и степенью выветрелости пород. Удельные дебиты скважин колеблются в долинах от 0,1 до 9,5 л/сек, на водоразделах от 0,01 до 0,06 до 0,3 л/сек. Питание подземных вод осуществляется путём инфильтрации атмосферных осадков на склонах и водоразделах, разгрузка происходит в местнуюгидросеть.[2]

По химическому составу подземные воды гидрокарбонатные с пестрым катионным составом, минерализация в основном в пределах 0,3-0,8 мг/л, реакция водной среды от нейтральной до слабощелочной (рН = 7-8), жесткость составляет 2-5 мг/экв. Воды не агрессивные по отношению к бетону. Микроэлементы представлены медью, марганцем, титаном, ванадием, галлием, бромом, стронцием, редко цирконом, цинком, кадмием, никелем. Содержания микроэлементов незначительны и равны в основном тысячным и десятитысячным, реже сотым долям мг/л.

Эффузивно-осадочные отложения триаса распространены в ядре и на крыльях Кыргай-Осташкинской синклинали. Они представлены в большинстве своём туфогенными алевролитами, песчаниками, алевролитами и песчаниками обычного вида.Все породы разбиты густой сетью трещин в самых разнообразных направлениях. Доминируют вертикальные трещины. Зона интенсивной трещиноватости распространяется до глубины 100-150 м.

По характеру движения подземные воды, приуроченные к отложениям триаса, являются трещинными, трещино-пластовыми и приурочены к интервалам повышенной трещиноватости, мощность и количество которых непостоянны. Подземные воды безнапорны на водоразделах, слабонапорны в нижней части склонов и в долинах. Отмечается тенденция к увеличению напоров (вплоть до фонтанирования) при вскрытии глубоких зон. В долинах и нижних частях склонов иногда отмечается самоизлив (скважина 4182, 6233, участок Новоказанский 1, Щербаков Н. И., 1981 ф). Уровенная поверхность подземных вод устанавливается в долинах вблизи поверхности земли на глубинах от 1,3 м или выше её на 1 - 3 м. На водоразделах и склонах глубина залегания уровня подземных вод увеличивается до 10 м (скважина 6018) и более.

Водообильность подземных вод отложений триаса неравномерна, как по площади, так и по разрезу. Удельные дебиты скважин изменяются в пределах от 1,0 л/сек. (скважина 5919) до 0,008 л/сек (скважина 6018 Щербаков Н. И., 1981 ф).[2]

Питание подземных вод преимущественно местное за счет инфильтрации атмосферных осадков на водоразделах и склонах, имеющих маломощный покров рыхлых водопроницаемых отложений, разгрузка осуществляется в местнуюгидросеть.

Уровенный режим подземных вод характеризуется непостоянством и целиком зависит от режима атмосферных осадков.

По химическому составу подземные воды гидрокарбонатные, с пестрым катионным составом - кальциевые, натриево-кальциевые, кальциево-натриевые и натриевые. По данным, полученным при опробовании разведочных скважин, минерализация подземных вод изменяется от 389 мг/л до 778 мг/л, что нехарактерно для подземных вод зоны умеренного увлажнения. По показателю жесткости воды мягкие, по величине pH - от нейтральных до щелочных. По данным гидрогеологической съёмки масштаба 1:200 000 (Черныш С. П., Савина Ж. Н., 1973 ф), среди микрокомпонентов в незначительных концентрациях присутствуют медь, марганец, барий, цинк, титан, ванадий, галлий, стронций и кадмий, аномальные содержания дают только барий и никель.

Водоносный комплекс верхнепермских отложений ерунаковской подсерии

В пределах района работ отложения ерунаковскойподсерии слагают центральную часть Нарыкской антиклинали, а также южное крыло Кыргай-Осташкинской синклинали. Разрез водоносного комплекса представлен чередованием мощных пластов песчаников с алевролитами, аргиллитами и углями. По водопроводимости в толще пород выделяется две зоны: верхняя, с интенсивно трещиноватыми породами и нижняя - зона затухающей трещиноватости.

По условиям залегания и характеру водовмещающих пород в верхних частях разреза преобладает трещинный тип фильтрации подземных вод, ниже, в условиях затухания трещиноватости и наличия мощных пластов песчаников, возрастает роль трещинно-пластового, трещинно-жильного типов фильтрации. Трещиноватость пород в разрезе неравномерна. По данным геофизических исследований установлено наличие от 1 до 5-8 водоносных зон.

Глубина залегания водоносного комплекса колеблется от 1 до 10 м, в исключительных случаях до 13 - 18 м в долинах и от 10 до 25 м, редко до 50 м на водоразделах.

Подземные воды комплекса, как правило, напорные в долинах рек, подножьях склонов и безнапорные на водоразделах. Величины напоров в зоне интенсивной трещиноватости изменяются от 3 - 7 м до 10 - 24 м и зависят от положения водоносных зон в разрезе. С глубиной напоры увеличиваются, в некоторых случаях фонтанирование скважин начинается с глубин 200 - 400 м (Черныш С. П., Савина Ж. Н, 1973 ф).

Уровни подземных вод в логах и долинах устанавливаются на глубинах от 4 м до 5 м выше поверхности рельефа (скважины 5182 и 6042 участок Новоказанский 1, Щербаков Н.И., 1981 ф). На водоразделах и склонах глубины залегания уровня подземных вод изменяются от первых метров до 48 м.

Водообильностькомплекса в общем невелика и неравномерна как по площади, так и в разрезе. Удельные дебиты скважин варьируют в очень широких пределах, от 0,01 л/сек до 1,2 л/сек при преобладающих значениях 0,2-0,6 л/сек.

Питание подземных вод преимущественно местное за счет инфильтрации атмосферных осадков, в меньшей степени за счет напорных вод глубоких горизонтов. Разгрузка происходит в местнуюгидросеть.

Уровенный режим подземных вод характеризуется непостоянством и целиком зависит от режима атмосферных осадков.

По химическому составу подземные воды являются гидрокарбонатными со смешанным катионным составом, преимущественно кальциевым или натриевым. Воды пресные, минерализация изменяется от 360 до 865 мг/л, от мягких до жестких (3,65 - 9,87 мг-экв/л), по показателю pH от слабокислых до щелочных. Микрокомпоненты представлены медью, марганцем, цинком, титаном, ванадием, галлием, бромом.[1]

1.2.4 Газоносность угольных пластов по данным опробования

Современная газовая зональность метаноугольных месторождений формируется под воздействием комплекса факторов, предопределяющих глубину проникновения атмосферных газов, миграцию метаморфогенных газов и образование зоны газового выветривания в приповерхностной части угленосной толщи, где в результате происходящих физических, химических, физико-химических процессов метан в угольных пластах замещается азотом и углекислым газом. Зона газового выветривания (с позиций гидродинамической зональности) соответствует зоне активного водообмена.

В этой приповерхностной зоне активного газо-водообмена угленосной толщи с атмосферой за счет встречного движения атмосферных газов (на глубину) и метаморфогенных газов к дневной поверхности сформировалась зона газового выветривания (деметанизации). В зоне газового выветривания с увеличением глубины залегания пластов происходит уменьшение концентраций диоксида углерода и азота от 50-90% до 10-30 % и возрастание концентраций метана от 5-10% до 70-90%. Положение верхней границы метановой зоны принимается по концентрации метана свыше 70% и природной метаноносности угольных пластов свыше 3,0-3,5 м³/т с.б.м.

Данные газового опробования, выполненного в скважинах 101 -110 и 1, 9,10 позволяют определить положение границы метановой зоны и прогнозировать изменение газоносности по площади и на глубину исследуемой территории.[3]

По результатам опробования угольных пластов керногазонаборниками мощность зоны газового выветривания (ЗГВ) угольных пластов по Нарыкско-Осташкинской площади изменяется от 75-100 до 230-250 метров.

Максимальная мощность зоны газового выветривания отмечается в северо-восточной части площади в районе скважин №№ (107) и (104). По результатам опробования этих скважин пласты 94-93, 92, 91 в.п. в интервале глубин 155-210 м, (от 21 до -34 м. абс.) находятся в зоне газового выветривания. Концентрация метана в пробах не превышает 62%, а метаноносностьугольных пластов изменяется от 0,5 до 1,36 м³/т. с.б.м. Начиная с глубины 228 м (-52 м.абс.) концентрация метана в пробах превышает 70% и наблюдается закономерное увеличение природной метаноносности угольных пластов с глубиной. Таким образом мощность зоны газового выветривания в северо-восточной части Нарыкско-Осташкинской синклинали составляет 230-250 м., а граница метановой зоны находится здесь на отметках порядка -50 м.абс. [2]

В приосевой части Нарыкско-Осташкинской синклинали, где угленосная толща перекрыта отложениями триаса, в районе скважин №№ (102), 16884 (103), (101), 1, 9 и 10 мощность зоны газового выветривания существенно уменьшается. По результатам опробования скважины № (102) уже на глубине 208 м (+/-0 м.абс.) метаноносность пласта 98-97 составляет 7,8 м³/т с.б.м., а в скважине (103) метаноносность пласта 103 (самый верхний пласт тайлуганской свиты) на глубине 403 м (-254 м.абс.) превышает 10 м³/т с.б.м. Мощность зоны газового выветривания в приосевой части Нарыкско-Осташкинской синклинали составляет 150-200 м, а граница метановой зоны находится здесь на отметках порядка 50 м. абс.

1.2.5Определение физико-механических свойств горных пород; оценка качественных показателей угольных пластов

Таблица 1 Физико-механические свойства горных пород

Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Проницаемость, м.Дарси	Глинистость, %	Естественная влажность, %	Твердость (предел прочности на сжатие), кгс/см2	Категория породы по буримости	Коэффициент Пуассона	Модуль упругости, кгс/мм2
от	до
0	50	суглинок	1,97	42,5		10-30	26,4	60	III	0,40	300
50	150	песчаники	2,50	16,90	0-146	0-10	4,31	520	V	0,33	3000
		аргиллиты	2,42	29,91	0,1	90-100	14,08	450	IV	0,35	2800
		алевролиты	2,42	17,59	0-100	0-10	4,88	450	IV	0,35	2800
		уголь	1,25	18,63	1 - 50		10,97	150	IV	0,44	260
150	300	песчаники	2,52	9,56	0-146	0-10	2,34	590	VIII	0,32	3000
		аргиллиты	2,47	12,49	0,1	90-100	3,35	470	VI	0,34	2700
		алевролиты	2,47	10,43	0-100	0-10	2,96	470	VI	0,34	22700
		уголь	1,26	14,35	1 - 50		9,02	150	IV	0,44	260
300	1000	песчаники	2,52	9,56	0-146	0-10	2,34	560	VIII	0,33	3000
		аргиллиты	2,47	12,49	0,1	90-100	3,35	550	VI	0,34	2800
		алевролиты	2,47	10,43	0-100	0-10	2,96	550	VII	0,34	2800
		уголь	1,26	14,35	1 - 50		9,02	150	V	0,44	260

1.3 Описание технологического процесса и применяемой техники

1.3.1 Технология строительства скважин

Бурение скважин. Бурение скважин осуществляется мобильными буровыми установками (МБУ) с применением ВЗД (при наличии необходимого оборудования под интервал 0-150 м предлагалось применить пневмоударный способ, с использованием в качестве очистного агента, водо-воздушную аэрозоль).

Буровые установки располагаются на временно сооружаемых площадках. Предварительно на площадках строительства скважин будет произведена вырубка леса, снятие плодородного слоя земли со складированием в бурты,планировочно-земельные работы и последующая отсыпка гравийно-песчаной смесью. Временный жилой вахтовый поселок обустраивается возле площадки строительства скважин.

Доставка необходимого оборудования и материалов в процессе бурения скважин будет производиться автотранспортом по подъездным и временным автодорогам общей протяженностью 80 км (Нарыкско-Осташкинская площадь).

Для контроля пространственного положения забоя скважины проводятся замеры искривления скважины (инклинометрия) с помощью прибора КИТ-3. В структурных скважинах с целью определения газопромысловых характеристик угольных пластов проводятся испытания пластов пластоиспытателем КИИ-65.

В процессе бурения проводятся геофизические исследования (инклинометрия, электрический каротаж КС, БК, радиоактивный каротаж ГК, ГГКП, акустический каротаж АК и АКШ, резистивиметрия, кавернометрия, термометрия), геолого-технологические исследования (контроль процессов бурения, отбор шлама, газопоказания). Контроль процесса цементирования эксплуатационных колонн велся с помощью СКЦ (станция контроля цементирования). Коррекция параметров кривизны стволов скважин осуществлялась с помощью телеметрической системы ЗИС 4-М.[1]

Последующие работы по вторичному вскрытию и испытанию перспективных угольных пластов осуществляются, с помощью мобильного агрегата А-50 М. В процессе бурения скважин производится отбор керна и испытание в открытом стволе (инжект-тест) всех перспективных метаноугольных пластов. После анализа результатов лабораторного исследования керна и промысловых геофизических исследований, принимается решение о вторичном вскрытии того или иного угольного пласта в каждой проектной скважине с последующей интенсификацией в виде гидравлического разрыва (ГРП).

1.3.2 Технология интенсификации

Технология осуществления ГРП при добыче газа включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва газоносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии, как правило в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент -- проппант, в карбонатных -- кислота, которая разъедает стенки созданной трещины. Однако и в карбонатных коллекторах может быть использованпроппант.

При добыче нетрадиционного газа ГРП позволяет соединить поры плотных пород и обеспечить возможность высвобождения природного газа. Во время проведения гидроразрыва в скважину закачивается специальная смесь. Обычно она на 99% состоит из воды и песка (либо проппанта), и лишь на 1% - из химических реагентов. Состав химических веществ открыт. Среди них, например, ингибитор коррозии, понизители трения, стабилизаторы глин, химическое соединение, сшивающее линейные полимеры, ингибитор образования отложений, деэмульгатор, разжижитель, биоцид (химреагент для разрушения водных бактерий), загуститель.

Для того, чтобы не допустить утечки жидкости для ГРП из скважины в почву или подземные воды, крупные сервисные компании применяют различные способы изоляции пластов, такие как многоколонные конструкции скважин и использование сверхпрочных материалов в процессе цементирования.

1.3.3 Технология извлечения метана из угольных пластов

Технология добычи метана из угольных пластов состоит из следующих основных этапов:

- обустройство промплощадки и бурение скважины;

- гидроразрыв угольного пласта;

- осушение угольного пласта;

- извлечение метана.

Каждый этап имеет свою специфику ведения экологического мониторинга, в первую очередь при определении контролируемых источников загрязнения окружающей природной среды, а также их параметров.[3]

Состоит из следующих этапов: первичное вскрытие угольных пластов по средствам бурения; крепление ствола скважины и разобщение угольных пластов обсадными трубами и тампонажными материалами; вторичное вскрытие - перфорация; дополнительная стимуляция-гидроразрыв угольного пласта с целью интенсификации флюида или газа; освоение метаноугольных скважин (вызыв притока и вывод скважины на режим эксплуатации); гидродинамические исследования метаноугольныхсважин.

1.3.4 Оборудование для строительства скважин

При строительстве разведочных скважин на Нарыкско-Осташкинской площади использовано современное оборудование - мобильные буровые установка немецкого производства Satvia, предназначенные для бурения, освоения и ремонта скважин в регионах с умеренным климатом при температурах от минус 45 до плюс 50 °C.

Мобильная буровая установка Satvia TB 1300 V применяется для бурения различных по назначению скважин с условной глубиной (бурильная труба 3 1/2") до 2800 м. Установка монтируется на базе пятиосного грузового автомобиля с четырьмя ведущими мостами ACTROS MercedesBenz с приводом от турбодизельного мотора DEUTZ мощностью до 400 кВт. TB 1300 V оснащена полным гидравлическим приводом для основного и вспомогательного оборудования, современной системой контроля, управления и безопасности. Обеспечивает оптимальный режим бурения скважин.

Мобильная буровая установка Satvia TB 1600 V применяется для бурения различных по назначению скважин с условной глубиной (бурильная труба 3 1/2") до 3500 м. Установка монтируется на базе шестиосного грузового автомобиля с четырьмя ведущими мостами ACTROS MercedesBenz с приводом от модульной силовой станции с двумя турбодизельными моторами DEUTZ мощностью 400 кВт каждый. TB 1600 V оснащена полным гидравлическим приводом для основного и вспомогательного оборудования, современной системой контроля, управления и безопасности. Обеспечивает оптимальный режим бурения скважин.[1]

Глубинно-насосное оборудование скважин

При извлечении метана из угольных пластов применяются различные виды глубинно-насосного оборудования их характеристика рассмотрена ниже.

Скважинные центробежные (ЭЦН) и винтовые насосы (ШВН) приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ШВН и довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

Штанговые винтовые насосы возможно эксплуатировать как в начальный так и в конечный период. ШВН может откачивать воду с большим содержанием угольного шлама в начальный период и большое содержание газа на конечном этапе при условии использовании газосепаратора. Электроцентробежная насосная установка (УЭЦН)- это комплекс наземного и погружного оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. УЭЦН предназначены для эксплуатации средне и высоко дебитных скважин различной глубины.

Станция управления предназначена для управления, защиты и контроля параметров насосов позволяет оперативно получать сведения о работе погружного оборудования, поддерживать запланированный режим эксплуатации скважин и предотвращать аварии.

Фонтанная арматура представляет собой комплекс арматуры высокого давления, собираемой в зависимости от эксплуатационных параметров скважины по определенной конструктивной схеме. Фонтанная арматура состоит из специальных задвижек или кранов, тройников, крестовиков и других деталей и узлов, в совокупности обеспечивающих возможность многовариантного отбора продукта.

Регулирующие узлы предназначены дляобвязке по воде приточных установок и тепловых завес и служат для регулирования мощности водяных нагревателей и охладителей центральных кондиционеров.[3]

1.3.5 Организация и охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды

Широко известно, что естественное выделение метана с поверхности Земли -- один из главных негативных факторов воздействия на ее озоновый слой. Поэтому сама производственная деятельность предприятия напрямую благотворно влияет на экологию региона. Однако, в своей работе ООО «Газпром добыча Кузнецк» руководствуется не только производственными

показателями, но и самым пристальным вниманием к экологическим

вопросам. Так в обязательном порядке ведется рекультивация отработанных участков, строго контролируются места концентрации откаченных подземных вод, утилизируются выбуренные породы и пр.Вся деятельность Общества осуществляется в строгом соответствии с требованиями природоохранного законодательства.[13]

Под охраной труда понимается система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные мероприятия (ст.209 ТК РФ). Обеспечение охраны труда возложено на работодателя (ст.212 ТК РФ). На основании ст.225 ТК РФ, Постановления Министерства труда и социального развития РФ и Министерства образования РФ от 13.03.2003 г. №1/29 и «Положения о порядке обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных ФС по экологическому, технологическому и атомному надзору» (РД 03-20-2007), а также отраслевого документа «Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в ОАО «Газпром»» (ВРД 39-1.14-021-2001) - работодателем должно быть обеспечено обязательное обучение работников по охране труда, обучение безопасным методам и приемам выполнения работ и оказанию первой помощи при несчастных случаях на производстве, проведение инструктажей по охране труда.

К выполнению работ по строительству и освоению метаноугольных скважин может быть допущен квалифицированный персонал, имеющий практический опыт выполнения подобных работ, прошедший инструктаж по технике безопасности, ознакомленный с руководствами по эксплуатации устьевого и наземного оборудования. Поэтому все работы, связанные со строительством и освоением метаноугольных скважин, должны выполняться в соответствии с требованиями, изложенными в ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

1.4 Проблема геофизического контроля за процессом освоения скважин и разработки месторождений метана угольного пласта

Геофизические исследования скважин и пластов -- комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов -- методы каротажа и методы скважинной геофизики.

Основные методы исследования - метод термометрии, метод механической расходометрии, методы индукционной резистивиметрии, метод термокондуктивнойдебитометрии, метод плотнометрии, метод меченого вещества, метод электромагнитной локации муфт, метод электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии, гамма-гамма-метод цеметнометрии, метод акустической цементометрии, метод нейтронного каротажа, а также некоторые другие.

Метод термометрии является одним из основных методов в полном комплексе исследований скважин при исследовании эксплуатационных характеристик пласта.Термометрия основана на регистрации температуры (градусы Цельсия) в стволе скважины, обычно связанной с продуктивным пластом перфорационными отверстиями или открытым фильтром. Специальным предметом изучения являются искусственные поля в интервалах пластов, заколонных перетоков и др. при разработке месторождений методами ПГИ [2]

Термометрия применяется для:

- выделения работающих (отдающих и принимающих) пластов;

- выявления заколонных перетоков снизу и сверху;

- выявления внутриколонныхперетоков между пластами;

- определения мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины;

- определения нефте-газо-водопритоков;

- выявления обводненных пластов;

- определения динамического уровня жидкости и нефтеводораздела в межтрубном пространстве;

- контроля работы и местоположения глубинного насоса;

- определения местоположения мандрелей и низа НКТ;