Проект бурения скважин БУ 2900/200 ЭПК на месторождении Акшабулак

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

I. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Геологическое строение и гидрогеологические условия района

1.2 Тектоника

1.3 Стратиграфия

1.4 Условия нефте-газо-водоносности по разрезу скважины

1.5 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

II. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. Проектирование конструкции скважины, обоснование и расчет профиля проектной скважины

2.2 Выбор промывочной жидкости для бурения скважины

2.3. Расчет бурильных труб, УБТ, компоновок бурильной колонны

2.4 Разработка режима цементирования скважины

2.5. Расчет производительности насосов для бурения под каждую

обсадную колонну

2.6. Расчет количества и качества промывочной жидкости для бурения

под каждую обсадную колонну

2.7 Обоснование и выбор очистного агента

2.8 Расчет необходимого расхода очистного агента

2.9. Выбор бурового оборудования

III. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

3.1 Техника безопасности

3.2 Производственная санитария

3.3 Пожаробезопасность

IV. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Охрана земель и недр

4.2 Охрана водной среды

V. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1. Обоснование нормативной продолжительности цикла производства скважины

4.2 Эффективность геологоразведочных работ на месторождении

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА

АННОТАЦИЯ

Данная работа была проведена с целью уточнения геологического строения, перспектив нефтегазоносности с выявлением наиболее перспективных в нефтегазоносном отношении продуктивных горизонтов на одном из старейших разрабатываемых месторождений - Акшабулак.

Основная инфраструктура на месторождении Акшабулак:

* Вахтовый поселок на месторождении Акшабулак;

* 35 действующих скважин на месторождении;

* ЦППН с производительностью 1 млн. м.т. сырой нефти в год;

* Коммерческий узел учета нефти с нефтепроводом для подключения ЦППН к магистральному нефтепроводу «Казахстан-Китай» на участке Кенкияк-Кумколь;

* Блочно-кустовая насосная станция;

* Собственный трубопровод от ЦППН протяженностью 2,49 км с врезкой в Казахстанско-Китайский магистральный трубопровод для экспорта в Китай, который проходит через территорию месторождения;

* Установка утилизации попутного газа производительностью 200 млн. м³ газа в год (1 очередь - 100 млн.м³, пропан-бутан и стабилизационный бензин).

Акшабулак, расположен в южной части Акшабулакской грабен-синклинали, приуроченной к Арыскумскому прогибу, представляющему южную часть Южно-Торгайской впадины.

В геологическом строении описываемой территории принимают участие отложения палеозойского периода, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем.

Нефтегазоносность фундамента установлена на площадях Акшабулак Центральный, Южный и Восточный, где при опробовании в ряде скважин получены притоки нефти из выветрелой зоны фундамента.

Проектируемая конструкция скважины следующая:

Направление - 426 мм dдол - 445 мм

Кондуктор - 324 мм dдол -394 мм

I-Промежуточная колонна - 273 мм dдол-295 мм

II-Промежуточная колонна - 219 мм dдол-269 мм

Эксплуатационная колонна - 146 мм dдол-215,9 мм

Для бурения определяем компонентный состав бурового раствора, одинаковый для всех интервалов: ингибированный полимер-глинистый раствор, в состав которого входят бентонитовый глинопорошок, вода, утяжелитель (барит), ССБ, ФХЛС, нефть, графит, хроматы, эмульгаторы, пеногаситель, КМЦ.

В проекте произведен расчет бурильных труб, УБТ, компоновок бурильной колонны, расчет осевой нагшрузки на долото.

Выполнена гидравлическая программа промывки скважины под каждую колонну, выбрана бурильная установка, предназначенная для бурения проектируемой скважины, механизмы и оборудования, типы долот.

ВВЕДЕНИЕ

Казахстан является крупнейшим производителем нефти среди стран СНГ. Наше государство обладает огромным потенциалом нефтяных запасов, прежде всего связанных с перспективой освоения шельфа Каспийского моря. Реализация таких перспективных проектов позволит Казахстану стать реальным конкурентом среди крупных производителей в мире. В настоящее время экспорт казахстанской нефти осуществляется по существующей системе экспортных нефтепроводов России. Увеличение объемов транспорта нефти по территории России будет прежде всего обусловлено предполагаемыми объемами ее перекачки по системе КТК и значительным транзитом казахстанской нефти. Согласно последним оценкам, ресурсы нефти Казахстана составляют около 20 млрд. тонн, газа - 7,1 трлн. куб.м.

Кызылординская область обладает значительным потенциалом минерально-сырьевых ресурсов. Здесь сосредоточены 65 процентов общереспубликанских запасов ванадия, более 15 - цинка, почти 14 - урана, 10 - свинца и около пяти процентов нефти, газа и конденсата. Значительны запасы общераспространенных полезных ископаемых и воды. Только необходимо решить вопрос разведки новых месторождений. И с умом пользоваться ресурсами. Нужно проводить разведочные работы для увеличения запасов углеводородного сырья на площадях Южно-Тургайского нефтегазоносного бассейна и Восточно-Аральской впадины. За последние два-три года в результате разведочных работ в Южно-Тургайском нефтегазоносном бассейне открыты месторождения нефти и газа.

Южно-Торгайская нефтегазоносная область мезозойского нефтегазонакопления (мел, юра) открыта в 1984 г. и контролируется одноименной мезо-кайнозойской впадиной I порядка. Впадина дифференцирована на более мелкие геотектонические элементы II порядка. Относится к Центрально-Казахстанской нефтегазоносной провинции.

Запасы нефти Южно-Тургайского прогиба относятся к отложениям юрского и мелового периодов мезозойской эры.

Обобщение данных по глубинному геологическому строению и степени катагенеза ОВ позволяет выделить в пределах Арыскумского НГР зоны, перспективные для поисков нефти и газа. Восточная часть района, приуроченная к области погружения Казахстанского массива, включающая Акшабулакскую, Сарыланскую и Бозингенскую грабен-синклинали, характеризуется в мезозойских отложениях градациями катагенеза ОВ преимущественно МК_2-3, что соответствует условиям, благоприятным для формирования залежей нефти. Прогнозная оценка перспектив нефтегазоносности, выполненная с учетом результатов геологоразведочных работ, позволяет наметить в Южном Казахстане основные направления поисков нефти и газа на 1989-1990 гг. и на перспективу. Главной задачей на ближайшие годы является концентрация геологоразведочных работ на нефть и газ в Арыскумском НГР, что определяется рядом благоприятных технико-экономических показателей, к которым в частности относятся сравнительно неглубокое залегание продуктивных горизонтов (преимущественно до 2000 м) и близость к потребителям нефти и газа (г. Чимкент, Кзылорда, Джезказган).

В целом же в Южно-Тургайской НГО предусматривается продолжение региональных, поисково-детализационных, сейсморазведочных и поисково-разведочных работ. Параметрическое бурение предлагается осуществить в еще недостаточно изученных южной части Арыскумского НГР и северозападной Жиланчикского НГР с целью более достоверного прогноза нефтегазоносности и выявления перспективных зон нефтегазонакопления. Планируется продолжить изучение сейсмопрофилированием и начать параметрическое бурение в расположенной южнее Восточно-Аральской впадине, особенно в ее прибрежной части (до недавнего времени покрытой водами Аральского моря, площадь которого в последние 10-15 лет значительно сократилась) включая и весьма перспективный район Северного Приаралья. Судя по геофизическим данным мощность мезозойских отложений здесь местами превышает 1200 м. Данная работа была проведена с целью уточнения геологического строения, перспектив нефтегазоносности с выявлением наиболее перспективных в нефтегазоносном отношении объектов в казахстанской части бассейна Аральского моря, в частности, Южно-Тургайского прогиба по геолого-геофизическим материалам прошлых лет. С целью улучшения прослеживаемости горизонтов и динамической разрешенности сейсмических данных было переобработано 296 погонных км профилей. Общий объем переинтерпретированных сейсмических данных составил 3615 пог. км. Уточнено геологическое строение региона, история формирования осадочного чехла, нефтегазоносность.

Следует отметить, что открытие месторождений нефти и газа в Тургайской НГО на малых глубинах позволяет проводить поисково-разведочные работы при относительно небольших капиталовложениях. В свою очередь ресурсы УВ этой НГО - надежная база для создания в Южном Казахстане нефтегазодобывающей промышленности, которая несомненно сыграет большую роль в развитии производительных сил этого промышленного региона.

I. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Нефтяное месторождение Акшабулак расположено в Теренозекском районе Кызылординской области, в 160 км к северо-востоку от железно-дорожной станции Жусалы и в 140 км к северу от г. Кызылорда.

Структура выявлена и подготовлена к поисковому бурению сейсморазведочными работами МОГТ 1987 году. Поисковое бурение начато в 1988 г., а в 1989 году из скважины 2 получен первый промышленный приток нефти. Недропользователь - ТОО "Саутс Ойл".

Основная инфраструктура на месторождении Акшабулак:

* Вахтовый поселок на месторождении Акшабулак;

* 35 действующих скважин на месторождении;

* ЦППН с производительностью 1 млн. м.т. сырой нефти в год;

* Коммерческий узел учета нефти с нефтепроводом для подключения ЦППН к магистральному нефтепроводу «Казахстан-Китай» на участке Кенкияк-Кумколь;

* Блочно-кустовая насосная станция;

* Собственный трубопровод от ЦППН протяженностью 2,49 км с врезкой в Казахстанско-Китайский магистральный трубопровод для экспорта в Китай, который проходит через территорию месторождения;

* Установка утилизации попутного газа производительностью 200 млн. м³ газа в год (1 очередь - 100 млн.м³, пропан-бутан и стабилизационный бензин).

В географическом отношении нефтяное месторождение Акшабулак расположено в юго-восточной части Теренозекского района и входит в состав Южно-Тургайской нефтегазоносной области.

Орографический район представляет собой низменную равнину, наклоненную от реки Сырдарьи с абсолютными отметками 116 - 120 м.

Описываемая территория расположена во внутриматериковой зоне пустынь, для которых характерен резко континентальный климат с высокими амплитудами колебаний годовых и суточных температур, холодной малоснежной зимой, жарким и засушливым летом. В зимнее время ветреные морозы перемежаются с оттепелями. Температура днем до минус 10⁰С, минимальные значения до минус 37⁰С. Устойчивый снежный покров бывает не каждый год. В летнее время температура воздуха днем составляет 25- 31⁰С, достигая максимума до 45⁰С.

Атмосферные осадки по временам года распределены неравномерно. В летнее время года дожди бывают 1-3 раза за сезон. Максимум осадков приходится на зимнее- весеннее время года. Среднегодовое количество осадков составляет 130-140 мм.

Ветры в течение года преимущественно северо-восточного направления с преобладающей скоростью 2,6- 3,9 м/с, временами достигая 15 - 20 м/с.

Максимальное значение относительной влажности воздуха отмечается в зимне-весеннее время (75-85%), а наиболее низкое - летом (25-30%). Дефицит влажности в летнее время достигает 70 мб при среднемесячных значениях 22- 28 мб. Наличие большого дефицита влажности при высоких температурах воздуха создает условия для значительного испарения. Средняя величина испарения с открытой водной поверхности составляет 1478 мм.

Основной водной артерией описываемой территории является река Сырдарья. Нижнее течение р. Сырдарьи, охватывает огромную площадь, протягивающуюся в северо-западном направлении от Шардаринского водохранилища до Аральского моря.

Эрозионно-денудационный тип рельефа включает в себя: волнистые в различной степени расчлененные приподнятые равнины с останцово-овражным рельефом, приуроченным к Джусалинскому поднятию: плоские приподнятые равнины простирающиеся в широкой долине р. Сырдарьи, в Приаралье.

Джусалинское поднятие представляет собой плато или столово-останцовую равнину, возвышающуюся над окружающей аллювиальной равниной с хорошо выраженным, часто обрывистым или ступенчатым уступом высотой 20-80 м. В рельефе равнины обнажаются палеогеновые водоупорное глины и верхнемеловые суглинки, глины и пески. Поверхность здесь характеризуется глубокой вертикальной расчлененностью. В краевых частях останцовых возвышенностей временные потоки создают овражный рельеф. Абсолютные отметки поверхности равнин изменяются от 190 до 100 м с востока на запад.

1.1 Геологическое строение и гидрогеологические условия района

На месторождении разведка проводилась в 1988-1991годах.

Плитным фундаментом служит протерозойское основание. В качестве промежуточного комплекса рассматриваются средне- и верхнепалезойские породы. Осадочный чехол сложен породами от триаса до палеогена, а также фрагментарно распространенными неогеновыми и четвертичными отложениями.

В Южном Торгае выделен юрский сингенетичный регионально-нефтегазоносный комплекс, неокомский (нижнемеловой) эпигенетичный нефтегазоносный подкомплекс и зональный нефтегазоносный комплекс коры выветривания домезозойских образований.

Структуры, контролирующие в основном нефтяные и газонефтяные месторождения, представляют собой сложно построенные куполовидные и брахиантиклинальные складки, имеющие в низах разреза выступы домезозойского фундамента, на которые ложатся верхнеюрские и неокомские слои, унаследуя строение поверхности этих выступов в виде брахиантиклинальных и куполовидных структур вплоть до аптско-верхнемеловых. Палеоген-неогеновые породы залегают практически горизонтально.

Следовательно, большинство локальных структур имеют ловушки складчатых дислокаций в основном в юрских и неокомских слоях и эти структуры одновременно можно отнести к разряду унаследованных (возрожденных) и погребенных.

На западном борту Аксайской горст-антиклинали в скважине 1-П Акшабулак в интервале 2785-3500 м вскрыты метаморфические сланцы (рис. 3). В интервале 2785-2805 м сланцы темно-коричневые, коричневато-серые, участками зеленовато-серые сильно слюдистые, трещиноватые, раздробленные, прослоями приобретающие характер брекчий. Ниже и до забоя они сложены кварц-хлорит-серицитовыми сланцами, зеленовато-серыми до зеленых более массивными, слабо- или практически не трещиноватыми.

Месторождение Акшабулак расположено в центральной части Акшабулакской грабен-синклинали, относящейся к отрицательной структуре III-порядка системы палеозойских горст--антиклиналей (Аксайской) и представлено в виде вытянутой антиклинальной складки с простиранием с СЗ на ЮВ.

В геологическом строении описываемой территории принимают участие отложения палеозойского периода, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем. Описание их дается по результатам ранее проведенных геолого-гидрогеологических поисково-съемочных и разведочных работ.

Мощная толща палеозоя представлена отложениями кембрийской, ордовикской, девонской и каменноугольной систем. На дневную поверхность породы выходят только на крайнем севере-востоке участка работ. На остальной территории они перекрыты чехлом молодых осадков. Кровля палеозоя представлена породами каменноугольной либо девонской систем. Литологически отложения девонской и каменноугольной систем представлены известняками и доломитами.

Общая мощность палеозоя по данным ранее проведенных работ составляет около 4000 м.

Меловая система К. Отложения датского яруса верхнего мела - палеоцена развиты повсеместно, за исключением предгорной части Каратау, где они полностью размыты. Отложения этого возраста вскрыты на глубинах от 64 до 362 м. Литологически они представлены пачкой серых доломитов и ангидритов, содержащих включение гипса. По данным петрографических исследований это карбонатно-гипсовая порода, содержание гипса составляет около 70%. Мощность отложений не велика и изменяется от 4 до 20 м.

Отложения палеогена представлены всеми тремя ярусами эоцена - нижним, средним и верхним. Литологически они представлены зеленовато-серыми карбонатными глинами и табачно-зелеными мергелями. Мощность отложений достигает 60, 308 и 129 м.

Плиоцен-четвертичные отложения развиты повсеместно, за исключением хребта Каратау, и по генетическим признакам подразделяются на аллювиальные, аллювиально-пролювиальные, делювиально-пролювиальные и эоловые.

По гидрогеологическим условиям район исследований входит в состав Кызылкумского артезианского бассейна Сырдарьинской системы артезианских бассейнов и лишь крайняя северо-восточная и восточная части ее относится к бассейну трещинных вод Большого Каратау. В пределах первого гидрогеологического региона подземные воды приурочены к меловым, неогеновым и четвертичным отложениям, в пределах второго к трещиноватым породами палеозоя.

Помимо водоносных горизонтов и комплексов в пределах описываемой территории выделены водоупорные отложения эоцена и дат-палеоцена.

1.2 Тектоника

В последние годы перспективы Южно-Тургайского бассейна расширяются и связываются с палеозойскими отложениями. Южно-Тургайская синеклиза расположена в пределах Туранской плиты, в южной части Тургайского мегапрогиба и ограничена системой горных сооружений Урало-Монгольского складчатого пояса. Особенности тектонической эволюции, литолого-стратиграфические различия и толщины осадочного заполнения относят Южно-Тургайский бассейн к типу внутриконтинентального осадочного бассейна.

Восстановить доюрскую историю развития региона достаточно сложно, поскольку нет единого мнения о возрасте вскрываемых отложений фундамента. Они представлены, в основном, метаморфическими породами, датируемыми как протерозой - нижний палеозой. В отдельных скважинах вскрываются девонско-каменноугольные карбонатные и нижнепермские терригенные отложения. Кроме того, на временных разрезах, ниже кровли палеозоя, на глубинах порядка 3-4 км, выделяются достаточно выдержанные и протяженные отражения, характерные для осадочного комплекса.

Анализируя данные различных источников, можно предположить, что эти отложения связаны с развитием Каратау-Байконурского палеоокеанического бассейна, существовавшего в венде-начале раннего ордовика, где формировалась трансгрессивная серия осадков пассивной континентальной окраины (1). Поздний ордовик ознаменовался регрессивной стадией, и началось закрытие Палеоазиатского океана. В конце силура - начале девона началось образование океанических структур новой генерации (деструктивные океанические бассейны). К этому времени относится формирование Туркестанского океанического бассейна, принадлежащего к единой системе Палеотетис. В конце раннего - начале среднего девона в Туркестанском океане образовалась зона спрединга, под влиянием которой по южному и юго-восточному краям Казахстанского континента возникла активная континентальная окраина с Тургайским девонским краевым вулканическим поясом. Именно с девонским временем связывается заложение современных контуров Южно-Тургайского осадочного бассейна. В фаменское время Южный Тургай представлял собой приподнятую зону треугольной формы, ограниченную разломами и выраженную докарельским блоком в западной половине и раннекаледонским - в восточной.

Вдоль западного борта накапливались известняки, вдоль восточного - красноцветная моласса с соленосной толщей. В турнейское время море покрыло всю территорию Южного Тургая. В ранне-средневизейское время трансгрессия усиливается, и море полностью покрывает Южно-Тургайский бассейн. В поздневизейско-серпуховское время начинается регрессия моря, что приводит к выходу из-под уровня вод докарельского блока на северо-западе и карельско-каледонского на юго-востоке.

В среднекаменноугольно-триасовое время подъем территории продолжается и происходит интенсивный размыв ранее накопленных осадков. Подвижки носят дифференцированный характер, и на большинстве территории размытым оказывается весь палеозойский комплекс.

Однако в отдельных локальных палеопрогибах сохраняются останцы палеозойских отложений, которые вскрываются рядом скважин (Акшабулак, скважина 18 - вскрытая мощность известняков нижнего карбона составляет 100 м. скважины 1, 11, 12, 14, 16, 19 - вскрыты мергели, известняки, доломиты, аргиллиты, алевролиты карбона-нижней перми).

В мезозойско-кайнозойской истории геологического развития Южно-Тургайской синеклизы установлено шесть геодинамических этапов: грабен-горстовый (ранняя - средняя юра), изостатического выравнивания (позднеюрская эпоха), инверсионный (неокомский век), раннесинеклизный (аптский, альбский века и позднемеловая эпоха), позднесинеклизный (палеоцен - эоцен) и второй инверсионный (олигоценовая эпоха - четвертичный период).

В.С. Шеин с соавторами (1986 г.) установили этапы рифтогенеза с выделением средней (ранняя и средняя юра) и поздней (позднеюрская эпоха) стадий и этап надрифтовых депрессий (меловой и палеогеновый период). Геодинамические этапы не привели к существенным структурным изменениям территории. Они характеризуются медленным и стабильным прогибанием центральных частей Южно-Тургайской синеклизы, что благоприятствовало сохранению образовавшихся залежей нефти и газа.

1.3 Стратиграфия

В стратиграфическом строении выделяются породы верхнего девона, каменноугольной и пермской системы, осадочного чехла - триасовой системы, юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем. Представлены они соответственно:

- девонская представлена двумя толщами: нижняя, красноцветная, представленная гравелитами, песчаниками и алевролитами, и верхняя, морская карбонатная;

- каменноугольная - нижняя представлена доломитизированными известняками, средняя представлена переслаивающимися гравелитами, песчаниками, базальтами и андезитами;

- пермская - состоит из темно-серых органогенно-обломочных и глинистых известняков, песчаников, алевролитов и аргиллитов;

- триасовая система - сложена терригенными и вулканогенными породами,

Карашиликская свита сложена переслаивающимися пестроцветными терригенными породами - песчаниками, алевролитами и глинами с пропластками угля. Встречаются прослои конгломератов и брекчий.

- юрская система - в нижней юре выделяется сазымбайская свита в виде переслаивающихся серых и темно-серых песчаников, гравелитов, конгломератов с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность свиты до 800 м.

Айболинская свита сложена ритмично переслаивающимися темно-серыми песчаниками, аргиллитами и алевролитами. В нижней части свиты присутствуют пласты угля, а в верхней - прослои обогащенных битумом пород и горючие сланцы. Мощность свиты достигает 600 м.

В средней юре - в Тоарском и Байосском ярусах Дощанская свита состоит из переслаивающихся серых и темно-серых песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями конгломератов и гравелитов.

Таблица 1.3.1 Стратиграфический разрез проектируемой скважины

Система, ярус, горизонт	Глубина, м	Мощ-ность, м	Наименование пород
	От	До
Верхнечетвертичные аллювиальные бQІІІ,	0,0	20	20	Пески, с прослоями суглинков, супесей
Неогеновые отложения N	20	110	90	красноцветные континентальные отложения - пестроцветные глины и алевролиты
Палеогеновые отложения - верхний олигоцен - Уркимбайская, Черкалнуринская, Кайдагульская и Терекская свиты	110	238	128	континентальные образования - кирпично-красные глины, алевролиты и косослоистые песчаники, пестроцветные глины с прослоями алевролитов и песков, массивных белых кварцевых песков и светло-серых глин.
Палеогеновые отложения - нижний палеоцен и эоцен Р3, Р2-1, Р1d Датский ярус	238	346	108	Морские образования - переслаивание глин, мергелей и известняков
Верхнемеловая система, маастрихский ярус, K2м	346	495	149	Морские отложения, карбонатные глины, мергели и известняки с прослоями песчаников
Верхнемеловая система, сантон-кампанский ярус, К2с-к	495	670	175	Пестроцветные прибрежно-морские и прибрежно-континентальные отложения - песчаники, алевролиты и глины
Верхнемеловая система, туронский ярус, K2t	670	768	98	зеленовато-серые и красноцветные глины, алевролиты и песчаники
Верхнемеловая система, Кызылкиинская свита сеноманский ярус, К2sm	768	911	143 (нефть)	Переслаивание пестроцветных глин и песчаников
Нижнемеловая система, Карачетауская свита апт-альбский ярус, К1а-а1	911	1006	95	Красноцветные и пестроцветные терригенные породы
Нижнемеловая система, Даульская свита Неокомский ярус, К1nс (М-I)	1006	1051	45 (нефть)	Пески, песчаники, аргиллиты, алевролиты
Нижнемеловая система, Даульская свита Арыскумсий горизонт, К1	1051	1186	135	Серые песчаники с прослоями алевролитов
Юрская система, верхний отдел, J3 Акшабулакская свита	1866	1972	106 (нефть)	пестроцветные тонкослоистые аргиллиты и алевролиты
Юрская система, верхний отдел, J3 (Ю-0) Кумкольская свита	1972	2152	80 (нефть)	Сероцветные песчаники, алевролиты, глины, органогенные известняки
Юрская система, средний отдел, J2k Батский ярус - Караганская свита	2152	2277	125	темно-серые аргиллиты, алевролиты, песчаники с редкими тонкими пластами угля и горючих сланцев
Юрская система, средний отдел, J2d Тоарский и Батский ярус - Дошанская свита	2277	2347	70 (нефть)	Темно-серые аргиллиты, алевролиты, песчаники с прослоями конгломератов и гравелитов
Юрская система, нижний отдел, J2А Айболинская свита	2347	2457	110	Переслаивающиеся темно-серые песчаники, аргиллиты и алевролиты. В нижней части свиты присутствуют пласты угля, а в верхней - прослои обогащенных битумом пород и горючие сланцы.
Юрская система, нижний отдел, J2С Сазымбайская свита	2457	2625	168	переслаивающиеся серые и темно-серые песчаники, гравелиты, конгломераты с прослоями алевролитов и аргиллитов
Триасовая система - Карачиликская свита	2625	2740	115 (нефть)	Пестроцветные терригенные породы - песчаники, алевролиты и глины с пропластками угля. Встречаются прослои конгломератов и брекчий.
Пермская система	2740	2760	20	темно-серые органогенно-обломочные и глинистые известняки, песчаники, алевролиты и аргиллиты

В средней части свиты встречаются прослои обуглившихся растительных остатков и пласты угля. Мощность свиты достигает 500 м. В батском ярусе Караганская свита характеризуется тонким ритмичным переслаиванием темно-серых аргиллитов, алевролитов, песчаников при участии редких тонких пластов угля и горючих сланцев. Мощность свиты около 250 м.

В верхней юре кумкольская свита состоит из сероцветных песчаников, алевролитов и глин с редкими и тонкими прослоями органогенных известняков. Мощность свиты превышает 500 м. Акшабулакская свита представлена переслаивающимися пестроцветными тонкослоистыми аргиллитами и алевролитами мощностью около 250 м.

Меловая система - нижний мел - Неокомские нерасчлененные отложения выделяются в даульскую свиту. Она трансгрессивно залегает на породах юры, триаса и палеозоя с отчетливо проявившимся перерывом в осадконакоплении. Даульская свита подразделяется на две подсвиты. В низах нижнедаульской подсвиты выделяется арыскумский горизонт. Он сложен серыми песчаниками с прослоями алевролитов мощностью до 150 м.

Нерасчлененные аптский и альбский ярусы выделяются в карачетаускую свиту, трансгрессивно залегающую на подстилающих отложениях. Это красноцветные и пестроцветные терригенные породы.

Верхний мел - сеноманский ярус. Отложения этого возраста трансгрессивно залегают на подстилающих породах. Они выделяются в кызылкиинскую свиту, которая представлена пестроцветными отложениями континентального происхождения - переслаивающимися глинами и песчаниками. В нижней и верхней частях свиты преобладают глины, а в средней - слабосцементированные сероцветные песчаники. Туронский ярус сложен зеленовато-серыми глинами, алевролитами и песчаниками, сформировавшимися в морских условиях, отложения верхнего турона образуют с коньякскими единую толщу красноцветных континентальных пород, среди которых изредка встречаются сероцветные прослои переслаивающихся песчаников, алевролитов и глин. Сантонский и кампанский ярусы сложены пестроцветными прибрежно-морскими и прибрежно-континентальными отложениями (песчаники, алевролиты и глины), а Маастрихтский ярус включает морские отложения, трансгрессивно, с размывом залегающие на подстилающих породах, и представлен карбонатными глинами, мергелями и известняками с прослоями песчаников.

Нижняя, большая по объему часть палеогеновых отложений - палеоценовая и эоценовая, сформирована морскими образованиями, а верхняя, олигоценовая, - континентальными. Датский ярус сложен карбонатными глинами и мергелями. Эоцен представлен переслаиванием глин, мергелей и известняков с прослоями алевролитов и песчаников. Олигоцен состоит из Уркимбайской, Черкалнуринской, Кайдагульской (терригенная, угленосная) и Терекской свит, сложенных из кирпично-красных глин, алевролитов и косослоистых песчаников, пестроцветных глин с прослоями алевролитов и песков, массивных белых кварцевых песков и светло-серых глин.

Неогеновый комплекс сложен преимущественно красноцветными континентальными отложениями - пестроцветных глин и алевролитов.

1.4 Условия нефте-газо-водоносности по разрезу скважины

Залежи нефти и газа в Арыскумском прогибе связаны с отложениями верхней, средней юры и нижнего неокома, а также частично с выветрелой зоной фундамента протерозойского возраста.

Нефтегазоносность фундамента установлена на площадях Акшабулак Центральный, Южный и Восточный, где при опробовании в ряде скважин получены притоки нефти из выветрелой зоны фундамента.

Месторождение приурочено к поднятию, осложненному тремя сводами. В отложениях нижнего мела и юры установлены четыре нефтяные залежи площадью 11,8 - 34 км². Всего на месторождении пробурено 120 скважин. Доказанные запасы на месторождении Акшабулак Центральный - 0,7 млн.баррелей.

Перспективность пород фундамента подтверждается данными по месторождению Акшабулак, расположенному в южной части Акшабулакской грабен-синклинали, приуроченной к Арыскумскому прогибу, представляющему южную часть Южно-Торгайской впадины на крайнем севере Туранской плиты. Арыскумский бассейн выполнен отложениями мезозоя и кайнозоя (от нижней юры до четвертичной системы), залегающими на протерозойском складчатом фундаменте.

Глубина залегания поверхности фундамента в пределах Акшабулакского выступа до 2000 м, в прилегающих частях достигает 5000 м. Выступ имеет северо-восточное простирание и ограничен разломами.

По фундаменту выступ осложнен в юго-западной части локальным поднятием Южный Акшабулак, в северо-восточной части - двухсводовым поднятием Центральный Акшабулак, разделенными сквозным разрывным нарушением субширотного направления с амплитудой 50-80 м по поверхности фундамента. Амплитуда нарушения уменьшается в верхнеюрском ритмокомплексе до 20-40 м и до 5-10 м в отложениях мела.

Тектоника юрского рифтогенного комплекса характеризуется системой узких структур, с наиболее сложным строением по отношению к мел-палеогеновой толще, и представлена в виде асиметричных линейных отрицательных (грабен-синклиналей) и положительных (горст-антиклиналей) структур северо-западного простирания, протяженностью до 120 км. Платформенный мел-палеогеновый структурный комплекс толщиной до 1600 м выполняет Арыскумский прогиб, наложенный на структуры юрского комплекса.

В строении района и месторождения участвуют складчатые метаморфизованные образования докембрийского фундамента протерозойского возраста, на которых с региональным стратиграфическим несогласием залегает комплекс осадочных отложений мезозоя и кайнозоя:

юрский рифтогенный комплекс, мел-палеогеновый, плиоцен-четвертичный, плитные яруса, отличающиеся тектоническим режимом формирования. Породы фундамента вскрыты всеми пробуренными скважинами и представлены хлорит-сирицитовыми, глинистыми сланцами и гнейсами, кварцитами. По имеющимся образцам керна породы фундамента - трещиноватые, в кровельной части разрушенные с образованием коры выветривания и представляют собой вторичные коллекторы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Вскрытая толщина достигает 5-165,9 м. В скважине №18 вскрыта стометровая пачка известняков, предположительно палеозойского возраста.

Породы фундамента в данном регионе недостаточно изучены. По описанию керна и шлама породы фундамента на месторождении Акшабулак, в основном, представлены зелёными кварц-серицито-хлоритовыми, гнейсовыми, плотными, трещиноватыми сланцами (скважины 7, 9, 10, 12,

13, 14, 18, 22, 26, 28, 29, 30, 300, 301, 302, 307, 316, 331, 334, 335, 344, 351). По описанию шлама наблюдаются нефтепоказания в скважинах 208, 344: флюоресценция хорошая - ясная, яркая, бело-желтая, голубовато-белая. Трещиноватые породы фундамента в кровельной части разрушены и образуют кору выветривания.

Поверхность фундамента является опорным отражающим горизонтом PZ.

Анализируя весь имеющийся керновый материал по фундаменту, можно сделать вывод, что тип коллектора для пород фундамента - трещинный. Акшабулак Южный. По кровле фундамента структура Акшабулак Южный представляет брахиантиклинальную складку, вытянутую в субмеридианальном направлении и разбитую тектоническими нарушениями. По площади структуры оконтуриваются два локальных купола - северный и южный. На северном куполе выделяются три свода в районе скважин №16,35,3, на южном куполе - два свода. Скважина №31 находится в небольшой седловине между северным и южным куполами.

Размеры северного и южного куполов соизмеримы и составляют 4,2х1,7 км, амплитуда - 60 м.

Вверх по разрезу структура носит унаследованный характер с более спокойным тектоническим режимом - постепенным затуханием амплитуд разрывных нарушений.

Акшабулак Центральный. Поднятие Акшабулак Центральный по поверхности фундамента представляет собой брахиантиклинальную складку с двумя сводами, северным и южным, и осложнено рядом тектонических нарушений. В западной части отмечается выклинивание горизонта Ю-III, контролируемое сбросом, в восточной части по отложениям фундамента и

верхнеюрского комплекса осложнено сбросом. Амплитуда сброса по фундаменту - 50 м, в юрских отложениях утончается до 10 м, затухая в предмеловое время.

На месторождении Акшабулак Центральный пробуренными скважинами установлена промышленная нефтеносность неокомских, верхнеюрских и протерозойской-палеозойских (фундамент) отложений. К отложениям нижнего неокома приурочены продуктивные горизонты М-I, М-II-1 и М-II-2. В верхнеюрских отложениях выделяются горизонты Ю-0-1, Ю-0-2, Ю-I, Ю-

II, Ю-III и Ю-IV. В свою очередь, Ю-0-1 условно (по характеру насыщения) делится на две пачки Ю-0-1а и Ю-0-1б, а горизонт Ю-III (по литологическому составу) на Ю-IIIа и Ю-III. Продуктивные горизонты залегают на глубинах 1610-1900 м. Содержание серы - 0,23 %, парафина - 14,38 %, смол - 8,44%.

Во вскрытом разрезе на глубинах 1605-1915 м установлено четыре продуктивных горизонта: три в юрских отложениях (Ю-I, Ю-II и Ю-III) и один (М-II) в неокоме.

Горизонты сложены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и изредка прослоев гравелитов (Ю-III, М-II). Залежи пластовые, сводовые и пластовые, тектонически экранированные. ВНК имеют абсолютные отметки:

-1760 м (Ю-III), -1640 м (Ю-II), -1638 м (Ю-I) и -1530 м (М-II).

Общая толщина продуктивных горизонтов изменяется от 14 до 66 м, эффективная нефтенасыщенная составляет 2,2-19,2 м. Открытая пористость коллекторов 11,2-20%, проницаемость, 00280,03 мкм². Коэффициенты нефтенасыщенности 0,51-0,61-0,75. Пластовые давления 17,59-19,25 МПа, температура 68-74⁰С. Начальные дебиты нефти по скважинам 58-197 м³/сут.

Газовый фактор составляет 63,7-128,7 м³/м³ . Плотность нефти 835 кг/м³.

Газы, растворенные в нефти горизонта Ю-III тяжелые, содержание тяжелых углеводородов в них превышает 10%, на долю метана приходится 87,66%, сероводород присутствует в количестве 0,08%, азот 0,88%, углекислый газ -0,02%.

Газ горизонта Ю-I метановый (99,13%), со следами углекислоты и незначительным количеством азота.

Режим залежей водонапорный.

Состав пластовых вод не изучен.

Нефтегазоносность фундамента установлена получением притоков нефти из скважин 9, 18 и др.

Продуктивный горизонт PZ относится к протерозойско-палеозойскому возрасту (фундамент).

По керновому материалу в ряде скважин отмечается наличие трещиноватых участков в верхнем слое эрозионной поверхности фундамента, трещины которых заполнены нефтью.

Нефтяная залежь представляет собой линзообразный тип коллектора, литологически ограниченного зоной замещения коллекторов, продуктивность коллекторов доказана в скважине 9 получением притоков нефти.

Резюмируя вышеизложенное, можно отметить, что отложения палеозойского фундамента должны быть выделены в одно из перспективных направлений разведочных работ и, возможно, открытие крупных месторождений региона с большими запасами нефти, которое будет способствовать расширению представлений о возможном механизме и последовательности формирования залежей нефти и газа в фундаменте и в конечном итоге приросту запасов. В статье рассматриваются этапы геологического развития Южно-Тургайского прогиба, которые способствовали сохранению залежей нефти и газа в мезозойских и палеозойских осадках.

Приведены данные по нефтегазоносности доюрских отложений по месторождениям Южно-Тургайского бассейна и рассмотрены перспективы их нефтегазоносности.

1.5 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

На большей части Акшабулакской грабен-синклинали отработаны только региональные сейсмопрофили субширотного направления с расстоянием между ними 4 км и субмеридионального направления с расстоянием между ними от 4 до 10 км. Они отработаны в 1986-1987 г.г. 12-ти кратным профилированием ОГТ. Сейсмопрофили ОГТ были отработаны по методике: центральная система, длина годографа - 2300 м, максимальное удаление - 1330 м, шаг между пунктами приема - 100 м, шаг между пунктами взрыва - 200 м. Северная часть территории в 1991 г. изучена дополнительно системой профилей северо-восточного направления 24-х кратного ОГТ с расстоянием между ними 1 км.

Геофизические исследования проводились в скважинах, пробуренных долотом диаметром 190,5 мм или 215,9 мм, при забоях до 2000 м. Скважины вертикальные. Стволы скважин в устьевой части до глубины, в среднем, 500 м обсажены кондуктором; до глубины 1200 м - технической колонной.

Промыслово-геофизические исследования скважин (ГИС) за рассматриваемый период выполнялись геофизическим предприятием КФ ОАО «Компания ГИС». Во всех скважинах геофизическая информация зарегистрирована в цифровом виде (шаг квантования 0.01 м) с использованием цифрового регистратора «ГЕКТОР», серийной скважинной аппаратурой российского производства и аппаратурно-методическими комплексами (АМК).

Общие исследования (КС, СП, ДС, ГК, НГК, АК в масштабе глубин 1:500, инклинометрия) выполнены всему разрезу скважины. Детальные исследования отложений мела и средней юры выполнены по вскрытию бурением интервала продуктивного, или перспективного по насыщению. Детальное изучение физических свойств горных пород обеспечено комплексным выполнением методов электрометрии и радиометрии:

* ПС - каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации

* Стандартный каротаж - прямой и обращенный градиент зонды кажущегося сопротивления (А2МО.5N,NО.5М2А);

* БК - боковой каротаж

* БМК - боковой микрокаротаж

* МКЗ - микрозондирование

* ИК - индукционный каротаж.

* ГК - естественная радиоактивность

* ННКт - нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам

* НГК - нейтронный гамма каротаж

* ГГКП - плотностной гамма-гамма каротаж

Для определения пористости в комплексе детальных исследований обязательно выполнялся АК-акустический каротаж по скорости пробега упругих волн.

Во всех скважинах выполнены исследования кавернометрии (профилеметрии), микрокавернометрии и замеры инклинометрии на точках
через 25 м.

После окончания процесса цементирования обсадных колонн проведены исследования акустической цементометрии с целью определения высоты подъема цемента и качества цементного камня. Запись данных проводилась приборами МАК-7 и АКВ-1.

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЙ НАРЯД

Скв. № _____ Куст№____

Месторождение____________Акшабулак_Центральный____ Направление движения станка _____________

Цель бурения _ выявление новых продуктивных горизонтов залежи нефти Азимут мостков ____________________

Проектная глубина ____________2760 м___________________ Магнитный азимут __________

Проектный горизонт юрско-меловой и триасовый М-I, Ю-III, Ю-IV, Т- I, Смешение ___________

ОБОРУДОВАНИЕ

Буровая установка ______"БУ2900/200ЭПК"________________ Бурильный инструмент _______________________________________

Привод лебедки _______________ Вышка _________________ ВМУ-45*200У,_______________________

Привод насосов _________________Э_______________________

Насосы___________________ УНБ-600А (У8-6МА2)______________

Оборудование скважины_________________________________

II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Проектирование конструкции скважины, обоснование и расчет профиля проектной скважины

Конструкция скважины должна выбираться с учетом конкретных особенностей не только данного месторождения, но и каждой отдельной скважины. Она зависит от геологических условий, глубины залегания и пластового давления эксплуатационного объекта, физико-механических и других свойств горных пород и характера осложнений в процессе бурения. Кроме того, конструкция должна разрабатываться с учетом максимально возможной экономии пластовой энергии и получения больших дебитов газа или нефти. Эти два требования определяют выбор диаметра эксплуатационной колонны, которая в свою очередь является основным элементом конструкции скважины, так как от ее диаметра зависят диаметры остальных обсадных колонн.

Учитывая опыт бурения на других месторождениях, и некоторые осложнения возникающие в процессе бурения, прибегнем к следующему варианту конструкции скважины:

- с целью перекрытия и крепления верхнего интервала четвертичных отложений, а также обвязки устья скважины с циркуляционной системой на глубину 10 м спускаем - шахтовое направление;

- с целью перекрытия неустойчивых меловых отложений, а также для установки на нем противовыбросового оборудования (ПВО), на глубину 500 м спускаем - кондуктор;

- с целью перекрытия неустойчивых терригенных пород юрской системы и изоляции возможного поглощения бурового раствора, на глубину 1200 м спускаем - I-промежуточную колонну;

с целью перекрытия неустойчивых терригенных пород юрской системы и изоляции возможного поглощения бурового раствора, на глубину 1950 м спускаем - II-промежуточную колонну;

- с целью перекрытия и разобщения продуктивных отложений с последующей их эксплуатации, на глубину 2760 м спускаем - эксплуатационную колонну.

Для доведения обсадных колонн до намеченных глубин необходимо определить диаметр ствола скважины. Для этого пользуемся данными практики бурения - величинами зазоров просвета и коэффициентов просвета скважины.

Величина зазора или просвета скважины определяется по формуле:

, (1)

где Дк - минимально необходимый радиальный зазор между долотом и внутренним диаметром предыдущей обсадной колонны, принимается равным 5-10 мм, причем большой допуск для труб большего диаметра.

Dскв - диаметр скважины, мм;

Dм - наружный диаметр муфты, мм.

Рекомендуемые значения величин зазоров изменяются в пределах от 15 до 50 мм и зависят от жесткости колонны, степени искривления ствола скважины (таблица 2.1.1).

Таблица 2.1.1 Значения величин зазоров

Диаметр обсадных труб, мм	Зазор между стенками скважины и Диаметром муфт этих труб не более, мм
146 219 273 324 426	20 30 30 45 50

Если величину зазора скважины отнести к диаметру скважины, то получим значение коэффициента просвета скважины. Из формулы (1) можно получить значение диаметра скважины, выраженное через коэффициент просвета и диаметр муфты:

Если величину 1/(1-2Д) обозначить через К, то получим:

Dскв = К · Dм (2)

Из формулы видно, что диаметр скважины можно определить умножением диаметра муфты обсадной колонны, подлежащей спуску в скважину, на расчетный коэффициент К (таблица 2.1.2).

Таблица 2.1.2 Диаметры колонны и муфты и значения коэффициентов

Обсадная колонна	Диаметр колонны, мм	Диаметр муфты, мм	Значение коэффициента К
Направление Кондуктор I-Промежуточная колонна II-Промежуточная колонна Эксплуатационная колонна	426 324 273 219 140	351 264 160	1,14 1,17 1,18-1,35

На основании данных таблицы 2.1.2 находим, что максимальным диаметром долота под 146-мм колонну будет:

Диаметр долота под эксплуатационную колонну:

Dдэ=166 + 2·20 =206 мм. По ГОСТ 20-692-75 выбираем Dдэ=215.9 мм.

Диаметр долота под 1-промежуточную колонну:

Dдэ=194 мм. По ГОСТ 20-692-75 выбираем Dдэ=245 мм.

Диаметр долота под 2-промежуточную колонну:

Dдэ= 219 мм. По ГОСТ 20-692-75 выбираем Dдэ=269 мм.

Диаметр кондуктора:

Dк=324 мм, Выбираем Dдк=394 мм.

Диаметр направления:

Dн= 426 мм.

Таким образом, предусматривается следующая конструкция скважины:

- Шахтовое направление длиной 10 м диаметром 426 мм, спускается для предохранения устья от размыва буровым раствором и для обвязки устья с желобной системой, забивается электровибратором;

- Кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 500 метров, цементируется до устья. Предназначен для изоляции и предохранения вод хозяйственно-питьевого назначения, перекрытия неустойчивых отложений и установки противовыбросного оборудования.

- Промежуточная колонна диаметром 273 и 219 мм спускается на глубину 1200-1850 метров, цементируется до устья. Предназначена для перекрытия неустойчивых отложений верхнего мела и установки противовыбросного оборудования.

- Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 2750 метров, цементируется в интервале 1850-2750 метров. Служит для разобщения вскрытых пластов, опробования и эксплуатации продуктивного горизонта.

2.2 Выбор промывочной жидкости для бурения скважины

Ствол скважины длительное время находится в необсаженном состоянии при значительном всестороннем давлении, что является причиной обвалов и осыпей, вызывающих посадки, затяжки, прихваты бурильного инструмента, недоходы обсадных колонн до проектных глубин. Проходка ствола скважины в неустойчивых породах также осложняет процесс бурения, так как такие породы способствуют обвалам и вследствие этого прихватам бурильного инструмента.

Идеальный буровой раствор, применяемый при бурении скважин, должен отвечать следующим требованиям:

· способствовать повышению скорости проходки;

· позволять поддерживать низкое содержание твердой фазы, благодаря чему до минимума снижается опасность загрязнения пласта;

· повышать устойчивость ствола, ингибировать склонные к осложнениям породы и обеспечивать сохранение целостности выбуренной породы, благодаря чему облегчается ее удаление;

Для устранения осложнений скважину бурят с применением высококачественной промывочной жидкости. Непрерывная циркуляция промывочной жидкости в стволе скважины обеспечивает не только очистку забоя от выбуренной породы, но и охлаждение и смазку долота.

Глинистые растворы, применяемые в качестве промывочной жидкости, глинизируют стенки скважины и удерживают во взвешенном состоянии выбуренные частицы породы в покоящейся жидкости, т.е. в период прекращения циркуляции. Обработанные химическими реагентами они образуют устойчивую суспензионно-коллоидную дисперсную систему с небольшой водоотдачей и необходимыми структурно-механическими качествами. При нормальных условиях бурения нетрудно регулировать их параметры.

Глинистый раствор приготовляется непосредственно на буровой при помощи глиномешалок.

Для выбора бурового раствора воспользуемся информацией о горных породах, их проницаемости, пластовых давлениях и номинальных диаметрах скважины. В соответствии с геолого- техническими условиями определяем компонентный состав бурового раствора, одинаковый для всех интервалов: ингибированный полимер-глинистый раствор, в состав которого входят бентонитовый глинопорошок, вода, утяжелитель (барит), ССБ, ФХЛС, нефть, графит, хроматы, эмульгаторы, пеногаситель, КМЦ.

Таблица 2.2.1 Технологические параметры бурового раствора при бурении эксплуатационных скважин

Интервал	Промы-вочная жидкость	Параметры раствора	Реолог. св-ва
от, м	до, м		плот- ность, кг/м3	услов. вяз-ть с	водо- отдача см3/30мин	пласт. вяз-ть мПа*с	динам напряж сдв,дПа	колоид фазы	песка	твердой фазы
										всего
								об. %	вес,%
0 500 1200 1850	500 1200 1850 2760	Глинистый раствор	1150 1180 1220 1220	25-41 25-41 25-41 25-41	5-10 6-10 6-10 6-10	20 30 40 45	70 90 120 120	3,0 2,7 2,2 2,1	2 1 1 1	9,4 28,8 40,0 40,0

2.3 Расчет бурильных труб, УБТ, компоновок бурильной колонны

Диаметр бурильных труб должен составлять 60-65%, а диаметр УБТ -75-85% от диаметра долота. Поэтому при бурении проектируемой скважины будут использоваться бурильные трубы диаметром 140 мм (вес1м-31,9 кг), а УБТ - диаметром 178 мм. (вес1м-156 кг)

Определим вес снаряда по формуле:

Qкр = k* k_мз *q*L*(1-qж/qст), (2.3.1)

где k - коэффициент, учитывающий силы трения колонны бурильных труб о стенки скважины, а также возможные прихваты ее породой (при подъеме снаряда k = 1,25-1,5; при подъеме обсадных труб k = 1,5-2,0);

К_мз - коэффициент, учитывающий увеличение веса труб за счет соединяющих их элементов (для муфтово-замкового К_мз =1,1);

q - вес 1 м труб, кг;

L - длина колонны труб, м;

q ж - удельный вес промывочной жидкости, г/см³;

q ст - удельный вес материала бурильных труб (для стали 7,85 г/см³).

Вес инструмента под колонну диаметром 324 мм:

Qкр = 1,25*1,1*31,9*1020*(1-1,18/7,85) = 38028 кг = 38 т.

Вес инструмента под колонну диаметром 245 мм:

Qкр =1,25*1,1*31,9*2450*(1-1,7/7,85)=83821 кг = 83.8 т.

Вес инструмента под колонну диаметром 140 мм:

Qкр = 1,25*1,1*31,9*3025*(1-2,13/7,85)= 96859кг = 96.8т.

Вес инструмента можно также рассчитать по следующей формуле:

Qкр = (Pпри+Рперев+Рубт+Рбур.тр+Рвед.тр+Рвертл)*(1-q ж/q ст), (2.3.2)

Для этого необходимо знать длину утяжеленных бурильных труб. Вычислим ее по формуле:

Lубт = k*Р / (q *(1-qж/qст)), (2.3.3)

где Р - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, Н;

q - вес 1 м УБТ, кг;

k - коэффициент завышения веса УБТ (k = 1,25-1,5).

При бурении под колонну диаметром 324 мм:

...