Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан

Каршинский инженерно-экономический институт

Факультет нефти и газа

Кафедра “Технгологические машины и оборудования”

Направление бакалавриата: 5541900 - «Бурение нефтяных и газовых скважин»

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

на тему: «Расчет расхода оптимального количества бурового раствора при бурении эксплуатационных скважин на площади «Гармистан»

Выполнил: студент группы

НГБ-414 Зиятов Ф.Х.

Руководитель квалификационно

работы: Мирзаев Э.С.

Карши 2012 г.

Введение

Реализуемые в стране реформы по формированию устойчивой и эффективной экономики в настоящее время дают свои положительные результаты. За короткий срок достигнуты значительные успехи в работе по глубокому структурному преобразованию в экономике, обеспечению роста доходов населения, усилению внешней торговли и инвестиционных процессов, реформирования сельскохозяйственной сферы, стабильному развитию малого бизнеса и частного предпринимательства, укреплению деятельности банковско - финансовой системы.

Неуклонно и в ощутимой степени возрастают авторитет и позиции Узбекистана на международной экономической арене. Тщательная разработка главой государства Исламом Каримовым стратегии социально - экономического развития, точное и правильное определение путей реализации целей и задач экономических реформ создали предпосылки для достижения весомых результатов на пути к главной цели.

В настоящее время социально - экономическое развитие государств мира по содержанию в корне отличается от предыдущих этапов прогресса. Главным и важнейшим аспектом этого является усиление интеграции и глобализации национальных экономик. Ныне эти процессы обостряет конкуренция на международной арене, оказывает воздействие на усиление борьбы каждого государства за укрепление собственных позиций на международном разделении труда.

Полная и эффективная реализация намеченных в работе президента задач стабильного и равномерного развития экономики Узбекистана, обретения прочного места на мировом рынке, обеспечения на этой основе стабильного экономического роста, повышения уровня жизни и благосостояния народа, прежде всего, требует от членов общества полного и глубокого осознания их сути и значения.

Важно осознать и оценить, в чем особенность времени, в котором мы живем, каково историческое значение для настоящего и будущего тех перемен, которые произошли в мире за последнее время и коренным образом изменили геополитическую структуру и карту мира.

На ней появились, как принято это сейчас называть, новые независимые государства с социалистическим прошлым, мирным путем завоевавшие свою политическую независимость и вставшие на путь самостоятельного развития и обновления общественных отношений, государства, стремящиеся упрочить свое положение среди других стран мира, быть равными среди равных, стать органической частью обширного мирового пространства. Государства, перед которыми стоят сложные задачи - в короткий период исправить трагические последствия неудавшегося исторического эксперимента, построить подлинно демократическое общество с современной рыночной экономикой, способные обеспечить достойные условия жизни людей, защитить их права и свободы. К числу этих государств принадлежит и Узбекистан.

Промышленная разработка нефти а Узбекистане началось в 1885 году. Нефть, полученную из двух скважин, вблизи поселка Чимион в Ферганской долине, перегоняли на небольшом заводе, а произведенный керосин направляли на арбах и верблюдах в Андижан, Ташкент, Каканд на хлопкоочистительные заводы, маслобойки, а также населению для использования в быту.

Газовая промышленность Узбекистана имеет более, чем полувековую историю. Первое газовое месторождение Сеталан - тепе в Кызылкумской пустыне, было открыто в 1953 году.

С вводом в 1962 году в разработку уникального газового месторождения Газли были продолжены трансконтинентальные газопроводы Бухара - Урал и Средняя Азия - Центр, для обеспечения природным газом промышленных объектов Урала и европейской части России.

Объемы добычи природного газа ежегодно растут, что создает предпосылки не только для самодостаточности, но и осуществления экспорта Узбекского газа соседним странам СНГ (Казахстан, Кыргызстан, Таджикистан), Китай и в северном направлении (в Россию, Украину и дальнее зарубежье).

Возрастающая добыча объемов жидких углеводородов и природного газа явилась фундаментом для создания и развития нефтегазоперерабатывающей и газохимической отраслей промышленности

Указом президента Республики Узбекистан и решением правительства Республики Узбекистан в 1992 году в целях координации общих разрозненных нефтяной, газовой, перерабатывающей и других отраслей объединения их в единый комплекс, увязывающих каждую сферу деятельности в непрерывную цепочку от забоя скважины до реализации готовой продукции, создана национальная холдинговая компания «Узбекнефтегаз».

Достигнутые успехи в области коллоидно-химической науки о дисперсных системах растворах, не нашли ещё достаточно полного отражения в технологии буровых процессов, в практике бурения все ещё преобладают условные методы как при оценке качества буровых и тампонажных растворов, так и при анализе изменения их состояния под воздействием различных факторов.

С целью оптимизации состава буровых растворов в данной выпускной квалификационной работе рассматривали расчет расхода оптимального количества бурового раствора при бурении эксплуатационных скважин на площади «Гармистан», что является важным при бурении газоконденсатных скважин.

1. Геологическая часть

1.1 Проект поисков месторождений (залежей) нефти и газа на площади «Гармистан»

С 1950 года для изучения тектоники региона начали проводить структурное, структурно - профильное и глубокое бурение.

Проект поисков месторождений (залежей) нефти и газа на площади Гармистан состоит из 71 страницы машинописного текста, одного рисунка и 11 графических приложений.

Основой для составления проекта глубокого бурения послужили материалы геофизических исследований, паспортные данные по выявлению и подготовке площади Гармистан, результаты бурения и испытания поисково - разведочных скважин на месторождении Мезон, Каракуз и площадях Юж.Джамбулак, Джамбулак, Хамал, Саратон.

Геолого - съемочные работы в пределах площади Гармистан расположены на территории Гузарского района Кашкадарьинской области Республики Узбекистан. В тектоническом отношении структура расположена на Чарджоуской ступени в Бешкентском прогибе Бухаро - Хивинской нефтегазоносной области.

Структура выявлена в 1996 г на основании проведения поисковой сейсморазведки МОГТ. Подготовлена к глубокому бурению в 2008 г сейсморазведкой ОГТ - 2Д по отражающему горизонту Т5 (J₃km - tt) приуроченному к кровле нижних ангидритов. Согласно паспортным данным структура представляет собой брахиантиклинальная субщиротного простирания, ее размеры по замкнутой изогипсе - 3050м. Составляют 4,5х2,2 км, амплитуда 50 м, площадь 8,5 км².

Перспективные ресурсы УВ по категории С₃ нефти (извлечение) - 1544 тысячи тонн.

Для решения поисковых задач проектируется заложение трех поисковых скважин общим объёмом бурения 11550 м и полным геолого - геофизическим исследованием в них.

Проектный горизонт - карбонатная юра.

В административном отношении площадь Гармистан расположена на территории Гузарского района Кашкадарьинской области Республики Узбекистан.

В тектоническом отношении расположена в северо - восточной части Бешкентского прогиба Чарджоуской ступени Бухара - Хивинской нефтегазоносной области.

Структура выявлена в 1996 г на основании проведения сейсморазведки МОГТ. Подготовлена к глубокому бурению в 2008г сейсморазведкой ОГТ - 2Д по отражающему горизонту Т5 (J₃km - tt), приуроченному к кровле нижних ангидритов.

Согласно паспортным данным структура представляет собой брахиантиклинальная субщиротного простирания с размерами по замкнутой изогипсе минус 3250м, - 4,5 х 2,2км, амплитудой 50 км, площадью 8,5 кв^км.

Перспективные ресурсы УВ по категории С3 (извлечения) - 1544 тысячи тонн На площади проектируется бурение трех поисковых скважин глубиной 3850м каждая со вскрытым карбонатных юрских отложений.

Целевым назначением работ является изучение характера насыщения пластовых резервуаров, изучение литологии, физических свойств коллекторов, получение информации о гидрохимии пластовых вод и гидродинамике пластовых резервуаров, изучение химических и физических свойств углеводородных флюидов (при их выявлении) и получение данных, которые могут служить исходными параметрами для обоснования целесообразности проведения последующих разведочных работ.

С целью решения поставленных задач предусмотрено проведение глубокого бурения с полным комплексом промыслово - геофизических и других исследовательских работ.

Расположение скважин произведено с учетом строения ловушки.

Проектные глубине поисковых скважин рассчитаны на основании геолого - геофизических материалов, обосновывающих геологическое строение площади с учетом результатов глубокого бурения по близлежащим площадям и месторождениям.

Конструкция проектируемых скважин выбрана в соответствии с величинами ожидаемых пластовых давлений, глубинами залегания перспективных горизонтов и инструкций по предупреждению открытого фонтанирования при бурении скважины.

Проект составлен на основании геологического задания АК «Узгеобурнефтегаз» в соответствии с «макетом проекта поискового бурения»(1986г) в лаборатории «составление проектов и геологических отчетов по площадям глубокого бурения» ОАО ИГИРНИ ГМ Т.М.Турсуновой (отв.исп) при участии М.Х.Искандарова, Г.А.Садуллаевой, М.М.Собировой,М.З.Юсуповой, И.С.Тогаева, Д.М.Арсланбековой, а также работников аффибюро ОАО «ИГИРНИГМ». В процессе выполнения исследований были учтены результаты тематических работ сотрудников ОАО «ИНГИРНИГМ», любезно предоставленных в распоряжение авторов П.У.Ахмедова, О.А.Зориной, Ф.Э.Мелиева, Б.М.Хикматуллаева, Л.Н.Сафоновой и др.

1.2 Географо - экономические условия

В административном отношении площадь Гармистан расположена на территории Гузарского района Кашкадарьинской области Республики Узбекистан.

Ближайшими населенными пунктами является город и железнодорожная станция Гузар, которая расположена в 25 км к юго-западу от площади. Районный центр Гузар находится в 25 км у Юго-западу от проектируемой площади, где расположена основная база в Предгиссарскойнефтегазоразведочной экспедиции.

В 5 км к востоку от проектируемой площади Гармистан проходит железнодорожная и асфальтированная дорога Карши-Китаб.

На площади имеется несколько грунтовых и проселочных дорог, соединяющих населенные пункты Карши-Гузар, Гузар-Шуртан и др.

В орографическом отношении районного работ представляет собой слабо всхолмленной равнину с абсолютными отметками от 500-560 м. над уровнем море. Равнина покрыта серии не глубоких оврагов, каналов и арыков. Геоморфология площади Гармистан как и остальные части Бешкентского прогиба имеет тесную связь с литологией района.

Район работ относится к типу безводных, источники технической и питьевой воды на площади отсутствуют. Имеется несколько неглубоких колодцев глубиной 10-12 м. с соленный водой. Поливные арыки источниками водоснабжения служить не могут. Ближайшей водяной артерией является канал Джамбулак, протекающий в 2 км от района работ.

Водоснабжение буровых технической водой будет осуществляться по средством водяных скважин и в связи с этим проектируется пробурить одну водяную скважину глубинной 250 м.

Водоносном горизонтам является пачка песчаников и гравелитов неогеннывых отложений, залегающая в интервале 200-250 мм. Осадки выпадают в основном в зимнее - весеннее время, часто дуют ветра, летом сильные, переходящие в пыльные бури.

Животный мир разнообразный. Среди млекопитающих встречаются лисы, зайцы, из грызунов - тушканчики и мыши - полевки, суслики. Из птиц водятся степные орлы, вороны, дикие голуби и др.Из пресмыкающихся встречаются черепахи, ящерицы и различные виды змей. Разнообразен класс паукообразных: фаланги, скорпионы, тарантулы.

Местное население, состоящее в основном из узбеков, таджиков занимается хлопководством, скотоводством и земледелием.

В числе полезных ископаемых, кроме газа, нефти, конденсата модно отметить строительные материалы, связанные с отложениями неоген-четвертичного и палеогенового отложения. Это суглинки, пески, галечники, которые могут быть использованы как сырье для строительство автодорог (гравий, песок) и для других строительных работ.

Обслуживание поисковых скважин промыслово - геофизическими исследованиями будет производиться отрядными ПГМП яккабагской геофизической экспедиции, базирующейся в п. Яккабаг. Бурения скважин будет производится ДП « Предгиссарская НГРЭ» а испытания отрядами ОАО «ГНИ» которые базируются в г. Касане.

Связь с базы экспедиции предполагается осуществляться при помощи РРС-20/21. Доставка продуктов питания, воды, мед помощи будет производиться авто транспортом. В ниже следующей таблице приведены расстояние по дорогам для транспортировки грузов до площади Гармистан.

Таблица 1

Данные о месторасположении месторождения

Пункт отправки грузов	Расстояние по дорогам
	всего	асфальт	грунтов
1. Карши 2. Касан 3. Гузар 4. Камаши 5. Яккабаг	65 95 25 45 65	60 90 20 40 60	5 5 5 5 5

1.3 Геолого - геофизическая изученность

Геолого - съемочные работы в пределах Бешкентского прогиба проводившиеся с 1936 года до начала 60 -х годов 20 века носили в основном региональный характер - геологическая съемка масштаба 1:200000, в результате которой была составлена геологическая карта, отражающая условия залегания неоген - четвертичных отложений.

В 1947 году Узбекское геологическое управление производило геологическую съемку в масштабе 1:100000 (Г.В.Беленбкий и С.Х. Миркамилова), где были освещены стратиграфия и тектоника юго - западных частей Гузар - Лянгарского поднятия.

С 1950 года для изучения тектоники региона начали производить структурное, структурно - профильное и глубокое бурение.

Начиная с 1956 года геолого - поисковые работы приобретают целенаправленный характер на выяснение перспектив нефтегазоносности Бухаро -Хивинского региона.

В 1956-1969 г.г. трестом «Каршинефтегазаразведка» (Каршинская ПРП) было проведено структурно - поисковое бурение на территории Бешкентского прогиба.

В 1976 - 1979 году в ПГО «Узбекгеофизика » были составлены структурные карты по кровле верхнеюрских карбонатных отложений и кровле нижних ангидритов Кембридж - титонского яруса верхнеюрских отложений, в масштабе 1:100000 для территории юго - восточной части БХНГО (Н.Н.Морозова и др.). На этих картах в пределах проектируемой площади также были выявлены антиклинальные складки.

В 1984 - 1987 гг КГПЭ ПГО «Ташкентгеология» в пределах юго - восточной части Бешкентского прогиба и западной части ЮЗОГХ были проведены аэрофотогеологические исследования в масштабе 1:50000 в результате которых в общих чертах выявлено 67 над солевых антиклиналей.

1.4 Геофизическая изученность

Изучение геологического строения Бешкентского прогиба геофизическими методами было начато в 1951 году гравиметрической съемкой в масштабе 1: 200000, в результате этих исследований было изучено глубинное строение Бешкентского прогиба, выявлено зона поднятия и ряд локальных поднятий.

В 1958 - 1965 гг на территории Бешкентского прогиба проводились электроразведочные работы В73, в результате которых по отражающему сейсмическому горизонту, соответствующему кровле бухарских известняков, выявлены северо - Камашинское, Камашинское, Айзаватское, Янгикентское Халкабадское, Хамалское и другие поднятия.

На территории Бешкентского прогиба и прилегающих территориях проводились сейсморазведочные работы МОВ в 1960 году Камашинской и Карабулакской сейсморазведочными партиями. В результате этих работ детально изучены и подготовлены к глубокому бурению площади Айзават, Камаши, оконтурены площади Помук, Зеварды, Северный Камаши и др.

Аляудинской сейсморазведочной партией в 1972 -1974гг проводились реконструкторные исследования, в результате чего составлена структурная карта в масштабе 1:200000 по отражающему горизонту Т5, расположенному вблизи кровли известняков келловей - оксфорда. По результатам этих работ выявлены антиклинальные складки, названные: Пуклы, Ишанкудук, Акназар, Азганча, Сев.Гирсан, Наур, Гирсан - 1, Гирсан - 2 и др.

В 1981 - 1983 гг поиского - детальными сейсморазведочными работами МОГТ Янгиарыкской сейсморазведочной партией северной части Бешкентского прогиба к востоку от месторождения Помук уточнено геологическое строение по подсолевым юрским отложениям площади: Камаши, Янгиарык, Гирсан, Урактай подготовлено под поисковое бурение структура Ходжакум.

В 1991г поисковыми сейсморазведочными работами юго - западной части Бешкентского прогиба (Р.Б. Иргашев, Ш.У.Буриев) совместно с электроразведочными работами 3СД - 3Д,МТЗ подготовлены и переданы в глубокое бурение «аномалии типа залежь» (АТЗ ) -Чистон, Сев.Чистон, Спутник, Юлдош, Ходжакули, Маржон, Юж.Шуртан, Акалтын, Шоди, Тузок, и выявлены аномальные зоны Юж.Култак и Телегри. Проведенными работами уточнено геологическое строение значительной части прогиба, зоны сечения Бешкентского и Кашкадарьинского прогиба.

В 1995 - 1997гг поисковыми и поисково - детальными сейсморазведочными МОГТ, ВСП, электроразведочными работами выявлены Сабо, Илькуи, Янги Дарбаза, Муминабад, Янги Джамбулак и др.

В 1998 - 2003 гг в пределах Бешкентского прогиба проведены сейсморазведочные работы МГОТ с целью выявления и подготовки нефтегазоперспективных объектов несколькими сейсморазведочными партичми и в результате чего были подготовлены к глубокому бурению структуры: Ходжамубарек, Чунагар, Дарбазакам, Карабаг, Саратон, Гульбадам, Чулькувар, Шаркий Дарбаза, Келанкува и др. Намечены новые объекты: Янгикаратепе, Култак, Мезон, Рамазан, Хамал, Феруза и др, из которых в последующие годы получены промышленные притоки УВ, а такие как Рамазан, Саратон и Хамал оказались непродуктивными.

В последние годы (2000 - 2007гг) с применением нового типа ОГТ модификации трехмерного измерения сейсморазведкой подготовлены и переданы в глубокое бурение структуры Ташкутан и Туртсари, уточнено геологическое строение многочисленных месторождений Бешкентского прогиба (Сев.Гузар, Гармистан, Сев.Шуртан, Кумчук, Шакарбулак и лр).

Структура Гармистан выявлена В 1996 году на основании проведении поисковой сейсморазведки МОГТ в масштабе !: 50000. Подготовлено под глубокое бурение в 2008 году сейсморазведкой МОГТ - 2Д в результате проведения поиско - реализационных работ за период 1974 - 2007 гг.

Структура подготовлена по отражающему горизонту Т5, залегающему конформно с продуктивными нижележащими известняками келловей -оксфорда и свышележащими ангидритами верхней юры, и она представляет собой брахиантиклинальную складку субщиротного простирания, ограниченную с юго - востока на северо - восток разрывами нарушениями, размеры структуры 4,5х2,2 км, амплитуда 50 м, площадь 8,5кв.км.

1.5 Изученность глубоким бурением

Ближайшим к району работ площади, на которых проведено параметрическое и помского - разведочное бурение, являются Хамал, Саратон, Джамбулак, Юж.Джамбулак, Гармистан, Сев.Гузар.

На площади Джамбулак пробурены 2 поисковые скважина, вскрывшие отложения юрского, мелового возрасти

На площади Южный Джамбулак было пробурено 1 поисковая и 1 параметрическая скважины, а на площадях Хамал и Саратон по одной поисковой скважине.

Скважина №1 п. Юж.Джамбулак была пробурена до глубины 3871 м. Место заложение параметрической СКВ.№1 Юж.Джамбулак оказалась весьма неудачным, она оказалась в зоне межрмфовой седловины, что предопределено бесперсктивностью вскрытого разреза. По вскрытому разру скв. №1 п.Южный Джамбулак титонских отложений, вследствие смятия, колонна полностью деформирована. Состояние скважины не позврлило продолжить дальнейшее бурение, в результате течения солей верхней юры.

1.6 Геологическое строение площади

Близость проектной площади к площади северный Гузар дает основание предполагать общность их геологического и технического развития и условай осадконыкопления, в связи с чем, проектный разрез Гармистансой площади будет вероятно близким к разрезу северный Гузар и другими ближайшими площадями.

Учитывая вышеизложенное описание проектного разреза Гармистанской площади дается на основании результатов глуьокого параметрического и поисково - разведочного бурения близлежащих площадей, с привлечением данных сейсморазведочных исследований корректирующих глубину залегания, основных реперных горизонтов.

1.7 Проектный литолого - стратиграфический разрез

В геологическом строении площади существует два мнения. По мнению геологов - производственников, что скважина вскрыла КФ - (материалы ликвидации скважаны), а по мнению З.К.Садыкова и Г.И.Усманова скважина вскрыла только отложения кимеридж - титона.

При буренни скважины в отложениях кимеридж - титона произошло смятие 219 мм технической колонны, которое произошло в результате текучести солей, причем, интенсивность смятия при достижении забоя 3871м постоянно возрастало. Из - за текучести солей не было возможности произвести электрометрические исследования, т.к. приборы останавливались на глубине 3560м, даже специально изготовленный шаровой груз остановился на той же глубине. Неоднлкратные попытка произвести ТГИ в открытом стволе не увенчались успехом.

Ввиду не прохождения геофизических приборов через бурильные инструменты(внутренний диаметр «замок» 75мм), т.к. размер проборов больше, были произведены только: стандартный каротаж двумя зондами ПС, БКЗ - 7 -10 зондами, ГК, НГК.

При подъеме бурильного инструмента из 219 мм технической колонны обсадных труб извлечена только часть труб, что показывает на то, что в интервале кимеридж - Гармистан принимают участие юрские, меловые, палеогеновые и неоген - четвертичные отложения осодочного чехла, залегающие, как и на других площадях региона палеозойских отложениях с угловым и стратиграфическим несогласием.

Палеозойская группа - Pz

Палеозойские отложеня в пределах бешкентского прогиба представленные метаморфическими, вулканогенными и осадочными образованиями протерозойской и палеозойской юры, которые прорваны интрузиями кислого и основного состава. Породы фундамента выходят на дневную поверхность в горах Яккабаг, Сурхантау, Байсунтау, Кугитангтау.

В пределах Бешкентского прогиба, где расположена пректируемая площадь Гармистан палеозойские отложения вскрыты на площади сев.Гузар и представлены метаморфизованными изверженными породами.

СКВ №1 Чимкурган в интервале 2405 - 2551м разрез сложен кварцевыми порфиритовыми выделениями, метосоматически измененными. Порфировые выделения представлены кварцем, плагиоклазами.

На площади Шурасан разрез палеозойсках отложений представлен эффузивыми образованиями. В скважине №3 (интервал 1934 - 1938 м) это дунитовые порфириты, кварцевые порфириты и их туфы. В СКВ №4 (инт 1778 - 1780 м) туфы, кварцевые порфиры. В скважине №7 (интервал 1385 - 1403 м ) - кварцевые порфиры и их туфы (Н.К.Эйдельнант 1999г ).

Таким образом, фундамент на изучаемой территории исследован в очень ограниченных объемах, а скудная информация по единичным скважинам охватывает только самые верхние секции его разреза и явно недостаточна для обоснованных заключений о строении м нефтегазоносности этого комплекса.

1.8 Тектоника

Площадь Гармистон в тектоническом отношении относится к северо - восточной части Бешкентского прогиба - одного из наиболее крупных элементов Чарджоуской тектонической ступени Амударьинской впадины.

Бешкентский прогиб заключает юго - восточную часть Чарджоуской ступени. На севере он ограничен Учбаш - Каршинской, на юге - Амударьинской, на востоке - Караиль,Лянгарской флексурно - разрывными зонами.

По подсолевым отложениям восточная часть Бешкентского прогиба мало чем отличается от западной части юго - западных отрогов Гиссарскрго хребта, характерной особенностью которой является ярко выраженная линейность иел - палеогеновых складок. Развитые здесь локальные подсолевые антиклинали являются, как правило, брахискладками, имеют небольшие размеры и изометрическую, неправильную или слегка вытянутую форму при незначительном превышении длины нал шириной (Гармистан, Бузахур, Восточный Бузахур, Северный Гузар, Северный Шуртан и др.).

Большинство подсолевых антиклиналей рнгиона достаточно хорошо изучены бурением и сейсморазведкой, также представляют собой брахискладки, а традиционно относимые к линейным Гумбулакакая, Кызыолбайракская, Джаркудукская подсолевые структуры являются многокупольными и каждый из куполов можно рассматривать как локальную брахиантиклиналь.

В осадочном чехле выделяются 2 структурных яруса: юрский и меловой, залегающие по отношению друг к другу с угловым несогласием. Еще более глубокий размыв существует между фундаментом и осадочным чехлом. В силу этого конфигурация, размеры, а иногда и простирания локальных складок с глубиной значительно изменяются, наблюдается смещение сводов, увеличение углов падения пластов и т. д.

Согласно паспортным данным по поверхности отражающего горизонта Т5, приуроченного к кровле нижних ангидритов кимеридж - титона, структура Гармистон представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания. Размеры складки по замкнутой изогипсе минус 3050 м, составляют: 4,5х2,2 км, высота 50 м, площадь 8,5 кв.км. Наблюдается несоответствие над - и подсолевых структурных этажей.

Данные сейсморазведки МОГТ позволяют трассировать нарушение. Необходимо отметить, что на рассматриваемом участке имеет место одновременное проявление пликативных и дизъюнктивных дислокаций. С северо - востока и юго - запада складка Гармистан также отмечена разрывными нарушениями.

1.9 Нефтегазоносность

Бешкентский прогиб Чарджоуской ступени является одним из самых перспективных нефтегазоносных областей Узбекистана. В настоящее время в его пределах выявлен ряд месторождений газа и нефти: Шакарбулак, Гармистан, Северный Гузар и другие месторождение, в которых промышленно - продуктивными отложениями являются только подсолевые карбонатные отложения верней юры, залегающие под толщей соляно - ангидритовых пород.

В рассматриваемом районе карбонатная формация оьладает наиболее благоприятными условиями для концентрации в ней скопления УВ: в ее составе имеются собственные нефтегазопроизводящие отложения и широко развиты различные типы коллекторов, перекрытые надежным флюидоупором - мощной толщей соленосных отложений.

Структура Гармистан расположена на участке, на котором в последние годы производятся активные поисковые и разведочные работы (сейсморазведка, глубокое бурение). Этими работами перспектива нефтегазоносности участок оцениваются очень высоко.

Скважина № 2 Южный Джамбулак, как уже сказано выше, была пробурена в присвородовой части структуры Туртсари. При испытании кровельной части 15 - Р горизонта в скважине получен приток воды с пленкой нефти, а остальные интервалы, как ниже, так и выше по разрезу оказались сухими.

2. Основная часть

2.1 Материалы и химические реагенты, применяемое при бурении скважин на площади «Гармистон»

Химические реактивы (слово происходит от латинского re - приставка, указывающая на повторение процесса и activus - деятельный, то есть действующие повторно, повторяющие действие) - индивидуальные химические вещества или растворы, композиции, смеси химических веществ определенного состава, которые предназначены для использования в некоторых отраслях промышленности, аналитической химии или научных исследований. Химические реактивы, участвующие в реакциях, как синтеза, так и для анализа веществ, также называют реагенты. Выпускаются химические реактивы в специальной таре, которая обеспечивает сохранение свойств и удобство транспортировки и использования.

Классификация химических реактивов осуществляется по критерию чистоты или, когда речь идет о твердых веществах, используют критерий однородности. Кроме того, химические реактивы могут включать в себя кроме индивидуального вещества, которое называется основным, различные вспомогательные вещества - носители, растворители, наполнители, придающие им определенные свойства.

Классификация химических реактивов выделяет такие квалификационные категории (в скобках отмечены принятые в специальной литературе сокращения для обозначения веществ разной степени очистки):

«чистый» (ч.),

«химически чистый» (х.ч.),

«чистый для анализа» (ч.д.а.),

«особо чистый» (о.с.ч.),

«очищенный» (очищ.),

«технические» (техн.).

Химические реактивы, имеющие квалификацию «чистый» должны иметь содержание индивидуального (или основного) вещества не ниже девяноста восьми процентов и может использоваться в производственных и учебных лабораториях. Вещества с квалификацией «химически чистый» (х. ч. ) предназначены для научных исследований в сфере синтеза или анализа, а также с их используют для приготовления титровальных растворов в аналитических лабораториях. То есть там, где необходима особая чистота используемых веществ. Вещества категории «чистый для анализа» (ч. д. а. ) предназначаются для аналитических работ, требующих большой точности. При этом количество посторонних примесей в реактивах категории «чистый для анализа» должно быть настолько незначительным, чтобы не оказывать влияния на результаты производимых исследований. В процентном соотношении для разных веществ или целей содержание основного вещества в химическом реактиве этой квалификации может быть как выше, так и ниже девяноста восьми процентов.

Наивысшую степень очистки имеют химические реактивы квалификационной категории «особо чистый». Содержание основного вещества в них не менее девяноста девяти процентов, а количество примесей составляет тысячные и десятитысячные доли процента. В зависимости от количества примесей и соответственно степени чистоты их делят на три класса. Препараты этой категории используются исключительно в специфических целях, в случаях, когда тысячные доли процента примесей могут оказать существенное влияние на результаты исследований или опытов. Применение веществ такой степени очистки в рядовых научных и аналитических исследованиях слишком дорого и нецелесообразно, сферой их использования является квантовая электроника, радиоэлектроника, полупроводниковая промышленность.

Квалификацию «технический» или «практический» имеют препараты с содержанием основного вещества не ниже девяноста процентов и предназначенные для нужд народного хозяйства или образования. Химические вещества данной квалификационной категории можно купить в магазинах химических реактивов.

Из общего объема осадочных пород на доле глинистых приходится около 70%. Глинистые породы составляют значительную часть разряда бурящийся скважин во многих нефтеносных районах. Но даже в тех районах, где важность глинистых пород невелика, они оказывают большое влияние на условие бурения. К их числу относятся глины, лёсы, суглинки и др. Глинистые породы состоит из большого числа разнообразных минералов и глины, которые отличается от других горных пород специфическими свойствами. Наиболее важными специфическими свойствами является пластичность, набухаемость, гидрофильность и способность диспергироваться в виде мельчайщие частицы, В химическом отношении глины представляют собой водные эмульсии. По минералогическому составу глины делятся на несколько групп, отличающихся друг от друга.

Кроме перечисленных групп минералов в глинах содержатся в различных количествах окислы железа (например Fe₂О₃ ), щелочных металлов (N_a2K₂O,), щелочноземельных металлов (СаО, МgО).

Присутствие в глинах окислов во многом определяет их свойства. Окислы металлов связаны с глинистыми минералами различного типа. Часть их может входить в состав глинистых минералов, замещая окислы алюминия, часть же их связана с глинистыми веществами слабее и представляет собой обменные основание. Одним из определяющих признаков является отношение SiO₂: R₂ O₃ (где R-Al, Fe). Это отношения колеблется для минералов монтморилионитовой группы от 4 до 7, каолинетовой - от 2 до 3, гидросмодистовой - от 3 до 4, палогорскитовой - от 2,1 до 2,5.

На свойство буровых растворов большое внимание оказывают размеры и форма глинистых частиц. Большинство природных глин имеют размеры частиц менее 0,01 мм. Чем больше коллоидных фракций и меньше размера глинистых частиц (менее 1 мм) тем лучшие свойства буровых растворов. Чаще всего частицы глин имеют вид плоских или лентовидных чешуйчатых пластинок, реже продолговатую (игольчатую) форму.

Как уже отменилось, атома кремния и алюминия, входящие в кристаллическую решетку глинистых минералов, могут быт замещены другим атомами, причем не обязательна с одинаковой валентностью.

В этом случае частицы глин для компенсации ненасыщенной валентностью адсорбируют из водных растворов катионы, т. е. проходит обеих катионов. Каждая глина обладает определенным количеством отдельных катионов.

Последняя выражается количеством миллиграмм - эквивалентов обменных катионов, содержащихся в 100 г. сухой глины.

Ёмкость катионного обмена для различных широко применяемых видов глинистых минералов по Р.Е. Гриму колеблется в следующих пределах (л. экв. на 100 г):

Каолинит 3-15

Галлаузит2Н₂О 5-10

Иллит 10-40

Сепиолит 20-30

Галлаузит 40-50

Монтмориллионит 80-150

Вермикулит 100-150

В глинистых минералах обменными катионами является Са ^2+, Mg^2+, K⁺, Na⁺, H⁺, NH₄ ^{+ .} B природных глинах к основным обменным катионам относится натрий и кальций, поэтому глина полученое название соответственно: натриевых или кальциевых. Независимо от состава обменного комплекса все глины в той или иной степени являются гидрофильными.

При замачивании глины водой глинистые частицы покрываются гидратной оболочкой. Молекулы воды, проникая между кристаллами, раздвигая их, и глина набухает. Характер набухания зависит от типа глины. Чем меньше поливалентных катионов содержится в обменном комплекс минерала, тем сильнее разобщаются слои и больше набухает глина.

Так, натриевые бентонитовые глины, имея подвижную кристаллическую решетку, могут при замаливанием увеличиваться в объеме в 8-10 раз и легко распускается в воде. Каолиновые глины набухают и распускаются в воде плохо. Раствора, приготовленные из них, довольно неустойчивы. Гидромодитные глины и палыгорский занимают промежуточное между выше указанными.

Особенность поведение системы глина-вода зависит также от соотношение свободной и связанной воды, ее минералами и целосности. Установлено, что чем больше связанной воды, тем меньше набухают глины. Кроме того, связанная вода теряет основную свою способность.

Вода содержащая различные минеральные соли, резко снижая гидрофильность глин и количество связанной воды. Так, у 3 % суспензий асканеля при добавке 0,1 % NaCl содержание связанной воды снимается до 7, 4%, а при добавке 0,5% соли- до 3,4 %, при 10 % соли в связанном виде находится лишь 1Б72 всей воды в системе.

В кислых и сильно щелочных средах содержание связанной воды также незначительно, при этом глины очень плохо набухают и распускаются. При повышении температуры, количество связанной воды уменьшается в 1,5 раза, а процесс набухания воздается в несколько раз.

Увеличения количества связанной воды, снижения набухаемости и повышения прочности можно достигнуть путем специальных добавок некоторых электролитов.

Как известно, большинство химических реагентов не оказывают крепящего действия на глинистые порода, хотя и снижают в некоторой степени величину и скорость набухания. Добавки же 3-5 % силикатов натрия или калия к растворам, обработанным химическими реагентами (УЩР, КМЦ и крахмал и др.)

Значительно повышают крепящее действие глинистых пород.

Глины как материалы для приготовления буровых растворов можно разделить на три вида:

1) бентонитовые, содержащие в основном минерал монтморилионит:

2) глины, содержащее минералы всех групп,

3) примеси почвы.

4) палыгорескитовые.

Бентонитовые глины являются основным и важнейшим сырьём для производства глинопорошков, так как они дают наибольший выход из 1 т глины, что значительно снижает концентрацию твердой фазы в растворе, обладают ярко выраженными, тиксотропными свойствами, позволяет снизить расходы на транспортировку приготовление и регулирование свойств буровых растворов.

Каолинитовые глины в чистом виде для приготовления буровых растворов не применяются. Однако они являются составной частью глин других типов и поэтому являются важным компонентом твердой фазы растворов.

Гидросмодистые минералы преобладают во многих минеральных глинах, широко применяемых в качестве местных материалов для буровых растворов. Гидросмоды образуются как в щелочной так и в нейтральной и слабокислотной средах в присутствии достаточного количества ионов калия. Этим объясняются положительные свойства калиевых добавок для укрепления глинистых пород. Для гидроглинистых минералов характерна высокая коллоидность, сравнительно большие емкости обмена, хорошие адсорбционные свойства. Они занимают промежуточное положение между монтмориниалитовыми и коломнитовыми минералами.

Палыгорскитовая глина представляет собой смесь минералов палыгоскита и монтмориллонита. Она отличается волокнистым строение, высокой гидрофильностью, обладает способностью одинаково хорошо набухать как в пресной, так и соленой воде, независимо от концентрации хлористого натрия и степени обработки химическими реагентами. При этом обеспечивается устойчивые вязкости и СНС суспензии без увеличения водоотдачи при воздействии гипса, хлористого кальция, магния и др.

Солестойкость палыгорскитовых глин объясняется высоким содержанием силикатов, окиси магния и незначительном присутствии ионов калия и натрия. Так, в 10% - ной суспензии, насыщенной солью, отстой аскангеля составляет 60 %, а палыгорскита - только 1%. Через 1 сутки раствор из бетонита дает 72% отстоя и имеет вязкость, при которой раствор не течет.

Палыгорскитовые глины в растворе хлористого натрия 1-3% - ной концентрации «связывают » больше воды, чем в пресной воде. Водоотдача палыгорскитовой суспензии достаточно велика, что обусловлено рыхлым строением их фильтрационных корок., но при засолении в отличие от других глин водоотдача уже не возрастает. Для палыгорскитовых глин характерны замедленная пептизация и размокание. Попытки форсировать их механическим диспергированием приводят к повреждению волокон и кристаллической решетки. Поэтому более эффективно диспергирование в водной среде путем продолжительного перемешивания.

К солестойким минералам относится сепиолит - аналог палыгорскита, обладающий еще большей устойчивостью к воздействию солей. В качестве добавки к насыщенным солью буровым растворам применяется асбест, предотвращающий стабилизационное разжижение.

Рассмотренные глинистые минералы с большинством углеводородных жидкостей или совсем не взаимодействуют, или взаимодействуют слабо. Однако увеличение объемов бурения с промывкой растворами на нефтяной основе (РНО) послужило основой для поиска и разработки недорогих и недефицитных материалов, способных заменить высокоокисленный битум.

Средством повышения термостойкости РНО является введение извести и некоторых ПАВ.

2.2 Выбор глин для приготовления бурового раствора

Основной характеристикой глины являются ее коллоидность, определяющая выход раствора из 1 т глины с западными вязкостями и содержанием песка.

Таблица

Выбор глин по коллоидности

Плотность глинистого раствора, г/см3	Коллоидность глины	Выход глинистого раствора, г/см3
1,06 1,06 - 1,15 1,16 - 1,30 1,30 - 1,40 1,40	Высококоллоидная Коллоидная Среднеколлоидная Малосоллоидная тяжелая	10 - 18 4 - 10 3 - 4 1,6 - 3 1,6

В основе модифицирования глин лежит катионообменный процесс, физическая адсорбция и образование поверхностных компонентов. Замена неорганических обменных катионов, глинистых минералов органическими приводит к резкому изменению физико - химических свойств глин, увеличивается адсорбционная емкость по отношению к углеводородам, возрастает способность к набуханию в органических средах.

Для органофильных глин высокого качества выход РНО должен превышать 10 м³/т.

При использовании малоколлоидных глин целесообразно приготовить глинистый раствор не на воде, а на жидком УЩР 10% - ной концентрации с добавкой 2 - 3% раствора кальцинированной соды 15% - ной концентрации. Растворы, подлежащие утяжелению, также лучше готовить из этих глин.

Таблица

Показатели качества глин по ТУ

Показатели	Сорт
	1	2	3	4
Выход раствора из 1т сухой глины, м3 Содержание песка, %	10 6	7 7	6 7	6 7

Для определения качества глины по этим показателям отбирают пробу не менее чем из 10 мест общей массой 5 кг. Пробу измельчают до кусочков размером 15 - 20 мм, тщательным смешиванием получают среднюю пробу, из получаемой массы отбирают 100г для бентонитовых глин и 200 г или более для всех других глин. Среднюю пробу необходимо высушить до влажности 8 -10% и измельчить на кусочки до 3 - 5мм, а затем до 0,25 мм.

Чтобы установить выход раствора, следует определить его плотность при вязкости 25 - 30с. При этом плотность сухой глины может быть принята равной 2,6г/см3. Вязкость и плотность раствора можно определять двумя способами.

Ускоренный способ. В стакан 700 мл с кипящей водопроводной водой при перемешивании мешалкой всыпать 100г бентонитового глинопорошка или 200г и более другой глины, после перемешивания в течение 5 мин охладить раствор до 20 С. Перед измерением вязкости раствор следует размешивать в течение 3 мин. Вязкость приготовленного раствора должна составить 25 - 30 с при истечении 500 см3 приготовленного раствора. Если вязкость больше, раствор разбавляют водой. Менее вязкие растворы готовят заново, увеличивая навеску глины.

Для определения плотности тщательно перемешанный раствор вязкостью 25 -30с заливают в пикнометр, встряхивают и взвешивают. Предварительно определяют массу пустого пикнометр при 20⁰С.

Обычный способ. Навеску глины всыпают в обычную водопроводную воду, перемешивают в течение 1ч и разбавляют водой до вязкости 25 - 30с. Затем выдерживают 1 сутка, размешивают 5 мин мешалкой и при необходимости разбавляют ло вязкости 25 - 30с. После измерения вязкости и плотности определяют выход раствора.

Приготовление бурового раствора - это получение промывочной жидкости с необходимыми свойствами в результате переработки исходных материалов и взаимодействия компонентов.

Организация работ и технология приготовления бурового раствора зависят от его рецептуры, состояния исходных материалов и технического оснащения. Рассмотрим их на примере приготовления глинистого раствора.

Такой раствор приготовляют либо централизованно на глинозаводе, либо непосредственно на буровой. Централизованное обеспечение буровым раствором целесообразно при длительном разбуривании крупных месторождений и близком расположении буровых, когда для проводки скважин требуются растворы с одинаковыми или близкими параметрами. В этом случае более полно и экономично используются исходные материалы, требуются меньшие энергетические затраты по сравнению с приготовлением раствора на буровых, ниже себестоимость раствора, персонал буровой освобождается от тяжелой и трудоемкой работы.

Наиболее экономично централизованное приготовление бурового раствора гидромониторным способом непосредственно в глинокарьере, расположенном вблизи от большой группы буровых. Если таких условий нет, то глинозавод размещают в центре разбуриваемой площади, а комовую глину доставляют с карьера автомобильным, железнодорожным или водным транспортом. На глинозаводах в гидромешалках объемом 20...60 м³ приготовляют 400... 1000 м³ глинистого раствора в сутки. Доставляют его на буровые по трубопроводу, в автоцистернах или на специальных судах.

При большой разбросанности буровых, сложности доставки готового раствора на них (болотистая или сильнопересеченная местность, зимние условия и т.д.), потребности в растворах с различными параметрами целесообразно готовить глинистые растворы непосредственно на буровой. Для этого в настоящее время буровые оснащают блоком приготовления бурового раствора из порошкообразных материалов.

Глинопорошки готовят на специальных заводах из качественных глин путем их сушки и последующего помола в шаровых мельницах. При этом влажность комовых глин не снижают ниже 6 %, а также не допускают спекания глинистых частиц. Заводы глинопорошков строят на месторождениях высококачественных глин или непосредственно в местах потребления.

Блок приготовления бурового раствора из порошкообразных материалов состоит из двух бункеров общим объемом 42 м³ системы подачи глинопорошка и гидравлического смесителя (рис. 25). При подаче воды с большой скоростью через патрубок 10 в смесительной камере 2 создается разряжение и в нее из воронки 1 гидросмесителя поступает глинопорошок. Образовавшаяся смесь поступает в емкость 6, откуда направляется в запасные или приемные емкости для окончательной доводки раствора. Производительность гидросмесителей достигает 80 м³ раствора в час.

2.3 Определение содержания песка в глине

В стакан наливают 300мл воды, нагретой до кипения, прибавляют 10 мл 5% - ного раствора пирофосфата, при размешивании мешалкой всыпают 10г глины, размешивают в течение 15 мин и дают отстояться в течение 1 мин. Жидкость сливают, осадок смывают водой в предварительно взвешенную фарфоровую чашку, растирают резиновой пробкой и несколько раз промывают водой, сливая ее с осадка до тех пор, пока не исчезнет муть. Остаток высушивают до постоянной массы, затем определяют содержание песка (в %) по формуле

где: а - масса остатка в машке;

г -навеска глины, г.

Очень важное значение имеет солестойкость глин, которая определяется путем добавления 20% поваренной соли в глинистый раствор, имеющий вязкость 25±1 с. Если при этом соленый глинистый раствор отвечает приведенным ниже требованием, то данную глину считают солестойкой;

а) вязкость соленого глинистого раствора не должно превышать вязкости пресного раствора более чем на 15 с и не должно уменьшаться при повторной проверке через 3 сутки;

б) водоотдача соленого глинистого раствора не должно превышать водоотдачу пресного раствора более чем на 30%.

Для проверки солестойкости берут 400 г. Солестойкой глины или глинопорошка, смешивают с 400 г. воды и оставляют на 30 мин. Затем раствор размешивают пропеллерной мешалкой частотой вращение 500-800 об/мин. В течение 1 м. После перемешивания вязкость раствора доводят разбавлением водой до 25±1 с и определяют основные параметры. Для оценки солестойкости в оставшийся глинистый раствор вводят 20% NaCl, перемешивают в течение 15 мин и вновь определяют параметры. Через 3 сутки повторяют измерение.

Следует отличать истинную солестойкость от временной. Некоторые глины вправляют удовлетворительную слестойкать сразу после добавления соли, однако параметры раствора ухудшаются во времени, что может быть обнаружено при повторном замере через 3 сутки.

Расход глины Р для приготовления 1 м³ бурового раствора определяется по формуле

где V₃, V₂, V₁ - плотность соответственно глины, бурового раствора и воды, на которой затворятся глина; п - влажность глины в долях единицы.

2.4 Глинопорошки

Глинопорошок представляет собой высушенную и измельченную глину с химическими реагентами или без них. Для приготовления буровых растворов используют в основная глинопорошки из бентонитовых, гидромодистых (местных) и палигорскитовых глин, каждая из которых содержит различные примеси других минералов. В бентонитовых глинопорошках содержится 70% и более минерала монтмориллинита.

Уже достаточно давно в практике бурения не применяют комовых глин из карьеров, так как они не удовлетворяют требованиям, необходимым для получения высококачественных рас творов. Считают, что применение глинопорошков имеет ряд преимуществ по сравнению с потреблением комовой глины:

-приготовление бурового раствора из глинопорошков требует меньше времени, раствор получается высокого качества;

-диспергирование (набухание) мелких частиц происходит быстрее и полнее, чем крупных;

-транспортировка глинопорошков, особенно на далекие расстояния, обходится дешевле;

-применение глинопорошков позволяет автоматизировать процесс приготовления бурового раствора на буровой;

-высокое качество бентонитовых порошков обеспечивает получение растворов с малым содержанием твердой фазы.

Первые буровые растворы представляли собой смесь воды и любого типа глины, твердые частицы которой значительное время могут находиться во взвешенном состоянии. Вязкие, липкие глины, называемые "гумбо", рассматривали как глины хорошего качества для приготовления бурового раствора; добавка их в воду рекомендовалась около 20% по весу глины.

В 1921 г. была сделана первая попытка регулирования свойств буровых растворов путем применения специальных добавок. Начиная с 1920 г., применяемые растворы, утяжеленные баритом, имели вязкость и структурные свойства, недостаточные для того, чтобы частицы барита устойчиво находились в растворе во взвешенном состоянии. Это явилось причиной начала обработки растворов химическими реагентами, предназначенными только для повышения вязкости раствора, с целью предотвращения осаждения частиц утяжелителя. Первыми химическими реагентами были каустическая сода и алюминат натрия.

Пригодность глин для буровых растворов устанавливали по выходу раствора, по прочности геля, которая характеризуется разностью предельного статического напряжения сдвига непосредственно после перемешивания и после 10-минутного покоя, коркообразующими свойствами. Выход раствора определяли количеством раствора определенной вязкости (обычно 15 сП), полученного из 1 т глины, затворенного на пресной или морской воде. Таким образом, выход является качественным показателем при приготовлении раствора и многие потребители требуют, чтобы бентониты давали 14,3 м3 раствора вязкостью в 15 сП на 1 т глины. Такой выход является обычным для самых чистых форм натриевого бентонита, например, вайомингского, но его невозможно достичь при использовании кальциевых бентонитов или суббентонитов. Они обычно имеют выход раствора около 4,8 -9,5 м³/т.

...