Резерв эффективности роторного способа бурения
Для досягнення високих показників буріння глибоких свердловин необхідно використовувати заглибні мультиплікатори, що збільшують частоту обертання бурового долота в 2,7-9,3 рази. Оптимальна частота обертання алмазних і композиційних доліт становить 700-1000 хв -1 . Обертальний момент бурильних т...
Saved in:
| Published in: | Геотехническая механика |
|---|---|
| Date: | 2010 |
| Main Authors: | , , |
| Format: | Article |
| Language: | Russian |
| Published: |
Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України
2010
|
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/33324 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Cite this: | Резерв эффективности роторного способа бурения / И.Р. Островский // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2010. — Вип. 87. — С. 180-187. — Бібліогр.: 8 назв. — рос. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-33324 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
Островский, И.Р. Сирик, В.Ф. Чихоткин, В.Ф. 2012-05-27T14:47:31Z 2012-05-27T14:47:31Z 2010 Резерв эффективности роторного способа бурения / И.Р. Островский // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2010. — Вип. 87. — С. 180-187. — Бібліогр.: 8 назв. — рос. https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/33324 622.243(051) Для досягнення високих показників буріння глибоких свердловин необхідно використовувати заглибні мультиплікатори, що збільшують частоту обертання бурового долота в 2,7-9,3 рази. Оптимальна частота обертання алмазних і композиційних доліт становить 700-1000 хв -1 . Обертальний момент бурильних труб в 2-5 раз зменшується за рахунок низької частоти обертання бурильних труб з малою товщиною стінки. Механічна швидкість буріння зростає в 2-4 рази, ресурс долота зростає на 50-70 %. The using multiplikator for rising frequency drill bit rotation to 2,7-9,3 time is creating to increasing 2-4 time of drilling velocity and about 50-70 % productivity drill bit. The optimal frequency drill bit revolution is 700–1000 min -1 . The drill pipe rotation moment is 2–5 time less on reason small size drill pipe – diameter and thickness. ru Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України Геотехническая механика Резерв эффективности роторного способа бурения The rezerve of rotor methode drilling effectivity Article published earlier |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| title |
Резерв эффективности роторного способа бурения |
| spellingShingle |
Резерв эффективности роторного способа бурения Островский, И.Р. Сирик, В.Ф. Чихоткин, В.Ф. |
| title_short |
Резерв эффективности роторного способа бурения |
| title_full |
Резерв эффективности роторного способа бурения |
| title_fullStr |
Резерв эффективности роторного способа бурения |
| title_full_unstemmed |
Резерв эффективности роторного способа бурения |
| title_sort |
резерв эффективности роторного способа бурения |
| author |
Островский, И.Р. Сирик, В.Ф. Чихоткин, В.Ф. |
| author_facet |
Островский, И.Р. Сирик, В.Ф. Чихоткин, В.Ф. |
| publishDate |
2010 |
| language |
Russian |
| container_title |
Геотехническая механика |
| publisher |
Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України |
| format |
Article |
| title_alt |
The rezerve of rotor methode drilling effectivity |
| description |
Для досягнення високих показників буріння глибоких свердловин необхідно використовувати заглибні мультиплікатори, що збільшують частоту обертання бурового долота в
2,7-9,3 рази. Оптимальна частота обертання алмазних і композиційних доліт становить
700-1000 хв
-1
. Обертальний момент бурильних труб в 2-5 раз зменшується за рахунок низької
частоти обертання бурильних труб з малою товщиною стінки. Механічна швидкість буріння
зростає в 2-4 рази, ресурс долота зростає на 50-70 %.
The using multiplikator for rising frequency drill bit rotation to 2,7-9,3 time is creating to increasing 2-4 time of drilling velocity and about 50-70 % productivity drill bit. The optimal frequency drill bit revolution is 700–1000 min
-1
. The drill pipe rotation moment is 2–5 time less on reason
small size drill pipe – diameter and thickness.
|
| url |
https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/33324 |
| citation_txt |
Резерв эффективности роторного способа бурения / И.Р. Островский // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2010. — Вип. 87. — С. 180-187. — Бібліогр.: 8 назв. — рос. |
| work_keys_str_mv |
AT ostrovskiiir rezervéffektivnostirotornogosposobabureniâ AT sirikvf rezervéffektivnostirotornogosposobabureniâ AT čihotkinvf rezervéffektivnostirotornogosposobabureniâ AT ostrovskiiir therezerveofrotormethodedrillingeffectivity AT sirikvf therezerveofrotormethodedrillingeffectivity AT čihotkinvf therezerveofrotormethodedrillingeffectivity |
| first_indexed |
2025-11-26T01:40:01Z |
| last_indexed |
2025-11-26T01:40:01Z |
| _version_ |
1850604249742835712 |
| fulltext |
180
ББК 331
УДК 622.243(051)
И. Р. Островский,
канд. техн. наук В. Ф. Сирик
(ООО «Днепропетровский завод
бурового оборудования»),
д– р техн. наук В. Ф. Чихоткин
(Российская академия естественных наук)
РЕЗЕРВ ЭФФЕКТИВНОСТИ РОТОРНОГО СПОСОБА БУРЕНИЯ
Для досягнення високих показників буріння глибоких свердловин необхідно використо-
вувати заглибні мультиплікатори, що збільшують частоту обертання бурового долота в
2,7-9,3 рази. Оптимальна частота обертання алмазних і композиційних доліт становить
700-1000 хв
-1
. Обертальний момент бурильних труб в 2-5 раз зменшується за рахунок низької
частоти обертання бурильних труб з малою товщиною стінки. Механічна швидкість буріння
зростає в 2-4 рази, ресурс долота зростає на 50-70 %.
THE REZERVE OF ROTOR METHODE DRILLING EFFECTIVITY
The using multiplikator for rising frequency drill bit rotation to 2,7-9,3 time is creating to in-
creasing 2-4 time of drilling velocity and about 50-70 % productivity drill bit. The optimal frequen-
cy drill bit revolution is 700–1000 min
-1
. The drill pipe rotation moment is 2–5 time less on reason
small size drill pipe – diameter and thickness.
1.ВВЕДЕНИЕ
Роторные буровые установки при имеющихся у них недостатках все еще яв-
ляются основными при бурении глубоких скважин на нефть и газ. Глубина
скважин достигает 5 и более километров, диаметр скважин составляет сотни
миллиметров, масса бурильных труб достигает сотни тонн. При значительной
глубине скважин более 2000 метров с увеличением глубины значительно воз-
растают затраты энергии на вращение бурильной колонны, состоящей из ком-
плекта утяжеленных бурильных труб (УБТ), колонны бурильных труб и их со-
единений.
Эффективность разрушения горных пород забоя зависит от нагрузки, прило-
женной к породоразрушающему инструменту – буровому долоту - и частоте его
вращения. Эти параметры технологии бурения скважины определяют величину
мощности, передаваемой от вращателя буровой установки (ротора) и ограничи-
ваются возможностями привода и прочностными характеристиками вращателя.
Современные буровые установки класса 7-10 по ГОСТ 16293-89 [1, 2] (БУ-4000,
БУ-5000, БУ-6500, БУ-8000 по ОСТ 26-02-807-76) оснащены приводом ротора с
мощностью 370-440 кВт. Допускаемая при частоте вращения ротора 100 об./мин.
рабочий момент на столе ротора типа У7-560-6 и У7-760 составляет 30-35 кН [3].
В качестве породоразрушающего инструмента при бурении глубоких сква-
жин используют буровые долота диаметром 112-490 мм различных типов:
– трехшарошечные ГОСТ 20692-75 зубчатые с наплавкой износостойким мате-
риалом и армированные твердосплавными штырями;
– лопастные пикообразные, двух-, трех и шестилопастные истирающе-
режущего типа;
181
– алмазные, армированные природными и искусственными алмазами;
– долота Института сверхтвердых материалов (ИСМ им. В. Н. Бакуля), армиро-
ванные композиционными вставками типа славутич;
– долота фрезерного действия, армированные алмазно-твердосплавными
пластинками типа «стратапакс».
В зависимости от типа долота, диаметра и износостойкого материала опти-
мальные параметры режима бурения значительно отличаются и составляют:
по осевой нагрузке:
– для лопастных долот 0,05-0,15 кН/мм;
– для шарошечных долот 0,4-1,0 кН/мм;
– для алмазных и алмазно-твердосплавных долот 0,25-0,50 кН/мм;
по окружной скорости (частота вращения для диметра долота 244,5 и
190,5 мм):
– для лопастных долот (100-280 и 150-350 об./мин.);
– для шарошечных долот 0,5-1,4 м/с (40-120 и 50-200 об./мин.);
– для алмазных и композиционных буровых долот 700-1000 об./мин.
по крутящему моменту:
– величина удельного крутящего момента для шарошечных долот по дан-
ным производственных организаций составляет 10-14 Нм/кН;
– для долот фрезерного типа удельный момент в 1,5-2 раза выше, чем для
шарошечных долот;
– для алмазных и композиционных долот удельный момент равен
7-12 Нм/кН при диаметре 190,5-215,9 мм.
Крутящий момент для вращения бурильной колонны в десятки раз превы-
шает величину крутящего момента, необходимого для разрушения горных по-
род забоя.
2. РАСЧЕТ ЗАТРАТ МОЩНОСТИ НА ВРАЩЕНИЕ ТРУБ
Крутящий момент на роторе буровой установки при бурении состоит из
следующих составляющих
;4321 MMMMM Нм, (1)
где М – суммарный крутящий момент на роторе, необходимый для вращения
бурового снаряда и разрушения горной породы забоя долотом, Нм; М1 – крутя-
щий момент, требующийся для вращения бурильных труб в обсадной колонне,
Нм; М2 – крутящий момент, требующийся для вращения бурильных труб в не-
обсаженной части скважины, Нм; М3 – крутящий момент, необходимый для
вращения УБТ, Нм; М4 – крутящий момент, необходимый для вращения буро-
вого долота (разрушения породы забоя), Нм.
Для анализа влияния частоты вращения бурильной колонны на величину
крутящего момента ( мощности на бурение) примем следующие допущения:
– скважина не имеет обсадной колонны на всей длине;
– УБТ в бурильной колонне отсутствуют;
182
– затраты мощности на разрушение пород забоя одинаковы при различных
режимах бурения.
При таких допущениях возможно определять относительное влияние часто-
ты вращения и длины бурильной колонны по мощности на холостое вращение
труб в скважине. Формула В. И. Мацейчик [1] для скважин с углом наклона
75-90 к горизонту для затрат мощности на холостое вращение бурильных труб
имеет вид
fHHH
k
g
qfkDLN p
sin
1111
6,0
43,0
1
5,0
4
22
, (1)
где γ = 1,0 – коэффициент, учитывающий радиус искривления трубы в скважи-
не; μ = 0,30 – коэффициент сопротивления при вращении колонны труб; k = 1,2
– коэффициент разработки ствола скважины; D = 0,250 м – диаметр скважины;
ω – угловая скорость вращения трубы вокруг собственной оси, рад/с; q = 25,7 кг
– вес 1 метра трубы; f = 0,5(D – d) = 0,5 (0,250 – 0,114) = 0,055 м – максималь-
ный прогиб трубы в скважине; g =9,81 м/с
2
– ускорение силы тяжести;
β = d : D = 114 : 250 = 0,45 – коэффициент, учитывающий отношение диаметров
труб и скважины; Lр – длина растянутой части труб, м; нами принят, что растя-
нута вся колонна бурильных труб; α = 90
0
– угол наклона скважины к горизонту;
.7110
45,01
45,02,1
7,2581,9
1044910272,10
1
72,10
2
22
2
2
2
246
2
2
2
pppp
LLL
k
qgL
IE
H (2)
Формула И. С. Калинина получена эмпирическим путем по результатам ис-
следований при бурении скважин диаметром 76…93 мм глубиной до 2000 мет-
ров имеет вид
328106,4 nnLN , (3)
где n – частота вращения труб, об./мин.
Аналитическая формула Г. М. Гевиняна учитывает влияние диаметров
скважины и бурильных труб имеет вид
22
22
2710
dD
dD
nLN , (4)
где β = 2,0-3,5 – коэффициент, учитывающий влияние реальных условий сква-
жины; τ – напряжение сдвига глинистого раствора, г/см
2
; D и d – диаметр сква-
жины и бурильных труб, см.
Принимаем следующие дополнительные данные для расчета затрат мощности:
– глубина скважины L = 1000, 2000, 3000, 4000, 5000 и 6000 м;
– частота вращения n = 3,14; 6,28; 12,56; 25,12; и 37,68 рад/с ;
183
– угол наклона скважины к горизонту θ = 90 ;
– осевая нагрузка на долото Р = 200 кН;
– толщина стенки бурильных труб δ = 10 мм;
– диаметр бурильных труб d = 114 мм;
– вес 1 метра труб q = 290 Н;
– диаметр скважины D = 245 мм;
– зазор между бурильными трубами и стенками скважины δ = 60 мм.
Данные расчетов мощности по формуле В. И. Мацейчик, необходимой для
холостого вращения бурильных труб, сведены в табл. 1.
Таблица 1 – Сравнительные данные затрат мощности на холостое вращение бурильных труб
в скважине по формуле В. И. Мацейчик
Глубина
скважины, м
Затраты мощности кВт при частоте вращения, рад/с (об./мин.)
3,14 (30) 6,28 (60) 12,56 (120) 25,12 (240) 37,68 (360)
1000 0,34 2,47 29,2 272 989
2000 0,68 2,80 50,0 466 1728
3000 1,02 4,95 69,4 611 2359
4000 1,36 9,56 87.9 798 2944
5000 1,69 11.95 106,2 956 3499
6000 2,03 14,15 124,0 1023 4044
Расчетные значения мощности и крутящего момента при холостом ращении
бурильных труб в скважине по формуле Г. С. Гевиняна приведены в табл. 2.
Таблица 2 – Расчетные значения мощности и крутящего момента на холостое вращение труб
в скважине по формуле Г. С. Гевиняна
Глубина
скважины,
м
Значения величин при частоте вращения, об./мин.
30 60 120 240 360
N,
кВт
M,
Нм
N,
кВт
M,
Нм
N,
кВт
M,
Нм
N,
кВт
M,
Нм
N,
кВт
M,
Нм
1000 0,54 180 2,16 360 8,64 720 26,50 1100 77,80 2160
2000 1,08 360 4,32 720 17,28 1440 53,00 2200 155,6 4320
3000 1,62 540 6,48 1080 25,92 2160 79,50 3300 233,4 6480
4000 2,16 720 8,64 1440 34,56 2880 106,00 4400 311,2 8640
5000 2,70 900 10,80 1800 43,20 3600 132,50 5500 389,0 10800
6000 3,14 1080 12,96 2160 51,84 4320 159,00 6600 466,8 12960
Из приведенных данных следует, что до глубины 2000 метров возможно бу-
рение скважины при частоте вращения бурового снаряда 240-300 об./мин. без
применения мультипликатора. С глубины 2000 метров применение мультипли-
катора создает положительный эффект в виде снижения мощности на вращение
бурового снаряда в 3-5 раз, снижения крутящего момента в 10-20 раз, уменьше-
ние расхода электроэнергии (дизельного топлива) в 3-5 раз, увеличение меха-
нической скорости бурения и проходки на долото в 2-3 раза.
3. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
Для эффективного разрушения горных пород забоя скважины частота вра-
щения шарошечного долота должна быть 250-350 об./мин. Из табл. 1 видно, что
требующаяся мощность привода для вращения колонны бурильных труб в
184
скважине за счет трения о стенки скважины при частоте вращения
240-360 об./мин. и глубине скважины 6000 м составляет 1023-.4044 кВт. Для
обеспечения прочности бурильной колонны при суммарных напряжениях в
трубах, зависящих от действия веса труб и от крутящего момента, применяют
бурильные трубы большого диаметра с увеличенной толщиной стенки.
Весовые характеристики бурильных труб можно уменьшить за счет сниже-
ния веса 1 метра труб (толщины стенки) и за счет уменьшения частоты враще-
ние бурильной колонны. Так при частоте вращения бурового снаряда
30 об./мин. (вместо 240 об./мин.) величина крутящего момента снизится на
4000-5000 Нм, то есть в 4-5 раз. На эту величину можно снизить вес 1 метра бу-
рильных труб, что дополнительно даст снижение растягивающих нагрузок на
30-50 %.
Одновременно со снижением частоты вращения колонны бурильных труб
до частоты 20-40 об./мин. необходимо повысить частоту вращения шарошечно-
го бурового долота до 200-350 об./мин., для алмазных и композиционных долот
оптимальная частота вращения составляет 700-1000 об./мин. Для этой цели не-
обходимо применить погружной скважинный мультипликатор, повышающий
частоту вращения в 5-20 раз.
4. ОПИСАНИЕ СКВАЖИННЫХ МУЛЬТИПЛИКАТОРОВ
По настоящему проекту разработаны три варианта мультипликаторов для
реализации различных условий бурения глубоких скважин:
– одноступенчатый с передаточным отношением 2,7;
– двухступенчатый с передаточным отношением 4,4;
– трехступенчатый с передаточным отношением 9,3.
Мультипликатор одноступенчатый МЗ-245/2,7 предназначен для передачи
вращения от бурильных труб (утяжеленных бурильных труб) к буровому доло-
ту с повышением частоты вращения в 2,7 раза. В качестве породоразрушающе-
го инструмента используются трехшарошечные долота диаметром
244,5-290,5 мм. Мультипликатор МЗ-245/2,7 выполнен в виде цилиндрического
корпуса с якорными полозьями, удерживающие корпус от вращения, и одно-
ступенчатого планетарного мультипликатора. Обе сборочные единицы соеди-
нены между собой резьбовыми шпильками с гайками.
Двухступенчатый мультипликатор МЗ-219/4,4 отличается от одноступенча-
того наличием дополнительного планетарного механизма, за счет чего переда-
точное отношение составляет 4,4. Использование двухступенчатого мультип-
ликатора рационально при бурении алмазными и композиционными буровыми
долотами с частотой вращения 700...1000 об./мин. при большой глубине сква-
жины, когда мощность привода ротора обеспечивает применения оптимальных
режимов бурения.
Трехступенчатый мультипликатор МЗ-168/9,3 имеет передаточное отноше-
ние 9,3, чем обеспечивается возможность создания оптимальной частоты вра-
щения бурового долота при бурении скважины алмазными и композиционными
долотами при незначительной (20-40 об./мин.) частоте вращения ротора и при
таком режиме бурения требуемая мощность привода ротора значительно ниже,
чем при бурении без использования мультипликатора.
185
В табл. 3 приведены проектные технические характеристики забойных
мультипликаторов.
Таблица 3 – Технические характеристики забойных мультипликаторов
Наименование показателя Ед. изм. Величина показателя
Тип мультипликатора - МЗ-245/2,7 МЗ-219/4,4 МЗ-168/9,3
Диаметр корпуса
Число ступеней планетарного механизма
Передаточное отношение
Допустимая осевая нагрузка
Допустимый крутящий момент
Частота вращения бурильных труб
Длина
Масса
мм
-
раз
кН
кНм
об./мин.
мм
кг
244,5
1
2,7
200
3,0
77-154
800
180
219
2
4,4
150
2,5
32-101
1000
160
168
3
9,3
100
2,0
32-77
1200
150
5. РАБОТА МУЛЬТИПЛИКАТОРА ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ
На рис. 1 приведена диаграмма бурения скважины до глубины 6000 метров с
применением скважинных мультипликаторов. Буровое долото – алмазное или ар-
мированное композиционными сверхтвердыми материалами. Оптимальная частота
вращения долота составляет 700-1000 об./мин. Забуривание ствола под направле-
ние (кондуктор) производят при максимальной частоте вращения ротора буровой
установки 245 об./мин. [5]. От глубины 1100 метров до 2700 метров ведут бурение
с применением одноступенчатого мультипликатора с частотой вращения буриль-
ной колонны 101 об./мин. до достижения мощности вращения ротора около
300 кВт. Продолжают бурение скважины до проектной глубины с применением
двухступенчастого мультипликатора. Частота вращения бурильных труб
77 об./мин., частота вращения долота 920 об./мин. Мощность вращения ротора до
270 кВт.
На рис. 2 приведена диаграмма роторного бурения скважины шарошечными
долотами с применением мультипликатора. Частота вращения шарошечного до-
лота на всей глубине скважины 245-272 об./мин., что близко к оптимальной. Тех-
нико-экономические показатели бурения будут значительно выше, чем при тра-
диционном ротоном бурении глубоких скважин.
6. ПРЕИМУЩЕСТВА НОВОГО СПОСОБА БУРЕНИЯ СКВАЖИН
6.1. Возможность применения бурильных труб с уменьшенной толщиной
стенки и бурильных труб с меньшим диаметром.
6.2. Возможность уменьшения мощности привода ротора и энергоемкости раз-
рушения горных пород забоя.
6.3. Снижение интенсивности искривления оси скважины за счет центрирова-
ния бурового снаряда в призабойной части.
6.4. Возможность применения ступенчатого породоразрушающего инстру-
мента, обеспечивающего использования различных параметров режима бурения.
6.5. Возможность создания новых эффективных конструкций буровых долот.
186
Рис. 1 – Диаграмма бурения скважины алмазным буровым
долотом с применением мультипликатора
Рис. 2 – Диаграмма бурения скважины шарошечным буровым
долотом с применением мультипликатора
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. ГОСТ 16293-89. Установки буровые комплектные для эксплуатационного и глубокого разведочного бу-
рения. Основные параметры.
2. Мислюк М. А. Буріння свердловин / М. А. Мислюк, І. Й. Рибчич, Р. С. Яремійчук. Том перший. Загальні
відомості. Бурові установки. Обладнання та інструмент. – К. : Інтерпрес ЛТД, 2002. – 332 с.
3. Расчет бурильных труб в геологоразведочном бурении / Е. Ф. Эпштейн, В. И. Мацейчик, И. И. Ивахнин,
Ш. Асатурин. – М. : Недра, 1979. – 160 с.
4. Масленников И. К. Инструмент для бурения скважин. Справочное пособие / И. К. Масленников,
Г. И. Матвеев. – М. : Недра, 1981. – 335 с.
5. Иогансен К. В. Спутник буровика. Справочник / К. В. Иогансен. – М. : Недра, 1986. – 294 с.
187
6. Алексеевский Г. В. Буровые установки Уралмашзавода / Г. В. Алексеевский. – 3-е изд. перераб и дополн.
– М. : Недра, 1981. – 528 с.
7. Палашкин Е. А. Справочник механика по глубокому бурению / Е. А. Палашкин. – М. : Недра, 1974. –
544 с.
8. Пешалов Ю. А. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю. А. Пешалов. – М. : Недра, 1980. – 334 с.
УДК 622.41.411.33
Генеральный директор А. А. Крамаренко,
главный геолог Е. С. Герасимов
(«Восток ГРГП»)
К ВОПРОСУ ФОРМИРОВАНИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В
СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ОКРАИНЕ ДОНБАССА
Північно-східна окраїна Донбасу в структурному відношенні – монокліналь, складена
палеозойськими та мезо-кайнозойськими відкладами, ускладнена плікативними (брахіантик-
ліналі) й диз’юнктивними порушеннями. Утворення брахіантикліналей обумовлене танген-
ціальними напруженнями в опущеному крилі Краснорецького скиду. Надлишок довжини
шарів, що виникає при цьому, викликав короблення їх та утворення локальних брахіантиклі-
нальних структур, перспективних на нафту і газ.
TO A QUESTION OF FORMATION OF GAS DEPOSITS IN
NORTHEAST SURBURB OF DONBASS
Northeast surburb of Donbass in the structural attitude – trap, combined Paleozoic and Meso-
zoic - Cenozoic the adjournment, complicated plicative (brachyanticlinal) and disjunctive infringe-
ments. Education brachyanticlinal is caused by tangential pressure in lowered wing Krasnoreck of
reset. Surplus of length of layers arising at it has called them warp and education local brachyantic-
linal structures, perspective on oil and gas.
В результате проведения значительного объема геологоразведочных работ
здесь выявлено 15 антиклинальных складок.
В структурном отношении район представляет собой моноклиналь, сложен-
ную палеозойскими и мезо-кайнозойскими отложениями, постепенно погру-
жающимися к югу, деформированную многими нарушениями.
В структуре мезо-кайнозойского покрова отражаются деформации докем-
брийского и палеозойского структурных этажей. В мезо-кайнозойских отложе-
ниях наблюдаются пликативные и дизъюнктивные нарушения. К пликативным
нарушениям относятся брахиантиклинальные складки, отвечающие купольным
структурам палеозойских пород, и флексурообразные уступы, генетически свя-
занные с региональными разломами в кристаллическом фундаменте.
Осадочный чехол между Краснорецким сбросом и Северодонецким надвигом
достигает мощности 3500-4200 м и залегает моноклинально, погружаясь в юго-
западном направлении под углом 1-2 . Породы характеризуются слабым мета-
морфизмом (угли марки «Д») и представляют зону нормального эпигенеза [5].
Здесь структурно-картировочным бурением выделены структуры третьего и
четвертого порядков, перспективных в отношении нефтегазоносности.
|