Про типографа

  • Вид работы:
    Доклад
  • Предмет:
    Биология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    404,81 kb
  • Опубликовано:
    2009-01-12
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Про типографа

Министерство образования Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования.

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»







КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу: «Скважинная добыча нефти»

на тему: «Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении»

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Общая часть

.1 Общие сведения о месторождении

. Геологическая часть

.1 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

.2 Нефтегазоностность пластов

.3 Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов

.4 Свойства и состав нефти и газа

. Технологическая часть

.1 Вывод скважины, оборудованной ЭЦН на режим

.1.1 Подготовка скважины к выводу на режим

.1.2 Вывод скважины на режим

. Техническая часть

.1 Конструкция скважин

.2 Конструкция УЭЦН

. Экономическая часть

.1 Производственные функции ДОМНГ

.2 Динамика технико-экономических показателей производства

.3 Расчет экономического эффекта ГРП

. Экологичность и безопасность проекта

.1 Особенности расположения Приобского месторождения

.2 Особенности геологоразведки и добычи на Приобском месторождении и влияние на окружающую среду

.3 Основные факторы влияния на окружающую среду

.4 Цели и задачи охраны окружающей среды

.5 Источники воздействия на окружающую среду

.6 Анализ и исследование состояния окружающей среды на Приобском месторождении

. Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

В Курсовом проекте «Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении» представлена история разработки и освоения Приобского месторождения, геологическая характеристика нефтенасыщенных пластов.

В данном проекте рассмотрим работу скважин оборудованных УЭЦН отечественного производства и импортного марки REDA, проведем сравнительный анализ эффективности работы скважин с данным оборудование; проведем анализ воздействия на нефтеносные пласты проведение гидравлического разрыва пластов, как основного метода интенсификации.

В экономической части будут отражены основные технико-экономические показатели Дирекции по обустройству месторождений нефти и газа, рентабельность проведения ГРП.

В курсовом проекте осветим вопрос экологичности и безопасности, рационального природопользования и природоохраны, состояние окружающей среды уникального Приобскоого месторождения.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

.1 Общие сведения о месторождении

Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г. в результате бурения и испытания скв 151, в которой получен приток нефти дебитом 14,2 м3/сут. Месторождение удалено на 65км к востоку от г. Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от г. Нефтеюганска.

Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть 46-60 м.

Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Березовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области и судоходна весь навигационный период с конца мая по октябрь. На территории района имеется большое количество озер, наиболее крупные из которых оз. Олевашкина, оз. Карасье, оз. Окуневое и др. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года январь (среднемесячная температура -19.5град.С). Абсолютный минимум -52град.С. Самым теплым является июль (среднемесячная температура +17град.С), абсолютный максимум +33 град. с. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причем 75% приходится на теплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжает лежать до начала июня. Мощность снежного покрова от 0.7м до 1,5-2м. Глубина промерзания почвы 1-1,5м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Район находится в зоне разобщенного залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород. Приповерхностные мерзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, их температура постоянная и близка к 0 град. С.

На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Нефтеюганский район) до 180-220 м (Лянторское месторождение). Мощность MMП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, является города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Пойковский, Селиярово, Сытомино, Лемпино и др.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной (более 3000 м) толщей осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста. В пределах Ханты-Мансийского района, где расположено месторождение, разрез в целом довольно однотипен и на разных участках отличается только в деталях, поэтому при характеристике его строения использовались и данные по соседним площадям (Салымской, Приразломной). Разрез месторождения состоит из четырех литологических систем - Доюрской, Юрской, Меловой, Четвертичной.

Доюрская система залегающая, по данным сейсморазведки на глубинах 3200-3300 м, состоит из консолидированного фундамента и промежуточного комплекса, включающего в этом районе среднепалеозойские и триасовые образования. Образования фундамента представлены гранит-порфиритами, кварцевыми порфиритами, туфогравелитом пестрым, гравелитом серым, опесчаненным, крепким, кварцевым. Кварцевые порфиры светло-серые, порфириты темно-зеленые, очень крепкие, участками хлоритизированные, разбитые трещинами, которые заполнены кристаллическим карбонатом. Промежуточный комплекс пород представлен метаморфизированными известняками девонского и каменноугольного возраста и различного рода эффузивными породами триаса. Вскрытая мощность доюрских образований составляет 10-96 м.

Юрская система отложений рассматриваемого месторождения состоит из трех свит - Тюменской, Абалакской, Баженовской.

Тюменская свита залегает в основании платформенного чехла и перекрывается верхнеюрскими отложениями. Свита сложена довольно неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями глинистых известняков (сидеритов) и бурых углей. В целом отложения тюменской свиты можно разделить на три части. В составе нижней преобладают песчаники. Средняя подсвита характеризуется преобладанием глинистых пород над песчаными разностями и повышенной углефикацией разреза. В разрезе верхней подсвиты, особенно верхней ее части, преобладают песчаники и алевролиты. Отложения тюменской свиты вскрыты в пределах Приобского месторождения на глубинах 2806-2973 м. Вскрытая толщина свиты изменяется от 41 до 448 м.

Абалакская свита представлена темно-серыми, почти черными аргиллитами плотными, массивными, алевритистыми, местами известковистыми, глауконитовыми с остатками раковин пелиципод, рострами белемнитов, образовавшимися в условиях нормального морского режима. В основании встречаются песчаники, алевролиты, оолитовые сидериты. Толщина свиты 17-32 м.

Баженовская свита сложена в основном аргиллитами темно-серыми, почти черными с коричневатым оттенком, преимущественно тонкослоистыми до листоватых, прослоями массивными, битуминозными, слюдистыми с очень подчиненным значением известняков и мергелей. Для разрезов свиты характерна следующая закономерность - в верхней части чаще встречаются бурые породы, в средней черные, а в нижней карбонатные или породы с аутигенным кремнеземом. Для пород баженовской свиты характерно присутствие обильных включений пирита, обугленного растительного детрита и фауны аммонитов, пелиципод, фораминифер и радиолярий. Залегание пород баженовской свиты почти горизонтальное и кровля ее четко фиксируется на Приобской площади, мощность свиты составляет 26-38 м.

Меловая система на территории Приобского месторождения развита повсеместно и представлена двумя отделами нижним и верхним. Нижний отдел представлен ахской, черкашинской, алымской, викуловской и xанты-мансийской свитами. Верхний отдел представлен верхами ханты-мансийской свиты, континентальными отложениями уватской и морскими отложениями кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Ахская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, по литологическому составу делится на четыре части. Непосредственно на битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегает пачка темно-серых, почти черных аргиллитов (подачимовская). Аргиллиты этой пачки слабоалевритистые, слюдистые, известковистые, прослоями битуминозные. Толщина подачимовской пачки не более 20 м. Выше залегает ачимовская толща, представленная обычно довольно сложным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые, мелкозернистые, слюдистые с глинисто-карбонатным цементом, с включением углистого детрита. Песчаные пласты не выдержаны по простиранию и в разрезе имеют линзовидный характер залегания. Толщина ачимовской толщи до 80 м. Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми, алевритистыми, иногда известковистыми, содержащими прослои песчаников и алевролитов. На плоскостях наслоения отмечается обугленный растительный детрит.

Викуловская свита характеризуется присутствием обильного растительного детрита. Толщина викуловской свиты на Приобском месторождении колеблется от 264 м на западе до 26 м на северо-востоке, минимальные толщины приурочены к приподнятым частям структуры, максимальные к погруженным.

Ханты-Мансийская свита представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород, причем в нижней части преобладают глинистые разности, в верхней песчано-алевритовые. Глины темно-серые, плотные, аргиллитоподобные, алевритистые, слюдистые, с прослоями глинистых известняков и сидеритов. Алевролиты и песчаники светло-серые и серые, глинистые, не очень крепкие, слюдистые, с прослоями глин. Для пород свиты характерно обилие углистого детрита. Толщина отложений ханты-мансийской свиты колеблется в небольших пределах от 292 до 306 м.

Уватская свита сложена неравномерным переслаиванием песков, алевролитов слабосцементированных, глинистых, полевошпатово-кварцевых, песчаников и алевролитов, а также глин аргиллитоподобных, зеленовато-серых и темно серых. Характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря, встречаются единичные фораминиферы. Толщина свиты изменяется от 283 м на западе до 301 м на востоке.

Кузнецовская свита сложена глинами серыми и зеленовато-серыми, плотными, с прослоями глауконитовых алевролитов и редко песчаников. Отмечаются остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, углефицированные растительные остатки, фауна фораминифер и пелиципод. Толщина кузнецовской свиты изменяется в небольших пределах от 49м до 63 м. Наблюдается некоторое увеличение толщин на западе и на севере месторождения.

Атлымская свита сложена песками серыми мелко и среднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослойками бурого угля и глин серых, алевритистых. Толщина свиты составляет 50-60 м.

Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием песков, глин и алевролитов. Пески серые, светло-серые тонко и мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые с включениями растительных остатков. Глины и алевриты серые, коричневато-серые с включениями обломков древесины и прослойками угля. Толщина свиты до 80 м.

Туртасская свита представлена глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми, с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Толщина свиты составляет 170 м.

Четвертичная система представлена в нижней своей части неравномерным чередованием песков серых разнозернистых с глинами зеленовато и буровато-серыми, песчанистыми, лессовидными суглинками и супесями. В верхней части болотные и озерные отложения: торф, ил, глины, суглинки и супеси. Для четвертичных отложений характерна пресноводная фауна. Толщина отложений свиты 70-100 м.

2.2 Нефтегазоносность пластов

Этаж нефтегазоносности на Приобском месторождении охватывает толщу осадочных пород от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км, но все же основные запасы нефти на месторождении сосредоточены в отложениях неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счет выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: континентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море. По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зональные репера), так содержащихся между ними песчано-алевролитовых пород.

При подсчете запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0, АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7. Пачка продуктивных пластов АС12 залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В ее составе выделено три пласта АС12/3, АС12/1-2 и АC12/0, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м.

Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755 м и является литологический экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную террасовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются oт 12,8м до 1,4м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м^3/сут до 7,5 м^3/сут при Hд=1327 м. Размеры литологический экранированной залежи составляют 25,5х7,5 км, высота 126 м.

Залежь АС12/3 в районе скв.241 вскрыта на глубинах 2640-2707м и приурочена к Ханты-Мансийскиму локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют при различных динамических уровнях 0,4-8,5 м^3/сут. Размеры залежи 18х8,5 км, высота 70 м. Тип - литологический экранированный.

Залежь пласта АС12/3 в районе скв.234 вскрыта на глубинах 2632-2672 м и представляет собой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры. Нефтенасыщенные толщины, как и в предыдущих залежах, максимальные на востоке 6 м и минимальные на западе 1 м. В скв.234 при испытании интервала 2646-2656 м получен приток нефти 13.9 м^3/сут нефти при Hд=1329 м. Размеры залежи 8,5х4 км, высота 40 м, тип - литологический экранированный.

Залежь АС12/3 в районе скв.15 вскрыта на глубинах 2664-2689 м в пределах Селияровского структурного выступа. Нефтенасыщенные толщины но ГИС изменяются от 0,4 м до 6,5 м. Размеры литологический экранированной залежи 11,5х5,5 км, высота до 28 м.

Залежь в районе скв.420 вскрыта на глубине 2732-2802м, Нефтенасыщенная толщина 5,6 м. Размеры литологический экранированной залежи 5х4 км, высота 70м.

Основная залежь АС12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними. С трех сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6 м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Дебиты нефти изменяются от 1 м3/сут при динамическом уровне до 26 м3/сут на 6 мм штуцере (скв.235). Размеры литологический экранированной залежи 45х25 км, высота 176 м.

В пласте АС12/1-2 вскрыты залежи в районе скв. 4Х-М (7.5х7 км, высотой 7 м) и в районе скв.330 (11х4,5 км, высотой 9м). Обе залежи литологический экранированного типа.

Пласт АС12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41х14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от 1 м^3/сут при динамических уровнях до 48 м^3/сут (8 мм штуцер). Небольшая изолированная залежь выявлена в районе скв.331, размеры ее 5х4,2 км, высота 21 м. Дебит нефти 2,5 м^3/сут при динамическом уровне 1932 м. Покрышка горизонта АС12 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС11, в состав которой входят АС11/0, АCll/1, АCll/2, АCll/3, АС11/4. Три последних объединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади. В зонах развития коллекторов, тяготеющих к присводовым участкам, наблюдаются наиболее значительные толщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток (до 78.6 м в скв.246). На юго-востоке (скв.151) этот горизонт представлен лишь пластом АС11/2, в центральной части (скв.262) - пластом АCll/3, на севере (скв.246-247) - пластом АС11/2-4. Выделено 8 небольших по размерам и площадям отдельных залежей в пласте АС12/2-4, вскрытых 1-2 скважинами каждая: в районе скв.246(7х4,6 км), 247(5х4,2 км), 251(7х3,6 км), 232(11,5х5 м), 262(4,5х4 км), 271(14х5 км), 151(5,1х3 км) и 293(6,2х3,6 км). Дебиты в диапазоне от 0.4 (скв.252) до 25.5 м^3/сут (скв.246) при динамических уровнях 801-1284 м.

Основная залежь АCll/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Пласт АС11/1 развит в присводовой части валообразного поднятия субмеридионального простирания, осложняющего моноклиналь. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 48х15 км, высота 112 м. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м^3/сут при динамическом уровне 1195 м до 118 м^3/сут через 8 мм штуцер. Имеется линзовидная залежь в районе скв.151 (5х3,2 км, высотой 7м).

Пласт АС11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге. Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8х5,5 км, вторая 4,7х4,1 м. Обе залежи литологический экранированного типа, имеют нефтенасыщенные толщины от 2 до 4 м. Характеризуются притоками нефти от 4 до 14 м^3/сут при динамическом уровне.

Горизонт АС10 вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС10/2-3, АС10/1, АС10/0.

Основная залежь АС10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи - литологический экранированный, размеры 31х11 км, высота до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м. Небольшие литологический экранированные залежи зафиксированы в районах скважин 243(8х3,5 км) и 295(9,7х4 км). Нефтенасыщенные толщины 1,6-8,4 м. Дебиты нефти 5,7-8,4 м^3/сут при динамическом уровне 1248 м.

В пределах зон развития пласта АС10/1 в песчаных фациях выделены четыре залежи. Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Размеры залежи 38х13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м. Безводные притоки нефти составили от 2,9 при динамическом уровне 1064 м до 6,4 м^3/сут переливом на 2 мм штуцере. В районе скважин 255, 420, 330 выявлены литологический экранированные залежи небольших размеров(6х4 км) с нефтенасыщенными толщинами от 0,8 до 5,2 км.

Завершает разрез пачки пластов АС10 продуктивный пласт АC10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридионального простирания.

Залежь АС10/0 в районе скв.242 литологический экранированная. Дебиты нефти составляют 4,9-9 м^3/сут при динамических уровнях 1261-1312 м. Размеры 15х4,5 км, высота до 58 м. Залежь АС10/0 в районе скв.239 размерами 9х5 км, высотой 63 м. Нефтенасыщенные толщины от 1,6 до 2,4 м, дебиты 2,2-6,5 м^3.сут. В районе скв.180 литологический экранированная залежь размерами 6,2х4,5 м. Нефтенасыщенная толщина 2,6 м. Дебит 25,9 м^3/сут при динамическом уровне 1070 м.

Горизонт АС9 имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фациальных зон, располагающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.

В районе скв.290 залежь АС9 вскрыта на глубинах 2473-2548 м. Размеры залежи 16,1х6 км, высота до 88 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 3,2 до 7,2 м. Дебиты нефти составили 1,2-4,75 м^3/сут при динамических уровнях 1382-1184 м. На востоке месторождения выявлены три небольших (6х3,6 км) залежи в районе скв.406, 411, 408. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 6,8 м. Все залежи литологический экранированные.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС7, который имеет очень мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291-2382 м. ориентирована с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти 4,9-6,7 м^3/сут при динамических уровнях 1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины от 0,8 до 7,8 м. Размеры залежи 46х8,5 км, высота 91 м.

Залежь пласта АС7 в районе скв.331 вскрыта на глубинах 2316-2345 м и представляет собой линзовидное тело дугообразной формы. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 6 м. Размеры залежи 17х6,5 км, высота 27 м. Тип литологический экранированный. Меньшие по размерам литологический экранированные залежи (в районах скв.290, 230, 243, 255) имеют площади от 19 км^2 до 36 км^2, нефтенасыщенные толщины 1,2-3,6 м. Дебиты нефти от 1,5 до 5,3 м^3/сут.

Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС12/1-2 (1018км^2), минимальную (10 км^2) - залежь в пласте АС10/1.

2.3 Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов

Для продуктивных пластов неокомского возраста Приобского месторождения характерны следующие общие черты:

.Состав алеврито-песчаных пород аркозовый, кварцполевошпатовый.

. Поровый, пленочный, порово-пленочный цемент, по составу глинистый, реже карбонатно-глинистый.

. Преимущественно мелкозернистый гранулометрический состав песчаников.

. Тип коллекторов - поровый.

Горизонт АС12 представлен неравномерным довольно тонким чередованием песчаников и алевролитов с прослоями уплотненных глин. Нередки и прослои карбонатных пород или песчано-алевролитовых разностей с кальцитовым цементом. Содержание песчаной фракции по пластам горизонта составляет 37-40%.

В обломочной части пород коллекторов горизонта АС12 наблюдается преобладание кварца (43,4-46,4%) над полевыми шпатами (40-45,5%) при небольшом количестве обломков пород (10,4-13%), представленных кварцевыми, кремнистыми разностями, эффузивами и сланцами. В глинистом цементе наблюдается довольно значительное содержание каолинита (47,4%). Содержание хлорита 34%, гидрослюды 18,4%.

Породы-коллектора пласта АС12/3 представлены цепочкой песчаных линзовидных тел северо-восточного простирания. Коэффициент песчанистости пласта имеет тенденцию увеличиваться в северо-восточном направлении и колеблется от 0,004 до 0,7 (в среднем 0,29). Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 14 (Крср=5). Средневзвешенная по толщине средняя величина открытой пористости равна 17,5%, проницаемость 0,001мкм^2, остаточная водонасыщенность 58,9%, карбонатность 3,05%.

Породы-коллекторы пласта АС12/1-2 как известно занимают наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдаются в виде мощного субмеридионального вытянутого линзовидного песчаного тела. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,04 до 0,63, составляя в среднем 0.29. Коэффициент расчлененности увеличивается с повышением величины эффективной толщины пласта и изменяется в пределах от 1 до 33 (Крср=10).

В распределении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по пласту АС12/1-2 наблюдается определенная зональность. На востоке отмечается зона коллекторов с наилучшими ФЕС (Кп более 19% и Кпр более 10мД) по залежи, для которой характерны и повышенные дебиты нефти вплоть до фонтанов. В следующей за ней зоне преобладают коллектора с пористостью от 17,5 до 19% и Кпр 1-7мД, дебиты изменяются от 2 до 5 м^3/сут. Последняя зона характеризуется Кпр 1мД и Кп 17.5%,дебиты в этой зоне не превышают 2 м^3/сут при динамическом уровне.

Средние параметры, характеризующие коллекторские свойства пласта, следующие: пористость 18,5%, проницаемость 0,005 мкм^2, остаточная водоносность 55,8%, остаточная нефтенасыщенность 22,8%, карбонатность 3,2%. Содержание алевритовой фракции по пласту составляет 51,3%, песчаной 37,5%.

В целом для пласта АС12/1-2 отчетливо прослеживаются так называемые "каналы" (понижения в палеорельефе, вероятно, с последующим размывом), по которым шла основная транспортировка терригенного материала, где в настоящее время и сконцентрирована основная масса песчаного материала.

Пласт АС12/0 имеет в принципе ту же зону развития, что и нижележащий пласт, но меньшую по размерам. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,03 до 0,60, составляя в среднем 0,28. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 25 (Крср=7). Коллекторские свойства пласта АС12/0 имеют тенденцию улучшатся в восточном направлении. Открытая пористость колеблется в пределах 17,2-20,0%, проницаемость 0,005-0,013 мкм^2, остаточная водонасыщенность 39,5-75,8%, остаточная нефтенасыщенность 10,6-41,8%, карбонатность 2,2-5,6%, алевритовая фракция составляет 48,3%, песчаная 40,1%.

В целом ФЕС коллекторов пласта АС12 близки между собой, при этом коллектора пласта АС12/3 обладают пониженными значениям.

Горизонт АС11 на Приобском месторождении как известно представляет собой огромную субмеридиональную вытянутую линзу, ограниченную практически со всех сторон зонами глинизации. Формирование пород-коллекторов на данной территории происходило, вероятно, большей частью в условиях шельфового мелководья. Коэффициент песчанистости в среднем составляет 0,13. Связь Кп с эффективной толщиной отсутствует. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 14, составляя в среднем 5. Основная доля среди коллекторов приходится на пропластки менее 1 м - 79,4%.В отличие от горизонта АС12 содержание песчаной фракции здесь несколько больше 43,8%, пласт более однородный Кодн=1,66,лучше отсортированность пород. По составу породообразующих компонентов песчаники аркозового состава с преобладанием кварца (44,2%) над полевыми шпатами (39,7%) при небольшом количестве обломков пород (15,8%) и слюды (0,6%). Открытая пористость в среднем составляет 19,2%, проницаемость 0,015 мкм^2, остаточная водонасыщенность 28,9%, карбонатность 2,1%.

Коллекторы пласта АС11/1 приурочены в основном к присводовой части в виде широкой полосы cевеpo-восточного простирания. Коэффициент расчлененности пласта АС11/1 колеблется в пределах от 1 до 14, а среднее его значение равно 8. Для этого пласта также характерно наличие более значительной доли пропластков мощностью от 1 до 4 м - 41,8%, при небольшом преобладании прослоев менее 1 м - 54,3%.

В распределении ФЕС пластa АС11/1 по площади намечается тенденция улучшения коллекторских свойств в северо-восточном направлении. В ряде скважин, пробуренных на северо-востоке, встречаются прослои (зоны) рыхлых песков мощностью до 9 м. Вероятно, залежь пласта АС11/1 формировалась в несколько этапов и такие зоны разуплотнения должны иметь место в ряде других скважин. Пределы изменения открытой пористости по пласту составляют от 17,7 до 22,З%, проницаемости от 2,2 до 0,0076 мкм^2, остаточной водонасыщенность меняется от 26,8 до 42,6%, карбонатность от 1,6 до 4,6%. Горизонт АС11 перекрывается довольно мощной пачкой глинистых отложений до 30 м.

Горизонт АС10 сложен чередованием песчаников и алевролитов с глинистыми прослоями. Отмечаются единичные слойки и линзочки глинистого материала, подчеркивающие тонкую резкую горизонтальную слоистость. Породы - коллектора горизонта АС10 присутствуют в пределах центральной зоны, где приурочены к более погруженным местам присводовой части, а также к юго-западному крылу структуры.

Коллектора пластов АС10/1 и АС10/2-3 в восточной и центральной частях формировались на относительно выровненной территории в условиях мелководной зоны рельефа. По сравнению с пластом АС11/1 здесь были, по-видимому, еще более мелководные условия осадконакопления.

Породы - коллектора пласта АС10/2-3 наблюдаются в виде линзовидных песчаных тел, приуроченных к западному погружению структуры. Общая толщина пласта изменяется от 6,4 до 64 м, эффективная 0,8-15,6 м, коэффициент песчанистости 0,11-0,6, Кпесср=0,38. Вероятно в этой залежи в восточном направлении, по аналогии с пластом горизонта АС12, должны возрастать ФЕС коллекторов и наблюдаться укрупнение обломочного материала. По-видимому, песчаные тела пласта АС10/2-3 на западных участках сформированы тремя турбидитными потоками, прослеживаются по максимальным значениям эффективная мощность Hэф и коэффициент песчанистости Кпес. В целом для пласта АС10/2-3 коэффициент песчанистости составляет 0,31, коэффициент расчлененности - 7, пористость - 17,7%. По гранулометрическому составу пласт представляет собой не отсортированные разности (алевритовой и песчаной фракции менее 50%).

Коллектора пласта АС10/1 тяготеют к центральной части площади Приобского месторождения и занимают практически ту же территорию, что и отложения пласта АС11/1 с небольшим смещением границ коллекторов на запад. Эффективная толщина пласта АС10/1 колеблется от 0,4 до 11,8 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,08-0,7 (Kпесср=0,30), коэффициент расчлененности - 4. Породы-коллекторы представлены пропластками менее 1м - 74,5% и только 1% приходится на пропластки мощностью более 4 м. Пределы изменения открытой пористости по пласту составляют 19,9-22,6%, проницаемости 0,0022-0,0231 мкм^2, остаточной водонасыщенности 25,5-34,6%, карбонатности 1,3-2,1%. Коллектора представлены крупнозернистыми алевролитами (алевритовой фракции60,7%).

Коллектора пласта АС10/0 представлены субмеридионально вытянутыми линзами. Общая толщина пласта колеблется в небольших пределах 5,6-14 м с увеличением значений параметра в северном направлении. Изменение эффективной толщины незначительно от 1,6 до 4 м. Коэффициент песчанистости повышается в южном направлении от 0,13 до 0,46 (Кпесср=0,27), расчлененность составляет 4. Пористость пласта 17,5%, карбонатность 2,7%. Покрышка над горизонтом АС10 представлена пачкой глинистых пород, толщина которой изменяется от 10 до 60 м с востока на запад.

Песчано-алевритовые породы пласта АС9 имеют ограниченное распространение и представлены в виде фациальных окон, тяготеющих преимущественно к северо-восточным и восточным участкам структуры (образования мелководной зоны рельефа), а также к юго-западному погружению. Общая толщина пласта составляет 11,2-26,4 м, эффективная 0,4-7,2 м, коэффициент песчанистости 0,04-0,53 (Кпесср=0,24), коэффициент расчлененности -5. Пористость коллекторов характеризуется коэффициентом - 0,17, проницаемость- 0,012 мкм^2.

Породы-коллекторы пласта АС7 представлены мозаичным распределением по площади водонасыщенных и нефтенасыщенных линз, имеющих также северо-восточное простирание. Общая толщина изменяется в пределах 7-17 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах 1,2-7,8 м, коэффициент песчанистости 0,08-0,58(Кпесср=0,3), коэффициент расчлененности - 4. Коэффициент пористости имеет средние значения 0,18-0,19, проницаемость- 0,012 мкм^2.

2.4 Свойства и состав нефти и газа

На Приобском месторождении глубинные пробы нефти отбирались пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Методическое обеспечение работ по исследованию пластовых нефтей проводилось в соответствии с требованиями отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 “Нефть. Типовое исследование пластовой нефти”.

Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин. Исследование их проводилось по действующим государственным стандартам и методикам. Компонентный состав газа, разгазированной и пластовой нефти определялся методом газожидкостной хромотографии. Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Средние значения свойств пластовых нефтей по основным продуктивным залежам приведены в таблице 1.

Таблица 1. СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

 Индекс пласта

АС10/1

АС10/ (2-3)

Сред. По АС10

Сред. по АС11

АС12/0

АС12/ (1-2)

Сред По АС12

1

2

3

4

5

6

7

8

Пластовое давление, МПа

23,4

24,3

23,8

24,6

24,9

25,1

25,1

Пластовая температура , С

88

87

87

89

88

88

88

Давление насыщения , МПа

9,9

8,7

9,3

11,8

10,7

10,2

10,3

Газосодержание , м3

67

66

67

80

72

69

70

Газовый фактор , м3

54

55

55

70

62

59

60

Объемный коэффициент, b

1,214

1,207

1,210

1,244

1,216

1,199

1,20

Плотность нефти в пластовых услов. rпл, кг/м3

785

782

784

769

778

792

788

Объемный коэффициент при С.У. Сепарации bсу

 1,177

 1,180

 1,179

 1,206

 1,186

 1,164

 1,17

Вязкость пластовой воды mвод , мПа*с

 0,36

 0,36

 0,36

 0,35

 0,35

 0,35

 0,35

Вязкость пластовой нефти m пл, мПа*с

 1,52

 1,85

 1,69

 1,37

 1,46

 1,60

 1,56

Коэффициент объемной Упругости 1/МПа*10

 9,4

 10,1

 9,8

 10,7

 10,2

 11,0

 10,8

Содержание парафина в нефти , %

2,65

2,35

2,47

2,48

2,57

2,48

2,64

Плотность нефти в поверх. Условиях r, кг/м3

873

869

870

869

867

869

868


3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

.1 Вывод скважины оборудованной ЭЦН на режим

нефтеносный пласт скважина гидравлический

Вывод скважин на режим работы производится в соответствии с технологическим регламентом, действующим в НГДУ.

В процессе вывода на режим постоянно контролируется рис.3.1


·        уровень жидкости в скважине;

·        производительность насоса по ЗУ;

·        буферное и затрубное давление;

·        рабочий ток и сопротивление изоляции УЭЦН.

Вывод скважин на режим без контроля и немедленной регистрации в паспорте УЭЦН этих параметров является нарушением технологической дисциплины.

Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если:

§  дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса;

§  динамический уровень установился на постоянной отметке или начал подниматься.

Работа УЭЦН в периодическом режиме не считается режимной работой.

Монтаж наземного оборудования УЭЦН на площадке производит специальное сервисное предприятие по ремонту УЭЦН. Наземную кабельную линию от устья скважины до СУ УЭЦН прокладывает НГДУ.

Подключение наземной кабельной линии к СУ УЭЦН и клемной коробке (сростку) производит специальное сервисное предприятие по ремонту УЭЦН.

Присоединение концов кабеля к питающей сети должно производиться в соответствии с действующей системой фазировки УЭЦН.

.1.1 Подготовка скважины к выводу на режим

Записать в карту вывода параметры УЭЦН:

·        Тип УЭЦН, напор, тип ПЭД, габарит ПЭД,

·        номинальный ток,

·        ток холостого хода,

·        номинальное напряжение,

·        глубину спуска насосной установки (положение приема),

·        диаметр НКТ, диаметр эксплуатационной колонны.

Произвести опрессовку НКТ на давление 40 кг/см2. Опрессовка лифта производится агрегатом ЦА-320 в трубное пространство или насосной установкой при закрытой трубной задвижке. Если в течение 10 минут давление опрессовки не изменилось, следует считать колонну HKT герметичной.

.1.2 Вывод скважины на режим

Замерить статический уровень.

Электромонтер 000 "ЭПУ-Сервис", согласно требований по номинальному напряжению и току устанавливает защиты, выбирает соответствующую отпайку на ТМПН и производит запуск УЭЦН в присутствии оператора по добыче скважин.

Засечь время запуска. Дождаться, контролируя время, появление подачи на устье. Если подача появилась позже максимального расчетного времени (таблица 3.1) можно предположить:

·        неверное вращение ПЭД,

·        негерметичность НКТ,

·        неисправность насоса.

Максимальное время появления подачи рассчитывается из условия, что уровень жидкости в НКТ может снизиться до статического уровня в скважине. Время работы насоса для заполнения трубного пространства НКТ определяется делением объема трубного пространства НКТ до статического уровня скважины на производительность насоса:

 

 



В пункте 2 таблицы 3.1 указана минимально допустимая производительность насосов по типоразмерам, ниже которой эксплуатировать УЭЦН запрещается.

Таблица №3.1

Тип ЭЦН

Минимально Допустимая Производительность, М3/сут

Диаметр НКТ, Дюйм

Максимальное время появления подачи на устье после запуска (минуты) при статическом уровне (м)




100

200

300

400

1

2

3

4

5

6

7








ЭЦН5-20

14

2,0

21

42

63

83



2,5

31

62

93

124

ЭЦН5-50

35

2,0

9

18

27

36



2,5

13

26

39

52








ЭЦН5-80

56

2,0

5

10

15

20



2,5

8

16

24

32

ЭЦН5-125

87

2,0

3,5

7

10,5

14



2,5

5

10

15

20

ЭЦН5-200

139

2,0

2

4

6

8



2,5

3

6

9

ЭЦН5А-250

174

2,0

1,7

3,4

5,1

6,8



2,5

2,5

5

7,5

10

ЭЦН5А-400

258

2,0

1,1

2,2

3,3

4,4



2,5

1,7

3,4

5,1

6,8

ЭЦН5А-500

347

2,0

0,9

1,8

2,7

3,6



2,5

1,3

2,6

3,9

5,2


После запуска установки производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН через каждые 15 минут.

Не допускать снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема насоса!

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). На практике принимаются следующие объемы (м3) 100 метровых участков обсадной колонны:

§  5” колонна без НКТ - 1.33 м3;

§  5” колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2.5” - 0.9 м3,

§  то же для НКТ 2”-1.05 м3;

§  6” колонна без НКТ - 1.77 м3;

§  6” колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2.5”-1.35 м3.

После запуска установки через один час работы УЭЦН электромонтер 000 "ЭПУ-Сервис" отключает установку для охлаждения электродвигателя на время, указанное в регламенте на проведение работ.

·        Произвести замер КВУ (кривая восстановления давления). Замер восстановления уровня производить через каждые 15 минут рис.3.2

·        Определить по результату KBУ приток из пласта. Приток из пласта будет равен объему межтрубного пространства между замеренным динамическим уровнем и восстановившимся уровнем за определенный период времени.

Если уровень остается на прежнем месте, то приток из пласта отсутствует и, следовательно, отсутствует охлаждение электродвигателя насоса. Через каждый час работы следует останавливать установку для охлаждения.

После охлаждения ПЭД производит запуск УЭЦН в работу. Через 1-2 часа работы УЭЦН устанавливают защиты с учетом показаний приборов. Заносятся данные в эксплуатационный паспорт и паспорт СУ после чего пломбируют СУ и передается эксплуатационный паспорт УЭЦН оператору по добыче скважин.

·        Производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН через каждые 15 минут

·        По скорости падения динамического уровня определить согласно приложению №2 отбор жидкости из затрубного пространства.

·        По разнице между замеренным дебитом отбором жидкости из затрубного пространства определить приток из пласта

·        Если приток из пласта меньше допустимого (Таблица3.2.) не более, чем через час работы установку ЭЦН остановить на охлаждение электродвигателя (минимум 1.5 часа).


Таблица 3.2

Тип ЭЦН: Q-м3/час

Э-20 0.83

Э-50 2.1

Э-80 3.3

Э-125 5.2

Э-200 8.3

Э-250 10.4

Э-400 16.7

Э-500 20.8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Q-л/мин

14

35

56

87

139

174

278

347

Т ,(мин)

Снижение динамического уровня (м):

5

5.2

13.2

20.7

32.6

52

65.2

104.6

130.3

10

10.4

26

41

65

104

130

209

261

20

21

53

83

130

210

260

420

520

60

62

158

250

390

625

782

1256

1564


·        Если приток из пласта больше допустимого, время работы установки без остановки на охлаждение электродвигателя не ограничивается, при этом снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема не допускается. При снижении динамического уровня ниже 400-600 метров до приема насоса УЭЦН необходимо остановить на накопление.

·        Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня производить до стабилизации подачи и динамического уровня при достаточной скорости охлаждения двигателя.

·        В процессе вывода регулярно контролировать показания дебита, динамического уровня, токовой нагрузки, напряжения питания, сопротивления изоляции, буферного и затрубного давлений.

·        Если приток скважины не обеспечивает минимального дебита, то освоение ведется периодическим включением насоса. Время работы и простоя определяется из анализа циклов откачки на восстановления уровня технологом ЦДНГ. Установки производительностью 20-60 м3/сут можно поставить на периодическую эксплуатацию.

До начала запуска скважин переводимых на УЭЦН, вводимых из бездействия, после КРС, после ГРП, программы ИДН, или, входящих в списки часторемонтируемых и работающих периодически, технолог ЦДНГ составляет программу вывода на режим, которую контролирует ежедневно.

В случае если скважина более 3 суток не выходит на нормальный режим работы ЦДНГ собирает комиссию для окончательного принятия решения по данной скважине, в том числе и для определения возможности спуска в данную скважину другой установки.

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1       Конструкция скважин

Скважиной называют вертикальную или наклонную горную выработку с круглым поперечным сечением диаметром порядка нескольких сантиметров и глубиной до нескольких километров. Дно скважины называют забоем, боковую поверхность - стволом, а выход на поверхность - устьем.

При бурении и эксплуатации скважины ее стенки должны быть надежно укреплены для исключения их обвалов. Все пласты, через которые пробурена скважина, должны быть разобщены друг от друга. Для этого в скважину спускают металлические обсадные трубы, а пространство между ними и горной породой заполняют жидким цементным раствором, который, застывая, образует кольцо цементного камня.

В зоне расположения продуктивного пласта в колонне обсадных труб и цементном камне создают ряд отверстий, соединяющих пласт с внутренней полостью обсадных труб. Полученный после всех этих работ вертикальный или наклонный канал, соединяющий продуктивный пласт с трубопроводами, расположенными на поверхности земли, и является скважиной.

При разработке конструкции скважин Приобского месторождения учтены следующие горно-геологические условия месторождения:

· многолетнемерзлые породы отсутствуют;

· газонасыщенных горизонтов в разрезе нет;

· люлинворская свита залегает в интервале 420-660 м;

· близкорасположенных водоносных горизонтов в продуктивной части разреза нет;

· слагающие продуктивную часть разреза породы достаточно устойчивы и позволяют вести эксплуатацию скважин без осложнений, в том числе и открытым забоем.

На месторождении предусматривается бурение скважин следующего вида:

· вертикальные;

· наклонно-направленные;

· наклонно-направленные с горизонтальным окончанием (с длиной горизонтального участка до 500 м);

· заканчиваемые открытым забоем.

С учетом вида бурения и характеристики геологического разреза принят роторно-турбинный способ бурения, обеспечивающий высокие технико-экономические показатели и успешную проводку наклонно-направленных скважин.

Выбор конструкции скважин, цементирование обсадных колонн произведен с учетом геологической характеристики разреза, их назначения, способов эксплуатации в соответствии с работами.

В зависимости от расположения и назначения труб различают:

направление - первый ряд труб, спускаемых на глубину до 30 метров для предохранения устья скважины от размывания промывочной жидкостью и исключение межпластовых перетоков и загрязнения верхних водоносных горизонтов в течение всего срока эксплуатации скважины;

кондуктор - второй ряд труб с глубиной спуска до 800 метров, предназначенный для обеспечения устойчивости стенок скважины в верхнем интервале и перекрытия глинистых отложений Юлинворской свиты. В процессе бурения эта колонна труб препятствует проникновению бурового раствора и других технологических жидкостей, используемых при бурении скважины, в водоносные горизонты;

эксплуатационная колонна - последний ряд труб, спускаемых в скважину. После спуска этой колонны в скважину процесс ее углубления прекращается. В эксплуатационную колонну спускают внутрискважинное оборудование для подъема продукции пласта на поверхность или закачки в него жидкости или газа. В отдельных случаях подъем или закачку жидкости или газа осуществляют с использованием только эксплуатационной колонны.

Спущенные в скважину обсадные колонны цементируют путем закачки цемента в кольцевое пространство между стенками скважины и колонны. После затвердевания цементный камень разобщает нефте- и газоносные пласты, исключает перетоки между ними, защищает обсадные трубы от коррозирующего воздействия минерализованных пластовых вод.

У устья скважины все спущенные в нее колонны обвязываются с помощью колонной головки. В дальнейшем на ее верхнем фланце монтируют оборудование для эксплуатации скважины.

С учетом вышеупомянутых горно-геологических условий, вида и профиля скважины, требований к заканчиванию обуславливается и различие их конструкций. При бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин их конструкция традиционна для данного региона.

. Вертикальные и наклонно-направленные с отходом от вертикали до 1200м:

· направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м и цементируется до устья;

· кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину до 680 м (по вертикали) и цементируется до устья;

· эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, 168 мм или 178 мм спускается на проектную глубину (2700 м по вертикали) и цементируется в добывающих скважинах до уровня 100 м, выше башмака кондуктора в нагнетательных - до устья.

. Наклонно-направленные с отходом от вертикали более 1200м:

· направление диаметром 426 мм спускается на глубину 30м и цементируется до устья;

· кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 680 м (по вертикали) и цементируется до устья;

· промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 2000 м (по вертикали) и цементируется в добывающих скважинах до уровня 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных - до устья;

· эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, 168 мм или 178 мм спускается на проектную глубину (2700 м по вертикали) и цементируется до уровня 1900 м.

. Наклонно-направленные скважины с горизонтальным окончанием (горизонтальные скважины).

Конструкция горизонтальных скважин отличается от предыдущей тем, что промежуточную колонну диаметром 245 мм здесь целесообразно спускать до кровли эксплуатационного объекта (2560 м по вертикали), что обеспечивает успешную проводку горизонтального участка ствола скважины.

. Скважины, заканчиваемые открытым забоем.

Заканчивание скважины открытым забоем производится бурением на режимах равновесия в системе «скважина - пласт» или пониженном гидростатическом давлении (ПГД), что обуславливает необходимость изоляции вышележащих водоносных горизонтов и интервалов неустойчивых пород. С этой целью в кровлю эксплуатационного объекта спускается и цементируется эксплуатационная колонна.

Скважины, заканчиваемые открытым забоем на режимах равновесия или ПГД могут быть вертикальными, наклонно-направленными, горизонтальными, в том числе и многозабойными. Во всех этих случаях направление и кондуктор спускаются на обычную принятую глубину. Минимальный целесообразный диаметр для скважин, заканчиваемых открытым забоем - 168 мм.

В этом случае обеспечивается успешность вскрытия продуктивного горизонта существующим стандартным буровым инструментом. Однако более предпочтительной для этой категории скважин является эксплуатационная колонна диаметром 178 мм. Варианты конструкции скважин приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1 Конструкции скважин

Название колонны

Диаметр, мм

Глубина спуска по вертикали, м

Уровень подъема там-понажного раствора, м

Примечания

1

2

3

4

5

Наклонно-направленные с отходом до 1200 м

Направление

324

30

0

В нагнетательных скважинах тампонажный раствор поднимается до устья

Кондуктор

245

680

0


Эксплуатационная

146 (168)

2700

580


(Вариант)

178

2700

580


Наклонно-направленные с отходом более 1200 м

Наклонно-направленные с отходом более 1200 м

Наклонно-направленные с отходом более 1200 м

Наклонно-направленные с отходом более 1200 м

Наклонно-направленные с отходом более 1200 м

Наклонно-направленные с отходом более 1200 м

Кондуктор

324

680

0


Промежуточная

245

2000

580


Эксплуатационная

146 (168)

2700

1900


Наклонно-направленные скважины с открытым забоем

Направление

324

30

0

На пласт АС12

1

2

3

4

5

Кондуктор

245

680

0


Эксплуатационная

168 (178)

2590

580


Горизонтальные скважины (заканчиваемые с фильтром)

Направление

426

30

0

На пласт АС12, фильтр 2590-2620 м (по вертикали)

Кондуктор

324

680

0


Промежуточная

245

2560

580


Эксплуатационная

146 (168)

2620

2320-2590


Вариант

146 (168)

2320-2620

2320-2590


Горизонтальные скважины (заканчиваемые открытым забоем)

Направление

426

30

0


Кондуктор

324

680

0


Эксплуатационная

245

2560

580

На пласт АС12

В зависимости от величины смещения забоя скважины от вертикали, применяются трех интервальный и четырех интервальный профили, которые рекомендованы для месторождений Западной Сибири.

4.2 Конструкция УЭЦН


Установка (рис. 4.1) состоит из погружного насосного агрегата (насос и двигатель), кабельной линии и наземного оборудования (трансформатор и комплектное устройство или подстанция трансформаторная комплектная).

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб.

Состав установки.

Насос - погружной центробежный.

Двигатель - погружной трехфазный асинхронный маслонаполненный с короткозамкнутым ротором.

Направление вращения вала погружного агрегата, если смотреть на него сверху - по часовой стрелке.

Гидрозащита - состоит из двух сборочных единиц : протектора, который устанавливается между двигателем и насосом, и компенсатора расположенного в нижней части двигателя. Предназначена для защиты электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объёма при работе электродвигателя.

Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к двигателю.

Кабель крепится к погружному агрегату и к колонне насосно-компрессорных труб металлическими поясами.

Защита кабеля, расположенного вдоль погружного агрегата, обеспечивается специальными ребрами, установленными на модулях насоса.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны насосно-компрессорных труб с насосным агрегатом и кабелем на фланце обсадной колонны, герметизацию труб и кабеля, а также отвод жидкости в выкидной трубопровод.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле, а также обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и его защиту при аномальных режимах.

Рабочие условия установок.

Характеристика пластовой жидкости:

) пластовая жидкость - смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа;

) максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм'/с;

3) водородный показатель попутной воды - рН 6,0, ... 8,5; 4) микротвердость частиц не более 5 баллов по Моосу; 5) максимальное содержание попутной воды 99 %;

6) максимальное содержание попутного газа (по объему) у основания двигателя установки без газосепаратора - 25 %;

7) температура перекачиваемой жидкости, *С, не более 90*.


Рисунок 4.1

5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 Производственные функции Дирекции по обустройству месторождений нефти и газа


Разработку и эксплуатацию Приобского месторождения осуществляет Дирекция по обустройству месторождений нефти и газа (ДОМНГ). Одной из главных задач производственного развития Дирекции ОМНГ является снижение себестоимости добываемой на Приобском месторождении нефти. В условиях существования низко проницаемых коллекторов, обладающих большими извлекаемыми запасами, как правило, необходимо применять дорогостоящие технологии (ГРП) с большим сроком окупаемости. Одновременно с этим, существует большое количество скважин на которых был проведён ГРП (около 98 % добывающего фонда) после которого происходило закономерное падение дебита по причине снижения пластового давления и незначительного снижения коэффициента продуктивности. Эти факты заставили искать нетрадиционные в России методы решения возникших задач.

Геологические запасы нефти по категории С1 составляют на Приобском месторождении около 2 млрд. тонн, извлекаемые - более 600 млн. тонн.

На долю Приобского месторождения в общем объеме запасов ОАО “Юганскнефтегаз” приходится более 37% всех оставшихся извлекаемых запасов и около 70% новых неразбуренных запасов. Динамика добычи нефти по ОАО “Юганскнефтегаз” показывает, что к 2010 году без Приобского месторождения добыча в регионе снизится на 40 % от уровня 1998 года.

Роль Приобского месторождения в перспективе добычи по ОАО “ЮНГ” необычайно велика. Вместе с тем запасы, содержащиеся в недрах месторождения, относятся к трудноизвлекаемым, так как содержатся в аномально низкопроницаемых коллекторах и могут быть извлечены только с применением прогрессивных технологий.

Приобское нефтяное месторождение введено в промышленную разработку в 1988 году.

Работу осуществляют производственные и вспомогательные цеха и участки: Цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ), Цех поддержания пластового давления (ЦППД), База производственного обеспечения (БПО).

На сегодняшний день в Дирекции работает 450 человек.

Разработка Приобского месторождения потребует в периоды строительства, бурения и эксплуатации (производства) значительного количества рабочей силы. Ожидается, что общее число занятого в проекте персонала достигнет максимума, равного примерно 4500-4600 человек, между 17 и 26 годами реализации проекта.

Учитывая, что в результате реализации Проекта могут возникнуть негативные факторы, влияющие в целом на жизнь в регионе Дирекция ОМНГ ставит перед собой следующие основные задачи:

Разработка системы мероприятий по охране окружающей среды, защите здоровья и технике безопасности работников и жителей тех регионов, где проводит свою деятельность ДОМНГ.

Использование методов международной нефтяной отрасли для решения экологических проблем на всех этапах реализации Проекта.

Разработка программы обучения персонала и подготовки работников.

Разработка социально-культурных мероприятий, которые будут защищать интересы местного населения от риска, который может быть обусловлен влиянием Проекта.

Дирекция по обустройству вводимых в эксплуатацию месторождений нефти и газа входит в состав ОАО “ЮНГ” на правах структурного подразделения. Дирекция ОМНГ не является юридическим лицом, пользуется основными фондами и оборотными средствами.

5.2 Динамика технико-экономических показателей производства


Объемы производства являются основными показателями, по которым оценивается эффективность разработки залежей нефтяного месторождения в целом, величина прибыли от деятельности нефтегазодобывающего предприятия, то есть эти показатели контролируют эффективность производства. Динамика основных технико-экономических показателей ДОМНГ представлена в таблице 6.2.1 (за 1999 -2001 года).

Таблица 6.2.1

Анализируя таблицу видно, что добыча нефти с каждым годом постоянно растет. На 2002 год она планируется более 10 млн.тонн.

Объясняется это увеличением эксплуатационного (в т. ч. действующего) и уменьшением бездействующего фонда. Также увеличивается коэффициент эксплуатации, увеличивается средний дебит 1 скв. по жидкости и по нефти

Увеличение этих показателей ведет также и к росту добычи в целом.

Рост добычи главным образом объясняется применением методов интенсификации, приемлемых на Приобском месторождении, таких как дострел и приобщение пластов, а также самого основного метода - гидроразрыва пласта . Для интенсификации добычи и оптимизации работы скважин, оборудованных УЭЦН, необходимо качественное проведение гидродинамических исследований, точная интерпретация результатов исследований и правильный подбор конструкции скважин и скважинного оборудования ( УЭЦН). В совокупности с качественными исследованиями и ремонтом скважин, правильным подбором УЭЦН достигается прирост добычи нефти и увеличение межремонтного периода, и, как из этого следует уменьшение количества отказов, что экономически выгодно для предприятия.

Расчет экономической эффективности от проведения гидроразрыва представлен ниже.

5.3 Расчет экономического эффекта ГРП

Экономическая эффективность от проведения ГРП расчитывается по формуле:

Э = Vд.д. х С - З - УПР х Vд.д.,

где Vд.д. - объем дополнительной добычи нефти, который составляет 1594,9т.т нефти.(за 2001г).

С - расчетная стоимость одной тонны нефти между АО ЮНГ и НК ЮКОС, котрая составляет 1169 руб.

З -затраты на проведение ГРП скважины ,стоимость 159 - ГРП: 16.468.252руб.

УПР - условно-переменная часть расходов включающая затраты на электорэнергию, на транспортировку и хранение нефти. УПР составляет 35% от стоимости нефти.

УПР = С х 0,35

УПР = 1169 х 0,35 = 409,15 руб.

Таким образом экономический эффект от проведения ГРПсоставил:

Э = 1594900 х 1169 - 16,468,252 - 409,15 х 1594900 = 1.195.416.513 руб.

6. ЭКОЛОГИЧЕСНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА

.1 Особенности расположения Приобского месторождения

Приобское нефтяное месторождение в административном плане расположено в пределах Ханты-Мансийского района. Территория месторождения уникальна тем, что большая ее часть приурочена к пойменным ландшафтам р. Оби и располагается в водоохранной зоне. Высокая ресурсная ценность пойменных угодий, их высокий динамизм, сложный гидрологический режим, высокие ежегодные паводки, наличие на территории крупных приезд перелетных птиц и мест гнездований околоводных и краснокнижных видов птиц, путей миграции и мест зимования представителей ихтиофауны определяют особые требования к разработке природоохранной части проектных материалов. На большей части осваиваемой территории хозяйственная деятельность возможна только с применением экологически чистых технологий и оборудования.

.2 Особенности геологоразведки и добычи на Приобском месторождении и влияние их на окружающую среду

В силу своих специфических особенностей геологоразведочные работы и добыча нефти относятся к числу отраслей - загрязнителей природной среды. Как показывает практика, геохимический и механический техногенез сопутствует всем стадиям освоения месторождений углеводородов - начиная с поискового и разведочного бурения до введения его в эксплуатацию, а также на протяжении всего периода эксплуатации.

Из всех компонентов отходов бурения и эксплуатации наиболее токсичными являются нефть и нефтепродукты. Основное влияние нефти и нефтепродуктов на почвенно-растительный слой сводится к снижению биологической продуктивности почвы и фитомассы растительного покрова. Характер и степень влияния нефти определяются видовым составом растительного покрова, объемом и свойствами сброшенных нефтей, временем года и т.д. Кроме этого, загрязнение почвы нефтью и нефтепродуктами вызывает существенные изменения ее морфологических и физико-химических свойств. Нефть и нефтепродукты оказывают значительное негативное воздействие на развитие почвенной микрофлоры и ее биохимическую активность.

Одной из причин токсичности почвогрунтов является их засоление. Отработанные буровые растворы, шлам и буровые сточные воды, кроме нефти и ее производных, содержат в себе значительное количество опасных для почвы минеральных солей. При попадании их в почву происходят необратимые изменения ее агрохимических свойств, а в некоторых случаях, интенсивно развиваются процессы деградации, способствующие перерождению структуры и образованию солончаков.

Попадание отходов бурения в поверхностные водоемы приводит, как правило, к химическому загрязнению вод и донных отложений, повышению мутности воды и может сопровождаться гибелью планктонных и бентосных организмов, ухудшает условия воспроизводства и нагула рыб. Причем, практически все компоненты отходов бурения, включая относительно безвредный бентонит, оказывают канцерогенное действие на гидробионты.

Нефть и ее производные являются самым негативным агентом загрязнения подземных вод. При малом количестве разлившихся нефтепродуктов они остаются в зоне аэрации, обволакивая поверхность зерен и трещин в породе. В водоносном горизонте происходит анаэробное окисление нефтепродуктов, которое сопровождается развитием резко выраженной восстановительной обстановки. В этих условиях в воде значительно уменьшается количество растворенного кислорода, нитратов и сульфатов и происходит образование аммония, сероводорода, свободной углекислоты, увеличивается содержание железа, марганца, что приводит к значительному ухудшению качества воды.

С промышленным освоением нефтяного месторождения растет нагрузка на эко и -геосистемы. Количество затронутых площадей возрастает в несколько раз. При этом увеличивается доля коренного преобразования элементарных ландшафтов в зоне непосредственного техногенного воздействия.

Восстановление нарушенных природных комплексов длится десятки лет и требует значительных затрат труда и средств. Поэтому в настоящее время на первый план выходят профилактические мероприятия, проведение которых невозможно без наличия оперативной информации о состоянии природной среды в районе работ по освоению месторождения.

В последнее время принят ряд законодательных и нормативных актов, как на федеральном, так и на местном уровнях, регламентирующих обязательное экологическое сопровождение геологоразведочных работ на нефть и газ. Кроме того, по настоянию органов местного самоуправления и государственных контролирующих организаций, в лицензионные соглашения на право пользования недрами для геологического изучения и добычи нефти и газа вписываются пункты, обязывающие держателя лицензии выполнять комплекс работ по предотвращению, отслеживанию и ликвидации неблагоприятных экологических явлений, связанных с выполнением ГРР.

6.3 Основные факторы влияния на окружающую среду

Основными факторами на месторождении, оказывающими влияние на окружающую среду являются:

выбросы в атмосферу нефтяного газа, продуктов сгорания нефти, нефтяного газа и мазута, испарения легких фракции yглеводородов;

пролив на поверхность земли продукции скважин, пластовой и сточной вод, подготовленной нефти, реагентов.

Основными объектами окружающей среды подвергающимся воздействию являются: атмосфера, поверхностные воды, почвенно-растительный слой. Воздействие на атмосферу.

Выбросы в атмосферу загрязняющих веществ связанны с горением нефтяного газа в факелах, функционированием двигателей внутреннего сгорания, горением мазута и нефти в топках, с испарением легких фракций углеводородов из емкостей, не оборудованных системой улавливания легких фракций.

Прогноз загрязнения атмосферы выполнен по унифицированной программе расчета загрязнения атмосферы УПРЗА «ЭКОЛОГ» ( версия 1.30. 1994 г) в соответствии с методикой ОНД-Н6 ГОСКОМ1 ИДРОМКТА.

Воздействие на почвенно-растительный слой.

Загрязненность почв нефтью и высокоминерализованными солеными водами, согласно РД 39-0147098-015-90, определяется уровнем при котором нарушается экологическое равновесие в почвенной системе:

происходит изменение морфологических и сейсмических характеристик

почвенных горизонтов:

изменяются водно-химические вещества почв;

снижается продуктивная способность земель.

Воздействие на поверхностные воды.

Нефть нарушает кислородный, углекислотный и другие виды газового обмена в поверхностных слоях воды и пагубно воздействуют на речную фауну и флору. Высокоминерализованные пластовые и сточные воды помимо нефти, нефтепродуктов содержащих ПАВ, используемые для борьбы с отложениями парафинов и в качестве ингибитора коррозии.

В табл.6.1 приводятся предельно допустимые концентрации наиболее распространенных токсичных веществ встречающихся в пластовых и сточных водах Приобского месторождения.

Таблица 6.1 Предельно допустимые концентрации наиболее распространенных токсичных веществ встречающихся в пластовых и сточных водах Приобского месторождения.

Наименование загрязняющих веществ

ПДК


Воды используемые для рыбо-хозяйственных целей

Воды питьевого и культурно-туристического значения

Нефтепродукты

0,05

0,1

Взвешенные вещества

20

-

ПАВ

0,3-0,5

0,1

Сульфиты

100

500

Хлориды

300


Аммоний солевой

0,5

1

Калий

50

-

Натрий

120

-

Магний

40

-

Кальций

180

-

КССБ (компонент бур. Раств.)

12

-

Полиакриламид

0,04

2

Ингибитор коррозии

0,02-0,04

-


6.4 Цели и задачи охраны окружающей среды

Основная цель охраны окружающей среды: обеспечение управленческих решений по снижению негативных экологических последствий при проведении работ по разведке и добычи нефти на Приобском месторождении: Для достижения этой цели было необходимо решить следующие задачи:

• оценку современного состояния ландшафтно-экологической ситуации в целом по лицензионным площадям, выявление локальных участков с проявлениями опасных природных и техногенных процессов;

• оценку современного состояния ландшафтно-экологической ситуации на локальных участках с экологическими ограничениями по природопользованию и участках, подвергшихся влиянию негативных природных и техногенных процессов; полевые эколого-геохимические работы по почвам, донным отложениям, геоботанические исследования, инженерно-геологическое обследование, учетные маршруты и стационарные наблюдения за животным миром, гидробиологические исследования;

·   создание пакета методической документации по ведению экологического мониторинга в зоне производственной деятельности компании ЮКОС на территории Приобского месторождения с использованием системы локального мониторинга "Биосфера ТМ; выполнение летно-съемочных работ с использованием системы локального мониторинга «Биосфера ТМ»;

.5 Источники воздействий на окружающую среду

Основными источниками поступления вредных веществ в поверхностные воды при разведке и освоении месторождений, являются:

• производственные и хозяйственно-бытовые стоки (при варианте их сброса в водные объекты и на рельеф местности), аварийные сбросы буровых растворов жидкости и шлама;

• талые и ливневые (дренажные) воды, стекающие с производственных площадок и загрязненных участков;

• строительные и иные работы, ведущие к эрозии прибрежных зон водотоков и водоемов и попаданию в них строительных отходов;

• плавсредства;

• оседание на водную поверхность загрязненных аэрозолей, поступающих от местных источников выбросов вредных веществ в атмосферу;

• аварийные разливы нефти и несанкционированный сброс жидких и твердых отходов в водные объекты.

В ходе разведки, обустройства и ликвидации месторождений будут воздействия и на подземные воды. Это вызовет необходимость решения вопросов защиты подземных вод от вредных веществ, поступающих с поверхности.

Основными источниками загрязнения почв являются:

·   утечки, поступления загрязняющих веществ с производственных (технологических) площадок, с участков добычи, транспортировки и хранения нефти с ГСМ, складов химреагентов и других вредных соединений;

• полигоны (амбары, свалки) для хранения твердых и жидких отходов;

• транспортные средства;

• аэрозоли, поступающие от местных источников выбросов вредных веществ в атмосферу;

·   производственные и хозяйственно-бытовые стоки при их сбросе на рельеф местности;

·   •аварийные разливы нефти и несанкционированные сбросы (выбросы) отходов;

•устья скважин и прискважинные площадки;

•мерники и трапы групповых и индивидуальных сборных установок.

Воздействие на флору и фауну носит сложный характер, определяемый спецификой миграции конкретных поллютантов в различных природных средах. Прямое попадание загрязняющих веществ в растительные и животные организмы в значительных масштабах, будет иметь место только при аварийных ситуациях. Определенную опасность представляет аккумуляция в растениях и животных нефтяных и полиароматических углеводородов. Тяжелые металлы техногенного происхождения, учитывая специфику запланированной деятельности, в растительных и животных сообществах в существенных количествах накапливаться не будут.

Для большинства представителей животного мира негативное влияние будут оказывать шумовые эффекты, особенно в период размножения. При потенциально возможных аварийных ситуациях (пожарах, разливах нефти) негативное воздействие будет проявляться на всех природных компонентах среды, а также на обслуживающем персонале и местном населении.

Следует особо подчеркнуть различную степень опасности вышеперечисленных техногенных источников и их воздействий на компоненты природной среды при безаварийной деятельности и в случаях развития аварийных ситуаций.

Помимо попадания загрязняющих веществ в различные экосистемы при реализации намечаемой деятельности серьезную опасность для почвенно-растительного покрова представляют различного рода механические воздействия, связанные с доставкой грузов, ведением строительных работ, добычей и транспортировкой местного строительного материала.

Наиболее опасным веществом для окружающей среды при освоении месторождений нефти и газа, является бенз(а)пирен, относящийся к канцерогенам. Однако объемы его выбросов (сбросов), как правило, малы, а за счет процессов рассеивания (разбавления) концентрации этого поллютанта будут уменьшаться до экологически приемлемого уровня в непосредственной близости от очагов потенциального загрязнения природной среды.

Серьезной проблемой при испытаниях разведочных и эксплуатации добычных скважин являются вопросы сбора, применения или утилизации попутного газа. В составе намечаемой деятельности будет запрещено сжигать газ непосредственно на скважинах. Утилизация газа после сепарации предполагает создание системы использования топливного газа на собственные нужды.

К источникам негативного воздействия на окружающую среду также необходимо отнести изъятие природных ресурсов: земельных участков и акваторий водных объектов; поверхностных и подземных вод (водозаборных устройств) и местных строительных материалов (карьеров по добыче песка и гравия). Следует отметить, что при отчуждении под промобъекты земельных и водных участков практически будет уничтожаться флора, а также малоподвижные представители фауны.

Обслуживающий персонал в определенных ситуациях также будет наносить заметный ущерб флоре и фауне при сборе охраняемых и редких растений, незаконной добыче рыбы, птиц и зверей. Появление человека, особенно с собакой, на участках массового скопления птиц и зверей также может внести определенные деформации в естественно сложившиеся биологические процессы. В данном отношении наибольшую опасность представляют работы временного характера, связанные с большими перемещениями людей на местности (геологоразведочные и работы по обустройству промыслов). Проектными решениями будет предусмотрена минимизация негативного влияния обустройства и нефтедобычи до экологически допустимых (нормативных) уровней. Запроектированные решения исключают сбросы неочищенных производственных стоков в поверхностные воды и на рельеф местности.

Анализ перечисленных выше техногенных источников, их последствий позволяет оценить всю сложность природоохранных проблем, при реализации намечаемой деятельности, ставит первоочередные задачи по их решению и минимизации возможных ущербов

Наибольшее воздействие на природную среду возможно при следующих потенциально возможных аварийных ситуациях:

• порывы нефтепроводов и водоводов сеноманской воды;

• утечки жидкостей и газов из резервуаров технологического

оборудования; пожары или взрывы.

К наиболее опасным веществам при эксплуатации месторождения следует отнести нефть и газ - легко воспламеняющиеся углеводороды. При несоблюдении правил техники безопасности проведения с ними работ может произойти взрыв и пожар. В сухое время года риск распространения пожара значительно возрастает. Разливы нефти также оказывают негативное воздействие на флору и фауну прилегающих территорий. Наиболее губительно нефть воздействует на ихтиофауну водоемов. В результате аварийных ситуаций также может произойти загрязнение углеводородами и продуктами их сгорания атмосферы.

Объем потенциально возможного разлива ГСМ можно принять равным 32 м, соответствующий наибольшему объему резервуара для их хранения при строительных работах. К числу аварий, которые могут оказать наибольшее воздействие на окружающую среду при обустройстве участка месторождения, относятся и серьезные повреждения трубопроводов. Основными причинами аварий трубопроводов (по статистическим данным Главтюменнефтегаза за период 1985-1990 гг.) являются:

• коррозия металла;

•наезд техники;

•строительный брак;

•динамические нагрузки.

На территории эксплуатируемых месторождений уровень загрязнения нефтепродуктами как воды так и донных отложений малых рек и озер высокий. При этом прослеживается тесная взаимосвязь между степенью замазученности площади водосбора и уровнем загрязнения вод и грунтов озерно-речной системы (коэффициенты корреляции 0.79-0.99). В пойменных водоемах Сургутсткого района «чистых» грунтов только 6-8%, остальные содержат нефтяных углеводородов от 20.0 до 300.0 мг/кг. Уместно отметить, что при содержании нефти в грунтах около 10 мг/кг - поражаются чувствительные виды зообентоса, при 60 мг/кг - начинаются нарушения разнообразия, дозы в диапазоне 100-1000 мг/кг вызывают сублетальные и пороговые эффекты, патологические изменения в тканях и органах бентосных организмов; при 1000-7000 мг/кг нефть оказывает летальное действие.

В целом состояние поверхностных водных ресурсов региона можно оценить как неудовлетворительное. Это предопределяет необходимость безотлагательной разработки системы мер, препятствующих нарастанию загрязнения поверхностных вод. При решении вопросов развития экономики региона необходимо учитывать экологические проблемы, возникающие при нарастании техногенного воздействия на окружающую среду. Данный подход должен находить свое отражение в разработке и внедрении экологически чистых методов добычи нефти и газа, строительстве эффективных очистных сооружений, применении безотходных технологий, экологическом сопровождении и контроле всех видов хозяйственной деятельности.

6.6 Анализ и исследование состояния окружающей среды на Приобском месторождении

Эколого-геологические исследования на Приобском месторождении позволяют оценить состояние и основные тенденции изменения природной среды, обусловленные геологоразведочными и нефтегазодобывающими работами. Анализ природных особенностей территории и эколого-геологической ситуации дает возможность прогнозировать риск нарушения экологического равновесия и природных опасностей.

Под оценкой эколого-геологической ситуации мы понимаем определение меры отклонения геологической среды от фонового (естественного) состояния под воздействием техногенеза. Такое отклонение, оцениваемое в наборе типовых градаций от фонового до напряженного, предопределено различными факторами. Одна и та же эколого-геологическая ситуация возникает вследствие разных причин, поэтому, на площади работ должны быть определены наиболее значимые техногенные воздействия, влекущие ухудшение качества природной среды.

Наибольшее распространение на территории имеет нарушенность земель, возникшая вследствие проведения геологоразведочных и нефтегазодобывающих работ.

Химическое загрязнение природной среды в настоящее время имеет локальное распространение и приурочено к отдельным техногенным объектам. Однако, следует отметить тенденцию к увеличению этого процесса по площади. Большое влияние на качество окружающей среды оказывает образование и накопление бытовых и промышленных отходов.

Вышеперечисленные нарушения, не компенсированные надежными природоохранными мерами наиболее быстро приводят к деградации природной среды.

Комплексные экологические исследования проведены на всей территории Приобского месторождения. Полевые работы проводились в 1999 и 2000 гг. Летно-съемочных работы с использованием системы "Биосфера ТМ" были выполнены в 2001 году.

По итогам визуальных наблюдений и химического анализа проб грунта можно отметить общее благоприятное экологическое состояние месторождения, за пределами территории техногенных объектов. Не отмечено нарушений, которые могли бы повлечь серьезные последствия для природной среды. Комплексный химический анализ проб грунта показывает лишь незначительные превышения концентрации элементов над средними фоновыми значениями и минимальный уровень загрязнения тяжелыми металлами

Химический анализ проб грунта на территории техногенных объектов и вблизи их показал ряд существенные отклонения параметров от среднего фонового уровня. На многих кустовых площадках левобережной части месторождения констатировано присутствие органических соединений техногенного происхождения, а также засоление почв. Неоднократно отмечались признаки сброса нефти на буровые площадки. Уровень загрязнения тяжелыми металлами на большинстве обследованных объектов невысок: «минимальный» и «допустимый».

Следует отметить, что локальное загрязнение почв, в основном, наблюдается на левобережной части. Ведущиеся работы по освоению правобережной части месторождения отличаются высокой экологичностью, на порядок повышена ответственность персонала.

Данные визуального обследования кустов скважин и прилегающей к ним территории, а также аналитические результаты свидетельствуют об отсутствии «современного» (связанного с работами по обустройству) загрязнения в пределах правобережной части осваиваемой территории.

Коренное техногенное преобразование природных комплексов в границах лицензионного участка охватывает около 3.3 км2 на правобережной части и 7, 3 км2 на левом берегу, или более 3% всей площади. Это, главным образом, территория занятая объектами разведки и обустройства месторождения, автомобильных дорог, землеотводами других коммуникаций.

Более 1/3 территории лицензионного участка занято природными комплексами, которые можно назвать вполне устойчивыми по отношению к техногенному воздействию, связанному с разведкой и добычей нефти. К ним относятся, главным образом, крупные хорошо дренированные массивы таежного леса. Значительную часть территории занимают изначально неустойчивые природные комплексы. Это главным образом низинные и верховые заболоченные леса. Неустойчивость их вызвана развитием торфообразовательного процесса и угнетением древесной растительности.

Основным типом техногенного воздействия, приводящим к сильной нарушенности растительности на значительной территории, являются вырубки под промышленные объекты и трассы коммуникаций. На втором месте стоит подтопление территории. Также весьма распространено изменение рельефа. Остальные типы воздействия в целом не приводят к значительным нарушениям растительного покрова. Суммарная площадь, занимаемая нарушенной растительностью, даже для зон максимальной техногенной нагрузки составляет менее 10%, поэтому всю территорию лицензионного участка по степени нарушенности экосистем можно отнести к зоне нормы.

Ни один из водотоков лицензионного участка нельзя по состоянию сообществ водных организмов бесспорно охарактеризовать как «грязный». Это говорит о том, что антропогенное загрязнение территории участка еще не является критическим. Результаты гидрохимических исследований также продемонстрировали относительно удовлетворительное состояние поверхностных вод на рассматриваемой территории.

По итогам полевых работ был сделаны следующие вывод относительно воздействия на животный мир:

• Изменение естественной среды обитания-вырубка лесов, строительство дорог и различных промышленных объектов ведет к уменьшению численности или даже к полному исчезновению отдельных видов на данной территории. К примеру, сплошная вырубка при строительстве к.203 привела к уничтожению глухариного тока в этом месте.

Дополнительная антропогенная нагрузка-увеличение шума, появление большего количества людей также ведет к уменьшению численности. В частности, увеличение количества машин и присутствие строителей привели к уходу барсуков из своего городка (район к.211 и212).

• Браконьерство ведет к сокращение численности соболя, бобра, выдры.

• Особое внимание следует уделить полигону отходов возле к.117.Анализ материала по внутренним органам показал отличия в этом месте почти в 2 раза по сравнению с другими участками.

Для Приобского месторождения предложена система мониторинговых наблюдений, которая состоит из четырех блоков. Первый блок включает в себя систематические измерения качественных и количественных показателей природной среды технологических процессов в зоне антропогенного воздействия и на фоновых участках. При этом контролируются следующие среды:

поверхностные воды и донные отложения;

подземные воды;

·   атмосферный воздух;

- почвы и грунты;

растительный покров;

животный мир.

Второй блок включает в себя анализ результатов наблюдений на основе сравнения данных по окружающей среде в зоне антропогенного воздействия и на фоновом участке, а также их сравнения с предельно-допустимыми нормами.

Третий блок - "прогноз состояния" реализуется после накопления мониторинговых данных до уровня, позволяющего обоснованно использовать те или иные методы прогнозирования.

Четвертый блок - "оценка прогнозируемого состояния" подразумевает те же действия, что предусмотрены вторым блоком при замене фактических данных прогнозируемыми характеристиками.

7. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате анализа, проведенного в данном проекте, получены следующие выводы:

Анализ результатов воздействия на нефтеносные пласты Приобского месторождения показывает, что ГРП является основным методом интенсификации добычи нефти.

Анализ падения дебита от первоначального в момент запуска скважины после ГРП показывает, что за 9 месяцев работы скважины после проведения мероприятия в общем по правобережной части месторождения дебит снижается в 2 раза.

Анализ работы скважин на Приобском месторождении показал, что целесообразно использовать для добычи нефти насосы УЭЦН марки REDA, которые более надежны, долговечнее, межремотный период которых значительно превышает отечественные установки.

В экономической части произведен анализ основных технико-экономических показателей ДОМНГ.

Анализ и оценка состояния природопользования Приобского месторождения доказывают совершенство и правильность применяемых технологий, используемых при разработке и добычи на Приобском месторождении.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. «Геология нефтяных и газовых месторождений». Г.А. Габриэляц. Москва, «Недра», 1984 г.

2. Отчеты по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Нефтеюганск, 1999-2001 гг.

3. Технологическая схема разработки Приобского месторождения Москва, Инжиниринговый центр “ЮКОС”,2000 г.

4. Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 2001 г.

5. Технико-экономическое обоснование освоения Приобского месторождения, СибНИИНП 1999 г.

6. «Гидравлический разрыв пласта». П.М. Усачев. Москва, «Недра», 1986 г.

7. «Расчеты в добыче нефти». И.Т. Мищенко. Москва, Недра, 1989 г.

8. Журнал «Нефтяное хозяйство», 1997 г., №2.

9. «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности». Москва, «Недра», 1974 г.

10.«Охрана труда в нефтяной промышленности». Сулейманов М.М. и др. Москва, Недра, 1996 г.

11.Система стандартов безопасности труда (ССБТ). ГОСТ.

12.Методические указания по выполнению дипломных и курсовых проектов.

13.«Инженерные расчеты по курсу «Охрана труда»», Ч1, Г.Е. Панова. Москва 1979 г;

- «Указания по оформлению графической части дипломных проектов». П.С. Белов, И.Ф. Крылов, Б.П. Тонконогов. Москва, 1987 г.


Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!