Проект розробки чапаєвського газоконденсатного родовища

Проект розробки чапаєвського газоконденсатного родовища

ЗМІСТ

ВСТУП

. ПРОЕКТ РОЗРОБКИ ЧАПАЄВСЬКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО РОДОВИЩА

.1 ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО РОДОВИЩЕ

.2 ГЕОЛОГО-ГЕОФІЗИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОДОВИЩА

.2.1 Характеристика геологічної будови

.2.2 Літолого-фізична характеристика продуктивних горизонтів      

.2.3 Газоносність

.2.4 Підрахункові об`єкти, їхні параметри та запаси вуглеводнів      

.2.5 Гідрогеологічна характеристика

.2.6 Фізико-хімічна характеристика пластових вуглеводневих систем

.3 ПІДГОТОВКА ТЕХНОЛОГІЧНОЇ ОСНОВИ ДЛЯ ВИЗНАЧЕННЯ ПОКАЗНИКІВ РОЗРОБКИ

.3.1 Результати промислових досліджень свердловин

.3.2 Аналіз стану розробки родовища

.4 ПРОГНОЗУВАННЯ РОЗРОБКИ РОДОВИЩА

.4.1 Вихідні дані для розрахунків показників розробки

.4.2 Газодинамічні розрахунки видобутку вуглеводнів

.5 ТЕХНІКА І ТЕХНОЛОГІЯ ВИДОБУТКУ ВУГЛЕВОДНІВ

.5.1 Технічний стан свердловин

.5.2 Аналіз стану та ефективності техніки і технології видобутку газу

.5.3 Рекомендації з попередження ускладнень в процесі експлуатації та методи інтенсифікації видобутку вуглеводнів

.5.4 Рекомендації по захисту від корозії

.6 ПІДГОТОВКА ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ

.7 РЕКОМЕНДАЦІЇ ЩОДО КОНТРОЛЮ ЗА РОЗРОБКОЮ РОДОВИЩА

. ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬГО СЕРЕДОВИЩА

.1 ОХОРОНА АТМОСФЕРНОГО ПОВІТРЯ

.2 ОХОРОНА ВОДНОГО СЕРЕДОВИЩА

.3 ОХОРОНА ЗЕМЕЛЬ, ЛІСУ, ФЛОРИ ТА ФАУНИ

.4 ОХОРОНА НАДР

.5 УТИЛІЗАЦІЯ ПРИМИСЛОВИХ СТОКІВ В ПРОЦЕСІ ЕКСПЛУАТАЦІЇ      

.6 ЗАГАЛЬНІ ПИТАННЯ ОХОРОНИ ПРАЦІ        

.7 ОРГАНІЗАЦІЯ УПРАВЛІННЯ ОХОРОНОЮ ПРАЦВ НА ПІДПРИЄМСТВІ НАФТОГАЗОВИДОБУВНОЇ ГАЛУЗІ

.8 ПРОМИСЛОВА САНІТАРІЯ

.9 ЗАСОБИ ЗАХИСТУ

.10 ЕЛЕКТРОБЕЗПЕКА

.11 ПОЖЕЖНА БЕЗПЕКА

. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНА ОЦІНКА РОЗРОБКИ РОДОВИЩА

.1 ВИХІДНІ ДАНІ ДЛЯ РОЗРАХУНКІВ ЕКОНОМІЧНИХ ПОКАЗНИКІВ

.2 КАПІТАЛЬНІ ВКЛАДЕННЯ, ЕКСПЛУАТАЦІЙНІ ВИТРАТИ, СОБІВАРТІСТЬ ВИДОБУТКУ ГАЗУ

.3 ПОКАЗНИКИ ЕКОНОМІЧНОЇ ЕФЕКТИВНОСТІ РОЗРОБКИ СЕРЕДОВИЩА

. ЦИВІЛЬНИЙ ЗАХИСТ

ВИСНОВКИ

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

ВСТУП

вуглеводень свердловина промисловий родовище

Чапаєвське газоконденсатне родовище розташовано на території Чапаєвського району Харківської області України. Родовище відкрито у 1989 р.

За станом вивчення родовища на 1.01.1998 р. запаси газу затверджені у об’ємі 1019 млн.м3 ,конденсату 24 тис.т. На підставі затверджених запасів,УкрНДІгазом у 1999 р. був складений проект розробки родовища.

Родовище уведено в розробку у 1999 р. Накопичені геолого-промислові матеріали за час розробки газових покладів,що запаси газу покладів,які знаходяться в розробці не відповідають проектним і вимагають уточнення.

У 2008 р. на підставі роботи ”Геолого-економічна оцінка Чапаєвського та Іскрівського родовищ вуглеводнів Харківської області України” [4] та ’’ТЕО розробки Чапаєвського ГКР” [3] ДКЗ України були затверджені і узяті на Держбаланс запаси газу в об`ємі 18.15 млн.м3 за категорією С1(код класу 111).

У даній роботі на основі даних, які отримані в процесі експлуатації свердловин родовища на протязі 2008-2010 рр. уточнені дреновані запаси газу методом падіння пластового тиску. Надано розрахунки показників розробки на балансові-видобувні запаси газу (код класу 111). Виконана техніко економічна оцінка до розробки родовища.

1. ПРОЕКТ РОЗРОБКИ ЧАПАЄВСЬКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО РОДОВИЩА

.1 ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО РОДОВИЩЕ

Чапаєвське газоконденсатне родовище розташоване на території Чапаєвського району Харківської області України.

Адміністративний центр м. Чапаєво знаходиться рядом з західною окраїною Чапаєвського ГКР.

З заходу на схід по північній околиці родовища проходить Північно-Донецька залізниця і шосейна дорога Харків-Чугуїв-Куп`янск.

В економічному відношенні родовище розташоване в промислово аграрному районі рядом з об`єктами газовидобувної, будівельної та машинобудівельної промисловості.

На захід і південний захід від Чапаєвського родовища знаходяться Волохівське, Коробочкінське, Шебелинське, Краківське та інші газоконденсатні родовища.

В орографічному відношенні місцевість представляє собою рівнину з густою сіткою ярів та балок,абсолютні відмітки коливаються від +80 до 190 м.

Площа родовищ розміщена в границях Географічних координаті і складає-6057.3 га.

’ - 37021’ східної довготи

’ - 49041’ північної широти

Оглядова карта району робіт приведена на рисунку 1.1.

Рисунок 1.1 - Оглядова карта району робіт

.2 ГЕОЛОГО-ГЕОФІЗИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОДОВИЩА

.2.1 Характеристика геологічної будови

Стратиграфія

Чапаєвське родовище розташовано у східній частині північної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини і характеризуються,не типовим для цієї частини регіону,розрізом девонських та турнейських відкладів.

На цей час на Чапаєвському родовищі пробурені свердловини 1,3,4,8,9,10,12,13,14,16,17,18,50,51,54,55,60,61.

В геологічній будові родовища приймають участь докембрійські утворення та осадові породи палеозойської,мезозойської і кайнозойської ератем.

Докембрійські утворення були розкриті свердловиною 18, де породи кристалічного фундаменту знаходяться на глибині 4232 м. Керном охарактеризовані граніто-гнейси сірі, рожево-сірі, кристалічно-зернисті, з масивною текстурою,щільні тріщинуваті. Товщина розкритого розрізу кристалічного фундаменту становить 70 м.

В розкритому розрізі палеозою,на основі вивчення керну та аналізу промислово-геофізичних матеріалів, встановлені: франський та фаменський яруси верхнього девону; турнейський, візейський та серпухівський яруси нижнього карбону; башкирський і московський яруси середнього карбону, а також відклади верхнього карбону (Рисунки 2.3-2.4).

Відклади девонського періоду на досліджуваній території представлені верхнім відділом.

Верхньодевонські відклади розкриті в об`ємі франського і фаменського ярусів.

Утворення франського віку розкриті свердловинами 9,10,12,13,17,18,50 Чапаєвського родовища і представлені головним чином кам`яною сіллю, під якою виявленні карбонатно-теригенні породи, які представлені аргілітами з прошарками вапняків.

Відклади фаменського віку розкриті свердловинами 9,10,12,13,17,18,50,51 і представлені, переважно, теригенною товщею з підлеглими прошарками карбонатних порід. Нижня границя ярусу чітко проводиться по літологічній зміні соленосних відкладів франського віку теригенно-карбонатними відкладами фаменського віку і приурочена до поверхні крупної перерви в осадко накопиченні.

За літологічною характеристикою фаменські відклади представлені піщано-глинисто-алевритовою товщею з проверстками вапняків у нижній частині розрізу,піщанко-алевритовими породами з прошарками аргілітів і вапняків у верхній частині розрізу. Товщина ярусу 177-321 м.

На девонських утвореннях зі стратиграфічною та кутовою незгідністю залягають відклади кам`яновугільного періоду представлені нижнім,середнім та верхнім відділами.

Нижньокам`яновугільний відділ. Ранньокам`яновугільні відклади в межах родовища представлені в об`ємі турнейського, візейського та серпухівського ярусів.

Відклади турнейського ярусу розкриті свердловинами 9,10,12,13,14,17,18,50,51,54,55. Нижня границя горизонту проводиться у підошві карбонатних утворень і приурочена до поверхні незгідності. За літологічною характеристикою та даними ГДС розріз складений переважно вапняками з прошарками пісковиків,аргілітів і алевролітів, які згрупованні в горизонт Т-3-Т-4-продуктивні на родовищі. Товщина ярусу 11-19м.

В межах досліджуваної території у розкритих розрізах свердловин візейські утворення представлені тільки верхньовізейським під`ярусом в об`ємі XIIa-XII та XI мікрофауні стичних горизонтів. Загальна товщина відкладів 246-284 м. XII мікрофауні стичні горизонти незгідно залягають на турнейських утвореннях. У літологічній будові розрізу приймають участь пісковики та алевроліти з проверстками аргілітів та вапняків. У нижній частині простежується глиниста пачка. Усі пісковики та алевроліти згруповані в горизонти В-22, В-21 та В-19-20,до яких приурочені поклади.

Пісковики прибережно-морські,кварцові,здебільшого дрібнозернисті, з проверстками різнозернистих і гравійних.

Алевроліти олігоміктові, переходячі у кварцові.

Вапняки глинисті. Товщина відкладів 115-148 м.мікрофауністичний горизонт розкритий усіма глибокими свердловинами. На межі з XII мікрофауністичним горизонтом з розмивом залягають потужні глинисті утворення з тонкими проверстками вапняків. Пісковики і алевроліти займають досить незначну частину розрізу і тому майже умовно вони згруповані у горизонти В-14-15, В-16. Горизонт В-16 складений переважно карбонатними породами і являється регіонально витриманим маркіруючим горизонтом. Товщина горизонту 108-140 м.

Відклади серпухівського ярусу за літологічним складом і по геофізичній характеристиці досить чітко підрозділяються на дві товщі: нижню - глинисту, що відповідає нижньосерпухівському під`ярусу та верхню - карбонатно-теригенну, що відповідає верхньосерпухівському під`ярусу.

Нижньосерпухівський під`ярус. X-IX мікрофауні стичні горизонти у літологічному відношенні являють собою глинисту товщу з прошарками алевролітів і рідкими прошарками вапняків які без розмиву залягають на утворенняхверхньовізейськогопід`ярусу. Товщина під`ярусу 118-181 м.

Верхньосерпухівський під`ярус. Верхньосерпухівський під`ярус представлений в об`ємі VIII та V-VII мікрофауні стичних горизонтів.мікрофауні стичний горизонт незгідно залягає на нижньосерпухівських утвореннях. Нижня межа проводиться по підошві горизонту С-9 і приурочена до поверхні незгідності.Розріз представлений алевролітами і аргілітами з прошарками вапняків і пісковиків у нижній частині; у верхній частині переважають пісковики та алевроліти. Уламкові породи згруповані у горизонти С-9-8, С-6-7.VII мікрофауні стичні горизонти розкриваються всіма глибокими свердловинами.Нижня межа їх проводиться по підошві добре витриманого горизонту С-5, який незгідно залягає на VIII мікрофауні стичному горизонті.

В цілому розріз характеризується неоднорідністю складаючи його порід. Горизонти С-5 і С-4 представлені потужними піщаними пластами в перемежуванні з малопотужними проверстками алевролітів і аргілітів. Товщина під`ярусу 408-539 м.

Середньокам`яновугільний відділ. На Чапаєвському родовищі середньо-кам`яновугільний відділ представленний башкирським та московським ярусами.

Башкирський ярус. На розмитій поверхні серпухівського ярусу трансгресивно залягають башкирські утворення в об`ємі нижньобашкирського та верхньобашкирського під`ярусів загальною товщиною 500-698 м.

Нижньобашкирський під`ярус представленний в об`ємі світ С15 та С21.

Світа С21 представлена морськимикарбонатно-глинистими породами з проверстками алевролітів і пісковиків, котрі згруповані у горизонти Б-13,Б-12 та Б-11. Товщина світи 100-192 м.

Світа С21 складена переважно вапняками з прошарками алевролітів і пісковиків які складають горизонт Б-10. Нижня межа світи проводиться по підошві вапнякаF1. Товщина світи 80-120 м.

Верхньобашкирський під`ярус представлений в об`ємі світ С22 та С24.

СвітаС22літологічно представлена аргілітами з потужними добре витриманими пластами пісковиків. Нижня межа проводиться по підошві вапняка J1. Вапняки з пісковиками та алевролітами складають основу горизонтів Б-9 і Б-8. Товщина світи 95-117 м.

Світа С23 складена товщею перешарування аргілітів, алевролітів з пісковиками та вапняками. У межах родовища для даної світи характерний розвиток потужної монолітної пачки пісковиків (до 50 м ) у верхній частині розрізу, що відповідає горизонту Б-3. Товщина світи 169-206 м.

Утворення світи С24 вінчають комплекс відкладів башкирського ярусу і представлені глинисто-алевритовими породами з прошарками пісковиків і вапняків групи J. Пісковики та алевроліти складають горизонти Б-2 і Б-1. Товщина світи 97-133 м.

На відкладах башкирського віку зі стратиграфічною незгідністю залягають московські відклади в об`ємі світ С25,С26,С27 та нижньої половини світи С31 (до вапняка N2).

Світа С25 у літологічному відношенні являє собою глинисто-алевролітову товщу з прошарками пісковиків та вапняків. Уламкові породи об`єднані у горизонти М*7 і М-6. Пісковики горизонту М-7 за умовами осадконакопичення віднесені до алювіальних та прибережно-морських. Товщина світи 108-166 м.

Відклади світи С26 відрізняються від підстилаючих утворень більшим вмістом уламкових порід. У підошві світи виділено маркіруючий вапняк L1.в цілому розріз представленний піщано-алевритовими породами з прошарками аргілітів і проверстків вапняків. Пісковики та алевроліти об`єднані у горизонти М-5, М-4. Товщина світи 100-135 м.

Світа С27 представлена перешаруванням аргілітів і пісковиків з алевролітами. Товщина світи 138-177 м.

Верхньокам`яновугільний відділ представлений світами С13 (ісаївська), С23 (авіловська) і С33 (араукаритова).

Відклади світи С31 згідно залягають на відкладах московського віку і складені піщано-алевритовими породами з проверстками вапняків і аргілітів. Товщина світи 198-304 м.

В осадко накопиченні авіловської світи (С23) домінуюча роль відведена аргілітам з проверстками пісковиків. Пісковики дрібно-крупнозернисті за складом від олігоміктових до мезоміктових. Товщина світи 210-339 м.

Араукаритова світа (С33) завершує палеозойський розріз. Нижня межа світи проведена по підошві вапняка Р1. Світа літологічно представлена глинистими породами з проверстками вапняків. Товщина світи 25-170 м.

Мезозойська ератема. Відклади мезозойської ери із стратиграфічною незгідністю перекривають нижче залягаючі утворення. На досліджуваній території представлені в об`ємі тріасової, юрської та крейдяної систем.

Тріасова система. Відклади тріасу залягають незгідно на утвореннях верхнього карбону і являють собою піщано-глинисту товщу з незначними по потужності проверстками вапняків. Товщина відкладів 62-107 м.

Юрська система. Відклади юрського періоду залягають зі стратиграфічною та кутовою незгідністю на тріасових утвореннях.

На досліджуваній території розріз юрської системи представлений середнім та верхнім відділами.

Середньоюрські представлені байоським і батським ярусами.

Байоський ярус. У літологічному відношенні являє собою малопотужну глинисту товщу. Товщина ярусу 35-64м.

Відклади батського віку підрозділяються на нижній та верхній під`яруси.

Нижньобатський під`ярус складений глинистими утвореннями. Товщина під`ярусу 37-62 м.

В розрізі верхньобатського під`ярусу з`являються проверстки алевролітів та пісковиків серед глинистої товщі. Товщина під`ярусу 42-61 м.

На досліджуваній території верхньоюрські відклади представлені келовейським , оксфордським та кімериджським ярусами.

Келовейський ярус. Представлений глинами сірими, місцями оміщаненими. Товщина ярусу 15-40 м.

Утворення оксфордського ярусу відрізняються від нижче залягаючих появою проверстків вапняків сірих дрібнокристалічних. Товщина ярусу 23-38 м.

Кімериджський ярус представлений перешаруванням пісковиків. Товщина ярусу 92-131 м.

Крейдяна система на описуваній території представлена тільки верхнім відділом, який незгідно залягає на підстилаючи юрських утвореннях і складена піщаними, мергельно-крейдяними породами. Верхній відділ складається з сеноманського, туринського,коньякського, сантонського, кампанськогота маастрихтського ярусів. Самим нижнім ярусом верхньокрейдяного відділу являється сеноманський ярус,який представленний у підошві прошарками та лінзами пісковиків та пісків глауконітових сірих,котрі перекриваються мергелями. Товщина ярусу 10-17 м.

Туронський ярус представлений товщею крейди писальної з проверстками мергелів та світло-сірих глин. Товщина ярусу 55-63 м.

Коньякський ярус літологічно дуже схожий на туринський і представлений крейдяною товщею з рідкими проверстками мергелів крейдяно-подібних. Товщина ярусу 38-63 м.

Сантонський ярус. Представлений нижнім та верхнім під`ярусами.

Нижньосантонські утворення представлені крейдою глинистою білою. Товщина під`ярусу 47-72 м.

Верхньосантонські утворення крейдяної товщі поступово переходять у крейду з проверстками мергелів. Товщина під`ярусу 85-107 м. Кампанський ярус представлений товщею крейди білої писальної однорідної або окремні лої з проверстками мергелів. Товщина ярусу 139-182 м.

Маастрихтський ярус складений товщею білої крейди писальної з прошарками мергелів. Товщина ярусу 67-96 м.

Кайнозойська ератема. Кайнозойські відклади розкриті всіма свердловинами і залягають на підстилаючи відкладах з кутовою та стратиграфічною незгідністю. Представлені вони палеогеновою, неогеновою та четвертинною системами.

Відклади палеогенового періоду залягають з перервою в осадко накопиченні на нижчезалягаючійтовщі і підрозділяються на палеоцен, еоцен та олігоцен. Загальна товщина палеогену 35-56 м.

Палеоцен представленний пісками кварцовими з проверстками глин. Товщина палеоцену 4-30 м.

Еоцен представленний київським горизонтом. Горизонт складений піщанистими глинами,які до низу переходять у мергелі з прошарками вапнистих пісковиків. Товщина горизонту 8-26 м.

Олігоцен представленний харківським горизонтом і складений товщею пісковиків кварцево-глауконітових. Товщина горизонту 6-26 м.

Неогенова і четвертинна системи. На даній території відклади неогену розглядаються сумісно з четвертинними і згідно залягають на харківських утвореннях. Основним компонентом розрізу є білі дрібнозернисті піски з проверстками темно-сірих жирних глин.

Вище по розрізу характерні лесовидні суглинки бурого кольору з проверстками пісків. Загальна товщина відкладів 23-52 м.

Тектоніка

Чапаєвське родовище приурочено до однойменної структури. В тектонічному відношенні розташовано в північній прибортовій частині Дніпровсько-Донецької западини, для якої притаманне ступінчасте занурення кристалічного фундаменту по системі субширотних порушень в напрямку осьової частини западини. Глибина залягання поверхні фундаменту змінюється від 1,8-2,0 км на Північному борту до 4,5-5,0 км на півдні. Системою субширотних та субмеридіальних порушень фундамент розбито на великі блоки, що підтверджуються геофізичними дослідженнями та даними глибокого буріння. На Чапаєвській площі покрівля фундаменту розкрита свердловиною 18 на глибині 4232 м.

Структурні карти (Рисунки 2.1-2.2) приведені з підрахунку запасів газу [4]. Оскільки структурні карти горизонтів В-19-20 і по відбиваючому горизонту V32(V1C1) комформні, тому по горизонтах В-21 і В-22 були побудовані лише підрахункові плани [4].

Тектонічні порушення в більшості проявляються і в осадовій товщі, розбиваючи її на серію блоків, які піддалися в процесі геологічного розвитку плікативним деформаціям. Всі структурні форми, як правило, являють собою невеликі антиклінальні складки або блоки. Характерною особливістю будови всіх піднять є їх асиметричність і зріз порушенням північних, значно зменшених крил. Чапаєвський вал цією групою незгідних скидів поділений на чотири тектонічні блоки (Рисунок 2.1):

західний блок (блок св. 51) обмежений регіональним скидом I-I, скидом IV-IV;

південно-західний блок (блок св. 18, 50, 16) обмежений регіональним порушенням I-I, незгідними скидами IV-IV i II-II та ускладнений скидами V-V i XI-XI;

центральний блок обмежений регіональним скидом I-I, скидом VII-VII i відокремлений на півдні від південно-західного блоку вузьким грабеном, створеним скидом ІІ-ІІ і скидом ІІІ-ІІІ. Блок включає в себе склепінну, ускладнену скидом VI-VIчастину, а також східну перикліналь Чапаєвської структури;

північний блок обмежений регіональним розломом І-І і незгідним скидом VII-VII, ускладнений скидами ХІІІ-ХІІІ і ХІV-XIV.

Скид І-І встановлений сейсмічними дослідженнями а також даними буріння. Він підтверджується даними буріння свердловини 12 Чапаєвської площі, яка встановила відсутність в розрізі (на глибині 3192 м) візейських порід товщиною 340 м і свердловини 7, яка також встановила відсутність в розрізі (на глибині 2534 м) серпухівських порід товщиною 150 м. Скит простягається в північно-західному напрямку, амплітуда його змінюється і досягає 350 м. Падіння площини скидача південне (граф. Д.25-27,29-31) [4].

Незгідний скид ІІ-ІІ (граф. Д.24-29) [4] встановлений сейсмічними дослідженнями та підтверджений даними буріння свердловин: 16,3,8,18,50,51 Чапаєвської площі, де спостерігається відсутність у розрізі порід середнього та пізнього карбону, товщиною від 60 до 180 м. Скид має північно-західне простягання, його амплітуда за даними сейсморозвідки змінюється по площі від 90 до 160 м. Скид ІІ-ІІ відокремлює центральний блок від південно-західного блоку. Падіння площини скидача в сторону зануреного блоку, тобто північне.

Скид ІІІ-ІІІ (граф. Д. 24-30) [4] - простежується в межах південно-західної частини центрального блоку, має північно- західне простягання. Його наявність встановлена сейсморозвідкою та підтверджена даними буріння свердловин 1,8,9,10,14,17,54,55,60 Чапаєвської площі, де спостерігається відсутність порід середнього та пізнього карбону, товщиною від 80 до195 м. Амплітуда скиду ІІІ-ІІІ зменшується від 170 м на заході до 80 м на південному сході. Падіння площини скидача-південне.

Незгідний скид IV-IV (граф. Д. 24-27,29) [4] - обмежує і ускладнює західну перикліналь та південне крило Чапаєвського підняття, має північно-західне простягання. Він встановлений сейсмічними дослідженнями та зафіксований на глибині 3065 м свердловиною 51 Чапаєвської площі, де частково відсутні серпухівські відклади товщиною 30 м. Амплітуда скиду IV-IV змінюється по площі від 20 до 70 м. Падіння площини скидача-північне.

Скид V-V (граф. Д. 24,25) [4] - встановлений в межах південно-західного блоку тільки сейсмічними дослідженнями, являє собою поперечний скид субширотного простягання з невеликою амплітудою (20 м). Падіння площини скидача в сторону занурення блоку, тобто - західне. У відкладах нижнього карбону скид V-Vзатухає.

Скид VI-VI (граф. Д. 24,26,27) [4] - є поперечним мало амплітудним (до 20 м) порушенням, яке ускладнює склепіння Чапаєвського підняття. Скид простягається з півдня на північ. Падіння площини скидача західне. Цей скид встановлено тільки за даними сейсморозвідки.

Незгідний скид VII-VII (граф. Д. 26-27,29,30,32) [4] - встановлений тільки за даними сейсморозвідки і має північно-західне простягання, у відкладах нижнього карбону скид затухає. Амплітуда його змінюється по площині від 40 до 100 м. Падіння площини скидача-північне.

Скид VIII-VIII (граф. Д. 31) [4] - простежується у південній частині району досліджень, де з`єднується зі скидом ІІІ-ІІІ і відокремлює Іскрівське підняття від моноклінального блоку. Його встановлено як сейсмічними дослідженнями, так і за даними буріння. У свердловині 20 Іскрівської площі на глибині 2002 м спостерігається випадіння з розрізу частини башкирського ярусу, товщиною 40 м. Амплітуда цього скиду змінюється по площі від 40 до 60 м. Падіння площини скидача південне.

Скиди ІХ-ІХ і Х-Х (граф. Д.24,25) [4] - трасуються у західній частині району досліджень, встановлені тільки за даними сейсморозвідки, мають південно-східне простягання та невеликі амплітуди (від 10 до 70 м).

Скид ХІ-ХІ (граф. Д. 47) [4] - по ранньому карбону та башкирському ярусу середнього карбону розмежовує західну і південну частину південно-західного блоку і має невелику амплітуду 40-50 м. Скид встановлено тільки за даними сейсморозвідки. Падіння площини скидача-східне.

Бурінням свердловини 60 Чапаєвської площі на глибині 2621 м було встановлено випадіння з розрізу частини башкирського ярусу, товщиною 20 м, що свідчить про наявність поперечного малоамплітудного порушення скидового характеру XV-XV.

Чапаєвська палеозойська структура являє собою асиметричну брахіантиклінальну складку субширотного простягання.

Північне крило складки коротке, зрізане регіональним розломом. Західна перикліналь та південне крило структури, як відмічалось вище, ускладнені серією згідних і незгідних скидів. На сході Чапаєвська структура через неглибокий прогин кулісо подібно з`єднається з Іскрівською складкою, яка є значно меншою за розмірами.

Чапаєвська структура відрізняється від типових структур північної прибортової частини ДДЗ своїми великими розмірами.

За структурними особливостями та літологічним складом в осадовому чохлі Чапаєвської структурної зони можна виділити чотири структурно-тектонічні поверхи- девонський, кам`яновугільно-нижньопермський, мезозойський та кайнозойський.

Девонський структурно-тектонічний поверх мало вивчений на даній території.

Розміри Чапаєвської складки по верхньовізейському під`ярусу (репер В-19-20) по ізогіпсі -3225 м (-3275 м в блоці св. 51) складають 12,5х3,0 км.

.2.2 Літолого-фізична характеристика продуктивних горизонтів

Промислова газоносність Чапаєвського родовища пов`язана, в основному, з теригенними породами нижнього карбону (верхньсерпухівський, верхньовізейський під`яруси, турнейський ярус) та верхнього девону (фаменський ярус).

Продуктивні горизонти (С-4, С-5, С-8-9, В-19-20, В-21, В-22, Т-3-4, ФМ-1, ФМ-3) представлені однотипними теригенними різновидами, складеними чергуванням пісковиків,алевролітів, аргілітів, з рідкими прошарками карбонатних порід малої товщини.

Відомості про фізико-літологічні властивості порід продуктивних горизонтів та пластів наводяться за даними промислово-геофізичних досліджень свердловин, а також лабораторних досліджень кернового матеріалу.

Зразки керну з свердловини Чапаєвського родовища досліджувались в лабораторіях Тематичної експедиції ДГП “Полтавнафтогазгеологія”, Харківської ГРЕ, УкрНДГРЕ, УкрНДІгазу, ДГП”Балакліяпромгеофізика”.

Під час досліджень визначалось пористість, проникність, щільність, капбонатність, гранулометричний склад гірських порід.

Верхньосерпухівський під`ярус. Продуктивні горизонти С-4, С-5, С-8-9 розвинуті на Чапаєвському родовищі.

Горизонт С-5 залягає у верхній частині верхньосерпухівських відкладів і розкритий в межах родовища усіма свердловинами. Представлений горизонт потужними піщаними пластами в перемежуванні з малопотужними прошарками алевролітів, аргілітів і поодинокими проверстками вапняків.

Загальна товщина горизонту змінюється від 87 м (св. 60) до 121 м (св. 55).

Пісковики горизонту, в основному, водоносні і лише в свердловинах 1,9,50 газоносні. Загальна ефективна товщина пісковиків коливається в межах від 2,0 м (свердловина № 51) до 53,2 м (свердловина № 12).

Відкрита пористість пісковиків, за лабораторними даними, коливається від 1,8% (свердловина № 18) до 17,5% (свердловина № 17), газопроникність до 15,97*10-15 м2 (таблиця 7,1, книга VII) [4], за даними ГДС Кп змінюється від 5,0-5,5% (свердловини №13,16,50) до 16,0-16,5 % (свердловини № 8,17) (таблиця 4.15, книга ІІ) [4].

В межах горизонту С-4 виділяється 5 продуктивних пластів: С-4а, С-4б, С-4в, С-4г, С-4д.

Пласт С-4б розкритий свердловинами № 4,9,10,12,13,14,17,54,55,60 на всій території Чапаєвського родовища крім його західної частини, і представлений 1-5 прошарками проникливих пісковиків в перешаруванні з щільними породами. Загальна ефективна товщина пісковиків пласта становить 10,0 м (св.. 14)- 19,8 м (св. 54). Мінімальна товщина одного прошарку становить 1,0 м. Пісковики газонасичені лише в верхній частині пласта свердловини № 9 їх ефективна товщина - 10,6 м. За даними ГДС пористість - 12,5%, газоносність - 73,0%. На решті території пласт водоносний. За даними ГДС Кп водоносних пластів змінюється від 8,0% (св. 14) до 20,0% (св. 60).

Горизонт С-5 розкритий в межах родовища усіма свердловинами. Загальна товщина горизонту змінюється від 75,0 м (свердловини № 10,54) до 87,0 м (свердловина №8). Горизонт С-5 теж представлений потужними піщаними пластами в перемежувані з малопотужними прошарками алевролітів, аргілітів, рідко вапняків.

Відкрита пористість пісковиків за лабораторними даними змінюється від 2,4% (св.. 17) до 20,5% (св. 14), газопроникність від 0 до 347,48 *10-15 м2, згідно даних промислової геофізики Кп коливається від 5,0% (св. 10,13) до 17,0-18,0% (св. 9,18,60).

В межах горизонту С-5 виділяється 2 продуктивних пласта: пласт С-5а і пласт С5б.

Пласт С-5а розкритий в західній частині родовища свердловинами 8,18,50,51, а також свердловиною 55 в східній і свердловиною 60 у південній частині. На заході колектор представлений пластом пісковика, досить витриманим по товщині, ефективна товщина його збільшується від 5,4 м в газоносній частині (св.8) до 13,0 м в водоносній (св. 51). Ємкісні властивості колектора однорідні, за даними ГДС Кп в газоносній частині становить 12,5%, в водоносній 10,0-12,5%. Керновим матеріалом пласт С-5а не охарактеризований.

Пласт С-5б розповсюджений по всій площі Чапаєвського родовища. Загальна ефективна товщина пласта коливається в межах від 26,2 м (св. 17) до 37,4 м (св. 9,18). Ефективна товщина газоносної частини пласта становить 3,2 м в свердловині 1 і13,4 м в свердловині 9. За даними ГДС Кп газоносних пісковиків становить 13,0 -17,0%. Керновим матеріалом пласт охарактеризований слабо.

Горизонт С-8-9 продуктивний в свердловині 14, газонасичена товщина пісковиків 5,8 м. Складений горизонт перешаруванням алевролітів, пісковиків, аргілітів з дуже рідкими проверстками вапняків.

Загальна товщина горизонту коливається від 52,0 м (свердловина № 51) до 132,0 м (свердловина №55).

Пісковики горизонту охарактеризовані по аналогії з сусідніми родовищами. В межах горизонту виділяється два продуктивних пласта: М-8-9а і С-8-9б. Пласти С-8-9а і С-8-9б мають локальне розповсюдження і приурочені до свердловини №14 в південно-східній частині родовища.

Колектор пласта С-8-9а представлений лінзою пісковика ефективною 0,6 м і Кп - 12,0%.

Пласт С-8-9б розкритий в свердловинах 14 і 10. В районі свердловини №14 пласт газоносний і представлений двома прошарками пісковика лінзовидно-пластової форми розділених 1,0 м прошарком щільних порід. За даними ГДС загальна ефективна товщина становить 5,2 м, пористість- 13,9%.

Керновим матеріалом пласти С-8-9а і С-8-9б не охарактеризовані.

Верхньовізейський під`ярус представлений трьома продуктивними горизонтами В-19,В-21,В-22.

Горизонт В-19-20 керновим матеріалом практично не охарактеризований. Загальна товщина горизонту на Чапаєвському родовищі 21,0 м (свердловини №18, 51, 55) - 29,0 м (свердловини №13).

Пористість пісковиків за промислово-геофізичними висновками складає 10,0-13,0%, Кг - 78,0-85,5% (свердловина №18).

Горизонт В-21 складений перешаруванням пісковиків, вапняків,аргілітів і алевролітів. В розрізі горизонту переважно присутні теригенні породи. Загальна товщина горизонту 46,0 м (св. 13,14) - 56,0 м (св.18,51).

Відкрита пористість пісковиків складає 0,8% (св. 10) - 7,9% (св. 9), газопроникність 0 (св.9,10,13) - 0,78*10-15 м2 (св.10).

Газоносні пісковики розкриті в свердловині №14 (ефективна газонасичена товщина - 4,6м), свердловині №17 (5,0 м), свердловині №18 (4,2 м),свердловині №50 (3;2 м), свердловині №55 (2,6 м), свердловині №60 (0,6 м).

В межах горизонту В-21 виділено шість продуктивних пластів: В-21а, В-21б, В-21в, В-21г, В-21д, В-21е. продуктивні пласти керном не охарактеризовані.

Пласт В-21г має мозаїчне розповсюдження і виділяється на локальних ділянках Чапаєвської структури: західному - в районі свердловини №18, південному (свердловина №60) і східному (свердловина №55). На кожній ділянці колектор представлений лінзовидними прошарками пісковика ефективною товщиною, відповідно, 0,8, 0,6, 1,6 м, та пористістю 11,5%, 8,5% і 7,0%. Пісковик розкритий свердловиною №55 відрізняється більшою товщиною, але гіршою ємкісною характеристикою.

Пласт В-21е розкритий свердловинами 10,13,14,17,18,51,54. На західному схилі Шевченківського підняття в свердловинах №51,18 він представлений газоносним пісковиком ефективною товщиною 1,0 і 1,6 м і Кп-8,0%, заміщеним в свердловині №50 щільними породами.

В свердловині 17 та на сході родовища простежується смуга пісковиків по лінії свердловин 10,54,13. В північному (св. 55), південному напрямі (св. 60) а також центральній частині родовища проникливі пісковики заміщуються щільними породами. В свердловині №17 виділяється два пропластки газоносного пісковика ефективною товщиною 3,0 м і 1,2 м, пористістю 8,0% і 12,0%, відповідно.

Горизонт В-22 складений пісковиками, алевролітами і аргілітами з поодинокими малої товщини проверстками глинистих вапняків. Загальна товщина горизонту 41,0 м (св. 50) - 65,0 м (св. 10, 13).

Ефективна газонасичена товщина в продуктивних свердловинах коливається від 0,6 м (св. 14) до 6,2 м (св.10). Відкрита пористість пісковиків по лабораторним даним змінюється від 0,9% до 12,6%, газопроникність від 0 до 133,96*10-15 м2. В межах горизонту В-22 виділено продуктивні пласти:В-22а, В-22б, В-22в, В-22г, В-22д, В-22е, В-22є.

Пласт В-22а розкритий свердловинами №18,50 на західному схилі і свердловинами 17,10 в центральній і східній частинах Чапаєвської структури. В центральній частині родовища виділяється пласт пісковика газонасичений в верхній і ущільнений в нижній частині. Ефективна товщина його за даними ГДС збільшується у східному напрямі від 1,6м до 2,4м, середньозважений Кп-11,5%. За лабораторними даними відкрита пористість від 0 до 133,96*10-15м2. Пласт В-22в розвинений в східній частині Чапаєвської структури. Колектор представлений пластом газонасиченого пісковика, розкритого свердловинами № 54,13, на решті території родовища проникливі пісковики заміщені породами. За даними промислової геофізики ефективна товщина пласта зменшується в напрямку склепіння від 2,20м до 1,0м, а також погіршується ємкісні характеристики, Кп змінюється від 10,0% до 8,5%.

Пласт В-22г розповсюджений в центральній та східній частинах Чапаєвського родовища. Колектор представлений пластом газоносного пісковика ефективною товщиною 2,0-3,4м, розкритого свердловинами 17,55.

Пласт В-22д представляє собою пласт вапняку ефективною товщиною 1,6м, розкритого свердловиною №13. Пласт розповсюджений на локальній ділянці східного схилу Чапаєвської структури. За даними ГДС, Кп становить 6,0%. Керновим матеріалом пласт не охарактеризований. Пласт В-22є розкритий лише на двох ділянках в східній та південній частинах Чапаєвської структури, приурочених до свердловин №55,60. В кожному випадку це невеликі за товщиною 1,6м і 1,0м, відповідно, пласти газоносних пісковиків, що в південно- східному напрямі від свердловини №55, заміщується спочатку ущільненими пісковиками (свердловини №10, 54, Кп-4,0-6,5%), а далі на схід і в західному напрямі щільними породами. За даними ГДС пористість газоносних пісковиків становить 8,0-9,0%. Турнейський ярус представлений продуктивним горизонтом Т-3-4. Горизонт Т-3-4 складений переважно вапняками з прошарками пісковиків, аргілітів і алевролітів. Загальна товщина горизонту коливається від 11,0 м (св. 51) до 94,0м (св. 17). Пористість пісковиків за даними ГДС змінюється від 0 (св. 18) до 14,0% (св. 12,51). За даними лабораторних досліджень відкрита пористість пісковиків 13,1% (св. 12); газопроникність -27,38*10-15м2 (св. 14). В межах горизонту Т-3-4 на Чапаєвському родовищі виділено чотири продуктивних пласта: Т-3-4а, Т-3-4б, Т-3-4в, Т-3-4г. Фаменський ярус представлений двома продуктивними горизонтами: ФМ-1 і ФМ-3. Загальна товщина горизонту ФМ-1 коливається в межах від 49,0м (св. 50) до 135,0м (св. 13). Пісковики горизонту ФМ-1 на Чапаєвському родовищі, в основному, водоносні. Ефективна товщина пісковиків змінюється на Чапаєвському родовищі від 6,0м. (св. 50) до 37,8м (св. 10). Згідно лабораторних даних відкрита пористість пісковиків змінюється від 1,0% (св. 17) до 19,0% (св. 10), газопроникність від 0 (св. 17 до 912,09*10-15м2 (св. 10).

Горизонт ФМ-3 представлений піщано-глинисто-алевритовою товщею з підлеглими прошарками карбонатних порід. Загальна товщина горизонту змінюється від 81,0 м (св. 50) до 116,0 м (св. 13).

Ефективна товщина пісковиків коливається в межах від 2,2м (св. 18) до18,4м (св. 13).

За даними промислової геофізики пористість пісковиків коливається від 1,0% (св. 12) до 14,5% (св. 51).

Середні величини пористості, проникності та газонасиченості продуктивних пластів приведені в таблиці 2.1.

.2.3 Газоносність

Чапаєвське газоконденсатне родовище розміщено в північній прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини, де регіонально газоносними є відклади нижнього, середнього карбону.

За результатами геофізичних досліджень свердловин і випробування горизонтів на Чапаєвському родовищі газоконденсатні поклади виявлені в серпухівських (гор. С-4, С-5 і С-9), візейських (гор. В-19-20, В-21, В-22), турнейських (Т-3-4) відкладах нижнього карбону і фаменському ярусу (ФМ-1, ФМ-3) верхнього девону.

В відділах серпухівського ярусу виявлені три продуктивних горизонти С-4, С-5 і С-9. Горизонти С-4 і С-5 виявлені в свердловинах 1,9 і 17. В процесі випробування в свердловині 9 із інтервалу 2842-2828 м (гор. С-5б) отримано непромисловий приплив газу. Дебіт газу заміряний газовим лічильником РС-100, склав 960 м3/добу. В інтервалі 2862-2770 м встановлено цементний міст. Із інтервалу 2716-2710 м (гор. С-4б) дебіт заміряний газовим лічильником, склав 1120 м3/добу. Достріляли інтервал 2716-2719 м. Дебіт газу заміряний трубкою Піто склав 13,7 тис.м3/добу. Пластовий тиск (близький до гідростатичного) на глибині 2715 досяг 27,8 МПа. З метою інтенсифікації припливу зробили повторну перфорацію (2719-2710 м). Інтенсифікація позитивних результатів не дала. Навпаки відмічається виніс води (дебіт води-3,7 м3/добу).

Газовий поклад гор. С-9 виявленний тільки в свердловині 14, в інших свердловинах горизонт ущільнений. В процесі випробування інтервалу 3101-3110 м приплив газу склав 14,1 тис.м3/добу.

Поклад гор. В-21 виявлений в свердловинах 14,17 і 55. При випробуванні інтервалу 3427-3424м в свердл. 14 і 17 одержаний приплив газу на діафрагмі 12 мм при депресії 26 МПа склав 48 тис.м3/добу, в інтервалі 3434-3410 в свердл. 17 на дыафранмы 9,5 мм при дипресыъ 28,8 МПа приплив газу склав 61,6 тис.м3/добу.

Поклад гор. В-22 виявлений в центральній системі Чапаєвського родовища в розвідувальних свердловинах 10, 13, 14, і 17 та експлуатаційних 54 і 55. В процесі випробування в свердл. 10 із інтервалу 3445-3456м на діафрагмі 11 мм при депресії 28 МПа приплив газу досяг 67 тис.м3/добу, в свердл. 17 із інтервалу 3410-3434м на діафрагмі 9,6 мм при депресії 30,9 МПа приплив газу дебітом 65 тис.м3/добу. При випробуванні експлуатаційних свердловин 54 і 55 отримали приплив газу з незначною кількістю води. В свердл. 54 із інтервалу 3452-3442м на 7 мм штуцері дебіт газу склав 103,8 тис.м3/добу, але вже на 10,75 мм дебіт газу досягав 75 тис.м3/добу, води 3,5 м3/добу. Зниження дебіту газу пояснюється інтенсивним накопиченням в працюючій свердловині рідинної фази.

В відділах турнейського ярусу виділені продуктивні горизонти Т-3-4, які мають обмеженний характер. При випробуванні свердловини 9 із гор. Т-3-4г (3515-3499м), одержаний незначний приплив газу дебіт, що вимірювався лічильником склав 810 м3/добу і води 3.3 м3/добу. В свердловині 17 із інтервалу 3535-3540м на діафрагмі 18,4мм при депресії 16,8МПа приплив газу досяг 239.5 тис.м3/добу.

В девонських відкладах виявлені два газових поклади ФМ-1 і ФМ-3. Поклад ФМ-1 розкритий свердловинами 10 і 60. Пласти не були рекомендовані до випробування, так як за попереднім заключенням ГДС інтерпретувалися як ущільнені. Поклад ФМ-3 розкритий свердловинами 51 і 9. Під час дослідження свердловини спостерігалось незначне виділення газу, дебіт якого виміряти неможливо.

.2.4 Підрахункові об`єкти, їхні параметри та запаси вуглеводнів

За станом вивчення родовища на 1.01.1993 р запаси газу та конденсату підраховані ДГП “Полтавнафтогазгеологія” і затверджені НТР Держкомгнології України.

Газу -категорія С1 - 1019 млн.м3

Категорія С2 - 325 млн.м3.

Конденсату - категорія С1 - 24 тис.т

Категорія С2 - 3 тис.т.

Неоднозначність результатів випробування і дослідження свердловин що пов’язані зі складністю продуктивних розрізів родовища, а також накопичені геолого-промислові матеріали за час розробки газових покладів показують, що запаси газу покладів гор. В-22, які знаходилися в розробці, не відповідають затвердженим.

В роботі [2] були перераховані запаси газу візейського покладу гор. В-22 об’ємним методом. Величина цих запасів склала 72 млн.м3.

Тематичною партією БУ “Укрбургаз” у 2001 р виконана “Геологоекономічна оцінка Чапаєвського та Іскрівського родовищ вуглеводнів Харківської області України”[4]. Підраховані запаси по об’єктах Чапаєвського родовища приведені в об’ємах:

Категорія С1 18,15млн.м3 (код класу111) і 199,85 млн.м3 (код класу 221).

Вихідні дані та застосовані методики обґрунтування мінімальної відкритої пористості і газонасиченості колекторів наведені в главі 4 підрахунків запасів газу Чапаєвського родовища за станом на 1.01.2003р. [4].

Результати оцінки запасів пластового газу по продуктивних горизонтах приведені в таблиці 2.3.

Враховуючи складну геологічну будову (багато пластовий характер покладів, “мозаїчне” розташування по площі, низькі колекторські властивості згідно із ГСТУ41-00032626-00-017-2000[10] Чапаєвське родовище відноситься до нетрадиційного типу, “мозаїчно” розташовані лінзи, а також результати техніко-економічних розрахунків і коефіцієнти газовилучення [3], у даній роботі до розрахунків показників розробки на перспективу прийняті запаси газу балансові-видобувані код класу 111 (Таблиця 2.3).

.2.5 Гідрогеологічна характеристика

В гідрогеологічному відношенні Чапаєвське родовище знаходиться в межах північної прибортової частини Дніпровсько-Донецького артезіанського басейну.

Результати вивчення геологічної будови, гідрогеологічних та гідрохімічних особливостей розглядаємо родовища і сусідніх площ дозволили поділити осадову товщу на дві гідродинамічні зони - зону активного (Q,N,P,K,J) і зону уповільненого (T,C,D) водообмінів. Границя між гідродинамічними зонами проходить по підошві колекторів оксфордського ярусу верхньоюри.

Води зони активного водообміну мають напірний характер та характеризуються значною водозбагаченістю (дебіти коливаються від 5-16м3/добу до 50-60м3/добу), мінералізація складає 0,3-2,5 г/л. За хімічним складом вони гідрокорбонатні кальцієві або натрієві. В народному господарстві води використовуються, в основному, для питного водопостачання і тому підлягають захисту від забруднення.

Нижче залягаючі відклади тріасу, карбону і девону в гідрогеологічном відношенні знаходиться в зоні уповільненого водообміну. Відклади тріасу і верхнього карбону в межах Чапаєвського родовища не випробовувались. За даними випробування на суміжних площах (Волохівської, та Північно-Голубівської) води тріасу мають напірний характер, дебіти становлять 6,5-18 м3/добу. За хімічним складом водхлоридні натрієві, мінералізація їх 75-83 г/л.

Води верхнього карбону мають напірний характер, дебіти сягають 2,7м3/добу при середньо динамічному рівні (Нсрд) 220м (св. 6 Волохівська площа). За хімічним складом води хлоридні натрієві з мінералізацією близька 112 г/л. Вміст мікрокомпонентів відповідає фоновим значенням: йоду 8,5 мг/л, - 257,3 мг/л, бору - 8,5мг/л, амонію - 90мг/л. Газовий фактор невисокий і становить 550,8 см3/л. Водорозчинний газ метанового типу (метану - 85,3%).

Відомості про гідрогеологічні особливості розрізу середньго і нижнього карбону отримані в результаті випробування свердл. 1,8,9,10,13,14,16,17,50.

У московському і башкирському ярусах середньго карбону водоносними являються пористі пісковики товщиною до 15м.

Відклади московського ярусу на родовищі випробувались в свердловині 8 - отримано приплив пластової води дебітом 1,47м3/добу при Нсрд 1540м густиною 1,068 г/см3. За складом вода хлорид на натрієва, збагачена мікрокомпонентами -J - 4.9мг/л, Br - 213.1мг/л, NH4 - 41.3мг/л, мінералізація дорівнює 96,9 г/л.

Відклади башкирського ярусу випробувались в свердловині 1. Дебіт пластових вод коливається в межах 1,03-12,5м3/добу при Hсрд 1860 і 1040м відповідно. За хімічним складом води являють собою хлоридні натрієві кальцієві розсоли, мінералізація яких в верхній частині розрізу (гор. Б-6- складає 156,8-170г/л, в нижній частині (гор. Б-12-13) відмічається гідрохімічна інверсія (зменшення мінералізації пластових вод з глибиною) - мінералізація зменшується з 161 до 86,7г/л (таблиця 2.4). Пластові води збагачені мікрокомпонентами: J - 7.6-10.1мг/л, Br - 253,1-301,9мг/л, NH4 - 40-211мг/л. Густина коливається в межах 1,110-1,139 г/см3. Кількість розчиненого газу збільшується з глибиною і становить 860-1176 см3/л.

За результатами інтерпретації промислово-геофізичних досліджень товщиниводовміщуючих колекторів серпухівського ярусу становлять 0,6-25м. Водозбагаченість їх характеризується дебітами 2,4м3/добу - 23,9м3/добу. Хімічним складом пластові води відносяться до хлоридних натрієвих високо мінералізованих розсолів з дещо підвищеним вмістом сульфатів. Мінералізація їх коливається в межах 154,4-241,2 г/л. Вміст мікрокомпонентів складає:йоду- 1,7-20,1мг/л, брому- 84,8-354,3мг/л, бору- 15,7-21,6мг/л, амонію- 102,4-300,0мг/л. Відмічається підвищений вміст брому. Вміст розчиненого газу (св. 8, інтервал 2959-2946м) становить 1130 см3/л. Виділення вільного вуглеводневого газу на усті при випробуванні гідрогеологічних об’єктів підтверджує регіональну перспективність розрізу серпухівського ярусу.

Промислова газо3носність на Чапаєвському родовищі пов’язана з відкладами візейського ярусу.

Відомості про водоносність візейського ярусу в зоні контуру газоносності отримані в результаті випробування свердл. 10,13,14,16,17. Водоносні пласти, що залягають у верхній частині візейського ярусу невитримані по площі, мають невелику товщину (0,6-4м) та характеризуються незначною водозбагаченністю-припливи води до свердловини коливається в межах 0,3-12м3/добу .

За мінералізацією пластові води візейського ярусу відносяться до високо мінералізованих розсолів - мінералізація їх збільшується з глибиною від 173г/л (гор. В-16) до 306г/л (гор. В-22). У компонентному складі, в аніонний частині, головним елементом являється хлор, у катіонній частині переважають іони натрію та кальцію. Води характеризуються низьким вмістом або відсутністю іонів SO4, що є нешкідливим щодо дії на цемент.

Відомості про водоносність турнейського ярусу нижнього карбону отримані в результаті випробування свердловини 9. За даними ГДС товщина водовміщуючого колектора становить 1м. Дебіт води склав 3,3м3/добу при динамічному рівні 850 м.

Пластові води являють собою хлориднінатрієві розсоли з мінералізацією 239,7 г/л, густиною 1,060г/см3. Водоносні горизонти девону випробувані і вивчені на Чапаєвському родовищі в свердловині 51 та на сусідньому Іскрівському родовищі.

За результатами інтерпретації ГДС, товщини водовміщуючих колекторів складають від 1 до 10м. Дебіт води склав 35,5 м3/добу при Нсрд2331,5м.

Пластові води хлоридного натрієвого складу, з мінералізацією 305,1-308,3г/л, з низьким вмістом сульфатів, збагачені мікрокомпонентами. Густина води 1,206-1,209г/см3.

Поклади газу Чапаєвського родовища пов’язані з відкладами нижнього карбону. Продуктивна частина горизонтів складена, переважно,пісковиками, обмеженими по площі розповсюдження, неоднорідними по товщині( в основному незначної товщини) та фільтраційно-ємкісним властивостям. Поклади пов’язані з пластовими, в більшості випадків, літологічно та тектонічно обмеженими пастками.

Станом на 01.01.2011 р. експлуатаційний фонд по родовищу складається з двох свердловин -54 і 55.

За період експлуатації свердловин лише в свердловині 55 при проведенні газодинамічних досліджень у серпні 2003 р. було відібрано з устя пробу води (Таблиця 2.5).

За результатами хімічного аналізу відібрана вода являється сумішшю пластової та конденсаційної вод. Мінералізація її 40,75г/л, густина - 1,0241г/см3. За складом вода хлорид на натрієво-кальцієва. Через те що проба відбиралася на усті свердловини, вона не може вважатися якісною.

Згідно з умовами геологічної будови та результатами експлуатації свердловин, режим розробки покладів передбачається газовий.

.2.6 Фізико-хімічна характеристика пластових вуглеводневих систем

На Чапаєвському родовищі газоконденсатні дослідження продуктивних горизонтів В-21, В-22 (св. 10, 17) візейського ярусу проводилися в процесі геологорозвідувальних робіт в період 1989- 1990 рр.

Промислові випробування свердловин на газоконденсатність, відбір проб газу та конденсату для лабораторних досліджень здійснювався ДГП “Полтавнафтогазгеологія”, а весь комплекс лабораторних досліджені рідких та газоподібних вуглеводнів пластових систем виконаний у чернігівському відділенні УкрНДГРІ у відповідності до існуючих методик.

На основі результатів промислових та лабораторних досліджень газоконденсатних покладів обґрунтовані:

склад пластового газу;

фізико-хімічна характеристика конденсату;

потенційний вміст пентанів і вище киплячих вуглеводнів (С5+), етану, пропану, бутанів, а також не вуглеводневих компонентів (гелій, азот, двоокис вуглицю) у пластовому газі.

Результати газоконденсатних досліджень приведені в таблицях 2.6-2.8 і 2.10. Дослідження свердловин на газоконденсатність здійснювалось методом промислових відборів газу за допомогою сепараторів ГЖ-64-1000. Дебіт від сепарованого газу замірявся діафрагм енним вимірювачем критичної течії (ДВКТ), а дебіт стабільного конденсату - у мірній ємкості. Дебіт сирого конденсату розраховувався за коефіцієнтом усадки, або визначався прямими замірами в сепараторі. Пластові тиски замірялися глибинними манометрами типу МГН-2 класу точності 0,6, а вибійний тиск визначався розрахунковим методом по тиску нерухомого стовпа газу в затрубному просторі. Тиски на гирлі свердловини (трубний, затрубний, між колонний) і ДВКТ фіксувались зразковими манометрами класу точності 0,4. Темпераиури на вибої та усті свердловини замірялись, відповідно, максимальними глибинними та фізичними термометрами. Коефіцієнт усадки сирого конденсату при нормальних атмосферних умовах визначався за допомогою каліброваного контейнера типу КЖО-1 ємкістю 100см3 і мірного циліндра. Дослідження на газоконденсатність проводилися, як правило, після очистки при вибійної зони пласта і ствола свердловини від фільтрату бурового розчину і механічних домішок. При цьому тривалість очистки в залежності від фільтраційної та продуктивної характеристики колектора становить 8-60 годин, а час виходу свердловини на стабільний режим роботи був в межах 2-8 годин.

Потрібно відмітити, що візейські продуктивні горизонти В-21 і В-22 Чапаєвського родовища, до яких приурочені основні промислові запаси вуглеводнів, мають досить погіршені фільтраційні властивості. Так, при дебітах газу 37,2-65,4 тис.м3/добу, депресії на вибої свердловини перевищували допустимі і складали 40-83% пластового тиску. При цьому в свердловині 10 фільтраційна і газоконденсатна характеристики продуктивного горизонту В-22 значно гірші, ніж сумісно-випробуваних горизонтів В-21 і В-22 в свердловині 17. Це свідчить про те, що в свердловині 17, в основному, працює горизонт В-21, який має кпащі характеристики колектора, порівняно з горизонтом В-22.

Початковий склад пластових газів і фізико-хімічні параметри конденсатів Шевченківського родовища визначались в Чернігівському відділенні УкрНДГРІ (таблиці 2.6-2.7, 2.10). Горизонт В-21 випробувався спільно з горизонтом В-22 в свердловині 17 (інтервал перфорації 3410-3434м). Враховуючи, що що у випробуваному інтервалі, в осному, представлений горизонт В-21, а також те, що горизонт В-22, на основі проведених досліджень в свердловині 10, має погіршені ємкісно-фільтраційні властивості, результати спільного випробування горизонтів В-21, В-22 розповсюджується, в основному, на горизонт В-21. Вище згадувалось, що візейські продуктивні пласти Чапаєвського родовища відрізняються невисокою продуктивною та фільтраційною характеристикою. Разом з тим умови проведення промислових досліджень (горизонт В-21) та особливості складу пластових газів (горизонт В-22) сприяли отриманню до сто вірної інформації. Таким чином, наявні дані можуть бути використані в якості вихідних газоконденсатних параметрів, а саме для горизонту В-21 вміст етану

,87%, пропану 2,11%, бутану 1,0% і пентанів та вище киплячих вуглеводнів 32,8г/см3 (на сухий газ). Серед не вуглеводневих газів 0,69% складає двоокис вуглецю, 0,35% азот і 0,07% гелій. Конденсат за своїми фізико-хімічними властивостями є достатньо легким, він має густину 0,7617г/см3 молекулярну масу 120,58 і вміщує 72% бензинових фракцій. Його склад вміщує всього 0,42% смолистих речовин, а тверді парафіни взагалі відсутні.

Горизонт В-22 випробування в свердловині 10 двічі, спочатку в інтервалі 3456-3471м, а потім з дострілом інтервалу 3439-3456м. В обох випадках отримані подібні результати, тому в якості вихідних газоконденсатних параметрів використовуються середні значення між ними, а саме: вміст етану 3,42%, пропану 0,73%, бутанів 0,31% і вуглеводнів С5+ 23,3г/см3 (на сухий газ). Необхідно відмітити, що пластовий газ цього горизонту відрізняється вмістом двоокису вуглецю (7,91%), в той же час вміст азоту (0,39%) і гелію (0,06%) аналогічний вище залягаючий горизонту В-21. Конденсат за своїми фізико-хімічними характеристиками мало відрізняється від вуглеводнів С5+ з вище залягаючого горизонту, хоча в цілому є дещо легшим з густиною 0,7577 г/см3, молекулярною масою 119,28 і вмістом фракцій п.к.-200 0С- 79%. Кількість смолистих речовин складає 0,86% і твердих парафінів 0,10%.

Свердловина 17 працювала з вересня 1994 року по липень 2001 року в пульсуючому режимі з накопиченням тиску. Всього видобуто 137 тон конденсату.

В 2004 р. газоконденсатні дослідження в експлуатаційних свердловинах 54 і 55 (гор. В-22) виконали співробітники УкрНДІ газу.

На основі фактичних матеріалів, промислових і лабораторних досліджень визначені: склад видобутих газів, фізико-хімічні властивості конденсату, потенційний вміст вуглеводнів С5+, а також етану, пропану, бутанів і невуглеводнивих компонентів. Результати досліджень приведені в таблицях 2,9-2,11.

Таблиця 2.9 - Результати промислових газоконденсатних дослыджень (дані УкрНДІгазу)

Таблиця 2.10 - Основні фізико-хімічні властивості і фракційний склад конденсатів

Дані свердловини працювали в періодичному режимі з накопиченням тиску. В середньому свердловини 54 та 55 працювали 2 рази на добу по 1,5 години з дебітами 0,6 і 2,7 тис.м3/год. Відповідно при цьому по свердловині 55 тиск в трубному просторі падав за 1,5-2 години від 15,2 до 7,8 МПа, а по свердловині 54-від 19,4 до 10,8 МПа. Різниця між трубним та затрубним тисками за 1,5-2 години досягла 3,0-3,3 МПа. Це свідчило про наявність великого стовпа рідини і відповідно про великий фільтраційний опір.

Вміст вуглеводнів С5+ у видобувному газі по дослідженням свердловинам 54 і 55 склав 17,4 г/м3 та 31,3 г/м3 відповідно. Відмічався підвищений вміст двоокису вуглецю у видобувному газі (до 23,03% мол.).

Конденсат свердловини 55 порівняно з конденсатом свердловини 54 більш важкий. Його густина складала 0,7836г/см3, молекулярна маса- 118, та температура кінця кипіння- 3180С. А по свердловині 54 густина конденсату -0,7347г/см3, молекулярна маса- 102 і температура кінець кипіння - 1950С. Вміст бензинової фракції, що википає до 2000С, складала 100% об. (св. 54) та 85% об. (св. 55).

Різниця в кількості та якості конденсатів пояснюється більш повним виносом раніше випавшого конденсату з привибійної зони свердловини 55 за рахунок роботи з більшим дебітом, ніж дебіт свердловини 54.

.3 ПІДГОТОВКА ТЕХНОЛОГІЧНОЇ ОСНОВИ ДЛЯ ВИЗНАЧЕННЯ ПОКАЗНИКІВ РОЗРОБКИ

.3.1 Результати промислових досліджень свердловин

На Чапаєвському родовищі продуктивна характеристика горизонтів вивчена у процесі випробування та дослідження покладів візейських (гор. В-21, В-22), турнейських і серпухівських відкладів нижнього карбону (гор. Т-3-4 і С-4, С-5, С-9).

Продуктивні горизонти візейських відкладів досліджені пошуково-розвідувальними свердловинами 14, 16, 17 і експлуатаційними свердловинами 54 і 55.

Виділені за результатами промислово-геофізичних досліджень та лабораторного вивчення кернового матеріалу об’єкти випробування та дослідження розкривались за допомогою перфораторів ПК-85 (20 отв/м), ПК-103 (10 отв/м), ПКО-89 (30 отв/м), ПКС-80 (12 отв/м), ПР-43 (10 отв/м). Виклик припливу здійснювався шляхом заміни глинистого розчину на воду з подальшим зниженням рівня рідини у свердловині методом аеризації. Після очистки свердловини проводились промислові дослідження на стаціонарних та нестаціонарних режимах фільтрації. Свердловини досліджені методом установлених відборів на п’яти режимах. На основі одержаних даних вивчалась продуктивна характеристика горизонтів. На основі одержаних даних вивчалась продуктивна характеристика горизонтів. Обробка результатів досліджень виконана за стандартною методикою, згідно [7]. Результати досліджень на стаціонарних режимах приведені в таблиці 3.1. Оцінити продуктивність свердловин на стаціонарному режимі роботи в газопровід не являється можливим через те, що всі вони працюють періодично.

Слід зазначити, що в процесі досліджень окремих свердловин майже на усіх режимах виносилась газоконденсатна суміш з водою. Робочі тиски не відновлювались; розраховані вибійні тиски занижені, а депресії великі і складають від 43% (св. 55) до 85% (св. 16) пластового тиску.

Результати таких досліджень, як правило лише наближено характеризують фільтраційні властивості розкритих пластів.

Отримані коефіцієнти фільтраційних опорів великі, що підтверджує низькі колекторські властивості покладів.

Дослідження на нестаціонарних режимах виконані лише в св. 14 та 17 методом зняття кривої відновлення тиску після зупинки свердловини. Обробка проводилась по відомій методиці [7].

Результати визначення колекторських властивостей горизонтів В-21, В-22 приведені в таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 - Визначення колекторських властивостей

14 3,6 28,8 400 39,92 0,013 31,08 0,573 2,09

14 4,0 3,4 388 22,89 0,019 115,2 0,0158 0,07

17 1,9 62,4 398 38,95 0,0264 128,07 0,0264 4,05

54 1,8 - 401 20,32 - - 2,3754 18,0

55 5,0 - 403 24,99 - - 1,266 3,7

В експлуатаційних свердловинах 54 і 55 проводились дослідження на нестаціонарних режимах фільтрації (3 по св. 54 і 6 по св. 55). В процесі обробки даних досліджень встановлено, що пластовий тиск не відновився до істинного значення. Тому визначити продуктивні характеристики, як при вибійної зони свердловини, так і пласта практично не можливо. Коефіцієнти провідності та проникності були розраховані за даними досліджень на стаціонарних режимах фільтрації (таблиця 3.2). Результати досліджень свідчать про низькі колекторські (фільтраційні) властивості газовміщаючих пластів та по суті непромислові припливи із них.

Спостереження за змінюванням пластового тиску в свердловинах проводилися шляхом періодичних вимірів статичних тисків, а також вимірюванням пластового тиску глибинними манометрами (Таблиця 3.3).

Таблиця 3.3 - Динаміка пластового тиску

.3.2 Аналіз стану розробки родовища

Загальна характеристика розробки родовища

За проектом розробки (1999 р.) поклади Чапаєвського родовища горизонтів В-21+Т-3-4б і В-22 були виділені в один експлуатаційний об’єкт, розробка яких проектувалася трьома свердловинами 17, 54 і 55, з яких 17 (пошукова) була передана з розвідки, а дві інші 54 і 55 проектні експлуатаційні.

Родовище було уведено у розробку у 1999 р. свердловиною 17 (гор. В-21, В-22). У середині 2004 р. експлуатаційними свердловинами 54 і 55 було введено в розробку газовий поклад горизонту В-22.

Розробка родовища за період 2005-2010 рр. здійснюється згідно “Аналізу і коректив проекту розробки Чапаєвського ГКР”, складеного Укрндігазом у 2005 р.. При прогнозуванні показників розробки у 2005 р. [2] були прийняті запаси, які пораховані об’ємним методом в об’ємі 72 млн.м3, коефіцієнт експлуатації 0,26. Порівняння проектних і фактичних показників розробки приведено у таблиці 3.4. Аналіз даних цієї таблиці свідчить про те, що проектні показники експлуатації значно відрізняються від фактичних. Це обумовлено режимом роботи свердловин і меншими запасами газу. За даними спостережень, свердловини з початку пуску почали виносити воду. Вивести їх на проектні режими неможливо, свердловини працюють 1-2 години на добу. Показники даних експлуатації свердловин приведені у таблиці 3.5, рисунок 3.1. На 1.01.2011 р. із родовища вилучено 10,266 млн.м3 газу рисунок 3.6, що складає 57% від видобувних запасів підрахованих об’ємним методом (код класу - 111 - 18,15млн.м3 газу [4]. Видобуток конденсату складає 141 т. При перерахунку запасів газу і конденсату, запаси конденсату були віднесені до категорії позабалансових код класу 222, в зв’язку з невеликим його вмістом в пластовому газі та складними фактичними умовами роботи свердловин (періодичність, наявність води в продукції і т.ін.). Вже на 1.01.2006 р. конденсат не видобувається.

Таблиця 3.4 Порівняння проектних і фактичних показників Чапаєвського ГКР

Таблиця 3.5 Основні показники експлуатації (на кінець року)

Динаміка параметрів роботи свердловини

Свердловина 17

Пошукова свердловина 17 пробурена в східній частині Чапаєвського склепіння. Свердловиною розкриті газоносні горизонти В-21, В-22 і Т-3-4б. 20 вересня 1994 р. свердловина була введена в експлуатацію з інтервалу 3410-3434м з початковим миттєвим дебітом 20 тис.м3/добу і робочим тиском 25,89 МПа. Початковий пластовий тиск, який виміряний глибинним манометром склав 41,56 МПа.

Фактично свердловина розробляла горизонт В-21е і В-22а сумісно. З початку експлуатації свердловина виносила воду, працювала періодично, з накопиченням тиску.

Так, у вересні 1999р. свердловина за 10 днів роботи працювала всього 75 годин і видобула 17 тис.м3 газу. Максимальний місячний видобуток газу досяг в лютому місяці 2000 р. і склав 533 тис.м3 газу і 14т конденсату. При цьому свердловина за 28 днів працювала 613 годин. В подальшому щомісячний видобуток газу знижувався і в червні 2001 р. свердловина припинила фонтанування у зв’язку з виснаженням покладу горизонтів В-21е і В-22а.

В серпні 2002 р. свердловина переведена на гор. В-19-20. Припливу газу не отримано в в червні 2003 р. вона була ліквідована.

Станом на 1.01.2011 р. із покладу гор. В-21е+В-22а було видобуто 6,8млн.м3 газу що складає 46% від дренованих запасів газу (14,7млн.м3) [3]. Пластовий тиск знизився на 49% від початкового (Таблиця 3.3).

Свердловина 54

Свердловина 54 пробурена в склепінній частині покладу, в 300м на південь від свердловини 10. Введена в експлуатацію 29.07.2004 р. з горизонту В-22 (3442-3484м) з початковим дебітом 10 тис.м3/добу і робочим тиском 21,58МПа. Фактично свердловина працювала із гор. В-22в (3447,6-3448,6м) і гор В-22д (3461,2-3479,2м).

Динаміка пластового тиску по свердловині 54 приведена у таблиці 3.3.

Початковий пластовий тиск не визначався. Виміри статичних тисків виконувалися в недоосвоєній свердловині з рідиною в стовбурі і були знижені. Початковий пластовий тиск, взятий з підрахунку запасів [4] і складає 36,67МПа.

За даними спостережень свердловина з початку роботи виносила пластову воду і працювала періодично, з накопиченням тиску. За три дні в липні 1999р. свердловина працювала всього 15 годин і з неї було видобуто 6 тис.м3 газу.[3]. Основні показники експлуатації свердловини приведені на рисунку 3.2.

З вересня 2005 р. свердловина в магістральний газопровід не працює, на вибої свердловини присутня вода, яка (згідно даних промислово-геофізичних досліджень) поступає з інтервалу 3480-3484,5м. Приплив води з верхніх пропластківгор. В-22 (3443-3474м) не простежено. Після капітального ремонту (ліквідація водоприпливу, установка ізоляційного цементного моста в інтервалі 3490-3470м, повторна перфорація горизонту в інтервалах 3442,8-3451,8, 3458-3465м, заміна нижньої частини підвіски НКТ меншого діаметру, загальна ревізія ФА), в жовтні 2006 р. свердловина 54 була введена в експлуатацію з дебітом 0,8тис.м3/добу і робочим тиском 4,91 МПа. Пластовий тиск, заміряний 11.10.2001р. глибинним манометром на глибині 3465м склав 34,76 МПа. Згідно повторного виміру (7.07.2007 р.) відмічено зростання пластового тиску до 34,99 МПа. Не виключено, що в даному випадку прояв інших пропластків, розкритих при повторній перфорації. В липні 2010 р. пластовий тиск склав 31,85 МПа тобто знизився на 8% (Таблиця 3.3).

Враховуючи фактичні дані експлуатації свердловини, побудована залежність Р/Z=f(∑Q) і визначені дреновані запаси газу, які складають 7,26 млн.м3 (табл. 3.3, рисунок 3.3).

На 1.01.2011 р. з початку видобуто 1,295 млн.м3 газу, що становить 18% від дренованих запасів (і 19% від запасів газу, підрахованих об’ємнимметодом [4], які складають за категорією С1 гор.В-22в,В-22д - 6,97 млн.м3) таблиця 2.3.

В зимовий період 2010 р. свердловина 54 працювала 42 години, газ використовувався на власні потреби, решта часу свердловина не працює і перебуває на дослідженні.

Свердловина 55

Свердловина 55 була пробурена в присклепінній частині покладу, на відстані 500м на північний захід від свердловини 10. Свердловина введена в експлуатацію 30.06.2004 р. з горизонту В-22 (3458-3510м) з початковим дебітом зо тис.м3/добу і робочим тиском 26,49 МПа. Фактично свердловина працювала із гор. В-22г (3476,6-3483,2м) і гор. В-22є (3507,4-3509,4м). Початковий пластовий тиск, взятий з підрахунку запасів [4] складає 41,13МПа. За даними спостережень свердловина 55 (як і свердловина 54) з початку розробки почала виносити воду і працювала періодично в режимі накопичення тиску. В червні 2004 р. свердловина працювала всього 6 годин і видобула 8 тис.м3 газу. Найбільший видобуток спостерігався у 2005 р. і склав 1089 тис.м3 ( Таблиця 3.5). В подальшому щомісячний видобуток газу знижувався. В квітні 2006 р. видобуток газу склав 1 тис.м3, свердловина зупинилась по причині виснаження пластової енергії та накопичення рідини на вибої [3].

Станом на 05.2006 р. з горизонтів В-22г і В-22є було видобуто 2,114млн.м3 що становить 59% від дренованих запасів газу. Поточний пластовий тиск склав 14,77МПа і знизився на 26,39МПа, або на 64% від початкового. Результати експлуатації свердловини приведені на рисунку 3.4. За фактичними даними експлуатації свердловини побудована залежність P/Z=f(∑Q) i визначені дреновані запаси газу, які складають 3,6 млн.м3 (Таблиця 3.3, Рисунок 3.5).

Згідно даних промислово-геофізичних досліджень вода в свердловину надходила з інтервалу 3460-3464,4м. В жовтні 2007 р. був виконаний капітальний ремонт (ліквідація водоприпливу, установка ізоляційного цементного моста в інтервалі 3509-3440м, достріл вище залягаючих горизонтів в інтервалі 3380-3432м).

тис.м3/добу. Свердловина також працює в режимі накопичення робочого тиску. Пластовий тиск заміряний глибинним манометром 21.07.2008 р. на глибині 3406м (гор. В-21г) склав 23,99МПа, що нижче початкового (33,82МПа), прийнятого для підрахунку запасів газу [4] на 29%. Аналізуючи динаміку пластового тиску, можна припустити, що в покладі, очевидно відсутні промислові запаси газу. Запаси газу, які нараховані об’ємним методом складають 2млн.м3 [4]. Оцінка дренованих запасів газу горизонту В-21г, при такому режимі роботи свердловини, не коректна. На 1.01.2011 р. із горизонту В-21г було видобуто 74тис.м3 газу. Усього із свердловини 55 на 1.01.2011 р. видобуто 2188тис.м3 газу. В 2010 р. свердловина працювала 28 годин, решта часу, як і свердловина 54, не працює і перебуває на дослідженні.

Свердловиною 55 розкритий горизонт В-21д (3436-3437). Балансові видобувні запаси якого (код класу 122) складають 5,9млн.м3 [4]. Це дає підставу на дострілданогот горизонту.

.4 ПРОГНОЗУВАННЯ РОЗРОБКИ РОДОВИЩА

.4.1 Вихідні дані для розрахунків показників розробки

На Чапаєвському родовищі поклади вуглеводнів пов’язані з літологічно і тектонічно екранованими, розсередженими по розрізу і площі прошарками пісковиків незначної товщини, в окремих випадках вапняків. Майже кожна із свердловин, пробурених на родовищі, розкрила набір пластів, які не простежуються в розрізі інших свердловин. Тому розрахунки показників розробки були виконані за стандартною методикою для кожної свердловини окремо при газовому режимі розробки покладів. Враховуючи поточний стан розробки родовища і наявність фонду свердловин виділено 2 об’єкти розробки:

І експлуатаційний об’єкт- поклад горизонтів В-22в,В-22д

ІІ експлуатаційний об’єкт- поклад горизонту В-21г

До розрахунків прийняті запаси газу, які перераховані об’ємним методом [4] і прийняті ДКЗ України у 2008 р. (балансові-видобувні код класу 111), по працюючих горизонтах.

Коефіцієнт фільтраційного опору (в) приймається з даних досліджень свердловин 54 і 55, а коефіцієнт (а) розраховується за фактичними даними розробки. Коефіцієнт експлуатації враховує фактичну роботу свердловин в режимі накопичення тиску. За аналізом фактичної експлуатації свердловин (таблиця 3.5) було визначено осереднені величини коефіцієнтів експлуатації і видобутку газу для прогнозних розрахунків показників розробки.

Вихідні дані до газодинамічних розрахунків показників розробки Шевченківського ГКР проедставлені у таблиці 4.1

.4.2 Газодинамічні розрахунки видобутку вуглеводнів

Розрахунки видобутку газу

Розрахунки прогнозних показників розробки газового покладу горизонтів В-21, В-22 виконані за допомогою програм “GasDrive”, яка реалізує рівняння матеріального балансу, припливу газу до вибою свердловин та руху газу в свердловині при газовому режимі розробки покладів [6].

Розрахунки виконані за середніми параметрами періодичної роботи свердловин на виснаження. Але, при такому режимі роботи свердловин, річний видобуток дуже низький і складає 41тис.м3 газу із свердловини 54 і 18тис.м3 із свердловини 55. Для такого типу покладів [10] кінцевий коефіцієнт газовилучення може скласти не більше ніж 46% (на прикладі свердловини 17). Досягнення навіть такої величини, можливо при роботі свердловин майже 60 років. Розрахунки показників розробки виконані на десять років, хоча з техніко-економічних розрахунків розробка родовища не ефективна вже з перших років. Результати газодинамічних розрахунків показників розробки представлені у таблицях 4.2- 4.4.

Таблиця 4.1 - вихідні дані для розрахунків

Таблиця 4.2 - Показники розробки сведловини 54 гор. В-22.

Таблиця 4.3 - Показники розробки свердловини 55 гор. В-21

Таблиця 4.4 - Основні показники розробки родовища

Видобуток конденсату

Свердловини 55 та 54 Чапаєвського родовища працюють з надто низьким дебітом газу, які не забезпечують достатню швидкість руху газу, внаслідок чого відбувається не повний винос конденсату з вибою свердловини.

При такій роботі свердловин на поверхню поступає газ полегшеного складу. Тому, що конденсат, який виділяється безпосередньо в стволі свердловини не піднімається на поверхню, а накопичується на вибої.

Фактичного видобутку конденсату не має, тому що склад полегшеного газу, який поступає на поверхню, відповідає складу газу сепарації при умовах його підготовки на УКПГ (Рсеп.=0,7МПа, Тсеп.=284К).

.5 ТЕХНІКА І ТЕХНОЛОГІЯ ВИДОБУТКУ ВУГЛЕВОДНІВ

.5.1 Технічний стан свердловин

Чапаєвське ГКР станом на 1.01.2011 р. нараховує дві експлуатаційні свердловини 54 і 55.

Свердловини глибокі - обидві пробурені на гор. В-22, св.54 пробурена на глибину 3500 м, а св. 55-3530 м, комбіновані експлуатаційні колони (ЕК) 140х168мм в обох свердловинах спущені до рівня глибин свердловин відповідно. Штучний вибій (шт. виб.) у св.54 відбитий на глибину 3470 м (ЦМ в інт.3470-3490 м), а у св.55-3440 м (ЦМ в інт. 3440-3509 м).

Св.54 і св.55 мають комбіновані 73х60 мм насосно-компресорні труби (НКТ), які спущені до 3465м і 3428м відповідно. На сьогоднішній день гор.В-22 в св.54 перфорований в інт.3442-3465 м, а в св.55 гор.В-19-20, В-21- в інт.3380-3432 м. Міжколонні тиски (МКТ) відмічалися в обох свердловинах ще до введення в експлуатацію, тепер- ліквідовані.

Наземне обладнання: фонтанні арматури (ФА) і колонні головки (КГ) вітчизняного виробництва, розраховані на тиски 70МПа (св.54 - АФК-50х700, КГ-3х700К2) і (св.55-АФ6-80/50х700 і КГ-4х700).

.5.2 Аналіз стану та ефективності техніки і технології видобутку газу

У свердловині 54 ще до введення в експлуатацію (лютий 2003 р.) був виявлений МКТ між технічною і ЕК,який був ліквідований силами УБР. У червні 2004 р проводився капітальний ремонт (КР) по обв’язці устя свердловини. Через рік продуктивність свердловини почала знижуватися. За даними спостережень свердловина з початку роботи виносила пластову воду. Згідно даних ГДС (вересень 2004 р.) вода поступала з інт. 3480-3483м. Приплив води з верхніх пропластків гор. В-22 (3443-3474м) не простежено. При проведенні шаблонування (квітень 2006 р.) шаблон дійшов до глибини 3480 м - кінець НКТ. З 27.04 по 30.07.2006 р. У свердловині проводився капітальний ремонт. Обводнену частину інтервалу перфорації було відсічено ЦМ в інт.3470-3490м. Залишенний інтервал перфорації повторно перфорували в інт.3442,8-3451,8,3458-3465м гор.В-22. Проведена заміна нижньої частини підвіски НКТ меншого діаметру на нові комбіновані 73х60мм. НКТ спустили до гл.3465м.

У листопаді 2006 р. з метою збільшення видобутку газу проводилась інтенсифікація- закачка 3%-го розчину ПАР (Сольпен-10) у кількості 300 л на одну закачку- ефекту не отримали, дебіт свердловини складав 0.5тис.м3/д. рідина відбивалась на гл.2979м від устя. Свердловина продовжувала працювати періодично. При проведенні шаблонування (липень 2009 р.) шаблон зупинився на гл.96м-гідратна пробка. При спробі її продути, позитивного результату не одержали, потребувала робіт з розгідрачування. При цьому дебіт свердловини складав 0,1тис.м3/д. Наступний 2004р. і до теперішнього часу експлуатується періодично 14 днів у місяць. Повторне шаблонування проводилось у серпні 2010 р. зупинка шаблону відбулася на гл.3470м (покрівля ЦМ). На даний час свердловина перебуває на дослідженні.

Свердловина 55 також була введена в експлуатацію на гор. В-22 30 червня 2004р. і працювала періодично з виносом рідини з вибою. До початку експлуатації був виявленний МКТ між технічною і ЕК. Роботи по його ліквідації проводились двічі: в серпні 2003 р. проводилась закачка розчину КМЦ, МКТ складав 6 МПА і аналогічні повторні роботи проводились в квітні 2004 р, МКТ складав 3,7МПа. Розчин КМЦ закачувався в обох випадках в затрубний простір при відкритому між колонному. У серпні 2004 р. проводився комплекс ГДС, який визначив, що інт. 3509-3507 м (нижня частина діючого інтервалу перфорації 3458-3510 м) продукує воду. Рівень рідини відбивався на гл.3477м.

У серпні 2005 р. при замірі Рпл. Було встановлено, що нижче башмака НКТ (гл.3429м) Повторним ГДС- контролем (листопад 2005 р.)було встановлено, що основний об’єм пластової води поступає з інт.3460-3464м. Рівень рідини в свердловині був на гл.2474 м. На кінець 2005 р. свердловина зупинилася повністю. Неодноразові спроби її освоєння позитивних результатів не дали. Виникла необхідність в проведенні водо ізоляційних робіт.

У березні 2006 р. було зроблено обґрунтування переводу свердловини на гор. В-19-20, В-21. Згідно реального стану свердловини, для розкриття були запропоновані нові інтервали: 3401-3406м, 3416-3422м, 3425-3432м. З 5.06 по2.10.2007 р. свердловина знаходилась в КР з метою ревізії НКТ і ФА, а також ізоляції обводненого гор. В-22 та переходу на гор.В-19-20,В-21. Перед проведенням КР шаблонування проводилось двічі: у квітні 2006 р. шаблон дійшов до гл.3429м, а у травні 2007 р. дійшов до гл.3477 м і нижче не пішов.

Ізоляційний ЦМ встановили в інтервалі3440-3509м з вимиттям вибійної пробки до шт. вибію (гл.3440 м). Провели перфорацію запропонованого вище залягаю чого горизонту в інт.3280-3432 м. Аналогічно св.54 комбіновані 73х60мм НКТ спустили до глибини 3424 м, тобто до нижніх отворів інтервалу перфорації, розвантажувальне кільце на гл. 3221 м. Однак, проведення даних робіт позитивного результату не дало.

За останні три роки експлуатації шаблонування проводилось двічі. У липні 2008 і 2009 рр.- в обох випадках шаблон доходив до гл.3450 м, що вказувало на те, що покрівля ЦМ знаходиться на гл. 3450 м, замість запланованої 3440 м. Надходження пластової води може бути визвано через неякісне цементування з самого початку, або обводнення нижньої частини нового інтервалу перфорації. На данний час свердловина також перебуває на дослідженні.

.5.3 Рекомендації з попередження ускладнень в процесі експлуатації та методи інтенсифікації видобутку вуглеводнів

З пісковиками горизонтів В-21, В-22 пов’язані основні газоконденсатні поклади. Товщина відкладів візейського ярусу 222-253 м.

Горизонт В-22 складений пісковиками, алевролітами і аргілітами з поодинокими малої товщини проверстками глинистих вапняків. Відкрита пористість по лабораторних даних змінюється від 0,9% до 12%, газопроникність від 0 до 133,96*10-15м2, в цілому колектор щільний.

В межах горизонту В-22 виділено продуктивні пласти: В-22а; В-22б; В-22в; В-22г; В-22д; В-22е; В-22є. Ефективна газонасичена потужність пластів коливається від 0,6 до 1,6м.

Св.54 і 55 в даний період експлуатації продовжують працювати методом накопичення тиску з високими депресіями ∆Р, які складають по свердловинах 54 та 55 відповідно 68% і майже 73% від пластового тиску.

Згідно даних розділу 3 низькі колекторські властивості покладів підтверджують високі коефіцієнти фільтраційних опорів, які були отримані в результаті раніше проведених досліджень.

Для підтримання стабільної роботи свердловин необхідно провести:

по св.54 - повторне розкриття верхньої частини горизонту В-22 (інт. Перф. 3442-3465м) методом торпедування на депресії;

провести глинокислотну обробку(ГКО) в два етапи: - кислотну ванну, після чого глибоко продавити розчин в пласт. Роботи проводити за технологією УкрНДІгазу, згідно індивідуального плану робіт, узгодженого з ГПУ “Шебелинкагазвидобування”;

по св. 55 - повторне розкриття продуктивного гор. В-21 (інт.перф.3380-3432,3436-3437м), піскоструминною перфорацією за технорлогією УкрНДІгазу;

після чого провести ГКО з глибоким продавлюванням розчину в пласт за технологією УкрНДІгазу. Роботи проводити згідно індивідуального плану робіт.

.5.4 Рекомендації по захисту від корозії

Чапаєвське ГКР розробляється св. 54 та св. 55.

До корозійних факторів відносяться агресивні компоненти, які знаходяться у газовій та рідинній фазах та гідротермодинамічні параметри.

 В газовій фазі, крім вуглеводних компонентів природного газу, присутні не вуглеводні компоненти і, зокрема, діоксин вуглецю і кисень. Концентрація діоксиду вуглецю  по свердловинах за останніми результатами аналізів характеризується наступними середніми величинами, % об.:

св. , % об. , % об.

16 0,0066-0,494

14 0,090-0,586

Температури Т, загальні тиски Р і розраховані парціальні тиски діоксиду вуглецю  приведені нижче:

св. Дата , К ,

1.2004 281 5,0 0,8

1,2005 281 1,0 0,16

1,2004 281 5,0 0,7

1,2005 281 1,0 0,14

За результатами експлуатації за 2004, 2005 р. дебіт газу складає:

св. Дата  кількість днів

експлуатації

1,2004 4 16 0,25

12,2004 5 2 2,5

1,2005 3 14 2,1

1,2004 4 15 0,27

12,2004 2 2 1,0

1,2005 3 14 2,1

Необхідно підкреслити те, що свердловини працюють тільки в холодний період року.

Необхідно зазначити і те, що на цих свердловинах за результатами експлуатації у травні та серпні 2009 р. та січні 2010 р. дебіти води  і газового конденсату  - відсутні.

Хімічний склад пластових вод Чапаєвського родовища за аналізом продукції св. 55 характеризується відсутністю таких іонів, величиною рН та мінералізацією, мг/л:

рН

.5 21985 65.8 170 9756 8407 364.8 35750

Тобто, в пластових водах родовища знаходиться ряд неорганічних солей, які зумовлюють мінералізацію на рівні розсолів. Діоксид вуглецю утворює кисле середовище (рН < 7). З неорганічних солей найбільш корозійно-небезпечними є хлорид-іони, сульфат-іони, бікарбонат-іони.

До корозійних факторів також відноситься такий гідродинамічний фактор, як лінійна швидкість газорідинного потоку. Первинні дані і результати розрахунків по свердловинах з прийнятим коефіцієнтом стиснення 0,9 приведено нижче:

св. Дата

1,2004 0,25 3465  281 0,017

12,2004 2,50 0,171

1,2005 0,21 0,072

1,2004 0,27 3424  281 0,018

12,2004 1,00 0,068

1,2005 0,21 0,072

Виходячи з корозійних факторів, а саме з того що:

в газовій фазі присутній діоксин вуглецю в межах 14-16% об., який зумовлює парціальний тиск в межах 0,14 - 0,8 МПа;

кислотність водної фази менше 7;

мінералізація водної фази більше 35000мг/л;

у водній фазі знаходяться такі корозійно-агресивні компоненти, як хлорид-іони > 21000 мг/л, сульфат-іони > 65 мг/л; бікарбонат-іони > 170 мг/л.

лінійна швидкість потоку 0,017-0,17 м/с умови експлуатації свердловин необхідно віднести до корозійно-небезпечних. Тому необхідно передбачити постійний аналіз поточного корозійного стану за зразками-свідками і концентрацією іонів двовалентного заліза у водній фазі.

Для здійснення таких корозійних досліджень необхідно передбачити засоби для вимірювань цих корозійних показників, зокрема пробовідбірники там, де вони відсутні, для відбирання зразків рідинної фази і встановлення зразків-свідків як у пробовідбірник, так і в газорідинний потік. Рекомендована обов’язка фонтанної арматури для встановлення зразків-свідків, засоби для їх встановлення та зразки-свідки приведені на рисунках 5.1 - 5.6.

Зразки-свідки для контролю швидкості корозії в газорідинному потоці встановлюють або в ті термокишені, які вкручуються на різьбі у шлейфові газопроводи, або в буфер на штанзі, чи в пробовідбірник.

Визначення корозійних показників, зокрема, концентрації іонів двовалентного заліза  і швидкості корозії , здійснюють 1 раз на місяць за умови, якщо ці показники знаходяться на рівні  мг/л та  мм/рік. При високих концентраціях іонів заліза їх аналіз проводять кожен день. При постійній тенденції до перевищування корозійно-небезпечної межі цих показників необхідно здійснювати протикорозійні заходи.

Для захисту насосно-компресорних труб і експлуатаційних колон, фонтанної арматури, шлейфів та обладнання рекомендується інгібітор ний захист з використанням плівкоутворювальних інгібіторів як вітчизняного виробництва типу Нафтохім, ІНКО, так і закордонного, наприклад, типу Dodicor.

Інгібіторний захист здійснюють за різними технологіями: періодично з використанням цементувальних агрегатів, безперервно з використанням інгібіторопроводів та їх комбінації. Технологію підбирають індивідуально для кожної свердловини.

При застосуванні інгібіторного захисту визначають корозійні показники до і після застосування інгібітору корозії та визначають тенденцію їх зміни. При позитивному впливі технології інгібіторного захисту повинна спостерігатися тенденція до зниження величин корозійних показників. Якщо нема позитивної тенденції, то необхідно змінювати умови і технологію застосування інгібітору до тих пір, доки не буду одержано позитивний результат.

При отриманні негативного результату необхідно змінити інгібітор корозії чи технологію.

Під час сезонних зупинок рекомендується трубний і затрубний простори заповнити робочим розчином інгібітору корозії, в кількості, яка дозволить здійснити пуск свердловин в експлуатацію в холодний сезон.

Технологія, технологічні норми, матеріальні баланси та інші вимоги до інгібіторного захисту визначаються в технологічному регламенті на інгібіторний захист, який розробляється в УкрНДІгазі за окремим замовленням.

.6 ПІДГОТОВКА ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ

Для підготовки вуглеводної сировини, що видобувається на родовищі, передбачена Чапаєвська установка комплексної підготовки газу (УКПГ). Збір газу з свердловин на УКПГ здійснюється по індивідуальних шлейфах діаметром 89 (9) мм. Довжина шлейфу від св. 54 становить 2950 м, від св. 55 - 2680 м.

За даними технологічного режиму експлуатації свердловин в січні - лютому 2010 р. дебіт св. 54 знизився до 0,2 - 0,3 , св. 55 - 0,2 . Тиск газу на усті свердловин становив 0,98 МПа, на вході в УКПГ - 0,79 МПа, на виході - 0,69 МПа. Температура сепарації практично визначається умовами охолодження газу у шлейфах (близько температури ґрунту) і температурою навколишнього середовища на УКПГ.

УКПГ підключена до магістрального газопроводу Острогожськ-Шебелинка та газороздільної станції (ГРС) Чапаєве.

У зв’язку з падінням дебіту і запасів пластового тиску газу більша частина технологічного обладнання лінії низькотемпературної сепарації УКПГ демонтована.

Підготовка газу спрощена до одноступеневої сепарації від рідини (вуглеводного конденсату, пластової води та механічних домішок).

Через періодичність експлуатації свердловин, в режимі накопичення тиску, очищений газ використовувався на власні потреби УКПГ або подавався на місцеве споживання - у газопровід на (ГРС) Чапаєве.

Згідно з прогнозними показниками максимальний видобуток газу по УКПГ складе 3,9  (при коефіцієнті експлуатації свердловин - 0,02 - 0,08) з подальшим падінням об’ємів його видобутку.

При цьому тиск сепарації газу становитиме 0,7 МПа, середньорічна температура сепарації - 284 К. Товарний газ з УКПГ може подаватись в газопроводи комунально-побутового призначення низького тиску.

.7 РЕКОМЕНДАЦІЇ ЩОДО КОНТРОЛЮ ЗА РОЗРОБКОЮ РОДОВИЩА

З урахуванням особливостей Чапаєвського родовища повинні бути вирішені задачі:

) контроль за станом покладу В-21, В-22;

) контроль за герметичністю та технічним станом свердловин;

) контроль за станом обладнання;

) виконання заходів по охороні навколишнього середовища.

Вирішення цих задач покладається на промислові та геофізичні методо досліджень, які поділяються на планові і ті, що проводяться за необхідністю при відхиленні технологічних режимів роботи свердловини від проектних, появі води у продукції, що видобувається та ніші.

У плановому порядку викоуються:

замір статичних остьових тисків зі зняттям КВТ - 1 раз на 2 роки;

замір пластових тисків глибинним манометрои - 1 раз на 2 роки;

відбір проб газу, конденсату, води та їх лабораторні дослідження - 1 раз на рік;

визначення корозійної здатності пластових флюїдів, аналіз води на вміст іонів заліза та присутність органічних кислот - 1 раз на рік;

геофізичні дослідження з метою визначення герметичності та технічного стану свердловини, виділення газовіддаючих пластів, а також контролю за обладнанням продуктивних горизонтів - при необхідності;

між колонні тиски - постійно журнал.

У випадку відхилення технологічних режимів роботи свердловин від проектних, появі у продукції, що видобувається, води, за колонних перетоків газу та ін., необхідно виконати ГДС за спеціально складеними планами з врахуванням характеру задач, що вирішуються.

Через неможливість досягнення повної стабілізації тисків та дебетів на режимах, дослідження на стаціонарних режимах фільтрації не дозволить визначити основні фільтраційні властивості пласта та дійсну продуктивну характеристику свердловини. Тому вони не можуть бути використані для ефективного контролю за розробкою. За таких умов рекомендується періодичний замір робочого дебіту свердловини.

2. ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬГО СЕРЕДОВИЩА

При експлуатації Чапаєвського родовища будуть діяти технологічні процеси видобутку,підготовки та транспортування вуглеводнів ,проводитися заходи з інтенсифікації припливів газу,капітальні ремонти свердловин.

Особливістю площі Вишневського ГКР є розташування її у степовій місцевості,що являє собою горбисту рівнину,розбиту ярами та балками. Поблизу родовища розміщені сільськогосподарські угіддя,та протікає притока ріки Волоська Балаклейка.

До числа основних забруднювачів навколишнього середовища в процесі експлуатації родовищ відносяться:

природній газ,газовий концентрат та продукти їх згорання;

попутні промислові води;

хімреагенти,які використовуються при експлуатації та ремонті свердловин.

Джерелами забруднення навколишнього середовища у виробничому прцесі є:свердловини,шлейфи,трубопроводи та ін..

Запобігання забрудненню оточуючого середовища базується,перш за все,на проведенні контролю за його станом. Контроль передбачає проведення гідрохімічних, грунтовогазохімічних, газооб`ємних зйомок, вивчення складу атмосферного повітря робочих зон та візуальні спостереження [15].

Конкретні заходи з охорони навколишнього середовища повинні бути передбачені в проекті на облаштування родовища. В поточній роботі викладемо принципові положення.

.1 ОХОРОНА АТМОСФЕРНОГО ПОВІТРЯ

Забруднення атмосферного повітря при розробці газоконденсатних покладів може відбуватися при:

дослідженні газоконденсатних покладів;

продувці свердловин у атмосферу;

витіканні газу через нещільності технологічного обладнання (на УКПГ ісвердловинах);

аварійних викидах газу в атмосферу і т.і.

Шкідливий вплив на навколишнє середовище в період освоєння та дослідження,а також продувів свердловин в часі оцінюється як короткочасний.

Для зниження рівня шкідливого впливу на атмосферне повітря вуглеводного газу і супроводжуючих речовин в результаті досліджень та продувів свердловин і промислового обладнання (УКПГ),витоку газу через нещільності технологічного обладнання на УКПГ і устях свердловин на газопромисловому об`єкті повинні бути розроблені спеціальні заходи, в яких необхідно передбачити:

інвентаризацію джерел викидів у навколишнє середовище;

для кожного джерела визначити склад викидів,дебіт,можливу періодичність і т.і.;

графік продувів свердловин і технологічного обладнання з мінімальним випуском вуглеводнів у атмосферу;

комплекс досліджень і вимірів по контролю за станом атмосферного повітря проводити на робочих площадках;

заборону проведення робіт, пов`язаних з викидами вуглеводнів, при несприятливих метеоумовах.

.2 ОХОРОНА ВОДНОГО СЕРЕДОВИЩА

Комплекс заходів по охороні водного середовища передбачає охорону горизонтів з прісними водами у верхній частині геологічного розрізу родовища, грунтових і поверхневих вод. Водоносні горизонти у верхній частині геологічного розрізу,що вміщують прісні води,приурочені до пісків і рихлих пісковиків полтавської свити,харківського і бучакського ярусів. Води цих горизонтів пов`язані з денною поверхнею,що обумовлює їх незначну мінералізацію,яка коливається в межах 0,4-0,8 г/л. Горизонти з прісною водою перекриті обсадною колоною,яка зацементована високоміцним тампонажним цементом до гирла. Грунтові води приурочені до піщаних пропластків і залягають на глибинах 3 - 4 - 8 м,а на схилах балок та ярів виходять на денну поверхню і утворюють джерела.В основному грунтові води мало рясні і використовуються місцевим населенням для питних і побутових потреб.

Для здійснення контролю за станом водного середовища в зоні родовища і для оцінки впливу на поверхневі та грунтові води повинні відбиратися для лабораторних аналізів проби з джерел, ставків та колодязів. Результати спостережень повинні слугувати матеріалами оцінки забруднення вод в зоні діяльності газовидобувного підприємства.

Газовидобувне підприємство повинне забезпечити систематичний лабораторний контроль за якістю вод.

.3 ОХОРОНА ЗЕМЕЛЬ, ЛІСУ, ФЛОРИ ТА ФАУНИ

Заданими обстеження земель Харківської області грунт в районі Чапаєвського ГКР представлений середньогумосовим чорноземом. Середня глибина чорнозему складає 0,4-0,6 м. Водне живлення грунту відбувається за рахунок атмосферних опадів.

Охорона земель складається з комплексу заходів, які забезпечують зберігання родючого шару поверхні та забезпечення чистоти під поверхневого грунту на ділянках сільськогосподарських угідь.

Конкретні заходи попередження та знешкодження викидів на УКПГ,свердловинах,шлейфах,трубопроводах повинні бути передбачені в проектах облаштування родовища.

На випадок аварійних ситуацій необхідно розробити конкретні планові засоби з вказанням організацій ,які повинні приймати участь в ліквідації аварій переліком технічних засобів та шляхів видалення забруднюючих речовин і очищення території,застосовувати прилади та технології передбачення та усування аварій. Лісові масиви на території Чапаєвського родовища відсутні. Історичні пам`ячники та об`єкти, що особливо охороняються відсутні.

.4 ОХОРОНА НАДР

Охорона надр в процесі розробки газоконденсатних покладів передбачає систему заходів, спрямованих на повне видобування вуглеводнів,попередження забруднення і здійснення контролю за охороною надр.

На родовищі знаходиться 4 діючі свердловини. Експлуатаційні свердловини повинні забезпечити рівномірну розробку покладів вуглеводнів. Основними ускладненнями в процесі експлуатації родовища є:

обводнення продуктивних горизонтів і накопичення рідини в при вибійній зоні свердловини;

утворення піщано-глинистих та глинисто-солевих пробок;

міжпластові перетоки та між колонні газопроявлення, які можуть привести до значних втрат газу та аварійних випадків.

В експлуатаційних свердловинах необхідно застосовувати заходи які передбачають:

недопущення втрат газу і конденсату та максимальне збільшення коефіцієнту вилучення вуглеводнів з покладів;

комплекс дослідних робіт по контролю за виснаженням та обводненням продуктивних горизонтів;

застосування методів збереження герметичності свердловин.

Для своєчасного визначення місць негерметичності свердловин,причин зміни режимів їх роботи,необхідно проводити ГДС за спеціально складеними планами,які регламентують режим роботи свердловин при виконанні досліджень та комплекс методів,за допомогою яких вирішуються поставленні задачі.

.5 УТИЛІЗАЦІЯ ПРИМИСЛОВИХ СТОКІВ В ПРОЦЕСІ ЕКСПЛУАТАЦІЇ

Формування промислових стоків відбувається за рахунок конденсаційних і пластових вод,видобутих в процесі експлуатації свердловин,зливових стоків та інших водних відходів промислового походження.

Пластові води нижньокам`яновугільних та верхньодевонських відкладів є високо мінералізованими розсолами(95-202г/л) з щільністю1,1-1,137 г/см3.Об`єм видобутку їх коливається в межах від 0,3 до 5,0-10,0 м3/добу.

В початковий період розробки Чапаєвського родовища водний фактор був високим (15-20 см3/м3),що обумовлює видобуток води не більше 5-8 м3/добу.На період початку обводнення продуктивних горизонтів винос пластової води зросте до 8-10 м3/добу.

Виходячи із невеликих об`ємів видобутих ППВ і економічної недоцільності будівництва спеціальних споруд для їх захоронення, проектом облаштування передбачається збір промстоків та попутних промислових вод і подача їх на факельний амбар, де буде відбуватися їх випаровування в горизонтальному факельному приладі.

.6 ЗАГАЛЬНІ ПИТАННЯ ОХОРОНИ ПРАЦІ

Державна політика в галузі охорони праці в нафтогазовій галузі, як і в цілому по Україні, базується на принципах:

пріоритету життя і здоров’я працівників, повної відповідальності роботодавця за створення належних, безпечних і здорових умов праці;

підвищення рівня промислової безпеки шляхом забезпечення суцільного технічного контролю за станом виробництв, технологій та продукції, а також сприяння підприємствам у створенні безпечних та нешкідливих умов праці;

комплексного розв’язання завдань охорони праці на основі загальнодержавної, галузевих, регіональних програм з цього питання та з урахуванням інших напрямів економічної і соціальної політики, досягнень в галузі науки і техніки та охорони довкілля;

соціального захисту працівників, повного відшкодування шкоди особам, які потерпіли від нещасних випадків на виробництві та професійних захворювань;

встановлення єдиних вимог з охорони праці для всіх підприємств та суб’єктів підприємницької діяльності залежно від форм власності та видів діяльності;

адаптації трудових процесів до можливостей працівника з урахуванням його здоров’я та психологічного стану;

використання економічних методів управління охороною праці, участі держави у фінансуванні заходів щодо охорони праці, залучення добровільних внесків та інших надходжень на цілі, отримання яких не суперечить законодавству;

інформування населення, проведення навчання, професійної підготовки і підвищення кваліфікації працівників з питань охорони праці;

забезпечення координації діяльності органів державної влади, установ, організацій, об’єднань громадян, що розв’язують проблеми охорони здоров’я, гігієни та безпеки праці, а також співробітництва і проведення консультацій між роботодавцями та (їх представниками) між усіма соціальними групами під час прийняття рішень з охорони праці на місцевому та державному рівнях;

використання світового досвіду організації роботи щодо поліпшення умов і підвищення безпеки праці на основі міжнародного співробітництва [16].

.7 ОРГАНІЗАЦІЯ УПРАВЛІННЯ ОХОРОНОЮ ПРАЦВ НА ПІДПРИЄМСТВІ НАФТОГАЗОВИДОБУВНОЇ ГАЛУЗІ

Відповідно до статті 13 закону України «Про охорону праці» роботодавець зобов’язаний створити на робочому місці в кожному структурному підрозділі умови праці відповідно до вимог нормативно-правових актів, а також забезпечити додержання вимог законодавства щодо прав працівників у галузі охорони праці. З цією метою роботодавець забезпечує функціонування системи управління охороною праці, а саме:

створює відповідні служби і призначає посадових осіб, які забезпечують вирішення конкретних питань охорони праці, затверджує інструкції про їх обов’язки, права та відповідальність за виконання покладених на них функцій, а також контролює їх додержання;

розробляє за участю сторін колективного договору і реалізує комплексні заходи для досягнення встановлених нормативів та підвищення існуючого рівня охорони праці;

забезпечує виконання необхідних профілактичних заходів відповідно до обставин, що змінюються;

впроваджує прогресивні технології, досягнення науки і техніки, засоби механізації та автоматизації виробництва, вимоги ергономіки, позитивний досвід з охорони праці тощо;

забезпечує належне утримання будівель і споруд, виробничого обладнання та устаткування, моніторинг за їх технічним станом;

забезпечує усунення причин, що призводять до нещасних випадків, професійних захворювань, та здійснення профілактичних заходів, визначених комісіями за підсумками розслідування цих причин;

організовує проведення аудиту охорони праці, лабораторних досліджень, умов праці, оцінку технічного стану виробничого обладнання та устаткування, атестацій робочих місць на відповідність нормативно-правовим актам з охорони праці в порядку і строки, що визначаються законодавством, та за їх підсумками вживає заходів до усунення небезпечних і шкідливих для здоров’я виробничих факторів;

розробляє і затверджує положення, інструкції, інші акти з охорони праці, що діють у межах підприємства (далі - акти підприємства), та встановлюють правила виконання робіт і поведінки працівників на території підприємства, у виробничих приміщеннях, на будівельних майданчиках, робочих місцях відповідно до нормативно-правових актів з охорони праці, забезпечує безоплатно працівників нормативно-правовими актами та актами підприємства з охорони праці;

здійснює контроль за додержанням працівником технологічних процесів, правил поводження з машинами, механізмами, устаткування та іншими засобами виробництва, використанням засобів колективного та індивідуального захисту, виконанням робіт відносно до вимог з охорони праці; організовує пропаганду безпечних методів праці та співробітництво з працівниками у галузі охорони праці;

вживає термінових заходів для допомоги потерпілим, залучає за необхідності професійні аварійно-рятувальні формування у разі виникнення на підприємстві аварій та нещасних випадків. Роботодавець несе безпосередню відповідальність за порушення зазначених вимог. Схему управління охороною праці на підприємстві збору та видобутку газу представлено на рисунку 2.1.

Рисунок 2.1 Схема управління охороною праці

Найбільш шкідливий вплив має для працівника його необережність та необізнаність у поводженні із легкозаймистими речовинами, стиснутими або такими, що знаходяться у процесі перекачування по одній із ділянок збору та підготовки нафтогазопромислової продукції. Отже до визначальних чинників, що можуть спровокувати погіршання здоров‘я обслуговуючого персоналу відносять: токсичність перекачуваного продукту, тиск, під яким працює технологічне обладання, та шум, яке воно створює, а також будь-які силові приводи, що приводять у дію аппарати для здійснення процесів збору та підготовки нафтопродуктів. Найбільш часто працівник чи навіть фахівець нафтогазової галузі має справу із закачуванням метанолу, продуванням свердовин, виведенням на режим різного технологічного обладнання, або ж навіть простим вимірюванням технологічних параметрів потоку, що передбачає роботу із замірними діафрагмами, манометричними вентилями чи датчиками процесу. До переліку шкідливих і небезпечних виробничих чинників під час збору та видобутку газу відносять наступні, представлені в формі таблиці 2.1 [17].

Таблиця 2.1- Перелік шкідливих і небезпечних виробничих чинників

.8 ПРОМИСЛОВА САНІТАРІЯ

Перелік шкідливих речовин, які зустрічаються під час процесів збору та видобутку газу та їх характеристики (токсичність, ГДК, клас небезпеки) представлено в таблиці 2.2. [18].