Обоснование технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновымы отложениями на Кравцовском нефтяном месторождении

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    3,68 Мб
  • Опубликовано:
    2015-05-27
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Обоснование технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновымы отложениями на Кравцовском нефтяном месторождении

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Кафедра РНГМ

Допускается к защите в ГАК

Зав. кафедрой РНГМ,

_______ проф. М.К. Рогачев

“_____“___________ 20___г.



ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Тема: Обоснование технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновымы отложениями на Кравцовском нефтяном месторождении

Автор:НГ-10-1 ______________ / Чурсин В.А. /

Руководитель: профессор / Петухов А.В. /

Консультанты:

каф. ГРМПИ ____________________________ проф. В.Б. Арчегов

каф. ОиУ ____________________________ доц. М.Н. Крук

каф. БП ____________________________ проф. С.К. Гендлер

каф. Геоэкологии ____________________________ доц. М.М. Малышкин

Санкт-Петербург 2015

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Утверждаю: зав. кафедрой РНГМ,

проф. ________________ М.К.Рогачев

ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Студенту Ануфриеву П.В. группы НГ-09-2

. Тема проекта: Обоснование технологий интенсификации добычи природного газа и газового конденсата на Самбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

Утверждена приказом по вузу от __________________ № _________

. Срок сдачи студентом законченного проекта: _____________

. Исходные данные к проекту: Геолого-промысловые данные об условиях и показателях разработки месторождения, эксплуатации скважин. Информация из технической литературы (включая периодические издания и патенты).

. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):Литературный обзор по теме проекта. Применяемые на Самбургском месторождении технологии интенсификации добычи природного газа и газового конденсата. Анализ техники и технологии зарезки бокового ствола, подбор оборудования, проектирование конструкции скважины. Определение технологической и экономической эффективности проектного решения. Охрана труда, техника безопасности, охрана недр и окружающей среды при проведении мероприятий по зарезки бокового ствола.

. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей): 1.Схема района работ. 2.Структурные карты пластов. 3.График разработки. 4.Результаты расчетов основных параметров горизонтальных стволов скважин. 5.Техника-экономические показатели проектного решения.

6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта):

геологический раздел - доц. каф. ГРМПИ Арчегов В.Б.; раздел БЖД - доц. каф. БП Соловьев В.Б.; экологический раздел - асс.каф. ГЭ Малышкин М.М.; экономический раздел - доц. каф. ОиУ. Смирнова Н.В.

. Руководитель: доц. каф. РНГМ Мардашов Д.В. (Ф.И.О. руководителя)

Задание принял к исполнению: Ануфриев П.В. (Ф.И.О. студента)

Аннотация

Дипломный проект содержит 121 страницу, 26 таблиц, 22 рисунка и состоит из 5 разделов.

В первом разделе представлена геолого-физическая характеристика Самбургского месторождения: геологическое строение, тектоника, нефтегазоносность района, свойства и состав нефти, природного газа и пластовой воды. Выполнен анализ состояния разработки Самбургского месторождения.

Во втором разделе проведен анализ современных технологий интенсификации добычи природного газа и газового конденсата, применяемых на Самбургском месторождении. Также выполнен анализ технологий, наиболее подходящих и перспективных в условиях данного месторождения. Произведен расчет рекомендуемой технологии зарезки бокового ствола в скважине №1104 Самбургского месторождения.

Третий раздел включает расчет экономической эффективности, затраты и технико-экономические показатели при проведении зарезки бокового ствола на Самбургском месторождении.

Четвертый раздел содержит анализ мероприятий по охране труда, а также применяемые меры безопасности на Самбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

В пятом разделе рассматривается охрана окружающей среды и экологичность проекта. Проанализированы источники воздействия на окружающую среду, атмосферу.

Thesummary

degree project contains 121 pages, 26tables, 22 figures and consists of 5 sections.first section provides geologic and physical characteristics Samburgskoye field: geological structure, tectonics, petroleum and gas district, the properties and composition of oil,natural gas and formation water. The analysis of the state of development Samburgskoye field.second section of the analysis the modern technology of stimulation of natural gas and gas condensate used forSamburgskoye field.Also analysis the technologies most suitable and promising in terms of the deposit.Calculation of recommended technology sidetracking the well in the well 1104Samburgskoye field.third section includes the calculation of the cost-effectiveness, cost and technical-economic indicators during the sidetracking on Samburgskoye field.fourth section contains an analysis of labor protection measures, as well as safety measures onSamburgskoye fields.fifth section is considered the environment. Analyzed the sources of impact on the environment, the atmosphere.

 


Содержание

Введение

. Геолого-физическая характеристика и анализ текущего состояния разработки месторождения

.1 Общие сведения о месторождении

.2 геофизическая изученность территории

.3 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

.4 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

.5 Основные сведения о тектонике месторождения

.6 Нефтегазоносность разреза

.7 Свойства и состав нефти, газа и пластовой воды

.8 Запасы нефти, газа и газового конденсата

.9 Анализ текущего состояния разработки месторождения

Выводы по первому разделу

. Обоснование методов интенсификации добычи природного газа и газового конденсата в скважинах Самбургского месторождения

.1 Анализ эффективности методов интенсификации добычи углеводородов

.2 Обоснование применения методов интенсификации добычи углеводородов

.2.1 Сайклинг-процесс

.2.2 Гидроразрыв пласта

.2.3 Скважины с горизонтальным участком ствола

.2.4 Зарезка боковых стволов

.3 Особенности зарезки боковых стволов на месторождениях нефти и газа

.3.1 Технология зарезки боковых стволов

.3.2 Современные технологии зарезки боковых стволов

.4 Конструкция типовой скважины

.4.1 Подготовительные работы к бурению боковых стволов и организационно-технические мероприятия

.4.2 Конструкция боковых стволов

.5 Расчёт основных параметров горизонтальных стволов с применением математического моделирования

.5.1 Современные технологии зарезки боковых стволов

.5.2 Методика расчёта производительности горизонтальных скважин

.5.3 Расчёт проектного дебита ГС для различных условий эксплуатации

.5.4 Расчёт дебита проектной скважины №1104

.5.5 Расчёт профиля наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием

.5.6 Выбор режима работы газовой скважины

.5.7 Расчёт технологической эффективности ЗБС

Выводы по второму разделу

. Экономическая эффективность проекта

.1 Общие положения

.2 Методика расчёта экономической эффективности проекта

.3 Расчет показателей экономической эффективности применения ЗБС

Выводы по третьему разделу

. Безопасность жизнедеятельности

.1 Общие положения

.2 Анализ травматизма

.3 Промышленная санитария

.3.1 Метеорологические условия

.3.2 Производственное освещение

.3.3 Производственный шум

.3.4 Вредные вещества, присутствующие при эксплуатации и ремонте скважин на месторождении

.4 Техника безопасности

.4.1 Электробезопасность

.4.2 Обеспечение пожарной безопасности.

.5 Чрезвычайные ситуации

Выводы по четвертому разделу

. Охрана окружающей среды и недр

.1 Атмосферный воздух

.2 Поверхностные воды и подземные воды

.3 Охрана недр

.4 Воздействие на ОС путем строительства скважин

.5 Мероприятия по охране земель

Выводы по пятому разделу

Основные выводы и рекомендации

Список использованной литературы

Введение


Газодобывающая промышленность является одной из важнейших составляющих топливно-энергетического комплекса России. Колоссальные разведанные запасы обеспечивают стране ведущие позиции в мире по объему добычи природного газа и сопутствующих компонентов.

Интенсивное развитие газодобывающей промышленности требуетповышения эффективности процессов добычи природного газа и конденсата, увеличения компонентоотдачи пластов, совершенствования систем разработки и эксплуатации месторождений природных газов.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что можно в значительной мере увеличить дебит отдельных скважин или снизить величину депрессии на пласт при неизменном дебите газа за счет интенсификации добычи газа. Эти методы также служат единственным средством получения рентабельных дебитов газа в низкопроницаемых коллекторах. Для интенсификации добычи природного газа к забою добывающей скважины обычно применяют гидроразрыв пласта (ГРП), солянокислотную обработку (СКО), гидропескоструйную перфорацию и ее сочетание с ГРП и СКО, а также зарезку боковых стволов (в частности, горизонтальных), которая позволяетвовлекать в разработку ранее не задействованные участки пласта. В современных условиях, когда основной фонд добывающих скважин состоит из вертикальных и наклонно-направленных, актуальным становится вопрос о переводе таких скважин в разряд горизонтальных, имеющих ряд преимуществ, позволяющих более рационально и экономически выгодно разрабатывать месторождения.

Целью данного дипломного проекта является проведение анализа промыслового материала и обоснование технологии зарезки боковых стволов как метода интенсификации добычи газа и газового конденсата в условиях Самбургского месторождения.

1. Геолого-физическая характеристика и анализ текущего состояния разработки месторождения

.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Самбургское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (рис. 1.1).

Ближайшим населенным пунктом является п. Самбург, расположенный на севере Самбургской площади. Город Новый Уренгой, самый большой в данном районе, находятся в 45 км юго-западнее. В г. Новый Уренгой имеется аэропорт с взлетной полосой твердого покрытия круглогодичного действия для приема самолетов всех типов. Железная дорога Сургут-Уренгой-Ямбург находится также в 45-50 км от месторождения. В непосредственной близости от Самбургского месторождения проходит целая сеть магистральных газопроводов, в 25 км западнее - Уренгой-Центр I, Уренгой-Центр II, Уренгой-Ужгород и южнее в г. Новый Уренгой берут начало газопроводы Уренгой-Грязовец и Уренгой-Новопсковск.

В орографическом отношении Самбургская площадь расположена в пределах Северо-Надымско-Пуровской провинции южной части равнинной лесотундровой зональной области Западной Сибири. Господствующими здесь являются лесотундровые и болотные ландшафты. Первые приурочены к пологоувалистой, участками расчлененной равнине с лишайниковыми тундрами и елово-лиственничным редколесьем. Болотные ландшафты представлены мерзлыми торфяниками (кустарничково-оховолишайниковыми по буграм и травяномоховыми по понижениям). Природная зона описываемого района характеризуется прогрессирующими процессами денудации при удовлетворительном дренировании территории. Отметки рельефа понижаются с запада на восток (к пойме р. Пур) от +60 м до +20 м. Площадь пересекают речки Сягой-Хадуттэ и Пыринзьто-Яха, впадающие в протоку Нядо-Салинскую в пойме Пура. Обе речки несудоходные, типично равнинные с медленным течением и сильноизвилистым руслом. Глубина их врезов относительно плоскостей водоразделов колеблется от 5 до 15 м. Среди болот отмечаются отдельные небольшие озера термокарстового генезиса. Они имеют овальные очертания в плане и обычно неглубокие. Большинство озер зимой промерзают до дна.

Рис. 1.1. Обзорная карта Ямало-Ненецкого автономного округа

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная и морозная с частыми метелями. Лето короткое и прохладное с дождями и туманами. Среднегодовая температура воздуха отрицательная - минус 7,8 0С. Средняя температура самого холодного месяца (января) - минус 25,7 0С, а самого жаркого (июля) - плюс 14,5 0С.

Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь - минус 63 0С, абсолютный максимум на июль - плюс 34 0С. Продолжительность безморозного периода - 88 дней, устойчивых морозов - 201 день.

Самбургское месторождение находится в южно-субарктической зоне, слитного залегания мощной современной и древней мерзлоты. Тип вечной мерзлоты водораздельный и долинный. Температура мерзлых пород от -1о до -5оС. Нижняя граница вечной мерзлоты достигает глубины 400 м. Имеются сквозные и несквозные талики под озерами и руслами рек.

С мерзлотой тесно связаны современные экзогенные процессы, из которых наибольшее распространение получили солифлюкция, пучение грунтов, морозобойное растрескивание и процессы формирования мерзлотного микрорельефа. Им принадлежит самая активная роль в преобразовании дневной поверхности. Связаны они со слоем сезонного оттаивания - промерзания и по мере уменьшения этого слоя или повышения среднегодовой температуры названые процессы резко меняют морфологическую выраженность местности.

Наиболее часто наблюдаемые атмосферные явления метели, туманы и грозы. Частота циклонов зимой, снегопады и сильные ветры приводят к большой повторяемости метелей от 100 до 120 дней в году.

1.2 геофизическая изученность территории

Изучение данной территории региональными геолого-геофизическими методами началось в 50-х годах. В течение этого времени были проведены следующие съемки: геологическая - масштаба 1:1 000 000 (ЗСГУ, 1954-55 гг.), гравиметрическая - масштаба 1:1 000 000 ("ПТУ, СНГЭ, 1962 г.) и 1:200 000 (ПГУ Центр-геофизика, 1980-1984 г.), аэромагнитная - масштаба 1:1 000 000 (трест "Сибнефтегеофизика", 1955 г.), 1:200 000 (Новосибирский ГТ, 1958-59 гг.), 1:200 000 (НТГУ, 1974). По их результатам выделены Нижнепурский мегавал и одноимённый мегапрогиб, а так же Тотыдзоттинский мегапрогиб и другие структуры I порядка.

В 60-х гг. электроразведочными маршрутными исследованиями методом теллурического профилирования (МТП) и рекогносцировочной сейсморазведкой с использованием точечного сейсмозондирования (СЗ МОВ) (ЯНГРТ, сп 22/64, сп 59/65) в пределах района был выявлен Уренгойский вал.

До начала 70-х годов сейсмические исследования в Западной Сибири на всех стадиях геологоразведочных работ применялись в модификации однократного профилирования метода отраженных волн (МОВ), а также маршрутных работ корреляционного метода преломленных волн (КМПВ).

С начала 70-х годов стали применять метод многократного профилирования МОВ по способу общей глубинной точки (МОГТ). Применение его в условиях севера Западной Сибири дало мощный толчок делу изучения геологического строения Западно-Сибирской геосинеклизы. С помощью этого метода появилась возможность картирования глубокозалегающих отражающих границ вплоть до поверхности складчатого фундамента.

Первые представления о структурном плане меловых и верхнеюрских отложений района дали площадные работы МОВ масштаба 1: 200 000, проведенные в 1966-72 гг. (сп 38, 40/65-66, 25/66-67, 26/67-68, 26/68-69, 26, сп 28/66-67, 30/70-71 и др.).

С середины 70-х г. проводилось дальнейшее изучение геологического строения района сейсморазведочными работами. ПГО «Ямалгеофизика» проведены наблюдения кратностью 6 и 12 (30/73-74, 24/78-79, сп 23/73-74, 24/75-76, 24/77-78, 33/79-80, 41,42/79-80, 41/80-81 и др.). По результатам работ построены структурные карты масштаба 1:100 000 по отражающим горизонтам мела, верхней юры, средненижнеюрским и триасовым горизонтам. В результате были выделены Самбургское и Южно-Самбургское поднятия.

В это же время ПГО «Ямалгеофизика» проводила региональные исследования. По системе 12-ти кратного прослеживания ОГТ были отработаны региональные профили 27, 28 и 107, сейсмо-стратиграфический анализ которых позволил решить вопросы региональной геологии и сейсмогеологической привязки отражающих горизонтов. Совместно с проведенными исследованиями методом КМПВ удалось оценить мощность платформенного чехла Уренгойского района и глубину залегания кристаллического фундамента.

В 1988-89 гг. 66,69/88-89 ПГО «Укргеофизика» проводились работы МОВ ОГТ 24-х кратного перекрытия. В результате были уточнены структурные планы по юрским и меловым отложениям Самбургской площади, восточного крыла Северного купола Уренгойского вала, выявлены и закартированы две структурно-литологические ловушки в ачимовских отложениях.

В южной части площади Самбургского ЛУ и за его пределами СП28/88-89 ПГО «Ямалгеофизика» провела работы МОГТ кратностью 48. В результате было уточнено геологическое строение Восточно-Уренгойского, Западно-Есетинского, Северо-Есетинского и Есетинского локальных поднятий. Уточнено геологическое строение залежей УВ приуроченных к пластам БУ10-БУ18.

Сейсмопартией 72/90-91 отработаны два профиля с кратностью 48, составлены геолого-геофизические разрезы с привязкой отражений к литолого-стратиграфическим интервалам.

Исследования отдельных наиболее перспективных участков сопредельных территории с помощью 3D сейсморазведки начаты ПГО «Ямалгеофизика» в 1993 (сп 64/93, 64/95, 61/96, 11/98 - общая площадь 979,7 км2).

На Самбургском лицензионном участке ЗАО «Полярная геофизическая экспедиция» в 2001 и 2002 году выполнила съемку 3D с номинальной кратностью 21 площадью 184.5 км2 и 274 км2.

В 2003 и 2004 годах ОАО "Тюменьнефтегеофизика" проведены детальные сейсморазведочные работы 3D площадью 126 км2, 294 км2.

В 2007-2008 гг сп 41/07-08 ОАО «Ямалгеофизика» были выполнены детализационные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 3D площадью 394,12 км2.

В 2008/2009 году ОАО «Ямалгеофизика» выполнены сейсморазведочные работы 3D площадью 399,65 км2.

Всего на 1.09.2010 года на Самбургском лицензионном участке выполнены сейсморазведочные работы 3D площадью 1672,27 км2 (без учета перекрытия съемок разных лет).

На Самбургской площади и на сопредельных участках были проведены работы СК и ВСП в скважинах №№ 223, 224 Табъяхинских, №№ 291, 336, 705, 709, 729, 743, 746, 693, 695 Уренгойских, №№301и 203 - Северо-Есетинских и №№ 21,35,180, 181, 252, 221, 261, 1103 Самбургских, №406 и №505 Западно-Ярояхинских, №900 Ново-Вэнтойской.

Схема геолого-геофизической изученности рассматриваемой территории сейсморазведкой МОВ ОГТ (после 1980 г.) приведена на рисунке 1.2.

Рис. 1.2. Схема геолого-геофизической изученности Самбургского ЛУ

1.3 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

Первые поисковые работы бурением скважин на Самбургской площади начались в 1973 году. В этом году была пробурена поисковая скважина №1 глубиной - 1355 м на сеноманские отложения, где они были испытаны в интервале 1238-1355 м и получен приток пластовой воды дебитом 160 м3/сут при уровне 1030 м (КИИ-146).

Разведка неокомских отложений начато в 1973 году бурением скважины №151 Самбургской глубиной 3304 м. При испытании пласта БУ141 в этой скважине (1974 г.) в интервале 3215-3230 м был получен непереливающий приток нефти дебитом 9.48 м3/сут при динамическом уровне 1570 м. Так было открыто Самбургское месторождение. На баланс запасы поставлены впервые в 1975 году.

На Южно-Самбургской площади бурение началось в 1978 году бурением скважины №154 глубиной -3400 м, где из пласта БУ141 в интервале 3209-3218 м был получен фонтан газоконденсата с дебитом газа сепарации 261,54 тыс. м3/сут, дебитом конденсата 126,6 м3/сут на 12,3 мм штуцере. В той же скважине была открыта залежь газоконденсата в пласте БУ131. Месторождение, открытое скважиной №154 было названо Южно-Самбургским, но при дальнейшей разведке было установлено, что прогиб между Самбургским и Южно-Самбургским поднятиями по неокомским пластам отсутствует и Самбургское и Южно-Самбургское месторождения представляют единое Самбургское месторождение.

Первая глубокая скважина на Самбургском месторождении начата бурением в 1988 году (скв. №180), которая при забое 3883 м вскрыла отложения баженовской свиты верхней юры. При ее испытании в 1989 году были получены фонтаны нефти из отложений ачимовской толщи в пластах Ач2 и Ач3-4.

На территории Самбургского месторождения Самбургского лицензионного участка расположены целиком или частично 4 площади: Самбургская, Уренгойская, Непонятная и Нижнепурская.

Всего на Самбургском лицензионном участке на 01.01.2012 г. пробурено 86 поисково-разведочных скважин общим метражом 303 414 м, включая скважину № 1 пробуренную на Самбургском месторождении на сеноман. Из пробуренных скважин выделяются: 13 поисковых, 72 разведочных и 1 параметрическая (№700 Непонятная). Скважина №700 Непонятная является самой глубокой на этом лицензионном участке, ее забой 5505 м находится в отложениях нижней юры; 2 скважины пробурены на сеноман; 7 скважин на отложения ачимовской толщи; 15 скважин на юрские отложения; 61 скважина на неокомские залежи в пластах БУ10-БУ17.

Всего на Самбурском месторождении открыто 18 залежей углеводородов в 12 пластах.

В 2010-2011 гг. согласно решений действующего проектного документа на месторождении начато эксплуатационное бурение. Всего на 01.01.2012 г. пробурено 22 скважины, в том числе 4 горизонтальных.

По соотношению запасов категории С1 к сумме С1+С2 Самбургское месторождение по газу (71,4 %) и конденсату (69,3 %) практически подготовлено к разработке, а по нефти степень разведанности составляет всего 20,6% и требует доразведки.

1.4 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Самбургского лицензионного участка принимают участие допалеозойские и палеозойские образования фундамента и отложения платформенного чехла, сложенные полифациальными терригенными породами палеозойского и мезозойско-кайнозойского возрастов.

Описание геологического разреза дано в соответствии с региональными стратиграфическими схемами мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины, утвержденными МСК СССР в 1991 году.

Породы фундамента герцинской консолидации вскрыты в скважине
№414 Уренгойской на глубине 5288 м и представлены базальтами миндалекаменными серого и темно-серого цвета иногда с зеленоватым оттенком. Породы трещиноватые, отмечены зеркала скольжения, к подошве осадочного чехла приурочен отражающий горизонт «А».

Отложения палеозойского чехла вскрыты Тюменской сверхглубокой скважиной СГ-6, где выделены в объеме аймальской свиты пермского возраста в интервале глубин 7310-7502 м. Породы представлены базальтами миндалекаменными серыми, темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком с прослоями аргиллитов, песчаников. Породы трещиноватые, отмечены зеркала скольжения.

В рассматриваемом районе в триасовом периоде формировались породы, объединяемые в красноселькупскую и тампейскую серии.

Коротчаевская свита выделяется в составе красноселькупской вулканогенно-осадочной серии и представлена базальтами с прослоями туфов, габбро-долеритов и терригенных пород. Отмечены внутриформационные перерывы. Мощность (скважина СГ-6) - 891 м. Возраст - индский раннего триаса.

Трыбьяхская свита представлена выветрелыми базальтами толеитового типа, сменяющимися вниз свежими с прослоями аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Отпечатки флоры, споры и пыльца, единичные фораминиферы. Мощность (скважина СГ- 6) - 80 м. Возраст - оленекский нижнего триаса.

В составе тампейской серии выделены три свиты: пурская, витютинская и варенгаяхинская.

Породы пурской свиты с несогласием залегает на нижележащих отложениях и вскрыты скважиной №356 Яро-Яхинской. Это темно-серые, алевролиты и аргиллиты с прослоями песчаников. Толщина свиты в скважине СГ-6 - 408 м. Возраст свиты - анизийский и ладинский века среднего триаса.

Варенгаяхинская свита вскрыта скважиной №356 Яро-Яхинской в интервале глубин 5560-5772 м и представлена темно-серыми аргиллитами с прослоями песчаников и конгломератов., встречаются пропластки углистых аргиллитов. Возраст - карнийский + норийский века позднего триаса. Толщина свиты изменяется от 350 до 450 м.

Витютинская свита вскрыта скважиной №356 в интервале глубин 5503-5560 м, представлена песчаниками серыми полимиктовыми и конгломератами с прослоями темно-серых аргиллитов. Возраст - рэтский век верхнего триаса. Толщина свиты 57-60 м.

Отложения юрской системы представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним. В составе нижнего-среднего отдела - четыре свиты: береговая, ягельная, котухтинская и тюменская.

Береговая свита представлена песчано-алевритовыми разностями с многочисленными прослоями конгломератов. Песчаники серые, светло-серые, кварцево-полевошпатовые, слюдистые, от крупно- до грубозернистых с глинистым, карбонатно-глинистым цементом, плотные. Растительный детрит, остатки листовой флоры. Выделяются пласты ЮГ20-23. Возраст свиты геттанг-синемюр-ранне-плинсбанхский. Толщина 220 м.

Ягельная свита представлена глинистыми разностями с редкими прослоями песчано-алевритовых пород. В составе свиты выделяются пласты ЮГ18-19. Возраст свиты датируется ранним плинсбахом. Толщина свиты 155 м.

Котухтинская свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней залегает пачка, представленная чередованием песчаников, алевролитов и уплотненных глин. Выше - тогурская пачка, сложенная глинами уплотненными, темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, с растительным детритом.

В основании верхней подсвиты залегает пачка, представленная чередованием песчаников серых, алевролитов и уплотненных глин. Перекрывает ее радомская пачка, сложенная глинами уплотненными, темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, прослоями битуминозными с прослоями алевролитов и песчаников. К пачке приурочен опорный отражающий сейсмический горизонт «Т3». В составе свиты выделяются пласты ЮГ10-Ю17. Возраст свиты поздне- плинсбахский-ранне ааленский, толщина 400-720 м.

Тюменская свитаподразделяется на три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Нижняя - переслаивание песчаников серых, слюдистых, с алевролитами и уплотненными глинами серыми. Встречается обугленный растительный детрит, реже корни растений. Средняя - частое неравномерное переслаивание уплотненных глин с глинистыми песчаниками, алевролитами и углями. Характерен растительный детрит, обломки углефицированной древесины. Верхняя - переслаивание уплотненных серых, темно-серых глин, глинистых песчаников, алевролитов, часто с буроватым оттенком, с прослоями углей. Характерен растительный детрит, корневые системы. В составе свиты выделяются пласты ЮГ2-9. С кровлей тюменской свиты отождествляется сейсмический горизонт «Т1». Возраст свиты аален-келловейский, толщина 660-720 м.

Верхнеюрские отложения выделяются в объеме абалакской и баженовской свит.

Абалакская свита представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, серыми, преимущественно тонкоотмученными, глауконитовыми. По всему разрезу отмечаются пиритовые стяжения, глинисто-карбонатные конкреции. Возраст свиты киммеридж-оксфорд-келловейский, толщина 85 м.

Баженовская свита представлена аргиллитами тёмно-бурыми до чёрных, тонкоплитчатыми, в разной степени битуминозными с включениями рыбного детрита и макрофауны, встречаются пиритизированные водоросли. К кровле свиты приурочен опорный отражающий горизонт “Б”. Возраст свиты определяется волжским и раннеберриасским. Толщина 18-45 м.

Снизу вверх по разрезу выделяются сортымская, тангаловская и нижняя и средняя подсвиты покурской свиты.

Сортымская свита расчленяется на две части. Нижняя - аргиллиты и аргиллитоподобные глины тёмно-серые с линзовидными включениями и прослойками известковистых алевролитов и песчаников.

В основании свиты развиты линзовидные песчано-алевритовые тела ачимовской толщи, представленной песчаниками серыми, светло-серыми, мелкозернистыми и темно-серыми аргиллитами. Отмечается мелкая косая и косо-волнистая прерывистая слоистость за счет намывов тонкого углисто-слюдистого материала. В составе толщи выделяются песчаные пласты, к которым приурочены газоконденсатные и нефтяные залежи на Уренгойском, Непонятном и Самбургском месторождениях. Для толщи характерны оползневые структуры и текстуры брекчирования.

Верхняя часть свиты - мелководно-морские образования - чередование песчано-алевритовых и глинистых пластов. Песчаники и алевролиты, светло-серые и серые, мелко- и среднезернистые, аркозовые с глинистым и карбонатно-глинистым цементом смешанного типа: контактный, поровый, плёночный, базальный, определяющие коллекторские свойства пород. В этой части разреза выделяются пласты от БУ10 до БУ20, при этом нижние при переходе от мелководно-морских к глубоководным условиям осадконакопления в западном направлении замещаются глинисто-алевролитовыми разностями.

В кровле свиты залегает чеускинская пачка, являющаяся субрегиональной покрышкой. Возраст - берриас-валанжин, толщина свиты в пределах месторождения составляет 880-1020 м.

Тангаловская свита подразделяется на три подсвиты. Нижняя - неравномерное переслаивание глинистых пачек и песчано-алевритовых пластов. В кровле - пачка "шоколадных" глин, являющаяся литолого-геофизическим маркирующим горизонтом на севере Западной Сибири. Ее кровля - граница валанжинских и готеривских отложений. Средняя - песчаники серые с прослоями серых глин, слабо комковатых, реже аргиллитоподобных. Растительный детрит, обрывки растений. В кровле средней подсвиты залегает пимская пачка - темно-серые глины, аргиллитоподобные с единичными прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя - неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и глин. В составе свиты выделяются пласты АУ8-АУ11, БУ0-БУ9. Мощность - от 650 до 810 м. Возраст - валанжин-аптский.

Покурская свита - неравномерное переслаивание песчано-алевролито-глинистых пород. Коллектора представлены песчаниками серыми, полевошпат-кварцевыми, мелкозернистыми, слабосцементированными, с глинистым цементом. Включения растительных остатков, редкие зерна янтаря. Глины серые и светло-серые, слюдистые, плотные, с включениями алевролитового материала и растительных остатков, изредка - прослойки известняка. В основании свиты выделяется песчаная евояхинская толща. В составе свиты выделяются пласты группы ПК1-22. К кровле свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт «Г». Мощность 890-1020 м. Возраст апт-сеноманский.

Выделяются снизу вверх: кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Кузнецовская свита представлена серыми, тёмно-серыми и зеленовато-серыми, бурыми глинами, местами опоковидными с глауконитом. Кузнецовская свита несогласно залегает на покурской свите. Возраст турон-коньякский, мощность от 50 до 110 м.

Березовская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита - тёмно-серые с голубовато- и зеленоватым оттенком опоки и опоковидные глины. В кровле подсвиты обособляется регионально прослеживаемый слой тёмно-серых, почти чёрных кремнистых пород мощностью до 15-20 м (сейсмический горизонт "С"). Возраст коньяк-сантонский (находки двустворок, комплекс фораминифер и радиолярий). Верхняя подсвита - серые, зеленовато-серые, слабоалевритистые глины, внизу - опоковидные. Возраст подсвиты коньяк-сантонский + кампанский. Мощность свиты от 280 до 635 м.

Ганькинская свита представлена серыми и зеленовато-серыми алевритистыми глинами, с прослоями мергелей и сидерита. Возраст свиты маастрихтский, частично раннепалеоценовый. Мощность от 280 до 375 м.

Отложения палеогена представлены породами тибейсалинской, люлинворской, юрковской и атлымской свит.

Тибейсалинская свита в нижней части сложена глинами, в верхней - песчано-алевритовыми породами. Возраст - палеоцен, мощность - от 240 до 300 м.

Люлинворская свита подразделяется на три подсвиты. Нижняя сложена опоками и опоковидными глинами серыми и тёмно-серыми, средняя - глинами серыми и светло-серыми, опоковидными. Верхняя сложена глинами зеленовато-серыми и зелёными, диатомитами, вверху алевритистыми. Возраст свиты эоценовый, мощность составляет 170 - 340 м.

Верхнеэоценовые - нижнеолигоценовые отложения - юрковская свита, представленная песками светло серыми разнозернистыми с прослоями и линзами глин и гравия. Мощность свиты до 35 м и более.

Атлымская свита олигоценового возраста представлена кварцевыми песчаниками с редкими прослоями глин. Мощность свиты 40 м.

С размывом на отложениях олигоцена залегают осадки четвертичного возраста, представленные озёрно-аллювиальными песками, глинами, супесями суглинками, с включениями гравия, гальки и остатков древесины. Мощность до 70 м. Породы верхней части разреза, на глубине до 350 м, находятся в зоне вечной мерзлоты.

1.5 Основные сведения о тектонике месторождения

Самбургское месторождение приурочено к структуре II порядка - Самбургскому структурному мысу, который входит в состав Уренгойского мегавала. Основная часть входит в состав структуры I порядка - Уренгойского мегавала и только самая восточная часть участка входит в Нижнепурский мегапрогиб в пределах надпорядковой структуры - Надым-Тазовской синеклизы (рис.1.3).

Самбургский участок находится в зоне развития салаирского фундамента, где ниже мезо-кайнозойского чехла залегает еще древний чехол эписалаирской платформы с фундаментом, который сложен докембрийскими и раннекембрийскими метаморфическими образованиями.

Породы фундамента вскрыты далеко на восток от рассматриваемого участка - на Костровской площади, они представлены филлитами и зелеными серицит-кварцитовыми сланцами протерозоя. По сейсмическим данным комплекс фундамента не имеет четкой характеристики. По материалам КМПВ к нему приурочены преломляющие границы с высокими, часто меняющимися кажущимися скоростями волн 6,2-6,8 км/с. По данным ОГТ этот фундамент прослеживается только там, где он перекрыт терригенными отложениями палеозойского возраста. В этом случае ему сопутствует хаотический тип записи осей синфазности, очень близкий к рисунку палеозойского чехла, если чехол сложен пологодислоцированным карбонатным комплексом.

Рис. 1.3. Выкопировка из тектонической карты мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы

Осадочный чехол. Характеристика палеозойского чехла дана по скважинам, пробуренным на территории Красноярского края (Елогуйская опорная, Налимья, Ермаковская площади и др.). Нижняя часть (верхний кембрий, ордовик, силур и девон) - преимущественно известняки, мергели и доломиты (800-1500 м). Средняя (карбон-пермь) - терригенные и угленосные отложения (500-700 м). Верхняя - залегающая местами несогласно на средней части - туфы, базальты и долериты (верхи перми - низы триаса, трапповая формация). Мощность верхней (красноселькупская серия), в скважине СГ-6 превышает 1100 м.

Палеозойский чехол - нижний структурный ярус осадочного комплекса геосинеклизы (катаплатформенный ярус). Мезо-кайнозойский чехол относится к ортоплатформенному структурному ярусу, который сложен триасовыми (тампейская серия), юрскими, меловыми и палеогеновыми отложениями. С подошвой ортоплатформенного чехла связан региональный отражающий горизонт Iв, ниже которого обычно выделяется угловое несогласие. Весь комплекс триас-палеогеновых отложений вскрыт скважиной 356 Ево-Яхинской.

Ортоплатформенный мезозойско-кайнозойский структурный ярус залегает очень полого с углами наклона менее 10.

1.6 Нефтегазоносность разреза

Самбургское месторождение, согласно «Обзорной карты Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» под редакцией Брехунцова А.М., Шпильмана В.И., Нестерова И.И. (ЗапСибНИГНИ, 1990 г.), расположено в Уренгойском нефтегазоносном районе Надым-Пурской нефтегазоносной области.

Промышленная газонефтеносность выявлена в следующих пластах: БУ101-2, БУ121-1, БУ121-2, БУ122-1, БУ131, БУ141, БУ142, БУ160, БУ161-2, БУ161-3, БУ171-1, БУ171-2. Всего на месторождении открыто 18 залежей углеводородов в 12 пластах.

Сведения о залежах в пределах Самбургского лицензионного участка приведены в таблице 1.1.

В пределах пласта БУ101-2 выделены две залежи: основная - нефтегазоконденсатная, охватывающая значительную площадь месторождения и газоконденсатная залежь в районе скв. №170. Общие толщины пласта изменяются от 18,4 м в скв. №20 Самбургской до 55,4 м в скв. №191 Самбургской.

Основная газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой «козырькового» типа пластово-сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи в пределах лицензионного участка и принятого ГНК составляют 37,2х18,7 км, высота 31,3 м.

Рассматриваемая залежь расположена на территории Самбургского ЛУ и лишь на западе частично заходит в границы Уренгойского ЛУ. Нефтяная оторочка “козырькового” типа, распространена в северной и восточной частях залежи доходя на юге до скв. №№156, 166 нефтенасыщенная толщина в которых составляет 2,8 м и 1,8 м, соответственно. На юго-западе залежи нефтяная оторочка отсутствует, там газонасыщенный коллектор подстилается пластовой водой, это подтверждено данными интерпретации ГИС в скв.: №№35, 212, 741, 194, 207, 222, 208, 738, 178, 183 и 176.

На юге и юго-западе залежь ограничена зоной глинизации, прослеженной по результатам обработки материалов сейсморазведочных работ 3D и данным интерпретации ГИС скв. №213 Самбургской, №172 Северо-Есетинской.

Залежь вскрыта бурением 38 скважин, из которых 23 испытаны.

Эффективные общие толщины в границах продуктивности изменяются от 5,2 м в скв. №220 Самбургской до 39,2 м в скв. №151 Самбургской.

Газоконденсатная часть залежи подтверждена данными интерпретации ГИС и испытанием 13 скважин, в которых были получены фонтаны газоконденсатной смеси, при этом дебиты газа сепарации изменяются от 22,4 тыс.м3/сут (скв. №212) до 243,1 тыс.м3/сут (скв. №165), стабильного конденсата от 0,6 м3/сут (скв. 212) до 36,0 м3/сут (скв. №159).

ГНК и ГВК определены по результатам интерпретации ГИС в скв. №№169, 180, 196, 259, 260 на а.о. - 2951 м.

Нефтяная оторочка «козырькового» типа вскрыта 27 скважинами, продуктивность которой подтверждена результатами испытания в 14 скважинах. Дебиты нефти изменяются от 0,49 м3/сут в скв. №158 Самбургской до13,7 м3/сут в скв. №164 Самбургской.

Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 1,4 м (скв. №222) до 21,0 м (скв. №160), эффективные нефтенасыщенные - от 1,2 м (скв. №258) до 9,3 м (скв. №167).

ВНК в изучаемом районе наклонный: в северо-западной части залежи он принят по кровле первого водонасыщенного пропластка в скв. №№153, 215 Самбургских на а.о. - 2956 м, а в юго-восточной части на а.о. - 2961 м, по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скв. №№165, 167, 168, 173, 195, 211, 259.

Таблица 1.1

Сведения о залежах в пределах Самбургского лицензионного участка

Пласт

Залежь

Кол-во скважин в пределах залежи

Наивысшая абс. отм. залегания кровли, м

А.о. ГНК (ГВК), м от-до средняя

А.о. ВНК, м  от-до средняя

Размеры залежи

Тип залежи

Характер насыщения

Газонас.- нефтен. толщины от-до,м







дли- на, км

шири- на, км

средняя высота, м
















1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

БУ101-2

основная залежь

38

2929,7

2951

2956-2961,0 2959,5

37,2

18,7

31,3

литологически экранированная

НГК

1,4-21,0 1,2-9,3


в районе скв.№170

2

2950

2965

-

6,5

2

15,5

литологически экранированная

ГК

0,4-6,2 -

БУ121-1

-

17

3040

3059

3066

26.5

3-12,5

26

литологически экранированная

НГК

1,0-5,0 1,2-6,2

БУ121-2

основная залежь

5

3040

3062

-

13.8

4-9,7

22

литологически экранированная

ГК

1,6-4,6 -


в районе скв.№№207, 222

2

3059,9

3068

-

4

5

8

литологически экранированная

ГК

6,4-9,0 -

БУ122-1

-

3

3060

3081

-

11.5

4-8

21

литологически экранированная

ГК

2,2-3,0 -

БУ131

-

51

3090

3135-3140 3137.5

3143-3151 3147

42.5

8,5-25

57

литологически экранированная

НГК

0,8-13,8 1,2-4,4

БУ141

основная залежь

43

3140

3182

3194-3208

31,3

12,8

68

литологически экранированная

НГК

0,8-19,2 0,4-15,4

БУ141

в районе скв.№170

5

3156,1

3186-3192

-

12,0

6,0

36

литологически экранированная

ГК

9,6-12,2 -

-

5

3225

3245,8

-

18

3

35,8

литологически экранированная

ГК

1,2-6,8 -

БУ160

в районе скв.№193

17

3308,2

3313,0

3334,0

28

8,0-14

67,3

литологически экранированная

НГК

0,6-13,9 0,8-6,2


в районе скв.№186

1

3274,3

3278,0

-

3,5

5

3,7

литологически экранированная

ГК

3,6 -

БУ161-1

-

21

3310


-

4

1.8

<10

литологически замкнутая, массивная

ГК

0,8-10,0 -

БУ161-2

-

8

3290,9

3335

3342,1- 3342,6 3342,6

17.5

2.5ч5.5

51,7

литологически экранированная

НГК

2,4-6.8 3,2-5,8

БУ161-3

-

8

3284

3301,5

3317

18

10

33

литологически экранированная

НГК

1,0-4,8 0,8-5,6

БУ171-1

-

7

3367,2

3401

3451

12

7.5

51

литологически экранированная

НГК

1,0-20,2 2,6-8,6


в район скв.№305

1

3365

3454,2

-

11

7.8

89

пластовая, литологически замкнутая

ГК

12,8

БУ171-2

-

2

3377,7

-

3393,4

12

10

18

пластово-сводовая

Н

- 10,6-11,2

Примечание: НГК - нефтегазоконденсатная залежь, ГК - газоклнденсатная залежь, Н - нефтяная залежь

Залежь пласта БУ101-2 (район скв. 170). Залежь пласта БУ101-2 в районе скв. №170 газоконденсатная, пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры залежи составляют 6,5х2 км, высота 15,5 м.

Газоконденсатная залежь с северной, западной и восточной сторон ограничена зоной глинизации, отделяющей ее от основной залежи, вскрыта бурением скв. №№21,170. Продуктивность залежи доказана испытанием скважины №170 в интервале 3010-3016 м (а.о. -2959,7-2965,7 м), в результате которого был получен фонтан газоконденсатной смеси дебитом 56,2 тыс. м3/сут.

Общая эффективная толщина в пределах залежи изменяется от 11,0 м (скв.№170) до 21,0 м (скв. №21). Газонасыщенная толщина варьирует от 0,4 м (скв. №21) до 6,2 м (скв. №170). ГВК условно принят по подошве последнего газонасыщенного пропластка в скважине №170 и по кровле первого водонасыщенного пропластка в скважине №21 на а.о. - 2965 м.

Таблица 1.2

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Самбургского месторождения

Параметры

Наименование

Пласты



БУ101-2

БУ121-1

БУ121-2

БУ122-1

БУ131

БУ141

Общая толщина, м

средняя

37,3

4,6

8,5

6,0

21,3

42,3


интервал изменения

от

28,2

1,0

3,0

1,6

14,5

11,0



до

52,3

11,1

19,8

14,8

33,4

54,7

Эффективная толщина, м

средняя

21,8

2,9

5,1

3,6

8,7

12,0


интервал изменения

от

5,2

0,8

0,8

0,4

0,8

0,8



до

37,2

8,4

17,6

12,8

21,0

25,6

Эффективная нефтенасыщенная толщина, м

средняя

3,3

2,7

-

-

2,0

5,6


интервал изменения

от

0,6

1,2

-

-

1,2

0,4



до

9,3

6,5

-

-

4,4

15,4

Эффективная газонасыщенная толщина, м

средняя

8,2

2,7

2,6

1,6

5,6

5,9


интервал изменения

от

1,2

1,0

1,6

2,2

0,8

0,8



до

21,1

5,0

4,9

3,0

13,8

19,2

Коэффициент песчанистости, д.ед.

средний

0,603

0,637

0,587

0,554

0,410

0,69


интервал изменения

от

0,1

0,190

0,101

0,043

0,026

0,1



до

1,0

1,0

1,0

1,0

0,885

1,0

Расчлененность

средняя

8,6

1,7

2,4

1,7

4,7

5,1


интервал изменения

от

4

1

1

1

1

1



до

17

4

7

7

10

11


1.7 Свойства и состав нефти, газа и пластовой воды

Физико-химические свойства нефти, растворенных в нефти газов, свободного газа Самбургского месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб, выполненных Центральной лабораторией Главтюменьгеологии, позднее ЦЛ концерна Тюменьгеология.

По Самбургскому месторождению было выполнено 45 анализов по поверхностным пробам нефти, 42 анализа по глубинным пробам нефти по однократному разгазированию и 34 анализа по ступенчатой сепарации; растворенный в нефти газ исследовался в 26 пробах.Состав газа изучен в 81 пробах, отобранных на устье; газ, растворенный в нефти, отобранный при ступенчатом разгазировании изучен в 26 пробах.

Было отобрано четыре устьевые пробы нефти и одна проба газа, растворенного в нефти, отобранная на устье, 2 устьевых пробы свободного газа в залежи пласта БУ100. По данным поверхностных проб плотность нефти составляет в среднем 0,847 г/см3, кинематическая вязкость при 200 С - 14,98 сСт, при 500 - 4,38 сСт. Содержание серы - 0,13 %, парафина - 9,25 %, смол - 2,06 %, асфальтенов - 0,11 %. Нефть в пласте БУ100 малосернистая, высокопарафиновая, малосмолистая.

Растворенный в нефти газ изучен в скважине 164, который содержит: метана - 85,986 %; этана - 4,737 %; пропана - 2,32 %; бутана - 1,430 %; пентан + высшие (С5+С7) - 0,612 %. Содержание азота - 4,14 %, что является повышенным и, возможно, в дальнейшем проба этого растворенного газа может быть отбракована.

Устьевая проба по скважине 170 отбракована из-за высокого содержания азота (10,5 %).

Газ в газовой шапке по данным пробы, отобранной на устье в скв. 196, содержит метана 89,845 %, этана - 5,707 %, пропана - 1,878 %, бутанов - 0,708 %, пентанов - 0,179 %, гексанов - следы.

Азот присутствует в количестве 1,207 %, содержание инертных газов гелия и аргона составляет соответственно 0,011 % и 0,017 %, углекислый газ - 0,377 %. Сероводород отсутствует. В промышленных концентрациях в газе присутствует кроме метана, этан, содержание которого составляет 5,707 %, а содержание этана в газе выше, чем 3 %, является промышленным. Плотность газа по воздуху составляет 0,6265.

Было изучено пять поверхностных проб нефти, три пробы растворенного в нефти газа и восемнадцать устьевых проб свободного газа, одна проба на углеводородный состав нефти в залежи пласта БУ101.

По данным поверхностных проб плотность нефти в среднем составляет 0,856 г/см3, кинематическая вязкость при 200 С не определена из-за выпадения парафина, а при 500 С составляет 5,4 сСт. Содержание серы, парафина, смол и асфальтенов составляет, соответственно, 0,10 %, 10,02 %, 1,55 %, 0,08 %. Нефть в пласте БУ101 малосернистая, высокопарафиновая, малосмолистая.

По данным углеводородного анализа в скв. 195 из интервала от 2991 до 2993 м, нефть относится к смешанному нафтено-метано-ароматическому типу с содержанием метановых углеводородов - 52,91 %, нафтеновых - 23,19 %, ароматических - 23,9 %.

Растворенный в нефти газ содержит метана в среднем 86,8 %, этана - 6,814 %, пропана - 3,399 %, бутанов - 1,313%, гексанов - 0,01 %. Содержание азота 1,081 %, гелия и аргона соответственно 0,004 % и 0,017 %, углекислого газа 0,306 %, сероводород отсутствует.

Свободный газ по данным устьевых проб содержит метана - 88,650 %, этана - 4,867 %, пропана - 2,241 %, бутанов - 1,349 %, пентанов - 0,733 % гексанов - 0,469 %, относительная плотность по воздуху 0,6256. Сероводород отсутствует. Азота содержится 1,763 %, инертные газы гелий и аргон в очень незначительных количествах соответственно 0,013 % и 0,030 %.

Залежь пласта БУ102 охарактеризована 1 анализом свободного газа, отобранного на устье скв. 160, тремя анализами поверхностных проб нефти и 1 анализом углеводородного состава нефти по скважине 151, где в интервале от 3020 до 3030 м была получена вода с пленкой нефти. По данным поверхностных проб нефти, плотность нефти в пласте БУ102 составляет 0,855 г/см3, вязкость кинематическая при 200 С - не определена, при 500 С - 5,27 сСт. Содержание серы, парафина, смол, асфальтенов составляет соответственно 0,20 %, 10,17 %, 2,68 %, 0,185 %. Нефть в пласте БУ102 малосернистая, высокопарафиновая, малосмолистая.

По результатам углеводородного анализа по скважине 151 из интервала от 3020 до 3030 м нефть относится к смешанному метано-нафтено-ароматическому типу с содержанием метановых- 30,93 %, нафтеновых - 52,23 %, ароматических - 16,84 %. По углеводородному составу нефть в пласте БУ102 отличается тем, что здесь преобладают нафтеновые углеводороды, а в пласте БУ101 преобладали метановые УВ.

Состав свободного газа по устьевым пробам в пласте БУ102 изучен в 1 пробе по скважине 160.

Газ изучен в скважине 160:содержание метана - 90,033 %; этана - 5,23 %; пропана - 2,028 %; бутанов - 0,568 %; пентанов - 0,306 %; гексанов - 0,306 %.

Содержание углекислого газа 0,324 %, азота - 1,055 %, гелия и аргона соответственно 0,014 % и 0,021 %.

Исходным сырьем является природный газ, поступающий на площадку УКПГ через систему внутрипромысловых газосборных шлейфов от кустов скважин. Природный газ Самбургского НГКМ представляет собой смесь углеводородов, содержащую капельную и парообразную влагу. Состав сырого газа, поступающего на УНТС, приведён в таблице 1.3.

Химический состав и физические свойства пластовых вод представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.3

Состав пластового газа в мол.%

Компоненты

Количество

N2

0,76

СО2

0,19

СН4

85,61

С2Н6

5,74

Компоненты

Количество

С3Н8

2,64

iС4Н10

0,54

n С4Н10

0,62

F1

1,22

F2

1,08

F3

0,47

F4

0,29

F5

0,21

F6

0,14

F7

0,03

H2O

0,47


Таблица 1.4

Химический состав и физические свойства пластовых вод

Наименование показателей

Количество

Удельный.вес воды, г/см3

от 1,000 до 1,003

7,15

Минерализация, г/л

4,133

Содержание ионов, мг/л:

-

Na+

1426

K+

19,5

Ca2+

128

Mg2+

1

NH4+

1,5

SiO2-

37

Cl-

1987

HCO3-

793

J-

2,53

Br-

5,32

B

6,99

F-

6


1.8 Запасы нефти, газа и газового конденсата

Состояние запасов углеводородов приведено в таблицах 1.5-1.7.

Таблица 1.5

Запасы газа месторождения в млн.куб.м

ПЛАСТ

БУ101-2

БУ121-1

БУ121-2

БУ122-1

БУ131

БУ141

Кате-гория запасов

С1

63851

3739

1020

1262

47503

33303


С2

1209

2165

3886

342

12784

2309


С1+С2

65060

5904

4906

1604

60287

35612

ПЛАСТ

БУ142

БУ160

БУ161-2

БУ161-3

БУ171-1

Итого

Кате-гория запасов

С1

1365

522

859

957

5346

159727


С2

125

7693

4653

3675

3353

42194


С1+С2

1490

8215

5512

4632

8699

201921


Таблица 1.6

Запасы газового конденсата

Пласт

Категория

НГЗ, тыс.т

НИЗ, тыс.т

КИК, д.ед.

БУ101-2

С1+С2

5740

4535

0,790

БУ121-1

С1+С2

1222

623

0,510

БУ121-2

С1+С2

1015

518

0,510

БУ122-1

С1+С2

332

169

0,510

БУ131

С1+С2

16622

10472

0,630

БУ141

С1+С2

11402

6841

0,600

БУ142

С1+С2

477

286

0,600

БУ160

С1+С2

2817

1662

0,590

БУ161-2

С1+С2

1891

1116

0,590

БУ161-3

С1+С2

1588

937

0,590

БУ171-1

С2

2984

1761

0,590

Итого

С1+С2

46090

28920

0,627


Таблица 1.7

Запасы нефти месторождения

ПластКатегорияНГЗ, тыс.тНИЗ, тыс.тКИН, д.ед.





БУ101-2

С1

57046

16999

0,298


С2

68405

19838

0,290


С1+С2

125451

36837

0,294

БУ121-1

С1

5149

1421

0,276


С2

15004

4051

0,270


С1+С2

20153

5472

0,272

БУ131

С1

2094

469

0,224


С2

17889

3935

0,220


С1+С2

19983

4404

0,220

БУ141

С1

55032

14530

0,264


С2

44281

11292

0,255


С1+С2

99313

25822

0,260

БУ160

С1

1245

304

0,244


С2

1266

261

0,206


С1+С2

2511

565

0,225

БУ161-2

С2

3265

718

0,22

БУ161-3

С2

15358

3855

0,251

БУ171-1

С2

35871

8501

0,237

Итого

С1

120566

33723

0,280


С2

219207

55953

0,255


С1+С2

339773

89676

0,264


1.9 Анализ текущего состояния разработки месторождения

До 01.01.2012 г. Самбургское месторождение находилось в консервации. Все действующие скважины были остановлены в октябре 2007 года. Консервация месторождения обусловлена отсутствием технических условий на подключение к магистральному газопроводу, незавершенностью строительства УКПГ, отсутствием местного потребителя добываемого газа.

На рассматриваемую дату добыча углеводородов осуществлялась на объектах БУ100, БУ101, БУ121-2, БУ131, БУ141-2б, БУ141-3 и БУ171-1. В добывающим фонде находилось 14 скважин. По состоянию на 01.11.2007 г. в действующем фонде числилось 8 газоконденсатных скважин (№№154, 159, 165, 168, 170, 177, 207, 215) и 2 нефтяных (№214, 253). Разработка объектов осуществлялась на режимах истощения пластовой энергии.

В 2007 году средний дебит нефти добывающих скважин составлял 47,1 т/сут., при среднегодовой обводненности продукции - 5,0%. Эксплуатация нефтяных скважин на протяжении всего рассматриваемого периода осуществлялась фонтанным способом.

Согласно промысловой отчетности, на 01.01.2014 г. на месторождении пробурено 109 скважин, в т.ч. 42 - эксплуатационных, 15 - поисковых, 52 - разведочных. В фонде газоконденсатных пребывает 37 скважин, из них 2 в освоении; в фонде нефтяных 5 скважин, из них 1 - бездействующая. Накопленная добыча сухого газа составляет 3545,0 млн.м3, что соответствует 4 % от начальных геологических запасов, числящихся на Государственном балансе по состоянию на 1.01.2012 г.; накопленная добыча конденсата - 1395,2 тыс.т, текущий коэффициент извлечения конденсата - 0,048.

Из 37 газоконденсатных скважин 18 горизонтальные, 18 наклонно-направленные (в т.ч. 9 скважин с ЗБС), 1 вертикальная.

Показатели выработки углеводородов на 01.01.2012 г. представлены в таблице 1.8. Добыча нефти, газа и газового конденсата по годам представлена на рисунке 1.9.

В апреле 2012 года на Самбургском месторождении была возобновлена промышленная добыча природного газа и газового конденсата. В течение года в эксплуатацию были введены первая и вторая очереди установки подготовки газа, 46-километровый газопровод, соединяющий установку подготовки газа с ЕСГ, а также 20-километровый конденсатопровод, соединяющий месторождение с конденсатопроводом «Юрхаровское месторождение - Пуровский ЗПК». В 2013 году добыча газа на месторождении составила 1,25 млрд. куб. м, добыча жидких углеводородов -170 тыс.т.

Таблица 1.8

Показатели выработки углеводородов на 01.01.2012 г.

Годы

Добыча нефти, тыс.т

Добыча жидкости, тыс.т

Накопл. добыча нефти, тыс.т

Обв-ть, %

Накопл. добыча жид-ти, тыс.т

Добыча газа, млн.м3

Накопл. добыча газа, млн.м3

Добыча конденса-та, тыс.т

Накопл. добыча конденса-та, тыс.т

Дейст. фонд неф-х скв., шт.

Дейст. фонд газовых скв., шт.

2000

41,0

44,0

41

6,8

44

49,2

49

13,7

14

2

3

2001

52,0

55,0

93

5,5

99

199

248

58,5

72

2

5

2002

52,0

56,0

145

7,1

155

348

596

103,3

176

2

9

2003

52,0

56,0

197

7,1

211

483

1079

136,5

312

2

12

2004

41,0

43,0

238

4,7

254

652

1731

118,2

430

2

11

2005

38,0

40,0

276

5

294

595

2326

100,7

531

2

9

2006

35,0

37,0

311

5,4

331

626

2952

110,6

641

2

8

2007

30,0

32,0

341

5,0

363

593

3545

101,4

743

2

8



Рис. 1.9. Добыча нефти, газа и газового конденсата по годам

Выводы по первому разделу


.Самбургское нефтегазоконденсатное месторождение по объему запасов УВ относится к категории крупных месторождений, по сложности геологического строения - к сложным.

. На месторождении недостаточно изучена продуктивная характеристика нефтяных оторочек, слабо изучена газоконденсатная характеристика залежей, по некоторым объектам необходимо дополнительное исследование керного материала.

. Стратиграфический разрез Самбургского месторождения полностью согласуется с региональными закономерностями, установленными для данного района. Промышленнаягазонефтеносность месторождения установлена в пластах мезозойского возраста: БУ101-2, БУ122-1, БУ131, БУ141, БУ142. Всего на месторождении открыто 18 залежей углеводородов в 12 пластах.

. Основными объектами по величине запасов свободного газа и газового конденсата являются пласты БУ101-2, БУ131, БУ141. Основной объем запасов нефти приурочен к нефтяным оторочкам пластов БУ101-2 и БУ141,

. Тип коллектора основного продуктивного пласта БУ101-2 - терригенный, поровый. Проницаемая часть пласта представлена мелко-среднезернистыми песчаниками и алевролитами. Породы-коллекторы относятся к низкопроницаемым (менее 50 мД) с пористостью менее 18 %.

. Основная залежь продуктивного пласта БУ101-2 разрабатывается с 2002 г. По состоянию на 1.01.2014 г. из пласта добыто 5222,9 млн.м3 сухого газа и 550 тыс.т. газового конденсата, среднегодовая обводненность продукции - 5 %.

. На 1.01.2012 г. в фонде числится 109 скважин различных категорий, в эксплуатационном фонде находится 42 скважина. Бездействуют в настоящее время 1 скважина.

2. Обоснование методов интенсификации добычи природного газа и газового конденсата в скважинах Самбургского месторождения

.1 Анализ эффективности методов интенсификации добычи углеводородов

За время эксплуатации скважин Самбургского месторождения бригадами КРС выполнено 32 ремонта. Основная часть операций направлена на изоляцию притока воды и вывод скважин из консервации. На рисунке 2.1 представлено распределение произведенных ремонтов по выполненному объему. Разбуривание цементного моста при выводе скважин из консервации составляет 36% операций, установка цементного моста при проведении изоляционных работ - 21%, сопровождение промысловых геофизических исследований - 18%, реперфорация при выводе скважин из консервации - 18%, растепление гидратно-ледяных пробок - 6% и 1% операций - цементаж заколонного пространства.

Рис. 2.1. Ремонты скважин Самбургского месторождения

Основные проблемы при эксплуатации добывающего фонда обусловлены прорывом подошвенных и законтурных пластовых вод к забоям скважин, а также поступлением воды из смежных пластов по заколонному пространству. Накопление воды на забое приводило к образованию гидратов и падению коэффициента продуктивности. Мероприятия по устранению данных осложнений оказались малоэффективными. Успешность ГТМ составила 33%, средняя удельная технологическая эффективность - 0,033 тыс. т/скважину по конденсату и 0,033 млн. м3 /скважину по газу.

С учетом опыта эксплуатации газовых скважин Самбургского месторождении проектом предусматривается расширенное использование горизонтального бурения позволяющего при одинаковых отборах газа или жидкости снизить депрессии на пласт и тем самым ограничить негативное воздействие на обсадную колонну и уменьшить вероятность появления прорывов подошвенной и законтурной воды.

2.2 Обоснование применения методов интенсификации добычи углеводородов

.2.1 Сайклинг-процесс

Подавляющее количество ГКМ месторождений ЯНАО разрабатываются на режиме истощения пластовой энергии. Характерной особенностью указанного способа является ретроградная конденсация в пласте высококипящих углеводородов, ведущая к снижению коэффициента извлечения конденсата.

Несмотря на низкие показатели извлечения конденсата, расширенное применение указанного метода объясняется как технологическими, так и сложившимися общеэкономическими факторами.

К числу технологических факторов, сдерживающих создание и широкое внедрение методов воздействия на газоконденсатные залежи, с целью увеличения коэффициента извлечения конденсата (КИК), в первую очередь следует отнести сложность происходящих в пластах процессов ретроградной конденсации флюида и ограниченность способов управления этими процессами.

Увеличение коэффициента конденсатоотдачи, а нередко и газоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений может быть достигнуто путем возврата в пласт в течение определенного периода времени добытого газа, из которого предварительно извлечены компоненты С2+ или С3+. Такой режим разработки, обеспечивающий отбор пластового газа с начальным высоким или слабо уменьшающимся содержанием конденсата (благодаря поддержанию давления) получил название сайклинг-процесса.

Ограничивающим фактором применения данного метода является неоднородность геологического пласта. Высоковероятно появление прорывов закачиваемого газа и как следствие снижение эффективности. Опыт применения сайклинг-процесса на различных месторождения показывает, что при вариации коэффициента песчанистости более 0,3 частые прорывы газа делают процесс неэффективным. На пластах Самбургского месторождения данный коэффициент превышает указанное число и достигает по пласту БУ101-2 значения 0,9. [13]

Таким образом, проведение сайклинг-процесса на месторождении следует признать нецелесообразным.

2.2.2 Гидроразрыв пласта

Гидроразрыв пласта (ГРП) является наиболее востребованным в мире методом интенсификации и повышения углеводородоотдачи пластов, поскольку приводит не только к интенсификации выработки запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях позволяет существенно расширить эту зону, приобщив к выработке слабо дренируемые зоны и пропластки и достичь более высокой конечной углеводородоотдачи. Основными критериями выбора скважин для проведения ГРП являются:

-       эффективная нефтенасыщенная толщина должна быть не менее 3 м;

-       минимальная толщина глинистых разделов в кровле и подошве не менее 6м;

-       отсутствовать слом или смятие колонны;

-       герметичность цементного кольца в интервале перфорации и на 20 м вверх и вниз от него;

-       угол отклонения скважины от вертикали при входе в пласт менее 300°;

-       расстояние до линии нагнетания и ВНК более 400м;

-       текущая обводненность - менее 60%.

Операции ГРП классифицируются по целям применения следующим образом:

-       интенсификация дебита скважин, в первую очередь с загрязненной призабойной зоной, путем увеличения эффективного радиуса за счет создания высокопроводящих трещин ограниченной длины в средне- и высокопроницаемых пластах, а также в низкопроницаемых достаточно однородных коллекторах;

-       обеспечение гидродинамической связи скважины с системой естественных трещин пласта и расширение зоны дренирования c расчлененными и неоднородными пластами для увеличения темпа отбора извлекаемых запасов, повышения нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата пласта воздействием;

-       ввод в разработку низкопроницаемых залежей с потенциальной производительностью скважин в 2-3 раза ниже уровня рентабельной добычи и перевод забалансовых запасов в промышленные.

Значительное расширение области применения технологии гидравлического разрыва пласта достигается применением разработанных за последнее время новых технологий. В связи с появлением новых технологий сейчас практически нет ограничений по проницаемости на применение ГРП, тогда как в соответствии с традиционными представлениями гидроразрыв применялся только на пластах с проницаемостью не ниже средней. В средне и высокопроницаемых пластах эффективны короткие и широкие высокопроводящие трещины, в низкопроницаемых пластах эффективны трещины большой длины и меньшей проводимости. Увеличение производительности скважин после проведения ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещин, размерами трещины (причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает неограниченно с ростом длины трещины, существует предельное значение длины, превышение которого приводит к слабому росту дебита жидкости). Основные ограничения на применение ГРП относятся к проведению операций в водонефтяных и газонефтяных зонах, которые могут вызвать ускоренное конусообразование и резкий прорыв воды и газа в скважины, а также в истощенных пластах с низкими остаточными запасами, т.к. это не обеспечит окупаемости ГРП. Учитывая увеличение дебита окружающих скважин до 30% в результате создания трещин гидроразрыва, при проектировании разработки с применением ГРП позволяет планировать более редкую сетку скважин.

Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам создаваемых трещин.

Технология большеобъемного ГРП в основном используется для вовлечения в промышленную разработку коллекторов с низкой проницаемостью (менее 0,01 мкм2 для газовых пластов и менее 0,04 мкм2 для нефте- и конденсатосодержащих) при эффективной толщине пласта более 30 м. При этом создают трещины полудлинной до 500 м с закачкой от сотен до тысяч кубических метров в пластовых условиях жидкости на углеводородной основе низкого удельного веса или газа (азота, метана и т.д.) с пеной и до 700 тонн проппанта. В большинстве случаев операции оказались успешными и привели к увеличению дебита в 3 - 10 раз в нефтяных и конденсатных скважинах и 5 - 20 раз в газовых скважинах. Неудачи обусловлены сложностью управления пространственной ориентацией и размерами образующихся трещин. Трещины вскрывали водогазонасыщенные зоны, выходили за пределы пласта. Применение в большеобъемном ГРП технологии J-Frac позволило уменьшить толщину разрываемого пласта до 6 м при полудлине трещин до 150 м. Применение подобной технологии в условиях Самбургского месторождения ограничено, в виду небольших толщин продуктивных пластов и высокой вероятностью достижения трещин водонасыщенных зон.

Локальный гидроразрыв необходимо производить для снижения сопротивления призабойной зоны и увеличения эффективного радиуса скважины при кольматации призабойной зоны фильтратом бурового раствора, жидкостью глушения и т.д. в ходе проведения технологических операций. Применяется так же для улучшения связи скважины с удаленными зонами пласта при вскрытии скважиной локальных зон низкой проницаемости. При этом создаются трещины длиной 10-20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и до 10 тонн проппанта. Дебит скважин увеличивается в 2-3 раза.

При локальном ГРП пластов с наличием близко расположенных водонефтяных и газонефтяных контактов и улучшения связи с призабойной зоной, основным фактором увеличения производительности скважины является ширина трещины. Для создания коротких широких трещин используется локальный ГРП с технологией TSO, которая позволяет снизить объем жидкости разрыва до 1-5 м3, одновременно увеличив массу проппанта до 20 т и более. Осаждение проппанта на конце трещины препятствует ее росту в длину. Дальнейшая закачка несущей проппант жидкости приводит к увеличению ширины трещины, которая доходит до 2,5 см, тогда как при обычном ГРП ширина трещины составляет 2-4 мм. В результате эффективная проводимость трещины (произведение проницаемости и ширины) составляет 500 - 3000 мкм2мм. Дебит скважин увеличивается в 3 - 6 раз. Эффективная толщина пласта должна быть не менее 3 м.

Применение технологии локального ГРП в условиях Самбургского месторождения перспективно. Выбор скважин для проведения локального ГРП следует осуществлять из списка боковых стволов и наклонно-направленных скважин объекта и горизонтальных скважин по результатам их испытания после бурения [13].

2.2.3 Скважины с горизонтальным участком ствола

К одному из современных методов интенсификации добычи углеводородов с применением новых технологий и технических средств относится разработка месторождений с использованием горизонтальных и горизонтально - разветвленных скважин.

Рассматриваемые скважины имеют большую поверхность вскрытия пласта, что снижает фильтрационное сопротивление в ПЗП и способствует повышению дебитов и углеводородоотдачи. Вследствие увеличения степени охвата пласта дренированием при применении систем ГС и РГС в разработку могут быть вовлечены месторождения с высокой геологической неоднородностью, расчлененностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания, высоковязкими нефтями, а также многообъектных, низкопродуктивных и шельфовых месторождений, разработка которых вертикальными скважинами неэффективна из-за высокой себестоимости добываемой нефти, низкого дебита и неустойчивой их работы.

Конструктивные особенности ГС позволяют получать дебиты, в несколько раз превышающие дебиты вертикальных и наклонно-направленных, причем дебит возрастает за счет повышения не только депрессии на пласт, но и вследствие увеличения поверхности фильтрации и наращивания числа объектов, вовлекаемых в разработку. Одно из важных преимуществ добычи углеводородов такими скважинами связано с возможностью устойчивой, без осложнений, эксплуатации месторождения при пониженных депрессиях на пласт.

В настоящее время во всех нефтегазодобывающих странах широко применяются горизонтальные скважины. Они позволяют снижать затраты на добычу нефти и газа за счет существенного увеличения производительности скважин по сравнению с наклонно-направленными, и минимизируют затраты на строительство кустов, дорог и вредное воздействие на окружающую среду за счет сокращения числа скважин, необходимых для разработки месторождений, а также ограничить возможность появления прорывов пластовых вод.

На Самбургском месторождении предусмотрено бурение 609 горизонтальных скважин. В общем случае выбор направления бурения горизонтальных стволов определяется с учетом геолого-промысловых характеристик и размещения соседних скважин, в частности: размещение горизонтального ствола в приконтурных зонах производился параллельно контуру нефтеносности или границе раздела «нефть-вытесняющий агент». При наличии ВНЗ или газонефтяных контактов, для исключения преждевременного прорыва воды или газа, горизонтальные стволы размещаются как можно дальше от них [13].

Для пластов Самбургского месторождения, имеющих обширные подгазовые и водонефтяные зоны, использование технологии ГС позволит:

-       снизить риски появления прорывов подошвенной и законтурной воды;

-       уменьшить потери конденсата в призабойной зоне пласта;

-       ограничить негативное воздействие на обсадную колонну;

-       сократить капитальные затраты на строительство скважин.

2.2.4 Зарезка боковых стволов

На всех разрабатываемых месторождениях имеются бездействующие и малодебитные скважины. Очевидно, что сокращение числа бездействующих и малодебитных скважин является важным резервом увеличения добычи нефти, газа и газового конденсата и позволит получить дополнительную отдачу от ранее сделанных капитальных вложений на бурение этих скважин.

Одним из эффективных методов восстановления бездействующих или увеличение дебита работающих скважин является бурение бокового наклонного или горизонтального ствола из вырезанного участка обсадной эксплуатационной колонны.

Бурение боковых стволов дает возможность увеличить дебит старой скважины за счет вскрытия пластов ранее считавшихся нерентабельными или пропущенных, более продуктивных зон пласта, а также позволяет обойти зоны загрязнения и обводнения пласта в пласте.

Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже аналогичных показателей бурения новой скважины за счет использования большей части ствола существующей скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения.

Кроме того, боковой ствол проходит вблизи зоны продуктивного пласта, которая уже охарактеризована керновым материалом и каротажными данными, результатами испытания и эксплуатацией старой скважины, что существенно сокращает затраты на геофизические исследования.

Забуривание второго ствола из обсадной колонны позволяет решать следующие задачи:

-       увеличить дебит скважины за счет вскрытия продуктивного пласта дополнительным стволом, как наклонно-направленным, так и горизонтальным;

-       отремонтировать бездействующую скважину, которая не эксплуатировалась по техническим причинам (заклинка ЭЦН, расхождение колонны и т. д.);

-       уменьшить объём бурения новых скважин и сократить капитальные вложения на разработку месторождений.[6]

К числу недостатков зарезки боковых стволов следует отнести:

·   удорожание бурения на 10-50% прибурение горизонтальной части ствола и дополнительные затраты за счёт длины горизонтально ствола;

·   технические и технологические трудности, связанные с освоением, исследованием и ремонтнопрофилактическими работами в горизонтальных скважинах;

·   возможность образования гидрозатворов при не правильном выборе профиля горизонтального ствола и оборудованием таких скважин фонтанными трубами;

·   существенное влияние параметров анизотропии при вскрытии горизонтальным стволом продуктивных неоднородных пластов.[1]

Повышенное внимание к проектированию зарезки боковых стволов обусловлено следующими особенностями:

-       более равномерное стягивание контура нефтегазоносности, что увеличивает коэффициент заводнения и, следовательно, конечную углеводородоотдачу;

-       более высокий охват пласта вытеснением;

-       горизонтальный ствол, протягиваясь по продуктивному горизонту на десятки и сотни метров, соединяют друг с другом линзы, участки повышенной и пониженной проницаемости, каверны и трещины;

-       более высокое значение предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с активной подошвенной водой и газовой шапкой;

-       снижение градиента скорости в призабойной зоне пласта и, как следствие, уменьшение вероятности возможных осложнений при эксплуатации скважин;

-       более высокая производительность при фиксированном забойном давлении, в случае разработки объектов с аномально высоким пластовым давлением.

В связи с высокой стоимостью зарезки бокового ствола и скважин, стимулированных ГРП, существенно повышается значение этапа проектирования (и связанного с ним моделирования) разработки месторождений. Поэтому разработка аналитических методов расчета остается одной из актуальнейших задач нефтегазовых компаний.

Важен грамотный подход к процессу проектирования разработки месторождений системами горизонтальных стволов. Необходимо более глубокое изучение геолого-физических свойств пласта и пластовых флюидов, изучения неоднородности, расчлененности и анизотропии разрабатываемого объекта.

Таким образом, при проектировании разработки залежей углеводородов системами зарезки боковых стволов с выходом на горизонтальный участок необходимо сформулировать геолого-технологические, технико-технологические, технико-экономические и экологические принципы. Такие принципы и критерии позволят осуществлять первый тестовый отбор, который в дальнейшем должен сопровождаться конкретными гидродинамическими расчетами и технико-экономическим обоснованием. Каждая из этих проблем является сложной и многоаспектной задачей.[6]

В 2010-2011 гг. в соответствии с решениями действующего проектного документа на объекте БУ101-2 пробурено 22 эксплуатационных скважины, из них - 18 наклонно-направленных (скв. №№ 1009, 1010, 1011, 1012, 1013, 1014, 1015, 1016, 1017, 1018, 1019, 1101, 1102, 1103, 1104, 1105, 1106, 1307) и четыре горизонтальных (скв. №№ 1003, 1004, 1006, 1007). Объем проведенных исследований представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Объем выполненных исследований на пробуренном фонде скважин

Вид исследования

Кол-во скв.

№ скв.

Специальные исследования керна

2

Капилляриметрия

ОФП



1017, 1103

110З

Стандартные исследования керна

2

1017, 1103

ГКИ

5

1003, 1004, 1006, 1007, 1009

ГДИ

5

1004, 1006, 1007, 1009, 1011

Отбор и исследование в лаборатории поверхностных проб газоконденсата

5

1003, 1004, 1006, 1007, 1009

Отбор и исследование в лаборатории поверхностных проб воды

1

1007

Определение профиля притока

4

1009, 1013, 1102, 1106,

Максимальный дебит газа сепарации, полученный во время ГКИ, на горизонтальных скважинах при депрессии 0,9 - 2,0 МПа составил 625,2 - 737,8 тыс.м3/сут. Водогазовый фактор не превысил 8,8 м3/млн. м3. В то время как по наклонно-направленным результаты освоения следующие: по скв. №№ 1009, 1011 при депрессии 3,9 - 5,6 МПа получен дебит газа сепарации 366,2 - 378,8 тыс.м3/сут, по скв. №№ 1013, 1102 и 1103 дебит газа сепарации составил 126,7 - 181,5 тыс.м3/сут при депрессии 17,2 - 19,7 МПа. При этом водогазовый фактор при максимальной депрессии по скважине №1103 достиг 39,5 м3/млн. м3. По скв. № 1102 отмечается заколонный переток из водонасыщенной части пласта.

Результаты по основным наклонно-направленным скважинам:

.        Скважина 1102, куст №5. На штуцере 10 мм и депрессии на пласт 15,5 МПа получены дебиты газа Qг-117 тыс.м3/сут, конденсата Qк - 11 м3/сут при обводненности продукции 42,7%. Скин-фактор поданным КВД равен 19,3.

.        Скважина 1103, куст №5. На штуцере 12,7 мм и депрессии на пласт 16,5 МПа получены дебиты газа Qг-113 тыс.м3/сут, конденсата Qк - 18 м3/сут при обводненности продукции 26%. Скин-фактор по данным КВД равен 14,3.

.        Скважина 1011, куст №8. На штуцере 12 мм и депрессии на пласт 5,66 МПа получены безводные дебиты газа Qг-379 тыс.м3/сут, конденсата Qк - 41 м3/сут. Скин-фактор по данным КВД равен 4,1.

.        Скважина 1009, куст №7. При диаметре шайбы 12мм и депрессии на пласт 5,2 МПа дебит газоконденсатной смеси составил 452 тыс.м3/сут.

.        Скважина 1013, куст №8. На штуцере 14 мм и депрессии на пласт 14,8 МПа, получены дебиты газа Qг-120 тыс.м3/сут, конденсата Qк - 18 м3/сут. при обводненности продукции 18%.

Результаты по пробуренным и освоенным горизонтальным скважинам:

.        Скважина 1004, куст №7. При диаметре диафрагмы 14 мм и депрессии на пласт 2,16 МПа безводные дебиты составили: газа - 568 тыс.м3/сут., конденсата -79 м3/сут. Скин-фактор по данным КВД равен 0,84.

.        Скважина 1006, куст №7. При диаметре шайбы 18 мм и депрессии на пласт 2,1 МПа безводные дебиты составили: газа - 960 тыс.м3/сут., конденсата - 95 м3/сут. Скин-фактор по данным КВД равен 1,35.

.        Скважина 1007, куст №7. При диаметре шайбы 16 мм и депрессии на пласт 2,65 МПа безводные дебиты составили: газа - 705 тыс.м3/сут., конденсата - 77 м3/сут. Скин-фактор по данным КВД равен 1,44.

.        Скважина 1003, куст №7. При диаметре диафрагмы 14 мм и депрессии на пласт 1,97 МПа, безводные дебиты составили: газа - 625,2 тыс.м3/сут., конденсата - 74,5 м3/сут. Скин-фактор по данным КВД равен 0,91.

Очевидно, что горизонтальные скважины позволяют получать продуктивности в 2-2,5 раза большие по сравнению снаклонно-направленными и при меньших депрессиях, что положительным образом скажется на уменьшении потерь конденсата в пласте. Одновременно горизонтальное окончание минимизирует риски прорыва пластовой воды.

Результаты освоения пробуренных эксплуатационных скважин позволяют сделать вывод о преимуществе технологии горизонтального бурения над традиционным наклонно-направленным по следующим причинам:

Ø  использование горизонтальных скважин на пласте БУ101-2 за счет меньших депрессий на пласт позволит увеличить уровни добычи природного газа и газового конденсата и уменьшить темпы обводнения;

Ø  в условиях контактных запасов газа и нефти в силу конструктивных особенностей горизонтального типа заканчивания скважин отсутствует вероятность заколонной циркуляции из нижней водонасыщенной части пласта;

Ø  для обеспечения проектных уровней добычи газа горизонтальными скважинами потребуется меньшее по сравнению с наклонно-направленными количество скважин, что позволит сократить капитальные затраты на строительство.

Таким образом, применение технологии зарезки боковых стволов в вертикальных и наклонно-направленных скважинах Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения для перевода этих скважин в фонд горизонтальных можно рекомендовать как эффективный метод интенсификации добычи углеводородов. Это позволит не только уменьшить объемы бурения, повысить дебит и рентабельность скважин, но более рационально использовать пластовую энергию, вследствие более низких депрессий на пласт, что, в свою очередь, позволит увеличить углеводородоотдачу и снизить потери конденсата в пласте.

2.3 Особенности зарезки боковых стволов на месторождениях нефти и газа

.3.1 Технология зарезки боковых стволов

Требования к выбору скважин для бурения в них горизонтальных стволов:

. Все работы по зарезке и бурению БС представляются следующими основными этапами:

выбор основных стволов для заданного множества забоев БС;

выбор интервала вырезания «окна» (секции) в эксплуатационной колонне;

расчет траектории БС;

вырезание «окна» (секции) в эксплуатационной колонне;

зарезка и бурение бокового ствола;

закачинвание бокового ствола.

При выборе скважины для бурения из них боковых стволов необходимо учитывать текущие характеристики эксплуатационной колонны, качество ее крепления, фактическое пространственное положение ствола скважины:

·   состояние эксплуатационной колонны выше интервала зарезки бокового ствола по данным соответствующих приборов и опрессовки должно быть технически исправным;

·   необходимо обладать достоверной информацией о траекториях стволов подобранной и соседних с ней скважин для предотвращения пересечения стволов.

При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями:

·   пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности. Величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины, определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола, максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;

·   допустимая величина разности азимутальных направлений основного и нового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола;

·   траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;

·   поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико-экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки и бурения боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.[4]

Одним из условий эффективности разработки месторождения БС является качественное проектирование их траекторий.

Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих параметров, выборе типа профиля, определении комплекса параметров, необходимых для его расчета, построении оптимизационной процедуры расчета выходных параметров траектории БС.

При проектировании БГС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.

Если зенитный угол составляет 55-75°, скважина считается пологой, если 75-97° - горизонтальной.

В качестве основных критериев выбора профилей принято считать:

·   форму профиля бокового ствола;

·   радиус искривления при выходе на горизонталь;

·   угол охвата резко искривленного участка.

По этим признакам в зависимости от способа бурения и используемых технических средств можно выделить три группы характерных профилей боковых стволов, область их применения и рациональную технологию их реализации (рис. 2.2):- трехинтервальный профиль;, III - двухинтервальный профиль;- четырехинтервальный профиль.

Рис. 2.2. Типы профилей:

I - трехинтервальный; II, III - двухинтервальный; IV - четырехинтервальный; участки: 1- набора зенитного угла; 2-стабилизации; 3- падения зенитного угла; 4- выхода на горизонталь; 5- горизонтальный.

Профиль БГС состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтального участка.

Под направляющей частью профиля понимается часть бокового ствола скважины от ее устья до точки, являющейся началом горизонтального участка. На стадии проектирования бурения началом горизонтального участка считается точка входа в заданный цилиндр допуска. Высота цилиндра - коридор проводки горизонтального участка, радиус окружности (круга допуска) - максимально допустимое отклонение фактического забоя от проектного. Эти параметры определяются с учетом технологических возможностей бурения, исходя из последствий в нарушении сети разработки месторождения.

В практике бурения боковых стволов средние радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технического оснащения бригад составляют 60-660 м. Этот показатель также зависит от решаемой с помощью БС задачи. В одних случаях, например при наличии на забое аварийного инструмента, радиусы могут составить малую величину, позволяющую реализовать небольшой отход от старого забоя. В других случаях, например при полном обводнении скважины, радиус искривления составляет большую величину с целью максимального отхода от конуса обводнения старого ствола.

В настоящее время разработано более пяти технологических способов бурения боковых стволов (рис. 2.3). При анализе способов бурения было выявлено несколько проблем, возникающих в процессе строительства боковых стволов.

На части скважин для успешного отхода от основного ствола в заданном направлении устанавливается клин-отклонитель (рис. 2.3). Он должен быть устойчивым в стволе скважины и не проворачиваться под воздействием нагрузок со стороны режущего инструмента. Схемы также показывают необходимость фрезерования значительных объемов металла эксплуатационной колонны (рис. 2.3 а, г). Поэтому требуются надежные вырезающие устройства с повышенной прочностью режущих элементов, позволяющие фрезеровать колонну при разных зенитных углах основного ствола.

Рис. 2.3. Технологические способы забуривания боковых стволов:

а - вырезание окна в эксплуатационной колонне; б- вырезание части эксплуатационной колонны; в - извлечение верх­ней незацементированнои части эксплуатационной колонны; г - комбинированный способ бурения бокового ствола; д - бурение бокового ствола с открытого забоя; 1 - клин-отклонитель; 2 - цементный мост

Бурение скважин на старых месторождениях ранее проводилось без цементирования основной части ствола. Это упущение может привести к экологически опасным последствиям. Бурение бокового ствола позволяет осуществить подъем верхней части колонны после вырезания небольшого кольцевого окна, что существенно уменьшит объем фрезерования (рис 2.3 б,в).

Для выхода бурового инструмента из старого ствола необходим также цементный мост высокой прочности. Межпластовые перетоки при установке цементного моста вместо клинового отклонителя приводят к заметному снижению механической прочности цементного камня. Это затрудняет, а в ряде случаев не позволяет осуществить выход долота из старого ствола.[6]

Процесс крепления хвостовиков в БС сопровождается специфическими особенностями:

·   малые кольцевые зазоры между стенками скважины и обсадной колонной (в 2-3 раза меньше, чем в обычных наклонно направленных скважинах диаметром 215,9 мм);

·   большая интенсивность набора кривизны ствола скважины, которая может достигать 10°/10 м и более;

·   низкие давления в пластах, выработанных путем заводнения, и высокие в пластах, расположенных как выше, так и ниже продуктивных объектов.

В связи с указанными выше особенностями возникают дополнительные проблемы, требующие повышенного внимания:

трудность прохождения колонн к забою;

ограничения к жесткости колонны;

опасность прорыва воды в скважину через интервал стыковки хвостовика с предыдущей колонной (колонной основного ствола), т.е. через голову хвостовика;

возможность притока воды с забоя при открытом стволе;

трудность размещения в затрубном пространстве каких-либо устройств (центраторов, якорей, пакеров);

невысокая степень вытеснения глинистого раствора цементным;

более высокий уровень давлений в процессе продавливания, что может вызвать нарушение целостности пластов и поглощение цементного раствора (в том числе продуктивными пластами).

Поэтому большое значение приобретает управление реологическими и тампонажными свойствами растворов, физико-механическими характеристиками цементного камня и гидравлическими параметрами потока в заколонном пространстве.

В связи с этим научно обоснованное проектирование и реализация гидравлических режимов цементирования эксплуатационных колонн-хвостовиков является важнейшим требованием для обеспечения надежности разобщения нефтеводоносных пластов при креплении БС (в условиях малых кольцевых зазоров и большой кривизны ствола) и максимальной их продуктивности.

Многочисленные исследования отечественных и зарубежных специалистов и производственная практика показывают, что максимальное замещение глинистого раствора тампонажным в заколонном пространстве происходит при турбулентном режиме его течения и использовании буферных жидкостей.

Для оценки достижения турбулентного режима определяется критическая скорость восходящего потока.

Важно обеспечить турбулентный режим течения глинистого раствора, буферной жидкости и цементного раствора при прохождении их в интервалах продуктивных горизонтов, осложненных, как правило, кавернами, за весь период движения этих жидкостей в заколонном пространстве. На конечном этапе движения цементного раствора его течение может происходить при ламинарном режиме из-за роста давлений на устье скважины. Для фиксирования давления "стоп" скорость продавливания резко снижается, течение тампонажного раствора может происходить при "структурном" режиме, т.е. при практически не разрушенной (восстановленной) структуре. На этой скорости продавливается 0,5-1,0 м продавочной жидкости.

Ввиду малого объема продавочной жидкости при цементировании хвостовиков в БС цементировочные агрегаты должны быть установлены строго горизонтально. Определяемые временем крепления значения реологических параметров в расчетах берутся на конец продавки тампонажного раствора.[6]

2.3.2 Современные технологии зарезки боковых стволов

Задача восстановления или достижения рентабельной добычи имеет особую актуальность. Бурение бокового ствола (БС) из вырезанного участка обсадной колонны является одним из наиболее радикальных способов восстановления бездействующих, а также повышения компонентоотдачи малодебитных и увеличение продуктивности пробуренных скважин.

В настоящее время наибольшее распространение получили следующие два способа забуривания бокового ствола из обсаженной эксплуатационной колонны вертикальной или наклонной скважины:

. Вырезка секции обсадной колонны, с последующей зарезкой БС.

. Вырезка «окна» в обсадной колонне при помощи вырезающих фрез с устанавливаемого клина-отклонителя и последующей зарезки БС скважины с этого клина-отклонителя.

Зарезка БС с клина-отклонителя

К основным преимуществам такого способа строительства БС скважин необходимо отнести:

·   высокую точность ориентирования за счет того, что направление бурения дается уже установленным и с ориентированным клином-отклонителем;

·   возможность использования роторного бурения;

·   небольшой объем фрезеруемого металла (для 1-го способа зарезки БС необходимо вырезать не менее 7-8 м обсадной колонны), что ведет к уменьшению числа спуско-подъемных операций;

·   вырезание одновременно нескольких колонн;

·   возможность вырезки «окна» в обсадной колонне любой прочности, а также в плохо закрепленных колоннах.

Клин-отклонитель состоит из желоба с отклоняющей плоскостью с углом наклона 2,5° и узла фиксации клина-отклонителя в обсадной колонне. Спуск клина-отклонителя в скважину осуществляется на инструменте одновременно со стартовым фрезером или при помощи спускового устройства. Для осуществления направленной вырезки «окна» в колонне клин-отклонитель ориентируется по азимуту. При достижении клином-отклонителем забоя силой тяжести бурильного инструмента срезается стопорный штифт в узле фиксации клина-отклонителя. Плашка, перемещаясь по пазам, выходит из узла фиксации и врезается в стенку обсадной колонны. Узел фиксации надежно расклинивается внутри колонны и удерживает клин-отклонитель от проворота, таким образом, отпадает необходимость цементирования клина-отклонителя. При дальнейшем увеличении нагрузки на клин-отклонитель происходит его отсоединение от стартового фреза. После чего вращением инструмента производится начальное фрезерование обсадной колонны. Далее с помощью оконного фреза вырезается «окно» в колонне, а затем арбузообразный фрез его калибрует. В завершение при выходе фрезерующей компоновки из колонны производится смена компоновки для дальнейшего бурения дополнительного ствола. В настоящее время налажено производство трех моделей клиньев-отклонителей - серии «М», серии «П» и серии «С» практически для всех существующих стандартных типоразмеров обсадной колонны. Кроме этого, на предприятии имеется техническая возможность изготовления указанного оборудования по «индивидуальным» требованиям потребителя. В новых моделях клиньев-отклонителей (серии «П» и «С») корпус узла фиксации после подготовки клина-отклонителя к работе становится жестко связанным с желобной частью, а подвижный элемент, служащий для выдвижения расклинивающей плашки, находится внутри этого корпуса и срабатывает только при непосредственной опоре клина-отклонителя на забой. Тем самым исключается преждевременное срабатывание узла фиксации клина-отклонителя при его транспортировке до забоя, которое может произойти из-за разной толщины стенок обсадной колонны или недостаточной подготовки колонны для проведения работ по зарезке БС. В дополнение к вышеизложенному клин-отклонитель серии «С» при посадке на забой принудительно изгибается таким образом, что верхняя часть желоба прижимается к одной стороне колонны, а нижняя часть желоба - к другой, что обеспечивает лучшее дальнейшее прохождение инструмента, а также возможность установки данного клина-отклонителя в интервалах с большим углом наклона ствола скважины.

Фрезы для вырезания «окна» в обсадной колонне

Для удобства реализации технологии вырезки «окна» с клина-отклонителя вырезающие фрезы изготавливаются и поставляются в комплекте. Стандартный комплект фрез состоит из стартового фреза, оконного (торцевого) фреза и арбузообразного (калибровочного) фреза.

Стартовый фрез предназначен для спуска клина-отклонителя и начального фрезерования «окна», оконный фрез - для непосредственного прорезания «окна» в обсадной колонне, арбузообразный фрез - для калибрования окна. Подготовка к работе фрез достаточно простая и сводится к внешнему осмотру всех фрез на предмет повреждений режущей поверхности и целостности резьбовых соединений. Затем осуществляется стыковка стартового фреза с клином-отклонителем для спуска его на забой и начального фрезерования.

Компоновка в составе оконного и арбузообразного фрезов собирается для непосредственного фрезерования «окна» в колонне. В некоторых случаях для улучшения колибрования «окна» в компоновку включают два арбузообразных фреза.

Выпускаемые клинья-отклонители и комплекты фрез получили широкое признание среди буровиков России. Но развитие технологий бурения и ремонта скважин побуждает непрерывно совершенствовать выпускаемую продукцию с учетом последних мировых научно-технических достижений и опыта собственных разработок, а также привлекать сторонние научные кадры. Кроме того, по индивидуальным заказам и эскизам потребителя на предприятии имеется возможность изготовления оригинального режущего инструмента для проведения буровых и ремонтных работ на скважине.

Колтюбинг и второй ствол

При бурении горизонтальных боковых стволов весьма эффективен колтюбинг (“гибкая труба”): он не только удешевляет стоимость бурения, но и позволяет обойтись без глушения скважин, обеспечивает экологическую безопасность.

По этой технологии забуривают боковые ответвления в боковых стволах на находящихся в эксплуатации месторождениях, в зонах замещения, с ухудшенными коллекторскими свойствами, как итог - освоение запасов нефти, добыча которых считалась нерентабельной.

Первыми в России опробовали эту технологию на боковых горизонтальных стволах малого диаметра в АНК “Башнефть” в 2003-2005 гг. Технология бурения на депрессии включала применение облегченных промывочных жидкостей. В гибкую безмуфтовую трубу был встроен семижильный каротажный кабель, который использовался для передачи информации с забойной телеметрической системы “Надир” (ОАО НПФ “Геофизика”).

Телеметрия

Для безаварийной проводки боковых скважин на нефть и газ важна оперативная геологическая и технологическая информация, получаемая в процессе бурения. Она позволяет прогнозировать глубину залегания кровли продуктивного пласта, корректировать траекторию ствола горизонтальной скважины для предотвращения выхода долота за пределы пласта-коллектора и/или попадания его в обводненную часть коллектора. Для получения информации в процессе бурения применяются телеметрические (MWD) системы. В зависимости от состава (компоновки) они передают на поверхность инклинометрические (пространственное положение оси скважины) данные, показания естественной радиоактивности пород и их удельное сопротивление. По оперативным показаниям MWD-системы и ведется бурение.

Наличие приборов (зондов) в телесистеме позволяет обходиться без повторного проведения геоинформационных исследований после бурения, что также сокращает расходы на строительство скважины. В подавляющем большинстве используется импортная телеметрия от известных производителей: Halliburton, Baker Huges, Geolink (группа Sondex), Schlumberger и др. В России наиболее известна телесистема SperrySun RMLS™ Retrievable MultiLateral preengineered casing window System от Halliburton. Российским ОАО НПФ “Геофизика” также разработаны и выпускаются несколько вариантов информационно-измерительной системы контроля и управления процессом бурения.

Без зарезки боковых стволов большое количество углеводородов осталось бы в пластах. Боковые стволы дают возможность значительно увеличить коэффициент извлечения углеводородов и максимально использовать ранее разведанные запасы.[10]

2.4 Конструкция типовой скважины

.4.1 Подготовительные работы к бурению боковых стволов и организационно-технические мероприятия

1. После выбора и обоснования скважины бездействующего и обводненного фонда, из эксплуатационных колонн которых будет вестись бурение БС, перед проведением буровых работ осуществляются подготовительные работы.

. Бурению боковых стволов предшествует спуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны интервала эксплуатационного объекта.

. Осуществляется глушение скважины солевым раствором в соответствии с действующими инструкциями.

. Производятся монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры .

. Монтируется противовыбросовое оборудование, согласно схемы оборудования устья и производится его опрессовка.

. Выполняется подъем внутрискважинного оборудования.

. С целью определения технического состояния эксплуатационное колонны, возможных участков сужения проводится ее шаблонирование.

При необходимости обсадная колонна прорабатывается райбером до свободного прохождения шаблона.

. Для очистки от технических примесей скважина промывается солевым раствором (при необходимости горячим) не менее двух циклов.

. Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт (ЛМ) и оценки качества цементирования камня (ОЦК). На основании данных ЛМ и ОЦК с учетом результатов предварительного профилирования БС, определяется интервал забуривания бокового ствола. При выборе интервала забуривания место зарезки БС выбирается, по возможности, ближе к забою основного ствола. В случае низкого качества цементного камня за эксплуатационной колонной или его отсутствия проводятся работы по повторному цементированию затрубного пространства эксплуатационной колонны в интервале забуривания с предварительным перфорированием ее для закачки тампонажного раствора. Работы по повторному цементированию могут проводится после установки клин-отклонителя и вырезания «окна» в эксплутационной колонне.

. Выполняется установка на забое ликвидационного моста. Подготовка ствола скважины к установке ликвидационного моста осуществляется в порядке установленном руководящими документами.

Изоляционные работы проводятся с выполнением действующих правил и инструкций. При экономической целесообразности возможно совмещение установки изоляционного и технологического моста. После установки ликвидационного моста эксплуатационная колонна опрессовывается. Результаты изоляционных работ оформляются актами.

. Для зарезки бокового ствола с помощью отклоняющего клина (клин-отклонителя) устанавливается технологический цементный мост, который может быть создан различными способами: взрывным пакером, закачкой цементного раствора, совместной установкой взрывного пакера и ставкой цементного раствора с помощью желонки. При этом верхняя часть моста располагается выше муфты обсадной колонны в соответствии с инструкцией по эксплуатации клин-отклонителя. Взрывной пакер рекомендуется использовать для повышения надежности цементного моста перед его установкой.

Перед спуском взрыв-пакера эксплуатационная колонна в зоне установки цементного моста очищается скребком, а скважина промывается в течение одного цикла. Для установки цементных мостов рекомендуется применение специальных тампонажных составов, обеспечивающих повышение их физико-механических свойств.

. После ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) определяется верх цементного моста. При необходимости мост разбуривается до требуемой глубины, эксплуатационная колонна спрессовывается на давление, согласованное с НГДУ. При отрицательных результатах опрессовки эксплуатационной колонны выясняется причина принимаются меры к ликвидации негерметичности [4, 6].

.4.2 Конструкция боковых стволов

Боковые стволы проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами с диаметрами 139мм, 146мм и 168мм. Для них рекомендуются обсадные трубы потайных колонн («хвостовиков») диаметрами 88,9мм, 101,6мм и 110,0 мм (114,3мм), соответственно.

Боковой ствол может быть представлен четырьмя вариантами конструкции эксплуатационного забоя:

открытого типа;

открытого типа с частичным или полным перекрытием продуктивного горизонта щелевыми фильтрами;

открытого типа со спуском щелевых фильтров и манжетным цементированием БС;

закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка

Конструкция открытого типа предусматривает установку пакера или пакера-манжеты и манжетное цементирование.

Рекомендуемые размеры обсадных труб приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Рекомендуемые размеры обсадных труб

Диаметр трубы, мм

Диаметр муфты, мм

ГОСТ. ОСТ. ТУ

нружный

внутренний

наружный

внутренний


88,9

76,0

107,0

76,0

ГОСТ 633-80

101,6

88,6

110,0

90,0

ТУ 14-161-163-96

110,0

97,0

117,0

985,0

ТУ 14-161-163-96

114,3

99,6

127,0

101,1

ТУ 14-161-163-96


При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирование «хвостовика» в одну ступень.

Заканчивание БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» с подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном клиновом устройстве с пакером.

Верх «хвостовика» должен находится в эксплуатационной колонне основного ствола выше зоны фрезерования (не менее 20м). Вариант схемы подвески «хвостовика» приведен на рисунке 2.4.

Рис 2.4. Схема подвески хвостовика

-бурильные трубы; 2-адаптер (разъденитель); 3-пакер;клиновая подвеска; 4-хвостовик; 5-эксплуатационная колонна;

В случае открытого эксплуатационного забоя «хвостовик» включает:

посадочный адаптер;

подвеску «хвостовика»;

обсадные трубы;

обратный клапан;

второй обратный клапан;

пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер-манжет;

фильтр щелевой;

центраторы;

башмак;

В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая:

посадочный адаптер;

·   подвесное устройство;

·   обсадные трубы;

·   центраторы;

·   стоп кольцо;

·   обратный клапан;

·   второй обратный клапан;

·   перфорированный патрубок;

·   башмак.

После проработки ствола скважины и сборки «хвостовика» вместе с посадочным устройством и разъединителем производится спуск колонны на бурильных трубах.

При достижении башмаком «хвостовика» интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка.

При достижении требуемой глубины (забоя) осуществляются подвеска и разгрузка «хвостовика» в эксплуатационной колонне с помощью клинового устройства. Разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской.

Затем производится рассоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем ее вращения. Сальниковый узел установочного инструмента находится внутри воронки «хвостовика» до окончания процесса цементирования При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования.

После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» осуществляются затворение и закачка расчетного количества цементного раствора.

«Хвостовик» крепится раствором на основе цемента отечественного или импортного производства с плотностью не менее 1800 кг/м3 . Тампонажный раствор рекомендуется обрабатывать реагентом Tylose Е-29651 из расчета 0,25-0,3% реагента от массы сухого цемента или другими понизителями водоотдачи. При приготовлении цементного раствора обязательно применять осреднительную емкость.

Процесс цементирования осуществляется с использованием комплектов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологического процесса крепления и раскрытие пакерующих элементов о случае эксплуатационного забоя БС открытого типа в соответствии с инструкциями применяемых технических средств и технологий.

После окончания цементирования посадочный инструмет поднимается до выхода из сальникового узла и скважина промывается выше верха «хвостовика» обратной циркуляцией не менее двух циклов.

После промывки скважины от цементного раствора приводится в действие пакерующий элемент подвески «хвостовика».[4]


2.5 Расчёт основных параметров горизонтальных стволов с применением математического моделирования

.5.1 Современные технологии зарезки боковых стволов

Условия применения зарезки боковых стволов при разработке месторождений: [3, 5, 9, 14]

) Гидродинамические условия.

К ним относятся анизотропия, толщина пласта, абсолютная проницаемость, вязкость флюида, пластовое давление.

Опытным путем было установлено, что:

- определяющее влияние на приток к горизонтальному стволу оказывают расчлененность разреза, анизотропия пластов в различных направлениях. В пластах с высокой степенью расчлененности, при наличии выдержанных непроницаемых прослоев предпочтителен нисходящий профиль, пересекающий все продуктивные пропластки. Нефтегазоносные породы должны иметь достаточную вертикальную проницаемость;

обычно не вызывает сомнения эффективность бурения боковых стволов в "тонких" малопродуктивных пластах при обеспечении соответствующего "круга попадания";

существенным осложняющим фактором является неоднородность пласта, наличие низкопроницаемых зон;

высокое содержание газа в нефти является нежелательным фактором при разработке нефтяных месторождений горизонтальными стволами. В ГС попутный газ в некоторой степени препятствует фильтрации жидкости в скважине. Допустимый предел газового фактора определяется расчетами и гидродинамическими исследованиями;

коллекторы с высоковязкой нефтью очень перспективны для бурения боковых стволов, особенно если толщина пласта ограничена и скважины подвержены образованию в них водяного или газового конуса;

в нефтенасыщенных пластах не должно быть аномально высоких давлений. При высоких пластовых давлениях из-за неоднородности пласта появляется опасность выброса жидкости из ствола большой длины;

напоздних стадия разработки при низких значениях пластового давления бурение ГС не приведет к значительному повышению дебитов; кроме того, затраты могут быть во много раз больше, чем ожидаемый эффект, т.к. залежь истощена.

2) Влияние расположения горизонтального участка ствола в плане залежи и в объеме пласта.

Влияние обусловлено:

расстояние между фильтровой частью ГУ и ГНК (ВНК) в условиях нефти, контактной с водой, обычно принимается равной 6 - 8 м от ВНК;

в условиях нефти, контактной с газом, удаление рабочей части ГУ от ГНК принимается 5 - 7 м от ГНК;

в условиях нефти, контактной с газом и водой, удаление рабочей части ГУ от ГНК и ВНК должно быть не менее 5 м;[14]

при эксплуатации истощенной залежи наблюдается интерференция скважин, когда две соседние скважины дренируют один и тот же объем;

в смешанных системах проводки добывающих скважин (ГС среди ВС) невозможно реализовать в полной мере преимущества ГС, т.к. ранее пробуренные ВС существенно ограничивают возможности ГС.

Выделяют следующие системы разработки с ГС:

линейные (однорядные и многорядные), когда ряды добывающих и нагнетательных скважин располагаются параллельно, между рядами выдерживается определенное расстояние; эта модель рекомендуется как для создания больших систем разработки, так и для небольших залежей;

блочно-линейные используют принцип параллельно-линейной системы с образованием блоков разработки; она может сочетать преимущество ВС и ГС; рекомендуется для месторождений массивного типа или пластовых залежей достаточно большой толщины;

лучевые ("веерная", "радиальная") эффективны для массивных залежей; они выгодно сочетают преимущества ГС с кустовым методом и в связи с этим экологически более предпочтительны; дают возможность более гибко управлять динамикой разработки, сочетая ГС с ВС и ННС;

комбинированные.

В зависимости от геолого-физических условий эти системы могут быть одноярусными или многоярусными.[3]

) Зависимость оптимальных параметров работы ГС от конструкции скважины:

конструкция горизонтального забоя. В зависимости от геологических условий пласта ГС может быть оборудована открытым стволом с установкой лайнера-хвостовика, лайнера с пакером или обсаженным стволом с последующей перфорацией колонны. От конструкции забоя во многом зависят результаты последующих исследований скважины;

точность проводки горизонтального участка. Особенностью ГС является то, что горизонтальный участок должен входить в продуктивный пласт под заданным углом. Соответственно многократно возрастает роль применяемого метода бурения, полноты и точности исходной геологической информации.

Как показывает промысловый опыт в скважинах, где ГУ соответствует проектному положению, средний дебит в 1,3 - 1,5 раза выше, чем в скважинах, где ГУ проведен с отклонением от проекта, меньше обводненность.

) Влияние длины горизонтального участка на показатели эксплуатации:

анализ эксплуатации ГС с различной длиной в аналогичных геолого-физических условиях на месторождениях Западной Сибири, показал, что максимального дебита можно достичь, если длина ГУ находится в пределах 400-600 м. Кроме того, установлено, что затраты, связанные с приростом длины горизонтального ствола на каждые, например, 10 м, растут быстрее, чем прирост дебита при увеличении длины ствола на ту же единицу. [5, 10]

) Влияние режимов работы на показатели эксплуатации:

величина депрессии должна обеспечивать приемлемый входной дебит для обеспечения окупаемости капитальных вложений;

в условиях неконтактной нефти рост до определенных дебитов жидкости повышает дебиты нефти, а также количество добываемой воды, но значительные депрессии приводят к быстрому обводнению скважин вследствие подтягивания конуса воды и появления затрубных перетоков;

в условиях нефти, контактной с водой, увеличение дебитов жидкости практически не влияет на дебиты нефти, но значительно увеличивает количество добываемой воды и добываемого прорывного газа;

в условиях нефти, контактной с газом, и нефти, контактной с газом и водой, рост количества добываемого прорывного газа снижает дебиты жидкости в результате ухудшения работы скважинного оборудования.

Анализ плотности запасов газа пласта БУ101-2 показал, что основная плотность скопления газа находится в центральной части залежи в районе скважин №№ 159, 165, 260, 160 (рис. 2.5-2.6), где расположена основная группа скважин. В данном дипломном проекте рекомендуется зарезка бокового ствола с горизонтальным окончанием для скважины №1104. Это связано с тем, что она находится в зоне высокой плотности подвижных запасов газа, расположена на периферии основного эксплуатационного фонда залежи и будет оказывать меньшее влияние на другие скважины.

Рис. 2.6. Карта плотности подвижных запасов газа по пласту БУ101-2 по состоянию на 01.11.2007 г.

2.5.2 Методика расчёта производительности горизонтальных скважин

Общее уравнение притока газа в скважину:

 (2.1)

Где  - пластовое давление, ;

- забойное давление, ;

- дебит скважины ;

а - коэффициент фильтрационного сопротивления, характеризующий потери давления на преодоление вязкостного трения, - коэффициент фильтрационного сопротивления, характеризующий потери давления, вызванные инерционными силами вследствие извилистости поровых каналов; имеющий большое значение при высоких скоростях фильтрации, .

Формула дебита газовой скважины:

, (2.2)

В литературе не приводится точных аналитических решений о притоке газа к горизонтальным скважинам в пласте конечной толщины. Имеется лишь ряд приближённых формул для расчёта дебита ГС.

Для расчёта дебита ГС в работе используется метод эквивалентных сопротивлений З.С. Алиева [1].

Формула дебита для газовой скважины с горизонтальным участком имеет следующий вид:

 , (2.3)

,  - коэффициенты фильтрационных сопротивлений, зависящие от длины горизонтального участка скважины.

 (2.4)

 (2.5)

где

- эффективная газонасыщенная толщина пласта, м;

- радиус скважины, принимаемый по диаметру долота, м;

Для данных формул применимы следующие допущения:

) пласт считается изотропным;

) режим фильтрации стационарный;

) вязкость газа усредняется;

) трение флюида в скважине не учитывается.

2.5.3 Расчёт проектного дебита ГС для различных условий эксплуатации

Проведём анализ зависимости притока от различных значениях радиуса скважины, эффективной толщины пласта и депрессии в зависимости от длины горизонтального участка по методу фильтрационных сопротивлений З.С. Алиева (см.ф. 2.3). В таблице 2.3 приведены исходные данный для расчётов. Результаты расчетов представлены в таблицах 2.4-2.6 и на рисунках 2.7-2.9. [1]

Таблица 2.3

Исходные данные

Наименование

Параметр

Значение

Радиус скважины, м

0,146


Эффективная газонасыщенная толщина пласта,м

23,5


Радиус контура питания, м

250


Исходное линейное фильтрационное сопротивление

а

0,0038

Исходное квадратичное фильтрационное сопротивление

b

5,7510-9

Давление забойное для скважины с горизонтальным участком, Па

22,4106


Давление забойное для наклонно-направленной скважины, Па

14,5106


Пластовое давление, Па

24,4106



Таблица 2.4

Результаты расчёта дебита горизонтальной скважины при различных значениях радиуса скважины

Длина горизонтального участка, м

Qг, тыс.м3/сут


rc=0,073 м

rc=0,089 м

rc=0,114 м

0,5

1,01

1,02

1,02

1

2,03

2,03

2,04

2

4,05

4,06

4,08

5

10,14

10,16

10,21

15

30,41

30,47

30,62

25

50,69

50,78

51,03

50

101,37

101,55

102,06

75

152,06

152,33

153,09

100

202,75

203,11

204,12

125

253,43

253,89

255,15

150

304,12

304,66

306,19

300

608,24

609,33

612,37

400

810,98

812,44

816,49


Рис. 2.7. Зависимость дебита скважины от различных значений радиуса скважины

Таблица 2.5

Результаты расчёта дебита горизонтальной скважины при различных значениях эффективной толщины

Длина горизонтального участка, м

Qг, тыс.м3/сут


hэф=17 м

hэф=23 м

hэф=30 м

0,5

7,18

9,72

12,67

1

13,90

18,81

24,54

2

26,30

35,58

46,41

5

57,74

78,12

101,90

15

131,27

177,60

231,65

25

182,88

247,43

322,74

50

275,31

372,48

485,85

75

345,35

467,24

609,44

100

405,29

548,34

715,22

125

459,69

621,94

811,23

150

510,74

691,00

901,30

300

445,50

608,24

767,06

400

594,00

810,98

1022,75


Рис. 2.8. Зависимость дебита скважины от различных значений газонасыщенной толщины

Таблица 2.6

Результаты расчёта дебита горизонтальной скважины при различных значениях депрессии

Длина горизонтального участка, м

Qг, тыс.м3/сут


Депрессия на пласт


1 МПа

2 МПа

3 МПа

4 МПа

5 МПа

0,5

0,52

1,01

1,49

1,93

2,36

1

1,04

2,03

2,97

3,87

4,71

2

2,07

4,05

5,94

7,73

9,43

5

5,19

10,14

14,85

19,33

23,56

15

15,56

30,41

44,55

57,98

70,69

25

25,94

50,69

74,25

96,63

117,82

50

51,87

101,37

148,50

193,26

235,64

75

77,81

152,06

222,75

289,88

353,46

100

103,75

202,75

297,00

386,51

471,28

125

129,68

253,43

371,25

483,14

589,10

150

155,62

304,12

445,50

579,77

706,92

300

311,24

608,24

891,00

1159,53

1413,84

400

414,98

810,98

1188,00

1546,05

1885,12


Рис. 2.9. Зависимость дебита скважины от различных значений депрессии

Из полученных результатов можно сделать выводы, что дебиты при различных значениях радиуса скважин меняются незначительно, то есть приток газа к забою скважины практически не зависит от радиуса скважины (табл. 2.4 и рис. 2.7). Другая картина наблюдается при различных значениях эффективной газонасыщенной толщины, чем больше эффективная толщина пласта, тем выше дебит. Так при длине горизонтального участка ствола скважины 400 м расчетный дебит увеличивается вместе с ростом эффективной газонасыщенной толщины пласта: для м расчетный дебит составил 1029 м3/сут, что больше на 26,7% и на 71,6% чем при м и м соответственно (таб. 2.5 и рис. 2.8). Зависимость дебита скважины от различных значений депрессии показала, что с ростом разницы давления на стенке скважины дебит существенно увеличивается с 415 м3/сут до 1885 м3/сут, то есть более чем в 4,5 раза (таб. 2.6 и рис. 2.9).

2.5.4 Расчёт дебита проектной скважины №1104

На примере скважины №1104 выполним анализ притока к одиночной горизонтальной и вертикальной скважине в пласте конечной толщины. Исходные данные приведены в таблице 2.2.[7]

Исходя из данных условий, промыслового опыта и рационального использования пластовой энергии, примем значение забойного давления для горизонтальной скважины равной:[7]

 (2.6)

Рассчитаем по формуле (2.3) дебит ГС в зависимости от протяжённости горизонтального участка в однородном пласте с проницаемостью . В данном проекте предусмотрена оптимальная длина горизонтального участка 400 м. Такая длина позволит не только существенно увеличить дебит и снизить риски прорывов законтурной и подошвенной воды, но и минимизировать интерференцию скважин.

Расчёты приведены в таблице 2.7 и на рисунке 2.10:

Таблице 2.7

Расчёт дебитов скважины

Длина горизонтального участка, м

Qгс, тыс.м3/сут

Qвс, тыс.м3/сут

1

2

3

0,5

1,13

89,28

1

2,26


2

4,52


5

11,29


15

33,87


25

56,45


40

90,32


50

112,90


75

169,35


100

225,80


125

282,25

89,28

150

338,70


300

677,40


400

903,20



Рис. 2.10. Зависивость прироста дебита скважины после ЗБС от длины горизонтального участка, %

Приток жидкости по формуле (2.2) к вертикальной скважине №1104 в пласте для исходных параметров в таблице 2.3:

Где - дебит вертикальной скважины, .

Анализ полученных результатов показал, что с увеличением длины горизонтального участка возрастает дебит скважины. Из графика на рисунке 2.10видно, что при длине горизонтального участка =40 м дебит ГС начинает превышать дебит вертикальной скважины. При проектной длине горизонтального участка L=400 м, дебит увеличился более чем в 10 раз (Таблица 2.7).

При сравнении проектных и фактических показателей эффективности эксплуатации горизонтальной и вертикальной скважин было выявлено, что дебит ГС превышают дебит вертикальной, при длине горизонтального участка >40 м, что является дополнительным подтверждением эффективности применения ЗБС.

2.5.5 Расчёт профиля наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием

При проектировании направляющей части ЗБС используются известные методики расчета профиля наклонно-направленной скважины, а проектирование профиля горизонтального участка осуществляется в соответствии с проектными документами на разработку месторождения с применением ЗБС.

Для ЗБС используется J - образный тип профиля с набором угла на сопряженном с горизонтальным участке. В зависимости от количества участков профиля с различной кривизной (интервалов: забуривания, начального искривления, стабилизации, увеличения зенитного угла до 90 градусов, горизонтального участка) тип профиля может быть двухинтервальным и выше.

Требования к исходным данным, необходимым для проектирования ЗБС:

достоверность пространственного положения эксплуатационной колонны;

достоверность положения эксплуатационного объекта;

оценка погрешностей расчета определяемых параметров трассы ЗБС на основе технической точности измерительных систем, статистических расчетов;

достаточная степень свободы варьирования значений входных параметров для сходимости оптимизационной процедуры построения траектории ЗБС.

Параметры должны быть отражены в план-заказе для составления плана работ на зарезку ЗБС.

Основными параметрами проектной плоскостной траектории ЗБСявляются координаты участков ее в вертикальной проекции профиля.

Дуга окружности определяет минимальную длину участка скважины при изменении ее зенитного угла. Поэтому искривленные участки профиля проектируются в виде дуги окружности. Минимальный отход точки входа в пласт от вертикальной проекции точки забуривания ограничивается максимально допустимой интенсивноcтью искривления и величиной зенитного угла в месте забуривания. Интенсивность искривления ствола скважины (I, град./10 м) рассчитывается по формуле:

 (2.7)

Где R- радиус кривизны ствола скважины, м.

Пространственная интенсивность искривления ствола (I) на участке длиной 10 м может быть определена по формуле:

 (2.8)

Где ∆α = α1- α2- изменение зенитного угла на участке длиной 10 метров, град./10м

∆φ = φ1- φ2- изменение азимутального угла на участке длиной 10 м, град./10м.

α1 и φ2 - зенитный и азимутальный углы в начала интервала длиной 10 м;

α2и φ2- зенитный и азимутальный углы в конце интервала длиной 10 м.;

Фактический радиус искривления R может быть определен по формулам:

 (2.9)

 (2.10)

Где L - длина искривленного участка, м;

∆α- изменение зенитного угла на искривленном участке L, град;

∆θ- изменение азимутального угла на искривленном участке 1, град.;

α ср- средний зенитный угол на искривленном участке L, град.;

∆ψ- изменение пространственного угла на искривленном участке L.

Расчет параметров ствола скважины при работе с отклонителем производится в рамках упрощенной схемы, т.к. проектирование и анализ работы отклонителя с полным учетом всех особенностей его реальной конструкции, условий бурения является сложной аналитической задачей.

Радиус искривления ствола скважины R обусловлен геометрическими размерами отклонителя и для отклонителя на базе гидравлического забойного двигателя с одним углом перекоса осей находится по формулам:

 (2.11)

Где l1 - длина нижнего плеча отклонителя (от торца долота до точки перекоса осей), м;- длина верхнего плеча отклонителя, м;

α- угол перекоса осей отклонителя, град.;

β - угол наклона нижнего плеча отклонителя к оси скважины, град.

 (2.12)

Где D- диаметр долота, м.- диаметр отклонителя, м.

Минимально допустимый радиус искривления ствола Rmin определяется из условия принудительного пропуска системы долото - забойный двигатель (отклонитель) через искривленный ствол при возникновении напряжении изгиба в пределах упругих деформаций. Для нормальной эксплуатации бурильных и обсадных труб интенсивность искривления ствола скважины не должна приводить к возникновению напряжений, превышающих предел текучести их материала.

С учетом диаметра скважины и геометрических параметров отклонителя значение Rmin определяется по формуле:

 (2.13)

Где m = D0 / D ;- коэффициент уширения ствола;- диаметр долота, м;- диаметр скважины;- длинна отклонителя с долотом, м.- модуль упругости, МПа;

σm - предел текучести стали, МПа.

На участке ствола, расположенном в непосредственной близости от забоя, минимально допустимый радиус искривления ствола для гладких труб длиной более 25 метров определяется по формуле:

 (2.14)

ГдеDn-наружный диаметр бурильных(обсадных) труб, м.

При длине бурильных труб или длине искривленного участка менее 25 расчеты производятся по формулам :

 (2.15)

Где L - длина труб ,м.диаметр скважины, м.- диаметр муфты, м.

Наибольшая величина радиуса кривизны из ряда вычисленных значений считается допустимым радиусом кривизны, который должен учитываться при расчете проектного профиля БГС.

Проектная траектория составляется на центр круга допуска, а по требованию Заказчика - дополнительно на его диаметрально противоположные точки.

Участки азимутального искривления проектируются, исходя из условия стабильности работы компоновок и минимизации протяженности трассы ЗБС.

Расчет элементов профиля представляет собой оптимизационную процедуру, выполняемую в автоматизированном, а при необходимости процесса - в диалоговом режимах. Рекомендуется применение программ расчета профиля ствола скважиныDirector.

Рекомендации по проектированию проблей ЗБС и их проводке предусматривают возможность корректирования их при использовании новых долот, забойных двигателей, телесистем, изменении способа и режима бурения.

Оперативное управление траекторией ствола осуществляется с помощью автоматизированных программных комплексов.

Оперативный контроль параметров траектории ЗБС и положения двигателя-отклонителя на забое скважин производится с помощью комплекса специальных технических средств.

В процессе бурения бокового ствола при уточнении геологических характеристик пласта и корректировки точки входа в пласт производится фиксирование данного факта в информационных базах данных.

В проекте рассчитан профиль скважины №1104 с отклонением от точки забуривания бокового ствола до точки входа в кровлю продуктивного пласта БУ101-2 350 м без учета азимутального направления, то есть рассчитан профиль, расположенный в одной плоскости (рис. 2.11):

·   старый ствол от 0 до 2910 м по стволу (0-2650 м по вертикали);

·   участок набора зенитного угла от 2910 до 2985 м по стволу (2650-2720 м по вертикали), где интенсивность падения зенитного угла составляет 1,00° на 10 м;

·   участок стабилизации зенитного угла от 2985 до 3229 м по стволу (2720 - 2940 м по вертикали);

·   участок набора зенитного угла с интенсивностью 2,0° на 10 м в интервале 3229 - 3552 м по стволу (2940 - 3103 м по вертикали);

·   горизонтальный участок от 3552 до 3952 м по стволу (3103 - 3103 м по вертикали).

В процессе бурения скважины все работы, связанные с набором и корректировкой зенитного и азимутального углов наклонно-направленного ствола проводятся с использованием забойных телеметрических систем отечественного или импортного производства.

Величина радиуса круга допуска для точки входа в кровлю продуктивного пласта составляет 50 м.

Для решения задач надёжного разобщения пластов и сохранения коллекторских свойств пластов «хвостовик» цементируется манжетным способом цементным раствором выше кровли продуктивного пласта в интервале 2760-3510 м по стволу (2510-3100 м по вертикали) с применением цемента марки ПЦТ I-G. В интервале продуктивного горизонта устанавливается фильтр ФС-102.

Рис.2.11. Профиль скважины №1104

Основные характеристики и конструкция проектной скважины №1104 приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8

Характеристика и конструкция скважины №1104

Наименование колонн

Условный диаметр, мм

Глубина спуска (вертикаль), м

Диаметр долота, мм

Интервал подъема тампонажного раствора (вертикаль)

Старый ствол

Забуривание бокового ствола производится с глубины 2910 м (по стволу)

Эксплуатационная колонна

146

3170


«Хвостовик»

102

2510-3103

120,6

2510-3100

Профиль наклонно-направленных скважин

7-и интервальный

Отклонение от точки забуривания до точки входа в кровлю продуктивного пласта БУ101-2, м

350

Рассчитанные проектом интервалы:


- старый ствол, м

0-2910

- набор параметров кривизны, м

2910-2985

- участок стабилизации, м

2985-3229

- набора параметров кривизны, м

3229-3552

- горизонтальный участок, м

3552-3952

-радиус набора зенитного угла, м

286,5

-интенсивность набора зенитного угла, град./10м

2,0

Величина радиуса круга допуска, м

50

Максимально допустимый зенитный угол

95


2.5.6 Выбор режима работы газовой скважины

Расчёт диаметра штуцера

Диаметр отверстия устьевого штуцера для газовых скважин определяется по формуле [16]:

 (2.16)

Где - диаметр штуцера, мм;

 - коэффициент расхода,;г- дебит газа, м3/сут;

Рбур- буферное давление, по промысловым данным  атм.

Рассчитаем диаметр отверстия устьевого штуцера по формуле (2.16) для скважины №1104:

.

Расчет минимального дебита скважины, обеспечивающего вынос жидкой фазы

При эксплуатации газовых скважин наиболее часто встречающееся осложнение - поступление жидкой фазы (воды или конденсата). В этом случае необходимо определение минимального забойного дебита газовой скважины, при котором еще не происходит накопления жидкости на забое с образованием жидкостной пробки.

Минимальный дебит газовой скважины (в м3/сут), при котором не образуется на забое жидкостная пробка, рассчитывается по формуле [8]:

 (2.17)

Где - минимальная скорость газа, при которой не образуется жидкостная пробка, м/с;

 - температура в стандартных условиях, К,

 - пластовая температура, К,

 - забойное давление, МПа,

 - атмосферное давление, МПа,

- внутренний диаметр НКТ, по проекту = 0,062 м,

 - коэффициент сверхсжимаемости газа.

Минимальная скорость газа, при которой не образуется пробка воды:

 (2.18)

Минимальная скорость газа, при которой не образуется пробка конденсата:

 (2.19)

При эксплуатации газовых скважин наиболее часто встречающееся осложнение - поступление жидкой фазы (воды или конденсата). В этом случае необходимо определение минимального забойного дебита газовой скважины, при котором еще не происходит накопления жидкости на забое с образованием жидкостной пробки [16].

Используя формулы (2.17-2.19) рассчитаем минимальные дебиты газоконденсатной скважины №1104 Самбургского НГКМ, при которых не будет происходить осаждение конденсата на забое:

м/с.

Минимальный дебит, при котором выносится вода:

м3/с

Или тыс.м3/сут.

Минимальная скорость газа, при которой весь конденсат выносится на поверхность:

м/с.

Минимальный дебит для выноса конденсата:

м3/с

Или тыс.м3/сут.

Сравнивая полученные результаты можно отметить, что при прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды.

2.5.7 Расчёт технологической эффективности ЗБС

Количество дополнительно добытого газа за расчётный период за счёт бурения бокового горизонтального ствола скважины №1104 по продуктивному пласту определяется по формуле:

, (2.20)

Где - величина фактически добытой нефти по скважине за расчётный период, ;

- величина теоретической (предполагаемой) добычи нефти по скважине за расчётный период при отсутствие горизонтального ствола по продуктивному пласту, .

 , (2.21)

 , (2.22)

Где  - дебит скважины с горизонтальным стволом и вертикальной, ;

- дебит вертикальной скважины, .

- поправочный коэффициент, учитывающий соответствие дополнительной добыче газа и выработке извлекаемых запасов, д.ед. На первые 2 года β=1;

Получим:

, (2.23)

Количество дополнительно добытого газового конденсата определяется по формуле:

, (2.24)

Где - количество дополнительно добытого газового конденсата за расчётный период за счёт бурения бокового горизонтального ствола, т;

- конденсатогазовый фактор, по промысловым данным кг/м3.

Расчёт на 2 года по формулам (2.23-2.34):

млн.м3,

т.

В данном разделе был произведён расчёт технологической эффективности за счёт бурения горизонтального ствола в вертикальной скважине. Сопоставление «фактических» показателей разработки участка горизонтальными скважинами с показателями базового варианта, ещё раз показывает неоспоримое преимущество использования БГС при разработке низкопродуктивных пластов относительно небольшой эффективной толщины. За период эксплуатации на естественном режиме в течение двух лет при использовании горизонтальных скважин дополнительная добыча составит  природного газа и т газового конденсата, что в 9 раз превышает эти показатели над базовым вариантом.

Выводы по второму разделу

.Анализ современных методов интенсификации добычи природного газа и газового конденсата показал перспективность применения таких методов, как гидроразрыв пласта и зарезка боковых горизонтальных стволов в вертикальных и наклонно-направленных скважинахна Самбургском НГКМ. Среди этих методов интенсификации добычи ЗБС является одним из самых эффективных в условиях Самбургского месторождения.

. Применение технологии ЗБС в вертикальных и наклонно-направленных скважинах Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения для перевода скважин в фонд горизонтальных позволит не только уменьшить объемы бурения, повысить дебит и рентабельность скважин, но и более рационально использовать пластовую энергию, вследствие более низких депрессий на пласт.

3. На основе анализа фонда добывающих скважин и плотности остаточных подвижных запасов пластового газа была выбрана скважина-кандидат № 1104 для проведения ЗБС. Для более масштабного внедрения данной технологии рекомендуется провести дополнительные исследования с целью выявления других скважин, перспективных для ЗБС.

.Технологический расчет параметров скважины-кандидата по методике Алиева З.С. показал, что дебит проектный скважины после проведения ЗБС может увеличиться более чем в 10 раз с 89,3 тыс.м3/сут до 903,2 тыс.м3/сут.

. Выполнены расчеты профиляскважины №1104. При этом в качестве технологии способа забуривания была выбрана «вырезка окна» в ЭК на глубине 2650 м, с максимальным углом набора кривизны 2,0° на 10 м в интервале 2940 - 3103 м по вертикали и длиной горизонтального участка 400 м.

5. Расчет основных параметров технологического режима работа скважины позволил определить диаметр устьевого штуцера, минимальные скорости газа (м/с, м/с) на забое, обеспечивающие полный вынос воды и газового конденсата на поверхность,а также минимальные дебиты, при которых не образуются на забое жидкостные пробки (тыс.м3/сут, тыс.м3/сут). При прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды.

. Расчёт технологической эффективности ЗБС показывает неоспоримое преимущество использования данной технологии при разработке низкопродуктивных пластов относительно небольшой эффективной толщины.За период эксплуатации на естественном режиме в течение двух лет дополнительная добыча составит  природного газа и т газового конденсата, что в 9 раз превышает эти показатели над базовым вариантом.

. Таким образом, выполненные расчеты по применению ЗБС на Самбургском НГКМ показали свою эффективность, и данную технологию можно рекомендовать как метод интенсификации добычи природного газа и газового конденсата на данном месторождении.

3. Экономическая эффективность проекта


.1 Общие положения

Расчет предполагаемой экономической эффективности забуривания бокового ствола в скважинах Самбургского НГКМ представлен на примере одной №1104 за период времени, равный 7 годам, с учетом ежегодным падением добычи 5 %.

При расчёте будут учитываться следующие показатели:

Производственные затраты

Производственными называются затраты, связанные с производством, их принято подразделять на три вида:

)        Прямые затраты на сырье, материалы, полуфабрикаты;

)        Прямые затраты на оплату труда основных производственных рабочих с отчислениями на социальные нужды;

)        Накладные расходы - расходы производственного характера цеха, предприятия в целом за вычетом прямых производственных затрат.

Производственные накладные расходы состоят из расходов по эксплуатации производственных машин и оборудования и цеховых расходов.

Непроизводственные затраты связаны с управлением предприятием и сбытом продукции и делятся на две группы:

) Общие административные - заработная плата с отчислениями административно-управленческого персонала, содержание и эксплуатация административных зданий и т. д.;

) Торговые.

В расчёте так же будут учитываться налоги, выплачиваемые предприятием:

) Налог на добычуполезных ископаемых - обязательный, индивидуально безвозмездный платеж, взимаемый с организаций и индивидуальных предпринимателей, которым в пользование были предоставлены участки недр в целях разведки и оценки месторождений полезных ископаемых, а также их разработки, в форме отчуждения принадлежащих им на праве собственности, хозяйственного ведения или оперативного управления денежных средств в целях финансового обеспечения деятельности государства и муниципальных образований. Ставка НДПИ составляет:

с 1 января 2014 по 31 декабря 2014 года включительно 647 рублей за 1 тонну добытого газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья; с 1 января 2015 года 679 рублей.

на период с 1 января по 31 декабря 2014 года включительно 700 рублей за 1000 м3 газа при добыче природногогаза. При этом налогообложение производится по ставке, умноженной на коэффициент, значение которого составляет 0,673; начиная с 1 января 2015 года 788 рублей, с коэффициентом 0,701.

) Единый страховой взнос - это платежи, которые перечисляются организацией на обязательное страхование, пенсионное, социальное и медицинское страхование. Они пришли на смену единому социальному налогу (ЕСН) с 2010 года, их ставки утверждаются правительством. Ставка единого страхового взноса на 2013 год равняется 30%. Страховой взнос - это три вида отчислений:

обязательное пенсионное страхование, в том числе это взносы на страховую часть (есть градация тарифов в зависимости от года рождения сотрудника) трудовой пенсии и накопительную (индивидуальную) ее часть - обязательные страховые взносы в пенсионный фонд ПФР РФ;

социальное страхование работников, предусмотренное для случаев временной нетрудоспособности гражданина и в связи с материнством - обязательные страховые отчисления в ФСС;

медицинское страхование ОМС: обязательные страховые взносы в ФФОМС (федеральный внебюджетный фонд медстрахования).

) Обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профзаболеваний - страховой тариф устанавливается в процентах к начисленной оплате труда по всем основаниям (доходу) застрахованных, а в соответствующих случаях - к сумме вознаграждения по гражданско - правовому договору по группам отраслей (подотраслей) экономики в соответствии с классами профессионального риска.

Предоставление услуг по добыче нефти и газаотносится к 3 классу профессионального риска. К данному классу риска установлен страховой тариф, равный 0,4 %.

) Налог на прибыль - прямой налог, взимаемый с прибыли организации. Прибыль для целей данного налога, как правило, определяется как доход от деятельности компании за минусом суммы установленных вычетов и скидок. К вычетам относятся:

производственные, коммерческие, транспортные издержки;

проценты по задолженности;

расходы на рекламу и представительство.

Базовая ставка налога на прибыль составляет 20 %.

3.2 Методика расчёта экономической эффективности проекта

В данном расчете обосновывается экономическая целесообразность бурения боковых стволов в реальных условиях.

Для оценки экономической эффективности проекта будут использованы следующие показатели: ПДН (поток денежной наличности), ЧДД (чистыйдисконтированныйдоход), ВНД (внутренняя норма доходности (рентабельности)), срок окупаемости (T) и индекс доходности (ИД).

Расчет по системе выше перечисленных показателей производится по следующей методике:

, (3.1)

Где - прирост потока денежной наличности;

- прирост выручки от реализации продукции в результате приведенных мероприятий;

- капитальные вложения в разработку месторождения или организационно-техническое мероприятие в году t;

- изменение эксплуатационных затрат;

- изменение налоговых выплатв году t.

Прирост выручки определяется по формуле:

, (3.2)

Где - прирост объема реализованного газа или газового конденсата в годуt;

-цена предприятия на газ или конденсат в годуt;

Текущие затраты () представляют собой затраты на добычу газа и газового конденсата без амортизационных отчислений.

Капитальные затраты () представляют собой единовременные затраты на создание скважин, объектов промыслового строительства и оборудования, не входящего в сметы строек.

После расчета годовых потоков денежной наличности рассчитывается накопленный поток денежной наличности ():

, (3.3)

Где - количество лет проведения мероприятия.

Накопленный поток денежной наличности за весь период разработки (НПДНt) показывает, сколько наличных средств накопится на расчетном счете предприятия от реализации выбранного варианта разработки месторождения.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то возникает необходимость в их приведении к расчетному году (tp), предшествующему началу внедрению мероприятия. Эту процедуру можно осуществить при помощи коэффициента дисконтирования по формуле:

, (3.4)

Где - ставка дисконтирования.

Ставка дисконтирования численно равна эффективности инвестиций на рынке капитала. В условиях стабильной экономики этот коэффициент берут равным 0,1, то есть при отдаче капитала 10% в год. Нефтяные компании в своей практике экономического обоснования проектов разработки месторождений принимают норму дисконта на уровне 15% (с учетом дополнительных рисков вложений).

Дисконтированный годовой поток денежной наличности () можно определить по формуле:

, (3.5)

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистый дисконтированный доход:

, (3.3)

Индекса доходности (ИД):

, (3.4)

Значение индекса доходности, меньше или равное 1, означает нерентабельность проекта, он отвергается, как не приносящий дополнительного дохода. К реализации принимаются проекты со значением индекса доходности больше единицы.

Индекс показывает уровень доходов на единицу затрат: чем больше значение этого показателя, тем выше отдача каждой вложенной денежной единицы в проект.

3.3 Расчет показателей экономической эффективности применения ЗБС

Данные для расчета проведения мероприятия представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Расчет стоимости ремонта скважины №1104

Показатели

Ед.изм.

тариф

количество

сумма

1

Тарифные ставки



Бурильщик 6-го разряда

руб/час

132,07

1

71317,8


Пом.бурильщика 5-го разряда

руб/час

115,2

2

124416


Машинист подъемного агрегата 5-го разряда

руб/час

107,5

1

58050

2

Продолжительность ремонта

час

540



3

Премия

%

40

253784

101513,52

4

Северная надбавка

%

70


177648,66

5

Районный коэффициент

%

80


203027,04

6

Единый страховой взнос

%

30


76135,14

6

Социальное страхование

%

0,4


1015,14

7

Стоимость проводки бокового ствола

руб/м

26179

1042

27278335,7

8

Затраты на спецтехнику






агрегат "КВ-210"

руб/час

1680,1

540

907264,8


Трактор

руб/час

687,35

96

65985,6


кран

руб/час

977,25

96

93816


ЦА-320 (2 шт)

руб/час

1890,4

24

45368,88


гефизическая служба

руб/час

3325

12

39900


автоцистерны (3 шт)

руб/час

295,14

24

7083,36


трубовоз

руб/час

605,18

12

7262,16


ИТОГО

млн.руб

29,26


Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Исходные данные

Исходные данные

Ед.измерения

Показатели

Объем внедрения ЗБС

скв.

1

Цена на газ за 1 тыс.м3*

руб

1700

Цена на конденсат за 1 т*

руб

8000

Прирост добычи газа

тыс.м3

813,92

Прирост добычи конденсата

т

128,6

Стоимость ЗБС

млн.руб

29,26

Ежегодное падение добычи

%

5

Себестоимость 1 тыс.м3 газ*

руб

1224

Себестоимость 1 т конденсата*

руб

5680

* Данные ОАО «АРКТИКГАЗ»

Расчет показателей экономической эффективности проекта зарезки бокового горизонтального ствола на скважине № 1104Самбургского месторождения за 2014-2021 годы приведен в таблице 3.3.

За 7 расчетных лет эксплуатации объекта предприятие получит дополнительный доход в размере 27,31 млн. руб., что в текущих ценах (ЧТС) означает дополнительную прибыль 19,76 млн. руб.

Исходя из расчетов, построим профили НПДН и ЧТС (рис. 3.1).

Рис. 3.1. Профили НПДН и ЧЧД

Срок окупаемости капитальных вложений (Т) - это точка пересечения ЧТС с осью абсцисс. Срок окупаемости показывает время, в течение которого суммарные положительные значения ЧТС (НПДН) покрывают их суммарные отрицательные значения. Из рис.3.1 видно, что настоящее мероприятие эффективно и окупается уже в первый год после внедрения.

Таблица 3.3

Расчет экономической эффективности ЗБС на скважине №1104

Показатели

Ед.изм.

Годы




2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

1

Объем добычи природного газа

тыс.м3

293011,2

278360,6

264442,6

251220,5

238659,5

226726,5

215390,2

2

Объем добычи конденсата

т

46296

43981,2

41782,1

39693,0

37708,4

34031,8

3

Выручка от реализации природного газа

млн.руб

498,12

473,21

449,55

427,07

405,72

385,44

366,16

4

Выручка от реализации конденсата

млн.руб

370,37

351,85

334,26

317,54

301,67

286,58

272,25

5

Текущие затраты,

млн.руб

650,87

590,53

561,00

532,95

506,30

480,99

456,94


в т.ч.

Затраты на доп.добычу газа

млн.руб

358,65

340,71

323,68

307,49

292,12

277,51

263,64



Затраты на доп.добычу конденсата

млн.руб

262,96

249,81

237,32

225,46

214,18

203,47

193,30



Затраты на кап.ремонт

млн.руб

29,26

-

-

-

-

-

-

6

Налоги

млн.руб

211,52

230,53

219,01

208,06

197,65

187,77

178,38


в т.ч.

На добычу газа

млн.руб

138,04

153,76

146,07

138,77

131,83

125,24

118,98



На добычу конденсата

млн.руб

29,95

29,86

28,37

26,95

25,60

24,32

23,11



Налог на прибыль

млн.руб

43,52

46,91

44,56

42,33

40,22

38,21

36,30

7

Поток денежной наличности

млн.руб

6,10

4,00

3,80

3,61

3,43

3,26

3,10

8

Накопленный поток денежной наличности

млн.руб

6,10

10,11

13,91

17,52

20,95

24,21

27,31

9

Коэффициент дисконтирования

д.ед.

1

0,870

0,756

0,658

0,572

0,497

0,432

10

Дисконтированный поток денежной наличности

млн.руб

6,10

3,48

2,88

2,38

1,96

1,62

1,34

11

Чистаядисконтированный доход

млн.руб

6,10

9,59

12,46

14,84

16,80

18,42

19,76



Внутренняя норма доходности (ВНД) является показателем эффективности данного проекта и представляет собой такую норму дисконта, при которой чистый дисконтированный доход равен нулю (рис.3.2.).

Определяется ВНД методом подбора или графически. Если внутренняя норма рентабельности не превышает выбранное значение нормы дисконта (Ен), такой вариант проведения инновации отклоняется.

Чтобы построить график зависимости ЧДД от Ен необходимо минимум две точки. За координаты первой возьмём текущие расчёты: ЧТС = 19,76 млн. руб.; Ен=0,15.

Чтобы получить координаты второй точки согласно методике расчёта, приведённой выше, вычислим ЧДД при норме дисконта равной 1,65. ЧДД(Eн=1,65) = 0,74 млн. руб.

Рис. 3.2. Зависимость ЧДД от нормы дисконта

По графику зависимости ЧТС от нормы дисконта можно сделать вывод, что внутренняя норма рентабельности рассматриваемого проекта составляет примерно 170%, это свидетельствует об экономической эффективности разрабатываемого проекта.

Расчет индекса доходности (ИД):

.

Выводы по третьему разделу

. Расчет показателей экономической эффективности зарезки бокового ствола на Самбургском месторождении показал, что применение этого метода интенсификации добычи углеводородов позволит существенно нарастить добычу газа и газового конденсата на рассматриваемом месторождении.

. Зарезка бокового горизонтального ствола позволяет предприятию сократить производственные затраты. Чистая прибыль предприятия от применения этого метода на одной скважине составит27,31 млн.руб. за 7 лет эксплуатации скважины. Чистый дисконтированный доход составит 19,76 млн. руб. Срок окупаемости данного проекта меньше года, внутренняя норма доходности- 170%, а индекс доходности - 1,4.

. Так как проектное мероприятие полностью окупает себя в течение первого с принесением прибыли, то следует рекомендовать данный метод интенсификации добычи газа и газового конденсата для использования его на скважинах Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

4. Безопасность жизнедеятельности


.1 Общие положения

Специалисты, занятые на предприятиях нефтегазовой промышленности, зачастую подвергают свое здоровье профессиональному риску. Совокупность физических, химических факторов, физическая и психологическая напряженность труда, работа в суровых климатических условиях могут негативно отражаться на состоянии здоровья работников отрасли.

Работники нефтегазовой отрасли подвергаются воздействию комплекса неблагоприятных для здоровья факторов, условий труда, бытовой неустроенности и факторов природной среды. Их труд связан с постоянными высокими физическими и нервными перегрузками. Пары нефти и попутные газы могут вызвать отравление организма, контакт с нефтью приводит к поражению кожи. У работников этой отрасли наблюдаются частый производственный травматизм и высокий уровень заболеваемости. В основном это: поражения мышечной системы, связочного и костно-суставного аппарата, нервно-сосудистые изменения, нарушения функционирования нервной системы (депрессивные состояния, упорные головные боли, бессонница), кожные заболевания, болезни органов дыхания, нейросенсорная тугоухость.[15]

Добыча нефти, газа и газового конденсата в современных условиях осуществляется с использованием новых технологий, широким внедрением средств автоматизации, что создает реальные предпосылки для коренного оздоровления условий труда и охраны окружающей среды

В тоже время сохраняется высокая доля ручного труда, воздействие на нефтяников и газовиков производственного шума, вибрации, нефти и ее компонентов, природного газа и конденсата, неблагоприятного микроклимата, а также физическое и нервно-эмоциональное напряжение.

По данным Росстата, удельный вес работников нефтегаздобывающей промышленности, занятых в условиях, не отвечающих санитарно-гигиеническим нормам в 2011 году составил 42,1%. Уровень профессиональной заболеваемости работников этой сферы в Российской Федерации в 2009 году составил 3,34, а в 2010 году - 2,06 на 10 тысяч работающих.

4.2 Анализ травматизма

Распределение несчастных случаев по видам работ показывает, что за последние годы наибольшее их число приходилось на ремонт и обслуживание нефтегазопромыслового оборудования, причем около половины из них происходило при выполнении текущего и капитального ремонтов скважин. Анализ причин несчастных случаев при ремонте скважин позволил выявить наиболее опасные операции. К ним относятся спускоподъемные: укладка труб, штанг и насосов на приемные мостки, свинчивание и развинчивание труб и штанг, подъем труб и штанг с мостков; подготовительно-заключительные: монтаж, демонтаж канатной подвески и фонтанной арматуры, погрузочно-разгрузочные работы, установка на устье специальных агрегатов и оборудования.

Анализ несчастных случаев, заболеваний и аварий, имевших место в России за последние годы, позволил выделить следующие основные причины аварийности и травматизма на производстве:

человеческий фактор - 50,1%;

оборудование, техника - 18,1%;

технология выполнения работ - 7,8%;

условия внешней среды - 16,6%;

прочие факторы - 7,4%.

Как видно из полученных данных, в настоящее время заметно возрос удельный вес аварий и несчастных случаев, происходящих из-за неправильных действий обслуживающего технического персонала. Часто это связанно с недостаточностью профессионализма, а также неумением принимать оптимальные решения в сложной критической обстановке в условиях дефицита времени.

В цехах добычи нефти и газа и газового конденсата Самбургского месторождения ежегодно проводится анализ состояния охраны труда и техники безопасности. В обязанности службы по охране труда и техники безопасности, входит не только выявление причины несчастных случаев, но и установление взаимосвязи происшествий с различными классифицируемыми параметрами (возраст, стаж, профессия и др.). Для общей характеристики травматизма пользуются показателями частоты и тяжести, дающие относительную характеристику травматизма, т.к. абсолютные данные не дают этой возможности в силу того, что количество работающих или отработанное ими время, а также потери дней за время нетрудоспособности от несчастных случаев различны [18].

В таблице 4.1 приведены вышеуказанные показатели.

Таблица 4.1

Динамика травматизма

Годы

Количество несчастных случаев

Число дней нетрудоспособности

Коэффициент


Всего

В т. ч. со смертельным исходом


частоты

Тяжести

2010

4

-

59

6,67

14,75

2011

4

-

62

6,67

15,5

2012

3

-

78

5

26


Сведения таблице 4.1 показывают, что за период 2010-2012 годов смертельных случаев на производстве не зафиксировано, количество несчастных случаев за время исследования уменьшилось с незначительным ростом дней нетрудоспособности.

Травмирование возможно вследствие воздействий:

химических факторов, например, ядохимикатов, в виде отравлений или ожогов;

электрического тока - ожоги, электрические удары и др.;

высокой или низкой температуры (ожоги или обморожения);

сочетания различных факторов.

Случаи травматизма по организационным принципам происходят в результате неправильных действий (или бездействия) инженерно-технических работников и рабочих, выражающихся в невыполнении ими своих должностных обязанностей, нарушении установленной технологии и организации труда, требований правил эксплуатации оборудования и правил безопасности труда и обусловленных незнанием, недостаточной квалификацией или недисциплинированностью. Устранение этих факторов является задачей профилактики производственного травматизма.

Поведение работников в процессе производства регламентируется должностными обязанностями, производственным заданием, а также требованиями производственной, трудовой и технологической дисциплины. Неудовлетворительное исполнение должностных обязанностей, нарушение требований производственной, трудовой и технологической дисциплины становятся организационными причинами травматизма, которые должны быть устранены.

Очень важным, с точки зрения профилактики травматизма, является выполнение требований ГОСТ 12.0.004-90 по обучению и проведению инструктажа работающих.

Большинство несчастных случаев происходит в результате определенных действий и движений, которые можно назвать ошибочными. Ошибочные действия вызываются различными причинами, наиболее общими из которых являются: утомленность и усталость, отсутствие или недостаточность знаний и навыков, несоответствие индивидуально-психологических качеств требованиям трудовой деятельности, неправильное устройство оборудования, аварийное изменение обстановки, неудовлетворительная санитарно-гигиеническая среда и др.

Если предупредить неблагоприятные последствия ошибочных действий техническими средствами невозможно, то необходимо осуществить другие мероприятия: изменить режим труда, если причиной ошибочного действия является утомление, обучить персонал, если ошибочное действие вызвано отсутствием навыка и т.п. Если устранить ошибочные действия все же не удается, то лица, допускающие такие ошибочные действия, должны быть отстранены от работы.

К травматизму на нефтегазовом предприятии так же могут привести и механические опасности. К механическим опасностям вообще следует относить опасности, которые могут возникнуть у любого объекта, способного причинить травму в результате не спровоцированного контакта объекта или его части с человеком.

Такой контакт может наблюдаться при взаимодействии человека с объектом в трудовом процессе и при случайном нахождении человека в пределах действия объекта. С последним связано также и понятие об опасной зоне. Условия существования потенциальной опасности механического воздействия объекта на человека можно рассматривать как:

) предусмотренные самим технологическим процессом в зависимости от его назначения (например, работа с подъемно-транспортным оборудованием, станками, прессами и т.д.);

) приводящие к опасности из-за недостатков в монтаже и конструкции объекта (например, обрывы конструктивных элементов и их падение, разрушение от коррозии и т.п.);

) возникающие вновь при изменении технологического процесса и применении другого типа оборудования (по сравнению с ранее принятым в проекте).

К опасностям, механически воздействующим на организм человека, относятся:

) движущиеся машины и механизмы;

) подвижные части производственного оборудования;

) передвигающиеся изделия, заготовки, материалы;

) разрушающиеся конструкции;

) острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхности заготовок;

) физические перегрузки (статические, динамические).

К перечисленным выше можно добавить следующие воздействия, не связанные с механическим проявлением: коррозию, являющуюся фактором, ослабляющим конструкцию и способствующим последующему внезапному ее разрушению; действие сосудов, работающих под давлением, которые, в случае взрыва, воздействуют на окружающую среду, а также горячих поверхностей, прикосновение к которым вызывает ожог, и скользких поверхностей, способствующих падению; воздействие на человека тяжестей при подъеме, опускании и переносе материалов и оборудования.

4.3 Промышленная санитария

.3.1 Метеорологические условия

Для обеспечения условий способствующих максимальной производительности труда, необходимо физиологическое обоснование требований к устройству оборудования и рабочего места, длительность периода работы и отдыха и ряда других факторов, влияющих на работоспособность.

Работы на нефтегазодобывающих предприятиях часто проводятся на открытом воздухе, поэтому они связаны с воздействием наработающих различных метеорологических условий (температуры, влажности воздуха, ветра, естественных излучений). Метеорологические условия подвержены сезонным и суточным колебаниям.

Неблагоприятные метеорологические условия могут явиться причиной несчастных случаев. При высокой температуре воздуха понижается внимание, появляется торопливость и неосмотрительность; при низкой - уменьшается подвижность конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организма. Влияет на теплоотдачу организма и влажность воздуха: нормально при температуре 18°С влажность должна находиться в пределах от 35% до 70%. Сухой воздух приводит к повышенному испарению, в связи с чем появляется ощущение сухости слизистых оболочек и кожи. Очень влажный воздух, наоборот, затрудняет испарение.

Минимальная зафиксированная температура воздуха в регионе составляет -55°С.

При работе на открытом воздухе правилами безопасности предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных метеорологических факторов: снабжение рабочих спецодеждой и спецобувью; устройство укрытий, зонтов над рабочими местами, помещений для отдыха и бытовых потребностей рабочих.

Во время сильных морозов, ветров, ливней всякие работы запрещаются. К числу мероприятий по улучшению условий труда при работе на открытом воздухе относится также создание микроклимата на рабочих местах с помощью соответствующих агрегатов и устройств.

4.3.2 Производственное освещение

Освещение производственных помещений, площадок и кустов нефтегазодобывающих предприятий считается рациональным при соблюдении следующих требований:

) Световой поток должен достаточно ярко и равномерно освещать рабочее место, чтобы глаз без напряжения различал нужные ему предметы и не испытывал слепящего действия как от чрезмерной яркости света, так и отражающих поверхностей.

) На полу в проходах не должно быть резких и глубоких теней. Освещение должно быть как в помещениях, так и в наружных установках, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей.

В таблице 4.2 показаны нормы электрического освещения (в люксах) для кустов, скважин:

Таблица 4.2

Нормы электрического освещения для производственных объектов

Объект

Освещенность, лк.

Нормативные данные, лк.

Разряд зрительной работы

Устья скважин

10

10

XII

Моторные будки станков-качалок

10

10

XII

Рабочие места:




Устье скважины

35

30

Х

Лебедка

25

20

XI

Подъемная мачта

2

2

XIV

Люлька верхнего рабочего

20

20

XI


4.3.3 Производственный шум

Источниками производственного шума являются электродвигатели, дымососы и вентиляционные установки, двигатели внутреннего сгорания, трансформаторы, станки, электромашины, транспортные средства и многое другое.

Санитарные нормы производственного шума при выполнении всех видов работ на постоянных рабочих местах в производственных помещениях и на территории предприятий составляют 80дБ (А). При работе насосов и других агрегатов- 100 дБ (А).

Для смягчения пагубного влияния звука с высоким уровнем давления на слуховой аппарат человека, рекомендуется применять звукоизолирующие наушники.

4.3.4 Вредные вещества, присутствующие при эксплуатации и ремонте скважин на месторождении

Помимо вредных веществ, применяемых при эксплуатации месторождения, существуют вредные вещества, которые в процессе эксплуатации и ремонта скважин могут поступать в рабочую зону в качестве продуктов сгорания топлива (в котельных установках, двигателях внутреннего сгорания): углероды (сажи), диоксиды углерода, оксиды углерода, каменноугольные смолы и др. Кроме того, возможно поступление вредных веществ к устью скважины из недр: углеводородов (метан  и др.), сероводорода  и др. Взрывопожароопасные и токсичные свойства веществ приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Взрывопожароопасные и токсичные свойства веществ

Вещ-во.

ПДК, мг/м.

Класс опасности.

Характер воздействия на человека.

Температура °С

Пределы воспл.

Источники.





Вспышки

Самовоспл

%


1

2

3

4

5

6

7

8

Сырая нефть

300

4

Пары малотоксичны. Воздействие на кожу: вызывает возникновение экзем и дерматитов

 40

-

1,5-36,5

Разливы при авариях, пропуски и свищи, дренажные емкости.

Оксид углерода

20

4

Ухудшает отдачу кислорода тканям. При конц. в воздухе 0,5% смерть через 2-3 вдоха.

-

651

12,5-75

Продукт неполного сгорания топлива на факеле и печах

Диоксид углерода

785

4

4-5% раздр. органы дыхания, учащают частоту дыхания. При 10%-сильное отравление

-

-

-

Продукт окисления (сгорания) органических веществ.

Предельные углеводороды C1-C5

300

4

Сильные наркотики. Вызывают неустойчивость нервной системы, зуд кожи.

-

246-537

5-15

Попутный нефтяной газ, газоопасные места на нефтепромыслах и установках

Сероводород

10

2

Оказывает токсическое воздействие на механизмы окислительных процессов. При высоких концентрациях вызывает паралич нервной системы

-

246

4,3-46

Нефть и газ с высоким содержанием серы

Диоксид азота

5

2

Оказывает сильное влияние на легкие человека

-

-

-

Работы на спецмашинах, насосных станциях.

ПАВ

500

4

-

-

-

Призакачки в пласт смеси воды с ПАВ.

Сажа

4

3

Пары вызывают раздражение глаз и дыхательных путей

-

-

-

Факельная установка


На предприятии для предотвращения превышения норм ПДК вредных веществ используются различные способы (установка фильтров, средства индивидуальной защиты и т.д.).

4.4 Техника безопасности

.4.1 Электробезопасность

Более 70% электротравм на объектах нефтяной и газовой промышленности происходит при обслуживании различного электрооборудования и электропроводки.

Организация безопасного обслуживания электроустановок требует четкого определения границ обслуживания электроустановок персоналом. Работники неэлектрических профессий, обслуживающих электротехническое оборудование, проходят соответствующий инструктаж по электробезопастности с последующим присвоением квалификации.

При добыче нефти механизированным способом используется оборудование, питающееся электрическим током 380В, имеют электрический привод. Всё электрооборудование должно быть заземлено. Должна так же быть защита от молнии.

К источникам опасности электрооборудования относятся все металлические токоведущие части оборудования.

В связи с наличием опасности рекомендуются следующие защиты обеспечение недоступности токоведущих частей кожухов, камеры средства индивидуальной защиты: диэлектрические перчатки, коврики, заземление электрооборудования (контур выполняется из металлической проводки диаметром 6мм).

Методы защиты от статического электричества:

1.       Замена горючих средств на менее горючие.

2.      Применение для горючих веществ статических присадок.

.        Вынос объектов, способных генерировать статическое напряжение за пределы производственного комплекса.

Категория молниезащиты зданий на предприятии - II. Тип молниеотвода - стержневой (допускается сопротивление 300 Ом). Сопротивление заземления должно составлять 2-4 Ом, а сопротивление изоляции не менее 1 МОм.

Сооружения по классу опасности поражения электрическим током относятся к сооружениям с повышенной огнеопасностью, по пожароопасности - категория А, по взрывоопасности - В1а.

Чаще других работников травмируются электрики, дизелисты буровых установок, сварщики. Принимают следующие технические защитные меры:

малые напряжения;

контроль и профилактика повреждения изоляции;

обеспечение недоступности токоведущих частей;

защитное заземление;

зануление;

двойная изоляция;

защитное отключение.

Правила безопасности при работе с токами высокого напряжения нормируется ПУЭ, ГОСТ 12.1.019-79 «Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты», ГОСТ 12.1.030-81 «Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление», ГОСТ 12.1.038-82 «Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов», ГОСТ 12.1.045-84 «Электростатические поля. Допустимые уровни на рабочих местах и требования к проведению контроля».

Для электротехнического персонала используются средства индивидуальной защиты (спец. обувь, спец перчатки).

4.4.2 Обеспечение пожарной безопасности

Опасность возникновения пожаров на предприятиях нефтегазовой промышленности определяется, прежде всего, физико-химическими свойствами нефти, нефтяного и природного газов.

Степень пожарной опасности зависит так же от особенностей технологического процесса. Для предприятий нефтегазовой промышленности характерны наличие большого объема нефти, газа, газового конденсата, нефтепродуктов и других горючих жидкостей, их паров и горючих газов в технологической аппаратуре, которая нередко размещается на относительно небольших производственных территориях; применение высоких давлений в аппаратах, применение высоких рабочих температур и открытого огня с огнеопасными веществами.

Производственная территория не должна загрязняться легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, а так же мусором и отходами производства.

Дороги и подъезды к кустам и к каждой скважине, водоемам и средствам пожаротушения следует поддерживать в надлежащем состоянии. В каждой бригаде хранятся первичные средства пожаротушения (лопаты, топоры и т.д.), а так же огнетушители: ОП-5, ОП-10, ОП-50 и ОУ-5.

Фланцевые соединения трубопроводов и фонтанной арматуры, работающие при высоких давлениях, уплотняются металлическими кольцами.

Большое значение в снижении пожарной опасности процессов добычи нефти и газа имеют автоматизация и телемеханизация привода скважин, клапанов-регуляторов, насосов и других объектов.

В стандартных и технических условиях вещества и материалы должны содержать сведения о показателях пожаро- и взрывоопасности в зависимости от их агрегатного состояния. Число показателей, необходимых для характеристики веществ в условиях их производства, устанавливается в соответствии с требованиями ГОСТ12.1.010-84 ССБТ.

Легковоспламеняющимися называют горючие вещества и материалы, способные воспламеняться от кратковременного воздействия источника зажигания с низкой энергией. Смеси некоторых газов способны самовоспламеняться.

К основным объектам нефтегазовой промышленности по взрывоопасности относятся помещения нефтяных насосных, газовых компрессорных станций, газораспределительных будок и другие помещения, в которых взрывоопасные смеси не образуются при нормальных условиях работы, но могут образоваться при авариях и неисправностях.

В таблице 4.4 приведен перечень противопожарного оборудования и средств пожаротушения.

Таблица 4.4

Перечень противопожарного оборудования и средств пожаротушения

Наименование

ГОСТ, ТУ

Кол-во, шт.

Примечание

Огнетушители пенные ОХП-10

НПБ 166-97

6

Допускается применять огнетушители порошкообразные ОП-5 по ГОСТ Р 41.73-2001 на центральном пожарном щите

Ящики с песком: 0,5 м3 1,0 м3


4 1

Устанавливаются: На территории ЦДНГ.

Лопаты

ГОСТ 19596-87

4

На центральном пожарном щите

Лом пожарный легкий ЛПЛ

ГОСТ 16714-71

2

На центральном пожарном щите

Топор пожарный поясной ТПТ

ГОСТ 16714-71

2

На центральном пожарном щите

Багор пожарный БП

ГОСТ 16714-71

2

На центральном пожарном щите

Ведро пожарное ВП

ТУ 220 РСФСР

4

На центральном пожарном щите

Щит пожарный деревянный ЩПД

ТУ 220 РСФСР

2

Устанавливается на ДНС, КНС, и внутри цеха добычи.

Рукава пожарные со стволами


3

Длина каждого не менее 20 м


Персонал, производящий техобслуживание, должен иметь соответствующую спецодежду для защиты от высоких температур. Она изготавливается из материалов с низкой теплопроводностью (асбест, шерсть) и высокими отражающими свойствами (металлизированные пленки, ткани).

4.5 Чрезвычайные ситуации

Для Тюменской области характерны следующие чрезвычайные ситуации (ЧС):

Природного характера:

-       паводковые наводнения;

-       лесные и торфяные пожары;

-       ураганы;

-       сильные морозы (ниже -40°С);

-       метели и снежные заносы

Техногенного характера:

-       пожары;

-       взрывы;

-       разливы сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ);

-       отключение электроэнергии и др.

В ОАО “АРКТИКГАЗ” ежегодно, в зависимости от времени года, ведется подготовительная работа по предупреждению возникновения поражающих факторов вероятных чрезвычайных ситуаций природного характера. Разрабатываются мероприятия по работе предприятий в весенне-летний и осенне-зимний периоды года. Поэтому чрезвычайные ситуации природного характера на деятельность предприятия не оказывают большого воздействия.

Чрезвычайные ситуации техногенного характера спрогнозировать, практически, не возможно. По статическим материалам или путём экспертных оценок определяются наиболее вероятные ЧС на объекте, прогнозируется их последствия, и разрабатываются мероприятия по их предотвращению.

Выводы по четвертому разделу


. В результате анализа травматизма на нефтегазовых предприятиях были выделены основные опасные факторы, влияющие на жизнь и здоровье рабочих.

. Компания ОАО «АРКТИКГАЗ», ведущая добычу нефти, газа и газового конденсата на Самбургском месторождении, применяет множественные меры по предотвращению или уменьшению действия опасных факторов.

. Рабочие места оборудованы по всем правилам и нормам безопасности труда. Рабочие снабжаются всеми требуемыми средствами индивидуальной защиты.

. На предприятии разработаны различные планы действий при возникновении той или иной чрезвычайной ситуации.

. Внедрение такого метода интенсификации добычи газа и газового конденсата как бурение боковых горизонтальных стволов не требует введения специальных мер по безопасности рабочего персонала (сверх мер, уже реализуемых на предприятии).

5. Охрана окружающей среды и недр

Нефтяная и газовая промышленность является на сегодняшний день одной из наиболее опасных отраслей производства по загрязнению окружающей среды.

Сюда относятся большое число объектов и технологических процессов, являющихся источниками загрязнения окружающей среды, например процессы и объекты бурения, добычи, транспорта и переработки жидких и газообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов.

Под загрязнением окружающей среды понимается всякое искусственное или естественное изменение физических, химических и биологических свойств воды, воздуха, почв и недр, растительного и животного мира.

Рост промышленного производства, вовлечение все больших количеств природных ресурсов в хозяйственный оборот, увеличение численности населения и другие причины оказывают отрицательное влияние на растительный и животный мир, состояние недр, почвы, водного и воздушного бассейнов.

Федеральное и местное законодательства вводят ряд ограничений на хозяйственную деятельность для некоторых территорий с целью охраны природы, рационального использования ресурсов и сохранения традиционного уклада жизни, многочисленных народностей севера.

На протяжении всей разработки и эксплуатации Самбургского месторождения природоохранная деятельность предприятия должна быть направлена на решение трех взаимосвязанных проблем:

обеспечение экологической сохранности территории месторождения и прилегающих к нему зон, на которые возможно влияние при эксплуатации объекта, восстановление последствий уже имевших место нарушений природной среды;

обеспечение экологической безопасности местного населения и персонала, работающего на месторождении;

повышение ответственности персонала предприятий за качество выполняемых им работ, загрязнение окружающей среды, рациональное использование природных ресурсов, выполнение природоохранного законодательства.

Сложившееся воздействие на окружающую природную среду в регионе и непосредственно на рассматриваемой территории определяют нефтепромысловые объекты и сооружения Самбургского месторождения.

Воздействие кустов скважин, сооружений подготовки нефти, газа и газового конденсата проявляется практически на все компоненты природной среды: атмосферный воздух, поверхностные и грунтовые воды, почвенно-растительный покров, недра.

Исследования показывают, что наибольшее воздействие на природную среду происходит при аварийных ситуациях на нефтегазопроводах.

5.1 Атмосферный воздух

Источниками загрязнения атмосферы на месторождении являются потери паров из резервуаров и технологических аппаратов, утечки газа в воздух в процессе освоения скважин, неполное сгорание газа в факелах, газосепараторы, насосный блок, дренажные емкости, узлы учета нефти, газа и газового конденсата и т.д.

При сжигании жидкого минерального топлива образуются окислы азота, вызывающие при вдыхании у людей заболевания верхних дыхательных путей. Сжигание нефтепродуктов, например, мазута вызывает загрязнение атмосферы пылью, копотью, окисью углерода, окислами серы, соединениями мышьяка и другими вредными веществами.

В таблице 5.1 приведен перечень нескольких выбрасываемых в атмосферу вредных веществ от объектов месторождения.

Таблица 5.1

Перечень загрязняющих веществ, выброшенных в атмосферу на территории Самбургского месторождения

Ингредиенты

Ед. измр.

ПДК

Факт

Диоксид азота

мг/м3

0,20

0,03

Оксид азота

мг/м3

0,40

0,02

Оксид углерода

мг/м3

5,00

1,50

Сернистый ангидрид

мг/м3

0,50

0,05

Метан

мг/м3

50,00

2,55


Анализ приведенных результатов показывает, что в содержание в воздухе определяемых ингредиентов ниже установленных показателей ПДК.

Контроль за соблюдением норм допустимых выбросов вредных веществ заключается в организации регулярного (в соответствии с планом графиком) отбора проб воздуха и сравнении фактических концентраций загрязняющих веществ с установленными нормативными ПДК. Контролируемые вещества: метан, сажа, диоксид азота, оксид азота, диоксид серы, взвешенные вещества. Периодичность контроля 2 раз в год - июнь, сентябрь.

В процессе промышленной эксплуатации месторождения охрана атмосферного воздуха обеспечивается герметичностью промысловых систем по добыче, сбору, транспорту и подготовки продукции, а также оснащенностью технологических процессов надежной системой приборов контроля, регулирования, сигнализации.

Мероприятия по охране атмосферного воздуха включают в свой состав в основном доведение до минимума выбросов ВВ в атмосферу от стационарных источников на кустовых площадках и от автотранспорта.

Основные пути защиты воздушного бассейна от загрязнений - это создание технологических процессов, исключающих выбросы в атмосферу, разработка эффективных методов очистки газов от вредных примесей, создание санитарно-защитных зон и научно обоснованное размещение предприятий. На месторождениях, в составе газа которых кроме углеводородных компонентов содержатся серовород, углекислый газ, предусматривается полная герметизация скважин. Между скважиной и УКПГ имеется телефонная связь.

5.2 Поверхностные воды и подземные воды

Продукты добычи и переработки газа и нефти являются также загрязнителями водных ресурсов. На территории Самбургского месторождения силами предприятия, в соответствии с требованиями природоохранного законодательства РФ и ЯНАО осуществляется мониторинг поверхностных водных объектов. Контроль поверхностных водных объектов выполняется в 2 наблюдательных пунктах. В этих точках ежемесячно отбираются пробы на содержание хлоридов и нефтепродуктов, и раз в квартал на полный химический анализ. Исследования состояния подземных водных объектов не осуществляются.

Результаты анализов проб воды из поверхностных водоемов Самбургского месторождения за 2007-2009 представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2

Результаты полного анализа проб воды водоемов Самбургского месторождения за 2007-2009 гг.

Определяемые ингредиенты

Ед. измерения

ПДК

2007

2008

За 6 мес. 2009 г.

1

2

3

4

5

6

Нефтепродукты

мг/дм3

0,05

0,055

0,011

0,02

Хлориды

мг/дм3

300

14,425

8,229

3,00

Жесткость

мг-экв/дм3

не норм.

1,868

0,452

0,26

Щелочность общая

мг-экв/дм4

не норм.

1,459

0,818

0,17

Окисляем.перманганатная

мг О2/дм3

не норм.

15,373

3,974

6,68

Нитраты

мг/дм3

40

1,634

0,743

0,58

Нитриты

мг/дм3

0,08

0,031

1,384

0,00

Аммонийный ион

мг/дм3

0,5

1,835

0,592

0,40

Железо общее

мг/дм3

0,1

2,934

0,857

0,51

Сульфаты

мг/дм3

100

3,139

1,341

1,02

Фосфаты (по фосфору)

мг/дм3

0,2

0,251

0,159

0,07

Сухой остаток

мг/дм3

1000

131,500

81,125

13,67

Взвешенные в-ва

мг/дм3

не норм.

54,125

11,125

21,17

рН

ед, рН

8,5

6,845

2,378

2,14

Прозрачность

см

2

20,938

5,238

0,17

Кальций

мг/дм3

180


6,238

4,33

Магний

мг/дм3

40


2,742

0,77

Калий

мг/дм3

50


0,203

0,25

Натрий

мг/дм3

120


1,532

0,43

Алюминий

мг/дм3

0,04


0,223

0,09

Мышьяк

мг/дм3

0,05


0,005

0,00

Барий

мг/дм3

0,74


0,004

0,01

Кадмий

мг/дм3

0,005


0,001

0,00

Кобальт

мг/дм3

0,01


0,001

0,00

Хром

мг/дм3

0,02


0,001

0,00

Медь

мг/дм3

0,001


0,001

0,00

Марганец

мг/дм3

0,01


0,070

0,05

Никель

мг/дм3

0,01


0,022

0,002

Свинец

мг/дм3

0,1


0,001

0,007

Цинк

мг/дм3

0,01


0,002

0,003

Ванадий

мг/дм3

0,001


0,000

0,000

Ртуть

мг/дм3

0,00001


0,000

-


Как следует из таблицы 5.2 периодически наблюдается превышение норм ПДК по нефтепродуктам (1,1 раза), азоту аммонийному (1,1-3,67), железу (5,1-29,3), фосфатам (1,2), марганцу (5-7), никелю (2,2 раза).

Одним из основных загрязнителей поверхностных и подземных вод являются сточные воды. Сточные воды имеют разнообразный химический состав. Исследования показали, что физико-химические свойства буровых сточных вод зависит от состава разбуриваемых пород, химических реагентов, применяемых для обработки раствора и т.д. Сточные воды нефтепромыслов образуются в процессе подготовки нефти на установках обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Основными загрязнителями в них являются взвешенные частицы, нефть, соли и растворенные газы (азот, сероводород, двуокись углерода и т.д.).

В настоящее время известны механические, физико-химические, химические и биологические методы очистки сточных вод. Выбор метода или методов обуславливается характером и степенью загрязнения сточных вод, санитарно-гигиеническими, технологическими и экономическими требованиями, которые определяются при решении вопроса о дальнейшем использовании сточных вод в системах оборотного водоснабжения технологических процессов, либо при выборе способа ликвидации сточных вод.

5.3 Охрана недр

Недра являются частью земной коры, расположенной ниже почвенного слоя и дна водоемов, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения.

Мероприятия по охране недр включают в свой состав следующее:

выполнение технологического процесса разработки месторождения в

строгом соответствии с проектом разработки;

мониторинг технического состояния скважин;

оперативное восстановление нарушений герметичности колонн;

ликвидация дефектных скважин;

строгое выполнение правил безопасности при проведении ремонтных работ на скважинах;

контроль качества пресных вод из артезианских скважин; Мероприятия по реагированию на аварийные ситуации и ликвидации их по-

следствий включают в свой состав следующее:

обучение персонала быстрому реагированию на аварийную ситуацию;

комплектация оборудования и средств для ликвидации последствий аварийной ситуации.

5.4 Воздействие на ОС путем строительства скважин

На природную среду негативно влияют процессы строительства скважин. Отличительной особенностью такого воздействия является высокая интенсивность и кратковременность формирования значительных технологических нагрузок на объекты гидро-, лито- и биосферы, которые часто превышают пороговые нагрузки, вызывая нарушения экологического равновесия в районах бурения, а зачастую и дегазацию отдельных компонентов природной среды. Учитывая, что свыше 60 % объемов буровых работ приходится на районы с крайне неблагоприятными природно-климатическими условиями, характеризующимися ограниченной самоочищающейся способностью и высокой экологической уязвимостью к любому антропогенному воздействию, становится очевидным ущерб, причиняемый природной среде при строительстве скважин. Для снижения отрицательного влияния процессов бурения на объекты окружающей среды применяются специальные природоохранные мероприятия.

В процессе бурения также возникает необходимость охраны человека от различных воздействий на него, к которым относятся климат данного района, условия труда и отдыха и многое другое.

Район ведения буровых работ расположен на территории Пуровского района ЯНАО.

Основные правила экологической безопасности ведения буровых работ на всех этапах строительства скважины регламентируются РД 39-133-94.

Потенциальными источниками загрязнения окружающей среды при строительстве скважин являются:

) буровые и тампонажные растворы;

) буровые сточные воды и шлам;

) пластовые минерализованные воды;

) продукты испытания скважины;

) продукты сгорания топлива при работе котельных и ДВС;

) горюче-смазочные материалы;

) хозяйственно-бытовые сточные воды и твердые отходы;

Отведенный земельный участок под строительство буровой необходимо отсыпать песком, предварительно очистив его от леса и кустарника. Отсыпанная площадка должна иметь обваловку высотой не менее 1 м, для исключения попадания загрязненных сточных вод в водоемы, а также уклон 3 о в сторону амбара.

Во время буровых работ образующиеся сточные воды подлежат очистке и повторному их использованию.

Очистка сточных вод для оборотного водоснабжения должна удовлетворять требованиям ОСТ 51-01-03-84, таблица 5.3.

Таблица 5.3

Показатели очистки сточных вод

Показатель

Значения

Показатель рН

6,5 - 8,5

Взвешенные вещества, мг/л

20

ХПК, мг/л

35

Нефтепродукты, мг/л

15

Общее солесодержание, мг/л

2000

Сульфаты, не более, мг/л

500

БПК, мг/л

20

Жесткость, общая, мг-экв/л

10

Хлориды, не более, мг/л

350

Массовая концентрация сероводорода, мг/л

0,5



5.5 Мероприятия по охране земель

Буровые работы необходимо проводить только в пределах отведенной территории. Движение транспорта должно осуществляться по дорогам, которые должны иметь водопропускные каналы.

Нельзя допускать пролив ГСМ на землю. Площадка под склад ГСМ должна быть гидроизолирована и обвалована.

Сыпучие материалы должны храниться в сарае.

Сбор бытовых отходов производится в мусоросборники (металлические контейнера), которые устанавливают рядом с кухней-столовой. Они вывозятся по мере заполнения. Жидкие отходы от кухни-столовой, бани, туалета, собираются в выгребных ямах, которые после окончания строительства скважины должны быть засыпаны грунтом.

По окончании буровых работ отведенная территория рекультивируется.

Рекультивация земель включает в себя два этапа: технический и биологический. При проведении технического этапа рекультивации земель должны быть выполнены следующие работы:

) очистка площадки от бетонных и металлических отходов, оставшихся по завершении строительства скважины, засыпка нагорных водоотводных канав, выполаживание или террасирование откосов, засыпка амбаров, планировка площадки;

) строительство подъездных путей к рекультивированным участкам, строительство въездов и дорог на них с учетом прохода сельскохозяйственной и другой техники;

) мелиорация токсичных пород и загрязненных почв, если невозможна их засыпка слоем потенциально плодородных пород;

) создание при необходимости экранирующего слоя;

) покрытие земель слоем потенциально плодородных пород или плодородной почвы.

Биологический этап рекультивации земель должен осуществляться после полного завершения технического этапа и включать в себя весь комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий по восстановлению нарушенных земель.

Выводы по пятому разделу

. В организации большое внимание уделяется охране окружающей среды. Ведётся постоянный мониторинг состояния атмосферного воздуха, поверхностных вод и почв. Производится регулярный отбор проб на превышение ПДК различных вредных компонентов, возникающих в процессе добычи нефти, газа и газового конденсата на Самбургском месторождении. Все производственные объекты снабжены необходимым оборудованием для снижения вредных выбросов в окружающую среду.

. Загрязнение окружающей среды придобычи и подготовке газа и газового конденсата в основном происходит в результате образования конденсационных вод, выбросов в атмосферу и на почву масла, метанола, диэтиленгликоля, фенолов, поверхностно-активных веществ.

. Внедрение такого метода интенсификации добычи газа и газового конденсата как бурение боковых горизонтальных стволов не требует введения специальных мер по охране окружающей среды (сверх мер, уже реализуемых на предприятии).

. Мероприятие по зарезки бокового горизонтального ствола на скважине №1104 Сабмургского месторождения провоцирует загрязнение окружающей среды (почвы, недр, поверхностных водоемов, атмосферного воздуха и растительного и животного мира). Однако при соблюдении всех вышеописанных правил по технике безопасности, пагубное влияние на окружающую среду и рабочий персонал, сводится к минимуму.

Основные выводы и рекомендации


. Анализ геолого-физических условий разработки Самбургского месторождения показал следующее:

нефтегазоконденсатная залежь БУ10 Самбургского месторождения -пластово-сводовая, литологически экранированная, тип коллектора - терригенный, поровый;

среднее значение коэффициента песчанистости в целом по залежи составляет 0,9, коэффициента расчлененности -8,6;

породы-коллектора относятся к низкопроницаемым-менее 0,05 мкм2 с пористостью 18%;

среднее начальное пластовое давление составляет 29 МПа, а пластовая температура в среднем - 760С;

пластовые нефти Самбургского месторождения характеризуются как средние по плотности,малосернистые, высокопарафинистые, малосмолистые. Значение газосодержания составляет в среднем около 208,6 м3/т. Газ, поступающий на установки НТС, характеризуется высоким содержанием сухого газа и газового конденсата: С1 - 85,61 %, С2 - 5,74 %, С3 - 2,64 %, С4 - 1,16%, С5+ - 3,44.

. Согласно проведенному анализу состояния разработки месторождения можно сделать следующие выводы:

- месторождение находится на стадии стабилизации добычи;

средняя обводнённость продукции составляет 5%;

основные проблемы при эксплуатации добывающего фонда обусловлены прорывом подошвенных и законтурных пластовых вод к забоям скважин, а также поступлением воды из смежных пластов по заколонному пространству.

3. На основе анализа фонда добывающих скважин и плотности остаточных подвижных запасов пластового газа была выбрана скважина-кандидат № 1104 для проведения ЗБС. Для более масштабного внедрения данной технологии рекомендуется провести дополнительные исследования с целью выявления других скважин, перспективных для ЗБС.

. Проведен технологический расчет проектирования ЗБС на скважине №1104Самбургского месторождения с использованием существующего регламента. Расчет показал, что дебит проектный скважины после проведения ЗБС может увеличиться более чем в 10 раз с 89,3 тыс.м3/сут до 903,2 тыс.м3/сут.

6.Зарезка бокового горизонтального ствола позволяет предприятию сократить производственные затраты. Чистая прибыль предприятия от применения этого метода на одной скважине составит27,31 млн.руб. за 7 лет эксплуатации скважины. Чистый дисконтированный доход составит 19,76 млн. руб. Срок окупаемости данного проекта меньше года, внутренняя норма доходности- 170%, а индекс доходности составляет- 1,4.

. Применение технологии ЗБС в вертикальных и наклонно-направленных скважинах Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения для перевода скважин в фонд горизонтальных позволит не только уменьшить объемы бурения, повысить дебит и рентабельность скважин, но и более рационально использовать пластовую энергию, вследствие более низких депрессий на пласт, уменьшить риск прорывов законтурной и подошвенных вод.

8. Расчет основных параметров технологического режима работа скважины позволил определить диаметр устьевого штуцера, минимальные скорости газа (м/с, м/с) на забое, обеспечивающие полный вынос воды и газового конденсата на поверхность,а также минимальные дебиты, при которых не образуются на забое жидкостные пробки (тыс.м3/сут, тыс.м3/сут). При прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды.

. В целом, использование такой технологии интенсификации добычи природного газа и газового конденсата как зарезка боковых горизонтальных стволов на Самбургском месторождении позволит не толькоснизить риски появления прорывов подошвенной и законтурной воды, уменьшить потери конденсата в ПЗП, ограничить негативное воздействие на обсадную колонну вследствие малых депрессий и сократить капитальные затраты на строительство скважин, но и перевести часть скважин в разряд горизонтальных, что позволит продлить срок экономической и технологической эффективности эксплуатации месторождения.

Список использованной литературы


1. Алиев З.С. Исследование горизонтальных скважин.- Уфа: НГТУ, 2004.-365с.

. Белов С.В. Безопасность жизнедеятельности.- М.: Высшая школа, 2001.- 220 с.

. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин.- М.: ООО"Недра-Бизнесцентр", 2001.- 199 с.

. Бухаренко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Москва: Недра, 1983.- 256 с.

. Волков Ю.А. Анализ зарубежного опыта использования горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений /Ю.А. Волков, Л.Г. Карпова, Р.Х. Муслимов // Разработка нефтяных и газовых месторождений. Состояние и проблемы: Сб.науч.тр. /ВНИИОЭНГ.- 1996.- Вып.3.- 242-254 с.

. Зозуля Г.П. Бурение нефтяных скважин нефти и газа из горизонтальных скважин. Москва: Недра, 2009.-260с.

. Зозуля Г.П. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин. Москва: Академия, 2009.- 176 с.

. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. -М: Недра 1989. -245 с.

. Муслимов Р.Х. Системы разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами /Р.Х. Муслимов, Э.И. Султанов, Р.Г. Рамазанов, Ю.А. Волков //Разработка нефтяных и газовых месторождений. Состояние и проблемы: Сб.науч.тр. /ВНИИОЭНГ.- 1996.- Вып.3.- 61-71 с.

. Никитин О.И. Бурение вторых стволов// Инновации в бурении, 2010, №5.

. Панов Е.Г. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений: Учебник. - Недра, 1982. - 246 с.

. Рогачёв М.К., Ленченков Н.С. Лабораторные исследования физико-химических свойств гелеобразующих композиций на основе алюмосиликатного реагента для технологии повышения нефтеотдачи пластов. //Нефтегазовое дело, 2009, Том 7.

. Технологическая схема опытно-промышленной разработки объектов БУ10 - БУ141 Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения Тюмень: ЗАО «Тюменский институт нефти и газа», 2010.- 416 с.

. Хисамутдинов Н.И. Обоснование рациональной разработки многопластового месторождения системой горизонтальных скважин.//Нефтяное хозяйство.- 2001.- №8. - 60-65 с.

. Череповицын А.Е. Основы менеджмента: Методические указания к курсовой работе. Спб: СПГГИ (ТУ): 2005. -23с.

. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. -М: Недра 1969. -240 с.

Похожие работы на - Обоснование технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновымы отложениями на Кравцовском нефтяном месторождении

 

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