Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Южно-Орловском месторождении
оверхностные и подземные водыПри нефтедобыче возможно воздействие на подземные воды зоны свободного водообмена и поверхностные воды. Техногенным загрязнением вод считается появле
ние в них вредных примесей в количествах, нарушающих способность среды к сам
о
очищению, что делает эту воду частично или полностью непригодной для использ
о
вания.Загрязнение вод выражается в увеличении их минерализации, повышении с
о
держания типичных для них химических компонентов и несвойственных веществ (о
р
ганических и неорганических), изменениях температуры, появлении з
а
паха, окраски, микроорганизмов. Загрязнение водной среды может быть химическим и углеводоро
д
ным.Возникновение химического загрязнения в процессе разработки месторождения может быть связано как с провед
е
нием буровых работ (наличие шламовых амбаров, бурового раствора, химреагентов), так и с эксплуатацией нефтепромысловых и сопу
т
ствующих сооружений (межколонные перетоки и аварийные порывы трубопроводов, загрязнение от бытовых сооружений).Наиболее часто встречаемыми видами химического загрязнения поверхностных и подземных вод в районе нефт
е
добычи происходящего в являются: сульфатное, сульфатно-хлоридное и хлоридное.Углеводородное (нефтяное) загрязнение является наиболее опасным, что связано с высокой токсичностью и миграционной способностью отдельных компонентов не
ф
ти. Углеводородное загрязнение может происходить как с поверхн
о
сти земли, так и в результате межпластовых перетоков. Наиболее интенсивное и опасное загрязнение происходит за счет разливов нефти из нефтепроводов и аппаратов, вследствие неудо
в
летворительного контроля за их состоянием.Покрывая пленкой значительные участки водной поверхности (1 тонна нефти способна образовать на поверхности открытых водоемов сплошную пленку площадью 2,6 км), нефть нарушает кислородный, углекислотный и другие виды газового обмена в поверхностных слоях воды и пагубно воздействуют на речную и озерную фауну и флору. Даже при концентрации нефти и нефтепродуктов в воде водоемов менее 1 г/м
3
происходит подавление жизнедеятельности фит
о
планктона и возможно уничтожение планктона в целом. Нефть и нефтепродукты пагубно воздействуют на донные орг
а
низмы (бентос).Даже незначительные концентрации нефти приводят к изменению состава крови и нарушению углеводородного обмена рыб. Содержание нефти в воде более 0,1 г/м
3
придает рыбам специфический запах и привкус, которые невозмо
ж
но устранить даже при технологической обработке.Наряду с нефтью и нефтепродуктами, синтетические поверхностно-активные вещества (СПАВ) - другие наиболее распространенные токсичные химические загря
з
няющие вещества водоемов при бурении скважин, сборе и транспорт
и
ровке нефти.СПАВ образуют стойкие пены, резко снижают эффективность биохимических методов очистки сточных вод, прекращают (даже при незначительных концентрац
и
ях) рост водорослей. Сильное токсичное воздействие СПАВ проявляется при конце
н
трациях в воде
порядка 2 г/м
3
. На рассматриваемом объекте СПАВ применяют для улучшения условий бурения скважин, борьбы с отложениями парафина. СПАВ оказ
ы
вают отрицательное влияние на качество воды, самоочищающуюся способность вод
о
емов, организм человека, а также усиливают неблагоприятное действие других то
к
сичных веществ.Предельно-допустимые концентрации (ПДК) и класс опасности токсичных в
е
ществ, встречающихся в сточных водах, образующихся в процессе бурения и явля
ю
щихся источниками загрязнения поверхностных и подземных природных водоисто
ч
ников, приведены в таблице 2 в соответствии с «Перечнем рыбохозяйственных нормативов: предельно допустимых концентраций (ПДК) и ориентировочно безопа
с
ных уровней воздействия (ОБУВ) вредных веществ для воды водных объектов, имеющих рыбохозяйственное значение», (утвержден Приказом Комитета Российской Федер
а
ции по рыболовству от 28 апреля 1999г., №96) и ГН 2.1.5.1315-03 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в воде водных объектов хозя
й
стве
н
но-питьевого и культурно-бытового водопользования».Таблица 2Предельно-допустимые концентрации загрязняющих веществ в водной среде
|
Наименование загрязняющих веществ | ПДК загрязняющих веществ в воде, поверхностных водоисточников, г/м3 | |
| водоемов, используемых для рыбохозяйствен-ных целей | водоемов хоз-питьевого и культурно-бытового водопользования | Класс опасности | |
Нефть и нефтепродукты | 0,05 | 0,1 | 3 | |
БПК полн. | 3,0 | 3,0 | - | |
Сульфаты (анион) | 100 | 500 | 4 | |
Хлориды (анион) | 300 | 350 | 4 | |
Аммоний солевой | 0,5 | 1,0 | 4 | |
Фосфаты | 0,2 | 3,5 | 4 | |
Калий (катион) | 50 | - | 4 | |
Магний (катион) | 40 | - | 4 | |
Кальций (катион) | 180 | - | 4 | |
Ингибитор коррозии | 0,1 | - | 3 | |
СПАВ | 0,3-0,5 | 0,5 | 4 | |
Барит | 2,0 | 0,1 | 4 | |
|
Почвенный покровЖидкие углеводороды (нефть) при разливе ухудшают состав корневого почвен
ного питания растений и резко сн
и
жают урожайность. При больших разливах нефти деревья полностью теряют листву, нередко и за пределами зоны непосредственного загрязнения.Кроме того, в процессе строительства и эксплуатации объектов и сооружений нефтегазодобычи месторождения б
у
дут образовываться следующие виды отходов:- щебень, песок, металл, древесина;- буровой шлам, отработанные буровые растворы, буровые сточные воды;- бытовые отходы.В соответствии с «Федеральным классификационным каталогом отходов», у
т
вержденным Приказом МПР РФ от 2.12.2002 г., №786 и «Дополнением к федеральн
о
му классификационному каталогу отходов», утвержденным приказом МПР от 30.07.2003 г., №663. Вышеперечисленные отходы относятся к III, IV и V классам опа
с
ности.В процессе утилизации и захоронения отходов возможно нанесение ущерба по
ч
венно-растительному покрову. Загрязнение почв выражается в уничтожении микроо
р
ганизмов, повышающих плодородие почв, уменьшении содержания гумуса в почве, что делает ее частично или полностью непригодной для хозяйственного использов
а
ния.В таблице 3 приведены ПДК и ориентировочно допустимые количества (ОДК) химических веществ в почве.
Таблица 3Предельно-допустимые концентрации (ПДК) и ориентировочно допустимые количе
ства (ОДК) химических веществ в почве
|
Наименование вещества | Величина ПДК мг/кг почвы с учетом фона (кларка) | Лимитирующий показатель | |
Медь1) | 3,0 | Общесанитарный | |
Никель 1) | 4,0 | -«- | |
Свинец 1) | 6,0 | -«- | |
Хром 1) | 6,0 | -«- | |
Кобальт2) | 5,0 | -«- | |
Бенз(а)пирен | 0,02 | Общесанитарный | |
Бензин | 0,1 | Воздушно-миграционный | |
Нитраты | 13,0 | Водо-миграционный | |
Хлористый калий | 560,0 | -«- | |
Формальдегид | 17,0 | -«- | |
|
Примечания:1) - подвижная форма элемента, извлекаемая из почв ацетатно-аммонийным бу
ферным раствором с рН=4,8;2)- подвижная форма кобальта, извлекаемая из почвы натриевым буферным ра
с
твором с рН=3,5 и рН=4,7 для сероземов и ацетатно-аммонийным буферным раств
о
ром с рН=4,8 для остальных типов почв.В целях предотвращения попадания в окружающую среду перечисленных з
а
грязняющих веществ и нейтрализации техногенной нагрузки настоящим проектом предусматривается проведение специальных технологических и природоохранных мероприятий.
7. Охрана недр и рациональное использование минеральных ресурсовДанный раздел выполнен в соответствии с действующими документами:- Закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 г. №2395-1 (в ред. от.
03.03.1995 г.) (с изм. и доп. от 10.02.1999 г., 2.01.2000 г., 14.05 и 08.08.2001 г., 29.05.2002 г.);- ПБ 07-601-03 «Правила охраны недр», утвержденные постановлением Госго
р
технадзора России от 06.06.2003г.- СП 2.1.5.1059.-01 «Гигиенические требования к охране подземных вод от з
а
грязнения»;- «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геоф
и
зических, гидродинамических
и геохимических исследований нефтяных и нефтегаз
о
вых месторожд
е
ний», РД 153-39.0-109-01;- «Правила разработки нефтяных и газовых месторождений», утвержденные 12.10.1984 г.- «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г., №56.В соответствии с Законом Российской Федерации «О недрах», (ст. 23) основн
ы
ми требованиями по рациональному использованию и охране недр являются:
- обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексно
го использования и охраны недр;- проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающ
е
го достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойства участка недр, предоставленного в пользование в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых;- обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и с
о
вместно с ним и залегающих полезных ископаемых и попутных компоне
н
тов;- достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ним и залегающих полезных ископаемых и попутных комп
о
нентов при разработке месторождений полезных ископаемых;- охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разрабо
т
ку;- предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пол
ь
зованием недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов пр
о
изво
д
ства, сбросе сточных вод;- соблюдение установленного порядка консервации и ликвидации предпр
и
ятий по добыче полезных ископаемых;- предупреждение самовольной застройки площадей залегания полезных и
с
копаемых и соблюдение установленного порядка использования этих пл
о
щадей в иных целях;- предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площ
а
дях водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого и промышленного водоснабжения.С целью уточнения геометризации выявленных залежей нефти, определения п
о
ложения ВНК и оценки промышленной нефтеносности юго-западного купола, планируется пробурить две пр
о
ектные скважины (№№ 27, 28).Для сбора продукции на месторождении, в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефт
е
добывающих районов» (РД 39-014811-605-86), реализована напорная герметизир
о
ванная система сбора нефти и газа, которая позволяет обеспечить безопасные условия эксплуатации, охрану окружающей природной среды и максимальную сохранность добываемого углеводородного сырья. Для борьбы с отложениями парафина и инте
н
сивной коррозией подземного оборудования скважин применяется пропарка оборуд
о
вания или промывка скважин горячей нефтью и ввод ингибитора коррозии через д
о
зирующее устройство на устье. При наличии отложения солей используются ингиб
и
торы солеотложения. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других м
е
тодов повышения нефтеотдачи пластов;- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;- условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь, за счет прочн
о
сти и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от пр
о
ницаемых пород и дневной поверхности;- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скваж
и
ны.Техника безопасности при бурении интервалов, содержащих сероводород, пр
е
дусматривает выполнение следующих требований:- параметры бурового раствора при вскрытии зоны поддерживать согласно ге
о
лого-технического наряда;- иметь средства контроля окружающей среды - газоанализатор «Анкат»;- иметь два обратных клапана под бурильный инструмент и три шаровых крана;- после спуска инструмента необходимо промывать скважину в течение одного цикла перед подъемом инструмента и по окончании бурения - в течение двух циклов;- спускать инструмент с применением гидротормоза;- рабочие емкости должны быть оснащены мерной рейкой;- превенторная обвязка должна позволять закачивать буровой раствор в затру
б
ное пространство при закрытом превенторе через манифольд;- оборудование приточно-вытяжной вентиляции в закрытых помещениях.Вскрытие продуктивных
пластов в процессе проводки скважины проводи
т
ся при роторном способе бурения (пониженная подача насосов) на буровом растворе с фильтрацией 3-5 см
3
за 30 мин. Ограничивается скорость спуско-подъемных операций с бурильным инструментом до 1 м/сек, что позволяет снизить гидродинамические н
а
грузки на продуктивные пласты.Работы по освоению скважин могут быть начаты при обеспечении следующих усл
о
вий:- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформированной крепи отвечает проекту и требов
а
ниям охраны недр;- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с коло
н
ной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом да
в
лении на устье скважины;- устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии об
о
руд
о
ваны и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.
Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспе
чивающие:- исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;- сохранение скелета пласта в призабойной зоне;- термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и к
а
чественной характеристики пласта и его геофизических параметров;- сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;- предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонт
а
нов;- охрану недр и окружающей среды.
По результатам бурения проектных скважин на месторождении будет уточнена геометризация выявленных залежей нефти, дана достоверная оценка промышленной нефтеносности юго-западной части купола.
В процессе разработки месторождения необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПБ 08-624-03 и РД-153-39.0-109-01, в целях своевременной корректировки режима разработки месторождения для достижения утвержденных коэффициентов извлечения нефти.
На этом этапе эксплуатации месторождения происходит основное влияние на продуктивную часть недр. Задача нефтедобывающего предприятия - обеспечить максимально высокий КИН, используя технологии, гарантирующие сохранность недр и сооруженных скважин.
Применяемые способы эксплуатации добывающих скважин должны гарантировать сохранность колонн, целостность цементного камня за эксплуатационной колонной и отсутствие перетоков флюидов.
Контроль за разработкой месторождения должен включать:
- точный поскважинный учет добычи нефти, воды и попутного газа;
- оценку скин-фактора;
- определение источников обводнения;
- оценку изменения насыщенности пластов;
- определения профилей притока и поглощения.
Учет добываемой продукции по скважинам производится с помощью автоматизированной групповой замерной установки, кроме того, в целях рационального использования природных ресурсов на месторождении необходима организация контроля за потерями добываемой нефти и попутного газа. Потери нефти подразделяются на:
- нормируемые (технологические утечки);
- ненормируемые (от порывов трубопроводов).
С целью защиты подземных горизонтов от загрязнения при эксплуатации месторождения рекомендуется предусмотреть:
- наблюдательные контрольные скважины;
- контроль качества подземных вод в течения всего периода эксплуатации месторождения (контроль включает гидрогеологическое изучение разреза до источников пресных вод и определение границ их распространения).
Предложенная в настоящем проекте система разработки месторождения предусматривает наиболее полное извлечение из недр углеводородного сырья и достижение планируемого коэффициента извлечения нефти.
Важным аспектом рационального использования природных ресурсов является комплексное использование нефти, газа и попутной пластовой воды с выделением ценного минерального сырья.
Исследования попутного нефтяного газа Южно-Орловского месторождения показали, что содержание гелия по пластам не превышает установленные для него промышленные концентрации (0,035% мол.). Следовательно, его извлечение из недр не целесообразно.
Определение содержания полезных микрокомпонентов в пластовых водах Южно-Орловского месторождения проводилось лабораторией ВОИГ и РГИ в водах пласта ДII. Результаты исследований показали, что в пластовых водах пашийского горизонта содержится лишь бром в количестве 1108 мг/л. Содержание брома превышает минимальную промышленную концентрацию 200 мг/л, однако содержание кальция в воде составляет 32,2 г/л, тогда как в соответствии с требованиями технологии переработки рассолов, содержание кальция не должно превышать 10 г/л. Суммарная добыча попутной воды по всем продуктивным пластам пашийского горизонта изменяется от 71,4 до 159,5 тыс. т/год (минимальный объем добываемых попутных вод, перспективный для промышленного извлечения микрокомпонентов, согласно рекомендациям ВСЕГИНГЕО, должен быть не ниже 250 тыс. т/год).
Так как в пластовых водах содержится только один элемент (Br) c кондиционным содержанием, перспективным для промышленного извлечения, и отсутствуют необходимые технические условия переработки рассолов, использование пластовых попутных вод Южно-Орловского месторождения для извлечения полезных микрокомпонентов представляется нецелесообразным
В случае получения отрицательных результатов в процессе бурения проектной скважины на юго-западном участке Южно-Орловского месторождения, предусматривается ее ликвидация в соответствии с «Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов», утвержденной постановлением Федерального горного и промышленного надзора России № 22 от 22 мая 2002 г. В отдельных случаях, работы проводятся по индивидуальным планам изоляционно-ликвидационных работ.
Таким образом, при условии соблюдения технологии работ по бурению эксплуатации, ликвидации скважин, использования качественного оборудования и материалов, осуществления запланированных мероприятий, можно предположить, что воздействие на геологическую среду в рассматриваемый перспективный период разработки месторождения будет сведено к минимуму.
Дополнительно к выше изложенному на Южно-Орловском месторождении, содержащем сероводород, при бурении скважин, добыче, сборе и транспорте нефти и попутного газа необходимо выполнять требования действующей инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных месторождений, содержащих сероводород.
Осуществление перечисленного комплекса мероприятий по защите недр и рациональному использованию минеральных ресурсов позволит обеспечить экологическую устойчивость геологической среды при строительстве и эксплуатации нефтегазодобывающих объектов на территории Южно-Орловского месторождения.
Заключение
В настоящей работе приведены данные о геологическом строении Южно-Орловского месторождения и доразведке юго-западного купола, выявленного сейсморазведочными работами МОГТ-2Д.
Промышленная нефтеносность на Южно-Орловском месторождении связана с отложениями верхнего девона, где выделяются три продуктивных пласта (ДII, ДI, ДII).
Залежи пластов входящие в состав месторождения разрабатываются совместно без поддержания пластового давления.
По мере ввода скважин в эксплуатацию происходило увеличение отборов нефти и жидкости. Максимальная добыча нефти месторождению была достигнута в 1986 г. и составила 114,1 тыс. т. В дальнейшем, несмотря на некоторый рост объёмов добычи жидкости, добыча нефти стала снижаться за счёт увеличения содержания воды в добываемой продукции.
По состоянию на 1.01.2003 г. действующий добывающий фонд скважин по пластам ДII и ДI составлял 2 единицы, при чём в обеих скважинах пласты были перфорированы совместно. Пласт ДII так же эксплуатировался двумя добывающими скважинами. Кроме того, четыре скважины (№ 14, 22, 24, 25) пребывали в бездействии.
В 2003 году из пласта ДII было отобрано 6,8 тыс. т нефти, при обводнённости добываемой продукции 77,1 %, добыча по пласту ДI составила 13,5 тыс. т., при обводнённости 53,6%. Из пласта ДII было отобрано 24,7 тыс. т нефти при обводнённости 84,7 %.
В течение периода 1999-2003 г.г. эксплуатация пластов осуществлялась со значительным превышением фактических уровней по добыче нефти над проектными показателями. Основная причина превышения факта над проектом заключается в том, что при больших фактических отборах жидкости, обводнённость добываемой продукции на протяжении последних пяти лет, была ниже расчётных значений.
Совпадение в плане продуктивных пластов даёт возможность возврата обводнившихся скважин с нижележащих горизонтов на вышележащие. При возврате скважин необходимо проведение геофизических исследований, с целью контроля за выработкой запасов.
В результате проведенных исследований были обоснованы высокие перспективы нефтеносности пашийского горизонта юго-западного участка Южно-Орловской площади, где рекомендуется заложить поисковую скважину №26 в своде структуры.В случае обнаружения залежей в исследуемом горизонте рекомендуем заложить разведочную скважину №28 на расстоянии 1500 метров северо-восточнее от скважины № 27-для установления ВНК.
Сложность проблемы выявления новых залежей в неизученной бурением части месторождения посредством бурения скважин связана с необходимостью принятия решений, связанных с крупными капиталовложениями. Поэтому оптимальное решение геологических задач и научно обоснованный выбор рациональной методики работ по-прежнему особенно актуальны для поискового бурения, на долю которого приходится значительная доля всех затрат, связанных с наращиванием запасов нефти и газа в стране.
Литература
1. "Комплексная схема разработки Южно-Орловского нефтяного месторождения Куйбышевской области", институт "Гипровостокнефть", 1973 г.
2. "Подсчёт запасов нефти и газа Южно - Орловского месторождения Куйбышевской области", ГРК ОКН, 1980 г.
3. "Уточнённый проект разработки по Южно-Орловскому нефтяному месторождению Куйбышевской области", институт "Гипровостокнефть", 1978 г.
4. "Дополнение к уточнённому проекту разработки по Южно - Орловскому нефтяному месторождению", институт "Гипровостокнефть",1984 г.
5. "Уточнение технологических показателей разработки Ново - Запрудненского, Обошинского и Южно - Орловского месторождений", институт "Гипровостокнефть", 1992 г.
6. "Анализ разработки продуктивных пластов Южно - Орловского месторождения", ЦНИЛ, 1994 г.
7. "Пересчёт запасов нефти и растворённого газа по Южно-Орловскому месторождению Самарской области", СамараНИПИнефть, 2002 г.
8. Макаров А.П. Результаты сейсморазведочных работ МОГТ-2Д на участках Подъем-Михайловского, Холмового, Южно-Орловского, Казанского, Чаганского месторождений нефти в Волжском, Нефтегорском, Сергиевском, Кинельском, Кинель-Черкасском районах Самарской области в 2000-2001 г.г. Отчет сейсморазведочных партий №1/2000 и №2/2000. Самара, 2001 г.
Страницы: 1, 2, 3, 4