Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Южно-Орловском месторождении
Поверхностные
и подземные воды
При
нефтедобыче возможно воздействие на подземные воды зоны свободного водообмена и
поверхностные воды. Техногенным загрязнением вод считается появление в них
вредных примесей в количествах, нарушающих способность среды к самоочищению,
что делает эту воду частично или полностью непригодной для использования.
Загрязнение
вод выражается в увеличении их минерализации, повышении содержания типичных для
них химических компонентов и несвойственных веществ (органических и
неорганических), изменениях температуры, появлении запаха, окраски,
микроорганизмов. Загрязнение водной среды может быть химическим и углеводородным.
Возникновение
химического загрязнения в процессе разработки месторождения может быть связано
как с проведением буровых работ (наличие шламовых амбаров, бурового раствора,
химреагентов), так и с эксплуатацией нефтепромысловых и сопутствующих
сооружений (межколонные перетоки и аварийные порывы трубопроводов, загрязнение
от бытовых сооружений).
Наиболее
часто встречаемыми видами химического загрязнения поверхностных и подземных вод
в районе нефтедобычи происходящего в являются: сульфатное, сульфатно-хлоридное
и хлоридное.
Углеводородное
(нефтяное) загрязнение является наиболее опасным, что связано с высокой
токсичностью и миграционной способностью отдельных компонентов нефти.
Углеводородное загрязнение может происходить как с поверхности земли, так и в
результате межпластовых перетоков. Наиболее интенсивное и опасное загрязнение
происходит за счет разливов нефти из нефтепроводов и аппаратов, вследствие
неудовлетворительного 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/м3
происходит подавление жизнедеятельности фитопланктона и возможно уничтожение
планктона в целом. Нефть и нефтепродукты пагубно воздействуют на донные организмы
(бентос).
Даже
незначительные концентрации нефти приводят к изменению состава крови и
нарушению углеводородного обмена рыб. Содержание нефти в воде более 0,1 г/м3
придает рыбам специфический запах и привкус, которые невозможно устранить даже
при технологической обработке.
Наряду с
нефтью и нефтепродуктами, синтетические поверхностно-активные вещества (СПАВ) -
другие наиболее распространенные токсичные химические загрязняющие вещества
водоемов при бурении скважин, сборе и транспортировке нефти.
СПАВ
образуют стойкие пены, резко снижают эффективность биохимических методов
очистки сточных вод, прекращают (даже при незначительных концентрациях) рост
водорослей. Сильное токсичное воздействие СПАВ проявляется при концентрациях в
воде порядка 2 г/м3. На рассматриваемом объекте СПАВ применяют для
улучшения условий бурения скважин, борьбы с отложениями парафина. СПАВ оказывают
отрицательное влияние на качество воды, самоочищающуюся способность водоемов,
организм человека, а также усиливают неблагоприятное действие других токсичных
веществ.
Предельно-допустимые
концентрации (ПДК) и класс опасности токсичных веществ, встречающихся в сточных
водах, образующихся в процессе бурения и являющихся источниками загрязнения
поверхностных и подземных природных водоисточников, приведены в таблице 2 в
соответствии с «Перечнем рыбохозяйственных нормативов: предельно допустимых
концентраций (ПДК) и ориентировочно безопасных уровней воздействия (ОБУВ)
вредных веществ для воды водных объектов, имеющих рыбохозяйственное значение»,
(утвержден Приказом Комитета Российской Федерации по рыболовству от 28 апреля
1999г., №96) и ГН 2.1.5.1315-03 «Предельно допустимые концентрации (ПДК)
химических веществ в воде водных объектов хозяйственно-питьевого и
культурно-бытового водопользования».
Таблица
2
Предельно-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
покров
Жидкие
углеводороды (нефть) при разливе ухудшают состав корневого почвенного питания
растений и резко снижают 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 будут 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», утвержденным
Приказом МПР РФ от 2.12.2002 г., №786 и «Дополнением к федеральному
классификационному каталогу отходов», утвержденным приказом МПР от 30.07.2003
г., №663. Вышеперечисленные отходы относятся к III, IV и V классам опасности.
В
процессе утилизации и захоронения отходов возможно нанесение ущерба почвенно-растительному
покрову. Загрязнение почв выражается в уничтожении микроорганизмов, повышающих
плодородие почв, уменьшении содержания гумуса в почве, что делает ее частично
или полностью непригодной для хозяйственного использования.
В
таблице 3 приведены ПДК и ориентировочно допустимые количества (ОДК) химических
веществ в почве.
Таблица
3
Предельно-допустимые
концентрации (ПДК) и ориентировочно допустимые количества (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 буферным
раствором с рН=4,8;
2)-
подвижная форма кобальта, извлекаемая из почвы натриевым буферным раствором с
рН=3,5 и рН=4,7 для сероземов и ацетатно-аммонийным буферным раствором с рН=4,8
для остальных типов почв.
В целях
предотвращения попадания в окружающую среду перечисленных загрязняющих веществ
и нейтрализации техногенной нагрузки настоящим проектом предусматривается
проведение специальных технологических и природоохранных мероприятий.
Данный
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 Госгортехнадзора
России от 06.06.2003г.
- СП
2.1.5.1059.-01 «Гигиенические требования к охране подземных вод от загрязнения»;
-
«Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических,
гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых
месторождений», 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) основными
требованиями по рациональному использованию и охране недр являются:
- обеспечение
полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и
охраны недр;
-
проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего
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 совместно с
ним и залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;
-
достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и
совместно с ним и залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов 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 разработку;
-
предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием
недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и
материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных
вод;
-
соблюдение установленного порядка консервации и ликвидации предприятий по
добыче полезных ископаемых;
-
предупреждение самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и
соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях;
-
предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора
и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого и промышленного
водоснабжения.
С целью
уточнения геометризации выявленных залежей нефти, определения положения ВНК и
оценки промышленной нефтеносности юго-западного купола, планируется пробурить
две проектные скважины (№№ 27, 28).
Для
сбора продукции на месторождении, в соответствии с «Унифицированными
технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих
районов» (РД 39-014811-605-86), реализована напорная герметизированная 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 интенсивной
коррозией подземного оборудования скважин применяется пропарка оборудования или
промывка скважин горячей нефтью и ввод ингибитора коррозии через дозирующее
устройство на устье. При наличии отложения солей используются ингибиторы
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 методов
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 прочности и
долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых
пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых
пород и дневной поверхности;
-
максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.
Техника
безопасности при бурении интервалов, содержащих сероводород, предусматривает
выполнение следующих требований:
-
параметры бурового раствора при вскрытии зоны поддерживать согласно геолого-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 затрубное
пространство при закрытом превенторе через манифольд;
-
оборудование приточно-вытяжной вентиляции в закрытых помещениях.
Вскрытие
продуктивных пластов в процессе проводки скважины проводится при роторном
способе бурения (пониженная подача насосов) на буровом растворе с фильтрацией
3-5 см3 за 30 мин. Ограничивается скорость спуско-подъемных операций
с бурильным инструментом до 1 м/сек, что позволяет снизить гидродинамические нагрузки
на продуктивные пласты.
Работы
по освоению скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:
- высота
подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформированной
крепи отвечает проекту и требованиям охраны недр;
-
эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной
головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении
на устье скважины;
- устье
с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и
обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.
Комплекс работ по освоению
скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:
- исключение закупорки
пласта при вторичном вскрытии;
- сохранение скелета пласта
в призабойной зоне;
- термогидрогазодинамические
исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта
и его геофизических параметров;
- сохранение, восстановление
или повышение проницаемости призабойной зоны;
- предотвращение
неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
- 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
|