Регулирование процесса разработки XIII пласта нефтяного месторождения Эхаби

Введение

Месторождение Эхаби является одним из наиболее крупных сахалинских месторождений. Многопластовое газонефтяное месторождение открыто в 1936 г. Впервые нефть на месторождении Эхаби была получена в 1933 г., когда японским концессионером при опробовании XIII пласта был получен приток нефти дебитом 23 т/сут., а в 1936 г. из XIII пласта получен фонтан нефти с дебитом 150 т/сут.

Начало разработки месторождения относится к 1937 году, когда на XIII и XIV пласты были пробурены первые эксплуатационные скважины. Запасы нефти были утверждены ГКЗ СССР в 1970 г.

Разработка залежей с поддержанием пластового давления осуществлялась после эксплуатации на естественном режиме.

Объекты месторождения находятся в поздней стадии разработки.

Все залежи нефти и газа являются пластовыми-сводовыми, частично тектонически - экранированными. По размерам наибольшую площадь имеет нефтяная залежь XIII пласта.

С начала разработки месторождения из продуктивных пластов извлечено:

нефти - 14025,438 тыс.т

воды - 28090,509 тыс.т

Коэффициент нефтеизвлечения на 01.01.2006 г. составляет - от балансовых запасов - 0,419 %, извлекаемые запасы использованы на 85,2 %. Остаточные извлекаемые запасы - 2429,6 тыс.т.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин по состоянию на 01.01.2006г.- 90 скважин, из них действующих - 84, в бездействии - 6 скважин.

Основной целью данной работы является анализ текущего состояния разработки и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки XIII пласта.

1. Геолого-промысловая характеристика месторождения Эхаби

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Эхаби расположено в Охинском районе Сахалинской области в 12 км к югу от районного центра г. Охи. В районе месторождения имеется рабочий поселок Эхаби, соединенный с городом шоссейной и железной узкоколейной дорогами.

Нефть подается в общий коллектор Оха - Комсомольск-на-Амуре для переработки на нефтеперерабатывающем заводе.

Месторождение Эхаби является одним из наиболее крупных сахалинских месторождений. Находится в поздней стадии разработки.

В течение 1944 - 1950 гг. была установлена промышленная нефтеносность XVI, XVII, XVIII, XIX, XII и XV пластов.

Подсчёт запасов нефти производился в 1941 г., 1949 г., и по состоянию на 01.01.1967 г. на площади было пробурено 60 разведочных и 336 эксплуатационных скважин. В сравнении с 1949 г. геологические запасы увеличились на 74 %.

В начале эксплуатация велась на естественном режиме, потом с поддержанием пластового давления.

Виды применяемых технологий разработки:

- газовая репрессия (1953 - 1962 гг.);

- комбинированное воздействие: закачка газовоздушной смеси и

приконтурное заводнение (1962 - 1978 гг.);

- блоковое и приконтурное заводнение (1978 - 1995 гг.);

- блоковое и очаговое заводнение (с 1996 г.).

В 1991 г. проводился эксперимент по вибросейсмическому воздействию на южном окончании XIII пласта (в течение 30 дней работали 2 машины сейсмостанции).

За время разработки на месторождении добыто: нефти - 13759 тыс. т; растворённого газа - 1662 млн. мі.

Рисунок 1 Карта размещений месторождений северного Сахалина

1.2 Характеристика геологического строения месторождения

Месторождение Эхаби находится в пределах северного погружения Восточно - Сахалинского хребта. Многочисленными речками, ручьями и временными потоками местность района сильно расчленена на отдельные холмы и небольшие водораздельные гряды почти меридионального направления с абсолютными отметками до 90 - 100 м. Склоны возвышенностей обычно крутые и сильно изрезаны глубокими оврагами-распадками. В западной части района, где в основном рыхлые песчаные отложения нутовской свиты (плиоцен), рельеф понижается, переходит в зону небольших сглаженных увалов с абсолютными отметками 45 - 65 м (рис. 2 А).

Климат в пределах района - суровый, с длительной зимой и коротким прохладным летом, с частыми буранами, дождями и туманами, штормовыми ветрами, со среднегодовой температурой - 2,2є С.

Первыми в разработку вступили залежи XIII и XIV пластов, в 1943 -1944 гг. - залежи XVI- XIX, с 1950 г. - залежь XV пласта.

Газовая залежь XII пласта полностью выработана. В 60-е годы она использовалась как подземное газохранилище для удовлетворения сезонных нагрузок потребителей.

Разработка залежей XIII и XIV пластов в северной части осуществляется самостоятельными сетками скважин, в южной части - единой сеткой скважин. Разбуривание XIII и XIV пластов велось замедленными темпами без планомерной системы размещения скважин c расстоянием между ними 100 - 350 м (рис. 3 Б).

Месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, северо-западного простирания с пологим западным (10 - 12°) и довольно крутым восточным крылом (до 65°),. Складка осложнена продольным взбросом, плоскость которого падает на запад, амплитуда смещения 50 - 250 м. По верхним горизонтам складка имеет сундучную форму, по нижним - гребневидную. Размеры складки 6х2 км. В стратиграфическом разрезе месторождения принимают участие олигоцен-неогеновые отложения. В разрезе их выделяются (снизу вверх): даехуриинская (частично), уйнинская, дагинская, окобыкайская свиты и нижненутовская подсвита. Промышленные скопления нефти и газа приурочены к отложениям окобыкайской свиты, представленной песчано-глинистыми отложениями.

Бурением установлена нефтегазоносность девяти горизонтов (X, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII, XIX), из которых одна залежь Х горизонта газовая, используется как газовое хранилище, а остальные нефтяные.

Продуктивные пласты месторождения представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Толщина плотных прослоев между продуктивными пластами 20 - 150 м. Глубина залегания продуктивных пластов 320 - 960 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонтов изменяется от 2,7 м до 24,7 м, пористость 16 - 21 %, проницаемость 0,028 - 0,168 мкм².

Все залежи нефти месторождения сводовые, относятся к пластовому типу резервуара. Наиболее крупные залежи нефти приурочены к XIII и XIV пластам, где сосредоточены более половины всех начальных разведанных запасов УВ месторождения. Высоты залежей нефти составляют 59 - 180 м, газа - 20 м. Все залежи имеют горизонтальные контакты с водой.

Нефти месторождения относительно легкие. Плотность их вниз по разрезу возрастает от 834 кг/м³ в XII пласте до 879 кг/м³ в XIX. В том же направлении меняется содержание акцизных смол (12,2 - 37 %), парафина (2,9 - 4,2 %); уменьшается выход легких фракций (60 - 35 %).

Свободный газ Х пласта сухой, метановый (82 - 97 %). Плотность его 0,892 г/см³.

Воды нефтегазоносной части месторождения гидрокарбонатно-натриевые.

Минерализация их колеблется от 14 до 36 г/л.

Стратиграфия

В строении Охино-Эхабинского нефтеносного района участвуют в основном, породы третичного возраста, общей мощностью до 3,5 тыс. м; небольшое распространение имеют также постплиоценовые образования. На некоторых участках Охинского района вскрыты меловые отложения (Оха, Северное Колендо).

Наиболее древними отложениями, вскрытыми глубоким бурением на месторождении Эхаби являются породы дагинской свиты (средний верхний миоцеон), над дагинской свитой залегают породы окобыкайской свиты (верхний миоцен), затем нутовской свиты (плиоцен).

Дагинская свита № 2 - 3dg, вскрытая скважинами 112, 500, 501,502, 503, 506, 601, 603, 604, по литогическим признакам подразделяется на две пачки: верхнюю, толщиной до 370 м, - от кровли XXI пласта до кровли XXIV пласта, представленную глинистым и песчаным темно- серыми часто карбонатными глинистыми сланцами с тонкими прослоями светло- серого мелко - зернистого песчаника, с пористостью до 5 % и нижнюю, охватывающую отложения от кровли XXIV пласта до XXX песчаного пласта, которая сложена частым чередованием прослоев песчаников, песчано- глинистых и глинистых сланцев. Песчаники светло и темно- серые, мелко- и среднезернистые до крупнозернистых, глинистые, с редкими прожилками кальцита, с включениями гравия. Песчано- глинистые и глинистые сланцы- темно- серые, оскольчатые, обычно однородные.

Верхняя граница дагинской свиты проводится по кровле XXI пласта и определена по микрофаунистическим исследованиям.

В нижней части разреза месторождения, в скважины 501 с глубины 2324 м и до забоя (2500 м) вскрыты песчано-глинистые отложения, литологически и по каротажу отличающиеся от отложений дагинской свиты. Эти отложения условно выделяются в самостоятельную пачку с двумя песчаными горизонтами «А» и «Б», в которых в интервалах 2329 - 2345 м и 2403 - 2413 м при опробовании отмечены признаки нефтеносности.

Палеонтологически, отложения горизонтов «А» и «Б» не охарактеризованы и возраст их точно не определен, условно они относятся к нижнему миоцену.

Окобыкайская свита вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами; достигает толщины до 1060 м в своде и 1400 м на западном крыле складке. Верхняя граница свиты проводится по подошве III песчаного пласта нутовских отложений, которыми сложен свод складки. Окобыкайская свита представлена чередованием буроватых и темно - серых песчанистых глин и разнозернистых (от мелкозернистых до грубозернистых обычно плохо отсортированных) песков светло- серого и темно- серого цвета. В разрезе свиты выделяются песчаные пласты: IV, VII, VIII, IX, X, XI, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII, XIX, XX.

По литологическим признакам свита подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена чередованием синевато- серых и темно- серых алевритистых плотных оскольчатых глин, алевролитов, песков и песчаников серых и светло- серых, иногда косослоистых, в нижней части иногда с прослойками аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются 3 песчаных пластов (от XX до XIII включительно), из которых 7 пластов (XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII и XIX) являются промышленно- нефтеносными.

Средняя подсвита характеризуется преобладанием песчаных пород над глинистыми; представлена песками серыми и светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми и алевритистыми, с прослоями буровато- серых песчаных глин и алевролитов с растительным детритом. В разрезе подсвиты выделяются песчаные пласты с VII по XII включительно, из которых Х пласт - газоносный, VII пласт - промышленно- нефтеносный.

Верхняя подсвита сложена глинами серыми и темно- серыми, песчанисто - алевритистыми и песками мелко- и среднезернистыми, глинистыми, серого цвета песчаников. Подсвита включает в себя IV V и VI песчаные пласты, не содержащие промышленной нефтегазоносности.

Нутовская свита, низы которой (III пласт) выходят на поверхность в свободной части складки, представлена светло желтоватыми песками с редкой галькой и тонкими выклинивающимися прослойками глин. В нижней части свиты, толщиной до 1000 м, пески крупнозернистые, косослоистые, неотсортированные; встречаются пески мелко и тонкозернистые, с прослоями буровато- серой песчанистой глины, содержат фауну пелеципод. Верхняя часть свиты, расположенная за пределами Эхабинской структуры сложена песками, отличающимися от нижележащих большой однородностью, лучшей отсортированностью и слоистостью; содержит отпечатки фауны пелеципод плохой сохранности.

Четвертичные отложения в строении района существенной роли не играют; представлены они грубозернистыми песчаными и галечниковыми отложениями древних морских террас, глинами древних озер и современными аллювиальными, элювиальными и озерно-болотными образованиями.

Тектоника

Структура Эхабинского нефтяного месторождения представляет собой относительно широкую асимметричную брахиантиклинальную складку сундучного типа, вытянутую в Северо - западном - юга - восточном направлении до 10 км. Периклинали складки плавно погружаются под углом соответственно 3 - 5° и 5 - 8°.

Свод складки довольно широкий (до 1,5 км) и пологий. Сложен песками Покрывало более пологое, чем восточное, вблизи свода углы падения слоев не превышают 10 - 15°, и только в 1,5 - 1,8 км от оси наклон крыла увеличивается до 40 - 45°.

Восточное крыло уже в 600 - 650 м от оси имеет наклон в 50 - 70°, увеличиваясь далее к востоку до 80 - 85°.

В соответствии с асимметричностью свод складки с глубиной постепенно смещается к западу; кроме того, с глубиной углы наклона крыльев складки увеличиваются, складка как бы сплющивается.

Восточное крыло складки осложнено продольным региональным тектоническим разрывом типа взбросом надвига, ограничивающим основную часть антиклинальной складки и нефтяные залежи востока. По данным бурения глубоких разведочных скважин (112, 500, 501, 503, 232, 221, 65, 39, 603, 604), плоскость взбрасывателя наклонена под углом 45 - 50° - несколько меньшим наклона осевой плоскости складки. Кроме того, на восточном крыле складки, в его наиболее крутопадающей части отмечается еще одно почти вертикальное нарушение, с наклоном 82°.

1.3 Нефтегазоносность горизонтов

На площади Эхаби промышленная нефтеносность установлена в отложениях окобыкайской свиты в результате глубокого поисково-разведочного бурения, в отложениях дагинской свиты отмечены лишь признаки нефтегазоносности.

По данным бурения в разрезе двух указанных свит вскрыто 26 песчаных пластов, однако залежи нефти приурочены лишь к песчаным пластам нижней подсвиты.

Впервые нефть на месторождении Эхаби была получена в 1933 г., когда японским концессионером при опробовании XIII пласта в скважине был получен приток нефти дебитом 23 т/сут., а в 1936 г. трестом «Сахалиннефть» в скважине 1, пробуренной в своде структуры, из XIII пласта получен фонтан нефти с дебитом 150 т/сут.

В дальнейшем были открыты залежи нефти в XII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII и XIX пластах на глубинах от 520 до 1006 м и газовая залежь Х пласта.

Все залежи нефти и газа являются пластовыми - сводовыми, частично тектонически-экранированными. По размерам наибольшую площадь имеет нефтяная залежь XIII пласта, наименьшую - XII пласта. За исключением залежи нефти XII пласта, имеет место общая закономерность уменьшения площадей и высоты залежей с глубиной - от XIII к XIX пласту.

В настоящее время все залежи нефти указанных пластов полностью разбурены и находятся в поздней стадии разработки. Всего на месторождении пробурено 413 разведочных и эксплуатационных скважин.

Коллекторские свойства продуктивных пластов наиболее полно охарактеризованы керном, поднятым из оценочных скважин: 459, 465, 466, пробуренных в 1964 г. в различных частях складки.

XIII пласт. Испытан в 176 разведочных и эксплуатационных скважинах.

С 1936 года начинается разбуривание и эксплуатация залежи трестом “Сахалиннефть”.

Граница нефтяной залежи по восточному крылу ограничивается тектоническим разрывом с амплитудой 50 - 60 метров, подсеченным в скважинах №№ 45, 65, 183, 158, 221.

В скважинах №№ 65, 45 XIII пласт находится в другом блоке (водяном).

По-своему типу нефтяная залежь XIII пласта относится к пластово-сводовым, частично тектоническим экранированным.

Скважина № 154. Пробурена на северной периклинали складки в 1943 году.

Пласт пройден в интервалах 700 - 729 м. В процессе испытания XII пласта в интервалах 700 - 729 м получен приток пластовой воды без признаков нефти и газа. Отметка кровли пласта - 691,7 м. Скважина по всей вероятности находится за пределами границы нефтяной залежи.

Скважина № 152 (разведочная) - пробурена на западном крыле складки VIII 1942 года. XIII пласт вскрыт в интервалах 756 - 766 м. Отметка подошвы пласта - 672,1 м.

Скважина № 8 (разведочная) - пробурена на западном крыле складки V 1940 года. XIII пласт вскрыт скважиной в интервалах 708 - 722 м. При испытании интервала пласта 708 - 722 м получен приток нефти с дебитом 5,4 т/сут с признаками воды.

В процессе эксплуатации количество воды в жидкости росло и к концу 1944 года скважина обводнилась на 100 %, и была ликвидирована.

Пласт был испытан от кровли до подошвы и в результате испытания получена нефть с признаками воды, а затем с ее прогрессированием, глубина залегания ВНК пройдет по подошве пласта и соответственно по нижним отверстиям перфорации - 722 м. Тогда абсолютная отметка ВНК - 676,77 м или округлено - 677 м.

Скважина № 126 (разведочная) - пробурена на северной периклинали складки XI 1945 года. XIII пласт вскрыт в интервалах 644 - 684 м. Испытывался пласт в интервалах 644 - 664 м.

С целью получения продукции из нефтяной части пласта был произведен цементаж под давлением. Цементаж под давлением был произведен некачественно, потому что при испытании интервала 644 - 649 м был получен аналогичный результат, что и при первом испытании.

Принимая во внимание отбивку ВНК по каротажу и наличию нефти при испытании, глубина залегания ВНК - 674 м. Абсолютная отметка ВНК - 667 м.

Скважина № 274 (разведочная) - пробурена на западном крыле складки ближе к южной периклинали III 1946 года. XIII пласт пройден в интервалах 727 - 737 м. При испытании на этом интервала получен приток чистой нефти, отметка подошвы пласта 655 м.

Скважина № 65 (разведочная) - пробурена на восточном крыле VI 1942 года. Пласт пройден в интервале 836 - 894 м. В скважине № 65 вскрыто тектоническое нарушение, экранирующее залежи XIII и нижележащих пластов. XIII пласт в скважине водоносен.

Расположение скважин изображено на карте разработки (рис. 4 В).

1.4 Физико-химические свойства нефти и газа

По месторождению Эхаби отсутствуют анализы глубинных проб нефти и газа. Это объясняется тем, что до 1953 года отсутствовало оборудование для отбора и исследования глубинных проб. Отбор проб в последующие годы и по настоящее время нецелесообразен, так как в пласты закачиваются газ и вода и, естественно, рекомбинированные пробы не дадут представления о начальных условиях залегания нефти и газа в пласте. Кроме этого, к 1956 году большинство скважин работает с содержанием воды в жидкости, а это значит, что в зоне отбора глубинных проб наблюдается столб воды.

XIII пласт. Нефть XIII пласта можно отнести к категории легкой, так называемой “Эхабинской” нефти.

Удельный вес нефти XIII пласта колеблется от 1,815 до 0,838 г/см³, в среднем составлял величину 0,829 г/см³.

Отмечается закономерное увеличение удельного веса нефти от свода к крыльям складки.

Вязкость нефти в поверхностных условиях колеблется от 1,13 до 1,44 Э₂₀, в среднем 1,35. Динамическая вязкость нефти XIII пласта - 0,003 ПаМс Содержание смол в составе нефти составляет величину 11,6 %, содержание парафина колеблется от 0,23 до 3,99 %, содержание серы, в среднем по пласту, - 0,101 %.

Разгонкой по способу Энглера определено, что температура начала кипения имеет пределы 48 - 90є С, в среднем составляла - 70є С. До 100є С выкипает 7 - 8 %, до 150є С -30 %, до 200є С - 44 % и до 300є С - 70 %. Остаток составляет 30 %.

По химической классификации нефти Эхабинского месторождения относятся к нафтено-метано-ароматическим.

Из нефти XIII пласта (основные запасы) можно получить:

- бензин авиационный с 65є до 100є С - 26 %;

- керосин типа тракторного (облегченный) - 37 %;

- газойлевые и масляные фракции - 29 %;

- остаточный битум - 8 %.

Нефть XIII пласта в переработке используется для получения авиационного бензина (октановое число 715), лигроина тракторного, керосина и газойля.

По классификации нефтей ГОСТ 912-41 нефть является малосернистой, смолистой, парафиновой, с высоким содержанием бензиновых фракций, причем бензины со средним октановым числом и содержащей керосин тракторный и масла среднеиндексные.

Для определения объемного коэффициента расширения нефти U_e необходимо знать следующие данные:

- удельный вес газа;

- удельный вес нефти;

- газовый фактор;

- пластовое давление;

- пластовая температура.

Для перевода объема пластовой нефти к объему на поверхность определялся пересчетный коэффициент b.

Пересчетный коэффициент связан с коэффициентом объемного расширения нефти U_e соотношением

b = 1/U_e

XIII пласт.

Удельный вес газа - 0,699

Удельный вес нефти - 0,829 г/см³

Газовый фактор - 51 м³/т - 42,3 м³/м³

Пластовое давление - 6 МПа

Пластовая температура - 20є С

При удельном весе газа 0,6987 и удельном весе нефти 0,829 г/см³ кажущийся удельный вес газа в жидкой фазе составит величину - 0,373.

Вес газа, растворенного в 1 м³ нефти, будет равным 36,0 кг

1,22 - плотность воздуха при 760 мм ртутного столба и 15,6є С. Объем газа в жидкой фазе будет равен 97 л.

Удельный вес пластовой нефти составит 0,789.

Поправка на давление при Р = 6 МПа и г = 0,789 составит 0,005, откуда удельный вес пластовой нефти составит 0,794.

Объем пластовой нефти будет равен 1090 л

Объемный коэффициент расширения нефти U_e = 1,09

Пересчетный коэффициент b = 1/1,09 = 0,917

2. Состояние разработки месторождения Эхаби

2.1 Текущее состояния разработки месторождения

Нефтяные залежи XIII, XIV, XVI. XVII, XVIII, XIX пластов разрабатываются с поддержанием пластового давления. Следует отметить, что нефтяные объекты XV, XVI, XVII, XVIII и XIX пластов разрабатываются совместно с другими объектами. Разработка южной части залежей XIII пласта осуществляется совместно.

По состоянию на 1.01.2006 г. эксплуатационный фонд составил 89 скважин, в том числе 84 действующих и 5 в бездействии; в консервации - 40, в наблюдении - 27 скважин.

За 2005 г. отбор по месторождению составил 42,7 тыс. т нефти и 635,2 тыс. т жидкости.

За весь период разработки в целом по месторождению на 1.01.2006 г. извлечено 14025,4 тыс. т нефти, 280990,6 тыс. м³ воды и 1663 млн. м³ попутного газа. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,419.

По состоянию на 1.01.2006 г. в нагнетательном фонде находилось 46 скважин, из которых 39 действующих, 7 в бездействии.

В продуктивные пласты закачано 65107 тыс. м³ воды, в том числе за 2005 г. 992,5 тыс. м³ воды.

2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяной залежи XIII пласта

В течение 2005 г. из эксплуатационного фонда добывающих скважин выведена в наблюдательный фонд одна скважина (№ 260).

По состоянию на 1.01.2006 г. в эксплуатационном фонде находилось 37 добывающих скважин, в том числе действующих 36, бездействующих - 1.

В консервации числилось - 30 скважин, в наблюдении - 12 скважин - основная причина консервации и вывода скважин в наблюдение - нерентабельность их эксплуатации по причине малодебитности.

В течение года среднесуточный дебит одной скважины практически сохранился на уровне января 2005 г. и составил в ноябре 2005 г. по нефти 0,9 т/сут, по жидкости 19,5 т/сут. Текущая обводненность продукции - 95,5 %.

Из залежи за 2005 г. добыто 10,5 тыс. т нефти, 238,6 тыс. т жидкости.

В течение 2005 г. из эксплуатационного фонда нагнетательных скважин выведены в наблюдательный фонд две скважины (№ 35, 266).

По состоянию на 1.01.2006 г. в эксплуатационном фонде находилось 19 нагнетательных скважин, в том числе действующих 14, бездействующих - 5.

В консервации числилось - 23 скважины, в наблюдении - 5 скважин.

За 2005 г. в пласт закачано 340,5 тыс. м³ воды. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 139,9 %.

Процесс разработки залежи осуществляется с применением очагового заводнения. Всего в настоящее время существует 10 элементов.

Очаг скважины 282. В состав элемента входят одна нагнетательная и 3 добывающие скважины, которые эксплуатируют совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 4,7 - 15 т/сут. при обводненности 91,9 до 98,5 %. За 2005 г. из залежи добыто 0,26 тыс. т нефти, 9,6 тыс. т жидкости; в пласт закачано 7,2 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 74,7 %, таблица 1.

Таблица 1 - Компенсация отбора

По данному элементу рекомендуется увеличить объемы нагнетания воды до 45 м³/сут. и суточных отборов жидкости до 15 т по скв. 102 и 205 (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

Скв. 268 рекомендуется перевести в наблюдательный фонд по причине малодебитности и высокой обводненности.

Очаг скв. 219. В состав элемента входят одна нагнетательная и 3 добывающие скважины, из которых две эксплуатируют совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 0,5 - 7,7 т/сут. при обводненности 46,6 до 93,1 %. За 2005 г. из залежи добыто 0,57 тыс. т нефти, 3,2 тыс. т жидкости; в пласт закачано 8,8 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 257,5 % в таблице 2.

Таблица 2 - Компенсация отбора скважины 219

По данному элементу рекомендуется перевести на циклическую закачку воды с обеспечением 100 % компенсации отбора закачкой; ввести из консервации скв. 246 (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

Очаг скв. 29, 287, 289. В состав элемента входят три нагнетательных и 7 добывающих скважины, из которых четыре (№№ 70, 149, 290, 113) эксплуатируют совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 1,2 - 17,5 т/сут. при обводненности 46,6 до 98,2 %. За 2005 г. из залежи добыто 1,5 тыс. т нефти, 19,1 тыс. т жидкости; в пласт закачано 44,2 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 225,9 % в таблице 3.

Таблица 3 - Компенсация отбора скважины 29, 287, 289

По данному элементу рекомендуемый объем нагнетания воды 65 м³/сут.; ввести из консервации скв. 111, как нагнетательную, с изоляцией XIV пласта.

Очаг скв. 25, состоит из нагнетательной и 3 добывающих скважин, из которых одна (№ 70) эксплуатирует совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости скважины № 290 в течение года увеличился с 10,6 до 18,7 - 20,7 т/сут., что, по-видимому, связано с увеличением объемов нагнетания в скв. 25 с 50 до 90 м³/сут. Следует отметить, что уменьшение объемов нагнетания воды в течение мая-июня месяцев, по-видимому, способствовало уменьшению обводненности продукции с 88 - 89,9 до 83,7 - 84 %.

Рисунок 5 Диаграмма добычи нефти из скважины 70

Рисунок 6 Диаграмма добычи нефти из скважины 290

Рисунок 7 Диаграмма добычи нефти из скважины 359

Рисунок 8 Диаграмма закачки воды в скважину 25

За 2005 г. из залежи добыто 0,6 тыс. т нефти, 16 тыс. т жидкости; в пласт закачано 20,6 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 127,3 %.

По данному элементу рекомендуется ввод из наблюдения скв. 36 и проведение циклической закачки воды в скв. 25 с сохранением 100 % компенсации отбора закачкой (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

Очаг скв. 4, 222, 319. В состав элемента входят три нагнетательных и 3 добывающих скважин. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 49,4 - 71,4 т/сут. при обводненности 91,0 - 97,2 %. За 2005 г. из залежи добыто 1,6 тыс. т нефти, 30,8 тыс. т жидкости; в пласт закачано 87,6 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 279,9 %.

По элементу рекомендуется обеспечить среднесуточную закачку воды в скв. 222 в объеме 65 м³. Закачку воды в скв. 4 и 319 прекратить (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

Очаг скв. 84. В состав элемента входят 5 добывающих скважин. В целом по данному элементу отмечается уменьшение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости с 38,9 (январь) до 29,6 (ноябрь) т/сут. за счет ограничения объемов нагнетания воды и, по-видимому, падения пластового давления.

За 2005 г. из залежи добыто 1,1 тыс. т нефти, 48,4 тыс. т жидкости; в пласт закачано 38,6 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 79,1 %.

По элементу рекомендуется обеспечить среднесуточную закачку воды в скв. 84 в объеме 150 м³. Ввести в эксплуатацию скв. 212 путем перевода с нижележащего пласта (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

С целью увеличения охвата залежей дренированием рекомендуется создать дополнительный очаг заводнения через скв. 226, а также ввести в эксплуатацию из бездействия скв. 68 (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

Очаг скв. 141. В состав элемента входят 3 добывающие скважины. В целом по данному элементу отмечается сохранение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости на уровне 29,4 - 30,8 т/сут.

За 2005 г. из залежи добыто 1,4 тыс. т нефти, 27,9 тыс. т жидкости; в пласт закачано 30,6 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 108 %. По элементу рекомендуется обеспечить 100 % компенсацию отбора закачкой.

Очаг скв. 228. В состав элемента входят 2 добывающие скважины. В целом по данному элементу отмечается сохранение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости на уровне 22,8 - 23,1 т/сут.

За 2005 г. из залежи добыто 0,2 тыс. т нефти, 12,5 тыс. т жидкости; в пласт закачано 16,4 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 130,1 %. По элементу рекомендуется обеспечить 100 % компенсацию отбора закачкой.

Очаг скв. 144. В состав элемента входят 2 добывающие скважины. В целом по данному элементу отмечается уменьшение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости с 69,4 (январь) до 53,8 (ноябрь) т/сут. за счет вывода в бездействие скв. 44.

За 2005 г. из залежи добыто 0,6 тыс. т нефти, 30,1 тыс. т жидкости; в пласт закачано 29,2 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 96,1 %.

Рекомендуется вывести из наблюдения в эксплуатацию скв. 147 и 177.

По элементу рекомендуется обеспечить среднесуточную закачку воды в скв. 144 в объеме 250 м³.

Технологические показатели разработки XIII пласта месторождения Эхаби приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Технологические показатели разработки XIII пласта месторождения Эхаби

2.3 Методика “Прогноз” технологического расчета показателей разработки

2.3.1 Расчет добычи жидкости и фонда скважин

Добыча жидкости нефти, а также фондов добывающих и нагнетающих скважин рассчитываются по следующему алгоритму:

На конец предыдущего i-го года нам известны следующие показатели:

- количество действующих скважин на конец года - , шт.;

- количество скважин выбывших по обводненности - , шт.;

- средний дебит выбывших по обводненности скважин - , т/сут.;

- средняя обводненность выбывших по обводненности скважин - , %;

- накопленная нефть и жидкость на конец i-го года - и , тыс.т

На текущий год, расчет осуществляется следующим образом:

определятся дебит жидкости на текущий год и вычисляется текущая добыча жидкости, с учетом скважин выбывших по обводненности:

(1)

где - среднее время работы скважин за год.

Отсюда накопленная жидкость:

(2)

Текущая добыча нефти, без учета скважин выбывших по обводненности, считается следующим образом:

(3)

где - функция кривой вытеснения, и корректируется с учетом скважин выбывших по обводненности:

(4)

Также корректируется текущая добыча жидкости:

(5)

Определяем обводненность за текущий год:

(6)

Корректируем накопленную добычу жидкости, с учетом скважин выбывших по обводненности и техническим причинам:

(7)

и нефти

(8)

где - количество скважин выбывших по техническим причинам, а - средняя обводненность.

К вычисленным текущим добычам жидкости и нефти прибавляются добычи новых скважин:

(9)

и

(10)

где - количество новых скважин, - средний дебит, с которыми вводятся новые скважины.

2.3.2 Расчет закачки воды в пласт

Исходные данные:

- накопленная и текущая добыча: , тыс.т;

- компенсация - К, %;

- отношение количества добывающих к количеству нагнетательных скважин - D;

- обводненность - В, %.

Определяется закачка с начала разработки:

(11)

где , а .

Закачка за год:

(12)

Необходимая годовая закачка по компенсации, определяется следующим образом:

(13)

Результаты расчета основных показателей разработки XIII пласта месторождения Эхаби по методике “Прогноз”, предоставленной СахНИПИ, показаны в таблице 5. На основе полученных данных построены диаграммы годовой добычи нефти, годовой добычи жидкости и закачки воды.

Таблица 5 - Результаты расчета основных показателей разработки

Рисунок 9 Диаграмма годовой добычи нефти XIII пласта месторождения Эхаби

Рисунок 10 Диаграмма годовой добычи жидкости и закачки воды XIII пласта месторождения Эхаби

За проектируемый период будет добыто 35,9 тыс. т нефти, 1025,6 тыс. м³ воды; в пласт будет закачано 1230,7 тыс. м³ воды.

Согласно проведенным расчетам видно, что в период 2006-2010 гг. происходит снижение годовых объемов добычи нефти в результате роста обводненности скважин и уменьшения объемов закачки воды в пласт.

По сравнению с 1996 г. обводненность в целом по пласту увеличилась с 92,8 до 95,9 %.

пласт нефтяной месторождение

3. Расчет экономической эффективности разработки XIII пласта

При выполнении экономических расчетов были использованы исходные данные по месторождению НГДУ «Оханефтегаз» за 2005 год.

Доходная часть проекта формируется за счет реализации добываемого углеводородного сырья. Цена на внешнем рынке 45 долл/барр. Транспортные расходы, связанные с экспортом нефти составляют 30 долл/т. Курс доллара 25,85 рублей за 1 доллар США.

3.1 Расчет налогов

Величина налоговых отчислений и платежей, а также платежей в бюджетные и во внебюджетные фонды определялась в соответствии с действующим на момент расчета Налоговым Кодексом РФ.

С 1 января 2007г. ставка НДПИ при добыче нефти составляет 419 рублей за тонну

Налог на добычу нефти рассчитывается исходя из установленной ставки с коэффициентом, характеризующим динамику мировых цен на нефть и коэффициента, характеризующего выработанность запасов, который принят равным 0,3.

Расчет коэффициента цен проводился по формуле:

(Цена'Юралс' - 9долл./барр.)М25,85 $

Коэффициент = ------- ------------ (25)

261

Таким образом налог составляет 1520 руб/т.

Размер экспортной пошлины также дифференцирован в зависимости от уровня цены на нефть на внешнем рынке и составил 118,25 долл/т. При выполнении расчетов были использованы следующие виды и ставки налогов:

- единый социальный налог (ЕСН) - 26% от фонда оплаты труда (ФОТ); земельный налог - факт данного года с индексацией на коэффициент 1,1.

Налоги из прибыли:

- налог на прибыль - 24% от налогооблагаемой прибыли;

- налог на имущество - 2,2% от остаточной стоимости основных фондов.

3.2 Показатели экономической оценки разработки

В систему оценочных показателей включаются прибыль от реализации углеводородов на внутреннем и внешнем рынках, доход государства от эксплуатации месторождения (налоги, платежи и отчисления в бюджетные и во внебюджетные фонды), рентабельный срок разработки.

Под рентабельным понимается такой период разработки, когда текущие потоки денежной наличности принимают положительные значения, а накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД) увеличивается и принимает максимальное значение в последний период рентабельной добычи.

Определение эксплуатационных затрат осуществляется с использованием удельных затрат, которые формируются на основе фактической калькуляции затрат за базовый период месторождений Сахалина.

После определения капитальных и текущих затрат с учетом налогов и иных отчислений осуществляется расчет ряда показателей, характеризующих экономическую эффективность проекта.

Расчет основных показателей экономической эффективности проекта проводится по следующей схеме:

- определяется объем выручки от реализации продукции на внешнем и

внутреннем рынках за весь расчетный период по годам. При реализации на экспорт выручка определяется с учетом доли продукции, реализуемой на экспорт по соответствующей цене в твердой валюте, с переводом ее в рублевый эквивалент по принятому курсу. Кроме того, от суммы выручки отнимаются транспортные затраты, связанные с транспортировкой нефти до конечного пункта (в зависимости от объема экспортируемой нефти);

- рассчитывается объем прибыли, подлежащей налогообложению;

- на основе рассчитанной налогооблагаемой прибыли определяется размер налога на прибыль;

- разница между величиной налогооблагаемой прибыли и налога на прибыль образует чистую прибыль;

- сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений образуют собственные источники покрытия инвестиций;

- применяя метод приведения разновременных затрат и результатов (метод дисконтирования), рассчитывают ежегодные значения дисконтированного чистого потока денежных средств.

3.3 Расчет экономической оценки разработки

Расчет экономической оценки разработки, производимый по шаблону “Расчет экономической эффективности разработки”, представлен в таблице 6 Г (Приложение Г).

Из таблицы 6 Г видно, что доход и эксплуатационные затраты снижаются, что говорит о падении уровня добычи нефти на месторождении.

Экономическая эффективность рассчитывалась для текущего состояния разработки. Показатели эффективности приведены в таблице 8.

Таблица 7 - Показатели эффективности разработки

Рисунок 11 Диаграмма потока наличности

4. Безопасность и экологичность на месторождении

4.1 Опасные и вредные производственные факторы

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

Факторы окружающей производственной среды, оказывающие неблагоприятное влияние на здоровье работающего, называют производственными вредностями.

К наиболее опасным веществам, применяемым на промыслах, относятся: метиловый спирт (метанол), ртуть (в приборах), ингибиторы коррозии, гликоли, одоранты (меркаптаны).

Метиловый спирт (метанол) - бесцветная прозрачная жидкость, по запаху и вкусу напоминающая винный (этиловый) спирт. Плотность его 0,79 г/см^з, температура кипения 64,5^о С. Растворим в спиртах и других органических соединениях, смешивается с водой во всех соотношениях, легко воспламеняется. Температура вспышки 16^о С. При испарении взрывоопасен. Пределы воспламенения метанола в воздухе 6,72 - 36,5 об. %. ПДК метанола в рабочей зоне производственных помещений - 5 мг/м^з.

Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы.

Ртуть применяется в контрольно-измерительных приборах и лабораториях. Ртуть - жидкий металл, испаряющийся при комнатной температуре. Особенно большое испарение ртути происходит, когда она разливается, разбрызгиваясь на множество мелких шариков, которые проникают и накапливаются в щелях полов, столов, стен. Здесь ртуть остается длительное время, выделяя в воздух ядовитые пары. Ртутные пары, попадая через легкие в кровь, накапливаются в различных органах человека, вызывая тяжелые заболевания и отравления.

Для предотвращения отравлений работа с ртутью должна проводиться только в специально приспособленных для этой цели помещениях, оборудованных вентиляцией. Полы в них делают непроницаемыми для ртути, стены окрашивают масляной краской, поверхности столов делают гладкими и без щелей с уклоном для скатывания случайно пролитой ртути в сосуд с водой. Следует исключить применение приборов с ртутью. ПДК ртути в воздухе 0,01 мг/м^з.

Ингибиторы коррозии - в основном вещества, полученные из нефтепродуктов, имеющие в своем составе примеси, органических кислот, щелочей и другие ядовитые компоненты. Перед применением некоторые ингибиторы разбавляют керосином или конденсатом. Пары ингибиторов и разбавителей оказывают вредное влияние на организм человека. При частом попадании ингибитора на кожу могут образовываться язвы, экземы и другие кожные заболевания. ПДК паров ингибиторов в воздухе 100 мг/м^з.

Диэтиленгликоль - бесцветная сиропообразная жидкость. ДЭГ активно поглощает влагу и поэтому опасен при попадании на кожу. Вызывает ожоги, язвы и другие повреждения. Вдыхание паров ДЭГа вредно для легких. В смеси с воздухом ДЭГа образуют взрывоопасные смеси. Пределы воспламенения: нижний - 0,62 об. %, верхний - 6,8 об. %.

Одоранты - вещества, которые добавляют в газ и метанол для придания им специфического запаха. Сами же одоранты содержат в качестве основного компонента меркаптаны (сернистые соединения). Этилмеркаптан (C₂H₅SH) имеет свойства слабой кислоты и содержит до 51,4 % серы.

Соединяясь с металлами, этилмеркаптан образует меркаптиды, разрушающиеся с выделением сероводорода. Одоранты - легковоспламеняющиеся горючие вещества, пары которых образуют взрывоопасные смеси. Вдыхание паров одорантов вредно для здоровья человека.

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.

Чаще других в атмосферу выбрасываются легкие углеводороды от метана до пентана. Это происходит вследствие различных неисправностей в оборудовании систем добычи, транспорта и распределения углеводородов.

Большая часть выделяемых углеводородов (75 %) попадает в атмосферу, 20 % - в воду и 5 % - в почву. Пары метановых углеводородов неядовитые, но обладают удушающими свойствами, так как во вдыхаемом воздухе при их содержание ощущается недостаток кислорода. При понижении содержания кислород в воздухе до 16 % у человека начинаются одышка и сердцебиение, до 12 % - сильное стеснение дыхания и до 9 % - обморочное состояние.

Распространение опасных химических веществ на поверхности земли, в водной или воздушной среде в количествах, создающих угрозу для людей, сельскохозяйственных растений и животных в течение определенного времени, называется химическим заражением. Опасным химическим веществом считается химическое вещество, которое прямо или опосредовано вызывает острые и хронические заболевания людей или их гибель, а также поражение сельскохозяйственных растений и животных.

Вредные вещества, встречающиеся на промыслах НГДУ - это деэмульгаторы, прямогонный дистиллят, различные химреагенты, а также сероводород, который содержится в нефтях каменноугольных отложений. Действие вредных веществ, применяемых на производстве, на организм человека зависит от токсичных свойств самого вещества, его концентрации и продолжительности воздействия. Отравление возможно при вдыхании паров с воздухом. Отравление можно установить по следующим признакам: учащение пульса, ослабление внимания, увеличение объёма вдыхания.

Токсическое действие опасных химических веществ оценивают токсометрическими показателями, которые позволяют количественно оценить токсический эффект действия опасных химических веществ и дать их токсикологическую классификацию. В промышленной токсикологии используют следующие показатели степени токсичности опасных веществ:

- средняя смертельная концентрация в воздухе;

- средняя смертельная доза при введении в желудок;

- средняя смертельная доза при нанесении на кожу;

- порог хронического действия;

- порог острого действия;

- коэффициент возможного ингаляционного отравления (КВИО);

- предельно-допустимая концентрация в воздухе, воде и почве (ПДК).

Источниками биологических негативных факторов являются различные реагенты, содержащие микроорганизмы и применяемые для закачки в пласт при микробиологическом заводнении.

Источниками психофизиологических негативных факторов являются частые стрессовые ситуации, монотонность труда.

4.2 Мероприятия по охране труда

Охрана труда - система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая:

- правовые;

- социально-экономические;

- организационно-технические;

- санитарно-гигиенические;

- лечебно-профилактические;

- реабилитационные и иные мероприятия.

Федеральный закон 'Об основах охраны труда в Российской Федерации' принят 17 июля 1999 г.

Он определяет:

- государственные нормативные требования охраны труда;

- обязанности работодателя по обеспечению безопасных условий и охраны труда;

- обязанности работника;

- мероприятия по обеспечению охраны труда;

- основные функции органов государственного надзора и контроля за соблюдением законодательства об охране труда;

-организации, которые должны осуществлять общественный контроль за охраной труда;

- принципы управления охраной труда непосредственно в организации.

Основными направлениями государственной политики в области охраны труда являются:

- обеспечение приоритета сохранения жизни и здоровья работников;

- принятие и реализация федеральных законов и иных нормативно-правовых актов;

- отраслевых целевых и территориальных программ улучшения условий труда;

- государственное управление охраной труда;

- содействие общественному контролю за соблюдением прав и законных интересов работников в области охраны труда;

- расследование несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний;

- защита законных интересов работников, пострадавших от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний;

- установление компенсаций за тяжелую работу и работу с вредными или опасными условиями труда;

- участие государства в финансировании мероприятий по охране труда;

- подготовка и повышение квалификации специалистов по охране труда;

- организация государственной и статистической отчетности об условиях труда;

- обеспечение функционирования единой информационной системы охраны труда;

- международное сотрудничество;

- проведение единой налоговой политики, стимулирование создания безопасных условий труда;

-установления порядка обеспечения работников средствами индивидуальной защиты.

Основными направлениями деятельности при организации работ

по охране труда в организации являются:

- образование служб охраны труда;

- содействие общественному контролю за соблюдением прав и законных интересов работников в области охраны труда;

- планирование работ по охране труда и разработка мероприятий по улучшению условий труда, предупреждающих производственный травматизм и профессиональные заболевания;

- организация и проведение сертификации работ по охране труда;

- проведение проверок условий и охраны труда на рабочих местах и информирование работников о результатах указанных проверок;

- установление компенсаций за тяжелую работу и работу с вредными или опасными условиями труда, неустранимыми при современном техническом уровне производства и организации труда;

- обеспечение работников средствами индивидуальной защиты;

- обучение по охране труда и профессиональная подготовка по охране труда.

Инструкции по охране труда для работников.

Для организации работы по охране труда руководитель организации создает службу охраны труда (Постановление Минтруда от 08.02.2000 г. №14).

Служба охраны труда (специалист по охране труда) организации осуществляет:

- составление (при участии руководителей подразделений) перечней профессий и видов работ, на которые должны быть разработаны инструкции по охране труда;

- оказание методической помощи руководителям подразделений при разработке и пересмотре инструкций по охране труда;

- обеспечение подразделений локальными нормативными правовыми актами организации (правилами, нормами, инструкциями по охране труда);

- контроль за наличием в подразделениях инструкций по охране труда для работников согласно перечню профессий и видов работ, на которые должны быть разработаны инструкции по охране труда, своевременным их пересмотром;

- контроль за соблюдением работниками требований законов и иных нормативных правовых актов об охране труда Российской Федерации, других локальных нормативных правовых актов организации.

4.3 Чрезвычайные происшествия и меры предосторожности

Последствия действия негативных факторов оценивают в следующих формах: несчастный случай, чрезвычайное происшествие (ЧП) и чрезвычайная ситуация (ЧС).

Несчастный случай - это непредвиденная ситуация, сопровождающаяся единичными человеческими жертвами или человеческими увечьями.

Чрезвычайное происшествие - внезапно возникающая ситуация, сопровождающаяся угрозой здоровью или жизни людей, материальными потерями и нанесением ущерба окружающей природной среде.

Чрезвычайная ситуация - обстановка на определенной территории или акватории, сложившееся в результате воздействия природных или антропогенных негативных факторов, которые могут повлечь или уже повлекли за собой многочисленные человеческие жертвы, большой ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительные материальные потери и серьезное нарушение условий жизнедеятельности людей.

Обеспечение безопасности жизнедеятельности в техносфере осуществляется по трем направлениям:

- разработка и внедрение эффективных мероприятий, обеспечивающих безопасность технических систем и технологических процессов;

- обеспечение надежной защиты работников и инженерно-технического комплекса предприятия (учреждения) в чрезвычайных ситуациях;

- проведение комплекса мероприятий по обеспечению экологической безопасности в районе деятельности хозяйственного объекта.

Разработкой и внедрением эффективных мероприятий, обеспечивающих безопасность технических систем и технологических процессов, занимается отдел охраны труда и техники безопасности НГДУ. Обеспечением защиты работников в ЧС занимается отдел по делам гражданской обороны и ЧС. Проведением комплекса мероприятий по обеспечению экологической безопасности занимается отдел охраны окружающей среды НГДУ «Оханефтегаз».

4.4 Меры по обеспечению пожарной безопасности

Содержание территории производственных объектов, помещений и оборудования. Одно из основных правил пожарной безопасности содержание производственных объектов в чистоте и порядке. Производственная территория и помещения не должны загрязняться легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, а также мусором и отходами производства. Нефть и другие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости не должны храниться в открытых ямах и амбарах.

Дороги, проезды и подъезды к производственным объектам, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения следует поддерживать в надлежащем состоянии. У пожарных гидрантов должны устанавливаться надписи-указатели.

На территории предприятия запрещается разведение костров, кроме мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной. На пожароопасных и взрывоопасных объектах запрещается курение, и вывешиваются предупреждающие надписи: «Курить запрещается». Все потенциально опасные места объектов нефтегазодобычи (открытые емкости, трансмиссии) должны иметь ограждения, закрывающие доступ к ним со всех сторон. На рабочих местах, а также в местах, где возможно воздействие на человека вредных и (или) опасных производственных факторов, должны быть предупредительные знаки и надписи. На рабочих местах должны быть рабочие инструкции, инструкции по пожарной безопасности, а также инструкции по эксплуатации оборудования, агрегатов.

Контроль содержания вредных веществ в воздухе, уровней шума и вибрации, других вредных производственных факторов на рабочих местах следует осуществлять в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

В закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли, а также в случаях изменений технологических процессов необходимо осуществлять постоянный контроль воздушной среды.

В производственных помещениях, кроме рабочего, необходимо предусматривать аварийное освещение, а в зонах работ на открытых площадках - аварийное или эвакуационное освещение. Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м - лестницами с перилами.

Большое значение в снижении пожарной опасности процессов добычи нефти и газа имеют автоматизация и телемеханизация скважин, групповых замерных и сепарационных установок, насосных пунктов и станций и других объектов. Автоматизация скважин обеспечивает контроль основных технологических параметров и своевременную остановку скважин или перекрытие выкида при аварийных режимах. В снижении пожарной опасности операций по очистке от загрязнения емкостей нефти и других горючих жидкостей существенное значение имеет механизация этих операций.

4.5 Охрана окружающей среды и недр при добыче нефти

Практическая реализация требований охраны недр базируется на результатах детального геолого-промыслового анализа разработки, для выполнения которого необходим определенный объем качественной информации. Только на такой основе возможно создание достаточно приближенных к реальным условиям моделей процесса разработки, позволяющих выявлять текущее и прогнозировать будущее состояние извлечения запасов из недр. Для решения вопросов охраны недр необходимо учитывать целый ряд моментов.

При разбуривании месторождения должно быть обеспечено:

- предотвращение открытого фонтанирования, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей работы скважин;

- надежная изоляция в скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу;

- необходимая герметичность всех колонн труб, спущенных в скважину, и их высококачественное цементирование.

Эксплуатационные объекты следует разбуривать при условии проведения всех необходимых мер по предотвращению ущерба другим объектам. В скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по предотвращению ухода промывочной жидкости в эксплуатируемые верхние объекты. При уходе в них промывочной жидкости эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся скважине, должна быть прекращена до окончания ее бурения или до спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт.

При разработке эксплуатирующихся объектов, состоящих из нескольких сообщающихся пластов, возможны межпластовые перетоки нефти, газа или воды. Для предотвращения этих явлений, осложняющих разработку и затрудняющих контроль за выработкой отдельных пластов, необходим постоянный контроль за изменением пластового давления, дебитов скважин, обводнения их продукции в зоне связи пластов с целью своевременного установления возобновления перетоков и их интенсивности.

Причиной перетоков могут быть нарушения технического состояния скважин, поэтому во всех скважинах должны проводиться изоляционные работы согласно геологотехническому наряду.

Во всех случаях разработки многопластовых объектов одной сеткой скважин необходима система мер по достоверному учету добычи нефти из каждого пласта или из группы пластов, по которым запасы подсчитывают отдельно.

Это необходимо для контроля за степенью использования извлекаемых запасов или за достигнутой величиной текущей нефтеотдачи. Косвенные методы пересчета на отдельные пласты продукции, добываемой из скважин, совместно эксплуатирующих несколько пластов, весьма приблизительны и могут привести к значительным погрешностям в распределении добычи.

Поэтому на каждом пласте необходимо иметь систему контрольных скважин, работающих только с этим объектом и расположенных в разных по продуктивности частях залежи. Данные замеров добычи по этим скважинам будут служить основой для корректировки распределения добычи по всем остальным скважинам.

В залежах, разработка которых ведется при условиях, близких к граничным значениям изменения физико-химических свойств нефти, газа и пластовой воды, могут происходить такие явления, как выпадение парафина при снижении температуры пласта от закачки холодной воды, выпадение солей при взаимодействии закачиваемой и пластовой воды, бактериальное заражение залежи и другое. В этих случаях при подготовке к разработке необходимо проанализировать все возможные случаи взаимодействия природных и вновь вводимых в залежи агентов и системы разработки создавать с таким расчетом, чтобы исключить или снизить до безопасного уровня последствия этих взаимодействий. Специальный контроль за ходом разработки позволит принять своевременные меры по ликвидации или локализации начинающихся нежелательных процессов. Особенно тщательная подготовка требуется в случае планируемого применения новых методов разработки.

Добывающие и нагнетательные скважины должны эксплуатироваться на технологических режимах, утвержденных в установленном порядке. Для контроля за выполнением технологического режима при подготовке скважин к эксплуатации необходимо предусмотреть возможность проверки параметров их работы.

Эксплуатация дефектных добывающих скважин с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, цементного кольца за колонной и т.п. допускается по согласованию с органами Госгортехнадзора в случаях, когда установленные технологическим режимом отборы жидкости не приводят к нарушению требований охраны недр. За эксплуатацией таких скважин должен быть установлен строгий контроль.

Эксплуатация дефектных нагнетательных скважин не допускается. В дефектных скважинах, эксплуатация которых нарушает правила охраны недр, должны быть проведены ремонтно-изоляционные работы с предварительным осуществлением в них необходимого комплекса исследовательских работ по выявлению источника и места поступления воды или газа в скважину.

Длительная разработка месторождений нефти и газа, особенно крупных, может вызывать опускание поверхности на несколько метров на площади в десятки и сотни квадратных километров, что, в свою очередь, может привести к изменению гидрологического режима, заболачиванию или затоплению земель.

Основная причина опускания земной поверхности - сжатие пластов под действием дополнительного горного давления, равного давлению столба жидкости, на величину которого снижен пьезометрический уровень.

Кроме того, сдвигание горных пород на месторождении приводит к нежелательным явлениям при разработке:

- изменению коллекторских свойств пласта под воздействием горного давления;

- искривлению стволов скважин и деформации обсадных колонн;

- скалыванию скважин в результате послойных горизонтальных срывов пород при больших вертикальных перемещениях слоев;

- деформации и разрушению объектов промыслового обустройства (трубопроводов, нефтегазохранилищ, вышек).

Во избежание таких последствий или для своевременного принятия мер защиты от них должен быть организован контроль за оседанием поверхности с применением наиболее совершенных методов наблюдений.

Перечисленные выше мероприятия при комплексном их применении могут обеспечить выполнение требований охраны недр и рациональное использование запасов нефти и газа.

Ливневые сточные воды с обвалованных площадок парка сырьевых резервуаров, а также производственные сточные воды собираются в самостоятельные канализационные станции.

Очищенные сточные воды утилизируются путем закачки в пласт. После промывки скважины, отстоявшаяся от песка вода закачивается промывочным агрегатом обратно через выкидную линию в систему нефтесбора.

В случае загрязнения слоя почвы нефтехимическими продуктами слой почвы снимается и вывозится в ближайшие отвалы для захоронения или сжигается с последующим захоронением в амбарах для шлама.

При сжигании твердых, жидких и газообразных отходов должны быть приняты меры, обеспечивающие их полное сгорание, не наносящее ущерб земельным угодьям и воздушной среде.

Выбор способа восстановления плодородия земель, загрязненных нефтью, в каждом конкретном случае следует определять опытным путем по следующим направлениям:

- рыхление почвы (вспашка, культивация) с целью улучшения условий аэрации и жизнедеятельности организмов;

- внесение в нефтезагрязненную почву специальной культуры бактерий, разрушающих составные компоненты нефти;

- внесение удобрений (минеральных, органических), извести, фосфата алюминия с целью повышения общего уровня содержания биогенных элементов, снижения подвижности токсических веществ, содержащихся в нефтезагрязненной почве;

- выращивание толерантных к нефтяному загрязнению высших растений; внесение ПАВ в нефтезагрязненные почвы, нивелирующих отрицательное влияние нефти на растения за счет диспергирующего действия ПАВ на нефть.

Если нефтяное пятно небольших размеров и нефть не проникла на большую глубину (до уровня грунтовых вод остается не менее 1 м), удаляют весь загрязненный грунт и заменяют его чистым. Когда нефть находится на расстоянии менее 1 м от уровня грунтовых вод (в период сильных дождей), производят выемку загрязненного грунта на глубину ниже указанного уровня и затем собирают нефть с поверхности воды.

В тех случаях, когда уровень грунтовых вод находится на небольшой глубине, во избежание просачивания нефти ее временно направляют в траншеи, в которые закачивают воду.

Если нефть проникла в грунт на глубину более 5 м вблизи источников снабжения грунтовыми водами, необходимо обеспечить циркуляцию воды через загрязненные слои грунта для отмыва нефти. В некоторых случаях бурят скважину (до глубины немного ниже уровня грунтовых вод), в которую в больших объемах закачивают воду под давлением. Всплывающую нефть выкачивают с поверхности грунтовых вод. Эффективное проведение контроля за загрязнением грунта нефтью предполагает тщательное изучение гидрогеологических характеристик.

Для очистки поверхностных водоемов от нефти необходимо своевременно обнаружить загрязненные участки. Вытекающую нефть следует локализовать вблизи источника утечки. Для этого используют плавающие боновые заграждения, барьеры из сорбирующего вещества, струи воздуха или воды, подаваемые под давлением, воздушные или химические барьеры. Для защиты берегов устанавливают боновые заграждения, используют средства механической очистки.

Сбор нефти осуществляют механически или сжигают на воде, а также применяют сорбирующие вещества. Для успешной очистки водной поверхности от пленки нефти необходимо знать направление и скорость движения нефтяного пятна.

Значительную часть загрязняющих воздух веществ при обустройстве месторождения и строительстве основных объектов составляют отработанные газы строительных машин и механизмов. Поэтому основные мероприятия по уменьшению загрязнения атмосферного воздуха при выполнении технологических процессов строительства, в первую очередь, должны быть направлены на уменьшение токсичности отработавших газов. Предупреждение загрязнения атмосферного воздуха требует затрат, идущих на устройство систем очистки воздуха, создание санитарно-защитных зон.

Для предотвращения воздействия на воду предусмотрено применение закрытой герметичной напорной системы сбора нефти. Все сточные воды на месторождении, включая нефтесодержащие и хозфекальные стоки, направляются на очистку, после очистки распределяются между нагнетательными и поглощающими скважинами месторождения.

Риск загрязнения можно значительно уменьшить при использовании правильной технологической эксплуатации промыслового сбора, отработки и транспорта нефти.

Для минимального воздействия на геологическую среду при разработке месторождения предусматриваются следующие технические и организационные природоохранные мероприятия:

- все материалы, используемые при проводке и эксплуатации скважин, представляющие опасность для поверхностных водостоков (дизтопливо, масла, химреагенты и др.) складируются и хранятся на расстоянии не ближе 30 м от любого естественного водостока;

- твердые и газообразные бытовые и производственные отходы органического происхождения (деревянная тара, мешки и т.д.) сжигаются в определенных местах, причем должны быть приняты меры, обеспечивающие их полное сгорание, не наносящие ущерб земельным угодьям и воздушной среде;

- по окончании работ и в случае загрязнения почвы нефтехимическими продуктами верхний слой снимается и вывозится в ближайшие отвалы для захоронения или сжигается с последующим захоронением в амбарах;

- создание системы ливневой канализации и очистных сооружений, сбор нефтесодержащих стоков в специальные емкости;

- обустройство земельного участка защитными канавами и обваловкой;

- полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки нефти;

- герметичность упаковки жидких и сыпучих реагентов при их транспортировке и хранении;

- при эксплуатации резервуаров для сбора нефти предотвращение перелива достигается путем автоматического перекрытия приемных задвижек или установки насосов.

Запрещается вне пределов земельных отводов под строительство скважин устраивать временные склады оборудования, материалов, стоянки автотранспорта, а также прокладывать временные транспортные коммуникации.

4.6 Мероприятия по охране почв, рекультивации земель

Почвы Охинской площади способны в значительной степени аккумулировать загрязняющие вещества, что ведет к загрязнению поверхностных вод и представляет серьезную угрозу загрязнения природных водоемов. Так, например, углеводородные загрязнители (нефтепродукты) - стойкие химические соединения, способные длительное время сохраняться в различных природных средах. Восстановление растительного покрова (биоценоза) на нарушенных при обустройстве месторождений землях, естественным путем происходит длительное время - в течение 90 - 100 лет.

С целью охраны почв и предотвращения их загрязнения осуществляются следующие мероприятия:

- захоронение твердых бытовых отходов, утилизация строительных отходов производится на специальных полигонах; складирование металлолома - на отдельно отведенных площадках;

- хранение горюче - смазочных материалов, деэмульгаторов, прямогонного дистиллята, химреагентов производится в емкостях, установленных на бетонированных площадках с надежной гидроизоляцией и обваловкой;

- ведомственной лабораторией предприятия планомерно производится контроль экологического состояния территории промыслов, промзоны, жилых поселков.

За последние годы изменений в состоянии окружающей среды в районе не наблюдается.

Из выше приведенного материала можно сделать вывод о том, что в НГДУ «Оханефтегаз» достигнута высокая степень охраны окружающей среды.

Таким образом, в НГДУ поддерживается достаточно высокий уровень обеспечения производственной безопасности, защиты в ЧС и экологичности производства.

Заключение

Залежь месторождения вступила в позднюю стадию разработки, которая характеризуется низкими темпами годовых отборов нефти и высокой обводненностью.

Разработка нефтяной залежи XIII пласта осуществляется с поддержанием пластового давления путем очагового избирательного заводнения.

В ходе разработки XIII пласта были применены все виды заводнения.

Анализ текущего состояния разработки XIII пласта и сделанные в технологической части расчеты показали, что бурение новых скважин для повышения нефтеотдачи экономически нецелесообразно по причине небольших остаточных балансовых запасов нефти. Дальнейшую разработку залежи нефти рекомендуется проводить при существующем фонде скважин.

Список используемой литературы

Акульшин А.И., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин - М.: Недра, 1989 - 400 с.

Белов С.В., Безопасность жизнедеятельности - М.: 1999. - 448 с.

Бойко В.С., Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений - М.: Изд-во Недра, 1990. - 433 с.

Донцов К.М., Разработка нефтяных месторождений - М.: Изд-во Недра, 1977. - 360 с.

Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е издание, переработанное и доп. - М.: Недра, 1998. - 365 с.

Меркушев О.В., Подсчет запасов нефти месторождения Эхаби, СахалинНИПИморнефть, 1967.

Моисеева Т.Г., Текущий анализ разработки нефтяных залежей месторождения Эхаби, СахалинНИПИморнефть, 1983.

Отчетный баланс запасов нефти, газа и конденсата по ОАО “Роснефть-Сахалинморнефтегаз”, 1998.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-200-98.

Мальцев М.В., Игумнов В.И., Технологическая схема разработки месторождения Эхаби, СахалинНИПИморнефть, 1978.

Приложение А

Рисунок 2 А Продольный геологический разрез через скважины № 507-154

Приложение Б

Рисунок 3 Б Структурная карта XIII пласта месторождения Эхаби

Приложение В

Рисунок 4 В Карта разработки нефтяной залежи XIII пласта месторождения Эхаби