Оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания

Работа из раздела: «Геология, гидрология и геодезия»

Минобрнауки России

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Ухтинский государственный технический университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Оценка влияния разработки Керновского месторождения на уровень дневной поверхности

ДП-02069562-130503-030-11

Группа РЭНГМ 2-06

Н.А. Игнатов

Ухта 2011

АННОТАЦИЯ

Объем 97 стр., ил. 22, табл. 18, библ. назв. 9, графич. прил. 6.

Ключевые слова: скважина, газ, нефть, конденсат, месторождение, технологические показатели разработки, проседание

На основе собранной геолого-промысловой информации, проанализированы общие сведения о Керновском газоконденсатном месторождении. Рассмотрены особенности геологического строения, состав и свойства углеводородных флюидов, изучены фильтрационно-емкостные свойства Керновского месторождения. По выбранному участку залежи выполнен расчет основных показателей разработки и дана оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания, что является главной целью дипломного проекта.

THE SUMMERY

Volume 97 pages, illustrations 22, tables 18, 9 bibliographic titles, graphical attachments 6.

Keywords: well, gas, oil, condensate, field, technological development performance, subsidence

On the asis of the collected geological - fishing information analyzed general information about Kernovskoe gas condensate field. The features of the geological structure, composition and properties of hydrocarbon fluids have been studied - fluid properties of Kernovskoe field. The selected site deposits calculated on basic indicators of development and evaluated the influence of the field development to the level of subsidence, which is the main purpose of the graduation project.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Геологическое строение

1.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений

1.2.1 Нефтегазоносность

1.1.2.1 Краткие сведения о нефтегазоносности района и перспективы месторождения

1.1.2.1 Характеристика залежи в песчаниках старооскольского горизонта среднего девона

2. СВЕДЕНИЯ О РАЗРАБАТЫВАЕМОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1 Движение фонда скважин по годам и условия их эксплуатации

2.2 Анализ результатов исследований скважин в процессе разработки

2.2.1 Объемы и виды исследований

2.2.2 Исследование продуктивной характеристики

2.2.3 Исследование газоконденсатной характеристики

2.3 Текущее состояние разработки месторождения

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ КЕРНОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Обоснование расчетной методики прогноза показателей разработки

3.2 Исходные данные для технологических расчетов

3.3 Расчет технологических показателей разработки

3.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения газа и конденсата

3.5 Проседание дневной поверхности месторождения

3.5.1 Теоретические основы

3.5.2 Расчет проседания уровня дневной поверхности

4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

4.1 Идентификация потенциальных опасностей Керновского месторождения

4.1.1 Анализ воздействия объекта на условия труда

4.1.2 Анализ возможных чрезвычайных ситуаций

4.1.3 Анализ воздействия объекта на окружающую среду

4.1.3.1 Анализ состояния территории

4.1.3.2 Анализ воздействия объекта на окружающую среду

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности и экологичности проекта

4.2.1 Нормативно-техническая база обеспечения безопасности и экологичности

4.2.2 Мероприятия по обеспечению безопасных условий труда

4.2.3 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на кусте скважин

4.2.4 Мероприятия по обеспечению безопасности объекта при чрезвычайных ситуациях

4.3 Мероприятия по охране окружающей среды

5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НИР

5.1 Цель проведения НИР

5.2 Исходные данные

5.3 Сметные затраты

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ВВЕДЕНИЕ

Керновское месторождение было открыто в 1983 году. Расположен в северо-западной части Среднепечорского поперечного поднятия.

Целью дипломного проекта является оценка влияния разработки участка Керновского месторождения на уровень дневной поверхности.

Эта тема на сегодняшний день имеет большую актуальность для газовой отрасли, так как явление проседания может приводить к очень серьезным последствиям угрожающие здоровью и жизни людей, добывающему оборудованию.

Разработка нефтяных и газовых месторождений сопровождается процессами деформирования коллекторов и вмещающих пород, что может проявляться на земной поверхности в виде её оседания.

Непосредственной причиной деформации горных пород при добыче углеводородов является падение пластового давления вследствие добычи флюидов. Снижение пластового давления нарушает сложившийся баланс сил в горном массиве и вызывает дополнительную нагрузку на матрицу коллектора, что является причиной его уплотнения и деформаций окружающих пород.

Мировой опыт говорит о том, что оседание земной поверхности может составлять от нуля и первых сантиметров до десятков метров. Примером служит Северо-Сравропольско-Пелагиадинское газовое месторождение, где проседание достигало до 0,15 м, Гуз Крик (США) - 0,65 м, в Бачакуэро (Венесуэла) - до 3,7 м.

Все это представляет большой интерес для изучения, так как в Республике Коми имеются газоконденсатные месторождения находящиеся в разработке.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Геологическое строение

1.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов месторождения Керновское, расположенного в северо-западной части Среднепечорского поперечного поднятия, приводится по результатам послойного описания керна параметрической (21), поисковых (71-80, 85, 92, 95), разведочных (81-84, 86-91, 93, 94), эксплуатационных (3, 6, 18, 25, 30, 31) и сверхглубокой (1-Тимано-Печорская) скважин. В процессе работы использованы результаты петрографического изучения шлифов, гранулометрического, минералогического анализов пород, палеонтологических исследований, а также промыслово-геофизические материалы.

Вскрытый разрез осадочного чехла поднятия слагают породы, представленные девонскими, каменноугольными, пермскими и четвертичными отложениями, максимальная вскрытая толщина которых в скважине 1-Тимано-Печорская составляет 6903,5 м.

Отложения силурийской системы, представленные нижним и верхним отделами, вскрыты только скважиной 78 толщиной 173,9 м. Скважина пробурена в зоне Припечорского глубинного разлома, отделяющего Верхнепечорскую впадину от Среднепечорского поперечного поднятия. Вскрытый разрез силурийских отложений близок к разрезу Верхнепечорской впадины.

Ниже приводится краткое литологическое описание разреза, вскрытого скважинами на месторождении.

Девонская система -- D. Девонские отложения в пределах рассматриваемой территории представлены нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел -- D_1.Отложения нижнего отдела вскрыты только сверхглубокой скважиной 1-Тимано-Печорская.

Разрез представлен неравномерным чередованием аргиллитов и известняков с прослоями мергелей, песчаников и алевролитов.

Аргиллиты серые и темно-серые до черных, известковистые, известково-доломитистые, прослоями алевритистые, участками ангидритизированные, тонко- и горизонтально-слоистые, среднеплитчатые, плотные и крепкие с раковистым изломом при скалывании.

Известняки серые и темно-серые до черных, в различной степени глинистые, прослоями доломитизированные и алевритистые, скрытокристаллические, массивные, твердые, крепкие.

Песчаники серые и светло-серые, кварцевые, известковистые, мелкозернистые, массивные, реже горизонтально и волнистослоистые, твердые, крепкие. Встречаются редкие прослои песчаников полимиктовых, слабокарбонатных, ангидритизированных.

Алевролиты светло-серые и серые до темно-серых, известковистые, тонко- мелкозернистые, прослоями ангидритизированные, массивные и со слабовыраженной слоистостью, твердые, крепкие.

По всему разрезу отмечаются рассеянные кристаллы пирита. В верхней части разреза присутствуют прослои доломито-ангидритов, ангидрито-доломитов, доломитов и ангидритов.

В интервале глубин 6195-6315 м скважиной вскрыты диабазы темно-серые с мелкими белыми порфировидными включениями кварца и полевых шпатов, мелкокристаллические, массивные, средней твердости и крепости.

Вскрытая толщина нижнедевонских отложений составляет 876,5 м.

Средний отдел -- D_2.Средний отдел выделен в составе эйфельского и живетского ярусов.

Эйфельский ярус D₂ef. Отложения эйфельского яруса полностью пройдены двумя скважинами (78 и 1-Тимано-Печорская). В скважине 78 вскрыт сокращенный разрез среднего девона (78 м), условно отнесенный к эйфельскому ярусу, представлен переслаиванием светло-серых и серых кварцевых, разнозернистых песчаников и аргиллитов темно-серых до серых, неравномерно алевритистых, с листоватой отдельностью, реже скорлуповатых.

В пределах месторождения отложения данного яруса скважиной 1-Тимано-Печорская пройдены в интервале 6027-4980 м, литологически представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В верхней части яруса преобладают аргиллиты и алевролиты.

Песчаники серые, серые с голубоватым оттенком и светло-серые до белых, кварцевые, мелко- тонкозернистые, массивные и тонкоплитчатые, неясно горизонтально и волнистослоистые плотные, крепкие, участками трещиноватые, с мелкими кристаллами пирита.

Толщина эйфельского яруса составляет 1047 м.

Живетский ярус -- D₂ћv. Живетский ярус представлен отложениями афонинского и старооскольского горизонтов.

В отложениях данных горизонтов на разных гипсометрических уровнях встречены прослои диабазов (скважины 7, 10, 12-16, 23, 25, 32, 72-74, 85). В площадном отношении они выявлены в юго-западной и центральной частях месторождения и имеют пластообразное залегание.

В западной, северной и восточной частях, по-видимому, они не вскрыты вследствие глубокого их залегания.

Афонинский горизонт -- D₂af. К афонинскому горизонту отнесена толща переслаивающихся аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Полностью отложения афонинского горизонта пройдены скв. 1-Тимано-Печорская, где толщина их составляет 817 м.

Старооскольский горизонт -- D₂st. В разрезе рассматриваемого горизонта снизу-вверх выделены три пачки песчаников (I, II и III), разделенные между собой глинисто - алевритистыми перемычками толщиною порядка 5-10 м.

I пачка, залегающая в основании горизонта, вскрыта большинством скважин. Нижняя часть пачки представлена переслаиванием аргиллитов и алевролитов с редкими линзовидными прослоями песчаников, количество которых вверх по разрезу увеличивается и в верхней части пласты песчаников становятся более выдержанными и протяженными.

Песчаники кварцевые, светло-серые, серые и серые с коричневатым оттенком, в основном мелко-, среднезернистые и тонко-, мелкозернистые, хорошо сортированные, прослоями и участками пористые, неравномерно глинистые, неизвестковистые, плотные, крепкие.

Толщина I пачки изменяется от 36 (скв. 22) до 89 м (скв. 13), в среднем составляет 50 м.

II пачка приурочена к средней части старооскольских отложений, представлена песчаниками, переслаивающимися с маломощными прослоями алевролитов и аргиллитов.

Песчаники кварцевые, светло-серые и серые, иногда с коричневатым и буроватым (за счет нефтенасыщения) оттенком, мелко- средне- крупнозернистые, отдельными редкими прослоями до грубозернистых, в основном хорошо сортированные, прослоями и участками пористые, неравномерно глинистые, неизвестковистые, плотные, крепкие, иногда трещиноватые, с зернами белого или прозрачного кварца.

Толщина II пачки довольно выдержанна, в среднем составляет 55 м.

Венчает разрез старооскольского горизонта III пачка, толщина которой вследствие размыва варьирует в широких пределах (от нескольких десятков до первых метров), а в северо-западной части поднятия и в районе скв. 9 отложения данной пачки полностью отсутствуют.

По керну пачка представлена песчаниками с маломощными прослоями алевролитов, реже аргиллитов.

Толщина III пачки изменяется от 4 м (скв. 4) до 66 м (скв. 1), в среднем составляет 28 м.

Толщина старооскольских отложений изменяется от 118 (скв. 84) до 202 м (скв. 85), в среднем -- 145 м.

Старооскольский горизонт является промышленно газоносным.

Верхний отдел -- D_3.Верхний отдел девонской системы представлен франским и фаменским ярусами.

Толщина I пачки изменяется от 9 м (скв. 14) до 99 м(скв. 1), в среднем составляет 47 м.

1.1.2 Нефтегазоносность

1.1.2.1 Краткие сведения о нефтегазоносности района и перспективы месторождения

Месторождение расположено в пределах Среднепечорского нефтегазоносного района (НГР) Северо-Предуральской нефтегазоносной области (НГО). Приурочено оно к приразломному поднятию, осложняющему северо-западную часть Среднепечорского поперечного поднятия.

Залежи приурочены к различным типам ловушек: структурному, литологическому, литолого-стратиграфическому. Месторождения нередко многопластовые, со сложным строением пустотного пространства коллекторов, слагающих природные резервуары.

1.1.2.2 Характеристика залежи в песчаниках старооскольского горизонта среднего девона

Залежь в песчаниках старооскольского горизонта среднего девона -- пластовая сводовая, тектонически и стратиграфически экранированная с литологическим ограничением, газоконденсатная с незначительной нефтяной оторочкой.

Размеры залежи 8,8х7,3 км при этаже нефтегазоносности 313 м, в том числе -- газоконденсатной части залежи -- 8,7х7,2х0,303 км, нефтяной оторочки -- 0,3-1,5х0,1 км при высоте -- 8-10 м.

Рассматриваемая залежь имеет сложное геологическое строение. Принятая в настоящее время модель геологического строения залежи отображено на структурной карте (рисунок 1.1).

В пределах залежи выделено пять в различной степени гидродинамически связанных блоков (I-V).

В I блоке подошва продуктивных коллекторов отбита на довольно высоком гипсометрическом уровне (минус 4020 м), что позволяет предположить на данном участке залежи отсутствие нефтяной оторочки.

В пределах I блока пробурено 5 скважин (1, 4, 5, 75 и 82), в контуре продуктивности -- три скважины (1, 4, 75).

Самая низкая отметка газонасыщенных коллекторов по данным ГИС в скважине 4 отбивается на отметке минус 4020 м, кровля водонасыщенных коллекторов в этой же скважине -- на отметке минус 4021 м, вероятно, не первоначальное насыщение обусловлено внутрипластовым продвижением законтурных пластовых вод в приконтактных участках (скв. 4 расположена в 450 м от внутреннего контура газоносности). Для данного блока уровень ГВК принимаемый по материалам ГИС на отметке минус 4020 м по подошве газонасыщенных коллекторов в скв. 4 является, вероятно, текущим ГВК. Принятый начальный контакт “газ-вода” -- минус 4088 м.

В пределах II блока пробурены три скважины (11, 31 и 32). Скважина 31 находится в зоне отсутствия коллекторов. Граница замещения проницаемых песчаников плотными породами проведена на половине расстояния между скважинами 32 и 31. В силу высокого гипсометрического залегания данного блока, весь его эффективный объем отнесен к газонасыщенному.

Наиболее крупным является блок III, выделенный в центральной части залежи, к нему приурочены основные запасы углеводородов и осуществляется основная их добыча.

В пределах III блока пробурено 26 скважин (2, 3, 7, 10, 12-18, 20, 22-27, 72-74, 77, 84, 85, 94 и 95). Все скважины, за исключением скв. 94, находятся в контуре продуктивности. Скважина 94 не вскрыла первую пачку, выделенную в составе старооскольских отложений. Во вскрытой части разреза коллекторы отсутствуют.

Рисунок 1.1 - Структурная карта проницаемых песчаников старооскольских отложений

Принимая во внимание, что фильтрационно-емкостные свойства к периферии залежи ухудшаются, можно предположить, что в разрезе данной скважины пласты-коллекторы отсутствуют. Граница замещения проницаемых песчаников плотными породами проведена на половине расстояния между скважинами 77-94, 3-94 и 27-94.

Самая низкая отметка, на которой получена нефть - минус 4089,1 м в скважине 77. Кровля водонасыщенного коллектора по ГИС отбивается на отметке минус 4087,8 м в скважине 3. В данном блоке уровень ВНК принят на отметке минус 4088 м как среднее значение между подошвой нефтенасыщенных коллекторов в скважине 77 и кровлей водонасыщенных в скважине 3.

Газонефтяной контакт, как указано выше, принят на отметке минус 4078 м. Высота нефтяной оторочки в данном блоке составляет 10 м.

B IV блоке пробурены скважины 8, 9 и 89. Скважиной 89 вскрыта только верхняя плотная часть разреза старооскольских отложений (III пачка). В отчете по подсчету запасов УВ за 1984 г. указывается, что, учитывая сопоставимость разрезов скважин 89-N и расположенной в 10 км к северу 61-Х, где наличие пластов-коллекторов в старооскольской толще не установлено, район скважины 89 также отнесен к зоне отсутствия коллекторов. На основании этого граница замещения проницаемых песчаников плотными породами проведена на половине расстояния между скважинами 8-89 и 9-89.

Самая низкая отметка продуктивных коллекторов, выделенных по ГИС и условно отнесенных к нефти, отбивается на отметке минус 4056 м в скважине 8, кровля водонасыщенных коллекторов по ГИС в этой же скважине выделена на отметке минус 4057 м. Вероятно, пласты обводнены в процессе интенсивных отборов газа из залежи. Скв. 8 расположена в межконтурной зоне. Текущий водонефтяной контакт по рассматриваемому блоку принят на отметке минус 4056 м, газонефтяной контакт -- на отметке минус 4048 м. Высота нефтяной оторочки составляет 8 м. Принятый начальный контур ГВК -- минус 4088 м.

B V блоке пробурено 10 скважин (6, 19, 28-30, 79, 83, 91, 93 и 96). В контуре продуктивности 8 скважин (6, 19, 28-30, 79, 83 и 93). Подошва продуктивного коллектора, выделенного по ГИС и отнесенного к нефтенасыщенному, отбивается на отметке минус 4076,1 м в скважине 93, кровля водонасыщенного коллектора по ГИС отбивается на отметке минус 4074,6 м в скважине 29. Для V блока текущий уровень ВНК принят на отметке минус 4075 м как среднее значение между подошвой нефтенасыщенного коллектора в скважине 93 и кровлей водонасыщенного в скважине 29. Текущий газонефтяной контакт принят на отметке минус 4065 м по кровле продуктивного коллектора, условно отнесенного к нефтенасыщенному, в скважине 28. Высота нефтяной оторочки составляет 10 м. Принятый начальный ГВК -- минус 4088 м.

I блок от основной залежи отделен районом скважины 85, характеризующимся ухудшенными коллекторскими свойствами. Во II блоке пробурены скважины 11 и 32, в разрезах которых пласты-коллекторы представлены разрозненными прослоями незначительной толщины (общая толщина проницаемых песчаников в этих скважинах составляет 9,2 и 10 м соответственно); скважина 31 находится в зоне отсутствия коллекторов. Примыкающий ко II блоку III блок, в районе скважин 2 и 23, также относится к зоне с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (толщина коллекторов составляет 9,2 и 10,6 м соответственно). В разрезах скважин 12, 32, 85 присутствуют диабазы, затрудняющие сообщаемость блоков в этом районе. Выделенные под диабазовым телом пласты-коллекторы с наддиабазовой частью залежи могут иметь связь только по зонам трещиноватости, развитой в залежи вследствие разломной тектоники.

Кроме того, в пределах I (скв. 1) и II (скв. 11 и 32) блоков в процессе разработки сохраняется относительно повышенное пластовое давление по сравнению с близлежащими скважинами III блока, что так же указывает на затрудненную гидродинамическую связь между этими блоками.

Разработка залежи осуществляется на режиме истощения. Эксплуатационные скважины по площади залежи располагаются по треугольной сетке (расстояние между ними 0,5-1,5 км) от свода к крыльям структуры. При условии равномерного и одновременного разбуривания как сводовой, так и краевых частей, такая плотность была бы достаточной для уточнения особенностей строения залежи и изменений условий ее разработки. Однако, в первую очередь велось разбуривание свода и интенсивная его разработка, в то время как периферийные части залежи оставались неизученными. Это привело к тому, что в процессе последующего разбуривания краевых зон залежи получаемая информация отображала уже изменившиеся в результате эксплуатации термобарические условия и фазовое состояние углеводородов в залежи (при опробовании скважин 3, 24, 26, 28 и 30 были получены притоки как газоконденсатной смеси, так и жидких пластовых флюидов).

Нефтяная оторочка выделена на основании переинтерпретации данных, полученных при исследовании интервала 4263-4240 м в скважине 77 в процессе поисково-разведочных работ (май 1982 г.). Жидкие углеводороды из этого интервала имеют следующую характеристику: плотность в стандартных условиях -- 0,840 г/см³, молекулярная масса -- 239, до 300^оС выкипает 33,2%, что почти вдвое меньше, чем для конденсатов данной залежи. По своим свойствам эти флюиды представляют собой легкую нефть.

Из-за отсутствия однозначных результатов испытаний в интервале глубин, соответствующих по положению в залежи нефтяной оторочке, и невозможности разделить продуктивные коллекторы по насыщенности (газ-нефть) по данным ГИС газонефтяные контакты (ГНК) по блокам приняты условно.

2. СВЕДЕНИЯ О РАЗРАБАТЫВАЕМОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1 Движение фонда скважин по годам и условия их эксплуатации

На месторождении Керновское пробурено 59 скважин, из них одна - параметрическая (скв. 1), одна опорная (скв. 1 - Тимано-Печорская), 13 - поисковых (скв. 71-80, 85, 92, 95), 13 - разведочных (скв. 81, 84, 86-91, 93, 94, 96) и 31 - эксплуатационная (скв. 1-20, 22-32).

Состояние фонда пробуренных поисково-разведочных скважин следующее:

- введены в общий фонд шесть скважин, из них - три в эксплуатационный фонд (скв. 74 - действующая, скв. 83 и 95 - находящиеся в бездействии), две - (скв. 77 и 84) - контрольно-наблюдательные, одна - скв. 96 - пьезометрическая;

- ликвидированы по геологическим и техническим причинам 20 скважин (cкв. 71, 72, 73, 75, 76, 78, 79, 80, 81, 82, 85, 89, 91, 93, 94, 86, 90, 87, 88, 92);

- параметрическая скв. 21, вскрывшая залежь в песчаниках пашийского возраста, введена в основные фонды, находится в консервации.

C 1983 г. опытно-промышленная эксплуатация велась двумя скважинами: 10 и 74. К концу 1985 г. эксплуатационный фонд составил 13 скважин, из них 12 - действующих (в том числе, кроме скв. 74, переведенной из поисковых ранее, переведены из разведочных и поисковых скв. 83 и скв. 95 соответственно) и одна (скв. 5) - контрольно-наблюдательная.

В 1985 г. разведочная скв. 96 после окончания опробования была ликвидирована по геологическим причинам с сохранением ствола. В настоящее время скважина находится на балансе ВГПУ и используется как пъезометрическая.

При составлении технологической схемы ГКМ N в 1985 г. действующий фонд скважин был условно разделен по продуктивности на три группы.

К высокодебитным относились скважины (скв. 12, 15, 16, 17, 74), расположенные, в основном, в сводовой и присводовой частях структуры, в зоне развития максимальных эффективных мощностей с улучшенными коллекторскими свойствами и работающих с дебитом свыше 300 тыс. м³/сут, cреднедебитные скважины (скв. 1, 6, 18, 22, 83, 95) - с дебитом от 100 - до 300 тыс. м³/сут, низкодебитные (cкв. 10) - с дебитом до 100 тыс.м³/сут.

В процессе дальнейшей эксплуатации ряд среднедебитных скважин перешел в разряд низкодебитных, вследствие поступления жидкой фазы в скважины.

C 1987 г. основной фонд (высоко - и среднедебитный) работал без осложнений, а низкодебитные скважины часто выходили из строя. Увеличение коэффициента эксплуатации в этом году достигнуто как за счет сокращения времени на все виды исследований, так и введения с июня газлифтной эксплуатации трех низкодебитных скважин (скв. 9, 10, 22) с подачей газа высокого давления (ГВД) в затрубное пространство cо скв. 74.

В 1987 г. разведочные скв. 77 и 84, находившиеся в консервации, переданы на баланс ГПУ в качестве контрольно-наблюдательных.

Общий фонд на конец 1987 г. составил 25 единиц, одна из которых (скв. 8) ликвидирована 28.11.87 г. в процессе опробования по техническим причинам.

В период 1987-90 гг. пробурено 10 скважин. Из них в пяти скважинах (скв. 23, 24, 25, 27, 29) получены низкие притоки газа (от 3 до 30 тыс.м³/сут), а в остальных (скв. 4, 26, 28, 30, 32) при опробовании лишь накапливались в стволе столбы жидкости. Причинами всего этого является разбуривание в первую очередь сводовой части залежи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, а затем периферийной части, характеризующейся ухудшенными коллекторскими свойствами. Интенсивные отборы газа сводовыми скважинами вызвали значительное снижение пластового давления в залежи, что привело к изменению фазового состояния УВ флюидов, обусловленного ретроградными процессами, происходящими в пласте и призабойной зоне.

Эксплуатационное разбуривание залежи завершено в 1990 г., пробурена 31 скважина и шесть скважин переведены в эксплуатационные из поисково-разведочных. Максимальное количество действующих скважин - 21 было в 1988 г. против 29 по проекту.

В первой половине 1991 г. ряд низкодебитных скважин (скв. 6, 9, 10, 22, 23, 25, 27, 28, 32, 29, 83, 95) был переведен на газлифтный способ эксплуатации с подачей газа из соседних высокодебитных скважин (скв. 13 и 74) и энергетического газа из газопровода. Результаты исследований газлифтных скважин показали, что притоки газа очень низкие (до 5 тыс. м³/сут), а эксплуатация скважин газлифтным способом экономически нецелесообразна, вследствие чего добыча газа по этим скважинам была прекращена.

За период 1992-97 гг. самостоятельно могли работать только семь скважин (скв. 1, 11, 13, 14, 15, 18, 74). За этот период низкодебитные жидкостные скважины (скв. 6, 9, 10, 16, 17, 20, 23, 24, 25, 27, 28, 29, 30, 32, 83, 95) простаивали в ожидании подключения ГВД или работали кратковременно с закачкой газа в затрубное пространство для подъема накопившихся столбов углеводородной жидкости.

Высокодебитные скважины в процессе разработки эксплуатировались по НКТ и ЗТ, в последние годы - только по НКТ, за исключением скв. 1 и 74. Скв. 1 до 1997 г. эксплуатировалась периодически по ЗТ из-за образовавшейся парафиновой пробки в стволе НКТ. Cкв. 74 эксплуатируется по НКТ и ЗТ, вследствие обрыва НКТ.

В процессе эксплуатации скважины простаивали по различным причинам. Так, в длительном капремонте находились скв. 12, 13, 16, 19, 20, 22 по причине извлечения оборванных НКТ и их замены. Cкв. 27 и 29 стояли в связи с подъемом лифтовых труб для перевода скважин на газлифт. По скв. 83 проводилось извлечение оставленных в стволе глубинных приборов.

В процессе разбуривания и разработки, кроме указанной выше скв. 8, были ликвидированы по геологическим причинам, как непродуктивные скв. 2 и 26 (с сохранением ствола) и скв. 31, скв. 12 - по техническим причинам (смятие колонны).

Скважины оборудованы, в основном, лифтовыми трубами диаметром 88,9 мм, а забои - фильтрами (17 скважин), перфорация проведена в 20 скважинах. В процессе эксплуатации в скв. 7, 12, 22 произошло смятие колонны, вследствие горно-геологических причин.

По состоянию на 01.01.99 г. в 12 - ти имеются осложнения в стволах скважин (скв. 1, 6, 7, 13, 14, 16, 19, 20, 22, 29, 74).

В период промышленной разработки месторождения по восстановлению продуктивности эксплуатационных скважин применялись химические методы воздействия, волновой и обработка призабойной зоны углеводородными растворителями.

Прирост дебита до 10 тыс. м³/сут при химических методах воздействия был получен по отдельным скважинам (скв. 10, 11, 15, 18, 22), что показало неэффективность таких методов.

Волновой метод был испытан на скв. 10, дебит кратковременно возрос в три раза, а затем снизился до исходной величины. Из-за низкой эффективности этот метод больше не применялся.

Одной из причин снижения дебитов явилось накопление углеводородной жидкости в призабойной зоне скважин. По условиям накопления жидкости скважины условно разделяются на две группы: расположенные в сводовой и присводовой частях залежи и находящиеся в периферийной зоне.

Для скважин первой группы накопление углеводородной жидкости в призабойной зоне происходило за счет ретроградного конденсата, а второй группы - жидкие углеводороды присутствовали в скважинах в процессе их опробования.

Для изменения характеристики притока к скважине в данной ситуации, необходимо снизить насыщенность призабойной зоны жидкими углеводородными флюидами.

Работы по восстановлению продуктивности эксплуатационных скважин в призабойных зонах и стволах скважин, в которых накопилась ретроградная углеводородная жидкость, выполняются в рамках “Программы по восстановлению продуктивности и реанимации бездействующего фонда скважин ГКМ Керновское на период 1996-2000 гг.”

За период 1993-98 гг. обработка призабойной зоны углеводородными растворителями (ШФЛУ, легкий конденсат) и обработка “сухим” газом проведены по скважинам (скв. 6, 7, 10, 15, 17, 20, 24, 25, 27, 83, 95).

Выполненные филиалом ВНИИГАЗа “Севернипигаз” аналитические исследования показали, что наиболее эффективными обработки будут в скважинах, расположенных в сводовой и присводовой частях залежи. Для скважин, расположенных в периферийной зоне, эффективность обработок будет ниже, вследствие интенсивного повторного накопления углеводородной жидкости в призабойных зонах скважин.

Из числа действующих в настоящее время скважин при существующем технологическом режиме эксплуатации в двух (скв. 11, 18) создаются благоприятные условия для накопления жидкости в стволах. В процессе дальнейшей работы условия эксплуатации будут ухудшаться и эти скважины, возможно, остановятся.

В процессе разработки отмечены водопроявления: незначительное присутствие пластовой воды в продукции скв. 10, 11, 13, 15, 20, 74, 83 и эпизодические проявления в скв. 6, 18, 25, 28, 29.

Появление пластовой воды или ее примеси отмечается также в пробах, отобранных из стволов скважин (скв. 6, 7, 9, 10, 13, 16-18, 23, 74, 95). Таким образом, не исключается внедрение в залежь законтурных вод по отдельным пластам с улучшенными коллекторскими свойствами. К сожалению, ни в одной из скважин, расположенных в приконтактной зоне не выполнялись временные замеры НГК, которые могли бы фиксировать подъем пластовой воды в крыльевых участках залежи по мере ее разработки.

Притоки пластовой воды получены в восьми скважинах (скв. 3, 5, 8, 82, 85, 91, 93, 96), из них три - вскрыли подошвенные воды (скв. 3, 8, 93), в четырех - (скв. 5, 82, 91, 96) - законтурные воды. В скв. 85 пластовая вода поступает из линзы (в поддиабазовой части залежи), расположенной на 29,8 м ниже продуктивного коллектора.

За контуром ГВК пробурено семь скважин (скв. 5, 31, 82, 89, 91, 94, 96).

Пластовые воды, поступающие в вышеперечисленные скважины - хлоркальциевого типа, с минерализацией 86,5-106,7 г/л.

Незначительные притоки пластовой воды (до 10,7 м³/сут) свидетельствуют о низких фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов в приконтурной зоне, что и подтверждается данными разработки: эксплуатационные скважины выносят на поверхность преимущественно конденсатогенные и техногенные воды. Активного внедрения в залежь пластовых вод практически не происходит, за исключением скв. 32, в продукции которой зафиксировано присутствие пластовой воды. Очевидно, внедрение пластовой воды на этом участке происходит из нижезалегающих пластов по зонам трещиноватости, развитой в залежи вследствие разломной тектоники.

2.2 Анализ результатов исследований скважин в процессе разработки

2.2.1 Объемы и виды исследований

На газоконденсатном месторождении Керновское применяются традиционные методы контроля за разработкой: поскважинные замеры давлений и температур в статических и динамических условиях, исследования на продуктивность и газоконденсатность, замеры дебитов газа, воды, гидрохимический анализ выносимых жидкостей, специальные геофизические исследования.

До начала промышленной эксплуатации месторождения исследования на продуктивность и газоконденсатность проводились комплексной методической экспедицией (КМЭ) объединения “Ухтанефтегазгеология”. В последующие годы промысловыми исследованиями занимались непосредственно службы ГПУ и “Севернипигаза”.

Полученные данные показывают, что исследований явно недостаточно для контроля за разработкой. Особенно мал объем исследований на продуктивность. За период 1997-98 гг. не проведено ни одного исследования на продуктивность, что в свою очередь не позволяет надежно прогнозировать объемы добычи газа по месторождению.

Недостаточно замеров пластового давления. Проводятся они не по всему фонду скважин. Заметный рост поскважинных замеров давлений в 1991 г. связан с плановой остановкой всего промысла. В недостаточном количестве ведутся гидрохимические исследования, мал объем замеров дебитов газа, конденсата. Анализы составов газов, конденсатов и воды выполняются эпизодически.

К сожалению, температура пласта измерялась только на забое скважин термометром при выполнении замеров пластовых давлений, поэтому по всем скважинам отсутствует динамика распределения по стволу статических температур.

Всего проведен 51 геофизический комплекс в 22 скважинах. Геофизических методов явно недостаточно для осуществления эффективного контроля условий эксплуатации скважин и характера выработки запасов по площади и разрезу залежи.

Таким образом, контроль за разработкой ведется со значительными отклонениями от проектных документов и “Комплексной программы исследовательских работ по ГКМ Керновское”, утвержденной в августе 1997 г. руководством предприятия “Севергазпром”.

2.2.2 Исследование продуктивной характеристики

В процессе разработки месторождения проведено 77 исследований на продуктивность по 11 скважинам.

Как показал анализ, большинство исследованных скважин (cкв. 7, 11, 13, 14, 15, 18, 20, 74, 95) являются высокопродуктивными и располагаются в основном в III блоке, за исключением скв. 19 и 83. Снижение фильтрационных характеристик продуктивных разрезов в этих скважинах в процессе разработки связано, главным образом, с подтягиванием жидких углеводородов по системе трещин, ухудшением условий выноса жидкости в результате осложнений в стволах скважин и существенной кольматацией коллекторов при проведении капитального ремонта скважин.

По остальным скважинам исследования практически не проводились из-за невозможности установления устойчивых режимов работы скважин вследствие их низкой продуктивности. По этой же причине эксплуатация значительной части этих скважин с самого начала была невозможна. В основном, это связано с бурением при высоких репрессиях на пласт и преимущественно жидкостным насыщением коллекторов в момент ввода скважин в эксплуатацию (после 1997 г.). Одним из подтверждений последнего является постоянное наличие в них жидкостных столбов, которые не фиксируются по распределению статических давлений в стволах скважин (скв. 2, 6, 9, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 32, 77, 83, 84).

2.2.3 Исследование газоконденсатной характеристики

Всего на месторождении проведено 75 исследований на газоконденсатность по 11 скважинам.

Газоконденсатная характеристика при начальных условиях получена по результатам промысловых исследований рекомбинированной пробы присводовой скв. 74, выполненных по действующей инструкции ВНИИГАЗа в 1982 г.

В 1984 г. повторно проведенные экспериментальные исследования рекомбинированной пробы скв. 74 с применением новой установки дебутанизации подтвердили экспериментальные исследования 1982 г. Результаты исследования 1984 г. подтвердили утвержденный ГКЗ конденсатогазовый фактор, равный 345 г/м³.

Как показывает анализ, проводимых газоконденсатных исследований содержание конденсата в начальный период хорошо согласуется с прогнозной экспериментальной зависимостью. В дальнейшем происходит разброс точек. Содержание конденсата в пластовом газе по скважинам, находящимся в своде залежи незначительно превышает прогнозное (до 10 г/м³), а по скважинам с газожидкостным насыщением отмечается значительное превышение: до 100 г/м³. В связи с этим, по данным промысловых исследований прогнозная кривая была скорректирована с пластового давления 13,0 МПа. Списание добычи углеводородного сырья ведется по уточненной зависимости.

2.3 Текущее состояние разработки месторождения

С 2004 г. старооскольской залежь разрабатывается в соответствии с «Дополнением к проекту доразработки» (протокол №36-р/2004 г. от 24.06.2004 г.).

Разрабатываемая залежь по типу классифицируется как пластовая сводовая, тектонически и стратиграфически экранированная, с литологическим ограничением. Глубина залегания 4083 м, средняя общая толщина старооскольских отложений достигает 145 м, газоводяной контакт определен на отметке минус 4088 м.

Тип коллектора - поровый. Продуктивные отложения в основном представлены кварцевыми песчаниками, от мелко- до грубозернистых. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов характеризуются значительной неоднородностью. Средняя пористость коллекторов около 8,3% (от 5,4 до 15,2%) при проницаемости 22,0 мкм² (от 1,0 до 89,1 мкм²). Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 54,4 (скв. 74) до 0,6 м (скв. 93). Средневзвешенная по площади эффективная газонасыщенная толщина - 22 м.

Максимальные толщины приурочены к сводовой и присводовой частям залежи. К периферии доля коллекторов уменьшается и увеличивается расчлененность разреза.

Начальный состав и физико-химические свойства пластовых флюидов приняты по результатам промысловых и экспериментальных исследований рекомбинированных проб из присводовой скв. 74. Тип пластового газа углеводородный, подтип метановый, начальное содержание конденсата 345 г/м³. Молекулярный состав пластового газа, %: содержание метана - 78,99; этана - 8,38; пропана - 3,04; бутанов - 1,21; пентана - 6,11; углекислого газа - 1,12; азота + редких - 1,15. Коэффициент сжимаемости 1,015.

Давление начала конденсации углеводородной смеси (40,8 МПа) ниже начального пластового давления (44,5 МПа) на 3,7 МПа. Конденсат содержит по массе, %: масел - 41,34, парафинов - 3,39 и асфальто - смолистых веществ - 0,35. Стабильный конденсат содержит до 55% бензиновых фракций, плотностью более 0,75 г/см³ и молекулярной массой 127.

В продуктивных старооскольских отложениях месторождения выделен один эксплуатационный объект. Критериями выделения послужили следующие геолого-геофизические и геолого-промысловые показатели: совпадение контуров залежей (частей залежи) в разрезе и по площади; газовый режим работы залежей с незначительным локальным (“языковое”) избирательным поступлением пластовых вод по отдельным высокопроницаемым прослоям и зонам повышенной трещиноватости; литолого-физические свойства продуктивных пластов (литология, проницаемость, наличие трещин, состав цемента пород и т.д.); физико-химические свойства пластовых флюидов и термобарические условия (газонасыщенность, вязкость, содержание парафинов, серы и других компонентов, осложняющих условия эксплуатации; пластовые давления, давления выпадения конденсата в пласте, способность газов к гидратообразованию и т.п.).

Строение залежи осложнено экранирующим высокоамплитудным надвигом. Кроме этого, многочисленные нарушения надвигового типа разбивают залежь на пять (I-V) в различной степени гидродинамически связанных блоков.

Наиболее крупным является III блок, выделенный в сводовой части месторождения: к нему приурочены основные запасы углеводородов, и из него осуществляется основная добыча. Ухудшение коллекторских свойств наблюдается от свода (зона максимальных газонасыщенных толщин) к периклиналям. В пределах III блока пробурено 26 скважин (скв. 2, 3, 7, 10, 12-18, 20, 22-27, 72-74, 77, 84, 85, 94 и 95). Все скважины, за исключением скв. 94, находятся в контуре продуктивности .

Эксплуатационные скважины по площади месторождения располагаются по треугольной сетке (расстояние между ними 0,5-1,5 км) от свода к крыльям структуры. При условии равномерного и одновременного разбуривания как сводовой, так и краевых частей, такая плотность была бы достаточной для уточнения особенностей строения залежи и изменений условий ее разработки. Однако, в первую очередь велись разбуривание свода и интенсивная его разработка, в то время как периферийные части залежи оставались неизученными. Это привело к тому, что в процессе последующего разбуривания краевых зон залежи получаемая информация отображала уже изменившиеся в результате эксплуатации термобарические условия и фазовое состояние углеводородов в залежи (при опробовании скв. 3, 24, 26, 28 и 30 были получены притоки как газоконденсатной смеси, так и жидких пластовых флюидов).

Разбуривание старооскольской газоконденсатной залежи завершено в 1990 г. Пробурена 31 эксплуатационная скважина.

До 1988 г. происходило увеличение действующего фонда скважин с различной продуктивностью. Сокращение действующего фонда скважин с 21 (1988 г.) до пяти (1995 г.) объясняется низкой продуктивностью периферийных скважин (скв. 23, 25, 27-30, 32) и ухудшением продуктивности по ряду скважин (скв. 6, 9, 10, 17, 20, 22, 83 и 95) в связи с появлением двухфазной фильтрации (скопление жидких углеводородов в призабойной зоне пласта). Эти скважины даже в газлифтном режиме не могли работать в систему сбора (проведенные методы интенсификации по скважинам ожидаемого эффекта не дали), часть скважин не вступила в эксплуатацию по причине накопления столбов жидкости при опробовании. По низкодебитным скважинам происходило самоглушение.

В августе 1997 г. по различным причинам (неудовлетворительное техническое состояние и отсутствие притоков газа) в консервацию была выведена 21 скважина.

По состоянию на 01.01.2008 г. на балансе недропользователя числится 51 скважина (таблица 2.1).

Эксплуатационный фонд составляет девять скважин, в том числе семь - действующих. В фонде контрольно-наблюдательных скважин числятся четыре скважины. В консервации по различным причинам находятся 17 эксплуатационных и три контрольно-наблюдательные скважины, в ожидании ликвидации - одна скважина. В процессе разбуривания и разработки из числа эксплуатационных скважин по техническим и геологическим причинам ликвидировано пять.

Среднегодовой дебит по скважинам составил 44,7 тыс. м³/сут. (в 2006 г. 45,0 тыс. м³/сут), коэффициент эксплуатации 0,961 (в 2006 г. 0,971); коэффициент использования 0,735 (в 2006 г. 0,710); средневзвешенное по отборам устьевое давление 1,74 МПа (в 2006 г. 1,92 МПа); депрессия 3,08 МПа (в 2006 г. 3,15 МПа). За 2007 г. извлечено “сухого” газа 112,1948 млн. м³ и 9,347 тыс. т стабильного конденсата. Среднее содержание стабильного конденсата C₅₊ составило 84,14 г/м³ против начального 345 г/м³.

По состоянию на 01.01.2008 г. из залежи в отложениях D₂st отобрано 13319,22 млн. м³ “сухого” газа и 2061,378 тыс. т стабильного конденсата (С₅₊), что составляет 59,8 и 26,8% соответственно от утвержденных в ЦКЗ по категории С₁ начальных геологических запасов.

Таблица 2.1

Состояние фонда скважин на 01.01.2008 г.

Наименование фонда	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено	32
	В том числе:
	переведены из поисково-оценочных и разведочных	3
	возвращены с других горизонтов	-
	Всего из числа пробуренных, в том числе:	32
	действующие	7
	бездействующие	2
	в консервации	17
	в ожидании ликвидации	1
	ликвидированы по техническим и другим
	причинам	5
Фонд наблюдательных скважин	Всего	4
	В том числе:
	в освоении, интенсификации	1
	в консервации	3
Общий фонд скважин	Пробурено всего	51
	В том числе:
	поисково-оценочные и разведочные	20
	эксплуатационные	31
	Ликвидированы из числа:
	эксплуатационных	5
	разведочных	15
	Всего на балансе предприятия	51

Контроль за динамикой пластовых давлений в скважинах ведется путем замеров статических и пластовых давлений. В 2007 г. выполнены замеры пластовых давлений по трем скважинам (скв. 9, 15 и 30). Характер изменения давления во времени показывает, что пластовое давление продолжает снижаться.

Распределение пластового давления по всей площади залежи в отложениях D₂st представлено на карте изобар (рисунок 2.3), построенной с использованием программного комплекса «Landmark» в пакете Z-MAP Plus. Как видно из рисунка, пластовое давление по скважинам изменяется в широком диапазоне: от 5,14 МПа (скв. 13) до 27,32 МПа (скв. 30). Зона низкого давления (изобара 8 МПа) охватывает сводовую часть месторождения, где находятся действующие скважины (блок III). Максимальная изобара (32 МПа) проходит вблизи контура газоносности и определяется давлением по скв. 30 (блок V). Скважины с повышенным давлением (скв. 1, 6, 9, 11, 27, 28, 29, 30, 32 и 84) находятся в блоках II, IV и V с ухудшенными коллекторскими свойствами. Текущие пластовые давления по периферийным скважинам на 15-20 МПа выше, чем по сводовым, что свидетельствует о затрудненной газогидродинамической связи между блоками.

В то же время по всем скважинам текущее пластовое давление ниже начального, то есть газонасыщенный объем залежи практически весь дренируется.

Карта изобар построена с некоторой долей условности по следующим причинам:

- скв. 16 и 19 исключены из построения по причине того, что они длительное время находились в капремонте по извлечению оборванных НКТ, продуктивные пласты после ремонта остаются перекрытыми оставшимися трубами и металлической стружкой; по скважинам газодинамическая связь с пластом отсутствует;

- По скв. 13 с 1992 г., по скв. 7 и 17 с 1994 г., по скв. 2, 14, 23, 27, 28, 83 с 1995-1998 гг., по скв. 14, 18, 26, 28, 74 с 2002 г. глубинные замеры пластовых давлений отсутствуют, давление по ним определялось экстраполяцией по графикам изменения давления во времени.

- Средневзвешенное пластовое давление по объему порового пространства в контуре газоносности составило 14,28 МПа (в 2006 г. 14,35 МПа), в зоне отбора 8,11 МПа. Динамика пластового давления указывает на газовый режим разработки месторождения.

Динамика основных показателей по залежи с начала разработки приведена на рисунке 2.1, за период 2002 -2007 гг. - в таблице 2.2.

Отборы “сухого” газа с начала разработки залежи по скважинам представлены на карте разработки (рисунок 2.2). Основная добыча газа приходится на сводовые скважины. Накопленный отбор по ним составляет около 88 % от общей добычи по залежи.

Рисунок 2.1 - Основные показатели разработки Керновского НГКМ (на конец 2007 г.)

Рисунок 2.2 - Карта разработки старооскольской залежи Керновского НГКМ: 1 - внешний контур газоносности; 2 - номер скважины.

Скважины: 3 - действующие; 4 - бездействующие; 5 - ликвидированные; 6 - контрольно- наблюдательные; 7 - пьезометрические; 8 - в консервации; 9 - в ожидании ликвидации.

Продукция скважин: 10 - газоконденсатные; 11 - жидкостные; 12 - с преобладанием пластовых вод в попутных жидкостях (>70 %); 13 - с отбором менее 5 млн м³.

Площади кругов пропорциональны отбору «сухого» газа.

Рисунок 2.3 - Карта изобар старооскольской залежи Керновского НГКМ, приведенная к отметке средневзвешенной плоскости минус 3994 м, по состоянию на 01.01.2008 г.

Таблица 2.2

Годовые показатели разработки Старооскольской залежи Керновского НГКМ

Год	Номер протокола Дата утверждения проекта	Добыча промыслового газа, млн. м3	Добыча нестабильного конденсата, тыс.т	Фактическое извлечение 'сухого' газа, млн. м3	Коэф., учитыв. газы стабилизации, д.	Коэф. Извлечения 'сухого' газа, %	Остаточные запасы 'сухого' газа, млн. м3	Коэф. Падения годовой добычи газа, д.	Темп годового отбора от запасов, %
		за период	факт. суммарная	за период	факт. суммарная						Начальных	остаточных
		Проект	Факт		Проект	Факт		за период	суммарное					Проект	Факт	Проект	Факт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
2003	26.06.2000	184,4	144,3492	12476,909	19,76	12,825	2182,97764	145,021	12813,404	1,0047	57,568	9539,04196	0,994	0,86	0,645	2,03	1,51
2004	25.10.2005	136,5	138,2993	12615,2083	13,68	13,138	2174,502	138,674	12952,078	1,0027	58,184	9400,36795	0,956	0,619	0,617	1,479	1,47
2005		128,7	133,522	12748,7303	12,24	12,82	2187,322	135,711	13087,79	1,0164	58,788	9264,65627	0,979	0,583	0,604	1,414	1,44
2006		129,5	117,7357	12866,466	12,48	10,827	2198,149	119,231	13207,021	1,0127	59,319	9145,42476	0,879	0,587	0,53	1,425	1,29
2007		93,3	110,8071	12977,2731	9,92	10,13	2208,279	112,194	13319,216	1,0125	59,818	9033,22992	0,941	0,423	0,499	1,04	1,23

Продолжение таблицы 2. 2

Год	Фактическое извлечение С5+ из пласта, тыс. т	Коэффициент извлечения С5+ от начальных запасов, %	Остаточные запаcы С5+, тыс. т (от балансовых)
	за период	суммарное		Всего	в т.ч. в газовой фазе
			баланс	извлек.
1	19	20	21	22	23	24
2003	11,243	2019,062	26,286	59,612	5718,55	739,51
2004	11,632	2030,694	26,438	59,956	5706,81	788,51
2005	11,395	2042,089	26,586	60,292	5695,3	777,86
2006	9,942	2052,031	26,716	60,586	5685,26	762,42
2007	9,347	2061,378	26,837	60,861	5675,82	752,53

Год	Содержание С5+ в продукции скважин, г/м3 «сухого» газа	Пластовое давление в газо- насыщенной части пласта, МПа	Фонд газоконденсатных скважин на конец года, ед.
	Среднее, всего	В том числе в газовой фазе пласта		Эксплуатационные	Действующие	Сред. коэф. эксплуатации	Сред. коэф. использования	Контрольно- наблюдат., пьезометри- ческие
			Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	В том числе средне-годовой
	Проект	Факт	среднее	на конец года	на конец года	на конец года	среднее								Проект	Факт
1	25	26	27	28	29	30	31	32	33	34	35	36	37	38	39	40
2003	75,90	78,30	78,30	78,30	8,73	7,97	7,97	6	10	6	6	5,180	0,906	0,494	3	4
2004	86,30	84,72	84,72	84,72	8,63	8,77	8,37	7	10	7	7	6,340	0,955	0,674	3	4
2005	81,80	84,80	84,80	84,80	8,30	8,51	8,64	7	10	6	7	7,440	0,940	0,744	3	4
2006	82,90	84,20	84,20	84,20	8,05	8,28	8,40	7	10	7	7	7,103	0,971	0,710	3	4
2007	91,90	84,14	84,14	84,14	9,06	8,11	8,20	7	9	7	7	6,730	0,961	0,735	3	4

Продолжение таблицы 2. 2

Средний дебит промыслового газа, тыс. м3/сут	Депрессия на конец года, МПа	Устьевое давление на конец года, МПа
Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт
41	42	43	44	45	46
88,6	75,62	4,53	2,65	1,98	2,32
66,1	55,53	3,49	2,18	2,32	2,25
72,8	48,70	3,36	3,34	2,28	2,37
62,8	45,00	3,29	3,15	2,17	1,92
45,3	44,66	3,94	3,08	2,06	1,74

Год	Общепромысловый объем попутной воды, тыс.м3	Обводненность продукции скважин, %	Среднегодовые условия и качество подготовки газа, конденсата, нефти
			рвх ДКС, МПа	рвх/Твх в УКПГ (ХС), МПа/оС	рвых/Твых с УКПГ (ХС), МПа/оС	рвх в насосную, МПа	Cодерж. С5+ в магистр. газе, г/м3 «сухого» газа	Коэф. усадки конденсата, доли ед.	Коэф. Усадки ЖУВ, доли ед.
	Всего	В том числе по нефт. скв.	газокон- денсатных	нефтяных
1	47	48	49	50	51	52	53	54	55	56	57
2003	1,090	-	0,89	-	-	2,24/10,15	0,80/-1,7	1,62	7,3	0,800	0,800
2004	0,930	-	0,79	-		2,841)/6,61)/1,582)/6,52)	0,82/2,7	1,76	7,2	0,810	0,810
2005	1,204	-	1,07	-	-	2,821)/5,81)/1,772)/6,42)	1,07/3,53	1,88	7,4	0,810	0,810
2006	1,550	-	1,56	-	-	2,801)/4,191)1,562)/3,852)	1,02/1,64	2,00	10,0	0,810	0,810
2007	0,744	-	0,68	-	-	2,621)/4,271)	1,01/3,18	2,00	11,2	0,801	0,801

Продолжение таблицы 2. 2

Год	Номер протокола Дата утверждения проекта	Добыча промыслового газа, млн м3	Добыча нестабильного конденсата, тыс.т	Фактическое извлечение 'сухого' газа, млн м3	Коэф., учитыв. газы стабилиза- ции, ед.	Коэф. извле-чения 'сухого' газа, %	Остаточные запасы 'сухого' газа, млн м3	Коэф. падения годовой добычи газа, ед.	Темп годового отбора от запасов, %
		за период	факт. суммарная	за период	факт. суммарная						начальных	остаточных
		Проект	Факт		Проект	Факт		за период	суммарное					Проект	Факт	Проект	Факт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
2003	26.06.2000	184,4	144,3492	12476,909	19,76	12,825	2182,97764	145,021	12813,404	1,0047	57,568	9539,04196	0,994	0,86	0,645	2,03	1,51
2004	25.10.2005	136,5	138,2993	12615,2083	13,68	13,138	2174,502	138,674	12952,078	1,0027	58,184	9400,36795	0,956	0,619	0,617	1,479	1,47
2005		128,7	133,522	12748,7303	12,24	12,82	2187,322	135,711	13087,79	1,0164	58,788	9264,65627	0,979	0,583	0,604	1,414	1,44
2006		129,5	117,7357	12866,466	12,48	10,827	2198,149	119,231	13207,021	1,0127	59,319	9145,42476	0,879	0,587	0,53	1,425	1,29
2007		93,3	110,8071	12977,2731	9,92	10,13	2208,279	112,194	13319,216	1,0125	59,818	9033,22992	0,941	0,423	0,499	1,04	1,23

Год	Фактическое извлечение С5+ из пласта, тыс. т	Коэффициент извлечения С5+ от начальных запасов, %	Остаточные запаcы С5+, тыс. т (от балансовых)
	за период	суммарное	баланс	извлек.	Всего	в т.ч. в газовой фазе
1	19	20	21	22	23	24
2003	11,243	2019,062	26,286	59,612	5718,55	739,51
2004	11,632	2030,694	26,438	59,956	5706,81	788,51
2005	11,395	2042,089	26,586	60,292	5695,3	777,86
2006	9,942	2052,031	26,716	60,586	5685,26	762,42
2007	9,347	2061,378	26,837	60,861	5675,82	752,53

Продолжение таблицы 2. 2

Год	Содержание С5+ в продукции скважин, г/м3 «сухого» газа	Пластовое давление в газо- насыщенной части пласта, МПа	Фонд газоконденсатных скважин на конец года, ед.
	Среднее, всего	В том числе в газовой фазе пласта		Эксплуатационные	Действующие	Сред. коэф. эксплуа- тации	Сред. коэф. использо-вания	Контрольно- наблюдат., пьезометри- ческие
			Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	В том числе средне-годовой
	Проект	Факт	среднее	на конец года	на конец года	на конец года	среднее								Проект	Факт
1	25	26	27	28	29	30	31	32	33	34	35	36	37	38	39	40
2003	75,90	78,30	78,30	78,30	8,73	7,97	7,97	6	10	6	6	5,180	0,906	0,494	3	4
2004	86,30	84,72	84,72	84,72	8,63	8,77	8,37	7	10	7	7	6,340	0,955	0,674	3	4
2005	81,80	84,80	84,80	84,80	8,30	8,51	8,64	7	10	6	7	7,440	0,940	0,744	3	4
2006	82,90	84,20	84,20	84,20	8,05	8,28	8,40	7	10	7	7	7,103	0,971	0,710	3	4
2007	91,90	84,14	84,14	84,14	9,06	8,11	8,20	7	9	7	7	6,730	0,961	0,735	3	4

Средний дебит промыслового газа, тыс. м3/сут	Депрессия на конец года, МПа	Устьевое давление на конец года, МПа
Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт
41	42	43	44	45	46
88,6	75,62	4,53	2,65	1,98	2,32
66,1	55,53	3,49	2,18	2,32	2,25
72,8	48,70	3,36	3,34	2,28	2,37
62,8	45,00	3,29	3,15	2,17	1,92
45,3	44,66	3,94	3,08	2,06	1,74
Год	Общепромысловый объем попутной воды, тыс.м3	Обводненность продукции скважин, %	Среднегодовые условия и качество подготовки газа, конденсата, нефти
			рвх ДКС, МПа	рвх/Твх в УКПГ (ХС), МПа/оС	рвых/Твых с УКПГ (ХС), МПа/оС	рвх в насосную, МПа	Cодерж. С5+ в магистр. газе, г/м3 «сухого» газа	Коэф. Усадки конденс., доли ед.	Коэф. усадки ЖУВ, доли ед.
	Всего	В том числе по нефт. скв.	газокон- денсатных	нефтяных
1	47	48	49	50	51	52	53	54	55	56	57
2003	1,090	-	0,89	-	-	2,24/10,15	0,80/-1,7	1,62	7,3	0,800	0,800
2004	0,930	-	0,79	-		2,841)/6,61)/1,582)/6,52)	0,82/2,7	1,76	7,2	0,810	0,810
2005	1,204	-	1,07	-	-	2,821)/5,81)/1,772)/6,42)	1,07/3,53	1,88	7,4	0,810	0,810
2006	1,550	-	1,56	-	-	2,801)/4,191)1,562)/3,852)	1,02/1,64	2,00	10,0	0,810	0,810
2007	0,744	-	0,68	-	-	2,621)/4,271)	1,01/3,18	2,00	11,2	0,801	0,801
Год	Среднегодовые условия и качество подготовки газа, конденсата, нефти	Расход газа на газлифт, млн м3	Закачка газа в пласт, млн м3
	Удельный выход, г/м3 промысл. газа
	нестаб. конденсата	ЖУВ		на период	суммарная
1	58	59	60	61	62
2003	89,74	89,74	-	-	-
2004	95,94	95,94	8,749	-	-
2005	96,97	96,97	10,833	-	-
2006	92,88	92,88	9,673
2007	92,33	92,33	10,555	-	-
1) По высокодебитным скважинам. 2) По низкодебитным скважинам.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ КЕРНОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Обоснование расчетной методики прогноза показателей разработки

Добыча углеводородного сырья на месторождении в прогнозный период осуществляется из одного эксплуатационного объекта - газоконденсатной залежи.

Объектом исследования является залежь в старооскольских отложениях. Она является пластовой сводовой, тектонически и стратиграфически экранированной, с литологическим ограничением. ГВК отбивается на абсолютной отметке минус 4088 м. Этаж газоносности составляет 145 м. Глубина залегания залежи 4083 м.

На базе геологической модели создана фильтрационная геолого-технологическая модель залежи. Для расчета фильтрационных течений в продуктивной толще использовался программный комплекс 'Протей', выполненный в трехмерной трехфазной трехкомпонентной постановке.

При использовании указанной модели для расчета технологических показателей разработки необходимо учесть:

· растворимость компонентов в фазах;

· неоднородность коллектора;

· гравитационные и капиллярные силы.

Сущность функционирования ПК 'Протей', используемого для создания постоянно действующих геолого-технологических моделей, заключается в численном решении дифференциальных уравнений фильтрации трехфазной смеси в пористой среде, которые имеют вид:

, (3.1)

=В, Н, Г; k=Н₂O, С₅₊, С_1-4^,,

где - плотность фазы “”; - массовая доля компонента “k” в фазе “”; - скорость фазы “”; - пористость; - насыщенность; - массовая плотность источника по компоненту “k”. Система дополняется замыкающими соотношениями, а также начальными и граничными условиями, что делает задачу корректной (т. е. имеющей, вообще говоря, единственное решение).

Замыкающие соотношения:

, . (3.2)

Начальные условия:

при t = 0 p = p(x, y, z),

s_в = s_в(x, y, z), (3.3)

s_г = s_г(x, y, z)

(в каждой точке пласта заданы начальные давление и насыщенности фазами).

Граничные условия:

- условие непроницаемости внешней границы , (3.4)

где - нормаль к внешней границе, - граница залежи.

В качестве закона движения выбирается обобщенный закон Дарси:

, (3.5)

где k - тензор абсолютной проницаемости; - относительная проницаемость по фазе “”; - динамическая вязкость фазы “”; - давление в фазе “”; - удельный вес фазы “”; H - гипсометрия.

Решение системы (3.1), дополненной (3.2 - 3.5), позволяет найти распре-

деление давления и насыщенностей фазами в пласте в каждый момент времени. Для численного интегрирования (3.1) использована полностью неявная разностная схема, на каждом шаге по времени разностные уравнения решались методом Ньютона, для решения систем линейных уравнений на каждой итерации использован обобщенный метод сопряженных градиентов.

Представленная методика решения обобщенных уравнений неразрывности для расчета прогнозных показателей разработки реализована в виде программного комплекса для ПЭВМ, прошедшего широкую апробацию при проектировании разработки реальных объектов Керновского месторождения.

3.2 Исходные данные для технологических расчетов

Для прогнозных расчетов показателей разработки газоконденсатного месторождения по описанной выше математической модели требовалась следующая исходная информация:

физико-химические свойства пластовых флюидов;

распределение коллекторских свойств в пределах продуктивной толщи;

продуктивность эксплуатационных скважин и технологические характеристики системы сбора продукции.

Гидродинамическая модель объекта была представлена семью слоями, распределение между которыми ёмкостного (mh) и фильтрационного (kh) параметров выбрано в соответствии с их статистическим распределением по вертикали.

Область фильтрации вписана в прямоугольник и покрыта координатной сеткой с постоянными шагами по осям Ox и Oy. Поскольку в продуктивной толще отмечается слоистая неоднородность, то для моделирования залежь разбита по вертикали на семь слоев. Разностная сетка содержит 180*195*7 узлов, размеры ячеек сетки составили: x = 50 м, y = 50 м. Вся модель занята газом, окруженным вокруг водой.

Коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость, эффективные толщины) и физико-химические свойства флюида (плотность фазы, вязкость фазы, массовая доля компонентов в фазах), фазовые проницаемости, капиллярные давления, а также сжимаемость коллектора в каждой точке разностной сетки находятся линейным интерполированием по заданным одно- и двумерным сеткам. Все слои геолого-физической модели имеют слабую сообщаемость между собой.

Распределение пористости, эффективных толщин, проницаемости и карта равных абсолютных глубин на представлены на рисунках 3.1 - 3.4.

3.3 Расчет технологических показателей разработки

Для целей исследования динамики проседания дневной поверхности рассмотрен вариант разработки центрального участка залежи.

Выбран элемент залежи, на примере которого проводились расчеты (рисунок 3.5 - 3.6)

Предусматривает разработку месторождения фондом в 4 скважины. Все скважины вертикальные. Расположение скважин равномерное (рисунок 3.5). Общая схема скважин на месторождении представлена на рисунке 3.6.

Период прогноза составляет 30 лет. Разработка месторождения ведется на режиме истощения. Прогнозные технологические показатели разработки рассчитаны на гидродинамическом программном комплексе «Протей».

Результаты гидродинамических расчетов технологических показателей разработки приведены в таблице 3.3.

Рисунок 3.1 - Распределение пористости (слой 0)

Рисунок 3.2 - Распределение песчанистости (слой 0)

Рисунок 3.3 - Карта равных абсолютных глубин (слой 0)

Рисунок 3.4 - Распределение проницаемости (слой 0)

Рисунок 3.5 - Схема размещения скважин на элементе залежи

При прогнозировании показателей постоянный отбор скважин составлял: по газу 2 скважины(№ 36 и 37) по 500,00 тыс. м³/сут и еще 2 (№ 34 и 35) по 300,00 тыс. м³/сут; по конденсату (С₅₊) - 184,67 т/сут.

Накопленная добыча газа за весь прогнозный период разработки составляет 17,280 млн м³, конденсата - 4101,879 тыс. т, коэффициенты извлечения газа - 0,528, конденсата - 0,339. Сводная таблица технологических показателей по периодам разработки представлена в таблице 3.2.

3.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения газа и конденсата

В расчетах за 30 лет разработки коэффициент извлечения газа достигает максимума (0,528), который предусматривает разработку месторождения на истощение 4 добывающими скважинами, с максимальными годовыми уровнями добычи газа 576,00 млн м³/год и конденсата 211,03 тыс. т/год.

Рисунок 3.6 - Схема размещения расчетного участка

Таблица 3.2

Сводная таблица технологических показателей разработки

Показатели	Единица измерения	Период
		за 5 лет	за 10 лет	за 15 лет	за 30 лет
Максимальный уровень добычи: газа,	млн м3/год	576	576	576	576
конденсата	тыс. т/год	211,03	211,03	211,03	211,03
Суммарный отбор на конец периода разработки:- газа,	млн м3	2880	5760	8640	17280
- конденсата	тыс. т	867,89	1789,30	2573,07	4101,88
Среднегодовой дебит газа в период постоянной добычи	тыс м3/сут	335,34
Среднегодовой дебит кондесата в период постоянной добычи	млн м3	0,115	0,101	0,085	0,041
Количество скважин	ед.	4	4	4	4
Давление в зоне отборов на конец периода	МПа	39,38	35,20	30,98	18,84
Содержание С5+ на конец периода	г/м3 «сухого» газа	344	302	252	122
Коэффициент извлечения газа, достигнутый к концу периода	доли ед.	0,09	0,18	0,26	0,53
Коэффициент извлечения конденсата, достигнутый к концу периода	доли ед.	0,07	0,15	0,21	0,34

Таблица 3.3

Показатели разработки Керновского месторождения

Годы	Отбор	Дебит среднегодовой	Годовой темп отбора газа от НГЗ, %	Извлечение газа, %	Извлечение конденсата от НГЗ, %	Содержание конденсата, г/м3	Количество добывающих скважин	Депрессия, МПа	Давление, МПа

	газа млн .м3	конденсата (C5+), тыс. т
										пластовое, в зоне отборов	устьевое
	годовой	накопл.	годовой	накопл.	газа тыс. м3/сут	конденсата, т/сут


1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	576	576	211,028	53,900	464,142	170,046	0,02	0,02	0,004	366,37	4	0,236	42,525	0,0
2	576	1152	208,389	262,289	464,142	167,920	0,02	0,04	0,022	361,79	4	0,246	41,754	0,0
3	576	1728	205,412	467,700	464,142	165,521	0,02	0,05	0,039	356,62	4	0,252	40,974	0,0
4	576	2304	202,005	669,706	464,142	162,776	0,02	0,07	0,055	350,70	4	0,257	40,183	0,0
5	576	2880	198,182	867,888	464,142	159,696	0,02	0,09	0,072	344,07	4	0,262	39,380	0,0
6	576	3456	193,986	1061,874	464,142	156,314	0,02	0,11	0,088	336,78	4	0,267	38,566	0,0
7	576	4032	189,437	1251,311	464,142	152,649	0,02	0,12	0,103	328,88	4	0,271	37,741	0,0
8	576	4608	184,579	1435,890	464,142	148,734	0,02	0,14	0,119	320,45	4	0,274	36,905	0,0
9	576	5184	179,421	1615,310	464,142	144,577	0,02	0,16	0,133	311,49	4	0,276	36,058	0,0
10	576	5760	173,991	1789,301	464,142	140,202	0,02	0,18	0,148	302,07	4	0,276	35,202	0,0
11	576	6336	168,308	1957,609	464,142	135,623	0,02	0,19	0,162	292,20	4	0,276	34,337	0,0
12	576	6912	162,518	2120,127	464,142	130,957	0,02	0,21	0,175	282,15	4	0,276	33,491	0,0
13	576	7488	156,786	2276,914	464,142	126,339	0,02	0,23	0,188	272,20	4	0,275	32,657	0,0
14	576	8064	150,997	2427,911	464,142	121,674	0,02	0,25	0,201	262,15	4	0,273	31,821	0,0
15	576	8640	145,163	2573,074	464,142	116,972	0,02	0,26	0,213	252,02	4	0,271	30,982	0,0
16	576	9216	139,301	2712,375	464,142	112,249	0,02	0,28	0,224	241,84	4	0,268	30,140	0,0
17	576	9792	133,436	2845,811	464,142	107,523	0,02	0,30	0,235	231,66	4	0,265	29,296	0,0
18	576	10368	127,609	2973,420	464,142	102,828	0,02	0,32	0,246	221,54	4	0,261	28,453	0,0
19	576	10944	121,853	3095,274	464,142	98,190	0,02	0,33	0,256	211,55	4	0,257	27,613	0,0
20	576	11520	116,204	3211,478	464,142	93,637	0,02	0,35	0,265	201,74	4	0,254	26,776	0,0
21	576	12096	110,692	3322,169	464,142	89,196	0,02	0,37	0,275	192,17	4	0,250	25,944	0,0
22	576	12672	105,338	3427,507	464,142	84,881	0,02	0,39	0,283	182,88	4	0,246	25,118	0,0
23	576	13248	100,163	3527,669	464,142	80,711	0,02	0,40	0,291	173,89	4	0,242	24,300	0,0
24	576	13824	95,184	3622,854	464,142	76,700	0,02	0,42	0,299	165,25	4	0,239	23,490	0,0
25	576	14400	90,419	3713,273	464,142	72,860	0,02	0,44	0,307	156,98	4	0,235	22,689	0,0
26	576	14976	85,881	3799,154	464,142	69,203	0,02	0,46	0,314	149,10	4	0,232	21,898	0,0
27	576	15552	81,567	3880,721	464,142	65,726	0,02	0,48	0,321	141,61	4	0,229	21,118	0,0
28	576	16128	77,486	3958,207	464,142	62,438	0,02	0,49	0,327	134,52	4	0,227	20,347	0,0
29	576	16704	73,640	4031,847	464,142	59,339	0,02	0,51	0,333	127,85	4	0,225	19,588	0,0
30	576	17280	70,032	4101,879	464,142	56,432	0,02	0,53	0,339	121,58	4	0,223	18,840	0,0

геологический газоконденсатный скважина поверхность

Рисунок 3.8 - Динамика годовых отборов газа и конденсата

Рисунок 3.9 - Динамика накопленных отборов газа и конденсата

Рисунок 3.10 - Динамика пластового давления и содержания C₅₊ в пластовом газе

3.5 Проседание дневной поверхности месторождения

3.5.1 Теоретические основы

Мировой опыт говорит о том, что оседание земной поверхности может составлять от нуля и первых сантиметров до десятков метров.

Разработка почти всех газовых месторождений производится при режимах истощения. Характерной особенностью всех режимов истощения (кроме гравитационного) является быстрое снижение пластового давления в ходе разработки месторождения. Соответственно, в этот период происходят наибольшие деформации пластов - коллекторов и вызванные этим деформации окружающих пород и земной поверхности. Таким образом, рассмотрение режимов истощения представляет наибольший интерес для прогноза деформаций земной поверхности при разработке залежей углеводородов.

Как известно, промышленные запасы нефти и газа сосредоточены в коллекторах, представленных главным образом осадочными породами.

При погружении осадочных пород на большие глубины происходит их уплотнение. Изменение физических свойств горных пород в зависимости от глубины залегания и их деформации, происходившие в течение длительного геологического времени, изучаются по керну в лабораторных условиях. Результаты этих исследований имеют большое значение для определения упругих изменений свойств коллекторов в процессе разработки месторождений углеводородов.

Изменения физических свойств при упругой или другой деформации сцементированных коллекторов, происходящей без разрушения механических связей в скелете породы, обусловлены, главным образом, объемными деформациями порового пространства и породообразующих минералов, которые происходят под влиянием горного и пластового давлений.

Изменения физических свойств коллекторов нефти и газа под влиянием горного () и пластового давлений (Р) связано с их деформациями.

Теоретические исследования сжимаемости различных коллекторов позволили установить, что сжимаемость пор насыщенных флюидом коллекторов зависит от величины эффективного напряжения ( - Р), под действием которого происходит деформация скелета горной породы.

Горное давление, определяемое, как правило, массой пород, залегающих над продуктивным пластом, частично уравновешивается давлением жидкости или газа в порах пласта, а остальное воспринимает на себя скелет породы пласта. При снижении пластового давления величина остатка воспринимаемого скелетом породы увеличивается (этот остаток, т.е. разность между горным давлением и пластовым, называют эффективным вертикальным напряжением или эффективным давлением в породе пласта). Увеличение эффективных вертикальных напряжений сверх предела, обусловленного прочностью цемента на контактах между зернами скелета породы, вызывает перемещение зерен друг относительно друга. Зерна как бы вдавливаются в пористое пространство, следствием этого является снижение пористости, проницаемости, прочности контактов между зернами и т.д. Влияние это проявляется в уменьшении толщины пласта (так называемое уплотнение пласта) и проседание земной поверхности над разрабатываемым месторождением.

Из - за уплотнения пласта при эксплуатации скважин могут быть нарушения целостности обсадных колонн и целый ряд других осложнений.

Величины упругих (обратимых) деформаций пористых тел при всестороннем сжатии могут быть вычислены аналитически с помощью системы уравнений, в каждое из которых входит коэффициент сжимаемости породы (п). Поэтому вопросу практических и теоретических экспериментальных исследований п необходимо уделять особое внимание.

Коэффициент сжимаемости твердой фазы характеризует сжимаемость минеральных зерен, слагающих скелет породы.

Все экспериментальные исследования коэффициентов сжимаемости пор коллекторов, о которых пойдет речь в дальнейшем, будут представлены в зависимости от эффективного напряжения.

При таком представлении данных абсолютное значение давления жидкости, насыщающей образец (если давление в процессе изменения остается постоянным), не оказывает существенного влияния на величину коэффициента сжимаемости пор породы. Теоретически этот вывод относится к породам, в которых механические свойства сцементированного скелета не зависят от величины пластового давления. Сцементированные коллекторы с гранулярным типом пористости (например, кварцевые песчаники) наиболее полно отвечают данному требованию. Имеются сведения, что низкопористые карбонатные породы обнаруживают свойства упрочняться под действием гидростатического сжатия. Это упрочнение становится заметным при высоких давлениях. Многократными экспериментальными исследованиями на различных образцах гранулярных коллекторов было показано, что при пластовых давлениях 0-15 МПа не обнаруживается заметного изменения коэффициента сжимаемости, если они сопоставляются для одинаковых эффективных напряжений. По-видимому, при пластовых давлениях, характерных для нефтяных и газовых месторождений, упрочнение породообразующих минералов проявляется незначительно. Это дает основание выражать величину коэффициента сжимаемости пор в зависимости от эффективного напряжения даже тогда, когда экспериментальное изучение проводится при нулевом избыточном давлении жидкости в образце, которое рассматривается как частный случай конечного давления жидкости в порах породы.

Теоретические исследования также показали, что сжимаемость коллекторов может зависеть от структуры порового пространства и механических свойств зерен, слагающих породу.

Для всех изученных осадочных пород наблюдается закономерное уменьшение коэффициента сжимаемости пор п с возрастанием внешнего давления на скелет породы, которое является аналогом эффективного напряжения.

Кроме того, величина коэффициента п является сложной функцией петрографического состава горной породы. Однотипные по своему петрографическому составу горные породы имеют различные значения п.

Наибольшее различие в коэффициентах п однотипных пород наблюдаются при низких напряжениях. С увеличением эффективного напряжения различие между величинами п нивелируются.

Существует несколько способов определения коэффициентов сжимаемости: 1 - экспериментальным путем (наиболее точный метод) и 2 - оценочное определение расчетным путем.

В небольшом интервале начальных напряжений сцементированные породы подчиняются закону Гука и в приближении можно рассматривать их как сплошные однородные тела. Тогда становится справедливым уравнение из теории упругости:

_ск = 3*(1-2_ск)/Е_ск ,

где _ск - коэффициент сжимаемости породы, _ск - коэффициент Пуассона породы, Е_ск - модуль Юнга породы, найденный при давлениях близких к нулю.

Сжимаемость породы можно характеризовать:

- изменением объема образца породы, отнеся это изменение к первоначальному его объему:

,(3.6)

- изменением объема порового пространства, отнеся это изменение к первоначальному объему пор:

,(3.7)

- изменением объема порового пространства, отнеся это изменение к начальному объему всего образца породы:

(3.8).

Коэффициент сжимаемости пор в объеме породы связан с коэффициентами открытой пористости (Кп) и сжимаемости пор (_п) выражением:

(3.9).

Относительное изменение объёма порового пространства под воздействием эффективного напряжения на скелет породы описывается выражением /3/:

,(3.10)

где Vп - изменение объема пор, Vо - первоначальный объем образца, Vп - первоначальный объем пор.

Так же с коэффициентом сжимаемости /3/:

,(3.11)

где - эффективное вертикальное напряжение.

3.5.2 Расчет проседания уровня дневной поверхности

В качестве объекта исследования был взят элемент залежи с 4 добывающими скважинами. В качестве исходных данных использовались карты гипсометрии, пористости, проницаемости, песчанистости.

Горное давление определялось по формуле

P_горн.=2.3?h?10^-4?g, (3.12)

где h - глубина залегания, м; g - ускорение свободного падения равное 9,81 м/с²

Изменение эффективного давления определено из выражения:

P_эф.= P_горн.- P_пл. (3.13)

где P_горн.и P_пл. - соответственно горное и пластовое давления, МПа.

Из данных, приведенных в литературных источниках [2,3] с учетом эффективного давления определялся коэффициент сжимаемости в:

в=-2.27?ln(P_эф.)+9.2 (3.14)

Связь деформации земной поверхности h (просадки, превышения) с деформацией пласта-коллектора на глубине, обусловленного вариацией пластового давления описывается формулой:

h = в ?Р_эф?h_эф.?0.095 ,(3.15)

Где в - коэффициент сжимаемости, 1/Па; h_эф - эффективная газонасыщенная толщина породы, м; Р_эф. - эффективное давление, МПа.

Исходя из расчетов при пластовом давлении 31,13 МПа коэффициент в равен нулю, это означает, что при последующем снижении давления коллектор остается несжимаемым до конца разработки месторождения.

На первом этапе работы был выполнен расчет с учетом средних по залежи значений текущего P_пл. и h_эф. По результатам расчетов получена следующая динамика h, представленная на рисунке 3.16.

Рисунок 3.16 - Динамика среднего значения проседания уровня земной поверхности по залежи

По графику можно отметить наличие характерной точки, которая свидетельствует, что с 11 года коллектор остается несжимаемым.

Динамика проседания земной поверхности за каждые 5 лет разработки представлена в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Снижение уровня по этапам разработки в среднем по залежи

За 5 лет	за 10 лет	за 15 лет
За период, мм	Суммарное проседание, мм	За период, мм	Суммарное проседание, мм	За период, мм	Суммарное проседание, мм
62,12	62,12	17,76	79,88	0,21	80,09

В пересчете на 1 м эффективной толщины величина усадки составила: за 5 лет - 0,428 мм/м, за 5 - 10 лет - 0,551 мм/м, за 10 - 15 лет - 0,552 мм/м.

Среднее по залежи проседание не дает полного представления об изменении (уровня) толщины по площади рассматриваемого объекта в процессе разработки. С этой целью были выполнены расчеты по каждой ячейке для каждого слоя (от 0 до 6) разностной сетки.

Для наглядности дальнейших расчетов было построено трехмерное изображение распределения эффективных газонасыщенных толщин залежи (рисунок 3.17)

Расчет проседания производился с использованием Microsoft Excel. В каждой ячейке были рассчитаны на текущий момент времени значения эффективного давления Pэф_ijk, коэффициента сжимаемости в_ijk и значение проседания Дh_ijk. По формуле 3.15 рассчитывается Дh_ijkt для каждой ячейки, после чего Дh_эф._t определялся как сумма по слоям на текущий момент времени t

(3. 12)

где i и j номера ячеек по x и y, k - номер слоя; t - текущий момент времени.

Рисунок 3.17 - Распределение эффективных газонасыщенных толщин участка залежи

Рисунок 3.18 - Проседание уровня дневной поверхности по элементу залежи за 30 лет.

, (3.13)

где t - временные периоды 5, 10, 15 лет; Т - весь расчетный период.

По результатам построено трехмерное изображение проседания по элементу залежи (рисунок 3.18).

На основе карты распределения эффективных толщин была построена схема проседания, а так же график профиля проседания разреза по линиям скважин. Согласно схеме 3.19, профиль проседания вдоль простирания проходил по линии 1 (вдоль оси x = 99), отмеченной красным цветом, а профиль в крест простирания - по линии 2 (вдоль оси y = 112) - синим.

Выбор этих профилей базировался на том, что максимальное проседание возможно в сводовой части залежи (в области наибольших эффективных насыщенных толщин). Второй момент - это симметричность расположения профиля проседания. Полученные профили по элементу залежи возможного проседания за периоды разработки вдоль простирания представлены на рисунке 3.20, а на рисунке 3.22 представлены профили проседания в крест простирания.

Наличие этих профилей, а, следовательно, и максимальных градиентов понижения уровня земной поверхности, необходимо при проектировании зданий и сооружений, а также других промысловых объектов и трубопроводов. Для строительства геодинамического полигона, цель которого отслеживать изменения уровня земной поверхности для техники безопасности производственных процессов, необходимо определить значение изменения уравнения поверхности. Для этого, исходя из полученной зависимости коэффициента сжимаемости пор от эффективного давления и динамики пластовых давлений, определялась динамика изменения эффективной газонасыщенной толщины.

Рисунок 3.19 - Схема простирания профилей вдоль и в крест на сетке расположения скважин

Динамика проседания связана с темпом снижения Р_пл., что в свою очередь связано с темпом отбора газа. Наращивание уровня отборов газа влияет на динамику снижения уровня дневной поверхности.

Результаты расчетов максимального проседания представлены в таблице 3.6.

В районе максимальной эффективной толщины наибольшее снижение уровня дневной поверхности. В среднем по залежи проседание доходит до 80 мм на 11 год разработки и по площади в конкретном узле максимум достигает на 15 год до 950 мм.

Таким образом, конечный уровень проседания достиг почти 1 м, что является критическим значением по технике безопасности. Следовательно, для обеспечения безопасности работников, охраны недр, объектов окружающей природной среды, нефтегазодобычи, инженерных сооружений необходимо заложение геодинамического полигона, с помощью которого будет осуществляться количественная оценка горизонтальных и вертикальных составляющих векторов движения в исследуемых точках.

Таблица 3.6

Результаты расчетов по элементу залежи

Максимальное значение проседания
Показатели	за 5 лет	за 10 лет	за 15 лет
Вдоль, см	60,2	91,2	95,2
В крест, см	55	83	86

На графиках 3.21, 3.23 отображено динамика пластового давления (3 слой) по линиям I и II за периоды разработки. Из него видно, что прогибы линий приходятся на ячейки, где расположены скважины.

Рисунок 3.20 - Профиль проседания дневной поверхности вдоль простирания по линии 1

Рисунок 3.21 - Профиль пластового давления вдоль простирания по линии 1

Рисунок 3.22 - Профиль проседания дневной поверхности в крест простирания по линии 2

Рисунок 3.23 - Профиль пластового давления в крест простирания по линии 2

4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

4.1 Идентификация потенциальных опасностей Керновского месторождения

4.1.1 Анализ воздействия объекта на условия труда

Анализ возможных опасных и вредных производственных факторов на Озёрновском месторождении представлен в таблице 4.1. Основные причины и последствия опасностей представлены в таблице 4.2. Возможные аварийные ситуации, их причины и последствия даны в таблице 4.3.

Таблица 4.1

Анализ возможных опасных и вредных производственных факторов

Опасные и вредные факторы	Источник	Возможные причины	Основные параметры	Время существов. опасности	Возможные последствия
1	2	3	4	5	6
Разр. конструкции	Трубопровод	Потенциальная энергия газа, находящегося под давлением	Р = 0,8 - 7,0 МПа	Постоянно	Травмирование выбросом жидкости и газа под высоким давлением, осколками технического оборудования
	Фонтанная арматура
	Запорно-регулирующая арматура
Повышенное или пониженное барометрическое давление в рабочей зоне и его резкое изменение	Манифольд	Потенциальная энергия жидкости, находящейся под давлением	Р=1,5 МПа	Постоянно	Травмирование выбросом жидкости под высоким давлением
Движущиеся машины и механизмы	Компрессорная сжатого воздуха, метанольная насосная	Кинетическая энергия при контролируемом и неконтрол. движении	Р = 0,8 - 6,0 МПа	Периодически, круглосуточно	Защемление или раздавливание; порезы; отрезание или разрубание; захват или наматывание; затягивание или задерживание; попадание под удар
	Строительная техника (подъёмные агрегаты, бульдозеры)		V = 20 м/с М = 20 т	8 часов
Повышенный уровень шума на рабочем месте	Трубопровод	Движение жидкости в трубопроводе	L = 89 дБ	Постоянно	Продолжительные повреждения слуха (потерю остроты слуха); звон в ушах; утомляемость, стресс; ослабление внимания; создание помех речевым сообщениям, звуковым сигналам и т.д.
	Буровые насосы	Работа внутренних деталей
	Дизельные двигатели	Работа внутренних деталей
Повышенный уровень вибрации	Дизельный двигатель	Возвратно-поступательное движение элементов системы или системы в целом.		Постоянно	Неврологические и суставные расстройства; остеоартрит
	Вибросита	Возвратно-поступательное движение элементов системы
Повышенная напряженность электрического поля	Техника, электрообору-дование	Нарушение техники безопасности при работе с электрооборудованием, неисправность оборудования		В рабочее время	Пожар, ожог, летальный исход
Недостаточная освещённость рабочей зоны	Недостаточное количество осветительных элементов	Отключение электроэнергии		2 часа	Различные травмы, ушибы
		Загрязнение осветительных элементов		1 час
Повышенная температура поверхностей оборудования	Дизельный двигатель	Воздействие высокой температуры в рабочей зоне.		Постоянно	Перегрев,ожоги
Загазованность воздуха рабочей зоны	Техника	Потери газа		В рабочее время	Отравления, пожары, взрывы
Повышенная запыленность воздуха рабочей зоны	Техника	Сварочные работы		В рабочее время	Проф. заболевания
Пониженная температура воздуха рабочей зоны	Климатические условия	Нарушение техники безопасности при ведении работ в зимнее время		В зимний период	Обморожение, переохлаждение, летальный исход

Таблица 4.2

Основные причины и последствия опасностей

Группа опасностей	Основные причины	Возможные последствия
1	2	3
Механические опасности	Форма поверхностей режущих элементов, острых кромок, остроконечных деталей (даже если эти части не движутся); Относительное положение движущихся деталей, которые, например, могут создать зоны затягивания, раздавливания, пореза; Масса и устойчивость (потенциальная энергия деталей, которые могут двигаться под влиянием сил тяжести); Масса и скорость (кинетическая энергия частей при контролируемом и неконтролируемом движении); Недостаточная механическая прочность, которая может привести к опасным поломкам или разрывам; Потенциальная энергия упругих элементов (пружин), жидкостей или газов, находящихся под давлением или в вакууме; Ускорение. Машины и механизмы	Защемление или раздавливание; Порезы, отрезание или разрубание; Захват или наматывание; Затягивание или задерживание; Попадание под удар; Поверхностное повреждение наружных тканей под действием трения; Травмирование выбросом газа и жидкости под высоким давлением.
Электрические опасности	Соприкосновение человека с токоведущими деталями, которые обычно находятся под напряжением (прямой контакт); Детали, которые в неисправном состоянии находятся под напряжением, особенно при повреждении (пробое) изоляции (косвенный контакт); Приближение человека к токоведущим деталям, особенно в зоне высокого напряжения; Изоляция, которая непригодна для предусмотренных условий эксплуатации;	Травмирование или смерть от поражения электрическим током
	1. Электростатические процессы, как, например, при соприкосновении человека с заряженными деталями; 6. Термическое излучение или процессы, как, например, выброс расплавленных частиц, химические процессы при коротких замыканиях, перегрузки.
Шум	1. Вибрации поверхностей машин и оборудования, а также одиночные или периодические удары в сочленениях деталей, сборочных единиц или конструкций в целом; 2. Стационарные и не стационарные процессы в жидкостях (гидравлические удары, турбулентность потока и др.); 3. Стационарные или нестационарные процессы в газах (истечение сжатого воздуха или газа из отверстий; пульсация давления при движении потоков воздуха или газа в трубах или при движении в воздухе тел с большими скоростями, горение жидкого или распыленного топлива в форсунках к др.); 4. Колебания элементов электромеханических устройств под влиянием переменных магнитных сил (колебания статора и ротора электрических машин, сердечника трансформатора и др.).	1. Продолжительные повреждения слуха (потеря остроты слуха); 2. Звон в ушах; 3. Утомляемость, стресс и т.д.; 4. Нарушение равновесия, ослабление внимания; 5. Создание помех речевым сообщениям, звуковым сигналам и т.д.
Вибрация	1. Возвратно-поступательное движение элементов системы или системы в целом; 2. Неуравновешенные вращающиеся массы; 3. Ударные процессы	1. Неврологические и суставные расстройства; 2. Остеоартрит и др.
Излучение видимого спектра	работа в тёмное время суток; работа в помещениях с отсутствием световых проёмов; отсутствие или недостаточность источников искусственного света; наличие затенённых рабочих зон; наличие в поле зрения работающих светящихся или отражающих поверхностей; колебания освещённости вследствие резких изменений напряжения в сети	травмирование; развитие дефектов зрения; утомляемость; снижение работоспособности и др.
Повышенная запылённость и загазованность воздуха рабочей зоны	1. взрывные, буровые работы, очистка забоев 2. сварочные работы 3. Потери газа	1. профессиональные заболевания 2. отравления, пожары, взрывы
Тепловые опасности	соприкосновение с предметами или материалами с экстремальными температурами, вызванными пламенем или взрывом, а также излучением источников тепла воздействие высокой или низкой температуры в рабочей зоне.	перегрев; переохлаждение; ожоги; обморожения.

Таблица 4.3

Возможные аварийные ситуации, их причины и последствия

Возможные аварийные ситуации	Причины возникновения аварийных ситуаций	Последствия
1	2	3
Обрыв насоса	Коррозия	Приостановление работы скважины
Взрыв лубрикатора	Повешенное давление	Травмирование или смерть
Прихват бурильного оборудования	Отсутствие смазочных добавок, высокая фильтрация, нарушение режима промывки скважины, остановка инструмента в открытом стволе без движения длительное время	Потери части КНБК в скважине; затраты на перебуривание
Выход из строя сепараторов	Негерметичность соединений, уплотнений, коррозионные процессы, дефекты составных частей	Возможный выброс газа и попутной воды. При возникновении аварии весь газ сбрасывается на факел. Потенциальный объем утечки нефти равен объему одного или более сепараторов.

Таблица 4.4

4.1.2 Анализ чрезвычайных ситуаций

Чрезвычайная ситуация	Источники чрезвычайной ситуации	Характер чрезвычайной ситуации	Последствия чрезвычайной ситуации
1	2	3	4
Пожар	1. Недопустимое количество скопившегося газа 2. Утечка сероводорода	Локального значения - площадь возгорания охватывает территорию объекта	Пожар, разрушение зданий и сооружений, ожоги, летальные исходы
Стихийные бедствия природного характера (большое количество осадков; дождь, снег, сильные ветра, низкие температуры)	Природно-климатические условия	Локального значения на территории объекта	Приводят к авариям автотранспорта, повреждению линий электропередач, остановке оборудования в результате низких температур, переохлаждению, обморожению
Производственная или транспортная катастрофа	Аварии при выходе из строя оборудования, крупная автотранспортная авария	Локального значения на территории объекта местного значения - на территории населенного пункта, в котором расположен объект	Человеческие жертвы, материальный ущерб
Аварии на трубопроводах, вызвавшие выброс большой массы транспортирующих веществ и загрязнение ими окружающей среды	Трубопроводы	Локального значения - 100 тонн, площадь разлива охватывает территорию объекта местного значения - 500 тонн, площадь разлива охватывает территорию населенного пункта	Загрязнение почвенного покрова, растительности, атмосферного воздуха, а также поверхностных и подземных вод; отравление работающих парами нефтепродуктов

4.1.3 Анализ воздействия объекта на окружающую среду

4.1.3.1 Анализ состояния территории

В географическом отношении месторождение располагается в пределах Печорской низменности. Местность представляет собой всхолмленную равнину с абсолютными отметками от +110 до +210 м над уровнем моря. В пониженных частях рельефа широко развиты болота, затрудняющие проходимость транспортных средств.

Площадь покрыта хвойными лесами с незначительной примесью лиственных пород. Заболоченные участки бедны растительностью и покрыты мхами, ягодниками. Животный мир довольно представительный.

Гидрографическую сеть района образуют притоки реки Печора, а также мелкие речки и ручьи. Основными источниками питания поверхностных водотоков являются грунтовые воды и атмосферные осадки, аккумулирующиеся в пределах заболоченных участков. Реки замерзают в ноябре, болота в конце декабря.

Климат района континентальный, с прохладным коротким летом и длительной умеренно-суровой зимой. Температура воздуха колеблется от плюс 34°С до минус 53°С. Среднегодовое количество осадков составляет 525 мм. Большая часть осадков (около 70%) приходится на теплый период года.

Для водоснабжения промышленных объектов на месторождении можно использовать подземные воды нижнего среднеюрского и среднечетвертичного водоносных комплексов, залегающих в интервале 40 ч 320 м. Район месторождения располагает достаточными запасами строительных материалов: глины, гравия, песка, бутового камня и древесины, которые обеспечивают нужды освоения месторождения.

4.1.3.2 Анализ воздействия объекта на окружающую среду

Технологические объекты разработки месторождения оказывают влияние на все элементы природной среды: атмосферу, почво-грунты, растительность и животный мир. Основными источниками выбросов в атмосферу являются:

- скважины, технологические установки и резервуары;

- факельное сжигание, выпуск и продувка газа;

- работа двигателей внутреннего сгорания;

- пыль, поднимаемая летом транспортными средствами;

- утечки газа и испарение легких углеводородов.

В атмосферу могут попадать углекислый газ, окись углерода, окислы азота, сернистые соединения, метан, метанол, летучие компоненты деэмульгаторов и ингибиторов коррозии, сажа и др. Основными источниками загрязнения водоемов являются пластовые воды; буровые растворы и жидкости для ремонта скважин; технические и сточные воды, включая бытовые.

Земляные работы могут сильно изменить существующую систему стока, а это, в свою очередь, может привести к изменениям в растительном покрове и живой природе. Технологические процессы на промысле могут быть источником загрязнения водоемов. К возможным воздействиям разработки месторождения на почву (грунт) относятся:

- эрозия в результате изменения наклона поверхности и образования запруд воды;

- изменения условий стока вод;

- изменения полигональных структур;

- загрязнение в результате сбросов, утечек, дренажа и случайных разливов, связанных с эксплуатацией промысловых объектов.

Уничтожение растительного покрова или изменения в его составе происходят при строительстве кустов для бурения и эксплуатации скважин, промысловых сооружений, дорог и вспомогательных объектов.

Изменения видового состава могут привести к изменению энергетического баланса и циркуляции питательных веществ. Серьезность последствий зависит от структуры местообитания флоры.

К наиболее значительным воздействиям разработки месторождений на животный мир относятся:

- прямая потеря и изменение мест обитания (на территории месторождения);

- нарушение мест обитания;

- вытеснение с мест обитания (в районе месторождений);

- преграждение доступа к местам обитания (региональный эффект);

Характеристики выбросов, сбросов и отходов представлены в таблицах 4.5-4.7

Таблица 4.5

Выбросы в атмосферу

	Наименование выброса	Количество образования выбросов по видам (т/год)	Условие (метод) ликвидации обезвреживания, утилизации	Установленная норма содержания загрязнения в выбросах, т/год	Периодичность выбросов
1.	Испарение углеводородов с поверхности при разливах	43,86	Задвижки и другая запорная арматура, нефтесборщики, обработка загрязненного участка сорбентом	<200	При авариях
2.	Выбросы вредных веществ	365,47	Установка фильтров	<1000	При работе
3.	Выбросы от факела	117,53	Установка насадок	<200	Постоянно
4.	Выбросы вредных веществ при бурении	19,32	Обработка загрязненного участка сорбентом	<200	При работе
5.	Выбросы от котельных:		Установка фильтров		При работе
	оксид углерода	119,75		<518,9
	углеводороды	19,44		<101,1
	диоксид азота	263,46		<99,33
	диоксид серы	1,581		<3,25

Таблица 4.6

Сточные воды

	Наименование стока	Условия (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации	Периодичность сбросов	Кол-во (т/год)
1.	Хозяйственно-бытовые стоки	Стоки попадают в колодцы системы канализации и далее по трубопроводам от колодца к колодцу идут на очистные сооружения, где они проходят очистку и обеззараживание	Постоянно	30,08
2.	Талые и дождевые стоки		Периодически	1000
3.	Промстоки при пожаротушении		При пожаре	5

Таблица 4.7

Твердые и жидкие отходы

	Наименование отхода	Место складирования, транспорт	Периодичность образования	Условие (метод) и место захоронения, обезвреживания, утилизации	Кол-во (т/год)
1.	Источники света ртуть содержащие	Специально отведенные для этого места	При замене ламп освещения	Уничтожение в специальных установках	0,003
2.	Масла отработанные	Емкость под масло	При замене мала	Переработка	40
3.	Отработанные обтирочные материалы загрязненные нефтепродуктами	Специальный контейнер	При работах	Сжигание в специализированных установках
4.	Золошлаковые отходы технологических установок	Специальный контейнер		В специальных местах	8
5.	Отходы изоляционных материалов	Специальный контейнер	При изоляционных работах	Сжигание в специализированных установках	9
6.	Отходы проводов и кабельной продукции	Специальный контейнер	Строительные работы	Переработка	15
7.	Отходы битума	Специальный контейнер	Изоляция трубопроводов	Сжигание в специализированных установках	3

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности и экологичности проекта

Таблица 4.8

Нормативно-техническая база обеспечения безопасности и экологичности

Нормативно-техническая документация	Требования безопасности
1	2
Трудовой кодекс РФ от 21.12.2001г.	Обеспечение охраны труда, отношения между работником и работодателем
Федеральный закон 'Об охране окружающей среды' № 7 ФЗ от 10.01.2002г.	Обеспечение промышленной безопасности
Федеральный закон 'О промышленной безопасности опасных производственных объектов' от 22.08.2004г. № 122 - ФЗ	Обеспечение промышленной безопасности
Федеральный закон 'Об охране окружающего воздуха' от 04.05.1999г. № 96 - ФЗ	Обеспечение промышленной безопасности
Федеральный закон 'Об отходах производства и потребления' № 89 - ФЗ от 24.06.98г.	Охрана окружающей среды
Земельный кодекс РФ № 136 - ФЗ от 25.10.2001г.	Охрана окружающей среды
СНиП 11 - 01 - 95 'Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений'	Обеспечение промышленной безопасности
Практическое пособие к СНиП 11 - 01 - 95 по разработке раздела проектной документации 'Охрана окружающей среды' Госстрой России, 2000г.	Охрана окружающей среды
НПБ 105-95. Определение категорий помещений и зданий по взрывоопасности	Обеспечение промышленной безопасности
СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 'Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов. Санитарные правила и нормы' Минздрав России, М., 2003г.	Обеспечение промышленной безопасности
Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов	Обеспечение промышленной безопасности
Рекомендации по охране окружающей среды при сооружении магистральных трубопроводов в различных природных условиях. ВНИИСТ, Москва, 1987г.	Охрана окружающей среды
ГОСТ 12.3.047-98. ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля	Обеспечение промышленной безопасности
Водный кодекс РФ № 167-ФЗ от 16.11.95г. в ред. ФЗ от 30.06.2003г. № 86-ФЗ, с изм., внесенными Федеральными законами от 30.12.2001г. № 194-ФЗ, от 24.12.2002г. № 176-ФЗ, от 23.12.2003г. № 186-ФЗ	Охрана окружающей среды
Конституция РФ от 12.12.1993г.	Обеспечение охраны труда

4.2.2 Мероприятия по обеспечению безопасных условий труда

В пункте «Анализ воздействия объекта на условия труда» были выявлены опасности, приносящие вред здоровью человека и снижающие его работоспособность на производстве. Для того, чтобы избежать вредное воздействие на здоровье человека, необходимо разработать мероприятия по обеспечению безопасных условий труда.

Для эффективной борьбы с загрязнением воздуха важно знать не только объемы выбросов, но и их состав. На промыслах основное количество вредных веществ поступает в воздух из резервуаров, скважин, находящихся в стадии проходки и ремонта, факелов, при разливах нефтепродуктов, метанола, через задвижки, вентили, краны и другую запорную регулирующую арматуру.

Для устранения или уменьшения опасности вредных веществ, для человека важно ограничить применение их по числу и объему, а где возможно, заменить высокотоксичные на менее токсичные, сократить длительность пребывания людей в загрязненном воздухе и следить за эффективным проветриванием производственных помещений. Эффективно также сокращение времени пребывания работающих в загрязненной среде, чередование работы с пребыванием на свежем воздухе. В особо опасных условиях следует шире применять индивидуальные средства защиты.

Для уменьшения действия повышенного давления, необходимо как можно меньше времени проводить в местах существования данного опасного фактора.

Для защиты органов слуха от шума применяют специальные ушные протекторы и наушники.

Для защиты рабочих от недостаточной освещенности рабочего места необходимо следить за чистотой осветительных приборов и при необходимости менять световые элементы (лампы), изменить схему расположения осветительных элементов.

Так как есть возможность получения травм рабочими, то при ремонте и обслуживании оборудования, из-за чего необходимо использовать средства индивидуальной защиты (СИЗ) и спецодежду.

Так как существует возможность возгорания, то помещения необходимо оборудовать средствами пожаротушения в виде огнетушителей ОП-10.

В целях защиты оборудования и помещений от разрушения при резонансе, вызванном вибрациями, предусмотрены специальные резиновые демпферы.

Для того чтобы обезопасить себя от действия повышенной температуры поверхностей оборудования необходимо пользоваться средствами индивидуальной защиты. Также оборудование с повышенной температурой поверхности необходимо отделить специальными ограждениями.

4.2.3 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на кусте скважин

Данный расчет производился по аналогии с методикой «Гражданская оборона» [1] с целью своевременного принятия мер по эвакуации и удалению работающего персонала на безопасное расстояние, а также для предупреждения развития чрезвычайной ситуации. При взрыве газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом R₁, где происходит полное разрушение и, на границе которой давление составляет 900 кПа, и зону ударной волны, в которой происходят те или иные разрушения. Определяются также: радиус зоны смертельного поражения людей -; радиус безопасного удаления -, где избыточное давление падает до 5 кПа.

На рисунке 4.1 приведена схема действия ударной волны

Рисунок 4.1 Схема действия ударной волны

1 - зона детонационной волны, радиусом (м);

2 - зона смертельного поражения людей, радиусом (м);

3 - зона безопасного удаления, где Р_ф3 = 5 кПа.

Параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси определяются по следующим формулам:

, , ,

где - количество газа, т; - радиус 1 зоны, м; - радиус смертельного поражения людей, м.

Далее приведены расчеты параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на кусте скважин (объеме газа):

м; .

Вывод: В первую очередь полному разрушению подвергнутся скважины и наземные кабеля, находящиеся на расстоянии 15…20 м по обе стороны от эпицентра взрыва (АГЗУ), т.е. находящиеся в зоне детонационной волны, где .

Радиус смертельного поражения людей равен 27,9 м, поэтому нахождение людей вблизи скважинного оборудования смертельно опасно для их жизней. Зоны поражения ударной волны представлены в таблице 4.18.

Таблица 4.9

Зоны поражения ударной волны

Зона детонационной волны, радиусом (м);	Зона смертельного поражения людей, радиусом (м);	Зона безопасного удаления, где Рф3 = 5 кПа.
17,2	27,9	Более 27,9

4.2.4 Мероприятия по обеспечению безопасности объекта при чрезвычайных ситуациях

Существует 2 основных направления мер по обеспечению безопасности объектов нефтедобычи:

· принятие технически грамотных и экономически целесообразных проектных решений, которые учитывают особенности добываемой продукции и природные условия территории деятельности;

· качественное проведение строительно-монтажных работ.

В период эксплуатации месторождения комплекс мер, направленных на предупреждение аварийных ситуаций, включает диагностику состояния нефтепромысловых систем и исследования коррозионной активности добываемой и транспортируемой продукции, своевременная отбраковка и замена коррозионно- и амортизационно - изношенного оборудования, использование специальных реагентов, повышающих качество подготовки газа и конденсата и снижающих коррозионную активность среды, контроль за соблюдением технологических параметров ведения процессов добычи и подготовки нефти, контроль за устойчивостью наземных сооружений, особенно наземной части трубопроводных систем.

К этим же мерам следует отнести:

· производственные помещения не должны иметь подвалов, заглублений и не засыпанных траншей и каналов, кроме вызванных технологической необходимостью и предусмотренных проектом, во избежание скапливания вредного газа;

· производственные объекты и помещения должны располагается с наветренной стороны (по розе ветров) по отношению к источнику возможного выделения сероводорода. Расстояние от устья скважины до насосов должно быть не менее 30 м.

· запрещение выпуска сероводородсодержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрализации, для уменьшения риска возникновения взрывов и пожаров;

· оснащение скважин противовыбросовым оборудованием, во избежание выброса нефти;

· оснащение технологического оборудования приборами контроля, регулирования процессов, системой блокировок, устройствами для отбора проб, штуцерами для ввода ингибиторов коррозии.

· немедленное отключение силовых и осветительных линий, которые могут оказаться в загазованных участках с целью недопущения пожара в случае открытого фонтанирования скважин.

В таблице 4.10 представлены основные мероприятия по предотвращению чрезвычайных ситуаций и защите от поражающих факторов.

Таблица 4.10

Мероприятия по предотвращению чрезвычайных ситуаций и защите от поражающих факторов

Чрезвычайная ситуация	Факторы, влияющие на устойчивость объекта в ЧС	Защита работающих от поражающих факторов	Устойчи-вость объекта к поражаю-щим факторам	Мероприятия, направленные на защиту объекта в ЧС	Мероприятия по предотвраще-нию ЧС на стадии проектиров.	Мероприятия по предотвращению ЧС на стадии эксплуатации
1. Стихийные бедствия метеорологического характера (избыточное выпадение осадков: дождь, снег; сильные ветра, низкие температуры)	Инструктаж, безопасный режим работы	Спецодежда, оказание первой медицинской помощи пострадавшим.	Объект устойчив к воздейст-вию	Обеспечение защитного снаряжения спецодеждой, спецтехникой	Изменение технолог. режимов, отсрочка выполнения каких-либо работ, временное снижение загр. оборуд.	Изменение технологических режимов, отсрочка выполнения каких-либо работ, временное снижение загрузки оборудования.
2. Пожар	Инструктаж, безопасный режим работы, точное соблюдение правил и инструкций по пожарной безопасности	Пути эвакуации, запасные выходы.	Объект устойчив к воздействию	Обеспечение защитного снаряжения спецодеждой, средствами пожаротушения	Наличие сети противопожарного водопровода и противопо-жарной насосной станции с резервуарами запаса воды.	Предусмотрены планы эвакуации при пожаре, правильное расположение огнетушителей на рабочей территории, средства по оказанию первой медицинской помощи пострадавшим
3. Производствен-ная или транспортная катастрофа	Инструктаж, безопасный режим работы,	Исправность техники, оказание первой мед. помощи пострадавш.	Объект подвержен возд.	Обеспечение средствами пожаро-тушения	Проверка и своевремен. ремонт спецтехники и оборудов.	Проверка и своевременный ремонт спецтехники и оборудования
4. Аварии на трубопроводах, вызвавшие выброс большой массы транспортирующих веществ и загрязнение ими окружающей среды	Подготовленность персонала к действиям при порыве трубопровода	Спецодежда, оказание первой медицинской помощи пострадавш..	Объект подвержен воздействию	Быстрая остановка разливов и утечек, вследствие уменьшения загрязнения окружающей среды	Высокое качество конструкции	Проверка герметичности трубопроводов, контроль за устойчивостью наземных сооружений.

4.3 Мероприятия по охране окружающей среды

Мероприятия по охране атмосферы. Для снижения негативного воздействия на атмосферный воздух при обустройстве месторождения и его эксплуатации предусматривается реализация нижеследующих технических и технологических решений:

1. Применение герметизированной напорной системы сбора нефти и газа (снижение выбросов углеводородов практически на 100%);

2. Оборудование всех аппаратов и сосудов, работающих под давлением, предохранительными клапанами с обвязкой на факельную систему (предотвращение аварийных разрушений оборудования, способных вызвать значительное поступление загрязняющих веществ в атмосферный воздух от взрывов и пожаров);

3. Максимальное использование попутного газа на собственные нужды объектов обустройства (на котельную) в объёме почти 90%;

4. Диспетчерский контроль за технологическими и вспомогательными процессами (принятие оперативных решений, способствующих безаварийному ведению добычных работ);

5. Оснащение средствами пожаротушения (оперативная ликвидация аварийных ситуаций);

6. Сооружение дренажных емкостей для опорожнения аппаратов и емкостей и сбора утечек (локализованный сбор загрязняющих веществ, предотвращающий неорганизованный выброс загрязняющих веществ в атмосферу от проливов на поверхность земли);

7. Сжигание газа на факеле в аварийных ситуациях (использование факельных установок только в случае срабатывания предохранительных клапанов и способствующих выжиганию сильнотоксичных примесей, содержащихся в попутном газе.

Мероприятия по охране гидросферы.

В период бурения и эксплуатации месторождений для предупреждения попадания в поверхностные и подземные воды загрязняющих веществ целесообразно предусмотреть нижеследующие меры:

1. Обустройство месторождения по герметизированной схеме с применением автоматического отключения скважин в случае аварийных порывов выкидных линий;

2. Применение оборудования и трубопроводов, стойких к коррозионному и абразивному воздействию агрессивных жидких сред;

3. Организация дренажных поясов, канав, промливневой канализации в теле насыпи площадок;

4. Сбор и захоронение хозяйственно-бытовых сточных вод в выгребные ямы, расположенные на площадке операторной, с последующей обработкой их антисептиком или сбор в контейнеры с последующим их вывозом автотранспортом для утилизации;

5. Сбор загрязненных промливневых стоков с промплощадок в дренажные емкости и отведение на рельеф после отстоя;

6. Отвод условно чистых дренажных вод от котельной на рельеф;

7. Организация процесса временного хранения, утилизации твердых и жидких отходов.

Таким образом, при нормальном режиме эксплуатации, соблюдении водоохранных зон рек и ручьев, при отсутствии сброса сточных вод на рельеф местности или в водоемы полной их утилизации, хорошей закрытости с поверхности водоупорными породами не будет происходить загрязнения поверхностных и подземных вод.

Мероприятия по охране недр.

Для предупреждения осложнений в период бурения и эксплуатации месторождений предусмотрены следующие меры:

1. Обеспечение работы скважин в установленных технологических режимах обеспечивающих сохранность скелета пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин;

2. Во избежание загрязнения нефтепродуктами вод зоны активного водообмена предусмотрены меры, исключающие случаи пролива нефтепродуктов в процессе опробирования и эксплуатации скважин.

Дополнительные меры, предпринимаемые для повышения технологической и экологической безопасности:

*использование факельной системы для сжигания газа заводского изготовления с дистанционным розжигом УФМГ-150ХЛ;

*применение для строительства трубопроводов трубы с заводской наружной изоляцией из полиэтилена;

*включение в проекты раздела «Экологическая безопасность»;

*применение для очистки внутренней полости трубы от парафина полиуретановых шаров вместо традиционных горячих промывок или пропарок;

*внедрение системы телемеханики для контроля работы всего оборудования, установленного на устье скважины;

*установление на одиночных скважинах счетчиков учёта жидкости СКЖ вместо групповых замерных установок, что заметно сократит занятие новых земель и уменьшит вероятность возникновения аварии;

*устройство в конструкции дорог георешетки решит проблему устойчивости насыпи в тундровых условиях.

5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НИР

5.1 Цель проведения НИР

Целью проведения НИР является оценка влияния разработки Керновского газоконденсатного месторождения на уровень дневной поверхности. При помощи ЭВМ производилась обработка промысловых данных месторождения и сами вычисления.

5.2 Исходные данные

Расходы на проведение исследования состоят из затрат на электроэнергию (освещение и работа ЭВМ), отопление, амортизационных отчислений (износ оборудования и лабораторного помещения), заработной платы персонала, прочих расходов.

Затраты на потребленную электроэнергию состоят из двух пунктов: освещение и питание компьютера.

Затраты на освещение рассчитываются следующим образом по формуле (5.1). Освещение помещения производилось 18-ю лампочками мощностью 75 Вт (0,075 кВт) каждая. Стоимость 1 кВт·ч составляет 2,58 руб. Время работы лампочек 576 часов. Следовательно, затраты на освещение помещения составляют:

руб. (5.1)

Электроэнергия расходовалась также на работу ЭВМ, потребляемая мощность которой 75 Вт, время работы 576 часов. Таким образом по формуле (5.2) определим затраты на работу ЭВМ:

руб. (5.2)

Амортизационные отчисления рассчитываются для ЭВМ и лаборатории по формулам (5.3) и (5.4). Норма амортизационных отчислений на износ ЭВМ балансовой стоимостью 30000 руб. равна 12,5 % в год (или 1,04 % в месяц). В денежном выражении амортизационные отчисления (от стоимости ЭВМ) за три месяца составляют:

руб. (5.3)

Норма амортизационных отчислений на износ лаборатории - 3 % в год (0,25 % в месяц). Площадь лаборатории - 30 м². Стоимость 1 м²равна 40000 руб. В денежном выражении амортизационные отчисления за три месяца на износ помещения составляют:

руб. (5.4)

Затраты на отопление рассчитываются по формуле (5.5). Плата за отопление 1 м²в месяц составляет 21,14 руб. Общие затраты на отопление помещения за 3 месяца:

руб. (5.5)

Заработная плата лаборанта за три месяца рассчитывается исходя из оклада 6000 рублей за месяц по формуле (5.6):

(5.6)

где - заработная плата по тарифу (окладу), включая доплаты и надбавки;

- время;

- северный коэффициент; - районный коэффициент;

- премиальный коэффициент; - численность работников.

Тогда

руб.

С суммы заработной платы производится удержание единого социального налога (ЕСН) в размере 34 %.

руб. (5.7)

К прочим относятся затраты на бумагу, канцтовары, расходные материалы для принтера, общая сумма которых 2000 рублей.

Исходные данные для составления сметы затрат приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Исходные данные для составления сметы затрат в рублях

Показатель	Единицы измерения	Величина
1	2	3
Время работы	Месяц дни часы	3 72 576
Количество лампочек	шт.	18
Мощность одной лампочки	Вт	75
Цена 1 кВт·ч	руб.	2,58
Затраты на освещение	руб.	2006,21
Мощность, потребляемая ЭВМ	Вт	230
Затраты на электроэнергию, потребляемую ЭВМ	руб.	111,46
Норма амортизации ЭВМ в год в месяц	%	12,5 1,04
Балансовая стоимость ЭВМ	руб.	30000
Амортизационные отчисления на износ ЭВМ за 3 месяца	руб.	936
Площадь помещения	м2	30
Стоимость 1 м2	руб.	40000
Амортизационные отчисления на износ помещения за 3 месяца	руб.	9000
Норма амортизации помещения в год в месяц	%	3,00 0,25
Затраты на отопление за 3 месяца	руб.	1902,6
Стоимость отопления на 1 м2	руб.	21,14
Заработная плата персонала	руб.	42120,00
Среднемесячный оклад	руб.	6000
Количество человек	чел.	1
Северный коэффициент	доли ед.	0,5
Районный коэффициент	доли ед.	0,3
Премиальный коэффициент	доли ед.	0,3
ЕСН	руб.	14320,8
Ставка ЕСН	%	34
Прочие затраты	руб.	2000,00

5.3 Смета затрат

Смета затрат включает в себя все расходы на проведение научно-исследовательской работы в течении трех месяцев. Она представлена в таблице 5.2.

Таблица 5.2

Смета затрат на проведение НИР

Наименование	Значение, руб.	Удельный вес, %
Затраты на электроэнергию	2111,67	2,92
Затраты на отопление	1902,6	2,63
Амортизационные отчисления	9936,00	13,73
Заработная плата	42120,00	58,18
Отчисления на соц. нужды	14320,8	19,78
Прочие затраты	2000	2,76
Итого	72391,07	100
Прочие неучтенные затраты в размере 10 %	7239,11
Всего	79630,18

По смете затрат видно, что для проведение НИР в течении трех месяцев потребуются материальные затраты в размере 79630,18 рублей. Максимальные расходы приходятся на заработную плату, которые составляют почти 60 % от всех затрат.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте рассмотривалось Керновское газоконденсатное месторождение.

В общей части работы приведены сведения о месторождении, его геологическом строении: тектоника, стратиграфия, нефтегазоносность, гидрогеология. Особое внимание уделялось изучению и анализу материалов, полученных в результате поискового, разведочного и эксплуатационного бурения, сейсморазведки и геофизических исследований скважин на Керновском месторождении.

Залежь является пластовой сводовой, коллектор поровый со средней пористостью 8,3% при проницаемости 22 мкм². Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 54,4 до 0,6 м, ГВК отбивается на абсолютной отметке минус 4088 м. Этаж газоносности составляет 145 м. Глубина залегания залежи 4083 м. Тип пластового газа углеводородный, подтип метановый, начальное содержание конденсата 345 г/м³. Давление начала конденсации углеводородной смеси (40,8 МПа) ниже начального пластового давления (44,5 МПа) на 3,7 МПа.

Целью дипломного проекта являлась оценка влияния разработки Керновского месторождения на уровень дневной поверхности.

В основной части были проведены расчеты по показателям разработки залежи с помощью программного комплекса 'Протей' выполненный на базе геолого-фильтрационной модели. Затем выбран участок залежи в разностной сетке, в каждой ячейке которой рассчитывали горное и эффективные давления, коэффициент сжимаемости и уровень проседания. Произвели обработку данных проседания в среднем по залежи, но это не дало полного представления об изменении толщины. С целью оценки распределения по площади провели расчеты по каждой ячейке и в целом по массиву. Для наглядности так же приводили графики профиля разреза по линиям скважин. Максимальное значение проседания получили за 5 лет разработки и составило 60,2 см, а в сумме за весь период он достиг до 95 см. Этот результат является критичным и может привести к серьезным последствиям. С целью безопасности и экологичности необходимо заложение геодинамического полигона для осуществления оценки вертикальных и горизонтальных движений земной поверхности.

В разделе по безопасности жизнедеятельности проанализированы воздействия объекта на окружающую среду, условия труда, возможные чрезвычайные ситуации. Разработаны мероприятия по обеспечению безопасных условий труда, окружающей среды и безопасности объекта.

В экономической части рассчитаны технико-экономические показатели научно - исследовательских работ и сметные затраты, которые за 3 месяца их проведения составили 79630 рублей.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Атоманюк, В.Г. Гражданская оборона [Текст] / В.Г. Атоманюк, А.Г. Ширшев, Н.И. Акимов / Под редакцией Д.И. Михайлика. - М.: Высшая школа, 1986. - 203 с.

2. Закиров, С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений [Текст]: учеб. Для вузов / C.Н. Закиров. - М.: Недра, 1989. - 334 с.

3. Каспарьянц, К.С. Промысловая подготовка нефти и газа [Текст] / К.С. Каспарьянц - М.: Недра, 1973.- 376 с.

4. Куцын, П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности [Текст]: учебник для техникумов / П.В. Куцын. - М.: Недра, 1987. - 247 с.

5. Охрана окружающей среды [Текст]: учеб. для техн. спец. вузов / С.В. Белов, Ф.А. Барбинов, А.Ф. Козьяков и др. / Под ред. С.В. Белова. - 2-е изд., испр. и доп. - М.: Высш. шк., 1991. - 319 с.

7. Ксенз, Т.Г. Оценка коммерческой эффективности научно-иехнических мероприятий на нефтегазодобывающих предприятиях: учебное пособие [Текст] /Т.Г. Ксенз.- Ухта: УГТУ, 2008.-164с.

8. Нор, Е.В. Безопасность и экологичность проекта [Текст]: методические указания по дипломному пректированию / Е.В. Нор, О.А. Колесник, А.Г. Бердник. - Ухта: УГТУ, 2008. - 36 с.

9. Шоль, Н.Р. Оформление пояснительных записок курсовых и дипломных проектов (работ) [Текст]: учебно-методическое пособие / Н.Р. Шоль, Н.В. Князев, Л.Ф. Тетенькина. - 2-е изд., доп. и перераб. - Ухта: УГТУ, 2008. - 49 с.

ГРАФИЧЕСКОЕ ПРИЛОЖЕНИЕ 1

СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ РАСЧЕТНОГО УЧАСТКА

Выполнил Н.А.Игнатов

Руководитель Т.Г.Ксёнз

Консультант Т.Г.Ксёнз

ГРАФИЧЕСКОЕ ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ДИНАМИКА ГОДОВЫХ И НАКОПЛЕННЫХ ОТБОРОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

	Единица измерения	Период
		за 5 лет	за 10 лет	за 15 лет	за 30 лет
Максимальный уровень добычи:
газа,	млн м3/год	576	576	576	576
конденсата	тыс. т/год	211,03	211,03	211,03	211,03
Суммарный отбор на конец периода разработки:
- газа,	млн м3	2880	5760	8640	17280
- конденсата	тыс. т	867,89	1789,30	2573,07	4101,88
Среднегодовой дебит газа в период постоянной добычи	тыс м3/сут	335,34
Среднегодовой дебит кондесата в период постоянной добычи	млн м3	0,115	0,101	0,085	0,041
Количество скважин	ед.	4	4	4	4
Давление в зоне отборов на конец периода	МПа	39,38	35,20	30,98	18,84
Содержание С5+ на конец периода	г/м3 «сухого» газа	344	302	252	122
Коэффициент извлечения газа, достигнутый к концу периода	доли ед.	0,09	0,18	0,26	0,53
Коэффициент извлечения конденсата, достигнутый к концу периода	доли ед.	0,07	0,15	0,21	0,34

Выполнил Н.А.Игнатов

Руководитель Т.Г.Ксёнз

Консультант Т.Г.Ксёнз

ГРАФИЧЕСКОЕ ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ПРОФИЛЬ ПРОСЕДАНИЯ ЗЕМНОЕ ПОВЕРХНОСТИ ВДОЛЬ И В КРЕСТ ПРОСТИРАНИЯ

Выполнил Н.А. Игнатов

Руководитель Т.Г. Ксёнз

Консультант Т.Г. Ксёнз