Разработка нефтяных месторождений

Работа из раздела: «Геология, гидрология и геодезия»

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. СТРАТИГРАФИЯ И ЛИТОЛОГИЯ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА
2.2 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.3 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД И ПОКРЫШЕК
2.4 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОД
2.5 ЗАПАСЫ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ
3.1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
3.2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
3.3 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА РАЗРАБОТКИ, ПРОВОДИМЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
3.4 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
4.1 СКВАЖИНА 46
4.2 СКВАЖИНА 38
4.3 ПРОГНОЗ ДОСТИЖЕНИЯ КОНЕЧНОГО КИН
5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА
5.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГПО «БЕЛОРУСНЕФТЬ»
5.2 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА НГДУ «РЕЧИЦАНЕФТЬ»
5.3 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА
5.4 ВЫВОД
6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
6.1 ВВЕДЕНИЕ
6.2 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ТРУДА НА ПРЕДПРИЯТИ
6.2.1 ОПИСАНИЕ РАБОЧЕГО МЕСТА
6.2.2 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАБОЧЕМ МЕСТЕ
6.2.3 ОПАСНЫЕ И ВРЕДНЫЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ФАКТОРЫ
6.2.3.1 ТОКСИЧНЫЕ ВЕЩЕСТВА
6.2.3.2 МЕТЕОУСЛОВИЯ НА РАБОЧИХ МЕСТАХ, ИХ ОСОБЕННОСТИ
6.2.3.3 ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОСВЕЩЕНИЕ
6.2.3.4 ШУМ И ВИБРАЦИЯ
6.2.3.5 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ
6.2.4 ФАКТОРЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРОЦЕССА: ТЯЖЕСТЬ И НАПРЯЖЕННОСТЬ ТРУДА
6.3 ВЫПОЛНЕНИЕ САНИТАРНЫХ И ПРОТИВОПОЖАРНЫХ НОРМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
6.4 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЖАРНОЙ И ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
6.5 СРЕДСТВА ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ РАБОТАЮЩИХ
6.6 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА. ПОКАЗАТЕЛИ ОЦЕНКИ УСЛОВИЙ ТРУДА НА РАБОЧЕМ МЕСТЕ
6.7 КОМПЛЕКС МЕР ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
6.7.1 ЗАЩИТА АТМОСФЕРЫ ОТ ВРЕДНЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ
6.7.2 ЗАЩИТА ВОДНОГО БАССЕЙНА ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЙ
6.8 ИНЖЕНЕРНЫЙ РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ КОМПЛЕКТНОЙ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ (КТП)
6.9 ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
Дубровское месторождение было введено в пробную эксплуатацию в 1980 г. в соответствии с “Проектом пробной эксплуатации”, составленным в том же 1980 году. С 1985 г. месторождение находится в промышленной разработке.
Объектами разработки на месторождении являются залежи нефти задонско-елецкого, семилукского горизонтов и лебедянского горизонта (Елизаровский и Дубровский участки). Таким образом, в общей сложности на месторождении есть 4 объекта разработки.
В данной работе будет рассматриваться исключительно задонско-елецкая залежь, так как она является основным объектом разработки на месторождении.
С 1985 г. месторождение разрабатывалось в соответствии с «Технологической схемой», составленной в 1984 г., затем по «Проекту разработки» 1994 года и уточненного в 2001 году в «Дополнении к проекту разработки», где технологические показатели были приняты на период 2001-2005 гг. В 2006 г. в рамках «Авторского надзора» были рассчитаны проектные показатели добычи и плана буровых работ на 2007-2009 гг. только по залежам нефти елецко-задонского и семилукского горизонтов.
В 2007-2008 годах в результате проведения сейсмических работ 3D по семилукской и внутрисолевой (Елизаровский участок) залежам и переинтерпретации материалов ГИС по задонско-елецкой и внутрисолевой (Дубровский участок) залежам, были пересчитаны запасы нефти, которые и были положены в основу нового проектного документа -- «Уточненного проекта разработки Дубровского месторождения», составленного в 2009 году.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
В административном отношении Дубровское месторождение находится в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь (рисунок 1.1).
Ближайшими промышленными центрами являются города Речица, Светлогорск, Гомель, расположенные, соответственно, в 30, 40 и 70 км, с железнодорожными узловыми станциями и речным портом в городе Речица.
В орографическом отношении территория месторождения представляет собой всхолмленную равнину, слегка наклоненную в сторону р. Днепр. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +120 м до +162 м. Повышенные участки (около 70% территории) покрыты сосновым и лиственным лесом.
Гидрографическая сеть развита слабо. Самая крупная ближайшая река - Днепр и ее притоки. Широко развита сеть мелиоративных каналов и небольших водоемов.
Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +7 °С. Среднегодовое количество осадков 550-650 мм. Глубина промерзания грунта 0,8-0,9 м.
В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Промышленные предприятия сосредоточены в городах: Гомеле, Мозыре, Речице, Светлогорске.
Национальный состав населения разнообразный.
Сбор и транспортировка нефти осуществляются по герметизированной системе через узел подготовки нефти на Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод, после чего товарная нефть сдается в нефтепровод Дружба. Попутный газ утилизируется на Белорусском газоперерабатывающем заводе в городе Речица.
Из полезных ископаемых местного значения имеются строительные пески, глины и торф.
Дубровская структура выявлена в 1976 году по поверхности подсолевых отложений в результате сейсморазведочных работ, проводимых трестом “Белоруснефтегеофизика”.
Дубровское месторождение открыто РУП ПО Белоруснефть в 1979 году, скважиной 1, в которой получен приток нефти из карбонатных отложений семилукского горизонта.
В феврале 1980 года в скважине 3 получен приток нефти из межсолевых отложений.
В июне 1989 года в скважине 27 получен приток нефти с буровым раствором из лебедянских отложений.
В пробной эксплуатации месторождение находилось с января 1980 года, в промышленную разработку введено в июле 1985 года.
За время эксплуатации месторождения по состоянию на 01.01.09 г. добыто:
по внутрисолевым залежам - 18 тыс. т;
по елецко-задонской залежи - 1582 тыс. т;
по семилукской залежи - 210 тыс. т.
Рис. 1.1. Схема расположения месторождений нефти Беларуси
2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. СТРАТИГРАФИЯ И ЛИТОЛОГИЯ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА
В геологическом строении месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяются ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхние соленосные (галитовая и глинисто-галитовая) и надсолевая.
Породы кристаллического фундамента вскрыты скважиной 1 и представлены гнейсами, гранодиоритами, гранито-гнейсами. Вскрытая толщина 2,0 м.
Подсолевая терригенная толща сложена отложениями верхнего протерозоя, среднего девона и ланским горизонтом среднего отдела девонской системы. Залегают отложения с угловым и стратиграфическим несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически толща представлена переслаиванием пестроцветных разнозернистых песчаников и алевролитов различной сцементированности, пестроцветными глинами с подчиненными прослоями песчаников и ангидритов, глинистых доломитов и доломитовых мергелей. Вскрытая толщина подсолевых терригенных отложений 371 м (скв. 1).
Подсолевая карбонатная толща включает отложения саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского горизонтов и кустовницких слоев евлановского горизонта верхнего девона. Нефтенасыщенными являются породы семилукского горизонта.
Саргаевский горизонт согласно залегает на поверхности ланских отложений и представлен доломитами и известняками серыми, микрозернистыми, плотными, крепкими, массивными в разной степени глинистыми, трещинными с прослоями мергелей. Толщина горизонта изменяется от 36 м (скв. 16) до 46 м (скв. 36).
Отложения семилукского горизонта залегают согласно на саргаевских отложениях и сложены преимущественно доломитами серыми, плотными, крепкими, массивными, с прослоями доломитов пористых, кавернозных, трещинных. Толщина отложений от 18,5 м (скв. 36) до 27 м (скв. 7).
Речицкий горизонт залегает несогласно и представлен глинисто-карбонатными породами - пестроцветными глинами и мергелями с прослоями глинистых известняков и глинистых доломитов. Породы плотные, средней крепости. Толщина горизонта изменяется от 3,5 м (скв. 30) до 35 м (скв. 13).
Воронежские отложения залегают на размытой поверхности речицкого горизонта и сложены карбонатными породами. В разрезе преобладают известняки серые, массивные, плотные, микрозернистые, трещинные. Встречаются доломиты темно-серые, массивные, плотные, крепкие, местами слабоглинистые за счет микропрожилок глин. Вскрытая толщина изменяется от 35 м (скв. 30) до 91 м (скв. 13).
Евлановский горизонт (кустовницкие слои) сложен ритмичным переслаиванием глин, мергелей, глинистых известняков, доломитов. Толщина кустовницких слоев от 40 м (скв. 1) до 48 м (скв. 13).
Нижнесоленосная толща представлена нерасчлененными отложениями евлановского (анисимовские слои) и ливенского горизонтов. Литологически толща сложена каменной солью с включениями и прослоями глин, мергелей, известняков, ангидритов и доломитов. Толщина отложений изменяется от 342 м (скв. 36) до 552 м (скв. 13).
Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов согласно залегает на ливенских отложениях.
Домановичский горизонт представлен мергелями темно-серыми доломитисто-известковистыми, мелкокристаллическими. Вскрытая толщина изменяется от 18 м (скв. 1) до 45 м (скв. 16).
Отложения задонского горизонта несогласно залегают на домановичских отложениях и представлены, в основном, известняками доломитистыми, серыми, органогенными, плотными, тонкослоистыми с микровыпотами темно-коричневой нефти по микротрещинам. Реже доломитами коричневато-серыми, плотными, кавернозными, средней крепости. Толщина горизонта изменяется от 111 м (скв. 1) до 187 м (скв. 13).
Породы елецкого горизонта несогласно залегают на задонских отложениях. Литологически елецкий горизонт сложен известняками коричневато-серыми, мелкозернистыми, массивными, доломитизированными, кавернозными, трещинными. По трещинам и кавернам выпоты светло-коричневой нефти. Реже встречаются доломиты коричневато-серые, глинистые, участками известковистые, микро-мелкозернистые, массивные, плотные.
С отложениями елецкого горизонта связана промышленная нефтеносность месторождения. Толщина елецких отложений колеблется от 45 м (скв. 9) до 265 м (скв. 4) (таблицы 2.2, 2.3).
Отложения петриковского горизонта несогласно залегают на елецких отложениях и представлены чередованием мергелей и известняков. Мергель темно-серый, плотный, крепкий, местами переходящий в глинистый известняк. Известняк темно-коричневый, микрозернистый плотный, крепкий, местами доломитистый. Толщина петриковского горизонта изменяется в широком диапазоне: от 8,5 м (скв. 18) до 82 м (скв. 13).
Верхнесоленосные образования состоят из двух толщ: галитовой и глинисто-галитовой, и объединяют отложения лебедянского, оресского, стрешинского и нижнеполесского горизонтов.
Галитовая толща сложена каменными солями с прослоями мергелей, доломитов, известняков, ангидритов. Нефтеносность связана с внутрисолевым прослоем известняков ангидритизированных светло-серых, плотных, крепких, перемятых, с трещинами произвольного ориентирования. Отмечается множество каверн, на отдельных образцах керна отмечены незначительные выпоты нефти из микропор. Толщина галитовой толщи изменяется от 607 м (скв. 30) до 808 м (скв. 12).
Глинисто-галитовая толща представлена чередованием пластов каменной соли с глинисто-карбонатными породами: мергелями, глинами, реже доломитами и ангидритами. Толщина глинисто-галитовой толщи изменяется от 784 м (скв. 24) до 1257 м (скв. 18).
Надсолевая толща включает образования девонской (полесский горизонт), каменноугольной, пермской системы палеозойской эратемы; триасовой, юрской и меловой систем мезозойской эратемы; палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратемы. Представлена толща терригенно-карбонатными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками, доломитами и гипсом; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками и обломками кремня. Ледниковыми и водноледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, торфом, алевролитами и песчаниками. Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 979 м (скв. 4) до 1418 м (скв. 24).
2.2 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Дубровское месторождение приурочено к одноименной структуре и расположено между Речицко-Вишанской и Первомайской зонами поднятий, в свою очередь относящихся к Северной тектонической зоне Припятского прогиба.
По поверхности межсолевых отложений Дубровское месторождение представляет собой брахиантиклиналь, осложненную с юго-запада и юго-востока нарушениями, прослеживающимися из подсолевых отложений, со значительно меньшей амплитудой (30-70м) (рисунок 2.2).
Межсолевая залежь Дубровского месторождения в плане не совпадает с подсолевой залежью.
Промышленная нефтеносность Дубровского месторождения связана с карбонатными коллекторами внутрисолевого прослоя лебедянского, задонско-елецкого и семилукского горизонтов.
Задонско-елецкая залежь нефти вскрыта и опробована 34 скважинами. При испытании в эксплуатационной колонне получены притоки нефти дебитами от 0,624 м3/сут (скв. 4) до 716,39 м3/сут (скв. 34) (рисунок 2.1).
Залежь нефти массивная, сводовая, тектонически ограниченная с юга и запада, литологически - с востока, с севера ограничена контуром нефтеносности. Размеры залежи: 2,2 км х 2,5 км, высота 150м.
Условный ВНК принят на абсолютной отметке -2873м по данным ГИС в скважинах 3, 4, 6, 7, 8 и утвержден ГКЗ в 1985 году.
2.3 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД И ПОКРЫШЕК
Для определения различных петрофизических параметров задонско-елецкой залежи из межсолевых отложений отобрано 957 образцов.
На отобранных образцах в лабораторных условиях изучался комплекс физических свойств, включающий в себя определения объемной и минералогической плотности, полной емкости по Мельчеру, открытой - по Преображенскому, полной и открытой емкости кавернозных образцов по Котяхову, карбонатности - методом Щербины, проницаемости - по газу на приборе ГК-5, остаточной водонасыщенности - методом центрифугирования.
Емкостная характеристика по методу Котяхова определена на 37 образцах межсолевых отложений.
По межсолевым отложениям Дубровского месторождения с отбором керна пройдено 993,9 м, вынос керна составляет 58,4%, освещенность керном нефтенасыщенных пластов - 59,9%.
Полная пористость известняков межсолевых отложений составляет 5,0%, открытая - 3,7%. Абсолютная пористость доломитовых разностей составляет 7,8%, открытая - 6,2%. Без учета литологии полная пористость равна 5,6%, открытая - 4,2%.
Средние величины полной емкости каверн и пор и полной емкости каверн, пород межсолевых отложений равны 10,8% и 5,26%, а открытой емкости - соответственно, 10,04% и 4,88%. Отношение полной емкости каверн к полной емкости каверн и пор для межсолевых пород составляет 0,49.
По задонско-елецкой залежи поровая проницаемость нефтенасыщенной части продуктивного пласта, определенного методом Преображенского, исследовалась на 136 образцах. Эта величина изменяется от 0,0000033 мкм2 до 0,1463 мкм2, и в среднем составляет 0,006056 мкм2. Трещинная проницаемость нефтенасыщенной части продуктивного пласта колеблется от 0,0000754 мкм2 до 0,00185 мкм2 при среднем значении 0,000586 мкм2 (10 определений).
Относительная проницаемость пористой среды, определенная по методу Котяхова, изменяется от 0,0000053 мкм2 до 0,044 мкм2 и в среднем составляет 0,006816 мкм2 (12 определений).
Продуктивными являются отложения задонского и елецкого горизонтов. Коллекторами служат доломиты и известняки в различной степени пористые, кавернозные и трещинные. Емкостью в них являются поры и каверны, а фильтрация происходит по межзерновым каналам, кавернам и трещинам.
Тип коллектора задонско-елецкой залежи - порово-каверново-трещинный.
Пласты-коллекторы в залежи имеют непрерывное распространение по всей площади и характеризуются коэффициентом расчлененности равным 15,3 доли ед. и коэффициентом песчанистости равным 0,379 доли ед. (таблица 2.4).
Эффективная нефтенасыщенная толщина, выделенная по ГИС, колеблется от 6,2 м (скв. 4) до 101 м (скв. 26) (рисунок 2.2). Средневзвешенная толщина по нефтяной зоне составляет 35,3 м, средневзвешенная открытая пористость - 6,9%, нефтенасыщенность - 81,4% (таблица 2.5).
Фильтрационные характеристики елецко-задонской залежи получены по данным гидродинамических исследований скважин 3, 6, 7, 8, 15, 20, 21, 24, 25, 26, 31, 33 и 34. Проницаемость пород, определенная в этих скважинах, варьируется от 0,001305 мкм2 до 0,2039 мкм2 и в среднем составляет 0,0264 мкм2 (82 определения). Для полной характеристики фильтрационных свойств продуктивного пласта определены также коэффициент продуктивности (87,93), гидропроводность (58,61), пьезопроводность (1854,03).
Приведенные данные свидетельствуют о высоких фильтрационных свойствах пластов-коллекторов, что подтверждалось высокими дебитами скважин.
2.4 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
Пластовая нефть задонско-елецкой залежи исследована 15 глубинными пробами из скважин 3, 6, 8. Давление насыщения нефти газом изменяется от 10,33 МПа до 12,58 МПа при среднем по залежи значении - 11,41 МПа, газосодержание нефти изменяется от 122,40 м3/т до 146,70 м3/т, среднее по залежи значение составило - 131,17 м3/т (таблица 2.6).
Физико-химические свойства дегазированной нефти определены по 26 пробам из скважин 3, 4, 6, 7, 8, 15, 21, 24, 33, 38, 40, 41, 42, 45. Согласно СТБ ГОСТ Р 51858-2002, нефть является малосернистой (0,15% массовых) и относится к 1-му классу, по плотности нефть является легкой (842,9 кг/м3) и относится к 1-му типу. Содержание парафина составляет 5,77 % массовых, выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300оС - 44,5 % объемных. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет 6,87 % массовых, т.е. нефть является смолистой (таблица 2.7).
В составе газа стандартной сепарации содержится 0,619 % объемных неуглеводородных компонентов (азота, углекислого газа). Газ относится к жирным, содержание углеводородов С3+высш. составляет 560 г/м3 (таблица 2.8).
Пластовые воды карбонатных отложений межсолевой залежи Дубровского месторождения являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Показатели химического состава пластовых вод

Наименование показателей	Количество исследованных	Содержание, мг/л
	скважин	проб	диапазон изменения	среднее значение
Хлориды	12	26	169186,7-237582,0	213107,1
Сульфаты	12	26	55,55-697,49	336,66
Гидрокарбонаты	12	26	0-1198,65	511,62
Кальций	12	26	50601,0-72286,2	60730,03
Магний	12	26	712,0-11920,0	5987,88
Натрий + калий	12	26	42930,2-76265,7	58070,67
Аммоний	12	26	420,50-1059,00	855,37
Йод	12	26	12,84-51,40	29,35

рН	12	26	5,10 -7,50	6,20
Плотность, г/см3	12	26	1,190-1,252	1,238
Минерализация, г/л	12	26	274,90-380,75	341,93

Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях, рассчитанная по уравнениям А.В. Кудельского и др. (1985 г.), составляет 0,6443-1,0286 мПа·с (в среднем 0,8167 мПа·с) по межсолевой залежи.
При снижении давления и температуры в стволах добывающих скважин и на промысловом оборудовании из пластовых рассолов может осаждаться галит. При смешении рассолов с технологическими водами, имеющими высокие концентрации сульфатов и гидрокарбонатов, может осаждаться гипс, ангидрит, кальцит и, реже, доломит.
В настоящее время на большей части межсолевой залежи получают попутные воды плотностью 1,15-1,19 г/см3. Состав попутной воды определяется главным образом закачиваемыми водами. Лишь в скважине 23s2 получают попутные воды плотностью до 1,25 г/см3. Состав попутно добываемой воды здесь формируется преимущественно за счет пластовых рассолов. В скважину проводятся подливы пресной воды с целью борьбы с солеотложением.
2.5 ЗАПАСЫ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
Впервые запасы нефти и растворенного газа Дубровского месторождения были подсчитаны институтом УкрГИПРОНИИнефть по состоянию на 01.01.83 г. и утверждены ГКЗ СССР в 1985 г. по категории С1 в количестве 4220 тыс. т геологических и 1744 тыс. т извлекаемых (из них по задонско-елецкой залежи соответственно 3299 тыс. т и 1320 тыс. т при коэффициенте извлечения 0,4).
На основе утвержденных запасов лабораторией разработки УкрГИПРОНИИнефть в 1985 году составлена схема разработки Дубровского месторождения.
На 01.01.1993 года технологическая схема разработки была реализована. К этому времени на месторождении пробурили 27 скважин. Вновь полученные данные уточнили строение месторождения, площади залежей оказались существенно меньше ранее принятых.
На 01.01.93 г. запасы нефти Дубровского месторождения были пересчитаны и на 01.01.95 г. приняты на баланс по задонско-елецкой залежи в количестве 2737 тыс. т геологических и 1095 тыс. т извлекаемых запасов по категории В.
За период с 1994 г. по 1998 г. на месторождении пробурено 7 эксплуатационных скважин на задонско-елецкую залежь. В связи с этим отделом подсчета запасов БелНИПИнефть был произведен пересчет запасов по состоянию на 01.01.99 г.
По задонско-елецкой залежи геологические и извлекаемые запасы, в результате пересчета, по сравнению с утвержденными в ГКЗ увеличились на 5% и составили 3478 тыс. т геологических и 1391 тыс. т извлекаемых, при ранее утвержденном КИН равном 0,4. Прирост запасов произошел за счет увеличения эффективной нефтенасыщенной толщины на 33%.
В 2001 году отделом подсчета запасов БелНИПИнефть был уточнен коэффициент нефтеизвлечения по задонско-елецкой залежи. Анализ расчётных величин КИН, определённых четырьмя различными способами, показал их практическую сходимость и позволил рекомендовать для задонско-елецкой залежи КИН = 0,476. Поскольку коэффициент вытеснения из образца с пористостью 9% (средневзвешенная пористость по залежи всего 6,5%) при пятикратной промывке его водой (для залежи это более чем 38 млн. м3 воды) составил всего 0,55, а коэффициент охвата при таком неоднородном строении коллектора массивной залежи вряд ли может быть оценен более чем 0,75. Таким образом, начальные извлекаемые запасы нефти категории B по задонско-елецкой залежи составили 1656 тыс. т, а извлекаемые запасы растворённого в нефти газа -- 214 млн. м3.
В 2007-2008 годах отделом подсчета запасов Упргеологии была проведена переинтерпретация материалов ГИС. На основании этих данных было уточнено строение задонско-елецкой залежи и пересчитаны ее запасы.
На 01.01.09 г. приняты на баланс пересчитанные запасы нефти по задонско-елецкой залежи в количестве: 3941 тыс. т геологических и 1876 тыс. т извлекаемых по категории В (при утвержденном КИН = 0,476).
Подсчетные параметры и запасы нефти по задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения приведены в таблице 2.9.
Таблица 2.2
Глубины, отметки и толщины продуктивных горизонтов по скважинам

№скв.	Горизонт	Стратиграфические границы пласта	Границы проницаемых прослоев	Принятое положение ВНК, м
		Кровля, м	Подошва, м	Кровля, м	Подошва, м	Эффективная толщина, м
		глубина	абс.отм.	глубина	абс.отм.	глубина	абс.отм.	глубина	абс.отм.	общая	нефтена-сыщенная	водона-сыщенная	глубина	абс.отм.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
3	el	2919,5	-2765	3077	-2922,3	2970,4	-2816	3073	-2918,3	75,5	37,5	38,4	3027,7	-2873
4	el	2964	-2799,4	3199,5	-3034,8	2988,6	-2824	3189,8	-3025,1	40,6	6,2	34,4	3037,7	-2873
6	el	2890	-2736	3106,5	2952,8	2903,2	-2750	3106,2	-2952,6	156	93,6	62,4	3026,2	-2873
7	el	2911,5	-2738	3103	-2926	2958,2	-2784	3049	-2873	73,4	53,6	19,8	3049	-2873
7s2	el	2900	-2710,5	2977	-2776,8	2928,2	-2734,6	2973	-2772,3	11	11	-	3073,2	-2873
8	el	2911	-2756	3148	-2990,7	2924,2	-2769	3148	-2990,7	107,4	67,8	39,6	3028,4	-2873
15	el	2851	-2699	3057	-2904,7	2874,4	-2722	3044,4	-2892,2	60,6	54,3	6,3	3025,1	-2873
17	el	2991	-2787	3130	-2922,7	3009	-2804,3	3107,4	-2900,2	42,9	26,7	16,2	3079,4	-2873
20	el	2953	-2767	3115	-2927,8	2980,8	-2794,6	3104	-2916,8	39,3	25,3	14	3059,9	-2873
21	el	2910	-2751	3090	-2929,7	2920,4	-2761	3075	-2914,7	71,9	51,9	20	3033,1	-2873
22	el	2920	-2749	3095	-2919,9	2953,4	-2780,7	3074,8	-2899,7	91,2	69,6	21,6	3047,9	-2873
23	el	2904	-2731	3072	-2889	2916,1	-2743,3	3071,8	-2888,8	31,7	28,7	3	3053,8	-2873
23s2	el	2918	-2735,3	2999	-2811,6	2969,8	-2783,2	2994,5	-2807,1	9,2	9,2	-	3060,4	-2873
24	el	2938,5	-2758	3115	-2933,8	2961,4	-2780	3110,2	-2929	51,1	34,3	16,8	3054,1	-2873
25	el	2906	-2748	3094	-2936	2928,4	-2771	3086,4	-2928,4	96,8	62,8	34	3031	-2873
26	el	2873	-2706,3	3105	-2936	2895,2	-2728,3	3091,4	-2922,5	113,2	101	12,2	3041,2	-2873
27	el	2896	-2743	3084	-2930,6	2924,8	-2771,8	3055	-2901,6	61,8	57,4	4,4	3026,2	-2873
31	el	2938	-2764	3130	-2952,8	2981,6	-2807	3124	-2946,8	82,4	27,4	55	3048,6	-2873
31s2	el	2959	-2755,5	3001	-2793,2	2994	-2786,3	2999,2	-2791,4	5,2	5,2	-	3081,2	-2873
33	el	2912,5	-2732	3095	-2907,4	2930,2	-2749	3047,8	-2861	92	92	-	3060,2	-2873
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
34	el	2898	-2721,6	3094	-2909,5	2907	-2730,5	3088,8	-2904,8	79,8	77,6	2,2	3053,9	-2873
34s2	el	2920	-2721,4	2968	-2765,9	2923,9	-2724,6	2968	-2766	7	7	-	3076	-2873
35	el	2940	-2763,3	3110	-2925	2964,2	-2786	3104,4	-2919,4	64,4	30	34,4	3055,9	-2873
38	el	2890	-2722	3055	-2886,8	2906,9	-2739	3045,1	-2876,9	94,8	92,8	2	3041,2	-2873
39	el	2917	-2723,7	3107	-2911,9	2939	-2746,4	3102,2	-2907,1	114,1	89,7	24,4	3067,9	-2873
40	el	2877	-2708,1	3046	-2875,6	2893,6	-2724,5	3037	-2866,6	87,4	87,4	-	3043,4	-2873
41	el	2957	-2762,8	3160	-2948,2	2982,4	-2786	3054	-2851,9	42,6	42,6	-	3077,1	-2873
41s2	el	3015,5	-2804,8	3066	-2851,6	3030,6	-2817	3062	-2847,6	14	14	-	3088,2	-2873
42	el	2892	-2724,8	3032	-2864,7	2906	-2738,7	3021,4	-2854,1	60,4	60,4	-	3040,3	-2873
43	el	2866	-2705,1	3051	-2889	2890,6	-2730	3021,8	-2860	73,8	73,8	-	3035	-2873
43s2	el	2897	-2715	3059	-2843,3	2924,5	-2736,1	3056,2	-2838	66,8	66,8	-	3088,7	-2873
43s3	el	2886	-2713,5	2940	-2765,2	2907,8	-2733,9	2939	-2764,2	10,7	10,7	-	3044,6	-2873
45	el	3029	-2746,2	3158	-2868	3064,6	-2779,5	3146,6	-2856,6	57,2	57,2	-	3163	-2873
46	el	2938,5	-2746,4	3064	-2871,5	2953,4	-2761,3	3061	-2868,5	60,6	60,6	-	3065,5	-2873

Таблица 2.3
Характеристика толщин продуктивных горизонтов

Толщина	Наименование	По пласту в целом
Елецкий горизонт
Общая	Средняя, м	174,6
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,08
	Интервал изменения, м	121,8 - 235,4
Нефтенасыщенная	Средняя, м	56,5
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,45
	Интервал изменения, м	6,2 - 101,0
Водонасыщенная	Средняя, м	23
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,73
	Интервал изменения, м	2,0 - 62,4

Таблица 2.4
Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов

Горизонт, блок	Количество скважин, используемых для определения	Коэффициент песчанистости, доли ед.	Коэффициент расчлененности
		среднее значение	коэффициент вариации	среднее значение	коэффициент вариации
Елецкий	34	0,379	0,44	15,3	0,41

Таблица 2.5
Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности

Метод определения	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед.
Елецкий горизонт
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	10	10
	Количество определений, шт.	136	268
	Среднее значение	0,006056	0,05
	Коэффициент вариации, доли ед.	3,33	0,606
	Интервал изменения	0,0000033-0,1463	0,006-0,165
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.		27	27
	Количество определений, шт.		27	27
	Среднее значение		0,069	0,814
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,139	0,0608
	Интервал изменения		0,047-0,078	0,672-0,825
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт.	14
	Количество определений, шт.	82
	Среднее значение	0,0264
	Коэффициент вариации, доли ед.	1,427
	Интервал изменения	0,001305-0,2039
Принятые при проектировании	0,0264	0,069	0,814

Таблица 2.6
Свойства пластовой нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 6, 8)

Наименование	Пласт елецкий
	количество исследованных	диапазон изменения	среднее значение
	скв.	проб
1	2	3	4	5
Давление насыщения, МПа	3	15	10,33-12,58	11,41
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	3	15	122,40-146,70	131,17
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	3	15	1,334-1,417	1,364
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т:	3	15
Р= 0,48 МПа t = 20оС				96,47
Р= 0,31 МПа t = 20оС				2,00
Р= 0.17 МПа t = 20оС				1,99
Р= 0,02 МПа t = 20оС				5,55
Р= 0,02 МПа t = 50оС				7,00
Суммарное газосодержание, м3/т			105,45-126,38	113,00
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	3	15	1,285-1,365	1,314
Плотность пластовой нефти, г/см3:
при 29.41 МПа	3	15	0,686-0,731	0,718
при давлении насыщения	3	15	0,670-0,707	0,694
Вязкость пластовой нефти, мПа•с:
при 29.41 МПа	3	10	0,69-1,06	0,85
при давлении насыщения	3	10	0,56-0,91	0,73
Температура насыщения парафином, оС				не опр.

Таблица 2.7
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 4, 6, 7, 8, 15, 21, 24, 33, 38, 40, 41, 42, 45)

Наименование	Пласт елецкий
	количество исследованных	диапазон изменения	среднее значение
	скв.	проб
1	2	3	4	5
Плотность при 20oС, кг/м3	14	26	832,5-854,9	842,9
Вязкость динамическая, мПа•с:
при 20oС	11	22	6,87-27,25	16,32
при 50oС	14	26	3,31-6,15	4,19
Вязкость кинематическая, мм2/с:
при 20oС	11	22	8,25-32,40	19,39
при 50oС	14	26	4,02-7,37	5,09
Температура застывания ,oС	14	25	-14 - +19
Массовое содержание, %:
- серы	12	24	0,09-0,24	0,15
- асфальтенов	14	26	0,18-2,64	0,60
- смол силикагелевых	14	26	2,39-10,53	6,27
- парафинов	14	26	4,18-7,86	5,77
- воды				не опр.
- механических примесей				не опр.
Температура плавления парафина,oС	14	26	40-63	56
Объемный выход фракций, %:
н.к.-100oС	13	25	1,0-10,0	5,5
до 150oС	13	25	7,0-19,0	14,5
до 200oС	13	25	15,0-27,5	23,5
до 300oС	13	25	37,0-48,0	44,5
Классификация нефти	СТБ ГОСТ Р 51858-2002

месторождение нефть разработка литология
Таблица 2.8
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 6, 8)

Наименование	Пласт елецкий
	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	нефть	выделив-шийся газ	нефть	выделив- шийся газ
	% мольные
1	2	3	4	5	6
Азот + редкие	0,000	0,598	0,000	0,638	0,305
Углекислый газ	0,000	0,021	0,000	0,023	0,011
Метан	0,281	55,315	0,006	59,171	28,345
Этан	0,655	18,385	0,510	19,688	9,697
Пропан	1,996	14,862	3,632	13,913	8,557
Изобутан	0,860	2,444	1,571	1,773	1,668
Н-бутан	2,447	4,901	4,176	3,180	3,699
Изопентан	1,782	1,365	2,394	0,672	1,569
Н-пентан	2,011	1,137	2,521	0,526	1,565
Гексаны	3,722	0,972	3,877	0,416	2,141
Остаток (С7 + высшие)	86,216	0,000	81,313	0,000	42,443
Всего:	99,970	100,000	100,000	100,000	100,000
Молярная масса, г/моль	203,6	28,150	195,210	25,880	114,1
Плотность при 20 оС:
- газа, кг/м3		1,1697		1,0754
- газа относительная (по воздуху)		0,9707		0,8924
- нефти, кг/м3	842,9		835,2		718,0
Объемный коэффициент				1,314	1,364
Газосодержание, м3/т					131,17
Газовый фактор, м3/т			113,00

Таблица 2.9
Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти задонско-елецкой залежи

Горизонт, блок

Кате-гория запа-сов

Пло-щадь нефте-носно-сти, тыс.м2

Средне-взвешен. нефтена-сыщенная толщина,м

Коэффициенты, доли ед.

Плотность нефти, кг/м3

Коэффи-циент извлече-ния нефти, доли ед.

Газосо-держа-ние пласт, нефти, м3/т

Начальные запасы нефти, тыс. т

Добыча нефти на 01.01.09г., тыс. т

Остаточные запасы нефти, тыс. т

откры-той порис-тости

нефте-насы-щен-ности

пере-счет-ный

геоло-гичес-кие

извле-кае-мые

геоло-гичес-ские

извле-кае-мые

Принятые на 01.01.09 г.

елецкий

3140

35,3

0,069

0,814

0,75

0,844

0,476

111

3941

1876

1581,8

2359,2

294,2

Рис. 2.1. Схематический геолого-промысловый профиль через скважины: 35-39-6-43s3-34s2-45
Рис. 2.2. Структурная карта кровли елецкого резервуара
3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ
3.1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
За весь период разработки елецко-задонского горизонта в добыче находилось 32 скважины, из которых 1 скважина возвращена с другого горизонта, 7 скважин - вторые стволы. В нагнетательном фонде всего находилось 5 скважин, из которых 1 была пробурена в качестве нагнетательной и ещё 4 скважины были переведены из добывающих. В процессе разработки 7 скважин было ликвидировано (6 - добывающих, 1 -нагнетательная). Характеристика фонда скважин представлена в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Характеристика фонда скважин задонско-елецкой залежи на 01.01.2009

Наименование	Категория скважин	Количество скважин
1	2	3
Фонд добывающих скважин	Пробурено	24
	Возвращены с других горизонтов	1
	Новые стволы	7
	Всего	32
	В том числе:
	Действующие	13
	из них: - фонтанные	-
	- ЭЦН	9
	- ШГН	4
	- газлифт	-
	Бездействующие	1
	В освоении после бурения	1*
	В консервации	-
	Переведены под закачку	4
	Переведены на другие горизонты	1
	Ликвидированные	6
	Контрольные	6
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	1
	Возвращены с других горизонтов	-
	Переведены из добывающих	4
	Всего	5
	В том числе:
	Под закачкой	3
	Остановлены по технологии	1
	Бездействующие	-
	В освоении после бурения	-
	В консервации	-
	В отработке на нефть	-
	Переведены на другие горизонты	-
	Ликвидированные	1
	Контрольные	-

* скв. 3 - в освоении (в ожидании оборудования)
По состоянию на 01.01.2009 г. действующий добывающий фонд составляет 13 скважин. 9 скважин оборудованы ЭЦН (скв. 22, 24, 31s2, 33, 34s2, 38, 39, 45, 46), 4 - ШГН (скв. 6, 8, 23s2, 42), 6 скважин - контрольные (скв. 15, 25, 26, 40, 41s2, 43s3). Скв. 3 - в освоении, скв. 7s2 - в бездействии (в ожидании бурения нового ствола).
Динамика фонда скважин за время разработки залежи представлена на рисунке 3.5.
Распределение скважин по дебитам и обводнённости приведено в таблицах 3.2 и 3.3.
Таблица 3.2
Распределение фонда скважин по величине дебита жидкости на 01.01.09 г.

Дебит по жидкости, т/сут	Количество скважин	Номера скважин
1	2	3
до 10	4	6, 8, 23s2, 42
10-30	1	38
30-40	4	22, 31s2, 39, 46
40-50	3	24, 33, 34s2
50-60	-	-
60-70	1	45
более 70	-	- 45

Таблица 3.3
Распределение фонда скважин по величине обводненности на 01.01.09 г.

Обводненность, %	Количество скважин	Номера скважин
1	2	3
без воды	1	42
1-20	1	38
20-40	1	6
40-60	-	-
60-80	1	39
80-90	2	22, 46
90-99	7	8, 23s2, 24, 31s2, 33, 34s2, 45

Проектная система разработки предусматривала разработку залежи на режиме вытеснения нефти водой, закачиваемой во внутриконтурные нагнетательные скважины. По состоянию на 01.01.09 г. разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления путём закачки воды в скважины 17, 20, 35 (скважина 21 - остановлена по технологии в марте 2007 г.).
Общий фонд пробуренных скважин к 2005 г. меньше проектного на две скважины (не пробурены скв. 44 и скв. 47). Скв. 44 не пробурена из-за нецелесообразности. А вместо скв. 47 пробурен второй ствол - скв. 41s2. Однако стоит отметить, что фактическое разбуривание опережало проектное (за период разработки 1995-2000 гг.), что оказало влияние на отклонение фактических уровней добычи нефти от проектных в сторону их увеличения.
За период 2001-2008 гг. в фонде скважин произошли следующие изменения:
* в 2004 г. скв. 17 выбыла в контрольный фонд в связи с полным обводнением. Были пробурены вторые стволы в скв. 41s2 и 7s2;
* в ноябре 2006 г. скв. 8 была введена из контрольного фонда в эксплуатацию;
* в 2006 г. были восстановлены вторыми стволами скв. 31, 34, 43 и 23. Скв. 43s2 в 2006 г. восстановлена третьим стволом;
* в 2007 г. скв. 40 и 43s3 из-за обводнения были выведены в бездействие, и позднее переведены в контрольный фонд;
* в августе 2008 г. скв. 3 была введена из контрольного фонда в эксплуатацию компрессором.
3.2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
На 01.01.09 г. накопленный отбор нефти из залежи составил 1581,8 тыс. т. (84 % от НИЗ) и 3219,8 тыс. т жидкости.
Всего за 2008 г. из залежи добыто 33,9 тыс. т нефти, 161,8 тыс. т жидкости. Среднегодовой дебит нефти по скважинам составил 6,9 т/сут, жидкости - 32,9 т/сут, обводнённость - 79,1 %.
Залежь елецко-задонского горизонта находится на третьей стадии разработки.
Закачка воды в 2008 г. осуществлялась в три нагнетательные скважины (скв. 17, 20, 35). Скважина 21 остановлена по технологии в марте 2007 г. Всего в залежь закачано 3695,1 тыс. м3 воды, за 2008 год - 168,1 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация - 90,6 %, текущая - 101,3 %. В среднем по залежи пластовое давление в 2008 году составляло 22,8 МПа.
Динамика технологических показателей разработки приведена в таблице 3.4, а их графическая интерпретация представлена на рисунке 3.7.
В таблице 3.5 приведено сравнение проектных и фактических показателей разработки.
Остаточные извлекаемые запасы нефти - 294,2 тыс.т. Удельные остаточные извлекаемые запасы на 1 скважину добывающего фонда - 22,5 тыс. т, темп отбора от НИЗ - 1,8%, достигнутый КИН - 0,4 при утвержденном 0,476. Максимальный годовой отбор нефти (89,9-86,9 тыс. т) наблюдался в 2000-2001 годах. Максимальный темп отбора от НИЗ - 4,8 % - в 2000 г.
Существующая на залежи система разработки с размещением добывающего фонда по плотной сетке скважин и внутриконтурным заводнением эффективна. Более высокой эффективности существующей системы ППД планируется достичь проведением на залежи работ по регулированию профиля приёмистости нагнетательных скважин путём закачки в них потокоотклоняющих химреагентов.
Остаточные извлекаемые запасы нефти на одну скважину добывающего фонда невелики и обеспечиваются существующим фондом скважин.
Проблемами разработки данной залежи являются:
· некачественные цементные мосты и наличие заколонных перетоков;
· невыработанные запасы нефти в неохваченной разработкой части залежи за нагнетательными скважинами и нижних пачек в своде залежи, для оценки состояния и возможности выработки которых необходимо бурение оценочных скважин;
· прогрессирующее обводнение добывающих скважин, неравномерная выработка пласта, форсированный отбор жидкости, приводящий к образованию водяных конусов.
3.3 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА РАЗРАБОТКИ, ПРОВОДИМЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
По рекомендации института “БелНИПИнефть” с октября 2004 г. были снижены объемы закачки воды в нагнетательные скважины и уменьшена текущая компенсация добычи жидкости закачкой в пластовых условиях со 100% до 80%, после чего рост обводнённости прекратился.
В среднем по залежи обводнённость за 2006 г. снизилась на 5,4% и составила 72.6% (в 2005 г. - 78%), что связано с эффектом от снижения текущей компенсации отборов путём ограничения объёмов закачки в скв. 35.
Так, объёмы нагнетания в залежь были снижены с 16 тыс. м3/месяц (декабрь 2005 г.) до 12-13 тыс. м3/месяц (январь-июнь 2006 г.), что привело к существенному снижению обводнённости по скв. 39 с 30 % (ноябрь-декабрь 2005 г.) до 10-20% (январь-июнь 2006 г.), по скв. 33 с 80-85% (ноябрь-декабрь 2005 г.) до 60-70% (январь-июнь 2006 г.), по скв. 22 с 90-95% (ноябрь-декабрь 2005 г) до 75-90% (январь-июнь 2006 г.) (рис. 3.1, 3.2).
Однако с июля 2006 г. отмечается рост обводнённости добываемой продукции по скв. 24 (с 89% до 92%), скв. 33 (с 52% до 68%), скв. 39 (с 9% до 60%).
Месячные объёмы закачки в нагнетательные скв. 20, 21 и 35 до конца 2006 г. оставались на том же уровне (12-13 тыс. м3/месяц). Однако распределение объёмов закачки по нагнетательным скважинам разнилось (рис. 3.1).
Как видно из рисунка, заметно снижение объёмов закачки в скв. 21 и перенос его на скв. 20. Расположенные в зоне влияния скв. 20 добывающие скв. 24 и скв. 39, работающие со средней части разреза, отреагировали на данные изменения. В скв. 33, дренирующей верхнюю часть разреза и расположенной в восточной более трещиноватой зоне межсолевого массива, рост обводнённости, вероятно, связан с естественным процессом выработки.
Рис. 3.1. Объемы нагнетания в межсолевую залежь в 2005-2006 гг.
Рис. 3.2. Обводненность добываемой продукции по межсолевой залежи за 2005-2006 гг.
Необходимо отметить также существенное влияние закачки в скв. 35 на добывающую скв. 39. Так, на рисунке 3.3 отмечается чёткая зависимость обводнённости добываемой продукции по скв. 39 от объёмов нагнетания в скв. 35 за 2005-2007 гг.
Рис. 3.3. Показатели эксплуатации добывающей скв. 39 и нагнетательной скв. 35
Вообще, на фоне небольшого размера по площади межсолевой залежи, близкого расположения зоны нагнетания и зоны отборов, эффект от нестационарного заводнения путём уменьшения объёмов нагнетания в скв. 35, а также частичной остановки нагнетательной скв. 21 можно считать положительным.
Так как нагнетательная скв. 21 находится слишком близко от добывающих скважин и служит основным источником обводнения, закачку в 2007 г. перенесли в скв. 17 (скв. 21 остановили).
В январе 2006 г. были проведены изоляционные работы в скв. 46, обводнённость после проведенных работ уменьшилась с 98% до 80-88%, однако уже к середине 2006 г. достигла 98%, после чего в скважине были проведены работы по переводу на вышележащий интервал. После проведенных работ обводнённость уменьшилась с 97% до 80%.
В апреле 2007 г. в скв. 38 были проведены изоляционные работы в задонском горизонте, после чего скважина добывает безводную нефть (обводнённость снизилась с 95% до 0%) с дебитом нефти 35,2 т/сут. Дополнительная добыча за счет данного ГТМ составила 6,455 тыс. т.
В сентябре 2007 года, с целью сдерживания темпа роста обводненности, на залежи были проведены работы по ПНП в нагнетательных скважинах 20 и 35. В результате проведённых работ было отмечено снижение обводнённости продукции по скважинам: 6 (с 35 до 29%) , 8 (с 92 до 84%), 39 (с 76 до 39%), 46 (с 89 до 86%), что является закономерным, поскольку эти скважины находятся наиболее близко к нагнетательным скважинам и по результатам трассирования к ним отмечены наибольшие скорости прихода меченой жидкости.
В результате проведения ПНП в конце 2007 г. снизилась закачка воды в залежь, следствием чего явилось снижение давления по СКАД в скважинах. Поэтому с января 2008 г. на залежи увеличили текущую компенсацию отборов жидкости закачкой с 95% до 115%, что сразу же отразилось на обводнённости продукции скважин, которая за пять месяцев увеличилась с 75,6% до 78% (рисунок 3.4).
Рис. 3.4. Динамика текущей компенсации в 2008 г.
Институтом БелНИПИнефть было рекомендовано текущую компенсацию на залежи поддерживать на уровне 95%.
В августе-сентябре 2008 г. были проведены опытно-промысловые испытания новой комплексной технологии ПНП на основе композиции, включающей потокоотклоняющие и нефтеотмывающие ингредиенты по скв. 20, 17, 21, 35, однако эффекта от этого мероприятия не наблюдается.
3.4 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
Разработка залежи нефти была начата в апреле 1980 г. фонтанной скв. 3 с начальным дебитом 69 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное 02.04.1980 г. в скв. 3, составило при переводе к отметке ВНК (-2873 м) 38,5 МПа.
За время разработки залежи на естественном режиме в 1980-1986 гг. скважины эксплуатировались фонтанным способом. Всего из залежи за этот период было отобрано 147,3 тыс. т безводной нефти. Пластовое давление при этом снизилось на 10,3 МПа, по сравнению с начальным (38,5 МПа) и составило 28,2 МПа. Динамика пластового давления на залежи представлена на рисунке 3.6. Средний удельный отбор за этот период составил 14,3 тыс. т/МПа.
Увеличение отборов нефти в 1986 г. по сравнению с 1984-1985 гг. привело к снижению пластового давления в зоне отбора в 1986 г. на 2,3 МПа и уже в 1987 г. составило 28,2 МПа. Режим такой залежи можно охарактеризовать как упругий. С начала разработки наблюдается увеличение удельных отборов нефти из залежи. Удельный отбор за первые два года в два раза меньше, чем за 1986-1988 гг.
Основным фондом скважин залежь разбурена к 1990 г. В последующие годы бурение проектных добывающих скважин было направлено на уплотнение сетки скважин, с целью более полной выработки запасов. Добывающий фонд в 1990 г. составил 15 скважин. Из 15 добывающих скважин: 13 скважин (3, 6, 7, 15, 20, 22, 24, 25, 26, 27, 31, 33, 34) - фонтанные, (скв. 8 и 21) - механизированные. Скв. 21 работала с водой (96,5 %), остальные давали безводную продукцию.
Обводнение залежи началось со скв. 21 в 1988 г. Скорость продвижения контура воды от нагнетательной скв. 17 составляла 180 м/год.
Значительное обводнение залежи началось в 1993-1994 гг., когда обводнилось 5 скважин на восточном участке залежи (30 %) фонда. Линейные скорости продвижения фронта обводнения от нагнетательной скв. 17 составили 150 м/год до скв. 8, 22, 26 (первый и второй ряды) и 120 м/год до скв. 33, 7, значительно удалённых от зоны закачки. Высокие линейные скорости обусловлены тем, что закачка и отборы велись по отдельным пластам в нижней части разреза. Опережающее продвижение фронта обводнения к скв. 7, 33 связано также с наличием зон трещинности вдоль тектонического нарушения северо-восточного простирания.
Таким образом, на восточном участке залежи в начальный период вырабатывалась нижняя часть разреза с заводнением по пластам в направлении от зоны закачки к добывающим скважинам.
В период с 1997 г. по 1999 г. на залежи осуществлялись мероприятия по регулированию системы разработки путём отключения нижней обводнившейся части пласта в добывающих скважинах и переходом на вышележащие интервалы. Для регулирования процессов охвата пластов заводнением в этот же период в нагнетательных скважинах проводились работы по увеличению работающей мощности (дострел подконтурной части в скв. 35, 20), а также закачка потокоотклоняющих химреагентов для выравнивания профиля приёмистости и регулирования фильтрационных потоков.
В результате проведённых мероприятий начала обводняться средняя и верхняя части разреза, вода появилась в продукции скважин работающих со средней части разреза - скв. 39, 31, 41, 45, 34, 27, 38.
Также очевидно, что высокая трещинность восточного участка залежи и заколонные перетоки способствует быстрому продвижению закачиваемых вод и приводят к неполному вытеснению нефти из матрицы.
В связи с тем, что пластовое давление за время эксплуатации залежи при естественном режиме снизилось с 38,5 МПа до 28,2 МПа в декабре 1986 г. была начата закачка в нагнетательную скв.17 с целью поддержания пластового давления.
При постоянных нарастающих темпах отбора нефти, пластовое давление в залежи за период с 1987 г. по 1989 г. снизилось с 28 МПа до 26 МПа.
В декабре 1989 г. была переведена под закачку добывающая скв. 4. Для перевода скважины под нагнетание была проведена перфорация нижележащих водонасыщенных пластов в интервале 3040-3100 м.
Для поддержания пластового давления в залежи в июне 1991 г. была введена под закачку скв. 35 из резервного фонда, с приемистостью 338 м3/сут.
В дальнейшем для создания более эффективной системы ППД и равномерного охвата пластов вытеснением под закачку были переведены добывающие скв. 20, 21.
Закачка воды на восточном участке залежи в период 1986-1994 гг. велась в скв. 17 (нижняя часть разреза и под контур). Отбор нефти и закачка воды по одноимённым пластам привели к быстрому обводнению нижней части продуктивного разреза добывающих скважин восточного участка, в связи с этим в 1994 г. скв. 17 была остановлена.
В дальнейшем до марта 2007 г. закачка воды на восточном участке залежи велась в нагнетательную скв. 21 (интервалы перфорации 2962-2995 м, 2995-3002 м, 3008-3018 м, 3024-3030 м), по результатам ПГИ принимает только верхняя часть разреза.
В нагнетательной скв. 35 (центральный участок) перфорирован интервал 3007-3044 м (08.90 г.) и приобщена подконтурная часть залежи в интервале 3067-3091 м (04.98 г.). Скважина оказывала влияние на близлежащие добывающие скважины (в скв. 25 - кроме самого верхнего интервала) и скважины в своде залежи, работающие со средней части разреза (скв. 39, 43, 26). Возможно, также влияние подконтурной области на добывающие скважины, работающие с нижней части продуктивного разреза (скв. 6, 46).
На западном участке залежи закачка велась в нагнетательную скв. 20 с 1997 г. (до этого времени - в нагнетательную скв. 4). В скв. 20 перфорированы интервалы 3018-3030 м, 3039-3049 м, 3066-3084 м, по данным ГИС принимают только верхние интервалы - 3018-3030 м. Близлежащие добывающие скважины на данном участке залежи работают в основном с нижней и средней части разреза, и влияния от закачки не испытывают.
Как показывает анализ разработки, между добывающими и нагнетательными скважинами существует достаточно хорошая гидродинамическая связь по площади и по разрезу.
Скважины восточного участка практически полностью обводнены, работают с верхней части разреза. На западном участке и в своде залежи обводняются нижние и средние участки разреза, там же находятся скважины, дающие безводную добычу. Однако в ряде случаев при переходе на вышележащие интервалы получают обводнённую продукцию. Это может быть связано с внедрением как закачиваемой воды по отдельным пропласткам, так и с заколонными перетоками. В дальнейшем, для предотвращения преждевременного обводнения и выравнивания профиля приёмистости на нагнетательных скважинах будут проводиться работы по закачке потокоотклоняющих химреагентов.
В период 1995-2000 гг. годовые объёмы закачки воды поддерживаются на уровне 200-220 тыс. м3 (110-120 % текущей компенсации отбора жидкости), между скважинами годовые объёмы закачиваемой воды распределялись равномерно (по 30-39%). Разработка залежи в это время велась при стабилизации пластового давления в зоне отбора на уровне 22-23 МПа и при давлении на линии нагнетания на уровне 26-28 МПа, что обеспечивало высокие уровни отборов жидкости и нормальную работу насосного оборудования.
Рост объёмов добычи жидкости в 2000-2002 гг. до 160-210 тыс. т связан с переводом ряда скважин с фонтана на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН). По ряду скважин такое увеличение отборов привело к росту темпа обводнения продукции.
Таблица 3.4
Динамика показателей разработки задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения

Год	Добыча за год, тыс. т	Темп отбора от НИЗ, %	Дебит, т/сут	Обводненность, %	Накопл. добыча, тыс. т	Ввод доб. скв.	Действ. фонд скв.	Закачка, тыс. м3	Компенсация, %
	нефти	жидк.		нефти	жидк.		нефти	жидк.		доб.	нагн.	годов.	нак.	годов.	нак.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1980	17,8	17,8	0,9	7,.68	72,7	0,0	17,8	17,8	1	1	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1981	18,8	18,8	1,0	42,35	42,4	0,0	36,5	36,5	1	2	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1982	29,5	29,5	1,6	36,18	36,2	0,0	66,0	66,0	1	3	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1983	25,0	25,0	1,3	25,97	26,0	0,0	91,0	91,0	0	3	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1984	15,1	15,1	0,8	14,38	14,4	0,0	106,2	106,2	1	4	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1985	14,7	15,0	0,8	9,560	9,7	1,6	120,9	121,1	1	5	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1986	26,5	26,7	1,4	13,07	13,2	0,8	147,4	147,8	2	7	1	0,2	0,2	0,4	0,1
1987	41,6	41,6	2,2	15,46	15,5	0,0	188,9	189,4	1	8	1	59,3	59,5	83,8	18,5
1988	44,4	45,8	2,4	15,07	15,5	2,9	233,4	235,2	1	9	1	52,8	112,3	68,9	28,2
1989	72,0	79,6	3,8	20,51	22,7	9,5	305,3	314,7	4	12	2	35,9	148,1	27,9	28,1
1990	76,1	82,9	4,1	15,02	16,4	8,3	381,4	397,6	3	15	2	104,2	252,3	77,1	38,1
1991	72,9	79,2	3,9	13,94	15,1	7,9	454,4	476,8	0	14	2	124,4	376,7	96,2	47,6
1992	75,6	80,2	4,0	14,08	14,9	5,7	530,0	557,0	1	15	2	125,3	502,0	94,6	54,3
1993	77,3	134,6	4,1	14,99	26,1	42,6	607,3	691,6	0	16	3	142,8	644,9	79,3	58,4
1994	71,8	118,5	3,8	14,19	23,4	39,4	679,1	810,2	1	15	4	174,3	819,1	107,8	64,7
1995	75,1	141,3	4,0	12,70	23,9	46,9	754,2	951,4	2	17	3	218,7	1037,8	119,0	71,6
1996	73,8	155,4	3,9	12,25	25,8	52,5	828,0	1106,9	2	19	2	228,4	1266,2	117,3	77,0
1997	65,5	140,2	3,5	10,01	21,5	53,3	893,5	1247,1	1	20	3	213,6	1479,7	122,3	81,4
1998	72,1	108,2	3,8	10,61	15,9	33,4	965,6	1355,3	1	19	3	210,3	1690,0	137,2	85,7
1999	73,9	121,4	3,9	10,12	16,6	39,1	1039,5	1476,7	0	21	3	196,0	1886,0	118,2	88,2
2000	89,9	159,0	4,8	14,36	25,7	43,5	1129,3	1635,7	0	16	3	218,0	2104,0	103,1	89,6
2001	86,9	171,8	4,6	16,74	33,1	49,4	1216,3	1807,5	1	16	3	203,1	2307,1	92,4	89,8
2002	79,2	216,0	4,2	15,64	42,6	63,3	1295,5	2023,5	0	13	3	204,3	2511,4	81,5	89,1
2003	65,5	208,2	3,5	14,71	46,7	68,5	1361,0	2231,6	0	13	3	225,4	2736,8	97,1	89,7
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
2004	46,8	238,3	2,5	10,46	53,2	80,4	1407,8	2469,9	2	14	3	215,3	2952,0	89,0	89,6
2005	46,2	209,7	2,5	10,49	47,6	78,0	1454,0	2679,6	0	12	3	189,9	3142,0	87,5	89,5
2006	48,7	177,5	2,6	11,3	41,3	72,6	1502,7	2857,1	0	15	3	175,9	3317,9	91,6	89,6
2007	45,3	200,9	2,4	8,8	39,0	77,5	1547,9	3058,0	0	14	4*	209,2	3527,0	100,1	90,2
2008	33,9	161,8	1,8	6,9	32,9	79,1	1581,8	3219,8	0	13	4*	168,1	3695,1	101,3	90,6

*скв21 остановлена по технологии
Таблица 3.5
Сравнение проектных и фактических показателей разработки задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения

Показатели	2004	2005	2006	2007	2008
	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Добыча нефти, всего, тыс. т	52,3	46,814	44,6	46,2	НЕТ	48,65	НЕТ	45,28	НЕТ	33,90
в т.ч.: из переходящих скважин	52,3	46,512	44,6	46,2		44,12		45,1		33,90
из новых скважин	-	0,302*	-	-		4,5		0,2		-
Накопленная добыча нефти, тыс. т	1405,6	1407,8	1450,2	1454,0		1502,7		1547,9		1581,838
Добыча нефтяного газа, млн. м3		5,009		4,932		5,542		5,015		3,937
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,4	0,36	0,42	0,37		0,38		0,39		0,40
Темп отбора от нач. извл. запасов, %**	3,2	3,00	2,69	3,00		3,00		3,00		1,80
Темп отбора от текущих запасов, %	17,3	9,00	17,8	10,00		12,00		13,00		10,30
Обводненность среднегодовая, %	67,3	80	72,1	78,00		72,60		77,50		79,10
Добыча жидкости, всего, тыс. т	160,0	238,27	160,00	209,70		177,50		200,90		161,78
в т.ч.: насосный способ	160,0	238,27	160,00	209,70		177,50		200,90		161,78
Накопленная добыча жидкости, тыс. т	2281,8	2468,9	2441,8	2680,0		2857,1		3058,0		3219,77
Закачка рабочего агента: годовая, тыс. м3	182,0	215,27	175	190		176		209		168,09
накопленная, тыс. м3	2875,1	2952,042	3050,1	3142		3317,8		3527		3695,092
Компенсация отборов жидкости в пл. усл.:
текущая, %	100,6	90,3	100,3	90,0		93,7		100,1		101,3
накопленная, %	91,6	93,0	92,1	92,8		92,9		90,2		90,6
Средн. давление на устье нагн. скв., МПа	15,0	14	15	14		11,6		14		2,5-16
Пластовое давление, МПа	23,0	25,0	23,0	24,0		23,5		23		22,8
Коэффициент исп. фонда скв., доли ед.	0,95	0,87	0,95	0,97		0,97		0,83		0,96
Коэффициент экспл. скважин, доли ед.	0,95	0,87	0,95	0,97		0,95		0,95		1
Плотность сетки добыв. и нагн. скв., га/скв.	15,7	14	15,7	14		11,5		11,2		9,5
Удельные остаточные извлек. запасы на
1 скв. добывающего фонда, тыс. т / скв.	16,7	33,5	14,7	35,2		24,9		23,4		22,6
Эксплуатационное бурение, тыс. м	-	-	-	-		-		-		-
Ввод добывающих скважин, шт.	-	-	-	-		-		2		1
Выбытие добывающих скважин, шт.	1	-	-	-		-		3		2
в т.ч.: под закачку, шт.	-	-	-	-		-		-
Фонд дейст.добыв.скв. на конец года, шт.	15	14	14	12		15		14		13
в т.ч.: фонтанных	0	0	0	0		0		-		-
ЭЦН	12	12	11	9		12		10		9
ШГН	3	2	3	3		3		4		4
новых	-	-	-	-		-		-		-
Перевод скважин на механ. добычу, шт.	-	-	-	-		-		-		-
Ввод нагнетательных скважин, шт.	-	-	-	-		-		1		-
Выбытие нагнетательных скважин, шт.	-	-	-	-		-		1		-
Действ. фонд нагн. скв. на конец года, шт.	4	3	4	3		3		4***		4***
Среднесуточный дебит одной добыв. скв.
по нефти, т/сут.	10,0	10,51	9,20	10,80		11,30		9,3		6,9
по жидкости, т/сут.	30,7	53,48	32,90	42,70		41,30		41,40		32,90
Среднесут. приемистость нагн. скв., м3	131,1	238,7	126	182,0		169		225,1		153,5

* - вторые стволы
** - НИЗ = 1876 тыс. т.
*** - скв. 21 остановлена по технологии
Рис. 3.5. Динамика фонда скважин на задонско-елецкой залежи
Рис. 3.6. Динамика пластового давления задонско-елецкой залежи
Рис. 3.7. Динамика основных показателей разработки задонско-елецкой залежи
4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
В качестве расчета в данном дипломном проекте мной был выбран анализ эффективности проводимых геолого-технических мероприятий по изоляции обводнившихся пропластков с целью более равномерной выработки пласта по толщине, а также снижения обводненности добываемой продукции.
Для расчета были взяты две скважины: 38 и 46.
4.1 СКВАЖИНА 46
В январе 2006 г. были проведены изоляционные работы в скв. 46, обводнённость после проведенных работ уменьшилась с 98% до 80-88%, однако уже к середине 2006 г. достигла 98%, после чего в скважине были проведены работы по переводу на вышележащий интервал. После проведенных работ обводнённость уменьшилась с 97% до 80%.
Чтобы оценить технологическую эффективность этих работ, воспользуемся характеристиками вытеснения. Обоснованность использования характеристик вытеснения подтверждается тем, что на данной залежи разработка ведется с использованием заводнения, причем на достаточно поздней стадии. Так как на скважине у нас имеется значительная обводненность, то уместно использовать кривые обводнения. Будем использовать интегральные характеристики, так как у нас имеется большой объем накопленных промысловых данных, а, кроме того, интегральные характеристики более устойчивы и менее подвержены влиянию изменений системы разработки (хотя в нашем случае этого и не происходит).
Выберем несколько наиболее распространенных характеристик вытеснения, чтобы в дальнейшем оценить, какая из них наиболее достоверно описывает имеющуюся промысловую информацию.
Итак, возьмем следующие характеристики вытеснения:
1. Камбаров:
2. Сазонов:
3. Пирвердян:
Теперь нам необходимы промысловые данные по накопленной добыче нефти и жидкости за каждый месяц работы скважины. Эти данные приведены в таблице 4.1. Кроме того, в этой же таблице рассчитаны «производные» от Qж, которые являются аргументами в соответствующих линейных функциях, к которым можно привести перечисленные характеристики вытеснения.
Таблица 4.1
Данные по скв. 46

Дата	Qн, тыс. т.	Qж, тыс. т.	Обводн., %	ln(Qж)
1	2	3	4	5	6	7
янв.04	49,94	99,80	88,95	4,603	0,0100	0,1001
фев.04	50,11	101,91	91,99	4,624	0,0098	0,0991
мар.04	50,36	104,13	88,98	4,646	0,0096	0,0980
апр.04	50,61	106,17	87,31	4,665	0,0094	0,0971
май.04	50,86	108,35	88,88	4,685	0,0092	0,0961
июн.04	51,05	110,53	91,17	4,705	0,0090	0,0951
июл.04	51,26	112,74	90,41	4,725	0,0089	0,0942
авг.04	51,52	114,79	87,29	4,743	0,0087	0,0933
сен.04	51,75	116,71	88,10	4,760	0,0086	0,0926
окт.04	51,92	118,84	91,95	4,778	0,0084	0,0917
ноя.04	52,02	119,89	91,09	4,787	0,0083	0,0913
дек.04	52,28	121,94	87,17	4,804	0,0082	0,0906
янв.05	52,53	124,07	88,37	4,821	0,0081	0,0898
фев.05	52,72	126,11	90,73	4,837	0,0079	0,0890
мар.05	52,91	128,46	91,87	4,856	0,0078	0,0882
апр.05	53,15	130,60	88,79	4,872	0,0077	0,0875
май.05	53,31	132,47	91,51	4,886	0,0075	0,0869
июн.05	53,44	134,51	93,39	4,902	0,0074	0,0862
июл.05	53,59	136,59	92,67	4,917	0,0073	0,0856
авг.05	53,77	138,55	91,16	4,931	0,0072	0,0850
сен.05	53,89	140,50	93,42	4,945	0,0071	0,0844
окт.05	53,99	142,75	95,65	4,961	0,0070	0,0837
ноя.05	54,07	144,82	96,33	4,976	0,0069	0,0831
1	2	3	4	5	6	7
дек.05	54,11	147,02	98,22	4,991	0,0068	0,0825
янв.06	54,12	147,74	97,77	4,995	0,0068	0,0823
фев.06	54,20	148,15	80,34	4,998	0,0068	0,0822
мар.06	54,25	148,58	88,30	5,001	0,0067	0,0820
апр.06	54,30	148,99	90,02	5,004	0,0067	0,0819
май.06	54,32	149,40	93,56	5,007	0,0067	0,0818
июн.06	54,34	149,77	94,67	5,009	0,0067	0,0817
июл.06	54,44	150,07	98,86	5,011	0,0067	0,0816
авг.06	54,74	151,16	70,52	5,018	0,0066	0,0813
сен.06	54,96	152,24	79,67	5,025	0,0066	0,0810
окт.06	55,21	153,40	78,24	5,033	0,0065	0,0807
ноя.06	55,39	154,60	84,82	5,041	0,0065	0,0804
дек.06	55,60	155,84	83,24	5,049	0,0064	0,0801
янв.07	55,76	157,05	86,67	5,057	0,0064	0,0798
фев.07	55,90	158,24	88,51	5,064	0,0063	0,0795
мар.07	56,04	159,50	88,72	5,072	0,0063	0,0792
апр.07	56,19	160,80	88,62	5,080	0,0062	0,0789
май.07	56,36	162,11	86,68	5,088	0,0062	0,0785
июн.07	56,48	163,29	89,86	5,096	0,0061	0,0783
июл.07	56,61	164,46	89,01	5,103	0,0061	0,0780
авг.07	56,77	165,62	85,81	5,110	0,0060	0,0777
сен.07	56,92	166,82	87,72	5,117	0,0060	0,0774
окт.07	57,07	167,92	86,34	5,123	0,0060	0,0772
ноя.07	57,21	168,97	87,17	5,130	0,0059	0,0769
дек.07	57,37	170,13	85,58	5,137	0,0059	0,0767
янв.08	57,51	171,20	87,06	5,143	0,0058	0,0764
фев.08	57,62	172,27	89,88	5,149	0,0058	0,0762
мар.08	57,74	173,44	89,87	5,156	0,0058	0,0759
апр.08	57,86	174,62	90,13	5,163	0,0057	0,0757
май.08	57,96	175,63	89,28	5,168	0,0057	0,0755
июн.08	58,11	176,81	87,52	5,175	0,0057	0,0752
июл.08	58,25	178,10	88,98	5,182	0,0056	0,0749
авг.08	58,37	179,26	90,24	5,189	0,0056	0,0747
сен.08	58,46	180,38	91,32	5,195	0,0055	0,0745
окт.08	58,56	181,53	91,29	5,201	0,0055	0,0742
ноя.08	58,67	182,59	90,24	5,207	0,0055	0,0740
дек.08	58,81	183,70	87,30	5,213	0,0054	0,0738
янв.09	58,91	184,75	90,03	5,219	0,0054	0,0736
фев.09	58,98	185,72	92,81	5,224	0,0054	0,0734
мар.09	59,07	186,89	92,18	5,230	0,0054	0,0731
апр.09	59,17	187,91	90,69	5,236	0,0053	0,0730

В этой таблице желтым цветом выделен период времени до обработки, а зеленым цветом, соответственно, - после обработки. Розовым цветом выделены месяцы сразу после проведения ГТМ.
Для начала представим на графике зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости - рисунок 4.1.
Рис. 4.1. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости по скв. 46
На рисунке видно, что определенный эффект от изоляционных работ был, что видно по изменению характера кривой. Однако чтобы точнее оценить этот эффект, нужно использовать характеристики вытеснения.
Проводя линеаризацию зависимости Qн от Qж, определим, какая характеристика точнее подходит под наши данные (рис. 4.2, 4.3, 4.4).
Рис. 4.2. Характеристика вытеснения Камбарова по скв. 46
Рис. 4.3. Характеристика вытеснения Сазонова по скв. 46
Рис. 4.4. Характеристика вытеснения Пирвердяна по скв. 46
Как видно из рисунков, квадрат коэффициента корреляции, наиболее близкий к единице, имеет зависимость Сазонова. (R2 = 0,9989). Это также отражено в таблице 4.1, где столбец с аргументом из этой характеристики выделен голубым цветом.
Теперь, используя характеристику вытеснения Сазонова, мы можем, основываясь на данных разработки до проведения ГТМ, экстраполировать эти данные, т.е. получить зависимость, которая бы имела место без проведения ГТМ вообще. И на том же графике мы можем построить кривую, отражающую результат проведения водоизоляционных работ (по фактическим данным). И, таким образом, мы сможем визуально оценить эффективность этого ГТМ.
Результат расчета представлен на рисунке 4.5.
Вывод по скважине 46: эффект от водоизоляционных работ как таковых был хоть и заметным (снижение обводненности с 98% до 80%), однако весьма непродолжительным (через полгода обводненность опять достигла 98%) (см. табл. 4.1). Последовавший же перевод скважины на вышележащий интервал позволил в течение последующих 2,5 лет работать с обводненностью в среднем 86-87%. В целом же технологических эффект от проведенных мероприятий можно считать положительным.
Рис. 4.5. Результат проведения ГТМ по изоляции и переходу на вышележащий интервал в скв. 46
4.2 СКВАЖИНА 38
В апреле 2007 г. в скв. 38 были проведены изоляционные работы в задонском горизонте, после чего скважина добывает безводную нефть (обводнённость снизилась с 95% до 0%) с дебитом нефти 35,2 т/сут. Дополнительная добыча за счет данного ГТМ составила 6,455 тыс. т.
Опять же для оценки эффективности этого ГТМ воспользуемся характеристиками вытеснения:
1. Камбаров:
2. Сазонов:
3. Пирвердян:
В таблице 4.2 приведены промысловые данные эксплуатации скважины, а также расчетные величины для построения характеристик вытеснения.
Таблица 4.2
Данные по скв. 38

Дата	Qн, тыс. т.	Qж, тыс. т.	Обводн., %	ln(Qж)
1	2	3	4	5	6	7
янв.05	84,65	144,04	79,07	4,97	0,00694	0,0833
фев.05	85,66	146,57	59,86	4,99	0,00682	0,0826
мар.05	86,43	149,88	76,95	5,01	0,00667	0,0817
апр.05	86,79	153,14	89,00	5,03	0,00653	0,0808
май.05	87,31	156,34	83,55	5,05	0,00640	0,0800
июн.05	87,78	159,31	84,35	5,07	0,00628	0,0792
июл.05	88,29	162,05	81,14	5,09	0,00617	0,0786
авг.05	88,73	164,73	83,55	5,10	0,00607	0,0779
сен.05	89,15	167,34	84,12	5,12	0,00598	0,0773
окт.05	89,50	170,08	87,26	5,14	0,00588	0,0767
ноя.05	90,22	172,62	71,44	5,15	0,00579	0,0761
дек.05	90,71	175,35	82,10	5,17	0,00570	0,0755
янв.06	91,12	178,03	84,95	5,18	0,00562	0,0749
фев.06	91,39	180,46	88,86	5,20	0,00554	0,0744
мар.06	91,70	183,05	88,06	5,21	0,00546	0,0739
апр.06	91,88	185,74	93,07	5,22	0,00538	0,0734
1	2	3	4	5	6	7
май.06	92,06	188,56	93,80	5,24	0,00530	0,0728
июн.06	92,26	191,22	92,41	5,25	0,00523	0,0723
июл.06	92,45	194,03	93,07	5,27	0,00515	0,0718
авг.06	92,57	197,02	96,02	5,28	0,00508	0,0712
сен.06	92,72	199,94	94,93	5,30	0,00500	0,0707
окт.06	92,91	202,89	93,44	5,31	0,00493	0,0702
ноя.06	93,09	205,71	93,83	5,33	0,00486	0,0697
дек.06	93,20	208,83	96,47	5,34	0,00479	0,0692
янв.07	93,30	211,60	96,50	5,35	0,00473	0,0687
фев.07	93,40	214,56	96,42	5,37	0,00466	0,0683
мар.07	93,52	217,52	95,88	5,38	0,00460	0,0678
апр.07	93,55	218,21	95,78	5,39	0,00458	0,0677
май.07	94,36	219,06	5,50	5,39	0,00456	0,0676
июн.07	95,12	219,87	5,79	5,39	0,00455	0,0674
июл.07	96,03	220,78	0,00	5,40	0,00453	0,0673
авг.07	96,99	221,74	0,00	5,40	0,00451	0,0672
сен.07	97,99	222,74	0,00	5,41	0,00449	0,0670
окт.07	98,96	223,71	0,00	5,41	0,00447	0,0669
ноя.07	99,85	224,60	0,00	5,41	0,00445	0,0667
дек.07	100,86	225,61	0,00	5,42	0,00443	0,0666
янв.08	101,84	226,59	0,00	5,42	0,00441	0,0664
фев.08	102,85	227,60	0,00	5,43	0,00439	0,0663
мар.08	103,95	228,70	0,00	5,43	0,00437	0,0661
апр.08	104,97	229,76	3,95	5,44	0,00435	0,0660
май.08	105,88	230,67	0,00	5,44	0,00434	0,0658
июн.08	106,69	231,51	4,03	5,44	0,00432	0,0657
июл.08	107,46	232,37	9,14	5,45	0,00430	0,0656
авг.08	107,98	233,08	27,34	5,45	0,00429	0,0655
сен.08	108,80	233,90	0,00	5,45	0,00428	0,0654
окт.08	109,48	234,65	8,14	5,46	0,00426	0,0653
ноя.08	110,15	235,40	11,84	5,46	0,00425	0,0652
дек.08	110,66	235,97	11,50	5,46	0,00424	0,0651
янв.09	111,22	236,58	7,04	5,47	0,00423	0,0650
фев.09	111,77	237,13	0,00	5,47	0,00422	0,0649
мар.09	112,35	237,73	3,18	5,47	0,00421	0,0649
апр.09	112,91	238,35	10,27	5,47	0,00420	0,0648

В этой таблице желтым цветом выделен период времени до обработки, а зеленым цветом, соответственно, - после обработки. Розовым цветом выделен месяц сразу после проведения ГТМ.
Для начала представим на графике зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости - рисунок 4.6.
Рис. 4.6. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости по скв. 38
Как видно из приведенного выше рисунка, эффект от изоляции оказался весьма значительным. Чтобы оценить, насколько проведенное мероприятие изменило характер работы скважины, воспользуемся характеристиками вытеснения.
Определим, какая из выбранных характеристик подходит нам в наибольшей степени (рис. 4.7, 4.8, 4.9).
Рис. 4.7. Характеристика вытеснения Камбарова по скв. 38
Рис. 4.8. Характеристика вытеснения Сазонова по скв. 38
Рис. 4.9. Характеристика вытеснения Пирвердяна по скв. 38
Основываясь на полученных квадратах коэффициентов корреляции, видим, что наиболее точно описывает наши данные характеристика Камбарова. (R2 = 0,9956). Это также видно в таблице 4.2, где столбец с аргументом из этой характеристики выделен голубым цветом.
Теперь на одном графике мы можем представить то, как пошла работа скважины после проведенной изоляции, и то, как бы работала скважина, если бы это ГТМ не было выполнено (рис. 4.10).
Вывод по скважине 38: можно сказать, что данное геолого-техническое мероприятие по изоляции обводнившихся пропластков представляет собой пример грамотного выбора объекта для выполнения конкретных работ, а также удачной технической реализации этого мероприятия. Эффективность проведенных работ можно оценить, как высокую.
Рис. 4.10. Результат проведения изоляционных работ в скв. 38
4.3 ПРОГНОЗ ДОСТИЖЕНИЯ КОНЕЧНОГО КИН
В результате анализа разработки задонско-елецкой залежи встает вопрос о возможности достижения утвержденной величины коэффициента нефтеизвлечения при существующей системе разработки.
В рамках расчетной части был сделан прогноз по основным показателям разработки залежи для определения времени достижения величины конечной нефтеотдачи, а также текущей обводненности на тот момент.
В первом приближении были взяты данные за последние 11 лет разработки (1998-2008 гг.). Эти данные представлены в таблице 4.3. На их основе были построены кривые по трем характеристикам вытеснения:
4. Камбаров:
5. Сазонов:
6. Пирвердян:
Таблица 4.3
Данные разработки за период 1998-2008 гг.

Год	Qн, тыс. т.	Qж, тыс. т.	Камбаров	Сазонов	Пирвердян

1	2	3	4	5	6
1998	965,6	1355,3	0,000738	7,21	0,0272
1999	1039,5	1476,7	0,000677	7,30	0,0260
2000	1129,3	1635,7	0,000611	7,40	0,0247
2001	1216,3	1807,5	0,000553	7,50	0,0235
2002	1295,5	2023,5	0,000494	7,61	0,0222
2003	1361	2231,6	0,000448	7,71	0,0212
2004	1407,8	2469,9	0,000405	7,81	0,0201
2005	1454	2679,6	0,000373	7,89	0,0193
2006	1502,7	2857,1	0,00035	7,96	0,0187
2007	1547,9	3058	0,000327	8,03	0,0181
2008	1581,8	3219,8	0,000311	8,08	0,0176

Полученные характеристики вытеснения представлены на рисунках: 4.11, 4.12, 4.13.
Рис. 4.11. Характеристика вытеснения Камбарова
Рис. 4.12. Характеристика вытеснения Сазонова
Рис. 4.13. Характеристика вытеснения Пирвердяна
Как видно из построенных характеристик вытеснения, хорошо ложатся на прямую последние 4 точки в каждой зависимости. Причем 5-я точка уже достаточно сильно выбивается из всех аппроксимаций. Поэтому определим аналитическую зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости именно по последним четырем точкам.
На рисунках 4.14, 4.15, 4.16 представлены аппроксимации выбранных характеристик вытеснения, а также аналитические выражения, описывающие полученные линейные зависимости.
Рис. 4.14 Аппроксимация зависимости Камбарова
Рис. 4.15. Аппроксимация зависимости Сазонова
Рис. 4.16. Аппроксимация зависимости Пирвердяна
Для построения прогноза была выбрана зависимость Пирвердяна, так как рассчитанные на ее основе показатели разработки наилучшим образом согласуются с текущими данными.
Основываясь на последних четырех годах разработки, было сделано допущение, что годовая добыча жидкости за последующие годы будет постоянна и будет составлять 187 тыс. т./год (среднее арифметическое за предыдущие 4 года).
Зная коэффициенты А и В в уравнении прямой, мы знаем зависимость Qн от Qж:
Теперь, задаваясь годовой добычей жидкости, мы можем найти накопленную добычу жидкости на конец рассматриваемого года. Далее, используя представленную выше зависимость, можем найти накопленную добычу нефти, откуда, в свою очередь, находим добычу нефти по годам. Зная величины годовой добычи нефти и жидкости, нам не составит труда найти текущую обводненность за рассматриваемый год. Все эти данные сведены в таблицу 4.4.
Таблица 4.4
Прогноз технологических показателей разработки задонско-елецкой залежи

Год	Qн, тыс. т.	Qж, тыс. т.	qж, тыс. т.	qн, тыс. т.	Обводненность, %
1	2	3	4	5	6
2009	1619,3	3406,8	187	37,5	80,0
2010	1653,2	3593,8	187	33,9	81,9
2011	1684,6	3780,8	187	31,4	83,2
2012	1713,7	3967,8	187	29,1	84,4
2013	1740,8	4154,8	187	27,1	85,5
2014	1766,2	4341,8	187	25,4	86,4
2015	1790,0	4528,8	187	23,8	87,3
2016	1812,4	4715,8	187	22,4	88,0
2017	1833,4	4902,8	187	21,1	88,7
2018	1853,3	5089,8	187	19,9	89,4
2019	1872,1	5276,8	187	18,8	89,9
2020	1890,0	5463,8	187	17,8	90,5
2021	1906,9	5650,8	187	17,0	90,9
2022	1923,1	5837,8	187	16,1	91,4
2023	1938,5	6024,8	187	15,4	91,8

Таким образом, намеченная величина КИН = 0,476, соответствующая отбору из залежи 1876 тыс. т. нефти, будет достигнута в первой половине 2020 года. Обводненность на тот момент будет составлять 90,5%.
Полученные результаты можно представить в виде графика - рисунок 4.17.
Рис. 4.17. Динамика основных технологических показателей (факт + прогноз)
5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА
5.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГПО «БЕЛОРУСНЕФТЬ»
ГПО «Белоруснефть» - одно из крупнейших предприятий нефтяной промышленности в Республике Беларусь. Оно входит в Государственный концерн по нефти и химии «Белнефтехим». В состав «Белоруснефти» входят управления по поиску и разведке месторождений, бурению скважин, по добыче нефти и газа, а также десятки других предприятий и структурных подразделений, в числе которых Белорусский газоперерабатывающий завод в г. Речице. Кроме того, компания осуществляет и деятельность за рубежом. Так, в России это дочерняя компания ООО «Белоруснефть-Сибирь», в Венесуэле - СП «Петролера БелоВенесолана», в Иране - СП ««Белпарс Петролеум Компани Лимитед».
Максимальный уровень годовой добычи нефти в ГПО «Белоруснефть», достигнутый в 1975 году, составил 7953,6 тыс. т. Основной объём добычи получен из наиболее крупных месторождений: Речицкого, Осташковичского, Вишанского, Тишковского, Южно-Осташковичского. Фактическая добыча нефти за 2008 г. составила около 1,8 млн. т. В настоящее время в разработке находится 56 месторождений, из которых наиболее крупные уже вступили в заключительную стадию и имеют высокую обводнённость продукции. Действующий эксплуатационный фонд скважин на начало 2009 года составил 644 скважины, из них фонтанных - 50, эксплуатирующихся ЭЦН - 206, эксплуатирующихся ШГН - 388. Нагнетательный фонд - 241 скважина.
Научно-методическое и проектное обеспечение нефтедобывающей отрасли осуществляется институтом «БелНИПИнефть», главным научным подразделением ГПО «Белоруснефть».
5.2 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА НГДУ «РЕЧИЦАНЕФТЬ»
Аппарат управления во главе с начальником управления состоит из следующих служб и отделов.
1. Служба главного инженера, в которую входят следующие отделы:
· производственно-технический (ведает вопросами технологии добычи нефти, воздействия на призабойную зону, подготовки нефти, рационализации и технической информации; осуществляет контроль за состоянием производственной территории, увязывает запланированные в НГДУ работы с ресурсами и с другими структурными подразделениями;
· главного механика (ведает вопросами эксплуатации и ремонта всего технического оборудования, наземного и подземного, эксплуатационного, передвижного, металлообрабатывающего, грузоподъемных сооружений, сбором и реализацией металлолома);
· охраны труда и промышленной безопасности (контролирует соблюдение всех правил и норм по технике безопасности, является инициатором организационных мероприятий в области техники безопасности и промышленной санитарии).
2. Служба заместителя начальника управления по геологии, в состав которой входит геологический отдел.
3. Служба заместителя начальника управления по общим вопросам, к которой относятся: административно-хозяйственная служба, хозяйственная группа, группа по обслуживанию производственных зданий и сооружений, здравпункт.
4. Служба заместителя начальника управления по экономике, в составе которой находятся: планово-экономический отдел, отдел организации труда, заработной платы и кадров.
5. Бухгалтерия
Аппарат ЦИТС (центральной инженерно-технологической службы), возглавляемый начальником ЦИТС (заместителем главного инженера по производству), состоит из двух групп: технологической, осуществляющей сбор и первичную обработку технологической информации, анализ текущего состояния добычи нефти, разработку мероприятий по поддержанию установленного технологического режима работы скважин, и диспетчерской, осуществляющей надзор за производственным процессом и координацию деятельности производственных подразделений.
В непосредственном подчинении начальника ЦИТС находятся цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ), за которыми закреплен определенный фонд скважин. ЦДНГ в свою очередь собирают технологическую и производственную информацию, координируют работу по территории и поддерживают чистоту территории вокруг закрепленных за ними скважин и объектов. Также цеха ведут надзор за работой всего эксплуатационного оборудования, связанного с закрепленным за ними фондом скважин (устьевого оборудования, выкидных трубопроводов от групповых до сборных пунктов и т.п.)
В состав ЦДНГ входят: аппарат ЦДНГ, состоящий из начальника ЦДНГ, его заместителя, геологической, технологической, диспетчерской служб, а также бригад по добыче нефти, возглавляемых мастерами и состоящих из рабочих (операторов по добыче), непосредственно выполняющих все работы на производственных объектах.
В общем, инженерно-технологические службы обеспечивают выполнение текущего плана по добыче нефти и газа, собирают всю технологическую и производственную информацию о процессе, координируют деятельность всех производственных подразделений на территории предприятия.
5.3 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА
В данной работе был выбран расчет инвестиционного проекта о целесообразности вложения средств в проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ) по изоляции обводнившихся пропластков в 5 добывающих скважинах, а также по закачке потокоотклоняющих реагентов в 3 нагнетательные скважины с целью оптимизации режима нагнетания.
Порядок расчета:
1. Имеем капитальные вложения К, которые предприятие затрачивает на приобретение материалов и проведение работ. Необходимо отметить, что все вложения происходят из собственных средств предприятия и выделяются в расчетном («нулевом») году.
2. Из дополнительно добытой благодаря ГТМ нефти QГТМ предприятие использует 5% на собственные нужды Qвнутр (проведение технологических операций), остальная же часть Qреализ реализуется по указанной стоимости Цреализ.
3. Кроме того, нам известна средняя себестоимость добычи 1 тонны нефти по предприятию, то есть удельные эксплуатационные затраты Эз.уд..
4. Определяем выручку от реализации дополнительно добытой нефти:
5. Находим совокупные эксплуатационные затраты на добычу всей нефти, полученной за счет проведения ГТМ:
6. Можем найти прибыль:
7. Зная ставку налога на прибыль (24%), можем определить величину налоговых выплат государству:
8. Теперь определяем чистый дисконтированный доход (ЧДД). Норму дисконта Е примем равной 0,12.
9. Определив ежегодный ЧДД, мы можем просуммировать его значения по всем годам, на которые делается расчет (в нашем случае - 8 лет) и, таким образом, получить величину суммарного ЧДД?, которая является отражением прибыльности нашего проекта и подтверждает (опровергает) рациональность инвестирования средств в данный проект.
10. Также можно посчитать индекс доходности:
Таблица 5.1
Результаты расчета инвестиционного проекта

Показатели	Годы
	tр	1	2	3	4	5	6	7
	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
К	тыс. долл. США	1230,0	0	0	0	0	0	0	0
QГТМ	тонны	227	1919	5019	8413	10484	9658	7890	5664
Qвнутр	тонны	11	96	251	421	524	483	395	283
Qреализ	тонны	216	1823	4768	7992	9960	9175	7496	5381
Эз.уд.	$/т	101,22	101,22	101,22	101,22	101,22	101,22	101,22	101,22
Цреализ	$/т	346,66	346,66	346,66	346,66	346,66	346,66	346,66	346,66
В	тыс. долл. США	74,8	632,0	1652,9	2770,6	3452,7	3180,6	2598,4	1865,3
Эз	тыс. долл. США	23,0	194,2	508,0	851,6	1061,2	977,6	798,6	573,3
П	тыс. долл. США	51,8	437,7	1144,9	1919,1	2391,5	2203,1	1799,8	1292,0
Нп	тыс. долл. США	12,4	105,1	274,8	460,6	574,0	528,7	431,9	310,1
ЧДД	тыс. долл. США	-1190,6	297,0	693,6	1038,1	1155,1	950,1	693,0	444,2
ЧДДнакопл	тыс. долл. США	-1190,6	-893,6	-200,0	838,2	1993,2	2943,3	3636,3	4080,4
ЧП = ПН	тыс. долл. США	39,4	332,7	870,1	1458,5	1817,5	1674,3	1367,8	981,9
ЧПН	тыс. долл. США	-1190,6	332,7	870,1	1458,5	1817,5	1674,3	1367,8	981,9
числитель ИД	тыс. долл. США	39,4	297,0	693,6	1038,1	1155,1	950,1	693,0	444,2
знаменатель ИД	тыс. долл. США	1230,0	0	0	0	0	0	0	0
ИД	-	0,03	-	-	-	-	-	-	-

ЧДД? = 4080,4 тыс. долл. США
Рис. 5.1. Динамика изменения накопленного чистого дисконтированного дохода (ЧДД)
5.4 ВЫВОД
Рассматриваемый нами инвестиционный проект является выгодным как в среднесрочной, так и в долгосрочной перспективе, так как накопленный чистый дисконтированный доход (ЧДД) является положительным уже на третий год относительно года вложения инвестиций (см. табл. 5.1). Кроме того, эффект от мероприятий продолжает сказываться и в течение следующих нескольких лет. Это также подтверждается кривой накопленного ЧДД (рис. 5.1).
6. бЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
6.1 ВВЕДЕНИЕ
Основное назначение охраны труда создание на предприятиях условий, которые обеспечили бы полную безопасность производственных процессов, исключающих несчастные случаи и профессиональные заболевания, направлены были бы на всемерное облегчение труда и наилучшую санитарно-гигиеническую обстановку на производстве.
Охрана труда подразделяется на:
· техническую (мероприятия по предупреждению несчастных случаев);
· санитарную (мероприятия по производственной санитарии и гигиене труда);
· правовую (трудовое законодательство).
Организация работы в области охраны труда, техники безопасности и промышленной санитарии возлагается на соответствующие отделы или старших инженеров по технике безопасности. Руководители предприятий и организаций обязаны создавать работникам службы охраны труда и техники безопасности надлежащие условия для работы: обеспечивать служебными помещениями, автотранспортом для обследования промышленных объектов, приобретать необходимую литературу. Они должны систематически проводить организационно-технические мероприятия по улучшению состояния техники безопасности и выполнению приказов Министерства, направленных на обеспечение безопасной и безаварийной работы.
Главные инженеры или другие руководящие работники предприятий и организаций, ведающие вопросами техники безопасности, несут ответственность за разработку организационно-технических мероприятий и осуществление методического руководства службой охраны труда и техники безопасности, а также за правильную постановку обучения рабочих и инженерно-технических работников безопасным методам труда.
На основе правил, норм и типовых инструкций на предприятиях, с учетом их местных условий, должны быть разработаны производственные инструкции по технике безопасности по профессиям и видам работ. Инструкции должны быть утверждены главным инженером предприятия, и согласованы с местными контрольными органами.
6.2 Анализ условий труда на предприятии
6.2.1 ОПИСАНИЕ РАБОЧЕГО МЕСТА
В данной работе будет рассматриваться рабочее место оператора по добыче нефти и газа, работающего в дневную смену (8-часовой рабочий день).
Выдержки из «Инструкции № 1 «По охране труда для оператора по добыче нефти и газа» в НГДУ «Речицанефть» РУП «ПО «Белоруснефть», утвержденной 27.03.2007 г.:
1.1. К самостоятельной работе в качестве оператора по добыче нефти и газа допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, обучение по профессии, инструктажи, стажировку и проверку знаний инструкций по охране труда в установленном порядке.
Оператор по добыче нефти и газа должен иметь I группу по электробезопасности.
1.2. Периодичность проверки знаний -- 1 раз в год, повторного инструктажа -- не реже 1 раза в 6 месяцев, периодический медицинский осмотр -- не реже 1 раза в 2 года.
1.3. Внеочередная проверка знаний по вопросам охраны труда проводится по требованию представителей государственных органов надзора и контроля, а также работников службы охраны труда при нарушении оператором требований охраны труда, и, если будет установлено, что оператор не знает требований инструкций по охране труда.
1.4. В процессе работы оператор обязан:
1.4.1. соблюдать требования настоящей инструкции;
1.4.2. соблюдать правила внутреннего трудового распорядка;
1.4.3. соблюдать противопожарную безопасность, уметь пользоваться средствами пожаротушения и следить за их исправностью;
1.4.4. уметь оказывать первую доврачебную помощь;
1.4.5. в случае травмирования, или будучи очевидцем несчастного случая, незамедлительно уведомлять об этом мастера, а в случае его отсутствия -- руководство цеха или начальника смены ЦИТС;
1.4.6. работать только в полагающейся по нормам спецодежде и спецобуви. Если условия работы требуют применения индивидуальных средств защиты (защитные каски, защитные очки, диэлектрические перчатки, шланговый противогаз, предохранительный пояс и т.п.), то последние должны использоваться в обязательном порядке;
1.4.7. знать и соблюдать при выполнении работ требования личной гигиены;
1.4.8. знать места хранения аварийного инструмента и средств индивидуальной защиты органов дыхания.

6.2.2 Общие сведения о рабочем месте

1. Организация Нефтегазодобывающее управление 'Речицанефть'

РУП 'Производственное объединение 'Белоруснефть'

2. Цех (отдел) ЦДНГ

3. Участок (бюро, сектор) -

4. Код и наименование профессии (должности) по ОКПД 15824 оператор по добыче нефти и газа (дневной)

5. Число рабочих смен одна

6. Продолжительность смены 8 часов

7. Количество аналогичных рабочих мест 158

8. Численность работающих на рабочем месте (на одном рабочем месте/ на всех аналогичных рабочих местах) 1/159

9. Из них женщин 12

10. Выпуск ЕТКС, ЕКСД 6

11. Характеристика выполняемой работы по ЕТКС, ЕКСД, рабочей (должностной) инструкции Наименование технологического процесса (вида работ). Наименование операции

Наблюдение за работой скважин. Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы в осуществлении и поддержании заданного режима скважин, групповых замерных установок. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов.

12. Обслуживаемое оборудование: наименование, количество единиц (указать)

Запорная арматура, контрольно-измерительные приборы

13. Применяемые инструменты и приспособления (технологическая оснастка) (указать)

Слесарный инструмент

14. Используемые сырье, материалы (указать)

Ветошь

6.2.3 Опасные и вредные производственные факторы

6.2.3.1 токсичные вещества

Основным токсичным веществом, с которым сталкиваются работники нефтедобывающих предприятий, является углеводородный газ, имеющий место при разгазировании нефти, а также пары самой нефти.

Сравнение фактических величин с ПДК (предельно допустимыми концентрациями) проводится в соответствии с ГОСТ ССБТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны», а также с гигиеническими нормами ГН 2.2.5.686-98 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны».

Углеводороды имеют IV класс опасности (согласно приведенному ГОСТу). Что влечет необходимость контроля их концентрации не реже 1 раза в квартал. При установленном соответствии содержания вредных веществ III, IV классов опасности уровню ПДК допускается проводить контроль не реже 1 раза в год.

Таблица 6.1

Результаты замеров факторов производственной среды

№ п/ п	Рабочее место, точки проведения замеров	Наименование измеряемого фактора произ- водственной среды, ед. измерения	Величина ПДК	Фактическая величина фактора (среднее значение)
1	2	3	4	5
1.	ЦДНГ-1 Оператор по добыче нефти и газа (категория 2а) При выполнении работ на скважине: -чистка НКТ от парафина с помощью скребка -подбивка оборудования к затрубному пространству для промывки скважины водой	Углеводороды нефти, мг/мЗ Углеводороды нефти, мг/мЗ	300 300	138 Не обнар.
2.	Отбор проб	Углеводороды нефти, мг/мЗ	300	69
3.	Отбивка уровня	Углеводороды нефти, мг/мЗ	300	103
4.	Набивка сальникового уплотнителя	Углеводороды нефти, мг/мЗ	300	69

6.2.3.2 Метеоусловия на рабочих местах, их особенности

Работы на нефтегазовых предприятиях часто проводятся на открытом воздухе, поэтому они связаны с воздействием на работающих различных метеорологических условий (температуры, влажности воздуха, ветра, естественных излучений). К таким работам можно отнести проведение технологических обработок различного назначения. Метеорологические условия подвержены сезонным и суточным колебаниям.

При работе на открытом воздухе правилами безопасности предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных метеорологических факторов:

- снабжение рабочих спецодеждой и спецобувью;

- устройство укрытий, зонтов над рабочими местами, помещений для обогрева рабочих (культбудки) и т. д.

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

Максимально допустимая температура воздуха на открытом пространстве при проведении любого вида работ 38 С, минимально допустимая -35 С, максимально допустимая скорость движения воздуха 30 м/с.

Нормы метеоусловий на производстве регламентирует ГОСТ ССБТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» и СанПиН 2.2.4.548-96 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений».

6.2.3.3 Производственное освещение

В нефтяной и газовой промышленности для освещения широко применяются лампы накаливания. Это связано с тем, что светильники во взрывобезопасном исполнении выпускаются только для ламп накаливания.

На объектах нефтяной и газовой промышленности, особенно на групповых установках, в резервуарных парках, на территории буровой установки, на открытых площадках для оборудования, на скважинах при проведении текущего ремонта и других работ широко применяется прожекторное освещение.

Применяемое на производственных объектах аварийное освещение должно быть рассчитано на напряжение электрического тока 12 В.

Технологические мероприятия -- ППУ, закачка горячей и пресной воды, ингибиторов солеотложений -- проводятся только в дневное время суток. При наступлении темноты для освещения скважины можно пользоваться фарами агрегата.

Нормирование освещения осуществляется на основании строительных норм и правил СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение», согласно которым принято раздельное нормирование естественного, искусственного и совмещенного освещения.

Таблица 6.2

Требования к освещению помещений промышленных предприятий

Характеристика зрительной работы	Наименьший или эквивалентный размер объекта различения, мм	Разряд зрительной работы	Подразряд зрительной работы	Контраст объекта с фоном	Характеристика фона	Искусственное освещение	Естественное освещение	Совмещенное освещение
						Освещенность, лк	Сочетание нормируемых	КЕО, ен, %
						при системе комбиниро-ванного освещения	при системе общего освещения	величин показателя ослепленности и коэффициента пульсации	при верхнем или комбинированном освещении	при боковом освещении	при верхнем или комбинированном освещении	при боковом освещении
						всего	в том числе от общего		Р	Kп, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Общее наблюдение за ходом производ-ственного процесса:
периодичес-кое при пери-одическом пребывании людей в помещении		VIII	в	Независимо от характеристик фона и контраста объекта с фоном			50			0,7	0,2	0,5	0,2

6.2.3.4 Шум и вибрация

Некоторые производственные процессы сопровождаются значительным шумом, вибрациями и сотрясениями. При некоторых способах эксплуатации скважин возникает шум и вибрация при работе компрессоров, вентиляторов и их приводов. Вибрируют сами машины, их фундаменты и подсоединённые трубопроводы. Также незначительный шум и вибрация могут наблюдаться при проведении технологических обработок.

Шум делится на механический и аэродинамический.

Шум механического происхождения возникает в результате соударения твердых тел, упругих деформаций деталей машин, вибрации узлов или агрегатов в целом. Вибрации машин и механизмов могут передаваться через их фундаменты на конструкции зданий и сооружений, сопровождаясь шумом.

Аэродинамический шум возникает при больших скоростях движения газов, тел в воздухе, в результате взрывных процессов и др. Снижение уровней шума и вибрации может достигаться различными путями. Прежде всего, необходимо уменьшать их в самом источнике образования, уменьшая поверхности соударяющихся частей, применяя безредукторные передачи и т.д., а также соблюдать требования инструкций по монтажу оборудования и технических условий на монтаж-демонтаж машин и механизмов. Если смонтированное производственное оборудование создает повышенные вибрации и шум, то его изолируют от строительных конструкций установкой на специальные фундаменты, тем самым, ослабляя колебательную энергию. Для устранения жесткой связи оборудования с фундаментом между ними располагают амортизаторы. Если шум на рабочих местах всеми известными средствами невозможно уменьшить до предельно допустимых уровней, то в этих случаях следует применять либо дистанционное управление производственным процессом из специальных кабин с необходимой звукоизоляцией, либо использовать индивидуальные средства защиты органов слуха (антифоны, наушники и др.).

Для уменьшения пагубного действия шума и вибрации важно проведение своевременного и качественного ремонта машин, а также других организационно-технических мероприятий.

Борьба с шумом и вибрацией должна вестись по основным направлениям:

- снижение шума и вибрации главных машин и механизмов и их приводов, вспомогательных механизмов и устройств в источнике;

- ослабление колебательной энергии, распространяющейся от их источников;

- применение индивидуальных средств защиты;

- проведение своевременного и качественного ремонта машин, а также других организационно-технических мероприятий.

В соответствии с ГОСТ ССБТ 12.1.003-88 «Шум. Общие требования безопасности» шумы классифицируются по характеру спектра и временным характеристикам. Нормирование шума производится по комплексу показателей с учетом их гигиенической значимости на основании Санитарных норм 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки».

Таблица 6.3

Предельно допустимые уровни звука и эквивалентные уровни звука на рабочих местах для трудовой деятельности разных категорий тяжести и напряженности в дБА

Категория напряженности трудового процесса	Категория тяжести трудового процесса
	легкая физическая нагрузка	средняя физическая нагрузка	тяжелый труд 1 степени	тяжелый труд 2 степени	тяжелый труд 3 степени
1	2	3	4	5	6
Напряженность легкой степени	80	80	75	75	75
Напряженность средней степени	70	70	65	65	65
Напряженный труд 1 степени	60	60	-	-	-
Напряженный труд 2 степени	50	50	-	-	-

Таблица 6.4

Показатели оценки факторов производственной среды

Факторы и показатели производственной среды	Номер и дата утверждения протокола измерений и (или) исследований	Гигиенич. нормативы (ПДК, ПДУ)	Фактические величины	Класс (степень) условий труда	Время воздействия фактора (% от времени смены)	Класс (степень) условий труда с учетом времени воздействия фактора
1	2	3	4	5	6	7
Шум, дБА, дБ	№ 40-4 от 11.06.07г	80	84	3.1	15.6	2

Нормирование производственной вибрации осуществляется на основании санитарных норм СН 2.2.4/2.1.8.566-96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий».

Таблица 6.5

Предельно допустимые значения производственной локальной вибрации

Среднегеометри-ческие частоты октавных полос, Гц	Предельно допустимые значения по осям Xл, Yл, Zл
	Виброускорения	Виброскорости
	м/с2	дБ	м/с	дБ
1	2	3	4	5
8	1,4	123	2,8	115
16	1,4	123	1,4	109
31,5	2,8	129	1,4	109
63	5,6	135	1,4	109
125	11,0	141	1,4	109
250	22,0	147	1,4	109
500	45,0	153	1,4	109
1000	89,0	159	1,4	109
Корректирован-ные и эквивалентные корректирован-ные значения и их уровни	2,0	126	2,0	112

6.2.3.5 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ

Высокий уровень электрификации нефтяных промыслов и тяжелые условия эксплуатации электрооборудования (сырость, переменные температуры, наличие горючих, взрывоопасных и агрессивных веществ, контакт с землей и др.) требуют особого внимания к обеспечению электробезопасности обслуживающего персонала. Особенностями действия электрического тока на человека являются отсутствие явных признаков опасности, неожиданность и внезапность поражения, большая вероятность смертельного исхода. Электротравмы возникают при контакте с токоведущими частями, при пробое электроизоляции и появлении напряжения на нетоковедущих металлоконструкциях, при попадании в поле растекания тока в земле около упавших проводов или около заземлителей.

Вероятность того или иного поражения и его исход зависят от сочетания многих факторов: силы тока, пути тока в организме, времени действия, электрического сопротивления и состояния человека, производственной обстановки. Смертельно опасен переменный ток промышленной частоты силой более 100 мА.

Электробезопасность обеспечивается строгим выполнением всех требований действующих электротехнических нормативов. Все токоведущие части должны быть надежно изолированы, укрыты или помещены на недоступной высоте. Качество изоляции определяется её электрическим сопротивлением (0,5-1 МОм), которое должно проверяться мегомметром.

Выбор электрооборудования проводится с учетом условий его работы. Для защиты от опасности поражения электрическим током при переходе напряжения на нетоковедущие металлоконструкции применяются заземлители. В качестве заземлителей используют обсадные трубы, сваи или искусственные заземлители. Последние забиваются в грунт вертикально через 3 м друг от друга, и обычно имеют длину 3 м и диаметр 5 см.

На рабочем месте оператора имеются электроприборы напряжением до 380 В (электродвигатели, станции управления и др.), обеспечивающие работу насосного оборудования на скважинах, а также приборы контроля за работой технологических устройств (например, электронный уровнемер на замерном буллите и т.п.), работающие на меньших напряжениях тока. Кроме этого в бригадном домике имеются бытовые электроприборы (электрочайник, холодильник, микроволновая печь и др.)

Основным нормативным документом в области обеспечения электробезопасности являются «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ). Кроме того, действуют следующие документы: ГОСТ 12.1.019-79 «Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты»; ГОСТ 12.1.030-81 «Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление»; ГОСТ 12.1.038-82 «Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов».

6.2.4 Факторы производственного процесса: тяжесть и напряженность труда

Данная информация сведена в таблицы 6.6 и 6.7.

Таблица 6.6

Результаты оценки тяжести трудового процесса

Показатели тяжести трудового процесса	Номер и дата утверждения протокола измерений и (или) исследований	Нормативное значение показателя	Фактическое значение показателя	Класс (степень) условий труда
1	2	3	4	5
1. Рабочая поза	протокол от 30.10.08г.	Свободная, удобная поза, возможность смены рабочего положения тела (сидя, стоя). Нахождение в позе стоя до 40% вр. смены	Свободная, удобная поза, возможность смены рабочего положения тела (сидя, стоя). Нахождение в позе стоя до 40% вр. смены	1
2. Наклоны корпуса
3. Перемещения в пространстве, обусловленные технологическим процессом, км:
3.1 по горизонтали	протокол от 30.10.08г.	4,1-8,0	0,5	1
3.2 по вертикали
Итоговая оценка тяжести трудового процесса		1

Таблица 6.7

Результаты оценки напряженности трудового процесса

Показатели напряженности трудового процесса	Характеристика показателей в соответствии с гигиеническими критериями	Класс (степень) условий труда
1	2	3
4.1 Интеллектуальные нагрузки
4.1.1 Содержание работы	Решение простых задач по инструкции	2
4.1.2 Восприятие сигналов (информации) и их оценка	Восприятие сигналов с последующей коррекцией действий и операции	2
4.1.3 Распределение функций по степени сложности задания	Обработка, выполнение задания и его проверка	2
4.1.4 Характер выполняемой работы	Работа по установленному графику с возможной его коррекцией по ходу деятельности	2
4.2 Сенсорные нагрузки
4.2.1 Длительность сосредоточенного наблюдения (в % от времени смены)	-	1
4.2.2 Плотность сигналов (световых, звуковых) и сообщений в среднем за 1 час работы	-	1
4.2.3 Число производственных объектов одновременного наблюдения	-	1
4.2.4 Размер объекта различения (при расстоянии от глаз работающего до объекта различения на более 0,5м) в мм при длительности сосредоточенного наблюдения (% времени смены)	-	1
4.2.5 Работа с оптическими приборами (микроскопы, лупы и т.п.) при длительности сосредоточенного наблюдения (% времени смены)	-	1
4.2.6 Наблюдение за экранами видеотерминалов (часов в смену).
при буквенно-цифровом типе отображении информации	-	1
при графическом типе отображения	-	1
4.2.7 Нагрузка на слуховой анализатор (при производственной необходимости восприятия речи или дифференцированных сигналов)	-	1
4.3 Эмоциональные нагрузки
4.3.1 Степень ответственности за результат собственной деятельности. Значимость ошибок	Несет ответственность за функциональное качество вспомогательных работ (заданий) Влечет за собой дополнительные усилия со стороны вышестоящего руководства (мастера)	2
4.3.2 Степень риска для собственной жизни	_	1
4.3.3 Степень ответственности за безопасность других лиц		1
4.4 Монотонность нагрузок
4.4.1 Число элементов (приемов), необходимых для реализации простого задания или в многократно повторяющихся операциях		1
4.4.2 Продолжительность выполнения простых производственных заданий или повторяющихся операций, с		1
4.4.3 Монотонность производственной обстановки (время пассивного наблюдения за ходом техпроцесса в % от времени смены)		1
4.5 Режим работы
4.5.1 Сменность работы	односменная работа (без ночной смены)	1
Итоговая оценка напряженности трудового процесса		1

6.3 Выполнение санитарных и противопожарных норм проектирования

В области безопасности труда на предприятии НГДУ «Речицанефть» РУП «ПО «Белоруснефть» действует следующая нормативно-техническая документация, в соответствии с которой проводятся все измерения на предмет наличия на рабочем месте опасных и (или) вредных условий труда:

ГОСТ 12.1.050-86 на соответствие СанПиН 2.2.4/2.1.8.10-32-2002

ГОСТ 12.1.014-84 на соответствие СанПиН № 11-19-94

ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны»

ГН 2.2.5.686-98 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны»

СанПиН 2.2.4.548-96 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений»

СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение»

ГОСТ 12.1.003-83 «Шум. Общие требования безопасности»

СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки»

СН 2.2.4/2.1.8.566-96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий»

ГОСТ 12.1.019-79 «Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты»

ГОСТ 12.1.030-81 «Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление»

ГОСТ 12.1.038-82 «Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов»

ПУЭ (Правила устройства электроустановок), 7-е издание

ГОСТ 12.1.004-91 «Пожарная безопасность. Общие требования безопасности»

НПБ 5-2005 «Категорирование помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»

6.4 Обеспечение пожарной и производственной безопасности

По пожарным свойствам нефть относится к группе горючих жидкостей (ГЖ).

Работа с нефтью должна производиться с соблюдением правил безопасности для ГЖ.

Пожарный режим объектов, на которых предусматривается проведение работ с нефтью, определяется инструкцией, согласованной с местными органами пожарной охраны в установленном порядке. При этом необходимо:

- автоцистерны и насосный агрегат оборудовать двумя пенокислотными огнетушителями (ОП-5, ОП-10, ОП-25), лопатой;

- на машинах необходима установка глушителей с искрогасителями, выхлопные трубы выводятся впереди кабины водителя;

- машины устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины;

- на месте производства работ запрещается курение, применение открытого огня;

- используемый инструмент должен быть искробезопасного исполнения, светильники и электропроводка должны быть во взрывозащищённом исполнении.

Взрывоопасная зона - помещение или ограниченное пространство в помещении или наружной установке, в котором могут образовываться взрывоопасные смеси. Эти зоны делятся на 6 классов.

ГЗУ «Спутник» (как рабочее место оператора) относятся к классу В-1а - зоны в помещениях, где при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси ГГ или паров ЛВЖ не образуются, а возможны только в результате аварии или неисправности. Прилегающая к ГЗУ территория имеет категорию В-1г.

Принадлежность помещений к той или иной категории определяется документом НПБ 5-2005 «Категорирование помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» (Нормы пожарной безопасности Республики Беларусь).

6.5 Средства индивидуальной защиты работающих

В соответствии с ГОСТ 12.4.002-97 «Средства защиты рук от вибрации. Технические требования и методы испытаний», а также ГОСТ 12.1.029-80 «Средства и методы защиты от шума. Классификация» работники должны обеспечиваться средствами защиты от шума и вибрации.

Таблица 6.8

Средства коллективной и индивидуальной защиты от шума и вибрации

№ п/п	Наименование, тип, вид, шифр и т.д.	Место установки
1	2	3
1	Шумоизолирующие наушники	Находится у мастера
2	Виброизолирующие устройства (крепление при помощи полухомутов через мягкие прокладки) в соответствии с техническими условиями на ремонт скважин	Противовыбросовая линия, идущая к приёмной ёмкости

6.6 Анализ состояния охраны труда. показатели оценки условий труда на рабочем месте

Таблица 6.9

Результаты анализа условий труда оператора по добыче нефти и газа

Фактор	Класс условий труда
	Оптимальный	Допустимый	Вредный	Опасный (экстремальный)
	1	2	3.1	3.2	3.3	3.4	4
1	2	3	4	5	6	7	8
1.1. Химический		+
1.2. Биологический
1.3. Пыли, аэрозоли
1.4. Шум		+
1.5. Инфразвук
1.6. Ультразвук
1.7. Вибрация общая
1.8. Вибрация локальная
1.9. Электромагнитные поля и неионизирующие излучения
1.10. Ионизирующее излучение
1.11. Микроклимат		+
1.12. Освещение
1.13. Аэроионизация
1.14. Тяжесть труда	+
1.15. Напряженность труда	+
1.16. Общая оценка условий труда		+

6.7 Комплекс мер по охране окружающей среды

Добыча и разработка полезных ископаемых оказывают негативное воздействие на окружающую среду. Подземная разработка месторождений приводит к нарушению поверхности, истощению запасов подземных вод, загрязнению атмосферы различными газами, загрязнению водоемов техническими водами. При добыче и переработке полезных ископаемых под предприятия отчуждаются значительные площади земель сельскохозяйственного и лесохозяйственного назначения. В результате ведения работ по добыче нефти и газа не только нарушается земная поверхность с образованием земель, непригодных для повторного применения, но и изменяются гидрогеологические и микроклиматические условия местности. Большой вред природе наносят также отходы нефте- и газоперерабатывающих предприятий. Чтобы избежать отрицательного влияния разработки полезных ископаемых на природную среду, необходимо применять целый комплекс технологических, технических, организационных, биологических и других мер.

Ежегодно нефтегазодобывающими предприятиями осуществляется большой комплекс природоохранных мероприятий, среди которых особое место занимает охрана водных источников и атмосферы.

6.7.1 Защита атмосферы от вредных воздействий

Основными путями борьбы с загрязнениями атмосферы на нефтегазодобывающих и перерабатывающих предприятиях являются:

· соблюдение установленных технологических режимов и совершенствование производственных процессов с целью максимального снижения и ликвидации выбросов;

· улавливание и возможно более полное последующее использование выбрасываемых веществ;

· герметизация систем по добыче, транспорту и промысловой подготовке скважинной продукции;

· создание санитарно-защитных зон и соблюдение санитарного режима на территории добывающих и перерабатывающих предприятий;

· применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов газа при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте технологических установок и т.п. с последующим его сжиганием в факелах;

· использование принципов безотходной технологии.

6.7.2 Защита водного бассейна от загрязнений

Ресурсы воды, пригодной для использования без проведения специальных мероприятий, оцениваются в 5-6 тыс. км3, что составляет 0,3-0,4% объёма гидросферы. Увеличение объёма сточных вод, загрязнённых нефтью, нефтепродуктами и другими ядами, делает их непригодными для использования в качестве источников чистой воды.

Главным источником загрязнения поверхностных водоёмов являются сточные воды. Производственные сточные воды образуются при различных технологических процессах в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и других сферах деятельности человека. Минеральные загрязнители представлены в сточных водах нефтью и нефтепродуктами, растворёнными минеральными солями, песком, глиной, кислотами, щёлочью, шлаком и другими веществами. Все эти компоненты характерны для сточных вод нефтяных, газовых, нефтеперерабатывающих, нефтехимических, буровых, транспортных и других производств.

Существуют механические и физико-химические методы очистки сточных вод. Механические методы очистки для отделения загрязнителей используют гравитационные и центробежные силы. К ним также относится фильтрование, используемое для отделения мелкодисперсных загрязняющих частиц, отстаивание, используемое для выделения минеральных и органических частиц, плотность которых больше или меньше плотности воды. Физико-химические методы позволяют интенсифицировать отделение взвешенных или суспензированных минеральных или органических загрязнителей, извлекать из стоков необходимые компоненты, увеличивать концентрацию веществ для последующего их отделения выпариванием или кристаллизацией.

6.8 ИНЖЕНЕРНЫЙ РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ КОМПЛЕКТНОЙ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ (КТП)

Целью расчета заземления является определение числа и размеров вертикальных заземлителей, размеров горизонтальной соединительной полосы и размещение заземлителей, исходя из регламентированных значений допустимого сопротивления заземления Rз .

Исходные данные сведены в Таблицу 6.10.

Таблица 6.10

Напряжение

установки,

кВ

Мощность

источника

тока, кВ•А

Режим

нейтрали

сизм,

Ом•м

Кс

dс,

H0,

dп,

0,38

изолир.

1,7

0,05

0,8

0,03

Порядок расчета следующий:

1. Определяем норму на сопротивление заземления Rз по ПУЭ в зависимости от напряжения заземляемой электроустановки и режима нейтрали.

Согласно требованиям правил устройства электроустановок (ПУЭ) сопротивление защитного заземления - Rз - в любое время года не должно превышать:

[…]

10 Ом - в установках напряжением до 1000 В, если мощность источника тока 100 кВ•А и менее;

Таким образом, принимаем Rз = 10 Ом.

2. Вычисляем удельное сопротивление грунта с с учетом коэффициента сезонности Кс, характеризующего климатическую зону и состояние грунта:

с = сизм•Кс, (1)

где сизм - удельное сопротивление грунта, полученное измерением или из справочной литературы.

с = 20 • 1,7 = 34 Ом•м

3. Выбираются размеры (длина l, диаметр dс) и глубина заложения H0 вертикальных заземлителей (см. табл. 6.10)

При H0 ? 0 расчет сопротивления растеканию тока с одного вертикального заземлителя Rод ведется по нижеприведенной схеме и соответствующей ей формуле, причем расстояние от поверхности земли до середины заземлителя H.

Тип заземлителя: стержневой в грунте;

Расчетная формула:

(2)

4. Считаем расстояние от поверхности земли до середины заземлителя H:

, (3)

где l - длина заземлителя;

5. Вычисляем Rод:

6. Сравниваем значение Rод с Rз:

- если Rод ? Rз (9,25 Ом ? 10 Ом), то расчет заканчивается.

Таким образом, для данных условий нам достаточно применения одного вертикального стержня с заданными параметрами (габаритами) для заземления электроустановки с имеющимися характеристиками.

6.9 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Исходя из вышеизложенного, при разработке месторождения рекомендуется ряд мероприятий по охране природной среды:

1. Разработка месторождения должна осуществляться в строгом соответствии с проектом.

2. Добывающие и нагнетательные скважины должны эксплуатироваться в соответствии с технологическим режимом.

3. Оснащение нагнетательных скважин устройствами, предотвращающими излив воды из пласта в случае разрыва напорного водовода.

4. Обеспечить герметичность всего ствола скважины от устья до забоя, надежное цементирование колонны, изоляцию друг от друга всех горизонтов разреза для предотвращения загрязнения пресных водоносных горизонтов.

5. На месторождении необходимо обеспечить сбор и полное использование попутно добываемых вместе с нефтью газа и воды. Последнюю необходимо полностью утилизировать путем обратной закачки в залежь для поддержания пластового давления и увеличения нефтеизвлечения.

6. Систематически проводить профилактический ремонт промыслового оборудования, трубопроводов и запорной арматуры для своевременного устранения утечек нефти и газа.

7. Широко исследовать различные мотивы, способствующие снижению коррозионной аварийности. Ущерб, наносимый коррозией оборудованию и коммуникациям, связан со значительным вредом окружающей среде в результате засолонения продуктивных земель, замазучиванием почв.

8. Постоянно поддерживать в хорошем состоянии обваловку вокруг добывающих и нагнетательных скважин с целью предупреждения разлива нефти или сточной воды в случаях аварии.

9. Немедленно устранять последствия аварий при прорывах нефте-, газо- и продуктопроводов. Обеспечить своевременную очистку промысловой территории от замазучивания или засолонения для предотвращения загрязнения рек, каналов нефтью или сточной водой.

10. При определении выбора площадок для бурения и трасс промысловых коммуникаций наряду с капитальными вложениями учитывать ущерб, нанесенный землепользователям. Земельные участки, нарушенные при бурении и прокладке коммуникаций, по окончании строительства приводятся в состояние, пригодное для использования в сельском хозяйстве по прямому назначению.

11. Соблюдать водоохранные мероприятия в отношении рек.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Желтов Ю. П. «Разработка нефтяных месторождений»: Учебник для ВУЗов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 365 с.

2. Жданов С. А. «Определение технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов»: Методические указания. - М.: ГАНГ, 1996. - 67 с.

3. Мищенко И. Т., Ибрагимов Л. Х., Ситников А. А. и др. «Определение технологических показателей разработки нефтяных месторождений по характеристикам вытеснения»: Методические указания. - М.: ГАНГ, 1998. - 25 с.

4. «Уточненный проект разработки Дубровского месторождения», БелНИПИнефть, Гомель, 2009

5. Месячные эксплуатационные рапорты (МЭРы) работы скважин Дубровского месторождения НГДУ «Речицанефть»

6. Зубарева В. Д. «Финансово-экономический анализ проектных решений в нефтегазовой промышленности». - М.: Изд-во «Нефть и газ», 2000. - 367 с.

7. «Сборник лабораторных работ по курсу «Охрана труда». Часть II» под редакцией д.т.н. Б. Е. Прусенко. - М.: ГАНГ, 1992. - 100 с.

8. Глебова Е. В. «Производственная санитария и гигиена труда»: Учебное пособие для ВУЗов. - М.: ИКФ «Каталог», 2003. - 344 с. с илл.

9. «Методические указания по разделу выпускной квалификационной работы (дипломного проекта) «Безопасность и экологичность» для студентов факультетов РиЭНГМ, ФИМ, ФГиГ, ФПЭСТТ, АиВТ, ФХТиЭ» - информация с ресурса www.gubkin.ru