Геолого-физическая характеристика Ватьеганского месторождения
Автор: Пользователь скрыл имя, 27 Февраля 2013 в 23:36, курсовая работа
Описание работы
В административном отношении месторождение относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа
Тюменской области, в 150 км к северо-востоку от г. Сургута. Ближайшим насе-
ленным пунктом является г. Когалым, расположенный в 30 км на запад от ме-
сторождения
Работа содержит 1 файл
1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВАТЬЕГАНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Характеристика района работ
Ватьеганское месторождение расположено в северо-восточной части Сур-
гутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторож-
дение относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа
Тюменской области, в 150 км к северо-востоку от г. Сургута. Ближайшим насе-
ленным пунктом является г. Когалым, расположенный в 30 км на запад от ме-
сторождения (рисунок 1).
В орогидрографическом отношении поверхность территории месторожде-
ния представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную равнину. Аб-
солютные отметки рельефа изменяются от +66 м до +80 м, увеличиваясь к севе-
ру.
Гидрографическая сеть представлена реками Вать-Еган, Орт-Ягун, Айка-
Еган, Тлокты-Еган, Котуха, а также множеством мелких речек и ручьев. Реки
спокойные, равнинные, со скоростью течения 0,3-0,8 м/с на плесах и 0,8-1,2 м/с
на перетоках. Характерна извилистость русла, наличие большого числа прито-
ков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководны, глубина их в сухое летнее время
не превышает 0,5 м. Во время паводков уровень поднимается до 2,5-5 м.
Климат района резко континентальный. Средняя температура в январе со-
ставляет -23
0
С, минимальная -55
0
С. Высота снежного покрова в среднем 1 м, в
пониженных участках до 1,5 м. Глубина промерзания грунтов 1,0-1,5 м. Средняя
температура в июле +16
0
С, максимальная +34
0
С. Среднегодовое количество
осадков 500-550 мм, из которых максимальное количество (400 мм) выпадает в
теплый период с апреля по октябрь. Количество дней с осадками - 190 в году.
Уровень грунтовых вод колеблется от 0,6 м (на болотах) до 10-15 м (на водораз-
делах).
Почвообразующими породами являются болотные и неоднородные, пре-
имущественно песчано-супесчаные осадки.
подстилаемых эффузивно-осадочными, осадочными пермо-триасовыми, палео-
зойскими метаморфическими и изверженными породами /1/.
Доюрские образования.
Доюрские образования представлены эффузивными, изверженными или
сильнодислоцированными осадочными и метаморфическими породами. На
Ватьеганском месторождении вскрыта скважина № 182 на глубине 3434 м (эф-
фузивы кислого состава, лавобрекчии).
Юрская система.
В составе юрских отложений представлены осадки всех трёх отделов: ниж-
него, среднего и верхнего. Континентальные осадки нижнего, среднего и части
верхнего отделов объединяются в Тюменскую свиту. В составе прибрежно-
морских и морских отложений верхнего отдела выделяются Васюганская, Геор-
гиевская и Баженовская свиты.
Отложения Тюменской свиты представлены неравномерным чередованием
песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и
бурых углей. Возраст пород геттанский – нижнекелловский. Вскрытая толщина
скважины № 6 составляет около 217 м.
Васюганская свита представляет собой толщу двухчленного строения.
Нижняя подсвита преимущественно глинистая, сложена аргиллитами темно-
серыми, тонкослоистыми, известковистыми переходящих в известняк. Верхняя
подсвита сложена песчаниками и алевролитами темно-серыми, мелкозернисты-
ми, слюдистыми с подчиненными прослоями аргиллитов. В кровле свиты выде-
ляются аркозовые песчаники, мелкозернистые, часто глинистые, иногда извест-
ковистые, индексируются как пласт ЮВ1. Песчаники пласта ЮВ1 регионально
нефтеносны. Толщина Васюганской свиты 53-75 м.
Георгиевская свита представлена аргиллитами темно-серыми, почти чер-
ными, плотными, иногда известковистыми, переходящими в глинистый извест-
няк. Толщина свиты от 2 до 10 м.
Баженовская свита литологически представлена черно-бурыми битуминоз-
ными аргиллитами, содержащими тонкие прослои известняков и сидеритов. К
Средняя часть разреза представлена преимущественно плохосцементиро-
ванными песчано-глинистыми породами Покурской свиты толщиной порядка
730-780 м. Нижняя, более глинистая ее часть, завершает разрез отложений ниж-
него Мела.
Верхняя часть разреза Меловых отложений представлена опоковидными
глинами Кузнецовской, Березовской и Ганькинской свит, общей толщиной до
370м.
Палеогеновая система.
В составе палеогеновой системы в рассматриваемом районе выделяются
морские осадки Талицкой, Люлинворской и Тавдинской свит и континенталь-
ные отложения Атлымской, Новомихайловской и Туртасской свит.
Талицкая свита представлена глинами монтмориллонитовыми, темно-
серыми, плотными, аргиллитоподобными, иногда с прослоями кварц-
глауконитового песчаника. Толщина свиты изменяется от 80 до 120 м.
Люлинворская свита представляет собой толщу светло-серых, зеленоватых,
прослоями почти белых глин нижнего-среднего Эоцена, толщиной 100-230 м.
Тавдинская свита представлена песками зеленовато-серыми, изредка гра-
веллитовыми, с прослоями глин и бурых углей в нижней части, и глинами зелё-
ными, тонкослоистыми, прослоями алевритистыми или с включением линз
алевролитов, пирита, сидерита и марказита - в верхней части. Толщина свиты до
225 м.
Атлымская свита сложена песками кварцевыми равнозернистыми с про-
слоями линзовидных включений песчанистых глин. Толщина свиты до 50 м.
Новомихайловская свита включает в себя глины серые, коричневато-серые,
зеленовато-серые, часто комковатые, с включением слабоуплотнённых алевро-
литов и бурых углей. Толщина свиты 30-120 м.
Туртасская свита представлена песками и алевритами кварцевыми с вклю-
чением зерен глауконита. Толщина свиты 15-30 м.
Для геологического строения Западно-Сибирской плиты характерно нали-
чие трёх структурно-тектонических этажей. Нижний этаж, или фундамент, пред-
ках – 2170 м на западе, 2174 м на востоке. Начальные суточные притоки нефти
изменяются от 4,2 до 89 м
3
/сут.
Залежь в районе скважины 4450 водоплавающая. Нефтеносность пласта ус-
тановлена ГИС. Размеры залежи 1,5х1 км, высота 13 м.
Пласт АВ8-2а.
В пласте установлены три залежи нефти: северная, центральная и западная.
Северная залежь приурочена к небольшой по размерам приподнятой зоне в рай-
оне скважины 13. Нефтеносность доказана испытанием скважины № 13 в интер-
вале 2271-2278 м. При опробовании получен приток нефти с незначительным
содержанием воды (дебит нефти 40,8 м
3
/сут., воды 1,9 м
3
/сут. при депрессии
124,6 атм). Залежь водоплавающая, размеры 3х5 км, высота 10,8 м, средневзве-
шенная по площади нефтенасыщенная толщина – 3,1 м.
Центральная залежь наиболее крупная по размерам и запасам. Приурочена к
сводовой части Ватьеганской структуры. Размеры залежи в пределах нефтенос-
ности 16х5 км. Высота залежи 26 м. На юге и юго-востоке залежи установлены
зоны отсутствия коллекторов. Водонефтяной контакт в зоне развития коллекто-
ров принят на абсолютной отметке 2203 м. Начальные дебиты изменяются от 3
до 70 м
3
/сут. Залежь нефти пластовая сводовая, литологически экранированная в
юго-восточной части.
Западная залежь приурочена к сводовой части Западно-Ватьеганской струк-
туры. Залежь пластовая, сводовая, высота – 29 м, размеры 5,5х3 км. Получен
приток нефти 13,8 м
3
/сут при снижении уровня до 840 м.
Пласт АВ8-2б.
В пласте установлены две залежи нефти, приуроченные соответственно к
сводовой части Ватьеганской структуры (центральная) и сводовой части Запад-
но-Ватьеганской структуры (западная). Центральная залежь характеризуется не-
большими толщинами и невыдержанностью коллектора по площади и разрезу.
Размеры залежи 10х4 км, высота - 19 м. Начальные дебиты колеблются от 5,6 до
12,7 м
3
/сут., залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, малоде-
битная.
м, в среднем составляя 3,6 м. Пласт характеризуется значительной неоднородно-
стью как по площади, так и по разрезу. Коэффициент песчанистости невысок
(0,36). Количество пропластков варьирует от 1 до 10.
Пласт АВ8-1 в пределах залежей характеризуется достаточно выдержанны-
ми эффективными толщинами (средняя – 11,4 м) при общей средней суммарной
толщине 17 м. Количество эффективных пропластков изменяется от 1 до 6, пес-
чанистость – 0,18. Средняя нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяет-
ся от 2,3 до 12,5 м, в среднем составляя 8,5 м.
Пласт АВ1-2 отделяется от нижезалегающего пласта локальной площади
глинистой перемычкой толщиной от 1 до 10 м. Общая толщина пласта изменя-
ется от 1,1 до 95,6 м. Коэффициент расчлененности, по сравнению с остальными
объектами, довольно высок и составляет в среднем 5,2.
Количество проницаемых пропластков варьирует в широких пределах (от 1
до 15). Средняя песчанистость разреза низка Кпесч = 0,37. Максимальные эф-
фективные толщины развиты по площади рукавообразно, концентрируясь как в
присводных, так и склоновых частях локальных поднятий, осложняющих Ватье-
ганскую структуру. Отмечаются резкие колебания толщин на небольшом рас-
стоянии. Средняя эффективная толщина пласта составила 9,8 м. Средняя нефте-
насыщенная толщина по скважинам – 6,8 м, средневзвешанная – 8,5 м.
Характеристика толщин основных пластов приведена в таблице 1.1.
1.3.3 Емкостно-фильтрационные характеристики пластов
Емкостно-фильтрационные характеристики продуктивных пластов Ватье-
ганского месторождения (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность) оп-
ределялись по результатам анализов керна, геофизики и гидродинамических ис-
следований /2/. В таблице 1.1 приведены характеристики основных продуктив-
ных пластов.
Пласты АВ1-2 наиболее охарактеризованы керном. Средняя пористость
23 %, проницаемость - 0,33 мкм
2
. Наилучшие коллекторы имеют пористость
до 29 %, проницаемость - 1,98 мкм
2
. По площади отличается изменчивость кол-
лекторских свойств, что отражается в расчете средневзвешанных параметров в
Таблица 1.1
Показатели геологической неоднородности Ватьеганского месторождения
Нефти горизонта БВ
1
по своим характеристикам близки нефтям АВ1-2, но
более вязкие и сернистые. Наименее вязкие и сернистые по сравнению с осталь-
ными нефти горизонта ЮВ1.
Растворенный газ по результатам исследования проб пластовых нефтей ме-
тодом однократного разгазирования имеет состав, близкий к результатам, полу-
ченным при ступенчатой сепарации. В целом растворенный газ является жир-
Показатели
Пласты
АВ1-2
АВ8
БВ1
Общая толщина: средняя, м
23,8
14,2
11,8
коэф. вариации, д.ед.
35,2
12,3
45,7
мин. значение, м
1,1
8,8
0,4
макс. значение, м
95,6
26,3
66,2
Нефтенасыщенная толщина: средняя, м
6,8
8,5
3,6
коэф. вариации, д.ед.
57,8
35,9
39,5
мин. значение, м
2,5
2,3
1,8
макс. значение, м
26,2
12,5
9,2
Расчлененность: средняя, д.ед.
5,2
2,5
3,3
коэф. вариации, д.ед.
37,9
36,8
33,3
мин. значение, д.ед
1,0
1,0
1,0
макс. значение, д.ед.
20,9
4,3
10,0
Песчанистость: средняя, д.ед.
0,47
0,18
0,36
коэф. вариации, д.ед.
48,3
110,2
51,1
мин. значение, д.ед.
0,01
0,02
0,01
макс. значение, д.ед
1,0
0,9
1,0
Пористость: средняя, д.ед.
0,23
0,23
0,22
коэф. вариации, д.ед.
16,4
25,2
18,7
мин. значение, д.ед
0,07
0,07
0,06
макс. значение, д.ед
0,29
0,28
0,26
Проницаемость: средняя, мкм
2
0,3314
0,3645
0,4435
коэф. вариации, д.ед.
91,8
41,2
84,5
мин. значение, мкм
2
0,0002
0,0009
0,001
макс. значение, мкм
2
1,98
0,764
1,996
Нефтенасыщенность: средняя, д.ед.
0,49
0,46
0,5
коэф. вариации, д.ед.
18,0
19,3
21,3
мин. значение, д.ед.
0,21
0,21
0,19
макс. значение, д.ед
0,79
0,61
0,88
1.5 Краткие сведения о состоянии разработки Ватьеганского месторождения
Проектный фонд месторождения составляет 2440 добывающих скважин и
640 нагнетательных скважин /2/. Исходя из оперативно-подсчитанных запасов
нефти по участку при утвержденном коэффициенте нефтеизвлечения, извлекае-
мые запасы нефти на одну скважину должны составить 55 тыс.т.
Динамика показателей разработки месторождения представлена в таблице
1.3 и на рисунках 2 – 4. Начальные и остаточные запасы основных пластов пред-
ставлены в таблице 1.4.
По объекту АВ1-2 в пределах участка размещено 709 проектных скважин
основного фонда, в том числе 493 добывающих и 216 нагнетательных. Удельные
извлекаемые запасы на 1 скважину составляет 68,4 тыс.т. Система разработки
трехрядная. В результате эксплуатационного и разведочного бурения было
уточнено геологическое строение залежи в пределах участка и отменена бурени-
ем 21 скважина (зоны замещения коллектора и зоны с минимальной рентабель-
ной толщиной пласта в ВНЗ).
На 01.01.98 года пробурено всего на объекте в пределах участка – 370 сква-
жин, что составляет 52,3 % от проектного фонда скважин участка. Фонд добы-
вающих скважин – 302 скважин, в том числе действующих 251 скважин, в без-
действии 48 скважин, в освоении 3 скважины.
За 1997 год добыча нефти составила 2100,5 тыс.т, добыча жидкости 5068,1
тыс.т. Обводненность продукции составила 61,7% на конец года. Накопленная
добыча нефти составила 13587,6 тыс.т или 19,9 % от утвержденных НИЗ участ-
ка. В 1997 году было введено в эксплуатацию 16 скважин. Средний дебит нефти
новой скважины составил 53,56 т/сут, жидкости – 59,5 т/сут.
Около 40 % фонда скважин работала УЭЦН, 44,8 % - ШСНУ. Средний де-
бит одной скважины по жидкости составил 58 т/сут, по нефти 23,2 т/сут. Распре-
деление динамических уровней по способам эксплуатации показало, что с дина-
мическими уровнями до 400 м работает 58 % УЭЦН, с уровнями до 600 м – 28 %
скважин, оборудованных ШСНУ. Таким образом, имеется значительный нереа-
лизованный потенциал работы подземного оборудования, который требует оп-
ма плохо адаптирована к геологическому строению участка, что требует разви-
тия системы воздействия с учетом особенностей геологического строения.
По объекту АВ8 в пределах участка размещены 22 проектных скважины, в
том числе 14 добывающих и 8 нагнетательных. Удельные извлекаемые запасы
на одну скважину составляют 163,8 тыс.тонн.
Фактически на 01.01.98 г. было пробурено 84 % от проектного фонда сква-
жин объекта в пределах участка. Кроме того, для эксплуатации объекта исполь-
зуются еще 6 скважин с других проектных объектов. Фонд добывающих сква-
жин по объекту составил 25 скважин при проектном 14 скважин, из них дейст-
вующих 23 скважины. В бездействии находилось 2 скважины (8,7% от эксплуа-
тационного фонда). За 1997 год добыто нефти 226,1 тыс.т, жидкости - 343,8
тыс.т. Обводненность продукции - 60,3 %. Накопленная добыча нефти составля-
ет 1144 тыс.т или 28,4 % от утвержденных НИЗ (начальных извлекаемых запа-
сов) участка. Средний дебит по жидкости одной скважины составил 43,3 т/сут,
по нефти - 14,9 т/сут. Около 80% фонда скважин оборудованных УЭЦН работа-
ли с динамическими уровнями до 600 м, при тех же условиях работало 33%
фонда скважин, оборудованных ШСНУ. Заводнение участка залежи не ведется.
По пласту БВ1 в пределах участка размещено 384 проектные скважины ос-
новного фонда, в том числе 288 добывающих и 96 нагнетательных. Удельные
извлекаемые запасы на одну скважину составляют 51,2 тыс.т. В результате экс-
плуатационного и разведочного бурения скважин были выявлены зоны замеще-
ния коллектора глинами и было отменено бурением 38 скважин основного фон-
да.
Фактически на 01.01.98 г. было пробурено на объект 177 скважины или 46,1
% от проектного фонда скважин объекта в пределах участка. Фонд добывающих
скважин по объекту составил 155 скважин при проектном 288 скважин (53,8 %
от проекта), из них действующих - 124 скважины. В бездействии находилось 28
скважины (26% от эксплуатационного фонда), в освоении 3 скважины.
За 1997 год добыча нефти составила 214,3 тыс.т, добыча жидкости - 262,8
тыс.т. Обводненность продукции составила 18,9 %. Накопленная добыча нефти
пластовых условиях составила 170,1 %, накопленная компенсация 191,8 %.
По объекту БВ
7
, являющемся объектом второго этапа бурения после осуще-
ствления доразведки месторождения и проведения опытно-промышленных ра-
бот, проектный фонд составил 60 скважин, размещенных по 9-ти точечной сис-
теме воздействия. В результате эксплуатационного и разведочного бурения зна-
чительно претерпели изменения представления о залежах и значительно изме-
нились контуры нефтеносности. После проведения опытно-промышленных ра-
бот на скважинах объекта отказались от дальнейшего разбуривания залежи вви-
ду низких нерентабельных дебитов скважин (всего было пробурено 5 скважин).
По объекту ЮВ1-1а в пределах участка размещено 364 проектных скважин,
в том числе 317 добывающих и 47 нагнетательных. Эти скважины по технологи-
ческой схеме относились к скважинам второго этапа бурения, который предла-
галось осуществить после проведения доразведки и опытно-промышленных ра-
бот. В результате проведения этих работ существенно изменились представле-
ния о геологическом строении залежи. Если ранее залежь пласта ЮВ1 пред-
ставлялась в пределах участка как единая структура второго порядка, то по
результатам бурения скважин залежь представляется в настоящее время разби-
той на отдельные локальные куполовидные поднятия. В результате опытно-
промышленных работ были установлены малые нерентабельные притоки нефти
из скважин и запасы нефти по ЮВ1 были практически полностью выведены за
баланс.
Состояние действующего эксплуатационного фонда скважин месторожде-
ния на 01.12.01г. приведено в таблице 1.4.
Таблица 1.4
Состояние фонда скважин по Ватьеганскому месторождению на 01.12.01.
Цех
ЭЦН
ШГН
Всего
1
166
221
387
2
91
179
270
3
172
136
308
Основным объектом разработки месторождения является объект АВ1-2, в
нем сосредоточено более половины балансовых запасов месторождения. Боль-
шой процент трудноизвлекаемых запасов нефти приурочен к северной и краевой
части пласта. Низкопроницаемые зоны пласта отличаются от других площадей
геологическим строением: в них более значительна толщина глинистых разде-
лов между нефтенасыщенными пачками. Расчлененность пропластков намного
выше, отдельные области, залегающие в нижней части пласта водоносны. Треть
площади объекта представлена нефтенасыщенными толщинами менее 4 м.
Сложное и неравномерное строение пласта по площади требует особого внима-
ния к выбору методов воздействия на пласт с целью повышения эффективности
заводнения. Без применения методов увеличения нефтеотдачи, повышающих
коэффициент охвата по толщине и площади, неизбежны прорывы воды по наи-
более проницаемым зонам и пропласткам.
2 МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
2.1 Обзор методов повышения нефтеотдачи пластов
Методы разработки нефтяных месторождений по историческим сложив-
шимся представлениям принято делить на традиционные (естественные режи-
мы, заводнение, искусственное поддержание пластового давления закачкой во-
ды или газа) и методы увеличения нефтеотдачи пластов. Методы увеличения
нефтеотдачи пластов делятся в зависимости от того, каким образом достигается
эффект, обеспечивающий улучшение условий вытеснения нефти, на пять групп:
гидродинамические, физико-химические, газовые, микробиологические и тепло-
вые.
Каждый метод имеет свою область применения для конкретных геолого-
промысловых условий. Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пла-
стов в настоящее время нет вследствие индивидуальных природных геолого-
физических условий залежи нефти.
К гидродинамическим методам относятся: циклическое заводнение неодно-
родных пластов, циклическая закачка водогазовой смеси, выравнивание профи-
лей закачки и отбора, закачка жидкости при повышенных давлениях, изменение
направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости, пло-
щадное заводнение и другие
Физико-химические виды воздействия подразумевают: заводнение с при-
менением мицелярных, щелочных и полимерных растворов, растворов ПАВ,
серной кислоты, а также других химических реагентов.
Газовые методы включают использование диоксида углерода и углеводо-
родных газов, азота и дымовых газов.
Микробиологиеские методы включают применение биоПАВов (гликолипи-
ны, фосфолипиды, поверхностно-активные антибиотики, жирные кислоты и
др.), биополимеров и других биореагентов для дополнительного вытеснения
нефти.
Среди тепловых методов разработки различают закачку пара, внутрипла-
стовое горение, нагнетание горячей воды.
го натяжения на границах "нефть - вытесняющая жидкость" и "нефть - порода".
Установлено, что с увеличением полярности нефти, содержания в ней асфальте-
нов и смол повышает эффективность метода по сравнению с обычным заводне-
нием.
Преимущество метода заводнения растворами ПАВ заключается в том, что
для его реализации не требуется существенная реконструкция в системе ППД.
Она дополняется узлом затворения ПАВ и растворами для дозирования раствора
перед подачей его в скважины. Добавление к воде ПАВ улучшает нефтевытес-
няющие свойства воды при увеличении фазовой проницаемости породы для
нефти. Отрыв нефти от породы обуславливается адсорбцией ПАВ на породе. По
мере адсорбции ПАВ на породе водный раствор в процессе движения в глубь
пласта обедняется химическими реагентами, что приводит к образованию непо-
средственно на контакте нефти и вытесняющего раствора вала неактивной воды.
Закачка растворов ПАВ в неоднородные пласты может снижать эффективность
проявления капиллярных сил, удерживающих нефть в мелких порах. Таким об-
разом, в пластах при закачке водных растворов ПАВ могут протекать два проти-
воположных процесса: с одной стороны, процесс направленный на отмыв нефти,
с другой - на удержание нефти за счет капиллярных сил. Соотношение между
этими процессами определяет конечную нефтеотдачу.
ПАВы делятся на два класса: неионогенные (в водном растворе не диссо-
циируют на ионы) и ионогенные (в водном растворе диссоциируют на ионы).
Существуют следующие марки неионогенных ПАВ: ОП-10; ОП-7; ОП-4; СНПХ;
АФ-9; АФ-12.
На сегодня применяют закачку водных растворов ПАВ по двум технологи-
ям: непрерывная закачка водных растворов малой концентрации; периодическая
закачка высококонцентрированных растворов или оторочек ПАВ. При закачке
малоконцентрированных растворов ПАВ используется 1-1,1 объема пор. При
использовании ОП-10 первая порция 0,2 объема пор с концентрацией 0,1 %;
дальнейшая концентрация снижается в 2 раза. После закачки 0,5 объема пор ОП-
10 рекомендуется закачивать смесь неионогенных и ионоактивных ПАВ.
что обусловлено уменьшением поверхностного натяжения на границе "нефть -
щелочной раствор".
Для приготовления щелочного раствора можно использовать гидроксид на-
трия (NaOH), стиральную соду, гидроксид аммония, силикат натрия. Наиболее
активные NaOH и силикат натрия. Щелочные растворы закачиваются в виде
оторочек 10-25 % от объема пор в зависимости от неоднородности, которая про-
двигается в пласте обычной водой. В многорядных системах разработки размер
оторочки может быть больше, т.к. первые ряды скважин отбирают значительную
часть раствора. Рабочая концентрация едкого натрия определяется лаборатор-
ными исследованиями и составляет 0,2-0,4 % с учетом адсорбции щелочи. При
значительной адсорбции щелочи можно использовать ступенчатую оторочку с
убывающей концентрацией от 0,5 до 1 % на фронте и 0,05 до 0,1 % в конце;
порциями по 5-7 % от объема пор. В качестве экономии NaOH в первую порцию
можно закачать кальцинированную соду.
Заводнение с применением серной кислоты. Применение серной кислоты
для увеличения нефтеотдачи пластов /5/ основано на образовании различных
ПАВ при взаимодействии концентрированной кислоты с углеводородами. Полу-
ченные в пласте ПАВы способствуют улучшению нефтеотмывающих свойств
закачиваемой вслед воды. Также при закачке кислоты могут образовываться ма-
лорастворимые кристаллы солей (взаимодействие сульфат ионов с ионами каль-
ция), получившиеся кристаллы гипса частично закупоривают промытые водой
трещины, увеличивают вязкость воды, что приводит к увеличению охвата пласта
вытеснением вследствие выравнивания фронта вытеснения. При снижении кон-
центрации серной кислоты в результате её смешивания с водой в пластовых ус-
ловиях выделяется значительное количество теплоты, при этом повышается
температура пласта и уменьшается вязкость нефти. Взаимодействие кислоты с
карбонатными коллекторами приводит к увеличению проницаемости и образо-
ванию диоксида углерода.
В промысловых условиях чтобы образовалось в пласте 0,05 % ПАВ необхо-
димо закачать 0,15 % объема пор. Серная кислота закачивается в виде оторочек,
печить необходимые межслойные перепады давления и вовлечение в активную
разработку малопроницаемых пропластков, целиков, не разрабатываемых при
обычном заводнении.
Форсированный отбор жидкости. Технология заключается в поэтапном
увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления).
Сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем
уменьшения забойных давлений. При этом в неоднородных сильно обводненных
пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые
и застойные зоны, малопроницаемые пропластки. Метод эффективен при высо-
кой обводненности (80-85 %), высоких забойных давлениях и коэффициента
продуктивности.
Метод перемены направления фильтрационных потоков. В процессе про-
ведения заводнения нефтяных пластов, особенно неоднородных, по традицион-
ным схемам в них постепенно формируются поле давлений /7/ и характер
фильтрационных потоков, при которых отдельные участки пласта оказываются
не охваченными активным процессом вытеснения нефти водой. По мере появле-
ния в добывающих скважинах воды и роста обводненности заводненные зоны
пласта взаимосообщаются, а неохваченные заводнением зоны образуют изоли-
рованные островки, вытеснение нефти из которых происходит только за счет
капиллярной пропитки пластов водой. А так как эти процессы протекают мед-
ленно, то снижается общая эффективность разработки. Размеры и местоположе-
ние зон, не охваченных заводнением, зависят не только от неоднородности пла-
стов, но и от расстановки добывающих и водонагнетательных скважин, а также
от общей гидродинамической обстановки в пласте, определяемой забойными
давлениями в скважинах и отбором (закачкой) жидкости из них. Стабильная
гидродинамическая обстановка в пласте обусловливает малую подвижность
нефти в застойной зоне.
Для вовлечения в разработку застойных, не охваченных заводнением зон
пласта необходимо изменить общую гидродинамическую обстановку в нем, что
достигается перераспределением отборов и закачки воды по скважинам. В ре-
нии процесс несмешивающегося вытеснения может быть почти так же эффекти-
вен, как процесс смешивающего вытеснения. Несмешивающееся вытеснение
может быть успешно реализовано в высокопроницаемых песчаных коллекторах,
а также в низкопроницаемых трещиноватых карбонатных и известняковых кол-
лекторах.
Закачка диоксида углерода. Закачка его может быть эффективной, если не-
дорогостоящий СО
2
доступен в необходимых объемах для нагнетания. Эффек-
тивность процессов несмешивающегося или развивающегося смешивающегося
вытеснения нефти СО
2
объясняется действием следующих факторов:
- способностью СО
2
испарять углеводородные компоненты в обогащенную
диоксидом углерода подвижную фазу;
- уменьшением вязкости нефти в результате растворения в ней СО
2
;
- “разбуханием” нефти в результате растворения в ней СО
2
, при этом объ-
емный коэффициент нефти может возрасти в 1,4-1,7 раза;
- уменьшением межфазного натяжения на контакте нефть-вода при наличии
СО
2
в фазах;
- увеличением проницаемости горных пород, содержащих карбонаты,
вследствие химических реакций их с СО
2
; при этом проницаемость песчаников
может возрасти на 5-15 %, карбонатов и доломитов – на 6-75 %.
Отмеченные факторы обеспечивают возможность использования процесса
несмешивающегося вытеснения нефти путем закачки СО
2
даже для эффективно-
го извлечения остаточной нефти из пластов с низкой нефтенасыщенностью. Эф-
фективность процесса при этом является следствием композиционных эффек-
тов, таких как испарение и увеличение объема нефти. Закачка СО
2
позволяет
значительно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после заводнения или
в переходных зонах вода-нефть.
Ожидаемый прирост КИН в результате закачки СО
2
может колебаться в
пределах 5-25 % начальных запасов нефти в пласте в зависимости от объема за-
качки диоксида углерода, характеристик пласта и методов закачки.
мПа·с. По имеющимся данным промысловых экспериментов установлено, что
лучшие результаты паротеплового воздействия получают в поровых коллекто-
рах. Сильная неоднородность, трещиноватость, а также набухание глин пласта,
как результат взаимодействия с дистиллятом пара, - основные факторы, ограни-
чивающие область применения способа.
Эффективность способа снижается с уменьшением пористости и проницае-
мости пласта. Результаты исследований показывают, что нижний предел порис-
тости до использования метода составляет 18-20 %, проницаемости – около 0,1
мкм
2
. Увеличение толщины пласта положительно сказывается на повышении
эффективности метода. Однако при толщине пласта свыше 20 м начинают про-
являться гравитационные силы, что приводит к некоторому снижению эффек-
тивности. На эффективность метода существенное влияние оказывает теплопо-
тери при закачке пара с поверхности. С ростом глубины скважины теплопотери
в среду, окружающую ствол скважины, возрастают, поэтому применение спосо-
ба ограничивается глубиной скважин 1000-1200 м.
Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов при внутрипласто-
вом горении осуществляется нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и во-
ды /7/. В первом случае метод получил наименование “сухого” внутрипластово-
го горения, во втором – “влажного” внутрипластового горения.
Суть метода при разработке залежей нефти сводится к образованию и пере-
мещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших раз-
меров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических реакций ме-
жду частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт
воздуха.
Метод внутрипластового горения подразделяют по направлению движения
окислителя и источнику топлива для поддержания окислительных реакций в
пласте. По направлению движения окислителя:
- прямоточный процесс внутрипластового горения и окислителя совпадают;
- противоточный процесс, когда зона горения движется навстречу потоку
окислителя.
2.7 Выбор объекта для реализации МУН
Объектом воздействия в данном случае может быть отдельная скважина,
участок или залежь нефти в целом.
Многолетний опыт показывает /4/, что каждый метод имеет свою наиболее
эффективную область применения. Не существует универсальной технологии,
позволяющей получить высокую эффективность для всего спектра реального
многообразия геолого-физических факторов. Поэтому важнейшим этапом работ
в рамках рассматриваемой проблемы, является выбор объекта воздействия на
нефтяном месторождении.
Перед проектированием объект воздействия выбирается с учетом геологи-
ческого строения пласта, стадии разработки, системы размещения и плотности
сетки нагнетательных и добывающих скважин. Учитывается при этом техниче-
ское состояние скважин и система обустройства месторождения, которая должна
обеспечить возможность осуществления действенного контроля над закачкой
жидкости в пласт и добываемой продукцией.
Правильному выбору объекта воздействия будут способствовать результаты
геофизических и гидродинамических исследований.
В таблице 2.1 рассмотрены основные критерии эффективного применения
физико-химических методов в зависимости от геолого-физических параметров
продуктивного пласта. В соответствии с этими критериями необходимо произ-
водить и выбор месторождения для осуществления конкретного метода ПНП.
Практика подсказывает, что нередки случаи, когда для разрабатываемого
объекта необходимо выбрать наиболее эффективную, проверенную в лабора-
торных и промысловых условиях технологию. В этом случае на стадии проекти-
рования необходимо рассмотреть несколько методов, которые способны повы-
сить эффективность разработки данного объекта. Выбор технологии должен
осуществляться на основе ранее разработанных критериев определения области
рентабельного применения каждого из рассматриваемых методов.
Гидродинамические
расчеты
с
последующей
оценкой
технико-
экономических показателей каждого из рассмотренных методов позволят вы-
Таблица 2.1
Основные критерии эффективного применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи
Метод вытеснения
нефти
Флюид
Коллектор
Пласт
Вяз-
кость
нефти,
мПа·с
Состав
нефти
Минера-
лизация
воды, г/л
Жест-
кость
воды,
мг·экв/л
Нефтена-
сыщ-сть,
%
Прони-
цаемость,
мкм
2
Порис-
тость %
Лито-
логи-
чес-
кий
состав
Глини-
стость,
карбо-
натность,
%
Пласто-
вая
темпе-
рату-
ра,
0
С
Нефте-
насыщ.
толщи-
на, м
Глу-
бина
зале-
гания,
м
Полимерами
<100
--
Огр.содер
ж. Са
2+
,
Мg
2+
300
>50
>0,1
--
Пес-
чани-
ки
Глини-
стость
до 5-10
<90
--
--
Мицеллярными
растворами
--
--
Огр.содер
ж. Са
2+
,
Мg
2+
10
>30
>0,1
--
То же
Огра-
нич.кар
бонат-
ности
<90
--
--
Растворами ПАВ
<60
--
До 200
--
>50
>0,01
>10
--
Глини-
стость
до 5-10
<90
<15
--
Растворами щело-
чей
<100
Орга-
нич. ки-
слоты
Огранич.
Са
2+
300
>40
>0,1
--
Пес-
чани-
ки
Глини-
стость
до 5-10
--
--
--
Кислотами
<30
До10%
А+С
До 150
--
>50
<0,5
--
То же
--
--
--
--
Углекислоты
<50
До 15%
А+С
Огранич.
Са
2+
--
>30
--
--
--
--
--
--
--
У. В. газами
<15
--
--
--
>50
--
--
--
--
--
<25
<1500
Вода+газ
Последовательная
закачка
Чередующаяся за-
качка
--
--
До 25%
А+С
До 15%
А+С
--
--
--
--
>50
>50
0,005-0,1
0,1-0,8
--
--
--
--
--
--
<100
<100
2-20
2-20
<1800
<1800
Внутрипластовым
горением
>10
Огра-
нич. S
--
--
>50
> 0,1
--
--
--
--
3-20
--
Паром
>50
Легкие
компо-
ненты
--
--
>70
> 0,1
<30
--
--
--
>6
<1200
ний и прогнозировании технологических показателей разработки.
б) Статистические методы оценки нефтеотдачи.
Определение базовых показателей проводится по зависимости (уравнение
регрессии), которая описывает базовую систему разработки.
Данные методы прогноза подразделяются на три группы.
Первые две группы называют характеристиками вытеснения. Они подраз-
деляются на кривые падения (первая группа) и кривые обводнения (вторая груп-
па).
Первая группа - метод кривой средней производительности, заключающий-
ся в построении кривых падения добычи (зависимость добычи нефти от времени
эксплуатации) по отдельным скважинам. Данный метод явился основой зависи-
мостей Б.Т. Баишева, И.Г. Пермякова, В.В. Исайчева, В.Ф. Усенко, А.В. Копы-
това, и др. Метод построения кривых падения добычи применяется при малой
(до 30-40%) обводненности продукции скважин.
Вторая группа - методы, в которых использована зависимость одних техно-
логических показателей разработки от других, которые принято называть харак-
теристиками вытеснения.
Использование характеристик возможно на поздней стадии разработки уча-
стка на режиме обычного заводнения.
Надежность прогноза нефтеотдачи по характеристикам вытеснения в значи-
тельной степени зависит от достоверности представления геологического строе-
ния объекта разработки, величины запасов, степени и характера выработки их,
стабильности системы разработки, порядка и темпа ввода в разработку участков
месторождения, перемещения запасов нефти из одних частей залежи в другие, а
также от характера и объемов проводившихся мероприятий в предшествующий
период. В этом перечне необходимо особо выделить стабильность системы раз-
работки площади, который, по нашему мнению, является в большинстве случаев
определяющим фактором ограничения применения характеристик вытеснения.
Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуатации харак-
теристики вытеснении позволяет производить прогнозирование процесса обвод-
Таблица 2.2
Наиболее часто применяемые характеристики вытеснения
Вид характеристики
Авторы характеристики
Qв
В
А
Qн
Qж
/
Назаров С.Н., Сипачев Н.В.
Qж
В
А
Qн
/
Камбаров Г.С.
Qж
В
А
Qн
/
Пирвердян А.М.
С
Qж
В
А
Qн
)
(
Казаков А.А.
В
Н
q
q
В
А
Qн
/
Черепахин Н.А., Мовмыга Г.Т.
LnQж
В
А
Qн
Сазонов Б.Ф.
LnQв
В
А
Qн
Максимов М.И.
В
Н
q
Lnq
В
А
Qн
/
Гарба Ф.А., Цимерман Э.Х.
Qж
В
А
Qн
Qв
Ln
)
/
(
Французский институт нефти
Qж
В
А
Qн
Qж
/
Сипачев Н.В., Пасевич Л.Г.
2
2
)
(
)
/
(
Qж
В
А
Qн
Qж
Захаров А.С.
)
/()
(
/
Qн
С
А
Qн
В
Qн
Qв
Борисов Ю.П.
)
/
(
Qж
Qв
В
А
Qн
Давыдов
)
exp(
1
Qж
C
В
А
Qн
Шавалиев
результаты оценки коэффициентов нефтеотдачи по ним можно получить в слу-
чае, когда параметры месторождений близки к их средним величинам, исполь-
зуемым при построении моделей.
Преимущество использования моделей третьей группы заключается в про-
стоте расчетов базовой нефтеотдачи, главным недостатком является лимитиро-
ванные геолого-физические и технологические условия месторождения.
К этой подгруппе можно отнести модели Кожакина С.В., Гомзикова В.К.,
Чоловского И.П., Ивановой М.М., Токарева М.А., Баклея и других.
2) Сравнение нефтеотдачи опытных и контрольных участков.
Для оценки данным способом выбираются такие выборки объектов кон-
трольных участков, которые наиболее полно соответствуют анализируемым
опытным участкам по геолого-физической характеристике пластов и системе
разработки. При выборе контрольных участков проводят их идентификацию с
опытными объектами.
3) Определение остаточного нефтенасыщения.
Наиболее точные представления об эффективности процессов увеличения
3 МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА
МЕСТОРОЖДЕНИИ
Переход некоторых основных месторождений ТПП “Когалымнефтегаз” на
позднюю стадию разработки, характеризующуюся прогрессирующим ростом
обводненности и снижением темпов отбора нефти, потребовал наращивания
объемов работ по воздействию на пласты для повышения их нефтеотдачи /9/.
Достаточную эффективность проявили гидродинамические методы, в основном
это форсированный отбор жидкости и нестационарное заводнение. Особая роль
принадлежит физико-химическим методам увеличения нефтеотдачи (МУН),
обеспечивающим регулирование процессов заводнения и выработки пластов,
что особенно актуально на поздней стадии разработки месторождений. Из числа
таких МУН в ТПП “Когалымнефтегаз” нашли широкое применение:
- “жесткие” потокоотклоняющие кольматирующие или тампонирующие
технологии с использованием волокнисто-дисперсных систем (ВДС); волокни-
сто-дисперсных полимерных систем (ВДПС); силикатно-полимерных гелей
(СПГ); гелеобразующих систем на основе ПАА (ГОС); “Термогель”;
- “мягкие” потокоотклоняющие тампонирующие технологии с применением
сшитых полимерных систем (СПС); эмульсионно-суспензионных систем (ЭСС);
эмульсионной композиции (ЭМКО);
- доотмывающие технологии: ПКВ – ПАВ-кислотное воздействие; закачка
кислотных микроэмульсий (КМЭ);
- комплексные технологии, включающие использование разных сочетаний
указанных систем, например, ВДС+СПС, СПС+ЭСС, ВДС+ГОС, ПКВ+ГОС,
ПАВ+СПС, ЭСС+ПКВ.
Динамика внедрения физико-химических МУН на месторождениях Кога-
лымского региона представлена в таблице 3.1, из которой видно, что в послед-
ние годы наблюдается тенденция снижения технологической эффективности
данных методов. Основной причиной этого является увеличение с годами степе-
ни выработки объектов разработки. Естественно, в условиях истощения запасов
Таблица 3.2
Эффективность применения физико-химических МУН по ТПП “КНГ”
Год
Технологии
Количе-
ство об-
работок
Технологический
эффект, тыс.тонн
Удельный техноло-
гический эффект,
тыс.т/скв.опер.
1995
ВДС
36
100,05
2,79
ПДС
2
0
0
Алюмохлориды
5
13,05
2,61
СПС
35
160,5
4,58
Итого
78
273,6
3,5
1996
ВДС
26
86,84
3,34
ПДС
11
20
1,81
Гелевые системы
8
7,16
0,9
СПС
213
531,2
2,49
Итого
258
645,2
2,5
1997
СПС+ЭСС
400
984,84
2,46
ЭМКО
2
1,62
0,81
ПДНС
21
5,2
0,25
Гелевые системы
13
17,81
1,37
ВМР-5
7
0
0
ВДС
18
56,8
3,15
ПДС
3
0,93
0,31
Итого
464
1067,2
2,3
1998
СПС+ЭСС+ПКВ
372
924,16
2,48
ВДС
17
18,51
1,09
РВ-ЗП-1
15
10,6
0,71
ЭМКО
1
0,93
0,93
ПДНС
15
11,8
0,79
Итого
420
965,9
2,3
1999
СПС+ЭСС+ПКВ
188
283,88
1,51
ВДС
43
58,05
1,35
ВДПС
51
77,52
1,52
ВУС
57
96,9
1,7
ГОС
88
171,6
1,95
КМЭ
49
73,55
1,5
Итого
476
761,5
1,6
2000
ВУС
98
173,7
1,77
ГОС
132
261,36
1,98
СПС+ЭСС+ПКВ
98
139,18
1,42
КМЭ
128
205,67
1,6
ВДПС
67
113,99
1,7
ОГС
19
28
1,47
Итого
542
921,9
1,7
- кислотно-микроэмульсионным воздействием (КМЭ) – 37 обработок;
- осадкогелеобразующими составами (ОГС) – 6 обработок.
Проведенные в последние годы на месторождениях исследования по опре-
делению направлений главных фильтрационных потоков трассирующими инди-
каторами /12/ показали наличие зон с аномально низкими фильтрационными со-
противлениями. Направления таких каналов, как правило, строго ориентирова-
ны, при этом они имеют протяженность от 500 до 3000 м. Скорость движения
закачиваемой воды по этим каналам можно объяснить только наличием трещин
значительной протяженности. По всей вероятности, длительная эксплуатация
пластов с применением интенсивного заводнения приводит к раскрытию естест-
венных или образованию техногенных глубоко простирающихся трещинных ка-
налов фильтрации с аномально высокой гидропроводностью. Применение “мяг-
ких” технологий увеличения нефтеотдачи, например СПС, ЭСС, в данных усло-
виях не дает желаемого результата. Наиболее эффективны в этих случаях “жест-
кие” кольматирующие технологии (ВДС, ВДПС), геле- и осадкообразующие
технологии (СПГ, ГОС, ВУС, ЭМКО), а также комплексные (ВДС+СПС,
СПС+ЭСС, ГОС+ПКВ, СПС+ПКВ).
Как видно из таблицы 3.2 в последние годы наибольшую эффективность
показывает технология ГОС на основе ПАА. В дальнейшем будем рассматри-
вать технологию ГОС, как достаточно эффективный метод увеличения нефтеот-
дачи, применяемый на месторождениях ТПП “Когалымнефтегаз”.
3.1 Область эффективного применения, технология регулирования
заводнения с помощью ГОС на основе ПАА
Необходимость проведения данного воздействия обусловлена опережаю-
щим вытеснением нефти водой и обводнением отдельных пропластков /10/. Это
происходит вследствие высокой слоистой неоднородности продуктивных пла-
стов по проницаемости, совместной эксплуатацией монолитных высокопрони-
цаемых песчаников и низкопроницаемых прослоев, опережающим продвижени-
нее 2-х);
- средняя обводненность добывающих скважин окружения 60 – 97 %;
- средний дебит по жидкости добывающих скважин 25 – 150 м
3
/сут, пре-
имуществом обладают участки с высокими дебитами по жидкости, снижение
обводненности на которых даст максимальную добычу нефти.
3.2 Физико-химические свойства применяемых химреагентов
Гелеобразующая система (ГОС) имеет следующие соотношения компонен-
тов: полиакриламид (ПАА) – 0,5-1,5 %; МЛ-80 – 1,0-1,5 %; ацетата хрома – 0,01-
0,04 % (в зависимости от содержания хрома в продукте), пресная вода – осталь-
ное.
Полиакриламид (ПАА) – синтетическое высокомолекулярное соединение.
Наиболее часто применяемы импортные, порошкообразные ПАА марок РDА-
1041, ORP-40NT, DMP-310, CS-131, Accotrol-S622 и их аналоги с молекулярным
весом выше 10 млн.ед., содержанием не менее 90 % основного вещества, степе-
нью гидролиза 5 – 20 % , из которых готовят 0,3 – 1,0 % водные растворы. Фи-
зико-химические свойства наиболее часто применяемых марок ПАА представ-
лены в таблице 3.3. Использование ПАА с просроченным сроком качества неже-
лательно.
В качестве сшивающего агента используют ацетат хрома – соединение трех
валентного хрома (Cr(CH
3
COO)
3
). Ацетат хрома представляет собой жидкость
темно-зеленого цвета. В России выпускается двух видов: с массовой долей хро-
ма 10 – 12 % и 5 – 7 %.
ПАВ МЛ-80 (МЛ-81
б
) – многофункциональные композиционные (неионо-
генно-анионоактивные) летняя и зимняя формы. Выпускаются по ТУ 2481-046-
04689375-96.
3.3 Технология приготовления и проведения работ по закачке ГОС
Для проведения работ по закачке ГОС на основе ПАА в нагнетательную
скважину /10/ она должна иметь герметичную эксплуатационную колонну, каче-
ственное цементное кольцо за колонной, исключающее заколонные перетоки, и
исправную устьевую арматуру.
дению закачек ГОС на основе ПАА /10/, принятой за основные правила по при-
менению данного метода воздействия в ТПП “Когалымнефтегаз”, рекомендуют-
ся следующие объемы закачки и концентрации компонентов, которые приведе-
ны в таблице 3.4.
Порошкообразный ПАА растворяется в емкости установки непосредственно
при работе на скважине. ПАА в расчетном количестве на объем емкости пере-
мешивания (10 – 20 м
3
), исходя из концентрации 0,3 – 0,7 % загружают через за-
грузочный шнек, затем перемешивая готовят суспензию (время перемешивания
20 – 30 минут), после чего в емкость подается необходимый объем сшивателя и
ПАВа, исходя из концентрации сшивателя 0,02 – 0,04 % (2 – 3 литра на 10 м
3
,
концентрация сшивателя зависит от содержания в нем активного хрома, при со-
держании 10 – 12 % хрома – 0,02 %, а при 5 – 7 % хрома – 0,04 %) и ПАВа – 1,0
– 1,5 % (100 – 150 литров на 10 м
3
), весь объем раствора тщательно перемешива-
ется в течение пяти минут и закачивается в скважину под заданным давлением с
помощью насосного агрегата или насоса высокого давления на установке.
При наличии насосов с низким расходом и высоким давлением (12 – 16
МПа) ацетат хрома дозируется без разбавления непосредственно в поток закачи-
ваемого полимерного раствора, возможна также и подача ПАВа аналогичным
образом.
Закачку прекращают после падения приемистости на 50 % от первоначаль-
ной или до заданной приемистости согласно плана работ, а также в случае роста
давления выше разрешенного давления закачки. При резком повышении давле-
ния в процессе закачки состава (свыше 30 %), закачка прекращается и произво-
дится закачка технической воды до снижения давления до величины не превы-
шающего 10 – 15 % величины давления, имеющегося в начале цикла.
В случае повышенной приемистости нагнетательных скважин (500 – 1000
м
3
/сут) рекомендуется закачивать первые 100 м
3
раствора с концентрацией ПАА
0,5 %, а последующий объем с концентрацией 0,7 %. По окончании закачки ГОС
полимерный состав продавливают 20 – 30 м
3
воды, скважину останавливают на
реакцию на 12 – 24 часа и после этого пускают под закачку. В зимнее время для
ти и уточнения технологической эффективности методов воздействия на пласт в
различных промысловых условиях /13/.
При построении геолого-гидродинамической модели используют следую-
щие основные сведения по каждой скважине:
- координаты скважин;
- геолого-физические параметры пласта (данные интерпретации);
- геофизических исследований по проницаемым интервалам;
- данные по добыче нефти, воды, жидкости и закачке воды по месяцам с на-
чала разработки;
- гидродинамические (пластовые и забойные давления) и промыслово-
геофизические исследования скважин с начала разработки;
- данные по применению методов воздействия и их эффективности.
Кроме того, используют сведения по залежи в целом:
- координаты линий выклинивания пласта, внутренних и внешних контуров
нефтеносности;
- справочные данные (плотность нефти, пересчетный коэффициент, вяз-
кость нефти и закачиваемой воды и т. д.).
Высокая неравномерность выработки пластов заводнением приводит к
формированию групп активных и неактивных запасов. На основании дифферен-
циации условий применения технологий проведено районирование залежи по
условиям эффективного применения методов воздействия на пласт. Определены
потенциальные объекты применения (зоны, блоки) различных по механизму ме-
тодов воздействия на пласт.
Предлагаемая методика планирования включает следующие операции.
1) Уточнение нормативов дополнительной добычи нефти для различных ус-
ловий и критериев применимости методов воздействия. Оценка эффективности
проводится на основании данных по дополнительной добыче нефти от примене-
ния технологий в предшествующий период с учетом категорий запасов нефти,
полученных на основании обработки построенных карт.
2) Дифференциация текущих запасов нефти с выделением групп запасов,
участках реальной залежи.
Основным объектом разработки Ватьеганского месторождения является
объект АВ1-2, сосредоточивший в себе более половины балансовых запасов ме-
сторождения. Сложное и неравномерное строение пласта по площади требует
особенного внимания к применению методов воздействия на пласт. Без приме-
нения методов, повышающих охват пласта вытеснением, неизбежны прорывы
воды по наиболее проницаемым участкам, что может привести к преждевремен-
ному обводнению добывающих скважин и, в конечном счете, к ухудшению тех-
нико-экономических показателей.
Из карты остаточной нефтенасыщенности пласта АВ1-2 Ватьеганского ме-
сторождения на 01.01.01г. выделим в качестве перспективного объекта воздей-
ствия участок 3-2, как участок, характеризующийся менее выработанными запа-
сами (рисунок 8). По данному участку не производились работы по воздействию
на пласт с применением химических МУН. Рекомендуем на данном участке
провести мероприятия по воздействию на пласт гелеобразующей системой на
основе ПАА, как наиболее эффективный метод в последние годы по всем место-
рождениям ТПП “Когалымнефтегаз”. Из карты разработки и остаточной нефте-
насыщенности участка (рисунок 8) видно, что в зонах повышенной нефтенасы-
щенности добывающие скважины достаточно сильно обводнены (скв. № 548,
549Б, 915, 947, 948, 973, 974, 975, 976, 978, 2755). Это говорит о том, что высо-
копроницаемые пропластки и зоны уже промыты водой и она легко прорывается
к добывающим скважинам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых
зонах. Применение закачек ГОС на основе ПАА должно привести к снижению
обводненности скважин, перераспределению градиентов давления и вовлечению
в процесс вытеснения низкопроницаемых зон, сосредоточивших в себе доста-
точно большое количество нефти.
Участок 3-2 удовлетворяет критериям применимости данного воздействия
на пласт. Имеется стабильно работающее окружение добывающих скважин,
средняя обводненность которых 68,2 %. Средняя проницаемость коллектора 0,41
мкм
2
, расчлененность 4,7 д.ед., песчанистость 0,54 д.ед. Приемистость нагнета-
Рисунок 7 – Ватьеганское месторождение, пласт АВ1-2, участок 2-1
нагнетательная скважина
добывающая скважина
Таблица 3.8
Количество реагентов, закачанных в скважины по участку 2-1
Всего израсходовано 21,333 тонны регентов для закачки ГОС по данному
участку воздействия.
3.6 Предполагаемый порядок работ при проведении закачки ГОС на пер-
спективном участке 3-2
Для закачек ГОС рекомендуем все пять нагнетательных скважин № 2323,
2325, 2758, 2328, 2327. Данные по скважинам приведены в таблицах 3.9 и 3.10.
Количество предполагаемых реагирующих скважин – 24 (рисунок 3.4). Необхо-
димое количество реагентов для закачки в предложенные нагнетательные сква-
жины представлено в таблице 3.11.
Таблица 3.9
Данные по нагнетательным скважинам участка 3-2
Параметры
Номера скважин
2323
2325
2758
Эксплуатационная колонна, м
0,146
0,146
0,146
Эксплуатационный горизонт
АВ1-2
АВ1-2
АВ1-2
Искусственный/текущий забой, м
2135/2122
2133/2120
2130/2116
Интервал перфорации, м
2073-2091 2082,1-2098,5 2076,4-2096
Диаметр НКТ, м
0,73
0,73
0,73
Состояние забоя
чистый
чистый
чистый
Негерметичность эксплуатационной
колонны и перетоки
не
отмечаются
не
отмечаются
не
отмечаются
Приемистость, м
3
/сут
при давлении Р, МПа
366
10
356
11
360
10
Скважина
Объем
закачки
ГОС,
Расход реагентов
ПАА РDА-
1041
Ацетат хрома,
ПАВ МЛ-80,
№
м
3
тонн
м
3
тонн
м
3
тонн
2014
300
1,5
0,3
0,198
3,0
3,225
2012
300
1,5
0,3
0,198
3,0
3,225
2011
200
1
0,2
0,132
2,0
2,15
2009
300
1,5
0,3
0,198
3,0
3,225
2005
200
1
0,2
0,132
2,0
2,15
Всего
1300
6,5
1,3
0,858
13
13,975
Приготовить 270 м
3
0,5% раствора ПАА, 30 м
3
сшивателя. Закачать приго-
товленный раствор ПАА через нагнетательную линию в пласт при давлении не
более 10 МПа, дозируя раствор сшивателя на прием ЦА-320. Соотношение объ-
емов смеси раствора ПАА и раствора сшивателя строго выдерживать равным
9:1. В случае непредвиденной остановки, раствор продавить в пласт технической
водой в объеме 20 м
3
.
7) После каждого приготовления 20 м
3
композиции ГОС необходимо отби-
рать пробу и проводить экспресс анализ.
8) Произвести продавку композиции технической водой в объеме 30 м
3
.
9) Определить текущую приемистость скважины с представителем ЦДНГ в
одном режиме, при давлении водовода.
10) После определения приемистости дальнейшую работу согласовать с за-
казчиком, при необходимости закачку продолжить.
11) Закрыть скважину на структурное упрочнение (24 часа).
12) Пустить скважину под закачку для насыщения пласта (12часов).
13) Определение конечной приемистости скважины с представителем
ЦДНГ на трех режимах при давлении 10, 11, 12 МПа, т.е. на 1 МПа выше и ни-
же давления водовода. Согласовать работу с заказчиком, составить акт.
Объемы закачек ГОС выбираются по таблице 3.4 в зависимости от приеми-
стости и перфорированной толщины нагнетательных скважин.
Таблица 3.11
Количество реагентов, необходимых для закачки в скважины участка 3-2
Скважина
Объем
закачки
ГОС,
Расход реагентов
ПАА РDА-
1041
Ацетат хрома,
ПАВ МЛ-80,
№
м
3
тонн
м
3
тонн
м
3
тонн
2323
300
1,5
0,3
0,198
3,0
3,225
2325
300
1,5
0,3
0,198
3,0
3,225
2758
300
1,5
0,3
0,198
3,0
3,225
2328
300
1,5
0,3
0,198
3,0
3,225
2327
200
1
0,2
0,132
2,0
2,15
Всего
1400
7
1,4
0,924
14
15,05
Выводы к третьему разделу
В результате успешных работ на опытном участке 2-1 объекта АВ1-2 Ватье-
ганского месторождения для расширения объемов внедрения гелеобразующих
систем на основе ПАА выбрали еще один участок на том же объекте. Для опре-
деления участка с менее выработанными запасами использовали карту остаточ-
ной нефтенасыщенности плата АВ1-2. Дополнительная добыча на опытном уча-
стке 2-1 рассчитывалась по выбранным характеристикам вытеснения. Анализ
результатов показывает, что количество дополнительно добытой нефти по ха-
рактеристике Максимова сильно отличается от значений, рассчитанных по трем
другим характеристикам (Сазонова, Камбарова, Пирвердяна). В дальнейшем ре-
комендуем не использовать характеристику Максимова для оценки эффективно-
сти. Дополнительная добыча нефти за время продолжительности эффекта, при-
нятая по характеристикам вытеснения, составляет 9,27 тысяч тонн нефти.
Удельная технологическая эффективность равна 434,54 тонн нефти на тонну
реагента.
На перспективном участке 3-2 предлагаем закачать ГОС в пять нагнета-
тельных скважин. Реагирующими добывающими выбраны 24 скважины. Техно-
логическая эффективность должна составить 9983,12 тонн нефти.
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА
4.1 Технико-экономическая характеристика деятельности НГДУ “Повхнефть”
Предметом и основной целью НГДУ “Повхнефть” является добыча нефти и
газа, подготовка и переработка нефти, разработка и обустройство месторожде-
ний нефти и газа. В соответствии с предметом и целью своей деятельности
НГДУ “Повхнефть” осуществляет следующее:
- планирует свою деятельность, руководствуясь при этом заказами, норма-
тивами, установленными ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”, а также заключен-
ными хозяйственными договорами;
- обеспечивает выполнение плана по добыче нефти и газа на основе всемер-
ного развития и внедрения в производство передовой техники, прогрессивных
материалов, высокоэффективных ресурсосберегающих, безотходных техноло-
гий;
- обеспечивает сбор, подготовку, транспорт нефти и газа;
- производит водозабор, подготовку, транспорт воды, закачку в пласт рабо-
чих агентов (вода, газ, поверхностно-активные вещества и др.);
- осуществляет эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт инженерных
сетей, линий электропередач, элекетроподстанций, электрооборудования, сис-
тем автоматики и телемеханики, дорог;
- осуществляет проектирование, строительство и эксплуатацию нефтегазо-
добывающих производств и объектов, разрабатывающих нефтяные и газовые
месторождения;
- определяет потребность НГДУ в материальных ресурсах, обеспечивает их
надежное хранение и рациональное использование;
- разрабатывает и выполняет мероприятия по охране природы и окружаю-
щей среды.
Организационная структура предприятия представлена на рисунке 4.1
НГДУ “Повхнефть” ведет разработку Ватьеганского, Повховского месторо-
ждений с поддержанием пластового давления. В целом месторождения характе-
изводства на предприятии. Расчет себестоимости единицы продукции называет-
ся калькуляцией. С увеличением объема производства и реализации продукции
себестоимость 1 тонны нефти падает за счет снижения условно-постоянных рас-
ходов, приходящихся на единицу продукции.
В таблице 4.2 представлена калькуляция себестоимости добычи 1 тонны
нефти НГДУ “Повхнефть” по ценам за 2000 год.
Таблица 4.2
Калькуляция себестоимости добычи 1 тонны нефти за 2000 год
Статья затрат
Значение, руб.
Расходы на э/энергию по извлечению нефти
17,71
Расходы по искусственному воздействию на пласт
16,82
Основная зарплата производственных рабочих
6,63
Амортизация скважин
10,98
Расходы по сбору и транспорту нефти
19,93
Расходы по технологической подготовке нефти
25,84
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования
206,39
Цеховые расходы
25,76
Общепроизводственные расходы
124,18
Отчисления на воспроизводство МСБ
130,81
Отчисления на недра
140,58
Прочие расходы
58,71
Производственная себестоимость 1 тонны нефти
784,34
Предприятие старается уменьшить себестоимость единицы продукции. Это
достигается путем увеличения объема производства, либо уменьшая затраты по
отдельным статьям, особенно по статьям где присутствуют наибольшие затраты.
Проанализировав статьи себестоимости заметим, что наибольшие затраты на до-
бычу нефти связаны с отчислениями на воспроизводство МСБ (16,67 %), содер-
жанием и эксплуатацией оборудования (26,3 %), отчислениями на недра (17,9
%), а также общепроизводственные расходы (15,8%).
З
зак
= (С
гос
· n) ,
(4.5)
где С
гос
– стоимость одной закачки ГОС, тыс.руб.;
n – количество обработок ГОС.
Затраты на дополнительную добычу нефти составят
З
доп
= Q · З
пер
,
(4.6)
где Q – ожидаемая дополнительная добыча нефти, тыс.тонн;
З
пер
– условно-переменные затраты на дополнительную добычу, руб/т.
Прирост прибыли от реализации мероприятия определяется по формуле
П = (Ц – С
2
) · (Q
1
+ Q) – (Ц – С
1
) · Q
1
,
(4.7)
где С
1
– себестоимость нефти до реализации мероприятия, руб/т;
С
2
– себестоимость нефти после реализации мероприятия, руб/т;
Q
1
– годовой объем добычи нефти НГДУ по данному месторождению до
мероприятия, Q
1
= 5021,4 тысяч тонн;
Q – ожидаемая дополнительная добыча нефти за счет мероприятия,
тыс.тонн.
Себестоимость после реализации мероприятия определяется по формуле
С
2
= (С
1
· Q
1
+ З
доп +
З
зак +
А)/ (Q
1
+ Q) ,
(4.8)
где А – ежегодные амортизационные отчисления, будем считать, что за данный
год проведения эксперимента амортизационные отчисления не будут произво-
диться.
Чистую прибыль рассчитываем по формуле
П
чис
= П – Н ,
(4.9)
Для нашего случая общие затраты
З
общ
= 2107,511+ 3031,395 = 5138,906 тыс.руб.
Ожидаемый экономический эффект найдем по (4.1)
Э
t
= 10215,6 – 5138,906 = 5076,694 тыс.руб.
Найдем себестоимость единицы продукции после реализации предложен-
ного мероприятия по формуле (4.8)
C
2
= (784,34 · 5021,4 + 5138,906)/(5021,4 + 9,983) = 783,81 руб/т.
Ожидаемый прирост прибыли от реализации предложенного мероприятия
определим по формуле (4.7)
П = (1023,3 – 783,81) · (5021,4 + 9,983) – (1023,3 – 784,34) · 5021,4 =
= 5052,171 тыс.руб.
Ожидаемую чистую прибыль определим по формуле (4.9):
П
чис
= 5052,171 – 0,24 · 5052,171 = 3839,65 тыс.руб.
Результаты расчетов приведены в таблице 4.4.
В результате проведения предлагаемых закачек гелеобразующих систем на
основе ПАА по участку 3-2 себестоимость одной тонны нефти должна умень-
шиться с 784,34 руб. до 783,81 руб., т.е. на 0,53 руб. за 1 тонну; ожидаемая чис-
тая прибыль от предложенного мероприятия составит 3839,65 тысяч рублей,
экономический эффект 5076,694 тысяч рублей.
связи с этим выбор первоочерёдных опытных участков должен производиться
по результатам тщательного анализа геологической характеристики, строения и
физических свойств продуктивных пластов, состояния и особенностей выработ-
ки запасов нефти на опытных участках, наличия или отсутствия гидродинамиче-
ской связи между скважинами и пластами (пропластками). Если выбор участка
производится случайно и без тщательного анализа, то весьма велика вероятность
получения неудовлетворительных результатов от применения технологии и вы-
сока степень риска производства неоправданных затрат на промысловые экспе-
рименты.
Выводы к четвертому разделу
В результате предложенного мероприятия по проведению закачек ГОС на
рекомендуемом участке 3-2 пласта АВ1-2 Ватьеганского месторождения ожида-
ется снижение себестоимости одной тонны нефти на 0,53 рубля, экономический
эффект составит 5076,694 тыс. рублей, ожидаемая чистая прибыль составит
3839,65 рублей. В целом предлагаемые работы по закачке ГОС по участку 3-2
должны оказаться экономически эффективными.
5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности до-
бычи нефти и газа в НГДУ “Повхнефть”
При разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ “Повхнефть” на
людей, экологические системы и инженерно – технический комплекс предпри-
ятия негативное действие оказывают: физические факторы; химические факто-
ры; психофизиологические факторы; биологические факторы.
Крупномасштабные пожары возникают по причине возгорания пролитой
горючей жидкости (нефти, нефтепродуктов), применяемых в процессе добычи и
подготовки горючих реагентов. Пожары на скважинах в результате неконтроли-
руемого фонтанировании, а также в результате разгерметизации газопроводов и
нефтепроводов. Сильные взрывы скопившегося газа и легких фракций нефти
при утечках на скважинах, на пункте подготовки нефти и при утечках из резер-
вуаров. При пожарах и сильных взрывах возникают ударные волны, осколоч-
ные поля, тепловые и световые излучения. Техника, применяемая в добыче неф-
ти, как правило, работает под высоким напряжением, что может привести к по-
ражению электрическим током и воздействию электрических и магнитных по-
лей. Опасность травмирования движущимися частями оборудования и транс-
портными средствами возникает вследствие небрежной работы с движущимися
машинами, механизмами и частями оборудования. Опасность ожогов при работе
с паро-передвижной установкой, травмирования частями оборудования при ра-
боте со спецтехникой под высоким давлением.
Могут возникнуть отравления рабочих и загрязнения окружающей среды
нефтяными газами, различными ингибиторами при действии вредных веществ,
распространившихся в воздухе, водной среде или на поверхности земли, рабо-
чих площадок и помещений. Возникают физические и нервно-психические пе-
регрузки человеческого организма. Необходимо учитывать также лесные пожа-
ры, паводки, сильные ветра, которые могут привести к сильным ожогам и трав-
сов по каждому направлению в НГДУ “Повхнефть” создан отдел ОТ и ТБ, кото-
рый решает следующие задачи:
- совершенствование правовых норм безопасности жизнедеятельности;
- контроль уровня негативных факторов в системе “ человек – среда обита-
ния”;
- прогнозирование и оценка последствий действия негативных факторов;
- организация управления ОТ, ОСС, безопасности при ЧС;
- разработка и реализация мер по защите человека и среды его обитания;
- обеспечение устойчивости работы хозяйственных объектов и технических
систем;
- ликвидация последствий ЧС;
Планирование действий по предупреждению и ликвидации последствий ЧС
осуществляет отдел по делам гражданской обороны и чрезвычайных ситуаций
НГДУ «Повхнефть».
Кроме этого, за деятельностью НГДУ ведут постоянный надзор службы, не
относящиеся к предприятию: районные экологические службы, пожарный над-
зор, Горгостехнадзор, санэпидемстанция и др.
Таким образом, обеспечение жизнедеятельности на данном предприятии
осуществляется по трем вышеперечисленным направлениям. Решением задач по
этим направлениям в НГДУ «Повхнефть» занимается отдел охраны труда и
промышленной безопасности, отдел охраны природы и окружающей среды и
отдел по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям.
5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности тех-
нических систем и производственных процессов
В НГДУ “ Повхнефть” регулярно проводятся инженерно – технические ме-
роприятия по обеспечению производственной безопасности:
1) обеспечение пожаро и взрывобезопасности;
2) защита от поражения электрическим током;
3) защита от действия вредных веществ при их выбросах и сбросах;
4) защита от высокого давления и механического травматизма;
Применяемые в НГДУ “Повхнефть” средства электробезопасности можно
разделить на три группы: общетехнические, специальные, средства индивиду-
альной защиты.
В электроустановках напряжением выше 1000 В применяют следующие ос-
новные изолирующие защитные средства: оперативные и измерительные штан-
ги, изолирующие и токоизмерительные клещи, указатели напряжения, а также
изолирующие устройства и приспособления для ремонтных работ (изолирую-
щие лестницы и площадки, тяги и др.). Выполняются они из изоляционных ма-
териалов с устойчивыми диэлектрическими свойствами (фарфор, бакелит, эбо-
нит и др.).
При обслуживании электроустановок напряжением до 1000 В применяют:
диэлектрические перчатки, инструмент с изолированными рукоятками, указате-
ли напряжения и к дополнительным – диэлектрические галоши и резиновые
коврики, изолирующие подставки
Для защиты рабочих и служащих от действия вредных веществ в НГДУ
применяются индивидуальные средства защиты. К таким средствам защиты ра-
ботающих на промыслах НГДУ “Повхнефть” относятся спецодежда, спецобувь,
головные уборы, рукавицы, перчатки, приспособления для защиты органов ды-
хания, зрения и слуха (противогазы, респираторы, очки, антифоны). Для устра-
нения или уменьшения опасности вредных веществ для человека ограничивается
применение их по числу и объему, а где возможно, замена высокотоксичных на
менее токсичные, сокращение длительности пребывания людей в загрязненном
воздухе и наблюдение за эффективным проветриванием производственных по-
мещений. В особо опасных условиях применяются индивидуальные средства
защиты: для органов дыхания – фильтрующие противопылевые средства защи-
ты, газопылезащитные средства, шланговые противогазы ПШ-1, кислородно –
изолирующие приборы (КИП), автономные дыхательные аппараты: регенера-
тивные и с запасом кислорода; для глаз – очки, маски, светофильтры; для тела –
противопылевые комбинезоны; для рук – перчатки и т. д.
Повышенные требования предъявляются к герметичности оборудования,
ность труда. Для улучшения условий труда необходимо внедрение комплекса
механизмов для выполнения спускоподъемных операций, широкое использова-
ние новых технологий, применение автоматизированных насосных и газоком-
прессорных станций, телемеханизации и диспетчеризации на нефтяных и газо-
вых промыслах.
На производственных объектах исключаются переливы кислот при за-
полнении емкостей. Транспортировка этих опасных жидкостей по специальным
трубопроводам (из свинца, винипласта, специальной стали и т.п.) с автоматиче-
ским контролем за перекачкой; слив кислоты из железнодорожных цистерн вы-
полняется при помощи гибких шлангов. Для наполнения мелкой тары приме-
няются сифоны, оборудованные устройствами для создания вакуума. При раз-
ливе кислоты ее нейтрализуют каустической содой или известью.
При проведении технологических операций с применяемыми реагентами
соблюдаются следующие мероприятия по охране окружающей среды:
- не допускают сброса рабочих растворов и реагентов на дневную поверх-
ность;
- не допускают применение технологии и размещения объекта на террито-
рии зоны санитарной охраны водостоков;
- отбор жидкости, поступающей из скважины, осуществляться в герметич-
ную желобную систему из НКТ, свободный контур которой должен быть закре-
плен;
- жидкость из желобной системы вывозиться автоцистернами для после-
дующей подачи в систему сбора промысловых вод либо в поглощающие сква-
жины.
На установках УПС для очистки газов от вредных частиц применяют сухие
пылеуловители – циклоны различных типов: цилиндрические (ЦН-11, ЦН-15,
ЦН-24, ЦП-2); конические (СК-ЦН-34, СК-ЦН-34М, СДК-ЦН-33). Для очистки
больших масс газа используют батарейные циклоны, состоящие из большого
числа параллельных циклонных элементов. Там же для очистки газов от взве-
шенных в них частиц пыли и тумана применяют электрофильтры. Для очистки
В 2001 году в НГДУ отсутствовали аварии, пожары и несчастные случаи
на производстве. В целом по НГДУ уровень безопасности остаётся высоким,
что свидетельствует об эффективности проводимых организационно-
технических мероприятий по обеспечению производственной безопасности.
5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях
В НГДУ “Повхнефть” отделом ГО и ЧС для обеспечения безопасности при
ЧС решаются следующие задачи:
1) выявление потенциальных видов чрезвычайных ситуаций и оценка риска
их возникновения;
2) прогнозирование последствий чрезвычайных ситуаций;
3) выбор, обоснования и реализации комплекса организационных и инже-
нерно – технических мероприятий по предотвращению и снижению.
На территории деятельности НГДУ “Повхнефть” возможны следующие
чрезвычайные ситуации: сильные паводки, сильные морозы, сильные метели и
снежные заносы; сильные взрывы газо-воздушных смесей, образовавшихся в ре-
зультате утечки газа и легких фракций нефти, крупномасштабные пожары на
нефтепроводах и в резервуарных парках, разливы на больших площадях сильно-
действующих ядовитых веществ, таких как фенол, метанол, кислота, щелочь и
др.; военно-политические: захват заложников, военные действия, действие экс-
тремистских группировок и т.д.
На предприятиях контроль за возникновением чрезвычайных ситуаций ве-
дется отделом по делам ГО и ЧС, который решает следующие задачи:
1) своевременное обнаружения опасности;
2) оповещение руководящего состава, служащих, населения;
3) контроль за развитием ЧС.
Информация об угрозе возникновения крупных производственных аварий,
катастроф и стихийных бедствий поступает в НГДУ “Повхнефть” из отдела по
делам ГО и чрезвычайных ситуации; из центральной инженерно-технической
службы предприятия; от первого заметившего.
Оповещение о ЧС осуществляется в открытом виде, в средствах массовой
объекта является выявление его слабых элементов, чтобы впоследствии разрабо-
тать и провести технологические, организационные и инженерно-технические
мероприятия, направленные на повышение устойчивости работы объекта в ус-
ловиях ЧС.
Таким образом, в НГДУ соответствующими службами проводятся все ме-
роприятия по предотвращению и ликвидации последствий ЧС. Подводя итоги по
вышеизложенному материалу, можно сделать вывод о высоком уровне обеспе-
чения безопасности в ЧС.
5.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической
безопасности
В НГДУ проводится комплекс мероприятий по охране недр, воздуха, водо-
емов и почвы
В НГДУ «Повхнефть» наибольшую экологическую опасность представляют
открытые фонтаны и выбросы, а также разливы жидких углеводородов из хра-
нилищ и трубопроводов.
Мероприятия по предупреждению и ликвидации разливов включают эф-
фективные средства удержания разлитых жидкостей на месте для сведения до
минимума последствий разливов и утечек. В планах ликвидации аварий учиты-
вают возможный объем и тип разливаемой жидкости, указывая типы техниче-
ских средств для борьбы с разливами, потребность в рабочей силе, организаци-
онные мероприятия, обеспечивающие эффективную ликвидацию больших и ма-
лых разливов, а так же перечень наиболее уязвимых и чувствительных участков
вместе со средствами их защиты. План также предусматривает способы удале-
ния разлитой нефти, загрязненного грунта и мусора, а так же доставку на место
персонала, привлеченного к ликвидации разлива. При применении химических
диспергаторов для борьбы с разливами нефти необходимо иметь разрешение са-
нитарных и природоохранных органов на их использование.
Охрана воздушного бассейна проводится в соответствии с нормативно-
технической документацией по эксплуатации нефтяных месторождений.
Загрязнение атмосферного воздуха вредными выбросами наблюдается при
Неорганические отходы, такие как куски металла и проволоки, тара и пласт-
масса по возможности утилизируются, либо отвозятся на свалки или захороня-
ются в подходящих местах за пределами площадки.
Защита природной среды от опасных веществ и материалов осуществляется
следующими мероприятиями: работа с опасными веществами и материалами
только лицами, прошедшими специальную подготовку и аттестацию; строгое
соблюдение инструкций производителя и обеспечение контроля за применением
химреагентов, их сбором и удалением после отработки, с учетом требований
нормативных природоохранных документов; специальными мерами работы,
включающими: строгое соблюдение правил их перевозки; наличие на всех
транспортных средств материалов для ликвидации небольших разливов и уте-
чек; хранение всех видов топлив и химреагентов в безопасных местах – на обва-
лованных, не подверженных затоплению участках, а так же с четкой маркиров-
кой; применение правильно подобранных методов ликвидации отходов постав-
щику; подготовку и обучение персонала работе с опасными веществами и мате-
риалами, а так же их сбору и удалению после обработки.
За последние годы ТПП “Когалымнефтегаз” приняло ряд природоохранных
мер по снижению вредного воздействия объектов нефтегазодобычи на окру-
жающую среду, включая организационные и технико-экономические мероприя-
тия. На предприятиях ТПП “Когалымнефтегаз” ежегодно составляются согласо-
ванные с контролирующими органами планы организационно-технических ме-
роприятий по предотвращению загрязнения водных ресурсов, земель и атмо-
сферного воздуха, в том числе по строительству природоохранных объектов и
рациональному использованию природных ресурсов.
Одним из источников загрязнения недр и окружающей среды являются хи-
мические реагенты, которые в последнее время широко стали применятся во
всех НГДУ ТПП “Когалымнефтегаз” для увеличения нефтеотдачи пластов.
В частности, при закачке гелеобразующих систем на основе ПАА в НГДУ
“Повхнефть” соблюдаются следующие правила, направленные на снижение
вредного воздействия технологического процесса на рабочий персонал, недра и
теплой воды с мылом;
- с целью охраны окружающей среды обеспечивают герметичность техно-
логического оборудования, категорически запрещается слив растворов химреа-
гентов на почву, в канализацию, открытые водоемы, контроль выбросов в при-
родную среду производится по ГОСТ 17.2.3.02;
В НГДУ “Повхнефть” решаются природоохранные задачи: предотвращения
потерь нефти в процессе добычи, подготовки, транспортировки и переработки,
исключение возможности неконтролируемого обводнения и других вредных
влияний на месторождении; сохранение чистоты почвы, атмосферы, водоемов;
очистка и утилизация сточных вод; использование, захоронение, уничтожение
отходов; комплексное рациональное использование природных углеводородов.
В НГДУ соответствующими службами проводимые мероприятия имеют
высокий уровень и обеспечивают экологическую безопасность. Предлагаемые в
дипломном проекте инженерно-технические решения не нарушают экологию
данного района.
Выводы к пятому разделу
В заключение раздела можно сделать вывод, что комплекс всех мероприя-
тий позволяет обеспечить надежный уровень организации безопасности произ-
водства, защиты в ЧС и охраны окружающей среды. При внедрении предлагае-
мых в данном дипломном проекте мероприятий будет обеспечен высокий уро-
вень безопасности и экологичности добычи нефти. Предлагаемые мероприятия
не снижают достигнутый уровень безопасности и экологичности, это обуслов-
лено тем, что работы проводятся по герметичной системе внутри скважины, ко-
торая перед работами исследуется на наличие негерметичности в колонне.
Информация о работе Геолого-физическая характеристика Ватьеганского месторождения