Розробка свердловин Бухарського родовища

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

1 ВИХІДНІ ДАНІ
1.1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища
В геологічній будові Бухарському родовищі беруть участь девонські, кам'яновугільні, пермські і четвертинні відкладення.
У тектонічному відношенні родовище розташоване на північному схилі Південно-Татарській склепінні. Із заходу вона обмежена вузьким і глибоким Алтунін-Шунакскім прогином, що відокремлює зведену частина південного купола від Акташське-Ново-Єлховський валу. По поверхні кристалічного фундаменту спостерігається малоамплітудних ступеневу занурення в північному і північно-східному напрямках. На цьому тлі намічається ряд відносно вузьких, витягнутих у меридіональному і субмеридиональном напрямках піднятих блоків фундаменту і пов'язаних із ними грабенообразниє прогинів.
Приуроченість району родовища до прибортових зонам Нижньокамського прогину Камсько-Кінельський системи зумовлює помітне зміна структурних планів відкладень верхнього девону і нижнього карбону. У розрізі девонської осадової товщі їм відповідає структурні слабко виражені тераси і прогини. Більш складний структурний план мають вищерозміщені відкладення, яким характерні чіткі, лінійно-витягнуті валоподiбну, зони, ускладнені локальними підняттями III порядку. Поряд з рисами успадкованого структурного плану з'являються локальні седиментаційні новоутворення у вигляді рифових будівель верхнефранско-фаменского віку та пов'язані з ними структури облягання - Верхнє-Налімовское і Південно-Налімовское підняття. Амплітуди цих структур по покрівлі турнейского ярусу досягають 65-70м. В основному для Бухарського родовища характерними локальними елементами є малоамплітудні підняття III порядку. У межах площі родовища поверхню турнейского ярусу ускладнена «русловими» врезовимі зонами, виділеними за результатами деталізаціонних робіт МОГТ в Заїнська районі сейсморазведочной партії 9 / 96, які були, в основному, підтверджені фактичним бурінням 1997-2000 р.р.
Основою для структурних побудов послужили результати деталізаціонних робіт МОГТ Бухарської сейсморазведочной партії 9 / 96 у Заїнська районі.
За розрізу Бухарського родовищ нафтоносного різної інтенсивності встановлена ​​по ряду горизонтів у верхньому девоні і нижньому карбоні.
Продуктивними на родовищі є теригенні відклади пашійского, киновского і Бобриковського горизонтів, карбонатні колектори Семілуцького, бурегского, заволзького горизонтів і турнейского ярусу. Всього виявлено 47 покладів нафти, які мають різні розміри і поверхи нафтоносності. Вони контролюються окремими локальними підняттями або групою структурою. Промислові скупчення нафти в пашійском горизонті приурочені до пластів, індексовані (знизу-вверх), як Д 1-в, Д 1-б і Д 1-а, складеними пісковиками і алевролітами. Пласти Д 1-а, Д 1-б розглядаються як один об'єкт - Д 1-а + б, оскільки в 20% свердловин вони зливаються або мають малопотужні глинисті перемички толщтной 0,8-1,2 м. Пласт Д 1 - виділяє як самостійний об'єкт з власним ВНК.
Д 1-в представлений дрібнозернистими добре відсортованими пісковиками, залягає в підошовної частини пашійского горизонту на глибині 1741,6 м, чітко корелюється за матеріалами ГІС і відділяються від пласта Д 1-а + б перемичкою товщиною в 4,6 м. Тип колектора - порові . Нафтоносного пласта Д 1-в за площею має обмежене поширення. До нього приурочено всього 2 поклади на самому півдні і одна в середній частині родовища. У 13 свердловинах за матеріалами ГІС встановлена ​​нафтоносності, в 10 з них проведено випробування, дебіти нафти в яких варіюється від 0,3 до 22,1 т / добу. Ефективні нефтенасищенной товщини пласта змінюються від 0,6 до 2,8 м. Пласт Д 1-в підмурівку, в основному, підошовної водою. У багатьох свердловинах розкритий безпосередній ВНК, контури нафтоносності проведені за усередненими значеннями відміток ВНК по свердловинах з урахуванням нижніх дір перфорації.
Пласт Д 1-а + б розвинений повсюдно нефтенасищенной колектор розкритий у 40% свердловин від загального пробуреного фонду на девон. Ефективна нефтенасищенной товщина шару змінюється від 0,8 до 2,4 м.
Всього виявлено 13 покладів нафти, приурочених до сейсмоподнятіям III порядку. Поклади невеликі за розміром і висоті. Сім з них розкриті тільки однією свердловиною. Тип покладів - пласто-сводовий. ВНК розкритий в 38% свердловин, в яких встановлено нефтенасищенной. У зв'язку з цим контури нафтоносності в 3-х покладах проведені відповідно до положення ВНК, певним з ГІС та результатами випробування, в інших тільки за абсолютною позначці підошви нижнього нефтенасищенной прошарку. Занурення структур спостерігається у північному напрямку. Абсолютні позначки ВНК, за якими проведені контури покладів, змінюються з півдня на північ від -1496 до -1508,7 м. Контури покладів в районі свердловин 736, 785, 788, 790 і 793а перетерпіли зміна за даними НВСП МОВ. Поклад нафти в районі скв.790 (Верхньо-Налімовское підняття) різко змінила орієнтацію з субмеридіонального напрямку за результатами сейсмоісследованій на північно-східне за результатами НВСП МОВ. Розміри поклади зменшилися вдвічі. Поклад нафти в районі скв.736 змінила напрямок з північно-західного на північно-східне, розміри її збільшилися незначно. На покладах нафти, приурочених до Східно-Бухарському підняття (район скв.793а) і в районі скв.788, запаси нафти по якій не були затверджені в ДКЗ РФ, площа нафтоносності збільшилася в два рази. Поклад нафти в районі скв.785 з північного заходу обмежена лінією тектонічного порушення, виявленої за НВСП, за якою виявлено скидання на 5 метрів по вертикалі. Поклад обмежена лінією скидання, що є в даному випадку екраном. Розміри поклади зменшилися в 4 рази. Тому після проведення запропонованих авторами робіт з управління мережі сейсмопрофілях на деяких ділянках родовища, переобробку всього наявного матеріалу з сейсмоісследованіям, проведення НВСП МОВ на свердловинах, запропонованих у розділі дорозвідки, необхідно уточнити запаси нафти по родовищу відповідно до отриманих результатів.
Загальна товщина відкладень пашійского горизонту становить в середньому 22,8 м, ефективна нефтенасищенной - 1,9 м, що відповідно відображається на коефіцієнті піщанистого - 0,071, а коефіцієнт піщанистого по нефтенасищенной частини - 0,631. Коефіцієнт розчленованості дорівнює 4,067.
Вище по розрізу на глибині 1734,2 м залягають продуктивні відкладення киновского горизонту, приурочені до пласту Д 0-у. Колектор представлений, в основному, алевролітами, рідше пісковиками дрібнозернистими, кварцовими. Тип колектора поровий.
Пласт Д 0-у розвинений за площею повсюдно. По ньому виявлено і обведений 11 покладів нафти, які, в основному, перекривають у плані поклади по пашійскім відкладенням. У 25 свердловинах, пробурених на 9 покладах, нефтенасищенной пласт Д 0-у випробуваний. Дебіти нафти, отримані при випробуванні, змінюються від 1,3 до 19,2 т / добу. Тип покладів - пластово-сводовий. У 14 свердловинах розкритий ВНК. Контури нафтоносності проведені за результатами випробування у відповідності з гіпсометричним відмітками нижніх дір перфорації, з яких отримана нафту. У чотирьох покладах положення контурів нафтоносності прийнято по підошві нижнього нефтенасищенной пропласткам.
Загальна товщина киновского горизонту змінюється від 13,8 до 23,6 м, складаючи в середньому 19,3 м. Кількість пропластков 1 - 4, коефіцієнт розчленованості - 1,852. Сумарна ефективна нефтенасищенной товщина пропластков варіює в межах 0,6 - 0,62 м, середня дорівнює 2,2 м. Коефіцієнт піщанистого склав 0,712. Товщина непроникного прошарку між нефтенасищенной пропластками невелика - 0,6-1,4 м.
1.2 Колекторські властивості продуктивних горизонтів
Відкладення пашійского і киновского горизонту франского ярусу верхнього девону складені алевролітами і пісковиками. Керн вони охарактеризовані в 10 свердловинах (70 зразків).
Пісковики мономінеральні кварцові, дрібнозернисті. Зерна кварцу полуокатаною форми, сортування зерен добра, упаковка середня, ділянками щільна. За даними гранулометричного аналізу пісковики дрібнозернисті (50,1% - 80,8%) з невеликою домішкою среднепсаммітовой фракції (0 - 10,3%), сильно алеврітістие, глинисті (2,7 - 7,1%). Ізвестковістих коливається від 0,1 до 3%.
Цементом служить вторинний кварц, утворює регенераційні облямівки, і карбонатно-глинистий матеріал, що формує контактовому, а на окремих ділянках - порові тип цементу. Пористість пісковиків коливається в межах 12,9 - 20,4%, проникність 118,3 - 644,5 * 10 -3 мкм 2.
Алевроліти кварцові по складу з хорошою сортуванням зерен. За гранулометричним складом: грубозернисті (43,6-63,7%), середньо-і сільнопесчаністие (11,2-44,7%), слабогліністие (2,2-5,3%) з невеликою домішкою середньо-і мелкоалеврітовой фракції (1,5-8,1%). Тип цементу регенераційний, контактовому і поровий. Пористість алевролітів по керну варіює від 15 до 21,2%, проникність - від 9,6 до 109,9 * 10 -3 мкм 2.
Пористість колекторів пашійскіх відкладень, визначена за ГІС (47 вкв.) Та керну (3 вкв. - 33 визначення), майже збігається: 19,7% і 20,5%, нефтенасищенной відповідно 71,9 і 81,6%. Параметри проникності, визначені за ГІС, керну і результатами гідродинамічних досліджень, розрізняються, дані представлені в таблиці 1.2.1. Для проектування взято середнє значення по результатом ГІС, як найбільш представницьке (46 вкв. - 151 визначення), що дорівнює 0,13 мкм 2. Кондиційні значення коефіцієнтів пористості, нефтенасищенной і проникності для теригенних колекторів пашійского і киновского віків ідентичні і становлять відповідно: 0,115, 0,55 і 0,013 мкм 2.
Колектори відносяться до високоємкий високопроніцаемие. Тип колектора - порові.
Пашійскіе відкладення характеризуються в цілому низьким значенням піщанистого (0,071), по нефтенасищенной частини - 0,631. На неоднорідність об'єкта вказує досить висока величина його розчленованості, рівна 4,067. Загальна товщина горизонту становить в середньому 22,8 м, сумарна нефтенасищенной - 1,9 м. Висока середнє значення ефективної товщини (10,7 м) вказує на наявність значної водонасиченому частини по пластах з підошовної водою.
Покришкою для покладів пашійскіх відкладень служать аргіліти киновского віку потужністю від 2 до 6 м.
Колекторські властивості киновскіх відкладень охарактеризовано кернові даними, результатами ГІС та гідродинамічних досліджень. За першими вони вищі, а за більш представницьким матеріалами, з геофізичних досліджень, колектори характеризуються такими величинами: пористості - 19,6%, нефтенасищенной - 74,3%, проникності - 0,126 мкм 2, представленим у таблиці 1.2.1. Вони ставляться по своїм ємнісне-фільтраційним властивостями до високоємкий, високопроніцаемие. Тип колектора - порові.
Загальна товщина відкладень киновского віку становить в середньому 19,3 м, середня нефтенасищенной - 2,2 м, ефективна - 3,0 м. Колектори харак-ться високою неоднорідністю - розчленованість 1,852, високим значенням піщанистого - 0,712. Покришкою для киновскіх покладів служать глини однойменного віку товщиною до 10 м.

1.3 Фізико-хімічні властивості пластових флюїдів
Дослідження фізико-хімічних властивостей нафт в пластових і поверхневих умовах проводилося за пластовим пробам в ТатНІПІнефть і в аналітичній лабораторії ТГРУ. Проби відбиралися глибинними пробовідбірниками типу ПД-3 і досліджувалися на установках УІПН-2 і АСМ-300 за загальноприйнятою методикою. В'язкість нафти визначалася віскозиметром ВВДУ (віскозиметр високого тиску універсальний) та капілярним типу ВПЖ. Щільність сепарований нафти визначалася пікнометричним способом. Склад нафти і газу після одноразового розгазування пластової проби нафти аналізувався на хромотографи типу ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Всі дані дослідження наведені згідно з РД-153-39-007-96 «Регламент складання проектних технологічних документів на розробку нафтових і газонафтових родовищ».
Всього по Бухарському родовищу проаналізовано: пластових - 39 проб, поверхневих - 37 проб. Зважаючи на відсутність даних по турнейского ярусу і бурегскому горизонту були використані усереднені параметри по Кадировські і Ромашкинского родовищах відповідно.
Фізико-хімічні властивості флюїдів представлені в таблиці
Таблиця 1 Фізико-хімічні властивості
Найменування
Пашійскій горизонт
Кількість досліджених
Діапазон
Середнє
свердловин
проб
зміни
значення
1
2
3
4
5
Нафта
Тиск насичення газом, МПа
4
7
4.4-9.5
7,56
Газосодержание, при одноразовому
розгазування, м3 / т
4
7
32.77-60.2
57,6
Об'ємний коефіцієнт при одноразовому
розгазування, частки од.
4
7
1.1060-1.1700
1,1411

Щільність, кг/м3
4
7
804.3-865.0
815,4
В'язкість, мПа * с
4
7
7.32-9.12
6,6
Об'ємний коефіцієнт при діфферен-ном
розгазування в робочих умовах, частки од.
2
2
1,1078
1,1078
Пластова вода
Продовження таблиці 1
1
2
3
4
5
Газосодержание, м3 / т
0.25-0.42
0,335
в т.ч. сірководню, м3 / т
Н.О.
Н.О.
Об'ємний коефіцієнт, частки од.
0,9987
В'язкість, мПа * с
30
30
1.73-1.95
1,84
Загальна мінералізація, г / л
30
30
230.89-291.82
269,01
Щільність, кг/м3
30
30
1167.0-1190.0
1182,67
Киновскій горизонт
Нафта
Тиск насичення газом, МПа
6
14
4.5-9.1
7,25
Газосодержание, при одноразовому
розгазування, м3 / т
6
14
42.8-68.0
59,28
Об'ємний коефіцієнт при одноразовому
розгазування, частки од.
6
14
1.1131-1.1680
1,1501
Щільність, кг/м3
6
14
810.0-860.0
823,1
В'язкість, мПа * с
6
14
4.95-8.51
5,45
Об'ємний коефіцієнт при діфферен-ном
розгазування в робочих умовах, частки од.
1
3
1,1387
1,1387
Газосодержание, м3 / т
0.25-0.42
0,335
в т.ч. сірководню, м3 / т
Н.О.
Н.О.
Об'ємний коефіцієнт, частки од.
0,9987
В'язкість, мПа * с
30
30
1.73-1.95
1,84
Загальна мінералізація, г / л
30
30
230.89-291.82
269,01
Щільність, кг/м3
30
30
1167.0-1190.0
1182,67
Бурегскій горизонт
Нафта
Тиск насичення газом, МПа
1
2
7
Газосодержание, при одноразовому
розгазування, м3 / т
1
2
50,7
Об'ємний коефіцієнт при одноразовому
розгазування, частки од.
1
2
1,124
Щільність, кг/м3
1
2
826,3
В'язкість, мПа * с
1
2
7,39
Об'ємний коефіцієнт при діфферен-ном
розгазування в робочих умовах, частки од.
1
2
1,1129

Пластова вода
Газосодержание, м3 / т
0.1-0.13
0,12
в т.ч. сірководню, м3 / т
Н.О.
Об'ємний коефіцієнт, частки од.
0,9989
В'язкість, мПа * с
1
1,74
Загальна мінералізація, г / л
1
209,77
Щільність, кг/м3
1
1168
Турнейского ярус
Нафта
Тиск насичення газом, МПа
3
8
4.95-5.05
4,99
Газосодержание, при одноразовому
розгазування, м3 / т
3
8
16.6-20.6
18,6
Об'ємний коефіцієнт при одноразовому
розгазування, частки од.
3
8
1.056-1.060
1,058
Щільність, кг/м3
3
8
853.93-854.0
853,9
В'язкість, мПа * с
3
8
10.69-15.9
13,3
Об'ємний коефіцієнт при діфферен-ном
розгазування в робочих умовах, частки од.
3
8
1,0475
1,0475
Продовження таблиці 1
1
2
3
4
5
Пластова вода
Газосодержание, м3 / т
0.20-0.25
0,225
в т.ч. сірководню, м3 / т
Н.О.
Об'ємний коефіцієнт, частки од.
0,9982
В'язкість, мПа * с
1
1
1,69
Загальна мінералізація, г / л
1
1
236,05
Щільність, кг/м3
1
1
1161
Бобриківського горизонт
Нафта
Тиск насичення газом, МПа
3
8
1.6-4.5
2,46
Газосодержание, при одноразовому
розгазування, м3 / т
3
8
5.03-11.38
1,0216
Об'ємний коефіцієнт при одноразовому
розгазування, частки од.
3
8
1.0140-1.0282
1,0216
Щільність, кг/м3
3
8
895.0-907.0
905,9
В'язкість, мПа * с
3
8
28.91-88.43
55,54
Об'ємний коефіцієнт при діфферен-ном
розгазування в робочих умовах, частки од.
3
8
1,0001
1,0001
Пластова вода
Газосодержание, м3 / т
0.08-0.12
0,1
в т.ч. сірководню, м3 / т
Н.О.

Об'ємний коефіцієнт, частки од.
0,998
В'язкість, мПа * с
2
2
1.71-1.72
1,71
Загальна мінералізація, г / л
2
2
235.27-260.80
248,04
Щільність, кг/м3
2
2
1164.0-1165.0
1164,5
1.4 Коротка техніко-експлуатаційна характеристика фонду
свердловин
Девонські відкладення родовища.
Фонд свердловин на горизонт Д 0 + Д 1, передбачений проектом дослідно-промислової експлуатації та додатковими документами, визначено у кількості 85 одиниць, в тому числі видобувних - 18, оціночних - 6, розвідувальних - 61.Плотность сітки при цьому 16 га / вкв.
Фактично на 1.01.2004 року пробурено 79 свердловин, з них 18 видобувних, 55 розвідувальних, 6 оціночних.
Видобувний фонд на кінець 2004 року по об'єкту склав 28скважін.
Протягом 2004 року у видобувному фонді відбулися наступні зміни: введена на нафту 1 нова свердловина (№ 793а) з п'єзометричного фонду.
На 1.01.2005 року діючий фонд становить 25 свердловин. У 2004 році з чинного фонду пішла в бездіяльність 1 свердловина (№ 750), введені з бездії 4 свердловини (№ № 785, 792, 794, 1027).
У недіючому фонді знаходяться 3 свердловини: всі 3 свердловини - в очікуванні ПРС.
Динаміка видобувного фонду наведена нижче:

Таблиця 1 Динаміка видобувного фонду
Категорія
Кількість свердловин
свердловин
на 1.01.2004 р.
на 1.01.2005 р.
+, -
1. Видобувний фонд
27
28
+1
в тому числі: фонт
1
1
-
ЕЦН
-
8
+8
ШГН
26
19
-7
2. Діючий фонд
21
25
+4
в тому числі: фонт
-
-
-
ЕЦН
5
8
+3
ШГН
16
17
+1
3.Бездействующій фонд
6
3
-3
4.У освоєнні
-
-
-
Динаміку середньодобового дебіту однією діючою свердловини можна простежити за таблицею:
Таблиця 2 Середньодобовий дебіт свердловини.
на 1.01.2004 р.
на 1.01.2005 р.
+, -
Спосіб експлуатації
нафту
рі.
нафту
рі.
нафту
рі.
Серед. дебіт 1 вкв., т / добу
4,2
20,1
4,1
31,9
-0,1
+11,8
фонт.
-
-
-
-
-
-
ЕЦН
6,6
50,5
7,2
82,4
+0,6
+31,9
Продовження таблиці 2
1
2
3
4
5
6
7
ШГН
3,5
10,4
2,6
8,0
-0,9
-2,4
На кінець 2004 року нагнітальний фонд по об'єкту становить 1 свердловина.
Динаміка нагнітального фонду свердловин на 1.01.2005 року приведено нижче:

Таблиця 3 Динаміка нагнітального фонду свердловин
Категорія
Кількість свердловин
свердловин
на 1.01.2004 р.
на 1.01.2005 р.
+, -
Весь нагнітальний фонд
1
1
-
а) свердловини під закачуванням
1
1
-
б) бездіяльний фонд
-
-
-
в) що працюють на нафту
-
-
-
г) п'єзометричного
-
-
-
д) в освоєнні
-
-
-
Діючий фонд нагнітальних свердловин складає 1 свердловина (№ 1009).
Інші свердловини.
До цієї категорії віднесені п'єзометричного, які очікують ліквідації, ліквідовані, поглинальні і консервований фонд свердловин.
На 1.01.2005 року фонд п'єзометричного свердловин складає 12 свердловин. У звітному році у цей фонд перейшла з наглядової фонду свердловина № 1038, з п'єзометричного фонду пішла в видобуток 1 свердловина.
Кількість ліквідованих свердловин на кінець звітного року становить 25 свердловин, як і в минулому році.
Станом на 1.01.2005 р. в консервованому фонді свердловин немає.
Видобуток нафти за 2004 рік по горизонту Д 0 і Д 1 Бухарського родовища планувалося добути 27,934 тис. тонн, фактично видобуто 28,768 тис. тонн. Темп вироблення по об'єкту склав 1,45% від початкових видобутих запасів і 1,65% від поточних видобутих запасів.
У звітному році введено на нафту 1 нова свердловина, за рахунок чого отримано 0,271 тис. тонн нафти. Середній дебіт нафти нової свердловини склав 1,6 т / добу.
За рахунок введення з бездії 4 свердловин видобуто 0,932 тис.тонн нафти. Середній дебіт нафти одній введеної з бездії свердловини склав 1,3 т / добу, по рідини - 8,6 т / добу.
За 2004 рік видобуто: ШГН - 13769 тонн нафти (47,9%), ЕЦН -14999 (52,1%). З початку розробки на 1.01.2005 року відібрано 269,547 тис.тонн нафти або 13,6% від початкових видобутих запасів
За рахунок введення з бездії 4 свердловин видобуто 0,932 тис.тонн нафти. Середній дебіт нафти одній введеної з бездії свердловини склав 1,3 т / добу, по рідини - 8,6 т / добу.

Закачування води у 2003 році технологічна закачування склала 29,186 тис. м 3. Річний відбір рідини в пластових умовах компенсований технологічної закачуванням на 14,2%.

У цілому по горизонту Д 0 + Д 1 на 1.01.2005 року працюють з водою 25 свердловин, усі свердловини обводнені пластовою водою.
За ступенем обводненості продукції, що видобувається обводнених фонд свердловин розподіляється в таблиці 4.
Таблиця 4 Обводненість що видобувається.

Ступінь

Кількість свердловин
обводнення
на 1.01.2004 р.
на 1.01.2005 р.
+, -
до 2%
-
-
-
2 - 20%
3
-
-3
20 - 50%
2
5
+3
50 - 90%
9
9
-
Продовження таблиці 4
1
2
3
4
Більше 90%
7
11
+4
Всього
21
25
+4
Стан пластового тиску.
На 1.01.2005 року пластовий тиск по об'єкту в зоні відбору склало 163,1 ат, проти 164,2 ат у минулому році.
Бобриківського відкладення родовища.
1997 введено в розробку відкладення Бобриковського горизонту.
Фонд свердловин на Бобриківського горизонт, передбачений проектом дослідно-промислової експлуатації та додатковими документами, визначений у кількості 25 одиниць, в тому числі видобувних - 20, резервних - 1, оціночних - 2, розвідувальних - 2.
Щільність сітки при цьому 16,0 га / вкв.
Фактично на 1.01.2005 року пробурено 17 свердловин, з них 13 видобувних, 2 розвідувальних, 2 оцінних.
Видобувний фонд на кінець 2004 року по об'єкту склав 23 свердловини.
На 1.01.2005 року діючий фонд складає 23 свердловини. У 2004 році виведено з бездіяльності 2 свердловини (№ № 1022,1029). У недіючому фонді свердловин немає.
Динаміка видобувного фонду наведена у таблиці 5.
Таблиця 5 Динаміка видобувного фонду.
Категорія
Кількість свердловин
свердловин
на 1.01.2004 р.
на 1.01.2005 р.
+, -
1. Видобувний фонд
23
23
-
У тому числі: фонт
-
-
-
ЕЦН
-
-
-
ШГН
23
23
-
Продовження таблиці 5
1
2
3
4
2. Діючий фонд
21
23
+2
в тому числі: фонт
-
-
-
ЕЦН
-
-
-
ШГН
21
23
+2
Недіючий фонд
2
-
-2
В освоєнні
-
-
-
Динаміку середньодобового дебіту однією діючою свердловини можна простежити за таблицею 6.

Таблиця 6 Дебіт середньодобовий діючий свердловини.
на 1.01.2004 р.
на 01.2005 р.
+, -
Спосіб експлуатації
нафту
рі.
нафту
рі.
нафту
рі.
Серед. дебіт 1 вкв. т / добу.
6,5
13,5
4,4
11,6
-2,1
-1,9
Фонт.
-
-
-
-
-
-
ЕЦН
-
-
-
-
-
-
ШГН
6,5
13,5
4,4
11,6
-2,1
-1,9
Інші свердловини.
До цієї категорії віднесені п'єзометричного, які очікують ліквідації, ліквідовані, поглинальні і консервований фонд свердловин.
На 1.01.2005 року в п'єзометричного фонді знаходиться 1 свердловина (№ 25490), як у минулому році.
У наглядовій фонді також перебуває 1 свердловина (№ 25489), як у минулому році.
Кількість ліквідованих свердловин на кінець звітного року складає 2 свердловини.
Станом на 1.01.2005 р. в консервованому фонді свердловин немає.
За 2004 рік по Бобриківського горизонту Бухарського родовища планувалося добути 39,884 тис. тонн, фактично видобуто 38,075 тис. тонн. Темп вироблення по об'єкту склав 2,95% від початкових видобутих запасів і 3,27% від поточних видобутих запасів.
У 2004 році за рахунок введення з бездії 2 видобувних свердловин отримано 0,367 тис.тонн нафти. Середній дебіт нафти одній введеної з бездії свердловини склав 0,7 т / добу, по рідини - 2,6 т / добу.
З початку розробки на 1.01.2005 року відібрано 163,089 тис.тонн нафти або 12,7% від початкових видобутих запасів.
Обводненість на 1.01.2005 року становить 61,9%. У 2004 році відібрано 50,408 тис. тонн води, водонафтової фактор - 1,18.
У цілому по Бобриківського обрію на 1.01.2005 року працюють з водою 23 свердловини. Всі свердловини обводнені пластовою водою.
За ступенем обводненості продукції, що видобувається обводнених фонд свердловин розподіляється в таблиці 7.
Таблиця 7 Обводненість видобутої продукції
Ступінь

Кількість свердловин

обводнення
на 1.01.2004 р.
на 1.01.2005 р.
+, -
до 2%
-
-
-
2 - 20%
8
6
-2
20 - 50%
5
5
-
50 - 90%
5
8
+3
більше 90%
3
4
+4
Всього
21
23
+2
На 1.01.2005 року пластовий тиск по об'єкту в зоні відбору составіло89, 6 ат, проти 88,5 ат у минулому році.

2 ОХОРОНА ПРАЦІ І ПРОТИПОЖЕЖНА ЗАХИСТ
2.1 Професійні шкідливості і небезпеки в нафтовій
промисловості
У складі забруднювачів містяться численні реагенти, каталізатори, ПАР, інгібітори, луги, кислоти, речовини, що утворюються при горінні, хімічному перетворенні і т.д..
Сира нафта. Дія на організм парів сирої нафти мінливо і залежить від її складу. Великий вплив надає зіткнення з рідкою нафтою шкіри людини, внаслідок чого можуть виникати дерматити або екземи.
Бензин надходить в організм через дихальні шляхи, може заковтувати з повітрям і потім всмоктуватися в кров зі шлунково-кишкового тракту. Бензин надає сильну дію на центральну нерівну систему, шкірний покрив. Може викликати гострі та хронічні отруєння, іноді зі смертельним результатом.
Окис вуглецю. СО - безбарвний газ без смаку і запаху. Надходження СВ в організм підкоряється закону дифузії газів. ГДК СВ в повітрі робочої зони 20 мг / мЗ.
Двоокис вуглецю СО2-безбарвний газ, важкий, малореакціонноспо-можних газ. При низьких і помірних температурах має злегка кислуватим запахом і смаком.
Вуглекислий газ чинить наркотичну дію на людину і може змінювати його поведінку, подразнювати слизові оболонки.
Граничні вуглеводні, хімічно найбільш інертні серед органічних сполук, вони є в той же час найсильнішими наркотиками. Дія їх послаблюється незначною розчинністю у воді і крові, внаслідок чого тільки при високих концентраціях створюється небезпека отруєння цими речовинами.
Природний газ зазвичай розглядається як нешкідливий газ. Дія його ідентично дії граничних вуглеводнів. Головна небезпека пов'язана з асфіксією при нестачі кисню.
Нафтовий крекінг-газ. Діє на людину, як суміш вуглеводнів. Сірчисті з'єднання. Професійна шкідливість сірчистих сполук визначається найбільш токсичними інгредієнтами газовиділень з багатосірнистого нафти, природного газу і конденсату.
Сірководень. Безбарвний газ з неприємним запахом, відчутним навіть при незначних концентраціях 1:1000000. Головне токсичну дію сірководню проявляється не в подразненні слизових оболонок, а в його загальному дії на організм.
Він діє на центральну нервову систему, окислювальні процеси і кров.
2.2 Заходи безпеки при виробництві СКО
Роботи з підготовки свердловини до виконання на ній необхідних технологічним процесом операцій і виконання цих операцій повинні проводитися за планом, затвердженим головним інженером НГВУ і під керівництвом відповідальної особи.
До робіт з приготування нефтекіслотной і зворотної емульсій, застосуванню їх і соляної кислоти допускаються особи старші 18 років, що пройшли мед.осмотр і навчання відповідно до «Положення про порядок навчання робітників та інженерно-технічних працівників методам роботи на підприємствах і організаціях Міннафтопрому» та вимогами цього РД і лише після перевірки їх знань комісією, призначеною наказом по підприємству.
Працівники, які займаються приготуванням нефтекіслотной і зворотної емульсією, застосуванням їх і соляної кислоти, д.б. забезпечені комплектом спецодягу, спецвзуттям.
Технічне обслуговування технічних засобів повинно здійснюватися згідно з паспортами та інструкціями з експлуатації на технічні засоби.
При експлуатації насосних і кислотних агрегатів, диспергатора необхідно керуватися вимогами «Правил будови і безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском».
При наявності в продукції свердловини сірководню роботи з промивання свердловини виконувати тільки із застосуванням зворотної емульсії, умовна в'язкість д.б. не нижче 250 з по ВП-5. Пі використанні інших рідин повинні застосовуватися нейтралізатори сірководню.
У плані по ОПЗ свердловини вказати обсяг, щільність і в'язкість зворотної та нефтекіслотной емульсій, основні операції та відповідальних осіб по обробці.
Протягом всього часу робіт з застосуванням нефтекіслотной і зворотної емульсій чи товарної нафти на відстані менше 25 м від гирла свердловини і ємностей емульсіями або нафтою забороняється: користування відкритим вогнем (паління, електрозварювальні роботи та ін); перебування техніки, не обладнаній іскрогасниками на вихлопних трубах; перебування сторонніх людей.
До початку робіт з обробки необхідно: підготувати і спланувати територію навколо гирла свердловини в радіусі 50 м для розміщення агрегатів та іншого обладнання; обпресувати гирлову арматуру; розташувати спецтехніку й устаткування з навітряного боку від гирла свердловини на відстані не менше 10 м; закачування робити тільки після обпресування нагнітальної лінії і диспергатора на 1,5-кратне тиск від очікуваного максимального з складанням акту; встановити манометр для контролю за тиском в затрубному просторі свердловини.
Перед початком проведення робіт відповідальної за виконання технології зобов'язаний:
Ознайомити робочих до плану робіт і ліквідацією можливих ускладнень провести інструктаж з техніки безпеки, що включає всі види передбачених планом робіт, з відміткою в «Журналі реєстрації інструктажу на робочому місці» і підписом інструктували;
Перевірити стан техніки безпеки на робочому місці, наявність і придатність засобів захисту.
При проведенні робіт під тиском обслуговуючий персонал і учас-ники обробки д.б. видалені за межі небезпечної зони. При роботі з нефтекіслотной емульсією і кислотою повинні застосовуватися індивідуальні засоби захисту: протигаз марки "В", захисні окуляри, гумові рукавички, фартух, взуття.
При попаданні нефтекіслотной емульсії на шкіру рук та інших частин тіла емульсію слід видалити за допомогою дрантя, обмити ці ділянки струменем води протягом 3-5 хвилин, вимити з милом і накласти на поверхню шкіри водну кашку чайної соди.
При попаданні кислоти на шкіру людини негайно обмити цю ділянку струменем води протягом 3-5 хвилин і накласти на поверхню шкіри кашку чайної соди.
При попаданні кислоти і нефтекіслотной емульсії в очі рясно промити їх чистою водою та негайно направити потерпілого до лікарні.
При проведенні всіх робіт з виконання даної технології виключити розбризкування і розливання нафти, зворотної та нефтекіслотной емульсій, кислоти, для чого:
Перед закачуванням зазначених рідин в свердловину гирлова арматура, диспергатор, маніфольд повинні бути опресовані прісною водою;
Підйом НКТ з свердловини повинен здійснюватися з використанням пристрою по очищенню зовнішньої поверхні труб;
пристрій - «спідницю» проти розбризкування.
Зворотній емульсія або нафта, що використовуються в якості продавочной і промивної рідин, повинні бути відкинуті у систему збору нафти.
Після закачування хімреагентів до розбирання нагнітальної системи агрегату повинна прокачуватися інертна рідина об'ємом, достатнім для промивання нагнітальної системи. Скидання рідини після промивки повинен проводитися у збірну ємність; з ємності рідина вивозиться в пункти утилізації технологічних рідин.
2.3 Забезпечення пожежної безпеки
Під час випробувань необхідно керуватися «Правилами безпеки в нафтовій та газовій промисловості», затвердженими Держнаглядохоронпраці України 14.12.92 р., М., НВО ОБТ, 1993 р., «Правилами пожежної безпеки в нафтовій промисловості», ППБО 85, «Надра», 1987 р. та іншими керівними документами в нафтовій та газовій промисловості.
Закачування робочих агентів в пласт здійснюється підготовленої бригадою під керівництвом відповідальної особи із числа ІТП, призначеного наказом по підприємству, що проводить роботи. До проведення закачування д.б. розроблено план виконання робіт на конкретній свердловині і план ліквідації можливих аварій, затверджені головним інженером підприємства.
Відповідальний за закачування реагентів зобов'язаний:
Знати інструкцію з техніки безпеки;
Ознайомити виконавців з характером робіт, запобіжними засобами, розташуванням устаткування і режимом його роботи;
Провести перевірку застосовує;
Не допускати розстановку агрегатів, автоцистерни та спецобладнання під діючими лініями електропередач;
Забезпечити місце робіт засобами пожежогасіння (вогнегасники, кошма, пісок).
Роботи повинні проводитися у світлий час доби або при висвітленні 20 люкс.
Технічні засоби, що використовуються для підготовки та закачки робочих агентів, повинні відповідати вимогам ГОСТ 12.2.003-74, ОСТ 39064-74, РД 39-32-617-81. Не допускається використання несправних технічних засобів.
Пересувне обладнання та спецтехніка повинні розташовуватися з навітряної сторони на відстані не менше 20 м від свердловини на майданчику з ухилом не більше 3 0 і обладнуватися іскрогасниками.
Всі тимчасові трубопроводи д.б. надійно закріплені і захищені від механічних пошкоджень.
При виникненні загоряння застосовують пісок, азбестова ковдра, пінні і вуглекислотні вогнегасники.
При роботі з хімреагентами необхідно користуватися спецодягом, захисними окулярами, гумовими чобітьми, рукавичками з кислотостійкої гуми та фартухами з кислотостійкої тканини, респіраторами Ріг-673 відповідно до чинних типових норм. При роботі в замкнутому приміщенні, без тяги або при сильному випарі хімреагентів необхідно використання протигаза марки БКФ (ГОСТ 12.4.121-85).
Обслуговуючий персонал, що працює з хімреагентами, повинен до початку робіт пройти спецінструктаж, а також піддаватися попередньому і періодичним медичним оглядам.
При появі ознак отруєння (головного болю, запаморочення, нудоти, втрати апетиту і сну) слід звернутися до керівника робіт і лікаря.
Категорично забороняється приймати реагенти для потреб, не пов'язаних з їх прямою метою.
У зоні роботи з хімреагентами забороняється зберігання і прийом їжі і води на відстані не менше 30 м.
Категорично забороняється потрапляння хімреагентів у водойми, каналізаційні системи, грунт.
З метою виключення потрапляння хімреагенти в повітря робочої зони потрібно забезпечити необхідну герметичність ємностей, обладнання, комунікацій.
2.4 Вибір безпечного обладнання при СКО
Режим роботи агрегату вибирають таким чином, щоб тиск, створюваний насосом, було достатньо для продавкі розчину в пласт при максимально можливої ​​його подачі. У таблиці 1 наведені характеристики агрегату Азінмаш-30а.
Таблиця 1 - Технічна характеристика Азінмаш - 30А
Швидкість
Подача, л / с
Тиск, МПа
II
3,60
33,2
III
6,85
17,4
IV
12,22
9,7
V
15,72
7,6
Визначимо необхідний тиск на викиді насоса при закачуванні в свердловину рідини з витратою q = 6,85 л / с за формулою, наведеною в [5]:
Р вн = Р заб - Р ж + Р т,
де Р заб - максимальне забойное тиск при продавке розчину
Р заб = Р пл + q * 10 -3 * 86400 / К
Р заб = 15 + 6,85 * 10 -3 * 86400 / 51,3 = 26,7 МПа,
Р ж - гідростатичний тиск стовпа продавочной рідини (вода з щільністю 1000 кг / м 3)
Р ж = ρgL
Р ж = 1000 * 9,81 * 1280 * 10 -6 = 12,56 МПа,
Р т - втрати тиску на тертя
Р т = λυ 2 Lρ / (2d),
де υ - швидкість руху рідини по трубах
υ = q * 10 -3 / (0,785 d 2)
υ = 14,6 * 10 -3 / (0,785 * 0,073 2) = 3,49 м ​​/ с
λ - коефіцієнт гідравлічного опору
λ = 0,3164 / Re 0,25,
Re - число Рейнольдса
Re = υdρ / μ
Re = 3,49 * 0,073 * 940 / (23 * 10 -3) = 10412
μ - динамічна в'язкість води, що дорівнює 6,6 мПа * с.
Звідси,
λ = 0,3164 / 34 741 0,25 = 0,0313,
Р т = 0,0313 * 3,49 2 * 1280 * 940 * 10 -6 / (2 * 0,073) = 3,14 МПа,
Р вн = 26,7 - 12,56 + 3,14 = 17,2 МПа.
Отже, при закачуванні кислотного розчину агрегат Азінмаш - 30А працює на III швидкості при діаметрі плунжера 120 мм. При цьому тиск на викиді насоса (17,4 МПа) більше, ніж необхідно для продавкі в пласт розчину з дебітом 6,85 л / с.

3 ОХОРОНА НАДР І НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА
3.1 Заходи, спрямовані на охорону надр і навколишнього
середовища
Для запобігання забруднення грунту, водойм і атмосферного повітря застосовуваними реагентами необхідно передбачити:
- Герметизацію всіх з'єднань на гирлі свердловини, насосних агрегатах, автоцистернах, ємностях та іншого обладнання при перевезенні, зберіганні та проведенні робіт;
- Після закінчення технологічного процесу промити прісною водою насоси агрегатів, ємності, нагнітальні лінії, приймальні та викидні шланги від залишків реагентів у жолобної систему з їх подальшим вивезенням до спеціально відведені місця нейтралізації і поховання.
У разі розливу розчину силікату натрію на землю, просочений їм шар грунту нейтралізується пластової водою щільністю 1,18 г / см 3 та засипається піском.
Для зниження шкідливих викидів в атмосферу повинно бути забезпечено виконання наступних умов:
- Підтримання технічного стану існуючого обладнання та трубопроводів на належному рівні;
- Широке впровадження нових технологій і технічних засобів;
- Розробка більш досконалих технологій та обладнання.
Для здійснення першої з намічених завдань заплановані такі конкретні заходи:
- Ремонт і заміна резервуарів;
- Будівництво та заміна товарних і технологічних нафтопроводів і газопроводів;
- Реконструкція установок підготовки нафти і зміна вантажопотоків;
Реалізації другий - впровадження освоєних технологій та обладнання, що потребує більш широкого використання:
- Системи УЛФ з резервуарів;
- Установки очищення газу від сірководню з отриманням елементарної сірки;
- Мультіфазних насосів для утилізації попутного газу;
- Газових електростанцій для утилізації попутного газу;
- Нейтралізації вихлопних газів на автомобілях;
- Будівництва об'їзних доріг;
- Проведення моніторингу атмосферного повітря.
У число третьої групи завдань увійшла розробка:
- Технології очищення попутного газу від сірководню окисленням до елементарної сірки на твердих каталізаторах;
- Технології нейтралізації газових викидів;
- Технології і устаткування для відкачування газу з затрубного простору свердловин з утилізацією його в систему нефтесбора. Впровадження обладнання дозволить скоротити викиди вуглеводнів і сірководню в атмосферу;
Заходи щодо охорони поверхневих і прісних підземних вод
Поверхневий і підземний стоки тісно взаємопов'язані. Велику частину року річки живляться підземними водами (джерельний стік), лише в період весняного сніготанення (квітень - травень) витрати річок різко (до 10 разів) зростають за рахунок поверхневого стоку, що становить 60% річного. Дощовий стік в теплу пору року збільшує витрати річок незначно (9% загального річного). У холодний період року річки отримують виключно підземне живлення, відображаючи забрудненість підземних вод (джерел).
Поверхневі джерела забруднення річок цілком очевидні: аварійні пориви трубопроводів, розливи нафти і солених вод внаслідок порушення герметичності нафтопромислових споруд, стоки промоб'ектов, об'єктів сільськогосподарського призначення, стоки міст і населених пунктів.
Джерела забруднення підземних вод приховані. Це фільтрація забруднених вод з поверхні (з амбарів, трубпроводов, при свердловинному обваловки та ін) або знизу, з негерметичної свердловини за рахунок заколонних перетоків рідини. Виявлення вогнищ і джерел забруднення прісних підземних вод вимагає системи спеціальних досліджень (електророзвідка, буріння еколого-гідрогеологічних свердловин та ін.)
Заходи щодо зниження забруднення прісних і річкових підземних вод з поверхні як результату функціонування нафтової промисловості включають в себе наступні види робіт:
- Ліквідацію нафтогазопроявами на гирлі свердловин при порушенні герметичності експлуатаційних колон та виникнення заколонних перетоків знизу - вгору;
- Споруди зливової каналізації на промоб'ектах для збору та знешкодження стоків та автомийок;
- Утилізацію нефтешламов;
- Капітальний ремонт і проектну захист нафтопроводів;
- Оснащення бригад ПКРС обладнанням для запобігання розливів рідини;
- Гідроізоляцію земляних комор;
Заходи щодо зниження забруднення прісних підземних вод знизу передбачають:
- Герметизацію експлуатаційних колон свердловин;
- Ліквідацію заколонних перетоків;
- Допод'ем цементу за кондуктором і експлуатаційною колоною;
- Ліквідацію свердловин старого неякісного фонду;
-Переліквідацію раніше ліквідованих пошуково-розвідувальних та експлуатаційних свердловин;
Підвищення довговічності нафтопромислового обладнання за допомогою захисних покриттів НКТ, встановлення пакер - гільз, протекторної захистом, інгібіторів корозії.
Заходи з господарсько-питного водопостачання включає в себе забезпечення населених пунктів на території нафтопромислів питною водою згідно санітарно - гігієнічних засобів. Вони передбачають буріння водозабірних свердловин, будівництво та ремонт водопротоков, каптаж джерел, виділення зон санітарної охорони та інші роботи.
Заходи з охорони земельних ресурсів
Перспективні напрямки робіт та обсяги впровадження заходів, спрямованих на забезпечення екологічної безпеки при капітальному і підземному ремонті свердловин, включає в себе комплекс перераховуються нижче ефективних техніко-технологічних рішень.
1. Технологія герметизації земляних комор з використанням полімерно-го листового матеріалу. У ТатНІПІнефті розроблена технологія герметизації земляних комор з використанням поліетиленових полотен. Герметизація земляних комор при ВРХ на індивідуальних майданчиках або на кущах при амбарний та ємнісної системах очищення рідини дозволяє захистити від забруднення поверхневі і поземною питні води, а також родючий шар землі.
2. Освоєння свердловини на спеціальній рідині з викликом припливу насосним обладнанням в лінію нефтесбора. Даний спосіб освоєння свердловин виключає необхідність установки додаткового обладнання (ємності для збору нафти), що запобігає розлив на території свердловини, а отже, і забруднення земель.
3. Приготування з відпрацьованого глинистого розчину тампонажних паст для ізоляції зон поглинання. Це скорочує додаткові витрати на ізоляцію зон поглинання, а також на утилізацію і поховання розчину.
Заходи із забезпечення радіаційної безпеки
Заходи із забезпечення радіаційної безпеки на об'єктах підготовки нафти при розробці родовищ нафти в девонських відкладах спрямовані на виконання вимог федеральних законів «Про використання атомної енергії», «Про радіаційної безпеки населення», Федеральної цільової програми «Зниження рівня навчання населення Росії і виробничого персоналу від природних радіоактивних джерел »,« тимчасових санітарних правил і норм щодо обмеження опромінення населення Республіки Татарстан від природних джерел іонізуючого випромінювання - Тимчасові СанПин № 2.6.2.001 - 96 », рекомендацій щодо нормалізації радіаційно-екологічної обстановки на об'єктах нафтогазовидобутку паливно-енергетичного комплексу Росії» «Мінпаливенерго Росії, 1996р.).
Метою їх є:
- Забезпечення радіаційної безпеки персоналу, що проводить роботи з ремонту та очищення технологічного обладнання товарних парків і УКПН, забрудненого нафтошламу, що містять природні радіонукліди;
- Запобігання проникнення природних радіонуклідів за межі території виробничих об'єктів у навколишнє середовище.
Перш за все передбачається постійний відомчий та оперативний контроль радіаційної обстановки на об'єктах підготовки нафти, контроль за рівнем опромінення персоналу (радіометричне обстеження обладнання та території товарних парків і УКПН, індивідуальна дозиметрія, контроль за вмістом радіоактивних аерозолів у повітрі на території товарних парків і УКПН). На основі отриманих даних повинен щорічно проводиться аналіз радіаційної обстановки і складається радіаційно-гігієнічний та інвентаризаційний паспорта.
У розглянутий період частина об'єктів підготовки нафти буде виводиться з експлуатації. У зв'язку з цим намічені додаткові заходи щодо забезпечення радіаційної безпеки: консервація місць тимчасового розміщення нефтешламов, що містять природні радіонукліди, шляхом їхньої додаткової герметизації. Враховуючи, що на території товарних парків і УКПН в межах обвалування технологічного обладнання практично немає місця для тимчасового розміщення нефтешламов в земляних коморах, необхідно провести відповідні роботи з розміщення нефтешламов у використовуваних (вивільняються) РВС. Міра ця, однак, тимчасова і вимагає подальшого вирішення.
Основні напрямки науково-дослідних робіт, що намічаються на аналізований період, охоплюють також проблему радіаційної обстановки на об'єктах підготовки нафти з орієнтацією на діючі федеральні закони, санітарні норми і правила. Перш за все, це створення відповідної системи інформаційного забезпечення планування та реалізації заходів з радіаційної безпеки.
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Безпека життєдіяльності та охорона праці | Звіт з практики
280.7кб. | скачати


Схожі роботи:
Розробка Арланського родовища
Техногенні родовища
Родовища золота
Буріння свердловин
Родовища корисних копалин
Консервація морських свердловин
Буріння нафтових свердловин
Буріння свердловин на морі
Буріння свердловин Вибір і
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru