Технологические особенности разработки Пограничного месторождения

Основная задача бригады подземного ремонта при промывке пробки -- обеспечение такой скорости погружения колонны промывочных труб, чтобы, с одной стороны, быстро удалить пробку, а с другой -- не допустить засорения наконечника промывочной колонны.

Признак засорения наконечника -- резкое повышение давления на выкиде промывочного насоса. При этом необходимо, не останавливая насоса, т. е. не прекращая циркуляции промывочной жидкости, приподнять колонну промывочных труб на 0,5--1 м и удерживать ее на этой высоте до тех пор, пока не восстановится нормальное давление.

Если наконечник забит настолько плотно, что его не удается промыть потоком жидкости, подаваемой насосным агрегатом, циркуляцию прекращают, отсоединяют вертлюг от колонны промывочных труб и поднимают ее на поверхность, где и прочищают насадку. Затем спускают в скважину колонну промывочных труб, соединяют ее с вертлюгом и продолжают промывку. При нормальном ходе размыва пробки промывку ведут до тех пор, пока вертлюг не опустится в нижнее положение. После этого промывку скважины продолжают до тех пор, пока весь песок, находящийся во взвешенном состоянии в кольцевом пространстве между НКТ и промывочными трубами, не будет вынесен на поверхность. В противном случае в период остановки промывочного насоса этот песок осядет вниз, что может привести к прихвату колонны промывочных труб.

Продолжительность полного удаления песка определяют, исходя из расчета или же контролируя степень загрязненности промывочной жидкости, вытекающей из скважины.

После промывки насос останавливают или, управляя задвижками, направляют поток из нагнетательного патрубка в амбар, после чего поднимают промывочные трубы из скважины на высоту промывочного колена, подставляют под муфту элеватор, отвинчивают колено и либо отводят его в шурф, либо укладывают на мостки.

В результате крюк талевой системы освобождается, на него накидывают штропы элеватора и, подняв с мостков очередную трубу, подводят ее к устью скважины. После свинчивания трубы с колонной промывочных труб освобождают элеватор, на который она опиралась, и опускают колонну на длину трубы до тех пор, пока элеватор не сядет на тройник.

С крюка снимают штропы элеватора, крюк оттягивают к вертлюгу и набрасывают на него серьгу вертлюга. После подъема вертлюга с промывочным коленом его соединяют с колонной промывочных труб, приподнимают колонну и освобождают элеватор. Далее включают насос или открывают соответствующие задвижки в линии, восстанавливают циркуляцию и продолжают промывку.

Аналогичным образом, постепенно промывая и наращивая промывочную колонну, продолжают промывку пробки на всей ее длине.

В тех случаях, когда ожидается выброс или фонтанирование скважины, в схему обвязки вводят предохранительную задвижку со специальным фланцем, устанавливаемыми ниже вертлюга. Открытое фонтанирование исключают посадкой фланца на фланец крестовика фонтанной арматуры и скреплением их болтами, после чего скважину можно глушить подачей жидкости через промывочные трубы или кольцевое пространство, а также одновременно через оба канала.

Промывку внутреннего ряда подъемных труб ведут так же, как и промывку однорядного подъемника, с той лишь разницей, что после вскрытия башмака внутреннего ряда продолжают промывку до башмака труб наружного ряда.

После этого, оперируя задвижками, пытаются установить циркуляцию жидкости из промывочных труб по кольцевому пространству между трубами первого и второго рядов. Если это удается, то промывку ведут до полного прекращения выхода песка, после чего промывку ведут до полного прекращения выхода песка, после чего промывочные трубы опускают до фильтра и промывают эксплуатационную колонну.

Когда промывают скважины, на которых могут происходить выбросы или фонтанирование, схема обвязки должна включать в себя предохранительную задвижку, устанавливаемую ниже вертлюга и специального фланца, размеры которого соответствуют фланцу тройника или крестовика фонтанной арматуры. Если в процессе промывки начинается проявление скважины, открытое фонтанирование можно предупредить, закрыв задвижку, опустив колонну промывочных труб и соединив фланец с фонтанной арматурой.

Аналогичным образом оборудуется устье скважины при промывке двухрядного подъемника.

При прямой и комбинированной промывках в ряде случаев работают без промывочного стояка. Тогда промывочный шланг соединяют с трубопроводами на уровне пола рабочей площадки. Для того чтобы при спуске вертлюга в нижнее положение промывочный шланг не ложился на пол и не загромождал рабочее место у устья скважины, используют приспособление для подвески шланга в средней его части за пояс вышки.

Скоростная прямая промывка предусматривает такое же, как и при простой промывке, направление потоков жидкости, но позволяет ускорить разрушение пробки за счет исключения полного выноса песка из кольцевого пространства между НКТ и промывочными трубами перед ее наращиванием.

Это достигается при включении в специальную обвязку промывочной головки , которая позволяет после посадки на нее трубы и отсоединения вертлюга восстановить циркуляцию жидкости в течение времени, пока очередная труба не будет подготовлена для наращивания. В результате перерывы в циркуляции жидкости обусловлены только временем развенчивания и свинчивания резьбового соединения колонны промывочных труб, а количество песка, осажденного на пробку, незначительно.

Скоростная прямая промывка ведется следующим образом.

В процессе промывки жидкость от насоса через задвижки, стояк, промывочный шланг и вертлюг поступает в колонну промывочных труб. При подходе муфты к промывочной головке в ее корпус вставляют вкладыш (показан пунктиром) и при дальнейшем спуске сажают торец муфты на вкладыш. После этого набрасывают ключи на патрубок, установленный ниже вертлюга и муфты трубы. После этого подача насоса прекращается, резьбовое соединение раскрепляют, отвинчивают и на промывочной головке закрепляется крышка. Открыв кран, и закрыв кран , возобновляют промывку, однако теперь жидкость от насоса попадает в колонну промывочных труб, минуя стояк, промывочный шланг и вертлюг.

Подготовив очередную трубу к спуску, т. е. соединив патрубок, установленный ниже вертлюга, с лежащей на мостках трубой, поднимают и подводят ее к устью скважины. После этого циркуляция опять прекращается либо остановкой насоса, либо открытием кранов и закрытием кранов. Крышку с головки снимают, очередную трубу свинчивают с муфтой спущенной трубы, после чего возобновляют циркуляцию жидкости через стояк, промывочный шланг, вертлюг и новую трубу.

Обратная промывка скважин предусматривает закачку жидкости в кольцевое пространство между колонной НКТ и промывочными трубами и подъем ее вместе с размытым песком по промывочным трубам. Это позволяет достигнуть более высоких скоростей восходящего потока жидкости и ускорить разрушение пробки.

Промывочная головка крепится к фланцу тройника или крестовика и состоит из корпуса, в котором установлено манжетное уплотнение. Ус манжеты достаточно эластичен и может пропускать муфты, соединяющие трубы промывочной колонны. Промывочная жидкость направляется от насоса через патрубок, приваренный к корпусу головки, или через крестовик.

Предварительный натяг манжеты и давление жидкости прижимают ее к наружной поверхности промывочных труб, обеспечивая, таким образом герметичность внутренней полости, что позволяет спускать трубы при постоянной циркуляции жидкости.

Для обеспечения свободного пропуска муфты через уплотнение головки ее крышку отворачивают на несколько оборотов, уменьшая, таким образом предварительный натяг уплотнения.

Жидкость из полости промывочных труб отводят либо с помощью вертлюга, либо специальной отводной головки, ввинчиваемой в муфту, опертую на элеватор, на котором подвешена колонна промывочных труб. Отводная головка соединяется шлангом с обвязкой.

После спуска крюка в нижнее положение проводят промывку до появления чистой воды. Так как объем внутренней полости промывочных труб меньше объема кольцевого пространства, то продолжительность обратной промывки меньше, чем прямой.

После появления чистой воды колонну промывочных труб наращивают и продолжают процесс разрушения пробки. Поскольку в кольцевом пространстве находится чистая жидкость, прихват труб исключается.

Обратная промывка позволяет обеспечить более эффективный вынос песка, но вместе с тем снижается интенсивность разрушения пробки.

Комбинированная промывка заключается в попеременной работе оборудования в режимах прямой и обратной промывок. В зависимости от имеющегося оборудования обвязка устья скважины может быть выполнена либо с использованием промывочной головки, либо с использованием крестовины. Обвязка, используемая при комбинированной промывке, наиболее сложная, она должна обеспечивать изменение направления течения жидкости в промывочных трубах.

В процессе промывки пробки после наращивания очередной трубы или колена жидкость нагнетают в промывочные трубы. При этом краны открыты, а кран закрыт. Жидкость от насоса через стояк, промывочный шланг и вертлюг поступает в промывочные трубы и, пройдя через насадок, размывает пробку, т. е. работа идет по прямой схеме. Жидкость вместе с песком поднимается по кольцевому пространству и через краны выходит в емкость.

После посадки планшайбы на фланец тройника их соединяют болтами, прекращают промывку, отвинчивают пробку и соединяют отверстие гибким шлангом с емкостью. Краны закрывают, а кран открывают. После этого возобновляют работу насоса, но уже по схеме обратной промывки, т. е. чистая жидкость, подается в кольцевое пространство, а песок выносится через боковой отвод и гибкий шланг. После появления чистой воды циркуляцию жидкости в скважине прекращают, разбирают фланцевое соединение, приподнимают колонну промывочных труб, под муфту подводят элеватор и сажают колонну на него.

Отвинтив промывочное колено, его спускают в шурф или укладывают на мостки. На крюк подвешивают элеватор для подачи к устью следующей трубы. После свинчивания ее с колонной верхний элеватор приподнимают, освобождают нижний элеватор и опускают колонну вниз до посадки верхнего элеватора на тройник. Крюк освобождают от штропов элеватора и на него набрасывают серьгу вертлюга.

После подъема вертлюга с трубой из шурфа ее соединяют с колонной промывочных труб, колонну приподнимают, освобождают элеватор и промывку скважины возобновляют.

Комбинированную промывку можно осуществить с еще более сложной схемой обвязки, при которой исключается использование пробки и гибкого дополнительного шланга. В этом случае при работе в режиме обратной промывки жидкость из промывочных труб удаляется через вертлюг и гибкий шланг, а далее через дополнительную задвижку направляется в емкость. При подобной схеме в моменты изменение режима промывки достаточно только закрыть и открыть соответствующие задвижки.

Если скважина не дала должного эффекта и интервал перфорации перекрыт, применяют ОПЗ: применяют СКО скважины.

Кислотная обработка забоев скважин относится к химическим методам воздействия на пласт. При ее проведении химические агенты реагируют с породой пласта, с материалами и веществами, внесенными в призабойную зону и изменившими коллекторские свойства пласта в непосредственной близости от скважины.

Кислотную обработку применяют как в эксплуатационных, так и в нагнетательных скважинах. В первых -- для увеличения дебита, во вторых -- приемистости скважин.

Для обработки скважин применяют в основном соляную кислоту, которая, реагируя с известняками или доломитами, слагающими породу продуктивного пласта, образует осадки, хорошо растворимые в воде и легко удаляемые из призабойной зоны пласта. Реакция серной кислоты с этими материалами дает нерастворимые в воде осадки, которые будут закупоривать поры породы.

Обычно для обработки скважин используют 8--15%-ную соляную кислоту. Кислота более высокой концентрации, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро разрушает его, а менее высокой -- снижает эффективность взаимодействия с породой пласта.

Объем раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составом породы, пористостью и проницаемостью пласта, а также числом предыдущих кислотных обработок.

В среднем на 1 м обрабатываемого интервала пласта требуется 0,4--1,5 м3 раствора, причем небольшие объемы применяют при первичной обработке малопроницаемых пластов. Чем больше проницаемость пласта, тем больший объем кислоты необходим для его обработки. По мере увеличения числа обработок также увеличивают и объем кислоты.

В раствор помимо соляной кислоты целесообразно добавлять ингибиторы, например уникол ПБ-5, которые при малой дозировке (0,1--0,5%) снижают коррозионное действие кислоты на оборудование в десятки раз.

Для изменения скорости реакции солянокислотного раствора, (увеличения в плотных слаборастворимых породах и уменьшения в хорошо растворимых) добавляют интенсификаторы, представляющие собой различные поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Для обработки скважин, эксплуатирующих коллекторы, сложенные из песчаников с глинистым цементом, применяется смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты HF с соляной кислотой. Такую кислотную смесь называют грязевой кислотой или глинокислотной. Она не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как при ее воздействии на породу образуется объемистый слизистый осадок фтористого кальция CaF2, способный запечатать поровое пространство пласта.

При взаимодействии грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Обрабатывают скважины грязевой кислотой в следующем порядке. Вначале в стволе скважины против обрабатываемого интервала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну. Если стенки колонны труб покрыты цементной коркой, в соляную кислоту добавляют 1--1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Затем в пласт закачивают 10--15%-ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих операций продукты ре-акции должны быть удалены для расчистки пористых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту--смесь 3--5%-ной плавиковой кислоты с 10--12%-ной соляной кислотой.

Грязевую кислоту выдерживают в скважине не менее 12 ч, после чего забой скважины тщательно очищают от продуктов реакции.

Вывод:

1. По износам рабочих органов.

Внедрение на Пограничном месторождении ЭЦНов с износостойкими рабочими органами (двух опорный). На скважинах с маленькой наработкой, на которых отмечается вынос пластового песка при повторном ремонте по причине износ рабочих органов проводить работу с ПЗ в независимости от параметров работы. Обеспечение систематического отбора проб для анализа содержания КВЧ.

2. По солевым отложениям.

На скважинах с солевыми отложениями на рабочих органах следует спускать ЭЦН с полиамидными рабочими органами, проводить обработки соляной кислотой.

3. По низкому притоку.

На скважинах с низким притоком проводить заглубление высоконапорных ЭЦН. На скважинах, на которых отмечается снижение притока проводить работы с пластом и при забойной зоной.

Прогнозируемые наработки ЭЦН на 2003 год.

Учитывая снижение пластового давления в следствие уменьшение объемов закачки, а так же увеличение количества ремонтов по причине износа рабочих органов, солевые отложения и слабого притока в 2003 году будет наблюдается увеличение количества ремонтов по этим причинам.

За 2002 год по вине ЦДНГ было проведено 41 подъемов, это 20,8% от общего числа. Из них с отказавшим оборудованием 29 подъемов, это 25,9%. Как и в прошлые годы основной причиной подъемов по вине ЦДНГ-4 остается отложение солей - 25 ремонтов, это 12,7% и с отказавшим оборудованием - 16 ремонта, 14,3%. По низкому притоку было проведено 11 ремонтов, это 5,6%. 2 ремонта было проведено по причине не стабильное электроснабжение 242/13(273), 1373/88(46). Прочие 3 ремонта 506/33а, 1153/25,1230/67.

На Пограничном месторождении ШГН внедрили в эксплуатацию в 2001г. Всего было внедрено 7 ШГН. На 1.01.02 в работе было 7ШГН, на 1.01.03 в работе 5ШГН 1149/15,467/29а выведены в бездействие по обводнёности.

В 2002 году было проведено 5 ремонтов. 3 ремонта: 1134/15а(172с),468/29(5с),1149/15а(280с) по причине обрыва штанг, 1 ремонт 468/29(257с) -засорение р.о.(вынос песка), 1 ремонт 468/29( 162суток)- клин плунжера насоса На Зх подземных ремонтах на скважинах проведена смена ШГН, была проведена замена штанг, на 1134/15а, 468/29 произведена смена компоновки штанг. На 1.01.03 наработка ШГН составляла, 1184/29-446; 468/29-66; 1134/15а-321; 437/27-511; 1163/27-403 суток.

В связи с маленьким фондом и малой наработкой ШГН, провести более детальный анализ не представляется возможным.

6. Охрана недр и окружающей среды

Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха на объектах месторождения является технологические резервуары, аппараты по подготовке нефти, топки печей и нагревателей нефти, факела, котельные и др.

Концентрация вредных веществ (пыли, сернистого газа, окиси азота, окиси углерода, формальдегида) в атмосферном воздухе г. Ноябрьска определяется стационарной лабораторией ПОСТ-1.

Таблица 4 - Классы по ПЭУ

Производства (отд. помещения) и сооружения	Харак-ка среды в помещениях, аппаратах и трубопроводах	Категория произ-ва по взрывопожарной пожарной опасности ОНТП 24-86	Группа произв-ых процессов по сан. хар-ке СНиП 2.09.04-87	Класс взрывоопасной зоны
Устья эксплуатации скважин	нефть и нефтяной газ	А	2г	В-1Г
Устья нагн. скважин по (закачке сточных вод	вода с небольшим содержанием нефти	В	2г	В-1Г
Дожимная насосная станция	нефть и нефтяной попутный газ	А	2г	В-1А
Резервуар сырой нефти	нефть и нефтяной попутный газ	А	2г	В-1Г
Сепарационные остановки всех ступеней, аварийные емкости	нефть и нефтяной попутный газ	А	2г	В-1Г
Конденсатосборник	нефть и нефтяной попутный газ, конденсат	А	2г	В-1Г
Воздушная компрессорная станция		Д	1а	В-1А
Установка ввода ингибитора коррозии	раствор ингибитора	А	2г	В-1Г
КНС по перекачке сеноманских вод	вода с небольшим содержанием нефти и газа	Д	2г	В-1А
Установка по подготовке нефти: нагреватели, сепараторы, отстойник	нефть и нефтяной газ	А	2г	В-1Г
Установка ввода деэмульгатора	дипроксамин 157-55М	А	2г	В-1А
Блок ввода ингибиторов коррозии и солеотложения	СНПХ-6301 ПАФ-13	А	2г	В-1А
ингибитора коррозии и солеотложения		А	2г	В-1Г

Таблица 5 - Загрязняющие вещества и плата за выбросы за 2002 год

Наименование вещества	Количество, т	Норматив платы за выбросы	Сумма, руб.
Окись углерода	3698,1	25	50	294252
Окись азота	41,2	1375	2750	181500
Углеводороды	617,3	50	100	98772
Сажа	293,8	1650	3300	1551132

Колебания концентрации примесей за 2000 год:

-пыль 0.1 -0.6

-сернистый ангидрид 0.1 - 0.4

-окись углерода 1.0-4.0

-окислы азота 0.06 - 0.11

-формальдегид 0.009-0.017

Значительное загрязнение атмосферного воздуха происходит при разработке нефтегазовых месторождений. При традиционных технологиях добычи нефти, попутный нефтяной газ обычно сжигается на факелах, в результате чего образуется большое количество загрязняющих веществ. Основной причиной этого является сокращение объемов строительства газопроводов из-за отсутствия финансовых средств.

В результате хозяйственной деятельности, в природные воды попадает свыше 30 различных микроэлементов. Наиболее опасными являются металлы (ртуть, медь, цинк, свинец и др.).

В целом состояние поверхностных вод округа можно оценить как неудовлетворительное.

В результате сброса большого количества загрязняющих веществ, в том числе аварийных разливов нефти, воды практически всех рек округа претерпели качественные изменения и относятся к классам: "вода грязная", "очень грязная", "чрезвычайно грязная". Основными источниками загрязнения поверхностных вод округа являются нефтегазодобывающие предприятия, сточные воды городов и поселков.

Особо значительный вклад в загрязнение вод вносят аварийные разливы нефти при ее транспортировке, хранилища отходов бурения скважин (шламовые амбары) и кустовые площадки скважин при добыче нефти и газа. К дополнительному загрязнению поверхностных вод приводят установленные на поймах рек факела для сжигания попутного нефтяного газа.

Хозяйственное освоение территории округа сопровождается все более усиливающимся загрязнением земель. В результате аварий на больших площадях происходит замазучивание почв нефтепродуктами, загрязнение отходами бурения скважин.

В комплекс мероприятий по защите окружающей среды включаются:

а) подготовительные работы до процесса бурения:

-разбивка, планировка рабочих площадок, подъездных путей и коммуникаций;

-вырубка леса, складирование деловой древесины, уничтожение отходов;

-удаление плодородного слоя почвы в местах возможного ее загрязнения, складирование его в специально отведенном месте или создание защитного покрытия;

-строительство котлованов (объемом 300-500 мЗ) для слива нефти, водонефтяной эмульсии и пластовой воды в процессе испытания скважин;

-обваловка баз ГСМ и других участков территорий буровой с целью предупреждения стока нефтепродуктов и других веществ в реки, озера, овраги и пониженные участки местности.

б) охранные мероприятия в процессе бурения, испытания:

-попутные воды должны быть собраны в отстойниках, котлованах-нефтеловушках, очищены от взвешенных частиц и примесей нефти. Отстоявшуюся нефть собирают и сжигают в специально отведенных местах;

-нефть и газ, при невозможности использования сжигают, соответственно, в специальных котлованах и факелах. Слив и сжигание нефти в пониженных местах запрещается;

- категорически запрещается слив использованного промывочного раствора и химреагентов в открытые водные бассейны, а также ГСМ - на почву.

в) мероприятия по восстановлению земельных участков (земельные участки возвращаются не позднее одного года после завершения работ):

-оборудование демонтируется, и вывозится;

-скважины ликвидируются или консервируются согласно инструкции 41/11 от 19.07.68г.;

-сырая нефть, а также пригодные остатки дизельного топлива вывозятся для дальнейшего использования. Непригодные остатки сжигаются в котлованах;

-отстойники засыпаются, а места их нахождения выравниваются;

-амбары и котловины для сбросов нефти ликвидируются в соответствии со справочным приложением к ОСТ-41-96.01-74;

-почвенный слой, пропитанный нефтехимическими продуктами, снимается и вывозится в ближайшие отвалы или захороняется на глубину не менее 2-х метров, при обеспечении его изоляции от грунтовых вод;

-земельные участки, нарушенные производственной деятельностью, рекультивируются.

Мероприятия по охране недр:

-безаварийная проводка скважин;

-установка превенторов после спуска и цементажа кондуктора и техколонны с целью не допустить аварийных фонтанов;

-качественный спуск и цементаж обсадных колонн, что способствует разобщению продуктивных горизонтов, а также предупреждению межпластовых перетоков нефти и газа;

-ликвидацию аварийного ствола скважин перед зарубкой нового ствола в случае аварии и своевременную ликвидацию скважин, выполнивших свое назначение.

В целях охраны атмосферного воздуха предусмотрены следующие мероприятия:

-система сбора и транспорта нефти и газа герметизирована;

-сброс газа и нефти с предохранительных клапанов осуществляется подачей на факел аварийного сжигания газа;

-применение для компенсирования газа компрессоров с электроприводом;

-утилизация нефтяного газа.

Для предотвращения загрязнения поверхностных и подземных вод необходимо:

-не допустить неорганизованного сброса в водоемы предприятиями, населенными пунктами неочищенных сточных вод (даже краткосрочно), все сточные воды должны подаваться на очистные сооружения закрытого типа, где температура воды не должна опускаться ниже 20°С в зимний период. Выпуски сточных вод должны быть рассредоточены;

-строить в автохозяйствах мойки транспорта, с целью предупреждения неорганизованного водопользования;

-на товарных парках нефтяных промыслов собирать и вновь закачивать в пласт подтоварную воду;

-соблюдать технические требования по эксплуатации промысловых трубопроводов, проводить профилактические мероприятия, предотвращающие прорывы труб;

-хозяйственно-бытовые сточные воды в очистных сооружениях должны обеззараживаться, а их температура на стадии биологической очистки должна быть не ниже 20 °С;

-обваловка баз ГСМ должна быть выполнена из природного грунта и забетонирована, как и сама площадка. В пределах площадки необходима емкость для сбора аварийно разлившихся нефтепродуктов;

-применять при бурении скважин замкнутую емкостную систему циркуляции буровых сточных вод, регенерацию химреагентов и материалов из отходов бурения для последующего повторного использования;

-контролировать содержание в подземных и поверхностных водах загрязняющих соединений: нефтепродукты, диэтиленгликоль, метанол, ПАВ, а также газа - метана.

Для нейтрализации или снижения негативного воздействия геологических изысканий на гидросферу предусматривают:

-создание специальных гидротехнических сооружений, направленных на осушение обводняемых территорий или, наоборот, на восполнение подземных вод в пределах образуемой депрессионной воронки;

-создание противофильтрационных экранов и завес;

-регулярные наблюдения за уровнями и качеством подземных вод;

-выделение и соблюдение зон санитарной охраны.

В целях охраны растительного и животного мира следует обеспечить неприкосновенность участков, представляющих определенную ценность в качестве среды произрастания уникальных растений и природных растительных сообществ. Необходимо соблюдать законодательные и санитарно-гигиенические нормы к основным группам леса в соответствии с требованиями "Лесного кодекса Российской Федерации" и Закона Российской Федерации "Об охране окружающей природной среды". В составе мероприятий по предупреждению ущерба и восстановлению мест обитания рыбы при необходимости предусматривается:

-строительство рыбопропускных сооружений при плотинах на водотоках, имеющих рыбохозяйственное значение;

-восстановление нарушенных участков побережья и нерестилищ.

Заключение

В 1990 году по результатам пересчета геологических запасов была составлена Уточненная технологическая схема разработки Пограничного месторождения, которая утверждена ЦКР (протокол №1389-1 от 21.11.90г.) в качестве дополнения к Технологической схеме разработки Пограничного месторождения 1985 года сроком на 5 лет со следующими технологическими показателями:

- проектный уровень добычи нефти - 8,087 млн.т (1989 г.);

- проектные уровни добычи жидкости - 16,1 млн.т;

- проектные уровни закачки-18,7 млн.мЗ;

- общий проектный фонд скважин - 953 шт.;

- в том числе добывающих - 758 шт.; - нагнетательных -137 шт.; - специальных - 21 шт.; - резервных - 30 шт.

- дальнейшее совершенствование системы разработки основного объекта;

БС11 путем реализации геолого-технических мероприятий по оптимизации сетки скважин, перехода на избирательную систему заводнения и др.;

- совершенствование системы разработки путем широкого применения циклического заводнения в сочетании с переменой фильтрационных потоков жидкости в пласте;

- проведение опытно-промышленных работ по испытанию технологии вытеснения нефти оторочкой водного раствора композиции химических реагентов (НПАВ и щелочи); растворов КМЦ с бентонитовой глиной, закачки структурированных систем;

- осуществление мероприятий по интенсификации разработки ВНЗ и слабодренированных запасов.

В основном, эти рекомендации были на месторождении реализованы.

Проектные решения по пластам БС14, БС15, ЮС 1 отсутствовали.

Основные проектные документы и решения показаны в таблице.

В 2002 году СибНИИНП выполнена работа «Геологическое и экономическое обоснование кондиций к подсчету запасов нефти Пограничного месторождения», в которой был пересчитан коэффициент нефтеизвлечения и разработка залежей пластов ЮС 1, БС 14 и БС 15 признана нерентабельной. Учитывая результаты новых лабораторных исследований и показатели эксплуатации скважин, был принят новый КИН по месторождению - 0,43.

Таблица 6 - Основные проектные документы и проектные решения по Пограничному месторождению

Проектные работы	Запасы нефти на ВГФ, млн.т	Проектные показатели	Проектный фонд скважин
	Бал.	Извл.	Qн, тыс.т	Qж, тыс.т	Qз, тыс.мЗ	Всего	Доб.	Нагн.	Рез.
Техсхема ОПР 1994 г.	42,7	19,2	1	2,56	3,08	198	103	39	56
ППЭ 1994 г.	42,7	19,2	0,633	0,9	1,6	35	29	7	-
Техсхема 1996г.	172,6	87,2	5,1	15,4	19,8	858*	519	190	132
Уточненная техсхема 1998 г.	164	76,2	8,087	16,1	18,7	953**	758	137	30
Проект разработки 2000 г.	164	69,2	8,087	15,8	20,4	876	575	235	30
Дополнение к проекту разработки 2002г.	164	69,2	8,087	15,8	20,4	939	575	235	98

*в том числе 7 контрольных, 10 водозаборных

**в том числе 21 специальная

В 1994 году СибНИИНП выполнен «Проект разработки Пограничного месторождения». В 1995 году составлено на вынесенные замечания к «Проекту разработки...» дополнение, которое утверждено на ЦКР МТЭ (протокол №2026 от 06.06.96 г.) как «Дополнение к технологической схеме разработки Пограничного месторождения» на период до 2002 года. На основании вышеуказанного проектного документа в настоящий момент ведется разработка Пограничного месторождения.

Основные проектные решения проектного документа:

1. Уровни добычи нефти 2000г. - 1260 тыс.т;

2001 г.-990 тыс.т;

2002 г. - 836 тыс.т;

2. Формирование по объекту БС11 блочно-замкнутой системы, путем перевода части добывающих скважин под нагнетание с переходом в последующем на избирательную систему заводнения с учетом структуры остаточных запасов;

3. Широкое применение нестационарного заводнения на объекте БС11; 4. Бурение резервных скважин в зонах с повышенной нефтенасыщенностью, при общем проектном фонде 939 скважин, в том числе 575 добывающих, 235 нагнетательных, 98 резервных, 31 специальная;

6.Осуществление мероприятий по дифференцированному воздействию на низкопродуктивную часть разреза;

7 Интенсификация притока нефти в скважинах стягивающего ряда и оптимизация работы скважинного оборудования;

8. Применение методов ограничения водопритоков, направленная изоляция (закупоривание) высокопроницаемых, промытых интервалов пласта:

- установка непроницаемых блокад - для ограничения притока воды в скважины, патент №2025305;

- установка водоизоляционных экранов (заявка №9302832);

- установка непроницаемых экранов - для ограничения притока воды в скважины, патент №2015312;

9. Давление на устье нагнетательных скважин -13,5 МПа;

10. Механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).

Анализируя решения выполненных проектных документов, можно заключить, что стратегия развития системы разработки на Пограничном месторождении заключалась в следующих этапах:

1. Опытно-промышленная эксплуатация семи разведочных скважин (1985 г.);

2. Разбуривание месторождения ползущей трехрядной сеткой с С-СЗ в направлении В-ЮВ с расстоянием между скважинами 500м (1985-1988 гг.);

3. Уплотняющее бурение между первым и стягивающим рядом и в зоне

стягивания (1988-1993 гг.);

4. Одновременное формирование системы поддержания пластового давления по принципу: через одну, с переводом на форсированный отбор (ЭЦН 160, 200) скважин, переводимых в последствии под закачку (1986-1992гг.);

5. Массированное проведение мероприятий (охват нагнетательного фонда до 1,8 раза в год) по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин (1987-1999 гг.);

6. Циклическое заводнение на пласт с одновременной остановкой добывающего высокообводненного фонда скважин первых рядов (с 1994 г.);

7. Экспериментальная эксплуатация северо-западного участка на режиме истощения, с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи (1995 г.);

8. Формирование блочно-замкнутой системы ППД (1994 г.);

9. Проведение МУН: - кислотные методы;

- обработки химреагентами;

- методы депрессий;

- нестационарное заводнение;

- гидромеханические методы (ПГД, ТГХВ);

- вовлечение в разработку недренируемых запасов.

Все вышеперечисленные этапы относятся к основному - единственному объекту разработки БС11(осн), который включает в себя и пласт БС11-1, Разработка залежей БС14, БС15, ЮС1 была признана нерентабельной и мероприятия в последних проектных документах по ним отсутствовали. Однако, с целью разведки запасов данных залежей и методов их извлечения в первой техсхеме рекомендовалось проведение опытно-промышленной эксплуатации залежи пласта ЮС1 на трех элементах площадной девятиточечной системы, что до сих пор не реализовано. Единичные скважины (7 шт.) углублены до ЮС 1.

Литература

1. Материалы из отчета фондов “ Сибнефть - ННГ”.

2. Молчанов А.Г. “Подземный ремонт скважин”. М.: Недра, 1996 г.

3. Муравьев В.М. “Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений”. М.: Недра, 1973 г.

Размещено на Allbest.ru