Анализ работы штанговых скважинных насосных установок

Размещено на http://www.allbest.ru/

Анализ работы штанговых скважинных насосных установок

Оглавление

1.ВВЕДНИЕ

2. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика района работ

2.2 История освоения месторождения

3.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Стратиграфия

3.1.1 Фундамент

3.1.2 Юрская система

3.1.3 Меловая система

3.1.4 Палеогеновая система

3.1.5 Четвертичная система

3.2 Тектоника

3.3 Нефтегазоносность

3.4 Гидрогеология

3.4.1 Водоносные комплексы

3.4.2 Режим залежей

3.4.3 Геотермические условия

3.5 Сопутствующие полезные ископаемые

3.6 Условия водоснабжения

4.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

4.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

4.2.1 Проектные характеристики Толумского месторождения на 1.01.2000 года

4.2.2 Основные фактические показатели разработки Толумского месторождения за 1999 год

4.3 Контроль над разработкой месторождения

5.СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Приведение параметров ШСНУ к оптимальному виду

5.2 Расчетная часть

5.3 Техническая часть

6.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

7.ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР

7.1 Обеспечение безопасности работающих

7.2 Экологичность проекта

7.3 Чрезвычайные ситуации

7.3.1 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси

8.ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время на нефтяных промыслах, в том числе в ООО "Лукойл - Западная Сибирь" всё ёщё широко используются штанговые скважинные насосные установки - ШСНУ. Это связано с тем, что для добычи нефти при дебитах скважин менее 50 м3\сут не создано ещё достаточно надёжного, долговечного и в тоже время недорогого насоса другого типа, как, например, винтового, центробежного или диафрагменного. И, несмотря на многие свои недостатки, штанговые насосы удовлетворяют этим требованиям.

К недостаткам ШСНУ можно отнести большую металлоемкость, необходимость строительства свайного поля и установки станка-качалки, быстрый износ оборудования и выход из строя насосной установки.

Основными причинами отказов ШСНУ, как правило, являются протёртости штанг и труб, утечки в клапанах, негерметичность плунжера, соле- и парафиноотложения, коррозия металла. В ТПП "Урайнефтегаз " применяются насосы заводов "Ижнефтемаш", Пермского завода "ПКМК", небольшими партиями "Trico" США и "MVA"- производства Австрии. От использования установок Бакинского завода им. Суханова в последнее время было принято решение отказаться в связи с низким качеством их изготовления и несовершенством конструкции. Из отечественных насосов предпочтение в последнее время отдаётся продукции завода "Ижнефтемаш". Это конверсионное предприятие работает по лицензии американской фирмы "Trico", а заготовки корпусов насосов поступают из Германии. При проведении анализа работы ШСНУ на Толумском месторождении ЦДНГ №3 ТПП "Урайнефтегаз" ООО ЛУКойл - Западная Сибирь" автор данного дипломного проекта ставил задачу определить, как работают эти насосы в условиях данного промысла, установить основные причины выхода из строя этих установок, предложить способы продления сроков их наработки на отказ, посчитать ожидаемый экономический эффект от внедрения этих предложений. Для проведения анализа работы ШСНУ на Толумском месторождении автор воспользовался материалами геологического отдела ЦДНГ-3 ТПП "Урайнефтегаз". Были подняты дела скважин, оборудованных ШСНУ, находящимися в работе в период с1995 по февраль 2000 г. (Прил.1)

Основной сложностью данной работы явилось отсутствие в делах четкой информации о причинах выхода из строя скважин до середины 1998 года. Разбор проводился на устье скважины в присутствии мастеров ПРС и ЦДНГ или старших операторов, а иногда не проводился вообще. Производился визуальный осмотр НКТ, штанг, опрессовка или замена НКТ, спускался новый насос. Поэтому в графе "Причина ремонта" часто можно было встретить записи типа: "Утечки в клапанах", "Утечки в трубах" или даже "Нет опрессовки". В 1998 году с передачей ОАО "ЛУКойл-Урайнефтегаз" в ООО"ЛУКойл-Западная Сибирь", ситуация начала меняться. Насосы, не отработавшие 270 суток после ремонта и 360 суток новые, стали подвергаться обязательному комиссионному разбору на устье и в ЦБПО с представителем этой организации, а так же НГДУ и УРС, где определяются причины и подразделения виновные в преждевременном отказе насоса. Были созданы графики ежеквартального отбора проб на мехпримеси. Стали подвергаться периодической обработке ингибиторами скважины, в которых обнаружены солепроявления при ремонтах или отборе проб после проведения соответствующего химического анализа.

По последнему слову техники была оборудована центральная база производственного обеспечения, где на современных испытательных стендах проходят проверку и диагностику насосно-компрессорные трубы и глубинные штанговые насосы (Фото № 1 ). Сюда входят: опрессовка насоса, шаблонирование, приработка клапанной пары, лазерная проверка на криволинейность, испытание резьб под нагрузкой. Этим операциям подвергаются как ремонтные, так и новые насосы. Нужно отметить, что наряду с улучшением технологии были приняты и организационные мероприятия. Ужесточилась дисциплина, чему способствуют периодические рейды Службы безопасности предприятия с целью выявления и профилактики случаев пьянства на вахтовых поселках. Был введён Отдел контроля качества ремонта скважин. Супервайзеры этого отдела осуществляют независимый контроль за ремонтом и другими технологическими операциями на скважинах. К нарушителям технологии применяются штрафные меры.

2.ОБЩАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика района работ

Толумское месторождение расположено на территории Ханты-Мансийского автономного округа в Кондинском районе в 70 км северо-восточнее города Урая и 540 км северо-северо-западнее города Тюмени, принадлежит к группе месторождений Шаимского региона и находится на востоке их центральной части. Залежь состоит из четырёх частей - Западной, Южной, Малой и Восточной.

Оно разрабатывается ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКойл-Западная Сибирь». Месторождение административно подчинено ЦДНГ №3 и обслуживается двумя его бригадами: №2 и №3. Бригада №2 располагается на вахтовом поселке «Толум», который расположен восле озера Тетерталяхтур в зоне Восточно-Толумской залежи. К нему ведёт песчанная насыпная дорога из города Урая. Бригада № 3 обслуживает Западную и Южную залежи. Она базируется на вахтовом поселке Усть-Тетерево, который расположен по дороге Урай -Толум и является административным центром ЦДНГ - 3.

Обе бригады обслуживают 197 добывающих скважин с общим дебитом 1707 м**3 / сут, 54 нагнетательных с объёмом закачки 16900 т / сут ,47 замерных установок. штанговый скважинный насосный установка

Как видно на карте, в районе нефтепромысла находится большой болотно-озерный массив, вода из которого по реке Нерпалке попадает в реку Мулымью, которая, в свою очередь впадает в Конду. Река Конда впадает в Иртыш и принадлежит к Обскому бассейну.

На месторождении находятся 2 дожимных насосных станции с установками предварительного сброса воды - ДНС-6 и ДНС-4, 2 кустовых насосных станции - КНС-6 и КНС-8,вода на которые подаётся с водозабора «Нерпалка».

Энергоснабжение осуществляется с Белоярской АЭС и подаётся предприятием «Урайские электросети» на подстанцию «Западный Толум», откуда распределяется на подстанции «Малый Толум», «Толум», «Толум-2» и по скважинам. Обслуживание их осуществляется подразделением «Урайэнергонефть».

Продукция месторождений Шаимского региона собирается на Центральной перекачивающей станции возле города Урая где основная часть передаётся Управлению магистральных трубопроводов концерна «Сибнефтепровод», а часть поступает на Урайский бензиновый завод - подразделение ТПП «УНГ», который обеспечивает потребности города в бензине и солярке.

Добываемый попутный газ частично поступает на нужды города, частично сжигается на факелах.

Город Урай расположен на берегу реки Конда в 500 км севернее города Тюмени. К нему проложен водный путь по реке из поселка Междуреченский, есть аэропорт, откуда регулярно осуществляются пассажирские рейсы в Тюмень, Москву, Екатеринбург. До железнодорожной станции Устье-Аха проложена круглогодичная грунтовая дорога. Ведется покрытие её бетоном. На север, в 200 км , в поселке Советский находится железнодорожная станция Верхнекондинская, откуда осуществляется материально-техническое обеспечение предприятия. Связь с областью осуществляется по железнодорожным веткам Устье-Аха - Свердловск и Приобье - Свердловск со станции Верхнекондинская. В морозы прокладываются автозимники до Екатеринбурга и Ханты-Мансийска.

Вдоль по реке расположены деревни Мулымья, Ушья, Назарово, Шаим, Силава, Половинка. После развала действующих леспромхозов население в них занимается рыболовством, охотой, натуральным хозяйством, работает на предприятиииях города Урая.

ТПП «Урайнефтегаз» является градообразующим предприятием. Кроме него можно выделить Управление магистральных трубопроводов, леспромхоз, предприятия инфраструктуры.

2.2 История освоения месторождения

Толумское месторождение было открыто в 1966 году. На основании приказа МНП № 334 от 26.06.1973 г были разбурены скважины №5, 6, 9, 8, 33, 34, 42, 46 , 1184 р. Была получена нефть с дебитом 65 т / сут фонтаном с переливом в 20 атм . После этого началось разбуривание месторождения. Были пробурены 56 скважин, откуда нефть собиралась на 6 замерных. Объёмы добычи 1974 г составляли 31087 т нефти в год при обводненности продукции 1 %, Продукция перекачивалась на ДНС-3, где и происходил сброс воды. В 1983 году закончилось строительство ДНС - 4 , а в 1987 году была построена ДНС-6 на Западном Толуме.

В 1992 году после анализа разработки месторождения было принято решение о разбуривании уплотняющей сетки скважин. Было пробурено дополнительно 39 скважин и обустроено 12 кустов. Это привело к увеличению объемов добычи с 405 до 576 т / г к 1998 году, при обводненности 90 %.

Начиная с 1994 года месторождение вступило в 3 этап разработки месторождения, для которого характерно применение технологий по повышению нефтеотдачи пластов, что выразилось в проведении систематических проведении соляно-кислотных обработок при забойных зон пласта, закачки ингибиторов против солеотложении .

В 1996-1998 годах фирмой «Катко - нефть» были проведены гидроразорывы пласта на скважинах № 3994, 1596,1597,1963, 1692,1694, 1970, 1991,1990. Эффект был получен только на последних 3 скважинах. 1991 увеличила дебит жидкости с 1.2 до 17 т/ сут при обводненности 12%, 1990 - с 5.6 до 47 т/сут ,при обводненности 54%, 1970 - с 0,3 до 9 т / сут , при обводнённости 45%.

Сначала «с колес», а затем из построенной стационарной станции закачки стеклополимеров в теплое время года систематически проводится закачка различных вязких суспензий и взвесей в нагнетательные скважины. Это приводит к закупориванию промытых каналов пласта и перераспределению потоков жидкости , что в свою очередь ведёт к более качественному вымыванию нефти из пор и снижению обводненности продукции.

В 1998 году, с передачей ОАО "ЛУКойл-Урайнефтегаз" в ООО "ЛУКойл-Западная Сибирь", значительно улучшилась ситуация с качественным обслуживанием оборудования. Насосы, не отработавшие 270суток после ремонта и 360 суток новые, стали подвергаться обязательному комиссионному разбору на устье и в ЦБПО с представителем этой организации а так же НГДУ и УРС, где определяются причины и подразделения виновные в преждевременном отказе насоса. Были созданы графики ежеквартального отбора проб на мехпримеси. Стали подвергаться периодической обработке ингибиторами скважины, в которых обнаружены солепроявления при ремонтах или отборе проб после проведения соответствующего химического анализа.

По последнему слову техники была оборудована центральная база производственного обеспечения, где на современных испытательных стендах проходят проверку и диагностику насосно-компрессорные трубы и глубинные штанговые насосы (Фото№1). Сюда входят: опрессовка насоса, шаблонирование, приработка клапанной пары, испытание резьб под нагрузкой (Фото № 2), лазерная проверка на криволинейность (Фото № 3). Этим операциям подвергаются как ремонтные, так и новые насосы.

Было проведено пробное внедрение вставных штанговых насосов, спущенных на глубины 300-400 метров, т.е. ниже статического уровня, с хвостовиками 600-700 м, что привело к снижению протертостей оборудования в масштабе НГДУ, однако из-за малого их количества на исследуемом месторождении анализом они охвачены не были. Так же, из-за отсутствия статистики без внимания автора остались применяемые с недавнего времени штанговращатели, которыми оборудуются скважины с наиболее частыми протёртостями.

В 1998 году, с передачей ОАО "ЛУКойл-Урайнефтегаз" в ООО "ЛУКойл-Западная Сибирь", значительно улучшилась ситуация с качественным обслуживанием оборудования. Насосы, не отработавшие 270суток после ремонта и 360 суток новые стали подвергаться обязательному комиссионному разбору на устье и в ЦБПО с представителем этой организации а так же НГДУ и УРС, где определяются причины и подразделения виновные в преждевременном отказе насоса. Были созданы графики ежеквартального отбора проб на мехпримеси. Стали подвергаться периодической обработке ингибиторами скважины, в которых обнаружены солепроявления при ремонтах или отборе проб после проведения соответствующего химического анализа.

По последнему слову техники была оборудована центральная база производственного обеспечения, где на современных испытательных стендах проходят проверку и диагностику насосно-компрессорные трубы и глубинные штанговые насосы (Фото№1). Сюда входят: опрессовка насоса, шаблонирование, приработка клапанной пары, испытание резьб под нагрузкой (Фото № 2), лазерная проверка на криволинейность (Фото № 3 ). Этим операциям подвергаются как ремонтные, так и новые насосы.

Было проведено пробное внедрение вставных штанговых насосов, спущенных на глубины 300-400 метров, т.е. ниже статического уровня, с хвостовиками 600-700 м, что привело к снижению протертостей оборудования в масштабе НГДУ, однако из-за малого их количества на исследуемом месторождении анализом они охвачены не были. Так же, из-за отсутствия статистики без внимания автора остались применяемые с недавнего времени штанговращатели, которыми оборудуются скважины с наиболее частыми протёртостями.

Нужно отметить, что наряду с улучшением технологии были приняты и организационные мероприятия. Повысилась дисциплина, чему способствуют периодические рейды Службы безопасности предприятия с целью выявления и профилактики случаев пьянства на вахтовых поселках. Был введён Отдел контроля качества ремонта скважин. Супервайзеры этого отдела осуществляют независимый контроль над ремонтом и другими технологическими операциями на скважинах.

В 1997 году, с внедрением динамографов нового типа марки СИДДОС повысилось качество исследований насосов, - кроме динамограммы на компьютере можно было получать тест на работоспособность клапанов.

В январе 2000 года, по результатам сейсморазведки и в связи с улучшившемся финансовым положением севернее Западно-толумской залежи были пробурены 2 разведочные скважины №10516 и № 10517,

из которых был получен значительный приток чистой нефти, что позволяет предполагать развитие новой страницы в истории Толумского месторождения.

3. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Стратиграфия

В пределах Толумского месторождения всеми пробуренными скважинами вскрыты отложения мезо-кайнозойского осадочного чехла и доюрского складчатого фундамента. Мощность чехла колеблется в пределах 1720 м. (скв. № 18) - 1920 м. (скв. № 36). Литологически он представлен песчано-глинистыми терригенными породами, залегающими на эрозионной поверхности сланцеватых и метаморфизованных пород фундамента палеозойского возраста.

3.1.1 Фундамент

Породы фундамента в пределах рассматриваемой площади вскрыты почти всеми гранитоидно-сланцевой и эффузивно песчано-глинистой толщами. По вещественному составу породы фундамента весьма разнообразны: граниты, гранодиориты, габбро-диабазы, сланцы, мраморизованные известняки.

В разрезе большинства скважин верхняя часть пород фундамента представлена, в основном, выветрелыми каолинитовогидрослюдистыми разностями.

Мощность коры выветривания местами достигает 20 м. На участках выступов в фундаменте кора выветривания обычно отсутствует.

На Толумской площади в единичных скважинах отмечается нефтенасыщенность рыхлых трещиноватых разностей коры выветривания фундамента, где данные породы контактируют с промышленно нефтеносными песчаниками горизонта «П».

3.1.2 Юрская система

Юрская система представлена двумя отделами: средним (ааленский, байосский и батский ярусы), и верхним (келловейский, оксфордский, кимериджский и волжский ярусы). Нижний отдел в разрезе Толумского месторождения не выделяется.

Отложения средней юры (тюменская свита) несогласно залегают на породах фундамента, либо коры выветривания.

Разрез Тюменской свиты характеризуется частым чередованием аргиллитов с прослоями песчаников и алевролитов. Характерной особенностью является обильное содержание в породах растительного детрита. Иногда наблюдаются тонкие прослойки и линзы каменного угля.

Тюменская свита, развита, в основном, на пониженных участках структур. Песчаники тюменской свиты слабо насыщены нефтью, мощность свиты на Толумском месторождении изменяется от 0 до 50 м.

Отложения верхнеюрского возраста представлены абалакской, трехозерной и частично, мулымьинской свитами.

Абалакская свита (келовей, оксфорд, киммеридж), включающая продуктивный горизонт «П», представлена серыми, буровато и зеленовато-серыми песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов, гравелитов, конгломератов и известняков. Она трансгрессивно залегает на породах фундамента, коре выветривания или на образованиях тюменской свиты.

Мощность свиты колеблется в пределах 0-40 м.

Трехозерная свита (нижний и средний подъярусы волжского яруса) сложена глинами и алевролитами глинистыми, темно-серыми. По восстанию замещается гравелитами, конгломератами и песчаниками.

Мощность отложений увеличивается от свода к крыльям структуры и составляет в среднем 3-15 м.

В состав мулымьинской свиты входит верхний подъярус волжского яруса, которая включает в себя такие отложения валанжинского яруса меловой системы.

Мулымьинская свита, распространена повсеместно и представлена темно-серыми аргиллитами, почти черными, слабо алевритистыми, битуминозными, с включениями фосфатных и сидеритовых стяжений, с прослойками глинистого известняка.

Мощность свиты изменяется от 0 до 30 м.

3.1.3 Меловая система

Отложения улансынской свиты (готеривский ярус) представлены темно-серыми, алевритистыми, массивными, плотными аргиллитами с прослойками мергелей.

Мощность свиты 6-100 м.

Отложения леушинской свиты (верх готерива, баррем, низы апта) в нижней части представлены слабо алевритистыми, слюдистыми, плотными аргиллитами (нижнелеушинская подсвита). Среди глинистопесчанных пород изредка отмечаются пропластки известняков. В единичных образцах из этой свиты установлены споро-пыльцевые комплексы готерив-барремского возраста.

Мощность леушинской свиты 245-295 м.

Отложения аптского яруса в нижней части представлены пачкой глин шоколадного цвета, плотных, слоистых, мощностью 10 и более метров (кошайская свита). Данная свита хорошо выдержана по составу и мощности на Толумском месторождении и четко выделяется на каротажных диаграммах.

Выше по разрезу залегают породы викуловской свиты (апт-альб), представлены частым чередованием алевролитовых и глинистых пород, с редкими прослоями песчаников и известняков. Вверх по разрезу глинистость уменьшается.

Мощность викуловской свиты изменяется в пределах от 125 до 145 м.

Альбский ярус. В отложениях ханты-мансийской свиты выделяют нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя сложена серыми глинами, аргилитоподобными, плотными, с включениями алевритового материала. Наблюдаются прослои известняка, сидерита и алевролита.

Мощность 47-90 м.

Верхняя подсвита представлена частым чередованием светло-серого алевролита со светло и темно-серыми глинами.

Мощность до 85м. Общая мощность ханты-мансийской свиты 160-180 м.

Верхнемеловой отдел. Уватская свита (сеноманский ярус) сложена алевролитами с прослоями аргиллитоподобной глины и известняка в верхней части. Алевролиты серые с зеленоватым оттенком, глинистые, известковистые, рыхлые, косо и горизонтально слоистые.

Мощность отложений сеномана 160-180 м.

Туронский ярус. Отложения кузнецовской свиты представлены глинами темно-серыми, плотными, алевритистыми в верхней части с прослойками серого, мелкозернистого алевролита.

Мощность туронских отложений 35-40 м.

Коньякский, сантонский, кампанский ярусы. Березовская свита делится на две пачки. Нижняя представлена чередованием глинистых опок, алевролитов, и опоковидных глин с редкими прослоями глауконито-кварцевых песчаников. Верхняя пачка сложена серыми глинами, плотными, кремнистыми.

Мощность отложений 130-160 м.

Маастрихтский, датский ярусы представлены отложениями ганькинской свиты, включающей плотные зеленовато-серые глины, с налетами серого алевролитового материала. В глине встречаются прожилки кальцита и прослойки алевролита, включения пирита и обломки макрофауны. Мощность свиты 30-50 м.

3.1.4 Палеогеновая система

Она представлена всеми тремя отделами.

Палеоцен. Отложения талицкой свиты делятся на две пачки. Нижняя пачка сложена плотными, слюдистыми, с включениями и линзочками более тонкого глинистого материала. Верхняя - сложена темно-серыми глинами с буроватым оттенком, алевритистыми.

Мощность свиты 95-110 м.

Эоцен. Отложения эоцена представлены опоками и опоковидными глинами люлинворской свиты, делящейся на три пачки. В отложения эоцена входят также низы чеганской свиты.

Мощность люлинворской свиты 145-200 м.

Олигоцен. Олигоценовые отложения подразделяются на две свиты: нижнюю - чеганскую морского происхождения и среднюю - атлымскую - континентального происхождения.

Отложения чеганской свиты, мощностью 40-65 м., представлены зеленовато-голубоватыми, жирными, слюдистыми глинами, а атлымской - песками с прослоями зеленовато-бурых глин (мощность 0-35 м.).

Между морским и континентальным олигоценом повсеместно прослеживается поверхность размыва. Мощность олигоцена 55-100 м.

3.1.5 Четвертичная система

Отложения распространены повсеместно и представлены континентальными озерно-аллювиальными и озерными образованиями: серыми и желтовато - серыми разнозернистыми песками, суглинками. Мощность отложений 20-40 м.

3.2 Тектоника

Тектоническое строение рассматриваемой территории описывается согласно карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, составленной в 1984 году (гл. редактор И.И.Нестеров). Выкопировка из этой карты представлена на рис. 3.2.1.

Основными тектоническими единицами Шаимского нефтегазоносного района является Шаимская группа поднятий и Верхнекондинская зона прогибов. Основанием для построения современной тектонической схемы Шаимского нефтегазоносного района являются результаты сейсморазведочных работ трестом ЗапСибНефтегеофизика. Шаимская группа поднятий имеет четко выраженное северо-восточное простирание, длина которой около 170 км, ширина - 45 - 60 км и амплитуда (в низах платформенного чехла) около 250 м.

Шаимская группа поднятий осложнена Евринским куполовидным поднятием, Тетеревским и Убинским валами и Верхне - Убинским прогибом между ними. Описываемый район работ расположен в южной части Тетеревского вала (структура II порядка). Тетеревский вал расположен в осевой части Шаимской группы поднятий, он представляет собой структуру линейной формы, вытянутую в северо-восточном, частично в северном, направлении. Ось вала по подошве осадочного чехла постепенно погружается в северо-восточном направлении от отметок - 1350 до 2300 м. Длина структуры - 150 км, ширина в юго-западной части 50 км и 10-20 км в северной и центральной частях. Углы падения крыльев изменяются в пределах 1о20 мин-1о40мин.

По подошве кошайской свиты амплитуда Тетеревского вала достигает 200 м, к концу накопления отложений сеноманского возраста амплитуда уменьшается до 125-150 м. По кровле верхнего мела она составляет 50-70 м. Наблюдается постепенное превращение высоко- амплитудной структуры в слабо выраженный структурный нос.

К сводовой части Тетеревского вала происходит постепенное выклинивание юрских отложений, в осевой части залегают отложения валанжина, на крыльях появляются существенно песчанные образования верхней юры (вогулкинская толща). В более погруженных участках появляются отложения тюменской свиты.

В пределах Тетеревского вала зафиксировано большое количество локальных поднятий различной ориентировки, но преобладают северо-восточная, северо-западная ориентировка осей складок. В южной части Тетеревского вала расположено Толумское локальное поднятие.

Толумская положительная структура третьего порядка имеет изометричную, несколько вытянутую в северо-восточном направлении форму. Размеры по подошве осадочного чехла составляют 7х14 км, амплитуда - 50 м. Основу Толумского поднятия в осадочном чехле образует выступ в рельефе размытой поверхности доюрского фундамента. Толумская структура по отражающему горизонту «П» с севера, востока и юга оконтурена сейсмоизогипсой - 1700 м. В северо - западной части структура раскрывается через узкий прогиб в сторону Мортымья-Тетеревской структуры. Глубина залегания седловины немногим более 1659 м. В пределах самой Толумской площади замыкается единственная изогипса - 1650 м, образующая три купола: на севере, в центральной части и на юге.

Выветрелая поверхность фундамента перекрывается осадками юрского возраста. Мощность юрских отложений, как и мощность коры выветривания, резко сокращается в сводовой части структуры и увеличивается к периферии, на погруженных участках рельефа фундамента.

По представлениям других исследователей унаследованное развитие локальных структур Шаимской группы поднятий является следствием перемещений блоков фундамента и чехла по тектоническим разрывам различного времени заложения. Движения блоков предопределили развитие осадков, имеющих большую мощность на высоких гипсометрических отметках и меньшую - на более низких, что отмечается по разрезу пород тюменской свиты и продуктивного горизонта «П» на площади рассматриваемого месторождения. Залежи нефти приурочены к прогибам в зонах наиболее приподнятой части положительных структур. Как следствие своеобразного залегания пород верхней юры, структура по кровле продуктивного пласта существенно выполаживается. В целом структурный план по кровле пласта «П» практически совпадает с рельефом палеозойского фундамента, крылья Толумской структуры осложнены многочисленными выступами и заливообразными прогибами и выполаживание вышележащих отложений объясняет полной компенсацией более интенсивно погружающихся прогибов осадками. Таким образом, Толумская структура представляет собой структуру облегания выступов фундамента, образовавшихся возможно за счет незначительных вертикальных подвижек отдельных блоков доюрского основания. Поэтому структурный план к верхним пластам выполаживается и детали тектонического строения в них не выделяются.

Особенности тектонического строения рассматриваемой площади по юрским и меловым отложениям представлены в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1 Данные о тектонической структуре Толумского поднятия по различным маркирующим горизонтам юрской и меловой системы

Наименование	Поверхность Доюрского Основания	Кровля продуктивного пласта <П>	Кровля викуловской свиты (апт)	Кровля ганькинской свиты (маастрихт+датский)
Наивысшие отметки на	1615,7	1609,2	1060,0	378
сводах поднятий, м
Наименьшие отметки на
Крыльях и прогибах: м
на юге	1734	1705	1078	433
на западе	1758	1710	1070	427
на востоке	1847	1797	1142	481
Высота крыльев и их
наклон:
на юге	27 м; 0,3о	55 м; 0,4о	18 м; 0,2о	55 м; 0,4о
на западе	60 м; 0,4о	39 м; 0,3о	10 м; 0,1о	49 м; 0,4о
на востоке	205 м; 1,3о	157 м; 1,1о	82 м; 0,7о	93 м; 0,7о
Мощность отложений
продуктивной толщи: м
на сводах	19,4 - 21,6	5,2 -12,0	152 - 160	33 - 40
в прогибах	16,4 - 29,0	29,2 -33,0	160 - 164	38 - 42
на крыльях	14,4 - 19,4	14,4 -19,4	152 - 164	34 - 38
Разность мощностей
продуктивной толщи, м
на сводах	2,2	6,8	8	7
в прогибах	12,6	3,8	4	4
на крыльях	5	9,4	12	4

3.3 Нефтегазоносность

В пределах Толумского месторождения основные залежи нефти приурочены к базальным песчано - алевритовым отложениям пласта «П» абалакской свиты.

Промышленные притоки нефти на Восточной залежи получены из отложений тюменской свиты.

Продуктивный горизонт «П» известен как основной нефтеносный объект в пределах всего Шаимского района. Характерной особенностью строения залежей нефти горизонта «П» Толумского месторождения является то, что базальные песчаники пласта «П» залегают в эрозионно-тектонических ложбинах фундамента в виде отдельных полей, имеющих сложную конфигурацию, выклиниваясь к сводам поднятий, где на поверхности фундамента непосредственно залегают аргиллиты волжского яруса. Залежи относятся к структурно-литологическому типу.

По данным разведочного и эксплуатационного бурения месторождение расчленяется на ряд самостоятельных залежей зонами отсутствия продуктивного пласта «П» - Северо - Западную, Западную I, Западную II, Южную, Восточную и Малую.

От участков отсутствия пласта в направлении пологих склонов и заливообразных прогибов между ними, мощность пласта «П» постепенно увеличивается. Наращивание мощности пласта «П» происходит за счет появления в разрезе более древних отложений от кимериджских до келловейских.

В пределах Восточной залежи выявлены песчано-глинистые отложения тюменской свиты. Отложения тюменской свиты имеют локальное распространение, что связано со специфичностью их образования, и приурочены, в основном, к заливообразным прогибам.

По кровле пласта «П» Толумское поднятие оконтуривается на западе изогипсой - 1610 м, в восточном направлении происходит постепенное погружение структуры.

Обоснование ВНК залежей произведено на основании изучения промыслово-геофизических материалов, испытаний, исследований и эксплуатации скважин. По некоторым участкам залежей Толумского месторождения ВНК проводится по данным эксплуатационного бурения и опробования эксплуатационных скважин. Связано это, во-первых, с редкой сетью вертикальных скважин и всеми построениями, выполненными по эксплуатационным скважинам, а во-вторых, если ВНК будет проведено только по разведочным скважинам, то часть эксплуатационных скважин, давших приток нефти с более низких отметок, окажется за контуром нефтеносности, поэтому в таких случаях ВНК проводится по эксплуатационным скважинам.

На Восточной залежи промышленная нефтеносность установлена в пласте «П» и в отложениях тюменской свиты. Притоки нефти получены из отложений коры выветривания.

На залежи пробурено 119 скважин, из них 24 разведочные и 95 эксплуатационных. Притоки нефти получены в 96 скважинах. Залежь разбурена по эксплуатационной сетке. Залежь разрабатывается с1974 года.

Отложения коры выветривания имеют незначительное распространение, вскрыты одиночными скважинами и, в основном, в соседних скважинах не прослеживаются.

В скважине 1190 получен приток нефти дебитом 6,4 т/сут. Скважина расположена на северо - западе от основной залежи. В скважине 29 приток нефти 0,43 м3/сут. В скважине 1593 по данным ГИС нефтенасыщенные мощности не выделяются, что связано с недовыполнением комплекса.

Площадное распространение коллекторов коры выветривания отмечается на участке скважин 1565, 1575.

Подсчитывать запасы нефти по отложениям коры выветривания отдельным объектом считается нецелесообразным. Чтобы не занизить запасы нефти по залежи в целом, нефтенасыщенную мощность коры выветривания скважины 1575 включаем в подсчетный план пласта «П». Во избежание завышения запасов за счет высоких подсчетных параметров, принятых для пласта «П», нефтенасыщенную мощность по скважине 1565 в подсчет не включаем.

Продуктивные отложения тюменской свиты залегают в заливообразном прогибе широтного простирания в центральной части залежи.

Притоки нефти были получены из скважин 1524, 1532, 1536, 1537, 1551, 1552, 1563. Дебиты нефти колеблются от 2,5 т/сут (скв.23) до 35 т/сут (скв.1537).

Эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются от 1,2 м (скв.1535) до 11,5 м (скв.1563). Средневзвешенная эффективная мощность 2,68 м. Раздельно продуктивные отложения тюменской свиты опробованы в скважинах 23, 1536, 1537, 1563, 1576.

В скважинах, пробуренных около внутреннего контура нефтеносности, по материалам ГИС пласт нефтенасыщен до отметки минус 1786,3 м (скв.1535).

В скважине 1537 приток безводной нефти получен в интервале отметок минус 1795,5 - 1799,7 м.

В водонефтяной зоне приток нефти получен с отметки минус 1796,4 м в скважине 1536. Водонасыщенный пласт по данным ГИС вскрыт в скважинах 1546, 1538 на отметках минус 1805,5 м и минус 1809,2 м соответственно.

При опробовании приток пластовой воды был получен в интервале минус 1833 - 1842 м в скважине 44.

По данным опробования и материалам ГИС ВНК для отложений тюменской свиты принимается на отметке минус 1800 м. Размеры залежи 5,5х4,0 км, высота - 96 м. Тип залежи - структурно-литологический.

На севере Восточной залежи в скважине 1576 продуктивный пласт тюменской свиты опробован в интервале отметок минус 1792,2-1798,5 м, получен приток нефти дебитом 10 т/сут. По данным ГИС пласт нефтенасыщен до отметки минус 1801,7 м. На данном участке отложения тюменской свиты вскрыты скважинами 1581 и 38. В скважине 36 при совместном опробовании с пластом «П» в интервале отметок минус 1804,2-1831,2 получен приток пластовой воды. В скважине 1581, по данным ГИС, пласт в интервале отметок минус 1810,7-1814,6 м водонасыщен. ВНК на данном участке принят условно на отметке минус 1801,7 м, по подошве нефтенасыщенного пропластка в скважине 1576.

Размеры залежи 1х 0,5 км, высота - 12 м.

Залежь нефти пласта "П" является основным объектом разработки с 1974 года. Максимальные первоначальные дебиты при опробовании скважин достигали 200т/сут. (скв.1534, 1535). Максимальная эффективная нефтенасыщенная мощность вскрыта скважиной 8 и составляет 18 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная мощность по залежи 8,0 м.

По результатам разведочного и эксплуатационного бурения уточнились границы залежи по сравнению с предыдущим подсчетом запасов, как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения.

От соседних залежей Восточная залежь отделяется зоной отсутствия продуктивного пласта, протянувшейся непрерывной полосой через скважины 1196, 37, 29, 1511, 24, 19, 1575, 31.

Скважиной 1579 вскрыты заглинизированные отложения пласта «П», при испытании в интервале глубин 1938-1964 м (а. о. минус 1754,2-1780,2 м) притока не получено.

В скважинах, пробуренных около внутреннего контура нефтеносности, подошва нефтенасыщенных пластов вскрыта в интервале отметок минус 1761 м. (скв. 1503) - 1793,8 (скв. 43). Наиболее низкая отметка получения чистой нефти по этим скважинам минус 1793,4 м (скв. 43). Значения абсолютных отметок подошвы нефтенасыщенных коллекторов и результаты их опробования по скважинам, расположенным во внутреннем контуре нефтеносности приведены в таблице 3.3.1.

Безводные притоки нефти на наиболее низких гипсометрических отметках подошвы интервала перфорации получены из скважин 43, 1539, 1546 с абсолютных отметок минус 1793,4 м, минус 1792,2 м, минус 1796 м, соответственно.

Притоки пластовой воды получены в скважинах 36, 44, 1549. Кровля продуктивных коллекторов в этих скважинах вскрыта на абсолютных отметках минус 1805,0 м, минус 1797,6 м. и минус 1803,6 м.

При опробовании скважины 1569 в интервале отметок минус 1795,6-1800,2 м получен приток пластовой воды с нефтью. По данным ГИС пласт нефтенасыщен до отметки минус 1796 м.

При опробовании скважины 43 в интервале отметок минус 1776,4-1793,4 м получен приток нефти дебитом 106 т/сут. По данным ГИС в скважинах 1538, 1550 пласт нефтенасыщен до отметок и минус 1795,4 м и минус 1795,6 м, соответственно. ВНК по залежи принят на отметке минус 1796 м.

При опробовании скважины 46, пробуренной в юго-западной части залежи, был получен приток газа с конденсатом. В процессе дальнейшего разбуривания залежи притока газа по соседним скважинам не получено.

Учитывая, что в скважине 46 вскрыта эффективная мощность пласта «П», по данным ГИС пласт нефтенасыщен, скважину 46 оставляем в контуре залежи.

Размеры залежи 9,5х7,0 км, высота 96 м.

Тип залежи - структурно-литологический.

3.4 Гидрогеология

3.4.1 Водоносные комплексы

Разрез Толумского месторождения в гидрогеологическом отношении изучен не равномерно. Основное количество гидрогеологических данных имеется по нижней части осадочного чехла (верхнеюрские породы, с которыми связаны нефтяные залежи района) и по палеоген - четвертичным отложениям, в которых залегают пресные воды, используемые для питьевого водоснабжения.

С учетом особенностей литологического строения разреза и гидрогеологического фактора, в мезозойских отложениях Шаимского района выделено пять водоносных комплексов и четыре разделяющих их водоупорные толщи. (Таблица 3.4.1.1.)

Юрский водоносный комплекс приурочен к проницаемым породам верхней юры. Его мощность на Толумском месторождении достигает 53 м. Коллекторские свойста пород колеблются в широких пределах: средняя пористость 21%, проницаемость 50-250 х 10-15м2 .

Дебиты воды по скважинам варьируют в пределах 0,2м3/сут при динамическом уровне (Нд) 10 м (скв. 25)- 140 м3/сут при Нд 1630м (скв. 15). Переливающих притоков не получено. Забойное давление достигает 18,15 мПа, пластовое -19,4 мПа.

Законтурные пластовые воды месторождения хлоркальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов (по В.А.Сулину) с минерализацией 12,7-18, 2 г/л, содержание хлора 4460-10070 мг/л.

В скважине 26 получены воды хлоркальциевого типа с минерализацией 17,1 г/л.

Более обоснованно можно сделать вывод по обводнившимся скважинам Восточно - Толумской площади не подверженным влиянию закачки (Таблица 3.4.1.2.). Пластовые попутно добываемые воды характеризуются теми же значениями минерализации, что и пластовые законтурные.

Содержание гидрокарбонат иона высокое и в пластовых законтурных водах составляет 400-4050 мг/л, в пластовых попутно добываемых - 1600-3000 мг/л. В отдельных скважинах встречаются, как более высокие значения (до 4270 мг/л), так и более низкие от 550 мг/л, но они являются аномальными, не характерными для пласта в целом.

По данным бурения кальций содержится в небольшом количестве: 20-370 мг/л. Концентрация его в водах эксплуатационных скважин еще меньше (35-130 мг/л), в некоторых на них кальций достигает 480 мг/л.

Магний- ион в пластовых законтурных водах содержится в количестве 16-50 мг/л, в попутно добываемых -6-55 мг/л, иногда до 85 мг/л.

Из микрокомпонентов в водах юрского комплекса определены: йод, бром, бор, аммоний, кремнезем.

Количество брома в пластовых законтурных водах Толумского месторождения колеблется в пределах 46-52 мг/л. Отмечается зависимость в распределении его концентрации от минерализации.

Йод содержится в количестве 8-15 мг/л. В скважине 28 Восточной залежи получена вода со сравнительно высоким содержанием йода-15,7 мг/л.

Бор (в форме НВО2) встречен в водах юрского комплекса в количестве 43046 мг/л. Меньшие значения концентрации бора, встреченные в водах скважины № 23 объясняются низким качеством проб (наличие примеси тех. воды), большее (75-76 мг/л) присутствуют в анализах с повышенным количеством НСО3.

Количество нафтеновых кислот в пластовых водах Толумского месторождения незначительно. Содержание их в водах колеблется в пределах 0,78-1,1 мг/л.

На Толумском месторождении состав растворенного в воде газа, в основном, однороден и преимущественно состоит из метана (63-70%). Содержание тяжелых углеводородов (С2-С6) колеблется в пределах 6,2-20% (Таблица 3.4.1.3.).

Углекислый газ содержится в количестве 0,8-9,7%. В скважинах северного и восточного склонов получены воды, содержащие газ с повышенной концентрацией углекислого газа. Количество СО2 в растворенном газе достигает 77-79%. В некоторых скважинах отмечено повышенное содержание азота - до 19,7% (скв. 26).

Газонасыщенность по данным испытаниям варьирует в пределах 1,8-3,2 м3/м3.

Юрский водоносный комплекс перекрывается мощной и широко распространенной толщей аргиллитов верхнеюрского отдела валанжинского и нижней части готерив - баремского ярусов. Толща является хорошим водоупором, надежном изолирующим воды юрского водоносного комплекса от вышерасположенных песчано-алевритистых отложений готерив - баррема. Мощность этой толщи на Восточно - Толумской площади составляет 265 - 310 метров.

Неокомский водоносный комплекс приурочен к верхней части

готерив - барремских отложений и представлен переслаиванием песчаников и алевролитов с аргиллитами. Мощность комплекса 67-75 м.

Воды хлоркальциевого типа, с минерализацией 14,7 г/л. Кальций иона присутствует в количестве 227 мг/л, гидрокарбонат - ион - 403 мг/л.

В воде растворены углеводородные газы с содержанием метана 98,1%, тяжелых углеводородов 0,4%, СО2 - 0,24%.

Газонасыщенность вод около 1,1 л/л, давление насыщения 7,1 мПа. Температура на глубине 1012 м 60оС.

Водоносный комплекс неокомских отложений перекрывается кошайскими глинами общей мощностью 52-58 м, представляющими собой практически непроницаемую покрышку.

Аптский водоносный комплекс приурочен к мощной толще песчано - алевритистых и реже глинистых отложений аптского возраста. Водоносность комплекса непосредственно на Восточно - Толумской площади не изучена.

Вышезалегающая водоупорная толща альбского яруса сложена выдержанными гнинисто - аргиллитовыми породами.

Альб - сеноманский водоносный комплекс представлен песчаниками и песками верхнего альба и сеномана с редкими прослоями алеврито - глинистых отложений. Воды комплекса изучались на Трехозерной площади. Они хлоркальциевого типа с минерализацией 11,6-13,8 г/л. Концентрация ионов Са-185-230 мг/л, М9 - 46-88мг/л. Содержание НСО3 - 274-292 мг/л. Йода содержится около 9-12 мг/л, брома 37-42 мг/л.

Сеноманский водоносный комплекс перекрывается мощной толщей глинистых пород верхнего мела и палеогена, мощностью более 500 м.

Олигоцен - четвертичный водоносный комплекс развит по всей площади Толумского месторождения и приурочен к песчано-глинистым отложениям среднего и верхнего олигоцена и четвертичным образованьям различного происхождения.

В низах комплекса были получены притоки слабоминерализованных вод (1,8-3,3 г/л) хлоркальциевого типа. В верхней части комплекса воды имеют гидрокарбонатно - натриевый тип. Минерализация 0,12-1,8 г/л.

В 1975 году на Толумском месторождении пробурены 2 скважины для хоз-питьевого водоснабжения, которые на глубине 102 м вскрыли атлымский водоносный горизонт. Регулярные анализы воды проводились с 1979 года. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа, с минерализацией 310 мг/л. Основным компонентом является гидрокарбонат - ион, содержание которого колеблется в пределах 70-260 мг/л. Следует отметить повышенные средние значения Na и CI - ионов (49 и 20 мг/л). Магний и кальций - ионы содержатся в небольших количествах: 14- и 19 мг/л.

3.4.2 Режим залежей

Динамика вод юрского водоносного комплекса изучена полно. Замеры давления производились практически во всех опробованных скважинах. По данным замеров пластовых давлений и статических уровней установленно, что напоры вод уменьшаются с запада на восток. Гидроизопъезы имеют практически меридиональное направление. Можно полагать, что областью питания служат восточные предгорья Урала.

Режим залежей Толумского месторождения связан с характером площадного распространения пород юрского комплекса и динамикой подземных вод. Проницаемые породы комплекса характеризуются непостоянством площадного распространения и невысокими коллекторскими свойствами.

Коллекторские свойства песчаников пласта «П» в пределах Толумского месторождения и за контуром залежи высокие. Поэтому можно сказать, что существует достаточно хорошая связь залежи с законтурной зоной и часть падения давления в залежи компенсирована за счет упругих сил законтурных вод. Однако, при существующих высоких темпах отбора упругих сил для поддержания давления в залежи явно не достаточно. Поэтому, в настоящее время организовано поддержание пластового давления в залежах путем внутриконтурной закачки.

3.4.3 Геотермические условия

Для изучения геотермических условий мезокайнозойских отложений Восточно-Толумского месторождения использовались все данные о замерах температур, которые получены при испытании скважин. В связи с отсутствием замеров температур по стволу скважин Восточно - Толумского месторождения, использованы материалы соседних месторождений.

По всем исследованным скважинам отмечается постепенное увеличение температуры с глубиной. Средняя температура на глубине залегания продуктивных отложений Толумского месторождения колеблется в пределах 79-87о. В скважинах Восточной залежи получена нефть с температурой 94-95о (скв.20, 21).

Величина геотермической ступени колеблется в пределах 19-22,8 м/о С.

Геотермическая ступень увеличивается с северо-востока на юго-запад, то есть с более погруженных частей к своду. Это обстоятельство не укладывается в общую закономерность по Шаимскому району, где геотермическая ступень обычно увеличивается в направлении к погруженным участкам.

Аномальное явление в распределении геотермической ступени на Восточно - Толумской площади возможно объясняется наличием в восточной и северной частях площади разломов фундамента. Прямых доказательств разломов фундамента нет. Однако, такое предположение находится в соответствии с представлениями Толстикова Г.А. о формировании вод гидрокарбонатно-натриевого типа, которым насыщены породы северной, южной и восточной законтурной части месторождения.

По скважинам, в которых произведено определение геотермического градиента, отмечается четкая взаимосвязь между литологией пород и изменением температур с глубиной.

Анализ температурного поля в пределах Шаимского района позволяет сделать следующие выводы:

Главное влияние на температурное поле оказывает глубина залегания фундамента. Однако, встречаются погруженные участки с высокими значениями геотермического градиента, вызванными, по-видимому подтоками тепла по разломам в фундаменте.

Отмечается закономерное повышение температуры с глубиной.

Литолого-фациальная характеристика разреза оказывает существенное влияние на распределение геотермических параметров.

3.5 Сопутствующие полезные ископаемые

Поисками и разведкой строительных материалов в Шаимском нефтегазоносном районе занималась поисковая партия Тюменской комплексной геологоразведочной экспедиции.

В результате проведенных работ открыты месторождения керамзитовых глин, строительных и стекольных песков и песчано-гравийной смеси. Ниже приводится краткое описание этих месторождений.

Участок «Песчаный» находится в 4,5 км к северо-западу от деревни Учинья. Мощность пласта 2,02 метра, запасы 224 тыс.м3.Пески пригодны для строительства при условии обогащения. Среднее содержание глинистой фракции 6,2 процента.

Месторождение строительного песка «Учинское» открыто в 20 км юго-восточнее города Урая. Площадь его 13,6 гектара, мощность пласта 1,5 м, запасы строительного песка 207 тыс.м3.

Месторождение строительного песка на участке «Ушьинский яр» находится на расстоянии 1 км ниже по течению реки Конда от деревни Ушья. Площадь составляет 50 гектара, мощность пласта 8,5 м, запасы - 4284 тыс.м3.

Месторождение песка открыто на Черной речке в 3 км выше по течению. Площадь его 2 гектара , мощность 4,5 м.

Толумское месторождение керамзитовых глин находится в 15 км от Урая по автодороге Урай - Устье-Аха. Площадь 24 гектара, мощность пласта 2 м, запасы 1025 тыс. м3.

Елушкинское месторождение глин находится в 5 км от деревни Елушкино, ниже по течению реки Конда, в 100 км от г. Урая.Площадь 12 гектара, мощность 4,2 м, запасы составляют 1113 тыс. м3.Глины пригодны для производства керамзита.

Мулымьинсккое месторождение керамзитовых глин находится в 3 км юго-восточнее поселка Мулымья на правом берегу реки Конда. Площадь 1,05 гектара, мощность глин 5,6 м, запасы - 217,6 тыс.м3. Содержание песка менее 17 процентов.

Месторождение бутового камня находится у поселка Урманный. Запасы по категории С1 - 60000 м3.Также месторождение бутового камня установлено у поселка Каменный. В рассматриваемом районе и непосредственно в пределах месторождения имеются огромные запасы торфа, а также гравия, песка, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства межпромысловых дорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном строительстве.

3.6 Условия водоснабжения

Пресные воды верхнего гидрогеологического этажа Западно - Сибирского артезианского бассейна включают осадки турон - четвертичного возраста, характеризующиеся свободным водообменом. Литологически этаж представлен песчано - алевритистыми, глинистыми, аргиллитистыми и опоковидными отложениями.

Условия питания, циркуляции, а также влияние геоморфологических и климатических факторов обуславливает наличие в нем пресных подземных вод. Водонасыщенной является верхняя часть разреза, а нижняя глинистая часть служит региональным упором. По условиям залегания и стратиграфической приуроченности в пределах исследуемого района, выделяются следующие водоносные горизонты:

1.Кургамышский водоносный горизонт

2.Туртасский водоносный горизонт

3.Водоносный горизонт четвертичных отложений

Кургамышский водоносный горизонт в пределах описываемого района эксплуатируется для хозяйственного - питьевого водоснабжения. В кровле горизонта фиксируется выдержанный пласт алевритов и глин. Он способствует образованию напора вод, величина которого в Шаимском районе составляет 30 - 60 метров, а статические уровни воды устанавливаются на глубинах от 2 - 5 до 15 - 17 метров.

Годовое колебание уровня воды 3, 5 метров, минимальные значения отмечены в апреле, максимальные в июне. В результате исследований получены дебиты 2, 5 - 10 литров в секунду при понижениях уровня 5 - 330 метров. Отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами - коэффициент фильтрации изменяется от 1 - 2 до 25 метров в сутки, водопроводность 1500 - 2000 м2 в сутки пъезопроводность 105 - 106 м2 в сутки. Воды пресные с минерализацией от 0 - 12 грамм на литр до 0, 9 грамм на литр.

По многим показателям вода не соответствует ГОСТу «вода питьевая». По качеству - бикарбонатная. По таким органолептическим показателям как запах и вкус, вода стандартная. Значение цветности всегда выше 200 , прозрачности меньше допустимых 30 сантиметров. Вода мутная. Окисляемость постоянно превышает значения, характерные для подземных вод (2 - 3 миллиграмм на литр О2 ), рН находится в пределах нормы (6,5 - 8,5).

Рассматриваемые воды мягкие (жесткость превышает 3 миллиграмм - эквивалент на литр). Содержание общего железа всегда выше ПДК и составляет 0, 5 - 14 миллиграмм на литр. Такое содержание железа объясняется повышенным природным фоном. Характерно пониженное содержание фтора.