Разработка Спорышевского нефтяного месторождения

Данная российская технология принципиально отличается от существующих способом последовательной посекционной установки компоновки для ОРЭ, что значительно повышает надежность проведения опрессовки пакеров (сверху и с низу), а следовательно, и надежность разобщения пластов. При этом также значительно повышается вероятность успешного демонтажа скважинной установки после ее длительной эксплуатации.

Многопакерно-секционные компоновки активно внедряются ООО НПО «Новые нефтяные технологии» на Восточно-Янгтинском, Комсомольском, Тарасовском, Усть-Харампурском, Фестивальном, Южно-Тарасовском, Южно-Харампурском, Приобском месторождениях. Так например, в 2003г. в ОАО «Пурнефтегазе» многопакерные компоновки с учетом импортных были установлены на 21 скважине, из них в 10 скважинах - по российской технологии. В 2006г. внедрено 19 российских двух- и трех-пакерных компоновок. Следует отметить, что на сервисном обслуживании находятся только те скважины, где компоновки установлены российской фирмой ООО НПО «Новые нефтяные технологии». В настоящее время на скважинах с импортными компоновками требуется ревизия штуцеров, а по многим и изменение режимов закачки. В 2008г. силами ООО НПО «Новые нефтяные технологии» дополнительно установили 19 компоновок в ОАО НК «Роснефть-Пурнефнефтегазе» и 62 компоновки в ОАО «Газпромнефти».

Преимущество российской технологии перед импортными компоновками заключается не только в цене и в организации сервисного обслуживания, но и в легкости ревизии и безопасном для скважины извлечении оборудования. Такое преимущество обусловлено технологией посекционного монтажа многопакерных секций. При этом технологический процесс монтажа не ограничивает количество устанавливаемых секций. Каждая секция устанавливается на отдельный продуктивный пласт/прослой. В базовом варианте пакерная секция включает пакер, разъединитель колонны, мандрель и регулятор - штуцер (клапан - отсекатель). Многопакерная компоновка может эксплуатировать столько пластов/слоев сколько необходимо по проектёу разработки.

Многопакерные секции российских компоновок соединяются между собой не жестко в отличие от зарубежных аналогов, а посредством разъединителя колонн (РК) и телескопических соединений. С помощью РК можно разделить секции и организовать промывку зоны сверху пакера через разъединитель. Высокая аварийность при извлечении зарубежных компоновок отмечается в случаях присыпания механическими примесями надпакерной зоны в нижней части компоновки, которую невозможно промыть. Секционный принцип монтажа компоновок позволяет использовать в бригадах ПРС/КРС технику А-50 не только при монтажных работах, но и при демонтаже, так как нагрузка срыва пакера до 18 тонн плюс собственной вес колонны НКТ для глубоких (3000м) скважин до 26 тонн. Для срыва импортных компоновок использование А-50 из-за предельных нагрузок является явно недостаточным и проблематичным, кроме того, по этим же соображениям нельзя использовать НКТ марки «D» и НКТ меньшего диаметра.

ОРД и ОРЗ позволяют наиболее интенсивно проводить разработку одной сеткой скважин одновременно несколько залежей резко различных по коллекторским свойствам, составу флюида и глубине залегания. В некоторых скважинах можно использовать газ из газоносных пластов или из газовых шапок для транспортирования флюида из нефтеносных интервалов с сильно пониженным пластовым давлением. Многопакерные компоновки идеально подходят для организации естественного внутрискважинного газлифта.

Рациональное использование газа при добыче нефти из газовых шапок может повысить не только дебит скважин по нефти, но и снизить вынос попутного газа. Для этого достаточно разделить двухпакерной компоновкой газовую часть пласта (газовую шапку) от нефтяной (нефтяную оторочку). После этого установить забойные штуцера по раздельному регулированию расхода газа (штуцера диаметром 0,5-4 мм) и дебита флюида (штуцера диаметром, например, 5-9 мм и прочих). В процессе эксплуатации можно многократно корректировать и менять режимы работы внутрискважинного газлифта с использованием канатной техники, газлифтной технологии и программного обеспечения НИИ «Газлифт».

Актуальным и значимым моментом в реализации программы внедрения ОРЗ и ОРЭ является то, что на раздельную эксплуатацию можно переводить отдельные тонкие прослои с невыработанными остаточными запасами. При этом между прослоями глинистые перемычки могут достигать 1м, а расстояние между интервалами перфорации должны быть до 2м достаточное для посадки пакера. Уровень развития технологии ОРЭ позволяет устанавливать напротив каждого пласта-пропластка пакерную секцию со скважинными камерами, и за счет смены клапанов-отсекателей, забойных штуцеров или регуляторов давлений/расходов более тонко регулировать и контролировать разработку залежей нефти и газа.

«Интеллектуальные» скважины при ОРЭ образуют интегрированные системы управления движением флюидов при многопакерно-секционном разделении объектов разработки. Сервисное обслуживание таких скважин включает комбинацию измерительных и управляющих функций на забое скважины для автоматического контроля и регулирования добычи нефти, газа и дифференцированной закачки воды. В настоящее время разработаны (ООО НТП «Нефтегазтехника») и испытаны на выше-перечисленных месторождениях регулятор давления, регулятор расхода газожидкостного потока, клапан-отсекатель ПЗП от скважины, клапан предупреждения открытых фонтанов, клапан периодического газлифта, клапан автоматического запуска в эксплуатацию газлифтной скважины, мандрели со съемными сквозными двух-штуцерными регуляторами расхода жидкости.

Технология с многопакерно-секционными компоновками позволяет с хорошей рентабельностью доразрабатывать базовые высокообводненные, истощенные нефтяные пласты до достижения намеченной нефтеотдачи совместно с подключением в одновременно-раздельную разработку на определенных режимах новых безводных нефтяных залежей. При этом через один лифт скважины за счет регулирования забойными клапанами-отсекателями одновременно-раздельно или поочередно (периодически) ведется отбор и закачка в несколько нефтяных пластов, а также проводится постоянный учет и контроль за добычей флюида и закачкой рабочего агента. Экономическая эффективность достигается за счет ограничения высоко обводненного притока жидкости с базового пласта и вовлечением в эксплуатацию нового пласта/пропластка, что позволяет получить дополнительную добычу нефти и сократить расходы по ее подготовке.

В ряде случаев можно проводить поочередную разработку различных нефтяных залежей путем перевода всего фонда скважин с базового пласта на другой пласт на некоторый промежуток времени. После восстановления и стабилизации гравитационного и гидродинамического равновесия в истощенной залежи можно произвести возврат скважин к дальнейшей выработке остаточных запасов по базовому пласту. В особенности такая технология быстро может быть реализована там, где существует фонтанная добыча, компрессорный и бескомпрессорный газлифт,

либо струйная эксплуатация. При этом канатной техникой на один пласт устанавливаются в мандрелях клапана-отсекатели, а в других - соответствующие забойные штуцера. Применение отсекателей предотвращает последствия вредного влияния глушения скважины на ПЗП скважины.

В процессе эксплуатации скважин нередко нарушается герметичность эксплуатационной колонны. Использование многопакерных компоновок позволяет их отсечь и продолжить дальнейшую эксплуатацию скважины.

Регулирование работы скважин с насосной добычей флюида значительно усложняется и имеет ряд ограничений, связанных с недопущением бесконтрольного извлечения флюида при одновременном отборе его из различных нефтяных залежей. Требуется более тщательно подходить к исследованию скважины, к подбору режимов ее эксплуатации, а также к настройке подземного оборудования (клапанов-отсекателей), таким образом, чтобы в любой момент можно было получить достоверные замеры дебита и обводненности по объектам разработки. Так, поочередно отсекая один пласт за другим, можно проводить на устье прямые замеры дебита и обводненности в режиме реального времени, не «спуская» оборудование в «интеллектуальную скважину» без использования глубинных замеров.

3.19 Технология одновременно-раздельной разработки

Технология одновременно-раздельной разработки пластов позволяет:

- увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов;

- увеличить добычу нефти;

- сократить капитальные вложения на бурение скважин;

- снизить эксплуатационные расходы (переменные затраты);

- уменьшить срок освоения многопластового месторождения;

- увеличить рентабельный срок разработки обводненных и загазованных пластов;

- проводить совместную разработку нефтяной оторочки и газовой шапки без образования газовых конусов;

- разрабатывать водоплавающие залежи, предупреждая образование водяных конусов;

- уменьшить вероятность осложнений гидратообразования, отложения асфальтенов, смол и парафинов, высоких значений температуры, газового фактора, обводненности и вязкости добываемой продукции, повышенного содержания в ней механических примесей, солей, серы и коррозионно-активных компонентов и пр;

- повысить эффективность газовых и тепловых методов нефтеотдачи;

- нестационарно воздействовать на пласт, изменяя режимы работы добывающих скважин;

- обеспечить форсированный отбор с одновременным ограничением водопритока;

- повысить эффективность использования скважинного оборудования;

- оперативно управлять полем пластовых давлений;

- регулировать направления и скорости фильтрации пластовых флюидов;

- обеспечить учет добываемой продукции из каждого пласта;

- исследовать и контролировать разработку отдельных пластов;

- уменьшить удельный расход газлифтного газа;

1 - ниппель-пробка; 2 - хвостовик из НКТ не менее 50 м; 3 - скважинная камера с регулятором расхода жидкости или глухой пробкой; 4 - пакер гидравлический; 5 - разъединитель колонны механический 13РКМ.000; 6 - НКТ; 7 - скважинная камера с регулятором расхода жидкости или глухой пробкой; 8 - пакер гидравлический; 9 - разъединитель колонны гидравлический 13РКГ.000 с телескопическим ходом; 10 - скважинная камера с глухой пробкой; 11 - колонна НКТ.

Рис. 5.7. Компановка нагнетательной скважины

Данная эксплуатация может быть использована для добычи и поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях.

Обеспечивает повышение эффективности способа одновременно-раздельной и/или поочередной эксплуатации нескольких нагнетательных и/или временно добывающих объектов каждой нагнетательной скважины.Сущность: спускают в скважину, по крайней мере, одну колонну труб с постоянным или переменным диаметром без или с заглушенным концом, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны. Ниже и выше пакера спущены, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппелю со съемным клапаном для подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, посадку пакера и опрессовку его снизу и/или сверху. Определяют при опрессовке минимальное давление поглощения каждого пласта. Закачивают рабочий агент с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в верхний и/или нижний пласты через соответствующие съемные клапаны в посадочных узлах. Измеряют на поверхности общий расход рабочего агента, устьевое давление и/или температуру в полости колонны труб и затрубном пространстве скважины. Определяют забойное давление верхнего пласта, давление в колонне труб и затрубном пространстве на глубине съемного клапана в посадочном узле выше пакера. Находят расход рабочего агента, закачиваемого в верхний пласт через съемный клапан, вычитывают его из общего и определяют расход рабочего агента, закачиваемого в нижний пласт. Сопоставляют фактические расходы рабочего агента для пластов с проектными их значениями. При этом при их отличии изменяют устьевое давление и/или извлекают для одного или обоих пластов съемные клапаны из посадочных узлов с помощью канатной техники. Определяют и изменяют их характеристики и/или параметры. После этого повторно устанавливают каждый съемный клапан в соответствующий посадочный узел с помощью канатной техники и продолжают закачку рабочего агента через них в соответствующие пласты.

Изобретение относится к области добычи углеводородов (нефти, газа, газоконденсата, газогидрата) на многопластовых месторождениях и может быть использовано для одновременно-раздельной (ОРЗ) и/или поочередной (ПЗ) закачки рабочей среды (воды, газа, пены, пара, эмульсии, смеси и пр.) в один или несколько объектов (пластов) с целью поддержания проектного пластового давления (ППД) в зоне отбора флюида, и/или предупреждения или устранения конусов воды и газа, и/или утилизации избытка воды или газа.

Целью изобретения является применение и повышение эффективности технологии одновременно-раздельной (ОРЭ) и/или поочередной (ПЭ) эксплуатации нескольких нагнетательных и/или временно добывающих объектов (пластов) каждой нагнетательной скважины на многопластовом месторождении.

Эффективность технологии на многопластовых месторождениях в основном достигается за счет целенаправленного перераспределения и закачки рабочей среды по пластам нагнетательной скважины для поддержания проектного пластового давления (ППД) в зоне отбора пластового флюида и/или дополнительной добычи углеводорода, и/или утилизации избытка воды или газа в пласт(ы), и/или внутрискважинной добычи флюида из одного пласта и закачки его в другой пласт одной скважины, в том числе за счет возможности:

1) разукрупнения объектов разработки путем разделения группы пластов на отдельные пласты, а пластов - на изолированные пропластки в зависимости от их проницаемости, пластового давления и/или условий и задач эксплуатации;

2) ОРЗ и/или ПЗ рабочей среды нескольких (двух или более) пластов одной нагнетательной скважины;

3) ПЗ рабочей среды и ПД флюида из одного или нескольких нагнетательных и временно добывающих пластов одной нагнетательной скважины, в т.ч. периодического нагнетания внутри скважины флюида (например, пластового газа или газожидкостной смеси) из одного пласта высокого давления в другой пласт низкого давления и ПЗ с устья (или из другого пласта скважины) рабочего агента (например, воды) в пласт низкого давления, для газового и/или водогазового воздействия на продуктивный пласт;

4) ОРЗ рабочей среды и ПД флюида из одного или нескольких нагнетательных и временно добывающих пластов одной нагнетательной скважины;

5) ПЗ или ОРЗ рабочей среды и ОРД флюида из одного или нескольких нагнетательных и временно добывающих пластов одной нагнетательной скважины;

6) закачки и направления рабочей среды в каждый пласт с устья по отдельному каналу труб, чтобы оперативно измерять, вести учет по расходам и регулировать режим закачки для каждого пласта в отдельности;

7) оперативной установки и регулирования расхода среды на устье для каждого пласта нагнетательной скважины путем подбора соответствующего для них устьевого штуцера или регулятора;

8) одновременной закачки по различным колоннам труб в один пласт рабочих сред с различными физико-химическими и термобарическими свойствами;

9) снижения капитальных вложений на бурение новых скважин;

10) ускоренного освоения многопластовых месторождений ограниченным количеством скважин;

11) одновременной закачки пара и холодной воды для предупреждения техногенного отрицательного воздействия на пласт от его охлаждения при поддержании пластового давления;

12) оптимизации профиля приемистости путем создания дифференцированной репрессии на пропластки и/или пласты с разной проницаемостью;

13) использования технологии для нестационарного воздействия на пласты как за счет изменения режима закачки рабочей среды, так и за счет изменения режимов отбора пластовых флюидов нагнетательной скважины;

14) использования технологии для комбинированного "ОРЗ и ОРД" и/или "ПЗ и ПД" способа добычи высоковязкой нефти (фонтанным, насосным, газлифтным или струйным подъемником) из нагнетательной скважины путем направления и нагревания ее ниже рассматриваемого продуктивного пласта за счет повышенной геотермической температуры горных пород, а также за счет снижения потерь температур высоковязкой нефти при направлении ее снизу в канал трубы меньшего диаметра и разрушения структуры высоковязкой нефти, добавляя в нее воду, закачиваемую с устья или добываемую из нижнего и/или верхнего пласта;

15) использования технологии для гидроразрыва (поинтервального, селективного, направленного, точечного) отдельных пластов и пропластков;

16) использования технологии для промышленной добычи газа при разработке месторождений газогидратов (запасы газа в вечной мерзлоте и на океанском дне в виде придонных и поддонных отложений арктических и антарктических морей) путем закачки теплоносителя (пара, горячей воды) через один канал трубы, а через другой канал трубы - отбора углеводородного газа в непрерывном режиме или отбора в периодическом режиме;

17) использования технологии для разработки нефтяных оторочек и нефтегазоконденсатных месторождений с газовой шапкой и водоплавающих нефтяных залежей путем создания (непрерывного или периодического) блокирующего барьера из рабочего агента с целью снижения добычи газа и/или воды (предупреждения их прорыва к скважине и образования конуса в призабойной зоне);

18) использования технологии для временной добычи нефти из нефтенасыщенного участка и закачки рабочей среды в водонасыщенный участок одного пласта нагнетательной скважины, в частности, путем закачки среды через один канал трубы, а через другой канал трубы - отбора нефти в непрерывном режиме или отбора в периодическом режиме.

Положительный эффект от использования технологического решения достигается за счет: создания и/или поддержания проектного (оптимального) пластового давления в зоне отбора и/или увеличения добычи флюида, а также целенаправленного регулирования расхода рабочей среды для пластов, сокращения затрат и времени на проведение ремонтных работ на скважине, увеличения срока службы скважины и подземного оборудования, сокращения капитальных затрат на бурение дополнительных скважин.

Цель изобретения достигается путем проведения следующих операций.

Спускают в скважину, по крайней мере, одну колонну труб с постоянным или переменным диаметром без (с открытым) или с заглушенным концом, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны, ниже и выше которого спущены, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппеля со съемным клапаном для подачи через них рабочего агента (рабочей среды) соответственно в нижний и верхний пласты.

Сажают пакер и опрессовывают его (на герметичность) снизу и/или сверху.

Определяют при опрессовке пакера минимальное давление поглощения каждого пласта (условно принимают его равным пластовому давлению, рассчитанному или же замеренному в скважине манометром).

Закачивают рабочий агент с устья в полость колонны труб при заданном давлении (в т.ч. при максимальном его значении), направляя его в верхний и/или нижний пласты через соответствующие съемные клапаны (т.е. через их каналы) в посадочных узлах.

Измеряют в соответствии с заданным (устьевым) давлением общий расход рабочего агента (например, расходомером на устье или выше точки нагнетания при одновременно-раздельной закачке), устьевое давление и/или температуру в полости колонны труб и/или затрубном пространстве скважины.

Определяют (например, путем расчета или измерения манометром или эхолотом и пр.) давление в колонне труб и затрубном пространстве на глубине съемного клапана в посадочном узле выше пакера.

Находят (при одновременно-раздельной закачке) расход рабочего агента, закачиваемого в верхний пласт через съемный клапан, вычитают его из общего расхода рабочего агента, закачиваемого в нижний пласт.

Сопоставляют фактические расходы рабочего агента для пластов с проектными их значениями, причем при их отличии (в значительной степени за пределами погрешности измерительного прибора) изменяют устьевое давление и/или извлекают для одного или обоих пластов съемные клапаны из посадочных узлов с помощью канатной техники.

Определяют и изменяют их характеристики и/или параметры съемных клапанов, после чего повторно устанавливают каждый съемный клапан в соответствующий посадочный узел с помощью канатной техники и продолжают закачку рабочего агента через них в соответствующие пласты.

Эти технологические и технические решения в целом повышают эффективность технологии одновременно-раздельной и/или поочередной эксплуатации нескольких нагнетательных и/или временно добывающих объектов (пластов) каждой нагнетательной скважины на многопластовом месторождении. Вышеуказанные операции, в частности, позволяют оперативно определить и регулировать расход рабочего агента, закачиваемого в пласты одной скважины, как при одновременно-раздельной, так и при поочередной закачке.

Причем путем смены съемных клапанов обеспечивается изменение забойного и, соответственно, пластового давлений при заданном значении устьевого давления. Кроме того, на основе поверхностных параметров технологические решения позволяют определить характеристики (коэффициент приемистости и пр.) каждого пласта.

Также при реализации способа в зависимости от условий эксплуатации выполняют следующие операции.

Вскрывают несколько дополнительных пластов ниже верхнего пласта, спускают и устанавливают между ними одновременно или последовательно несколько пакеров гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны и определяют для каждого дополнительного пласта минимальное давление поглощения и/или пластовое давление, и/или приемистость.

Определяют приемистость и/или пластовое давление каждого из пластов, открывая поочередно только один пласт и изолируя при этом другие пласты от полости колонны труб путем установки в соответствующих посадочных узлах съемных клапанов в виде глухой пробки, и/или закачивают рабочий агент отдельно в каждый пласт при одном или нескольких различных значениях расхода, измеряют и/или определяют соответствующие давления в колонне труб и строят зависимость изменения расхода от трубного давления.

Измеряют и/или определяют давление в колонне труб на глубине съемных клапанов и/или посадочных узлов при закачке через них рабочего агента в пласты, а затем для каждого пласта соответственно определяют фактические расходы рабочего агента из зависимости изменения расхода от трубного давления.

Изменяют устьевое давление в колонне труб, измеряют и определяют соответствующий ему общий расход по скважине и расходы по пластам, на основе которых строят зависимости изменения общего расхода по скважине и расходов по пластам от устьевого трубного давления, затем задают устьевое давление, необходимое для обеспечения режима закачки общего расхода по скважине и расхода по отдельным пластам, регулируют режим закачки за счет смены диаметра устьевой насадки или устьевого штуцера или с помощью устьевого регулятора давления "после себя".

Над верхним посадочным узлом или пакером спускают в скважину колонну труб относительно большего диаметра для уменьшения потери давления на трение при закачке (в большом объеме) рабочего агента в пласты.

В скважину выше верхнего пласта спускают пакер механического и/или гидравлического действия без или с разъединителем колонны для изоляции (в частности, изношенной, негерметичной) эксплуатационной колонны от давления (если, это давление превышает давление ее опрессовки) закачки, а над ним - посадочный узел со съемным клапаном для возможности циркуляции и/или опрессовки колонны труб.

Изолируют один или несколько пластов от полости колонны труб путем установки в соответствующих посадочных узлах съемных клапанов в виде глухой пробки и обеспечивают открытие только одного пласта, замеряют устьевое давление или динамический уровень жидкости в полости колонны труб после его стабилизации и измеряют и/или определяют пластовое давление соответствующего пласта.

Изолируют, по меньшей мере, один пласт от полости колонны труб при работе другого или других пластов путем уменьшения устьевого давления закачки рабочего агента для закрытия в одном или нескольких посадочных узлах съемных клапанов с относительно большим давлением открытия.

Изолируют верхний пласт от полости колонны труб, измеряют устьевое давление или динамический уровень жидкости в затрубном пространстве после его стабилизации, а затем определяют соответствующее пластовое давление верхнего пласта и коэффициент его приемистости.

Заполняют частично затрубное пространство буферной инертной средой с плотностью меньше, чем плотность рабочего агента для исключения возможности замерзания и/или защиты эксплуатационной колонны от коррозии.

Колонну труб на глубине пласта оснащают двумя или более посадочными узлами со съемными клапанами для увеличения расхода рабочего агента, закачиваемого в пласт, и/или установки в него съемного клапана в виде глубинного прибора (например, манометра, термометра, расходомера, штуцера и пр.) с целью измерения физических параметров пласта.

Оснащают колонну труб выше верхнего пласта пакером механического действия, при этом, по меньшей мере, два пакера спускают в скважину на одной колонне труб при одном спуске, причем верхний пакер устанавливают путем создания на него осевой нагрузки после посадки и опрессовки на герметичность нижнего пакера.

Для сохранения надежности скважинной установки при кислотной обработке пласта закачивают в колонну труб кислотный раствор заданной концентрации порциями, чередуя и промывая ее рабочим агентом.

Съемные клапаны выполняют в виде регулятора с одним или двумя внутренними противоположными сменными штуцерами без или с обратными подпружиненными узлами для обеспечения одностороннего или противоположного направления потока, и/или газлифтного клапана для регулирования давления потока, и/или регулятора давления до себя или после себя, и/или регулятора перепада давления для поддержания расхода, и/или глубинного манометра без или с термометром для измерения давления и температуры до и/или после себя, и/или регулятора потока с манометром, и/или манометра со штуцером для измерения давления при одновременном перетоке через него рабочего агента или добываемого флюида, и/или расходомера, и/или отсекателя, и/или стабилизатора, и/или глухой пробки.

Посадочные узлы со съемными клапанами для закачки устанавливают на участке интервала перфорации пластов для исключения отрицательного воздействия потока закачиваемого через съемный клапан рабочего агента на эксплуатационную колонну и/или повышения точности замера физических параметров пластов с помощью съемного клапана - глубинного измерительного прибора.

Выбирают и устанавливают давление открытия съемного клапана для каждого из пластов, затем в процессе закачки изменяют количество открытых пластов, в которые производится закачка путем дискретного изменения устьевого давления за счет смены диаметра устьевой насадки или устьевого штуцера или с помощью устьевого регулятора давления "после себя".

Определяют глубину установки каждого пакера, оценивая долю участия в работе скважины совместно вскрытых пластов или отдельных перфорированных интервалов пласта по результатам потокометрии, термометрии или объединяя в один объект несколько интервалов пласта при наличии заколонных перетоков между ними, или предварительно пакер поочередно устанавливают над каждым последующим интервалом перфорации пласта, определяют приемистость на единицу мощности, причем, если удельная приемистость последующего дополнительно добавленного интервала пласта близка по значению с предыдущим интервалом или интервалами, то пакер поднимают и устанавливают над следующим интервалом перфорации и повторяют процесс определения его приемистости, при этом, если интервал с удельной приемистостью отличается от предыдущего на более, чем допустимое значение, то его отделяют пакером от предыдущего для дальнейшего воздействия на каждый из них дифференциальной репрессией.

Определяют и разделяют пакером нефтенасыщенный участок от водонасыщенного участка пласта нагнетательной скважины, при этом рабочий агент закачивают в водонасыщенный участок, отбирая нефть непрерывно или периодически из нефтенасыщенного участка пласта.

Определяют границу раздела буферной инертной среды с рабочим агентом в затрубном пространстве ультразвуковым методом при негерметичности и подъеме границы раздела выше заданного уровня, увеличивают объем буферной инертной среды в затрубном пространстве путем ее периодической или непрерывной подкачки.

Одновременно при закачке рабочего агента в один или несколько пластов нагнетательной скважины осваивают и/или временно добывают флюиды из другого или других ее пластов с временным подключением к нефтегазосбору.

Перед закачкой рабочего агента в верхний или нижний нефтенасыщенный пласт его осваивают, добывая пластовые флюиды по кольцевому пространству или колонне труб, при этом одновременно, непрерывно или периодически закачивают рабочий агент в нижний или нижние разобщенные пласты через колонну труб или в верхний пласт через кольцевое пространство.

Осваивают один или несколько пластов нагнетательной скважины свабированием и/или созданием высокой депрессии на пласт, и/или аэрацией жидкости в процессе обратной промывки скважины, и/или газлифтом, и/или насосом, и/или сбросом воды - самоизливом, а при необходимости повышают приемистость одного или нескольких пластов гидравлическим разрывом и/или обработкой призабойных зон кислотами, и/или растворами поверхностно-активных веществ, и/или применением тепловых методов обработки призабойной зоны.

Пластовое давление для каждого из пластов определяют по восстановлению давления в остановленной скважине или по минимальному давлению начала поглощения пласта, а забойное давление и/или расход при закачке рабочего агента по каждому пласту определяют глубинным прибором.

Спускают в скважину несколько пакеров гидравлического действия на одной колонне труб при одном спуске, причем усилие срыва одновременно всех пакеров для извлечения их из скважины устанавливают в пределах 8-12 тонн путем перераспределения количества положенных срезных винтов одного пакера для всех пакеров.

Это решение в целом позволяет использовать технологию и технику для ОРЗ и/или ПЗ, внедрения комбинированного способа "закачка-добыча", в том числе ОРЗ и/или ОРД, и/или ПЗ, и/или ПД, а также для управляемого внутрискважинного перетока и/или закачки среды в один или несколько нагнетательных и/или временных добывающих пластов одной нагнетательной скважины, и/или создания барьера из рабочей (изоляционной) среды между нефте-, и/или газо-, и/или водонасыщенными интервалами продуктивного пласта.

Давление пластов и/или забойные давления, и/или трубные давления, и/или расход рабочего агента по пластам определяют или путем расчета на основе поверхностных параметров, или же путем замера их физических величин глубинным прибором, в частности, с помощью съемного клапана в виде манометра и/или термометра, или регулятора-штуцера с совмещенным манометром, и/или расходомера, устанавливаемого в скважинную камеру или ниппель.

При комбинированной (совмещенной) эксплуатации "закачка среды в один пласт - добыча флюида из другого пласта" нагнетательной скважины осваивают и временно добывают флюиды из одного или нескольких ее пластов (например, фонтанным, газлифтным или насосным способом) с подключением к нефтегазосбору. Со временем, когда каждый добывающий пласт (например, с помощью насоса, фонтанного или газлифтного подъемника) становится нерентабельным, то его переводят на закачку.

Также при использовании технологии для ОРЗ и ОРД и/или ПЗ и ПД пластового флюида, в т.ч. высоковязкой нефти, добываемого фонтанным, насосным, газлифтным или струйным подъемником из нагнетательной скважины путем направления и нагревания его ниже продуктивного пласта за счет повышенной геотермической температуры горных пород, а также за счет увеличения скорости потока и, соответственно, снижения потери температуры высоковязкой нефти при направлении ее снизу в полость трубы меньшего диаметра и разрушения структуры высоковязкой нефти, добавляя в нее воду, закачиваемую с устья или добываемую соответственно из нижнего или верхнего пласта. Причем данная технология позволяет углубить точку ввода рабочей среды через скважинную камеру, в частности закачиваемый газ ниже верхнего пласта. Кроме этого, при комбинированном способе "ПД и ПЗ" поочередно внутри скважины добывается и закачивается флюид "пластовый газ или газожидкостная смесь" из одного пласта высокого давления в другой пласт низкого давления (через соответствующую скважинную камеру со съемным клапаном) и ПЗ (например, с устья или из другого пласта скважины) рабочего агента (вода) в пласт низкого давления для газового и/или водогазового воздействия на продуктивный пласт. При этом ПД и ПЗ осуществляется по одному или двум разным каналам труб, причем при ПД пласт высокого давления открывается и гидравлически соединяется через соответствующую скважинную камеру с пластом низкого давления, а при ПЗ, наоборот, пласт высокого давления герметично отсекается от пласта низкого давления путем посадки глухой пробки или закрытия съемного клапана-регулятора в скважинной камере на глубине пласта низкого давления и/или закрытия обратного клапана в центральном посадочном ниппеле. Кроме того, технология и установка по фигуре может быть использована для циклического воздействия (газом и/или водой) на верхний пласт путем периодического перепуска газа внутри скважины из нижнего пласта с высоким давлением в верхний пласт с низким давлением, а затем отсекания нижнего пласта под высоким устьевым давлением закачки и нагнетания с устья рабочего агента (воды) в верхний пласт или же может быть использована, наоборот, для циклического воздействия на нижний пласт.

3.20 Вывод по технико-технологическому разделу

Частично система поддержания пластового давления на месторождении обеспечивается напором законтурных вод. В случаях недостаточной энергии законтурной области, в пласт закачивается вода. В качестве воды, используемой для ППД, применяется вода, добытая из продуктивных пластов, которая закачивается обратно в пласт.

Во всех нагнетательных скважинах следует установить пакеры. Они необходимы для обеспечения сохранности эксплуатационной колонны и предотвращения проникновения нагнетаемой воды в другие пласты. Закачку производить только по колонне НКТ. Затрубное пространство должно быть заполнено ингибированной водой.

Рекомендуемым вариантом разработки предусматривается высокая приемистость нагнетательных скважин. Для выбора оптимального диаметра труб проведены расчеты по определению потерь давления в НКТ.

Для более полного использования скважин нагнетательного фонда рекомендуется часть скважин перевести на совместную закачку. Современное оборудование, позволяющее регулировать объемы закачиваемой в каждый пласт воды, пакеры, забойные регуляторы расхода и т.п. выпускается многими фирмами и имеет достаточную эксплуатационную надежность.

4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Охрана недр

Эксплуатация нефтяного месторождения должна проводиться в строгом соответствия с технологической схемой разработки с учетом земельного и водного законодательства РФ.

Природоохранная деятельность на месторождении проводится инженерно-геологической службой ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», контролируется местными органами территориального бассейнового управления, санэпидемстанцией Госгортехнадзора, а также Тюменской областной государственной инспекцией по охране атмосферного воздуха.

Основной целью охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов является экономия пресных вод, предотвращение их загрязнения, сохранение чистоты атмосферы и поверхности земли.

Деятельность нефтедобывающих предприятий должна проводиться с учетом максимального снижения отрицательного воздействия на природную и геологическую среду. Особенно, если вблизи месторождения или на его территории расположены населенные пункты.

Рациональное размещение производственных мощностей и населенных пунктов (вахтовые поселки в том числе), сооружение санитарно - защитных зон между ними на стадии проектирования избавит в последствии от проведения дорогостоящих природоохранных мероприятий.

В целях охраны воздушной среды необходима полная утилизация я попутного газа. Имеющиеся факелы должны быть удалены от поселков на максимально возможное расстояние исключающее появление смога.

Выбросы вредных веществ в атмосферу от действующих стационарных источников за пределами санитарно-защитной зоны рабочих площадок не должны создавать концентрации выше предельно- допустимых. Предприятия, имеющее такие источники обязаны разработать нормативы предельно- допустимых выбросов (ПДВ). Для установления соответствия фактических выбросов установленным и утвержденным нормативам должна быть введена система контроля.

Учитывая, что основное загрязнение земли происходит при утечках и аварийных разливах, необходимо строго придерживаться регламентов технической эксплуатации систем сбора, подготовка и транспорта нефти и воды, а также своевременно проводить планово - предупредительные ремонты.

Проезд всех видов технологического транспорта необходимо осуществлять по дорогам и установленным маршрутам, исключающим нарушение почвенно - растительного покрова.

При возникновении порывов нефтепроводов необходимо своевременно ликвидировать разливы нефти, для ограничения очага загрязнения делаются дренажные канавы и ямы - накопители, из которых непрерывно откачивается нефть. Остатки нефти с поверхности земли убираются неоднократным разбрасыванием и собиранием сорбента (торф, опилки, резиновая крошка).

Для сохранения почвы не допускаются: сжигание разлившейся нефти на почве, снятие загрязненного слоя почвы или засыпание его грунтом или песком, так как в этих случаях период восстановления плодородия почв значительно больше.

Все нарушения и загрязнения земли должны быть поставлены на учет с указанием даты загрязнения, площади нарушения (загрязнения), общей нагрузки загрязняющих веществ, количества и концентрации ингредиентов.

Снятие нарушения (загрязненных) земель с учета производится после проведения полного комплекса рекультивационных работ и передачи земли землепользователям.

Для охраны водных ресурсов от истощения необходимо вести учет воды и контроль её использования.

Рациональное использование свежей воды учитывать на стадии проектирования закачки в нефтяные пласты.

На объектах для предотвращения оттаивания мерзлоты необходима термоизоляция фунта, наличие которой должно быть учтено при проектировании обустройства территории, строительство инженерных сооружений, коммуникаций и т.д.

Обеспечение полной утилизации промысловой сточной воды путем её закачки в продуктивные горизонты является водоохранным мероприятием от истощения и загрязнения.

В настоящее время контроль загрязнения поверхностных и подземных вод путем отбора проб на химический анализ не производится. Опыт эксплуатации месторождений показал, что именно в первые годы происходит загрязнение поверхностных вод нефтепродуктами.

Для ликвидации существующего загрязнения и предотвращения его в дальнейшем необходимо постоянно проводит дополнительные природоохранные мероприятия:

- проливные стоки с площадок ДНС, КНС и др. объектов сбрасывать в нефтесборный коллектор или другие емкости;

- производить обволоку и регулярно проверять их состояние вокруг эксплутационных и нагнетательных скважин и других объектов;

- производить сброс хозяйственно - питьевых стоков в водоемы только после биологической очистки;

- при освоении и капремонте скважин сброс нефтяной эмульсии осуществлять в нефтяной коллектор или емкость с применением инвентарных поддонов.

Ликвидация шламовых амбаров производить сразу после строительства куста, для чего осветленные буровые сточные воды закачивают в нефтесборный коллектор, а амбар засыпается с оставшимся там шламом.

На малых речках и ручьях, протекающих по месторождению, должны быть сооружены простейшие нефтеловушки (прудоотстойники) с водопропускной трубой. Уловленную нефть с нефтеловушек периодически необходимо собирать в транспортные емкости и далее закачивать в сборные
коллекторы.

Для контроля за загрязнением важно предусмотреть создание сети режимных наблюдений как за поверхностными, так за подземными водами месторождения, охватить наблюдением следующие комплексы: олигоцен- четвертичный (питьевые воды), апт - сеноманский водонасосный комплекс (минеральные, термальные и лечебные воды).

Отбор проб на химический анализ поверхностных и подземных вод производится ежемесячно.

Замеры уровня воды, температуры и отбор проб на газовый состав - два раза в год (летом и зимой) из всех неработающих скважин. Замер дебита производится в работающих скважинах один раз в месяц.

4.2 Охрана окружающей среды

На объектах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» основными взрыво- и пожарноопасными, вредными и токсичными веществами, находящимися в производстве, являются: нефть, попутный нефтяной газ, ингибиторы коррозии, неочищенные пластовые и сточные воды. Выбросами от свечей и систем вентиляции являются природный и нефтяной газ с нижним пределом взрываемости 4,5 и 6 процентов соответственно. Верхний предел взрываемости газов - 13,5 процентов. Температура вспышки паров нефти ниже - 22 градуса Цельсия, температура самовоспламенения в пределах 200 - 300 градусов Цельсия. Снижение взрывоопасных и токсичных веществ до безопасных концентраций по поверхности земли достигается рассеиванием их в окружающей среде.

Добыча нефти осуществляется механизированным способом.

Для предотвращения аварийных ситуаций определенное количество попутного нефтяного газа подается на дежурные горелки факельных стояков, которые имеются на всех промышленных площадках. В случае возникновения аварийных ситуаций попутный нефтяной газ сжигается на факелах. Количество сжигаемого на факелах раза зависит от стабильности работы всего оборудования промысла, а также газоперерабатывающего завода.

Из-за равнинности рельефа и слабого дренажа широко распространены болота и многочисленные озера. В процессе разработки месторождения происходит загрязнение рек в результате аварий на водоводах и трубопроводах нефтесборной сети в местах пересечения их с водотоками. В нефтяной промышленности широко применяют поверхностноактивные вещества (ПАВ) при различных технологических процессах. В то же время ПАВ даже в малых дозах отрицательно действует на обитателей водоемов и растительный мир. С атмосферными осадками или сточными водами ПАВ проникают в открытые водоемы и фильтруются в верхние слои грунтовых вод.

В связи с тем, что трубопроводы Холмогорского месторождения превысили срок эксплуатации, в последнее время происходит их интенсивное разрушение, что приводит к резкому обострению экологической обстановки в нашем регионе. Кроме загрязнения поверхностных вод происходят разливы нефти, нефтепродуктов и нефтепромысловых сточных вод, содержащих различные химические реагенты. Например, за счет загрязнения нефтью в почве резко возрастает величина соотношения углерод - азот. Это ухудшает азотный режим почв и нарушает корневое питание растений. Почва самоочищается очень медленно путем биологического разложения нефти.

В районах нефтедобычи, особенно при строительстве трубопроводов, временных дорог, линий электропередач, площадок под будущие поселки, нарушение природного равновесия наблюдается при обустройстве промыслов и нередко сопровождается нарушением растительного покрова почвы.

Все вышеперечисленное требует принятия специальных мер по сокращению и ликвидации загрязнения. Кусты скважин должны быть обвалованы, необходимы своевременная рекультивация и восстановление обвалований кустовых площадок, осмотр трубопроводов согласно графиков проверки.

Основными загрязняющими веществами атмосферного воздуха на предприятиях нефтяной промышленности являются вещества, входящие в состав добываемого сырья, образующиеся в процессе сгорания различных видов топлива и термической обработки сырья, при сжигании газа на факелах, а также от испарений легких фракций нефти при хранении, подготовке и транспортировке продукции.

Чаще всего в атмосферу выбрасываются легкие углеводороды (метан - пентан), концентрация которых нередко превышает предельно допустимые величины. Установлено, что 75 процентов выделяемых углеводородов поступает в атмосферу, 20 процентов - в воду и 5 процентов - в почву.

При сжигании газа в факелах образуются различные химические соединения, время осаждения которых варьирует: диоксид серы - 6 дней, диоксид азота - 7 дней, диоксид и оксид углерода - год и более.

Меньше всех самоочищению в атмосфере подвергается диоксид серы, что способствует накоплению в атмосфере аэрозолей серной кислоты и сернокислого аммония. При соединении этих аэрозолей с пылью опасность загрязнения атмосферы еще больше увеличивается. Диоксид серы окисляется до сульфатов, которые могут выпадать с дождем и отравлять живые организмы.

Общее количество основных стационарных источников выделения ТПДН составляет 2003 единиц.

Основными стационарными источниками выделения являются:

- добывающие скважины - 1509 ед.;

- замерные установки - 320 ед.;

- дренажные емкости - 28 ед.;

- котельные - 10 ед.;

- печи (ПТБ-Ю) - 18ед.;

- резервуары - 36 ед.;

- насосные блоки - 14 ед.;

- сепараторы - 57 ед.;

- факельные стояки -11ед.

ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз» выбрасывает загрязняющие вещества 14-ти наименований. Общий валовой выброс составляет 12969,547 т/год, из них 0,58 процента приходится на вещества первого и второго классов опасности (смотреть таблицу 5.1).

Таблица 5.1 - Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу ТПДН «Ноябрьскнефть»

Код	Наименование	пдк мр, мг/м3	ПДКсс, мг/м3	ОБУВ, Mг/M3	Класс опасности	Ва
033	оксид углерода	5,0	0,04		4	2188,
030	Диоксид азота	0,085	0,05		2	75,50
033	диоксид серы	0,5	1,5		3	6,86
270	углеводороды	5,0			4	4852.
041	углеводороды (меган)			50	4	5421,
040	углеводороды (п/у)	1,0			4	351,9
	всего утлеводородов					10626
032	сажа	0,15	0,05			120,9
011	пятиокись ванадия		0,002		1	0,011
012	пыль металлическая		0,04		3	0,889
290	взвешенные вещества	0,5	0,15		3	0,311
014	оксид марганца	0,01	0,001		2	0.025
034	фтористый водород	0,02	0,005		2	0.029
034	фторида	0,2	0,03		2	0,039
032	соединения			0,02		0,015

Количественная характеристика выбрасываемых в атмосферу веществ приведена по усредненным годовым данным. Коды, ПДК и классы опасности вредных веществ установлены согласно перечню.

Для уменьшения выбросов газообразных углеводородов в атмосферу необходимо обеспечить применение по всей длине технологической цепи только герметичного оборудования.

Для охраны земель нефтедобывающими предприятиями проводятся следующие мероприятия:

- предотвращение попадания в почву различных химических реагентов, используемых в технологических процессах;

- сокращение размеров земельных участков под строительство нефтепромысловых объектов за счет применения прогрессивных методов строительства промысловых объектов, комплексных блочных установок, кустового бурения;

- сокращение аварий в добыче нефти и бурении за счет строгого выполнения планово - предупредительных ремонтов оборудования, применения средств и методов предотвращения коррозии.

- применение герметизированной напорной системы сбора и транспортировки нефти и газа, позволяющей уменьшить потери нефти (нефтепродуктов) от испарения в 2 - 2,5 раза;

- широкое внедрение различных методов утилизации и очистки газа, позволяющее снизить общее количество вредных выбросов в районах добычи нефти и газа.

5. Мероприятия по гражданской обороне

5.1 Основные задачи ГО

Основные задачи, возлагаемые на гражданскую оборону это:

- защита населения от последствий стихийных бедствий, аварий, катастроф и применения противником современных средств поражения;

- повышение устойчивости работы объектов и отраслей народного хозяйства в чрезвычайных условиях;

- проведение спасательных и других неотложных работ при ликвидации стихийных бедствий, аварий, катастроф и нападения противника.

Основными способами защиты людей от оружия массового поражения являются укрытие населения в защитных сооружениях; рассредоточение в загородной зоне рабочих и служащих предприятий, учреждений и организаций, а так же эвакуация из этих городов учащихся учебных заведений и всего остального населения; обеспечение людей средствами индивидуальной защиты и средствами медицинской защиты.

Население должно быть обучено способом защиты; своевременного оповещения о чрезвычайных ситуациях, организации радиационного, химического и бактериального наблюдения, разведки и лабораторного контроля, профилактических, противопожарных, противоэпидемических и санитарно-гигиенических мероприятий соблюдения людьми режимов радиационной защиты. Также населению следует повысить устойчивость работы объектов в чрезвычайных ситуациях.

Существует ещё одна важная задача гражданской обороны - проведение спасательных и д.р. неотложных работ. Основная их цель - спасение пострадавших и оказание помощи поражённым.

К спасательным и другим неотложным работам относятся: разведка очагов поражения; розыск и спасение пострадавших людей, и оказание им необходимой помощи; борьба с пожарами, локализация и ликвидация аварий; санитарная обработка людей; вскрытие заваленных защитных сооружений и подача в них воздуха, эвакуация людей в безопасные места.

Среди защитных мероприятий ГО, осуществляемых заблаговременно, особо важное место занимает организация оповещения органов гражданской обороны, формирований и населения об угрозе нападения противника и о применении им ядерного, химического, бактериологического (биологического) оружия и других современных средств нападения. Особое значение оповещение приобретает в случае внезапного нападения противника, когда реальное время для предупреждения населения будет крайне ограниченным и исчисляться минутами. Современные системы дальнего обнаружения позволяют быстро определить не только место и направление движения носителя, но и время его подлета. Это обеспечивает передачу сигнала по системе оповещения до штабов гражданской обороны и объектов.

С целью своевременного предупреждения населения городов
и сельских населенных пунктов о возникновении непосредственной
опасности применения противником бактериологического (биоло-гического) ядерного, химического, или другого оружия и необходимости применения мер защиты установлены следующие сигналы оповещения гражданской обороны:

- «Воздушная тревога»;

- «Отбой воздушной тревоги»;

- «Радиационная опасность»;

- «Химическая тревога».

Сигнал «Воздушная тревога» подается для всего населения. Он предупреждает о непосредственной опасности поражения противником данного города (района). По радиотрансляционной сети передается текст: «Внимание! Внимание! Граждане! Воздушная тревога! Воздушная тревога!».