Проект поисков нефтяных залежей в отложениях среднего и нижнего отделов каменноугольной системы на Окуневской площади (Республика Башкортостан)

не

абразивные

37-

39,0

95-100

12

1163

1256

619

Серпуховский

известняки

т

не

абразивные

39,0-42,0

100-

105

13

1256

1415

796

Окский

Известняки, доломиты, ингидриты

т

не

абразивные

42,0-

45,0

105-

110

14

1415

1437

683

Тюльский

Известняки глинистые

т

не

абразивные

45,0-

47,0

110-

115

15

1437

1479

63

Бобриковский

Песчанники светло-серые

т

не

абразивные

47,0-

49,0

115-

120

16

1479

1493

15

Турней

Известняки бурые

т

не

абразивные

49,0-

51,0

120-

125

17

1493

1680

58

Фаменский

Известняки серые, глины

т

не

абразивные

51,0-

54,0

125-

130

3.6 Осложнения в процессе бурения

Осложнения в процессе бурени скважин возникают по геологическим и технологическим причинам.

Обвалы (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или его фильтратом, снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласте, сложенном уплотненными глинами, приводит к набуханию к выпучиванию в стволе скважины и, в конечном счете, к обрушению. Характерные признаки: интенсивное кавернообразование, выделение газа. Основными мерами предупреждения обвалов являются:

Правильная организация работ.

Бурение скважины по возможности меньшим диаметром.

Бурильную колонну на забой нужно подавать плавно.

Утяжеление раствора при подъеме бурильной колонны.

Не допускать длительного пребывания колонны без движения.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобооразования - увеличение угла перегиба скважины.

Основными мерами предупреждения желобообразования являются:

Использование при бурении вертикальных скважин такой бурильной колонной, при которой искривление скважины сводится к минимуму.

Использование предохранительных резиновых колец.

Колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости.

Поглощение бурового раствора характеризуется полной или частичной потерей циркуляции. Поглощение раствора возникает при преобладании давления в стволе скважины над пластовым.

Факторы, влияющие на возникновение поглощения промывочной жидкости, подразделяются на две группы:

1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, величина пластового давления и характеристика пластовой жидкости. 2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спускоподъемных операций.

Меры борьбы с поглощениями:

Обсадка скважины обсадными трубами.

Закачивание в скважину цементного и гельцементного раствора.

К обычному цементному раствору добавляются быстро схватывающие реагенты (жидкое стекло).

Метод сухого тампонирования.

Бурение скважин с применением глинистого раствора повышенной вязкости.

Нефтезопроявления могут возникнуть при неправильном вскрытии продуктивного горизонта. Пластовые флюиды через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление окажется выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, ведет за собой порчу оборудования. Признаки начала газопроявления:

Выход на поверхность при восстановлении циркуляции бурового раствора.

Кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического сдвига бурового раствора.

Слабый перелив раствора из скважины.

Повышение уровня жидкости в промывочных емкостях буровых насосов.

Проявление газа по показаниям газокаротажной станции. Нефтегазопроявления могут возникнуть в отложениях нижнекаменноугольного и верхнедевонского возраста от 1437метров до забоя.

Меры борьбы с НГВП:

Для предотвращения начавшегося выброса необходимо немедленно закрыть скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным противовыбросовым оборудованием. Противовыбросовое оборудование устанавливают на колонной головке.

Ожидаемые осложнения при бурении скважин на Окуневской площади приведены в таблице 3.3.2.

Таблица 3.2. Осложнения в процессе бурения

интервал глубин, м.	Возраст	Вид осложнений и характер проявления	Причины, вызывающие осложнения
Обвалы и осыпи
0-712	четвертичные, неогеновые, меловые, , верхненижние пермские	Обвалы и осыпи	Снижение противодавления на пласт, проникновение фильтрата в горную породу.
1117-1256	верейские, серпуховс	- » -	- » -
Поглощения
970-980	Верхнепермские	Частичное	Трещиноватость, кавернозность, превышение гидростатического и гидродинамического давлений промывочной жидкости над пластовым.
1610-1630	нижненекаменноугол ьные	Частичное
Прихватоопасные интервалы
1125-1350	Окский, тульский	Течение солей, кавернообразование	Снижение противодавл. на пласт ниже предела текучести солей.
Водопроявления
230-260 410-420	верхнепермские	Переливы пластовой воды на устье	Снижение противодавления на пласт ниже пластового давления
883-945	мячковский	Вода с растворенным газом. В газовой составляющей возможно наличие небольших количеств сероводорода	Снижение противодавления на пласт ниже пластового давления.
1117-1163	башкиский	Вода с растворенным газом	Снижение противодавления на пласт ниже пластового давлен
Нефтегазопроявления
1437-1493 3375-3500	Тульский, бобриковский, турней	Нефть с растворенным газом. В газовой составляющей возможно наличие небольших количеств сероводорода	Наличие нефтяной залежи. Снижение противодавления на пласт ниже пластового давления

3.7 Обоснование конструкции скважины

Конструкция скважины должна обеспечивать доведение ее до проектной глубины, возможность проведения полного комплекса ГИС, испытаний на приток жидкости и газа в открытом стволе и в колонне, гидродинамических исследований, отбора глубинных проб пластовых флюидов, возможность перевода скважины в категорию эксплуатационных.

Глубины обсадных колонн выбираются в зависимости от геологических условий проводки: пластовых давлений, наличия осложнений, ожидаемой продуктивности разреза, допустимых величин выхода из-под башмака предыдущей колонны.

Глубина спуска кондуктора определяется требованием крепления верхних неустойчивых, склонных к обвалам отложений.

Выбор глубин спуска и количества промежуточных колонн проводится методом выделения зон несовместимых условий бурения.

По заданному диаметру эксплуатационной колонны с учетом минимальных зазоров между стенками скважины и обсадными трубами определяются диаметры долот, промежуточных колонн, кондуктора, направлений и выбираются интервалы цементирования.

Таблица 3.3 Конструкция скважины

№ п/п	Наименование колонны	Диаметр колонны в мм	Группа прочности стали	Глубина спуска в м	Высота подъема цементного раствора за колонной	Примечание (необходимость спуска колонн)
1.	Шахтное направл.	530	Ст-10	8	Бетонирование	Закрепление устья
2.	Удлиненное направление	426	д	125	До устья	Закрепление устья, Предотвращение грифонов, перекрытие верхних Обвалоопасных горизонтов неогеновых и четвертичных отложений.
3	Кондуктор	324	д	530	До устья	Предотвращение обвалов стенок скважины и водопроявлений в меловых и верхнеюрских отложениях.
4.	1-я промежуточная	245	д	1570	До устья	Перекрытие обвалоопасных, водопроявляющих и Частично поглощающих зон в среднеюрских, триасовых и пермских отложениях, соленосных Отложений кунгурского яруса.
5.	2-я промежуточная	168	Д,Е	1680	До устья	Перекрытие водопроявляющих горизонтов турнейских, верхне и среднефаменских отложений,предотвращение перетоков флюидов в случае открытых водопроявлений из нижележащихотложений.

3.8 Буровые растворы и контроль показателей их свойств

Тип и характеристики промывочных жидкостей выбраны исходя из условий вскрытия проектного разреза и согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» 2003 г.

Обоснование плотности бурового раствора по интервалам

р_в- плотность воды, г/см ; К_пл - коэффициент аномальности пласта;

К - коэффициент запаса в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», 2003 г; р-плотность бурового раствора, г/см³;

Интервал 0 -125 м

Бурение проводится по четвертичным и неогеновым отложениям в условиях возможных обвалов стенок скважины и слабых поглощений. Градиент пластового давления - 0,89 - 1,0;

Рбур._Р⁼ Рв * К_пл * К = 1-1.0-1,1=1.10 г/см³

По опыту бурения на Веселовской площади для предотвращения обвалов стенок скважины принимаем плотность бурового раствора 1,18 г/см .

Интервал 125 - 530 м

Бурение проводится по меловым и верхнеюрским отложениям в условиях возможных водопроявлений и обвалов стенок скважины. Градиент пластового давления -1,17;

Рбур._Р= Рв * К_пл * К = 1 * 1.17 -1,1=1.29 г/см³

Исходя из опыта бурения скважин на прилегающих площадях, плотность бурового раствора принимаем равной 1,30 г/см³, для устойчивости стенок скважины по отложениям склонным к обвалам и осыпям.

Интервал 530 -1030 м

Бурение проводится по среднеюрским триасовым и верхнепермским отложениям (до солей), склонным к обвалам и осыпям стенок скважины. Градиент пластового давления -1,11;

Рбу_Р._Р=Рв * К_пл * К= 1 * 1,11 * 1,1 = 1,22 г/см³

Интервал 1030-1570м

Бурение проводится по пермским отложениям, включающим соленосные, доломитово-ангидритовоые и терригенные пласты. Градиент пластового давления -1,11;

р_бур._р= Р_в * К_пл * К = 1 * 1,11 * 1,1 = 1,22 г/см³

С учетом необходимости прохождения соленосной части разреза без осложнений и по опыту предшествующих работ, плотность раствора принимаем 1,28 г/см³для предотвращения течения солей и кавернообразования.

Интервал 1570-1680м

Бурение производится по трещиноватым кавернозным карбонатным отложениям, в условиях возможных частичных поглощений бурового раствора и по терригенным, склонным к обвалам и осыпям, верейско -мелекесским отложениям. Градиент пластового давления - 1,12;

Рбур._Р.. = Рв-К_пл -К=1 -1,12- 1,05 = 1,18 г/см³

Таблица 3.4 Буровые растворы

Интервал в м	Тип промы вочной жидкости	Параметры промывочной жидкости	рН	Наименование химреагентов
		Плотность	Условная вязкость	Показатель фильтрация	Массовый объем H2O
0-125	Полимер-глинистый буровой раствор	1.18	25-35	15- 30	10-12	8-9	Глинопорошок ПБВ, нитронныи реагент или полинак, КССБ, КМЦ, Т-80, графит, МАС-200
125-530	То же	1.30	35-50	20-40 25-50	10-12	8-9	Глинопорошок ПБВ, нитронныи реагент или полинак, КССБ, КМЦ, МАС-200, Т-80, графит, сода кальцинированная, доломитовый утяжелитель или барит
530-1030	То же	1,22	35-50	15-30 го-до	8-10	8-9	То же
1030-1570	Малогли нистый соленасыщенный буровой раствор	1,28	25-35	10- 20 20-30	8-10	7-8	Глинопорошок ПБВ, нитронный реагент или полинак, соль поваренная, КССБ,КМЦ, Т-80,сода кальцинированный,крахмал, ФХЛС
1570-1680	Биополимерный крахмальный буровой раствор.	1,18	25-35	10-20 20-30	4-6	7-8	Модифицированный крахмальный реагент, биополимер, молотый мел,полифункциональная добавка, пластовая вода(минерализованная)

3.9 Комплекс геолого-геофизических исследований

3.9.1 Отбор керна и шлама

Проектом предусматривается отбор керна в продуктивных евлановско-ливенских отложениях. Отбор керна будет осуществляться пробоотборниками закрытого типа, обеспечивающими 100% вынос керна.

При отсутствии в кернах признаков нефтегазоносности и в случае неподтверждения геологического разреза, интервалы и частота отбора кернов могут быть изменены геологической службой заказчика, в соответствии с фактически вскрытыми глубинами залегания продуктивного горизонта.

Величина давления при отборе керна определяется прочностью породы на саморазрушение при бурении и длиной пробоотборника, но в любом случае интервалы не должны превышать 5-7м.

Извлеченные из скважин керн и шлам с признаками нефтегазоносности герметизируются и отправляются для исследования в соответствующие лаборатории.

3.9.2 Геофизические и геохимические исследования

Комплекс промыслово-геофизических исследований (ГИС) проектируется на основании «Правил геофизических исследований и работ в нефтяных скважинах» МЛ 999г., утвержденных совместным приказом Министерства топлива и энергетики России и Министерства природных ресурсов России 28 декабря 1999 года. Геофизические исследования выполняются в масштабе 1:500 по всему стволу скважины и в масштабе 1:200 в перспективных интервалах.

В масштабе 1:500 по всему стволу скважины:

Для изучения строения, литологии коллекторов:

- стандартный каротаж (2КС+ПС);

- гамма-каротаж+нейтронный гамма-каротаж РК (ГК+НГК);

Для оценки геометрии ствола и положения скважины в пространстве:

- измерение диаметра скважины (ДС);

- инклинометрия скважины (ИС).

В масштабе 1:500 с глубины 530м:

Для изучения плотностной и акустической характеристики разреза:

гамма-гамма каротаж (ГГК) - плотностной;

акустический каротаж (АК);

Для изучения разреза при повышенной минерализации бурового раствора:

- боковой электрический каротаж (БК)

В масштабе 1:200 в интервале 3300-ЗбЗОм (по вертикали):

Для выделения коллекторов, определения их типа и оценки параметров: (коэффициентов пористости, глинистости, нефтегазонасыщенности):

стандартный каротаж (2КС+ПС);

боковой каротаж (БК);

резистивиметрия (Рез);

микрокаротаж (МК) +МДС (микрокаверномер);

боковой микрокаротаж (БМК);

гамма-каротаж+нейтронный гамма-каротаж РК (ГК+НГК);

гамма-гамма-каротаж (плотностной) (ГГК);

акустический (широкополосный) каротаж (АК);

индукционный каротаж (ИК);

нейтрон-нейтронный каротаж (КНК);

-измерение диаметра скважины (ДС).

3.9.3 Опробование и испытание продуктивных горизонтов

Планируемые интервалы ИПТ приводятся ниже:

Таблица 3.5 Интервалы опробования и испытания

Номер объекта	Интервал опробования, м	Возраст	Диаметр пакера, в мм	Депрессия минимальная* МПа
1	530-570	Ассельский+сакм	95	6,1
2	910-940	Мячковский	95	6,2
3	1540-1570	Визейский	95	6,2

* Депрессия на пласт определяется конкретно для каждого объекта, исходя из расчетов и опыта испытаний скважин на соседних площадях, но не должна быть меньше указанных в таблице величин, которые определены по формуле:

Pmin= 3(Рст - Рпл) где: Pmin- депрессия на пласт;

Рст - гидростатическое давление промывочной жидкости в кровле пласта;

Рпл - ожидаемое пластовое давление в испытываемом объекте (в кровле) Опробование пластов на кабеле (ОПК) не планируется.

Интервалы испытания скважин в эксплуатационной колонне приводятся в таблице 3.4.4

Таблица 3.6 Испытание перспективных горизонтов

№	Интервалы объектов испытания, м	Геологичес кий возраст, литология	Ожидаемый вид флюида: (газ, нефть, конденсат)	Объект фонтан, нефонтан.	Способ вскрытия, количество отверстий на 1 п.м.	Плотность флюидов	Метод вызова притока, количество режимов исследований
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	530-570м	Ассельский+сакмарский, песчаник и алевролит	Нефть + вода	Фонтани рующий	ПКО-89 20 отверстий на 1 п.м.	р-р-1,18 нефть - 0.83	Вскрытие пласта на депрессии, с переходом на нефть. Величина депрессии при полном переходе на нефть- 12.0МПа Исследование на 5-ти режимах (прямых) и одном обратном.
2.	1540-1570м	Визейский известняк	Нефть + растворенный газ	Фонтани рующий	ПКО-89 20 отверстий на 1 п.м.	нефть-0.83	Вскрытие пласта на депрессии, с переходом на нефть. Величина деп-рессии при полном пере-ходе на нефть- П.ЗМПа Исследование на 5-ти режимах (прямых) и одном обратном.

Таблица 3.7 Перфорация и испытание перспективных горизонтов в обсаженных скважинах

№	Интервалы объектов испытания, м	Геологический возраст, литология	Ожидаемый вид флюида: (газ, нефть, конденсат)	Объект фонтан, нефонтан.	Способ вскрытия, количество отверстий на 1 п.м.	Плотность	Метод вызова притока, количество режимов исследований
1	2	3	4	L_ 5	6	7	8
1.	530-570м	Ассельский+сакмарский, песчаник и алевролит	Нефть + вода	Фонтанирующий	ПКО-89 20 отверстий на 1 п.м.	р-р-1,18 нефть -0.83	Вскрытие пласта на депрессии, с переходом на нефть. Величина деп рессии при полном пере ходе на нефть - 12.0МПа Исследование на 5-ти режимах (прямых) и одном обратном.
2.	1540-1570м	Визейский известняк	Нефть + растворенный газ	Фонтанирующий	ПКО-89 20 отверстий на 1 п.м.	нефть-0.83	Вскрытие пласта на депрессии, с переходом на нефть. Величина деп рессии при полном пере ходе на нефть - 11 .ЗМПа Исследование на 5-ти режимах (прямых) и одном обратном.

Примечание к таблице:1.Интервал перфорации уточняется по результатам промыслово-геофизических работ. 2. При получении промышленного притока проводится опытная эксплуатация. 3. При получении отрицательного результата скважина консервируется до выяснения причин неполучения продукции

3.9.4 Лабораторные исследования

Для решения вопросов стратиграфии, литологии, определения физических свойств коллекторов, физико-химических свойств нефти, газа, конденсата, пластовых вод, полученных в процессе бурения и испытания скважин, предусматриваются анализы образцов кернов и проб флюида.

Таблица 3.8. Лабораторные исследования керна, шлама, пластовых флюидов

Наименование исследования, анализа	Количество образцов,
	(проб)
Петрографический	30
Палеонтологический	20
Определение: Карбонатности	50
Глинистости	50
Пористости	100
	100
Проницаемости	100
Плотности	20 4
Нефтенасыщенности	4
Химические анализы: нефти пластовой	4
нефти сепарированной	4 5
газа растворенного
газа свободного
воды пластовой	5
Комплекс гидродинамических исследова-
ний при испытаниях скважины в процессе
бурения

Предложенные в настоящем проекте виды исследований и их количество могут корректироваться по мере поступления фактического материала. В процессе испытания должны быть определены: - для нефти - фракционный и групповой состав, содержание силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафина, серы, а также вязкость и плотность (вязкость и плотность определяются как в поверхностных, при температуре 20°С и давлении в 1атм., так и в пластовых условиях), изменение объема и вязкости нефти при различных давлениях в пластовых и поверхностных условиях, пластовая температура, а также коэффициент упругости нефти и воды; при отборе глубинных проб - забойные давления и температура, газовый фактор;

для газа - свободного и растворенного в нефти - удельный вес по воздуху, температура сгорания, химический состав (содержание в объемных процентах метана, этана, пропана, бутана и более тяжелых углеводородов, а также гелия, сероводорода в граммах на 100 см , углекислого газа и азота), давление начала конденсации пластового газа при пластовой температуре;

для пластовой воды - полный химический состав, включая определение попутных компонентов: йода, брома, бора, лития и других элементов; количество и состав растворенного в воде газа, его упругость, температура и электрическое сопротивление.

При установившемся режиме работы скважины следует проводить замер устьевой температуры потока.

3.9.5 Геологическая документация

Геологическая служба должна уделять большое внимание правильности и своевременности составления документации процесса бурения. До начала бурения скважины составляются технический проект и смета. Эти первичные документы подготавливаются для каждой скважины или, в случае эксплуатационного бурения, группы скважин. В проекте представлены технические и геологические части, и он дополняется геолого-техническим нарядом.

Первичная документация заполняется по единым формам, утвержденным вышестоящими организациями.

Основными геологическими документами материалов бурения являются: буровой журнал, материалы промыслово-геофизических исследований, керновый материал, комплексный разрез скважины.

Первичными документами, заполняемыми на буровой, являются суточные рапорты по бурению скважины, коллекторские книжки, вахтенные журналы и т.д., в которых в хронологическом порядке записывают сведения о ходе бурения, о наблюдении за промывочной жидкостью и нефтегазоводопроявлениями в скважине, спуске и цементации колонны, испытании их на герметичность, о перфорации и результатах опробования.

По каждой скважине составляются и хранятся следующие акты:

о заложении скважины и сдачи точки под бурение;

о начале и окончании бурения;

о спуске и цементировании колонн;

об испытании колонны на герметичность;

о результатах испытания пластов испытателями пластов в процессе бурения;

о перфорации колонны;

7) о результате опробования скважины.

Геологическая служба ведет также книги:

описания кернов и образцов пород, отобранных боковым грунтоносом;

описания отобранного шлама;

химических анализов воды, нефти и газа

Тщательная документация является основой для всестороннего изучения скважины.

4. ТОПОГРАФО-ГЕОДЕЗИЧЕСКИЕ РАБОТЫ

Топографо-геодезическое обеспечение геологических работ включает перенесение в натуру проектного положения объектов геологических наблюдений (скважин), определение плановых координат и высот (привязку) устьев скважин и составление топографических основ геологических и других специальных карт.

При разведочных работах, выполняемых в масштабе 1: 50000 и крупнее, а также при привязке месторождений и перенесение в натуру объектов геологических наблюдений производят инструментально от пунктов государственной геодезической сети, сетей сгущения, пунктов съемочных сетей и точек опорной сетки.

Топографо-геодезические работы заключаются в выносе 1 проектной скважины в натуру, планово-высотной привязке с вычислением координат и высот устьев, составлении плановой основы, расположения устьев и горизонтальных проекций осей скважин.

В состав работ по перенесению в натуру проектного положения объектов геологоразведочных наблюдений по топографическим картам входят:

- измерения по карте расстояний и направлений от четких контуров или ориентиров до проектных точек;

- перенос проектных точек с карты на аэроснимок;

- опознавание на местности контуров и ориентиров, изображенных на топографической карте, проведение на местности измерений между ориентирами и проектными точками;

- закрепление проектной точки на местности.

Вынос проектной скважины в натуру будет произведен от контурных точек местности по планшетам масштаба 1: 25000 и от пунктов опорной геодезической сети теодолитными ходами с точностью 1:1000.

Плановая привязка скважины будет выполнена методом инструментальной малой триангуляции (прямой засечки) и по топографическим картам масштаба 1: 5000, угловые измерения производятся теодолитом 30-секундной точности, одним полным круговым приемом. Расстояния будут измеряться 30-метровой лентой.

Средние квадратические ошибки в определении координат устьев скважин относительно пунктов триангуляции в плановом положении не должны превышать + 1,0 м.

Высотные отметки устьев скважин будут определены путем проложения ходов технического нивелирования. Система высот - Балтийская.

Точность определения высот + 0,8 - + 1,6 м.

Точки пересечения продуктивных пластов и их абсолютные отметки на плановую основу будут нанесены на основании расчетов, выполненных по данным инклинометрии скважин на ЭВМ.

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Окуневская площадь находится в пределах Арланского лицензионного участка, расположена в Башкортостане, Краснокамский район, и охватывающего береговую зону и акваторию р.Кама . Работы ведутся в соответствии с лицензией № 00574-НП на Разведку залежей нефти, со сроком действия 5лет. Изучение будет вестись путем бурения глубоких разведочных скважин с целью выявления залежей У В в Арланском (C₁bb) терригенном горизонте и девонском рифогенном комплексе отложений Окуневской структуры, подготовленной сейсморазведкой МОГТ и непосредственно примыкающей к Арланскому месторождению. Реализация проекта будет осуществляться в условиях повышенного экологического риска.

В пределах санитарно-защитной зоны месторождения расположено несколько постов контроля атмосферы, наблюдательные скважины на грунтовые воды, гидрологические посты контроля поверхностных вод, пост контроля радиационной обстановки. Здесь проведены специальные исследования по изучению природных особенностей и оценке воздействия на окружающую среду техногенных объектов (в том числе и скважин), контролю и экологическому мониторингу окружающей среды.

В 2012-13 г.г. выполнены исследования «Мониторинг окружающей среды на Окуневской площади нефти» (отчет Волгоградского отделения РЭА, 2011г.), имеющие положительное заключение государственной экологической экспертизы. Содержащиеся в нем исходные данные достаточны для характеристики природной среды, оценки экологической безопасности работ и размещения новых объектов в пределах водоохранных зон, после согласования с органами надзора за водными объектами.

На рассматриваемой территории выполняются следующие мероприятия по повышению экологической безопасности работ:

1. Организован и регулярно проводится экологический мониторинг компонентов природной среды. Контролируется состояние атмосферного воздуха, поверностных и подземных вод, почв.

2. Для снижения опасности разрушения береговой линии и исключения затопления площадок в паводковый период, разработан проект укрепления левого берега Волгоградского водохранилища и проводятся берегоукрепительные работы - отсыпка дамб и откосов, укладка цементных блоков и т. д.

3. Для объектов ОАО «Белкамнефть», с учетом фоновых концентраций, разработаны нормативы выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, получены разрешения на выброс, в соответствии с которыми осуществляются платежи за загрязнение атмосферы. Результаты мониторинга природной среды показали, что в рассматриваемом районе в настоящее время содержание серы, сероводорода, углеводородов, оксидов азота и других летучих веществ не превышает ПДК и отмечается тенденция к снижению их концентраций в атмосферном воздухе. Сверхнормативное загрязнение в штатном режиме работ не прогнозируется.

4. Для минимизации возможного влияния на водные объекты, при бурении скважин осуществлен переход на безамбарную систему сбора отходов, включая буровые растворы и сточные воды, что позволяет исключить инфильтрацию в нижележащие горизонты и загрязнение почв в результате переливов и существенно снизить отрицательное воздействие на компоненты природной среды. Анализ данных современного состояния поверхностных вод показывает, что поверхностные воды, сопряженные с площадью месторождения, способны к саморегуляции. Сверхнормативное загрязнение поверхностных вод возможно в случае нарушения технологии строительства скважины, при вскрытии высоко дебитных водоносных горизонтов, при аварийных ситуациях, связанных со вскрытием продуктивного горизонта.

Для защиты поверхностных вод от загрязнения проектом предусмотрены следующие мероприятия:

- хранение химреагентов на складе в мешках или герметичных емкостях блока приготовления раствора, на площадках с твердым покрытием, гидроизолированных бетонной стяжкой;

- для хранения рабочего и запасного бурового раствора и химреагентов предусмотрено необходимое количество металлических емкостей;

гидроизоляция площадок плитами: под вышечно-лебедочным, силовым и насосными блоками, под циркуляционной системой и БПР;

подача дизельного топлива от склада ГСМ по герметичному трубопроводу, оснащенному вентилями у врезки его в емкость с дизельным топливом;

установка металлических поддонов для сбора утечек ГСМ;

сбор отработанных масел в металлические емкости с внутренним антикоррозийным покрытием.

сбор обтирочной ветоши, невозвратной бумажной тары, бытового мусора и отходов в специальную тару с последующим вывозом на санкционированную свалку;

проведение монтажа противовыбросового оборудования в соответствии с утвержденными схемами, имеющимися у заказчика, обеспечивающими герметизацию устья скважины, промывку скважины, регулировку противодавления на пласт при нефтегазопроявлениях, отвод пластового флюида от скважины на безопасное расстояние и закачку его в специальные емкости;

- в качестве источников воды для обеспечения производственных нужд используются подземные водоносные горизонты и система оборотного водоснабжения. Забор технической воды предусматривается из двух водяных скважин глубиной 60 м с горизонта акчагыльских отложений. На период эксплуатации водяных скважин устье их оборудуется соответствующей арматурой. В процессе эксплуатации ведется регулярный учет добываемой воды. Ликвидация водяных скважин после их использования производится в соответствии с инструкцией по ликвидации скважин.

При бурении скважины возникает опасность загрязнения грунтовых вод промывочной жидкостью, применяемой при бурении, а также проникновение бурового раствора в водоносные горизонты поглощающих пластов. Для предотвращения таких последствий предусмотрено использование малотоксичного бурового раствора, обработанного реагентами, не создающими вредного воздействия на окружающую среду. Буровой раствор укрепляет стенки скважины, изолируя поры проходимых пород. Поглощающие горизонты изолируются цементными заливка

При креплении скважины применяется безопасная конструкция.

Верхние интервалы до глубины 1550-1600м обсаживаются удлиненным направлением, кондуктором и промежуточной колонной с цементировкой до устья, что обеспечивает полную изоляцию водоносных горизонтов, надежное перекрытие интервалов поглощений. Продуктивные горизонты перекрываются эксплуатационной колонной, предотвращающей перетоки флюидов и обеспечивающей качественное испытание продуктивных пластов. Для снижения рисков возникновения нефтегазопроявлений, устье скважины оборудуется быстродействующим противовыбросовым оборудованием и предусмотрено применение высококачественного бурового раствора с соответствующими параметрами.

При испытании и освоении скважины площадка оборудуется дополнительными емкостями для сбора нефти и предотвращения ее разлива, выкидными линиями для сжигания на факеле попутного газа. Процесс освоения должен быть кратковременным, чтобы не наносить значительного ущерба воздушной среде при сжигании газа. Поступающая на поверхность в процессе освоения жидкость (нефть, вода) собирается в емкости с последующим вывозом на переработку на Лимано-Грачевский СП.

В целях охраны окружающей среды при строительно-монтажных работах предусматриваются следующие мероприятия:

снятие плодородного слоя почвы на глубину 20 см, перемещение его на расстояние до 100 м в места складирования и временного хранения;

площадка под буровую обваловывается с целью предотвращения утечек жидкости за пределы буровой. Внутри участка дополнительно обваловывается место хранения горюче смазочных материалов.

- площадка под буровую установку, должна иметь дренаж в местах возможного подтопления, беспрепятственный сток поверхностных вод и отвод для сбора разлившихся технологических жидкостей.

При проведении ликвидационных работ по скважине выполняются следующие мероприятия по охране окружающей среды:

Утилизация почв, высокоминерализованными пластовыми водами;

- восстановление нарушенных земель путем их рекультивации;

использование, в случае необходимости, биологической очистки почв с внесением организмов, разрушающих токсичные вещества.

в скважине устанавливаются ликвидационные цементные мосты, устье оборудуется бетонной тумбой с репером.

Комплекс природоохранных мероприятий по защите животного и растительного мира включает выполнение следующих мероприятий:

- передвижение транспорта только по грунтовым профилированным дорогам с целью предотвращения нарушения среды обитания животных и птиц;

-исключение громкоговорящей связи и сирены при проведении строительных работ;

использование глушителей шума на пневмосистеме БУ;

регулярный контроль за качеством поверхностных и подземных вод, питающих поверхностный сток;

жесткое соблюдение концентраций загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы ниже установленных значений ПДК;

восстановление рыбных запасов в случае их нарушения. Сброс и забор воды из поверхностных вод не производится, поэтому прямое отрицательное воздействие на ихтиофауну исключается;

ограничение времени освоения скважины.

На рассматриваемой площади отсутствуют особо охраняемые территории (заповедники, заказники и др.), поэтому специальных мероприятий по охране животного и растительного мира не производится.

Памятники культуры и объекты историко-культурного наследия в районе работ отсутствуют. Население немногочисленно, основные виды деятельности его - сельскохозяйственное производство и работа на объектах нефтедобычи. Береговая территория и крупные острова частично используются как выгон для скота. Существенного отчуждения земель не ожидается, экономический ущерб населению незначителен и полностью компенсируется в соответствии с существующим законодательством. По состоянию здоровья район относится к территории повышенного риска по заболеваниям органов дыхания, кожным болезням. Конфликтные ситуации возможны в случае возникновения аварийных состояний - фонтанирования, разлива нефтепродуктов, угрозы возникновения пожара. Для снятия конфликтных ситуаций необходимо своевременное оповещение населения о возникающих угрозах и улучшение социально-бытовых условий жизни населения с. Черебаево, в соответствии с мероприятиями предусмотренными «Программой экологически безопасной разработки Белокаменного месторождения».

Таким образом, каких либо условий и особенностей природной среды, существенно ограничивающих или запрещающих строительство поисковой скважины для изучения нефтегазоносности Западно- Белокаменной площади, не выявлено.

6. ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

Мероприятия по ТБ должны выполняться в соответствии с правилами принятыми Министерством Природных Ресурсов РФ при проведении буровых работ. На буровой должны быть утверждены инструкции, согласно которым с рабочими буровых и вышкомонтажных бригад должны проводиться периодические инструктажи. В связи с тем, что проектируемые работы будут проводиться в малонаселенной местности, буровые бригады должны быть проинструктированы по правилам выхода за пределы территории буровой.

Все смонтированные буровые и другие производственные объекты вводятся в эксплуатацию после приемки их комиссией состоящей из начальника партии, главного инженера, технического инспектора от профсоюза и представителя Гостехнадзора и Госпожнадзора.

На буровой необходимо вести журнал по охране труда и ТБ, иметь уго лок ТБ с комплектом инструктажей и плакатов по ТБ. Следует ежемесячно проводить «День охраны труда». Проверка знания правил безопасности у рабочих буровых и вышкомонтажных бригад проводится один раз в год, ИГР - раз в три года. Буровое оборудование, вышки должны осматриваться буровым мастером не реже одного раза в декаду, бурильщиком - при приеме и сдаче смены, механиком партии - не реже одного раза в месяц. Результаты осмотра бурильщиком заносятся в буровой журнал, остальными - в журнал проверки состояния ТБ.

Все рабочие и специалисты, занятые на буровых установках должны работать с использованием средств индивидуальной защиты. К верхолазным работам допускается рабочий персонал, годный по состоянию здоровья к работе на высоте и прошедший обучение по безопасному ведению работ.

Запрещается ведение строительно-монтажных работ при ветре силой более 5 баллов, при гололеде, грозе, тумане и видимости менее 100 метров. Расстояние от буровой установки до жилых и производственньгх

помещений, охранной зоны, железных и шоссейных дорог, инженерных коммуникаций, ЛЭП должно быть не менее высоты вышки плюс 10 метров, а до магистралей нефгегазотрубопроводов -- не меня 50 метров.

На расстоянии 50-60 метров от буровой сооружается уборная на два сидячих места. На буровой должна быть баня, столовая, организована систематическая стирка спецодежды и уборка помещений.

В производственных и жилых помещениях должны быть вывешены на видных местах правила и плакаты противопожарной безопасности для трудящихся. Геолого-разведочные организации, выполняющие работы в таежных и лесных районах, должны руководствоваться требованиями по противопожарной безопасности. Здания буровых установок должны иметь не менее двух открывающихся наружу дверей. Между производственными и жилыми помещениями должны быть противопожарные разрывы. Оценка и прогнозирование чрезвычайных ситуаций Чрезвычайная ситуация (ЧС) - состояние, при котором в результате возникновения источника техногенной чрезвычайной ситуации на объекте, определенной территории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, народному хозяйству и окружающей природной среде (ГОСТ Р22.0.05-94).

При работах на нефть и газ могут возникнуть следующие чрезвычайные ситуации:

а) природного характера:

паводковые наводнения

степные пожары

ураганы

сильные морозы (ниже -40°С)

метели и снежные заносы

б) техногенного характера:

- пожары

- разлив нефти

- отключение электроэнергии и др. Нарушение технологического режима:

увеличение давления и температуры в аппаратах выше нормы, сброс нефти на очистные сооружения с отстойников;

нарушение герметичности оборудования скважин, арматуры, что приводит к загазованности, возможности отравления нефтепродуктами, пожару, взрыву;

низкая квалификация обслуживающего персонала;

низкая производственная дисциплина;

несоблюдение основных мер безопасности согласно требований инструкции при проведении огневых, газоопасных работ, при выполнении погрузочно - разгрузочных работ;

несоблюдение мер безопасности при работе с деэмульгаторами, кислотами, щелочами и другими вредными веществами.

При возникновении чрезвычайной ситуации проводятся мероприятия по локализации аварийного процесса и ликвидации последствий.

Мероприятия как правило, включают в себя спасательно-неотложные и аварийно-восстановительные работы, оказание экстренной медицинской помощи, мероприятия по восстановлению нормальной жизнедеятельности в зоне поражения, в том числе восстановление систем жизнеобеспечения и охрану общественного порядка, локализацию и ликвидацию экологических последствий.

Создание поражающих факторов для людей (а также - источников поражающих факторов, необходимо:

выявить и описать все запасы энергии и вредных веществ на объекте;

выявить и описать, как - т.е. насколько часто, в каком виде и с какими последствиями, эти запасы могут разрушительным образом реализоваться;

выявить и описать существующие и планируемые организационно -технические меры, способные предупредить (т.е. не дать возникнуть; и/или снизить ожидаемую частоту возникновения; и/или уменьшить последствия) существующие опасности;

выявить и описать существующие и планируемые организационно -технические меры, направленные на подготовку к действиям в случаях, когда существующие опасности реализуются;

выявить и описать необходимые изменения в существующей системе менеджмента (управлением) безопасностью на объекте - ДНС, которые практически влияют на существующие опасности.

Под сценарием аварии понимается полное и формализованное описание следующих событий: фазы инициирования аварии, инициирующего события аварии, аварийного процесса и чрезвычайной ситуации, потерь при аварии, - включая специфические количественные характеристики событий аварии, их пространственно-временные параметры и причинные связи.

7. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

7.1 УСЛОВИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ

· Административное положение участка работ - р.Башкоркостан

· Характеристика предприятия, выполняющего работы

· Условия размещения персонала - полевые

· Дорожные условия - бездорожье

· Номер температурной зоны и продолжительность зимнего периода согласно ССН 5 прил.5

Таблица 7.1 Таблица видов и объемов проектируемых работ

№ п/п	Вид работ, условия проведения	Единица из мерения	Объем работ
1	2	3	4
I	Проектирование	1%	100
II	Полевые работы:
2.1	Буровые работы:
2.1.1	Бурение скважин колонковым способом	кол-во/ глубина, м	1 / 1680
	- диаметр мм от до м по категории	1 м	124
	- диаметр мм от до м по категории	1 м	405
	- диаметр мм от до м по категории	1 м	1039
	- диаметр мм от до м по категории	1 м	110
	- диаметр мм от до м по категории	1 м
	- диаметр мм от до м по категории	1 м
	- диаметр мм от до м по категории	1 м
2.1.2	Вспомогательные работы:
	- промывка скважин	1 промывка	4
	- крепление скважин обсадными трубами:		39,02
	диаметр трубы мм от до м	100 м	1,24
	диаметр трубы мм от до м	100 м	5,29
	диаметр трубы мм от до м	100 м	15,69
	диаметр трубы мм от до м	100 м	16,80
	- цементация затрубного пространства	1 цементац.	4
	- выстойка цемента	1 выстойка	4
	- разбуривание цементной пробки:	1 м	30
	Диаметр мм на глубине м по IV категории	1 м	30
2.1.3	Работы сопутствующие бурению скважин
	-геофизические исследования скважин ( ГИС )	1000 м	1,6
2.1.4	Монтаж, демонтаж и перевозка бурового станка до 1км	1 м-д	1
2.1.5	Перевозка станка на каждый последующий км	1 км	60км
2.3	Опробование твердых полезных ископаемых:
	- опробование керна	100 м	5-7м
	- опробование шлама	100 м	1,68
2.4	Топографо-геодезические работы:
	Вынос в натуру и привязка устьев скважин и (территория сложности )	1 пункт	1
III	Лабораторные работы:	1 анализ
	Петрографический анализ	1 анализ
	Исследование гранулометрического состава	1 анализ
	Карбонатность	1 анализ
	Описание шлифов	1 анализ
IV	Камеральные работы	1%	100
V	Расстояние от базы партии до участка работ	км	30км
VI	Расстояние от участка работ до водопункта	км	До 1 км

Коэффициенты, применяемые при расчете сметной стоимости:

· Коэффициент к заработной плате в соответствии с «Инструкцией по составлению проектов и смет на ГРР» (приложение 1) К=1,15

· К материальным затратам 1,33

· На амортизацию 1,15

· Накладные расходы - 30 % от суммы основных расходов

· Плановые накопления - 15 % от суммы основных и накладных расходов (себестоимости)

· Организация работ - 1,5 % от стоимости полевых работ

· Ликвидация работ - 1,2 % от стоимости полевых работ

· Транспортные расходы (внешний транспорт) - 18 % от стоимости полевых работ

· Премии - 4 % от всего по объекту

· Полевое довольствие - 7 % от всего по объекту

· Резерв - 4 % от всего по объекту

· НДС - 18 % от итого по объекту

7.2 ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Нормы на проектно-сметные работы с ССН не предусмотрены, поэтому состав персонала и затраты труда принимаются исходя из опыта работы организации.

Таблица 7.2 Расчет затрат труда на проектирование, чел-дн

Наименование должностей	Количество человек	Затраты труда, чел-дн
Начальник партии	1	10
Геолог 1 категории	1	30
Техник- геолог	1	30
Экономист	1	5
Всего	4	75

Продолжительность проектирования определяется по формуле:

N = З тр/( С*Ч), месяц

N=75(23.4*4)=0.13 месяца

Где: З тр - затраты труда, чел-дн;

С - месячный фонд рабочего времени, дн. С = 25,4 дн/месяц;

Ч - количество человек;

7.3 Буровые работы

7.3.1 Бурение скважин

Проектом предусматривается бурение 1 скважины глубиной 1680 м, общий метраж бурения определяется по формуле:

Q _{бурения} = п * М , м

Q _{бурения} = 1*1680 м

где: п - количество проектируемых скважин;

М - глубина одной скважины, м.

2. Указывается среднее расстояние между скважинами в км согласно задания, а также способ бурения, тип буровой установки, тип привода бурового станка и насоса, годовой фонд рабочего времени бурового станка: 1200 ст-см для вращательного бурения (ССН V, п. 43).

3. По классу буровой установки (п.2) и глубине скважины (п.1) определяется группа скважин по номинальной глубине (ССН V т.3) и их средняя глубина, на которую будет определяться норма времени на бурение скважин.

4. В ССН и СНОР нормы затрат труда, транспорта и основных расходов усреднены по диаметру породоразрушающего инструмента и даны для следующих градаций диаметра бурения:

при вращательном бурении (ССН V п.37)- от 251 до 350 мм

Средний диаметр бурения определяется по формуле:

мм

Где: Д1, Д2, …, Дп - диаметры бурения по интервалам, мм;

м1, м2, …, мп - объем бурения различными диаметрами, м;

М - глубина скважины, м.

5. Рассчитываются затраты времени на бурение разведочных скважин в ст-см в таблице 3.

Таблица 7.3 Расчет затрат времени на бурение скважин, ст-см

Диаметр бурения, мм	Кате-гория пород	Объем бурения, м	Номер ССН и таблиц	Норма времени на 1 м, ст-см	Затраты времени на весь объем, ст-см
		По одной скважине	По всем скважинам
1	2	3	4	5	6	7=4*6
530	4	124	124	V, табл. 11, 5	0,09*1,2	13,3
426	4	405	405		0,12*1,1	53,46
324	4	1039	1039		0,10	103,9
245	4	110	110		0,20	22
Итого		?=1680	?=1680			?=192,66

7.3.2 Вспомогательные работы при бурении скважин

Таблица 7.4

Расчет затрат времени на вспомогательные работы при бурении скважин, ст-см

№ п.п	Вид работ	Единица измерения	Объем работ	Номер ССН и таблиц	Норма времени на единицу измерения, ст-см	Затраты времени на весь объем, ст-см
1	2	3	4	5	6	7=4*6
1	Промывка скважины	1 пр-ка	4	V, табл. 64	1,26	5,04
2	Крепление скважины трубами …….	100 м	39,02	V, табл. 72	0,95	37,07
3	Цементация затрубного пространства	1 цем.	4	V, табл. 67	2,16	8,64
4	Выстойка цемента	1 выст.	4	V, табл. 67прим2	1,1	4
5	Разбуривание цементной пробки………	1 м	30	V, табл. 11	0,09	2,7
	Итого		81,02		5,56	?=450,47

7.3.3 Монтаж-демонтаж и перевозка буровой установки

Таблица 7.5 Расчет затрат времени на монтаж-демонтаж и перевозку бурового станка до 1 км

№ п.п	Вид работ	Единица измерения	Объем работ	Номер ССН и таблиц	Норма времени на единицу измерения, ст-см	Затраты времени на весь объем, ст-см
1	2	3	4	5	6	7=4*6
1	Монтаж -демонтаж	1 м-д	1	У,табл. 94	30,07	30,07
2	Перевозка более 1 км	1 км	60	У,табл. 94	0,78	48,6
	Итого		61		30,85	?=91,85

7.3.4 Сопутствующие работы при бурении скважин

Таблица 7.6 Расчет затрат времени на сопутствующие работы при бурении скважин, смена

№ п/п	Вид работ	Единица измерения	Объем работ	№ ССН и таблиц	Норма времени, ст-см	Затраты времени, в сменах
1	2	3	4	5	6	7=4*6
1	Стандартная электрометрия (КС)	1000 м	1,68	ССН III, ч.5, табл. 7	1,88	3,15
2	Боковое каротажное зондирование (БКЗ)	1000 м	1,68	ССН III, ч.5, табл. 11	2,93	4,9
3	Боковой каротаж (БК)	1000 м	1,68	ССН III, ч.5, табл. 16	5,04	8,4
4	Гамма-каротаж (ГК)	1000 м	1,68	ССН III, ч.5, табл. 11	5,56	9,3
5	Кавернометрия (К)	1000 м	1,68	ССН III, ч.5, табл. 11	0,35	0,5
6	Акустический каротаж	1000 м	1,68	ССН III, ч.5, табл. 11	0,52	0,8
7	Термометрия (Т)	1000 м	1,68	ССН III, ч.5, табл. 11	0,14	0,23
	Итого					?=27,28

7.3.5 Расчет продолжительности и производительности буровых работ

Общие затраты времени на буровые работы определяются по формуле:

В = Вб + Вв + Вм-д + Вс, ст-см

В = 762,26 ст-см

Где: Вб - затраты времени на бурение, ст-см; ( табл. 3)

Вв - затраты времени на вспомогательные работы, ст-см; ( табл. 4)

Вм-д- затраты времени на монтаж-демонтаж и перевозку, ст-см; (табл.5)

Вс - затраты времени на сопутствующие работы, ст-см;(табл. 6)

Предусматривается круглосуточная рабочая неделя, непрерывная, при которой годовой фонд рабочего времени станка определяется в соответствии с ССН V, табл. 43: