Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта Приобского нефтяного месторождения (ХМАО)

Переведены в наблюдательные - 128 скважин, 9 скважин в консервации, 31 скважина ликвидирована.

Таблица 3.13 - Характеристика фонда скважин ЮЛТ Приобского месторождения (по состоянию на 01.01.2011 г.)

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено	1333
	Возвращено с других горизонтов
	Всего	1333
	В том числе:
	Действующие	1067
	из них: фонтанные	-
	ЭЦН	1067
	ШГН	-
	газлифт:	-
	- бескомпрессорный	-
	- внутрискважинный	-
	Бездействующие	4
	В освоении после бурения	27
	В консервации	9
	Наблюдательные	128
	Переведены под закачку	67
	Переведены на другие горизонты	-
	Ликвидированные	31
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	780
	Возвращено с других горизонтов	-
	Переведены из добывающих	67
	Всего	847
	В том числе:	-
	Под закачкой	567
	Бездействующие	-
	В освоении	6
	В консервации	-
	В отработке на нефть	273
	В ожидании ликвидации	-
	Ликвидированные	1
Фонд водозаборных и специальных скважин	Пробурено	86
	В том числе:
	Действующие	64
	Бездействующие	21
	В освоении после бурения	1
	В консервации	-
	Наблюдательные	-
	Пьезометрические	-
	Поглощающие	5
	Ликвидированные	-

Значение среднегодовых за 2010 г. дебитов по жидкости составляет 38,6 т/сут, по нефти - 26,5 т/сут.

В таблице 3.14 приведено распределение действующего фонда скважин Приобского месторождения по дебитам жидкости и обводненности (по состоянию на 01.01.2011 г.).

Таблица 3.14 - Распределение действующего фонда скважин ЮЛТ Приобского месторождения по дебитам жидкости и обводненности (по состоянию на 01.01.2011 г.)

Дебит жидкости, т/сут	Обводненность, %	Итого
	0-5	5-10	10-20	20-50	50-80	80-95	95-100
0-5	10	18	4	5	1	0	0	38
5-10	45	51	25	12	2	0	0	135
10-20	64	90	54	40	11	3	0	262
20-50	93	114	83	67	24	5	5	391
50-100	28	34	30	43	24	6	0	165
100-250	2	4	4	12	24	25	0	71
>250	0	0	0	0	0	5	0	5
Итого	242	311	200	179	86	44	5	1067

С начала разработки в добыче нефти приняла участие 1771 скважина. Накопленная добыча нефти на 01.01.2011 г. Приобского месторождения составила 39,97 млн.т., накопленная добыча жидкости - 52,05 млн.т.

Распределение накопленной добычи нефти по фонду действующих добывающих скважин по состоянию на 01.01.2011 г. показано в таблице 3.15.

Таблица 3.15 - Распределение фонда скважин ЮЛТ Приобского месторождения по дебитам нефти и накопленной добыче нефти (по состоянию на 01.01.2011 г.)

Дебит нефти, т/сут	Накопленная добыча нефти, тыс. тонн	Итого
	0-1	1-5	5-10	10-15	15-20	>20
0-5	5	35	22	2	2	6	72
5-10	3	44	69	27	10	25	178
10-20	12	63	64	54	31	70	294
20-50	25	58	32	31	24	242	412
50-100	0	5	6	2	2	91	106
100-250	0	0	1	0	0	4	5
Итого	45	205	194	116	69	438	1067

По состоянию на 01.01.2011 г. на ЮЛТ Приобского всего 847 нагнетательных скважин. Под закачкой находятся 567 скважин, в освоении - 6, в отработке на нефть - 273, ликвидирована - 1.

Среднегодовая приемистость за 2010 г. по скважинам составляет 130,3 м³/сут.

В таблице 3.16 приведено распределение действующего фонда нагнетательных скважин по приемистости (по состоянию на 01.01.2011 г.).

Таблица 3.16 - Распределение фонда нагнетательных скважин ЮЛТ Приобского месторождения по приемистости (по состоянию на 01.01.2011 г.)

	Приемистость м3/сут	Итого
	0-20	20-50	50-100	100-150	150-200	200-250	>250
Количество скважин	84	54	95	149	108	49	28	567

По состоянию 01.01.2011 г. нагнетание воды осуществляется в 567 скважин. Бездействующих нагнетательных скважин нет. С начала разработки всего закачано 68,94 млн.м³ воды.

Среднее значение приемистости за 2010 год - 130,3 м³/сут.

Как следует из таблицы 3.13 число ликвидированных скважин 32 ед. Причины ликвидации заключаются в сложном геологическом строении и в специфике латерального распределения фильтрационно-емкостных свойств пласта. Ликвидации подлежали в основном те скважины, по которым из-за низкого качества коллектора и/или чрезвычайно малой эффективной толщины не удавалось получать притоки нефти.

В консервации находится 9 разведочных скважин - 42Р, 53Р, 57Р, 63Р, 220Р, 449Р, 608Р, 611Р, 613Р. Все скважины законсервированы по причине отсутствия обустройства.

Для контроля пластового давления создана сеть из 128 наблюдательных скважин.

По состоянию на 01.01.2011 г. бездействующий фонд составляет 4 добывающих скважины. Добывающие скважины переведены в бездействие по следующим причинам: скв. 18178 - падение изоляции УЭЦН до нуля; скв. 30393 - ревизия подземного оборудования; скв. 30397 - остановлена из-за малодебитности; скв.30554 - зaклинивaние УЭЦН.

Соотношение между нагнетательными и добывающими скважинами эксплуатационного фонда составляет 1:2,2, действующего 1:2 при проектном значении 1:1,5.

Коэффициент использования фонда нагнетательных скважин по состоянию на 01.01.2011 г. составляет 0,90 при проектном значении 0,92.

На дату анализа суммарный объем закачки составил 68944,8 тыс.м³ воды (по проекту на 01.01.2011 г. - 63966,5 тыс.м³) при накопленной добыче жидкости 52051,1 тыс.т (по проекту на 01.01.2011 г. - 52157,5 тыс.т. жидкости). Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды на 01.01.2011 г. составила 108,3 % (по проекту - 100,1%), текущая - 126,2%. Показатели эксплуатации ЮЛТ Приобского месторождения представлены на рисунке 3.10.

Рисунок 3.10 - Показатели разработки ЮЛТ Приобского месторождения

Верхне-Шапшинское месторождение

По состоянию на 01.01.2011 г. общий фонд скважин на месторождении составляет 56 ед., в том числе добывающих - 37 ед., нагнетательных - 5 ед., в ликвидации/консервации - 13 ед., водозаборных - одна (таблица 3.17).

Таблица 3.17 - Состояние фонда скважин на 01.01.2011 г.

На 01.01.2011 г. действующий фонд добывающих скважин составил 37 ед., все скважины оборудованы ЭЦН. Средний дебит скважин по нефти составляет 30.3 т/сут, по жидкости - 32.9 т/сут. Скважины наклонно-направленные. Во всех скважинах перед пуском в эксплуатацию проводился ГРП.

В соответствии с проектными решениями на объекте АС10+АС12 предусмотрена реализация однорядной системы заводнения. За 2010 г. под закачку на пласт АС101-3 переведено 5 скважин.

Приемистость нагнетательных скважин составляет 200-350 м³/сут. Устьевое давление поддерживается на уровне 140-165 атм.

Средне-Шапшинское месторождение

По состоянию на 01.01.2011 г. на месторождении общий фонд скважин составляет 15 ед., в том числе добывающий фонд - 2 скважины (1 в бездействии), в консервации - 5 скважин, ликвидировано - 8 разведочных скважин (таблица 3.18).

Таблица 3.18 - Состояние фонда скважин на 01.01.2011 г.

Средний дебит скважины по нефти составляет 17.5 т/сут, по жидкости - 17.8 т/сут.

Обводненность продукции не превышает 2.5%. Забойное давление в течение периода эксплуатации изменялось в диапазоне 215-246 атм. Наблюдается снижение дебитов нефти и жидкости в 3 раза за 18 месяцев эксплуатации.

4. аНализ проведения гидравлического разрыва пласта на приобском месторождении

4.1 История внедрения и развития технологий ГРП

Первые операции ГРП были проведены в 1992 г. фирмой "Юганскфракмастер". Затем, начиная с 1994 г., подключается компания "ИНТРАС". С 1999 г. по 2003 г. основным оператором была фирма "Schlumberger", с 2004 г. - с целью увеличения конкуренции и улучшения качества ГРП количество сервисных компаний было увеличено, операции ГРП стали проводить "Halliburton", "Катконефть", "Ньюкко". К настоящему времени на СЛТ Приобского месторождения проведено свыше 5422 операций ГРП. Динамика проведения ГРП приведена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Динамика проведения ГРП на Приобском месторождении

Абсолютное большинство проведенных операций ГРП были успешными, и с точки зрения кратности приростов дебитов жидкости и нефти, и с точки зрения темпов обводнения. Первые операции ГРП характеризовались относительно небольшой массой закачиваемого проппанта (среднее значение около 10 т) и, соответственно, небольшой полудлиной трещины, до 35 м. Помимо этого, в 90-х годах еще не существовало надежных технологий закрепления проппанта в трещине, что приводило с одной стороны, к преждевременному выходу из строя насосов, с другой, к быстрому снижению продуктивности скважины. За последние годы технология проведения ГРП существенно усовершенствована.

Многочисленные лабораторные исследования позволили выбрать оптимальные рецептуры жидкостей разрыва, разработать более прочные марки проппанта и различные методы его крепления в призабойной зоне пласта. Для оптимизации дизайна ГРП постоянно привлекаются современные методы исследования коллекторов (МDT, FMI, DSI). Усовершенствованы сами методики дизайна ГРП. В результате этого осуществляется эффективное управление ГРП. На рисунке 4.2 приведено изменение распределения массы закачиваемого проппанта по годам для Приобского месторождения.

Рисунок 4.2 - Распределение массы закачанного проппанта по годам

В результате совершенствования технологий гидроразрыва пласта, а также применения различных методов борьбы с выносом проппанта (технологии PropNet, закачка покрытого смолой проппанта в конце операции) были получены примерно такие же приросты дебитов жидкости, но длительность эффекта от ГРП по сравнению с операциями 1995 г. при этом значительно увеличилась (рисунок 4.3).



Рисунок 4.3 - Профили добычи после ГРП

Специально для условий эксплуатации многопластовых месторождений компанией "Schlumberger" разработана и впервые опробована на Приобском месторождении технология “Opti-Stim” - гидроразрыв нескольких пластов за одну спускоподъемную операцию. Внедрение этой технологии позволяет снизить стоимость и цикл проведения ГРП, а также подключать в разработку дополнительные запасы нефти (ГРП малопродуктивных пластов и пропластков).

В декабре 2010 года опробовалась новая технология HiWay, суть технологии заключается в том, что проводимость трещины увеличивается за счет создания каналов фильтрации. Если проницаемость проппанта типоразмера 12/18 составляет 1,2 Д, то канал шириной 1 мм имеет проницаемость 84,5 Д. Приток углеводородов происходит в основном по каналам внутри проппантной упаковки, достигается создание каналов использованием волокнистого материала, который препятствует оседанию проппанта при его продавке в пласт. При выводе скважины на режим за счет более высокой проводимости происходит лучшая очистка каналов трещины. Принципиальное отличие технологии HiWay от стандартного ГРП показано на рисунке 4.4. Технология применена в конце декабря 2010 г. на трех новых скважинах, вводимых из бурения.



Рисунок 4.4 - Схема размещения проппанта при стандартной технологии ГРП (слева) и HiWay (справа)

На рисунке 4.5 показана динамика работы скважин №№ 26297 и 36443, на которых проведен ГРП по технологии HiWay, в сравнении с показателями соседних скважин №№ 26298 и 37Р со стандартной технологией, характеризующимися наиболее схожими нефтенасыщенными толщинами. Скважины, стимулированные методом HiWay отличаются более высоким дебитом жидкости при относительно высоком забойном давлении в период вывода на режим. В случае со скважинами №№ 36443 и 37Р на 35-45 дни работы отмечается одинаковый дебит жидкости и забойного давления при том, что эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине № 37Р больше на 4 метра. Более плавная динамика забойного давления на скважине № 36443 в первый месяц работы говорит о лучшей очистке призабойной зоны от технологических жидкостей ГРП.



Рисунок 4.5 - Динамика работы скважин №№ 26297, 26298, 36443, 37Р

В настоящее время на месторождении проводится постоянный мониторинг качества жидкостей разрыва и расклинивающих агентов. Для этого в ОАО «РН-Юганскнефтегаз» создана контрольно-аналитическая лаборатория.

4.2 ГРП на переходящем фонде скважин

За период с 01.01.2006 г. по 01.01.2011 г. на Приобском месторождении проведены 448 операций гидроразрыва пласта на переходящем фонде скважин, в т.ч. за последние два года проведено 213 ГРП. Распределение количества ГРП на переходящем фонде скважин Приобского месторождения показано на рисунке 4.6.



Рисунок 4.6 - Распределение ГРП на переходящем фонде скважин Приобского месторождения

Наибольшее количество скважино-операций проведено на низкопроницаемом Левобережном участке пласта АС12 (рисунок 4.6), максимальная кратность прироста дебита жидкости получена на Левобережном участке пласта АС10. Меньшее количество мероприятий по ГРП на Острове связано с тем, что он активно разбуривается с ГРП и эффект от ГРП еще не закончился. Для скважин Правого берега средний дебит нефти до мероприятия составляет 26 т/сут, после - 67 т/сут. На Левобережной части месторождения средний дебит скважин до стимуляции был равен 10,5 т/сут, после стимуляции - 52 т/сут. На Острове до ГРП - 22,3 т/сут, после - 53 т/сут.

Сопоставление динамик добычи жидкости по скважинам различных частей месторождения показывает, что по скважинам Правого берега длительность эффекта выше, чем для скважин левобережной части (рисунок 4.7). Это связано с лучшими ФЕС коллекторов и более эффективной организацией системы ППД Правобережной части месторождения.



Рисунок 4.7 - Динамика основных показателей скважин переходящего фонда

В последние годы снижается прирост от жидкости и нефти от ГРП, это связано с увеличением количества рефраков и с тем, что основная часть ГРП на переходящем фонде проводится на низкопроницаемом Левобережном участке. При этом дебит жидкости с единицы Kh увеличивается за счет оптимизации технологии ГРП (рост Jd). В 2009 г. проведено 130 операций ГРП на переходящем фонде. Дополнительно за этот год за счет ГРП добыто 337 тыс.т нефти. В 2010 г. проведено 154 операций ГРП, дополнительная добыча нефти за этот год составила 659 тыс.т. Удельная эффективность увеличилась и составила 3,1 и 4,3 тыс.т/скв., в 2009 г. и 2010 г. соответственно. Отметим, что эффект от ГРП, проведенных за анализируемый период, в настоящее время продолжается.

4.3 ГРП на новых скважинах

За период 01.01.2006 по 01.01.2011 на месторождении выполнено 3037 скважино-операций по гидроразрыву пласта на скважинах, вводимых из бурения (рисунок 4.8).



Рисунок 4.8 - Распределение операций ГРП на новых скважинах

Наибольшее количество скважино-операций на скважинах, выводимых из бурения, проведено на Правобережной и Островной частях месторождения (рисунок 4.8). Меньшее количество мероприятий по ГРП на Левом берегу связано с тем, что он низкопроницаемый и уже разбурен с ГРП.

Средние запускные дебиты на скважинах, вводимых из бурения:

· Левый берег - по жидкости 90 м³/сут, по нефти - 71 т/сут;

· Правый берег - по жидкости 158 м³/сут, по нефти - 127 т/сут;

· Остров - по жидкости 98 м³/сут, по нефти - 71 т/сут.

Для оценки эффективности ГРП были рассчитаны фактически достигнутые скин-факторы по скважинам, средние значения полудлин трещин. На модели сравнивали добычу по скважинам без проведения ГРП с фактическими результатами.

Рисунок 4.9 - Динамика основных показателей скважин из бурения

В 2009-2010 гг. несмотря на снижение kh были получены максимальные запускные дебиты по жидкости и по нефти, при этом закачка проппанта на эффективную толщину снизилась, что свидетельствует о равномерном размещении проппанта по всей длине трещины (рисунок 4.9). В 2008 г. ГРП выполнен на 365 новых скважинах, добыча нефти равна 6398 тыс.т. В 2009 г. ГРП выполнен на 380 новых скважинах, добыча нефти - 4395 тыс.т. В 2010 г. введены 201 скважина с ГРП, добыча по этим скважинам составила 1623 тыс.т нефти.

4.4 Повторные ГРП

Продолжительный период эксплуатации существующих скважин с ГРП и наличие больших остаточных запасов, делает актуальным проведение повторных ГРП. На Левобережной части месторождения основная масса мероприятий ГРП проведена до 2000 г. Существуют определенные технические трудности, связанные с необходимостью закачки кратно больших объемов проппанта при повторной стимуляции скважин. Развитие технологий позволило решить и эту проблему.

За период 01.01.2006 по 01.01.2011 на месторождении проведено 120 повторных скважино-операций ГРП (рисунок 4.10).

Средний дебит нефти до повторного ГРП составлял 24,8 т/сут, средний дебит нефти после ГРП - 58,7 т/сут. Характер обводнения добываемой продукции в целом не меняется.



Рисунок 4.10 - Распределение операций повторного ГРП на Приобском месторождении

Наибольшее количество рефраков проведено на низкопроницаемом Левобережном участке пласта АС12 (рисунок 4.10). Для скважин Правого берега средний дебит нефти до мероприятия составляет 33 т/сут, после - 66 т/сут. На Левобережной части месторождения средний дебит скважин до стимуляции был равен 16,4 т/сут, после стимуляции - 50,5 т/сут.

Рисунок 4.11 - Соотношение фрак/рефрак на Приобском месторождении

В последний год количество рефраков уменьшилось (рисунок 4.11), что приводит к увеличению кратности мгновенного прироста по жидкости (рисунок 4.12). В 2009 г. за счет повторных ГРП дополнительно добыто 63,0 тыс.т нефти, в 2010 г. - 21,4 тыс.т. Повышение эффективности ГРП достигается путем оптимизации дизайна ГРП, закачки более крупного проппанта и размещение большей его части в эффективных толщинах.



Рисунок 4.12 - Сравнение кратности мгновенного прироста по жидкости фрак/рефрак на Приобском месторождении

5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР

5.1 Мероприятия по охране атмосферного воздуха

Строительство и эксплуатация объектов нефтедобычи связаны с выделением загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферный воздух. Загрязнения поступают в атмосферу через организованные и неорганизованные источники выбросов.

При строительстве объектов обустройства загрязнение атмосферы происходит в результате выделения: продуктов сгорания топлива (передвижной транспорт); растворителей (окрасочные работы); сварочных аэрозолей (сварочные работы).

Основные источники выбросов углеводородов в атмосферу при эксплуатации месторождения: устье факела, дымовые трубы ПТБ, дыхательные клапаны резервуаров, неплотности фланцевых соединений и ЗРА аппаратуры, сальниковые уплотнения насосов, воздушники емкостей, автотранспорт.

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха необходимо предусмотреть ряд мероприятий по предотвращению аварийных выбросов вредных веществ в атмосферу, в которые входят:

-полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;

-стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов;

-защита оборудования от коррозии;

-оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов под давлением»;

-испытание трубопроводов и оборудования на прочность и герметичность после монтажа;

-сброс нефти и газа с предохранительных клапанов аппаратов в аварийные емко-сти;

-сброс жидкости из аппаратов в подземную емкость перед остановкой оборудова-ния на ремонт;

-проектирование объектов с высокой степенью автоматизации.

Также необходимо:

-наличие плана действий в аварийных и нештатных ситуациях по ликвидации воз-можных утечек загрязняющих веществ;

-оперативная ликвидация загрязнения технологических площадок;

-раздельное хранение легко воспламеняющихся веществ;

-использование компрессоров с электроприводом;

-утилизация попутного газа;

-применение современного блочно-комплектного оборудования заводского изго-товления повышенной надежности;

-работы по предупреждению гидратообразования в трубопроводах;

-автоматическое регулирование режимных технологических параметров;

-автоматическое дистанционное управление приводами основных механизмов за-щиты и блокировки при аварийных ситуациях;

-безрезервуарная откачка нефти;

-установка конденсатосборников на факелах газопроводов для исключения воз-можности поступления жидких фракций углеводородов на факелы.

Технология подготовки нефти непрерывна. Остановка оборудования может повлечь аварийную ситуацию на объекте, поэтому в период неблагоприятных метеорологических условий (НМУ) вводится только первый режим работы предприятия. Мероприятия носят только организационный характер и обеспечивают снижение выбросов вредных веществ на 10-20 %.

Для этого, согласно РД 52.04.52-85, достаточно:

-усилить контроль за точным соблюдением технологического регламента производства;

-сместить во времени технологические процессы, связанные с большим выделе-нием вредных веществ в атмосферу;

-прекратить испытание оборудования, влияющего на изменение технологического режима работы объектов;

-усилить контроль за режимом горения топлива, поддерживание избытка воздуха на уровне, устраняющем условия образования недожега.

-сместить во времени ремонт, исследование скважин и отбор проб.

В период НМУ осуществляется контроль воздушной среды на объектах.

5.2 Мероприятия по охране поверхностных и подземных вод

В процессе строительства, обустройства и эксплуатации нефтегазодобывающих месторождений на поверхностные и подземные водные объекты оказывается следующее воздействие:

- изъятие природных вод для использования на собственные нужды;

- загрязнение водных объектов в результате аварийных сбросов, утечек, дренажа и случайных разливов, связанных с эксплуатацией промысловых объектов, аварийных ситуаций на трубопроводах, образования несанкционированных свалок и др.;

- изменение режима стока водоемов в результате проведения земляных работ, нарушения рельефа, удаления растительного покрова.

Водопользование в нефтегазодобывающей промышленности, в первую очередь, связано с потреблением водных ресурсов и отведением их значительных объемов.

К потенциальным источникам загрязнения относятся нефтяные кусты скважин, ДНС, ЦППН, КНС, отстойники, резервуары нефтепродуктов, опорные базы нефтепромыслов, нефтепроводы в местах пересечения с водотоками в пределах пойменного участка рек.

Основными источниками поступления вредных веществ в поверхностные воды при разведке и освоении месторождений нефти и газа являются:

- производственные и хозяйственно-бытовые стоки (при варианте их сброса в водные объекты и на рельеф местности);

- талые и ливневые (дренажные) воды, стекающие с производственных площадок и загрязненных участков;

- строительные и иные работы, ведущие к эрозии прибрежных зон водотоков и водоемов и попадания в них строительного мусора;

- оседание на водную поверхность загрязненных аэрозолей, поступающих от местных источников выбросов вредных веществ в атмосферу;

- аварийные разливы нефти и несанкционированный сброс отходов в водные объекты.

Водоохранные зоны и прибрежные полосы рек.

С целью предотвращения загрязнения, засорения, истощения вод и заиления водных объектов на территории месторождений устанавливаются водоохранные зоны рек, в границах которых вводится специальный режим водопользования. На территории водоохранных зон вдоль берегов рек по обеим сторонам русла выделяются прибрежные полосы, основным назначением которых являются санитарно-защитные функции.

Ширина водоохранных зон водотоков лицензионного участка составляет 50 - 200 м, озер - 50 м. Ширина прибрежных защитных полос составляет от 30-50 м до 200 м.

В соответствии с Водным кодексом Российской Федерации в пределах водоохранных зон допускаются проектирование, размещение, строительство, реконструкция, ввод в эксплуатацию, эксплуатация хозяйственных и иных объектов при условии оборудования таких объектов сооружениями, обеспечивающими охрану водных объектов от загрязнения, засорения и истощения вод в соответствии с водным законодательством и законодательством в области охраны окружающей среды.

В целях минимизации воздействия на территорию строительство объектов, расположенных в пределах водоохранных зон и прибрежных защитных полос, должно быть предусмотрено в зимнее время с соблюдением всех ограничений природопользования.

В пределах водоохранных зон запрещается:

- размещение складов ядохимикатов, минеральных удобрений и горюче-смазочных материалов, площадок для заправки аппаратуры ядохимикатами, мест складирования и захоронения промышленных, бытовых и сельскохозяйственных отходов, накопителей сточных вод;

- складирование навоза и мусора;

- заправка топливом, мойка и ремонт автомобилей и других машин и механизмов;

- размещение стоянок транспортных средств;

- проведение рубок главного пользования;

- проведение без согласования с бассейновыми и другими территориальными органами управления использованием и охраной водного фонда Министерства природных ресурсов Российской Федерации строительства и реконструкции зданий, сооружений, коммуникаций и других объектов, а также работ по добыче полезных ископаемых, землеройных и других работ.

Водоохранные мероприятия в период строительства и эксплуатации должны быть больше направлены на предотвращение и сведение до минимума отрицательных воздействий на окружающую среду, чем на ликвидацию их последствий.

Охрана водных объектов должна производиться в соответствии требованиями ГОСТ 17.1.3.05-82, ГОСТ 17.1.3.06-82, ГОСТ 17.1.3.12-86, ГОСТ 17.1.3.13-86, СанПиН 2.1.5.980-00 и Водного кодекса РФ.

Водоохранные мероприятия, позволяющие устранить возможные загрязнения рек и проток, сводятся к тому, что нефтепромысловые объекты должны располагаться вне водоохранных зон, прибрежных полос и защитных полос леса. Данная мера предусматривается в целях предотвращения антропогенного воздействия на гидрографическую сеть.

В исключительных случаях, при невозможности размещения куста за пределами водоохранной зоны, строительство коммуникаций, а также работ по добыче полезных ископаемых в водоохранных зонах необходимо согласовывать с бассейновыми и другими территориальными органами управления использования и охраны водного фонда Министерства природных ресурсов Российской Федерации. При проведение работ в водоохранных зонах требуется соблюдение природоохранных мероприятий:

- предусмотреть технологию бурения и обустройство куста, гарантирующую его экологическую чистоту;

- разработать особый режим эксплуатации куста в водоохранной зоне, исключающий попадание загрязняющих веществ в водные объекты;

- предусмотреть действенную схему локализации возможных загрязнителей при аварии;

- до минимума должны быть сведены механические нарушения ландшафтов при прокладке дорог и трубопроводов (недопустимо наличие боковых лесных завалов, больших и глубоких ям, широких кюветов, каналов, крутых откосов и т.п.).

Установление водоохранных зон и прибрежных полос на водных обьектах не дает гарантии полной экологической безопасности территории. Вся водосборная площадь участвует в формировании стока водных объектов, поэтому на всех стадиях освоения месторождения должен быть предусмотрен мониторинг состояния окружающей среды с pегулярными проверками выполнения и эффективности запланированных природоохраных мероприятий.

Разработка месторождения должна осуществляться с учетом нормативных требований к водотокам и водоемам как объектам природопользования в данном природно-экономическом районе. Эти требования подразделяются на две подгруппы: природоохранные и хозяйственные. В свою очередь природоохранные требования разделяются на две подгруппы: требования, характеризующие предельно допустимые изменения в жизни водотоков и водоемов, и требования, характеризующие предельно допустимые изменения в земельном фонде территорий, связанных с водным режимом рек, озер и болот.

5.3 Охрана земельных ресурсов, флоры и фауны

Охрана земель и недр в пределах земельного отвода на разработку месторождения включает систему правовых, организационных, экономических и других мероприятий, направленных на их рациональное использование, защиту от вредных воздействий, а также на восстановление продуктивности земель, в том числе земель лесного фонда.

Охрана земель и недр осуществляется на основе комплексного подхода к ним как к сложным природным образованиям с учетом их зональных и региональных особенностей.

При разработке месторождения нефти на почвенно-растительный покров осуществляется следующее воздействие:

- механическое (нарушение структуры грунта при строительстве производственных объектов, дорог и др.);

- химическое (изменение состава почв от загрязнения отходами, нефтепродуктами, пластовыми водами и др.);

- физическое (тепловое, электромагнитное, радиоактивное и др.).

Возможными результатами такого воздействия на почву могут быть - снижение био-логической продуктивности почвы, нарушение водного и температурного режим грунтов, возникновение эрозии, изменение условий стока воды, изменение полигональных структур, уничтожение растительного покрова или изменения в его составе. Изменение почвенных (грунтовых) условий может повлечь за собой дальнейшие вторичные воздействия в резуль-тате того, что места обитания не могут в прежней мере обеспечить жизнеспособность флоры и фауны.

Мероприятия по охране и рациональному использованию земельных ресурсов включают в свой состав следующие:

- проведение исследований о геодинамическом состоянии земных недр для определения опасности возможной деформации земной поверхности на территории месторождения;

- сокращение площадей землеотвода за счет блокировки зданий и сооружений, расположенных на территории буровой;

- прокладка в единых коридорах совмещенных коммуникаций с учетом эколого-экономической оценки разрушаемых экосистем;

- движение транспорта только по постоянным дорогам; временные дороги (зимники) будут функционировать только в зимний период, запрет на движение транспорта вне дорог;

- сокращение объемов земляных работ по срезке и выравниванию рельефа;

- разработка мероприятий по сохранению плодородия почв, исключению развития эрозионных, склоновых и других негативных процессов изменения природных процессов;

- снятие и складирование в буртах почвенного покрова перед началом строительных работ; запрещается использовать слой почвы для устройства подсыпок и перемычек;

- в процессе бурения - внедрение безамбарного бурения с замкнутым циклом очистки и использования бурового раствора, строгим контролем за соблюдением технологии бурения и строительства скважин, сбором в специальные емкости отходов бурения с последующим их обезвреживанием и утилизацией;

- буроопускной способ погружения свайных опор;

- восстановление и ремонт обваловок старых буровых шламовых амбаров;

- ликвидация переполненных шламовых амбаров и амбаров, расположенных вблизи рек;

- ликвидация всех замазученных участков, прежде всего, в водоохранных зонах рек и озер;

- совершенствование методов ликвидации замазученных участков;

- выбор специальных мест для захоронения отходов (например, отработанные карьеры);

- сооружение специальных площадок для ремонта и мойки авто - и строительной техники, вывоз загрязняющих веществ с этих площадок на полигон, сточных вод на очистные сооружения;

- обязательное проведение рекультивационных работ перед сдачей участка основному землепользователю;

- контроль за состоянием земель и почв, контроль состояния поверхностных условий ландшафта на всех этапах производственной деятельности.

Кроме того, снижение негативного воздействия на земельные ресурсы и почвенный покров предлагается решить путем:

- использования различных методов защиты трубопроводов от внутренней и внешней коррозии;

- использования труб с повышенными прочностными характеристиками;

- установки электроприводной запорной арматуры, автоматически перекрывающей трубопроводы при падении в них давления;

- 100 % контроля швов сварных соединений трубопроводов.

Мероприятия по охране растительного и животного мира включают:

- выбор участков для размещения объектов с учетом обитания ценных и охраняемых видов флоры и фауны;

- разработку оптимальных маршрутов между буровыми с учетом рельефа местности во избежание нарушения растительного покрова;

- ограничение техногенной деятельности вблизи участков с большим биологическим разнообразием, в частности, вблизи рек;

- выполнение всех мероприятий по охране земельных ресурсов (см. выше);

- строительство объектов обустройства месторождения на песчаных отсыпках с использованием обвалования и гидроизоляционных материалов;

- максимальное сохранение естественного растительного покрова;

- раскорчевку всех горельников и посадку леса;

- установку телевизионной противопожарной техники для обнаружения очагов пожаров;

- организацию специальной противопожарной службы со спецтехникой и обученным персоналом;

- регулярную прокладку и подновление минерализованных противопожарных полос;

- установку пожарных гидрантов на кустовых площадках и водоводах;

- обеспечение при возведении гидротехнических сооружений и объектов на побережье водоемов минимального воздействия при проходе рыбы к местам нерестилищ, а также в другие наиболее чувствительные периоды жизни гидробионтов;

- ограничение гидротехнических работ в период массовых миграций и нереста рыбы;

- использование специальных рыбозащитных устройств на всасывающих оголовках водопроводных систем при заборе поверхностных вод;

- организацию переходов животных через искусственные преграды, подъем надземных участков трубопроводов при пересечении оленьих троп на высоту не менее 2 м;

- создание ограждений для предотвращения попадания животных на техногенные объекты;

- принятие административных мер для пресечения браконьерства.

Заключение

1. Увеличение объемов бурения при вскрытии нескольких пластов одной скважиной привело к росту количества выполняемых операций ГРП.

2. Усовершенствование технологии ГРП привело к значительному увеличению времени технологического эффекта от мероприятия.

3. В 2006-2010 гг. прирост жидкости и нефти от ГРП на переходящем фонде стабилен. При этом дебит жидкости и нефти с единицы Kh увеличивается за счет оптимизации технологии ГРП (рост Jd).

4. По скважинам из бурения в 2006-2010 гг., несмотря на снижение Kh, были получены высокие запускные дебиты по жидкости и по нефти, при этом закачка проппанта на эффективную толщину снизилась, что свидетельствует о равномерном размещении проппанта по всей длине трещины.

5. Средние запускные дебиты на скважинах, выводимых из бурения: Левый берег - по жидкости 90 м³/сут, по нефти - 71 т/сут; Правый берег - по жидкости 158 м³/сут, по нефти - 127 т/сут; Остров - по жидкости 98 м³/сут, по нефти - 71 т/сут.

Список используемой литературы

месторождение приобский нефтяной пласт

1 Технологическая схема разработки Приобского месторождения (Северная лицензионная территория, Южная лицензионная территория, Верхне- и Средне- Шапшинские месторожденя) Том 1,2. ООО «РН-УфаНИПИнефть». - Уфа 2011.

2 Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра,1983. - 227с.

3 Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи пластов. - М., Недра, 1986. - 308 с.

4 Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1982. - 250 с.

Размещено на Allbest.ru