Анализ состояния выработки запасов нефти из пластов и участков Западно-Коммунарского месторождения

Содержание

Введение 1.Геолого-промысловая характеристики месторождения

1.1. Географо-экономическая характеристика района проектируемых работ

1.2. История нефтегазопоисковых геолого-геофизических работ

1.3.Стратиграфия

1.4. Тектоника

1.5.Нефтегазоносность

1.6. Водоносность

1.7. Запасы нефти и газа

2.Анализ состояния выработки запасов нефти из пластов и участков месторождения

2.1. Изучение характера внедрения воды по отдельным пластам и участкам

2.2.Определение текущего положения водонефтяного контакта

2.3. Геологическое обоснование применяемой системы повышения нефтеотдачи

3. Обоснование применяемой системы повышения нефтеотдачи

3.1 Оценка эффективности применяемой системы контроля за процессом разработки

4. Мероприятия по охране окружающей среды.

4.1 Охрана труда и противопожарные мероприятия при добыче нефти и газа.

Заключение

Список использованных источников

Введение

Нефть и газ играют большую роль в развитии экономики нашей страны. Они, как наиболее эффективные и энергоемкие из всех природных веществ имеют доминирующее положение в энергетике.Ценность нефти как топлива определяется ее энергетическими свойствами, физическим состоянием, достаточной стабильностью при хранении и транспортировке, малой токсичностью. Почти все автомобили и самолеты, а так же значительная часть судов и локомотивов работают на нефтепродуктах. Производное нефти - керосин с жидким кислородом применяется в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энергоемкости топлива.Не менее нефть и как сырье для химической промышленности, ведь сегодня химическая промышленность охватывает производство синтетических материалов и изделий главным образом на основе продуктов переработки нефти и природного газа.В настоящее время, в связи с тем, что большинство месторождений нашей станы вышли из периода фонтанной эксплуатации и требуют проведения различных мероприятий по интенсификации добычи, поддержанию на необходимом уровне пластовых давлений, имеются различные методы активного воздействия на призабойную зону пласта скважин для повышения их продуктивности (механические, химические, тепловые).Цель курсового проекта ознакомиться с месторождением, стратиграфией Западно- Коммунарского месторождения, тектоникой, рассчитать запасы. Узнать о работе буровых бригад на территории деятельности НГДУ. Ознакомиться с методами борьбы со всякого рода осложнениями.1.Геолого-промысловая характеристики месторождения1.1. Географо-экономическая характеристика района проектируемых работ Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары. Вблизи Западно-Коммунарского месторождения находятся Ильменевское, Спиридоновское, Северо-Максимовское, Евгеньевское, Утевское и Дмитриевское месторождения, запасы которых утверждались в ГКЗ. Месторождение обустроено, вблизи проходят нефтепроводы Нижневартовск-Куйбышев (17 км) и Альметьевск-Самара (27,3 км). В районе месторождения расположены действующие водоводы и аммиакопроводы, а также проходят высоковольтные линии электропередачи, линии связи.Территорию месторождения пересекает асфальтированное шоссе Самара-Богатое. В 10 км к северо-востоку от Западно-Коммунарского месторождения проходит железнодорожная магистраль Самара-Оренбург с узловой станцией Кинель, расположенной в 23 км к северо-западу от месторождения. Ближайшие населенные пункты – с. с. Мал. Малышевка, Красносамарское, Домашка, Максимовка (рис. 1.1).Климат района континентальный, с жарким и сухим летом и холодной зимой. Средняя годовая температура воздуха составляет +4,4 С.По многолетним данным самым жарким месяцем является июль. Средняя месячная температура воздуха в июле за многолетие – плюс 20,6 С. Самым холодным месяцем в году является январь – минус 13,1 С. Однако довольно часто наблюдаются годы, когда температура февраля и декабря бывает ниже январской. Абсолютный максимум составляет плюс 39 С. Самая низкая температура воздуха минус 43 С.Среднегодовое количество осадков составляет 508 мм.Рис. 1.1 – Обзорная карта 1.2. История нефтегазопоисковых геолого-геофизических работ Западно-Коммунарское нефтегазовое месторождение расположено 53 км к юго-востоку от г. Включает в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия. Относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Недропользователем является ОАО "Самаранефтегаз". В процессе поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на 6 поднятиях Западно-Коммунарского месторождения пробурено 74 скважины, из них породы архейского возраста вскрыли 37 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии – 15 скважин; на Чаганском – 14; на Мало-Малышевском – 2; на Пеньковском – 1; на Можаровском –4 и Шарлыкском –1. 1.3.СтратиграфияВ геологическом строении Западно-Коммунарского месторождения принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возрастов залегающих на поверхности кристаллического фундамента архейского возраста. Общая толщина осадочного чехла достигает 3290 м. Расчленение разреза проведено по данным каротажа с учетом керна по глубоким поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам, пробуренным на Западно-Коммунарском месторождении.Ниже приводится краткая характеристика разреза (снизу вверх) согласно стратиграфической схеме 1997 года.АРХЕЙПороды кристаллического фундамента относятся к роговообманковым габброноритам. Максимально вскрытая толщина архея-52 м.ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМАДевонские отложения, представленные верхним и средним отделами, с размывом залегают на породах кристаллического фундамента.Средний отделЖиветский ярусВоробъевский горизонт среднего девона живетского яруса сложен глинами черными крепкими, встречаются зеркала скольжения. Толщина горизонта от 8 до 27 м.Ардатовский горизонт сложен песчаниками, алевролитами, глинами.В основании горизонта залегает песчаный пласт ДIII, являющийся промышленно нефтеносным. Песчаники светло-коричневые, кварцевые, мелкозернистые, в различной степени алевритистые. Алевролиты темно-серые, сильно песчанистые, содержат обуглившиеся остатки флоры. В верхней части разреза прослеживается прослой плотного известняка (репер «остракодовый известняк»), который перекрывается пачкой глин. Толщина горизонта 58 – 83 м.Муллинский горизонт залегает в кровле живетского яруса и представлен алевритисто-глинистыми отложениями, иногда с прослоями известняка. Толщина 4 – 20 м.Верхний отделФранский, фаменский ярусыОтложения среднего девона живетского яруса перекрываются осадками пашийского и тиманского горизонтов верхнего девона франского яруса, сложенных также терригенными породами.Пашийский горизонт сложен песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и глинистыми породами. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, сильно алевритистые до перехода в алевролиты. Они слагают пласты ДI/ (на Можаровском поднятии) ДI и ДII, с которыми связана промышленная нефтеносность. Раздел между пластами ДI и ДII сложен плотными глинами и алевролитами темно-серыми до черных, плотными, крепкими. Толщина горизонта 20 – 64 м.В основании тиманского горизонта залегает глинистая пачка – репер «провал». Выше залегают известняки черного цвета, сильно глинистые с прослоями доломита. Толщина тиманского горизонта 16 – 60 м.Выше залегают карбонатные отложения саргаевского, доманикового, мендымского, воронежского и евлано–ливенского горизонтов средне-и верхнефранского подъярусов, а также фаменского яруса. В основном, это плотные известняки, прослоями глинистые и доломитизированные.Толщина карбонатного девона составляет 447 – 784 м.КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМАКаменноугольные отложения в пределах района представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.Нижний отделТурнейский, визейский, серпуховский ярусыНижний карбон представлен карбонатной пачкой турнейского яруса; терригенной толщей бобриковского горизонта, терригенно-карбонатной-тульского горизонта и карбонатно-сульфатной толщей окского надгоризонта визейского яруса и серпуховского яруса.Терригенные отложения бобриковского горизонта представлены алевролитами глинами и песчаниками. Глины аргиллитоподобные, темно-серые, чёрные, слюдистые, углистые, плотные, крепкие, с прослоями углистого сланца. Алевролиты углистые, участками песчанистые и пиритизированные, плотные, крепкие. В породах бобриковского горизонта прослеживаются прмышленно-нефтеносные пласты Б2 и Б2/, сложенные песчаниками буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, средней крепости, слоистыми, неравномерно пористыми с примесью углистого материала. В ряде скважин песчаники пласта Б2/ замещены алевролитами и глинами. Толщина бобриковского горизонта 24 – 43 м.Покрышкой залежи пласта Б2 служат известняки плотные, крепкие, с включениями кальцита, местами с прослоями ангидрита (репер «плита»), переходящие выше по разрезу в переслаивание карбонатов и глин. В кровле тульского горизонта залегает песчаный пласт Б0, являющийся промышленно-нефтеносным. Песчаники темно-коричневые, кварцевые, мелкозернистые, слабо и средне сцементированные, с включениями углистого материала. Толщина тульского горизонта 39 – 57 м.Вышележащие отложения окского надгоризонта представлены доломитами и известняками. Известняки пелитоморфные, прослоями доломитизированные, плотные, кавернозные, уплотненные, окремнелые, в отдельных образцах керна по свежему сколу с запахом сероводорода и нефти. В кровле надгоризонта встречаются кристаллы ангидрита. Толщина 171 – 190 м.Серпуховский ярус сложен известняками светло-серыми, скрыто кристаллическими, плотными, в подошве яруса залегают глины тарусского горизонта. Толщина серпуховского яруса 143 – 238 м.Общая толщина отложений нижнего карбона достигает 793 м.Средний отделСредний карбон представлен отложениями башкирского яруса и верейского, каширского, подольского, мячковского горизонтов московского яруса.Башкирский ярус представлен известняками местами глинистыми, массивными, пиритизированными. В кровле яруса залегает пласт А4, с которым связаны промышленные залежи нефти. Коллектором нефти служат известняки коричневато-серые, в основном органогенные и органогенно-обломочные, пористые, слабо кавернозные, средней крепости. Покрышкой залежи пласта А4 служит вышележащая глинисто-алевролитовая толща верейского горизонта. Толщина яруса 114 – 143 м.На Западно-Коммунарском поднятии песчаники разно-, средне- и мелкозернистые; на Чаганском мелкозернистые, алевритистые, прослоями переходящие в алевролиты песчанистые. Толщина горизонта 75 – 91 м.Каширский горизонт представлен известняками от темно-серого до черного цвета, глинистыми. Известняки содержат включения кальцита, фауну и обугливающиеся остатки флоры. К каширскому горизонту приурочен нефтенасыщенный пласт Ао. Толщина горизонта 90 – 140 м.Подольский горизонт сложен известняками с прослоями доломитов. Известняки темно-серые, плотные, крепкие, пористые, местами с примесью глинистого материала, местами содержат включения кальцита и остатки фауны. По свежему сколу отмечается запах сероводорода. Доломиты темно-серые, кристаллические, плотные, крепкие. В отложениях подольского горизонта выделяются 5 прдуктивных пластов: Pd-V, Pd-II, Pd-II/, Pd-I и Pd-I/, нефтенасыщение которых выявлено по данным ГИС. Толщина горизонта 110 – 152 м.Мячковский горизонт сложен известняками от светло – до темно-серых, крепкими, плотными, глинистыми, с включениями кальцита, частично доломитизированными, органогенно – обломочными, кавернозными. В известняках встречается глинистый материал и фауна. По материалам ГИС в пластах Мч-V, Мч-III, Мч-II отмечено нефтенасыщение. Толщина горизонта 110 – 150 м.Верхний отделВерхний карбон представлен известняками с прослоями доломитов. Толщина отложений верхнего карбона 400 – 503 м.ПЕРМСКАЯ СИСТЕМАВыше по разрезу залегают отложения пермской системы, представленные верхним и нижним отделами.Нижний отделНижний отдел представлен ассельским, сакмаро-артинским и кунгурским ярусами. Сложены они доломитами, иногда переслаивающимися с известняками и ангидритами. Толщина нижнего отдела достигает 303 м.В отложениях кунгурского яруса выделяется газонасыщенный пласт KIIа, газонасыщение которого выявлено на Чаганском поднятии по данным ГИС и опробования ИПГ. Пласт сложен известняками серыми и тёмно-серыми, мелкокристаллическими, плотными, прослоями кавернозными и доломитами пелитоморфными.Верхний отделВерхняя пермь представлена уфимским, казанским и татарским ярусами. Отложения уфимского яруса сложены, в основном, мергелями иногда с прослоями сульфатных пород. Казанский ярус включает в себя калиновскую, гидрохимическую и сосновскую свиты. Калиновская свита сложена преимущественно известняками, в виде прослоев встречаются глины. Гидрохимическая свита представлена ангидритами с прослоями доломитов и гипсов. Сосновская свита сложена доломитами, мергелями, с прослоями ангидритов. Татарский ярус сложен, в основном, глинами, алевролитами и песчаниками. Известняки и доломиты играют подчинённую роль и встречаются, в основном, в нижней части яруса.Толщина отложений верхней перми колеблется от 264 до 370 м.Скоплений нефти и газа пермские отложения не содержат.КАЙНОЗОЙНеогеновая система.С размывом на отложениях татарского яруса залегают песчано-глинистые осадки неогена толщиной от 0 до 119 м.Четвертичная системаЗавершается разрез широко распространенными по площади четвертичными осадками, представленными глинами, суглинками, алевролитами и разнозернистыми песками, толщиной от 1 до 37 м. 1.4. ТектоникаЗападно-Коммунарское месторождение нефти в региональном плане по поверхности кристаллического фундамента и терригенному девону приурочено к западной бортовой части Бузулукской впадины. По отложениям нижнего карбона месторождение приурочено к юго-западному (внешнему) борту Муханово-Ероховского прогиба (рис. 1.2). Для района Западно-Коммунарского месторождения от Можаровского до Мало-Малышевского поднятия характерно региональное погружение палеозойских отложений в юго-восточном направлении. Градиент погружения возрастает с глубиной от 9 м на 1 км по горизонту «В», до 21 м на 1 км по горизонту «А». Это осложняет локальные выступы фундамента, объединенные условно в непротяженные гряды (валы) и разделяющие их прогибы. По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-2Д, проведенных в 2005 году в пределах Западно–Коммунарского месторождения, на Можаровском и Шарлыкском поднятиях поверхность кристаллического фундамента погружается от абс. отм. минус 3075 м до 3150 м, на Чаганском и Пеньковском поднятиях от абс. отм. минус 3146 м до 3200 м и отмечается блоковое его строение. На формирование структурных планов по отражающим горизонтам «Т» и «У» значительное влияние оказало наличие Муханово-Ероховского прогиба. В восточной части участка, при сохранении общего структурного плана, он делится на внутреннюю и внешнюю бортовые зоны МЕП. Шарлыкское и Можаровское поднятия относятся к внешней бортовой зоне. Выше по разрезу отмечаются изменения размеров, конфигурации и амплитудной выразительности, иногда происходит выполаживание структурных форм, иногда поднятия в виде замкнутых не выделяются и им соответствуют структурные носы. В восточной части площади в субмеридиональном направлении картируются Низовский и Западно-Пеньковский локальные выступы. Вдоль западной границы участка прослежен фрагмент Сидоровского-Георгиевского грабенообразного прогиба, борта которого осложнены разрывными нарушениями. По отражающему горизонту «Д», сопоставляемому с поверхностью терригенных отложений девонского возраста, Сидоровско-Георгиевский прогиб не выделяется. Над северо-западным склоном локального выступа, осложняющего по отражающему горизонту «А» западный борт Сидоровско-Георгиевского ДГП, картируется Чаганское поднятие. Низовское и Пеньковское поднятия осложняют непротяженную приподнятую зону субмеридиональной ориентации, ограниченную сбросами того же направления. По отражающему горизонту «У», сопоставляемому с кровлей бобриковского горизонта, над куполами Чаганской структуры картируется единое локальное поднятие северо-восточной ориентации. Размер Пеньковского поднятия уменьшается. По данным бурения и данным сейсморазведки на Чаганском и Пеньковском поднятиях установлены несоответствия структурных планов по отражающим горизонты «У» и «Д».1.5 НефтегазоводоносностьЗалежь пласта ДIII залегает на средней глубине 3187 м и вскрыт 14-ю скважинами. Промышленный характер залежи доказан опробованием и эксплуатацией 12-ти скважин (56, 58, 60, 64, 84, 91, 94, 95, 96, 99, 100 и 200). Эксплуатация пласта начата в 1988 году скважиной 56.Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0–31,4 м. Толщина проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6-ти, изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.ВНК принят на абс. отм. минус 3112 м, по данным ГИС в скважинах 56, 91, 62 и опробования в скважине 56, где из интервала 3155–3172 м (-3093,9–3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине 69 на абс. отметке минус 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 (скв. 62) до 26,2 м (скв. 96).Залежь пластового типа, со значительной по площади водонефтяной зоной. Размеры залежи – 3,2Ч2,1 км, высота – 40 м.1.7. Запасы нефти и газаРасчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту ДIII) на 01.01.2011 года.Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного методаQбал = F * h * m * ρ * λ (1.1)Qбал – это балансовые запасы, тыс. тF – площадь нефтеносности – 6005 тыс. м2h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 10,4 мm – коэффициент пористости – 0,16 доли ед.λ – коэффициент нефтенасыщенности – 0,88 доли ед.ρ – плотность нефти в поверхностных условиях – 0,811 т/м3 – пересчетный коэффициент – 0,868 доли. ед= где В объемный коэффициентОпределяем начальные балансовые запасы нефтиQбал = 6005*10,4*0,16*0,88*0,811*0,868 = 6190 тыс. т.Определяем извлекаемые запасы нефтиQизвл = Qбал х К где (1.2)К – коэффициент нефтеизвлечения. Для данного пласта принят 0,624 доли едQизв = 6190 х 0,624= 3863 тыс. т.Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2011 г. составятQбал. ост = Qбал – Qдоб (1.3)Qдоб – добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату 2709 тыс. т.Qост. бал.= 6190 –2172 = 4018 тыс.т.Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2011 г. составляетQизвл.ост. = Qизвл – Qдоб (1.4)Qизвл.ост = 3863–2172= 1691 тыс. тРасчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа.V бал.нач. = Qбал.нач х Г = 6190 х 72,9= 451,25 млн. м3Г – газовый фактор по пласту – 72,9 м3.Iнач.изв = Qизв. нач х Г = 3863 х72,9 = 281,6 млн. м3Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2011 г.Vбал.ост.газа = Qбал.ост.неф х Г = 4018 х 72,9 = 292,9 млн. м3Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф х Г =1691 х 72,9 =123,3 млн. м3Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары.В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б. Кинель и Самара. Рельеф земной поверхности слабо всхолмленный, осложнен оврагами, с уклоном к югу и западу в сторону р. Самары. Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от +45,8 м до 111,8 м.Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0–31,4 м. Толщина проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6-ти, изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.ВНК принят на абс. отм. минус 3112 м, по данным ГИС в скважинах 56, 91, 62 и опробования в скважине 56, где из интервала 3155–3172 м (-3093,9–3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине 69 на абс. отметке минус 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 (скв. 62) до 26,2 м (скв. 96).По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к легким – с плотностью 754,0 кг/м3, маловязким – с динамической вязкостью 1,07 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 8,28 МПа, газосодержание – 74,78 м3/т, проницаемость – 0,1859 мкм2, пористость – 17%После расчета дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м3, газовый фактор – 60,10 м3/т, объёмный коэффициент – 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти – 4,68 мПа·с.Начальные балансовые запасы нефти – 6190 тыс. т, начальные извлекаемые – 3863 тыс. т. Остаточные балансовые запасы нефти – 4018 тыс. т., извлекаемые – 1691 тыс. т. 2.Анализ состояния выработки запасов нефти из пластов и участков месторождения 2.1. Изучение характера внедрения воды по отдельным пластам и участкам До 1990 г. все поднятия Западно-Коммунарского месторождения считались самостоятельными месторождениями, и соответственно проектные документы на разработку составлялись отдельно по поднятиям и в разные годы. В 1990 г. принято решение об объединении собственно Западно-Комунарской, Чаганской, Мало-Малышевской, Пеньковской, Можаровской и Шарлыкской площадей в единый объект разработки по сходству геологического строения и положению к системе сбора (протокол геолого-технического совещания «Куйбышевнефть» от 6.01.90 г.).За весь период разработки месторождения составлены следующие проектные работы:В 1988 году был составлен ТЭС ОКН протокол №37 – «Проект пробной эксплуатации пластов А4 и ДIII Западно-Коммунарского месторождения». Первым проектным документом на разработку залежей пластов А4 и ДIII является «Проект пробной эксплуатации пластов А4 и ДIII», выполненный в 1988 г. Согласно этой работы, на залежь пласта А4 предусматривалось бурение 3-х проектных скв. 81,82,83 с вводом их в эксплуатацию в 1990 г., расстояние между скважинами 400 м, залежь пласта ДIII рекомендовалось разрабатывать двумя скважинами: разведочной 56 и проектной 84 с расстоянием между скважинами 400 м, ввод скв. 84 был запланирован на 1991 г.В 1990 году был составлен ТЭС ОКН протокол №7 «Технологическая схема Западно-Коммунарского месторождения». В 1990 г. была составлена «Технологическая схема», в которой рассматривались вопросы разработки пластов А4, Б2, ДIII. К моменту составления техсхемы на куполе были пробурены 3 разведочные скважины 58,60,64, по данным бурения которых были уточнены структуры пластов А4 и ДIII.По пласту ДIII было рассмотрено два варианта разработки, предусматривающие бурение 11 проектных скважин: 84,91,92,93,94,95,96,97,98,99,100. К реализации был рекомендован 2 вариант – с применением очагового заводнения в 4 скважины (60,56,58,100).Согласно этой работы, на залежь проектировалось бурение двух проектных скв. 121,122 по треугольной сетке 300х300 м; кроме того, к бурению была утверждена одна резервная скважина. Вопрос о поддержании пластового давления должен быть решен по итогам пробной эксплуатации залежи.В 2000 году был составлен протокол ЦКР №2923 «Дополнение к технологической схеме разработки Западно-Коммунарского месторождения», выполненного институтом «СамараНИПИнефть»Согласно «Дополнения к технологической схеме…» 2000 г. разработка залежи должна была вестись 11 добывающими и 4 нагнетательными скважинами. Для чего в 2002 г. планировался ввод скважины 60 из бездействия, а к бурению утверждены 6 скважин (90,92,93,94,95,97). Бурение скважин планировалось на 2002–2006 гг. В дополнение, из 3 скважин (90,92,94) предусматривается забуривание боковых горизонтальных стволов, с протяженностью горизонтального участка 300 м каждый. Бурение боковых стволов запланировано на 2009–2011 гг. по одному стволу в год. Четыре скважины (56,58,60,100) переводятся под закачку воды с биополимером марки БП-92 (скв. 100 – на 2001 г., скв. 58 – 2003 г., скв. 60 – на 2004 г., скв. 93 – на 2009 г.). Закачку биополимера решено начать после окончания формирования системы заводнения – в 2010 г.Последним проектным документом, составленным на разработку Западно-Коммунарского месторождения является «Авторский надзор за разработкой Западно-Коммунарского месторождения», выполненный институтом «СамараНИПИнефть» в 2005 г. и утвержденный ЦКР Роснедра по II варианту на период 2006–2008 гг. (протокол №.3464 от 02.11.2005 г.)На момент составления «Авторского надзора…», остались не пробуренными 4 скважины (90,92,93,97). Поэтому в работе бурение оставшихся проектных скважин планировалось на 2008–2011 гг. (всего – 4 скважины, в т.ч. 3 добывающие и 1 нагнетательная с двух годичной отработкой на нефть). Вопрос о бурении боковых горизонтальных стволов предлагалось решить после уточнения геологического строения залежи и пересчета запасов.2.2.Определение текущего положения водонефтяного контакта Анализируемый пласт ДIII ввелся в разработку в 1988 году вводом в эксплуатацию добывающей скважины 56 с дебитом 54 т/сут.Сетка скважин неравномерная по площади залежи.Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.1-ая стадия (1988–2003 год) ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.Разработка началась в 1988 году одной разведочной скважиной. С 1989 года началось эксплуатационное разбуривание еще 3 скважин, что привело к резкому росту годовой добычи.В течение первых четырнадцати лет разработки (1989–2001 гг.) добыча нефти удерживалась в среднем в диапазоне от 64 до 84 тыс. т, несмотря на увеличение действующего фонда скважин за счет ввода новых скважин. Всего за этот период пребывало в эксплуатации до 8 скважин. С 2002 года наблюдается рост годовых уровней отбора в связи с изменением режимов работы скважинного оборудования и проведением геолого-технических мероприятий.В 1998–2000 гг. по скважине 91 проводились ОПЗ ПАВ и горячей нефтью. В 2003–2004 гг. на 5 скважинах (58,91,94,95,200) проведено ГРП, после которого, на скважинах 58,91,95 получено увеличение дебита нефти в 1,5 – 3,4 раза и снижение обводненности на 5–20%.Организация системы ППД по залежи начата на десятом году разработки пласта в 1997 г. Под закачку воды была переведена из добывающего фонда скважина 100, расположенная в южной части залежи. В 1999–2000 гг. нагнетательная скважина 100 находилась в бездействии и закачка воды в пласт не велась. В августе 2004 г. под нагнетание переведена добывающая скважина 60, расположенная на северном крыле залежи.На конец первой стадии среднесуточный дебит составлял 62,6 т/сут, а годовая добыча нефти была 219,1 тыс. т, обводненность – 27,1%, темп отбора увеличился до 5,7%.2-ая стадия (2004 г.) называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД), добуриваются резервные скважины.Вторая стадия была непродолжительна и составляла всего 1 год. На этой стадии дебит нефти был максимальный, и составлял 273,6 т. Обводненность составила 17,8%. Степень выработки составляет 41,7%.В 2004 г. скважина 100 переведена на пласт ДI в качестве добывающей, а вместо нее на южном крыле пласта ДIII под закачку воды была освоена пьезометрическая скважина 69.3-ая стадия (2005–2011 гг.) – падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин. Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта.Обводненность увеличилась и стала составлять 41,5%. Достигнута максимальная степень выработки 56%. Третья стадия длится до сегодняшнего дня.До 1996 г. разработка велась без ППД. Основными причинами обводнения, до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД), являются геолого-физические и технологические факторы. Обводнение к концу первой стадии достигло 54%. Это можно объяснить и более высокими коллекторскими свойствами пласта, и высоким темпом отбора нефти начала эксплуатации, и более обширной водонефтяной зоной. К началу внедрения закачки пластовое давление снизилось, в среднем, на 4 МПа. 2.3. Геологическое обоснование применяемой системы повышения нефтеотдачи Результаты применения технологий повышения нефтеотдачи пластов на Западно-Коммунарском месторождении показали, что они обеспечивают добычу нефти из пластов и позволяют поддерживать стабильный уровень добычи.Применение перечисленных технологий на объектах разработки Западно-Коммунарского месторождения в период с 1997 по 2011 гг. рассмотрим подробно.1. ОПЗ горячей нефтью скважины 91 пласта ДIII (дважды). Результата от обработок нет.2. ОПЗ ПАВ -2 обработки на скважине 91 пласта ДIII. Первая обработка оказалась неуспешной, вторая – вызвала незначительное увеличение дебита жидкости. Дополнительная добыча нефти составила 0,02 т.т.3. Гидропескоструйная перфорация проведена на скважине 99 пласта ДIII. Мероприятие оказалось эффективным и позволило увеличить дебит скважины по жидкости с 2,0 до 19,8 м3/сут, а по нефти – с 1,0 до 8,8 т/сут. Дополнительная добыча нефти – 0,56 т.т.4. На 6 добывающих скважинах пласта ДIII проведен гидроразрыв пласта. 4 обработки проведены в 2003 г. фирмой Шлюмберже. Скважина 68 была введена из бездействия с ГРП. В остальных случаях ГРП позволил получить до 20,0 т.т дополнительной добычи нефти за год от обработки, значительно увеличить дебит скважин.Таким образом, по Западно-Коммунарскому поднятию из методов, способствующих очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, эффективна только ОПЗ растворителями (обработки ПАВ и горячей нефтью показали низкую эффективность). Наиболее эффективным мероприятием, позволившим существенно увеличить добычу нефти по поднятию, является гидроразрыв пласта. 3. Обоснование применяемой системы повышения нефтеотдачи 3.1 Оценка эффективности применяемой системы контроля за процессом разработки По формулерассчитываем эффективную толщину.Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:;где μ н – вязкость нефти в пластовых условиях, равная для нашего примера 5,22 мПас; μ В-вязкость воды, равная 1,00 м. Пас. Соотношение вязкостей нефти и воды составляет 5,22.Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле(2):;накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 1100,1 тыс. т.; Qбал.ост – начальные балансовые запасы нефти, равные 6190 тыс. т. Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:Как видно, достигнутый коэффициент нефтеотдачи 0,37 приблизительно сравним с проектным 0,315.Для наиболее полной и эффективной выработки запасов нефти пласта необходимо:– бурение проектных скважин на неохваченных выработкой участках залежи в зонах максимальных остаточных нефтенасыщенных толщин;– внесение корректив в существующую систему ППД;– внедрение методов физико-химического воздействия на пласт и призабойную зону скважин.Пласт ДIII является основным объектом разработки на месторождении. По состоянию на 1.01.2011 г. разрабатывается 7 добывающими и 2 нагнетательными скважинами. Степень выработки НИЗ составляет 56,0%. Система размещения скважин неупорядоченная. Пласт не достаточно охвачен дренированием. Расстояние между скважинами составляет от 350 до 500 м.В дополнение к имеющемуся фонду, планируется бурение 12 скважин, из которых 6 добывающих скважин (№№92,93,97,103,111,109), 4 нагнетательные скважины (№№89,190,191,195) и две резервные добывающие скважины (№№198,199). Для усиления существующей системы ППД нагнетательные скважины вводятся под закачку без отработки на нефть. В скв. 89 предполагается приобщение пласта ДII в 2015 г. для проведения совместно-раздельной закачки. Замер закачиваемой воды в случае проведения совместной закачки будет производиться раздельно по каждому пласту.Скважины расположены на структуре по равномерной треугольной сетке, с расстоянием между скважинами 350–450 м в зонах остаточных нефтенасыщенных толщин до 6 м.Бурение добывающих скважин намечается: в 2012 г. скв. 109. Резервные скв. 198 и 199 намечаются к бурению в 2019 г. Бурение нагнетательных скважин намечается: в 2011 г. – скв. 191, зависимой от результатов бурения скв. 190; в 2013 г. скв. 195 зависимой от результатов бурения скв. 93. Дальнейшая разработка залежи будет осуществляться 15 добывающими и 6 нагнетательными скважинами.Разработка включает комплекс мероприятий по физико-химическому воздействию на пласт и призабойную зону скважин.Для снижения скин-фактора в призабойной зоне рекомендуются глинокислотные обработки. С целью снижения обводненности добывающих скважин и выравнивания профиля притока предлагается использовать для ОПЗ полимерные материалы – кремнийорганические соединения, а именно составы «АКОР», разработанные в ОАО «НПО «Бурение».Для повышения степени выработки слабодренируемых запасов нефти предлагается к внедрению потокоотклоняющая технология на основе неорганического геля, включающая в себя закачку реагента «ГАЛКА» через систему нагнетательных скважин.К концу разработки, в 2047 г., накопленный отбор нефти составит 3,877 тыс. т. при предельной обводненности продукции 98,5%, конечный КИН будет равен утвержденному и составит 0,624.К концу разработки, в 2067 г., накопленный отбор нефти составит 3,661 тыс. т. при предельной обводненности продукции 98,1%, конечный КИН будет равен 0,589 при утвержденном 0,624.Разработка пласта ДIII предполагает в отдельных скважинах совместно-раздельную эксплуатацию: в скв. 103 совместно с пластом ДI, в скв. 111 совместно с пластом ДII. Изменения учитываются в экономических расчетах с учетом дополнительных затрат на совместную эксплуатацию.Плотность сетки скважин в пределах текущего контура составит 20,4 га/скв, на одну скважину придется 113,7 тыс. т остаточных извлекаемых запасов.Максимальный годовой отбор нефти – 219,6 тыс. т. при темпе отбора 5,7%, будет достигнут в 2011 г. К концу разработки, в 2047 г., накопленный отбор нефти составит 3,877 тыс. т. при предельной обводненности продукции 98,5%, конечный КИН будет равен утвержденному и составит 0,624.4. Мероприятия по охране окружающей среды. Практическая реализация требований охраны недр базируется на результатах детального геолого-промыслового анализа разработки, для выполнения которого необходим определенный объем качественной информации. Только на такой основе возможно создание достаточно приближенных к реальным условиям моделей процесса разработки, позволяющих выявлять текущее и прогнозировать будущее состояние извлечения запасов из недр. Для решения вопросов охраны недр необходимо учитывать целый ряд моментов.При разбуривании месторождения должно быть обеспечено:- предотвращение открытого фонтанирования, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей работы скважин;- надежная изоляция в скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу;- необходимая герметичность всех колонн труб, спущенных в скважину, и их высококачественное цементирование. Эксплуатационные объекты следует разбуривать при условии проведения всех необходимых мер по предотвращению ущерба другим объектам. В скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по предотвращению ухода промывочной жидкости в эксплуатируемые верхние объекты. При уходе в них промывочной жидкости эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся скважине, должна быть прекращена до окончания ее бурения или до спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт. При разработке эксплуатирующихся объектов, состоящих из нескольких сообщающихся пластов, возможны межпластовые перетоки нефти, газа или воды. Для предотвращения этих явлений, осложняющих разработку и затрудняющих контроль за выработкой отдельных пластов, необходим постоянный контроль за изменением пластового давления, дебитов скважин, обводнения их продукции в зоне связи пластов с целью своевременного установления возобновления перетоков и их интенсивности. Причиной перетоков могут быть нарушения технического состояния скважин, поэтому во всех скважинах должны проводиться изоляционные работы согласно геологотехническому наряду. Во всех случаях разработки многопластовых объектов одной сеткой скважин необходима система мер по достоверному учету добычи нефти из каждого пласта или из группы пластов, по которым запасы подсчитывают отдельно. Это необходимо для контроля за степенью использования извлекаемых запасов или за достигнутой величиной текущей нефтеотдачи. Косвенные методы пересчета на отдельные пласты продукции, добываемой из скважин, совместно эксплуатирующих несколько пластов, весьма приблизительны и могут привести к значительным погрешностям в распределении добычи. Поэтому на каждом пласте необходимо иметь систему контрольных скважин, работающих только с этим объектом и расположенных в разных по продуктивности частях залежи. Данные замеров добычи по этим скважинам будут служить основой для корректировки распределения добычи по всем остальным скважинам. В залежах, разработка которых ведется при условиях, близких к граничным значениям изменения физико-химических свойств нефти, газа и пластовой воды, могут происходить такие явления, как выпадение парафина при снижении температуры пласта от закачки холодной воды, выпадение солей при взаимодействии закачиваемой и пластовой воды, бактериальное заражение залежи и другое. В этих случаях при подготовке к разработке необходимо проанализировать все возможные случаи взаимодействия природных и вновь вводимых в залежи агентов и системы разработки создавать с таким расчетом, чтобы исключить или снизить до безопасного уровня последствия этих взаимодействий. Специальный контроль за ходом разработки позволит принять своевременные меры по ликвидации или локализации начинающихся нежелательных процессов. Особенно тщательная подготовка требуется в случае планируемого применения новых методов разработки. Добывающие и нагнетательные скважины должны эксплуатироваться на технологических режимах, утвержденных в установленном порядке. Для контроля за выполнением технологического режима при подготовке скважин к эксплуатации необходимо предусмотреть возможность проверки параметров их работы. Эксплуатация дефектных добывающих скважин с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, цементного кольца за колонной и т.п. допускается по согласованию с органами Госгортехнадзора в случаях, когда установленные технологическим режимом отборы жидкости не приводят к нарушению требований охраны недр. За эксплуатацией таких скважин должен быть установлен строгий контроль.Эксплуатация дефектных нагнетательных скважин не допускается. В дефектных скважинах, эксплуатация которых нарушает правила охраны недр, должны быть проведены ремонтно-изоляционные работы с предварительным осуществлением в них необходимого комплекса исследовательских работ по выявлению источника и места поступления воды или газа в скважину. Длительная разработка месторождений нефти и газа, особенно крупных, может вызывать опускание поверхности на несколько метров на площади в десятки и сотни квадратных километров, что, в свою очередь, может привести к изменению гидрологического режима, заболачиванию или затоплению земель. Основная причина опускания земной поверхности - сжатие пластов под действием дополнительного горного давления, равного давлению столба жидкости, на величину которого снижен пьезометрический уровень. Кроме того, сдвигание горных пород на месторождении приводит к нежелательным явлениям при разработке:- изменению коллекторских свойств пласта под воздействием горного давления;- искривлению стволов скважин и деформации обсадных колонн;- скалыванию скважин в результате послойных горизонтальных срывов пород при больших вертикальных перемещениях слоев;- деформации и разрушению объектов промыслового обустройства (трубопроводов, нефтегазохранилищ, вышек). Во избежание таких последствий или для своевременного принятия мер защиты от них должен быть организован контроль за оседанием поверхности с применением наиболее совершенных методов наблюдений. Перечисленные выше мероприятия при комплексном их применении могут обеспечить выполнение требований охраны недр и рациональное использование запасов нефти и газа. Ливневые сточные воды с обвалованных площадок парка сырьевых резервуаров, а также производственные сточные воды собираются в самостоятельные канализационные станции. Очищенные сточные воды утилизируются путем закачки в пласт. После промывки скважины, отстоявшаяся от песка вода закачивается промывочным агрегатом обратно через выкидную линию в систему нефтесбора. В случае загрязнения слоя почвы нефтехимическими продуктами слой почвы снимается и вывозится в ближайшие отвалы для захоронения или сжигается с последующим захоронением в амбарах для шлама. При сжигании твердых, жидких и газообразных отходов должны быть приняты меры, обеспечивающие их полное сгорание, не наносящее ущерб земельным угодьям и воздушной среде. Выбор способа восстановления плодородия земель, загрязненных нефтью, в каждом конкретном случае следует определять опытным путем по следующим направлениям:- рыхление почвы (вспашка, культивация) с целью улучшения условий аэрации и жизнедеятельности организмов;- внесение в нефтезагрязненную почву специальной культуры бактерий, разрушающих составные компоненты нефти;- внесение удобрений (минеральных, органических), извести, фосфата алюминия с целью повышения общего уровня содержания биогенных элементов, снижения подвижности токсических веществ, содержащихся в нефтезагрязненной почве;- выращивание толерантных к нефтяному загрязнению высших растений; внесение ПАВ в нефтезагрязненные почвы, нивелирующих отрицательное влияние нефти на растения за счет диспергирующего действия ПАВ на нефть. Если нефтяное пятно небольших размеров и нефть не проникла на большую глубину (до уровня грунтовых вод остается не менее 1 м), удаляют весь загрязненный грунт и заменяют его чистым. Когда нефть находится на расстоянии менее 1 м от уровня грунтовых вод (в период сильных дождей), производят выемку загрязненного грунта на глубину ниже указанного уровня и затем собирают нефть с поверхности воды. В тех случаях, когда уровень грунтовых вод находится на небольшой глубине, во избежание просачивания нефти ее временно направляют в траншеи, в которые закачивают воду. Если нефть проникла в грунт на глубину более 5 м вблизи источников снабжения грунтовыми водами, необходимо обеспечить циркуляцию воды через загрязненные слои грунта для отмыва нефти. В некоторых случаях бурят скважину (до глубины немного ниже уровня грунтовых вод), в которую в больших объемах закачивают воду под давлением. Всплывающую нефть выкачивают с поверхности грунтовых вод. Эффективное проведение контроля за загрязнением грунта нефтью предполагает тщательное изучение гидрогеологических характеристик. Для очистки поверхностных водоемов от нефти необходимо своевременно обнаружить загрязненные участки. Вытекающую нефть следует локализовать вблизи источника утечки. Для этого используют плавающие боновые заграждения, барьеры из сорбирующего вещества, струи воздуха или воды, подаваемые под давлением, воздушные или химические барьеры. Для защиты берегов устанавливают боновые заграждения, используют средства механической очистки. Сбор нефти осуществляют механически или сжигают на воде, а также применяют сорбирующие вещества. Для успешной очистки водной поверхности от пленки нефти необходимо знать направление и скорость движения нефтяного пятна. Значительную часть загрязняющих воздух веществ при обустройстве месторождения и строительстве основных объектов составляют отработанные газы строительных машин и механизмов. Поэтому основные мероприятия по уменьшению загрязнения атмосферного воздуха при выполнении технологических процессов строительства, в первую очередь, должны быть направлены на уменьшение токсичности отработавших газов. Предупреждение загрязнения атмосферного воздуха требует затрат, идущих на устройство систем очистки воздуха, создание санитарно-защитных зон. Для предотвращения воздействия на воду предусмотрено применение закрытой герметичной напорной системы сбора нефти. Все сточные воды на месторождении, включая нефтесодержащие и хозфекальные стоки, направляются на очистку, после очистки распределяются между нагнетательными и поглощающими скважинами месторождения. Риск загрязнения можно значительно уменьшить при использовании правильной технологической эксплуатации промыслового сбора, отработки и транспорта нефти. Для минимального воздействия на геологическую среду при разработке месторождения предусматриваются следующие технические и организационные природоохранные мероприятия:- все материалы, используемые при проводке и эксплуатации скважин, представляющие опасность для поверхностных водостоков (дизтопливо, масла, химреагенты и др.) складируются и хранятся на расстоянии не ближе 30 м от любого естественного водостока;- твердые и газообразные бытовые и производственные отходы органического происхождения (деревянная тара, мешки и т.д.) сжигаются в определенных местах, причем должны быть приняты меры, обеспечивающие их полное сгорание, не наносящие ущерб земельным угодьям и воздушной среде;- по окончании работ и в случае загрязнения почвы нефтехимическими продуктами верхний слой снимается и вывозится в ближайшие отвалы для захоронения или сжигается с последующим захоронением в амбарах;- создание системы ливневой канализации и очистных сооружений, сбор нефтесодержащих стоков в специальные емкости;- обустройство земельного участка защитными канавами и обваловкой;- полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки нефти;- герметичность упаковки жидких и сыпучих реагентов при их транспортировке и хранении;- при эксплуатации резервуаров для сбора нефти предотвращение перелива достигается путем автоматического перекрытия приемных задвижек или установки насосов. Запрещается вне пределов земельных отводов под строительство скважин устраивать временные склады оборудования, материалов, стоянки автотранспорта, а также прокладывать временные транспортные коммуникации. 4.1 Охрана труда и противопожарные мероприятия при добыче нефти и газа. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и таза, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения. Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой выключения оборудования, включая перекрытие задвижек. Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с СНиП 11-33-75. Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления. Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом. Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин - герметичными. На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий. Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему противопожарной защиты могут вноситься только при наличии нормативно-технической и проектной документации, согласованной с организацией - разработчиком технологического процесса и проектной организацией - разработчиком проекта. Реконструкция, замена элементов технологической схемы без наличия утвержденного проекта не допускаются. Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей технологической схеме должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено инертной средой и изолировано от действующей схемы установкой заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки-снятия заглушек. При наличии в продукции, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от воздействия этих веществ. Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должно удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии е проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая система сбора и подготовки нефти и газа). Оборудование и трубопроводы должны оснащаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком. Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал. Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня, запорной и предохранительной аппаратурой, люками для внутреннего осмотра, а также дренажной линией для опорожнения. Электрические датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на применение в условиях вибрации, образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других веществ либо устанавливаться в условиях, исключающих прямой контакт с транспортируемой средой. Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026 ССБТ и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводы наносятся стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.Для обеспечения пожарной безопасности нефте- газоперерабатывающих предприятий при проектировании и возведении производственных цехов, товарно-сырьевых парков, систем трубопроводов для транспортировки горючих жидкостей, ЛВЖ, взрывоопасных газовых смесей; при монтаже наружных технологических установок, сооружений, оборудования и аппаратов всегда учитываются противопожарные требования нормативных документов, разрабатываются планы мероприятий по предупреждению и ликвидации аварий. Нефть, природный, попутный газ и конденсат являются сырьем для производства:Пожарная опасность нефти и нефтепродуктовПереработка и хранениеНефтепродуктов – различных видов, марок топлива; технических масел, смазок.Синтетического каучука.Спиртов.Пластмасс, полимеров.Строительных материалов – битумов, гудронов.Органических кислот.Водорода, гелия.Переработка сырой нефти состоит из трех основных стадий:Первичной переработки, состоящей в разделении сырья на фракции, который резко различаются по интервалам температур кипения различных углеводородов.Вторичной переработки, когда из полученных нефтяных фракций путем химико-технологической обработки содержащихся углеводородных соединений получают компоненты товарных нефтепродуктов.Товарного производства, состоящего в смешении компонентов вторичной переработки, с добавлением специальных технических присадок с заданными характеристиками.Очищенный от примесей – влаги и сернистых соединений, природный газ поступает на заводы органического химико-технологического синтеза.Большинство технологических процессов протекающих при высоких температурах рабочей среды и под давлением, относятся к крайне опасным; а цеха, открытые промышленные площадки, товарно-сырьевые парки имеют категории по взрывопожарной опасности А, В.Среди них:Установки фракционирования газового сырья.Получение бытовой газовой смеси.Ректификация.Каталитический крекинг, риформинг.Гидрокрекинг.Коксование.Слив/налив, закачка жидкого, газообразного сырья, продукции.Учитывая, что в технологических схемах внутри систем трубопроводов, установок и аппаратов переработки циркулируют горючие жидкости (газы), то любое нарушение производственного процесса (авария), сопровождающаяся выходом ЛВЖ и взрывопожароопасных смесей паров газов наружу, приводят к чрезвычайным ситуациям.Причины пожаровНаиболее часто аварии, взрывы, пожары на предприятиях переработки углеводородного сырья происходят по таким причинам:Нарушения технологических регламентов производственных процессов.В результате некачественного монтажа, ремонта технологических установок, оборудования, трубопроводов.Грубых нарушений правил ТБ, ПБ, в том числе при производстве огневых работ.В результате износа, разгерметизации производственного оборудования, систем трубопроводов, транспортирующих исходное сырье, готовую продукцию.Из-за неправильно спроектированных, некачественно смонтированных и поврежденных систем молниезащиты (заземления).В результате нарушений правил монтажа, эксплуатации электрических сетей, оборудования и аппаратуры защиты.Классы опасности нефти и нефтепродуктовВысокая скорость развития и сложность ликвидации пожаров на производственных объектах переработки нефти (газа) обусловлены следующими факторами:Совмещение на промышленных площадках разных типов источников значительной опасности возникновения аварий, сопровождающихся взрывами, пожарами.Наличие даже при нормальных режимах технологического процесса незначительных утечек горючих газовых смесей, паров ЛВЖ, что при появлении источников зажигания приводит к ЧС.Высокая степень автоматизации технологических процессов, которые в случае сбоев в работе аппаратуры, приборов управления и контроля, ошибок операторов нередко приводит к тяжелым последствиям.Сложности при объединении компонентов автоматической противопожарной защиты в единый комплекс из-за больших расстояний между производственными цехами, открытыми технологическими площадками, товарно-сырьевыми парками, эстакадами слива/налива сырья (продукции).А также из-за больших объемов горючих материалов и веществ, находящихся внутри оборудования, систем трубопроводов технологических цепочек, которые невозможно быстро откачать / слить, удалив на безопасное расстояние от первичного очага пожара, что приводит к быстрому распространению огня на большой площади предприятия.Заключение Пласт ДIII терригенный, характеризуются средними коллекторскими свойствами (проницаемость 0,1859 мкм2, пористость 17%, соответственно). Нефть – маловязкая. Пластовая температура – 760С. Пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.Анализируемый пласт ДIII ввелся в разработку в 1988 году вводом в эксплуатацию добывающей скважины 56 с дебитом 54 т/сут. Последним проектным документом, составленным на разработку Западно-Коммунарского месторождения является «Авторский надзор за разработкой Западно-Коммунарского месторождения», выполненный институтом «СамараНИПИнефть» в 2005 г. и утвержденный ЦКР Роснедра по II варианту на период 2006–2008 гг. (протокол №.3464 от 02.11.2005 г.)На момент составления «Авторского надзора…», остались не пробуренными 4 скважины (90,92,93,97). Поэтому в работе бурение оставшихся проектных скважин планировалось на 2008–2011 гг. (всего – 4 скважины, в т.ч. 3 добывающие и 1 нагнетательная с двух годичной отработкой на нефть). Вопрос о бурении боковых горизонтальных стволов предлагалось решить после уточнения геологического строения залежи и пересчета запасов.Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.1-ая стадия (1988–2013 год) ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.2-ая стадия (2014 г.) называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД), добуриваются резервные скважины.3-ая стадия (2015–2021 гг.) – падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин. Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта.Таким образом, по Западно-Коммунарскому поднятию из методов, способствующих очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, эффективна только ОПЗ растворителями (обработки ПАВ и горячей нефтью показали низкую эффективность). Наиболее эффективным мероприятием, позволившим существенно увеличить добычу нефти по поднятию, является гидроразрыв пласта.Фонд нагнетательных скважин по состоянию 01.01.2021 года на Западно-Коммунарском поднятии составляет две скважины. Система заводнения очаговая. С начала заводнения, пока происходило постепенное накопление компенсации отбора жидкости закачкой, пластовое давление некоторое время продолжало снижаться. Текущая компенсация в этот период не превышала 97%. Среднее по залежи, пластовое давление на 01.01.2021 г. составляло 19,7 МПа.Залежь нефти пласта ДIII вступила в разработку в марте 1988 г. скважиной №56.Пласт ДIII является основным объектом разработки на месторождении. По состоянию на 1.01.2021 г. разрабатывается 7 добывающими и 2 нагнетательными скважинами. Сетка скважин неравномерная по площади залежи. Наиболее плотно разбурена северо-восточная часть залежи. Расстояние между скважинами составляет от 350 до 500 м. Пласт не достаточно охвачен дренированием в центральной части, на юго-западном и юго-восточном участках залежи. Плотность сетки скважин в среднем по залежи составляет 42,5 га/скв.Остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну добывающую скважину равны 196,9 тыс. т.Начальное пластовое давление по залежи принято равным 36,2 МПа. Динамика пластового давления говорит о снижении его за 20 лет разработки в среднем по залежи на 15 МПа. Разработка залежи в начальный период при стабильных годовых отборах жидкости указывает на то, что залежь разрабатывалась на естественном упруговодонапорном режиме с достаточно активной связью с пластовой водонапорной областью.Для дальнейшего проектирования разработки построена трехмерная модель пласта и проведен расчет технологических показателей разработки на перспективу имеющимся фондом скважин (1 вариант), построены карты текущих нефтенасыщенных толщин по состоянию на 01.01.2021 г. и остаточных нефтенасыщенных толщин на конец разработки. Согласно расчету, при существующей системе разработки величина конечного КИН составит 0,519, коэффициент охвата вытеснением – 0,745.В дополнение к имеющемуся фонду, планируется бурение 12 скважин, из которых 6 добывающих скважин (№№92,93,97,103,111,109), 4 нагнетательные скважины (№№89,190,191,195) и две резервные добывающие скважины (№№198,199). Для усиления существующей системы ППД нагнетательные скважины вводятся под закачку без отработки на нефтьПлотность сетки скважин в пределах текущего контура составит 20,4 га/скв, на одну скважину придется 113,7 тыс. т остаточных извлекаемых запасов.Максимальный годовой отбор нефти – 219,6 тыс. т. при темпе отбора 5,7%, будет достигнут в 2011 г. К концу разработки, в 2047 г., накопленный отбор нефти составит 3,877 тыс. т. при предельной обводненности продукции 98,5%, конечный КИН будет равен утвержденному и составит 0,624.Список использованных источниковСпутник нефтяника. В.М. Муравьев, Н.Г. Середа, М.: Недра, 1971 г.Разработка и управление месторождениями при заводнении. Д. Уолкотт, М.: ЮКОС, 2001 г.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 2008.