Введение Нефть и газ в настоящее время являются основными энергоносителями и источниками сырья для нефтехимической промышленности. В условиях рыночных отношений весьма актуальной является проблема рационального ведения процессов разработки нефтяных месторождений с точки зрения полноты использования запасов углеводородов. Одной из важнейших задач этой проблемы является повышение фондоотдачи основных промышленно-производственных фондов, значительную долю которых в нефтяной промышленности составляют скважины - добывающие и нагнетательные. Скважина обеспечивает связь недр с земной поверхностью, служит каналом доступа человека к пласту. Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Для увеличения ее производительности проводят геолого-технические мероприятия (ГТМ). К числу ГТМ относятся все виды работ на скважине, обеспечивающие увеличения ее текущего дебита (приемистости) или замедления его темпа падения. Можно выделить две группы ГТМ по увеличению производительности скважин: Мероприятия, обеспечивающие прирост дебита за счет снижения забойного давления скважин (усовершенствование или изменение режима работы эксплуатационного оборудования, перевод скважин на другой способ эксплуатации, удаление парафина, песчаных пробок и т.п.) Мероприятия, обеспечивающие повышение дебита за счет увеличения коэффициента продуктивности скважин (все виды перфорации и обработок призабойной зоны). Из вышеизложенного следует, что систематический анализ ГТМ с точки зрения оценки их технологической целесообразности, исполнительской дисциплины и эффективности (технологической и экономической) является важным инструментом рационального регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений. В данном курсовом проекте рассматривается вопросы разработки и эксплуатации Талинского месторождения. Основное внимание уделено эксплуатации механизированного фонда добывающих скважин установками «Тандем» (электроцентробежный насос в комплекте со струйным насосом). 1. Общие сведения о месторождении .1 Характеристика района работ Общие сведения о месторождении Красноленинское нефтегазовое месторождение открыто в 1962 г. Талинская площадь месторождения административно находится в Октябрьском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Крупным ближайшим населенным пунктом является г. Нягань, расположенный вдоль железной дороги Ивдель-Обь. В непосредственной близости от г. Нягань расположены месторождения стройматериалов. Разведанные запасы минерального сырья, пригодного для строительных целей, составляют: глиноколо 5 млн.м3, строительных песков и песчано-гравийной смеси- более 28 млн.м3. Климат района континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура составляет минус 1.8 0 С , средняя температура самого холодного месяца - января составляет минус 0 0 25 С , а средняя температура июля +15 С . Среднегодовое количество осадков 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Средняя толщина снегового покрова составляет 0.7 м, достигая в пониженных участка 1.5 м. Отопительный сезон длится 250 дней в году. Ледостав на реках начинается в октябре, а вскрытие их ото льда происходит в конце апреля - начале мая. Описываемая площадь находится на левом берегу реки Обь и представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозивным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 33-206 м, на большей части площади 150-160м. Почва в районе подзолисто-аллювиально-глеевая. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубокими размывами талых вод, а летом водами атмосферных осадков. Гидрографическая сеть представлена множеством притоков и мелкими реками Хугот, Потымец, Малая Ем-Ега, Тал, Ендырь, Сеуль, которые относятся к бассейну реки Обь в верхней части нижнего течения. Из них лишь р. Ендырь в период максимального подъема воды (июнь - июль) может быть судоходна для неглубоко сидящих плавательных средств, на 40-50 км от устья вверх по течению. В устье реки Ендырь находится крупное озеро Большой Сор, судоходство по которому возможно в период паводков в июне-июле. Заболоченные участки на площади работ сравнительно широко развиты в юго-восточной и южной частях и являются большим препятствием при перемещении буровых станков и передвижении транспорта в весенне-осенний период. Крупный источник водоснабжения р. Обь удалена от месторождения на расстояние, превышающее 50 км. В разрезе Талинской площади выделяются два гидроэкологических этажа. Воды нижнего гидроэкологического этажа отделяются от верхнего комплекса толщей водоупорных морских глин (олигоцен-турона). Они формируются в затрудненном режиме, имеют высокую минерализацию (16-25 г/л), хлоридно-натриевый состав и являются непригодными для целей хозяйственного питьевого водоснабжения. Для этих целей используются водоносные горизонты верхнего олигоцен-четвертичного комплекса. Талинская площадь принадлежит к лесной зоне, где растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом. На 01.01.90г. в исследуемом районе на левобережье р. Обь открыты Красноленинское, Каремпотское и Эргинское месторождения. В состав Красноленинского месторождения входят Талинская, Южно Талинская, Ем - Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно Ингинская, Сосново-Мысская, Лебяжья, Поснокортская, Елизаровская и Логовая площадь. Сейсмические исследования на Красноленинском своде начаты в 1957 г., по результатам которых за период 1957 - 1969 гг. составлены структурные карты по опорным отражающим горизонтам А и Б, выявлены локальные поднятия, перспективные в нефтегазоносном отношении. В 1971-1972 г. СП-19 / 71-72 Тюменской комплексной геологоразведочной экспедицией проводили сейсмические работы методом отраженных волн на Ем-Еговской структуре, в результате которых к северо-западу от Ем-Еговского поднятия выявлено Талинское поднятие. Площадные сейсмические исследование (МОВОГТ) в пределах Талинской и Южно-Талинской площадей проводились в период 1980-1983 годов. По результатам этих исследований составлены структурные карты по отражающим горизонтам А,Т,Б,М и Г, а по результатам работ СП-88 /81-82, СП 87 /82-83 , СП - 88/82-83 составлены структурные карты и выделены границы распространения горизонта Т2, контролирующего зону распространения Шеркалинского горизонта. В 1985-1988 гг. в соответствии с программой Миннефтепрома на Талинской, Южно-Талинской площадях СП-13 ПО «Тюменьнефтегеофизика» проведены детальные сейсморазведочные работы по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б, что позволило уточнить контуры нефтеносности и наметить бурение ряда разведочных скважин в 1990-1991годах. Глубокое поисково-разведочное бурение на Красноленинском своде начато в 1959 году. За период 1960-1968гг. по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность территорий Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении. Первая промышленная нефть выявлена в 1962 г. на Каменной площади, а в 1963 г. - признаки нефтеносности в Тюменской и Викуловской свитах установлены на площадях Ай-Торская, Ем-Еговская, Елизаровская, Пальяновская. Поисково-разведочными работами в период 1975-1982 гг. доказана необходимость объединения всех выявленных в отложениях Тюменской свиты залежи в единое Красноленинское месторождение. 1.2 История освоения Талинского месторождения Талинская площадь была подготовлена сейсморазведочными работами к поисково-разведочному бурению в 1975 году. В 1976 году на Талинской площади начата бурением поисковая скважина 84, которая в том же году дала промышленный приток нефти 44м3/сут. на 6-мм штуцере. Скважина испытывалась открытым забоем по всему разрезу тюменской свиты. В последующие два года на Талинской площади было пробурено еще три скважины, результаты испытания которых показали значительную изменчивость физических свойств и сложный характер насыщения коллекторов тюменской свиты. Годы 1979-1983 характеризуются интенсивным разворотом разведочного бурения на Талинской площади и выходом поисково-разведочного брения на Южно-Талинскую площадь. Базисным объектом разведки в пределах Талинской и Южно-Талинской площадей является Шеркалинский горизонт (пласты ЮК-10 и ЮК-11). С 1981 года на небольших участках Талинской площади начата пробная эксплуатация. В первоочередных эксплуатационных скважинах в разработку вводились все проницаемые интервалы, выделенные в разрезе тюменской свиты. С 1983 года на Талинской площади в разработку введен только Шеркалинский горизонт. В 1984-1985 годах поисково-разведочные работы в основном переместились на Южно-Талинскую площадь. Поисково-разведочное бурение на Талинской площади начато Правдинской нефтегазоразведочной экспедицией ПО «Ханты-Мансийск - нефтегазгеология», а с1979 года работы проводятся Красноленинской нефтегазоразведочной экспедицией того же объединения. На Южно-Талинской площади основной объем поисково-разведочных работ, по договору с ПО «Ханты-Мансийск- нефтегазгеология», выполнялся Белорусской нефтегазоразведочной экспедицией глубокого бурения. Промышленная эксплуатация Талинской площади осуществляется с 1981 года. Эксплуатационное бурение начато в 1982 году на опытном участке, расположенном на северо-западе основного эксплуатационного объекта пласта ЮК-10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП (протокол ЦКР №984 от 01.10.80г.), которая предусматривала; Выделение одного эксплуатационного объекта (пласты ЮК-2 - ЮК-11); Система разработки - площадная девятиточечная, сетка 400 x 400 м. По результатам бурения было установлено, что на значительной площади имеются достаточно выдержанные пласты ЮК-10-11, обладающие большей продуктивностью и плотностью запасов, чем пласты ЮК-2-9. В связи с этим СибНИИНП была составлена новая технологическая схема / 2 / на запасы Шеркалинский пачки - пласты ЮК-10-11 (протокол ЦКР №1095 от 25.07.84г.) Основные положения проектного документа предусматривают: выделение двух эксплуатационных объектов ЮК-10 и ЮК-11 с разбуреванием их самостоятельными сетками скважин: применение блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 х 400м при расстоянии между первым добывающим и нагнетательными рядами 500м (плотность сетки 18га/скв); способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифт в 1988 году; фонд скважин, всего - 8488, в том числе добывающих - 5615, нагнетательных - 1766, резервных - 1107скв. проектный уровень добычи нефти - 17,4 млн. т (1992г.), добычи жидкости - 66,9 млн.т. (2000г.), закачки воды - 91,9 млн. м3 (2000г.); извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах - 464,9 млн.т., коэффициент нефтеизвлечения - 0,436. По состоянию на 01.01.90г. на Талинской площади добыто нефти 39960 тыс.т., жидкости - 66519,8 тыс.т. Фонд пробуренных скважин составил 2744. Добыча нефти в 1989 году составила 13334,9 тыс.т., жидкости - 30228 тыс.т, пробурено 757 скважин. 2. Геологическая характеристика Талинского месторождения Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к одноименному своду, представляющему собой слабо вытянутую структуру размером 165х115 км. Свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, отделяясь от положительных сопредельных структур с востока Елизаровским прогибом, с запада - Мутойской котловиной. На юге, через Поттымскую седловину, Красноленинской свод сочленяется с Шаимским мегавалом. В геологическом строении Красноленинского месторождения участвуют комплексы пород от докембрийских до современных / отчет УкрГИПРНИИНефть / «Пересчет балансовых запасов нефти Талинской площади Красноленинского месторождения» Книга 17, прил. 1. Максимальный разрез вскрыт скважиной №800 на глубину 3934. Красноленинское месторождение включает в себя ряд площадей, приуроченных к одноименным поднятиям: Талинскую, Южно - Талинскую, Ем - Еговскую, Пальяновскую, Елизаровскую, Ингинскую, Сосново - Мысскую и др. Промышленная нефтегазоносность указанных площадей связана с отложениями тюменской и викуловской свит. На Талинской и Южно Талинской площадях разрез тюменской свиты представлен наиболее полно. 2.1 Стратиграфия Доюрские образования В строении фундамента Талинской площади принимают участие породы докембрийского (биотитовые, хлористо-серицитовые сланцы и амфиболиты) и палеозойского (различные сланцы, кварцевые песчаники, туфопесчаники, зеленокаменные измененные базальты, осадочно - вулкагенные образования) возраста. По докембрийским и палеозойским отложениям развиты древние коры выветривания преимущественно каолинитового состава, отнесенные (с некоторой долей условности) к пермско-триасовым образованиям. Юрская система. Нижний этаж фундамента представлен комплексом пород докембрийского образования, которые вскрыты скважинами на Каменной, Пальяновской, Ем-Еговской и Восточно - Талинской площадях. Породы представлены биотитовыми, хлористо-серицитовыми сланцами и амфиболитами. Они сопоставляются с аналогичными породами докембрийского возраста Урала и Березовского района. Второй структурный этаж представлен слабо метаморфизированными и неметаморфизированными породами палеазойского возраста. Разрез сложен различными сланцами, кварцитовыми песчанниками, туфо-песчанниками, зеленокаменными измененными базальтами, осадочно-вулканогенными и другими образованиями. Они установлены на всех площадях Красноленинского месторождения. Толщина пород складчатого основания прервана многочисленными интрузиями преимущественно кислого, меньше основного и среднего состава. Возраст их, определенный по методу сравнительной депрессии Б.С. Погорелова, средне-верхнепалеазойский. Древние породы коры выветривания развиты по докембрийским отложениям. Минералогический и химический состав пород коры выветривания принимается пермско-нижнетриасовым. Границу между корой выветривания и неизмененными или слабоизмененными породами фундамента проводят по резкому увеличению кривых кажущихся сопротивлений на каротажных картах. Мезозойская группа В основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием залегают породы тюменской свиты. Толщина тюменской свиты на Красноленинском своде колеблется от 0 до 330м. В сводовых частях локальных структур, где кора выветривания частично размыта, осадочные отложения подстилаются доюрскими образованиями. В комплексе пород Тюменской свиты выделяются три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Нижняя подсвита, распространена в глубоких прогибах между поднятиями и на склонах Красноленинского свода. Она расчленена на три пачки: нижнюю и среднюю в объеме геттан-синеморского яруса и верхнюю плинсбахского, тохарского яруса. Породы нижней подсвиты Талинской площади объединяются в Шеркалинский горизонт. В разрезе указанного горизонта выделяются основные продуктивные пласты - ЮК-10 и ЮК-11. Толщина Шеркалинского горизонта достигает 100м. Породы средней и верхней подсвит тюменской свиты - среднеюрского возраста. Они согласно перекрывают нижележащие отложения Шеркалинского горизонта. Разрез сложен в основном аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и песчаников, как по разрезу, так и по площади. Встречаются линзы углистых аргиллитов и углей.K линзам песчаников верхней и средней подсвит приурочены пласты ЮК2-ЮК9. Выше по разрезу породы тюменской свиты согласно перекрываются породами абалакской свиты. Их возраст соответствует келовей+оксфорд+кимериджскому ярусам верхней юры. Разрез абалакской свиты представлен глинистыми породами морского происхождения. Толщина абалакской свиты 0-37м. Вышележащие породы юрской системы представлены отложениями баженовской свиты. Стратиграфический диапазон баженовской свиты: Волжский ярус и низы берриаского яруса. Разрез представлен аргиллитами темно-серыми и черными. Толщина свиты 15-40м. Отложения баженовской свиты перекрываются мощной толщей (600-700м) глинистых пород фроловской свиты нижнего мела. Меловая система В составе меловых отложений Красноленинского свода выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свита. Фроловская свита залегает на баженовской и согласно перекрывается осадками кошайской свиты. Стратиграфический диапазон Фроловской свиты: берриас, валанжин, готерив, баррей, низы апты. Отложения представлены горскими темно-серыми гидрослюдистыми аргиллитами с прослоями глинистых известняков, сидеритов, алевритов. Общая толщина фроловской свиты 527-625 м. Осадки кошайской свиты согласно залегают на породах фроловской свиты. Литологически свита представлена глинами, также встречаются прослои алевритов и известняков особенно в верхней части разреза. Породы содержат споро-пыльцевые апатиты. Общая толщина свиты 50-65 м. Выше по разрезу осадки кошайской свиты перекрываются, без видимых следов несогласия, породами викуловской свиты (апт-альб), которая условно подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена морскими глинисто- алевритовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков. Вверх по разрезу увеличивается количество алевритового материала и включений обугленных растительных остатков (желваки сидерита). Верхняя подсвита имеет преимущественно алеврито-песчаный состав с прослоями глин. Толщина викуловской свиты 120-130м. Отложения викуловской свиты перекрываются породами ханты-мансийской свиты, возраст которой, по комплексу фораминифер и по положению в разрезе, принимается в объеме среднего и верхнего альба. Разрез сложен морскими темно-серыми аргиллитами с тонкими прослоями алевролитов, известняков и сидеритов. Верхняя часть разреза представлена прибрежно-морскими содержат серо-цветными многочисленный алевролитами обугленный и детрит. глинами. Общая Породы толщина ханты-мансийской свиты, равна 240-280м. Уватская свита (сеноман) согласно залегает на породах ханты-мансийской свиты и перекрывается кузнецовской свитой. Слагается серыми и зеленовато-серыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина свиты 220-250 м. Кузнецовская свита (турон) представлена темно-серыми глинами с единичными прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. Содержит многочисленные остатки пелиципод, лингул, аммонитов. Общая толщина свиты -35-50м. Березовская свита (верхни турон-кампана) подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена серыми и темно-серыми опоками, кремнистыми глинами и аргиллитами. Верхняя подсвита представлена серыми и зеленовато-серыми глинами с редкими прослоями опок. Общая толщина Березовской свиты 180-240м. Ганькинская свита (верхи кампан-маастрихт-датский) имеет широкое распространение в пределах Западной Сибири и представлена характерной толщей известковистых зеленовато-серых глин с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина свиты 50-75м. 2.2 Тектоника В тектоническом отношении Талинская площадь приурочена к одноименному Талинскому валу расположенному на западном склоне Красноленинского свода. Выше упоминалось, что Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабо вытянутую структуру северо-западного простирания с размерами длинной и короткой осей 165х115км. Амплитуда его по отражающему горизонту «Б» (верхняя юра) составляет, относительно днища Мутойской котловины, 100-150м, а относительно восточного моноклинального склона 300-350м. Следовательно, в современном структурном плане свод представляет собой тектонический элемент с региональным падением слоев в восточном направлении. В пределах исследуемой площади талинский вал осложнен собственно Талинской, Северо-Талинской и Южно-Талинской структурами. В пределах прилегающей к нему Поттымской седловины выделяются: Сохолская, Валентиновская, Малохорская, Малореченская, Ингапхская и Западно-Лорбинская структуры. Талинское поднятие было выявлено работами МОВ, проведенными в 1971-1972 годах. По результатам указанных работ поднятие представляло собой антиклиналь вытянутую в северо-западном направлении. В 1976 году была пробурена первая поисковая скважина, по данным которой установлена промышленная нефтеносность отложений тюменской свиты. В дальнейшем, строение Талинского поднятия уточнялось по результатам глубокого бурения и данным детальных сейсмических исследований. В 1980-1983 годах были проведены детальные площадные сейсмические исследования Талинской площади МОВ ОГТ. В результате проведенных работ было уточнено строение, составлены структурные карты по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б. Отражающий горизонт «Б» стратиграфически приурочен к кровельной части битуминозных аргиллитов баженовской свиты и является базовым сейсмическим репером в данном регионе. Отражающий горизонт «Т2» привязывается стратиграфически к кровле шеркалинской пачки. В 1985-1988 годах (СП-13 ПО «Тюменьнефтегеофизика») были проведены работы по детализации геологического строения Южно-Талинской площади, построены структурные карты по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б(/3/ папка1,прил.3,4.5).Анализ сейсмических материалов показал, что горизонт Т2 (шеркалинской горизонт) развит преимущественно в осевых частях прогибов и имеет четкие приклинивания к склонам выступов доюрских образований. В связи с этим был проведен анализ истории развития структурного плана, который показал, что уже к началу формирования осадочного чехла, в пределах изучаемой площади, сформировались глубокие прогибы, которые на протяжении всей истории развития разделяли Северо-Талинское и Талинское, Талинское и Южно-Талинское, Южно-Талинское и Валентиновское с Малохорским локальные поднятия. По кровле доюрского основания Талинская и Северо-Талинская складки разделены глубоким прогибом (амплитуда 75-100м) вытянутым в северо-восточном направлении по линии скважин №103,91,102,105,121. Аналогичный прогиб (амплитуда 100-140м) разделяет Талинскую и Южно-Талинскую складки по линии скважин №132,503,511.126. Ось прогиба имеет широтное простирание. Валентиновская и Малохорская складки отделяются от Южно-Талинской прогибом (с амплитудой 50-75м) северо-западного простирания по линии скважин№ 186.139,802,825. Талинская антиклинальная складка по замыкающей изогипсе -2525м доюрского основания имеет размеры 14 х 6 км. Складка вытянута в северо-восточном направлении. Углы наклона крыльев складки составляют 2-4 град. северо-западное и 5 град. юго-восточное. Северо-Талинская складка в пределах исследуемой площади не замыкается. В районе скв.№4,135 выделяется купол осложняющий окончание складки. Амплитуда купола относительно днища прогиба 100-150м, углы наклона крыльев составляют 3 град. (западное) и 4 град. (восточное). Южно-Талинская складка по замыкающей изогипсе -2525м доюрского основания имеет размеры 15х95км и амплитуду 120м. Складка вытянута в северо-западном направлении. Углы наклона крыльев составляют: 2 град. юго-западного и 4 град.30 северо-восточного. Структурные планы продуктивных пластов ЮК10 и ЮК11 (несмотря на некоторое выхолаживание структуры) в целом сохраняют очертание кровли доюрского основания. Это объясняется тем, что отложения пластов ЮК10 и ЮК11 накапливались в прогибах фундамента, которые на протяжении всей истории развития площади разделяли Северо-Талинское и Талинское, Талинское и Южно-Талинское, Южно-Талинское и Валентиновское локальные поднятия, о чем упоминалось выше. Результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин в период с1985г. по 1989г. лишь несколько дополняют и уточняют ранее принятую тектоническую схему Талинской и Южно-Талинской площадях Принципиально новые и важные данные получены о строении пласта ЮК11 в северо-западной части Южно-Талинской площади. Здесь в результате бурения разведочных скважин №182,183 и целого ряда эксплуатационных скважин выявлен обширный прогиб кровли пласта, существование которого не предполагалось при подсчете запасов 1985г. Разбуривание залежи пласта ЮК10 эксплуатационными скважинами показало, что его отложения слагают сложный, не подчиняющийся каким-либо видимым закономерностям разрез. Песчано-гравелитовые пропластки пласта ЮК10 не выдержаны как по площади, так и по разрезу. Максимальная изменчивость и невыдержанность коллекторов наблюдается в центральной части Талинской площади (в районе расположения разведочных скважин №115-140). Здесь выявлены две зоны полного замещения пластов коллекторов непроницаемыми породами в районах скв.№3057 и 3104-3105. Зона сокращения эффективных толщин пласта ЮК10 выявлена к западу от разведочной скважины №190,107. Эта зона приурочена к приподнятому блоку доюрского основания, продолжившего восходящие движения во время отложения осадков пласта ЮК10 ,что привело к сокращению толщин песчано-гравелитовых осадков вплоть до полного их выклинивания в скважинах №3617,3656,3698. Литологическое замещение коллекторов непроницаемыми глинистыми породами наблюдается в направлении к северо-востоку и востоку от скв.№955. В скважинах №4661,4677 коллекторские разности полностью замещены. 2.3 Особенности геологического строения отложений Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11 залегают в нижней части тюменской свиты и сложены грубозернистыми породами с редкими прослоями глинизированных разностей. Строение пластов неодинаковое. Пласт ЮК11 залегает в виде узкой (до 5км) протяженной (свыше 120км) полосы субмеридиального простирания. Слагающие его породы представляют собой осадки заполнения каньонообразного разреза в доюрский фундамент. В основании они представлены гравийно-конгломератовыми и брекчиевыми прослоями, переходящими вверх по разрезу в гравелиты и крупнозернистые песчаники с подчиненными прослоями аргиллитов. В поперечнике они имеют линзовидную форму с плоской кровлей и выпуклой подошвой. Толщина отложений данного пласта достигает 50 метров. В верхней его части встречаются обогащенные сидеритом, глинизированные прослои. Средний и верхний интервалы пласта обогащены углефицированным растительным детритом. Пласты ЮК10 и ЮК11 разделяются между собой выдержанной пачкой аргиллитов толщиной от 5 до 20 и более метров, которая в очень редких зонах опесчанивается и в ней появляются линзы алевролитов и мелкозернистых песчаников. Отложения пласта ЮК10 развиты значительно шире. Площадь их распространения на отдельных участках увеличивается по ширине до 20км. Максимальная толщина достигает 30 метров. В поперечном сечении он имеет рукавообразную форму. В центральной части прогибов пласт залегает с размывом в аргиллитах, перекрывающих образования нижележащего пласта ЮК11, а в краевых зонах на породах фундамента или делювиальных склоновых отложениях. Пласт характеризуется резким преобладанием гравийно-песчаных пород руслового генезиса. Его строение очень неоднородно как по толщине, так и по простиранию. В пределах выделяется от двух до 4-6 и более пропластков, характеризующихся в большинстве случаев прямой ритмической сортировкой зерен вверх по разрезу от грубозернистых гравилатов до тонкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Крупнозернистые разности пород обогащены углефицироваными растительными остатками. В тонкозернистых отмечаются маломощные прослои углей и углистых пород. В нижней и средней частях пласта встречаются маломощные прослои с высоким содержанием карбонатного материала. Отложения пласта отличаются почти мономинеральным - кварцевым составом. 2.4 Типы и разновидности пород и их литолого-петрографическая характеристика В разрезе пласта ЮК-10 выделены следующие типы и разновидности пород: гравелиты, аргиллиты и их переходные разности. Проведенный Пастухом П.И.(1988г) анализ показал, что все указанные выше типы и разновидности пород можно объединить в следующие слоевые ассоциации (литотипы), связанные между собой условиями осадконакопления: гравелиты, крупнозернистые песчаники; крупно-среднезернистые песчаники; средне- и мелкозернистые песчаники; глинисто-алевритистые мелкозернистые песчаники и аллевролиты; аргиллиты. 2.5 Характеристика продуктивных пластов Физико-литологические свойства коллекторов шеркалинской пачки Талинского месторождения изучались в лабораториях Главтюменьгеологии и СибНИИНП. В результате проведенного анализа среди песчано-алевролитовых коллекторов по гранулометрическим данным и их производным, типу и содержанию цементирующего вещества, а также физическим свойствам, были выделены следующие типы коллекторов, которые встречаются и на Южно-Талинской площади: тип. Песчаник крупно-грубозернистый, алевритистый, с включением средне- и мелкозернистой фракции до 25%. Общее содержание цемента составляет 6,9%, тип цементации пленочный и неполно-поровый, вещественный состав цемента - каолинитовый, пористость в среднем составляет 14,7%. тип. Песчаник средне-крупнозернистый, слабо-алевритистый. Цемент в основном каолинитовы с присутствием гидрослюды. Тип цементации пленочный. Коллекторские свойства достаточно высокие. тип. Песчаник мелко-среднезернистый, алевритистый часто с включением крупнозернистой фракции. Общее содержание цемента до 10%, по типу пленочно-неполнопоровый, вещественный состав каолинитовый и частично гидрослюдистый. Коллекторские свойства достаточно высокие. тип. Песчаник средне-мелкозернистый, алевритистый. Общее содержание цемента до 10%, цемент гидрослюдисто-каолинитовый, по типу неполнопоровый и поровый. Коллекторские свойства средние. тип. Алевролит с включением крупной песчаной фракции. Содержание цемента до 12%, по вещественному составу гидрослюдистокаолинитовый, по типу поровый. Коллекторские свойства низкие, часто ниже кондисоционных значений. Основными факторами определяющими фильтрационно-емкостные свойства пород являются гранулометрический состав, отсортированность и плотность упаковки обломочных зерен. Обуславливающие не только структуру пустотного пространства, микроскопического но изучения в и сообщаемость шлифах показало, пор. что в Проведение коллекторах исследуемых отложений развито несколько типов пустот. Решающим фактором при формировании пустотного пространства коллекторов пласта ЮК10-11 является главная первичная структура пород, а также аутигенное минерало образование в результате которого образовались укрупненные агрегаты каолинита. Между новообразованными агрегатами каолинита образуются дополнительные капиллярные каналы, которые улучшают первичную пористость и проницаемость пород. В низкопроницаемых коллекторах микрокаверновая пустотность обычно не превышает 1%. Каверны заполнены в основном, тонко-зернистым цементом, содержание которого изменяется от 10 до 15 %, тип цемента поровый и поровобазальный. В высокопроницаемых коллекторах кавернозная пустотность повышается до 7 %, а содержание цемента снижается до 6-7% и распределен он в виде отдельных сгустков. Т.о. коллектора пластов ЮК10 и ЮК11 отличаются наличием пор малых радиусов, различного количества пор и микрокаверн и процентное соотношение в коллекторе оказывает основное влияние на фильтрационные свойства. Алевролиты не являются коллекторами нефти. Как правило, фильтрационные свойства этих пород ниже критических значений пористости и проницаемости. В пределах Талинской площади выделено шесть участков разработки. Эффективная нефтенасыщенная толщина для каждого из участков изменяется незначительно от 10 до 15,1м. Средневзвешенная по толщине проницаемость по блокам участков разработки имеет широкий интервал изменения от 38х10-3 до 289х10-3 мкм2, составляя в среднем для участков 85,9*10-3 мкм2 - 257*10-3 мкм2. Коэффициент вариации проницаемости изменяется от 61,7% до 139,8%. Отличительной особенностью геологического строения пласта является наличие в разрезе значительной доли пропластков коллектора толщиной не более 2 метров. Доля таких пропластков, по всем участкам, составляет более половины всего объема коллектора пласта, увеличиваясь с севера на юг с 56,3 до 75,6%. Около половины этих пропластков имеют толщину до одного метра. Пласт ЮК10 характеризуется также значительной неоднородностью по проницаемости. По участкам 1,3 и 4 около 30% коллектора имеет низкую проницаемость, не более 20*10-3 мкм2. По остальным участкам процент содержания низкопроницаемых пропластков увеличивается до 45%. Построение геолого-статических разрезов, по распределению относительно содержания коллектора и проницаемости, позволяет изучить неоднородность разреза пласта ЮК10. На большей площади залежи, в разрезе, пласта выделяются две пачки различающиеся по песчанистости и проницаемости. Верхняя пачка пласта имеет более прерывистое строение, коллекторские свойства ее значительно хуже, степень вовлечения запасов нефти в связи с этим также значительно меньше, чем в подошвенной (более выдержанной части пласта). Осредненное значение коэффициента песчанистости ЮК11 в пределах залежи 2 значительно выше чем пласта ЮК10 и составляет 0,835. Пласт ЮК11 в пределах залежи 3 характеризуется несколько меньшим коэффициентом песчанистости - 0,692. Расчлененность пласта 2-ой залежи - 4,8, 3-ей - 8,9. Коллектор пласта ЮК11 в пределах залежи 2, обладая меньшей нефтенасыщенной толщиной, имеет лучшие коллекторские свойства чем в пределах залежи 3. Доля высокопроницаемых пропластков (более 20*10-3 мкм2) пласта ЮК11 выше, чем по пласту ЮК10, одинакова по обеим залежам и составляет 37,5%. Низко проницаемых коллекторов (до 20*10-3мкм2) вдвое меньше, чем по пласту ЮК10 и по обеим залежам процент содержания их в разрезе -19-22%. Нефтенасыщенная часть пласта ЮК11 в пределах обеих залежей представлена одной пачкой. Песчанистость разреза пласта залежи 2 - 0,46, средняя проницаемость коллектора 286*10-3 мкм2. Исходя из вышеизложенного, можно сделать выводы: .Геологическое строение пластов ЮК10 и ЮК11 характеризуется значительной неоднородностью коллектора по толщине пропластков и их проницаемости. Коллектор пласта ЮК11 обладает лучшей, по сравнению с пластом ЮК10, фильтрационно-емкостной характеристикой и имеет более однородное строение. Песчанистость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта ЮК11 сопоставима с аналогичными характеристиками нижней пачки пласта ЮК10. .Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11 сложены преимущественно тонкими (до 2м) пропластками. Учитывая, что толщина пропластка связана с его протяженностью по площади, следует, что основная часть проницаемых пропластков имеет ограниченную протяженность, соизмеримую с шагом сетки эксплуатационных скважин. При таком строении продуктивных пластов степень вовлечения запасов нефти в разработку будет сильно зависеть от плотности сетки скважин и системы разработки. .Неоднородность продуктивных пластов по проницаемости, наличие значительной доли низкопроницаемых коллекторов определяет полноту выработки запасов нефти. Степень вовлечения запасов нефти сосредоточенных в нижней, более выдержанной, пачке пласта ЮК10 будет выше, чем в верхней. Темп отбора запасов нижней пачки будет в два-три раза выше чем верхней. 2.6 Нефтегазоносность Исследуемая нефтегазоносного Западно-Сибирской площадь района находится в Фроловской нефтегазоносной пределах Красноленинского нефтегазоносной провинции. области Промышленная нефтеносность Красноленинского свода связана с отложениями викуловской и тюменской свит. Залежи нефти в отложениях тюменской свиты выявлены в пределах Талинской, Южно-Талинской, Ем-Еговской, Пальяновской, Сосново-Мысской, Каменной, Елизаровской и др. площадей. Результаты опробования, с учетом детальной корреляции разрезов скважин показали, что в разрезе тюменской свиты выделяется пять нефтенасыщенных объектов, приуроченных к пластам ЮК-2-3, ЮК-4-5, ЮК-7-8, ЮК-9, ЮК-10. Залежи нефти в пластах ЮК-2-3, ЮК-4-5, ЮК-7-8, ЮК-9 связаны как правило, с литологически экранированными линзами песчаников и алевролитов. (Разведка их продолжается). Базисным объектом разведки на Восточно-Талинской площади является пласт ЮК-10 (шеркалинский горизонт). При трассировании границ выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта наряду с результатами опробования скважин и результатами ГИС учитывались данные сейсморазведки по отражающему горизонту Т2, который стратиграфически увязывается с кровлей шеркалинского горизонта. Пласт ЮК-10 залегает, в основном, на размытой поверхности доюрского основания и только в районе скважин №603, 423, 76 над пластом ЮК-11, отделяясь от него глинистой пачкой мощностью до 20м. Площадь подсчета запасов в северо-западной части оконтурена условной границей установленной ГКЗ СССР. Остальная часть площади оконтурена линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта, которая подтверждена материалами сейсморазведки и данными бурения скважин №36, 51, 52, 422, 25, 48, 446, 35, 34, 445, 424, 429, 436, 404, 428. В пределах Восточно-Талинской площади пласт ЮК-10 вскрыт в 16 разведочных скважинах. Приток нефти получен в 12 скважинах, приток воды получен в скважинах №39,444,423, а в скважине №433 при испытаниях получены притоки фильтрата с нефтью. В скважинах №96,410,415 при испытаниях приток не получен. В скважинах №43,45,433,444 пласт ЮК-10 испытан совместно с пластами тюменской свиты и породами палеозоя. В остальных скважинах пласт ЮК-10 испытан раздельно. На основании сопоставления данных испытания скважин, геофизических материалов и карты кровли пласта ЮК-10, на исследуемой площади можно выделить пять самостоятельных залежей нефти (1,2,3,4,5). Залежь 1 расположена в северо-западной части площади. С севера-запада и юго-востока залежь ограничена линией ВНК, с юго-запада и северо-востока зонами выклинивания коллекторов пласта ЮК-10. Залежь вскрыта скважиной №40. В результате испытаний в интервале глубин 2651-2662 м. (абс. отм.-2605,7-2616,7м) получен приток нефти 5,3 м3/сут. на штуцере 4 мм. Западнее, в скв.№39, получен при испытаниях приток воды. На основании сопоставления результатов, а также интервалов испытания скв.39 и 40 абсолютная отметка ВНК принята по нижним дырам перфорации в скв.№40 и составляет - 2616,7м. Залежь 2 расположена в центральной части исследуемой площади. С северо-запада, востока и юга залежь ограничена линией ВНК, с запада и северо-запада - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скважинами №433,431,400 и 408. Испытание скв.№433 проводилось с применением испытателя пластов в интервале глубин 2665-2750 м (абс. отм.-2624,8-2711,8м). В результате испытания получен приток фильтрата объемом 18,2 м3 при ∆р 11,7 МПа с нефтью. В скв.№431 получен приток нефти. Дебит составил 6,5 м3/сут. при Нд=1363 м [из интервала глубин 2622,7-2633,7м. (абс. отм. -2622,7-2633,7м)]. В скважине №408 получен приток 2,7 м3/сут при Нд=803 м. (абс. отм.2643,9-2648,9м), а из интервала глубин 2693-2696м приток воды- 7,4 м3/сут. Подошва продуктивного коллектора в скв.408 отбита на отметке -2654м. На основании сопоставления результатов испытаний этих скважин и геофизических материалов, ВНК во второй залежи принят по отметке подошвы последнего нефтенасыщенного коллектора и составляет -2654 м. Залежь 3 расположена в северо-восточной части исследуемой площади. С юга и юго-востока залежь ограничена линией ВНК, на северо-западе, севере, северо-востоке - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скв.№76,43,45,410,96. В скв.№43 и №45 пласт ЮК-10 испытан совместно с коллекторами тюменской свиты и отложениями палеозоя. Минимальная отметка кровли воды в скважинах №76 и №444 по геофизическим данным составляет -2664 м, что совпадает с отметкой нижней дыры перфорации в скв.№76. Абсолютная отметка ВНК принята по отметке нижних дыр перфорации скв.№76 из интервала, давшего при испытаниях приток безводной нефти и составляет -2664м. Залежь 4 с севера и запада ограничена линией ВНК, с востока и юга линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скважинами 448 и 407, где пласт ЮК-10 испытан раздельно. Абсолютная отметка ВНК принята по нижним дырам перфорации в скв.№407 и составляет -2682м. Залежь 5 расположена в южной части исследуемой площади. С севера она оконтурена линией ВНК, с запада и востока - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта, с юга - условной линией проведенной на 1 км южнее скв.№603, в которой пласт испытан раздельно. Абсолютная отметка ВНК приняты по абсолютной отметке нижней дыры перфорации указанного интервала и составляет -2587 м. Наличие водоносных зон подтверждено испытаниями скважин №39,444, 423. К востоку от условной линии подсчета (в районе скважин №437,450) на площади подсчета в Кальмановской зоне прослеживается часть основной залежи Талинской площади, запасы которой по категории С1 были подсчитаны институтом Укргпрониинефть в 1989 году. Контур залежи ограничен отметкой ВНК - 2608м, которая является подошвой последнего продуктивного коллектора (скв.№126 Талинской площади основной залежи). Этот участок залежи Талинской площади ограничен отметкой ВНК - 2608 м, которая является подошвой последнего продуктивного коллектора (скв.№126). Этот участок залежи Талинской площади скважинами в пределах Кальмановского прогиба не вскрыт, его площадь подсчитана по категории С2. 2.7 Гидрогеология По геолого-геофизическим и гидрогеологическим данным в разрезе мезо-кайнозойских отложений Красноленинского нефтегазоносного района уверенно выделяются следующие водоносные комплексы, изолированные друг от друга непроницаемыми водоупорами: .Толща континентальных песчано-глинистых отложений олигоцен-четвертичного возраста толщиной 150-250 м, которая содержит грунтовые и напорные пресные воды свободного водообмена. Этот комплекс имеет практический интерес как источник хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения. От нижележащих водоносных пород нижнего гидрогеологического этажа (зоны весьма затрудненного водообмена) определен мощной толщей (до 800м) глин турон-олигоценового возраста. .Сеноман-альбский комплекс преимущественно алеврито-песчаных отложений (уватская свита и верхнеханты-мансийская подсвита) толщиной около 400 м содержит переливающиеся воды с минерализацией (по единичному анализу) 9,3г/м.. Величина притока воды при динамическом уровне сотни метров составляет десятки м3/сут. В составе воды содержание йода определено 7,6 мг/л, брома-23,9 мг/л. От нижележащих водосодержащих пород они отделены толщей глин нижнеханты-мансийской подсвиты мощностью порядка 150м. .Комплекс песчано-алевритовых пород с прослоями глин верхневикуловской подсвиты. Общая толщина комплекса состовляет 150м. Водоносность комплекса недостаточна изучена. С учетом имеющихся данных по Красноленинскому своду комплекс содержит не переливающиеся напорные воды. Величина притока в скважину которых составляет чаще 1 м3/сут, а в отдельных скважинах достигает величин 50-100 м3/сут при динамическом уровне первые сотни метры. Величина минерализации вод описываемого комплекса 10-15 г/л, в воде содержится до 13-15 мг/л йода, 35-50 мг/л брома. Комплекс подстилается мощной аргиллито-глинистой толщей (до 650м) кошайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свит келловей-аптского возраста. .Комплекс песчано-глинистых отложений нижнесреднеюрского возраста (тюменская свита), включающий выветренную зону докембрийского фундамента. Толщина тюменской свиты, в пределах Восточно-Талинской площади колеблется, от 0 до 330 м. Толщина зоны выветренной достигает 65 м. Описываемый комплекс в районе Красноленинского свода характеризуется сложным строением и значительной изменчивостью коллекторских свойств отложений по разрезу и площади. При существующем качестве изученности достаточно затруднительно установить закономерности изменения параметров по всем показателям - зональности химического состава вод, величине притока флюида в скважину, степени гидравлической взаимосвязанности пластов и отдельных участков. Притоки пластовых вод в процессе опробования скважин, в пределах Восточно-Талинской площади, получены из отложений тюменской и викуловской свит. Практически все пробы получены при опробовании объектов в колонне после вскрытия их перфорацией. Методика исследований была следующей .Замеры пластовых давлений и температур в водоносных объектах. .Замер удельного веса и дебитов воды в скважинах. .Отбор глубинных и поверхностных проб воды, их химический анализ. В соответствии с результатами анализа проб воды, на Восточно-Талинской площади, в шеркалинском горизонте распространены воды гидрокарбонатнонатриевого типа (по классификации В.А.Сулина) общая минерализация которых 8-10 мг/л. Содержание йода в пробах колеблется от 7 до 11 мг/л, брома - 26-29 мг/л. Коллекторские свойства пластов ЮК-10 и ЮК-11 по площади неоднородны. Дебиты воды в процессе опробования скважин составляли 2,0-19,5 м3/сут. Низкие дебиты воды и невысокие концентрации компонентов, сложные климатические условия разработки месторождения позволяют сделать вывод о нецелесообразности извлечения в промышленных целях компонентов содержащихся в подземных водах. Пластовые давления на площади замерялись в двух скважинах. В скважине 603 пластовое давление составляет 25,2 МПа, что на 0,6 МПа ниже условно гидростатического. Восточно-Талинской площади Величины пластовых колеблются в температур пределах на 97-121С. Геотермический градиент изменяется от 1 до 6С на 100м. Пластовые воды Восточно-Талинской площади не могут рассматриваться в качестве их дальнейшего промышленного освоения. Не может быть самостоятельным образом реализовано и тепло пластового флюида из-за низких дебитов скважин. Гидрогеологическая и гидродинамическая изученность «шнурковых» залежей шеркалинского горизонта соседней Талинской площади и их положение в пределах пластовой водонапорной системы Западной Сибири позволяют определить упруго-водонапорный. естественный Залежи нефти режим в пласте их ЮК10 работы в как пределах Восточно-Талинской площади относится также к типу «шнурковых». Размеры водонефтяной зоны значительно сокращены в сравнении с общими контурами залежей Роль напора законтурных вод, как фактора естественной пластовой энергии, понижена. В связи с неоднородностью толщины продуктивных пластов-коллекторов и изменчивостью их фильтрационно-емкостных свойств по площади, затруднена. гидродинамическая связь между различными участками 2.8 Свойства пластовых жидкостей Отбор и исследование нефтей проведен институтом СибНИИНП, Центральной лабораторией Главтюменгеологии и службами производственного объединения Красноленинскнефтегаз. Глубинные пробы нефти отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300.Методическое требованиям отраслевого обеспечение стандарта исследований ОСТ 39-112-80 соответствовало «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти». Компонентный состав пластовых разгазированных нефтей и нефтяных газов определялся методами газожидкостной хроматографии на приборах типа ЛХМ-8МД, «Хром-5» и «Вариан -3700». Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин. Анализ выполнялся по стандартным типовым методикам. Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании. Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений 0 (до 23 МПа) и высоких пластовых температур (до 105 С). Свойства нефтей в пределах залежей изменяются в широком диапазоне. (Таблица № 2.8.1.). Так, газосодержание от 140 м3/т до340 м3/т. Давление насыщение нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объема исследований) равно или выше пластового давления, что однозначно свидетельствует о наличии двухфазного потока как в зоне отбора, так и на забое скважин. Плотность разгазированной 3 нефти невелика (780-825 кг/м ), что связано не только с индивидуальными свойствами нефти, но и выносом на поверхность конденсата, образующегося в пласте при фильтрации газонефтяной смеси в депрессионной воронке. На Талинском месторождении институтом УкрГипроНИИнефть в 1989 году была выполнена работа по подсчету запасов нефти и газа. За истекший период после проведения указанной работы по пластам были отобраны глубинные дополнительные пробы: ЮК10- в 49 скважинах, ЮК11- 4 скважинах. В связи с этим произошли изменения в подсчетных параметрах. По данным СибНИИНП (глубинные пробы) для участков легкой нефти 3 (32 скважины) газовый фактор составил 305м /т, объемный коэффициент 1,887, плотность разгазированной нефти 799кг/м3. Молярная доля метана в пластовой нефти пласта ЮК10 изменяется в широких пределах 22-44%,в нефти пласта ЮК11 эта величина составляет 25-32%,. для нефтей обоих горизонтов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами, что характерно для нефтей Западной Сибири. Нефть пласта ЮК11 тяжелее, диапазон изменения молекулярной массы составляет 87-95,в то время как в нефтях пласта ЮК11 он равен 67-89. Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100. Разгазированные нефти пластов 0 ЮК10 и ЮК11 малосернистые, с выходом фракций до 350 С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие. Технологический шифр нефтей -1Т1П2. Реологические свойства нефтей и водонефтяных смесей исследовались на 0 ротационном реовискозиметре «Реотест-2» в диапазоне температур от 0 до 50 С при градиентах скорости сдвига 2-1320с‐₁. При выборе режима перекачки жидкости по трубопроводу расчет градиента скорости сдвига производится по формуле: =4*Q/П*R3 Где - градиент скорости сдвига, с‐₁,- удельный объемный расход 3 жидкости по трубопроводу, м /с;- радиус трубопровода, м. В качестве модели продукции скважин использовалась смесь нефтей пластов ЮК10 и ЮК11 (Скв.№2877 ,3564,3840,3974,4081,4082). Пробы нефти были отобраны глубинными пробоотборниками вблизи забоев и разгазированы однократно до стандартных условий. Плотность смеси нефтей пластов ЮК-10 3 иЮК-11 составила 821,9кг/м , что примерно соответствует средней по месторождению в условиях повышенных температур разгазирования. В зонах залегания «легких» нефтей с высокой степенью газонасыщенности реологические параметры нефтей и водонефтяных смесей (плотность, вязкость) будут иметь несколько меньшее значение. Однако, при обосновании технологических решений по транспортировке продукции скважин, необходимо учитывать вероятность некоторого повышения плотности нефти на более поздних стадиях разработки. Как следует из приводимых данных, безводная нефть в интервале 0 температур 30-50 С представляет собой ньютовскую жидкость. Водонефтяные эмульсии при обводненности свыше 40% неустойчивы во всем исследованном интервале температур, 40%-ная эмульсия теряет устойчивость при 0 температурах свыше 15 С. Все исследованные эмульсии имеют явно выраженные ньютоновские свойства: величина вязкости резко изменяется в зависимости от градиента скорости сдвига. 3 Приводимое значение газового фактора (275м /т) характеризует газ растворенный в нефти. С учетом сопутствующего отбора из газовых шапок, 3 газовый фактор оценивается равным 309м /т. Такой прогноз косвенно подтверждается результатами промысловых замеров согласно которым, в целом 3 по месторождению в 1989 году, газовый фактор составил 315 м /т (совместная работа Западно-Сибирского филиала ВНИПИГазпереработка и СибНИИНП, 1989г.). 3 3 Приводимые значения газовых факторов (275м /т и 309м /т) рекомендованы институтом СибНИИНП для определения текущих и перспективных уровней отбора газа на месторождении (отчет по договору 89.0339.90 «Определить рабочие газовые факторы, ресурсы, состав и свойства углеводородного сырья месторождений Главтюменнефтегаза, 1990 год) и направлены на рассмотрение в объединение Красноленинскнефтегаз к использованию их при формировании плана по отборам и использованию газа на 1991 год (исх. № 25/1408 от 09.04.90г.). 2.9 Обоснование остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения пород пластов ЮК10 - 11 Залежи нефти в пластах ЮК10-11 отличаются более высокой геологической неоднородностью чем Неокомские отложения центральных районов Западной Сибири. Для них характерно высокое нефтенасыщение коллекторов (до 85-87%), низкие в целом фильтрационно-емкостные свойства, повышенная литого- минералогическая и текстурная микронеоднородность пород и их гидрофобность / 4-6 /. Поэтому актуальна задача прогнозирования остаточной нефтенасыщенности пластов, разрабатываемых с заводнением, так как перенос этого параметра с других месторождений Западной Сибири связан с большими погрешностями. Среди известных способов определения остаточной нефтенасыщенности основными являются: метод материального баланса; исследование керна, отобранного из заводненных зон с сохранением пластовых условий; лабораторное моделирование заводнения на свежих и экстрагированных кернах; исследование закачкой химических реагентов в скважину (метод компании «ЭКСОН»); ) комплекс геофизических исследований. Методы, дающие наиболее достоверные результаты, требуют специальных дополнительных исследований на скважинах и дополнительных материальных затрат, поэтому на месторождениях Западной Сибири они не применяются и основным методом определения (Кн.о) является метод лабораторного заводнения на экстрагированных кернах, когда в лабораторных условиях моделируют процесс вытеснения нефти водой на образцах пород исследуемого объекта. Достоверность полученных результатов в этом способе зависит от того насколько условия соответствуют процессам протекающим в пласте. В то же время, ни один из известных методов определения остаточной нефтенасыщенности не может быть признан достаточно надежным, поэтому задача должна решаться с привлечением, по возможности, более широкого комплекса исследований. В разделе приводятся результаты экспериментальных определений остаточной нефтенасыщенности на экстрагированных образцах пород пластов ЮК 10- 11. Моделирование вытеснения нефти водой, для определения остаточной нефти (Кн.о), проводилось в соответствии с отраслевым стандартом ОСТ 39-195-86. В горизонтально расположенный кернодержатель вставлялись цилиндрические образцы керна диаметром около 2,9 см. При этом длина модели пласта в разных опытах изменялась от 15,8 до 32,7 см и соответствовала критериям, принятым в стандарте. Образцы в колонках располагались с уменьшением проницаемости по направлению фильтрации. Проницаемость каждого отдельного образца в колонке отличалась от среднего значения не более чем на 50%. Кернодержатель и фильтруемые флюиды обогревались в воздушном термостате. Температура всех опытов для модели пласта ЮК 10- 11 0 равнялась 95 C . В качестве модели нефти применялась смесь керосина и дегазированной нефти из пласта ЮК10-ЮК11. Вязкость, при температуре испытания, устанавливалась в пределах от 0,65 до 0,54 спз. Начальная нефтенасыщенность ( Кн.о ) создавалась методом центрифугирования в пределах от 52,6% до 87,45%, после чего образцы донасыщались моделью пластовой воды ( 15г/л NaCl ).В одном опыте создана нефтенасыщенность 100% для выяснения зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной нефтенасыщенности. Процесс вытеснения нефти водой, в ходе опыта, контролировался по удельному электрическому сопротивлению как на участках, так и по всей модели пласта. Остаточная нефтенасыщенность, после опыта, определялась весомым и ретортным методами. Последний метод, как показал опыт, значительно стабильнее и точнее чем весовой. Поскольку проведенными ранее исследованиями установлено, что величина остаточной нефтенасыщенности при заводнении существенно зависит от скорости вытеснения (градиентов давления) в пласте, в процессе опытов моделировалось вытеснение нефти при скоростях продвижения фронта воды. Скорости устанавливались дискретно, в пределах 0,51- 0,9; 1,3- 2,4 и 3,3-9,7 м/сутки. Экспериментальные исследования показывают, что между остаточной и начальной нефтенасыщенностью пород пластов ЮК10-11 существует тесная связь. Для опытов, в которых линейная скорость вытеснения нефти не превышала 0.51-0.9м/сут., что соответствует реальному процессу разработки, наблюдается рост остаточной нефтенасыщенности от 28-30% при Кн.=58-62% до 40-42% при Кн.=85-90%. Используя полученную зависимость и определяя Кн. по ГИС (согласно ОСТу39-195-86) для любого пластопересечения и горизонте ЮК10-11, вычисляется величина Кно и определяется коэффициент вытеснения. При определении кондиционных параметров отдельных участков залежей средние значение коэффициента вытеснения определяются как средне взвешенные по мощности исследованных пластов: т Квыт.*hi Квыт.= ______________ ш 1 т ш 1 * hi Если принять, что для основной массы пород пластов ЮК10-ЮК11 начальная нефтенасыщенность выше ВНК колеблется в пределах 80-87%, то диапазон применения коэффициента вытеснения составит 0.51-0.53 Изучение связей характеризующими (проницаемостью, остаточной нефтенасыщенности фильтрационно-емкостные пористостью, остаточной с параметрами свойства водонасыщеностью, пород и др.), показало, что между параметрами недостаточно тесные связи которые не могут быть использованы для практических расчетов. Таким образом, по экспериментальным данным полученным на образцах пород продуктивных пластов ЮК10 и ЮК11, установлены зависимости для оценки остаточной нефтенасыщенности, которые используются для целей проектирования разработки и оценки коэффициентов нефтеизвлечения. 2.10 Запасы нефти По состоянию на Южно-Талинской 1.01.89г. площадях на числятся балансе ВГФ начальные по Талинской балансовые и запасы промышленных категорий В+С1: По пласту ЮК10-945605 тыс. тонн: По пласту ЮК11-229349 тыс. тонн: В целом по пластам ЮК 10 и ЮК 11-1174954 тыс.тонн. В том числе в границах, утвержденных ГКЗ переданы для разработки ПО «Красноленинскнефтегаз» следующие запасы: по пласту ЮК 10-693550 тыс. тонн, По пласту ЮК 11-208347 тыс.тонн, В целом по пластам ЮК 10 и ЮК 11 -901897 тыс.тонн. Эти запасы были утверждены ГКЗ СССР (протокол №9878 от 11.12.1985г.) по результатам подсчета выполненного Главтюменьгеологией в 1985г. (по материалам 65 разведочных и 200 эксплутационных скважин). В 1989 году институтом УкрГипроНИИнефть произведена переоценка балансовых запасов нефти принятая ПКЗ Главтюменнефтегаза. Использованы материалы 164 разведочных и 2030 эксплутационных скважин. Суммарная величина балансовых запасов категорий В+С1, в границах ГКЗ СССР, уменьшилась на 25% по сравнению с утвержденными ГКЗ. Общее уменьшение запасов обусловлено в основном уменьшением нефтенасыщенной толщины на 16 и 25% соответственно по пластам ЮК10 и ЮК11, уменьшением коэффициента пористости на 4%, коэффициента насыщенности на 6% и 1% и пересчетного коэффициента на усадку нефти на 8% и 4%.Одновременно увеличилась площадь нефтеносности на 9% и 6%, главным образом, за счет перевода части запасов из категории С2 в промышленные категории. В связи с резкой фильтрационной неоднородностью пород, по площади и разрезу, возникла необходимость дифферинциации запасов по проницаемости коллекторов. Запасы подсчитанные в породах с очень низкой проницаемостью 3 2 1-10*10Ï мкм -по категории В+С1 составляют 98262 тыс.тонн, по категории С2-10547 тыс.тонн или соответственно 19% и 21% всех запасов этих категорий 3 2 На долю пород с низкой проницаемостью (1-22*10Ï мкм ) приходится 36% запасов категории В+С1,что составляет 191878 тыс. тонн и 42% запасов категории С2-20367 тыс. тонн. Высокопроницаемые породы с проницаемостью 3 2 более 20*10 мкм содержат лишь 19% запасов категорииВ+С1 96740 тыс. тонн и 11% запасов категории С2 5634 тыс. тонн. По экспертной оценке из этого количества (примерно 8-10%) запасов приходится на долю суперколлекторов с проницаемостью более 80*10 3 2 мкм . Обращает внимание на себя очень небольшая плотность запасов приходящихся на единицу площади залежи. Она равна 5,98 тыс.тонн на 1 га. Помимо структуры запасов по проницаемости, существенное значение имеет распределение запасов по площади. В частности, в окраинных зонах залежи (где эффективная нефтенасыщенная толщина не превышает 4 м, сокращаясь до нуля на границе нефтеносности) сосредоточено 37760 тыс. тонн по пласту ЮК10 и 7250 тыс. тонн по пласту ЮК11 запасов нефти. Очевидно, они не будут вовлечены в разработку ввиду нерентабельности бурения скважин в зонах со столь низкой толщиной пласта. Анализируя подсчет балансовых запасов 1989г. следует обратить внимание на следующие обстоятельства: Прежде всего, ввиду большой фильтрационной неоднородности, важнейшим вопросом оценки балансовых запасов является обоснование нижних пределов свойств пород включаемых в состав промышленных коллекторов. Как в 1985г., так и в 1989г. в качестве 2 3 нижних пределов коллектора были приняты: проницаемость 1*10 мкм , пористость 11% и остаточная водонасыщенность 50-60%. Анализ сопостановления проницаемости по ГИС и по данным керна ([2], книга 1, рис. 4.30) показал, что наблюдаются значительное их расхождение. Проницаемость 3 2 1*10 мкм , по исследованию керна, соответствуют значению проницаемости 3 3 2 определенным по ГИС от 1*10 до 10*10 мкм . Поскольку подсчет и дифференциация запасов по проницаемости проведены по данным ГИС, то запасы коллекторов с проницаемостью менее 10*10-3 мкм2 (98769 тыс.тонн категории В+С1 и 9839 тыс.тонн. категории С2 пласта ЮК10) оценены с низкой достоверностью, в связи с большой неопределенностью выделения нижней границы коллекторов. Особенностью геологического строения продуктивных пластов является значительная микрослоистость проницаемых пропластков, которая установлена по скважинам с высоким выносом керна. Существующие методы интерпретации комплекса ГИС не позволяют выделить имеющуюся микрослоистость проницаемых пропластков и дают только осредненную коллекторскую характеристику пропластка. Полученные данные свидетельствуют, что в классе коллекторов со средней проницаемостью по ГИС 3 2 3 2 20-200*10 мкм , 34.7% пород с проницаемостью менее 10*10 мкм . В 3 2 коллекторах со средней проницаемостью более 200*10 мкм содержится 22,4% низкопроницаемых коллекторов. В целом по пласту ЮК10 низко проницаемые коллекторы составляют 46,2% всего объема коллектора категории С1,что соответствует 242642 тыс.тонн балансовых запасов нефти. Коллектор с проницаемостью до 20*10 3 мкм 2 содержит 310018 тыс.тонн нефти категории С1,что составляет 59,1% запасов пласта этой категории и 30244 тыс. тонн категории запасов С2. Таким образом, поскольку в низкопроницаемых коллекторах сосредоточена большая часть балансовых запасов нефти, вопрос о нижних пределах свойств промышленных коллекторов Талинской площади весьма важен и требует целенаправленных специальных исследований. По описанию пород, в скважинах с высоким выносом керна, часто наблюдается чередование песчаных пород с неколлекторскими глинистыми прослоями толщиной от 1 до 10-ков сантиметров. Эти прослои на диаграммах ГИС не выделяются и включены в эффективную толщину. Что завышает запасы. Параметры пластовых нефтей изучены по многим пробам и на большей части площади достаточно стабильны. Тем не менее, отдельные пробы, признанные качественными, дают существенные отклонения по величине газосодержания и давления насыщения. Возможно это влияние частичного снижения пластового давления в первый период разработки залежи. Кроме того, в нескольких зонах вдоль восточной длины выклинивания пласта ЮК 10 установлены легкие нефти или конденсаты. Их плотность значительно повышена (до 683г/см3) против плотности основной части нефти (0,807г/см3).Отличаются они низким содержанием смол, асфальтенов, парафинов и серы, а выход фракций при нагреве до 300 град.°С достигает 91-98%. Происхождение и условия залегания легкой нефти не установлены. Балансовые запасы легкой нефти по категории С1+С2 составляют 9210 тыс.Следовательно, исследования пластовых нефтей должны быть продолжены. 3. Анализ состояния разработки Талинского месторождения .1 История проектирования разработки Талинского месторождения Эксплуатационное бурение на Талинской площади начато в 1982 году на северо-западе залежи пласта ЮК-10. На основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП (протокол ЦКР№894 от 01.10.80.) на базе запасов нефти категории С1 (тюменская свита), подсчитанных по состоянию на 01.01.80г. Главтюменгеологией. Основными проектными решениями по разработке предусматривалось: выделение одного эксплуатационного объекта (пласты ЮК-2 - ЮК-11); площадная девятиточечная система разработки с плотностью сетки скважин 400 х 400 м; механизированный способ с начала разработки. В 1983 году составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки. Целью работы явилось уточнение проектных показателей разработки с учетом приращенных в 1981-1982г. извлекаемых запасов нефти южной части площади в объеме 35.153 млн.тонн по категории С1. Необходимость составления новой технологической схемы разработки в 1984 году была вызвана следующими обстоятельствами: уточнением запасов нефти, часть которых в конце 1983 года утверждалась ГКЗ СССР; переориентировкой объема эксплуатационного бурения с верхних пластов ЮК2-9 на более продуктивные нижние пласты ЮК10-11 и, в связи с этим необходимостью пересмотра утвержденной системы разработки. Запасы нефти были подсчитаны на границах северной части площади и утверждены в ГКЗ СССР по пластам ЮК10-11 в объеме 320250 тыс.т извлекаемых запасов категории С1 и 45042 тыс.т балансовых, 16373 тыс.т извлекаемых категории С2 по пластам ЮК10 и ЮК11. По южной части площади по этим пластам запасы были утверждены ЦКЗ Мингеологии в объеме 358783 тыс.тонн балансовых, 165003 тыс.тонн извлекаемых категории С1, 342046 тыс.тонн балансовых и 118380 тыс.тонн извлекаемых категории С2. В целом по Талинской площади по состоянию на 01.01.84 г. на балансе Мингеологии СССР числилось: по категории С1 балансовых запасов 679033 млн.тонн, извлекаемых 309187 млн.тонн; по категории С2 балансовых 387088 млн.тонн. , извлекаемых 134753 млн.т. Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает следующие основные положения: выделение двух эксплуатационных объектов Юк10-ЮК11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин; применение блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 х 400 м при расстоянии между первым добывающим нагнетательным рядом скважин 500 м (плотность сетки 18 га/скв.); способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифтный в 1988 году; проектные уровни добычи нефти - 17,4 млн.т (1992 г.), 3 добыча жидкости 66,9 млн.т (2000г), закачка воды 91,9 млн.м (2000г); темп отбора нефти при проектном уровне - 3,8 % от начальных извлекаемых запасов. Продолжительность проектного уровня 7 лет; фонд скважин всего 8488, в т.ч. добывающих -5224, нагнетательных 1766, резервных 1107; извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах, составляют 464,9 млн.т., конечный коэффициент нефтеотдачи - 0,436; применение нестационарного заводнения; объем капитальных вложений за весь срок разработки - 3823,5 млн.руб., себестоимость добычи - 32,6 руб/т. В 1987 году СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой предусматривался ввод в 1989 году в разработку южного участка Талинской площади, неохваченного проектированием в предыдущих документах. На дополнительном участке, рекомендованном к вводу в разработку, эффективность предлагаемых решений подтвердилась имеющимися данными о совместной эксплуатации пластов ЮК10 и ЮК11в границах 1и 2 залежей. ЦКР МНП СССР утвердила дополнение к технологической схеме разработки Талинского месторождения со следующими основными технологическими положениями: выделение двух объектов разработки ЮК10 и ЮК11; блоковая система разработки с 3х рядным расположением скважин в блоке при расстояниях между ними 600 м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего- 500 м; оптимизацию сетки скважин для вовлечения в разработку слабопренируемых запасов нефти производить по мере разбуривания и уточнения особенностей геологического строения продуктивных пластов; систему разработки, предложенную для южного участка, распространить на участках расширения контура нефтеносности. Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза утвердило «Технологические показатели по участку расширения Талинской площади» со следующими показателями: проектные уровни добычи нефти - 5,1 млн.т. жидкости - 12,5 млн.т. 3 закачка воды - 16,5 млн.м . 3 ресурсы газа - 10,7 млрд.. м . общий фонд скважин - 1553. в том числе добывающих - 777. нагнетательных - 259. резервных - 517. применение механизированного способа эксплуатации (ЭЦН, ШГН); давление на устье скважин 1,8 МПа; 3 приемистость нагнетательных скважин 400 м / сут. За период, прошедший после составления технологической схемы, в порядке проведения авторских надзоров в оперативном порядке, проведены следующие проектные решения: увеличено давления нагнетания в пластах ЮК10 с 15,0 МПа до 18,0 МПа.; временно отказались от разбуривания 1 и 2 залежей пласта ЮК11, сосредоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10; предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектных нагнетательных скважин, находящихся в обработке на нефть. В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления разрешен перевод скважин под нагнетание без длительной отработки; организация совместной разработки пластов ЮК10 и ЮК11 на залежи 1 и 2 на участке №3; внедрение насосного способа добычи (ЭЦН, ШГН). Основные показатели разработки Таллиннского месторождения представлены в таблицах № 3.2.2., 3.2.3. 3.2 Анализ текущего состояния разработки Таллиннского месторождения График разработки представлен на рис. 3.2.1. Разработка Талинского месторождения направляется и регулируется проектными документами, что является отражением сложившегося в отечественной практике принципа многостадийного проектирования. Периодическое внесение в запроектированную систему разработки более или менее существенных изменений, вследствие уточнения уровней добычи нефти по мере детализации геологического строения продуктивных горизонтов, нашло свое отражение в последней Технологической схеме разработки Талинской площади. Согласно нее (Тех.схема СибНИИНП, ЦКР, МНП - февраль 1992г.) объектами разработки были выделены отдельно пласты ЮК10 и ЮК11 Тюменской свиты. Система воздействия была выбрана переходная с блоковой трехрядной на очагово-избирательную. Это объясняется тем, что система разработки, принятая в более ранних проектных документах, не позволила достичь запланированного объема добычи и, соответственно, прогнозируемого текущего коэффициента нефтеизвлечения. Основными геологическими факторами, определяющими низкую величину КИН, явились: низкая нефтевытесняющая способность воды (коэффициент вытеснения на уровне 0,53), высокая степень прерывистости продуктивных толщин, геологическая расчлененность равна 8-9, наличие значительной доли пропластков толщиной менее 2м (до 70% от общего числа пропластков). В результате этого, по данным ГИС, установлена низкая степень вовлечения запасов углеводородов в разработку (45-65% перфорированной толщины пласта), резкая фильтрационная неоднородность продуктивных пропластков, значительная часть запасов нефти (40%) сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах с проницаемостью до 20*10-3 мкм2 Установленная структура определяет разноскоростную выработку запасов нефти. Темпы выработки запасов нефти различных групп коллекторов отличаются в десятки раз. Таким образом, остаются зоны, не подверженные влиянию ППД, так называемые “целики”, которые при удачном вскрытии первые месяцы эксплуатации дают стабильные притоки малообводненной продукции (до 20 т/сут). Таким образом, можно сказать, что рядная система разработки, принятая на Талинском месторождении в более ранних проектных документах, не учитывала особенностей геологического строения залежей. Соответственно переход на очагово-избирательную систему воздействия можно считать актуальной и правильной. Динамика обводнения скважин, эксплуатирующих пласты ЮК10 и ЮК11, характеризуется: непродолжительным безводным периодом, который изменяется по участкам от 200 до 400 суток и за который отбирается от 6 до 22 тыс.т. нефти, после появления воды в продукции скважин - резким ростом обводненности, который происходит за период от 250 до 730 суток и за который добывается от 3 до 10 тыс.тонн нефти, на последней стадии обводнения - стабилизацией обводненности на уровне 93-97%. Продолжительность стадии стабилизации в настоящее время изменяется от 0,9 до 4 тыс.тонн нефти, водонефтяной фактор - от 15 до 35. Установленный вид динамики обводнения скважин обусловлен наличием в разрезе продуктивных пропластков с резко различными фильтрационными свойствами. С целью улучшения характеристики выработки запасов нефти необходимо проводить работы в двух направлениях: изоляция выработанных и заводненных интервалов пластов, вовлечение в процесс дренирования низкопроницаемых интервалов пластов. Также необходимо отметить, что на динамики ускоренного обводнения сказалось и то, что в первые годы разработки заводнение шло с нарушениями технологий. Процесс заводнения либо задерживался, что привело к падению пластового давления ниже проектных значений, либо проводился с избыточной закачкой объемов воды. Интенсивная закачка обеспечивала фонтанирование скважин, но при резко растущей обводненности (вследствие сильной фильтрационной неоднородности пластов происходил моментальный прорыв закачиваемой воды по суперколлекторам). В этих условиях фонтанирование скважин с высокой обводненностью не обеспечивает оптимального режима их работы. Слабопроницаемые прослойки не включаются в работу, что уменьшает нефтеизвлечение. Кроме этого, высокие пластовые давления требуют увеличения плотности растворов глушения скважин при ремонтных работах, что ухудшает проницаемость призабойной зоны пласта, а также ведут к удорожанию ремонтных работ. Во избежание вышеперечисленных сложностей оптимальными пластовыми давлениями можно считать - 275-280 атм. в зоне нагнетания и 260 атм. в зоне отбора (таблица № 3.2.4., 3.2.5., 3.2.6.). Локализация пластовых давлений в этих пределах позволила бы максимально оптимизировать работу добывающих скважин при механизированном способе добычи. Таким образом, опыт разработки пластов ЮК10 и ЮК11 показывает, что применение традиционных систем разработки, основным недостатком которых является размещение добывающих и нагнетательных скважин без учета конкретного геологического строения продуктивных пластов, имеющих выраженное зонально-слоистое строение, ведет к повышенным отборам попутной воды, соответственно снижению степени извлечения запасов нефти. Поэтому на современной стадии разработки необходимо оперативно определять особенности изменения фильтрационных свойств по разрезу и по простиранию продуктивных пластов с целью установления вертикальной и зональной неоднородности, а также выявления микро и макроразломов, образовавшихся вследствие неотектонических подвижек земной коры. Для решения данной задачи необходимо провести широкомасштабный курс исследовательских работ с привлечением методов гидропрослушивания, на основе которых построить карты неотектонических образований, схемы кореляции, которые позволят закладывать очаговые нагнетательные скважины с большей долей успешности. Кроме этого, скважины переводимые под нагнетание воды, как очаговые, необходимо закладывать так, чтобы разрез пласта имел однородную фильтрационную характеристику или высокопроницаемые интервалы, вскрытые скважиной, не прослеживались в окружающих добывающих скважинах. В случае, когда высокопроницаемый интервал имеет зональное распространение, его следует изолировать после выработки из него запасов, тем самым обеспечив более равномерную выработку нефти по остальной части разреза. Необходимо отметить, что даже при создании очагово-избирательной системы, близкой к идеальной, при обычной технологии заводнения пластов Тюменской свиты, характеризующихся сильно неоднородным строением, значительная часть запасов, сосредоточенных в малопроницаемых слоях, останется неохваченной процессом вытеснения. В подобных геологических условиях заводняемый пласт представляет собой, как бы бессистемное чередование обводненных и нефтенасыщенных пропластков. Вовлечение в разработку данных нефтенасыщенных пропластков станет возможным при создании в таких коллекторах попеременно изменяющихся по величине и направлению градиентов гидродинамических давлений. Тогда в пласте возникнут условия для внедрения нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные малопроницаемые участки для перемещения нефти из них в зоны активного дренирования (метод циклического воздействия). Кроме методов циклического заводнения, на Талинской площади одним из эффективных средств увеличения коэффициента нефтеизвлечения при вытеснении нефти водой может служить метод, основанный на создании в пласте неустановившегося процесса вытеснения путем изменения направления фильтрационных потоков. Этот метод может проводиться как на участках с высокой обводненностью пласта (р-н ДНС 27,28,30) , так и на участке с умеренной обводненностью (р-н ДНС 31). Большинство гидродинамических методов увеличения КИН применяются на существующей базе без больших капитальных вложений, что является немаловажным фактором в настоящее время. Но эффективность применяемых методов непосредственно зависит от состояния призабойной зоны скважин, мероприятий по повышению дебитов и приемистости, ремонтных работ. На практике эти проблемы не решаются с должным успехом. Успешность методов может быть максимальной при сочетании гидродинамических методов с физико-химическими. Но дорогостоящие методы, основанные на математическом моделировании процессов разработки, базирующихся на сложной технике, не получили широкого применения в НГДУ «Талинскнефть» в настоящее время. Это связано: с недостаточной оснащенностью производственных служб современными средствами электронно-вычислительной техники; слабой координацией работ по развитию автоматизированных систем управления и контроля за процессом разработки; большой сложностью в обмене геологической и технической информацией между проектирующими и нефтедобывающим предприятиями; естественным старением и слабым обновлением парка нефтепромыслового оборудования; не корректной интерпретацией первичного геофизического материала. Все это имеет место вследствие резкого сокращения финансирования НГДУ «Талинскнефть» в последние годы. Из вышеизложенного сделаны выводы: . Заводнение Талинского месторождения является и в ближайшие годы будет оставаться основным методом разработки. Поэтому изыскание способов повышения его эффективности является задачей первостепенной важности. . Решение проблемы эффективной разработки месторождения должно происходить по двум основным направлениям: изоляция высокообводненных пропластков и создание очагово-избирательной системы с учетом геологического строения залежей нефти. . Обновление базы данных по скважинам с учетом переинтерпритации первичных геофизических материалов. Отбор нефти и жидкости Добыча нефти: в 2000г. при бизнес - плане 1177,7 тыс.тонн добыто 1218,1, в 1999 году при бизнес - плане 1213,5 тыс.тонн добыто 1209,5 тыс. тонн. По сравнению с 1998 годом - на 7,9 % меньше, когда было добыто 1311,9 тыс. тонн, в 1997 году - 1612,8 тыс. тонн, в 1996 году - 1940,6 тыс. тонн, в 1995 году 3086,3 тыс. тонн. Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составил 0,75% против 0,83% в 1999 году. Добыча нефти с начала разработки составила 51487,2 тыс. тонн, при этом текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 11,2%. Добыча жидкости в 1999 году составила 13938,1 тыс. тонн, по сравнению с 1999 годом больше на 26 %. По сравнению с 1994 годом добыча жидкости снизилась в 3 раза- 31089,2 тыс. тонн, в 1995 году добыча жидкости - 33130,3 тыс. тонн, в 1996 году - 31840,2 тыс. тонн, в 1997 году - 23527 тыс. тонн, в 1998 году - 11891,7 тыс. тонн. Средний дебит жидкости в 2000 г. составил 64,3 т/сут, против 46,8 т/сут в 1999 году, 52,1 т/сут в 1998 году., в 1997 году - 71,3 т/сут, в 1996 году - 93,2 т/сут, в 1995 - 79,1 т/сут. Средний дебит нефти составил 5,2 т/сут, против 5,5 т/сут в 1999 г., в 1998 году - 5,8 т/сут., в 1997 году - 4,9 т/сут, в 1996 году - 4,7 т/сут, в 1995 году - 6,6 т/сут. Обводненность продукции в среднем за 2000 г. составила 92%, за 1999 год составила 88,2%, 87,5% в 1998 году. Данные по добыче нефти, в т.ч. механизированным фондом, за 1999г. 2000г. приведены в сводной таблице 3.1. Таблица 3.1 - Данные по добыче нефти механизированным фондом скважин № п/п 1 2 Год 2010 2011 Всего, тыс.тонн 1221.9 1102.0 В т.ч. Мех.фонд 1221.9 1102.0 В т.ч. УЭЦН 696 (57%) 771 (70%) Таким образом, добыча нефти по сравнению с 2010 г. увеличилась на 0,7%, а добыча нефти мех.фондом на 11,6%, в т.ч. УЭЦН на 13,8%. Система ППД Талинское месторождение имеет блоковую систему разработки с 3-х рядным расположением добывающих скважин в блоке при расстоянии между ними 400м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего -600 м. Закачка воды в целях поддержания пластового давления на Талинской площади начата в 1983 году. По состоянию на 1.01.01. в продуктивные пласты закачано 399 163 571 тыс.м3 воды. В течение 1994 - 1997 г.г. закачка осуществлялась 10 КНС (КНС-16,17,5, 20,23,24,27,28,30,31), оснащенными 62 насосными агрегатами ЦНС 180-1900. Анализ показателей насосного оборудования КНС позволил установить, что их общая производительность значительно отличалась от предусмотренной в проектах обустройства в меньшую сторону. Фактическая средняя единичная производительность насосных агрегатов большинства эксплуатируемых КНС (151-189 м3/ч) превышает номинальную (150м3/ч). Учет закачиваемой воды осуществляется расходомерами типа СВЭМ-200, установленными на выкидных линиях насосных агрегатов и расходомерами, смонтированными в блок-гребенках кустов нагнетательных скважин (СВУ-200). В 1997 году в связи с экономией электроэнергии были остановлены и законсервированы КНС - 16, 17, 5, 20, 23, 24. На КНС - 27, 28, 30, 31 - оставили в работе 6 агрегатов. Фонд нагнетательных скважин на 1.04.2000 год составил 892, из них действующих - 113, в бездействии - 124, в освоении- 16, в консервации - 632, пьезометр - 1, в ликвидации - 6. Средняя закачка в месяц - 31258 м3, средняя приемистость скважин - 293 м3/сут. Текущая компенсация отборов жидкости в пластовых условиях закачкой воды в целом по месторождению составила 79,3% (в 1998 году- 88,6%), с начала разработки 113,3%. 4. Специальная часть .1 Фонд скважин По состоянию на 1.01.2009 года фонд добывающих скважин составил 2144, действующий фонд - 1240 скв., из них: фонтанные - 241 скважина, ЭЦН - 577скважин, ШГН - 315 скважин, ЭДН - 4 скважин. Дающие продукцию - 606 скважин, из них: фонтанным способом - 9 скважин, механизированным способом: ЭЦН - 424 скважин, ШГН - 170 скважин, ЭДН - 3 скважин. Остановленные в отчетном месяце по Талинской площади - 46 скважин. Основная причина остановки скважин - неисправность подземного оборудования - 36 скважин, высокая обводненность - 8 скважин, снижение пластового давления - 2 скважины. Фонд, находящийся в бездействии, составил - 331 скважина по способам эксплуатации: фонтанные - 160 скважин, ЭЦН - 55 скважин, ШГН - 91 скважина, ЭДН - 5 скважин. по причинам: низкая продуктивность - 15 скважин, снижение пластового давления - 28 скважин, высокая обводненность - 33 скважины, нарушение экспл.колонны - 11 скважин, аварийные - 99 скважин, наличие гидратно-парафиновых пробок (ГПП) 52 скважины, отсутствие забоя - 18 скважин, неисправность подз.оборуд. - 60 скважин, остановлена на исследование - 1 скважина, остановлены на зимний период - 2 скважины, отсутствие подз.оборудования - 12 скважин. В освоении находится - 3 скважины. В консервации находится - 1144 скважины по причинам: низкая продуктивность - 84 скважин, снижение пластового давления - 128 скважин, нарушение герм.экспл.колонны - 4 скважины, высокая обводненность - 412 скважин, аварийные - 224 скважины, наличие ГПП - 196 скважин, отсутствие забоя - 4 скважины, ожидание обустройства - 7 скважин, неисправность подз.оборуд. - 18 скважин, отсутствие подз. оборуд. - 12 скважин. Пьезометрических 25 скважин. Ликвидировано - 26 скважин. Нагнетательный фонд по состоянию на 1.01.2001 год составил 892 скважины. Действующий фонд - 253 скважины, из них под закачкой - 110 скважин, остановленных - 3 скважины, в бездействии - 124 скважины, в освоении - 16 скважин. В консервации находится 632 нагнетательные скважины. Пьезометрических - 1 скважина. Ликвидировано - 6 скважин. Основная причина такого числа скважин, находящихся в простое, бездействии и консервации - это недостаточное количество бригад ПРС и КРС. На сегодняшний день в НГДУ - 8 бригад по ПРС и 8 бригад по КРС, которые выполняют ремонты, чтобы поддержать действующий фонд. Для ввода скважин из бездействия и консервации необходимо дополнительное число бригад. Для обеспечения проектного уровня добычи нефти в 2000 году в эксплуатацию введены 13 добывающих скважин и 1 нагнетательная скважина. На механизированную добычу переведено 104 скважины, из них оборудовано ЭЦН - 77, ШГН - 25. 4.2 Анализ эксплуатации скважин Талинского месторождения установками ЭЦН НГДУ «Талинскнефть» за 1999 год добыча нефти скважинами, оборудованными УЭЦН, составила 59 % от общей добычи или 713313 тыс. тонн. На 01.01.2009 года фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 493 ед. Из 493 скважин, оборудованных УЭЦН: Дающих продукцию - 381 скв., (77,3 %); В режиме постоянной откачки - 371 скв., (75,3 %); Работающих периодически - 10 скв., (2 %); Фонтанирующих через УЭЦН - нет; Простаивающих - 102 скв., (20,7 %); Сравнительный анализ выше перечисленных показателей за последние 7 лет представлен в таблице 4.1. Таблица 4.1 - Динамика состояния фонда скважин оборудованных УЭЦН Отчетный период ВСЕГО В режиме* На 01.01.2006 г. На 01.01.2007 г. На 01.01.2008 г. На 01.01.2009 г. На 01.01.2010 г. На 01.01.2011 г. На 01.01.2012 г. 740 599 475 359 343 327 493 77(10.5%) 75(12.5%) 100(16.5%) 90(25.0%) 144(42.0%) 214(65.2%) 371(75.3%) Периодичес ких* 50(6.8%) 31(5.2%) 12(2.0%) 3(0.8%) 1(0.3%) 2(0.6%) 10(2%) Фонтанирующие через ЭЦН* 237(32.3%) 231(38.6%) 178(37.5%) 177(49.3%) 78(22.7%) 4(1.2%) 0 В простое* 357(48.7%) 254(41.4%) 185(39.0%) 86(24.0%) 113(32.9%) 100(30.6%) 102(20.7%) Примечание: * - количество скважин (процент от общего числа скважин) Анализируя динамику состояния мех.фонда скважин, оборудованных УЭЦН, за прошедшие годы (1993-99 гг.), нельзя не отметить, что процентное отношение скважин, работающих в режиме, возросло от 10.5%, до 75,2%; периодических - снизилось с 6.8% до 2%; простаивающих - снизилось с 48.7% до 20.7%. Динамика межремонтного периода УЭЦН. Динамика наработки на отказ характеризуется ежегодным увеличением межремонтного периода скважинного оборудования. В сравнении 2005 - 2006 гг. МРП в 2005 г. увеличился на 204.2% (151.1 сут); и на 26.5% (47.2смут) - в сравнении 2004 годам. Данные представлены в таблице № 4.2.2, графике № 1 Таблица 4.2 - Среднегодовая наработка УЭЦН на отказ по годам 2005 год 2006 год 2007 год 2008 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год 72 суток 74 суток 94 суток 90 суток 93,2 суток 125,3 суток 177,9 суток 255,1 суток МРП скважин оборудованных УЭЦН 250 225,1 МРП (сут) 200 177,9 150 125,3 100 72 74 1992 1993 94 90 1994 1995 93,2 50 0 1996 1997 1998 1999 года График 1 - Динамика МРП УЭЦН за период с 2005 г. по 2012 г. Увеличение МРП УЭЦН обусловлено улучшением технологической дисциплины и качества выполняемых операций подразделениями НГДУ в ЦБПО ЭПУ. Со стороны НГДУ в этом направлении постоянно ведутся следующие работы: Отбивка забоев, ЛСГ или геофизической партией, на всех скважинах без исключения перед монтажом УЭЦН. При недостаточном забое обязательная промывка скважины до чистой воды и после этого монтаж УЭЦН по согласованию с ЦБПО ЭПУ. Контроль за оснащенностью бригад ПРС и КРС, расстановкой оборудования и скоростью СПО при проведении подземных ремонтов. Расчет подбора типоразмера УЭЦН на переводных, оптимизируемых скважинах после проведения прямых гидродинамических исследований. Запуск, вывод на режим и контроль в процессе эксплуатации УЭЦН согласно «Технологического регламента». . Штуцирование затрубного пространства и НКТ. Динамика причин отказов УЭЦН. Основные причины преждевременных отказов (0 - 30 суток) за 2005г. связаны с некачественной подготовкой подземного оборудования и эксплуатацией скважин. По ЦБПО ЭПУ процентное отношение основных причин преждевременных отказов характеризуется следующим образ 2004 год Отказы по кабельной линии в т.ч. кабель - стр.длина кабель - сростка кабель муфта 2005 год 7 12 4 7,86% 1,12% 2,25% 4,49% 4 4,35% 2 2,17% 1,09% 1,09% 1 1 В сравнении с 2004г. (7,86% - 7 отказов) за 2005 год, наблюдается уменьшение преждевременных отказов по кабельной линии на - 3.51%. Гидрозащита 2004 год 2005 год 20 (22,48%) 7 (7,61%) В сравнении с 2004 г. (23,59%) за 2005г. наблюдается уменьшение отказов по гидрозащите на 14,87%. Погруж.эл/дв (ПЭД) 2004 год 2005 год 21 (22,59%) 8 (8,70%) в сравнении с 2004г. (23,59%) за 2005г.данный показатель уменьшился на 14.89%. Гидрозащита+ПЭД 2004 год 2005 год 41 (46,07%) 15 (16,31%) В сравнении с 2004г. (46,07%) за 2005г. наблюдается уменьшение отказов по гидрозащите и ПЭД на 29,76%. По НГДУ «ТН» процентное отношение основных причин преждевременных отказов на 01.01.2009г характеризуется следующим образом: Мех. повр. кабеля 2004 год 2005 год 15 (16,86%) 27 (29,35%) В сравнении с 2004г. (16,86%), за 2005г наблюдается увеличение преждевременных отказов по мех. повреждения кабеля на - 12.49%; Засорение насоса мех. прим. 2004 год 1999 год 3 (3,37%) 5 (5,43%) В сравнении с 2004г. (3,37%), за 2005г. наблюдается некоторое увеличение преждевременных отказов по причине засорения насоса мех. примесями на 2.06%; Отложение солей 2004 год 2005 год 2 (2,24%) 4 (4,35%) в сравнении с 2004г. (2,24%) за 2005г. наблюдается увеличение преждевременных отказов по причине засорения насоса солеотложения на 2.11%; Негерметичность НКТ 2004 год 2005 год 6 (6,74%) 6 (6,52%) в сравнении с 2004 г, (6,74%), за 2005г. наблюдается уменьшение преждевременных отказов по причине негерметичности НКТ на - 0.27%; Увеличение преждевременных отказов по мех. повреждению кабеля в 2008г не говорит о том, что ухудшилась технологическая дисциплина при проведении подземных ремонтов. Это показывает, что увеличилось количество выполняемых ремонтов. Статистика приведенная в таблице 4.3 свидетельствует об этом. Таблица 4.3 - Статистика проведения ремонтов скважин оборудованных установками ЭЦН Количество монтажей (ремонтов) Количество преждевременных отказов из-за мех. повр. кабеля Процент отказов от количества монтажей УЭЦН 2008г. 505 2009г. 396 2010г. 463 2011г. 645 32 18 15 27 6,3% 4,5% 3,2% 4,2% Таблица 4.4 - Основные причины отказов УЭЦН (процент от общего количества отказов) Причина отказов Кабель стр. длина Кабель - сростка Кабель - муфта Рассл. изол. кабеля ВСЕГО по кабелю: Отказ ПЭД Отказ гидрозащ. Отказ ПЭД + ГЗ Мех. повр. кабеля Мех. примеси Отлож. солей Негермитичность НКТ 2008 10,5 2,7 2 -------15,2 8,7 8,7 17,4 14 21 2009 19,8(42) 19,8(42) 5,6(12) 1,8(4) 45,2(100) 8,9(19) 4,7(10) 13,6(29) 15,1(32) 1,8(4) 2,3(5) 1,8(4) 2010 12,3(11) 10,1(9) 2,2(2) 0(0) 24,6(22) 8,9(8) 16,8(15) 25,7(23) 20,2(18) 4,5(4) 1,1(1) 2,2(2) 2011 1,13(1) 2,24(2) 4,5(4) 0 7,87(7) 23,59(21) 22,48(20) 46,07(41) 16,86(15) 3,37(3) 2,24(2) 6,74(6) 2012 2,17(2) 1,09(1) 1,09(1) 0 4,35(4) 8,7(8) 7,61(7) 16,31(12) 29,35(27) 5,43(5) 4,35(4) 6,62(6) Примечание: *- количество отказов (процент от общего количества отказов) В вышеизложенном анализе основных причин преждевременных отказов УЭЦН есть положительные сдвиги, как в работе ЦБПО ЭПУ, так и в работе НГДУ «ТН». Основные причины отказов УЭЦН за 1999 год. Таблица 4.5 - Основные причины отказов установок ЭЦН за 2009 год Причина отказов Кабель - стр. длина Кабель - сростка Кабель - муфта Рассл. изол. каб. ВСЕГО по кабелю Отказ ПЭД Отказ гидроз. Отказ ПЭД+ГЗ Мех. повр. каб. Отлож. солей Негермет. НКТ 3,85(9) 1,28(3) 2,14(5) 9,40(22) 10,26(24) 16,67(39) 26,92(63) 17,95(42) 3,85(9) 3,42(8) 6,41(15) Примечание: *- количество отказов (процент от общего количества отказов) 4.4 Типовая конструкция скважины На Талинском месторождении все скважины наклонно-направленные, кустового бурения. Этот метод принят как экономически выгодный в данном регионе. Минимально количество 2 скважины, максимальное 32 скважины Эксплуатационная колонна спускается до забоя и цементируется. Затем нефтяной пласт вскрывают. Для этого при помощи перфоратора простреливают отверстия в колонне и окружающем ее цементном кольце. При таком способе вскрытия, пласт сообщается со скважиной только через отверстия прострелянные в колонне и цементном кольце. Процесс бурения скважины Бурение скважины под кондуктор велось турбинным способом, долотами диаметром 295,3 мм, на буровом растворе со следующими параметрами: удельный вес 1,17, вязкость 24 сек., 2 водоотдача 5 см /30 мин., Кондуктор диаметром 245 мм спустили на глубину 650 м., зацементировали до устья и опрессовали давлением 70 атм. Бурение, под эксплуатационную колону, велось долотами диаметром 215,9 мм турбинным способом на буровом растворе: удельный вес 1,18, вязкость 26 сек., 3 водоотдача 6 см /30 мин. При достижения забоя 2934 м, был выполнен комплекс ГИС. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм была спущена на глубину 2934 м и зацементирована до глубины 50 м. Опрессовали водой давлением 176 атм. По окончанию бурения устье скважины оборудовали колонной головкой и ФА. Геофизические исследования проведенные в открытом стволе: . Ст.каротаж 1:200 2464 - 2924 м. . БКЗ 1:200 2464 - 2924 м. . Кавернометрия БК 1:200 2464 - 2924 ИК 1:200 2464 - 2924 МБК 1:200 Резистивиметрия 1:200 2464 - 2924 Инклинометрия 8 замеров Геофизические исследования проведенные в колоне: АКЦ кондуктора 1:500 650 - 0 РК (ГК, НГК) 1:500 40 - 2456 /- 1:200 2456 - 2900 . АКЦ 1:500 40 - 2456 /- 1:200 2456 - 2900 Процесс освоения Эксплуатационную колону D=146 мм прошаблонировали, шаблоном D 118 мм, длинной 16 м, до глубины 1700 м. НКТ с «пером» спущено на глубину 1800 м. Скважину промыли технической водой в течение 2-х циклов. В зону 3 перфорации закачали 3м .Эксплуатационную колону опрессовали водой-давлением 176 атм.,а приустьевую часть воздухом-давлением 110 атм. НКТ подняли. Эксплуатационная колона проперфорирована, в интервале 2841 - 2853, перфораторами ПКС - 80 плотностью 14 на погонный метр. Всего отстреляно 168 зарядов. НКТ с воронкой спустили на глубину 2924 м. Скважину промыли технической водой в течении двух циклов, НКТ приподняли до глубины 2830 м. На устье установили верхнюю часть ФА и опрессовали водой-давлением 176атм. Скважину освоили путем замены воды на нефть, с последующим снижением уровня нефти до глубины 1000 м. 4.5 Осложнения при эксплуатации скважин На Талинском месторождении проведены исследования химического состава воды и определение ее рН по 414 скважинам. На основании полученных данных сделан машинный расчет показателя стабильности. В результате проведенной работы установлено, что 30 % обследованного фонда скважин имеют попутно добываемую воду с показателем стабильности более 0,5, т.е. являются солеобразующими. Методика выполнения необходимых работ по определению солеобразующих объектов и программа расчета показателя стабильности вод изложены в РД 39-0148070-026 ВНИИ-86 «Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения». Технологический процесс предусматривает определение концентрации ингибитора солеотложения полностью предотвращающей образование осадка в каждой конкретной скважине. Следует отметить, что на карбонатное равновесие и на процесс солеотложения могут оказать влияние некоторые химические реагенты используемые в нефтедобыче: ингибиторы коррозии, жидкости для глушения скважин, реагенты закачиваемые в систему ППД и др. Отложение солей в этом случае может носить эпизодический характер и прекратится после выноса, добываемой жидкостью, всей массы вещества. Однако, в отдельных случаях, указанные реагенты образуют осадки отлагающиеся в порах пласта, в результате чего уменьшается проницаемость и снижается коэффициент продуктивности скважины. Для предупреждения отложений солей существуют технологические, физические и химические методы. Технологические методы предусматривают выбор оптимального источника водоснабжения для поддержания пластового давления, изоляцию обводняющихся пластов и скважин, увеличение глубины спуска ЭЦН, спуск «хвостовиков», использование оборудования с защитным покрытием. Использование технологических методов часто затруднено, в связи с условиями разработки не позволяющими их выполнять. Защитные покрытия носят локальный эффект, они не препятствуют процессу солеотложения по всему пути следования газожидкостного потока. Физические методы борьбы с солеотложением заключается в использовании акустических, магнитных и электрических полей. Физические методы, также как и защитные покрытия, служат для предотвращения отложений солей в определенном месте. Для достижения предупреждения отложения солей на всем пути следования добываемого потока единственно приемлемым способ остается использование химических реагентов - ингибиторов солеотложения. В настоящее время разработано большое количество ингибиторов как отечественного, так и импортного производства. Часто ингибиторы разрабатываются с учетом условий разработки месторождения конкретного региона: ингибитор должен быть совместим с пластовой водой и другими реагентами, применяемые в нефтедобыче; реагент должен обладать хорошими адсорбционно-десорбционными свойствами, возможно минимальной коррозионной активностью, максимальной экологичностью, температуростойкостью; ингибитор должен полностью предупреждать отложение солей в оборудовании; в зимний период времени ингибиторы должны обладать низкими температурой замерзания и вязкостью. Для борьбы с отложениями солей на месторождениях Западной Сибири был выбран ингибитор на основе полиэтиленполамин = N = метилфосфоновых кислот (ПАФ - 13А), который может быть использован для предотвращения отложения солей из водной фазы как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатно-натриевого типов. Обобщая условия образования осадков установлено, что отложения чаще наблюдаются в зонах больших градиентов давлений, и реализуются на стенках забоя и в зоне пласта, прилегающей к перфорационным каналам, а также на входе погружных насосов. Способ подачи ингибитора в скважину зависит от зоны отложения солей. При систематически наблюдающихся отложениях выше приема ЭЦН или башмака фонтанных труб, ингибитор может применяться постоянной или периодической дозировкой в затрубное пространство скважин. В первом случае подача осуществляется с помощью дозирующего устройства, во втором используется цементирующий агрегат ЦА-320; При снижении проницаемости пласта, коэффициента продуктивности и одновременном сохранении рабочего режима закачки воды в систему ППД, вероятно отложение солей в при забойной зоне пласта, перфорационных каналах. В этом случае рекомендуется осуществлять закачку реагента в призабойную зону пласта. Успешность технологии закачки в призабойную зону пласта определяется эффективностью реагента, объемом и глубиной доставки технологического раствора, степенью адсорбции и скоростью выноса ингибитора в процессе отбора жидкости из скважины. Условия разработки Талинского месторождения показали, что добыча 0 нефти происходит при температурах 101 - 102 С. Эффективность ингибитора 0 типа ПАФ несколько снижается с повышением температуры выше 85 С. и при применении их по методу закачки в призабойную зону пласта, можно не получить полной защиты от отложений солей в призабойной зоне пласта. На глубине подвески насоса температура газожидкостного потока значительно снижается, в связи с чем эффективность защиты насосного оборудования не снижается. Парафинзация. Процесс парафинизации оборудования вызывает серьезные осложнения при добыче нефти. Основной причиной отложения АСПВ на стенках труб является изменение термобарических и гидродинамических параметров течения добываемой жидкости в скважинах. Главным фактором, влияющих на выпадение парафиновых фракций, растворенных в нефти, являются состав и свойства нефти, газосодержание, наличие многолетнемерзлых пород, основные показатели разработки (дебит и обводненность). Важным параметром определяющим начало выпадения парафина является температура насыщения нефти парафином. Метод определения возможности парафиноотложения в скважине заключается в сопоставлении температуры добываемой жидкости на устье скважин с температурой насыщения нефти парафином. Если температура на устье скважины выше температуры насыщения нефти парафином, то отложения не наблюдаются. Если устьевая температура ниже температуры насыщения нефти парафином, то наблюдается выпадение АСПВ, причем, чем больше разность этих температур, тем интенсивнее идет процесс парафинизации и граница начала отложений находится на большей глубине. При известных характеристиках работы скважин можно рассчитать дебит при котором в стволе скважин происходит выпадение АСПВ. Особенно подвержены скважины с низкими дебитами (до 40 т/сут) и обводненностью (до 30%). С ростом обводненности добываемой продукции интенсивность парафинизации оборудования будет снижется. Это объясняется тем, что при увеличении обводненности происходит возрастание температуры газонефтяного потока, гидрофилизация поверхности НКТ, это приводит к срыву отложения АСПВ со стенок труб. Наибольшие затруднения возникают в скважинах оборудованных штанговыми насосами, где вследствие отложения парафина резко возрастает гидростатическое сопротивление течению жидкости и перемещению колоны штанг. Защитные мероприятия на скважинах - закачка ингибитора СНПХ-7214 Р., растворителя ШФЛУ и гексановой фракции. На основание анализа свойств нефти и основных показателей разработки были проведены расчеты прогнозного количества скважин с АСПВ. Расчеты проведенные до 2000 года, показали, что прогнозный парафиновый фонд будет увеличиваться до 1993 года и составит 12 % от действующего фонда, затем постепенно начнет убывать. Основной фонд скважин с АСПВ составят вновь вводимые скважины с высокой обводненностью и низкими дебитами. Для оптимальной работы скважин предлагается расчет суточного количества реагента по формуле q V0 * Qн н / , Где q - суточный расход ингибитора, л/сут; V 0 - оптимальная дозировка ингибитора для данного объекта, г/т; QН - дебит скважины по нефти, т/сут; и - плотность ингибитора, кг/м 3 . При разработке месторождения увеличились отложения солей на нефтепромысловом оборудовании. В состав отложений входят, карбонаты кальция (от 56,9 до 91,9 %), продукты коррозии металлоконструкций ( от 0,08 до 64,4% , органические соединения нефти, галит, кремнезем и гипс. Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную концентрацию, т.е. когда C C i C ip наблюдается неравенство , где i - концентрация соединения или Cp иона, потенциально свободного к выпадению в осадок, i - равновесная концентрация соединения или иона при данных условиях. Это неравенство смещает в сторону выпадения осадка либо за счет увеличения левой части (возрастание фактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения предельной растворимости). Первое из этих условий возникает обычно при смешивании химических несовместимых пластовых и закачиваемых в систему ППД вод. Вторым условием выпадение осадков, служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления, выделения газов, в результате чего снижается величина равновесной концентрации. С применением заводнения происходит гидрохимические изменения, сказывающиеся на формировании попутно добываемых вод. При закачке воды в нефтяной пласт, образуется сложная многокомпонентная система: закачка воды - пластовая вода - погребная вода - нефть с растворенным газом - породы пласта. В результате сложных внутрипластовых процессов в этой системе происходит увеличение концентрации солеобразующих ионов в попутно добываемых водах. Можно отметить, что отложение карбоната кальция происходит одновременно по нескольким причинам, обусловленным геологическим строением залежей, системой их разработки и технологическими особенностями эксплуатации скважин. Так как основные запасы нефти сосредоточены в горизонтах ЮК10 и ЮК11, был изучен состав пластовых вод, этих горизонтов, и влияния на них закачиваемой воды. Анализ данных по химическому составу воды показал, что на обоих пластах отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатно-натриевого типов. Установлена тенденция к снижению минерализации и содержание практически всех ионов в пласте ЮК11 независимо от типа воды. В пластовых водах наблюдается присутствие сульфат ионов до 39 мг/л, которые могут вызвать отложение гипсов. Выпадение осадков наблюдается не только из пластовых и закачиваемых вод разной генетической природы, но и из смеси однотипных вод. В последнем случае превалирующее значение в образовании осадка вероятно, оказывает нестабильность пластовых вод при изменении термобарических параметров. Состояние карбонатного равновесия характеризуется показателем стабильности вод, значение которого рассчитывается на основании данных по составу попутно добываемых вод, рН водной среды, давлении и температуры, компонентному составу неразгазированной нефти пласта, обводненности добываемой жидкости. 5. Безопасность и экологичность проекта Основными законодательными актами по охране труда в нашей стране являются Конституция России, Основы законодательства и др. в этих документах отражены правовые вопросы охраны труда и здоровья трудящихся. На основании вышеперечисленных источников, а также исходя из соответствующих правил безопасности и норм производственной санитарии, в данном проекте нами разрабатываются основные мероприятия по созданию безопасных условий работы операторов при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН. Всякая деятельность протекает из определенных мотивов и направлена на достижение конкретных целей. Жизнедеятельность - активное отношение человека к окружающему миру для целесообразного его преобразования. Абсолютно безопасной деятельности не существует. По данным Госкомстата, по различным причинам в Российской Федерации на производстве ежегодно травмируется 650-700 тысяч человек, 15-16 тысяч человек с летальным исходом, 6 млн. человек работают во вредных условиях, более 700 тысяч единиц оборудования и 61 тысяча зданий и сооружений не отвечает требованиям безопасности. В среднем, ежегодно происходит около 500 тысяч пожаров, основными причинами этих негативных явлений являются: недостаточный уровень обучения и квалификации персонала; несоответствие технологических процессов современным требованиям безопасности; недостаточное оснащение производства системами очистки выбросов; устаревшее оборудование; В данном случае, описывается несколько мероприятий по улучшению охраны и условий труда, охраны окружающей среды, предложены возможные чрезвычайные ситуации и их предотвращение. 5.1 Анализ и оценка опасностей при выполнении работ, связанных с обслуживанием скважин, оборудованных УЭЦН Одна из главных особенностей условий труда операторов по добыче нефти - это работа, в основном, на открытом воздухе (на кустах скважин), а также работа связанная с перемещениями на территории объекта и между объектами (кустами), частыми подъемами на специальные площадки, находящиеся на высоте. Поэтому в условиях сурового климата Западной Сибири и Крайнего Севера с низкими температурами (зимой до -500С) и высокой влажностью (летом до 100%) играет метеорологические факторы. При низкой (сверхдопустимых норм) температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается, что вызывает переохлаждение организма, ведущее к заболеванию. В случае низкой температуры воздушной среды уменьшается подвижность конечностей в следствии интенсивной теплоотдачи организм, что сковывает движения. Это может послужить причиной несчастных случаев и аварий. При длительном температуры и, пребывании следовательно, работающего переохлаждении в условиях организма низкой возможно возникновение различных острых и хронических заболеваний: воспаление верхних дыхательных путей, ревматизм и другие. Результатами многократного воздействия низких температур являются пояснично-крестцовый радикулит и хроническое повреждение холодом (ознобление). При высокой температуре снижаются внимание и скорость реакции работающего, что может послужить причиной несчастного случая и аварии. При работе в летнее время при высокой температуре (до +50 С) возможны перегревания организма, солнечные и тепловые удары. Кусты, как правило, засыпаются песком, поэтому при сильных ветрах случается поднятие частиц песка и пыли, которые могут попасть в глаза и верхние дыхательные пути. Нормирование метеорологических параметров устанавливает ГОСТ 12.1.005-76. В ходе производственных операций рабочие могут подвергаться вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры (свище, щели по шву) вследствие внутренней коррозии или износа, превышения максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя регулирующих и предохранительных клапанов. Пары нефти и газа при определенном содержании их в воздухе могут вызвать отравления и заболевания. При постоянном вдыхании нефтяного газа и паров нефти поражается центральная нервная система, снижается артериальное давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела. Особенно опасен сероводород - сильный яд, действующий на нервную систему. Он нарушает доставку тканям кислорода, раздражающе действует на слизистую оболочку глаз и дыхательных путей, вызывает острые и хронические заболевания, ПДК Н2S - 0,1 мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-76.) Специфическая особенность условий эксплуатации нефтяных скважин высокое давление на устье, которое доходит до 30 МПа. В связи с этим любое ошибочное действие оператора при выполнении работ на устье скважины может привести к опасной аварии. Высокое давление и загазованность указывают на повышенную пожаро- и взрывоопасность объекта. Эксплуатация скважин с УЭЦН характеризуется с наличием высокого напряжения в силовом кабеле. Причем станция управления и скважина оборудования ЭЦН обычно не находятся в непосредственной близости друг от друга и часть кабеля проходит по поверхности, что увеличивает зону поражения электротоком, а следовательно и вероятность несчастного случая. Причиной несчастного случая может быть также неудовлетворительное состояние объекта с позиции санитарии, его чрезмерная захламленность и замазученность, плохая подготовка скважин к замерам пластового давления. Таким образом, мы выяснили основные факторы производственной среды, влияющие на здоровье и работоспособность операторов в процессе труда: метеорологический фактор. Вредное влияние паров нефти и газа. Высокое давление. Повышенная пожаро- и взрывоопасность. Наличие высокого напряжения. Причины организационного характера. 5.2 Расчет заземления электрооборудования Для предохранения рабочих от поражения электрическим током электрооборудование УЭЦН должно быть надежно заземлено. В соответствии с ГОСТом 12.1.006-84 выполнен расчет заземляющего устройства станции управления ЭЦН. Заземление КТПН осуществляется электродами из круглой стали d=12 мм, l=5 м, забиваемых в землю на глубину 5,7 м и соединенных стальной полосой 40х4 мм. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом в любое время года. все соединения выполняются сваркой согласно ПЭУ. После устройства контура заземления необходимо замерить сопротивление и, если оно окажется больше допустимого, забить дополнительные электроды. Расчет производится в соответствии «Типовых расчетов по электрооборудованию». Сопротивление растеканию тока одиночных стержневых заземлителей определяется по формуле: Rо.с.=ρ*Кс (ln 2l + 1 ln 4t+l) (5.1) 2πl d 2 4t-l где ρ - удельное сопротивление грунта, 1*10-4ом*см; Кс -коэффициент сезонности, для I климатической зоны Кс =1,65;- длина стержня, 500 см;- диаметр стержня, 1,2 см;- глубина залегания, 570 см; с=1*104*1,65 (ln 2*500 +1/2 ln 4*570 +500) = 37,5 Ом *3,148500 1,2 4*570-500 Необходимое количество стержней:о.с. N=ηсR3 (5.2.2.) где, η - коэффициент использования стержневых заземлителей, 0,61;сопротивление, оказываемое заземляющим устройством растеканию тока, 4 Ом; ,61*4 Сопротивление всех стержней: с=Rо.с./n* ηc=37,5/16*0,61=3,8 Ом Сопротивление растекания горизонтального (протяжного) заземлителя определяется по формуле: Rn= 0,366 * ρрасч./ln * lg lg2/dt1 (5.2.3.) где, ln - общая длина горизонтального заземлителя (полосы 40х4 мм), 100000 см; ρрасч = ρ* Кс=104*5 ом*см, Кс=5 - для I климатической зоны; - глубина залегания протяжного заземлителя;, 70 см; = 0,366* 5*10-4/100000 * 1000002/1,2*70=14.3 Ом. Действительное сопротивление растеканию протяжного заземлителя с учетом коэффициента использования ηn=0,32 д=Rn/ ηn=14,3/0,32=44,7 Ом (5.2.4.) Общее сопротивление заземляющего устройства: =Rc*Rпд/ Rc+Rпд= 3.8* 44,7/3,8+44,7=3,5 Ом (5.2.5.) Из расчета следует, что полученное значение сопротивления не превышает допустимого, а следовательно будет обеспечено полноценное заземление объекта, соответствующее ГОСТу 12.1.006-84. 5.3 Основные мероприятия по обеспечению безопасности условий труда операторов Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных скважин соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них. Все работы связанные с эксплуатацией УЭЦН (обслуживание, перевозка, монтаж, демонтаж) должны выполняться в соответствии с правилами безопасности и инструкциям по охране труда для рабочих цехов добычи нефти и ППД, а также следующими документами: Правило безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утверждение Госгортехнадзором. Правила технической эксплуатации электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором. Правила устройства электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором. Руководство по эксплуатации УЭЦН РЭ, утвержденное ОКБ БН. На работу следует принимать лиц не моложе 18 лет, годных по состоянию здоровья, соответственным образом обученных и прошедших инструктаж по технике безопасности. Перевозка рабочих на место и обратно должна осуществляться на бортовых автобусах или специально оборудованных грузовых бортовых автомобилях, а в Продолжительность труднодоступных рабочего местностях времени - на вездеходах. установлена трудовым законодательством и не должна превышать 41 час в неделю. Рабочие должны обеспечиваться необходимой спецодеждой, соответствующей времени года (лето - роба х/б, сапоги, головной убор, рукавицы, а также средства защиты от кровососущих насекомых; зимой шапка-ушанка, валенки, ватные штаны, шуба, ватные рукавицы). На каждом кусте должна быть оборудована пульт-будка с имеющимися в наличии аптечкой, бачком с питьевой водой, носилками, а также мебелью для отдыха. При работе в темное время суток объект должен быть освещен, во избежании травматизма. В качестве осветительных приборов применяются фонари и прожектора. Норма освещенности не ниже 10 лк (СНиП I - 4-79). Особое внимание следует обратить на санитарное состояние территории куста, не допускать его захламления и замазученности, зимой необходимо регулярно расчищать снежные заносы на подходах к скважины. Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать ПДК (углеводороды предельно С-С10 в пересчете на С - 300 мг/м3, ГОСТ 12.1.005-76). Во время ремонта скважин при наличии в воздухе рабочей зоны нефтяных паров и газов, превышающих ПДК, необходимо заглушить скважину жидкостью соответствующих параметров и качества. Работы в загазованной зоны должны проводиться в соответствующих противогазах. К монтажу (демонтажу) погружного агрегата УЭЦН и его обслуживанию допускается электротехнический персонал, знающий схемы применяемые станций управления, трансформаторов, подстанций погружных насосов (КТПН), конструкции по их эксплуатации, прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем место, а также проверку знаний с присвоением квалификационной группы по электробезопасности. Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на скважинах оборудованных УЭЦН должны быть установлены стационарные манометры с трехходовыми кранами. Конструкция устьевого оборудования должна обеспечить возможность снижения давления в затрубном пространстве, а так же закачку жидкости для глушения скважины. Наземное оборудование УЭЦН должно быть установлено в специальной будке или на открытой местности на расстоянии не менее 20 м от устья скважины. При установке наземного оборудования в будке станция управления должна быть расположена так, чтобы при открытых дверцах обеспечивался свободный выход из будки. При установке электрооборудования на открытой местности оно должно иметь ограждение и предупреждающий знак «Осторожно! Электрическое напряжение!». Намотка и размотка кабеля на барабан кабеленаматывателя должна быть механизирована. Производить намотку (размотку) кабеля вручную, а также тормозить барабан руками, доской или трубой запрещается. Все открытые движущиеся части механизмов кабеленаматывателя могущие служить причиной травмирования должны иметь ограждения. Прокладка, перекладка кабелей УЭЦН по эстакаде рядом с действующими кабелями, находящимися под напряжением, а также перекладка кабелей допускается в случае необходимости при выполнении следующих условий: Работу должны выполнять рабочие, имеющие опыт прокладки кабелей, по наряду-допуску (распоряжению электротехнического персонала ЦБПО НПО под руководством лица с группой по электробезопасности не ниже V при напряжении выше 1000 В. Работать следует в диэлектрических перчатках, поверх которых для защиты от механических повреждений одеваются брезентовые рукавицы. Санитарные нормы действия тока на организм, устанавливает ГОСТ 12.1.000-76. Таким образом в данном разделе разработаны основные мероприятия , которые обеспечат безопасные условия работы операторов при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН. 5.4 Общие требования безопасности к рабочим цеха по подготовке и перекачке нефти (ППН) К самостоятельной работе в цехе ППН допускаются лица: достигшие 18-летнего возраста. Прошедшие медицинское освидетельствование согласно приказа Минздрава ССР № 700 от 19.06.84; прошедшие производственное обучение, обучение безопасным методам в проведении работ, стажировку (при необходимости) на рабочем месте и проверку знаний по технике безопасности; имеющие удостоверение о проверке знаний по технике безопасности. Через каждые 3 месяца рабочие должны проходить инструктаж по безопасному ведению работ и не реже 1 раза в год - проверку знаний. При внедрении новых видов оборудования и механизмов, новых технологических процессов, а также при введении в действие новых правил и инструкций по охране труда рабочие должны пройти дополнительное обучение и инструктаж. Внеочередную проверку знаний по технике безопасности рабочие должны пройти: после обучения, вызванного изменением технологического процесса, внедрением новых видов оборудования и механизмов, введением в действие новых правил и инструкций; по требованию или распоряжению руководителей предприятий и представителей службы надзора. Приступая к работе, рабочие должны иметь при себе удостоверение о проверке знаний по технике безопасности. При приеме смены, рабочие обязаны ознакомиться с заданиями и распоряжениями руководителей работ, с записями в вахтовом журнале и уяснить себе обстановку на объекте и на рабочем месте. При обнаружении какой-либо неисправности, не записанной в журнале, принимающий смену должен указать на нее сменщику, и вместе с ним сделать соответствующую запись в вахтовом журнале. Не разрешается: принимать или сдавать смену во время аварии и при ее ликвидации; передавать смену рабочему, явившемуся в нетрезвом состоянии или больному. Находясь на территории цеха ППН работающие должны соблюдать общие для всех правила поведения: места открытого выделения газа надо обходить с наветренной стороны; переходить через траншею, трубопроводы надо только в специально указанных местах, оборудованных переходами. Рабочие цеха ППН перед началом работы обязаны: проверить состояние и исправность работающего и резервного оборудования (насосов, запорной арматуры, КИПиА и т.п.), чистоту рабочего места, производственных помещений и территории наличие инструмента и вспомогательного инвентаря, исправность действия вентиляционных установок, наличие и состояние средств индивидуальной защиты; привести в порядок спецодежду и др. средства индивидуальной защиты; проверить наличие и исправность пожаротушения и инструментов, их соответствие характеру работы, наличие и укомплектованность аптечки. Рабочие обязаны следить за чистотой рабочих мест и всего оборудования. Рабочие площадки, лестницы и переходы необходимо очищать от грязи, снега и льда. Загромождение лестниц и площадок, проходов между трубопроводами и др. оборудованием, мешающие нормальному обслуживанию и ремонту, не допускается. Освещение объектов ППН должно быть выполнено во взрывобезопасном исполнении. Осветительная проводка должна прокладываться в герметичных газовых трубах, выключатели должны быть во взрывоопасном исполнении и установлены вне помещения. В качестве аварийного освещения могут применятся только аккумуляторные фонари во взрывобезопасном исполнении напряжением 12 Вт. Рабочие должны иметь полагающиеся по нормам спецодежду, спецобувь, рукавицы и другие средства индивидуальной защиты, обеспечивающие безопасность. Спецодежду следует носить в застегнутом виде, она не должна меть свисающих концов. При опасности попадания инородных тел, вредных жидкостей, паров, газа, раздражения глаз сильным световым излучением необходимо пользоваться соответствующими защитными очками. При работе в колодцах, аппаратах, емкостях и других плохо проветриваемых местах необходимо применять шланговые противогазы. Лица, допущенные к работам на объектах с возможным выделением сероводорода, должны иметь при себе исправные средства индивидуальной защиты (противогазы марки КД). Промышленные фильтрующие противогазы применяют в том случае, если в воздухе содержится не менее 18% объемных долей кислорода, а концентрация вредных газов не превышает 0,5% долей объемных. Рабочие должны следить за состоянием предохранительной арматуры, наличием и исправностью манометром, обращать внимание на наличие и целостность пломб. Не допускается эксплуатация аппаратов, емкостей и оборудования при неисправных предохранительных предохранительных устройствах, при клапанах, отсутствии отключающих или и неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, а также работа с неисправным инструментом. Все движущиеся части механизмов должны быть ограждены. Выступающие и вращающиеся детали должны быть закрыты по всей окружности вращения сплошными кожухами. Запрещается эксплуатация неисправного оборудования отключающих и предохранительных устройств, неисправных контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, а также работа неисправным инструментом. Корпуса электрооборудования и пусковой аппаратуры должны быть заземлены. Перед пуском механизмов в работу необходимо проверить их исправность. Пускать в работу механизмы следует, только убедившись, что у движущихся частей нет людей. И только после подачи предупредительного знака (сигнала). Во время работы механизма запрещается: производить ремонт их или крепление каких-либо частей; чистить и смазывать движущиеся части вручную; снимать ограждения или отдельные их части и проникать за ограждения; тормозить движущиеся части механизмов подкладыванием труб, ваг и других предметов; переходить через приводные ремни, цепей или под ними; направлять, надевать, сбрасывать, натягивать или ослаблять ременные передачи; находится в опасной зоне. Ремонтные работы должны проводится в дневное время. При необходимости ремонтов в ночное время место работы должно быть освещено. Работы по ремонту оборудования, связанные с применением открытого огня и возможностью образования открытого искрения, должны осуществляться по наряду-допуску на производство газоопасных работ или письменному разрешению главного инженера, согласованного с главным энергетиком предприятия и местной пожарной охраной. Ремонтные работы в котловане, а также в нефтяных и газовых колодцах разрешается выполнять при соблюдении следующих условий: бригада рабочих должна состоять не менее чем из двух человек (работающий и наблюдающий), обеспеченных соответствующими средствами индивидуальной защиты; перед началом работ ответственный за их проведение должен спросить исполнителя о его самочувствии; перед работой котлован или колодец проветрить, а перед сварочной работой - провести анализ воздушной среды; проверить исправность шлангового противогаза, спасательного пояса и сигнально-спасательной веревки; сроки единовременного пребывания работающего в шланговом противогазе должен превышать 20 минут. В случае гидратообразования или замораживания участка трубопровода, обвязки насосов, запорной арматуры отогревать их следует водой или паром. Перед отогревом участок должен быть отключен от работающей системы. При пропарке емкостей, аппаратов запрещается поднимать давление в них: пар должен иметь свободный выход. При пропарке труб запрещается стоять с противоположного конца, тем более, устранять закупорку пропариваемых труб разрыхлением различными предметами. Пропуск газа и нефтепродуктов через фланцевые соединения, сальники, задвижки и другие неплотности необходимо своевременно устранять. При необходимости проведения ремонтных работ на трубопроводах находящихся под давлением, подлежащий ремонту участок необходимо отключить задвижками с установкой маркированных заглушек после снижения в нем давления до атмосферного. Закрывать (открывать) запорную арматуру следует плавно, без рывков, пользуясь при необходимости специальным (штурвальным) ключом. В случае возникновения аварийной ситуации, связанной с повышением содержания сероводорода в воздухе, необходимо: немедленно одеть противогаз; прекратить все работы в опасной зоне; сообщать об этом ответственному руководителю работ; обозначить опасную зону предупреждающими знаками; дальнейшие работы производить по плану ликвидации возможных аварий. При аварии рабочие обязаны действовать в соответствии с планом ликвидации аварий; сообщить о происшедшей аварии диспетчеру, вывести людей из помещения или опасной зоны и при необходимости, в целях предупреждения осложнений, отключить технологическое оборудование. При возникновении пожара необходимо немедленно вызвать пожарную охрану и приступить к тушению огня имеющимися на объекте противопожарными средствами. При несчастном случае необходимо оказать пострадавшему доврачебную помощь, вызвать, если необходимо скорую медицинскую помощь, сообщать о происшедшем руководителю работ или начальнику цеха и по возможности сохранить обстановку на рабочем месте такой, какой она была в момент несчастного случая. В случае возникновения аварийной ситуации смена, в которой возникла авария, не сдает смену до ликвидации аварии. Принимающая смена включается в работу по ликвидации аварии. 5.5 Характеристика условий труда Характеристика выбросов вредных веществ в атмосферу. Таблица 5.1 Вредные вещества Наименование Окислы азота Сернистый ангидрид Окись углерода Пятиокись ванадия Окись железа Стирол По Кол-во вредных веществ отходящих от всех источников В том числе: выделяются без очистки Всего выброшено в атмосферу Лимит выброса 9,355 73,985 9,355 73,985 9,355 73,985 9,355 73,985 53,62 0,296 53,62 0,296 53,62 0,296 53,62 0,296 0,616 0,222 0,616 0,222 0,616 0,222 0,616 0,222 формуле можно рассчитать степень риска производства, определяемого за год: =Сn/Np= 1/104500=9,57х10-6 где Cn - число смертельных случаев за год; где Np - число работающих. 5.6 Пожарная профилактика Пожарная профилактика достигается правильным проектированием, эксплуатацией и обеспечением средствами пожаротушения. В зависимости от пожаро- и взрывоопасных свойств применяемых, производимых или хранимых веществ, все производство по степени пожарной опасности подразделяется на пять категорий: А, Б, В, Г, Д. Категория А. Производство, связанное с получением, применением или хранением: жидкостей, имеющих температуру вспышки паров (280С) и ниже; паров или газов с нижним пределом взрываемости 10% и менее в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; горючих жидкостей при температуре нагрева их до 2500С. Категория Б. Производства, связанные с применением, получением, хранением или переработкой: жидкостей с температурой паров от 290 до 1200С; горючих газов, нижний предел взрываемости которых более 10% к объему воздуха, при применении этих газов в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; производства, в которых выделяются горючие волокна или пыль в таком количестве, что они могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси. Категория В. Производства, связанные с обработкой или применением твердых сгораемых веществ и материалов, а также жидкостей с температурой вспышки паров выше 1200С. Категория Г. Производства, связанные с применением или обработкой несгораемых веществ и материалов в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии и сопровождающиеся выделением лучистой теплоты, искр и пламени, а также производства, связанные со сжиганием твердого, жидкого и газообразного топлива. Категория Д. Производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в холодном состоянии. Для тушения пожара используют следующие средства пожаротушения: ручные пенные огнетушители типа ОП, углекислотные огнетушители ОУ-2, пенопроизводящие установки - пеносмесителя, воздушнопенные стволы, генераторы высококоратной пены, гидранты и другие средства. Первичные средства пожаротушения размещают в легко доступных местах. Огнетушители защищают от солнечных лучей, осадков. Для улучшения условий труда необходимо намечать как можно большее количество позитивных мероприятий и соответствовать ГОСТам. 5.7 Прогнозирование чрезвычайных ситуаций и их предотвращение Одной из наиболее частых аварий является взрыв. При выборе электрооборудования для объектов добычи нефти и газа необходимо учитывать специфические условия работы электрических установок, связанных с наличием взрывоопасных газов и паров. К взрывоопасным относятся смеси с воздухом горючих газов и паров горючих жидкостей с температурой вспышки 450С и ниже, а также горючей пыли или волокон с нижним пределом взрываемости не выше 65 г/см3. В зависимости от температуры самовоспламенения устанавливаются 5 групп взрывоопасных смесей: Таблица 5.2 Группа взрывоопасной смеси Т1 Т2 Т3 Т4 Т5 Температура самовоспламенения С Свыше 450 300 до 450 200 до 300 135 до 200 100 до 135 Распределение некоторых смесей по категориям и группам приведено в таблице 5.3. Таблица 5.3 Категория взрывоопа сных смесей 1 2 Группа взрывоопасных смесей Т1 Аммиак, метан, дихлорэтан, изобутилен, метилстирол, метил хлористый, метил хлористый, метилацетат. Ацетон, бензин-100, бензол, толуол, стирол, пропан, этан, этилбензол, окись углерода и Т2 Амилацетат, бутилацетат, винилацетат, изопропен, метилметакрилат, спирты: бутиловый, изоамиловый, изопропиловый и др. Бензин Б-95/130, бутан, дивинил, диоксан, метиламин, метилфуран, пентан, пропилен и Т3 Скипидар, уайтспирит, циклогексан, спирт амиловый, полиэфир ТГМ-3 и др. Т4 - Т5 - Бензин: А-66, А-72, А-76, Б-70, гексан, топливо Т-1, ТС-1 и др. Ацетальдегид, этиленглиголь , диэтиловый эфир, дибутиловый эфир. - др. Коксовый газ (метана 40%, водорода 60%), светильный газ, этилен. Водород, водяной газ. 3 4 др. Окись этилена, окись пропилена, этилтрихлорсилан. - Ацетилен, метиодихлорсилан. Винилтрихлорми лан, этилдиххлорсила н. Диэтиловый (серный) эфир. - Сероводород Трихлорсилан -- Серо-угл ерод - При взрыве газовоздушной смеси весом в 10 т находится на расстоянии менее 65 м от эпицентра взрыва опасно для жизни. Для насосов и другого оборудования: Слабые разрушения при Δpф =0,25-0,4 атм. Средние разрушения при Δpф =0,4-0,6 атм. Сильные разрушения при Δpф =0,6-0,7 атм. На рис. 5.1. изображена примерная схема распространения ударной волны по зонам. Рис. 5.1 месторождение тектоника стратиграфия порода Условные обозначения на схеме: - зона детонации, - зона действия продуктов взрыва, - зона ударной волны,- радиус первой зоны,- радиус второй зоны,- расстояние от центра взрыва до элемента предприятия (во 2 зоне),-расстояние от центра взрыва до элемента предприятия (в 3 зоне). =17,5 3√Q =17,5√10=37,7 м где Q -количество газа, т. =1,7R1=1,7*37,7=64,1 м Разность давлений в 1 зоне Δpф =1700 кПа Разность давлений во 2 зоне: Δpф=1300 (R1 / r2)3+50= 1300 (37,7/50)3+50=607 кПа Ψ=r3/R1=85/37,7=2,3 При Ψ> 2 разность давлений в третьей зоне: Δpф=22/ Ψ√lg Ψ+0,155 =13,3 кПа Радиус Зоны, опасной для жизни человека: см=30 3√Q=64,4 м 5.8 Основные мероприятия по предотвращению опасностей, связанных с особенностями оборудования Технологические процессы, идущие под высоким давлением, оборудование, находящиеся под большими нагрузками, в определенных условиях представляют опасность для работающих. Основные мероприятия по предотвращению опасностей, обусловленные повышением давления и нагрузкам, сводится к следующим: осмотр и испытание установки, оборудования, механизмов; использование ослабленных элементов и устройств для механизации опасности; применение средств блокировки, исключающих аварии при неправильных действиях работающих. автоматизация производственных процессов, позволяющая вывести из опасных зон, осуществление контроля за показаниями приборов и дистанционные управления; учитывать розу ветров. Нельзя допускать возможность попадания опасных по взрыву и пожару смесей в огнедействующие установки. На каждом предприятии, с числом работающих более 300 человек организуют фельдшерский здравпункт, а более 800 человек - врачебный здравпункт. На основании анализа условий труда обслуживающего персонала, характеристики вредных веществ, загрязняющих природную среду и прогнозирования возможных чрезвычайных ситуаций на данном объекте можно сделать следующие выводы: В основном объект отвечает требованиям ГОСТов по условиям труда. Анализируя возможные чрезвычайные ситуации, в данном проекте выявлены вероятные параметры ударной волны при взрыве газо-воздушной смеси, и намечены мероприятия по предотвращению возникающих поражающих вредных факторов: взрыва и др. факторов. Заключение . Установлено, что эффект частичной сепарации легкой нефти с большим газовым фактором в затрубное пространство обводненных скважин приводит к существенным осложнениям в эксплуатации серийных установок ЭЦН. . Режимы работы становятся нестационарными, снижается дебит, и происходят срывы подачи, что приводит к потерям в добыче нефти и преждевременным отказам установок. . Единственной технологией, позволяющей успешно решить эти проблемы, является применение погружных насосно-эжекторных систем. Внедрение погружных насосно-эжекторных систем в обводненных скважинах Талинского месторождения позволило увеличить дебиты скважин и получить дополнительную добычу нефти, обеспечило стабильную эксплуатацию и существенное повышение наработок на отказ. . Довести разработку струйного насоса до логического завершения: Предложенный фильтр на приемной части СН, заменить на другой, не требующий конструктивных изменений и экономических затрат. Сопло СН должно изготавливаться из высокопрочных сталей или из предложенного (кристаллически выращиваемый) лейкосапфира. Клапанную пару приемной части насоса изготавливать из отдельных материалов, которые не подвергаются коррозии и ударному воздействию. Список литературы 1. Технико-экономическое обоснований кондиций к подсчету запасов нефти по Талинской площади. Отсчет СибНИИНП, Тюмень, 1990 г. . Крупский Б.Л., Пятигорская М.Н./ Пересчет балансовых запасов нефти Талинской площади Красноленинского месторождения. Отсчет УКРГИПРОНИИНефть., Киев,1989 г. . А.В. Рыбак. / Пересчет балансовых запасов нефти Талинской площади Красноленинского месторождения. Отсчет ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1985 г. . Сонич В.П., Ильин В.М., Дроздов В.А., Дворак С.В., и др./Исследование петрофизических свойств пород-коллекторов нефтегазовых месторождений Западной Сибири для обоснования параметров продуктивных пластов.Отсчет СибНИИНП. , Тюмень, 1985,316с. . Дворак С.В./Разработка методики определения параметров для подсчета запасов нефти в нижнеюрских углесодержащих коллекторах Западной Сибири._ Диис. На соиск. Уч. степ. кандидат геолого. - минеральных наук. Тюмень, СибНИИНП, 1989 г., 266 с. . Касов А.С./ Методическое руководство по определению коэффициентов вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. СибНИИНП,1977,42 с. . Технологическая схема разработки Талинского месторождения (внеплановый отсчет). СибНИИНП, Тюмень.1980 г. . Дополнительная записка к технологической схеме разработки Талинского месторождения, СибНИИНП, Тюмень, 1983 г. . Отсчет о научно-исследовательской работе составление проектов и технологических схем разработки по месторождениям Главтюменнефтегаза . И внедрение мероприятий по интенсификации добычи нефти. СибНИИП, Тюмень, 1984 г. . Технологические Талинской площади показатели разработки Красноленинского по участку расширения месторождения. СибНИИП, Тюмень.1988 г. . Технологические показатели разработки по участку расширения Талинской площади Красноленинского месторождения СибНИИНП, Тюмень, 1989 г. . Дополнительная записка к технологической схеме разработки Талинской площади Красноленинского месторождения. СибНИИНП, Тюмень,1987 г. . Временная методика «Расчет итоговых параметров струйного насосного оборудования в комплексе с установкой погружного центробежного электронасоса (ЭЦН). . В.Б. Ястремская, Е.С. Сыромятников, Л.Г. Злотникова, В.В. Савицкий /Организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Издательство «НЕДРА» 1978. . И.М. Жданов, Н.И. Панова, Е.А. Подгорных /Сборник официальных материалов по охране труда (том 4) , Москва ПИО ОБТ 1996 г. . Ю.С. Карпеев /Организация охраны труда в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах, Издательство «НЕДРА» 1988 г. . г. Оператор по исследованию нефтяных скважин, ГОСТОПТЕХИЗДАТ.1959
