Проект розробки чапаєвського газоконденсатного родовища



5,87%, пропану 2,11%, бутану 1,0% і пентанів та вище киплячих вуглеводнів 32,8г/см3 (на сухий газ). Серед не вуглеводневих газів 0,69% складає двоокис вуглецю, 0,35% азот і 0,07% гелій. Конденсат за своїми фізико-хімічними властивостями є достатньо легким, він має густину 0,7617г/см3 молекулярну масу 120,58 і вміщує 72% бензинових фракцій. Його склад вміщує всього 0,42% смолистих речовин, а тверді парафіни взагалі відсутні.

Горизонт В-22 випробування в свердловині 10 двічі, спочатку в інтервалі 3456-3471м, а потім з дострілом інтервалу 3439-3456м. В обох випадках отримані подібні результати, тому в якості вихідних газоконденсатних параметрів використовуються середні значення між ними, а саме: вміст етану 3,42%, пропану 0,73%, бутанів 0,31% і вуглеводнів С5+ 23,3г/см3 (на сухий газ). Необхідно відмітити, що пластовий газ цього горизонту відрізняється вмістом двоокису вуглецю (7,91%), в той же час вміст азоту (0,39%) і гелію (0,06%) аналогічний вище залягаючий горизонту В-21. Конденсат за своїми фізико-хімічними характеристиками мало відрізняється від вуглеводнів С5+ з вище залягаючого горизонту, хоча в цілому є дещо легшим з густиною 0,7577 г/см3, молекулярною масою 119,28 і вмістом фракцій п.к.-200 0С- 79%. Кількість смолистих речовин складає 0,86% і твердих парафінів 0,10%.

Свердловина 17 працювала з вересня 1994 року по липень 2001 року в пульсуючому режимі з накопиченням тиску. Всього видобуто 137 тон конденсату.

В 2004 р. газоконденсатні дослідження в експлуатаційних свердловинах 54 і 55 (гор. В-22) виконали співробітники УкрНДІ газу.

На основі фактичних матеріалів, промислових і лабораторних досліджень визначені: склад видобутих газів, фізико-хімічні властивості конденсату, потенційний вміст вуглеводнів С5+, а також етану, пропану, бутанів і невуглеводнивих компонентів. Результати досліджень приведені в таблицях 2,9-2,11.

Таблиця 2.9 - Результати промислових газоконденсатних дослыджень (дані УкрНДІгазу)

Показники, одиниці виміру	Номер свердловини
	54	55
Продуктивний горизонт	В-22	В-22
Інтервал перфорації, м	3442-4484	3458-3510
Дата дослідження	10.2004	10.2004
Пластовий тиск, МПа	34,1	37,5
Вибійний тиск, МПа
Пластова температура, К	399	399
Режим роботи свердловини: -тиск на гирлі, МПа -температура на гирлі, К -депресія, МПа -дебіт газу, тис.м3/годину	11,9-11,4 284 0,6	16,0-11,4 286 2,8
Умови відбору: -тиск, МПа -температура, К	5,88 265	5,88 295
Питомий вихід конденсату, см3/м3: -стабільного -нестабільного	11,8 22,0	14,4 24,7
Водний фактор, см3/м3	0,1	12,5

Таблиця 2.10 - Основні фізико-хімічні властивості і фракційний склад конденсатів

Показники, одиниці виміру	Номер свердловини
	17	10	54	55
Дата відбору Умови відбору проб: Тиск, МПа Температура,К	04,85 5,43 240	01-02,84 5,1 253	10,99 5,88 265	10,99 5,88 295
Колір			св.жовт.	св.жовт
Густина,г/см3	0,7617	0,7577	0,7347	0,7836
В'язкість кінематична при 200С,м2/с*10-6	1,030	0,930	0,713	0,839
Асфальтени,% ваг.	0,06	0,01	-	-
Смоли силікагелеві,% ваг.	0,42	0,86	-	-
Парафіни,% ваг.	0,0	0,10	-	-
Молекулярна маса	121	119	102	118
Фракційний склад за ДЕСТ2177-82: Початок кипіння,0С	49	43	45	38
Відгін при температурі, 0С 5% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 95%	60 69 78 105 121 133 153 190 214 360 -	53 62 81 98 114 126 141 162 205 300 -	79 89 98 105 112 119 128 137 149 164 174	77 91 103 112 120 128 140 157 184 240 289
Кінець кипіння, 0С	360	325	195	318
Об'ємна частка, %: Відгону Залишку втрат	90,0 2,0 8,0	94,0 3,0 3,0	99,0 1,0 -	97,5 1,5 1,0
Вміст фракцій на основі відгону, % об. П.к-1500С 1500С-2000С 2000С-3000С Вище за 3000С	59,0 13,0 12,0 16,0	65,0 14,0 11,0 10,0	81,0 19,0 - -	67,5 17,5 12,0 3,0

Дані свердловини працювали в періодичному режимі з накопиченням тиску. В середньому свердловини 54 та 55 працювали 2 рази на добу по 1,5 години з дебітами 0,6 і 2,7 тис.м3/год. Відповідно при цьому по свердловині 55 тиск в трубному просторі падав за 1,5-2 години від 15,2 до 7,8 МПа, а по свердловині 54-від 19,4 до 10,8 МПа. Різниця між трубним та затрубним тисками за 1,5-2 години досягла 3,0-3,3 МПа. Це свідчило про наявність великого стовпа рідини і відповідно про великий фільтраційний опір.

Вміст вуглеводнів С5+ у видобувному газі по дослідженням свердловинам 54 і 55 склав 17,4 г/м3 та 31,3 г/м3 відповідно. Відмічався підвищений вміст двоокису вуглецю у видобувному газі (до 23,03% мол.).

Конденсат свердловини 55 порівняно з конденсатом свердловини 54 більш важкий. Його густина складала 0,7836г/см3, молекулярна маса- 118, та температура кінця кипіння- 3180С. А по свердловині 54 густина конденсату -0,7347г/см3, молекулярна маса- 102 і температура кінець кипіння - 1950С. Вміст бензинової фракції, що википає до 2000С, складала 100% об. (св. 54) та 85% об. (св. 55).

Різниця в кількості та якості конденсатів пояснюється більш повним виносом раніше випавшого конденсату з привибійної зони свердловини 55 за рахунок роботи з більшим дебітом, ніж дебіт свердловини 54.

1.3 ПІДГОТОВКА ТЕХНОЛОГІЧНОЇ ОСНОВИ ДЛЯ ВИЗНАЧЕННЯ ПОКАЗНИКІВ РОЗРОБКИ

1.3.1 Результати промислових досліджень свердловин

На Чапаєвському родовищі продуктивна характеристика горизонтів вивчена у процесі випробування та дослідження покладів візейських (гор. В-21, В-22), турнейських і серпухівських відкладів нижнього карбону (гор. Т-3-4 і С-4, С-5, С-9).

Продуктивні горизонти візейських відкладів досліджені пошуково-розвідувальними свердловинами 14, 16, 17 і експлуатаційними свердловинами 54 і 55.

Виділені за результатами промислово-геофізичних досліджень та лабораторного вивчення кернового матеріалу об'єкти випробування та дослідження розкривались за допомогою перфораторів ПК-85 (20 отв/м), ПК-103 (10 отв/м), ПКО-89 (30 отв/м), ПКС-80 (12 отв/м), ПР-43 (10 отв/м). Виклик припливу здійснювався шляхом заміни глинистого розчину на воду з подальшим зниженням рівня рідини у свердловині методом аеризації. Після очистки свердловини проводились промислові дослідження на стаціонарних та нестаціонарних режимах фільтрації. Свердловини досліджені методом установлених відборів на п'яти режимах. На основі одержаних даних вивчалась продуктивна характеристика горизонтів. На основі одержаних даних вивчалась продуктивна характеристика горизонтів. Обробка результатів досліджень виконана за стандартною методикою, згідно [7]. Результати досліджень на стаціонарних режимах приведені в таблиці 3.1. Оцінити продуктивність свердловин на стаціонарному режимі роботи в газопровід не являється можливим через те, що всі вони працюють періодично.

Слід зазначити, що в процесі досліджень окремих свердловин майже на усіх режимах виносилась газоконденсатна суміш з водою. Робочі тиски не відновлювались; розраховані вибійні тиски занижені, а депресії великі і складають від 43% (св. 55) до 85% (св. 16) пластового тиску.

Результати таких досліджень, як правило лише наближено характеризують фільтраційні властивості розкритих пластів.

Отримані коефіцієнти фільтраційних опорів великі, що підтверджує низькі колекторські властивості покладів.

Дослідження на нестаціонарних режимах виконані лише в св. 14 та 17 методом зняття кривої відновлення тиску після зупинки свердловини. Обробка проводилась по відомій методиці [7].



Результати визначення колекторських властивостей горизонтів В-21, В-22 приведені в таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 - Визначення колекторських властивостей

№№ Свердл.	Ефектив. Товщ.м	Qr,тис.м3/добу	Тпл,К	Рпл, МПа	µ	в	Kh/µт Дм/сП	К,10-15 М2

14 3,6 28,8 400 39,92 0,013 31,08 0,573 2,09

14 4,0 3,4 388 22,89 0,019 115,2 0,0158 0,07

17 1,9 62,4 398 38,95 0,0264 128,07 0,0264 4,05

54 1,8 - 401 20,32 - - 2,3754 18,0

55 5,0 - 403 24,99 - - 1,266 3,7

В експлуатаційних свердловинах 54 і 55 проводились дослідження на нестаціонарних режимах фільтрації (3 по св. 54 і 6 по св. 55). В процесі обробки даних досліджень встановлено, що пластовий тиск не відновився до істинного значення. Тому визначити продуктивні характеристики, як при вибійної зони свердловини, так і пласта практично не можливо. Коефіцієнти провідності та проникності були розраховані за даними досліджень на стаціонарних режимах фільтрації (таблиця 3.2). Результати досліджень свідчать про низькі колекторські (фільтраційні) властивості газовміщаючих пластів та по суті непромислові припливи із них.

Спостереження за змінюванням пластового тиску в свердловинах проводилися шляхом періодичних вимірів статичних тисків, а також вимірюванням пластового тиску глибинними манометрами (Таблиця 3.3).

Таблиця 3.3 - Динаміка пластового тиску

№№	Горизонт	Дата	Рст,	Рпл.,гли. замір	Р/Z,	Q
свердл.	Інтервал,м		МПа	МПа	МПа	млн.м3
	В-21е,	24.04.85	31,53	41,56	37,84	-
17	В-22а	16.10.95	17,41	23,5	24,62	5,153
	3410-3434	26.01.96	13,83	21,2	22,46	5,943
					35,15	-
	В-22в,	26.08.99	24,99	34,92	34,03	0,076
	В-22д, В-22е	18.11.99	15,35	21,24	23,16	0,364
	3442-3484	08.02.00	12,8	19,80	21,72	0,645
		15.08.00	10,87	23,73	25,47	0,972
54
		01.10.01	25,83	34,76	33,54	1,111
	В-22в,	07.07.02	26,9	34,99	33,70	1,224
	В-22д	11.12.03	25,38	34,54	33,10	1,271
	3442-3465	02.06.04	17,93 25,11	24,39 31,85	25,81 32,2	1,282 1,295
		04.07.05
		26.08.97	31,86		37,66	-
		27.07.99	27,63	36,66	34,95	0,116
	В-22г,	11.11.99	19,01	26,7	27,77	0,774
	В-22є	15.02.00	14,8	22,34	23,94	1,266
	3510-3458	02.08.00	9,32	14,34	15,63	1,974
55
		03.10.00	8,14	14,93	16,28	2,097
		30.05.02	4,71	14,64	15,96	2,114
		16.07.03	15,99	23,99	25,91	2,158
	В-21г 3380-3432	02.06.04	21,09	28,88	29,99	2,178
		13.07.05	2,73	12,86	14,21	2,188

1.3.2 Аналіз стану розробки родовища

Загальна характеристика розробки родовища

За проектом розробки (1999 р.) поклади Чапаєвського родовища горизонтів В-21+Т-3-4б і В-22 були виділені в один експлуатаційний об'єкт, розробка яких проектувалася трьома свердловинами 17, 54 і 55, з яких 17 (пошукова) була передана з розвідки, а дві інші 54 і 55 проектні експлуатаційні.

Родовище було уведено у розробку у 1999 р. свердловиною 17 (гор. В-21, В-22). У середині 2004 р. експлуатаційними свердловинами 54 і 55 було введено в розробку газовий поклад горизонту В-22.

Розробка родовища за період 2005-2010 рр. здійснюється згідно “Аналізу і коректив проекту розробки Чапаєвського ГКР”, складеного Укрндігазом у 2005 р.. При прогнозуванні показників розробки у 2005 р. [2] були прийняті запаси, які пораховані об'ємним методом в об'ємі 72 млн.м3, коефіцієнт експлуатації 0,26. Порівняння проектних і фактичних показників розробки приведено у таблиці 3.4. Аналіз даних цієї таблиці свідчить про те, що проектні показники експлуатації значно відрізняються від фактичних. Це обумовлено режимом роботи свердловин і меншими запасами газу. За даними спостережень, свердловини з початку пуску почали виносити воду. Вивести їх на проектні режими неможливо, свердловини працюють 1-2 години на добу. Показники даних експлуатації свердловин приведені у таблиці 3.5, рисунок 3.1. На 1.01.2011 р. із родовища вилучено 10,266 млн.м3 газу рисунок 3.6, що складає 57% від видобувних запасів підрахованих об'ємним методом (код класу - 111 - 18,15млн.м3 газу [4]. Видобуток конденсату складає 141 т. При перерахунку запасів газу і конденсату, запаси конденсату були віднесені до категорії позабалансових код класу 222, в зв'язку з невеликим його вмістом в пластовому газі та складними фактичними умовами роботи свердловин (періодичність, наявність води в продукції і т.ін.). Вже на 1.01.2006 р. конденсат не видобувається.

Таблиця 3.4 Порівняння проектних і фактичних показників Чапаєвського ГКР

Рік	Кількість свердловин, одиниць	Середньодобовий відбір газу,	Річний відбір газу, млн.м3 /добу	Відбір з початку експлуатації, млн..м3	Робочий тиск, МПа
		тис.м3	/добу
	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
2005	2	2	3,8	30,21	2,8		1,599	4,3	9,909	22,87	8,4-9,1
2006	2	2	3,56	0,83	2,6		0,143	6,9	10,052	21,27	4,9
2007	2	2	3,42	0,96	2,5		0,104	9,5	10,156	19,86	4,9
2008	2	2	3,29	11,3	2,4		0,066	11,8	10,222	18,58	4,9
2009	2	2	3,15	0,91	2,3		0,031	14,1	10,253	17,47	4,9-0,98
2010	2	2	3,01	4,45	2,2		0,013	16,3	10,266	16,44	0,98

Таблиця 3.5 Основні показники експлуатації (на кінець року)

Дата	Горизонт, інтервал, перфор. м	Середньодобови й відбір газу, тис.м3/добу	Видобуток газу, тис.м3	Робочий тиск, МПа	Час роботи, години	Коефіцієнт експлуатації
			річний	накопич.
			свердловина 54
2004	В-22в,-22д	42,1	461	515	24,03	268	0,03
2005	3442-3484	15,52	510	1025	9,12	789	0,09
2006	3442,8-3465	0,82	130	1155	4,9	3830	0,437
2007		0,84	86	1241	4,9	2464	0,28
2008		15,89	29	1270	4,9	41	0,005
2009		1,64	18	1288	4,9	292	0,03
2010		3,840	7	1295	0,98	42	0,005
			свердловина 55
2004	В-22г,В-22є	26,18	994	1012	23,35	913	0,104
2005	3510-3458	54,25	1089	2101	8,44	485	0,055
2006		1,0	13	2114	4,9	306	0,035
2007	В-21г	3,28	18	2132	4,9	135	0,015
2008	3380-3432	9,22	37	2169	4,9	99	0,011
2009		0,59	13	2182	0,98	519	0,06
2010		5,48	6	2188	0,98	28	0,003
			по родовищу
2004		29,53	1455	8310	23-24	1181	0,135
2005		30,21	1599	9909	8,4-9,1	1274	0,145
2006		0,83	143	10052	4,9	4136	0,472
2007		0,96	104	10156	4,9	2599	0,297
2008		11.3	66	10222	4,9	140	0,016
2009		0,91	31	10253	4,9-0,98	811	0,093
2010		4,450	13	10266	0,98	70	0,008

Динаміка параметрів роботи свердловини

Свердловина 17

Пошукова свердловина 17 пробурена в східній частині Чапаєвського склепіння. Свердловиною розкриті газоносні горизонти В-21, В-22 і Т-3-4б. 20 вересня 1994 р. свердловина була введена в експлуатацію з інтервалу 3410-3434м з початковим миттєвим дебітом 20 тис.м3/добу і робочим тиском 25,89 МПа. Початковий пластовий тиск, який виміряний глибинним манометром склав 41,56 МПа.

Фактично свердловина розробляла горизонт В-21е і В-22а сумісно. З початку експлуатації свердловина виносила воду, працювала періодично, з накопиченням тиску.

Так, у вересні 1999р. свердловина за 10 днів роботи працювала всього 75 годин і видобула 17 тис.м3 газу. Максимальний місячний видобуток газу досяг в лютому місяці 2000 р. і склав 533 тис.м3 газу і 14т конденсату. При цьому свердловина за 28 днів працювала 613 годин. В подальшому щомісячний видобуток газу знижувався і в червні 2001 р. свердловина припинила фонтанування у зв'язку з виснаженням покладу горизонтів В-21е і В-22а.

В серпні 2002 р. свердловина переведена на гор. В-19-20. Припливу газу не отримано в в червні 2003 р. вона була ліквідована.

Станом на 1.01.2011 р. із покладу гор. В-21е+В-22а було видобуто 6,8млн.м3 газу що складає 46% від дренованих запасів газу (14,7млн.м3) [3]. Пластовий тиск знизився на 49% від початкового (Таблиця 3.3).

Свердловина 54

Свердловина 54 пробурена в склепінній частині покладу, в 300м на південь від свердловини 10. Введена в експлуатацію 29.07.2004 р. з горизонту В-22 (3442-3484м) з початковим дебітом 10 тис.м3/добу і робочим тиском 21,58МПа. Фактично свердловина працювала із гор. В-22в (3447,6-3448,6м) і гор В-22д (3461,2-3479,2м).

Динаміка пластового тиску по свердловині 54 приведена у таблиці 3.3.

Початковий пластовий тиск не визначався. Виміри статичних тисків виконувалися в недоосвоєній свердловині з рідиною в стовбурі і були знижені. Початковий пластовий тиск, взятий з підрахунку запасів [4] і складає 36,67МПа.

За даними спостережень свердловина з початку роботи виносила пластову воду і працювала періодично, з накопиченням тиску. За три дні в липні 1999р. свердловина працювала всього 15 годин і з неї було видобуто 6 тис.м3 газу.[3]. Основні показники експлуатації свердловини приведені на рисунку 3.2.

З вересня 2005 р. свердловина в магістральний газопровід не працює, на вибої свердловини присутня вода, яка (згідно даних промислово-геофізичних досліджень) поступає з інтервалу 3480-3484,5м. Приплив води з верхніх пропластківгор. В-22 (3443-3474м) не простежено. Після капітального ремонту (ліквідація водоприпливу, установка ізоляційного цементного моста в інтервалі 3490-3470м, повторна перфорація горизонту в інтервалах 3442,8-3451,8, 3458-3465м, заміна нижньої частини підвіски НКТ меншого діаметру, загальна ревізія ФА), в жовтні 2006 р. свердловина 54 була введена в експлуатацію з дебітом 0,8тис.м3/добу і робочим тиском 4,91 МПа. Пластовий тиск, заміряний 11.10.2001р. глибинним манометром на глибині 3465м склав 34,76 МПа. Згідно повторного виміру (7.07.2007 р.) відмічено зростання пластового тиску до 34,99 МПа. Не виключено, що в даному випадку прояв інших пропластків, розкритих при повторній перфорації. В липні 2010 р. пластовий тиск склав 31,85 МПа тобто знизився на 8% (Таблиця 3.3).

Враховуючи фактичні дані експлуатації свердловини, побудована залежність Р/Z=f(?Q) і визначені дреновані запаси газу, які складають 7,26 млн.м3 (табл. 3.3, рисунок 3.3).

На 1.01.2011 р. з початку видобуто 1,295 млн.м3 газу, що становить 18% від дренованих запасів (і 19% від запасів газу, підрахованих об'ємнимметодом [4], які складають за категорією С1 гор.В-22в,В-22д - 6,97 млн.м3) таблиця 2.3.

В зимовий період 2010 р. свердловина 54 працювала 42 години, газ використовувався на власні потреби, решта часу свердловина не працює і перебуває на дослідженні.

Свердловина 55

Свердловина 55 була пробурена в присклепінній частині покладу, на відстані 500м на північний захід від свердловини 10. Свердловина введена в експлуатацію 30.06.2004 р. з горизонту В-22 (3458-3510м) з початковим дебітом зо тис.м3/добу і робочим тиском 26,49 МПа. Фактично свердловина працювала із гор. В-22г (3476,6-3483,2м) і гор. В-22є (3507,4-3509,4м). Початковий пластовий тиск, взятий з підрахунку запасів [4] складає 41,13МПа. За даними спостережень свердловина 55 (як і свердловина 54) з початку розробки почала виносити воду і працювала періодично в режимі накопичення тиску. В червні 2004 р. свердловина працювала всього 6 годин і видобула 8 тис.м3 газу. Найбільший видобуток спостерігався у 2005 р. і склав 1089 тис.м3 ( Таблиця 3.5). В подальшому щомісячний видобуток газу знижувався. В квітні 2006 р. видобуток газу склав 1 тис.м3, свердловина зупинилась по причині виснаження пластової енергії та накопичення рідини на вибої [3].

Станом на 05.2006 р. з горизонтів В-22г і В-22є було видобуто 2,114млн.м3 що становить 59% від дренованих запасів газу. Поточний пластовий тиск склав 14,77МПа і знизився на 26,39МПа, або на 64% від початкового. Результати експлуатації свердловини приведені на рисунку 3.4. За фактичними даними експлуатації свердловини побудована залежність P/Z=f(?Q) i визначені дреновані запаси газу, які складають 3,6 млн.м3 (Таблиця 3.3, Рисунок 3.5).

Згідно даних промислово-геофізичних досліджень вода в свердловину надходила з інтервалу 3460-3464,4м. В жовтні 2007 р. був виконаний капітальний ремонт (ліквідація водоприпливу, установка ізоляційного цементного моста в інтервалі 3509-3440м, достріл вище залягаючих горизонтів в інтервалі 3380-3432м).



тис.м3/добу. Свердловина також працює в режимі накопичення робочого тиску. Пластовий тиск заміряний глибинним манометром 21.07.2008 р. на глибині 3406м (гор. В-21г) склав 23,99МПа, що нижче початкового (33,82МПа), прийнятого для підрахунку запасів газу [4] на 29%. Аналізуючи динаміку пластового тиску, можна припустити, що в покладі, очевидно відсутні промислові запаси газу. Запаси газу, які нараховані об'ємним методом складають 2млн.м3 [4]. Оцінка дренованих запасів газу горизонту В-21г, при такому режимі роботи свердловини, не коректна. На 1.01.2011 р. із горизонту В-21г було видобуто 74тис.м3 газу. Усього із свердловини 55 на 1.01.2011 р. видобуто 2188тис.м3 газу. В 2010 р. свердловина працювала 28 годин, решта часу, як і свердловина 54, не працює і перебуває на дослідженні.

Свердловиною 55 розкритий горизонт В-21д (3436-3437). Балансові видобувні запаси якого (код класу 122) складають 5,9млн.м3 [4]. Це дає підставу на дострілданогот горизонту.

1.4 ПРОГНОЗУВАННЯ РОЗРОБКИ РОДОВИЩА

1.4.1 Вихідні дані для розрахунків показників розробки

На Чапаєвському родовищі поклади вуглеводнів пов'язані з літологічно і тектонічно екранованими, розсередженими по розрізу і площі прошарками пісковиків незначної товщини, в окремих випадках вапняків. Майже кожна із свердловин, пробурених на родовищі, розкрила набір пластів, які не простежуються в розрізі інших свердловин. Тому розрахунки показників розробки були виконані за стандартною методикою для кожної свердловини окремо при газовому режимі розробки покладів. Враховуючи поточний стан розробки родовища і наявність фонду свердловин виділено 2 об'єкти розробки:

І експлуатаційний об'єкт- поклад горизонтів В-22в,В-22д

ІІ експлуатаційний об'єкт- поклад горизонту В-21г

До розрахунків прийняті запаси газу, які перераховані об'ємним методом [4] і прийняті ДКЗ України у 2008 р. (балансові-видобувні код класу 111), по працюючих горизонтах.

Коефіцієнт фільтраційного опору (в) приймається з даних досліджень свердловин 54 і 55, а коефіцієнт (а) розраховується за фактичними даними розробки. Коефіцієнт експлуатації враховує фактичну роботу свердловин в режимі накопичення тиску. За аналізом фактичної експлуатації свердловин (таблиця 3.5) було визначено осереднені величини коефіцієнтів експлуатації і видобутку газу для прогнозних розрахунків показників розробки.

Вихідні дані до газодинамічних розрахунків показників розробки Шевченківського ГКР проедставлені у таблиці 4.1

1.4.2 Газодинамічні розрахунки видобутку вуглеводнів

Розрахунки видобутку газу

Розрахунки прогнозних показників розробки газового покладу горизонтів В-21, В-22 виконані за допомогою програм “GasDrive”, яка реалізує рівняння матеріального балансу, припливу газу до вибою свердловин та руху газу в свердловині при газовому режимі розробки покладів [6].

Розрахунки виконані за середніми параметрами періодичної роботи свердловин на виснаження. Але, при такому режимі роботи свердловин, річний видобуток дуже низький і складає 41тис.м3 газу із свердловини 54 і 18тис.м3 із свердловини 55. Для такого типу покладів [10] кінцевий коефіцієнт газовилучення може скласти не більше ніж 46% (на прикладі свердловини 17). Досягнення навіть такої величини, можливо при роботі свердловин майже 60 років. Розрахунки показників розробки виконані на десять років, хоча з техніко-економічних розрахунків розробка родовища не ефективна вже з перших років. Результати газодинамічних розрахунків показників розробки представлені у таблицях 4.2- 4.4.



Таблиця 4.1 - вихідні дані для розрахунків

Показники	Одиниця виміру	Свердл. 54	Свердл. 55
		гор. В-22в,	гор. В-21г
		В-22д
Запаси газу (до розрахунку)	млн.м3	6,97	2
Видобуток газу на 1.01.2010 р.	млн.м3	0,194	0,074
Початковий пластовий тиск	МПа	34,76	28,88
Пластова температура	К	398	399
Середня глибина свердловини	м	3454	3406
Відносна густина газу	б/р	0,72	0,72
Критичний тиск	МПа	4,56	4,56
Критична температура	К	213,9	213,9
Коефіцієнт гідравлічного опору	б/р	0,025	0,025
Коефіцієнти фільтраційних опорів А
		75	73
В			0,135	0,044
Кількість свердловин	одиниць	1	1
Дебіт газу в свердловині	тис.м 3/добу	1,33	2,5
Робочий тиск	МПа	0,98	0,98
Коефіцієнт експлуатації	б/р	0,08	0,02

Таблиця 4.2 - Показники розробки сведловини 54 гор. В-22.

	Кількість свердл.	Дебіт, тис.м3/доб	Видобуток, млн.м3	Тиск, МПа
Роки			максим, добовий	річний	накопичений	пласт.	стат.	вибійн.	депресія	робоч.
2011 1	1,4	0,001	0,041	1,336	30,09	22,12	8,90	21,19	4,9-0,98
2012 1	1,4	0,001	0,041	1,377	29,81	21,88	8,78	21,03	4,9-0,98
2013 1	1,3	0,001	0,038	1,415	29,53	21,64	8,66	20,87	4,9-0,98
2014 1	1,3	0,001	0,038	1,453	29,26	21,40	8,55	20,71	4,9-0,98
2015 1	1,3	0,001	0,038	1,491	29,00	21,18	8,43	20,56	4,9-0,98
2016 1	1,3	0,001	0,038	1,529	28,74	20,96	8,33	20,41	4,9-0,98
2017 1	1,2	0,001	0,035	1,564	28,48	20,74	8,22	20,26	4,9-0,98
2018 1	1,2	0,001	0,035	1,599	28,23	20,53	8,12	20,12	4,9-0,98
2019 1	1,2	0,001	0,035	1,634	28,00	20,34	8,02	19,98	4,9-0,98
2020 1	1,2	0,001	0,035	1,669	27,78	20„15	7,93	19,84	4,9-0,98

Таблиця 4.3 - Показники розробки свердловини 55 гор. В-21

	Кількість свердл.	Дебіт, тис.м3/ доб	Видобуток, млн.м3	Тиск, МПа
Роки			максим, і добовий	річний	накопичений	пласт.	стат.	вибійн.	депресія	робоч.
2011 1	2,5	0,002	0,018	0,092	28,39	21,02	9,03	19,37	4,9-0,98
2012 1	2,4	0,002	0,018	0,110	28,07	20,75	8,87	19,20	4,9-0,98
2013 1	2,4	0,002	0,018	0,128	27,76	20,48	8,73	19,03	4,9-0,98
2014 1	2,3	0,002	0,017	0,145	27,45	20,22	8,59	18,86	4,9-0,98
2015 1	2,3	0,002	0,017	0,162	27,13	19,96	8,45	18,69	4,9-0,98
2016 1	2,2	0,002 0,016	0,178	26,82	19,70	8,31	18,52	4,9-0,98
2017 1	2,2	0,002 0,016	0,194	26,52	19,45	8,17	18,35	4,9-0,98
2018 1	2,1	0,002	0,015	0,209	26,24	19,21	8,05	18,19	4,9-0,98
2019 1	2,1	0,002	0,015	0,224	25,96	18,99	7,93	18,03	4,9-0,98
2020 1	2,1	0,002	0,015	0,239	25,69	18,76	7,81	17,88	4,9-0,98

Таблиця 4.4 - Основні показники розробки родовища

Роки	Кількість свердл.	Видобуток, млн.м3	Тиск, МПа
		річний	накопичений	пласт.	робоч.
				св. 54	св. 55
2011	2	0,059	10,325	30,09	28,39	4,9-0,98
2012	2	0,059	10,384	29,81	28,07	4,9-0,98
2013	2	0,056	10,440	29,53	27,76	4,9-0,98
2014	2	0,055	10,495	29,26	27,45	4,9-0,98
2015	2	0,055	10,550	29,00	27,13	4,9-0,98
2016	2	0.054	10,604	28,74	26,82	4,9-0,98
2017	2	0,051	10,655	28,48	26,52	4,9-0,98
2018	2	0,050	10,705	28,23	26,24	4,9-0,98
2019	2	0,050	10,755	28,00	25,96	4,9-0,98
2020	2	0,050	10,805	27,78	25,69	4,9-0,98

Видобуток конденсату

Свердловини 55 та 54 Чапаєвського родовища працюють з надто низьким дебітом газу, які не забезпечують достатню швидкість руху газу, внаслідок чого відбувається не повний винос конденсату з вибою свердловини.

При такій роботі свердловин на поверхню поступає газ полегшеного складу. Тому, що конденсат, який виділяється безпосередньо в стволі свердловини не піднімається на поверхню, а накопичується на вибої.

Фактичного видобутку конденсату не має, тому що склад полегшеного газу, який поступає на поверхню, відповідає складу газу сепарації при умовах його підготовки на УКПГ (Рсеп.=0,7МПа, Тсеп.=284К).

1.5 ТЕХНІКА І ТЕХНОЛОГІЯ ВИДОБУТКУ ВУГЛЕВОДНІВ

1.5.1 Технічний стан свердловин

Чапаєвське ГКР станом на 1.01.2011 р. нараховує дві експлуатаційні свердловини 54 і 55.

Свердловини глибокі - обидві пробурені на гор. В-22, св.54 пробурена на глибину 3500 м, а св. 55-3530 м, комбіновані експлуатаційні колони (ЕК) 140х168мм в обох свердловинах спущені до рівня глибин свердловин відповідно. Штучний вибій (шт. виб.) у св.54 відбитий на глибину 3470 м (ЦМ в інт.3470-3490 м), а у св.55-3440 м (ЦМ в інт. 3440-3509 м).

Св.54 і св.55 мають комбіновані 73х60 мм насосно-компресорні труби (НКТ), які спущені до 3465м і 3428м відповідно. На сьогоднішній день гор.В-22 в св.54 перфорований в інт.3442-3465 м, а в св.55 гор.В-19-20, В-21- в інт.3380-3432 м. Міжколонні тиски (МКТ) відмічалися в обох свердловинах ще до введення в експлуатацію, тепер- ліквідовані.

Наземне обладнання: фонтанні арматури (ФА) і колонні головки (КГ) вітчизняного виробництва, розраховані на тиски 70МПа (св.54 - АФК-50х700, КГ-3х700К2) і (св.55-АФ6-80/50х700 і КГ-4х700).

1.5.2 Аналіз стану та ефективності техніки і технології видобутку газу

У свердловині 54 ще до введення в експлуатацію (лютий 2003 р.) був виявлений МКТ між технічною і ЕК,який був ліквідований силами УБР. У червні 2004 р проводився капітальний ремонт (КР) по обв'язці устя свердловини. Через рік продуктивність свердловини почала знижуватися. За даними спостережень свердловина з початку роботи виносила пластову воду. Згідно даних ГДС (вересень 2004 р.) вода поступала з інт. 3480-3483м. Приплив води з верхніх пропластків гор. В-22 (3443-3474м) не простежено. При проведенні шаблонування (квітень 2006 р.) шаблон дійшов до глибини 3480 м - кінець НКТ. З 27.04 по 30.07.2006 р. У свердловині проводився капітальний ремонт. Обводнену частину інтервалу перфорації було відсічено ЦМ в інт.3470-3490м. Залишенний інтервал перфорації повторно перфорували в інт.3442,8-3451,8,3458-3465м гор.В-22. Проведена заміна нижньої частини підвіски НКТ меншого діаметру на нові комбіновані 73х60мм. НКТ спустили до гл.3465м.

У листопаді 2006 р. з метою збільшення видобутку газу проводилась інтенсифікація- закачка 3%-го розчину ПАР (Сольпен-10) у кількості 300 л на одну закачку- ефекту не отримали, дебіт свердловини складав 0.5тис.м3/д. рідина відбивалась на гл.2979м від устя. Свердловина продовжувала працювати періодично. При проведенні шаблонування (липень 2009 р.) шаблон зупинився на гл.96м-гідратна пробка. При спробі її продути, позитивного результату не одержали, потребувала робіт з розгідрачування. При цьому дебіт свердловини складав 0,1тис.м3/д. Наступний 2004р. і до теперішнього часу експлуатується періодично 14 днів у місяць. Повторне шаблонування проводилось у серпні 2010 р. зупинка шаблону відбулася на гл.3470м (покрівля ЦМ). На даний час свердловина перебуває на дослідженні.

Свердловина 55 також була введена в експлуатацію на гор. В-22 30 червня 2004р. і працювала періодично з виносом рідини з вибою. До початку експлуатації був виявленний МКТ між технічною і ЕК. Роботи по його ліквідації проводились двічі: в серпні 2003 р. проводилась закачка розчину КМЦ, МКТ складав 6 МПА і аналогічні повторні роботи проводились в квітні 2004 р, МКТ складав 3,7МПа. Розчин КМЦ закачувався в обох випадках в затрубний простір при відкритому між колонному. У серпні 2004 р. проводився комплекс ГДС, який визначив, що інт. 3509-3507 м (нижня частина діючого інтервалу перфорації 3458-3510 м) продукує воду. Рівень рідини відбивався на гл.3477м.

У серпні 2005 р. при замірі Рпл. Було встановлено, що нижче башмака НКТ (гл.3429м) Повторним ГДС- контролем (листопад 2005 р.)було встановлено, що основний об'єм пластової води поступає з інт.3460-3464м. Рівень рідини в свердловині був на гл.2474 м. На кінець 2005 р. свердловина зупинилася повністю. Неодноразові спроби її освоєння позитивних результатів не дали. Виникла необхідність в проведенні водо ізоляційних робіт.

У березні 2006 р. було зроблено обґрунтування переводу свердловини на гор. В-19-20, В-21. Згідно реального стану свердловини, для розкриття були запропоновані нові інтервали: 3401-3406м, 3416-3422м, 3425-3432м. З 5.06 по2.10.2007 р. свердловина знаходилась в КР з метою ревізії НКТ і ФА, а також ізоляції обводненого гор. В-22 та переходу на гор.В-19-20,В-21. Перед проведенням КР шаблонування проводилось двічі: у квітні 2006 р. шаблон дійшов до гл.3429м, а у травні 2007 р. дійшов до гл.3477 м і нижче не пішов.

Ізоляційний ЦМ встановили в інтервалі3440-3509м з вимиттям вибійної пробки до шт. вибію (гл.3440 м). Провели перфорацію запропонованого вище залягаю чого горизонту в інт.3280-3432 м. Аналогічно св.54 комбіновані 73х60мм НКТ спустили до глибини 3424 м, тобто до нижніх отворів інтервалу перфорації, розвантажувальне кільце на гл. 3221 м. Однак, проведення даних робіт позитивного результату не дало.

За останні три роки експлуатації шаблонування проводилось двічі. У липні 2008 і 2009 рр.- в обох випадках шаблон доходив до гл.3450 м, що вказувало на те, що покрівля ЦМ знаходиться на гл. 3450 м, замість запланованої 3440 м. Надходження пластової води може бути визвано через неякісне цементування з самого початку, або обводнення нижньої частини нового інтервалу перфорації. На данний час свердловина також перебуває на дослідженні.

1.5.3 Рекомендації з попередження ускладнень в процесі експлуатації та методи інтенсифікації видобутку вуглеводнів

З пісковиками горизонтів В-21, В-22 пов'язані основні газоконденсатні поклади. Товщина відкладів візейського ярусу 222-253 м.

Горизонт В-22 складений пісковиками, алевролітами і аргілітами з поодинокими малої товщини проверстками глинистих вапняків. Відкрита пористість по лабораторних даних змінюється від 0,9% до 12%, газопроникність від 0 до 133,96*10-15м2, в цілому колектор щільний.

В межах горизонту В-22 виділено продуктивні пласти: В-22а; В-22б; В-22в; В-22г; В-22д; В-22е; В-22є. Ефективна газонасичена потужність пластів коливається від 0,6 до 1,6м.

Св.54 і 55 в даний період експлуатації продовжують працювати методом накопичення тиску з високими депресіями ?Р, які складають по свердловинах 54 та 55 відповідно 68% і майже 73% від пластового тиску.

Згідно даних розділу 3 низькі колекторські властивості покладів підтверджують високі коефіцієнти фільтраційних опорів, які були отримані в результаті раніше проведених досліджень.

Для підтримання стабільної роботи свердловин необхідно провести:

- по св.54 - повторне розкриття верхньої частини горизонту В-22 (інт. Перф. 3442-3465м) методом торпедування на депресії;

- провести глинокислотну обробку(ГКО) в два етапи: - кислотну ванну, після чого глибоко продавити розчин в пласт. Роботи проводити за технологією УкрНДІгазу, згідно індивідуального плану робіт, узгодженого з ГПУ “Шебелинкагазвидобування”;

- по св. 55 - повторне розкриття продуктивного гор. В-21 (інт.перф.3380-3432,3436-3437м), піскоструминною перфорацією за технорлогією УкрНДІгазу;

- після чого провести ГКО з глибоким продавлюванням розчину в пласт за технологією УкрНДІгазу. Роботи проводити згідно індивідуального плану робіт.

1.5.4 Рекомендації по захисту від корозії

Чапаєвське ГКР розробляється св. 54 та св. 55.

До корозійних факторів відносяться агресивні компоненти, які знаходяться у газовій та рідинній фазах та гідротермодинамічні параметри.

В газовій фазі, крім вуглеводних компонентів природного газу, присутні не вуглеводні компоненти і, зокрема, діоксин вуглецю і кисень. Концентрація діоксиду вуглецю по свердловинах за останніми результатами аналізів характеризується наступними середніми величинами, % об.:

св. , % об. , % об.

54 16 0,0066-0,494

55 14 0,090-0,586

Температури Т, загальні тиски Р і розраховані парціальні тиски діоксиду вуглецю приведені нижче:

св. Дата , К ,

54 1.2004 281 5,0 0,8

1,2005 281 1,0 0,16

55 1,2004 281 5,0 0,7

1,2005 281 1,0 0,14

За результатами експлуатації за 2004, 2005 р. дебіт газу складає:

св. Дата кількість днів

експлуатації

54 1,2004 4 16 0,25

12,2004 5 2 2,5

1,2005 3 14 2,1

55 1,2004 4 15 0,27

12,2004 2 2 1,0

1,2005 3 14 2,1

Необхідно підкреслити те, що свердловини працюють тільки в холодний період року.

Необхідно зазначити і те, що на цих свердловинах за результатами експлуатації у травні та серпні 2009 р. та січні 2010 р. дебіти води і газового конденсату - відсутні.

Хімічний склад пластових вод Чапаєвського родовища за аналізом продукції св. 55 характеризується відсутністю таких іонів, величиною рН та мінералізацією, мг/л:

рН

6.5 21985 65.8 170 9756 8407 364.8 35750

Тобто, в пластових водах родовища знаходиться ряд неорганічних солей, які зумовлюють мінералізацію на рівні розсолів. Діоксид вуглецю утворює кисле середовище (рН < 7). З неорганічних солей найбільш корозійно-небезпечними є хлорид-іони, сульфат-іони, бікарбонат-іони.

До корозійних факторів також відноситься такий гідродинамічний фактор, як лінійна швидкість газорідинного потоку. Первинні дані і результати розрахунків по свердловинах з прийнятим коефіцієнтом стиснення 0,9 приведено нижче:

св. Дата

54 1,2004 0,25 3465 281 0,017

12,2004 2,50 0,171

1,2005 0,21 0,072

55 1,2004 0,27 3424 281 0,018

12,2004 1,00 0,068

1,2005 0,21 0,072

Виходячи з корозійних факторів, а саме з того що:

- в газовій фазі присутній діоксин вуглецю в межах 14-16% об., який зумовлює парціальний тиск в межах 0,14 - 0,8 МПа;

- кислотність водної фази менше 7;

- мінералізація водної фази більше 35000мг/л;

- у водній фазі знаходяться такі корозійно-агресивні компоненти, як хлорид-іони > 21000 мг/л, сульфат-іони > 65 мг/л; бікарбонат-іони > 170 мг/л.

- лінійна швидкість потоку 0,017-0,17 м/с умови експлуатації свердловин необхідно віднести до корозійно-небезпечних. Тому необхідно передбачити постійний аналіз поточного корозійного стану за зразками-свідками і концентрацією іонів двовалентного заліза у водній фазі.

Для здійснення таких корозійних досліджень необхідно передбачити засоби для вимірювань цих корозійних показників, зокрема пробовідбірники там, де вони відсутні, для відбирання зразків рідинної фази і встановлення зразків-свідків як у пробовідбірник, так і в газорідинний потік. Рекомендована обов'язка фонтанної арматури для встановлення зразків-свідків, засоби для їх встановлення та зразки-свідки приведені на рисунках 5.1 - 5.6.

Зразки-свідки для контролю швидкості корозії в газорідинному потоці встановлюють або в ті термокишені, які вкручуються на різьбі у шлейфові газопроводи, або в буфер на штанзі, чи в пробовідбірник.

Визначення корозійних показників, зокрема, концентрації іонів двовалентного заліза і швидкості корозії , здійснюють 1 раз на місяць за умови, якщо ці показники знаходяться на рівні мг/л та мм/рік. При високих концентраціях іонів заліза їх аналіз проводять кожен день. При постійній тенденції до перевищування корозійно-небезпечної межі цих показників необхідно здійснювати протикорозійні заходи.

Для захисту насосно-компресорних труб і експлуатаційних колон, фонтанної арматури, шлейфів та обладнання рекомендується інгібітор ний захист з використанням плівкоутворювальних інгібіторів як вітчизняного виробництва типу Нафтохім, ІНКО, так і закордонного, наприклад, типу Dodicor.

Інгібіторний захист здійснюють за різними технологіями: періодично з використанням цементувальних агрегатів, безперервно з використанням інгібіторопроводів та їх комбінації. Технологію підбирають індивідуально для кожної свердловини.

При застосуванні інгібіторного захисту визначають корозійні показники до і після застосування інгібітору корозії та визначають тенденцію їх зміни. При позитивному впливі технології інгібіторного захисту повинна спостерігатися тенденція до зниження величин корозійних показників. Якщо нема позитивної тенденції, то необхідно змінювати умови і технологію застосування інгібітору до тих пір, доки не буду одержано позитивний результат.

При отриманні негативного результату необхідно змінити інгібітор корозії чи технологію.

Під час сезонних зупинок рекомендується трубний і затрубний простори заповнити робочим розчином інгібітору корозії, в кількості, яка дозволить здійснити пуск свердловин в експлуатацію в холодний сезон.

Технологія, технологічні норми, матеріальні баланси та інші вимоги до інгібіторного захисту визначаються в технологічному регламенті на інгібіторний захист, який розробляється в УкрНДІгазі за окремим замовленням.

1.6 ПІДГОТОВКА ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ

Для підготовки вуглеводної сировини, що видобувається на родовищі, передбачена Чапаєвська установка комплексної підготовки газу (УКПГ). Збір газу з свердловин на УКПГ здійснюється по індивідуальних шлейфах діаметром 89 (9) мм. Довжина шлейфу від св. 54 становить 2950 м, від св. 55 - 2680 м.

За даними технологічного режиму експлуатації свердловин в січні - лютому 2010 р. дебіт св. 54 знизився до 0,2 - 0,3 , св. 55 - 0,2 . Тиск газу на усті свердловин становив 0,98 МПа, на вході в УКПГ - 0,79 МПа, на виході - 0,69 МПа. Температура сепарації практично визначається умовами охолодження газу у шлейфах (близько температури ґрунту) і температурою навколишнього середовища на УКПГ.

УКПГ підключена до магістрального газопроводу Острогожськ-Шебелинка та газороздільної станції (ГРС) Чапаєве.

У зв'язку з падінням дебіту і запасів пластового тиску газу більша частина технологічного обладнання лінії низькотемпературної сепарації УКПГ демонтована.

Підготовка газу спрощена до одноступеневої сепарації від рідини (вуглеводного конденсату, пластової води та механічних домішок).

Через періодичність експлуатації свердловин, в режимі накопичення тиску, очищений газ використовувався на власні потреби УКПГ або подавався на місцеве споживання - у газопровід на (ГРС) Чапаєве.

Згідно з прогнозними показниками максимальний видобуток газу по УКПГ складе 3,9 (при коефіцієнті експлуатації свердловин - 0,02 - 0,08) з подальшим падінням об'ємів його видобутку.

При цьому тиск сепарації газу становитиме 0,7 МПа, середньорічна температура сепарації - 284 К. Товарний газ з УКПГ може подаватись в газопроводи комунально-побутового призначення низького тиску.

1.7 РЕКОМЕНДАЦІЇ ЩОДО КОНТРОЛЮ ЗА РОЗРОБКОЮ РОДОВИЩА

З урахуванням особливостей Чапаєвського родовища повинні бути вирішені задачі:

1) контроль за станом покладу В-21, В-22;

2) контроль за герметичністю та технічним станом свердловин;

3) контроль за станом обладнання;

4) виконання заходів по охороні навколишнього середовища.

Вирішення цих задач покладається на промислові та геофізичні методо досліджень, які поділяються на планові і ті, що проводяться за необхідністю при відхиленні технологічних режимів роботи свердловини від проектних, появі води у продукції, що видобувається та ніші.

У плановому порядку викоуються:

- замір статичних остьових тисків зі зняттям КВТ - 1 раз на 2 роки;

- замір пластових тисків глибинним манометрои - 1 раз на 2 роки;

- відбір проб газу, конденсату, води та їх лабораторні дослідження - 1 раз на рік;

- визначення корозійної здатності пластових флюїдів, аналіз води на вміст іонів заліза та присутність органічних кислот - 1 раз на рік;

- геофізичні дослідження з метою визначення герметичності та технічного стану свердловини, виділення газовіддаючих пластів, а також контролю за обладнанням продуктивних горизонтів - при необхідності;

- між колонні тиски - постійно журнал.

У випадку відхилення технологічних режимів роботи свердловин від проектних, появі у продукції, що видобувається, води, за колонних перетоків газу та ін., необхідно виконати ГДС за спеціально складеними планами з врахуванням характеру задач, що вирішуються.

Через неможливість досягнення повної стабілізації тисків та дебетів на режимах, дослідження на стаціонарних режимах фільтрації не дозволить визначити основні фільтраційні властивості пласта та дійсну продуктивну характеристику свердловини. Тому вони не можуть бути використані для ефективного контролю за розробкою. За таких умов рекомендується періодичний замір робочого дебіту свердловини.

2. ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬГО СЕРЕДОВИЩА

При експлуатації Чапаєвського родовища будуть діяти технологічні процеси видобутку,підготовки та транспортування вуглеводнів ,проводитися заходи з інтенсифікації припливів газу,капітальні ремонти свердловин.

Особливістю площі Вишневського ГКР є розташування її у степовій місцевості,що являє собою горбисту рівнину,розбиту ярами та балками. Поблизу родовища розміщені сільськогосподарські угіддя,та протікає притока ріки Волоська Балаклейка.

До числа основних забруднювачів навколишнього середовища в процесі експлуатації родовищ відносяться:

- природній газ,газовий концентрат та продукти їх згорання;

- попутні промислові води;

- хімреагенти,які використовуються при експлуатації та ремонті свердловин.

Джерелами забруднення навколишнього середовища у виробничому прцесі є:свердловини,шлейфи,трубопроводи та ін..

Запобігання забрудненню оточуючого середовища базується,перш за все,на проведенні контролю за його станом. Контроль передбачає проведення гідрохімічних, грунтовогазохімічних, газооб`ємних зйомок, вивчення складу атмосферного повітря робочих зон та візуальні спостереження [15].

Конкретні заходи з охорони навколишнього середовища повинні бути передбачені в проекті на облаштування родовища. В поточній роботі викладемо принципові положення.

2.1 ОХОРОНА АТМОСФЕРНОГО ПОВІТРЯ

Забруднення атмосферного повітря при розробці газоконденсатних покладів може відбуватися при:

- дослідженні газоконденсатних покладів;

- продувці свердловин у атмосферу;

- витіканні газу через нещільності технологічного обладнання (на УКПГ ісвердловинах);

- аварійних викидах газу в атмосферу і т.і.

Шкідливий вплив на навколишнє середовище в період освоєння та дослідження,а також продувів свердловин в часі оцінюється як короткочасний.

Для зниження рівня шкідливого впливу на атмосферне повітря вуглеводного газу і супроводжуючих речовин в результаті досліджень та продувів свердловин і промислового обладнання (УКПГ),витоку газу через нещільності технологічного обладнання на УКПГ і устях свердловин на газопромисловому об`єкті повинні бути розроблені спеціальні заходи, в яких необхідно передбачити:

- інвентаризацію джерел викидів у навколишнє середовище;

- для кожного джерела визначити склад викидів,дебіт,можливу періодичність і т.і.;

- графік продувів свердловин і технологічного обладнання з мінімальним випуском вуглеводнів у атмосферу;

- комплекс досліджень і вимірів по контролю за станом атмосферного повітря проводити на робочих площадках;

- заборону проведення робіт, пов`язаних з викидами вуглеводнів, при несприятливих метеоумовах.

2.2 ОХОРОНА ВОДНОГО СЕРЕДОВИЩА

Комплекс заходів по охороні водного середовища передбачає охорону горизонтів з прісними водами у верхній частині геологічного розрізу родовища, грунтових і поверхневих вод. Водоносні горизонти у верхній частині геологічного розрізу,що вміщують прісні води,приурочені до пісків і рихлих пісковиків полтавської свити,харківського і бучакського ярусів. Води цих горизонтів пов`язані з денною поверхнею,що обумовлює їх незначну мінералізацію,яка коливається в межах 0,4-0,8 г/л. Горизонти з прісною водою перекриті обсадною колоною,яка зацементована високоміцним тампонажним цементом до гирла. Грунтові води приурочені до піщаних пропластків і залягають на глибинах 3 - 4 - 8 м,а на схилах балок та ярів виходять на денну поверхню і утворюють джерела.В основному грунтові води мало рясні і використовуються місцевим населенням для питних і побутових потреб.

Для здійснення контролю за станом водного середовища в зоні родовища і для оцінки впливу на поверхневі та грунтові води повинні відбиратися для лабораторних аналізів проби з джерел, ставків та колодязів. Результати спостережень повинні слугувати матеріалами оцінки забруднення вод в зоні діяльності газовидобувного підприємства.

Газовидобувне підприємство повинне забезпечити систематичний лабораторний контроль за якістю вод.

2.3 ОХОРОНА ЗЕМЕЛЬ, ЛІСУ, ФЛОРИ ТА ФАУНИ

Заданими обстеження земель Харківської області грунт в районі Чапаєвського ГКР представлений середньогумосовим чорноземом. Середня глибина чорнозему складає 0,4-0,6 м. Водне живлення грунту відбувається за рахунок атмосферних опадів.

Охорона земель складається з комплексу заходів, які забезпечують зберігання родючого шару поверхні та забезпечення чистоти під поверхневого грунту на ділянках сільськогосподарських угідь.

Конкретні заходи попередження та знешкодження викидів на УКПГ,свердловинах,шлейфах,трубопроводах повинні бути передбачені в проектах облаштування родовища.

На випадок аварійних ситуацій необхідно розробити конкретні планові засоби з вказанням організацій ,які повинні приймати участь в ліквідації аварій переліком технічних засобів та шляхів видалення забруднюючих речовин і очищення території,застосовувати прилади та технології передбачення та усування аварій. Лісові масиви на території Чапаєвського родовища відсутні. Історичні пам`ячники та об`єкти, що особливо охороняються відсутні.

2.4 ОХОРОНА НАДР

Охорона надр в процесі розробки газоконденсатних покладів передбачає систему заходів, спрямованих на повне видобування вуглеводнів,попередження забруднення і здійснення контролю за охороною надр.

На родовищі знаходиться 4 діючі свердловини. Експлуатаційні свердловини повинні забезпечити рівномірну розробку покладів вуглеводнів. Основними ускладненнями в процесі експлуатації родовища є:

- обводнення продуктивних горизонтів і накопичення рідини в при вибійній зоні свердловини;

- утворення піщано-глинистих та глинисто-солевих пробок;

- міжпластові перетоки та між колонні газопроявлення, які можуть привести до значних втрат газу та аварійних випадків.

В експлуатаційних свердловинах необхідно застосовувати заходи які передбачають:

- недопущення втрат газу і конденсату та максимальне збільшення коефіцієнту вилучення вуглеводнів з покладів;

- комплекс дослідних робіт по контролю за виснаженням та обводненням продуктивних горизонтів;

- застосування методів збереження герметичності свердловин.

Для своєчасного визначення місць негерметичності свердловин,причин зміни режимів їх роботи,необхідно проводити ГДС за спеціально складеними планами,які регламентують режим роботи свердловин при виконанні досліджень та комплекс методів,за допомогою яких вирішуються поставленні задачі.

2.5 УТИЛІЗАЦІЯ ПРИМИСЛОВИХ СТОКІВ В ПРОЦЕСІ ЕКСПЛУАТАЦІЇ

Формування промислових стоків відбувається за рахунок конденсаційних і пластових вод,видобутих в процесі експлуатації свердловин,зливових стоків та інших водних відходів промислового походження.

Пластові води нижньокам`яновугільних та верхньодевонських відкладів є високо мінералізованими розсолами(95-202г/л) з щільністю1,1-1,137 г/см3.Об`єм видобутку їх коливається в межах від 0,3 до 5,0-10,0 м3/добу.

В початковий період розробки Чапаєвського родовища водний фактор був високим (15-20 см3/м3),що обумовлює видобуток води не більше 5-8 м3/добу.На період початку обводнення продуктивних горизонтів винос пластової води зросте до 8-10 м3/добу.

Виходячи із невеликих об`ємів видобутих ППВ і економічної недоцільності будівництва спеціальних споруд для їх захоронення, проектом облаштування передбачається збір промстоків та попутних промислових вод і подача їх на факельний амбар, де буде відбуватися їх випаровування в горизонтальному факельному приладі.

2.6 ЗАГАЛЬНІ ПИТАННЯ ОХОРОНИ ПРАЦІ

Державна політика в галузі охорони праці в нафтогазовій галузі, як і в цілому по Україні, базується на принципах:

- пріоритету життя і здоров'я працівників, повної відповідальності роботодавця за створення належних, безпечних і здорових умов праці;

- підвищення рівня промислової безпеки шляхом забезпечення суцільного технічного контролю за станом виробництв, технологій та продукції, а також сприяння підприємствам у створенні безпечних та нешкідливих умов праці;

- комплексного розв'язання завдань охорони праці на основі загальнодержавної, галузевих, регіональних програм з цього питання та з урахуванням інших напрямів економічної і соціальної політики, досягнень в галузі науки і техніки та охорони довкілля;

- соціального захисту працівників, повного відшкодування шкоди особам, які потерпіли від нещасних випадків на виробництві та професійних захворювань;

- встановлення єдиних вимог з охорони праці для всіх підприємств та суб'єктів підприємницької діяльності залежно від форм власності та видів діяльності;

- адаптації трудових процесів до можливостей працівника з урахуванням його здоров'я та психологічного стану;

- використання економічних методів управління охороною праці, участі держави у фінансуванні заходів щодо охорони праці, залучення добровільних внесків та інших надходжень на цілі, отримання яких не суперечить законодавству;

- інформування населення, проведення навчання, професійної підготовки і підвищення кваліфікації працівників з питань охорони праці;

- забезпечення координації діяльності органів державної влади, установ, організацій, об'єднань громадян, що розв'язують проблеми охорони здоров'я, гігієни та безпеки праці, а також співробітництва і проведення консультацій між роботодавцями та (їх представниками) між усіма соціальними групами під час прийняття рішень з охорони праці на місцевому та державному рівнях;

- використання світового досвіду організації роботи щодо поліпшення умов і підвищення безпеки праці на основі міжнародного співробітництва [16].

2.7 ОРГАНІЗАЦІЯ УПРАВЛІННЯ ОХОРОНОЮ ПРАЦВ НА ПІДПРИЄМСТВІ НАФТОГАЗОВИДОБУВНОЇ ГАЛУЗІ

Відповідно до статті 13 закону України «Про охорону праці» роботодавець зобов'язаний створити на робочому місці в кожному структурному підрозділі умови праці відповідно до вимог нормативно-правових актів, а також забезпечити додержання вимог законодавства щодо прав працівників у галузі охорони праці. З цією метою роботодавець забезпечує функціонування системи управління охороною праці, а саме:

- створює відповідні служби і призначає посадових осіб, які забезпечують вирішення конкретних питань охорони праці, затверджує інструкції про їх обов'язки, права та відповідальність за виконання покладених на них функцій, а також контролює їх додержання;

- розробляє за участю сторін колективного договору і реалізує комплексні заходи для досягнення встановлених нормативів та підвищення існуючого рівня охорони праці;