Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения

где: в_в, в_породы - коэффициенты сжимаемости, соответственно, воды и породы, МПа^-1;

S_н - коэффициент нефтенасыщенности коллектора, доли ед.;

m - коэффициент пористости коллектора, доли ед.

Согласно рис.2.24. расчет выполнен в интервале снижения давления от 34,8 МПа до 29,6 МПа.

Рис. 2.24 - График зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти елецкой залежи 1-го блока

Рис. 2.25 - Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления по скважине 39

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в интервале давлений от 34,8 МПа до 29,6 МПа согласно рис.2.25. составляет 0.001238 МПа^-1.

По литературным источникам, коэффициент сжимаемости породы принят равным коэффициенту сжимаемости зерен известняка- 0,000025 МПа¹.

Пластовые воды межсолевых отложений Сосновского месторождения относятся к высокоминерализованным рассолам хлоридно-кальциевого типа (по Сулину), поэтому коэффициент сжимаемости пластовой воды для всех условий принимаем соответствующим этому типу рассолов, считая его постоянным и равным 0,00035 МПа^-1.

Сложившуюся на 1.01.2012 года систему разработки можно характеризовать как эффективную. При отборе из залежи 65,1% от начальных извлекаемых запасов обводненность продукции составляет 10,2%.

Залежь нефти елецкого горизонта второго блока

Разработка залежи нефти елецко-задонского горизонта 2-го блока начата в июле 1976 г. фонтанной скв.36 с начальным дебитом 155,1 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление - 35,3 МПа.

Залежь нефти елецко-задонского горизонта характеризуется высокой расчлененностью, невысокими фильтрационными характеристиками, гидродинамическая связь между скважинами затруднена. На рис.2.26.-2.27. видно, что в начальный период разработки (1976-1979 гг.) годовые темпы отбора нефти от НИЗ были достаточно высокие и составляли 6,0-8,3%. В этот период залежь разрабатывалась одной скважиной 36. За четыре месяца из залежи отобрали 73 тыс. т нефти, что составляет 24,8% от начальных извлекаемых запасов.

За весь период разработки залежь эксплуатировалась скважинами 36, 50, 60, 66, 68, 36s2.

Рис. 2.26 - График разработки елецкого горизонта 2-го блока

Рис. 2.27 - Динамика темпов отбора и коэффициента использования запасов елецкого горизонта 2-го блока

Для поддержания добычи и восстановления дебита за период с 2007 года по 2011 год в добывающих скважинах проводили работы по оптимизации насосного оборудования. С целью восстановления фонда скважин, из скважины 36 был пробурен боковой ствол. Общая эффективность работ составила 782 т.

Таблица 2.9

Анализ ГТМ по скважинам елецкого горизонта 2-го блока

Дата	№ скв	Способ экспл	Вид работ	Эффективность т
1998	66	ШГН	ДОСТРЕЛ ИНТ. ПЕРФОРАЦИИ. ГПП	162
1998	65	нагн	ПРИОБЩЕНИЕ ИНТЕРВАЛА, НТЕНСИФИКАЦИЯ	0
1998	68	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕНИЕМ	644
			Итого:	806
2001	66	ШГН	СМЕНА НВ-44/НВ-32 С ДОГЛ.	370
			Итого:	370
2002	60	конт	УВЕЛИЧЕНИЕ ПРИЕМИСТОСТИ.	0
			Итого:	0
2003	36	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.	306
2003	36	ШГН	СМЕНА ДЛИНЫ ХОДА S-2/2.5	231
2003	66	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.	13
			Итого:	550
2004	66	ШГН	СМЕНА ДЛИНЫ ХОДА S-2/2.5	464
2004	68	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.	369
			Итого:	833
2005	66	ШГН	СМЕНА НВ-32/НВ-38	242
2005	68	ШГН	СМЕНА ДЛИНЫ ХОДА S-1.5/2.0	174
			Итого:	416
1998	66	ШГН	ДОСТРЕЛ ИНТ. ПЕРФОРАЦИИ. ГПП	162
2006	65	нагн	КОМПЛЕКСНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ. ЗАМЕНА Ф/А	0
2006	68	ШГН	СМЕНА НВ-32/НВ-38	1249
			Итого:	1249
2008	36	конт	БУРЕНИЕ НОВОГО СТВОЛА	1013
2008	66	ШГН	СМЕНА НВ-38/НВ-44	532
			Итого:	1545
2010	36	ШГН	СМЕНА ЧИСЛА КАЧАНИЙ N-4/6	0

В марте 1992 года после снижения давления в скважинах до 15-17 МПа организована закачка воды во внутриконтурную нагнетательную скважину 65.

С целью увеличения охвата вытеснением, в ноябре 2002 года переведена под нагнетание скважина 60. В настоящий момент закачка в залежь ведется скважины 60 и 65.

За безводный период из залежи отобрано 142,4 тыс. т нефти, что составило 48,3% от начальных извлекаемых запасов. На упругом режиме из залежи отобрано 146,0 тыс. т нефти или 49,5% от НИЗ.

На графике разработки елецко-задонской залежи 2-го блока (рис. 2.27) видно, что максимальный годовой отбор нефти (17,7-24,4 тыс. т) был достигнут в первый год разработки. В последующем начальные дебиты нефти вновь вводимых добывающих скважин 36s2, 50, 60, 66, 68 не превышали 8-10 т/сут. и к увеличению добычи нефти не привели.

Рис. 2.28 - График зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти елецкой залежи 2-го блока

Расчет балансовых запасов нефти выполнен методом материального баланса в интервале снижения давления от 35,4 МПа до 22,2 МПа (рис.2.28).

Рис. 2.29 - Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления по скважине 36

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в интервале давлений от 35,3 МПа до 22,2 МПа составляет 0.00124 МПа^-1 (рис. 2.29).

На 1.01.2012 года из залежи отобрано 249 тыс.т нефти или 84,4% начальных извлекаемых запасов, обводненность продукции составляет 26%. Залежь находится на IV - ой стадии разработки. Остаточные извлекаемые запасы нефти на блоке составляют 46 тыс.т. Удельные остаточные извлекаемые запасы нефти на 1 скважину добывающего фонда - 23 тыс. т. Основной объем добычи нефти обеспечила скважина 36-165,3 тыс. т или 66,4% всей добычи из залежи.

Существующую на блоке систему разработки можно назвать эффективной. Учитывая текущую производительность действующих добывающих скважин достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения на блоке реально.

Залежь нефти семилукского горизонта восточного блока

Разработка восточного блока залежи семилукского горизонта начата в феврале 1976 г. фонтанной скв.32 с начальным дебитом 223,1 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление - 39,8 МПа (на ВНК - 3165 м).

На рис. 2.30-2.31 видно, что с 1976 года по 1991 год залежь находилась на первой стадии разработки. Годовые темпы отбора от НИЗ не превышали 4,2%. За первую стадию отобрано 166,4 тыс. т нефти или 35% от начальных извлекаемых запасов. Вторая стадия разработки длилась три года (1992-1994 гг.), добыча нефти за эту стадию составила 73,8 тыс. т, к концу 2-ой стадии из залежи отобрали 240,2 тыс. т, что составляет 50,5% от НИЗ. Увеличение добычи нефти на второй стадии связано с ростом дебита нефти в скважине 32 с 40 т/сут до 60-80 т/сут в результате организации закачки в скважину 64 и повышения пластового давления с 18 МПа до 38 МПа. Начиная с 1994 года и по 2004 год, залежь находилась на третьей стадии разработки, характеризующейся снижением добычи нефти. За третью стадию из залежи отобрали 176,5 тыс. т нефти, к концу третьей стадии отобрано 391,1 тыс. т или 82,2% от начальных извлекаемых запасов. Начиная с 2005 года, разработка залежи перешла на четвертую завершающую стадию разработки с годовыми темпами отбора от начальных извлекаемых запасов 1,4-0,3%.

Рис. 2.30 - График разработки семилукского горизонта восточного блока

Рис. 2.31 - Динамика темпов отбора и коэффициента использования запасов семилукского горизонта восточного блока

Для поддержания добычи и восстановления дебита за период с 2007 года по 2011 год в добывающих скважинах проводили работы по оптимизации насосного оборудования. С целью восстановления фонда скважин, из скважины 62 был пробурен боковой ствол. Значительного эффекта от проведенных работ не было (таблица 2.10).

Таблица 2.10

Анализ ГТМ по скважинам семилукского горизонта восточного блока

Дата	№ скв	Способ экспл	Вид работ	Эффективность т
2004	16	ликв	ВОССТ. ЛИКВ.СКВ-НЫ ПОД НАГН	0
			Итого:	0
2008	64	нагн	ИЗВЛЕЧЕНИЕ АВ.ПРИБОРА	0
			Итого:	0
2010	62s2	фонт	БУРЕНИЕ БОКОВОГО СТВОЛА	3
2010	32	фонт	ПЕРЕВОД НА НВ-32	327
2010	32	ШГН	СМЕНА ЧИСЛА КАЧАНИЙ n-4/6	49
			Итого:	379
2011	62s2		ПЕРЕВОД НА В/Ч Sm	38
2011	32	ШГН	СМЕНА ЧИСЛА КАЧАНИЙ n-4/6	58
2011	32	ШГН	СМЕНА ЧИСЛА КАЧАНИЙ n-5.5/5.7	20
			Итого:	116

На 01.01.2012 г. из залежи семилукского горизонта восточного блока отобрано 413,6 тыс. т нефти, что составляет 92,1% от извлекаемых запасов залежи. Остаточные извлекаемые запасы нефти - 35,2 тыс. т.

Благодаря небольшим темпам отбора выработка запасов осуществлялась без воды, что и позволило выработать извлекаемые запасы на 92,1%.

Для расчета балансовых запасов нефти построен график зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти (рис.2.32.). Согласно построенного тренда, рассчитана величина пластового давления на начальной стадии разработки. Балансовые запасы посчитаны по результатам разработки в интервале снижения давления от 39,7 МПа до 33,6 МПа.

Рис. 2.32 - График зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти семилукской залежи восточного блока

Рис. 2.33 - Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления по скважине 32

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в интервале давлений от 39,6 МПа до 33,6 МПа согласно рис.2.33. составляет 0.0024 МПа^-1.

Существующая система разработки недостаточна эффективна, так как выработка запасов изначально осуществлялась одной скважиной 32, пробуренной в своде залежи, затем пробурили и ввели в эксплуатацию скважины 62 и 63, расположенные на крыльях и вскрывшие кровлю залежи гипсометрически ниже на ~60 м, что привело к преждевременному обводнению скважин 62 и 63.

Залежь нефти воронежского горизонта восточного блока

Разработка залежи воронежского горизонта восточного блока начата в октябре 1976 г. фонтанной скв.35 со среднесуточным дебитом 159 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление - 39,6 МПа (на ВНК - 3165 м).

Рис. 2.34 - График разработки воронежского горизонта восточного блока

С начала разработки в эксплуатации на блоке находились 4 скважины (№№32, 35, 62, 63). Разработка залежи нефти воронежского горизонта в основном осуществляется возвратным фондом скважин после отработки семилукской залежи (№№32, 62, 63). На рис. 2.34, 2.35 видно, что разработка залежи осуществлялась периодически, по мере перевода скважин с семилукского горизонта.

В первые годы разработки (1976-1977 гг.) темпы отбора от начальных извлекаемых запасов достигали 19%. За этот период из залежи отобрали 38,6 тыс.т нефти, выработка запасов составила 30,7%. Интенсивный отбор привел к резкому снижению пластового давления и, как следствие, к снижению годовой добычи нефти с максимального уровня 23,9 тыс.т (1977 г.) до 4 т в 1991 году. В связи с низким пластовым давлением добыча нефти из залежи начиная с апреля 1991 года прекращена.

Рис. 2.35 - Динамика темпов отбора и коэффициента использования запасов воронежского горизонта восточного блока

В 1997 году добычу нефти из залежи возобновили скважиной 63, затем в 1998 году перевели с семилукской залежи скважину 62. В 1998 году началась закачка воды в скважину 64. Однако, система ППД оказалась не эффективной и не привела к повышению пластового давления. Запасы нефти вырабатывались с темпом 7-4%.

С 2002 года по 2007 год залежь не разрабатывалась из-за низкого пластового давления.

Таблица 2.11

Анализ ГТМ по скважинам воронежского горизонта восточного блока

Дата	№скв	Способ экспл	Вид работ	Эффективность т
1998	62	ШГН	ПЕРЕВОД НА VR	218
1998	64	нагн	ПЕРЕВОД НА Vr. ОСВОЕНИЕ ПОД НАГН.	0
			Итого:	218
2001	63	фонт	УСТРАН. ПРОПУСКОВ НА УСТЬЕ	0
2001	64	нагн	ПЕРЕВОД ПОД РАЗД. НАГНЕТАНИЕ	0
2001	64	нагн	СКО+ПАВ	0
			Итого:	0
2007	62	контр.	ВВОД ПОД НАГНЕТАНИЕ
2008	63	контр.	ВВОД ИЗ КОНТРОЛЬННЫХ	18
2008	63	фонт	ПЕРЕВОД НА НВ-32	0
			Итого:	18

Из вышеприведенной таблицы видно, что все мероприятия, проводимые на залежи за период с 2007 по 2011 год - неэффективны.

В феврале 2007 года начата закачка воды в скважину 62. Добычу нефти повторно возобновили в 2008 году скважиной 63. В добывающей скважине 63 с началом закачки в скважину 62 отмечен как рост пластового давления с 12,3 МПа (08.02.2007 г.) до 26,3 МПа (замер от 19.11.2007 г.), так и увеличение обводненности продукции до 99%, в связи с чем, скважину 63 перевели в контрольный фонд. Из-за отсутствия добывающих скважин и необходимости дальнейшей закачки из скважины 62 пробурили боковой ствол для эксплуатации семилукской залежи.

Для расчета балансовых запасов нефти построен график зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти (рис.2.36.). Согласно построенного тренда рассчитана величина пластового давления на начальной стадии разработки. Балансовые запасы посчитаны по результатам разработки в интервале снижения давления от 39,6 МПа до 34,01 МПа.

Рис.2.36. - График зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти воронежской залежи восточного блока

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в интервале давлений от 39,6 МПа до 34,0 МПа составляет 0.001998 МПа^-1 (рис.2.37.)^.

Рис. 2.37 - Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления воронежской залежи восточного блока

Залежь нефти воронежского горизонта западного блока

Добыча нефти из залежи нефти воронежского горизонта западного блока осуществлялась с декабря 1973 г. одной добывающей скважиной 13. Начальный дебит нефти составил 59,5 т/сут. Залежь разрабатывалась без поддержания пластового давления. В первые годы разработки темпы выработки запасов нефти от начальных извлекаемых запасов достигали 22% (рис. 2.38). С 1973 по 1977 год из залежи отобрали около 67% начальных извлекаемых запасов (27,4 тыс. т).

К августу 1974 года пластовое давление с начального 37,4 МПа снизилось до 22,8 МПа что ниже давления насыщения (24,7 МПа), дальнейшая разработка продолжилась на режиме растворенного газа.

С октября 1978 г. в связи со снижением пластового давления до 19,55 МПа (накопленная добыча нефти на эту дату составила 29,45 тыс. т нефти) дебит скважины не превышала 0,2-5 т/сут безводной нефти.

31.12.1986 г. по техническим причинам скважина 13 выбыла из добывающего фонда и ликвидирована.

Всего скв.13 добыто 32,8 тыс. т нефти (80,1% от НИЗ), достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 0,158 при проектном - 0,2.

Рис. 2.38 - Динамика показателей разработки воронежского горизонта западного блока

Из вышеизложенного следует: как таковой системы разработки на залежи не сложилось, добыча нефти из залежи осуществлялась одной добывающей скважиной 13 на упругом режиме с переходом на режим растворенного газа.

Разработка залежи неэффективна, так как не организована система ППД.

3. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В связи со спецификой технологических процессов и физико-химическими свойствами нефти и газа, нефтегазодобывающая промышленность оказывает отрицательное воздействие на окружающую среду, что обусловливает необходимость проведения комплекса природоохранных мероприятий в процессе поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений. Обеспечение экологической безопасности объектов добычи нефти является основной задачей охраны окружающей среды.

Строительство скважин и разработка месторождений должны осуществляться при полном соблюдении мер по охране недр и окружающей среды в соответствии с документами:

· Законом об охране окружающей среды РБ,

· Законом об охране атмосферного воздуха,

· Законом о питьевом водоснабжении,

· Законом об отходах,

· действующими положениями Минприроды РБ и другими нормативными документами.

При проведении строительства скважин необходимо и выполнять следующие требования:

1. Не допускать отступлений от проектных решений, влекущих за собой ущерб окружающей среде и неукоснительно выполнять полный объем всех предусмотренных проектом природоохранных мероприятий в процессе своей деятельности.

2. Соблюдать технологические режимы, установленные проектом и согласованные с природоохранными органами.

3. Осуществлять на буровом предприятии лабораторный природоохранный контроль в целях соблюдения установленных нормативов состояния окружающей среды.

4. Обеспечивать надежную и эффективную работу установок по отведению отходящих дымовых газов, производственных и хозяйственно-бытовых стоков, транспортировке и утилизации твердых отходов.

Участок для строительства скважин выбирается с учетом анализа и оценок современного геодинамического состояния недр. В процессе проведения подготовительных работ к монтажу бурового оборудования снимается и отдельно складируется плодородный слой почвы. После завершения строительства скважин необходимо провести рекультивацию земель.

Для предупреждения попадания в почву, поверхностные и подземные воды отходов бурения, буровых сточных вод, загрязненных ливневых стоков с территории буровой организуется система накопления и хранения отходов бурения и инженерной канализации стоков, включающая:

- строительство обваловки;

- формирования путем планировки технологических площадок и их гидроизоляции;

- установку лотков для транспортировки стоков к узлу сбора;

- строительство накопительных амбаров, обеспечивающих раздельный сбор отходов бурения и продуктов испытания скважин по их видам;

- оборудование замкнутой системы водоснабжения с использованием металлических емкостей, а также контейнеров для сбора и вывоза шлама при бурении.

Гидроизоляция технологических площадок осуществляется одним из вариантов: металлическими листами, синтетической пленкой, гидроизоляционными композициями (глина, известь, цемент, полимерные материалы), железобетонными плитами, деревянными щитами. Гидроизоляционные материалы наносятся на предварительно спланированные площадки, на которых устанавливаются лотки для транспортировки стоков к узлу сбора.

Так как территория Сосновского месторождений представляет собой заболоченную, залесенную равнину с хорошо развитой речной сетью, поэтому при строительстве скважин необходимо обеспечить долговечность и герметичность крепи скважин, герметичность обсадных колонн и межколонных пространств, обеспечить изоляцию флюидосодержащих горизонтов друг от друга и от проницаемых пластов по всему разрезу до устья скважин.

Основным способом регулирования негативного воздействия на окружающую среду при проведении буровых работ является предупреждение выбросов и сбросов жидких, газообразных и твердых отходов. Проектами на строительство скважин на рассматриваемых месторождениях предусмотрено создание шламовых амбаров с герметично изолированными стенками, куда осуществляется сбор отработанных буровых растворов, шламов, сточных вод с территории буровой площадки согласно требованиям, предъявленным в “Инструкции по проектированию и строительству…”. Глубина расположения амбаров определяется глубиной залегания грунтовых вод. В дальнейшем шламовые амбары ликвидируются согласно технологическим мероприятиям.

Предприятие по добыче нефти на Сосновском месторождении относятся к III классу опасности и имеют санитарно-защитную зону размером 500 м.

Согласно “Правил безопасности…”, проектами на строительство скважин предусматривается план ликвидации аварийных ситуаций, который должен содержать указания по оповещению персонала и спецслужб, участвующих в ликвидации аварии, перечнем необходимых технических средств и аварийного запаса обезвреживающих реагентов, способами защиты персонала (в особо опасных случаях для населения), способами сбора, удаления загрязняющих веществ и обезвреживания территории, а также объектов водопользования в случае их загрязнения.

При проведении разработки необходимо учитывать тесную связь ее с состоянием природных ресурсов окружающей местности. Поэтому в процессе разработки должны быть обеспечены:

- применение наиболее рациональных и эффективных методов добычи, предусматривающих полное при данных геологических и технико-экономических условиях извлечение нефти и газа, недопущение сверхнормативных потерь этих ископаемых;

- безопасное ведение всех работ и сохранение природной среды, т.е. соблюдение установленного порядка пользования недрами;

- недопущение порчи запасов, т.е. охрана месторождения от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленной ценности месторождения.

При добыче нефти из залежей месторождений, рассматриваемых в настоящем отчете, основными производственными процессами являются:

- эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин;

- сбор, внутрипромысловый транспорт и промышленная подготовка нефти.

Основными объектами, подверженными интенсивному разрушению во времени, являются эксплуатационные колонны и НКТ скважин, оборудование и сооружения системы сточных вод, нефтепроводы, резервуары и аппаратура подготовки нефти и воды.

Для защиты от коррозии предусматриваются следующие меры:

- предотвращение смешивания сероводородосодержащей нефти, воды и газа с продукцией, не содержащей его;

- предотвращение попадания в добываемую нефть, нефтяной газ и сточные воды кислорода;

- снижение коррозионной агрессивности среды с помощью использования различных антикоррозийных покрытий и ингибиторов, обеспечение герметичности всего ствола скважин, надежное цементирование.

Основными мероприятиями, в соответствии с которыми должна осуществляться разработка елецкой и подсолевых карбонатных залежей Сосновского месторождения, являются:

1. Разработка должна осуществляться в строгом соответствии с уточненным проектом.

2. Добывающие скважины должны эксплуатироваться в соответствии с технологическим режимом и нормами отбора.

3. На месторождениях необходимо обеспечить сбор и полное использование попутно добываемого вместе с нефтью газа. Потери не должны превышать норм, установленных проектом ПДВ.

4. Систематически проводить профилактический ремонт промыслового оборудования, трубопроводов и запорной аппаратуры для своевременного устранения утечек нефти и газа.

5. Широко использовать антикоррозийные покрытия. Не допускать попадания в призабойную зону нагнетательных скважин сульфатовосстанавливающих бактерий. В случае их обнаружения проводить бактерицидную обработку закачиваемой в пласт воды.

6. Постоянно поддерживать в хорошем состоянии обваловку вокруг добывающих скважин с целью предупреждения разлива нефти в случаях аварий.

7. Немедленно устранять последствия аварий при порывах нефте-, газо- и продуктопроводов, используя для этих целей гуминовые сорбенты типа “Белнафтасорб” и биологические препараты.

8. При выборе площадок для бурения и трасс промысловых коммуникаций наряду с капитальными вложениями учитывать ущерб, нанесенный землепользователям.

Земельные участки, нарушенные при прокладке коммуникаций, по окончании строительства приводить в состояние, пригодное для использования в сельском хозяйстве по прямому назначению.

9. Соблюдать водоохранные мероприятия в отношении рек и других водоемов народнохозяйственного значения. Сосновское месторождение расположено в поймах рек Сведь и Жердянка - правых притоков реки Березина, а северо-западнее скважин 13, 19 и 29 Сосновских находится искусственное Светлогорское водохранилище, которое является зоной отдыха горожан. Согласно “Санитарным правилам и правилам охраны поверхностных вод от загрязнения”, утвержденным Главным санитарным врачом РБ, при разработке месторождения должны быть выделены водоохранные зоны и прибрежные водоохранные полосы. Ширина водоохранной зоны для данных водоемов устанавливается не менее 500 м от среднемноголетнего меженного уровня воды. Ширина прибрежной водоохранной полосы принимается в среднем 30 м.

В пределах водоохранной зоны запрещается размещение и строительство складов нефтепродуктов, пунктов технического обслуживания и мойки техники и автотранспорта. На реках и ручьях, протекающих через месторождения, должны быть сооружены нефтеловушки (пруды-отстойники) с водопропускной трубой. Уловленную нефть с нефтеловушек необходимо собирать в транспортные емкости и закачивать в сборные коллекторы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тема дипломной работы «Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения».

Цель дипломной работы - анализ текущего состояния разработки и обоснование на ее основе доразведку месторождения.

В данной дипломной работе рассмотрели геологическое строение Сосновского месторождения. Пришли к выводу, в тектоническом отношении Сосновская площадь расположена в пределах Речицко-Вишанской ступени поднятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.

Структурно-тектоническое строение месторождения весьма сложное, поскольку здесь присутствуют элементы как разрывной, так и пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента и с проявлением соляного тектогенеза.

Подсолевая структура месторождения представлена двумя блоками: западным и восточным. Межсолевая структура Сосновского месторождения представлена двумя блоками, которые разделены субширотным бескорневым нарушением, имеющим амплитуду от 30 м до 90 м.

Стратиграфически промышленная нефтеносность на Сосновском месторождении связана с подсолевыми (саргаевский, воронежский и семилукский горизонты) и межсолевыми (елецкий горизонт) отложениями.

Во второй главе рассмотрели текущее состояние разработки Сосновского месторождения.

По состоянию на 1.01.2012 г. залежи нефти восточного блока саргаевского горизонта, западного блока семилукского горизонта, западного и восточного блоков воронежского горизонта не разрабатываются. В настоящее время в разработке находятся залежи нефти восточного блока семилукского горизонта и 1-го и 2-го блоков елецкого горизонта.

Залежь нефти первого блока елецкого горизонта

Всего на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов, остаточные извлекаемые запасы - 45,7 тыс.т, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,280 при проектном 0,429. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда 28,4 тыс. т.

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 91,8%, накопленная - 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9% (без учета закачки в скважину 61). В целом, выработку запасов нефти следует оценить как эффективную. Существующая система разработки залежи с предложенными геолого-техническими мероприятиями обеспечит выработку запасов и достижение проектного КИН.

Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 года на блоке сложилась система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурную скважину 54, добыча осуществляется двумя добывающими скважинами 39 и 67.

Сложившуюся на 1.01.2012 года систему разработки можно характеризовать как эффективную. При отборе из залежи 65,1% от начальных извлекаемых запасов обводненность продукции составляет 10,2%.

Предусматривается в 2013 году бурение второго ствола скважины 61s2, ввод в добычу, предварительно выполнив в ней СКР. Бурение скважины 67s2 и ввод в ППД, предварительно выполнив в ней СКР.

Залежь нефти второго блока елецкого горизонта

По состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано 297,4 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора закачкой- 68,8%, текущая - 71,2%.

Таким образом, на залежи сформирована система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами - 66 и 68. По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи добыто 249 тыс. т нефти, остаточные извлекаемые запасы - 46 тыс. т, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,43. От свода к крыльям залежи происходит ухудшение коллекторских свойств, что в свою очередь отразилось на объемах добычи нефти по скважинам.

Существующую на блоке систему разработки можно назвать эффективной. Учитывая текущую производительность действующих добывающих скважин достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения на блоке реально.

Предусматривается после полного обводнения бурение бокового ствола из скважины 66. Перед бурением скважины 66s2 намечается выполнить ШПНП в скважину 66.

Залежь нефти восточного блока семилукского горизонта

На 01.01.2012 года разработка залежи осуществляется добывающей скважиной 32 с закачкой воды в скважину 64. В связи с обводнением скважина 32 работает в периодическом режиме с дебитом нефти 6,4 т/сут, жидкости - 8,2 т/сут, обводненностью добываемой продукции - 22%. Текущее пластовое давление в скважине 23,8 МПа (замер от 25.11.2008 г.). Всего скважиной добыто 387,2 тыс. т нефти.

По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти из восточного блока семилукской залежи составляет 413,6 тыс. т (92,1% от начальных извлекаемых запасов), текущий КИН 0,498 при проектном 0,54. Пластовое давление в среднем по залежи на начало 2012 года составляет 24,3 МПа. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях - 19%, накопленная - 48,4%.

Существующая система разработки недостаточна эффективна, так как выработка запасов изначально осуществлялась одной скважиной 32, пробуренной в своде залежи, затем пробурили и ввели в эксплуатацию скважины 62 и 63, расположенные на крыльях и вскрывшие кровлю залежи гипсометрически ниже на ~60 м, что привело к преждевременному обводнению скважин 62 и 63.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Опубликованная

1. Правила разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений Республики Беларусь. - Гомель; 2005. - 96 с.

2. ТКП 077-2007 (09100). Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Введ. с 1.09.2007 г. Минск: Концерн «Белнефтехим», 2007.- 99 с.

Фондовая

3. СТП 09100.17015.042-2000. Буровые растворы. - Взамен СТП 00-91-90; Введен 01.04.2001. - Гомель: БелНИПИнефть, 2001. - 64 с.

4. СТП 09100.17015.082 - 1990. Технология вскрытия проницаемых пород с принудительной кольматацией.- Введен 01.03.1991. - Гомель: ГО УкргипроНИИнефть, 1990. - 58 с. - Изменение №1 к СТП 09100.17015.082 - 1990.

5. СТП 09100.17015.080-1989. Испытание и освоение скважин. - Взамен СТП 00-028-62; Введен 01.02.1990. - - Гомель: ГО УкргипроНИИнефть, 1990. - 50 с.

6. СТП 09100.17015.029-1998. Технология воздействия на пласт при интенсификации притока в карбонатных пластах. - Введен с 01.01.2000. - Гомель: БелНИПИнефть, 2000. - 77 с.

7. СТП 09100.17015.035-1999. Временная инструкция по технологии интенсификации притока нефти в пластах с терригенным коллектором. - Введен 11.12.2000. - Гомель: БелНИПИнефть, 2000. - 45 с.

8. Составление технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений объединения "Белоруснефть". Проект пробной эксплуатации Сосновского месторождения: Отчет о НИР (промежуточный) / УкрГИПРОНИИнефть; Руководители А.К. Гончарова, Г.И. Гурьянов. - Киев, 1984. - 95 с.

9. Составление технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений объединения "Белоруснефть". Технологическая схема разработки Сосновского месторождения: Отчет о НИР (заключительный) / УкрГИПРОНИИнефть; Руководители А.Н. Березаев, Н.К. Карташ. - Киев, 1990. - 235 с.

10. Составление технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений ПО "Белоруснефть". Этап 2. Уточнение технологических показателей разработки месторождений, находящихся в пробной эксплуатации: Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководители А.Н. Березаев, Н.К. Карташ. - Гомель, 1991. - 91 с.

11. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Сосновского месторождения (книга 1): Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководитель А.А. Пахольчук. - Гомель, 1997. - 245 с.

12. Составление проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ПО "Белоруснефть". Проект разработки Сосновского месторождения: Отчет о НИР / БелНИПИнефть; Руководитель Н.А. Веремко. - Гомель, 1999. - 191 с.

13. Составление проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ПО "Белоруснефть". Уточненный проект разработки Сосновского месторождения (временный): Отчет о НИР / БелНИПИнефть; Руководитель Л.Г. Мельникова - Гомель, 2008. - 284 с.

14. Пересчет запасов нефти и растворенного газа подсолевых карбонатных залежей Сосновского месторождения: Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководитель А.Л. Цукарева. - Гомель, 2005. - 232 с.

15. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Сосновского и Пожихарского месторождений (книга 1): Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководитель А.С. Мохорев. - Гомель, 2009. - 375 с.

16. Закон Республики Беларусь об охране окружающей среды от 26.11.92 №1982-XII (в ред. от 06.05.2010 №127-З)

17. Закон Республики Беларусь «Об охране атмосферного воздуха» от 16.12.2008 №2-З

18. Закон Республики Беларусь «Об обращении с отходами» от 20.07.2007 №271-З

19. Закон Республики Беларусь «О растительном мире» от 14.06.2003 №205-3 (в ред. от 28.12.2009 №96-З)

20. Водный кодекс Республики Беларусь от 15 июля 1998 г. №191-З (в ред. от 04.01.2010 №109-З)

21. Кодекс РБ о недрах от 14 июля 2008 г. №406-3 (в ред. от 04.01.2010 №109-З)

22. СТП 09100.17015.078-2006 «Технологические мероприятия по обработке отходов бурения с целью снижения загрязнения окружающей среды при строительстве скважин на месторождениях РУП «ПО Белоруснефть». Взамен СТП 09100.17015.078-1989; Введен 29.12.2006. - Гомель: БелНИПИнефть, 2006. - 70 с.

23. СанПиН «Гигиенические требования к организации СЗЗ предприятий, сооружений и иных объектов, являющихся объектами воздействия на человека и окружающую среду» Постановление Минздрава №78 от 30.06.2009

24. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. Минск, 1994 г.

25. Постановление Минприроды №39 от 09.06.2009 «Инструкция о порядке регулирования выбросов ЗВ в атм. воздух в период неблагоприятных метеорологических условий»

26. Указ Президента Республики Беларусь №214 от 07.05.2007 «О некоторых мерах по совершенствованию деятельности в сфере лесного хозяйства»

Размещено на Allbest.ru