Спорышевское месторождение – история освоения

Разработка краевых маломощных зон залежей горизонтальными скважинами на примере пласта бс010 Спорышевского месторождения

Спорышевское месторождение - история освоения

При разработке месторождений в первую очередь вовлекаются запасы, сосредоточенные в пределах внутреннего контура нефтеносности, значительно позже – приконтур-ные запасы.

Это связано с проблемами, существующими при разработке краевых зон залежей, основными из которых являются следующие:

  • трудность в обосновании числа скважин, которыми возможна максимальная выработка запасов;
  • прогноз роста темпа обводненности добывающих скважин;
  • определение оптимальных режимов эксплуатации скважин.

Традиционным методом разработки краевых зон залежей небольшой толщины является бурение и эксплуатация вертикальных скважин. Статистика параметров их работы показывает, что дебит нефти незначителен, иногда ниже предела рентабельности; обводненность высокая; текущие и накопленные отборы нефти небольшие.

Результатом являются как низкие экономические показатели, так и невыработанные остаточные запасы.

В связи с этим особенно актуальна задача поиска таких решений, которые не только позволят разрабатывать приконтурные запасы на экономически рентабельном уровне, но и обеспечат максимальную выработку.

Внимание!

Успешный опыт применения в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» скважин с горизонтальным заканчиванием для разработки краевых зон залежи БС100 Спорышевского месторождения доказал, что этот метод имеет не только преимущество, но и является в настоящее время единственным эффективным методом наилучшего вовлечения в разработку запасов приконтурной зоны нефтяной залежи.

Спорышевское месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в 10 км к северо-западу от г. Ноябрьска; открыто в 1993 г.

Месторождение многопластовое, состоит из 26 гидродинамически изолированных залежей, разбурено тремя самостоятельными сетками добывающих скважин.

Пласт БС100 является одним из основных продуктивных пластов Спорышевского месторождения, в котором сосредоточено около 23 % запасов всего месторождения.

Пласт развит по всей площади месторождения, в нижней его части преобладают алевролиты и глины, для верхней характерен резкий переход вверх по разрезу к песчаникам толщиной 3-6 м.

К пласту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, литологически ограниченная, имеющая площадь 126,2 км2. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 7,5 м при среднем значении 3,4 м.

Средняя нефтенасыщенность составляет 0,59. Коллекторы пласта характеризуются следующими средними значениями фильтрационно-емкостных свойств:

– коэффициент пористости по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) равен 0,21, по керну – 0,22;

– коэффициент проницаемости по ГИС составляет 112,5 • 10-3 мкм2, по керну – б0,5-10-3 мкм2, по гидродинамическим исследованиям скважин (ГДИС) – 43-10-3 мкм2.

Разработка пласта начата в 1995 г. К концу 2002 г. залежь была полностью разбурена в пределах внутреннего контура нефтеносности по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м. Сформирована трехрядная система разработки.

Нефтяной фонд составлял 129 скважин. Для поддержания уровня добычи возникла необходимость начать интенсивное освоение приконтурных запасов.

При решении данной задачи особенно важно было не ошибиться с выбором рационального способа разработки краевых зон залежи.

Решение предусматривало выбор одного из двух методов: 1) традиционного – разбурить приконтур-ные запасы вертикальными скважинами; 2) нового – вырабатывать эти запасы горизонтальными стволами. При выборе любого метода присутствовали определенные риски.

Работа вертикальных скважин в краевых зонах характеризуется быстрым ростом обводненности, а с учетом того, что толщины в краевых зонах данного пласта незначительные (2-3 м), процесс разработки приконтурных запасов вертикальными скважинами в данных условиях мог стать как технологически, так и экономически нецелесообразным.

Фактический дебит вертикальной скважины в приконтурной зоне пласта БС100 приведен на рис. 1. Из него видно, что за два года работы скважины обводненность достигла 97,4 % при дебите нефти 1,5 т/сут, накопленная добыча нефти составила 14,8 тыс. т.

Совет!

Рис. 2. Сравнительная оценка разработки залежи вертикальными и горизонтальными скважинами:

а – динамика дебитов и накопленной добычи нефти; б – распределение остаточных запасов

жин в маломощных толщинах приконтурных зон были основными рисками при выборе горизонтальных стволов.

Перед инженерами-разработчиками и инженерами-буровиками стояла довольно сложная задача выбора стратегии разработки краевых запасов.

Подготовка к реализации программы разработки приконтурных зон залежи пласта БС100 стала проводиться в начале 2003 г. Для расчета прогнозных параметров работы залежи была использована геоло-

го-гидродинамическая модель, отражающая все особенности пласта. В ней детально сохранены глинистые перемычки, которые играют ключевую роль при проектировании и эксплуатации скважин. Модель хорошо адаптирована к истории работы скважин.

Основные задачи моделирования заключались в определении остаточных запасов в краевых зонах, оптимальном выборе типа заканчивания скважин, их расположения и траектории, расчете прогнозных параметров.

Для их решения на модели были просчитаны различные варианты.

Моделирование показало, что при разработке прикон-турных зон горизонтальными скважинами технологические параметры (рис. 2, а) и выработка запасов (рис. 2, б) значительно выше, чем вертикальными стволами.

Внимание!

Результаты моделирования позволили сделать очень важный вывод: расположение горизонтальных скважин параллельно контуру водонефтяного контакта (ВНК) наиболее оптимально с точки зрения эффективности выработки запасов.

Эти концепции были положены в основу программы разработки приконтурных зон пласта.

Важным результатом моделирования стал расчет, который показал, что бурения дополнительных нагнетательных скважин не потребуется, так как в зонах предполагаемого бурения горизонтальных скважин для поддержания пластового давления достаточно пластовой энергии водонапорной системы.

Расчетные данные подтвердились фактическими показателями разработки. На рис. 3 представлено расположение скв. 437, которая является одной из первых горизонтальных скважин, пробуренных в приконтурной зоне пласта БС100.

Выбор и обоснование целесообразности бурения скважины были проведены с использованием гидродинамической модели, с помощью которой определялись не только расположение и траектория ствола, но и оптимальная длина горизонтального участка (рис. 4).

Немаловажную роль в успешной работе этой скважины сыграл профессионализм буровиков: траектории горизонтальных стволов (скважина является двуствольной) были проведены в прослоях толщиной от 1,5 до 2,3 м, попадание в геологические «мишени» выполнено с высокой точностью.

Источник: http://naukarus.com/razrabotka-kraevyh-malomoschnyh-zon-zalezhey-gorizontalnymi-skvazhinami-na-primere-plasta-bs010-sporyshevskogo-mestorozhd

Применение технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении

Для целей водоснабжения  практический интерес представляет шестой гидрогеологический комплекс, приуроченный к отложениям олигоценового и четвертичного возраста, который повсеместно распространен в пределах Западно-Сибирского артезианского бассейна.

Бассейн содержит два основных водоносных горизонта – четвертичный и новомихайловский. Первый из них (верхний) имеет толщину песчаных пород 46-62 м.

Ввиду низкодебитности скважин и загрязненности поверхностными водами четвертичный водоносный горизонт используются для удовлетворения технических нужд и водоснабжения небольших групп потребителей при условии соблюдения санитарно-гигиенических норм.

Залегающий ниже новомнхайловский водоносный горизонт расположен на глубине 75-105 м и имеет толщину водоносного пласта в среднем около 30 м. Санитарное состояние его вод удовлетворительно, с ним связаны разведанные запасы пресных подземных вод.

1.2  История освоения  месторождения

1 июля 1978 года согласно  приказу “Главтюменьнефтегаза” и производственного управления “Сургутнефтегаз” было создано нефтегазодобывающее управление “Холмогорнефть” – первое структурное звено будущего производственного объединения «Ноябрьскнефтегаз», а началось освоение Холмогорского месторождения с другого приказа: о создании в НГДУ “Сургутнефть” центральной инженерно-технологической службы № 2, возглавлять которую было поручено Виктору Андреевичу Городилову. В конце марта 1975 года, на реке Иту-Яха высадился первый десант, и началось строительство поселка Холмы, названного так по имени месторождения, освоением которого занялись 184 человека – нефтяники и строители. Строили поселок и добывали нефть одновременно: уже летом 1975 года в нефтяную артерию страны влились первые тонны холмогорской

нефти. Почетное право открыть задвижку скважины было предоставлено опытному оператору по добыче Ф. И. Гаврилову.

К осени в поселке  уже были построены вертолетная  площадка, столовая, баня, котельная, пробурена артезианская скважина, сданы первые пятнадцать коттеджей. В первый год эксплуатации на Холмогорском месторождении было введено 49 скважин, из них добыто 822 тысячи тонн нефти.

С этого времени развитие нефтегазового региона пошло  бурными темпами.

1981 год – ввод Карамовского месторождения, в 1985 вошло встрой Пограничное, в 1988 – Западно-Ноябрьское, в 1994 – Средне-Итурское.

В 1995 году начато разведочное бурение Спорышевского месторождения, а в декабре 1995 года – Источно-Имилорского месторождения.

Важно!

Сегодня в составе “Холмогорнефти” семь нефтегазодобывающих цехов, а всего в подразделениях управления работают четыре тысячи человек – нефтедобытчиков, геологов, транспортников, энергетиков, строителей.

Отметили двадцатилетний юбилей управления технологического транспорта № 5 и “Холмогорэнергонефть” – первые структурные подразделения, созданные в ТПДН.

Более пятидесяти процентов работающих – ветераны, это помогает сохранить преемственность, стремление к достижению высоких результатов.

А о том, что такие результаты действительно есть, говорят цифры: за время работы нефтегазодобывающим управлением “Холмогорнефть” добыто более 164 миллионов тонн нефти или 41% в общей добыче нефти ОАО “Ноябрьскнефтегаз”.

Таким образом, Холмогорское месторождение открыто в 1973 году. Промышленная нефтеносность связана  с валанжинскими песчано-глинистыми отложениями (пласты БС10 и БС11).

В опытную эксплуатацию месторождение введено в 1976 году. В промышленную разработку в 1978 году на основании Миннефтепрома № 651 от 28.12.78 года и согласно техсхемы разработки, составленной СибНИИНП.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

2.1 Геологическая характеристика месторождения

2.1.1 Стратиграфия

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения мезозойской группы и кайнозойской группы, представленного юрскими, меловыми, палеогеновыми и четвертичными отложениями.

Ниже приводится краткое  описание особенностей геологического строения месторождения.

Породы палеозойского фундамента на Холмогорском месторождении не вскрыты.

Мезозойская группа

Юрская  система (J):

Совет!

Отложения юрской системы  представлены всеми тремя отделами. В составе юрских отложений выделяются тюменская, васюганская, георгиевская и баженосвкая свиты.

Нижний отдел и низы среднего отдела (тюменская свита) представлена переслаиванием серо-цветных песчаников, алевролитов и  аргиллитов.

В  кровле свиты залегает пласт ЮС 2.

Васюганская  свита,  сложена  в  основании  аргиллитами, в  верхней  части чередованием песчаников темно – серых,  алевролитов   и   аргиллитов, толщина свиты: 50 метров.

Георгиевская свита, представлена аргиллитами черными, толщина свиты: 15 метров.

Баженовская свита, представлена битуминозными аргиллитами. При  испытании её в скважине получена вода с плёнкой нефти, толщина свиты: 18-21 метров.

Меловая  система (К):

Отложения меловой системы  представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний мел (К1)

В разрезе нижнемеловых отложений выделяется: мегионская свита  и низы вартовской свиты.

Мегионская  свита,  сложена преимущественно  глинистыми  породами, лишь в основании и верхах залегают прослои песчаников и  алевролитов.

В верхней части мегионской свиты на Холмогорском  месторождении выделены песчаные пласты БС10-15. Пласты БС101, БС111 и БС112 являются промышленно нефтеносными. Пласт БС10 перекрывается пачкой  чеускинских  глин.

Вартовская свита, представлена двумя подсвитками: нижней, объединяющей песчаные пласты, именуемые как группа “Б” и верхней – группа “А”.

Внимание!

Нижняя свита, сложена переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов.

Верхняя подсвита, сложена переслаиванием глин и аргиллитов с песчаниками и алевролитами, толщина вартовской свиты: 358-431 м.

Средний мел (К2)

К отложениям среднего отдела меловой системы относят: алымскую свиту и нижнюю часть покурской свиты.

Алымская свита  в низах представлена аргиллитами, выше по разрезу происходит   опесчанивание  пород.

Низы покурской свиты, представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов, плотных аргиллитоподобных глин и глинистых известняков. Породы преимущественно серые, реже темно-серые, иногда встречаются зеленоватые разности.

Верхний мел (К3)

В разрезе отложений  верхнего мела выделяют кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.

Кузнецовская свита, сложена пачкой тёмно-зелёных морских глин, с линзами глауконитовского песка, толщина свиты: 34-44 метров.

Березовская свита, сложена глинами серыми, с зеленовато-голубоватым  оттенком, слабо алевритистыми, с  зернами глауконита, конкрециями сидерита, с редкими прослоями опоковидных глин и опок.

В породах березовской свиты встречаются комплексы фораминифер, радиолярий, морских пелеципод.

Важно!

По возрасту вмещающие их отложения относятся к коньякскому, сантонскому и компанскому векам, общая толщина березовской свиты: 159-181 метров.

Ганькинская свита, представлена морскими глинами серого и темно-серого цвета с прослоями глинистых мергелей и слабосцементированных алевролитов, толщина свиты  139 м.

Кайнозойская группа

Палеогеновая система:

Разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей палеоценового (талицкая  свита), эоценового (люлинворская и нижняя часть тавдинской и атлымской свиты) и олигоценового (новомихайловская и туртасскаясвита) возраста.

Отложения нижней части  системы представлены морскими осадками и только в верхней части олигоцена развиты породы прибрежно-морского и континентального происхождения.

Палеоцен

Отложения палеоцена  представлены талицкой свитой, которая  выделяется в основании палеогеновых отложений. Сложена глинами темно-серыми, иногда с буроватым оттенком, алевритистыми, плотными.  Встречаются мелкие единичные линзы известковистого песчаника, общая толщина свиты: 133-150 метров.

Эоцен

Люлинворская свита  объединяет морские глинистые осадки нижнего и верхнего эоцена.

Люлинворская свита, сложена глинами серыми и темно-серыми, тонко отмученными, алевритистыми, в основном, в верхней части.

Иногда встречаются гнезда глауконита и включения диатомитов, толщина люлинворской свиты: 139-215 метров.

Тавдинская свита согласно залегает на люлинворской свите. Отложения ее приурочены к верхнему эоцену и нижнему олигоцену.

Совет!

Сложена глинами в нижней части серовато-зелеными, листоватыми, алевритистыми с прослойками алевритов и линзами глинистого сидерита и известняка.

В глинах тавдинской свиты встречается фауна пресноводных остракод, единичные песчаные и известковистые фораминиферы, а также спорово-пыльцевые комплексы верхнего эоцена и нижнего олигоцена. Толщина тавдинской свиты около 170 м.

Олигоцен

Разрез олигоцена представлен  отложениями атлымской, новомихайловской и туртасской свит, сложенными темно-зеленовато-серыми глинами, зеленовато-серыми алевролитами, светло-серыми песками, толщина отложений олигоцена 100 метров.

Четвертичная система:

Комплекс пород мезозойско-кайнозойского  осадочного чехла завершается осадками четвертичного возраста, которые сплошным чехлом покрывают почти всю территорию Западно-Сибирской равнины.

На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают пески серые и зеленовато-серые с прослоями синевато-серых алевритистых глин, с включениями лигнина.

Это пойменные отложения, наносы террас, торфяно-болотные образования, толщина четвертичных отложений до 50-110 м.

2.1.2 Структурно-тектонические  особенности

Согласно тектонической  схеме, составленной ЗапСибНИГНИ в 1985 году (под редакцией И. И. Нестерова), рассматриваемый район располагается в пределах северо-восточного склона Сургутского свода.

По подошве мезозойских отложений свод представляет собой асимметричную структуру I порядка субмеридионального простирания. Амплитуда свода изменяется в пределах 275-300 м на востоке и 375-400 м на западе.

Внимание!

На севере свод примыкает к Северо-Сургутской моноклинали, на востоке отделяется от Нижневартовского свода Ярсомовским мегапрогибом и Юганской впадиной, на юге отделяется от Демьяновского свода Чупальской седловиной.

Северо-восточный склон  Сургутского свода осложнен рядом  структур III порядка, к одной из которых приурочено Холмогорское месторождение.

Холмогорская структура – куполовидная складка неправильной формы, преимущественно северо-восточного простирания, оконтуренная замкнутой сейсмоизогипсой – 2900 м.

Размеры Холмогорской структуры составляют порядка 20´17,5 км при высоте около 80 м.

Геологический разрез Холмогорского  месторождения сложен мощной толщей (более 3000 м) песчано-глинистых осадочных пород мезо-кайнозоя, подстилаемых эффузивами пермо-триаса.

В разрезе преобладают глины, в нижней части аргиллитоподобные, аргиллиты, а также алевролиты и песчаники.

Встречаются прослои небольшой толщины известковистых аргиллитов и известняков.

Промышленная нефтеносность на Холмогорском месторождении связана с мегионской свитой нижне-мелового отдела меловой системы. В разрезе мегионской свиты выделяется несколько характерных пачек.

Нижние три пачки сложены преимущественно глинистыми породами – аргиллитоподобными глинами и аргиллитами с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников.

Четвертая пачка представлена чередованием

песчаников и алевролитов с аргиллитами и аргиллитоподобными глинами.

К этой части разреза и приурочены регионально нефтеносные горизонты БС10 и БС11, содержащие все промышленные запасы Холмогорского месторождения.

При этом основные запасы сосредоточены в более продуктивном нижезалегающем горизонте БС11.

В научных публикациях  и отчетах научно-исследовательских  организаций утверждается, что отложения горизонта БС11 Холмогорского месторождения, также как и отложения аналогичных горизонтов Суторминского и Карамовского месторождений, формировались в условиях прибрежного морского мелководья. При этом в процессе формирования осадков выделяется два этапа.

Важно!

Первоначально в условиях обильного привноса терригенного материала образовались крупные песчано-алевритисто-глинистые тела неоднородного строения, характеризующиеся высоким содержанием пелитовой фракции.

На втором этапе при  относительном поднятии морского дна и изменения береговой линии в результате волнений морской среды произошел перемыв верхней части накопленных отложений с формированием баровых тел, забаровых лагун, отмелей и других, характерных для подобных условий осадков.

При этом осадки нижней части горизонта БС11 при перемыве практически не были затронуты.

Это дало основание провести разделение горизонта БС11 на две части: более опесчаненную и монолитную верхнюю часть выделить как самостоятельный пласт BC111, а нижнюю более глинистую и неоднородную – как пласт БС112).

Данная концепция условий  формирований продуктивных отложений  предложена СибНИИНП при подсчете запасов  Холмогорского месторождения, утвержденного ГКЗ в 1988 году.

Породы-коллектора горизонтов БС10 и БС11 на 75-90% сложены кварцем и полевошпатовыми минералами от среднезернистой до

алевритовой размерности.

По данным 70 определений керна горизонта БС10 гранулометрический состав породы следующий: 60% зерен имеют размер 0,25 – 0,1 мм, 20% зерен 0,1 – 0,05, по 10% зерен 0,05 – 0,001 и менее 0,01 мм. Примерно такое же распределение размера зерен и по 260 определениям керна из горизонта БС11, но здесь отмечено 3,5% зерен с размером более 0,25 мм.

Глинистый материал цемента  коллектора в основном сложен минералами каолинита и хлорита с примесью гидрослюды и со следами смешанно-слойных образований ряда гидро-слюда-монтмориллонит.

Совет!

Пласты БС101 и БС111 представляют собой относительно монолитные, обычно песчаные отложения, внутри которых прослеживается один – два маломощных прослоя, сложенных крепкими, предположительно известковистыми песчаными прослоями без признаков нефти.

Пласты БС10 и БС11 имеют иное строение.

Первый из них – БС10, залегающий ниже БC101 обычно сложен одним небольшим прослоем алевролита. Пласт БС112, самый нижний в разрезе, имеет значительно более сложное строение. Часто он представляет собой пачку переслаивания алевролитовых и глинистых пород, причем количество проницаемых слоев может меняться от трех-четырех до шести-восьми.

Источник: http://freepapers.ru/43/primenenie-tehnologii-nt-s-celju/251464.1677670.list2.html

Как добывают нефть в Западной Сибири

Как добывают нефть в Западной Сибири

На нефти (вернее, продуктах её переработки) я проделал всё это путешествие, из нефти сделаны корпус ноутбука, с которого я это пишу и устройства, с которого вы это читаете, и энергию, позволяющим им работать, с высокой вероятностью тоже даёт нефть.

Наш мир в прямом смысле слова пропитан нефтью, и когда мне представилась возможность посмотреть, как её добывают да пообщаться с теми, кто её добывает — конечно же я не мог этого упустить. Для этого мы поехали на Спорышевское месторождение близ Ноябрьска.

Тут, впрочем, стоит оговориться, что нефть бывает очень разной, даже в пределах Югры и Ямала (железным дорогам которых была посвящена прошлая часть) отличаясь буквально всем — свойствами, условиями залегания и соответственно технологиями добычи. Добыча в окрестностях Ноябрьска — одна из самых сложных и потому одна из самых современных в России.

…Нефть была известна человечеству немногим меньше, чем металл: жители древнего Междуречья (то есть и берегов нынешнего Персидского залива) уже тысячи лет назад, собирая её с поверхности водоёмов, использовали как масло для светильников и даже делали асфальт.

Первую скважину пробурили в 347 году до нашей эры китайцы, запустив туда трубу из бамбука. На вооружении Византии стояли огнемёты, так называемый «греческий огонь», которым они сожгли в своё время арабский флот, имевший неосторожность угрожать Константинополю.

В Речи Посполитой уже в начале 16 века галицкую нефть использовали для освещения улиц, ну а родиной российской нефтянки была Ухта в нынешней Коми, где нефть была впервые найдена в 1597-м, а впервые добыта в 1745 году купцом Фёдором Прядуновым, построившим там примитивную перегонную установку.

Последующие века показали, что нефтянка для России такая же традиционная отрасль, как хлебопашество или производство оружия: так, в 1823 году братья Дубинины построили первый в мире нефтеперегонный завод близ Моздока, а в 1847 году в окрестностях Баку была пробурена первая в мире промышленная скважина — до того нефть добывали в колодцах.

Первым конкурентом России была Австро-Венгрия с её Галицкими промыслами, где в 1852 году, например, появилась первая в мире нефтяную вышка. В 1858 году нефть впервые начали добывать в Новом Свете (Канаде), год спустя — в Штатах, и вскоре американская нефть из глубоководных портов да хваткой Рокфеллеров хлынула в Европу рекой.

Реванш к концу концу 19 века взяли промышленники Нобели и инженер Шухов, создав трубопровод, нефтехранилище (вместо «барреля»- проще говоря, 200-литровой бочки), наливной танкер и работавший на нефти теплоход. Затем в Америке начали распространяться автомобили, самым ценным нефтепродуктом вместо керосина и дизельного топлива сделался бензин, и вот уже к началу Первой Мировой Америка по добычи нефти вновь обгоняла Россию вдвое.

В 1932 году, однако, в Ярославле был впервые получен искусственый каучук, и это открыло следующий этап нефтяной эпохи — нефть быстро превратилась в важнейший стройматериал. Словом, нефтянка никогда не стояла на месте, а Россия всегда была в её авангарде, и даже пресловутые гидроразрывы пластов хоть и изобрели в 1947 году в Штатах, а уже пять лет спустя проводили на Донбассе.

Центром российской и советской нефтянки больше ста лет оставался Кавказ, но уже в 1929-32 годах была найдена и добыта первая нефть Ишимбая в Башкирии, а вскоре «Второе Баку» разрослось по всему Южному Предуралью и Среднему Поволжью.

Со временем эта отрасль всё более и более децентрализовывалась, новые нефтегазоносные провинции открывались и разрабатывались тут и там, но и среди них выделилось «Третье Баку», как поначалу называли месторождения Западной Сибири.

Собственно, и первооткрывателем тюменской нефти считается бакинец Фарман Салманов, в 1962 году разведавший крупнейшие запасы близ Мегиона, хотя вообще-то первая западно-сибирская нефть была найдена тремя годами раньше Владимиром Соболевским на Малом Атлыме.

То была весьма романтическая эпоха «Сибириады» — косматых геологов в дебрях тайги, неудержимых фонтанов из свежепробуренных скважин, и пожаров, о которых слагали легенды.

фото 1970-90-х годов.

Югория буквально за пару дестилетий изменилась до неузнаваемости, среди её болот и речных проток выросли современные города, а ханты и манси оказались меньшинством среди тех, кто приехал «за туманом и за запахом тайги» или хотя бы «за длинным рублём».

Затем пришёл капитализм, и с чужих слов Югория 1990-х и начала 2000-х напоминала Клондайк, откуда люди возвращались в свои безработные края с огромными деньгами, но и желающих забрать эти деньги себе туда стекалось немало.

А на ночных снимках из космоса Западаная Сибирь числом ярких огней уступала разве что Подмосковью — но светились не города, а пожары и факелы.

Говорят, горела нефть порой так долго и жарко, что в нескольких километрах от пожара наступала весна — таял снег, распускались цветы… это я читал ещё в каких-то советских журналах.

Кадрами вроде прошлого и следующего интернет переполнен по сей день, и на самом деле обывателю сложно представить, НАСКОЛЬКО они устарели.

фото 2007 года.

Одно из главных зданий Ноябрьска — офис нефтяников.

Первые месторождения близ будущего города начали разрабатываться в 1977 году, а в 1981 был создан «Ноябрьскнефтегаз», и первоначально в его подчинении была вся нефтедобыча Ямало-Ненецкого округа, этой главной «вотчины» газовиков.

В 1995 «Ноябрьскнефтегаз» был приватизирован и вошёл в состав омской «Сибнефти», десять лет спустя перешедшей под управление «Газпрома» и ставшей соответственно «Газпром нефтью». Теперь здешняя контора носит забористое название «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»:

Рядом её же заправка, причём появились они независимо друг от друга:

Сюда меня привёз Кирилл kuroi_makdare, вскоре подошёл человек из пресс-службы, и получив спецовки и каски (кстати, офигенно удобные, регулирующиеся прямо на голове), мы поехали за город. Пока ждали выдачи экипировки — я полистывал лежавшую в фойе ведомственную газету с замечательным названием:

Внимание!

Спорышевское месторождение, открытое в 1993 году и в 1996 введённое в эксплуатацию, начинается буквально от окраины Ноябрьска.

По здешним меркам оно маленькое и второстепенное, и выбрали мы его лишь потому, что близко — между собой месторождения отличаются не столько масштабом и ассортиментом сооружений, сколько их количеством.

Название в память Александра Спорыша — мастера разведочного бурения, открывшего нескольких месторождений (Западно-Ноябрьское, Карамовское, Ягодное), а погибшнего здесь в ДТП во время работ по доразведке.

К слову, «поехать на месторождение» — фраза некорректная, так как само месторождение находится в земле, а территория над ним, где идут разработки — это уже «лицензионный участок».

У въезда — пост охраны и шлагбаум, проверка документов, пропусков и разрешний на фотосъёмку.

Но за шлагбаумом — совершенно те же пейзажи, что и по трассам Югры и Ямала: невысокие леса и топкие болота, песок на участках без растительности, обилие коммуникаций, курсирующие туда-сюда тяжёлые машины да странные для далёкого от темы человека указатели — всё это можно видеть и по дороге из Сургута хоть в Ханты-Мансийск, хоть в Нижневартовск, хоть сюда.

Сквозь месторождения проходит железная дорога — ведь оно было разведано позже её постройки:

Но главный транспорт здесь, на самом деле, трубопроводы, вьющиеся по лесным опушкам:

Какая-то, видимо, подстанция с расходящимися от неё линиями электропередач:

Важно!

А кочки за болотом — рекультивированная земля, на которой работы давно завершились. Как видите, на них уже подрастают деревья.

Как представляет себе непосредственно добычу нефти обыватель? Деревянные вышки с факелами, в лучшем случае клюющие носом штанговые насосы, как на граффити с заглавного кадра.

Первые в рабочем состоянии я видел единственный раз лет 15 назад близ Перми, вторые ещё не редкость по всей стране от Калининградской области до Башкирии, но «Ноябрьскнефтегаз» уже и от них отказался — одному из самых северных нефтедобывающих предприятий России приходится быть и одни из самых современных.

Важнейшая единица его месторождений — это «куст скважин», и выглядит он вот так:

Валы, напоминающие руины каких-нибудь древних крепостей, и знак у ворот с весьма красноречивой инфографикой.

Пожаробезопасность у нефтяников возведена в культ, потому что «горящие торфяники — это не так страшно, как горящие нефтяники».

Курение в неустановленном месте — это немедленный вылет с работы с «волчьим билетом», а лёгкие с виду спецовки делаются из невоспламеняющихся материалов.

За валами — ни вышек, ни качалок, а лишь неподвижная скважинная арматура, на сленге нефтяников — «новогодние ёлки» (из-за обилия кругов):

фото предоставлено пресс-службой

Настоящая революция в нефтедобыче в последнее время связана с наклонным бурением — если ещё лет 20 скважина скорее всего уходила в землю вертикально, то есть бурилась непосредственно над местом добычи, то сейчас они изгибаются во всех трёх плоскостях, а зачастую («боковые зарезы») ещё и ветвятся.

Соответственно, куст скважин — это небольшая площадка, из под которой наклонные скважины, как древесные корни, расходятся на несколько километров в разные стороны. Вместо штанговых насосов нефть качают насосы электроцентробежные, находящиеся непосредственно в скважине глубоко под землёй:

Обратите внимание, что часть труб — зелёные, и это не просто так — каждый цвет означает определённое содержимое, и по коричневым идёт нефть, а по зелёным — вода.

Если обыватель представляет месторождение как такое плещущееся под землёй нефтяное озеро, то на самом деле всё намного сложнее: нефть рассеяна в порах, и выше неё обычно так же рассеян слой газа, а ниже — слой воды.

Так вот, вода закачивается в скважины для поддержания в них давления.

Совет!

Спорышевская нефть залегает на глубине от 2 до 3 километров, а наверх идёт горячей — непосредственно в пластах её температура 86 градусов, но за время пути по трубе она успевает остыть примерно до 60. А теперь представьте, как добывать горячую жидкость в вечной мерзлоте? Что при Нобелях, что сейчас российская нефтянка обречена быть технологичной…

На песке — сердолик. Он часто встречается там же, где нефть, хотя вроде бы прямой связи между ними нет:

Покинув куст (а он тут не один), едем дальше. Спорышевское месторождение в поперечнике размером около 20 километров, и это немного — крупные месторождения напоминают районы.

Вагончики, или как здесь говорят, балкИ — переносное жильё для рабочих.

В балках мне доводилось ночевать в Больземельской тундре (где я тоже видел немало нефтяных сюжетов), но то были балки дорожников, а у нефтяников, думаю, они изнутри комфортабельнее.

И у тех, и у других, однако, отменно кормят в столовых — потому что попробуй накорми плохо несколько сотен или даже тысяч здоровенных мужиков, вкалывающих на морозе.

За балками характерный мощный кран, слегка похожий на вышку, отмечает капитальный ремонт скважины, в ходе которого из неё надо извлечь несколько километров труб.

К таким объектам мы не подъезжали, журналистов на них если и возят — то только проверенных и знающих, что делать, в случае ЧП.

Вероятность этих ЧП, конечно, очень мала — но нефтяники любят порядок и не полагаются на «авось».

Внимание!

Мы же ехали в центр месторождения — на ДНС («дожимная насосная станция») с УПСВиГ («установка предварительного сброса воды и газа»), к которому пристроились и длинные административно-бытовые корпуса:

Ведь из скважин идёт не чистая нефть, а эмульсия с водой и газом, и со всех кустов она поставляется сюда для очистки. В сущности, это примерно то же самое, что обогатетильные фабрики на рудниках.

Здесь нам дали сопровождающего из непосредственно производственных сотрудников, и экскурсию он вёл неадаптированным к уху постороннего слогом — как и у всех профессионалов, у нефтяников есть свой жаргон и обязательный перенос ударений: тут говорят не «добыча нефти», а только «добыча нефти». Пока ждали сопровождающего у ворот — я сфотографировал пробы в стоявшем рядом ящике:

Высокие сооружения с «бочками» — это и есть система подготовки нефти:

Первая стадия подготовки — дегазация.

Сам по себе «попутный газ» не чета газу из «собственных» месторождений — в нём множество примесей, очистка его до состояния «голубого топлива» стоит немногим меньше, чем конечное использование, и одним из символов нефтяной промышленности долгое время были факелы: попутный газ просто сжигался.

Их и сейчас немало полыхает над заводами и месторождениями, но постепенно от них избавляются. Тот же «Ноябрьскнефтегаз» поставляет газ на перерабатывающий завод компании «Сибура», куда газ идёт со всех окрестных месторождений, расположенный рядом с большим, и более того — нефтегазовым Вынгапуровским месторождением.

Следующая стадия — обезвоживание. Воду потом закачивают обратно в пласты:

Третья стадия — удаления солей, для чего нефть насыщают пресной водой и вновь обезвоживают.

Есть ещё четвёртая стадия стабилизации, то есть удаления лёгких фракций для уменьшения потерь при транспортировке, но её проводят уже не здесь, а на ЦПСах («центральный пункт сбора»), коих на весь «Ноябрьскнефтегаз» всего два — на Вынгапуровском и Холмогорском месторождениях.

В невзрачном кирпичном домике — управление УПСВиГ:

На пультах и на экранах компьютеров — одни и те же данные, системы дублируют друг друга. Очень симпатичная девушка-оператор фотографироваться отказалась:

С обратной стороны установок — насосы:

Эти качают нефть:

А эти — воду:

За насосами УУН — «узел учёта нефти», автоматически подсчитывающий, сколько получилось нефти после подготовки:

И в этих хранилищах — нефть, уже готовая к отправке на ЦПС:

-Тут, наверное, по ночам красиво, огни горят? -Не горят, а светятся.

Немалую часть ДНСа занимает система пожаротушения со своими огромными баками:

Все принадлежащие ей трубы — красные. Система автоматическая, реагирует на возгорание сама и направлена на то, чтобы не только потушить огонь, но и не дать ему распространиться. Та ответственность, с которой нефтяники относятся к этой угрозе — одно из сильнейших впечатлений от месторождения.

Напоследок мне подарили бутылочку нефти — очень текучей и с не то чтобы сильным, но весьма резким запахом:

Вот как выглядит нефть… вернее, нефть Спорышевского месторождения: как уже говорилось в самом начале, даже нефть с соседнего месторождения может совсем иначе залегать, добываться и выглядеть.

Важно!

До сих пор нет даже единой общепринятой теории сущности и происхождения нефти — то ли планктон древних морей, то ли смешение углерода и водорода земной коры, то ли невозобновляемый ресурс, то ли возобновляемый в исторических пределах…

…В Югории сейчас интересное время — эпоха «клондайка» позади, не бьют фонтанами уже ни нефть, ни деньги, зарплаты во всех этих компаниях хорошие, но уже давно не шальные.

Нефтедобыча становится всё более технологичной и рутинной, и что особенно впечатляет — почти никак не связана с торговлей: в тое время как пол-страны затаив дыхание следит за ценой барреля, нефтяники просто работают, и пока цена выше себестоимости добычи (а это менее 20 долларов) — это не их головная боль.

Не боятся они и того, что «однажды нефть закончится» — её запасы постоянно увеличиваются, причём — «вглубь»: грубо говоря, 30 лет назад технологии позволяли из одного и того же месторождения извлечь 3% его запасов, 20 лет назад — 7%, а сейчас каких-нибудь 15%, то есть ещё 85% ждут, когда человек до них сможет добраться.

Сначала нефть сама била фонтанами, потом её качали примитивными насосами из вертикальных скважин, потом до новых горизонтов стали доходить наклонные скважины, а там и они обзавелись «боковыми зарезами», то есть начали ветвиться, гораздо гуще пронизывая пласт.

По той же причине российские нефтяники равнодушны к «нетрадиционным видами нефти» типа американской сланцевой или канадских нефтяных песков: журналисты создали этим ресурсам имидж какой-то «энергии будущего», но на самом деле это такие же точно нефть и газ, просто добываемые более сложным способом там, где раньше их добыча казалась невозможной.

В России же традиционной нефти хватит на много поколений, а суровые условия Крайнего Севера вынуждают наших нефтяников как мало где в мире уделять внимание технологиям добычи. В общем, нефть для России — судьба.

Источник: http://www.livejournal.com/media/545310.html

О создании геоэкологического деформационного мониторинга при освоении месторождений нефти

Одной из первоочередных и глобальных задач современности, внимание к которой постоянно возрастает, является рациональное и экологически безопасное использование человеком природных ресурсов, в том числе геологических.

Контроль за течением геологических процессов, прогноз их развития, осуществление профилактических и защитных мероприятий приобрели в настоящее время характер актуальнейших задач государственного масштаба.

Решение этих задач невозможно без наличия разномасштабных, долговременных и целенаправленных наблюдений за объектами геологической среды, лишь на основе которых и могут быть установлены тенденции развития различных геологических процессов (как природных, так и антропогенных или техногенных), вскрыт механизм и разработаны рекомендации по их управлению. Именно решению этих задач и служит мониторинг геологической среды.

Среди дистанционных методов наблюдений в системе мониторинга геологической среды используются две основные группы способов: аэрокосмогеологические и геофизические.

Основными видами дистанционных аэрокосмических методов исследований геологической среды, которые могут с успехом использоваться в системах мониторинга, являются фотосъемка (ФС), космическая съемка (КС), телевизионная (ТС), инфракрасная (ИКС), радиотепловая (РТС), радиолокационная радарная (РЛС) и многозональная съемка (МС).

Практически все эти методы полезны при оценке техногенных изменений геологической среды, поиске ареалов загрязнений, оценке динамики техногенных изменений геологической среды и т.д.

Среди дистанционных, в системе мониторинга геологической среды, чаще всего используются методы аэрокосмического дешифрирования (ФС и КС). При этом, в зависимости от масштаба съемки, могут применяться снимки различного масштаба.

Так, для крупномасштабной геоэкологической съемки – крупномасштабные аэрофотоснимки масштаба 1:1 000 – 1:5 000, позволяющие наиболее детально исследовать техногенные изменения различных элементов геологической среды и других природных компонентов.

Снимки более мелкого масштаба (1:10 000 – 1:25 000) полезны при оценке техногенных изменений ландшафтов, загрязнений литосферы и других преобразований геологической среды, проявляющихся и захватывающих значительные площади.

Космические снимки (КС) и (МС), как уникальный источник многообразной новейшей информации, призваны сыграть в экологическом картографировании столь же важную роль, какую они играют в исследованиях Земли и ее ресурсов. При этом комплексный характер геоэкологических проблем требует тесного взаимодействия космических методов с другими.

Совет!

Космическая информация в равной степени полезна при анализе природных и антропогенных факторов экологической обстановки, влияющих непосредственно, или оказывающих косвенное воздействие.

При этом роль сравнительно мелкомасштабной и генерализованной космической информации возрастает при переходе от изучения параметров и элементов среды к ее компонентам и природно-территориальным комплексам (ПТК).

Дешифрирование фотоснимков даже в зоне интенсивного техногенного освоения позволяет: определить контуры и площади проявления всех геологических процессов, если они в той или иной мере выражены в рельефе; получить основные морфометрические характеристики поверхности; установить условия и факторы, вызывающие возникновение различных процессов и контролирующих их развитие; оценить ущерб наносимый, тем или иным процессом, природной среде и инженерным сооружениям.

В настоящее время среди дистанционных методов, успешно применяемых при мониторинге природной среды, в том числе геологической, является многозональная аэрофотосъемка (АФС).

Снимки выполняются в различных диапазонах спектра и в итоге получают своеобразный “ спектральный образ” того, или иного объекта геологической среды (почв, поверхностных грунтов, асфальтовых покрытий, инженерных сооружений, водной поверхности и др.).

Дешифрирование АФС или АКФС, которое в настоящее время автоматизировано, и последующий их анализ позволяют в конечном итоге получить большую информацию о состоянии и изменении геологической среды.

Техногенные и природные воздействия нарушают равновесие геологической cреды, что приводит к заболачиванию территорий, просадке грунта, оползням, провалам, возбужденной сейсмичности и другим неблагоприятным экологическим последствиям. Они, в свою очередь, обуславливают деформации различных наземных инженерных объектов и могут вызвать аварии и катастрофы.

Кроме того, в последние годы, наукой были получены принципиально новые данные о современном геодинамическом состоянии земных недр.

Оказалось, что имеют место современные суперинтенсивные деформации (СД) земной поверхности со скоростями до 50-70 мм/год, которые приурочены к зонам тектонических нарушений (разломам различного типа и порядка).

Внимание!

При этом, наиболее неожиданный результат заключается в том, что наибольшая интенсивность геодинамических аномалий наблюдается в платформенных асейсмичных областях.

Проводимые, по заказам Миннефтепрома, изучения современных движений земной коры в нефтегазоносных осадочных бассейнах Русской платформы (Припятский прогиб, Башкирский свод и Соликамская впадина), Западно-Сибирской плиты (Вартовский свод), предгорных и межгорных прогибов складчатых областей (Терско-Каспийский, Предгиссарский, Рионо-Куринский) позволили ученым вывести ряд эмпирических обобщений, касающихся интенсивности и масштабов современного аномального геодинамического состояния земных недр:

1. Выявлено наличие интенсивных локальных аномалий вертикальных и горизонтальных движений земной поверхности, которые приурочены к зонам тектонических нарушений (разломов, разрывов и т.д.) различного типа и порядка.

Эти аномальные движения высокоградиентны (свыше 50мм/год), короткопериодичны (от 0.1 года до первых лет), пространственно локализованы (от 0.1 км до первых км) и обладают пульсационной и знакопеременной направленностью.

2. Основные пространственно-временные характеристики аномальных движений идентичны как для сейсмоактивных, так и для асейсмичных разломных зон, при этом интенсивность деформационного процесса в разломах асейсмичных, платформенных регионов выше, чем в сейсмоактивных (1).

Существование всех перечисленных неблагоприятных факторов вызывает необходимость выполнения постоянных, детальных наблюдений (мониторинг) за состоянием окружающей природной среды и недр.

Работу целесообразно начинать с выбора полигона, где активно проявляются геоэкологические последствия и связанные с ними деформационные процессы, а также имеются достаточно полные количественные данные об этом.

Необходимо выполнить сбор, систематизацию и первичный анализ имеющейся пространственно -временной информации об изменениях факторов внешней среды, гидрогеологических, инженерно-геологических и других условий, о развитии деформаций, возникновении аварий и катастроф.

На основе проведенного анализа необходимо оценить достаточность и точность имеющихся результатов комплексных натурных наблюдений, разработать общие методологические принципы и конкретные методики получения репрезентативных комплексных данных и реализовать их в последующих наблюдениях.

Важно!

Проблемы повышения надежности и долговечности инженерных объектов, предотвращения аварий и катастроф всегда актуальны.

Решение их требует высококачественного топографо-геодезического обеспечения, осуществляемого преимущественно автоматизированными, бесконтактными, неразрушающими методами с использованием оптимальной фильтрации, моделирования, анализа, интерпретации и прогнозирования.

Инструментарием для эффективного использования результатов комплексных натурных наблюдений за изучаемыми процессами должны служить компьютерные геоинформационные системы (ГИС), создаваемые на крупномасштабной топографо-геодезической основе.

В отечественной и зарубежной практике нет достаточного опыта создания крупномасштабных ГИС, имеющих базы данных результатов наблюдений за сложным пространственно-временным взаимодействием инженерных объектов с геологической и внешней средой, а также соответствующие подсистемы управления, математической обработки и моделирования.

Создание таких ГИС обусловлено необходимостью своевременного предупреждения возможных аварий и катастроф, оптимизации сроков выполнения регламентных и ремонтных работ, в том числе программ комплексных натурных наблюдений. При этом эффективность ГИС повысится, если подсистемы математического моделирования будут дополнены программными средствами для

прочностных расчетов несущих конструкций инженерных объектов по прогнозным оценкам ожидаемых деформаций. Математическое моделирование дает возможность определять количественные

закономерности развития деформаций однотипных инженерных объектов, возводимых и эксплуатируемых в одинаковых геологических и внешних условиях.

Знание общих закономерностей значительно повысит эффективность проектирования, строительства и эксплуатации инженерных объектов.

Таким образом, предлагая исследовать в единой системе воздействующие факторы, геологическую среду и инженерные объекты, выдвигается идея рассмотрения деформационных процессов в экологическом аспекте.

С учетом требований к точности инженерных решений возникает необходимость создания крупномасштабных элементов ГИС экологического кадастра и мониторинга природной среды, включающих и инженерные объекты.

Следующий этап создания ГИС заключается в разработке методов и программных средств для совместного межциклового уравнивания мобильных плановых и высотных геодезических сетей и идентификации математических моделей интерпретации.

При этом необходимо использовать аппарат оптимальной фильтрации для повышения точности определения деформаций, оценки адекватности и точности моделей.

Совет!

В ходе построения динамических моделей изучаемых процессов и явлений, по возможности, должна быть проведена аналогичная математическая обработка других видов комплексных натурных наблюдений.

Завершающая часть данного этапа -переход к кинематическим и динамическим моделям прогноза каждой наблюдаемой реализации изучаемого деформационного процесса и оценка их точности.

На завершающем этапе решения научно – методических задач необходимо разработать конфигурацию технических средств и структуру взаимодействия подсистем программно – технического комплекса ГИС.

Очевидно, что разработка должна выполняться, исходя из имеющихся технико-экономических возможностей, но с обязательным учетом результатов решения предыдущих задач.

Создание ГИС геоэкологического и деформационного мониторинга представляет собой проблему, решить которую можно только с участием специалистов разного профиля.

Однако при этом будут преобладать геодезические методы математической обработки и моделирования. Следовательно, научно – техническая роль специалистов топографо – геодезического профиля в создании ГИС будет ведущей.

Наряду с традиционными геодезическими методами необходимо особо отметить возрастающие возможности использования высокоточной гравиметрии. В комплексе с другими методами исследований гравиметрия дает возможность решать задачи экологической направленности. Это –

выявление разломов, карстовых пустот, оползней, трещин отрыва, регистрация изменений режимов фильтрации подземных вод, классификация геологических структур.

Внимание!

На основе результатов высокоточных гравиметрических измерений можно выделять малоамплитудные локальные аномалии силы тяжести и определять динамику их изменений, что позволяет получать детальные плотностные характеристики оснований инженерных объектов и оценивать последствия техногенных воздействий на них.

Все это особенно актуально для ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз” при промышленной разработке Спорышевского месторождения, так как техногенная нагрузка территории месторождения уже сегодня достаточно перенасыщена.

По большой оси месторождения проходит железная дорога Сургут – Уренгой, восточную часть месторождения пересекают три нитки магистрального газопровода Уренгой-Челябинск диаметром 1420 мм, 2 нитки конденсатопровода Уренгой – Сургут диаметром 820 мм, с запада на восток через месторождение проложен продуктопровод Ноябрьский ГПЗ – Мегионский ГПЗ, в северо-западной части проходит нефтепровод Вынгаяха – Холмогорская НПС, с запада проходит автомобильная дорога г. Ноябрьск – ЗападноНоябрьское месторождение.

В месте пересечения железной дороги и магистрального продуктопровода происходит еще и пересечение двух предполагаемых динамически-напряженных зон предположительно сопоставимых с тектоническими разломами в осадочном чехле. На материалах космической съемки в контуре месторождения дешифрируются шесть отдельных самостоятельных блоков, которые секутся уже существующими и проектируемыми инженерными сооружениями.

В местах пересечений инженерных коммуникаций с предполагаемыми разломами за последние два года начали наблюдаться интенсивные порывы трубопроводов, так из 24 аварийных отказов нефтепроводов так или иначе 21 случай приурочен к выделенным динамически-напряженным зонам.

В районе кустов 7 и 8 уже зафиксировано 7 порывов, причем 6 из них произошли в 2004г. В 2005 году уже произошло несколько порывов в районе разведочной скважины №654 и на напорном нефтепроводе до пересечения с железной дорогой. Места аварий, имеющих значительные экологические последствия, сопряжены с предполагаемыми зонами разломов.

По нашему мнению, для получения более расширенного спектра данных по проводимым работам, целесообразно было бы провести цикл геохимических исследований на предмет наличия в предполагаемых местах динамически- напряженных зон (ДНЗ) повышенной концентрации инертных газов, повышающих коррозионное воздействие на трубопроводы.

Имеющиеся в нашем распоряжении данные сейсмических исследований, геологоразведочного бурения и дешифрирования космических снимков свидетельствуют о сложном геологическом строении месторождения.

Предполагается наличие субвертикального экранирования, при этом возможны литологические (пласты ПК 19, АС 4) и тектонические экраны (пласт БС 10).

Возникновение последних обусловлено напряженно-деформированным состоянием осадочного чехла.

Важно!

Угроза экологической безопасности данной территории усугубляется, кроме вышеперечисленных факторов, еще и тем, что Спорышевское месторождение расположено в непосредственной близости от городской застройки Ноябрьска.

Источник: https://cyberleninka.ru/article/n/o-sozdanii-geoekologicheskogo-deformatsionnogo-monitoringa-pri-osvoenii-mestorozhdeniy-nefti

История освоения месторождения

История освоения месторождения

ВВЕДЕНИЕ

Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

Наряду с положительными достижениями в разработке месторождений, за последние годы накопилось значительное число проблем, связанных с ростом обводненности продукции и снижающимися темпами добычи нефти.

Кроме того, при разработке залежей нефти заводнением, ожидаемая нефтеотдача в лучшем случае может достигнуть 50%. Более половины запасов нефти при освоении заводнением остаются не извлеченными.

Одним из эффективных способов увеличения темпов добычи нефти и конечной нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. ГРП, воздействуя на пласт, повышает производительность скважины, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу.

Также из всех существующих способов обработки низкопроницаемых пластов наибольший эффект достигается при использовании ГРП. Практически считается, что в любой технически исправной скважине, в которой дренирует неистощенный пласт с проницаемостью ниже 0,05 мкм2, может быть применен ГРП, дающий экономический эффект при соблюдении технологии.

ГРП начал внедряться за рубежом и в России с 1949 года и в настоящее время стал стандартным методом повышения нефтеотдачи в низкопроницаемых пластах, имеющий эффект в 90% случаев.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин.

Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прочностные свойства породы пласта.

В практике ГРП, давления, при которых происходит разрыв пласта, как пра

вило, ниже полного горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем полное горное давление для скважин небольшой глубины.

В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5-2 раза гидростатическое давление.

Совет!

Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка.

Гидравлический разрыв пласта применяется:

1. Для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

2. Для увеличения приемистости нагнетательных скважин;

3. Для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважин;

4. Для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.

В практике разрыва пласта различают три основных вида процесса:

1. Однократный разрыв пласта;

2. Многократный разрыв пласта;

3. Направленный (поинтервальный) разрыв пласта.

Технология однократного гидроразрыва пласта предполагает создание одной трещины в продуктивном разрезе скважины.

Технологические схемы многократного разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта.

При направленном разрыве, в отличие от двух первых видов, места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины.

Для гидроразрыва пласта рекомендуются скважины следующих категорий:

1. Скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;

2. Скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

3. Скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих;

4. Скважины с загрязненной призабойной зоной;

5. Скважины с высоким газовым фактором;

6. Нагнетательные скважины с низкой приемистостью;

7. Нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

Разрыв пласта не рекомендуется проводить

1. В нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;

2. В скважинах, технически неисправных.

Максимальный эффект от ГРП обеспечивается:

1. Наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин;

2. Распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины;

3. Созданием трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

Усть-Балыкское месторождение (площадь горизонта БС10) находится в центральной части Западно-Сибирской низменности на территории Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшие населенные пункты: г. Нефтеюганск, г. Сургут, г. Пыть-Ях, п.

Пойковский, п. Каркатеево, п. Чеускино, п. Усть-Юган. С югом Усть-Балыкское месторождение связывают: железнодорожные пути, аэрофлот, речное сообщение и асфальтированная федеральная автодорога.

Промысловые автодороги по месторождению представлены в большей части грунтово-лежневыми дорогами.

Усть-Балыкская (БС10) площадь является одной из четырех площадей Усть-Балыкского месторождения. Куда входят еще Усть-Балыкское (БС1-5), Солкинское, Западно-Усть-Балыкское месторождения.

Внимание!

На юге Усть-Балыкская, БС10 площадь непосредственно переходит в Мамонтовское месторождение. С северо-востока, в центральную часть месторождения, вклинивается пласт БС1 Усть-Балыкского (БС1-5) месторождения.

Ближайшие разрабатываемые месторождения – Солкинское, Южно-Сургутское, Омбинское.

Рельеф местности представляет сильно заболоченную равнину. Территорию Усть-Балыкского месторождения пересекают реки Обь и Юганская Обь.

Абсолютные отметки рельефа меняются незначительно от 26 до 44 метров, причём минимальные отметки приурочены к берегам рек, а максимальные – к лесным массивам.

В весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами. Климат района резко-континентальный. Минимальная температура воздуха -55°С, снежный покров лежит около 200 дней в году.

Летом температура выше +20°С держится около 30 дней. За летний период осадков выпадает около половины годового количества. Леса – смешанные с преобладанием ольхи, пихты, лиственницы, кедра.

водная магистраль – река Обь и её протока Юганская Обь с многочисленными протоками, из которых наиболее крупными являются Большой Балык, Сингапайская и др. Между реками Обь и Юганская Обь располагаются многочисленные озёра разнообразных форм и размеров.

Объекты нефтедобычи Усть-Балыкского месторождения снабжаются электроэнергией от следующих головных подстанций:

1. Подстанция 220/35 кВ – «Усть-Балык».

2. Подстанция 110/35 кВ – «Нефтеюганская»

3. Подстанция 110/35 кВ – «Юганская»

4. Подстанция 110/35 кВ – «Парус».

От головных подстанций двухцепными ВЛ 35 кВ запитаны ПС 35/6 кВ. От ПС 35/6 кВ по кабельным линиям 6 кВ электроэнергия поступает на ДНС, КНС.

С этих же подстанций по ВЛ 6 кВ запитаны ТП 6/0,4 кВ.

Важно!

От которых по кабельным линиям 0,4 кВ энергия поступает потребителям на скважинах и на базы цехов.

Потребление электроэнергии в 2000 году составило 264358 тыс. кВт×час, а средний годовой максимум нагрузки 34556 кВт.

Через территорию месторождения проходит нефтепровод Усть-Балык – Омск.

Проницаемость

Характеризует фильтрационные свойства продуктивного пласта. Средняя проницаемость коллектора горизонта БС10 составляет 103 мд, пласта БС10(1) – 92 мд, БС10(2) – 130 мд, БС10(3) – 83 мд.

Коэффициент нефтенасыщенности

Определялось по данным промысловой геофизики. Среднее значение начальной нефтенасыщенности по горизонту БС10 – 63,3%, пласта БС10(1) – 65%, БС10(2) – 66%, БС10(3) – 59%.

По сравнению с другими залежами Усть-Балыкского месторождения нефтяной газ пласта БС10 более тяжёлый, молярная концентрация метана 69,18%.

Доля пропан-бутановой фракции достигает 18,64%.

Доля тяжёлых углеводородов С6+ в нефтяном газе около 1,5%, количество двуокиси углерода в газе незначительно, менее 0,2%.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Таблица 3.4.

Усть-Балыкское, БС10 месторождение

Характеристика проектных документов

Показатели Техсхема 1971г. Техсхема 1978г. Техсхема 1982г. Проект разработки 1987г.
Б10(кат.С1) Б16-20(кат.С2)
Система воздействия Площадная семи точечная
Сетка скважин, м 750х650 750х650 375х325 375х325 500х433
Плотность сетки, га/скв. 12,2 12,2 21,7
Количество объектов разработки
Общий фонд скважин,
в т.ч. добывающих
нагнетательных
резервных
контрольных
Максимальный проектный уровень добычи нефти, млн. т 2,75 1,7 2,8 4,206 0,057
Год выхода на максимальный уровень Не опр.
Накопленная добыча нефти, млн. т 66,35 79,314 1,22
Темп отбора, % 3,7 4,2 5,3 4,7
Извлекаемые запасы на 1 доб. скв., тыс. т/скв.
КИН 0,4 0,4 0,4 0,42 0,24

Рис. 3.1. Сравнительная характеристика проектных документов: 1 – 1971 г.; 2 – 1978 г.; 3 – 1982 г.; 4 – 1987 г.

Таблица 3.5.

Основные проектные показатели

(Проект разработки, 1987г.)

Показатели Б10 Б16-20 В сумме
С1 С2 С1+С2 С2 С1 С2 С1+С2
Вскрытие (совместное или раздельное) Совместно Не разрабат.
Система разработки площадная семи точечная Блоковая 3х рядная площадная семи точечная
Сетка, м х м 375х325 500х433 500х433
Плотность сетки, га/скв. 12,2 21,7 21,7
Максимальный проектный уровень:
добычи нефти, млн. т 4,206 0,32 4,206 0,057 4,206 0,355 4,206
добычи газа, млн. м3 193,5 14,7 193,5 3,03 193,5 16,7 193,5
добычи жидкости, млн. т 10,861 0,81 11,296 0,09 10,861 0,887 11,302
закачки воды, млн. м3 13,498 1,013 14,072 0,107 13,498 1,111 14,08
Год достижения максимального уровня:
добычи нефти
добычи жидкости
закачки воды
Темп отбора, % 5,3 5,7 4,9 4,7 5,3 5,1 4,9
Накопленная за весь срок:
Добыча нефти, млн. т 79,3 5,6 84,9 1,3 79,3 6,9 86,2
Добыча газа, млн. м3 3648,4 3904,4 64,3 3648,4 320,3 3968,7
Добыча жидкости, млн. т 548,9 34,6 583,5 5,2 548,9 39,8 588,7
Закачка воды, млн. м3 589,8 36,4 626,2 6,4 589,8 42,8 632,6
Фонд скважин – общий
в т.ч. добывающих
нагнетательных
резервных
Фонд контрольных скважин
Коэффициент нефтеотдачи, доли ед. 0,421 0,349 0,416 0,24 0,421 0,322 0,411
Удельные НИЗ, тыс. т на
1 добывающую скважину 84,3 92,8 84,8 78,8 84,3 89,8 84,7
1 добыв. + 1 нагнетат. 58,2 63,3 80,8 46,6 58,2 59,3 58,3
1 добыв. + 1 нагнетат. + 1 резервн. 55,2 63,3 55,5 39,3 55,2 56,9 55,2

Проектные документы

1 – факт 2 – проект (1987г.)

3 – лицензионное согл. (1993г.) 4 – утвержд. ЦКР (1995г.)

5 – утвержд. ТКР (17.01.97г.)

Рис. 3.5 и 3.6 Сопоставление фактических и расчетных показателей дебита жидкости и количества скважин.

Проектные документы

1 – факт 2 – проект (1987г.)

3 – лицензионное согл. (1993г.) 4 – утвержд. ЦКР (1995г.)

5 – утвержд. ТКР (17.01.97г.)

1. При сравнении фактических и проектных показателей разработки (1987 г.) за последние два года значительное отставание от проектных уровней произошло по всем основным показателям, кроме дебита по нефти.

При этом отставание добычи нефти за эти годы в процентном соотношении сохраняется на одном уровне. Невыполнение проектных уровней в 2000г. следующее:

– добыча нефти меньше на 581 тыс. т или на 1/3;

– добыча жидкости в 3,1 раза;

– дебит жидкости в 1,8 раза;

– действующий фонд меньше на 242 скв. или 35%;

– закачка воды в 2,2 раза;

– фонд нагнетательных скважин в 2,3 раза.

Превышение дебита нефти над проектным значением в 1998 году на 0,6 т/сут. или 11% является следствием сокращения малодебитного фонда за счет их выбытия из эксплуатации из-за нерентабельности.

При значительных недоотборах в годовой добычи нефти, накопленный отбор несущественно отличается от проектного (меньше на 1230 тыс. т или 2,5%).

Причиной является перевыполнение максимального уровня и более высокие темпы отбора в предыдущие годы до 1991г.

, вследствие опережающего разбуривания площади.

Сопоставление основных фактических и проектных показателей разработки приведено на рисунках 3.3, 3.4, 3.5, 3.6.

2. Уровни добычи нефти, принятые в лицензионном соглашении, перевыполняется в 2000г.

в значительной степени, на 30% за счет высоких дебитов нефти, превышающих более чем в 2 раза расчетное значение, фактический действующий добывающий фонд в 1,6 раза меньше расчетного.

Совет!

Кратное превышение среднего дебита нефти объясняется применением оптимизации работы скважин. Аналогично добыча жидкости превышает расчетную в 1,5 раза, вследствие более низких дебитов жидкости (ниже на 11%) и меньше действующего фонда на 40%.

3. Сравнение фактических показателей разработки с утвержденными ЦКР (протокол №1961 от 6.12.1995г.) показывает практически одинаковые уровни по добычи нефти. Отставание фактических показателей отмечается в 2000г. по:

  • – действующему фонду на 62 скважину или 11,5%;
  • – среднему дебиту жидкости на 21%;
  • – добычи жидкости на 1430 тыс. т или на 30%;
  • – обводненности на 8,3% (абс.).

Превышение над проектом достигнуто по дебиту нефти на 8% из-за применения интенсификации добычи нефти.

– При сопоставлении фактических показателей за 2000г. с утвержденными ТКР (протокол №1 от 17.01.1997г.

) видно несущественное превышение добычи нефти и дебита по нефти соответственно на 3% и 5%. Закачка воды перекрывает расчетный объем на 1/3.

По остальным показателям отмечается превышение проектных значений.

Выводы:

1. Фактическая накопленная добыча нефти на месторождении в 2000г. соответствует проектной при значительном отставании по накопленной добычи жидкости.

2. Фактическая годовая добыча нефти в 1999г. отстает от проектного уровня на 12%, а в 2000 году превышает на 7%.

3. Основной причиной незначительного (12%) отставания от проектного уровня добычи нефти является: крайне низкий коэффициент использования добывающего фонда – 0,62, в связи с чем действующий фонд меньше проектного в 1,5 раза.

Массовое выбытие скважин из эксплуатации вызвано геологическими и техническими причинами (опережающее обводнение части скважин в связи со сложным строением горизонта и с поломками и выбытием из строя внутрискважинного оборудования).

4. Стабилизация добычи нефти и уменьшение разницы между фактическими и проектными показателями за последние 2 года явилось следствием применения методов интенсификации нефтедобычи, восстановление и ввод в эксплуатацию скважин, перераспределения направления потоков фильтрации.

Внимание!

5. Превышение проектного значения в 2000г. отмечается по дебиту нефти на 8%, при отставании по остальным показателям.

6. На месторождении ежегодно уточняются уровни добычи с утверждением на ТКР, на которые необходимо ориентироваться при планировании отборов в следствии устаревания проектного документа.

7. По месторождению в 2002 – 2003гг. необходимо составить проект до разработки, в котором определить идеологию работы над месторождением на последующее десятилетие, после обширного применения технологий интенсификации нефтедобычи (форсированный отбор жидкости, ГРП, МУН).

Фонд скважин

Усть-Балыкское (горизонт БС10) месторождение разрабатывается с 1966 года. Разбуривание месторождения завершено в 1992 году. К началу 1993 года горизонт БС10 разбурен на 95%.

В настоящее время объект находится на стадии падающей добычи нефти. Отобрано 59% нефти от НИЗ при обводненности 71%. Средний дебит нефти за 2000 год составил 7,91 т/сут.

, дебит жидкости – 27,03 т/сут.

Состояние фонда скважин

На Усть-Балыкском (горизонт БС10) месторождении согласно проекту разработки (1986г.) утвержден проектный фонд в количестве 1587 скважин, в том числе 1017 добывающих, 460 нагнетательных , 80 резервных и 30 контрольных. Объект разбурен. Эксплуатационный метраж составил 3656 тыс. м при средней глубине одной скважины 2614 м (таблица 3.8). Выделено два объекта разработки: горизонт БС10 , пласты БС16-20 ачимовской пачки.

Источник: https://lektsia.com/6x2b77.html

Поделиться:
Нет комментариев

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.