Геологическое обоснование перспектив нефтегазоносности и проектирование поискового бурения на Изъяшорской структуре

Слабоводоносный вычегодский аллювиально-морской, озерно-морской, морской горизонт (am, lm, mQllvs).

Горизонт залегает с поверхности до глубины 10-30 метров. Литология горизонта представлена песчано-глинистыми отложениями, в подошве которых залегают гравийно-галечные отложения.

Водоносный горизонт залегает первым от поверхности, подстилается отложениями вычегодского возраста.

Воды поровые, безнапорные, уровень фиксируется на глубине 2-5 метров. Водообильность горизонта незначительна, дебиты скважин изменяются от 0,5 до 20 м3/сутки при максимально возможных понижениях уровня воды. Минерализация воды изменяется от 0,2 до 0,4 г/дм3, состав - гидрокарбонатный кальциево-натриевый или магниево-кальциевый. Пополнение запасов происходит за счет атмосферных осадков.

Разгрузка осуществляется в виде родников и пластовых выходов в долинах рек и ручьев.

Практического значения горизонт для водопользования не имеет из-за низкой водообильности и отсутствия защищенности от поверхностного загрязнения.



2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Обоснование места заложения поисковых скважин

Учитывая перспективы нефтеносности осадочного чехла Изъяшорской структуры, связываемые прежде всего с предполагаемой залежью нефти в джьерских терригенных отложениях верхнего девона, за основу для выбора системы расположения поисково-оценочных скважин приняты структурные построения по ОГ III D3dzr, сопоставляемому с подошвой джьерского горизонта верхнего девона.

Изъяшорская структура по отражающему горизонту IIIdzr представляет собой приразломную, субмеридианально вытянутую складку и имеет размеры 8,1 х 2,1 км2, амплитуду 40 метров. Залежь нефти в джьерских отложениях верхнего девона ожидается пластовая, сводовая, тектонически экранированными.

Исходя из модели строения предполагаемых залежей и в соответствии с “Методическими рекомендациями по выбору систем размещения поисково-оценочных скважин” (ВНИГНИ, 1982) опоискование проектируемой структуры предусматривается двумя скважинами, проектной глубиной 2700 метров, проектным горизонтом - D3jr.

Первоочередная вертикальная скважина № 1 закладывается в пределах наиболее гипсометрически высокого купола, локализующегося в районе северной периклинали структуры. Устье скважины расположено на сейсмопрофиле 120163 ПК 58.

Поисково-оценочную скважину № 2 проектируется пробурить вблизи зоны предполагаемого ВНК на сейсмопрофиле 1018505 ПК 154.



2.2 Характеристика коллекторов и покрышек

На Изъяшорской структуре перспективы нефтеносности связываются с джьерскими отложениями верхнего девона. В Ронаельской перспективной зоне, к которой относится рассматриваемая площадь, притоки нефти получены на Сунаельской площади. По ГИС выделены эффективные нефтенасыщенные мощности с пористостью 15-20 % (НГК). По керну коллекторы представлены песчаниками светло-серыми тонко-мелко-зернистыми, перекрываются одновозростными аргиллитами.

Отложения джьерского горизонта со стратиграфическим несогласием залегают на отложениях яранского горизонта. Морфология прогнозируемой залежи - на основе структурных построений по ОГ IIIdzr .

В качестве аналога принимается одновозрастная залежь нефти Лузского месторождения.

Прогнозируемая залежь нефти - пластовая, сводовая.

2.3 Прогноз фазового состава флюида

По нефтегазогеологическому районированию Изъяшорская структура относится к Верхнелыжско-Лемьюскому нефтегазоносному району Ижма-Печорской нефтегазоносной области Тимано-Печорской провинции, в пределах Печорского района Республики Коми. Характеризуется катагенетической зональностью, редуцированной снизу. В низах осадочного чехла залегают отложения, степень катагенетической преобразованности которых не достигает завершающих стадий катагенеза, а ограничивается этапами МК4. Тип ОВ - гумусово-сапропелевый, степень катагенеза ОВ МК2-4.

На открытых месторождениях, близких по строению разреза к Изъяшорской структуре и принятых за аналоговые, в отложениях джьерского горизонта в залежах УВ флюидом является нефть. Следовательно, на Изъяшорской площади можно также ожидать залежи нефти в прогнозируемых перспективных отложениях. Для дальнейших изысканий за аналог берём физико-химические свойства нефти с Лузского месторождения.

2.4 Оценка и подсчет ресурсов УВ сырья на Изъяшорской структуре

Перспективы нефтеносности Изъяшорской структуры и оценка перспективных ресурсов категории С3 основывается на комплексном анализе определяющих показателей нефтегазоносности: структурно-тектонических, литолого-фациальных, гидрохимических, катагенетических и др..

Подсчет ресурсов нефти прогнозируемых залежей производится объемным методом по формуле:

	Qгеол. = Sперсп. hэфф. срвзв. Кп Кнн Кпер.,
где	Qгеол. - геологические ресурсы нефти, млн. т; Sперсп. - прогнозируемая площадь залежи, км2; hэфф. срвзв. - средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м; Кп - коэффициент пористости, доли ед.; Кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; н - плотность нефти, т/м3; Кпер. - пересчетный коэффициент, доли ед. Qизвл. = Qгеол.Кизвл.,
где	Qизвл. - извлекаемые ресурсы нефти, млн. т; Кизвл. - коэффициент извлечения, доли ед.

Основные перспективы нефтеносности Изъяшорской структуре связываются с песчаными пластами-коллекторами в отложениях джьерского горизонта верхнего девона.

Площадь структуры подсчитана по последней замкнутой изогипсе с отметкой минус 2585 м. и равна 13720 м2.

Площадь залежи подсчитана по ВНК с отметкой минус 2581 м. и равна 11500 м2. Площадь структуры и площадь залежи измерена с помощью планиметра PLANIX7.

Морфология прогнозируемой залежи - на основе структурных построений по ОГ IIIdzr. Прогнозируемая залежь нефти - пластовая сводовая.

Подсчетные параметры залежи (в качестве аналога принимается одновозрастная залежь нефти Лузского месторождения):

средневзвешенная эффективная мощность 2,2 м;

коэффициент пористости 0,16;

коэффициент нефтенасыщенности 0,82;

плотность нефти 0,859 т/м3;

пересчетный коэффициент 0,877;

коэффициент извлечения нефти 0,3.

Тогда ресурсы нефти категории С3 составят:

Qгеол. = 2,500 млн. т.

Qизвл. = 0,750 млн. т.

Прогнозируемые запасы категории С1 + С2 составят 503 тысяч т. Для получения величины запасов категории С1 + С2 был использован коэффициент перевода равный 0,67, являющийся средним для ТПП.



3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Система расположения проектной поисковой скважины

разрез изъяшорский скважина бурение

Учитывая перспективы нефтеносности осадочного чехла Изъяшорской структуры, связываемые прежде всего с предполагаемой залежью нефти в джьерских терригенных отложениях верхнего девона, за основу для выбора системы расположения поисково-оценочной скважины приняты структурные построения по ОГ III D3dzr, сопоставляемому с подошвой джьерского горизонта верхнего девона.

Изъяшорская структура по отражающему горизонту III dzr представляет собой приразломную, субмеридианально вытянутую складку и имеет размеры 8,1 х 2,1 км2, амплитуду 40 метров. Залежи нефти в джьерских отложениях верхнего девона ожидаются пластовыми, сводовыми, тектонически экранированными.

Исходя из модели строения предполагаемых залежей и в соответствии с “Методическими рекомендациями по выбору систем размещения поисково-оценочных скважин” (ВНИГНИ,1982) опоискование проектируемой структуры предусматривается тремя скважинами, проектной глубиной 2700 метров, проектным горизонтом - D3jr.

Первоочередная вертикальная скважина № 1 закладывается в пределах наиболее гипсометрически высокого купола, локализующегося в районе северной периклинали структуры. Устье скважины расположено на сейсмопрофиле 120163 ПК 58.

Поисково-оценочную скважину № 2 проектируется пробурить вблизи зоны предполагаемого ВНК на сейсмопрофиле 1018505 ПК 154.

3.2 Геологические условия проводки скважины

Таблица 3.2.1 - Геологические условия проводки скважин

Интервалы разреза с различными геолого-техническими условиями, м	Стратиграфическая приуроченность	Литологические особенности и характеристика разреза	Условия проводки	Категории пород	Ожидаемые пластовые
от	до	толщина				по твердости	по абразивности	давления (на конец интервала)МПа	углы и напра-вления пластов
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0	100	100	Q	Супеси, суглинки, глины с обломками гальки и валунами изверженных и метаморфических пород.	Подваливание стенок скважины	3-40 % 4-60 %	3-20 % 4-30 % 5,5-30 % 6-20 %	Рпл = Ргидр	1-3?
100	500	400	T1	Циклическое переслаивание песчаников зеленовато-серых, полимиктовых, алевролитов и алевритистых, коричневых глин.
400	890	390	P2kz-t	Глины серые, красно-коричневые, с прослоями алевролитов и полимиктовых песчаников, реже с прослоями мергелей и известняков. В нижней части разреза - чередование глин красно-бурых, алевролитов и полимиктовых красно-коричневых песчаников с редкими прослоями мергелей и глинистых известняков.	Разрез неустойчив. Подваливание стенок скважины. Возможны нефтеводопроявления при снижении противодавления на пласт.	2-30 % 3-50 % 4-20 %	3-30 % 4-20 % 5,5-20 % 6-30 %	Рпл > Ргидр. на 5 % Рпл 805 = 8,24 МПа
890	1 210	320	P2u	Ритмичное переслаивание полимиктовых песча ников, алевролитов и аргиллитов пестрых.
1 210	1 270	60	P1k	Глины, известняки, доломиты с включениями ангидритов.
1 270	1 330	60	P1a+s	Известняки плотные псевдоолитовые, органогеннообломочные.	Разрез неустойчив. Подваливание стенок скважины. Кавернообразование, Возможны нефтеводопроявления при снижении противодавления на пласт.	3-30 % 4-30 % 5-40 %	2-10 % 3-30 % 6-60 %	Рпл > Ргидр на 10% Рпл 2014 = 21,54 МПа
1 330	1 350	20		Известняки мелкодетритовые
1 350	1 500	150		Известняки светло-серые, слабодоломитизированные, в нижней части - с прослоями известняков глинистых и глин.
1 500	1 570	70	C1s	Известняки полидетритовые, биокластические, слабо доломитизированные.
1 500	1 670	100	C1v	Доломитизированные известняки, доломиты с прослоями аргиллитов. В основании разреза пачка переслаивания глин, глинистых известняков.
1 670	1 845	175	D3fm2+3	Известняки долмитизированные, доломиты, известняки, мергели..
1 845	2 140	295	D3el	Чередование пластов известняков доломитизи- рованных с пачками мергелей и глинистых известняков с прослоями аргиллитов.
2 140	2 455	315	D3zd	Известняки, известняки доломитизированные. В нижней части разреза - в нижней части разреза известняки глинистые, мергели, аргиллиты.	Разрез неустойчив. Подваливание стенок скважины. Возможны нефтеводопроявления при снижении противодавления на пласт..	5-40 % 6-40 % 7-20 %	3-30 % 3,5-20 % 6-50 %	Рпл > Ргидр на 8% Рпл 2 456 = 25,95 МПа
2 455	2 500	45	D3f3+dm	Известняки битуминозные, мергели, известковые глины.
2 500	2 510	10	D3sr	Аргиллиты, глинистые известняки. В нижней части - аргиллиты, алевролиты и песчаники.
2 510	2 585	75	D3tm			3-40 % 5-30 % 6-30 %	3-40 % 5-20 % 6,5-40 %
2 585	2 650	65	D3 dzr	Переслаивание песчаников, глин, алевролитов.
2 650	2 700	50	D3 jr	Песчаники и алевролиты, с прослоями аргиллитов.

3.3 Характеристика промывочной жидкости

Параметры промывочной жидкости выбраны на основании прогнозных данных о горно-геологических условиях бурения на проектируемой площади, фактических данных, полученных на площадях с сопоставимыми горно-геологическими условиями, и в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03. Характеристика промывочной жидкости для скважин на Восточно-Чедтыйской площади приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3.1 - Характеристика промывочной жидкости для скважины № 1-Изъяшорская

Интервал м	Тип бурового раствора	Параметры промывочной жидкости	Наименование химреагентов
		плотность кг/м3	условная вязкость с	СНС, дПа 1 мин 10мин	водоотдача, м3/30 мин	рН	содержание песка, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
20-200	Полимер-глинистый	1 150	60-80	до 100	< 10х10	7	-	бентонит, карбоксиметил-целлюлоза (СМС LV/HV), бикарбонат натрия.
200- 1 270	полимер-глинистый	1 160	30-50	20-40 / 30-50	< 6х10	9	2,2	бентонит, каустическая сода, кальцинированная сода, DK-Drill, карбоксиметил-целлюлоза (СМС LV/HV), ИКЛУБ, бикарбонат натрия.
1 270- 2 700	полимер-глинистый	1 160	30-50	20-40 / 30-50	< 6х10	9	2,2	бентонит, каустическая сода, кальцинированная сода, DK-Drill, карбоксиметил-целлюлоза (СМС LV/HV), ИКЛУБ, MnO2 бикарбонат натрия.

3.4 Обоснование конструкции скважин

Конструкция скважин обоснована исходя из их проектной глубины, инженерно-геологических условий углубления и крепления, предполагаемых давлений пластовых и гидроразрыва пород.

Сводные данные по конструкции скважин приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4.1 - Конструкция скважин

Наименование колонны	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска, м	Высота подъема цемента за колонной, м
1. Направление	426	20	20
2. Кондуктор	324	200	200
3. Промежуточная	245	1 270	1 270
4. Эксплуатационная	168	2 700	1 630

3.5 Оборудование устья скважины

В целях обеспечения безопасного вскрытия продуктивных горизонтов и в соответствии с “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности” предусматривается следующее устьевое и противовыбросовое оборудование:

Противовыбросовое оборудование ОП5-350/80*21, ОП5-280/80*21, ППГ-180/80*21.

Колонная головка ОКК2-21*168*245*324.

Фонтанная арматура АФК3-65*21.

3.6 Комплекс геолого-геофизических исследований

Отбор керна и шлама

Учитывая цели и задачи поискового бурения, проектом предусматривается произвести отбор керна в перспективной части разреза с целью изучения литолого-стратиграфической характеристики вскрываемого разреза, определения коллекторских свойств продуктивных отложений и изучения нефтегазоносности пластов-коллекторов. При отборе керна можно применить керноотборное устройство компании «Security DBS» с бурильными головками размера 215,9 х 101,6 и 139,7 х 66,7.

Геофизические исследования

В процессе бурения скважины предусматриваются следующие промыслово-геофизические исследования:

1. Инклинометрия, через 25 м в интервалах: 200-20, 860-200, 1270-810, 2170-1270, 2700-2120 метров.

2. КС (2зонда) + ПС М 1:500 в интервалах: 200-20, 860-200, 1270-810, 2170-1270, 2700-2120 метров.

3. Кавернометрия + профилеметрия М 1:500 в интервалах: 200-20, 860-200, 1270-200, 2170-1270, 2700-1270 метров.

4. ГК М 1:500 в интервалах: 200-0, 860-150, 1270-810, 2170-1220, 2700-2120 метров.

5. Термометрия М 1:500 в интервале: 2700-0 метров.

6. БКЗ (6зондов), БК, резистивиметрия, ПС (спецзонд); МК, БМК, ИК, АК, ГК, НГК, ГГКП, кавернометрия + профилеметрия М 1:200 в интервалах: 860-200, 1270-810, 2170-1270, 2700-2120 метров.

7. Контроль качества цементирования:

- кондуктора приборами СПАК и АКВ в интервале: 200-0 метров;

- промежуточная колонна: АКЦ (с записью ФКД) М 1:500 в интервале: 1270-0 метров;

- эксплуатационная колонна: АКЦ (с записью ФКД), ГГЦ (прибор СГДТ) и ЛМ, М 1:500 в интервале: 2700-0 метров.

8. Опробование ИП на буровых трубах в процессе бурения, интервалы опробования с комплексом ГИС, включающим стандартный каротаж КС (2 зонда) + ПС, кавернометрия в интервалах: 930-950, 1270-1300, 2140-2170, 2575-2610, 2610-2650, 2650-2700 метров.

9. Привязка интервалов перфорации к глубине по ГК, БМ, ЛМ, ВЧТ М 1:200 в интервалах: 2 620-2 560, 2 600-2 535, 2 160-2 090 м.

10. Перфорация эксплуатационной колонны перфораторами ПК-105С, плотность десять отверстий на один погонный метр в интервалах: 2610-2620, 2585-2600, 2140-2160 метров.

11. Установление фактического местонахождения интервалов перфорации по ЛМ, ВЧТ. М 1:200 в интервалах: 2660-2570, 2635-2550, 2190-2110 метров.

12. Дополнительная перфорация ПК-105С в интервалах: 2610-2620, 2585-2600 метров.

13. Установление фактического местонахождения интервалов после дополнительной перфорации и после ПГДБК по записи ЛМ и термометрии М 1:200 в интервалах: 2620-2510, 2600-2485 метров.

14. Испытание нефтяных объектов через эксплуатационную колонну и исследование их на продуктивность на 4-х режимах в интервалах: 2610-2620, 2585-2600, 2140-2160 метров.

15. Глино-кислотная обработка с целью интенсификации притоков в интервалах: 2610-2620, 2585-2600 метров.

16. Соляно-кислотная обработка (2-х кратная) в интервале: 2140-2160 метров.

17. Геолого-технический контроль с записью ГК в интервале: 0-2700 метров.

18. Сейсмокаротаж в интервале: 0-2700 метров.

Опробование, испытание и исследование скважин

В процессе бурения в необсаженном стволе проектом предусматривается опробование ряда объектов испытателем пластов на бурильных трубах в комплексе с геофизическими и гидродинамическими исследованиями.

Опробование планируется производить по методике «сверху-вниз». Во время опробования предусматривается обязательный спуск глубинных приборов для контроля за процессом опробования, получения гидродинамических характеристик исследуемых объектов: пластового давления, температуры, с отбором устьевых и глубинных проб. При отборе глубинных проб скважина должна находиться в статистическом состоянии не менее двух-трех суток.

После окончания бурения предусматривается испытание перспективных на нефть горизонтов через перфорированную эксплуатационную колонну. Вскрытие интервалов испытания в эксплуатационной колонне будет производиться перфораторами ПКС-105 С-7 плотностью по 12 отверстий на один погонный метр или «Шлюмберже» 2 1/8 POWER SPIROL ENERJET плотностью 20 отверстий на один погонный метр.

Вызов притока из пласта будет определяться фактическими условиями залегания продуктивных отложений.

По окончании бурения базовой скважины на основании комплексной обработки материалов бурения, опробования и данных промыслово-геофизических исследований интервалы перфорации могут быть скорректированы.

С целью изучения продуктивности скважин, получения данных о коллекторских свойствах и строении пластов в соответствии с «Инструкцией по подготовке и проведению газогидродинамических исследований скважин» в интервалах перфорации предусматривается проведение следующего комплекса исследовательских работ:

1. Исследование в статических условиях:

а) замер пластового давления и температуры;

б) замер давления и температуры по стволу скважины;

в) замер устьевого давления и температуры.

2. Исследования на продуктивность:

а) замер устьевых давлений;

б) замер забойных давлений и температур;

в) замер дебитов нефти (газа);

г) отбор проб флюидов.

Исследование скважин необходимо проводить, начиная с минимального дебита. Время работы на каждом режиме не менее восьми часов при установившихся давлениях и дебитах, причем один из режимов отрабатывается продолжительностью не менее 24 часов. При этом снимается КВД и отбирается не менее трёх проб флюида с каждого объекта глубинными пробоотборниками.

Необходимо провести промысловые исследования через сепараторы для определения промыслового газового фактора или газоконденсатной характеристики. При получении низких дебитов в процессе испытания проектом предусматривается комплекс методов воздействия на пласт с целью интенсификации притоков.

Таблица 3.6.1 - Опробование пластов в процессе бурения

Номер объекта	Интервалы опробования	Возраст	Диаметр пакера, мм	Депрессия, МПа
1	2	3	4	5
I*	840-860	Р2	270	до 15,4
II*	930-950		-//-	до 16,0
III*	1 270-1 300	P1	-//-	до 16,6
IV*	2 140-2 170	D3f1	-//-	до 17,4
V*	2 575-2 610		-//-	до 20
VI*	2 610-2 650		195	-//-
VII*	2 650-2 700		195	-//-

Таблица 3.6.2 - Испытание объектов на продуктивность в эксплуатационной колонне

№	Интервалы объектов испытания, м	Возраст	Способ вскрытия, количество отверстий на 1 п. м.	Метод вызова притока	Метод интенсификации притока
I	2 610-2 620	D3dzr	ПКС С отв. п. м. или Шлюмберже.	от фактической продуктивной характеристики пластов	определяется коллекторскими свойствами и устойчивостью продуктивных пластов
II	2 585-2 620	D3tm
III	2 160-2 140	D3zd

Лабораторные исследования

С целью изучения литологии и стратиграфии вскрываемого разреза, коллекторских свойств возможно продуктивных образцов коллекторов, физических и химических свойств пластовых флюидов настоящим проектом предусматривается выполнить комплекс лабораторных работ, приведенный в таблице 3.6.3

Таблица 3.6.3 - Комплекс лабораторных исследований

Наименование работ	Из расчета на одну скважину
1	2
Макроскопическое описание керна с отбором образцов	один образец с каждого метра отобранного керна
Описание образцов шлама	суммарное количество образцов
Изготовление палеонтологических шлифов и опр. фораминифер	в карбонатной части разреза из каждого слоя и стратиграфических границ
Изготовление и описание петрографических шлифов	из каждой литологической пачки
Химический анализ породы	из каждого слоя пород
Рентгено-структурный анализ	из покрышек - пять образцов из плотных - один образец из коллекторов - пять образцов
Определение карбонатности	из каждого слоя пород
Определение коллекторских свойств пород	один образец через 0,5 м плотных пород один образец через 0,1 м пористых пород
Отражательная способность витринита	образцы с углефицированным детритом
Анализ проб газа	три пробы на один объект
Анализ проб нефти	три пробы на один объект
Анализ проб воды	три пробы на один объект
Определение концентраций металлов в водах (литий, цезий, стронций и др.)	четыре определения на один объект
Определение концентраций металлов в нефтях (ванадий, никель и др.)	четыре определения на один объект
Определение содержания сероводорода, углекислого газа в нефти, газе и водах	из каждого объекта
Определение концентрации газов, рассеянных в породах	один образец из литологической разности; три образца в нефтегазоперспективных интервалах (кровля, средняя часть, подошва)

В пробах газа должна быть определена: плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (в молярных процентах) метана, этана, пропана, бутанов, а также гелия, сероводорода, углекислого газа и азота.

В пробах нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования, определяются следующие показатели: фракционный и групповой состав, а в пластовых условиях - компонентный состав, содержание селикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, металлов (V, Ni, Mo, Zn, Cu, Co, B, Cd), вязкость и плотность, величина давления насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, газосодержание, изменение объема, плотности и вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости нефти. Исследование нефти проводится по глубинным пробам, а при невозможности их отбора - по рекомбинированным пробам пластовой нефти; для изучения товарных свойств нефти необходимо отбирать и исследовать специальные пробы.

В воде определяются следующие показатели:

- водородный показатель (рН);

- общая минерализация, плотность;

- концентрация основных ионов: хлора (Cl), брома (Br -), иода (J -), сульфат-иона (SiO4 2), гидрокарбонат иона (НСО3 -), карбонат иона (СО32-), натрия (Na+), калия (К+), магния (Mg++), кальция (Са++), бария (Ba2+), аммония (NH4+), двух и трехвалентного железа (Fe2+ и Fe3+);

- концентрация микроэлементов: бора (В), лития (Li), цезия (Cz), стронция (Sr), рубидия (Rb), германия (Ge).

В пробах водорастворенного газа определяются: метан (СН4), гомологи (С2Н6, С3Н8, С4Н10 и высшие УВ), гелий, аргон, азот, углекислый газ и водород.

3.7 Попутные работы

Пробы нефти и пластовой воды проходят проверку на радиоактивность в стационарных лабораториях.

Согласно «Положения о специализированной полевой партии массовых поисков» проводятся массовые поиски радиоактивных руд (минералов, рассолов) во вскрываемом разрезе (гамма-каротаж по всему стволу скважины и радиометрический промер керна).

В случае обнаружения в разрезе пластов (зон) с повышенной естественной радиоактивностью (радиоактивные аномалии) проводится детализация этих аномалий. Детализация проводится в масштабе записи 1:50 и с пониженной скоростью скважинного прибора (20-З0 м/час); в интервале залегания аномалий предусмотреть обязательный отбор проб боковыми грунтоносами с целью определения природы этих аномалий.

Объекты, содержащие пресные или минерализованные воды, оцениваются с точки зрения их пригодности для питья, хозяйственного, технического и мелиоративного водоснабжения, для бальнеологических, теплоэнергетических целей.

3.8 Обработка материалов поисковых работ

Первичная обработка материалов бурения (отбор и описание шлама, керна, наблюдения за нефтегазоводопроявлениями, поглощениями и т.д.) будет проводиться непосредственно на буровой.

Оперативная обработка и комплексная интерпретация данных ГИС будет проводиться подрядной геофизической организацией.

Научная обработка и обобщение материалов бурения, опробования и испытания будет осуществляться подрядной научной организацией.

По результатам работ поискового этапа при открытии залежей нефти будет проведен подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти, составлен проект разведки открытых залежей.

При получении отрицательных результатов будет проведен критический анализ и обобщение с составлением отчета.

3.9 Ликвидация или консервация скважины

Необходимость ликвидации или консервации скважин по окончании цикла бурения и испытания может возникнуть из-за:

- невозможности своевременного ввода скважины в эксплуатацию;

- выявления слабопродуктивных, не имеющих промышленного значения залежей углеводородов;

- непродуктивности вскрытого разреза.

В случае ликвидации скважины наиболее вероятным вариантом, исходя из условий и задач поисково-разведочного этапа, будет являться вариант ликвидации скважины без эксплуатационной колонны. Ликвидационные работы по этому варианту будут проводиться с буровой установки, которой велось бурение скважины, при смонтированном на устье скважины противовыбросовом оборудовании по схеме ОП-5.

Ликвидационные цементные мосты будут устанавливаться:

- в интервалах получения непромышленных притоков нефти (углеводородов) с перекрытием каждого интервала на 20 м ниже подошвы и 20 м выше кровли нефтесодержащего пласта;

- в интервалах залегания высоконапорных (коэффициент аномальности пластового давления 1,1 и выше) минерализованных вод в случае их выявления в процессе исследования (испытания) вскрытого разреза, которые могут быть встречены в отложениях ордовикско-силурийского водоносного комплекса;

- в интервалах, соответствующих границам раздела пресных и минерализованных вод, устанавливается цементный мост высотой 50 м;

- в башмаке промежуточной колонны (интервал уточняется по фактической конструкции скважины).

Порядок проведения, технология и организация работ по ликвидации (консервации) будут определяться соответствующими разделами рабочих проектов на строительство скважин или рабочим проектом ликвидации (консервации) скважины, разработанными в соответствии с требованиями «Инструкции о порядке ведения работ по ликвидации консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами (РД 07-291-99) и «Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов», утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России № 22 от 22 мая 2002 г.

Учет и ежегодный контроль за состоянием устьев ликвидированных скважин, необходимые ремонтные работы при обнаружении неисправностей будут выполняться предприятием-недропользователем.



4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ РАБОТ

4.1 Идентификация потенциальных опасностей исследуемого объекта

В данном разделе дипломной работы рассмотрены основные мероприятия по соблюдению мер безопасности при проведении буровых работ на Изъяшорской структуре, а также мероприятия по защите окружающей среды.

Условия безопасности труда характеризуются комплексом показателей, включающих в себя оснащенность рабочих мест приспособлениями средствами защиты работающих от опасных производственных факторов, гарантирующих работу без производственных травм и профессиональных заболеваний.

Поскольку часть работ по эксплуатации объектов Изъяшорской структуре проводятся в помещениях, для гигиенической оценки воздействия на человека следует рассмотреть воздействие микроклимата.

Тепловой режим производственных помещений определяется количеством тепловыделений внутрь цеха от горячего оборудования, изделий и полуфабрикатов, а также от солнечной радиации, проникающей в цех через открытые и остекленные проемы или нагревающей кровлю и стены здания, а в холодный период года -- от степени отдачи тепла за пределы помещения и от отопления. Определенную роль играют тепловыделения от различного рода электродвигателей, которые при работе нагреваются и отдают тепло в окружающее пространство. Часть поступившего в цех тепла отдается наружу через ограждения, а остальное, так называемое явное тепло нагревает воздух рабочих помещений.

Согласно санитарным нормам проектирования промышленных предприятий производственные помещения по удельному тепловыделению делятся на две группы: холодные цехи, где явное тепловыделение в помещении не превышает 20 ккал/м3•ч, и горячие цехи, где они выше этой величины.

Воздух цеха, постепенно соприкасаясь с горячими поверхностями источников тепловыделений, нагревается и поднимается вверх, а его место замещает более тяжелый холодный воздух, который, в свою очередь, также нагревается и поднимается вверх. В результате постоянного движения воздуха в цехе происходит его нагрев не только в месте нахождения источников тепла, но и на более отдаленных участках. Такой путь отдачи тепла в окружающее пространство называется конвекционным. Степень нагрева воздуха измеряется в градусах. Особенно высокая температура наблюдается на рабочих местах, не имеющих достаточного притока наружного воздуха или расположенных в непосредственной близости от источников тепловыделений.

Противоположная картина наблюдается в тех же цехах в холодный период года. Нагретый горячими поверхностями воздух поднимается вверх и частично уходит из цеха через проемы и неплотности в верхней части здания (фонари, окна, шахты); на его место подсасывается холодный наружный воздух, который до соприкосновения с горячими поверхностями нагревается очень мало, в силу чего нередко рабочие места омываются холодным воздухом.

В каждом помещении, и тем более в производственных цехах, воздух всегда находится в состоянии движения, которое создается вследствие разности температур в различных частях здания и по площади и по высоте. Разность температур образуется в результате инфильтрации и подсоса более холодного наружного воздуха через окна, фонари, фрамуги, ворота.

Более сильное движение наблюдается в тех случаях, когда в цехе имеются источники тепловыделения, которые нагревают воздух и заставляют его быстро подниматься вверх. При наличии одного источника тепловыделения направление движения воздуха будет от периферии к источнику тепла и от него вверх; при нескольких же источниках тепловыделения направление токов может быть самым разнообразным, оно зависит от мест расположения источников тепла и их мощности. Скорость движения, или, как принято называть, подвижность воздуха, измеряется в метрах в секунду.

Мощные источники тепловыделения в цехах являются причиной значительных потоков воздуха, скорость которых иногда достигает 4 -- 5 м/сек. Особенно большие скорости движения создаются вблизи открытых проемов (ворот, окон и т. п.), где имеется возможность подсоса более холодного наружного воздуха. Вследствие больших скоростей холодные струи проходят значительные расстояния без достаточного разбавления теплым воздухом цеха, обдувая рабочих и создавая резкие колебания температур, что в быту называют сквозняками.

Как в наружном, так и в воздухе производственных помещений содержится некоторое количество водяных паров, создавая определенную влажность воздуха. Количество водяных паров, выраженное в граммах, содержащихся в килограмме или в кубическом метре воздуха, называется абсолютной влажностью.

Для измерения влажности воздуха чаще всего пользуются показателем относительной влажности, то есть отношением абсолютной влажности к максимальной, насыщаемой воздух до предела при данной температуре, выраженной в процентах. Таким образом, относительная влажность показывает процент насыщения воздуха водяными парами при данной температуре.

Помимо влагосодержания поступающего наружного воздуха, внутри цеха могут быть дополнительные источники влаговыделения. Главным образом это открытые технологические процессы, сопровождающиеся использованием воды или водных растворов, особенно если эти процессы идут с подогревом. Определенная часть влаги выделяется также от самих работающих при дыхании и потовыделении, однако практически это не играет большой роли.

В производственных условиях наблюдается весьма различная влажность воздуха -- от 5 % -- 10 % до 70 % -- 80 %, при наличии обильных влаговыделений (красильно-отбелочные цехи текстильных фабрик, моечные отделения различных производств, прачечные) -- иногда до 90 %-- 95 %, а в холодный период года -- до 100 %, то есть до туманообразования.

В России метеорологические условия промышленных, жилых и общественных зданий регламентируются «Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий».

Таблица 4.1 - Метеорологические условия промышленных, жилых и общественных зданий

Период года	Категория работ по уровню энергозатрат, Вт	Температура воздуха, °С	Температура поверхностей, °С	Относительная влажность воздуха, %	Скорость движения воздуха, м/с
Холодный	Iа (до139)	22-24	21-25	60-40	0,1
	Iб (140-174)	21-23	20-24	60-40	0,1
	IIа (175-232)	19-23	18-22	60-40	0,2
	IIб (233-290)	17-19	16-20	60-40	0,2
	III (более 290)	16-18	15-19	60-40	0,3
Теплый	Iа (до139)	23-15	22-26	60-40	0,1
	Iб (140-174)	22-24	21-25	60-40	0,1
	IIа (175-232)	20-22	19-23	60-40	0,2
	IIб (233-290)	19-21	18-22	60-40	0,2
	III (более 290)	18-20	17-21	60-40	0,3

4.2 Анализ воздействия объекта

Метеорологические условия в рабочих помещениях нормируются по трем основным показателям: температуре, относительной влажности и подвижности воздуха. Эти показатели различны для теплого и холодного периодов года, для различных по тяжести видов работ, выполняемых в этих помещениях (легкие, средней тяжести и тяжелые). Кроме того, нормируются верхние и нижние допустимые пределы этих показателей, которые должны соблюдаться в любом рабочем помещении, а также оптимальные показатели, обеспечивающие наилучшие условия работы.

Мероприятия по обеспечению нормальных метеорологических условий на производстве, как и многие другие, носят комплексный характер. Существенную роль в этом комплексе играют архитектурно-планировочные решения производственного здания, рациональное построение технологического процесса и правильное использование технологического оборудования, применение ряда санитарно-технических устройств и приспособлений. Помимо этого, используются меры индивидуальной защиты и личной гигиены. Это радикально не улучшает метеорологических условий, но защищает рабочих от их неблагоприятного воздействия.

Оборудование в горячем цехе нужно размещать таким образом, чтобы все рабочие места хорошо проветривались. Необходимо избегать параллельного размещения горячего оборудования и других источников тепловыделения, так как в этих случаях рабочие места и вся зона, расположенная между ними, плохо проветривается, свежий воздух, проходя над источниками тепловыделения, приходит на рабочее место в нагретом состоянии. Аналогичное положение создается, если горячее оборудование находится у глухой стены. С гигиенической точки зрения наиболее целесообразно располагать его вдоль наружных стен, снабженных оконными и другими проемами, с основной зоной обслуживания -- рабочими местами -- со стороны этих стен. Не рекомендуется рядом с горячим оборудованием располагать рабочие места, на которых производятся холодные работы (вспомогательные, подготовительные, ремонтные и др.).

Для защиты крыши зданий от солнечной радиации и, следовательно, от передачи тепла внутрь зданий перекрытие верхнего этажа хорошо теплоизолируется. В солнечные летние дни хороший эффект дает мелкое разбрызгивание воды по всей поверхности крыши.

На летний период стекла окон, фрамуг, фонарей и других проемов целесообразно покрывать непрозрачной белой краской (мелом). Если оконные проемы открываются для проветривания, их следует зашторивать белой редкой тканью. Наиболее рационально в открытых оконных проемах оборудовать жалюзи, которые пропускают рассеянный свет и воздух, но преграждают путь прямым солнечным лучам. Подобные жалюзи изготовляются из полосок непрозрачной пластмассы или тонкой листовой жести, окрашенных в светлые тона. Длина полосой всю ширину окна, ширина -- 4 -- 5 см. Полоски укрепляются под углом 45oС интервалом, равным ширине полоски, горизонтально по всей высоте окна.

Существенную роль в оздоровлении условий труда играют механизация и автоматизация технологических процессов. Эта позволяет удалить рабочее место от источников тепловыделений, а нередко и значительно сократить их воздействие. Рабочие освобождаются от тяжелой физической работы.

При механизации и автоматизации процессов появляются новые виды профессий: машинисты и операторы. Труд их характеризуется значительным нервным напряжением. Для этих рабочих необходимо создать наиболее благоприятные условия труда, так как сочетание нервного напряжения с неблагоприятным микроклиматом особенно вредно.

Мероприятия по борьбе с теплоизбытками направляются на максимальное сокращение их выделения, так как легче предупредить избытки тепла, чем удалить их из цеха. Наиболее эффективным способом борьбы с ними является изоляция источников тепловыделений. Санитарными нормами установлено, что температура наружных поверхностей источников тепловыделений в зоне расположения рабочих мест не должна превышать 45oС, а при температуре внутри них менее 100oС -- не более 35oС. Если добиться этого путем теплоизоляции невозможно, рекомендуется экранировать эти поверхности и применять другие санитарно-технические меры.

Для снятия тепла и конвекционного и лучистого, воздействующего на рабочего, в горячих цехах широко применяется воздушное душирование, начиная от настольного вентилятора и кончая мощными промышленными аэраторами и приточными вентиляционными системами с подачей воздуха непосредственно на рабочее место. Для этой цели используются как простые, так и аэраторы с распылением воды, повышающей охлаждающий эффект за счет ее испарения.

Рациональное оборудование мест отдыха играет важную роль. Они располагаются вблизи основных рабочих мест, чтобы рабочие могли пользоваться ими даже при кратковременных перерывах. В то же время места отдыха должны быть удалены от горячего оборудования и других источников выделения тепла. Если удалить их невозможно, необходимо тщательно изолировать от влияния конвекционного тепла, инфракрасного излучения и других неблагоприятных факторов. Места отдыха оборудуются удобными скамейками со спинками. В теплый период года туда следует подавать свежий охлажденный воздух. Для этого оборудуется местная приточная вентиляция или устанавливаются аэраторы с водяным охлаждением. Крайне желательно на местах отдыха установить полудуши для принятия гидропроцедур и приблизить будку с подсоленной газированной водой или доставлять воду на места отдыха в специальных баллонах.

Спецодежда в горячих цехах должна быть малотеплапроводной, влагонепроницаемой и невоспламеняющейся. Этими свойствами в большой степени обладает сукно шинельного типа, поэтому оно чаще всего и используется для спецодежды рабочих горячих цехов. Если есть большая опасность попадания искр, для защиты от них употребляется брезентовая ткань. Для улучшения проветривания пододежного пространства спецодежду следует кроить свободной.

По окончании смены рабочие горячих цехов обязательно принимают душ, для того чтобы смыть с тела пыль, пот и соли, осевшие на кожном покрове вследствие испарения пота. После душа необходимо менять не только верхнюю одежду, но и нательное белье, так как во время работы оно пропитывается потом, в нем отлагаются соли, от которых при высыхании белье становится жестким и натирает кожный покров. Для предупреждения этого нательное белье рекомендуется стирать 2 -- 3 раза в неделю.

Учитывая, что рабочие горячих цехов теряют с потом сравнительно много жидкости и солей, питьевой режим необходимо построить таким образом, чтобы эти потери систематически пополнялись. Добавление к воде 0,5г/л -- 1,0 г/л поваренной соли играет двоякую роль: пополняет потерю солей из организма и способствует сокращению выделения пота, так как соли задерживают влагу в организме. Газирование подсоленной воды улучшает ее вкусовые качества. Слишком теплая газированная вода приобретает неприятный кисловатый вкус, поэтому в теплый период года ее следует охлаждать на льду.

Пища работающих в горячих цехах должна быть калорийной, богатой белками и витаминами, так как в процессе работы они расходуют большое количество энергии, в основном за счет сгорания белков, а также теряют много витаминов. В меню рекомендуется вводить мясные и рыбные блюда, бобовые, сырые овощи и фрукты. Углеводная пища (сахар, мучные изделия, картофель) и особенно жиры повышают внутреннюю теплопродукцию, поэтому количество их в рационе питания рабочих горячих цехов должно быть умеренным или даже пониженным.

Для обогрева рабочих необходимо организовать периодические перерывы и оборудовать отапливаемые комнаты отдыха с температурой воздуха не менее 26o С. Для обогрева в комнатах отдыха. и иногда непосредственно на рабочих местах целесообразно применять лучистое отопление. Для этой цели были разработаны специальные газовые и электрические приборы лучистого отопления -- инфракрасные излучатели.

Специфические мероприятия при работе в условиях повышенной влажности в холодный и переходный периоды года допускается работа при относительной влажности не более 75 %, а в теплый период -- в зависимости от температуры воздуха; при высокой температуре допускается более низкая влажность (до 55 %).

Одежда по окончании работы может быть увлажненной, поэтому необходимо предусмотреть ее просушку.

В целях предупреждения туманообразования в холодный период года в помещении с повышенной влажностью в верхнюю (нерабочую) зону рекомендуется подавать теплый воздух.

Для примера соблюдения санитарных норм производственных помещений на Изъяшорской структуре рассмотрим условия микроклимата в кабинете мастера по бурению на ОПС ДНГ «ПечораНефтеГаз»:

Площадь помещения - 8,7 м2; влажность воздуха - 50 %; температура воздуха - 22о С; скорость перемещения воздуха - 0,1 м/с; в помещении имеется одно окно, размерами 1,4 * 1,3 м, в помещении имеется вентиляция и отопительная система.

Условия микроклимата в кабинете мастера мастера по бурению на ОПС ДНГ «ПечораНефтеГаз» соответствуют санитарным правилам и нормам СанПиН 2.2.4.548-96.

4.3 Пожарная безопасность

Основными причинами возгорания в зданиях и на нефтепромысле ОПС ДНГ «ПечораНефтеГаз» могут являться:

- курение в неположенных местах;

- неисправность электропроводки;

- несоблюдение условий хранения легковоспламеняющихся жидкостей;

- неправильная эксплуатация приборов и оборудования, включая использование не по назначению и без сертификатов качества;

- несоблюдение внутренних правил пожарной безопасности.

Пожарная безопасность в зданиях и на нефтепромысле ОПС ДНГ ЗАО «ПечораНефтеГаз» обеспечивается с помощью следующих активных систем зашиты:

- системы пожарной сигнализации;

- системы пожарного водоснабжения;

- первичных средств пожаротушения;

- специальных пожарных водоёмов.

Правила пожарной безопасности, регламентированные законом Российской Федерации, включают ряд требований пожарной безопасности, которые являются обязательными для применения и исполнения различным субъектам государственной власти, органам местного самоуправления, предприятиям и организациям любой формы собственности и организационно-правовых форм.

Также правила пожарной безопасности должны соблюдать и исполнять служащие и должностные лица, частные предприниматели, юридические лица, а также граждане Российской Федерации, иностранные граждане, лица без гражданства.

Требования исполнения правил пожарной безопасности в ЗАО «ПечораНефтеГаз» направлены на защиту жизни и здоровья работников организации, имущества предприятия, имущества физических и юридических лиц, защиту имущества государственных и муниципальных органов, а также на защиту окружающей среды. Организации, предприятия, их должностные лица, служащие и граждане, которые нарушили требования, и правила пожарной безопасности несут ответственность, предусмотренную законодательством Российской Федерации.

При нарушении требований пожарной безопасности, которые приводят к возникновению пожара, органами внутренних дел возбуждаются уголовные дела, которые включают статьи: 167 часть 2 УК РФ «О поджоге», 168 часть 2 УК РФ «О неосторожном уничтожении чужого имущества при обращении с огнем», 219 УКРФ «О нарушении правил пожарной безопасности» и так далее.

Каждый работник ЗАО «ПечораНефтеГаз» в случае обнаружения пожара или выявления признаков горения обязан немедленно вызвать службу пожарной охраны, назвав точный адрес объекта, предположительное место возникновения возгорания, а также свои фамилию, имя и отчество.

По возможности принять все необходимые меры по эвакуации людей с места пожара, способствовать тушению пожара, а также оказать помощь в принятии мер по сохранности имущества и других материальных ценностей.

Руководители предприятий, должностные лица, лица, владеющие или пользующиеся имуществом на правах аренды или договора, а также лица, отвечающие за обеспечение пожарной безопасности, обязаны прибыть на место пожара, а также давать необходимые сведения подразделениям пожарной охраны, которые привлечены для устранения пожара и проведения первоочередных аварийно-спасательных работ о наличии на объекте горючих, взрывоопасных, сильнодействующих ядовитых и взрывчатых веществах необходимые для соблюдения безопасности личного состава.

Также необходимо послать повторное сообщение о возникновении пожара в службу пожарной охраны и поставить в известность руководящий состав предприятия или организации, диспетчера и лицо, ответственное за дежурство по объекту.

В случае возникновения пожара необходимо организовать меры по эвакуации людей из здания, имеющимися для этого всеми силами и средствами. Проверить исправность и включение в работу всех автоматических систем противопожарной защиты.

В случае необходимости отключить энергоснабжение за исключением противопожарных систем защиты. Прекратить работу транспортирующего оборудования и устройств, агрегатов, аппаратов и другого электрооборудования. Перекрыть снабжение сырьевых, паровых, газовых и водных коммуникаций, а также выключить системы вентиляции в аварийном помещении и смежных с ним помещениях. Кроме этого необходимо провести ряд других мероприятий, способствующих предотвращению распространения огня и задымления других помещений здания.

В обязательном порядке необходимо остановить все работы в здании, которые допустимы технологическим процессом производства, кроме работ, проводимых с целью ликвидации пожара. Вывести за пределы опасной зоны лиц, не участвующих в тушении пожара, а также до момента прибытия подразделения службы пожарной охраны взять на себя руководство по организации мероприятий способствующих тушению пожара.

Вместе с этим необходимо принять меры по спасению и защите материальных ценностей и особо важной производственной документации.

4.4 Защита окружающей среды

Основными компонентами на месторождении, загрязняющими окружающую среду при технологических процессах нефтедобычи являются: нефть и нефтепродукты; сернистые и сероводородсодержащие газы; минерализованные пластовые и сточные воды нефтепромыслов; химические реагенты, применяемые для интенсификации процессов нефтедобычи, подготовки нефти, газа и воды.

Основными источниками загрязнения окружающей среды при эксплуатации систем сбора и транспорта продукции скважин на нефтяных месторождениях являются следующие сооружения и объекты:

- устья скважин и рабочие площадки, где разлив нефти и пластовых вод происходит из-за нарушений герметичности устьевой арматуры, а также при проведении работ по освоению скважин, капиталь...