Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Современный этап истории развития отечественной нефтяной промышленности характеризуется акционированием в значительной степени нефтяного комплекса страны, падением годовой добычи нефти, значительным фондом простаивающих эксплуатационных скважин, коммерциализацией научных учреждений нефтяного комплекса и существенным снижением доли фундаментальных научных исследований вследствие практически полного прекращения их финансирования.

Перед нефтяными компаниями возникли такие препятствия, как завышенные и лишенные экономического смысла налоги, колебания мировых цен на нефть, износ оборудования, недостаток инвестиций и многие другие, требующие нетривиальных управленческих решений.

Цель: подробно изучить месторождение, рассмотреть общие сведения, особенности и технологию бурения.

Задачи:

1. Изучить общие сведения о месторождении;

2. Рассмотреть геологическое строение месторождения;

3. Изучить нефтегазоносность;

4. Разобрать физико-гидродинамическую характеристику продуктивных пластов;

5. Разобрать физико-химические свойства и состав пластовых флюидов;

6. Ознакомиться с гидрогеологией;

7. Изучить технологию бурения скважин;

8. Изучить технику и технологию добычи углеводородов;

9. Ознакомиться с техникой безопасности и охраной труда;

10. Ознакомиться с охраной недр;

11. Подвести итоги и сделать заключение по изученному месторождению.

1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Логовское нефтяное месторождение расположено в Соликамском районе Пермской области на территории Березниковско-Соликамского территориально-производственного комплекса, экономика которого базируется на добыче и переработке калийных солей, а также разработке углей Кизеловского бассейна. (рис. 1)

Рис. 1 Выкопировка из физической карты Пермского края

Логовское месторождение расположено в перспективном районе Пермской области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Соседними открытыми месторождениями являются Осокинское, Боровицкое, Гежское, Юрчукское, Чешкинское, Гагаринское, Уньвинское, Пихтовое, Мысьинское, Маговское и др.

Главными транспортными артериями района являются: электрифицированная железная дорога Пермь-Соликамск, автодорога Пермь-Кунгур-Чусовой-Соликамск и река Кама. Развита сеть грунтовых дорог.

Районный центр г. Соликамск находится в 10 км от месторождения. В городе имеется ряд крупных предприятий: ПО Сильвинит по добыче и переработке калийно-магниевых руд, магниевый завод и др.

Энергоснабжение района осуществляется от Уральской энергосистемы. Основным топливом является уголь Кизеловского бассейна и частично газ Западной Сибири.

В геоморфологическом отношении территория представляет собой полого-всхолмленную равнину с понижением рельефа в долину р. Камы. Рельеф пересеченный, осложненный речными долинами и оврагами с крутыми склонами.

Лес преимущественно хвойный, занимает до 60% общей территории.

Водными артериями являются: р. Усолка, протекающая с СВ на ЮЗ, р. Черная, протекающая с В на З и р. Кама, протекающая с С на Ю. Долины рек местами заболочены.

Почвы в районе песчаные и подзоленные супесчаные. Грунтовые воды залегают на глубине не более 10 м. Источником водоснабжения служат подземные воды. Производственно-противопожарное водоснабжение осуществляется с помощью насосов по водопроводам от ближайших речек.

Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой, теплым, но сравнительно коротким летом, ранними осенними и поздними весенними заморозками. Средняя годовая температура воздуха в районе составляет 0,8С. Самым холодным месяцем в году является январь со средней месячной температурой воздуха - 15,7С, самым теплым - июль со среднемесячной температурой 17,4С, абсолютный максимум - 36С. Продолжительность безморозного периода в среднем 101 день, устойчивых морозов - 139 дней.

Годовая сумма осадков составляет 771 мм. Большая часть осадков выпадает в теплое время года с максимумом в июле.

Максимальная высота снежного покрова на открытом участке составляет в районе 81 см.

Логовское месторождение нефти расположено между двумя детально разведанными участками калийных солей: Боровским на западе и Половодовским на востоке. В геолого-структурном отношении оно приурочено к восточной присводовой части Клестовского соляного поднятия.

Детальное описание строения, состава и распространения калийных солей на площади месторождения приведено в работах /Ф2, Ф3/. Соляная толща на площади Логовского месторождения характеризуется сложными геологическими и гидрогеологическими условиями. В соответствии с этим, по горногеологическим параметрам практически вся площадь месторождения неблагоприятна для подземной выработки калийных солей. Подтверждением этому служат:

· открытость калийной залежи (выход залежи непосредственно под отложения надсолевой толщи);

· сложные условия залегания калийных солей (подтверждено специалистами ВНИИГалургия /Ф2/).

Помимо калийно-магниевых солей, каменного угля (Кизеловский бассейн) и нефти, на территории производственного комплекса добываются алмазы и золото (бассейн р.р. Вишеры и Яйвы). Из местных строительных материалов разрабатываются кирпичные глины, пески, гравийно-галечные отложения. Большое развитие получили химическая и целлюлозно-бумажная промышленность, цветная металлургия, лесоразработка и переработка древесины.



2. Геологическое строение месторождения

2.1 Литология и стратиграфия

В геологическом строении Логовского месторождения принимают участие осадочные образования протерозойского, палеозойского и кайнозойского возраста, изученные по материалам параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин. Наиболее полный разрез, от четвертичных до вендских отложений, вскрыт скв. №13 (2625 м) и является типичным для Соликамской впадины. Нефтеносность месторождения в стратиграфическом отношении приурочена к турнейско-фаменским, тульско-бобриковским и башкирско-серпуховским отложениям. Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на (рис. 2)



Рис. 2 Литолого-стратиграфическая колонка.

Протерозойская группа (pr)

Венд (V)

Вендский комплекс представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников, вскрытой мощностью 54 м.

Палеозойская группа (PZ)

Девонская система (D)

Охарактеризована отложениями среднего и верхнего отделов.

Средний отдел (D₂)

Представлен алевролитами с прослоями аргиллита и сидерита эйфельского яруса (D₂ef) и песчаниками живетского яруса (D₂zv). Мощность отдела до 50 м.

Верхний отдел (D₃)

Представлен отложениями фаменского и франского ярусов.

Нижнефранский подъярус (D₃f₁)

В составе нижнефранского подъяруса выделяются верхняя карбонатная пачка (рифовый тип разреза), сложенная черными известняками мощностью 3-5 м, и нижняя терригенная, представленная отложениями кыновского, пашийского и саргаевского горизонтов мощностью около 40 м - алевролитами, аргиллитами, реже песчаниками с прослоями плотных известняков.

Верхнефранский подъярус (D₃f₂)

Отложения верхнефранского подъяруса представлены известняками светло-серыми, плотными, кавернозными мощностью до 276 м.

Фаменские отложения (D₃fm)

Рассматриваются совместно с турнейскими из-за отсутствия четкой границы между ними.

Каменноугольная система (С)

Нижний отдел (C₁)

Охарактеризован отложениями турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Турнейско-фаменские отложения (C₁t+D₃fm)

Представлены мощной толщей известняков, характеризующих рифовый тип разреза, светло-серых до коричневато-серых, трещиноватых, кавернозных, с включениями кальцита и ангидрита. Мощность отложений составляет 178-390 м. К ним приурочена промышленная нефтеносность (пласт Т+Фм).

Визейские отложения (C₁v)

Представлены нижним, средним и верхним подъярусами. Нижневизейские породы, в составе малиновского надгоризонта, сложены аргиллитами, алевролитами и углисто-глинистыми сланцами мощностью от 2 до 14 м.

Средневизейские отложения охарактеризованы тульским и бобриковским горизонтами.

Бобриковский горизонт

представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами, мощность которых составляет 8-18 м. К ним приурочена промышленная нефтеносность (пласт Бб).

Тульский горизонт

Терригенная пачка тульского горизонта сложена песчаниками, иногда нефтенасыщенными, алевролитами и аргиллитами. Мощность терригенной пачки колеблется от 5 до 17 м. Карбонатная пачка представлена известняками темно-серыми с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность карбонатной пачки составляет 7-11 м.

Отложения верхневизейского подъяруса рассматриваются совместно с серпуховскими (C₁s). Представлены известняками светло-серыми, битуминозными, глинистыми, и доломитами кавернозными, слабо известковистыми, с прослоями аргиллитов. Мощность отложений 212-250 м.

Средний отдел (c2)

Представлен башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус (C₂b)

Мощность биоморфных и детритово-биоморфных известняков башкирского яруса составляет 61-77 м. К данным отложениям приурочена промышленная нефтеносность (пласт Бш).

Московский ярус (C₂m)

В составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов сложен известняками и доломитами с включениями кремня и ангидрита и с прослоями аргиллитов. Мощность отложений колеблется от 186 до 275 м.

Верхнекаменноугольные отложения (C₃)

Представлены карбонатной толщей мощностью 37-85 м.

Пермская система (Р)

Нижнепермский отдел (P₁)

Представлен отложениями ассельского+сакмарского, артинского и кунгурского ярусов.

Ассельский+сакмарский ярусы (P₁as+P₁s)

Представлены плотными известняками, окремнелыми с глинистым материалом, мощностью 210-300 м.

Артинский ярус (P₁ar)

Карбонатная пачка артинского яруса сложена известняками органогенно-обломочными с многочисленной фауной. Мощность пачки колеблется от 212 до 300 м. Терригенная пачка представлена темно-серыми известковистыми аргиллитами мощностью 150-260 м.

Кунгурский ярус (P₁k)

Представлен ангидритовой и глинисто-карбонатной пачками филипповского горизонта мощностью 68-85 м; соленосной и глинисто-ангидритовой толщами (610-680 м) иренского горизонта.

Верхний отдел (P₂)

Охарактеризован отложениями шешминского и соликамского горизонтов уфимского яруса (P₂u). Мощность терригенно-карбонатной и соляно-мергельной толщ составляет 84 м.

Кайнозойская группа (KZ)

Четвертичная система (Q)

Четвертичные отложения представлены современным и древним аллювием, глинами, песками, суглинками, реже галечником. Мощность отложений колеблется от 0 до 20 м.



2.2 Тектоника

Логовское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северной части Березниковского выступа, осложняющего центральную часть Соликамской депрессии (рис. 3).

Рис. 3 Выкопировка из тектонической карты России.

Тектоническое строение Соликамской впадины изучено по данным аэрометрии, сейсморазведки, структурного и глубокого бурения.

Вся территория Соликамской впадины расположена в области распространения единого крупного Камско-Кинельского прогиба с широким развитием рифовых построек верхнедевонского возраста, местоположение которых контролируется различными тектоническими блоками. Наряду с верхнедевонскими, предполагается существование артинских органогенных построек мощностью не более 30 м. Таким рифовым массивом и является Логовская структура.

Характер и общие закономерности тектонического строения структуры прослежены по отражающим горизонтам А^к, II^п, III.

Поверхность кристаллического фундамента по данным сейсморазведочных работ на территории Логовского месторождения картируется в виде моноклинали со средней абсолютной глубиной от -4000 м на западе до -4600 м на востоке.

Вендские отложения вскрыты скважинами №№12-ОГН и 13-ОГН. В плане поверхности вендского комплекса прослеживается моноклинальный наклон на восток-юго-восток от абсолютных глубин -2275 м до -2590 м.

Отражающий горизонт III (кровля терригенных отложений кыновского горизонта франского яруса) без видимых структурных осложнений полого погружается на восток-юго-восток.

По горизонту II^п (кровля карбонатных пород турнейско-фаменского возраста) структура имеет вид асимметричной брахиантиклинали, вытянутой в северо-восточном направлении с двумя вершинами. Размеры структуры в пределах изогипсы -1925 м составляют 9х3 км, амплитуда северной вершины - 62 м, южной - 83 м. Углы падения меняются в пределах 6-12, причем большая крутизна присуща северо-западному крылу.

Структурный план башкирского яруса изучен недостаточно. Сейсмических исследований данного структурного этажа не проводилось ввиду отсутствия четкого отражающего горизонта. В связи с этим, все структурные построения были проведены по аналогии с достаточно информативным нижележащим турнейско-фаменским структурным планом.

По горизонту А^к (поверхность артинских карбонатных отложений) поднятие приобретает вид сложнопостроенного структурного выступа с относительно крутым (до 8) и высокоамплитудным (до 80 м) юго-восточным и невыразительным (амплитудой не более 30 м) северо-западным крылом.

Таким образом, в тектоническом отношении Логовское поднятие является структурой тектоно-седиментационного происхождения и характеризуется несоответствием структурных планов девонских, каменноугольных и пермских отложений.



3. Нефтегазоносность и характеристика продуктивных пластов

В разрезе Логовского месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):

· верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК (пл. Т+Фм);

· нижне-средневизейский терригенный НГК (пл. Бб, Тл);

· среднекаменноугольный карбонатный НГК (пл. Бш, Срп);

Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК

Залежи нефти с промышленными запасами в пределах комплекса выявлены на Гежском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском, Чашкинском, Юрчукском, Уньвинском месторождениях. В связи с тем, что кровля турнейских отложений на Логовском месторождении в большинстве скважин размыта, а также отсутствует четкая граница между турнейским и фаменским ярусами, они рассматриваются совместно. Промышленное значение на месторождении имеет пласт Т+Фм.

Нижне-средневизейский терригенный НГК

На Логовском месторождении в пределах нижне-средневизейского НГК промышленное значение имеют отложения тульского и бобриковского горизонтов (пласты Тл и Бб).

Отложения тульского горизонта представлены песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Они вскрыты в 11 скважинах и по данным ГИС в 10 из них (кроме скважины 133) нефтеносны. В остальных скважинах проницаемые прослои отсутствуют.

Отложения бобриковского горизонта представлены разнозернистыми песчаниками.

Среднекаменноугольный карбонатный НГК

Нефтепроявления отмечены в отложениях каширского и верейского горизонтов, башкирского и серпуховского ярусов, окского надгоризонта. В отложениях каширского горизонта слабые нефтепроявления отмечены только на Гежском месторождении, в верейских - практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. На Логовском месторождении промышленное значение имеют отложения башкирского и серпуховского ярусов (пласт Бш).

Таким образом, в разрезе Логовского месторождении установлена нефтеносность в башкирско-серпуховских (пласт Бш), тульско-бобриковских (пласты Тл и Бб) и турнейско-фаменских (пласт Т+Фм) отложениях

Залежь в турнейско-фаменских отложениях (Т+Фм)

Залежь приурочена к верхней подразмывной части карбонатного массива турнейско-фаменского возраста. Нефтеносность связана с порово-кавернозно-трещинными коллекторами, развитие которых характерно для примыкающих к эрозионным поверхностям отложений. Покрышкой служат плотные непроницаемые аргиллиты и алевролиты с битумным и углисто-глинистым цементом малиновского надгоризонта толщиной 2,2-14,0 м.

Залежь массивная, водоплавающая по всей площади, за исключением участка скважин №№219, 232, в которых в интервале продуктивной толщи коллектор отсутствует. Абс. отм. залегания кровли пласта в своде варьируют от -1833 м на южном куполе до -1853 м на северном. Размеры залежи в границах принятого ВНК составляют 2,9х9,3 км. Высота залежи 70 м. В составе пласта выделяется от 2 до 20 проницаемых прослоев толщиной 0,6-4,0 м. Отношение эффективной толщины к общей составляет 0,12. Коэффициент расчлененности 4,4.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам варьируют от 1,7 до 17,8 м, средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7,1 м. Доля эффективных нефтенасыщенных толщин в общей толщине продуктивной пачки довольно низкая - 18%, плотными разностями занято 82% объема залежи. В этой связи устойчивая работа скважин, эксплуатирующих турнейско-фаменскую залежь, указывает на хорошую гидродинамическую связанность резервуара, что возможно при наличии трещиноватости в плотных разностях.

Водонефтяной контакт принят по результатам интерпретации ГИС, опробований и данных эксплуатационных скважин на абс. отметке -1909,0 м.

Залежь в отложениях бобриковского горизонта (Бб)

Промышленная нефтеносность песчаников бобриковского горизонта подтверждена результатами интерпретации ГИС, лабораторными исследованиями керна, данными опробования и эксплуатации скважин. Проницаемые пропластки выявлены во всех скважинах, вскрывших бобриковские отложения. От вышележащих тульских они отделены пачкой глинистых пород, толщиной 3,0-7,2 м, снизу подстилаются аргиллитами малиновского надгоризонта.

Залежь пластовая сводовая, размерами в границах принятого ВНК 3х9 км. Этаж нефтеносности составляет 65 м. Вследствие небольшой толщины пласта и относительного крутого падения крыльев структуры водо-нефтяная зона имеет ограниченные размеры. Водонефтяной контакт непосредственно не вскрыт ни в одной из скважин. По результатам опробования скважин и интерпретации ГИС водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1894,0 м. В пласте выделяются 1-5 проницаемых пропластка толщиной 0,6-8,2 м. Абсолютные отметки залегания кровли пласта в своде на южном куполе составляют -1816 м и на северном -1841 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности - 0,34 и 2,48, соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,6 до 8,4 м. (Приложение 3)

Залежи в тульских отложениях (Тл)

Терригенная пачка тульского горизонта представлена преимущественно глинистыми отложениями с отдельными прослоями песчаников. Они вскрыты в 11 скважинах и по данным ГИС в 10 из них (кроме скважины 133) нефтеносны. В остальных скважинах проницаемые прослои отсутствуют, вследствие чего образуются три изолированные залежи со своими условными водонефтяными контактами. Южная залежь в районе скважины 13, размером в границах принятого ВНК - 0,5х1 км, литологически экранированная, выделяется на основании данных ГИС. Кровля выделяется на абс. отм. -1844 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,4 м. Водонефтяной контакт условно принимается на абс. отметке -1846,0 м.

Залежь в районе скважины 209 литологически экранированная, размером 0,3х0,75 км в границах принятого ВНК. Кровля пласта вскрыта на абс. отм. -1862 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 1,6 м. Условный водонефтяной контакт принят на абс. отм -1866,0 м.

Северная залежь, включающая скважины №№47, 130, 132, 210, 212, 213, 217, 339, литологически экранированная, вытянутая в субширотном направлении, размером в границах принятого ВНК 1,2х4,3 км. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1861,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 3,1 м.

Залежи в башкирских отложениях (Бш)

Башкирские отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, однако не во всех скважинах выполнен полный комплекс ГИС. Выделяется две самостоятельные залежи: северная и южная. Северная залежь массивная водоплавающая. Высота залежи 27 м, размеры в границах принятого ВНК - 1х2,7 км. На данной стадии изученности залежи водонефтяной контакт принят слабо наклонным от абс. отм. -1566,0 до -1571,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,9 до 7,3 м.

Южная залежь в районе скважин №№134, 144, 227, 228, 231, 233 в стратиграфическом отношении захватывает верхнюю часть серпуховских отложений. Залежь массивная водоплавающая с этажом нефтеносности 30 м. Размеры ее в границах принятого ВНК составляют 2,75х2,4 км. В составе выделяется 3-9 проницаемых пропластков толщиной 0,6-2,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в диапазоне 4,0-16,4 м. Отношение эффективной толщины к общей 0,46, коэффициент расчлененности 6,7. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1563,0 м.

Залежь в отложениях бобриковского горизонта (Бб)

Промышленная нефтеносность песчаников бобриковского горизонта подтверждена результатами интерпретации ГИС, лабораторными исследованиями керна, данными опробования и эксплуатации скважин. Проницаемые пропластки выявлены во всех скважинах, вскрывших бобриковские отложения. От вышележащих тульских они отделены пачкой глинистых пород, толщиной 3,0-7,2 м, снизу подстилаются аргиллитами малиновского надгоризонта.

Залежь пластовая сводовая, размерами в границах принятого ВНК 3х9 км (Приложение 2). Этаж нефтеносности составляет 65 м. Вследствие небольшой толщины пласта и относительного крутого падения крыльев структуры водо-нефтяная зона имеет ограниченные размеры. Водонефтяной контакт непосредственно не вскрыт ни в одной из скважин. По результатам опробования скважин и интерпретации ГИС водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1894,0 м. В пласте выделяются 1-5 проницаемых пропластка толщиной 0,6-8,2 м. Абсолютные отметки залегания кровли пласта в своде на южном куполе составляют -1816 м и на северном -1841 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности - 0,34 и 2,48, соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,6 до 8,4 м. (Приложение 3)

Залежи в тульских отложениях (Тл)

Терригенная пачка тульского горизонта представлена преимущественно глинистыми отложениями с отдельными прослоями песчаников. Они вскрыты в 11 скважинах и по данным ГИС в 10 из них (кроме скважины 133) нефтеносны. В остальных скважинах проницаемые прослои отсутствуют, вследствие чего образуются три изолированные залежи со своими условными водонефтяными контактами. Южная залежь в районе скважины 13, размером в границах принятого ВНК - 0,5х1 км, литологически экранированная, выделяется на основании данных ГИС. Кровля выделяется на абс. отм. -1844 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,4 м. Водонефтяной контакт условно принимается на абс. отметке -1846,0 м.

Залежь в районе скважины 209 литологически экранированная, размером 0,3х0,75 км в границах принятого ВНК. Кровля пласта вскрыта на абс. отм. -1862 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 1,6 м. Условный водонефтяной контакт принят на абс. отм -1866,0 м.

Северная залежь, включающая скважины №№47, 130, 132, 210, 212, 213, 217, 339, литологически экранированная, вытянутая в субширотном направлении, размером в границах принятого ВНК 1,2х4,3 км. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1861,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 3,1 м.

Залежи в башкирских отложениях (Бш)

Башкирские отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, однако не во всех скважинах выполнен полный комплекс ГИС. Выделяется две самостоятельные залежи: северная и южная. Северная залежь массивная водоплавающая. Высота залежи 27 м, размеры в границах принятого ВНК - 1х2,7 км. На данной стадии изученности залежи водонефтяной контакт принят слабо наклонным от абс. отм. -1566,0 до -1571,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,9 до 7,3 м.

Южная залежь в районе скважин №№134, 144, 227, 228, 231, 233 в стратиграфическом отношении захватывает верхнюю часть серпуховских отложений. Залежь массивная водоплавающая с этажом нефтеносности 30 м. Размеры ее в границах принятого ВНК составляют 2,75х2,4 км. В составе выделяется 3-9 проницаемых пропластков толщиной 0,6-2,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в диапазоне 4,0-16,4 м. Отношение эффективной толщины к общей 0,46, коэффициент расчлененности 6,7. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1563,0 м.



4. Гидрологические условия

Логовское месторождение расположено в Предуральском сложном бассейне пластовых (блоково-пластовых) безнапорных и напорных вод. Бассейн относится к району нисходящих неотектонических движений с преобладающими аккумулятивными формами рельефа, сильной извилистостью рек и заболоченностью, наличием переуглубленных участков долин.

В зависимости от интенсивности водообмена с земной поверхностью разрез месторождения может быть подразделен на две гидродинамические зоны: верхнюю и нижнюю, разделенные сульфатно-глинисто-галогенными отложениями иренского горизонта. Нефтяные залежи Логовского месторождения связаны с нижней гидродинамической зоной. В разрезе выделяются следующие нефтеводоносные комплексы:

· Верхнедевонско-турнейский нефтеводоносный комплекс

· Нижне-средневизейскийо нефтеводоносный комплекс

· Верхневизейско-баширский нефтеводоносный комплекс

· Московский водоносный комплекс

· Верхнекаменноугольно-нижнепермский водоносный комплекс.

Основные выводы:

1. Район Логовского месторождения имеет нормальный тип гидрохимического профиля. С глубиной наблюдается закономерное увеличение минерализации и смена гидрохимических типов подземных вод.

2. Нижняя гидродинамическая зона характеризуется существенной фильтрационной неоднородностью палеозойских отложений, выраженной частым замещением проницаемых пластов плотными, зональным распространением палеокарстовых коллекторов в карбонатных комплексах в сводовой части тектоно-седиментационных поднятий. Широкое развитие слабопроницаемых субэндогенных геофильтрационных сред обусловило значительную долю «сухих» интервалов разреза в общем объеме гидродинамических испытаний скважин.

3. Начальные пластовые давления в водонасыщенных отложениях линейно связаны с абсолютной глубиной их залегания. Давление в залежах, как правило, меньше расчетного давления в прилегающей водоносной части. Верхневизейско-башкирская и турнейско-фаменская залежи находятся в «спокойных» гидродинамических условиях, яснополянская залежь на южном куполе - в зоне резких (от 310 до 718 м) перепадов напоров, а на северном - в зоне нормальных напоров. Глубинный латеральный сток имеет отчетливо выраженный местный характер. Его направления и скорость контролируются положением и гидрогеологической активностью зон вертикальных перетоков.



5. Геолого-физическая характеристика объекта разработки

Отбор керна на Логовском месторождении производился только в разведочных скважинах. Результаты исследований керна представлены и обобщены в подсчете запасов нефти и газа 1991 г. Дополнительные исследования были проведены (1991-1999 гг.) в небольшом объеме на керновом материале по скважинам №№139, 140 и 142. Данные этих исследовнаий учтены в Пересчете запасов 2000 года. В целом по месторождению в пределах продуктивных интервалов разреза использованы результаты лабораторных исследований: пористости - 188 определений, проницаемости -135, нефтенасыщенности - 81, связанной воды - 123, макро- и микроописаний - 30, гранулометрических исследований - 18.

В карбонатных и терригенных породах пластов Бш, Бб и Т+Фм пористость определялась по данным НГК способом двух опорных горизонтов. В качестве опорных принимались плотные известняки башкирского и турнейско-фаменского и глины верейского и малиновского возрастов, соответственно. Одним из факторов, оказывающим влияние на точность определения пористости по данным НГК, является неоднородность литологического состава продуктивных карбонатных пластов (наличие прослоев доломитов). Для исключения этого влияния был использован акустический каротаж в комплексе с НГК. При этом были расчитаны палетки Кп= f (Jny, Т) для определения пористости карбонатных пород башкирского и турнейско-фаменского ярусов на основании полученных парных зависимостей показаний НГК (Jny) и АК (Т) для различных литологических разностей.

Определение коэффициента нефтенасыщенности в терригенных и карбонатных коллекторах осуществлялось в пластах Бш, Бб и Т+Фм на основании использования петрофизических зависимостей Рн=f (Ков (Кн)) и Рп=f(Кп) по данным удельного сопротивления пород и пористости, определенной по ГИС. Удельное сопротивление пород-коллекторов определялось по боковому каротажу.

На Логовском месторождении определение коэффициента вытеснения нефти водой проводилось в лаборатории физики нефтяного пласта ПермНИПИнефть методом приближенного лабораторного моделирования, а также расчетным способом. Исходными параметрами для оценки Квыт являлись начальная и остаточная нефтенасыщенность. Оценка Sн ост по данным ГИС выполнялась на основе статистических зависимостей типа «керн-керн» коэффициента остаточной нефтенасыщенности от какого либо параметра фильтрационно-емкостных свойств (Кп, Кпр).

Башкирский ярус (пласт Бш)

Нефтенасыщенная часть пласта представлена органогенно-обломочными биоморфными (фораминиферы, водоросли, детрит) известняками, с микро- и разнозернистым кальцитовым цементом (5-30%). Поры межформенные и внутриформенные с элементами выщелачивания, иногда инкрустированы доломитом, размерами от 0,01 до 0,6 мм, чаще 0,1-0,22 мм. Неэффективная часть разреза сложена известняками детритово-биоморфными, комковатыми, детритовыми, оолитовыми и доломитами мелко- и крупнозернистыми, с содержанием цемента от 15 до 30%.

Лабораторные исследования керна проводились только по скважинам южной площади. Средние значения по результатам исследований нефтенасыщенной части пласта составляют: пористость - 13,1%, проницаемость - 55,4*10^-3 мкм², начальная нефтенасыщенность - 0,79.

По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют: для южной залежи - 10,6% и 0,72, соответственно, для северной залежи - 10% и 0,62.

Коэффициент вытеснения был определен методом приближенного лабораторного моделирования на модели из 9 образцов по результатам двух опытов. По результатам экспериментов принято значение коэффициента вытеснения 0,52.

Для проектирования приняты значения коэффициентов пористости 0,13 и нефтенасыщенности 0,74 для южной залежи, учитывая большой объем исследований и хорошую сопоставимость с их данными ГИС, для северной залежи - по результатам интерпретации ГИС - 0,10 и 0,62 соответственно.

Тульский горизонт (пласт Тл)

Очень слабо освещен керновым материалом. Представлен преимущественно глинистыми отложениями с прослоями песчаников мелкозернистых с алевритовой примесью, известковистых, чередующихся с углисто-глинистыми алевролитами. По гранулометрическому составу в разрезе преобладают песчаники мелкозернистые алевритистые, реже - алевриты крупнозернистые песчаные. Глинистая составляющая (0,01 мм) относительно увеличена. По данным интерпретации ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют 11,8%, и 0,81 соответственно. Для проектирования приняты значения коэффициентов пористости 0,12 и нефтенасыщенности 0,81.

Бобриковский горизонт (пласт Бб)

Коллекторами являются мелко- и среднезернистые кварцевые песчаники с глинистым (каолинит), реже карбонатным цементом (доломит, сидерит до 1-3%), с межзерновой пористостью. Поры неправильной формы, угловатые, размерами 0,05-0,5 мм (чаще 0,1-0,2 мм), часто сообщающиеся каналами. В среднезернистых песчаниках поры более крупные (0,25-0,6 мм). Содержание глинистой фракции (0,01 мм) снижено по сравнению с тульскими отложениями.

В неэффективной части разреза распространены песчаники мелкозернистые с алевритовой примесью, углисто-глинистые и известковистые, тонкослоистые алевролиты.

Коллекторские свойства хорошие. По керну средняя пористость составляет 15,3%, проницаемость - 251*10^-3 мкм², начальная нефтенасыщенность - 0,92.

По результатам интерпретации ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности соответственно равны 14% и 0,85.

Коэффициент вытеснения был определен методом приближенного лабораторного моделирования по двум опытам. Проведенные эксперименты дают значение коэффициента вытеснения 0,71. Расчетный коэффициент вытеснения равен 0,63. Для гидродинамических расчетов предлагается среднее между этими значениями равное 0,67.

Учитывая хорошую представительность керна и сопоставимость полученных результатов с данными ГИС, приняты значения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности по керну: 0,14 и 0,92 соответственно.

Турнейско-фаменский ярус (пласт Т+Фм)

Керн представлен органогенными известняками, подвергшимися вторичным преобразованиям. Отмечается кавернозность, трещиноватость, доломитизация и слабое окремнение. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована известняками комковатыми и сгустковыми либо смешанными (комковато-сгустковыми и сгустково-комковатыми), часто с примесью детрита, нередко кавернозно-пористыми. Цемент кальцитовый мелко-тонкозернистый и разнозернистый, порового, регенерационного и крустификационного типов (10-15%). Поры межформенные, посткрустификационные, угловатые, часто вытянутые, щелевидные, размерами от 0,02 до 0,8 мм, встречены каверны до 1,5 мм, микростиллолиты с нефтью и битумом. В неэффективной части распространены как аналогичные по структуре вышеописанным, так и сферово-сгустковые известняки, с цементом от 15 до 40%.

Средние коллекторские свойства нефтенасыщенной части разреза по лабораторным исследованиям получены равными: пористость - 8,9%, проницаемость - 28,1*10^-3 мкм², нефтенасыщенность - 74,7%.

Средние значения по результатам интерпретации данных ГИС составили: пористость 8,4%, нефтенасыщенность - 80,1%.

Ввиду отсутствия экспериментальных исследований коэффициент вытеснения был определен расчетным способом и равен 0,56.

Для проектирования, учитывая низкую представительность керновых данных, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности принимаются по ГИС: 0,08 и 0,85 соответственно.

С целью моделирования водонапорного режима и поддержания пластового давления в турнейско-фаменской и бобриковской залежах Логовского месторождения были исследованы изменения фазовых проницаемостей соответствующих пород-коллекторов при фильтрации пресных вод и воды фаменских отложений. Опыты проводились на одиночных образцах с соблюдением пластовых условий.

Во всех случаях по фаменской воде наблюдается увеличение фазовой проницаемости. Эти данные свидетельствуют о хорошей совместимости фаменских вод с водами пластов Бб и Т+Фм, следовательно, они могут использоваться при мероприятиях по ППД в залежах бобриковского и турнейско-фаменского пластов.



6. Технология бурения скважин

Буровая установка - это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций. Современные буровые установки включают в себя следующие составные части:

· буровое оборудование (талевый механизм, насосы, лебедка, вертлюг, ротор, привод, топливомаслоустановка, дизель-электрические станции, пневмосистема);

· буровые сооружения (вышка, основания, сборно-разборные каркасно-панельные укрытия);

· оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы для автоматизации спускоподъемных операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт контроля процессов бурения, посты управления);

· оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового (промывочного) раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и глиноотделители, центрифуги, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и промывочного раствора);

· манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав);

· устройства для обогрева блоков буровой установки (теплогенераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для разводки теплоносителя).

Требования, предъявляемые к буровым установкам, определяются условиями бурения и категорией скважины.



6.1 Анализ фонда скважин и показателей их эффективности

Эксплуатационный фонд добывающих скважин на 01.11.2007 составил 12 шт. Все скважины Логовского месторождения эксплуатируются механизированным способом. Как видно из технологического режима работы добывающих скважин пласта Т-Фм 91,7% добывающего фонда оборудовано ЭЦН. Для обвязки скважин используется устьевая арматура типа АФЭ1х65х14ХЛ.

Глубина подвески насосов изменяется в пределах 1796-2125,9 м, динамический уровень - 915-1860 м. Насосы способны работать при дебитах скважин, изменяющихся от 18 до 831 м³/сут, обводненности до 95%, при этом коэффициенты подачи насоса - 0.71-1,67, давления на приеме насосов - 3.71-13.08 МПа.

Межремонтный период скважин с УЭЦН в среднем составляет 248 сут, в отдельных скважинах достигает 720 сут. Основными причинами подземных ремонтов являются выход из строя насоса и нарушение электроизоляции.

7.2 Конструкция скважин

Конструкция скважины должна обеспечивать:

- прочность и долговечность скважины, как технического сооружения;

- проходку скважины до проектной глубины;

- достижение проектных режимов эксплуатации;

- максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа;

- надежную изоляцию газо-нефте-водонапорных горизонтов;

- минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;

- возможность проведения ремонтных работ в скважине.

Согласно «Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин», утверждённым Министерством нефтяной промышленности 20.09.1973 г., исходя из совместимости бурения в отдельных интервалах разреза, с учётом назначения скважин, геологической характеристики разреза и встречающихся во время бурения осложнений, определена следующая конструкция добывающих и нагнетательных скважин.

Скважина состоит из обсадных колонн: направления, кондуктора,

технологической и эксплуатационной.

1. Направление диаметром 426 мм спускают на глубину до 20 метров с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор, создания канала для бурового раствора. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой хлористого натрия технического до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.

2. Кондуктор диаметром 324 мм спускают на глубину до 70 м с целью перекрытия интенсивных зон поглощения кунгурского яруса и изоляции пресных вод, предотвращения размыва устья при бурении под технологическую колонну, создания канала для бурового раствора.

Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой технического хлористого натрия до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.

3. Техническую колонну диаметром 245 мм спускают на глубину до 350 м с целью перекрытия частичных зон поглощающих и обваливающихся пород кунгурского и артинского ярусов, предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки противовыбросового оборудования (превентора). Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавлением хлорида кальция до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.

4. Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускают до проектной глубины с целью разобщения продуктивных горизонтов, изоляции их от других горизонтов разреза скважины и испытания скважины. Низ эксплуатационной колонны в интервале от забоя до перекрытия всех продуктивных горизонтов цементируют тампонажным портландцементом с добавлением хлорида кальция до 2% от веса цемента. Остальной интервал цементируют гельцементом (90% цемента, 10% глинопорошка, 0.5% КССБ и до 2% от веса цемента хлорида кальция) или облегченным портландцементом с низкой водоотдачей (цемент, 0.2% ОЭЦ, хлорид кальция до 3%) (рис. 4).

месторождение бурение скважина геологический

Рис. 4 Конструкция скважин

1 - направление; 2 - кондуктор: 3 - техническая: 4 - эксплуатационная.



6.3 Скважинное оборудование

При эксплуатации скважин УСШН (установки скважинного штангового насоса) используются:

· станки-качалки (СКД-6, СК-8, СК-6);

· штанговые насосы (НСВ-57, НСВ-32, НСН-44);

· штанги насосные 19 мм (3/4''), 22 мм (7/8'');

· насосно-компрессные трубы 60 мм (2'') и 73 мм (2,5'').

ПОКАЗАТЕЛИ	СК3-1.2-630	СК5-3-2500	СК6-2.1-2500	СК12-2.5-4000	СК8-3.5-4000	СК8-3.5-5600	СК10-3-5600
Номинальная нагрузка, кН	30	50	60	120	80	80	100
Номинальная длина хода полированного штока, м	1,2	3	2,1	2,5	3,5	3,5	3
Номинальный крутящий момент на валу редуктора, кН*м	6,3	25	25	40	40	56	56

Станок-качалка

Станок-качалка - тип наземных приводов скважинных штанговых насосов, используемый при эксплуатации нефтяных скважин.

Конструкция станка-качалки представляет собой балансирный привод штанговых насосов, состоящий из редуктора и сдвоенного четырёхзвенного шарнирного механизма.

Назначение: преобразование вращательного движения электродвигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг (рис. 5).



Рис. 5. Станок - качалка

Насос скважинный штанговый типа НН и НВ

Скважинные насосы исполнения НВ1С (вставной с замком наверху, составным втулочным цилиндром ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде) предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа на приеме насоса не более 10%.

Насос состоит из составного цилиндра исполнения ЦС, на нижний конец которого навернут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхней конец - замок, плунжера исполнения П1Х, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резьбовые концы которого навинчены: снизу - сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху - клетка плунжера. Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленным контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуются парой «седло - шарик» исполнения КБ или К.

Скважинный насос спускается на колонне насосных штанг в колонну насосно-компрессорных труб и закрепляется в опоре.

Принцип работы насоса заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разряжение, за счет чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, за счет чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на поверхность.

Скважинные насосы исполнения НВ1Б (вставной с замком наверху, цельным (безвтулочным) цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде). Эти насосы по назначению, конструктивному исполнению, принципу работы аналогичны насосам исполнения НВ1 и отличаются от них только тем, что в качестве цилиндра использованы цельные цилиндры исполнения ЦБ, характеризующиеся повышенной прочностью, износостойкостью и транспортабельностью по сравнению с цилиндрами исполнения ЦС.

Скважинные насосы исполнения НВ1Б…И предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей более 1,3 г/л и свободного газа на приеме насоса до 10%.

Конструктивно скважинный насос НВIБ…И аналогичен насосу исполнения НВIБ, однако он комплектуется одинарными клапанными узлами исполнения КИ с седлами клапанов исполнения КИ и плунжером исполнения П 1 и.

Принцип работы скважинного насоса исполнения НВ1Б…И аналогичен насосу исполнения НВ1С.

Скважинные насосы исполнения НН1С (невставной с втулочным цилиндром, захватным штоком всасывающего клапана и расположением нагнетательного клапана в верхней части проходного плунжера) предназначены для откачивания из малодебитных, относительно неглубоких скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа до 10% по объему.

Конструктивно скважинные насосы состоят из составного цилиндра исполнения ЦС с седлом конуса на нижнем конце, в конусной расточке которого размещен всасывающий клапан. Внутри цилиндра подвижно расположен плунжер исполнения ПlХ с навинченным на нижний конец наконечником, а на верхний конец - нагнетательным клапаном.

На всасывающий клапан навинчен захватный шток, располагающийся внутри плунжера.

Насосы диаметром 29, 32 и 44 мм снабжены штоком для соединения колонны насосных штанг с плунжером, а у насосов диаметром 57 мм плунжер привинчивается к насосным штангам резьбой на нагнетательном клапане.

Длина хода плунжера насосов исполнения НН1С составляет 900 мм.

Принцип работы насоса исполнения НН1С аналогичен принципу работы насосов НВ1, однако цилиндр насоса НН1С спускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер с клапанами - на колонне насосных штанг.

При подъеме штанг головка захватного штока упирается в наконечник плунжера и обеспечивает извлечение соединенного с ним всасывающего клапана для слива из колонны насосно-компрессорных труб.

6.4 Режим работы скважин

По состоянию на 01.01.2012 г. на объекте Бб Логовского месторождения пробурена 21 скважина. Добывающий фонд составляет 17 скважины (из них 13 совместно с пластом Т-Фм, 1 - с пластом Бш, 1 скважина - остановлена в отчетном месяце), в т.ч. 2 скважины - в бездействии прошлых лет, 1 скважина - в консервации после бурения, 3 скважины - в ликвидации после бурения. Все скважины работают механизированным способом: 14 - ЭЦН, 1 - ШГН.

Нагнетательный фонд составляет 4 скважины (из них 1 совместно с пластом Т-Фм), в т.ч. 1 скважина в бездействии прошлых лет.



7. Техника безопасности и охрана труда

В нефтяной промышленности принята единая система работ по созданию безопасных условий труда.

Единая система предусматривает:

· Определение функций производственных подразделений и обязанностей должностных лиц по созданию безопасных условий труда;

· Порядок обучения персонала безопасным методам работы;

· Формы и методы пропаганды вопросов охраны труда;

· Организацию и порядок осуществления ведомственного (оперативного) контроля состояния условий труда;

· Порядок разработки и осуществления мероприятий по безопасным и здоровым условиям труда;

· Расследования и анализ несчастных случаев на производстве, нарушения правил и норм безопасности, порядок оперативной информации по профилактике производственного травматизма;

· Рекомендации по материальному стимулированию улучшений условий труда.

Кроме единой системы по созданию безопасных условий труда в нефтяной промышленности действуют и являются обязательными для всех предприятий и организаций «Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности».

В задачу охраны труда на предприятии входит предупреждение и устранение производственного травматизма и профессиональной вредности, ликвидация несчастных случаев и профессиональных заболеваний работников, оздоровление условий труда, предупреждение аварий, взрывов.

Своевременное и качественное обучение работников безопасным методам и приёмам работы - одно из основных средств предупреждения производственного травматизма.

Обучение работников безопасным методам работы проводится на предприятиях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть» независимо от характера, сложности и степени опасности производства, а также от стажа работы, образования и квалификации работников по данной профессии и должности.

Администрация ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть» обеспечивает своевременное и качественное обучение работников безопасным методам и приёмам работы при поступлении их на работу, непосредственно на рабочих местах или на специальных курсах, разрабатывает инструкции по безопасному ведению работ, программы инструктажей и других видов обучения, обеспечивает руководителей подразделений необходимыми инструкциями, программами, пособиями и др.

Работники к самостоятельной работе допускаются только после прохождения инструктажей по безопасному ведению работ, предварительно прошедшие производственное обучение по специальным программам с последующей проверкой знаний и получением соответствующего удостоверения.

Методическое руководство и контроль за правильной организацией, своевременным и качественным обучением работников безопасным методам работы и правильным оформлением документации возлагается на работников службы техники безопасности.

Общие положения по охране труда на предприятии определяются Инструкцией по охране труда и ГОСТами.

В соответствии с данными положениями в Кунгурском нефтяном районе ведется работа по улучшению условий труда на рабочих местах. Для этих целей был разработан комплексный план улучшения условий охраны труда и план санитарно - оздоровительных мероприятий. При выполнении этого плана было сокращено 14 рабочих мест, не соответствующих требованиям охраны труда, а также улучшены условия труда 28 человек.

В течение года было реконструировано 3 водораспределительных пункта в цехе поддержания пластового давления, смонтировано две системы вытяжной вентиляции с улучшенными характеристиками, улучшено освещение ТХУ «Кокуй» путём монтажа дополнительных светильников, на блочных кустовых насосных станциях производится замена ручных задвижек на автоматические задвижки с электроприводом.

В Кунгурском нефтяном районе проводится большая профилактическая работа по предупреждению производственного травматизма. В течении года было поведено 584 проверки объектов, из них 64 постоянно действующей комиссией по безопасности труда. Выявлено 71 нарушение правил техники безопасности и пожарной безопасности. Устранено 64 нарушения. Все объекты Кунгурского нефтяного района, которые подлежат паспортизации, имеют санитарно-технические паспорта.

В Кунгурском нефтяном районе на все рабочие места разработаны и утверждены соответствующие инструкции, которые сведены в «Сборник инструкций по технике безопасности для Кунгурского нефтяного района» и размножены. Всего разработано 118 инструкций, в которых рассмотрен порядок проведения всех работ, необходимых для добычи нефти, даны характеристики отравляющих веществ, технические характеристики оборудования, машин и др.

...