- •Авторский надзор за разработкой павловского газонефтяного месторождения
- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •4. Технологические показатели вариантов разработки
- •4.2. Технологические показатели вариантов разработки
- •Вариант I
- •Вариант II
- •Вариант III
- •4.3. Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
- •Турнейская залежь
- •Визейская залежь
- •Башкирская залежь
- •Верейская залежь
- •5. Технико-экономическая оценка проектных решений
- •5.1. Основные положения и допущения
- •5.2. Налоговый режим
- •5.3. Критерии оценки
- •5.4. Капитальные вложения
- •5.5. Текущие затраты
- •5.6. Анализ экономических показателей
- •5.7. Обоснование выбора варианта разработки месторождения, рекомендуемого к реализации
- •6.2. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •Технические характеристики базового «ма-ПермНипИнефть»
- •Результаты испытаний магнитных аппаратов и рекомендации
- •Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин по рекомендуемому варианту разработки
- •Результаты использования икд на нефтедобывающих скважинах ряда месторождений
- •Межфазное натяжение на границе жг с нефтями
- •Комплекс «Лотос-1» для ввода жидких вспенивающих пав
- •Пневматический комплекс «Лотос – 1»
- •Плунжерный лифт
- •Установка плунжерного лифта
- •Самоуплотняющийся плунжер
- •Плунжер типа «Летающий клапан»
- •Cостав для удаления жидкости с забоя скважины, разработанный внииГаз
- •6.3. Принципиальные решения по обустройству месторождения
- •6.3.1. Основные технические и технологические решения по сбору и транспорту нефти и газа
- •7. Анализ выполнения проектных решений по конструкциям скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважины № 883
- •Фактическая конструкция скважины № 1052
- •8. Обоснование проекта прогноза добычи нефти, газа, объемов буровых работ и закачки воды в пласт
- •9. Программа гидродинамических исследований при разработке месторождения
- •10. Охрана окружающей среды и недр
- •10.1. Естественные фоновые параметры окружающей среды
- •10.1.1.Естественные фоновые характеристики гидросферы Поверхностные воды
- •Подземные воды
- •10.1.2. Характеристика почв, растительности и животного мира
- •10.1.2.1.Почвы
- •10.2.2 Растительность
- •10.2.3. Животный мир
- •10.2. Экологические ограничения
- •10.2.1.Особо охраняемые объекты
- •10.2.2. Водоохранные зоны
- •10.2.3. Зоны санитарной охраны водных объектов
- •10.3.4. Санитарно-защитные зоны населенных пунктов
- •10.3. Оценка нефтепромыслового воздействия на основные элементы окружающей природной среды
- •10.3.1. Загрязнение атмосферы
- •10.3.2. Оценка состояния почв и растительности
- •10.3.3. Состояние пресных поверхностных и подземных вод
- •10.4. Рекомендации по охране окружающей среды
- •10.4.1. Охрана пресных поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
- •10.4.2. Охрана недр
- •10.4.3. Защита почв и рекультивация земель
- •10.4.4. Охрана воздушной среды
- •10.5. Формирование системы производственного экологического мониторинга основных элементов окружающей среды
- •10.5.1.Контроль качества атмосферного воздуха
- •10.5.2.Гидрохимические наблюдения за состоянием поверхностных вод
- •10.5.3.Наблюдения за подземными водами
- •10.5.4.Периодические наблюдения за состоянием почв, растительности и животного мира (биотический мониторинг)
- •Заключение
- •Выводы и рекомендации
- •Литература
9. Программа гидродинамических исследований при разработке месторождения
В технологической схеме разработки месторождения 1978 [3] мероприятия по контролю и регулированием за процессом разработки имели рекомендательный характер, так как еще не были созданы обязательные комплексы. В настоящей работе такой комплекс приводится (табл.9.1).
Техника и технология замеров должна в обязательном порядке соответствовать требованиям РД-39-3-593-81 [8] и РД 153 – 39.0 – 109-01 [17], а при отклонении от стандартных условий проведения исследований рекомендациям проектирующей организации.
Современный мониторинг свойств пласта должен проводится при помощи высокоточных глубинных электронных манометров (АМТ, МИКОН, МС и др.) с пьезокварцевыми датчиками давления и с соответствующим компьютерным обеспечением. Порог чувствительности таких манометров составляет не менее 5*10-5 - 7*10-6 МПа. Продолжительность регистрации давления осуществляется до 20 – 500 суток [17]. При исследовании трещиноватых коллекторов в карбонатных отложениях проводится испытание скважины не менее чем на 5 режимах в интервале давлений, превышающих давление насыщения нефти газом.
Время снятия кривой для коллекторов с абсолютной проницаемостью более 0,1 мкм2 составляет не менее 48 часов, а при более низкой проницаемости время увеличивается [17]. Одновременно с регистрацией забойного давления проводится снятие кривой восстановления давления на устье скважины. После снятия КВД в течение 24 часов скважина остается закрытой, чтобы провести еще один замер пластового давления [17]. Повторный замер пластового давления дает возможность убедиться, в достаточной ли мере кривая давления восстановилась. Давление считается восстановившимся, если величина его изменения в течение суток не превысила погрешность глубинного манометра, использованного для замеров. При исследовании трещиноватых коллекторов кривая восстановления снимается как минимум два раза – после работы через штуцеры как самого малого, как самого большего диаметров.
Все данные замеров и исследований, проводимых на скважинах, направляются регулярно (1 раз в полугодие) в проектную организацию с целью проведения оперативного анализа и выдачи рекомендаций по внесению необходимых изменений в режим их эксплуатации, а в случае необходимости для разработки чрезвычайных видов исследований.
Специальная программа гидродинамических исследований скважин Павловского месторождения на 2005-2006 гг. приведена в табл.9.2.
Табл.9.1. Обязательный комплекс промысловых исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Табл.9.2. Специальная программа гидродинамических исследований скважин Павловского месторождения на 2005-2006 гг.
10. Охрана окружающей среды и недр
Данный раздел подготовлен в соответствии с «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39-007-96), а также с учетом "Инструкции по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности ", 1995, "Положения об оценке воздействия намечаемой и иной деятельности на окружающую среду, 2000”, в части обоснования природоохранных требований, в том объеме, которые требуются для стадии технологического проектирования.
При составлении раздела использованы результаты геоэкологического обследования месторождения, выполненного лабораторией охраны окружающей среды ООО ПермНИПИнефть, имеющей ЛИЦЕНЗИЮ Б 420772 ФС РФ по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды и международный сертификат USAID на проведение работ.