Требования по охране окружающей среды и недр при разработке нефтяных и газовых месторождений

На различных этапах добычи, подготовки и транспортировки УВ формируются разнообразные источники выбросов в атмосферу и нефтепромысловые отходы, загрязняющие природную среду. Загрязнение атмосферы, водных объектов, почв и грунтов в процессе нефтедобычи происходит в основном при аварийных ситуациях, при нарушении герметичности технологического оборудования (скважин, установок предварительной подготовки нефти и т.д.) и трубопроводов..

Основными источниками загрязнения природной среды являются:

-сжигание (газа на факелах, жидкого и газообразного топлива в топках печей и котлоагрегатов);

-испарения (из резервуаров, прудов-отстойников, нефтеловушек, нефтяных амбаров);

-утечки (нефти и газа при аварийных ситуациях из-за нарушения герметичности технологического оборудования);

-вентиляции производственных помещений;

-работы двигателей внутреннего сгорания.

1. Охрана атмосферного воздуха на территории нефтепромысловых объектов нефтяных и газонефтяных месторождений обеспечивается мероприятиями, направленными на сокращение потерь нефти и газа, повышение надёжности нефтепромыслового оборудования, высокую степень утилизации нефтяного газа. Снижение загрязнения атмосферного воздуха вредными выбросами нагревателей и котлов достигается применением природного газа в качестве топлива, как наиболее экологически чистого.

2. Эффективными мероприятиями по предотвращению загрязнения водоёмов могут явиться выделение охранных зон, повышение надёжности магистральных нефтепроводов на участках прохождения через водоёмы, оснащение бригад по ликвидации аварийных выбросов техникой и биобакпрепаратами для обработки загрязнённой поверхности. Сброс промысловых стоков направляют в канализацию, подтоварные воды закачивают в продуктивные пласты или специально выбранные для захоронения промстоков пласты. При строительстве скважин необходимо внедрять более совершенные конструкции, повышать качество тампонажных работ, а также наиболее прогрессивных технологий крепления и перфорации эксплуатационной колонны.

3. Охрана земель, лесов, флоры и фауны от вредного воздействия на них буровых и добывающих предприятий.

Необходимо повсеместно исключить из практики нефтедобычи расположение скважин и кустов в охранных зонах, сооружение землянных буровых амбаров и котлованов для захоронения отходов. При обустройстве месторождения следует предусмотреть напорную герметизированную систему сбора, подготовки. Транспорта нефти, исключающую попадание продукции скважин на почву и в воду. При проектировании технологической схемы разработки месторождения необходимо предусмотреть строительство переходов через магистральные и промысловые трубопроводы на основных путях миграции диких животных.

4.Охрана недр.В процессе бурения скважин предъявляются следующие основные требования: предотвращение заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам газа и минерализованных вод в атмосферу и в горизонты, залегающие над эксплуатационным объектом; недопущение аварийного фонтанирования; недопущение возникновения зон растепления и просадки устьев скважин, смятие колонн и др.

Особое внимание уделяется охране водоносных горизонтов пресных, минерализованных и промышленных вод.

В процессе эксплуатации требуется обеспечение контроля за выработкой запасов, учётом добываемой продукции и её потерь. По мере возникновения осложнений должны реализовываться меры по их устранению (РИР, консервация, ликвидация скважин).

Раздел строиться по следующей схеме. Вначале по каждому направлению контроля и охраны (воды, почвы, флора, фауна, атмосфера) приводится характеристика их состояния на момент, предшествующий началу разработки месторождения. Отмечается наличие особо охраняемых объектов (заповедники, экологические полигоны и т.п.), водоохранных зон и т.д. Затем дается анализ их текущего экологического состояния. Выявляются возможные или уже доказанные источники загрязнения, причины их появления. В заключение приводятся рекомендации, содержащие набор мероприятий по охране, а если требуется, то и восстановлению природной среды.

 

62. ПДГТМ -это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке нефтяных и газовых залежей, непрерывно уточняющаяся (уравнения системы выведены путем объединения законов сохранения массы, уравнения движения (закон Дарси) и уравнения состояния с учетом начальных и граничных условий). Целью моделирования может быть оценка уровня добычи для различных вариантов системы разработки, оценка влияния ГТМ на выработку запасов нефти, выбор оптимального, получение распределения по площади и разрезу остаточных запасов и т.д.

1 Предварительный этап:

-площадная сетка и ее ориентирование

-оценка информационного состояния объекта разработки

-выбор объекта аналога для оценки грубых ошибок

2 Построение геологической(статической) модели:

-объемная сетка модели(20х50х0,2-1)ориентирование

-структурное моделирование(поверхности, контрольные точки ВНК, ГНК, кровля, подошва)

-литологическое моделирование

-параметрическое моделирование(k, m)

-моделирование насыщенности пластовых флюидов

-моделирование проницаемости(К_и=К_ГДИ/К_ГИС – т.к. нету полных данных)

3 Построение геолого-технологической (гидродинамической) модели:

-абскелинг(ремаштабирование сетки 50х150х1-2)

-применение свойств горных пород и флюидов

-подготовка и ввод результатов ГДИ(динамика Р_заб, Р_пл, потокометрия, скин-фактор и т.д.)

-ввод технологических показателей работы скважин(начало, конец работы, простои, давления, дебита по месяцам, интервалы перфорации)

-формирование ГТМ

-адоптация ГТМ(Корректировка геологических параметров модели, на основе согласования данных расчетов с фактическими данными о работе скважин. Проверка: дифференциальная для каждой скв. Q, P го годам; интегральная по всему фонду для неточных данных. Подгонка менее известных параметров. Подтверждаемость проверяется геолого-физическими исследованиями)

-анализ полученной модели - при завершении настройки модели получают следующий практический результат(уточняются геологическое строение и параметры залежи; технологические показатели работы скважин; восстанавливаются пробелы информационной картины по Р_пл, К_прод и К_прием; на основе сопоставления промысловых данных о работе скважин с результатами моделирования определяется адекватность моделируемого процесса вытеснения нефти реальному;создается математическая модель нефтяного месторождения, которая служит основой для принятия решений по управлению процессом разработки, а также для оценки эффективности проводимых мероприятий или получения уровней добычи при различных вариантах разработки.

-выходные данные цифровые кубы, содержащие распределение по объему модели насыщенностей флюидов и давлений.

63.Лицензия является документом, удостоверяющим право её владельца на пользование участком недр в определённых границах в соответствии с указанной целью в течении установленного срока при соблюдении им заранее оговоренных требований и условий. Пользователь недр, получивший горный отвод, имеет исключительное право осуществлять в его границах пользование недрами в соответствии с предоставленной лицензией.

Участки недр предоставляются в пользование в виде горного (добычи, ограничения по глубине, 20) или геологического отвода(геологическое изучение недр, 5). Горный отвод должен иметь ограничения по глубине. Предоставление лицензии на право пользования недрами осуществляется одновременно с предоставлением права на пользование соответствующими земельными участками.

Горным отводом называется геометризованный блок недр, который предоставляется пользователю недр для разработки месторождений нефти и газа. Порядок предоставления горных отводов для разработки нефтяных и газовых месторождений установлен «Инструкцией», утвержденной Госгортехнадзором России от 11.10.96. г.

Документы, удостоверяющие горный отвод, определяют его пространственное положение в плане, по глубине и являются неотъемлемой составной частью лицензии на право пользования недрами. При предоставлении лицензии на пользование недрами устанавливаются предварительные границы горного отвода по согласованию с органами Госгортехнадзора России. Его уточнённые границы устанавливаются после рассмотрения проекта разработки (технологические проектные документы) месторождения нефти или газа, прошедшего в установленном порядке согласование, экспертизу и утверждение. Горноотводный акт, удостоверяющий уточненные границы горного отвода, выдаётся на основании представленного пользователем недр проекта горного отвода. Проект горного отвода для разработки месторождения нефти или газа должен состоять из пояснительной записки и графических материалов. К проекту горного отвода должны быть приложены: копия лицензии на пользование недрами; копия заключения государственной экспертизы проектов разработки месторождения нефти или газа и документы их согласования с соответствующими органами; копия решения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, а также соответствующие выписки из таблиц их подсчёта. При определении границ горного отвода учитываются пространственные контуры месторождения и расположения забоев и устьев скважин. При составлении проекта горного отвода его границы проводятся таким образом, чтобы его площадь включала контура всех залежей месторождения, а также все точки устьев и забоев скважин, т.к. ведение производственной деятельности (эксплуатация скважин) за пределами горного отвода запрещена.

64. Под нормой отбора нефти и газа из объектов разработки следует понимать величину добычи нефти и газа, предусмотренную утвержденным технологическим проектным документом и достигаемую при выполнении технологических решений с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, с учетом их реализации на данный период.

Нормы отбора нефти и газа по объекту разработки (блоку, элементу, участку) составляются на основе утвержденных проектных документов на разработку с учетом их реализации в данный период.

При составлении норм отбора принимаются во внимание рекомендации дополнений к технологическим нормативным документам, анализов и авторских надзоров разработки, учитывающих состояние разработки в данный период, реализацию технологических решений по вводу скважин, способам эксплуатации, объемам закачки агента, мощностям подготовки нефти, газа и воды, утверждаемые ЦКР.

Нормы отбора нефти по каждому разрабатываемому объекту устанавливаются ежегодно на каждый квартал и календарный месяц. Они составляются геологической службой нефтегазодобывающего управления, согласуются с организацией автором проектного документа на разработку объекта и утверждаются территориальным Геологическим комитетом Министерства природных ресурсов и местным органом Госгортехнадзора.

Отклонения от добычи:

-до 1 млн. т. - 15%;

-от 1 млн. т до 50 млн. т. - 12%;

-от 50 млн. т до 100 млн. т. - 7%;

-свыше 100 млн. т. - 3%.

Нормы закачки воды в отдельные пласты и скважины должны в сумме составлять объем закачки по эксплуатационному объекту в целом, установленные проектом (технологической схемой) его разработки.

 

Технологический режим работы добывающих скважин, определяемый на основании норм отбора нефти и газа, обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется параметрами:

 - пластовым, забойным и устьевым давлениями;

 - дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;

 - типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования, режимами и временем его работы и др.

65. Нефтяное месторождение разрабатывается, как правило, в 4 (5) стадий.

 

1 – происходит разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооруже-

ний (ввод элементов системы разработки) в эксплуатацию, добыча нефти растет, что обусловлено в значительной степени скоростью разбуривания и обустройства месторождения, которая зависит от работы буровых и промыслово-строительных подразделений. Поддержание Р начинается в конце стадии;

2 – характеризуется стабильной максимальной добычей нефти. Формируется ППД и выходит на полную мощностью. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута,-а также продолжительность второй стадии. В конце этой стадии извлечено 60-70 % нефти от НИЗ;

3, 4 – падение добычи жидкости, при постоянной или несколько растущей добыче жидкости быстро уменьшается добыча нефти и при заводнении растет обводненность продукции скважин

5 – стабилизация или увеличение отборов, например форсированный отбор жидкости. Обводнённость постепенно растёт, и к концу 2 стадии достигает примерно 50 %.

Соответственно и система разработки нефтяного месторождения не сразу приобретает запроектированный вид. При этом темп ввода месторождения в разработку существенно влияет на ее показатели.

66. Газовое месторождение разрабатывается, как правило, в 3 стадии.

1 – разбуривание залежи;2 – стабилизация отбора регулированием режима;

3 – падение добычи газа

Эти периоды характерны в основном для средних, крупных и уникальных по запасам месторождений — для месторождений, являющихся источником дальнего газоснабжения. Небольшие по запасам месторождения можно сразу разрабатывать с периода постоянной добычи газа, обычно небольшого по продолжительности.

При разработке таких месторождений основным может оказаться период падающей добычи газа. В ряде случаев небольшие по запасам газовые месторождения целесообразно разрабатывать с падающей

добычей газа.

В период нарастающей добычи газа проводятся разбуривание месторождения, обустройство промысла и вывод месторождения на постоянную производительность (добычу газа).

В период постоянной добычи отбираются основные запасы газа из месторождения. Этот период продолжается до тех пор, пока дальнейшее разбуривание месторождения или наращивание мощности дожимной компрессорной станции становится нецелесообразным, т. е. экономически неоправданным. Период постоянной добычи продолжается до отбора из месторождения около 60% запасов газа и более.

Для периода падающей добычи газа характерно практически неизменное (или уменьшающееся в связи с обводнением) число эксплуатационных скважин. Не исключено, что в ряде случаев объем потребления и ресурсы газа в данном районе могут вызвать необходимость введения в эксплуатацию определенного числа скважин. Однако эти скважины лишь в некоторой степени будут поддерживать на более высоком уровне падающую добычу газа. Период падающей добычи газа продолжается до достижения минимального рентабельного отбора из месторождения (дебитов скважин).

В последнее время выделяют также период опытно-промышленной эксплуатации и период промышленной разработки месторождений природных газов. В период опытно-промышленной эксплуатации газ подается потребителю и одновременно решаются задачи доразведки месторождения, подсчета запасов газа и подготовки исходных данных для составления проекта разработки месторождения. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений составляет 2—3 года. В период промышленной разработки месторождения основной задачей являете» оптимальное снабжение конкретных потребителей газом.

Для газоконденсатного месторождения, если оно разрабатывается без применения методов поддержания пластового давления (разработка на истощение), также характерны отмеченные периоды.

Однако если пластовое давление в газоконденсатном месторождении поддерживается путем законтурного заводнения, то периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа могут иметь место и здесь.