p align="left">По товарной характеристике нефти высокосернистые (массовое содержание серы 2,36 % - 2,46 %), парафинистые (содержание парафина 3,25 % - 4,12 %), смолистые (содержание смол 10,19 % - 11,23 %).

В газе, выделившемся из нефтей Южно-Орловского месторождения, сероводород не обнаружен, содержание метана составляет 50,83-50,99 % моль, этана - 13,86-14,84 % моль, азота - 11,12-13,09 % моль, углекислого газа - 0,54-0,65 % моль. Удельный вес газа по воздуху - 0,942-0,945.

По состоянию на 01.01.2004г. действующий фонд добывающих скважин Южно-Орловского месторождения составляет всего 4 единицы, из них скважины №№ 10,21 эксплуатируют пласт ДII, скважины №№ 20,23 - совместно пласты ДII и ДI.

С открытием на территории района нефтяных месторождений получила развитие нефтедобывающая промышленность. В радиусе 10-30 км расположены такие крупные разрабатываемые месторождения, как Радаевское, Екатериновское, Козловское и др., залежи нефти в которых приурочены к пластам башкирского яруса, бобриковского горизонта, турнейского яруса и пашийского горизонта.

5. Обоснование постановки поисково-оценочных работ на юго-западном куполе

В 2000 году была произведена доразведка Южно-Орловского месторождения по отражающим горизонтам карбона, девона и кристаллического фундамента. В результате чего был выявлен юго-западный купол. Новые данные, полученные в результате сейсморазведочных работ и несоответствие утвержденных ранее запасов с количеством добытой нефти, послужило основанием для повторного пересчета запасов нефти и газа. В 2002 году институтом «СамараНИПИнефть» данная работа была выполнена. В результате чего произошло значительное увеличение площади месторождения, в основном за счёт выделения категории С2. Юго-западный участок Южно-Орловского поднятия бурением не изучен.

В результате проведенных исследований, изучения литолого-стратиграфической характеристики разреза, тектонического строения, нефтеносности северо-восточного участка были показаны высокие перспективы отложений верхнего девона юго-западного участка, где выделяются три продуктивных пласта (ДII, ДI, ДII) пашийского горизонта на обнаружение нефти.

Важнейшим геологическим документом при проектировании поисков является структурная карта поискового объекта, которая определяет форму поверхности кровли перспективной ловушки.

С целью поиска залежей рекомендуется заложить поисковые скважины №27,28. Первоочередной скважиной намеченной к бурению является скважина 27, рекомендованная к вводу в эксплуатацию на пласт ДII. Скважину предполагается пробурить в своде юго-западного купола, закартированного сейсмикой по отражающему горизонту Др. Поисковую скважину №27 закладываем до глубинны 2500 метров, в своде структуры. Основными задачами поисковой скважины являются:

- отбор керна, целесообразно и экономически выгодно, проводить в интервалах разреза, представляющих интерес в нефтяном отношении;

- отбор шлама;

- получение первых промышленных притоков нефти из исследуемых горизонтов;

- опробование и испытание в процессе бурения и после окончания бурения предполагаемых продуктивных пластов.

Скважина 28 является зависимой от результатов бурения скважины № 27.

В случае открытия залежей в перспективном горизонте предполагаем заложения разведочной скважины №28. Разведочную скважину №28 рекомендуем заложить в седловине в 1500 метрах северо-восточнее от скважины №27 с проектной глубиной 2530 метров, для определения положения ВНК и выяснения размеров нефтеносной площади. Забой скважин №26 и №27 предполагается в отложениях живетского яруса муллинского возраста.

Таблица глубин

Пашийский горизонт	№ скважины
	№27	№28
	Глубина, м.	Глубина, м.
Пласт ДII	2310	2344
Пласт ДI	2336	2361
Пласт ДII	2362	2392

В поисковых и разведочных скважинах по всему разрезу в масштабе 1:500, а в перспективных интервалах в масштабе 1:200, до спуска колонны в скважину для определения глубины залегания продуктивных пластов проводят:

- стандартный каротаж с записью кривых PS и KS;

- гамма-каротаж (ГК);

- нейтронный каротаж (НК);

- акустический каротаж (АК);

- кавернометрия;

- инклинометрия;

- термометрия.

Основные задачи, решаемые разведочной скважиной:

- отбор керна в интервалах залегания продуктивных горизонтов;

- опробование в процессе бурения пластоиспытателями и испытание продуктивных горизонтов после окончания бурения;

- пробная эксплуатация выявленных залежей.

В продуктивных и перспективных интервалах в масштабе 1:200 дополнительно проводят:

- боковое каротажное зондирование (БКЗ);

- боковой каротаж (БК);

- микрозондирование (МЗ);

- индукционный каротаж (ИК).

По результатам бурения проектных скважин на месторождении будет уточнена геометризация выявленных залежей нефти, дана достоверная оценка промышленной нефтеносности юго-западного купола.

Задачи поисковой стадии считаются полностью решенными тогда, когда однозначно доказано наличие или отсутствие промышленных скоплений нефти в пределах исследуемой локальной площади.

6. Характеристика процессов разработки месторождения как источников воздействия на окружающую среду

Проектируемые мероприятия по разработке Южно-Орловского месторождения будут сопровождаться воздействием технических сооружений и технологических процессов на природную среду. Практически все экосистемы в зоне прямого воздействия будут испытывать определенное влияние.

Проектируемые промысловые объекты характеризуются различной степенью и длительностью воздействия на окружающую среду. Влияние на природную среду при бурении скважин на месторождении характеризуется как временное. При прекращении строительства, как правило, происходит самовосстановление природной среды.

Воздействие на окружающую среду при эксплуатации промысловых объектов характеризуется как непрерывное и длительное. Основными факторами экологической нагрузки будут неорганизованные и организованные выбросы. Источниками неорганизованных выбросов будут являться: утечки от неплотностей аппаратуры на площадках устьев скважин.
При этом помимо собственно природных углеводородов (нефти и попутного нефтяного газа), загрязняющими веществами являются высокоминерализованные пластовые воды, различные химические реагенты, применяемые при бурении скважин, процессах сбора, транспорта нефти, а также выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания. Экологическая характеристика основных из них и воздействие их отдельно на атмосферный воздух, водную среду и почву рассмотрены ниже.

Атмосферный воздух
Основными компонентами нефти являются предельные углеводороды, образующие группу соединений типа CnH2n+2.
В обычных условиях углеводороды группы СН4-С4Н10 являются газами; С5Н12-С15Н32 - жидкостями и свыше - твердыми веществами. Они представляют определенную опасность для окружающей среды, оказывая негативное воздействие на человека, растительный и животный мир, попадающие в зону влияния объектов нефтедобычи.

Жидкие углеводороды (нефть) при разливе ухудшают состав корневого почвенного питания растений и резко снижают урожайность. При больших разливах нефти деревья полностью теряют листву, нередко и за пределами зоны непосредственного загрязнения. Среди органических веществ предельные углеводороды отличаются большой стойкостью и малой химической активностью. В то же время они обладают сильным наркотическим действием на живые организмы, усиливающимся с увеличением атомов углерода.

Вследствие этого, наркотическое действие углеводородов, составляющих основную массу нефтяных газов, сравнительно слабее, чем воздействие от жидких углеводородов. Ослабление их воздействия связано с очень низкой растворимостью в воде и крови, вследствие чего опасность отравления этими веществами создается только при высоких концентрациях.

Значительно сильнее действуют пары менее летучих (жидких) компонентов нефти. Под влиянием паров некоторых предельных углеводородов наблюдается неустойчивость реакций центральной нервной системы, такое воздействие проявляется не только при высоких концентрациях, но и при низких пороговых. Запах бутана человек ощущает при концентрации в воздухе 328 мг/м3, пентана - 217 мг/м3. Постоянный контакт с предельными углеводородами вызывает покраснение, пигментацию кожи и зуд.

При концентрации суммы углеводородов порядка 0,3 мг/л у работающих к концу вахты отмечалось снижение обоняния и возбудимость нервной системы, головная боль, слабость, сердцебиение.

Неоднократно имели место острые отравления с летальным исходом при несоблюдении правил техники безопасности при зачистке резервуаров, емкостей или цистерн из-под нефти. Концентрация паров нефти от 100 г/м3 опасна для жизни даже при вдыхании 5-10 минут. Присутствие сероводорода и повышенная температура усиливают токсичность предельных углеводородов.

Сероводород (Н2S) - бесцветный ядовитый газ с запахом тухлых яиц, тяжелее воздуха, скапливается в низких непроветриваемых местах, хорошо растворим в воде. Плотность сероводорода по отношению к воздуху - 1,19. Ощутимый запах сероводорода отмечается при концентрациях в воздухе 1,4-2,3 мг/м3, значительный запах при 7-11 мг/м3 - запах тягостный. При более высоких концентрациях запах ощущается слабо вследствие привыкания. При попадании в растворенном виде на кожу вызывает ее раздражение. ПДК сероводорода в воздухе рабочей зоны при совместном присутствии углеводородов (хотя бы следов) - 3 мг/м3. ПДК сероводорода в атмосферном воздухе населенных мест 0,008 мг/м3. При концентрации в воздухе 200-300 мг/м3 наблюдается жжение в глазах, раздражение слизистых оболочек глаз и дыхательных путей, металлический привкус во рту, головные боли, тошнота. При 750 мг/м3 наступает опасное для жизни отравление в течение 15-20 минут. При концентрации 1000 мг/м3 и выше смерть может наступить почти мгновенно.

Меркаптаны - легколетучие бесцветные жидкости с плотностью ниже единицы. Плохо растворяются в воде, хорошо - в спирте и эфире. Обладают выраженным специфическим запахом и могут быть обнаружены в воздухе в концентрации до 2х10 -9 мл/л. Растворяются в щелочах, образуя меркаптиды.

В ничтожных концентрациях пары вызывают рефлекторную тошноту и головную боль вследствие отвратительного запаха. В более высоких концентрациях влияют на центральную нервную систему. Обладают наркотическим эффектом, характеризующимся мышечной скованностью. Некоторые меркаптаны отличаются возбуждающим эффектом воздействия, главным образом, на кору головного мозга.

Характерно судорожное действие. Токсичность убывает в гомологическом ряду, исключения составляют октилмеркаптаны. Хорошо проникают через кожу, сенсибилизируя ее, особенно низшие меркаптаны.

Окись углерода (СО) - бесцветный газ без вкуса и запаха. Плотность по воздуху - 0,967. Оказывает опасное воздействие на человека. Вдыхание воздуха, содержащего даже небольшие количества СО, вызывает глубокое отравление. Высокие концентрации вызывают обильное слезотечение и боль в глазах, удушье, сильные приступы кашля, головокружение, боли в желудке, рвоту, задержание мочи, снижается порог слуха, нарушается обмен глутаминовой кислоты в коре головного мозга. Чаще всего смерть наступает через несколько часов или дней после отравления от отека гортани или легких.

Причина отравления в том, что окись углерода быстрее и легче, чем кислород связывается с гемоглобином крови и образует довольно стойкое соединение, названное карбоксигемоглобин (НВСО). Кроме того, в присутствии окиси углерода в крови ухудшается отдача кислорода тканям. При содержании 0,04 % СО в воздухе более 30 % гемоглобина крови химически связано с СО, при 0,1 % - соответственно 50 %, при 0,4 % - более 80 %, при 0,5 % - смерть наступает через 2-3 вздоха. ПДК окиси углерода в воздухе рабочей зоны 20 мг/м3 человек переносит без заметного действия в течение двух-четырех часов, 600 мг/м3 - за это время оказывает легкое отравление; 1800 мг/м3 - тяжелое отравление наступает через 10-30 минут; 3600 мг/м3 - смерть наступает через 1-5 минут.

Двуокись азота (NO2) - бурый газ с удушливым запахом. При температуре более 140?С начинает распадаться на NO и О2; при температуре 6000 С распадается полностью. Двуокись азота оказывает чрезвычайно сильное влияние на легкие человека. При работе в течение трех-пяти лет, в среде с концентрацией NO2 0,8-5 мг/м3 развиваются хронические бронхиты, эмфизема легких, астма и некоторые другие заболевания. Запах азота человек начинает ощущать при концентрации 10-20 мг/м3; при концентрации 90 мг/м3 - выраженный неприятный запах, раздражение глотки, слюноотделение; при концентрации 150 мг/м3 - удушливый запах, кашель; концентрация 200-300 мг/м3 опасна для жизни даже при кратковременном воздействии.

Сернистый ангидрид (SO2) - бесцветный газ с резким запахом. Хорошо растворим в воде с образованием сернистой кислоты. Токсичен. Поступает в организм человека через дыхательные пути. В легких случаях отравления появляется кашель, насморк, слезотечение, чувство сухости в горле, осиплость, боль в груди. При острых отравлениях средней тяжести, кроме того, головная боль, головокружение, общая слабость, боль в подложечной области. При осмотре - признаки химического ожога слизистых оболочек дыхательных путей. Длительное воздействие может вызвать хроническое отравление. Возможны поражения печени, системы крови, развитие пневмосклероза. При контакте с растениями разрушается хлорофилл листьев и замедляется процесс фотосинтеза.

Сажа - продукт неполного сгорания или термического разложения углеродистых веществ, представляющий собой весьма тонкий черный порошок, состоящий из высокодисперсных частиц, главным образом, углерода (88,8-99,6 %). Кроме того, в ней содержатся водород (0,1-1,0 %), кислород (4,5 %) и незначительные количества минеральных примесей, газов и водяных паров. Истинная плотность сажи 1750-2000 мг/м3. Объемное число сажи колеблется в широких пределах от 3 до 5 см3/г. Сажевые частицы не взаимодействуют с кислородом воздуха и поэтому удаляются только за счет коагуляции и осаждения, которые идут очень медленно. Сажа может воспламениться в присутствии открытого огня и медленно гореть с образованием оксида углерода. Если содержание сажи в воздухе превышает 8,0 %, ее нужно рассматривать как взрывоопасное вещество. Контакты с сажей обычно вызывают конъюнктивит. Серьезную опасность представляет собой пневмония, которая может возникнуть при вдыхании сажи, содержащей ванадий.

Формальдегид - при обычных условиях газ с резким неприятным запахом, хорошо растворимый в воде; 40 %-ый водный раствор формальдегида, называемый формалином, широко применяется в медицинской практике. Формальдегид обладает ярко выраженным наркотическим действием.

Керосин получают компаундированием прямогонных фракций нефти. Действие сходно с бензином, но оно сильнее раздражает слизистую оболочку и кожу.

Бенз(а)пирен - является наиболее типичным химическим канцерогеном окружающей среды. Присутствует в атмосферном воздухе населенных мест и их окрестностей, в воздухе производственных и жилых помещений, в воде открытых водоемов, включая воду океанов, в растениях и почве. Поступает в организм через кожу, органы дыхания, пищеварительный тракт трансплацентарным путем.

Основные показатели токсичности и санитарно-гигиенические нормативы содержания загрязняющих веществ в атмосфере приведены в таблице 1.

Таблица 1.
Показатели токсичности и санитарно-гигиенические нормативы содержания загрязняющих веществ в атмосфере

Код	Загрязняющее вещество	ЛК50, мг/дм3	ПДК и ОБУВ, мг/м3	Класс опасности
			максимально разовая	среднесуточная	рабочей зоны	ОБУВ
123	Оксид железа	-	-	0,04	-	-	3
143	Марганец и его соединения	-	0,01	0,001	0,1	-	2
301	Двуокись азота	0,14	0,085	0,04	2	-	2
328	Сажа	-	0,15	0,05	3,5	-	3
333	Сероводород	-	0,008	-	10	-	2
330	Сернистый ангидрид	-	0,5	0,05	10	-	3
337	Окись углерода	3,6	5	3	20	-	4
342	Фтористый водород	0,45	0,02	0,005	50	-	2
415	Углеводороды С1_С5	-	-	-	300	50	-
1325	Формальдегид	-	-	-	5	0,03	-
1716	Одорант СПМ	-	5х10-5	-	-	-	3
2908	Пыль неорганическая SiO270-20%	-	0,3	0,1	-	-	3
2732	Керосин	-	-	-	300	1,2	-
2754	Углеводороды С12_С19	-	1,0	-	300	-	4
2902	Аэрозоль краски	0,5	0,15	-	-	-	3

Поверхностные и подземные воды
При нефтедобыче возможно воздействие на подземные воды зоны свободного водообмена и поверхностные воды. Техногенным загрязнением вод считается появление в них вредных примесей в количествах, нарушающих способность среды к самоочищению, что делает эту воду частично или полностью непригодной для использования.

Загрязнение вод выражается в увеличении их минерализации, повышении содержания типичных для них химических компонентов и несвойственных веществ (органических и неорганических), изменениях температуры, появлении запаха, окраски, микроорганизмов. Загрязнение водной среды может быть химическим и углеводородным.

Возникновение химического загрязнения в процессе разработки месторождения может быть связано как с проведением буровых работ (наличие шламовых амбаров, бурового раствора, химреагентов), так и с эксплуатацией нефтепромысловых и сопутствующих сооружений (межколонные перетоки и аварийные порывы трубопроводов, загрязнение от бытовых сооружений).

Наиболее часто встречаемыми видами химического загрязнения поверхностных и подземных вод в районе нефтедобычи происходящего в являются: сульфатное, сульфатно-хлоридное и хлоридное.

Углеводородное (нефтяное) загрязнение является наиболее опасным, что связано с высокой токсичностью и миграционной способностью отдельных компонентов нефти. Углеводородное загрязнение может происходить как с поверхности земли, так и в результате межпластовых перетоков. Наиболее интенсивное и опасное загрязнение происходит за счет разливов нефти из нефтепроводов и аппаратов, вследствие неудовлетворительного контроля за их состоянием.

Покрывая пленкой значительные участки водной поверхности (1 тонна нефти способна образовать на поверхности открытых водоемов сплошную пленку площадью 2,6 км), нефть нарушает кислородный, углекислотный и другие виды газового обмена в поверхностных слоях воды и пагубно воздействуют на речную и озерную фауну и флору. Даже при концентрации нефти и нефтепродуктов в воде водоемов менее 1 г/м3 происходит подавление жизнедеятельности фитопланктона и возможно уничтожение планктона в целом. Нефть и нефтепродукты пагубно воздействуют на донные организмы (бентос).

Даже незначительные концентрации нефти приводят к изменению состава крови и нарушению углеводородного обмена рыб. Содержание нефти в воде более 0,1 г/м3 придает рыбам специфический запах и привкус, которые невозможно устранить даже при технологической обработке.

Наряду с нефтью и нефтепродуктами, синтетические поверхностно-активные вещества (СПАВ) - другие наиболее распространенные токсичные химические загрязняющие вещества водоемов при бурении скважин, сборе и транспортировке нефти.

СПАВ образуют стойкие пены, резко снижают эффективность биохимических методов очистки сточных вод, прекращают (даже при незначительных концентрациях) рост водорослей. Сильное токсичное воздействие СПАВ проявляется при концентрациях в воде порядка 2 г/м3. На рассматриваемом объекте СПАВ применяют для улучшения условий бурения скважин, борьбы с отложениями парафина. СПАВ оказывают отрицательное влияние на качество воды, самоочищающуюся способность водоемов, организм человека, а также усиливают неблагоприятное действие других токсичных веществ.

Предельно-допустимые концентрации (ПДК) и класс опасности токсичных веществ, встречающихся в сточных водах, образующихся в процессе бурения и являющихся источниками загрязнения поверхностных и подземных природных водоисточников, приведены в таблице 2 в соответствии с «Перечнем рыбохозяйственных нормативов: предельно допустимых концентраций (ПДК) и ориентировочно безопасных уровней воздействия (ОБУВ) вредных веществ для воды водных объектов, имеющих рыбохозяйственное значение», (утвержден Приказом Комитета Российской Федерации по рыболовству от 28 апреля 1999г., №96) и ГН 2.1.5.1315-03 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в воде водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования».

Таблица 2

Предельно-допустимые концентрации загрязняющих веществ в водной среде

Наименование загрязняющих веществ	ПДК загрязняющих веществ в воде, поверхностных водоисточников, г/м3
	водоемов, используемых для рыбохозяйствен-ных целей	водоемов хоз-питьевого и культурно-бытового водопользования	Класс опасности
Нефть и нефтепродукты	0,05	0,1	3
БПК полн.	3,0	3,0	-
Сульфаты (анион)	100	500	4
Хлориды (анион)	300	350	4
Аммоний солевой	0,5	1,0	4
Фосфаты	0,2	3,5	4
Калий (катион)	50	-	4
Магний (катион)	40	-	4
Кальций (катион)	180	-	4
Ингибитор коррозии	0,1	-	3
СПАВ	0,3-0,5	0,5	4
Барит	2,0	0,1	4

Почвенный покров
Жидкие углеводороды (нефть) при разливе ухудшают состав корневого почвенного питания растений и резко снижают урожайность. При больших разливах нефти деревья полностью теряют листву, нередко и за пределами зоны непосредственного загрязнения.

Кроме того, в процессе строительства и эксплуатации объектов и сооружений нефтегазодобычи месторождения будут образовываться следующие виды отходов:

- щебень, песок, металл, древесина;

- буровой шлам, отработанные буровые растворы, буровые сточные воды;

- бытовые отходы.

В соответствии с «Федеральным классификационным каталогом отходов», утвержденным Приказом МПР РФ от 2.12.2002 г., №786 и «Дополнением к федеральному классификационному каталогу отходов», утвержденным приказом МПР от 30.07.2003 г., №663. Вышеперечисленные отходы относятся к III, IV и V классам опасности.

В процессе утилизации и захоронения отходов возможно нанесение ущерба почвенно-растительному покрову. Загрязнение почв выражается в уничтожении микроорганизмов, повышающих плодородие почв, уменьшении содержания гумуса в почве, что делает ее частично или полностью непригодной для хозяйственного использования.

В таблице 3 приведены ПДК и ориентировочно допустимые количества (ОДК) химических веществ в почве.

Таблица 3
Предельно-допустимые концентрации (ПДК) и ориентировочно допустимые количества (ОДК) химических веществ в почве

Наименование вещества	Величина ПДК мг/кг почвы с учетом фона (кларка)	Лимитирующий показатель
Медь1)	3,0	Общесанитарный
Никель 1)	4,0	-«-
Свинец 1)	6,0	-«-
Хром 1)	6,0	-«-
Кобальт2)	5,0	-«-
Бенз(а)пирен	0,02	Общесанитарный
Бензин	0,1	Воздушно-миграционный
Нитраты	13,0	Водо-миграционный
Хлористый калий	560,0	-«-
Формальдегид	17,0	-«-

Примечания:
1) - подвижная форма элемента, извлекаемая из почв ацетатно-аммонийным буферным раствором с рН=4,8;

2)- подвижная форма кобальта, извлекаемая из почвы натриевым буферным раствором с рН=3,5 и рН=4,7 для сероземов и ацетатно-аммонийным буферным раствором с рН=4,8 для остальных типов почв.

В целях предотвращения попадания в окружающую среду перечисленных загрязняющих веществ и нейтрализации техногенной нагрузки настоящим проектом предусматривается проведение специальных технологических и природоохранных мероприятий.

7. Охрана недр и рациональное использование минеральных ресурсов

Данный раздел выполнен в соответствии с действующими документами:

- Закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 г. №2395-1 (в ред. от.03.03.1995 г.) (с изм. и доп. от 10.02.1999 г., 2.01.2000 г., 14.05 и 08.08.2001 г., 29.05.2002 г.);

- ПБ 07-601-03 «Правила охраны недр», утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003г.

- СП 2.1.5.1059.-01 «Гигиенические требования к охране подземных вод от загрязнения»;

- «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», РД 153-39.0-109-01;

- «Правила разработки нефтяных и газовых месторождений», утвержденные 12.10.1984 г.

- «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г., №56.

В соответствии с Законом Российской Федерации «О недрах», (ст. 23) основными требованиями по рациональному использованию и охране недр являются:

- обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр;

- проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойства участка недр, предоставленного в пользование в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых;

- обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ним и залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;

- достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ним и залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;

- охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку;

- предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод;

- соблюдение установленного порядка консервации и ликвидации предприятий по добыче полезных ископаемых;

- предупреждение самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях;

- предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого и промышленного водоснабжения.

С целью уточнения геометризации выявленных залежей нефти, определения положения ВНК и оценки промышленной нефтеносности юго-западного купола, планируется пробурить две проектные скважины (№№ 27, 28).

Для сбора продукции на месторождении, в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-014811-605-86), реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа, которая позволяет обеспечить безопасные условия эксплуатации, охрану окружающей природной среды и максимальную сохранность добываемого углеводородного сырья. Для борьбы с отложениями парафина и интенсивной коррозией подземного оборудования скважин применяется пропарка оборудования или промывка скважин горячей нефтью и ввод ингибитора коррозии через дозирующее устройство на устье. При наличии отложения солей используются ингибиторы солеотложения. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

- условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь, за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Техника безопасности при бурении интервалов, содержащих сероводород, предусматривает выполнение следующих требований:

- параметры бурового раствора при вскрытии зоны поддерживать согласно геолого-технического наряда;

- иметь средства контроля окружающей среды - газоанализатор «Анкат»;

- иметь два обратных клапана под бурильный инструмент и три шаровых крана;

- после спуска инструмента необходимо промывать скважину в течение одного цикла перед подъемом инструмента и по окончании бурения - в течение двух циклов;

- спускать инструмент с применением гидротормоза;

- рабочие емкости должны быть оснащены мерной рейкой;

- превенторная обвязка должна позволять закачивать буровой раствор в затрубное пространство при закрытом превенторе через манифольд;

- оборудование приточно-вытяжной вентиляции в закрытых помещениях.

Вскрытие продуктивных пластов в процессе проводки скважины проводится при роторном способе бурения (пониженная подача насосов) на буровом растворе с фильтрацией 3-5 см3 за 30 мин. Ограничивается скорость спуско-подъемных операций с бурильным инструментом до 1 м/сек, что позволяет снизить гидродинамические нагрузки на продуктивные пласты.

Работы по освоению скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформированной крепи отвечает проекту и требованиям охраны недр;

- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

- устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.

Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

- исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;

- сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

- термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геофизических параметров;

- сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

- предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

- охрану недр и окружающей среды.

В процессе разработки месторождения необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПБ 08-624-03 и РД-153-39.0-109-01, в целях своевременной корректировки режима разработки месторождения для достижения утвержденных коэффициентов извлечения нефти.

На этом этапе эксплуатации месторождения происходит основное влияние на продуктивную часть недр. Задача нефтедобывающего предприятия - обеспечить максимально высокий КИН, используя технологии, гарантирующие сохранность недр и сооруженных скважин.

Применяемые способы эксплуатации добывающих скважин должны гарантировать сохранность колонн, целостность цементного камня за эксплуатационной колонной и отсутствие перетоков флюидов.

Контроль за разработкой месторождения должен включать:

- точный поскважинный учет добычи нефти, воды и попутного газа;

- оценку скин-фактора;

- определение источников обводнения;

- оценку изменения насыщенности пластов;

- определения профилей притока и поглощения.

Учет добываемой продукции по скважинам производится с помощью автоматизированной групповой замерной установки, кроме того, в целях рационального использования природных ресурсов на месторождении необходима организация контроля за потерями добываемой нефти и попутного газа. Потери нефти подразделяются на:

- нормируемые (технологические утечки);

- ненормируемые (от порывов трубопроводов).

С целью защиты подземных горизонтов от загрязнения при эксплуатации месторождения рекомендуется предусмотреть:

- наблюдательные контрольные скважины;

- контроль качества подземных вод в течения всего периода эксплуатации месторождения (контроль включает гидрогеологическое изучение разреза до источников пресных вод и определение границ их распространения).

Предложенная в настоящем проекте система разработки месторождения предусматривает наиболее полное извлечение из недр углеводородного сырья и достижение планируемого коэффициента извлечения нефти.

Важным аспектом рационального использования природных ресурсов является комплексное использование нефти, газа и попутной пластовой воды с выделением ценного минерального сырья.

Исследования попутного нефтяного газа Южно-Орловского месторождения показали, что содержание гелия по пластам не превышает установленные для него промышленные концентрации (0,035% мол.). Следовательно, его извлечение из недр не целесообразно.

Определение содержания полезных микрокомпонентов в пластовых водах Южно-Орловского месторождения проводилось лабораторией ВОИГ и РГИ в водах пласта ДII. Результаты исследований показали, что в пластовых водах пашийского горизонта содержится лишь бром в количестве 1108 мг/л. Содержание брома превышает минимальную промышленную концентрацию 200 мг/л, однако содержание кальция в воде составляет 32,2 г/л, тогда как в соответствии с требованиями технологии переработки рассолов, содержание кальция не должно превышать 10 г/л. Суммарная добыча попутной воды по всем продуктивным пластам пашийского горизонта изменяется от 71,4 до 159,5 тыс. т/год (минимальный объем добываемых попутных вод, перспективный для промышленного извлечения микрокомпонентов, согласно рекомендациям ВСЕГИНГЕО, должен быть не ниже 250 тыс. т/год).

Так как в пластовых водах содержится только один элемент (Br) c кондиционным содержанием, перспективным для промышленного извлечения, и отсутствуют необходимые технические условия переработки рассолов, использование пластовых попутных вод Южно-Орловского месторождения для извлечения полезных микрокомпонентов представляется нецелесообразным

В случае получения отрицательных результатов в процессе бурения проектной скважины на юго-западном участке Южно-Орловского месторождения, предусматривается ее ликвидация в соответствии с «Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов», утвержденной постановлением Федерального горного и промышленного надзора России № 22 от 22 мая 2002 г. В отдельных случаях, работы проводятся по индивидуальным планам изоляционно-ликвидационных работ.

Таким образом, при условии соблюдения технологии работ по бурению эксплуатации, ликвидации скважин, использования качественного оборудования и материалов, осуществления запланированных мероприятий, можно предположить, что воздействие на геологическую среду в рассматриваемый перспективный период разработки месторождения будет сведено к минимуму.

Дополнительно к выше изложенному на Южно-Орловском месторождении, содержащем сероводород, при бурении скважин, добыче, сборе и транспорте нефти и попутного газа необходимо выполнять требования действующей инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных месторождений, содержащих сероводород.

Осуществление перечисленного комплекса мероприятий по защите недр и рациональному использованию минеральных ресурсов позволит обеспечить экологическую устойчивость геологической среды при строительстве и эксплуатации нефтегазодобывающих объектов на территории Южно-Орловского месторождения.

Заключение

В настоящей работе приведены данные о геологическом строении Южно-Орловского месторождения и доразведке юго-западного купола, выявленного сейсморазведочными работами МОГТ-2Д.

Промышленная нефтеносность на Южно-Орловском месторождении связана с отложениями верхнего девона, где выделяются три продуктивных пласта (ДII, ДI, ДII).

Залежи пластов входящие в состав месторождения разрабатываются совместно без поддержания пластового давления.

По мере ввода скважин в эксплуатацию происходило увеличение отборов нефти и жидкости. Максимальная добыча нефти месторождению была достигнута в 1986 г. и составила 114,1 тыс. т. В дальнейшем, несмотря на некоторый рост объёмов добычи жидкости, добыча нефти стала снижаться за счёт увеличения содержания воды в добываемой продукции.

По состоянию на 1.01.2003 г. действующий добывающий фонд скважин по пластам ДII и ДI составлял 2 единицы, при чём в обеих скважинах пласты были перфорированы совместно. Пласт ДII так же эксплуатировался двумя добывающими скважинами. Кроме того, четыре скважины (№ 14, 22, 24, 25) пребывали в бездействии.

В 2003 году из пласта ДII было отобрано 6,8 тыс. т нефти, при обводнённости добываемой продукции 77,1 %, добыча по пласту ДI составила 13,5 тыс. т., при обводнённости 53,6%. Из пласта ДII было отобрано 24,7 тыс. т нефти при обводнённости 84,7 %.

В течение периода 1999-2003 г.г. эксплуатация пластов осуществлялась со значительным превышением фактических уровней по добыче нефти над проектными показателями. Основная причина превышения факта над проектом заключается в том, что при больших фактических отборах жидкости, обводнённость добываемой продукции на протяжении последних пяти лет, была ниже расчётных значений.

Совпадение в плане продуктивных пластов даёт возможность возврата обводнившихся скважин с нижележащих горизонтов на вышележащие. При возврате скважин необходимо проведение геофизических исследований, с целью контроля за выработкой запасов.

В результате проведенных исследований были обоснованы высокие перспективы нефтеносности пашийского горизонта юго-западного участка Южно-Орловской площади, где рекомендуется заложить поисковую скважину №26 в своде структуры.В случае обнаружения залежей в исследуемом горизонте рекомендуем заложить разведочную скважину №28 на расстоянии 1500 метров северо-восточнее от скважины № 27-для установления ВНК.

Сложность проблемы выявления новых залежей в неизученной бурением части месторождения посредством бурения скважин связана с необходимостью принятия решений, связанных с крупными капиталовложениями. Поэтому оптимальное решение геологических задач и научно обоснованный выбор рациональной методики работ по-прежнему особенно актуальны для поискового бурения, на долю которого приходится значительная доля всех затрат, связанных с наращиванием запасов нефти и газа в стране.

Литература

1. "Комплексная схема разработки Южно-Орловского нефтяного месторождения Куйбышевской области", институт "Гипровостокнефть", 1973 г.

2. "Подсчёт запасов нефти и газа Южно - Орловского месторождения Куйбышевской области", ГРК ОКН, 1980 г.

3. "Уточнённый проект разработки по Южно-Орловскому нефтяному месторождению Куйбышевской области", институт "Гипровостокнефть", 1978 г.

4. "Дополнение к уточнённому проекту разработки по Южно - Орловскому нефтяному месторождению", институт "Гипровостокнефть",1984 г.

5. "Уточнение технологических показателей разработки Ново - Запрудненского, Обошинского и Южно - Орловского месторождений", институт "Гипровостокнефть", 1992 г.

6. "Анализ разработки продуктивных пластов Южно - Орловского месторождения", ЦНИЛ, 1994 г.

7. "Пересчёт запасов нефти и растворённого газа по Южно-Орловскому месторождению Самарской области", СамараНИПИнефть, 2002 г.

8. Макаров А.П. Результаты сейсморазведочных работ МОГТ-2Д на участках Подъем-Михайловского, Холмового, Южно-Орловского, Казанского, Чаганского месторождений нефти в Волжском, Нефтегорском, Сергиевском, Кинельском, Кинель-Черкасском районах Самарской области в 2000-2001 г.г. Отчет сейсморазведочных партий №1/2000 и №2/2000. Самара, 2001 г.

Страницы: 1, 2