УТВЕРЖДАЮ
Первый заместитель Министра
природных ресурсов
Российской Федерации
В.А.Пак
4 августа 2000 года

Требования к мониторингу месторождений твердых полезных ископаемых

В документе изложены принципы организации и ведения мониторинга месторождений твердых полезных ископаемых, определены его цели и задачи, сформулированы требования к составу информации.

Требования предназначены для органов управления государственным фондом недр и должны использоваться при выдаче лицензий на пользование участками недр для добычи твердых полезных ископаемых и обеспечении ведения объектного уровня мониторинга на указанных месторождениях.

Требования к мониторингу месторождений твердых полезных ископаемых разработаны Гидрогеоэкологической научно-производственной и проектной фирмой "ГИДЭК".

"Требования к мониторингу месторождений твердых полезных ископаемых" согласованы Госгортехнадзором России.

1. Основные понятия

1. Основные понятия

В настоящих Требованиях используются следующие основные понятия:

Геологическая среда - часть недр, в пределах которой протекают процессы, оказывающие влияние на жизнедеятельность человека и другие биологические сообщества. Геологическая среда включает горные породы ниже почвенного слоя, циркулирующие в них подземные воды и связанные с горными породами и подземными водами физические поля и геологические процессы;

Мониторинг состояния недр (геологической среды) - система регулярных наблюдений, сбора, накопления, обработки и анализа информации, оценки состояния геологической среды и прогноза ее изменений под влиянием естественных природных факторов, пользования недрами и иной антропогенной деятельности;

Месторождение твердых полезных ископаемых - природное скопление твердого минерального вещества, которое в количественном и качественном отношениях может быть предметом промышленной разработки при данном состоянии техники и технологии его добычи и переработки и в данных экономических условиях;

Мониторинг месторождений твердых полезных ископаемых - мониторинг состояния недр (геологической среды) и связанных с ним других компонентов окружающей природной среды в границах техногенного воздействия в процессе геологического изучения и разработки этих месторождений, а также ликвидации и консервации горнодобывающих предприятий;

Лицензия на пользование недрами - государственное разрешение, удостоверяющее право пользования участком недр в определенных границах в соответствии с указанной целью в течение установленного срока при соблюдении заранее оговоренных условий;

Компоненты окружающей природной среды - составные части экосистем. К ним относятся: воздух, поверхностные и подземные воды, недра, почвы, растительный и животный мир.

2. Общие положения

2.1. Настоящие требования разработаны с учетом требований Закона Российской Федерации "О недрах" (в ред. федеральных законов от 03.03.95 N 27-ФЗ , от 10.02.99 N 32-ФЗ , от 02.01.2000 N 20-ФЗ), Закона Российской Федерации "Об охране окружающей природной среды" от 19.12.91 N 2061-1 , Постановления Совета Министров - Правительства Российской Федерации от 24.11.93 N 1229 "О создании единой государственной системы экологического мониторинга" , Концепции и Положения о Государственном мониторинге геологической среды России, утвержденных приказом Роскомнедра N 117 от 11.07.94, и других правовых и нормативных документов.

2.2. Мониторинг месторождений твердых полезных ископаемых (ММТПИ) является подсистемой мониторинга состояния недр (геологической среды) и представляет собой объектный уровень мониторинга.

2.3. Разработка месторождений твердых полезных ископаемых может осуществляться только на основании лицензии на пользование недрами. В условиях лицензии, по согласованию с органами Госгортехнадзора России, должны быть установлены основные требования к мониторингу месторождения, выполнение которых является обязательным для владельцев лицензии.

Проведение ММТПИ, как объектного уровня мониторинга геологической среды, в соответствии с условиями лицензии на пользование недрами является обязанностью субъектов предпринимательской деятельности - владельцев лицензии на пользование недрами для геологического изучения недр и добычи полезных ископаемых.

2.4. Целью ведения ММТПИ является информационное обеспечение органов управления государственным фондом недр и недропользователей при геологическом изучении и разработке месторождений полезных ископаемых.

2.5. Для реализации указанной цели в системе ММТПИ осуществляется решение следующих основных задач:

- оценка текущего состояния геологической среды на месторождении, включая зону существенного влияния его эксплуатации, а также связанных с ним других компонентов окружающей природной среды, и соответствия этого состояния требованиям нормативов, стандартов и условий лицензии на пользование недрами для геологического изучения недр и добычи полезного ископаемого;

- составление текущих, оперативных и долгосрочных прогнозов изменения состояния геологической среды на месторождении и в зоне существенного влияния его отработки;

- экономическая оценка ущерба с определением затрат на предупреждение отрицательного воздействия разработки месторождения на окружающую природную среду (осуществление природоохранных мероприятий и компенсационных выплат);

- разработка мероприятий по рационализации способов добычи полезного ископаемого, предотвращению аварийных ситуаций и ослаблению негативных последствий эксплуатационных работ на массивы горных пород, подземные воды, связанные с ними физические поля, геологические процессы и другие компоненты окружающей природной среды;

- предоставление органам Госгортехнадзора России и другим государственным органам власти информации о состоянии геологической среды на месторождении полезного ископаемого и в зоне существенного влияния его отработки, а также взаимосвязанных с ней компонентов окружающей природной среды;

- предоставление территориальным органам управления государственным фондом недр данных ММТПИ для включения в систему государственного мониторинга состояния недр;

- контроль и оценка эффективности мероприятий по рациональному способу добычи полезного ископаемого, обеспечивающему, при прочих равных условиях, полноту его выемки и сокращение нерациональных потерь.

Конкретные задачи мониторинга могут уточняться условиями лицензий на пользование недрами и геологическими заданиями на выполнение работ.

2.6. Разрабатываемое месторождение полезного ископаемого и другие, связанные с его разработкой объекты хозяйственной деятельности, представляют собой сложную природно-техногенную систему, содержащую, как правило, ряд источников антропогенного воздействия на окружающую (в т.ч. геологическую) среду. Это воздействие является объектом нескольких видов мониторинга. Поэтому ММТПИ, помимо мониторинга геологической среды, может включать в себя мониторинг поверхностных водных объектов, атмосферы, почв, растительности.

2.7. При постановке и ведении ММТПИ, как подсистемы мониторинга состояния недр, нужно различать виды и источники антропогенного воздействия, связанные непосредственно со вскрытием и разработкой месторождения (добычей полезного ископаемого), и источники антропогенного воздействия, связанные с сопутствующей добыче инфраструктурой горнодобывающего предприятия, в т.ч. с хранением, транспортировкой и переработкой добытого полезного ископаемого и рудовмещающих горных пород, а также сбросом и утилизацией подземных вод, извлекаемых при осушении месторождения.

2.7.1. К источникам антропогенного воздействия, связанным с добычей полезного ископаемого, т.е. непосредственно с недропользованием, относятся:

а) открытые (карьеры, разрезы, разрезные траншеи) и подземные горные выработки (шахты, штольни и др.), выработанные полости, а также технологические скважины при разработке месторождений твердых полезных ископаемых методом подземного выщелачивания;

б) сооружения шахтного или карьерного водоотлива (системы водопонизительных и дренажных скважин, подземных горных выработок);

в) сооружения по закачке в недра извлеченных при добыче полезных ископаемых подземных под; системы захоронения шахтных вод;

г) фильтрационные завесы, связанные с закачкой в недра специальных растворов;

д) газо-аэрозольные и пылевые выбросы;

е) сооружения по инженерной защите горных выработок от негативного воздействия опасных геологических процессов;

ж) автономные водозаборы подземных вод, расположенные на площади месторождения и используемые для добычи подземных вод с целью хозяйственно-питьевого или технического водоснабжения.
________________
В зависимости от условий лицензий на пользование недрами такие водозаборы могут быть как объектом ММТПИ, так и объектом мониторинга подземных вод.


Указанные виды источников антропогенного воздействия оказывают влияние в первую очередь на состояние недр (геологическую среду), но могут приводить также к изменению других компонентов окружающей природной среды (поверхностных вод, атмосферы, состояния растительности, состояния поверхности земли).

2.7.2. К источникам антропогенного воздействия на окружающую (в том числе геологическую) среду, не связанным непосредственно с процессом добычи твердых полезных ископаемых, относятся:

а) отвалы горных пород, гидроотвалы, склады полезных ископаемых, шламо- и хвостохранилища горнообогатительных комбинатов и фабрик, пруды-отстойники, накопители сточных вод;

б) каналы и трубопроводы отвода рек и ручьев, технических вод и стоков;

в) сбросы дренажных и сточных вод в поверхностные водотоки и водоемы;

г) технологические и бытовые коммуникации;

д) участки рекультивации земель;

е) опасные инженерно-геологические процессы, сформировавшиеся под воздействием антропогенной деятельности;

ж) сооружения по инженерной защите объектов инфраструктуры от негативного воздействия опасных геологических процессов.

Эти источники антропогенного воздействия оказывают влияние как на геологическую среду, благодаря, главным образом, утечкам из водонесущих коммуникаций, а также из гидроотвалов, шламо- и хвостохранилищ, с площадок промышленных предприятий, так и на другие компоненты окружающей природной среды.

2.8. С учетом вышеизложенного, ММТПИ включает в себя:

- регулярные наблюдения за элементами геологической среды, горными выработками и другими сооружениями, а также за отдельными компонентами окружающей природной среды в границах зоны воздействия на экосистемы как собственно отработки запасов полезного ископаемого, так и другой хозяйственной деятельности горнодобывающего предприятия (п.п.2.7.1 и 2.7.2); регистрацию наблюдаемых показателей и обработку полученной информации;

- создание и ведение информационных фактографических и картографических баз данных, включающих в себя весь набор ретроспективной и текущей геологической и технологической информации (а при необходимости и постоянно действующую модель месторождения), позволяющей осуществлять:

- оценку пространственно-временных изменений состояния геологической среды и связанных с ней компонентов окружающей природной среды на основе полученных в процессе мониторинга данных;

- учет движения запасов полезных ископаемых и потерь при их добыче и переработке;

- учет извлеченных (перемещенных) горных пород;

- прогнозирование изменения состояния объектов горных работ и связанных с ними компонентов окружающей среды под влиянием добычи полезного ископаемого, дренажных мероприятий и других антропогенных факторов (п.п.2.7.1 и 2.7.2);

- предупреждения о вероятных негативных изменениях состояния геологической среды и необходимой корректировке технологии добычи запасов полезных ископаемых;

- разработку рекомендаций по ликвидации последствий аварийных ситуаций, связанных с изменениями состояния геологической среды.

Таким образом, ММТПИ проводится на площади как собственно месторождения полезного ископаемого и техногенных объектов горного производства, так и в зоне существенного влияния недропользования на состояние недр и другие компоненты окружающей природной среды, изменения которых связаны с изменением геологической среды под влиянием вскрытия и разработки месторождения полезного ископаемого и иной хозяйственной деятельности горнодобывающего предприятия.

2.9. На основе получаемой в процессе ММТПИ информации принимаются решения по обеспечению процессов управления добычей минерального сырья, оценке натуральных показателей для назначения величины компенсационных выплат, обеспечению условий полноты выемки запасов полезного ископаемого, предотвращению аварийных ситуаций, снижению негативных последствий эксплуатационных работ на окружающую природную среду, а также контроль за соблюдением требований, установленных при предоставлении недр в пользование (требований условий лицензий на пользование недрами).

3. Общая характеристика основных факторов, определяющих состояние недр и связанных с ними других компонентов природной среды при вскрытии и разработке месторождений твердых полезных ископаемых, структуру и содержание мониторинга

3.1. В соответствии с положениями раздела 2 ММТПИ должен охватывать как непосредственно площадь ведения горных работ, так и зону существенного влияния разработки месторождения и сопутствующих ей процессов на состояние недр и других компонентов окружающей природной среды.

Поэтому в общем случае на площади проведения ММТПИ может быть выделено 3 зоны:

Зона I - зона непосредственного ведения горных работ и размещения других технологических объектов, влияющих на изменение состояния недр в пределах границ горного отвода;

Зона II - зона существенного влияния разработки месторождения на различные компоненты геологической среды;

Зона III - периферийная зона, примыкающая к зоне существенного влияния разработки месторождения (зона фонового мониторинга).

3.1.1. Границы площади ведения горных работ (зона I) определяются природными геологическими и технико-экономическими факторами. Во всех случаях верхней границей месторождения принимается поверхность земли, а нижней - подошва балансовых запасов полезного ископаемого. Обычно границы зоны I - это границы зоны горного отвода.

3.1.2. Размеры зоны существенного влияния разработки месторождения твердых полезных ископаемых (зона II) устанавливаются по распространению участков (площадей) активизации опасных геологических процессов под влиянием добычи полезного ископаемого и существенного нарушения гидродинамического режима и структуры потоков подземных вод в пределах депрессионной воронки.

По имеющимся представлениям за зону существенного техногенного влияния инженерно-геологического характера следует принимать площадь на порядок больше площади, на которой осуществляется производственная деятельность при разработке месторождения. Наибольшие размеры территорий, подверженных влиянию разработки месторождения, связаны с развитием депрессионных воронок подземных вод при проведении водопонизительных и дренажных мероприятий. Они определяются гидрогеологическими условиями и особенностями системы отбора подземных вод, а также наличием или отсутствием системы обратной закачки дренажных вод. Депрессионная воронка расширяется во времени и может достичь весьма существенных размеров, особенно в напорных пластах, имеющих широкое площадное распространение. В то же время радиусы зоны существенного влияния, где понижение уровня составляет около 10-20% от понижения в центре депрессии, обычно не превышают 10-20 км в напорных пластах и первых километров в безнапорных. Этими цифрами следует руководствоваться при определении размеров зоны существенного влияния разработки.

При разработке небольших месторождений с неглубоко залегающими полезными ископаемыми, в замкнутых гидрогеологических структурах, а также при отработке месторождений выше уровня подземных вод зона существенного воздействия может быть ограничена горным и земельным отводом.

3.1.3. Границы III зоны и ее площадь принимаются таким образом, чтобы в процессе мониторинга можно было проследить фоновые изменения состояния геологической среды, сравнить их с ее изменениями в зоне II и выделить те из них, которые связаны с разработкой месторождения, и те, которые определяются другими факторами. Поэтому площадь зоны III должна охватывать участки с геолого-гидрогеологическими условиями и ландшафтами, развитыми в зоне II.

Произошла ошибка

Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета
списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз.

Рассматриваются задачи, классы, программы и проекты мониторинга, а также основные факторы, определяющие его структуру и содержание.

Из всех видов хозяйственной деятельности горнодобывающая промышленность оказывает наиболее существенное техногенное воздействие на геологическую среду, вследствие чего организация мониторинга в районах развития этого производства является актуальной и важной задачей. Для правильной организации мониторинга геологической среды в таких районах необходимо учитывать различные особенности горнодобывающих предприятий, которые обусловливают характерные черты их техногенного воздействия. Горнодобывающие предприятия представляют собой обычно комплекс сооружений, в который входят:

• зона сосредоточения горных разработок (шахт, карьеров) или эксплуатационных скважин;
• зона отвального хозяйства и вспомогательных сооружений;
• зона размещения объектов переработки сырья (обогатительные фабрики, отстойники, склады готовой продукции);
• транспортные сооружения в пределах горного отвода;
• водохранилища;
• внешние продуктопроводы (нефте- и газопроводы).

Мониторинг месторождений твёрдых полезных ископаемых - мониторинг состояния недр и связанных с ними других компонентов окружающей среды в границах техногенного воздействия в процессе геологического изучения и разработки этих месторождений, а также ликвидации и консервации горнодобывающих предприятий.

Мониторинг месторождений твердых полезных ископаемых является подсистемой государственного мониторинга состояния недр (геологической среды) и представляет собой объектный уровень мониторинга.

Целью ведения мониторинга является информационное обеспечение органов управления государственным фондом недр и недропользователей при геологическом изучении и разработке месторождений полезных ископаемых.

Задачи мониторинга:

• оценка текущего состояния геологической среды на месторождении, включая зону существенного влияния его эксплуатации, а также связанных с ним других компонентов окружающей природной среды, и соответствие этого состояния требованиям нормативов, стандартов и условий лицензий на пользование недрами для геологического изучения недр и добычи полезных ископаемых;
• составление текущих, оперативных и долгосрочных прогнозов изменения состояния геологической среды на месторождении и в зоне существенного влияния его отработки;
• экономическая оценка ущерба с определением затрат на предупреждение отрицательного воздействия разработки месторождения на окружающую природную среду (осуществление природоохранных мероприятий и компенсационных выплат).

Классы мониторинга

Мониторинг класса I осуществляется на месторождениях твердых полезных ископаемых, характеризующимися простыми гидрогеологическими, инженерно-геологическими, геокриологическими, горно-геологическими и другими условиями разработки. Отработка полезных ископаемых на таких месторождениях не оказывает существенного влияния на окружающую среду.

Мониторинг класса II осуществляется на месторождениях, разработка которых может оказать существенное влияние на компоненты окружающей среды. В состав мониторинга класса II кроме стандартных наблюдаемых объектов могут входить специальные наблюдаемые объекты.

Мониторинг класса III осуществляется на месторождениях, где сочетание осложняющих факторов несет угрозу крупных аварий (затопления, взрывы и пр.) на горнодобывающем предприятии или ведет к тяжелым экологическим последствиям на прилегающей к нему территории.

Программы и проекты мониторинга

Создание мониторинга сложных месторождений (II и III классов) целесообразно осуществлять поэтапно на базе специально разработанных программ.

Этап 1. Разработка программы создания и ведения мониторинга. Программа создания и ведения мониторинга месторождения разрабатывается в соответствии с требованиями к мониторингу, установленными лицензиями.

Этап 2. Составление проекта работ по созданию и ведению мониторинга. В отличии от программы, проект работ по созданию и ведению мониторинга месторождения составляется на определенный срок (от 1 года до 3-5 лет).

Этап 3. Создание сети пунктов наблюдений, их оборудование измерительными устройствами, проведение наблюдений, организация базы данных.

Этап 4. Проведение наблюдений, ведение банка данных, оценка состояния геологической среды месторождения и примыкающей к нему территории и прогнозирования его изменений, при необходимости корректировка структуры наблюдательной сети и состава наблюдаемых показателей.

Основные факторы, определяющие структуру и содержание мониторинга месторождений:

• характер залегания горных пород, степень изменчивости их состава и свойств, особенности тектонического строения, наличие трещиноватости и закарстованности;
• наличие в пределах площади разработки месторождений полезных ископаемых потенциально неустойчивых, легко деформируемых массивов горных пород, предрасположенных к развитию экзогенных геологических процессов;
• характер залегания и условия распространения водоносных горизонтов, изменчивость мощностей и фильтрационных свойств водовмещающих пород, величина водопритока в горные выработки;
• глубина и характер залегания полезного ископаемого;
• сложность гидрохимической обстановки, наличие высокоминерализированных и газированных подземных вод, участвующих в обводнении месторождения;
• наличие или отсутствие постоянно действующего источника поступления воды в горные выработки;
• наличие и характер залегания многолетнемерзлых пород;
• технологическая схема вскрытия, система и технология отработки месторождения, скорость ведения горных работ и их развития по площади и глубине;
• необходимость (или её отсутствие) применения специальных методов проходки горных выработок и специальных схем борьбы с подземными водами;
• наличие водозаборов подземных вод в пределах площади влияния осушения месторождения твёрдых полезных ископаемых;
• наличие сооружений по хранению, переработке и транспортировке полезных ископаемых и отходов горнодобывающего производства;
• необходимость проведения специальных мероприятий по инженерной защите от опасных геологических процессов.

Библиографический список

Бочаров В.Л. Мониторинг природно-технических систем. - Воронеж: Истоки, 2000.-226 с.

Таловская А. В. Геоэкологический мониторинг. - Томск: Институт геологии и нефтегазового дела, 2005.-39 с.

14.11.2016

Источник: Журнал «PROнефть»

Иракское месторождение Бадра расположено в тектонически активном районе предгорья Загрос и характеризуется сложным геологическим строением с высокой изменчивостью коллекторских свойств карбонатных пластов. Добывающие скважины вскрывают до пяти продуктивных пластов в интервале глубин 4400–4850 м. Проницаемость пластов по данным гидродинамических исследований скважин (ГДИС) изменяется в пределах (3-15)⋅10 -3 мкм 2 , по данным керна - (1-250)⋅10 -3 мкм 2 , нефтенасыщенные толщины достигают 120 м.

Особенности месторождения обусловили необходимость разработки специальной программы гидродинамических и потокометрических исследований скважин как на стадии разведки с целью составления надежной петрофизической и фильтрационной моделей залежи, так и на стадии эксплуатации месторождения для оптимизации стимуляции скважин при освоении, выполнении мониторинга и регулирования системы разработки залежи.

Программа проведения работ в разведочных скважинах

Продуктивные пласты формации Мауддуд как единого объекта разработки месторождения Бадра характеризуются значительной неоднородностью по разрезу. С учетом того, что получение притока при освоении скважин без кислотных обработок маловероятно для большинства прослоев, проектирование освоения и тестирование скважин выполнялись поинтервальным способом с целью достоверного изучения параметров каждого прослоя, характера притока и свойств флюида. Поинтервальное освоение и испытание разведочных скважин осуществлялись с использованием компоновки временного заканчивания скважин (DST) по следующей методике:

Спуск компоновки DST с перфораторами на трубах и автономными термоманометрами;

Перфорация и закачка кислоты в объект испытания с применением многоступенчатых кислотных систем и потокоотклонителей (дайверторов) кислоты для выравнивания профилей приемистости;

Очистка скважины от продуктов реакции и испытание на различных штуцерах с последующей регистрацией кривой восстановления давления (КВД);

Извлечение временной компоновки, изоляция объекта пробкой и повторение процедуры для вышележащего интервала.

По окончании испытания последнего объекта установленные цементные пробки разбуривались, спускалась финальная компоновка заканчивания с установкой перманентных пакеров. Проводилась заключительная солянокислотная обработка (СКО) всех испытанных объектов с последующей очисткой скважин и записью забойных расхода, давления и температуры прибором PLT. Полученные данные позволили определить поинтервальные фильтрационно-емкостные своства (ФЕС) пласта, интервалы притока при совместной и раздельной работе, пластовые и забойные давления при различных режимах эксплуатации скважин.

На стадии разведки месторождения в 2010–2014 гг. наряду с 3D сейсморазведкой, геофизическими исследованиями скважин (ГИС), анализом керна и флюидов был выполнен комплекс гидродинамических (ГДИ) и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований двух разведочных скважин, в которых селективно освоены и исследованы 3–6 интервалов формаций Мауддуд, Румэйла и Мишриф.

Рассмотрим результаты ГДИ на примере одной из разведочных скважин. При исследовании использовалась технология регистрации кривой стабилизации и восстановления забойного давления с помощью глубинного манометра компоновки DST. Количественная интерпретация материалов записей датчиков давления совместно с данными об изменении дебита скважины выполнялась с применением программного комплекса Saphir компании Kappa Engineering. На рис.1 представлены результаты ГДИ нижнего и верхнего объектов формации Мауддуд.

Результаты интерпретации данных ГДИ подтвердили прогноз по ГИС: проницаемость верхнего объекта - 3,9⋅10 -3 мкм 2 , проводимость 140⋅10-3 мкм 2 ⋅м, скин-фактор - −3,8, при этом средний дебит составил 830 м 3 /сут при депрессии 20 МПа, проницаемость нижнего объекта - 0,8⋅10 -3 мкм 2 , проводимость 8,5⋅10 -3 мкм 2 ⋅м, скин-фактор - −4,5, средний дебит - 170 м 3 /сут при депрессии 30 МПа.

Следующим этапом исследований стало совместное испытание двух пластов с проведением повторной СКО и комплекса ПГИ. Полученные результаты позволили определить интегральные параметры многопластовой системы: средняя проницаемость двух пластов - 3,5⋅10 -3 мкм 2 , проводимость - 160,1⋅10 -3 мкм 2 ⋅м, скин-фактор - −4,5, дебит - 1170 м 3 /сут при депрессии 20 МПа. Высокое пластовое давление (около 50 МПа) обеспечивало депрессию около 20 МПа без снижения давления на забое ниже давления насыщения. Высокий дебит свидетельствует о высокой информативности стандартных методов оценки притока - состава (в том числе механической расходометрии). Планшет с результатами интерпретации данных ПГИ приведен на рис. 2.

Рис. 1. Динамика дебита и давления, а также давления в логарифмических координатах а, б - пласт соответственно нижний и верхний

Расходометрия и термометрия в рассматриваемом примере дополняют друг друга. Выше пласта 2 (см. рис. 2) дебит настолько велик, что градиент температуры между пластами близок к нулю. В этой области термометрия (см. рис. 2, окно VI) не информативна для оценки дебита, но эффективен расходомер (см. рис. 2, окна IX-XI). В пределах пластов 6 и 7 скорость потока в стволе настолько мала, что не фиксируется расходомером, но может быть оценена по результатам термометрии. Результаты количественной оценки дебита по комплексу методов представлены в окнах VI и XII на рис. 2.

Результаты стимуляции скважин после их освоения

У всех прослоев как рассмотренной, так и других скважин достигнуты значительные отрицательные значения скин-фактора, варьирующиеся от −3,8 до −5,5, что позволяет достигать больших коэффициентов продуктивности скважин, несмотря на сравнительно невысокие фильтрационные параметры пластов.

Эффективность стимуляции скважин солянокислотными составами с потокоотклоняющими агентами обусловлена прежде всего высокими давлениями (до 52 МПа на устье), близкими к давлению гидроразрыва пласта (95–100 МПа), расходом (9–15 баррелей/мин) и объемом закачки 15%-ной соляной кислоты (3,5–5 м 3 /м толщины). Характерных признаков кислотного гидроразрыва пласта уверенно не выявлено, однако такие режимы обработки способствуют образованию неоднородных каналов растворения, уходящих в глубь пласта до 150 м.

Рис. 2. Планшет с результатами интерпретации данных ПГИ: I - колонка глубин; II - вскрытые совместно пласты; III - конструкция скважины со схемой движения флюида по стволу; IV - диаграмма гамма-метода (ГМ); V - диаграмма локатора муфт (ЛМ); VI - диаграмма термометрии (TG - условная геотермограмма; А, В, С - интервалы вне работающих пластов, выбранные для оценки дебитов по результатам термометрии); VII, VIII - плотность заполнителя ствола соответственно в действующей и остановленной скважине по барометрии; IX, X - скорость потока соответственно в действующей и остановленной скважине по расходометрии; XI, XII - распределение дебитов по объектам по расходометрии;

Особенностями продуктивных пластов месторождения Бадра являются большой этаж нефтеносности (до 450 м) и ухудшение проницаемости от центра формации к кровле и подошве. В связи с этим первый опыт одновременно с освоением кислотной обработки продуктивного пласта в скважине, законченной открытым стволом со щелевым хвостовиком, показал ее низкую эффективность по разрезу. Последующая глубинная расходометрия позволила определить причины, а также на основе моделирования СКО в программе StimPro понять механизм проникновения кислоты по разрезу и глубине пласта. Основным недостатком такой обработки является то, что закачиваемая кислота реагирует только с верхней частью пласта, не достигая нижней даже при увеличении ее объемов. Несмотря на применение потокоотклонителей, кислота поступает преимущественно только в верхнюю часть, в которой скин-фактор снизился в первую очередь. При проведении последующих СКО подобный опыт был учтен и применены интервальные кислотные ванны с использованием гибкой НКТ, устанавливаемые преимущественно в нижней части пласта для выравнивания профиля поглощения. Далее проводилась полномасштабная многостадийная СКО 15%-ной HCl удельным объемом 5 м 3 /м перфорации. Подобный подход позволил повысить продуктивность скважин после освоения. После ввода скважины в эксплуатацию выполнялась забойная расходометрия прибором PLT в динамических и статическом режимах для определения поинтервальных характеристик. Результаты показали улучшение качества обработки и близость к результатам, полученным при селективных операциях. В настоящее время таким способом обработаны три добывающие скважины, значения скин-фактора по пластам составляют 4,2–4,7, плановые дебиты превышены на 10–15 % и равны 8–12 тыс. баррелей/сут.

Стремясь улучшить полученные результаты, не увеличивая стоимости и времени освоения, и получить высокую степень выработки запасов пластов на разных участках месторождения Бадра, специалисты провели анализ технологий, доступных на рынке Ирака, для поинтервальных СКО с применением компоновки, предназначенной для заканчивания скважины. Запланировано использование двухпакерной установки для временной изоляции обрабатываемого интервала. Преимущество подобной системы состоит в том, что каждый интервал обрабатывается кислотой независимо от приемистости других интервалов, и все интервалы могут быть последовательно обработаны за одну спускоподъемную операцию, что экономит время работы бурового станка, используемого для спуска двухпакерной установки.

Комплекс исследований в добывающих скважинах

Поскольку первичная информация о поинтервальных обработках продуктивных пластов была получена в разведочных скважинах и определены основные продуктивные пласты-интервалы, из-за высокой продолжительности и стоимости поинтервальных испытаний продуктивные пласты в добывающих скважинах исследуются как один объект после спуска компоновки для заканчивания скважины. Таким образом, по всем новым и ежегодно действующим скважинам запланирован комплекс исследований, который включает одновременное выполнение ГДИ и ПГИ за одну спускоподъемную операцию. При этом время исследований сокращается с 8,5 до 1,5 сут без снижения качества исследований. Схема исследований скважины приведена на рис. 3.

Рис. 3. Результаты проведения комплекса ГДИ и ПГИ в добывающих скважинах(КВД - кривая восстановления давления)

Мониторинг разработки и прогнозирование показателей эксплуатации скважин

Промыслово-геофизический мониторинг как добывающих, так и разведочных скважин позволяет выполнять точный прогноз добычи по каждой скважине. Промыслово-геофизический контроль разработки дает возможность контролировать энергетическое состояние пласта, выявлять наличие интерференции скважин, оценивать динамику скин-фактора и др. Подобная информация является также базовой для подбора оптимальных технологических параметров эксплуатации скважин и планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Поскольку скважины месторождения Бадра эксплуатируются фонтанным способом, тестирование их на различных режимах позволило настроить модель течения в стволе жидкости и пересчитать устьевые давления в забойные в достаточном для промыслового использования диапазоне скоростей течения и забойных давлений. Повторные исследования, выполненные в скважинах через год после начала эксплуатации, показали расхождение рассчитанных и измеренных значений забойного давления менее 1,5 %.

В скважинах, которые вводились в эксплуатацию в 2015 г., был выполнен повторный комплекс ГДИ и ПГИ, что позволило оценить изменение пластового давления и скин-фактора. Наглядной иллюстрацией надежности прогнозов на основе таких детальных исследований, несмотря на наличие неопределенности свойств удаленных зон пластов, может служить сравнение прогнозных и фактических показателей работы скважин (рис. 4), введенных в эксплуатацию более года назад, штуцеры и режимы которых не менялись, кроме кратковременных остановок на регламентные работы. Отклонение дебитов и забойных давлений не превышает ± 3 %.

Рис. 4. Сопоставление прогнозного дебита на 2015 г. с фактическим по скв. БД5 (а) и БД4 (б) (Р10, Р50, Р90 - сценарии разработки)

Заключение

Таким образом, на основе детальных исследований, выполненных в разведочных скважинах, предложен оптимальный комплекс промысловых, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований добывающих скважин месторождения Бадра, который наряду с постоянным мониторингом параметров работы скважин позволяет:

Получить достоверные данные для проектирования ГТМ в скважинах;

Выполнить оценку эффективности первоначальных и повторных СКО каждого интервала пласта;

Постоянно поддерживать высокую эффективность гидродинамической модели;

Выполнить надежное прогнозирование показателей эксплуатации скважин при планировании добычи месторождения, включая оценку оптимальных технологических режимов их работы.

Авторы статьи: С.И. Мельников, Д.Н. Гуляев, А.А. Бородкин (Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)), Н.А. Шевко, Р.А. Хузин (Gazpromneft-Badra B.V.) 1

В последнее десятилетие все большее признание получила идея о существовании взаимного влияния здоровой окружающей среды и устойчивого экономического развития. В это же время в мире происходили крупные политические, социальные и экономические изменения, по мере того, как многие страны начинали осуществление программ радикальной структурной перестройки своей экономики. Таким образом, изучение влияния на окружающую среду общеэкономических мероприятий стало актуальной проблемой, имеющей серьезное значение и требующей скорейшего решения. Экономическое развитие России в значительной степени зависит от топливно-энергетического сектора на основе углеводородного сырья. Принятая правительством России в 2009 году «Энергетическая стратегия России до 2030 года» предусматривает сохранение в среднесрочной перспективе уровня добычи и транспортировки на экспорт сырой нефти в существующих сегодня объемах и определенный рост добычи природного газа. В процессе освоения нефтяных и газовых месторождений наиболее активное воздействие на природную среду осуществляется в пределах территорий самих месторождений, трасс линейных сооружений (в первую очередь магистральных трубопроводов), в ближайших населенных пунктах (городах, поселках). Такие нарушения, даже будучи временными, приводят к сдвигам в тепловом и влажном режимах грунтовой толщи и к существенному изменению ее общего состояния, что обуславливает активное, часто необратимое развитие экзогенных геологических процессов. Добыча нефти и газа приводит также к изменению глубоко залегающих горизонтов геологической среды. Нарушения окружающей среды, обусловленные изменением инженерно-геологической обстановки при добыче нефти и газа, возникают, по существу, везде и всегда. Избежать их полностью при современных методах освоения невозможно. Поэтому главная задача состоит в том, чтобы свести к минимуму нежелательные последствия, рационально используя природные условия.

экологические риски

арктический шельф

вечная мерзлота

попутный нефтяной газ

геологическая среда

месторождение

углеводородное сырье

полезные ископаемые

топливно-энергетический сектор

1. Богоявленский В.И., Лаверов Н.П. Стратегия освоения морских месторождений нефти и газа Арктики // Морскойсборник. М.: ВМФ, 2012. № 6. С. 50–58.

2. Богоявленский В.И. Нефтегазодобыча в Мировом океане и потенциал российского шельфа. ТЭК стратегии развития. М., 2012. № 6. С. 44–52.

3. Богоявленский В.И. Углеводородные богатства Арктики и Российский геофизический флот: состояние и перспективы // Морской сборник. М.: ВМФ, 2010. № 9. С. 53–62.

4. Воробьев Ю.Л., Акимов В.А., Соколов Ю.И. Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. М.: Ин-октаво, 2005. 368 с.

5. Лаверов Н.П., Дмитриевский А.Н., Богоявленский В.И. Фундаментальные аспекты освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа России // Арктика: экология и экономика. 2011. № 1. С. 26–37.

6. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Российский химический журнал. 2003. Т. 47. № 3. С. 70–79.

7. Теория и методология управления конкурентноспособностью бизнес-систем: Монография – («Научная мысль-Менеджмент») / Баронин С.А., Семеркова Л.Н. и др. М.: Инфра-М, 2014. 329 с.

Введение

На территории страны сосредоточено около 6 % всех мировых разведанных запасов нефти и 24 % - природного газа.

К настоящему времени экстенсивная эксплуатация нефтегазовых месторождений нанесла огромный ущерб окружающей среде России (в том числе загрязнение в связи с нефтеразливами и сжиганием попутных нефтяных газов), в местах традиционной добычи (в первую очередь в Западной Сибири) и несет новые риски и угрозу в связи с развитием проектов на морском шельфе.

Предмет исследования - влияние нефтяных и газовых загрязнений на окружающую среду.

Цель исследования - изучение взаимодействия и влияния нефтяных и газовых месторождений на окружающую среду.

Материал и методы исследования

Несмотря на то, что в последние годы число крупных аварий в России уменьшилось, общее количество аварийных ситуаций и прорывов в первую очередь на промысловых трубопроводах исчисляется тысячами, нефтегазовая отрасль страны является мировым лидером по объемам сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), а новые проекты сегодня развиваются в особо сложных природно-климатических условиях (вечная мерзлота, арктический шельф), что существенно повышает экологические риски.

Особо следует остановиться на возможных необратимых деформациях земной поверхности в результате извлечения из недр нефти, газа и подземных вод, поддерживающих пластовое давление. В мировой практике достаточно примеров, показывающих, сколь значительным может быть опускание земной поверхности в ходе длительной эксплуатации месторождений. Перемещения земной поверхности, вызываемые откачками из недр воды, нефти и газа, могут быть значительно большими, чем при тектонических движениях земной коры.

Неравномерно протекающее оседание земной поверхности часто приводит к разрушению водопроводов, кабелей, железных и шоссейных дорог, линий электропередач, мостов и других сооружений. Оседания могут вызывать оползневые явления и затопление пониженных участков территорий. В отдельных случаях, при наличии в недрах пустот, могут происходить внезапные глубокие оседания, которые по характеру протекания и вызываемому эффекту мало отличимы от землетрясений.

Начало работ по разведке и добыче в Арктике повышает вероятность разлива нефти с морских нефтедобывающих платформ, из трубопроводов, резервуаров для хранения нефтепродуктов, а также в результате операций по отгрузке нефти. В то же время в Арктике в результате изменения морских ледовых условий открываются новые навигационные маршруты. Для существующих сегодня судоходных маршрутов это означает более плотное движение судов в течение более продолжительного навигационного периода. Новые морские пути будут создавать судоходные риски и связанные с ними риски нефтяных разливов.

Большая часть технологий, предлагаемых для ликвидации нефтяных разливов в Арктике, - адаптированные варианты тех, что обычно используются в регионах умеренного климата на открытой воде и суше, и они должны быть проверены на практике, прежде чем будет принято решение об их применении.

Природно-климатические условия Арктики являются очевидным фактором снижения эффективности большинства технологий по ликвидации нефтяных разливов. Типичные арктические условия, влияющие на операции по борьбе с разливами, включают в себя наличие различных видов морского льда, экстремально низкие температуры, ограниченную видимость, сильное волнение на море и ветер. Эти условия существенно снижают эффективность технологий и систем ликвидации разливов.

Любая разработка природных ресурсов в Арктике в течение ближайших десятилетий будет вестись в ситуации значительных рисков. Несмотря на то, что сокращение площади морского льда сделает этот район более доступным в долгосрочной перспективе, непредсказуемые краткосрочные изменения будут представлять серьезные проблемы для разработки планов мероприятий на случай чрезвычайных обстоятельств.

Не только арктические моря пользуются особым вниманием нефтедобывающих компаний. Охотское море является одним из наиболее богатых водными биоресурсами и обеспечивает 60 % объема рыбного промысла России. Однако области высокой биологической продуктивности и традиционного рыболовства нередко совпадают с зонами высокой нефтегазоносности морского шельфа.

Активное освоение углеводородных запасов ведется сейчас на шельфе Сахалина. Роснефть планирует начать освоение нефтегазовых месторождений на магаданском шельфе, а «Газпром» - на Западно-Камчатском шельфе. Предполагаемые ресурсы составляют всего несколько процентов от общероссийских запасов нефти, а их освоение поставит под угрозу будущее целой трети рыбного богатства страны, то есть продовольственную безопасность страны. Существует угроза, что рыбопродукция с Камчатки перестанет считаться экологически чистой, ускорится ее вытеснение с рынков, снизится инвестиционная привлекательность рыбной отрасли и туризма.

Таким образом, дальнейшую реализацию новых проектов следует отложить до того времени, когда новые технологии позволят осваивать месторождения без нанесения ущерба уникальным природным богатствам и создавать в наиболее ценных для сохранения морских биоресуров акваториях, например, на Западно-Камчатском шельфе, зоны, закрытые для нефтедобычи и транпортировки.

Предприятия по добыче и переработке газа загрязняют атмосферу углеводородами, главным образом в период разведки месторождений (при бурении скважин). Иногда эти предприятия, несмотря на то, что газ экологически чистое топливо, загрязняют открытые водоемы, а также почву.

Природный газ отдельных месторождений может содержать весьма токсичные вещества, что требует соответствующего учета при разведочных работах, эксплуатации скважин и линейных сооружений. Так, в частности, содержание сернистых соединений в газе нижней Волги настолько велико, что стоимость серы как товарного продукта, получаемого из газа, окупает затраты на его очистку. Это является примером очевидной экономической эффективности реализации природоохранной технологии.

На участках с нарушенным растительным покровом, в частности, по трассам дорог, магистральных газопроводов и в населенных пунктах, увеличивается глубина протаивания грунта, образуются сосредоточенные временные потоки и развиваются эрозионные процессы. Они протекают очень активно, особенно в районах песчаных и супесчаных грунтов. Скорость роста оврагов в тундре и лесотундре в этих грунтах достигает 15-20 м в год. В результате их формирования страдают инженерные сооружения (нарушение устойчивости зданий, разрывы трубопроводов), необратимо меняется рельеф и весь ландшафтный облик территории.

Состояние грунтов не менее существенно изменяется и при усилении их промерзания. Развитие этого процесса сопровождается формированием пучинных форм рельефа. Скорость пучения при новообразовании многолетнемерзлых пород достигает 10-15 см в год. При этом возникают опасные деформации наземных сооружений, разрыв труб газопроводов, что нередко приводит к гибели растительного покрова на значительных площадях.

Загрязнение приземного слоя атмосферы при добыче нефти и газа происходит также во время аварий, в основном природным газом, продуктами испарения нефти, аммиаком, ацетоном, этиленом, а также продуктами сгорания. В отличие от средней полосы, загрязнение воздуха в районах Крайнего Севера при прочих равных условиях оказывает более сильное воздействие на природу вследствие ее пониженных регенерационных способностей.

В процессе освоения нефтегазоносных северных районов наносится ущерб и животному миру (в частности, диким и домашним оленям). В результате развития эрозионных и криогенных процессов, механического повреждения растительного покрова, а также загрязнения атмосферы, почв и т. п. Происходит сокращение пастбищных площадей.

Среди наиболее актуальных и острых проблем в России, наряду с нефтеразливами из трубопроводных систем - сжигание ПНГ на факелах.

Весь мир впечатляют объемы сжигания ПНГ в нашей стране и их негативное воздействие на окружающую среду и энергорасточительность. По разным оценкам, ежегодно сжигается 20-35 млрд кубических метров газа, что сопоставимо с энергопотреблением всей Москвы. Наибольшие объемы сжигаются в «нефтегазовой житнице» - Ханты-Мансийском автономном округе, с ним уже практически сравнялась Восточная Сибирь, ухудшаются показатели в Ямало-Ненецком автономном округе, Республике Коми и Ненецком автономном округе.

С 2009 года Всемирный фонд дикой природы (WWF) России ведет общественную кампанию по прекращению сжигания ПНГ. Данные нефтяных компаний по объемам добычи и использования ПНГ за предыдущие годы ясно показывают лидеров и аутсайдеров по использованию ПНГ.

Таблица 1

Динамика роста объемов производства ПНГ в 2006-2011 гг. в нефтегазовых компаниях, ведущих свою деятельность на территории России, млрд м 3 (на основе данных, предоставленных компаниями, а также взятых из публичной отчетности)

Компания

Объем производств ПНГ, млрд, м 3

Уровень рационального использования ПНГ, %

Роснефть

Сургутнефтегаз

Газпром нефть

Славнефть

Татнефть

Башнефть

Русснефть

* Данные представлены компаниями в соответствии с запросом.

** Информация отсутствует.

Оценивая динамику добычи ПНГ крупнейшими нефтегазовыми компаниями России, следует отметить ее устойчивый рост на протяжении последних лет. Показатель рационального использования ПНГ пока не улучшается и сохраняет свои значения в пределах 75 %.

Такая динамика вызвана следующими основными факторами:

1. Сохраняется рост добычи нефти за счет освоения месторождений Восточной Сибири, не располагающих необходимой инфраструктурой для рационального использования и транспортировки ПНГ;

2. Отмечается рост газового фактора на нефтяных месторождениях России, в том числе в Западной Сибири - крупнейшем нефтедобывающем регионе, обеспечивающем около 60 % всего производства нефти в стране (за шесть лет газовый фактор увеличился по России на 9 %, в Западной Сибири - на 11,2 %);

3. Началась активная фаза добычи нефти на крупнейшем осваиваемом месторождении Восточной Сибири - Ванкорском месторождении.

В настоящий момент решение проблемы сжигания попутного нефтяного газа ограничивается рядом факторов, среди которых:

• несовершенство нормативно-правовой базы;
• отсутствие прозрачности и достоверности данных;
• низкий уровень оснащенности факельных установок средствами измерения.

В 2012 году постановлением Правительства РФ «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» установлен целевой показатель сжигания не более 5 %, но лишь немногие компании и регионы улучшили свой показатель по использованию ПНГ.

Отсутствие последовательности и единства в действиях государственных органов по решению проблемы оказывает негативное воздействие и на возможность сконцентрировать финансовые ресурсы государственной поддержки на решении этой важной проблемы нефтяной отрасли в области энергоэффективности и загрязнения атмосферного воздуха.

Еще одной важной проблемой в стране является отсутствие объективной информации о масштабах сжигания, в том числе низкий уровень оснащенности месторождений измерительной аппаратурой. WWF России совместно с центром «СканЭкс» выполнили пилотный проект для двух регионов - Ненецкого автономного округа и Красноярского края - по отработке методики использования методов дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ) для дешифрирования факелов. Эта работа должна быть продолжена при поддержке федеральных и региональных природоохранных органов, чтобы в ближайшем будущем стать дополнительным инструментом мониторинга сжигания ПНГ.

Для повсеместного и достоверного учета ПНГ целесообразно использовать экономические стимулы для организации учета и контроля. При этом контроль над достоверностью учета, правильностью сведения баланса, за начислением и уплатой налогов должны осуществлять налоговые органы, а не Ростехнадзор, как это происходит сейчас.

В области международного сотрудничества наблюдается скачок поданных заявок на конкурс по отбору проектов совместного осуществления, но отказ России участвовать во втором периоде Киотского протокола приведет к прекращению данного источника финансирования в существующем формате.

Более эффективное использование месторождений суши возможно за счет масштабного развития газохимии (прекращения сжигания ПНГ и т. п.). Для этого необходим комплексный подход, позволяющий сформировать условия для реализации таких инвестиционных проектов, как оснащение нефтепромыслов необходимой измерительной аппаратурой, строительство производственных мощностей для переработки, хранения и транспортировки ПНГ.

Заключение

Проблемы нефтегазовой отрасли может решить изменение политики в области государственной поддержки. Вместо того чтобы обеспечивать налоговыми льготами и другими привилегиями новые крайне рискованные шельфовые проекты в Арктике (проект «Газпрома» «Приразломное» в Печорском море или проект компаний «Роснефть» и Exxon в Карском море), вероятно, целесообразно обеспечить государственную поддержку повышению эффективности уже существующих месторождений.

Экологические и экономические риски и издержки от освоения арктического шельфа сегодня настолько высоки, что необходимо добиваться смены вектора приоритетного развития нефтегазовой отрасли в России на ближайшие 10-15 лет.

В дополнение к природным и природно-техногенным проблемам освоения ресурсов УВ российского шельфа Арктики существуют серьезные опасности антропогенного характера. Например, многочисленные захоронения радиоактивных отходов в западной части Карского моря и другие.

В заключение отметим, что исследования в указанных выше направлениях крайне важны не только для развития фундаментальных знаний о процессах современного накопления осадков, термокарстовых и других процессов их переформирования, но и для организации экологически безопасного функционирования морских нефтегазовых промыслов и их инфраструктуры на море и прилегающей суше. Кроме того, эпизодическая или перманентная дегазация донных отложений представляет большую опасность для мореплавания, так как при этом нарушается плотность воды, что может привести к гибели судов. Поэтому необходимо усилить геолого-геофизические исследования на акваториях Арктики с картированием объектов различной природы, представляющих опасность для размещения нефтегазовых промыслов и их инфраструктуры (залежи свободных газов и газогидратов в донных отложениях, распространение палео- и современной мерзлоты, пинго и др.).

Рецензенты:

Баронин С.А., д.э.н., профессор, преподаватель кафедры «Экспертиза и управление недвижимостью» ПГУАС, г. Пенза.

Ломов С.П., д.г.н., профессор, преподаватель кафедры «Кадастр недвижимости и право» ПГУАС, г. Пенза.

Библиографическая ссылка

Поршакова А.Н., Старостин С.В., Котельников Г.А. ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ РАЙОНОВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ: ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ // Современные проблемы науки и образования. – 2014. – № 3.;
URL: http://science-education.ru/ru/article/view?id=13090 (дата обращения: 01.02.2020). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»

Авторский курс профессора, д.ф.-м.н., член-корр. РАЕН, члена SPE, ACS К.М. Федорова, главного специалиста ООО «НТЦ-ОЙЛТИМ» А.О. Потапова, директора по развитию ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ» Т.М. Мухаметзянова.

Цель курса - Эффективное управление разработкой месторождений включает применение широкого спектра геолого-технических мероприятий (ГТМ) на скважинах. Новые технологии позволяют решать многие проблемы, возникающие при разработке залежей, однако их применение связано с тщательным оперативным анализом состояния разработки, назревших проблем добычи и заводнения, научным и техническим обоснованием комплексного применения различных средств. Эти исследования называются мониторингом разработки месторождений.

Однако на сегодня состав работ по мониторингу не регламентирован и часто ограничивается только перестройкой геолого-технологических моделей с учетом новых промысловых данных и выработкой общих рекомендаций на их основе по дальнейшей разработке месторождения. Программа традиционных исследований пласта проводится для решения оперативных задач и зачастую не направлена на решение актуальных задач разработки месторождения в целом. Выбор скважин-кандидатов для исследований часто проводится по остаточному принципу. В ряде случаев отсутствует системный подход к изучению залежей и месторождений.

В результате геолого-технологические мероприятия, определяемые в результате работ по мониторингу, направлены, как правило, на интенсификацию притока и ограничение добычи воды, а не решают комплексных проблем месторождения в целом. Рекомендуемый список проведения ГТМ часто является недостаточно конкретным, в нем указывается лишь общее количество мероприятий различного типа.

На сегодняшний день назрела необходимость в дополнении сложившейся схемы проведения мониторинга новыми видами работ и регламентации его задач и содержания. В первую очередь эти работы должны быть направлены на снижение неопределенности представлений о геологической структуре залежи и детальный анализ энергетического состояния объекта разработки. Результаты этих исследований направлены на разработку целевой программы ГТМ для согласованного воздействия на добывающие и нагнетательные скважины. Выполнение такой программы позволит поднять степень извлечения запасов углеводородов и, следовательно, повысить эффективность разработки месторождения в целом.

По окончании курса слушатели смогут:

• применять аналитические методики обработки промысловых данных и делать заключения по причинам отклонения параметров разработки от проектных значений,
• давать заключения по источникам обводнения скважин и сбалансированности системы заводнения,
• составлять комплексные программы дополнительных исследований и ГТМ, направленных на совершенствование системы заводнения.

Учебно-тематический план курса (40 акад. часов)

1. Концепция гидродинамического мониторинга разработки.

Сложившиеся подходы к проблеме мониторинга разработки. Развитие концепции гидродинамического мониторинга месторождений.

2. Методы и приемы согласования программы исследования скважин с задачами мониторинга разработки.

Гидродинамические исследования скважин: типы, цели и задачи. Разработка комплексной программы исследования скважин.

3. Анализ энергетического состояния залежи для совершенствования системы заводнения.

Методика построения карт изобар по результатам ГДИ для анализа энергетического состояния залежи. Анализ системы заводнения. Определение объемов нецелевой закачки.

4. Решение задач управления заводнением через создание целевой программы ГТМ.

Разработка методики целевого подхода к планированию и проведению ГТМ. Пример проведения кислотных обработок скважин Вахской группы месторождений. Разработка целевой программы ГТМ на примере Верх-Тарского месторождения. Применение основных элементов концепции гидродинамического мониторинга на примере Фаинского месторождения.