|
Каспинфо ноябрь 2003 |
|
Название: ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ - II Главные Пункты: * Характеристика всех стадий разработки и эксплуатации нефтяного месторождения. Четвертая стадия, соответствующая старению и отмиранию промысла углеводородного сырья, является наиболее тяжелой и критической в природоохранном отношении. (25.11.2003) Полный Текст ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ - II ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ - II *** Любой промысел углеводородного сырья становится наиболее опасным и агрессивным на стадии своего старения и особенно после того, как он брошен. Этот факт наиболее очевиден для тех, кто проживает в районах старых или заброшенных промыслов. Прогуляйтесь по загустевшим поткам нефти Черного города-старого Баку, окраин г.Грозного, старых промыслов Маката, Доссора и все станет ясно и так. Проблема с бородой. Только, увы, её действительно много лет обходили стороной, а в последнее время усиленно стали прикрывать разглагольствованиями о так называемом нулевом сбросе. Да, этот сброс может быть близок к нулю, но только до тех пор, пока скважина новая. В.И. Смирнов правильно отмечает опасность промысла на Северном Каспии. Но здесь было бы уместно напомнить и сотни брошенных фонтанирующих стволов скважин под дном Южного Каспия. Всячески привествуя эту публикацию я решил дополнить её выкопировкой одной главы из отчета, подготовленного под руководством геохимика И.Крупнова совместно с Вашим покорным слугой по заказу Минэкологии несколько лет тому назад. В этом отчете не раскрыта специфика морских промыслов (это отдельный отчет). Надеюсь, что это может помочь в просвещении участников НПО. С уважением, Б.Н. Голубов Министерство охраны окружающей среды и природных ресурсов ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ЦЕНТР ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИХ СИСТЕМ О Т Ч Е Т О НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ РАБОТЕ по теме N 2: Разработка методических рекомендаций по определению зоны влияния источника техногенного воздействия на геологическую среду для целей геоэкологического мониторинга (для объектов нефтедобычи). (окончательный отчет) СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ Ответственный Гл. специалист ФЦГС "Экология", исполнитель кандидат г.-м. наук И.И. Крупнов Исполнитель Ученый секретарь Научного совета РАН по проблемам биосферы, кандидат г.-м. наук Б.Н. Голубов РЕФЕРАТ В отчете обосновывается актуальность проблемы описания и оценки негативного воздействия результатов добычи нефти на окружающую среду в России. Показывается, что для ее решения необходимо предваритель- ное изучение естественного природного фона залежи углеводородов, приводятся существующие на сегодня модели и методы его описания. Далее приводится перечень основных источников загрязнения на нефтяном месторождении, описываются потоки загрязняющих веществ, их состав и фоновый уровень загрязняющих компонентов, данные об особен- ностях миграции угеводородов в различных средах. Авторами показывается, что степень загрянения окружающей среды резко увеличивается на последних стадиях разработки месторождения, когда снижается нефтеотдача, используются принудительные методы ее повышения и тем самым повышается стоимость добываемой нефти, что на фоне усиления интенсивности процессов загрязнения ведет к сокращению расходов на экологические мероприятия. Для определения зоны техно- генного влияния предлагается ряд математических моделей и методов. Итоговым документом отчета являются методические рекомендации по определению зоны влияния нефтяного месторождения. Библ. - 56. Перечень сокращений НЗ - нефтяная залежь; ВНК - водонефтяной контакт; ДС - добывавающая скважина; НС - нагнетательная скважина; АВПД- аномально высокое пластовое давление; ОВ - органическое вещество; ПАВ - поверхностно-активные вещества; ПДК - предельно допустимая концентрация; Глава 6 Стадии разработки и эксплуатации нефтяного месторождения. В общей схеме технологического процесса нефтяной промышленности можно выделить четыре основных этапа : 1) поиски и разведка нефтяных месторождений; 2) добычу нефти и газа; 3) их переработку и произ- водство искуственного топлива; 4) транспорт и хранение нефти, газа и нефтепродуктов. Каждый их этих этапов характеризуется своими особен- ностями экологического воздействия на окружающую среду. Масштабы этого воздействия от этапа к этапу неуклонно возрастают и приобрета- ют не только локальный, но и региональный характер. На поисково-разведочном этапе к наиболее мощным факторам техно- генного воздействия на природные комплексы в зоне открываемого мес- торождения относятся региональные, рекогносцировочные и детальные геофизические исследования, основанные на искусственном возбуждении сильных физических полей электромагнитного и, особенно, сейсмическо- го, а также бурение единичных структурных и разведочных скважин. При проведении сейсморазведки используются различные ее модифи- кации : КМПВ, МПОВ, ГСЗ и МОВ ОГТ. На стадии региональных исследова- ний для изучения разреза осадочного чехла и поверхности фундамента при методах КМПВ и МПОВ изменяются величины зарядов от 1 до 1000 к и более, которые при взрывах наносят значительный ущерб окружающей среде; разрушаются водоупоры водоносных горизонтов на глубинах более 100 м, происходит частичное заражение почв токсичными газами при сгорании взрывчатых веществ (углекислый, угарный газ и т.д.), резко нарушается структура почвенного слоя, уничтожаются сельскохозяйс- твенные посевы и угодья. Однако, плотность сети профилей при регио- нальных исследованиях невелика, а пикеты по профилю располагаются редко, примерно, через 3-5 км. Поэтому доля причиненного сейсмораз- ведкой ущерба на этой стадии исследований относительно невелика по сравнению с другими геолого-поисковыми работами (бурением). Но при при поисковых и детальных геофизических работах применяется сейсмо- разведка МОВ ОГТ с плотностью размещения 1-2 км профилей на площади 1 км2 и более с разбивкой на них пикетов взрыва и осуществление взрывных и ударных воздействий в среднем через каждые 10 метров по профилю с весом единичного заряда от 0,2 до 2,6 кг. При применении многоволновой сейсморазведки : двухпунктной с регистрацией попереч- ных волн на пикетах взрыва могут быть использованы специально подго- товленные траншеи глубиной 1-1,5 м. и взрывные полости. Пропускание электрического тока через почвы и горные породы так- же сопровождается рядом изменений в их состоянии. Среди этих измене- ний одни являются обратимыми, а другие нет. Поскольку горные породы и почвы в верхних слоях земной коры состоят из твердого вещества, жидкости и газа, то такие среды являясь многофазными, подвергаются низкочастотной поляризации (Шейнман С.М., 1989). В ходе этого про- цесса обратимыми являются : внедрение ионов в пограничную зону без перехода из одной фазы в другую, а также перераспределение раство- ренного вещества в свободном растворе без изменения его среднего ка- чественного и количественного состава в целом. К необратимым явлени- ям относятся изменение теплового состояния среды, и образование но- вых соединений в растворе и на его границе с твердым телом. Из опыта электроразведкиследует что возбуждаемые в ней поля линейно зависят от силы тока. Характерно, что в некоторых модификациях электрораз- ведки используется многократное циклическое пропускание тока с целью подготовки (тренировки) среды - горных пород к производству измере- ний. Эта тренировка содержит два различных процесса. Вначале среда приводится в новое состояние за счет необратимых изменений на фазо- вых границах, а затем вновь образованное вещество растворяется и распространяется в жидкости, что и служит откликом для опытных наб- людений. В электроразведке с использованием искусственных полей ис- пользуется очень широкий спектр электромагнитных колебаний, позволя- ющий исследовать строение недр на глубину от первых метров до 5-6 км. Таким образом, уже на стадии разведки месторождений нефти воз- никает ряд экологических проблем, обусловленных : разрушением струк- туры почвы, разрушением водоносных горизонтов на глубинах до 100 м по всей площади и свыше 100 метров в районах отдельных пикетов и бу- ровых скважин, частичное заражение водоносных горизонтов токсичными газами, почти сплошное уплотнение поверхностного слоя техникой и людьми, нарушение плодородия почвы, выделение в атмосферу отработан- ных газов двигателями автомобилей и другой техники. После открытия, поисков и разведки нефтяного месторождения, подсчета и утверждения содержащихся внем потенциальных и эксплутаци- онных запасов углеводородного сырья , в районе этого месторождения начинает развиваться нефтяной промысел, представляющий собой сложное предприятие. В задачу этого предприятия входят добыча нефти и сопро- вождающего ее газа, их сбор и учет, предварительная обработка нефти для удаления из нее воды и других примесей, хранение нефти и газа и последующая их транспортировка по промысловым нефтепроводам и га- зопроводам до районных нефтесборных резервуарных парков, а также ре- монт скважин и оборудования. Территориально промысел может занимать участок нефтеносной площади величиной до нескольких десятков квад- ратных километров. Добыча нефти и сопровождающего ее газа из недр осуществляются, как правило, с помощью буровых скважин или, в отдельных случаях, шахт и других горных выработок. Число нефтяных скважин на промысле может достигать 600 и более. Задача нефтедобычи заключается в регио- нальной разработке нефтяных залежей. Критерием рациональности на практике является обычно извлечение всех запасов нефти в пласте в возможно меньшее время. Для решения этой задачи необходимо выбрать по конкретному месторождению оптимальный вариант по числу, координа- там расположения и временному графику включения эксплуатационных и нагнетательных скважин, которые нужны для поддержания давления по мере истощения запасов пласта. По своей сущности эта задача сводится к следующему дифференци- альному уравнению (Волынский Б.А., Бухман В.Е., 1960) : (4.1) где р - давление пласта, h - мощность пласта, к - проницаемость пласта, м - вязкость среды, а = к/м (здесь - упругоемкость пласта или max называемый коэффициент пьезопроводности), м/(к х n) = R гидр - гидравлическое сопротивление среды, F (x,y,z) - функция разрыва (во всех точках обьема тождественно равна нулю, кроме точек располо- жения скважин). Часто эту задачу упрощают, решая ее как плоскую, поскольку мощ- ность нефтеносного пласта обычно мала по сравнению с его протяжен- ностью. При этом потоком жидкости вдоль оси Z можно пренебречь и считать, что dP/dZ = 0. Тогда задача сводится к поиску решения в многосвязной плоской области с контурами эксплуатационных и нагнета- тельных скважин. В этом случае решается уравнение : (4.2) Граничные условия могут быть либо первого рода : Рг = f(x,y,z) в этом случае считается, что давление на контуре постоянно и соответственно депрессия равна нулю : Р = 0 (4.3) либо скорость изменения депрессии на границе может быть равна нулю, то есть : d( p)/dR = 0 (4.4) Этот случай соответствует замкнутому резервуару. При стационар- ном процессе (водонапорный режим) второе слагаемое правой части уравнения 4.2 равно нулю. Начальные условия для 4.2 заданы, т.е. : Pt=0 = f(x,y) Решив уравнение 4.2 с граничными условими 4.3 или 4.4 дебит нефти можно определить по закону Дарси : Q = P/P2 где Р = Р1-Р2 депрессия. Таким образом, решение задачи сводится к нахождению P = f1(x,y,t) и Q = f2(x,y,t) для различных технологических режимов добычи нефти, квыбору оптимального из них. Для произвольной формы контуров нефтега- зоносности, любом расположении скважин и произвольной временной прог- рамме их включения задача может решаться численными методами. Структурная схема производственного процесса поисков, разведки, разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. В настоящее время около 90% ежегодно добываемой нефти извлекают из месторождений, где нефть вытесняется водой. Поэтому наиболее об- щей и типичной является структурная схема производственного процесса разработки и эксплуатации месторождений с заводнением (Бойко В.С., 1990). Природный источник сырья - нефтяная залежь (НЗ). Доступ к ней обеспечивается посредством множества скважин, которые по своему наз- начению разделяются на : 1) добывающие (ДС), имеющие фонтанное, на- сосное или газлифтное оборудование и предназначенные для добычи неф- ти, газа и попутной воды; 2) нагнетательные скважины (НС), имеющие оборудование для централизованного или индивидуального обслуживания и предназначенные для нагнетания в пласт воды, пара, газа и различ- ных растворов; 3) специальные для выполнения особых работ и исследо- ваний. В настоящее время используют три основных способа добычи нефти : фонтанный, газлифтный и насосный. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу сква- жины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. По мере истощения этой энергии скважины переводят на механизированные способы добычи с расходовани- ем дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии. При газлифтном способе добычи нефти в скважину закачивают с по- мощью компрессоров сжатый газ (обычно углеводородный, реже воздух). В насосных скважинах подьем жидкости на поверхность осуществля- ется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых скважинных насосов (ШСН) и погружных центробежных электронасосов (ЭЦН). Возмож- но использование и других видов насосов. Добываемую нефть - нефть, извлекаемую из нефтяной залежи и со- держащую в различных соотношениях нефтяной газ, попутную воду, соли и механические примеси (ОСТ 39.037-76) - собирают для каждой добыва- ющей скважины по системе промысловых нефтетрубопроводов (ПНТП). Из добывающих скважин по ПНТП нефть поступает на групповые замерные га- зосепарационные установки (ГЗСУ). При большом количестве отсепариро- ванный газ подается под собственным давлением через дожимную компе- рессорную станцию (ДКС) дальним потребителям - газотранспортному предприятию (ГТП) или на на газоперерабатывающий завод, либо на собственные нужды промысла. Обычно после замерных установок газ сме- шивают с жидкостью и подают дальше на установку комплексной подго- товки нефти (УКПН). При значительной площади месторождения используют блочные дожим- ные насосные станции (БДНС) для перекачки добываемой нефти. На этих станциях отделяют попутную воду, которую по отдельному трубопроводу подают сразу на установку комплексной подготовки воды (УКПВ). В установках комплексной подготовки нефти от нее отделяют нефтя- ной газ и попутную воду, доводят нефть до товарных кондиций, то есть осуществляют глубокое обезвоживание продукции, удаление солей и ста- билизацию нефти (отделение испаряющихся компонентов при давлении меньше атмосферного). Товарную нефть сдают нефтетранспортным предприятиям (НТП) для передачи на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). В соответствии с ГОСТ "Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприя- тий. Технические условия" выделяют три группы нефти по степени под- готовки, которые различаются по содержанию воды, хлористых соедине- ний, механических примесей и давлению насыщенных паров при темпера- туре нефти в пункте сдачи. Нефтяной газ подается под собственным давлением на ГПЗ, где из газа выделяют тяжелые углеводородные фракции (отбензинивание),очища- ют от от механических и вредных примесей (углекислого газа, серово- дорода и др.), осушают и направляют потребителю. Отделенную от нефти воду подают из УКПВ и вместе с водами других источников из водозабора (ВЗ) с помощью блочных кустовых насосных станций (БКНС) в нагнетательные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти. Для повышения нефтеотдачи в закачиваемую воду мо- гут добавлять различные реагенты. Для этого устанавливают дозаторные установки. На различных стадиях производственного процесса применяются раз- нообразные технологические схемы, которые могут включать следующие виды работ: - освоение скважины (компоновка низа, перфорация колонны, вызов притока флюидов, восстановление и увеличение проницаемости призабойной зоны пластов; - исследование и установление оптимального режима работы сква- жин; - ликвидация осложнений при эксплуатации наземного нефтепромыс- лового оборудования; - воздействие на залежь (поддержание пластового давления, повы- шение нефтеотдачи). В целом процесс добычи можно разделить на три части : - разработка нефтяного месторождения (осуществление движения флюидов по пласту и управление им); - подьем флюидов с забоев добывающих скважин на поверхность; - сбор и подготовка нефти, попутного газа и попутной воды. Системы разработки месторождения и залежей. Под системой разработки нефтяных месторождений понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Система разработки нефтяных месторождений определяет : порядок ввода эксплу- атационных обьектов в разработку; сетки размещения скважин; темп и порядок ввода их в разработку; способы регулирования баланса и ис- пользования пластовой энергии. Различают системы разработки многоп- ластовых месторождений и отдельных залежей (Бойко В.С.,1990). В многопластовых месторождениях в зависимости от порядка ввода эксплуатационных обьектов в разработку используют систему их однов- ременной или последовательной разработки. При одновременной разработке обьектов используется один из трех ее вариантов : 1. Раздельная разработка, когда каждый обьект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин; 2. Совместная разработка, при которой два или более пласта раз- рабатываются единой сеткой добывающих и нагнетательных сква- жин; 3. Совместная раздельная разработка, при которой добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной эксплуатации, нагнетательные скважины - установками для од- новременно-раздельной закачки воды. Системы разработки залежей планифицируют в зависимости от разме- щения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти. Размещение скважин осуществляют по равномерной или неравномерной сеткам. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиу- гольными). Плотность сетки скважин до 50-х годов изменялась от 10Е4 м2/скв (расстояние между скважинами 100 м) до (4-9)10Е4 м2/скв. С начала 50-х годов перешли к сеткам скважин с плотностью (30-60)10Е4 м2/скв. По темпу ввода скважин в работу выделяют одновременную и замед- ленную системы разработки залежи. Системы разработки скважин по неравномерной сетке аналогично различают : по плотности сетки, по темпу ввода скважин в работу, по порядку ввода скважин в работу. Дополнительно их разделяют : по фор- ме рядов - с незамкнутыми и замкнутыми (кольцевыми) рядами; по вза- имному расположению рядов и скважин - с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами и с уплотнением в центральной части площади. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения неф- ти, различают системы разработки залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия; системы разработки с поддержанием пластового давления, когда баланс пласто- вой энергии искусственно регулируется. По методам регулирования ба- ланса пластовой энергии выделяют : системы разработки с искусствен- ным заводнением пластов; системы разработки с закачкой газа в пласт. Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по вариантам : 1) законтурного заводнения, при кото- ром воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100-1000 м; 2) прикон- турное заводнение когда нагнетательные скважины расположены в непос- редственной близости от внешнего контура нефтеносности; 3) внутри- контурное заводнение, которое применяют на обьектах с большими пло- щадями нефтеносности. По масштабам своего воздействия системы завод- нения разделяются на сводовые, очаговые и площадные. Системы разработки с закачкой газа могут осуществляться посредс- твом закачки газа в газовую шахту залежи или по всей площади залежи. В таблице 28 приведены геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов, а в таблице 29 перечислены условия промышленного испытания методов увеличения неф- теизвлечения. Стадии разработки месторождений. При водонапорном режиме процесс добычи нефти продолжается более 30-50 лет и проходит ряд стадий, отличающихся, с одной стороны, но- вым качественным состоянием залежей, а с другой, - степенью измене- ния состояния окружающей среды. По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разра- ботки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водона- порном режиме. Первая стадия - освоение эксплуатационного обьекта характеризу- ется : - интенсивным ростом добычи нефти до максимального заданного уровня (прирост составляет примерно 1-2% в год от балансовых запасов); - быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6-0,8 от максимального; - резким снижением пластового давления (до 30% за 6-8 лет); - небольшой обводненностью продукции (3-4%); - достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи (около 10%). На первой стадии влияние производственных процессов разработки нефтяных месторождений характеризуется в целом двумя особенностями. Первая особенность заключается в повышенной опасности открытого ава- рийного фонтанирования отдельных добывающих скважин, особенно при наличии зон АВПД. Подобные аварии сопровождаются обычно разрывом об- вязки, вспышкой газа, выбросами жидкости, возникновением очагов по- жара, просадками рельефа и т.д. В зависимости от способа глушения таких фонтанов в зоне аварийной скважины в чрезвычайно короткие сро- ки уничтожаются экосистемы почвенного покрова, загрязняются водотоки и атмосфера. Вторая особенность состоит в том, что на первой стадии призабойные зоны добывающих скважин и качество цементации обсадных колонн находятся в хорошем состоянии. Поэтому аварийные перетоки флюидов в заколонном пространстве ( при отсутствии аварий открытого фонтанирования) маловероятны. Техногенная нагрузка на окружающую среду в этой ситуации обусловлена преимущественно деятельностью транспортных и строительных подразделений обустраивающих промысел. Продолжительность стадии 4-5 лет. Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти харак- теризуется : - более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (мак- симальный темп добычи нефти в пределах 3-17%) в течение 3-7 лет (1-2 года для вязких нефтей); - ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет ре- зервного фонда; - нарастанием обводненности продукции (от 2 до 7% ежегодно); - отключением небольшой части скважин из-за обводнения и пере- ходом на механизированный способ добычи нефти; - текущий коэффициент нефтеотдачи составляет к концу стадии 30-50% к концу стадии. По мере обводнения продукции скважин наступает момент, когда ин- тенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности роста добычи жидкости. После этого начинается снижение добычи нефти, нес- мотря на увеличение добычи жидкости. На второй стадии опасность аварийного фонтанирования, хотя и сохраняется, но практически становится минимальной, поскольку приоб- ретается опыт эксплуатации напорных пластов. Вероятность прорывов нефти и газа в заколонных пространствах добывающих скважин также от- носительно мала, несмотря на постоянный рост числа вновь вводимых скважин, поскольку старение цементного камня еще не наступило. Иск- лючение могут могут составлять лишь обьекты с повышенным содержанием в залежах или подземных водах агрессивного сероводорода. Однако опе- ративный ремонт аварийных скважин и предупреждение аварийных ситуа- ций на второй стадии не представляет особых организационных и эконо- мических затруднений. Это обьясняется тем, что высокий уровень добы- чи нефти выводит промысел на уровень экономического подьема и полной обеспеченности квалифицированными кадрами. Затраты на природохранныю деятельность на этой стадии относительно низки и не обременительны для промысла. Третья стадия - значительное снижение добычи нефти характеризу- ется : - снижением добычи нефти от 10 до 20% в год; - уменьшением фонда скважин из-за их отключения вследствие об- воднения, переходом практически всего фонда скважин на неме- ханизированный способ добычи; - прогрессирующим обводнением продукции до 80-85% при среднем росте обводненности 7-8% в год; - повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи на конец стадии до 50-60% (до 20-30% для вязких нефтей); - суммарным отбором жидкости 0,5-1 обьема от балансовых запасов нефти. Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разра- ботки. Ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Третью стадию характеризует также резкое снижение надежности промысла в природоохранном отношении. Общее обводнение скважин, пе- ревод многих из них в категорию аварийных, увеличение обьемов закач- ки воды в пласты и т.д., - все это пораждает множество заколонных перетоков. В результате техногенные и природные воды нижних продук- тивных горизонтов, прорываясь вверх начинают создавать свои залежи техногенной природы в приповерхностной зоне, поднимать уровни грун- товых вод и прорываться на земную поверхность в виде грифонов или родников. Зоны таких грифонопроявлений возникают обычно на периферии месторождения и примерно соответствуют контуру нефтегазоносности. Как правило, эти явления игнорируются промысловиками и природоохран- ными службами, поскольку молчаливо принимается, что проявлениевыхо- дящих родников или грифонов на удалении от поля эксплуатации связано с первичными природными явлениями. Доказать техногенное происхожде- ние таких родников, как правило, трудно, поскольку соответствующий мониторинг не проводился. В результате возрастающий вынос загрязняю- щих веществ на промыслах удается списывать на псевдоприродные факто- ры. Ввиду срабатывания упругих запасов продуктивных пластов, отбора значительных обьемов добываемой продукции и закачки еще более значи- тельного количества жидкости на третьей стадии происходят значитель- ные изменения в напряженном состоянии массива горных пород. В ре- зультате начинаются процессы релаксации напряжений. Горные породы стремятся приобрести новое равновесное состояние. Это в свою очередь порождает волны пластической разгрузки, распространение которых мо- жет возбудить множество техногенных землетрясений, усиление импуль- сов грифопроявления. Третья стадия оказывается достаточно трудной и сложной не только для процесса разработки месторождения, но и для охраны природной среды. Возрастающий прессинг на окружающую среду проявляется на фоне замедленных темпов снижения добычи нефти, снижения его экономических показателей, оттока квалифицированных кадров на другие обьекты и, соотвественно, резкого ограничения финансирования природоохранной деятельности. Продолжительность стадии составляет 5-10 и более лет. Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным пери- одом разработки месторождения. За этот период отбирают 80-90% извле- каемых запасов. Четвертая стадия - завершения характеризуется : - малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (около 1%); - большими темпами отбора жидкости (от 3 до 20%); - высокой но медленно возрастающей обводненностью продукции (около 1% в год); - более резким, чем на третьей стадии уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет при- мерно 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1); - отбором за период стадии 10-20% балансовых запасов нефти. Четвертая стадия, соответствующая старению и отмиранию промысла, является наиболее тяжелой и критической в природоохранном отношении. На этой стадии, во-первых, происходит накопление всех отрицательных процессов загрязнения окружающей среды, проявившихся на предыдущих стадиях. Во-вторых, рад этих процессов, связанных, в частности, с ростом фонда аварийных скважин и прорывом техногенных вод продолжает активизироваться. В третьих, на этом фоне появляется новая мощная волна техногенного загрязнения, связанная с внедрением методов неф- теотдачи пластов. Весьма важно, что эта стадия техногенной дестаби- лизации недр и других природных комплексов является наиболее дли- тельной. При этом промысел оказывается практически беспризорным, возможности прямых отчислений на природоохранную деятельность за счет добычи нефти на этой стадии оказываются практически нулевыми. в итоге обширная зона заброшенного промысла начинает существовать в виде мощной аномалии, возмущающей режим природных процессов в земной коре, гидросфере и биосфере. Продолжительность четвертой стадии 15-20 лет и более. Разработка залежей в трещиновато-кавернозных коллекторах отлича- ется быстрым выходом на высокий темп отбора нефти (10-13% в год), отбором до 80% извлекаемых запасов к началу снижения добычи нефти, весьма резким снижением добычи на третьей стадии (до 50% в год), непродолжительностью четвертой стадии, небольшими суммарными отбора- ми воды. Разработка трещинно-пористых коллекторов протекает значительно сложнее, чем пористых и трещинновато-кавернозных и сопровождается большими отборами воды. |