Читать реферат по экологии: "Концепция мониторинга подземных вод глубоко залегающих горизонтов на объектах нефтегазодобычи территории ХМАО" Страница 3


назад (Назад)скачать (Cкачать работу)

Функция "чтения" служит для ознакомления с работой. Разметка, таблицы и картинки документа могут отображаться неверно или не в полном объёме!

гидрогеологического этажа напрямую связанная с длительной и интенсивной нефтегазодобычей (Обзор…, 1999). "Отрыв" напоров пластовых соленых вод от зоны пре-сных с каждым годом увеличивается достигая уже на отдельных участках 200-400 м. Нару-шение равновесного состояния сложившейся гидродинамической структуры приводит в действие процессы направленные на ее квазистабилизацию провоцируя межпластовые пере-токи чужеродных подземных вод по внутричехольным разрывным нарушениям и литологи-ческим "гидрогеологическим окнам".

На территории Ханты-Мансийского автономного округа основная добыча углеводо-родов ведется с применением систем поддержания пластового давления (СППД) в залежах методами заводнения. Источниками водоснабжения СППД служат пресные поверхностные воды, подземные воды олигоцен-четвертичных, апт-сеноманских отложений и подтоварные воды (рис.1). Накопленная закачка технических вод только по территории Широтного При-обья по данным ГУП НАЦ РН ХМАО на 01.01.2000 года составила более 27 млрд. мЗ (Атан-гулов, 2002). Суммарная накопленная компенсация отборов флюидов из разрабатываемых объектов с начала заводнения нефтяных месторождений ХМАО в 1999 году составила 127 %.

Среди нефтяных месторождений с избыточной закачкой воды в пласты особо выделяются следующие: Комарьинское - 417%, Западно-Варьеганское - 267%, Покамасов-ское - 205%, Лянторское - 196%, Яхлинское - 186%, Пермяковское - 178%, Первомайское - 174%, Тагринское - 170%. Несмотря на избыточную закачку технических вод в разрабатываемые пласты на отдельных нефтяных месторождениях отмечается падение средневзвешенных пластовых давлений. Так на Покамасовском месторождении в 1998 году снижение пластового давления по отношению к начальному составило 3.6 %, а в 1999 году - 5.2%. Соотношение обводненности продукции от накопленной закачки технических вод по субъектам-недропользователям ХМАО (рис.2) показывает прямую зависимость этих показателей, т.е. чем больше накопленная компенсация отбора флюидов из нефтеносных пластов, тем выше обводненность нефтепродукции.

Контроля или хотя бы наблюдения за состоянием подземных вод глубоких горизонтов, за исключением апт-альб-сеноманского комплекса, на разрабатываемых ме-сторождениях нефти и газа в Западной Сибири и в частности в ХМАО не велось ранее и не ведется сейчас. Отсутствуют как программы ведения таких работ, так и разработки рекомендаций по их составлению и обоснованию. Совершенно не проводятся наблюдения за качеством пластовых вод нефтегазоносного разреза, ряд определяемых компонентов химического состава техногенных вод сокращен. К тому же определяются элементы обладающих высокой инерционной способностью к влиянию и совершенно не отражающих степень загрязнения пластовых вод или изменения их потребительских свойств. Лишь для подземных вод альп-апт сеноманского комплекса в последние годы на территории ХМАО стали реализовываться программы по проведению контроля за их использованием. Такая программа разработана ОАО "Сургутнефтегаз" совместно с ВНИИнефтью и НТПЦ "Сеноман" (Дьконов, Медведев, 1997). Организуемая сеть наблюдательных скважин на апт-сеноманский комплекс в рамках этой программы является ведомственной, принадлежащей ОАО "Сургутнефтегаз". В настоящее время наблюдательная сеть представлена двумя пунктами наблюдений на



Интересная статья: Быстрое написание курсовой работы