Ипт – эффективная и безопасная химиотерапия
Препараты, используемые при химиотерапии, – это безжалостные убийцы клеток. В современной медицинской практике доставка этих химических соединений внутрь раковых клеток, где они должны выполнить свою работу, требует высокой дозировки, чтобы препарат мог проникнуть сквозь клеточные мембраны внутрь злокачественных клеток.
Основной недостаток этого подхода, требующего высокой дозовой интенсивности, – серьезные побочные эффекты от сильнодействующих противораковых препаратов, которые часто встречаются при проведении химиотерапии. Это происходит потому, что химиотерапевтические препараты, попадая в организм человека, не отличают раковые клетки от здоровых клеток. Эти химические вещества уничтожают все виды клеток, и здоровые, и смертоносные для организма, отсюда и побочные эффекты.
В связи с тем, что мы значительно продвинулись в нашем понимании того, как устроены и функционируют раковые клетки, теперь можно избежать побочных эффектов химиотерапии, в то же время увеличивая эффективность и избирательность препаратов, призванных уничтожать раковые клетки. Ключевой при этом стала передовая стратегия доставки химических веществ в клетки, называемая инсулин-потенцированная терапия (ИПТ/IPT).
Читателям, наверняка, знаком инсулин, как гормон, используемый в лечении диабета. Вырабатываемый поджелудочной железой у здоровых людей, инсулин является мощнейшим гормоном, обладающим множеством функций в теле человека, одна из его основных ролей – обеспечивать доставку глюкозы сквозь мембрану внутрь клетки. Инсулин обеспечивает клетку питанием, присоединяясь к ней с помощью специальных инсулиновых рецепторов, распложенных на внешней поверхности клеточной мембраны. Каждая клетка человеческого организма имеет некоторое количество таких инсулиновых рецепторов, при этом количество таких рецепторов варьируется от одной сотни до сотен тысяч на одну клетку.
Однако, возникает вопрос: «Какое отношение всё это имеет к раковым клеткам?» Широко известен такой научный факт, как неутолимый голод раковых клеток по отношению к глюкозе. Глюкоза является их единственным источником энергии, и в связи с относительно неэффективным способом, который используют раковые клетки для переработки данного топлива, они поглощают его в огромных объемах. Это одна из причин, почему раковые больные так сильно теряют в весе. Из-за того, что раковым клеткам требуется столько глюкозы, они фактически воруют сахар у здоровых клеток организма, лишая их питания, и таким образом, приводят их к истощению.
Любопытная связь, существующая между раковыми клетками и инсулином, описана в недавних исследованиях, опубликованных в медицинской литературе, – в них говорится о том, что раковые клетки на самом деле производят и вырабатывают свой собственный инсулин. То, что раковые клетки способны на это, представляется очень логичным, если учесть их потребность в огромных количествах глюкозы, которая им необходима для поддержания процесса неконтролируемого роста. Еще один факт, имеющий отношение к выработке инсулина, еще более интересный и являющийся основополагающим для инсулин-потенцированной терапии. заключается в том, что раковые клетки имеют в десятки раз больше инсулиновых рецепторов, чем любая обычная клетка организма. Этот факт создает бесценную возможность для химиотерапии при лечении рака, так как позволяет отличать здоровые клетки организма от раковых клеток.
Наличие у раковых клеток инсулиновых рецепторов в количестве, в десятки раз превышающем число таких рецепторов у здоровых клеток, означает, что и эффект поступившего в них инсулина будет в десятки раз выше по сравнению с нормальными клетками. С учетом этой разницы в воздействии, и в сочетании с действием инсулина в инсулин-потенцированной терапии, таким образом, можно доставить внутрь раковых клеток эффективную дозу препарата, применяемого в химиотерапии,– и действовать при этом избирательно и бережно по отношению к здоровым тканям. А также это позволит сильно сократить дозы вводимых веществ, эффективно устраняя все неприятные побочные эффекты неизбежные при высокой дозировке химиотерапевтических препаратов.
Справедливость по-настоящему торжествует в этом чудесном совпадении механизмов работы раковых клеток и принципов работы противораковых препаратов. Механизмы, используемые раковыми клетками, чтобы уничтожать организм человека, полностью совпадают с механизмами, на которые опирается инсулин-потенцированная терапия, чтобы обеспечить избирательное воздействие препаратов химиотерапии на раковые клетки, и таким образом устранять вредоносные клетки безопасно и эффективно для организма в целом. В одной статье про раковые клетки говорится о том, что «инсулин, активирующий и модифицирующий метаболические паттерны в клетках рака, повышает цитотоксичный эффект метотрексата (methotrexate) – широко применяемого в химиотерапии препарата – вплоть до 10000 раз». Этот потрясающий результат объясняется двумя особенностям раковых клеток.
Одна особенность заключается в способности инсулина увеличивать транс-мембранную доставку препарата «метотрексат» внутрь раковых клеток. Вторую особенность авторы исследования назвали «метаболической модификацией, вызываемой инсулином» внутри раковых клеток. Также существует еще одно чудесное и потрясающее совпадение строения раковых клеток, которое задействуется в ходе «метаболической модификации» – и идеально способствует эффективному воздействию инсулин-потенцированной терапии.
Кроме того, что раковые клетки самостоятельно производят инсулин, чтобы иметь неограниченный доступ к топливу, которое им необходимо, они также обладают независимой выработкой того, что называется инсулиноподобным фактором роста, чтобы обеспечивать себя неограниченным стимулятором роста. К тому же, на поверхности своих мембран раковые клетки имеют в десятки раз больше рецепторов для инсулиноподобного фактора роста – точно так же, как и инсулиновых рецепторов у них в разы больше, чем у обычных клеток.
Метаболическая модификация, вызываемая инсулином, о которой шла речь выше, происходит от того, что инсулин не только может присоединяться к клеткам с помощью специальных рецепторов, расположенных на клеточной мембране, но инсулин также способен присоединяться к рецепторам инсулиноподобного фактора роста, и таким образом провоцировать рост клеток. И хотя стимуляция роста клеток может показаться в высшей степени нежелательной при терапии рака, на самом деле, в этом как раз проявляется бесценный эффект инсулина.
Побочные эффекты от химиотерапии происходят от воздействия сильных препаратов на различные клетки пациента: волосяные фолликулы, клетки костного мозга, а также клетки слизистой оболочки желудка и кишечника. Именно это вызывает потерю волос, низкое содержание красных кровяных телец, тошноту и рвоту. Что общего имеют все эти разные типы клеток между собой, и со злокачественными клетками? Их объединяет общее свойство к крайне быстрому делению.
Препараты, используемые в химиотерапии, атакуют быстро размножающиеся клетки – все быстро делящиеся клетки без разбора. В раковой опухоли не все клетки проходят фазу быстрого деления одновременно. Они проходят её по очереди. Когда же инсулин присоединяется к клеткам посредством специальных рецепторов фактора роста, он начинает стимулировать рост у множества клеток, которые до этого еще не вступили в стадию роста. Как показал эксперимент, эта «метаболическая модификация, вызванная инсулином», делает большее количество раковых клеток уязвимыми для химиотерапевтической атаки, таким образом, существенно увеличивая количество уничтоженных злокачественных клеток.
В инсулин-потенцированной терапии, использование инсулина также вызывает снижение уровня глюкозы в крови. Это называется гипогликемией. Гипогликемия – ожидаемый побочный эффект от введения в организм инсулина, и с ним можно оперативно и эффективно бороться с помощью своевременных внутривенных вливаний глюкозы, в соответствии с протоколом данной терапии. Основная роль, которую играет инсулин в ИПТ, заключается в том, что он видоизменяет реакцию организма. Он так преобразует биологический отклик раковых клеток, что при совмещении с противораковыми препаратами даже при значительном снижении дозировки позволяет более эффективно устранять раковые клетки. Инсулин таким образом преобразует мембрану, что позволяет большему количеству противоракового препарата проникать внутрь злокачественной клетки. Он также влияет на рост клеток опухоли, подвергая при этом большее количество раковых клеток смертоносному действию противораковых препаратов.
Благодаря тому, что количество рецепторов чувствительных к инсулину на поверхности раковых клеток в разы превышает количество аналогичных рецепторов у здоровых клеток, с помощью инсулина теперь можно легко отличать раковые клетки от нормальных клеток.
В связи с этой важнейшей возможностью дифференциации здоровых клеток от злокачественных, наряду с биологическим откликом, который вызывает инсулин, традиционные химиотерапевтические препараты более целенаправленно и эффективно направляются именно в клетки опухоли, и исключительно в них, при многократном снижении дозы препаратов, вызывающих гибель любых клеток. Раковые клетки умирают, опухоли сокращаются, а побочные эффекты на здоровые ткани исчезают.
Итак, инсулин-потенцированная терапия может стать новым хорошим способом лечения рака, основанном на применении давно известных препаратов, которые традиционно применяются в химиотерапии, и не требующим открытий новых медикаментов. Один из пионеров этого вида терапии – доктор Гарсия, у которого есть клиника в Мексике.
Больше статей об Инсулин-потенцированной терапии (на англиском языке) читайте по ссылке.
Перевод:Марина Уткина специально для проекта МедАльтернатива.инфо
Также рекомендуем:
ИПТ – выстрел снайпера вместо взрыва бомбы. Инсулин-потенцированная терапия
В некоторых клиниках метод ИПТ сочетается с ДМСО (диметил сульфоксид). ДМСО связывается с химиопрепаратами, а ИПТ клетки подставляет под удар. Этот метод лечения называется ДПТ. Диметил сульфоксид – это акцептор свободных радикалов, антиоксидант с противовоспалительным действием, обеспечивающий защиту при лучевой терапии. Было установлено, что он останавливает распространение рака и улучшает показатели выживаемости. Также обнаружено, что он способен потенцировать химиотерапию.
Некоторые немецкие клиники по лечению рака считаются одними из лучших в мире. Конечно, поскольку они частные, лечение будет платным. Три клиники – Хюфланд (Хуфланд), Св.Георга (Святой Георгий) ПраксисКлиник и (предоставлены) – предлагают ИПТ. Важно предварительно проконсультироваться, так как у них разная специализация. Клиника Парацельс в Швейцарии тоже обладает внушительным опытом работы с ИПТ и ДПТ.
Последние исследования и практические результаты показывают, что ДПТ имеет некоторые преимущества над ИПТ. Димексид сам по себе обладает выраженным противораковым эффектом, а также использует уникальный механизм связывания с химиотерапевтическим препаратом и его проносом в раковую клетку. Лучше использовать ДПТ при опухолях мозга, так как он легко проходит спиномозговой барьер и проносит связанный с ним препарат (сегодня также существуют химиотерапевтические препараты, которые проходят этот барьер, однако в раковую клетку они попадают намного хуже, чем с ДПТ).
Димексид может быть использован в комбинации с процедурой ИПТ, где с помощью инсулина химиотерапевтический препарат проходит в голодную раковую клетку ожидающую глюкозу. Внутривенное добавление димексида улучшает прицельность атаки химиопрепарата, а его собственное проривораковое действие усиливает эффект метода.
Димексид также используется сам по себе, как потенциатор при введении химиопрепарата. В этом методе, димексид используется как транспортировщик химиотерапевтического препарата в раковую клетку. При Как ИПТ и, внутривенное введение димексида с химиотерапией, целью является избирательное нацеливание на раковые клетки. Биохимический механизм у димексида отличается от такового у инсулина. Димексид, в избирательно проходя раковые клетки, играет роль “троянского коня”, затаскивая с собой химиотерапевтический препарат.
Мы также хотим добавить, что оба протокола: ИПТ и ДПТ проводятся в клинике Альтмед в Казахстане – подробности о лечении в этой клинике читайте по ссылкам:
Также следует понимать, что ИПТ (как и ДПТ) – не убирает причину рака и не рекомендован каждому больному раком. Главное положительное действие этого метода – быстрое, уменьшение раковой опухоли метастазов и нетоксичное, которое дает облегчение или полное снятие симптомов, а также время для успешного использования комплексного протокола лечения (который может занимать от нескольких месяцев до нескольких лет). Пациенты с сильной симптоматикой: нарушение функций органа, сильными болями, токсичностью вызванной большой массой опухоли (метастазов), а также с быстрым ростом и прогрессированием болезни – могут получить существенное облегчение от использования этого метода. Из этого следует, что пациентам в ремиссии и/или очень маленькими образованиями, не вызывающими симптомов образованиями применение этого метода не рекомендуется.
Как расшифровывается ипт? значения аббревиатур и сокращений на сайте
Если представленная расшифровка аббревиатуры ипт недостаточна, Вы можете обратиться к ресурсам:
Опробование пласта трубными испытателями (ипт)
Опробование встреченных продуктивных пластов трубными испытателями (ИПТ) проводится в открытом стволе, в процессе бурения скважины, по мере их вскрытия (сверху — вниз). Под опробованием пласта понимается комплекс работ, проводимых с целью вызова притока из пласта, отбора проб пластового флюида, оценки характера насыщенности пласта и определения его ориентировочного дебита.
Обычно для изучения новых площадей при бурении параметрической или первой поисковой скважины на объекте исследуются все встреченные нефтегазовые комплексы пород (НГК), как известные по сопредельным площадям, так и выявляемые с помощью газового каротажа. Вскрытие такого объекта (НГК) и его проходка обязательно фиксируются газокаротажными наблюдениями по появлению в буровом растворе аномально высокого содержания углеводородов. Зачастую при бурении вскрываются не только многочисленные НГК, но и коллекторы со сложной морфологией (слоистые, пятнистые и т. п.), и провести по данным бурения единичной скважины границу между гидравлически разобщенными пластами довольно сложно. Не всегда по данным геофизических исследований в скважине и даже по керну, вынесенному из пройденного по горизонту (пласту) интервала, можно сделать заключение о типе встреченного флюида. Такую информацию можно получить только проведя опробование вскрытого горизонта (пласта).
После разбуривания продуктивного пласта и проведения геофизических исследований в скважине определяется интервал опробования. Этот интервал выбирается с учетом изоляции опробуемого объекта от всех других вышележащих, путем перекрытия верхней части ствола пакерным устройством. В процессе бурения таких интервалов может быть несколько, и процесс опробования повторяется.
Опробование пласта проводится обычно с помощью испытателя пластов. Применяются испытатели пластов различных конструкций, общим для них является вызов притока флюида из пласта под действием резкого перепада давления в системе пласт – бурильная колонна. В настоящее время используются испытатели пластов трех типов: спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые в скважину на кабеле и размещенные внутри бурильной колонны. Наибольшее распространение получили испытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб [26].
Испытатель пластов (рис. 6.21) состоит из фильтра 6, пакера 5, опробователя с уравнительным 4 и главным впускным 3 клапанами, запорного клапана 2 и циркулярного клапана 1. При спуске клапан 3 опробователя закрыт (см. рис. 6.21, а). Жидкость, вытесняемая испытателем пластов, не проникает внутрь колонны труб и движется вверх по кольцевому пространству. Для снижения гидравлического давления, которое действует в подпакеровой зоне, при спуске, отверстия уравнительного клапана 4 на время спуска оставляют открытыми. Часть жидкости перетекает из подпакерной зоны в надпакерную также через щели в фильтре 6, внутреннюю полость штока пакера и отверстия уравнительного клапана.
После спуска испытателя пластов на заданную отметку расширяют уплотнительный элемент пакера 5 с целью герметичного разобщения подпакерной и надпакерной зоны (см. рис. 6.21, б). Затем закрывают отверстия уравнительного клапана 4, открывают отверстия клапана 3, и подпакерная зона скважины сообщается с внутренней полостью колонны труб.
При спуске в скважину колонну труб заполняют жидкостью с таким расчетом, чтобы давление столба было существенно меньше пластового давления в опробуемом объекте. Если пласт имеет значительную проницаемость и содержит жидкость (газ), то после открытия клапана 3 жидкость под действием возникшей депрессии начнет поступать из пласта в подпакерную зону и через отверстие в фильтре 6 и открытые клапаны 2 и 3 заполнять полость бурильной колонны. Приток из пласта будет продолжаться до тех пор, пока клапаны 2 и 3 остаются открытыми или
Рис. 6.21. Опробование объекта с помощью испытателя пластов [26]:
а – спуск аппарата; б – первый открытый период опробования; в – первый закрытый период; г – открытие уравнительного клапана; д – промывка через циркулярный клапан при подъеме из скважины
пока давление столба жидкости в колонне труб и испытателе пластов не сравняется с пластовым.
По истечении некоторого времени приток пластовой жидкости в трубу прерывают, закрывая запорный клапан 2 (см. рис. 6.21, в). Тогда жидкость из пласта будет поступать в подпакерную зону до тех пор, пока давление под пакером не станет равным пластовому. После выравнивания давлений в подпакерной зоне и пласте приподнимают колонну бурильных труб. При этом сначала закрывается главный клапан 3, затем открывается клапан 4, и буровой раствор из надпакерного пространства перетекает в подпакерную зону (см. рис. 6.21, г).
Пробы флюидов отбирают специальным пробоотборником, величину пластового давления замеряют глубинным манометром, здесь же замеряют температуру на забое скважины. И манометр, и термометр являются составной частью спускаемого пластоиспытателя.
После завершения проходки скважины, до спуска обсадной эксплуатационной колонны, проводится геофизическое изучение всего вскрытого скважиной разреза, с детализацией в наиболее интересных по данным бурения интервалах. Полученные диаграммы ГИС позволяют с большой точностью определить интервалы пересечения скважиной продуктивных горизонтов (пластов), так как опробование в открытом стволе может проходить как по единичному пласту, так и по группе рядом расположенных продуктивных пластов.
Если при проведении опробования горизонта (пласта) нет поступления флюида (поступает только вода) или во вскрытом интервале коллектор замещен непроницаемой породой (или заглинизирован), исследуемый интервал в дальнейшем не испытывается, а в случае если все вскрытые скважиной НГК дали при опробовании отрицательный результат, скважина после окончания бурения ликвидируется без спуска эксплуатационной колонны.
§
Отбор образцов стреляющими и сверлящими грунтоносами
При проходке поисковой скважины возможно несоответствие проектного разреза фактическому, что приводит к необходимости дополнительного отбора образцов из ствола уже пройденной скважины. Задача решается путем отбора образцов пород со стенки скважины боковыми грунтоносами [25]. Грунтоносы бывают стреляющие, сверлящие и дисковые призматические.
Стреляющий грунтонос проводит отбор грунтов с помощью пустотелых бойков, закрепленных на кабеле тросиками. После отстрела всех бойков в стенку скважины их с помощью тросиков отрывают и поднимают на поверхность. Грунт из бойков извлекают и направляют на анализ.
Сверлящий грунтонос представляет собой управляемый с поверхности цилиндрический бур с коронкой и кернорвателем, ориентированный перпендикулярно к стенке скважины. В необходимой точке этот бур фиксируется на стенке скважины распорами, после чего забуривается в стенку скважины. Обычно на выбуривание одного образца уходит до 5 минут. Выбуренный образец помещается в кассету расположенную тут же и бур готов к бурению следующего образца. Кассета вмещает 10 образцов, извлекаются образцы на поверхности после ее подъема.
В дисковом призматическом грунтоносе в качестве режущего инструмента применяется два расположенных под углом друг к другу диска, армированных алмазом , смонтированных в качающейся каретке. Дисковой призматический грунтонос фиксируется в необходимом интервале, где вырезает на стенке скважины трехгранную призму длиной 600 мм, с шириной основания треугольника 36 мм и с высотой 42 мм. Время отбора одного образца – 15 мин. За один спуск отбирается 5 образцов.
После того как опробование в открытом стволе дало положительный результат, скважина крепится эксплуатационной колонной с соответствующим тампонажом затрубного пространства. После спуска и крепления эксплуатационной колонны проводится испытание продуктивного пласта в колонне. При проведении испытания проводится вторичное вскрытие пласта, обычно с помощью прострела в эксплуатационной колонне, цементном камне и в породе пласта отверстий при помощи специальных аппаратов – перфораторов. Диаметр и количество отверстий на 1 м колонны рассчитываются с учетом получения максимально возможного притока флюида из вскрываемого пласта. Существуют перфораторы нескольких типов: пулевые, торпедные, кумулятивные, гидропескоструйные. Пулевые перфораторы способны пробить обсадную колонну, цементный камень и углубиться в пласт на расстояние не более 60 мм от внутренней стенки колонны. Торпедная перфорация позволяет углубиться в пласт на расстояние до 100 мм, кумулятивная — до 140 мм. Гидропескоструйный метод вскрытия пласта позволяет значительно увеличить глубину вскрытия пласта (до 1000 мм), является более щадящим для цементного камня, а также способен предупредить фонтанные выбросы углеводородов. В последнее время все чаще применяется конструкция скважины, где колонна перекрывает только кровлю продуктивного пласта, оставляя пласт незакрепленным. Такая методика характерна для эксплуатационных скважин, где бурение осуществляется на конкретный объект и задач по испытанию 2-го, 3-го и других объектов не ставится.
После оборудования устья скважины проводится испытание вскрытых продуктивных интервалов. В практике работ испытание скважин нередко занимает довольно длительный временной интервал. Причем проведение исследовательских работ не обязательно может быть начато после окончания бурения и крепления скважины. Временной интервал от окончания бурения скважины до начала ее исследования может быть довольно долгим. Испытание пластов проводится по разработанному плану, с учетом данных опробования в открытом стволе и обработки заключительных результатов геофизических исследований в открытом стволе. В отличие от опробования в открытом стволе, испытание объектов проводится снизу — вверх.
Учитывая, что после первичного вскрытия пласта и проведения в скважине крепежных работ коллекторские свойства изучаемого объекта могут резко снизиться, при вторичном вскрытии пласта для вызова притока проводят ряд операций. В первую очередь вызов притока организуют путем снижения давления на пласт: замена бурового раствора водой, нефтью, воздухом. Так как при нагнетании в скважину компрессором воздуха возможно получение в скважинном пространстве взрывоопасной смеси, в конце ХХ столетия стали применять специальный тип компрессора, подающий в скважину воздушную смесь c пониженным содержанием кислорода. Для создания депрессии на пласт с низким пластовым давлением применяют свабирование. При этом в насосно-компрессорные трубки (НКТ) на канате спускают поршень (сваб) с длинным патрубком над ним. В верхней части поршень имеет клапан. При движении поршня вниз жидкость через клапан перетекает в НКТ. При подъеме клапан захлопывается и жидкость выше него вытесняется этим поршнем. Многократные спуск и подъем поршня создают депрессию на пласт и способствуют организации притока флюида.
При испытаниях в колонне, с целью интенсификации притока флюида, в последние годы широко используют гидроразрыв пласта (ГРП). В данном случае через НКТ с помощью передачи насосами давления на пласт проводится его гидроразрыв, а в образовавшиеся при гидроразрыве радиальные трещины загоняется крупнозернистый кварцевый песок или мелкие кварцевые шарики. Создание в призабойной зоне сети трещин для увеличения коллекторских свойств пласта используют и при проведении эксплуатационных работ на объектах завершающей стадии эксплуатации, где призабойная зона забивается трудно растворимыми асфальтено-смолистыми веществами (АСВ). В принципе этот метод применим практически ко всем скважинам, где приток флюидов сравнительно мал. Однако высокая стоимость затрат на выполнение работ при проведении ГРП не позволяет применить его в массовом порядке.
В заключение следует отметить, согласно Правилам охраны недр (2003) при испытании скважин, пробная откачка нефти и газа не должна превышать три месяца.
§
Бурение опорных, параметрических и поисково-оценочных скважин на новых площадях обязательно сопровождается геолого-технологи-ческими исследованиями (ГТИ), которые обычно выполняет отряд партии газового каротажа, сопровождающий весь процесс бурения. Основная задача отряда газового каротажа – предупредить геологическую службу о приближении к продуктивному горизонту. Задача решается путем непрерывного измерения компонентного состава углеводородного газа, извлеченного из бурового раствора, поступающего с забоя, который при приближении к продуктивному горизонту обогащается газовыми гомологами.
Кроме того, задачей геолого-технологических исследований является изучение процесса бурения конкретной скважины при использовании предусмотренных проектом технических средств и методов в соответствии с фактическим геологическим разрезом. Для решения данной задачи специалисты отряда ГТИ проводят изучение шлама, по результатам которого составляют шламограмму разреза, позволяющую, используя данные диаграмм ГИС, привязать интервалы вскрытых пород. Наряду с макро- и микроскопией шлама изучается его фракционный состав, определяется карбонатность, проводится люминесцентный анализ, дается оценка плотности и пористости.
Изучая сам процесс бурения (оптимальное давление на забой, скорость уходки на каждую буровую головку и т.п.), отряд ГТИ получает информацию о наиболее оптимальном применении бурового оборудования, буровых растворов и т. п. на конкретной площади, а также о соответствии при строительстве скважины фактического разреза проектному.
Зачастую на отряд ГТИ возлагается обязанность контроля над выносом керна, его макроописанием на буровой и подготовкой керна к отправке в специализированную лабораторию.
Таким образом, на отряд ГТИ возлагаются следующие геологические задачи [29]:
— оптимизация получения геолого-геофизической информации;
— литолого-стратиграфическое расчленение разреза;
— выделение пластов-коллекторов;
— определение характера насыщенности пластов-коллекторов;
— оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов;
— контроль процесса опробования и испытания объектов;
— выявление реперных горизонтов.
Дополнительно решаемые отрядом ГТИ геологические задачи:
— измерение окислительно-восстановительного потенциала бурового раствора;
— пиролиз горных пород;
— фотоколориметрия;
— определение вязкости и водоотдачи бурового раствора.
Основные технологические задачи, решаемые отрядом ГТИ:
— раннее обнаружение нефте-, газо-, водопроявлений и поглощений промывочной жидкости при бурении и спускоподъемных операциях;
— оптимизация процесса углубления скважины;
— распознавание и определение продолжительности технологических операций;
— выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот;
— оптимизация спускоподъемных операций;
— контроль гидродинамических давлений в скважине;
— определение и прогноз пластового и порового давлений;
— контроль спуска и цементирования обсадной колонны;
— диагностика предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени.
Отряд ГТИ при решении вышеизложенных задач проводит измерение и определение таких технологических параметров, как:
— глубина скважины и механическая скорость проходки;
— вес на крюке и нагрузка на долото;
— давление бурового раствора на стояке манифольда и в затрубье;
— число ходов насоса;
— расход или поток бурового раствора на выходе из скважины;
— уровень и объем бурового раствора в емкостях;
— скорость спуска и подъема бурильного инструмента;
— плотность бурового раствора на входе и на выходе из скважины;
— скорость вращения ротора;
— крутящий момент на роторе;
— температура раствора на входе и на выходе из скважины.
В качестве дополнительных исследований отряд ГТИ изучает:
— удельное электрическое сопротивление раствора на входе и на выходе из скважины;
— виброакустические характеристики, получаемые в процессе бурения.
Этапность, интервальность и очередность проведения ГИРС должны быть определены проектами.
При проведении эксплуатационных работ широкое развитие получила промысловая геофизика. Методика проведения ГИРС при эксплуатации залежей (месторождений), требования, предъявляемые к применяемым комплексам, используемой аппаратуре, качеству полевых и камеральных работ, являются темой специального курса.
§
Гидропрослушивание
Метод прослеживания уровня или давления
Метод установившихся отборов
Исследование продуктивной скважины
Исследование продуктивной скважины после получения притока проводится методами:
— установившихся отборов,
— прослеживания уровня,
— гидропрослушивания.
Метод состоит в том, что при исследовании скважины несколько раз меняют ее режим работы. При каждом режиме проводят замеры установившегося забойного давления и соответствующего ему дебита флюида. Дебит флюида считается установившимся, если сделанные подряд два его замера не отличаются друг от друга более чем на 10 %. Метод используют при исследовании фонтанных нефтяных, переливающих водных и газовых скважин.
По полученным результатам строят график зависимости дебита от депрессии на пласт (индикаторную диаграмму). В соответствии с полученной кривой определяется и режим дренирования пласта. В случае, если индикаторная диаграмма представляет собой прямую линию, то режим дренирования пласта (линейной фильтрации) является установившимся. Кривая, выпуклая к оси дебитов, свидетельствует о зависимости проницаемости пласта от давления, что можно объяснить уменьшением трещинной проницаемости при увеличении давления на пласт, вогнутая кривая по отношению к оси дебитов — о появлении дополнительной трещиноватости в пласту при увеличении давления.
Нефонтанирующие и непереливающиеся скважины исследуют путем отбора или подлива в скважину жидкости и последующего наблюдения за перемещением ее уровня. Обработка полученных результатов позволяет судить о ряде параметров пласта-коллектора, встреченного в скважине.
Гидропрослушивание – наблюдение за изменением статического уровня или давления в скважине, происходящее вследствие изменения отбора жидкости в соседних скважинах.
Если в результате проведенных поисково-оценочных работ выявлен продуктивный объект, то после проведения испытания его в колонне проводится оперативный подсчет запасов по единичной скважине, а при выявленном ВНК (ГВК) объектом подсчета запасов становится вся подготовленная к поисково-оценочному бурению структура. Подсчет запасов проводится по категориям С1 С2, где контуры запасов категории С1 ограничены площадью круга, очерченного вокруг продуктивной скважины радиусом, равным удвоенному расстоянию принятой в данном районе (провинции) сети эксплуатационных скважин, или квадрату в который вписывается круг с этим радиусом. Предварительно оцененные запасы (категория С2) подсчитываются в границах контура изучаемой структуры, за вычетом объемов отнесенных к категории С1.
На всех стадиях геологоразведочного процесса (встреча продуктивного горизонта возможна и на региональном этапе работ) используется подсчет запасов только объемным методом, так как мы здесь имеем дело со статической системой. Сущность метода [27] заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным (поверхностным) условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов для конкретной залежи. Для месторождения, состоящего из двух и более залежей, подсчет запасов проводится по каждой залежи раздельно.
Подсчет запасов проводится в следующей последовательности:
— определяется объем пород-коллекторов, содержащих углеводороды V;
— определяются основные параметры подсчета (средняя пористость пород-коллекторов Kп, средняя нефтенасыщенность Kн или, если имеем дело с газовым объектом, средняя газонасыщенность Kгпород-коллекторов);
— определяются пересчетные коэффициенты (для нефтяного объекта -учитывающий усадку нефти в поверхностных условиях, – θ и плотность нефти в поверхностных условиях – σн, для газового объекта — барический Кри термический Kt).
Общая формула подсчета геологических запасов нефти выглядит следующим образом:
Q = V K Kнθ σ н.
Общая формула подсчета геологических запасов газа выглядит следующим образом:
Q = V Kп Kг KpKt.
Подсчет запасов нефти и газа является темой специального курса, где в этот переходный период (2008-2009 гг.) рассматривается как с использованием Временной классификации 2001 г., так и по Классификации 2005 г.
§
Вопросы для самопроверки
1. Какие стадии входят в поисково-оценочный этап?
2. Какие трудности возникают при финансировании поисково-оценочных работ на углеводороды?
3. Какие основные задачи стоят перед стадией выявления объектов
поискового бурения?
4. Какой комплекс геологоразведочных работ рекомендуется на стадии выявления объектов поиского бурения?
5. Какая задача решается построением изопахического треугольника?
6. Какой конечный результат работ стадии выявления объектов поискового бурения?
7. Какие основные задачи стоят перед стадией подготовки объектов к поисковому бурению?
8. Что представляет собой паспорт на локальную структуру?
9. Какие документы прилагаются к паспорту на структуру?
10. Как производится оценка перспектив локальных структур?
11. Какие основные задачи стоят перед стадией поиска и оценки месторождений (залежей)?
12. Какое количество скважин рекомендуется бурить на данной стадии?
13. Как определяется эффективность поискового бурения?
14. Как закладывают поисковые скважины на асимметричной складке?
15. Какие методы заложения скважин используют на антиклинальных ловушках?
16. Объясните принцип заложения поисковых скважин по радиальным профилям?
17. Расскажите о методе заложения поисковых скважин по методу «шаг поискового бурения»?
18. Как размещают скважины на сводовых ловушках, осложненных литологическими экранами?
19. Как осуществляется опробование скважин в открытом стволе?
20. Как проводится испытание объектов в колонне?
21. Какие геолого-технологические исследования проводятся в процессе бурения скважины?
22. Как проходят исследования продуктивных скважин?
23. Как осуществляется подсчет запасов?
Приказом МПР РФ от 07.02.2001 г. № 126 разведочный этап определен как производство геологоразведочных работ в одну стадию – стадию разведки и пробной эксплуатации. Иными словами, оценка месторождения (залежи), что ранее относилось к первой стадии разведочного этапа, отнесена приказом № 126 к последней стадии поисково-оценочного этапа. Причиной этих перестановок целей и задач явились новые условия недропользования: наличие распределенного и нераспределенного фонда недр, различные источники финансирования геологоразведочных работ и непрекращающаяся практика поиска оптимальных условий недропользования путем проб и ошибок. Утвержденная в 2005 г. новая классификация запасов и ресурсов углеводородного сырья вполне может быть дополнена новым положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ. Поэтому при работе с учебниками и учебными пособиями, посвященными методике поиска и разведки месторождений (залежей) углеводородов, необходимо обязательно обращать внимание на год их выпуска и делать поправку на существующие в настоящий период положения о стадийности и классификации запасов и ресурсов.
Целью разведочного этапа является изучение характеристик месторождения (залежи), обеспечивающих составление технологических схем разработки (проекта опытно-промышленной эксплуатации) месторождения (залежи) нефти или проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения (залежи) газа, а также уточнение промысловых характеристик эксплуатационных объектов в процессе разработки. Объектами работ являются месторождения (залежи) нефти и газа, проведенная оценка которых на предыдущем этапе позволила определить экономическую эффективность их разработки. Месторождения (залежи), экономическая привлекательность которых мала, могут быть законсервированы до наступления экономической целесообразности их разработки. В процессе разведки решаются следующие задачи:
— уточнение литолого-стратиграфического разреза, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные характеристики продуктивных пластов, закономерности их литологической изменчивости по площади и по разрезу;
— гипсометрическое положение контактов газ – нефть — вода в разных частях залежей, форма и размеры залежей;
— начальные значения пластовых давлений и температур, нефтегазонасыщенности пород-коллекторов, характер их изменения по площади и по разрезу продуктивных пластов;
— значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;
— физико-химические свойства пород-покрышек, а также нефти, газа, конденсата и воды в пластовых и стандартных условиях;
— геомеханические, геодинамические, гидрогеологические и геокриологические (при наличии многолетнемерзлотных пород) характеристики месторождения и прилегающих районов;
— дебиты нефти, газа, конденсата и воды в зависимости от забойных давлений, коэффициенты продуктивности скважин;
— характеристики продуктивных пластов, определяющие выбор методов воздействия на залежь и призабойную зону с целью повышения коэффициентов извлечения;
— запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов.
Типовой комплекс работ включает в себя:
— бурение разведочных скважин (в ряде случаев опережающих эксплуатационных скважин);
— переинтерпретацию геолого-геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам;
— проведение детализационных геолого-геофизических работ на площади и в скважинах;
— проведение пробной эксплуатации разведочных скважин, пробной эксплуатации и пробной разработки части залежи.
По результатам проведенных работ, с учетом данных пробной эксплуатации, проводится уточнение геологических и извлекаемых запасов углеводородов, а также сопутствующих компонентов в разведанных залежах (продуктивных горизонтах) месторождения по категории С1 и частично С2. Проводится подготовка геолого-геофизических материалов для составления технологической схемы разработки месторождения нефти (проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения газа). Производится выбор методов повышения коэффициента извлечения.
По результатам работ производится систематизация геолого-геофизических материалов и составляется отчет с подсчетом запасов углеводородов и попутных компонентов, а также технико-экономическое обоснование величин коэффициентов извлечения нефти и конденсата.
Финансирование работ по разведке месторождений (залежей) целиком и полностью ложится на недропользователя. Контроль над качеством работ и темпами их производства осуществляется регулярными проверками территориальными органами Роснедра МПР России, при ежегодном заслушивании предприятий-недропользователей о результатах проведенных работ в отчетном году и планах на предстоящий период.
§
Согласно Временной классификации скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей) — приложение 2 к Приказу МПР России от 07.02.2001 г. № 126, «Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для уточнения запасов и сбора исходных данных для составления технологической схемы разработки (проекта опытно-промышленной эксплуатации) залежи.
При бурении разведочных скважин проводят:
— отбор керна в интервалах залегания продуктивных пластов в количестве, обеспечивающем достаточное освещение коллекторских свойств;
-геолого-технологические и геохимические исследования в процессе бурения (при необходимости);
-промыслово-геофизические исследования;
-опробование и испытание в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пластоиспытателем на трубах с отбором проб пластовых флюидов;
-испытание в колонне нефтегазоносных, а также водоносных (в законтурных частях залежи) объектов с отбором глубинных и поверхностных проб нефти, газа и воды;
-специальные исследования скважин;
-пробную эксплуатацию продуктивных скважин.
По результатам бурения разведочных скважин проводят уточнение ранее подсчитанных запасов и перевод части запасов категории С2 в категорию С1.
Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят: опережающие эксплуатационные, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.
Опережающие эксплуатационные скважины бурят на разрабатываемую или подготовленную к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи для дополнительного обоснования рациональной разработки и эксплуатации залежи.
Эксплуатационные скважины бурят для извлечения нефти и газа из залежи.
Нагнетательные скважины бурят для проведения воздействия на эксплуатируемый пласт с помощью закачки воды, газа и других агентов.
Наблюдательные скважины бурят для осуществления систематического наблюдения за изменением давления, положения межфлюидных контактов и других параметров в процессе эксплуатации пласта.
При бурении эксплуатационных скважин осуществляют необходимый отбор керна по продуктивным пластам и комплекс геолого-технологических и геофизических исследований, устанавливаемый в проектах бурения с учетом конкретных задач той или иной группы скважин и степени геологической изученности месторождения.
По результатам эксплуатационного бурения проводят перевод запасов нефти и газа из категории С1 в категории В и А.
Бурение разведочных скважин — очень затратный вид работ по сравнению со всеми ему предшествующими и сопутствующими. Поэтому основой методики разведочного этапа является система рационального выбора размещения разведочных скважин в зависимости от изучаемого объекта. Система рационального размещения скважин должна обеспечить выяснение тектонических особенностей объекта (местонахождение дизъюнктивных нарушений, амплитуды смещения пород), границы выклинивания или срезания пород-коллекторов с целью определения запасов, заключенных в отдельных тектонических блоках или на участках выклинивания. Общим правилом при заложении разведочных скважин является сокращение расстояний между ними в зонах крутого падения пластов (с учетом углов падения пород), а также в зонах тектонических нарушений.
Системы размещения скважин при разведке залежей различных типов детально рассмотрены Г. А. Габриэлянцем, В. И. Пороскуном и Ю. В. Сорокиным [2], приведены Э. А. Бакировым [3]. Кроме того, известен еще ряд авторов систем размещения поисковых и разведочных скважин. Следует заметить, что многообразие конфигураций залежей, условия их местонахождения заставляют геологов постоянно совершенствовать эти системы.
§
Особенностью массивных залежей является их резко меняющаяся эффективная мощность (от максимальной в сводовой части – до нулевой на контуре). Для выбора наиболее оптимальной сети разведочных скважин при разведке массивных залежей используют разработанные для чаще всего встречающихся геометризированных моделей этих залежей номограммы. Номограммы учитывают конфигурацию залежи и исходя из ее предлагают равномерную сеть скважин не по площади или разрезу залежи, а по ее объему. Основное количество скважин при такой системе концентрируется в сводовой части, что позволяет получить здесь более плотную сеть, по сравнению с приконтурной зоной.
Заложение скважин по кольцевой системе
Применяется при работах на залежах в массивных резервуарах, имеющих концентрическую или близкую к ней форму, на залежах, приуроченных к рифогенным массивам, коре выветривания погребенных эрозионных выступов (рис. 6.22, 6.23). Метод применяется редко и часто считается рациональным «задним числом».
Рис. 6.22. Реализованный (а) и рациональный (б) вариант разведки [37] Сурайского нефтяного месторождения (Самарская область); изогипсы по кровле пласта Б2 по данным:
I – бурения;
II – сейсморазведки
Рис. 6.23. Схема заложения разведочных скважин по кольцевой системе (по В. С. Мелик-Пашаеву):
1 – скважина — открывательница; разведочные скважины: 2 – первого кольца, 3 – второго кольца, 4 – третьего кольца
§
§
Одной из особенностей разведки газовой залежи является то, что для ее разработки нет необходимости бурить эксплуатационные скважины. Как правило, разведочные скважины переходят в разряд эксплуатационных по окончании разведочных работ. Так как законтурная вода не успевает восстановить пластовое давления, особенно в начальный период опытно-промышленной эксплуатации, то возникает возможность оценить запасы газа по уменьшению пластового давления. Эта возможность позволяет при разведке газовых залежей уменьшить количество разведочных скважин.
Рис. 6.25. Морфологические типы залежей в ловушках фациального замещения и выклинивания и системы их разведки (по Г. А. Габриэлянцу)
При встрече газовой залежи встает вопрос о наличии у нее нефтяной оторочки и при ее присутствии – о рентабельности отработки этой оторочки. Как правило, первые скважины, обычно пройденные в центральной части залежи, не затрагивают нефтяную оболочку, и поэтому необходимо изучение приконтурной части залежи, чтобы убедиться в наличии или отсутствии у нее нефтяной части, а также в масштабе ее проявления.
Для снижения затрат в настоящее время разработан комплекс методов, позволяющий на ранней стадии работ определить наличие или отсутствие нефтяной оторочки в газовой залежи по ряду параметров. Обычно на отсутствие нефтяной оторочки указывает встреча ГВК.
Признаками наличия нефтяной оторочки в газовой залежи (по В. П. Савченко) являются:
а) повышенные содержания (более 1,75 %) пентана высшие углеводороды, или выход стабильного газоконденсата более 80 см3/м;
б) преобладание в стабильном газоконденсате нафтеновых углеводородов;
в) увеличение выхода стабильного газоконденсата к контуру газовой залежи.
Обычно нефтяную оторочку при наличии положительных признаков ее присутствия разведают первоначально в той части залежи, где ожидается ее смещение (в направлении регионального смещения вод). При этом разведка газовой части залежи останавливается, а разведка нефтяной оторочки проводится как разведка нефтяной залежи.
Решающее значение при разведке такой залежи имеет качественное опробование нефтенасыщенной части. Обычно его проводят небольшими интервалами (3-5 м). Контакты (ГНК, ВНК) определяют с помощью геофизических методов.
Единой методики расчета оптимального числа скважин для проведения разведки и подготовки объекта к разработке не существует. Практика работ показывает, что общее число скважин, затраченное на разведку залежи, зависит от сложности тектонического строения, степени выдержанности мощности исследуемого нефтегазоносного пласта, изменчивости коллекторских свойств пласта по латерали, типа углеводородных флюидов и размеров изучаемого объекта. Минимальным считается такое количество скважин, после бурения которых дополнительно размещенные не дадут каких-либо существенных изменений установленным уже параметрам.
Основными параметрами, устанавливаемыми в процессе проведения разведочных работ, являются нефтеносная площадь, эффективная нефтенасыщенная мощность, коэффициент эффективной пористости, коэффициент усадки нефти, плотность нефти и т. д. Практика работ показала, что в информацию о параметрах и, таким образом, в представление о модели разведуемой залежи каждая новая скважина вносит коррективы.
Разведка многочисленных объектов позволила эмпирическим путем определить и рекомендовать [7] граничные и средние расстояния между разведочными скважинами на месторождениях, в зависимости от величины извлекаемых запасов и площади занимаемой месторождением (табл.6.2). Эти данные могут учитываться при проведении разведочных работ, но не являются в то же время обязательными. Для каждого месторождения на основании всестороннего анализа обосновывается своя сеть скважин и своя рациональная система их размещения.
Количество скважин, необходимое для завершения разведки месторождения (залежи), приводится Э. А. Бакировым и В. И. Лариным [3] в табл. 6.3.
Объемы бурения, приведенные в табл. 6.3 отражают практику прошлого столетия — начало освоения новой Западно-Сибирской НГП. В настоящее время, учитывая, что основные разведочные работы практически сконцентрированы на небольших (мелких) месторождениях, за основу берутся другие показатели [19], (табл. 6.4).
Таблица 6.2
§
С рекомендуемыми объемами поисково-разведочного бурения
Дифференциация мелких месторождений нефти по размерам
Количество скважин и эффективность разведочного бурения
Рекомендуемые расстояния между разведочными скважинами на месторождениях разного размера (на стадии подготовки к разработке)
| Месторождения | Запасы: извлека-емые нефти, млн т, газа, млрд м3* | Площадь месторождения (залежи), км2 | Расстояние (среднее) между скважинами, км, для месторождения | ||
| Толщина про- дуктивного пласта, м | простого строения | сложного строения | очень сложного строения | ||
| Уникальные | >300, >500 | > 100 10-15 | ___—___ 10-12 | ___—__ 8-10 | ___—___ 5-8 |
| Крупные | 100-300, 100-500 | > 100 10-15 | ___4____ 3,5-4,5 | ___2,9____ 2,7-3,2 | ___1,8_ 1,5-3 |
| Крупные | 30-100 | 25-100 8-12 | ___3____ 2,7-3.3 | ___2,1____ 1,8-2.5 | ___1,2_ 0,8-1.5 |
| Средние | 10-30 | 10-50 5-10 | ___2____ 1,5-2,5 | ___1,5____ 1, 2-1,7 | ___1____ 0,8-1,3 |
| Мелкие | <10 | 3-25 3-8 | ___1,5____ 1 ,2-1,7 | ___1,5____ 1 ,2-1,7 | ___1____ 0,5-1,5 |
* Классификация меcторождений по величине извлекаемых запасов дана в редакции 1983 г.
Таблица 6.3
| Месторождения | Число месторождений в выборке (% выборки) | Число скважин | Коэффициент успешности | Средняя длительность разведки, мес. |
| Уникальные | 5 (4,2) | 0,74 | ||
| Крупнейшие | 27 (22,7) | 0,75 | ||
| Крупные | 15 (12,6) | 0,61 | ||
| Средние | 66 (55,5) | 0,64 | ||
| Мелкие | 6 (5,0) | 0,53 | 52,5 |
Ограничение количества скважин для разведки обусловило более внимательное отношение к их заложению. Сегодня, наряду со стандартным комплексом геолого-геофизических методов прогнози-рования границ залежей, используют и новые быстро развивающиеся методы дистанционного изучения недр. Кроме того, при проведении анализа каждой конкретной залежи привлекаются материалы региональных закономерностей ранее изученных нефтегазовых комплексов (связь между высотой залежи и ВНК, коэффициенты заполнения ловушек и т. п.).
Таблица 6.4
| Извлекаемые запасы, млн т | Балансовые запасы, млн т | Площадь, км2 | Число поисковых и разведочных скважин |
| Терригенные коллекторы | |||
| Менее 0,1 | Менее 0,4 | до 2,2 | |
| 0,1 – 0,3 | 0,4 – 1,1 | 2,2 – 3,5 | 1 – 2 |
| 0,3 – 1,0 | 1,1 – 2,2 | 3,5 – 5,5 | 2 – 4 |
| Карбонатные коллекторы | |||
| Менее 0,1 | Менее 0,6 | до 2,5 | |
| 0,1 – 0,3 | 0,6 – 1,4 | 2,5 – 4,5 | 1 – 2 |
| 0,3 – 1,0 | 1,4 – 4,5 | 4,5 – 8,0 | 2 – 4 |
Контур продуктивной части залежи определяется месторасположением ВНК и ГВК. Собственно сам контакт ВНК (ГВК) имеет различную толщину (от долей метра до нескольких десятков метров). Обычно выделяют три зоны: нижнюю — зону однофазной фильтрации (вода), среднюю — зону двухфазной фильтрации (нефть или газ вода) и верхнюю – зону однофазной фильтрации (нефть или газ). При оценке залежи положение ВНК (ГВК) определяется как граница между их верхней и средней зонами. Если в средней зоне нефть (газ) составляет более 5 % всех запасов залежи, то граница (ВНК, ГВК) будет проходить между средней и нижней зонами.
Определение положений ВНК (ГВК) осуществляется с помощью ГИС. Основным методом является метод сравнения диаграмм удельного сопротивления водонасыщенных и нефтегазонасыщенных интервалов с граничными (критическими) значениями. Коллекторы являются нефтегазонасыщенными, если полученные значения больше критических. Граничные значения устанавливаются путем непосредственного испытания нефтегазонасыщенных и водонасыщенных пластов и по результатам определений относительной фазовой проницаемости для нефти (газа) и воды по керну в лабораторных условиях.
Существует и другая методика определения границ ВНК (ГНК): расчетным путем. В отечественной практике этому методу посвящен большой объем исследований. Так, в 1942 г. А. Н. Снарский и В. М. Барышев предложили гидростатический способ определения высотного положения ГНК, где расстояние от точки замера пластового давления в нефтяной скважине до ГНК определялось как частное от деления разности пластового давления нефти и газа в скважинах, с коэффициентом 10, на среднее значение плотности нефти в пластовых условиях.
В дальнейшем, в первом десятилетии второй половины прошлого века, неоднократно зависимость высоты от точки замера в скважине до ГНК (ГВК) от плотности флюидов и встреченного пластового давления, а также вариации на эту тему рассматривались М. А. Ждановым, С. Ф. Сайкиным, В. П. Савченко, Ю. П. Коротаевым, А. П. Полянским, Э. Б. Чекалюк. Следует отметить, что предложенные авторами способы требуют проведения замеров не менее чем в двух скважинах, одна из которых расположена в пределах продуктивной части залежи, а вторая — за ее контуром.
В 1964-1967 гг. Б. С. Воробьевым, В. Е. Карачинским был предложен расчетный способ по замерам в первой продуктивной скважине. В целом этот метод, как и все известные ранее, также основан на гидродинамических зависимостях системы, однако вместо используемых ранее замеров в законтурной скважине здесь используется известное значение среднего регионального или местного гидростатического давления.
Наибольшим распространением при решении задачи определения высоты ГНК, ГВК, ВНК пользуются разработки В. П. Савченко. Здесь используют данные по двум скважинам, одна из которых вскрыла залежь, а вторая пройдена за контуром продуктивной части:
hг= [ρв hгв– 100 (рв — рг) ] / (ρв — ρг),
где hг — превышение отметки точки замера пластового давления газа в продуктивной скважине над отметкой ГВК, м;
рв, рг – пластовое давление соответственно воды и газа в точках их замера в скважинах продуктивной и законтурной, МПа;
ρв, ρг — плотность соответственно воды и газа в пластовых условиях, г/см3;
hгв – разность высотного положения точек замера пластового давления газа и воды, м.
§
Проведение детализационных геолого-геофизических работ
Переинтерпретация геолого-геофизических материалов
Повторная обработка архивных данных с использованием более сложных современных программ позволяет получить дополнительную информацию без проведения дорогостоящих полевых работ. Обобщение и анализ структурных построений по данным переобработки полевых материалов целесообразно проводить не реже 2 – 3 раз в течение всего периода разведки.
Переинтерпретация геолого-геофизических материалов с учетом данных, полученных при бурении разведочных скважин, является основной задачей разведочных работ. Каждая новая скважина позволяет уточнить уже сформированную предыдущими исследованиями модель месторождения (залежи), начиная от уточнения ее пространственных параметров и кончая петрографическими и петрофизическими характеристиками пласта-коллектора.
Кроме того, при детальном изучении месторождения (залежи), в процессе проведения разведочных работ, появляется возможность более детального расчленения разреза по каротажным диаграммам, что приводит к выявлению новых залежей как на флангах, так и в центральных частях сложнопостроенных месторождений.
Переинтерпретация полевых сейсмических материалов выполняется на основе глубокого комплексирования наземной сейсморазведки и данных скважинных сейсмических исследований в поисковой скважине – ВСП, непродольное ВСП, ГСТ, включая ГИС (АК, ГГК), наклономер.
Повышение геолого-экономической эффективности разведочных работ выполняется детализацией изучения объекта с помощью геофизических методов. Главной задачей детализационных геофизических работ является сокращение объемов дорогостоящих буровых работ путем заложения разведочных скважин в оптимальных условиях. Основным методом детализационных работ сегодня является сейсморазведка.
В данном случае речь идет о комплексировании сейсморазведки МОГТ с другими геофизическими методами (гравиразведкой, электроразведкой, промысловой геофизикой и со скважинной сейсморазведкой) и с лабораторным изучением физических свойств исследуемого разреза по керновому материалу.
Площадные детализационные геолого-геофизические работы обычно связаны с площадным изучением параметров пластов на основе псевдоакустических кривых и синтетических сейсмограмм, что позволяет получить достаточно информативный материал для прогнозирования интересующих исследователя параметров по площади, а не только по разрезу скважины.
Работы проводятся в следующей последовательности:
— по данным ГИС поисковой скважины составляется детальная геосейсмическая модель разреза, которая принимается в качестве опорной;
— с помощью ВСП, ГИС и синтезированных сейсмограмм устанавливается соответствие экстремумов и других особенностей отражений на временных разрезах отдельным границам и пластам разреза;
— проведение (при необходимости) дополнительных полевых детализационных работ МОГТ.
Расстояния между профилями желательно иметь равными шагу сетки эксплуатационных скважин.
Результатом выполненных работ являются комплексные карты масштабов 1:25000, 1:10000, уточненные модели залежи с оперативным подсчетом запасов категорий С1 С2 и с рекомендациями по дальнейшим разведочным работам.
§
Объемная сейсморазведка
Для изучения ловушек, связанных с антиклинальными структурами, имеющими простое строение, достаточно исследование стандартной линейной сейсморазведкой 2D. В зависимости от их величины по латерали, выбирается масштаб изучения. Методика работ стандартна, соответствует вышеизложенной при рассмотрении поисково-оценочного этапа работ. Однако фонд ловушек, связанных с антиклинальными структурами, практически исчерпан и на повестку дня выходит изучение геологических объектов, связанных с неантиклинальными и комбинированными залежами.
Для построения оптимальной геологической модели такого объекта используется объемная (трехмерная, пространственная, 3D) сейсморазведка. Основными задачами объемной сейсморазведки являются:
— установление истинных геологических границ в пространстве;
— выявление и оконтуривание неструктурных ловушек углеводородов;
— картирование тектонических разломов.
Кроме того, с помощью объемной сейсморазведки на разведочном этапе производятся:
— изучение промысловых характеристик залежи;
— подсчет запасов;
— оптимизация технологической схемы разработки.
Следует сразу отметить, что принципиальная возможность использования объемной сейсморазведки при поисках сложнопостроенных ловушек нефти и газа заключается в том, насколько велики должны быть мощность и латеральные размеры исследуемых объектов. Теоретически выделение и оконтуривание неструктурных ловушек углеводородов возможно, когда параметры коллекторов превышают 0,5÷1,0 м. Практически для Западной Сибири возможность выделения коллекторов появляется только при мощности их 5,0 м и более [14].
В настоящее время классической методикой 3D является методика, называемая «полная 3D (FULL-FOLD 3D)», которая характеризуется тем, что пункты возбуждения и приема располагаются на поверхности равномерно по двумерной сетке. Интервал между позициями ПП и ПВ равен шагу между линиями ПП и ПВ. Среди других используемых методик различают ортогональную систему расположения линий приемников и источников, систему «кирпич», неортогональную систему, систему «FLEXI-BIN», систему «кнопка», систему «зигзаг», систему «мегабин», систему «случайная». Каждая из этих систем имеет как преимущества, так и недостатки и выбирается при проектировании работ в зависимости от заложенного соотношения «цена — качество».
Пробная эксплуатация отдельных продуктивных скважин после проведения испытания пластов проводится с целью получения необходимых геолого-промысловых данных для составления техсхемы разработки (проекта опытно-промышленной эксплуатации) месторождения (залежи).
Необходимость пробной эксплуатации продуктивных пластов в отдельных скважинах обусловлена, в первую очередь, желанием оценить промышленные возможности разведываемой залежи. Практика эксплуатации месторождений углеводородного сырья изобилует примерами, когда достаточно скромный дебит из пласта может быть устойчив на протяжении десятков лет эксплуатации, и примерами быстрого истощения пласта с достаточно высокими дебитами.
Обычно в процессе проведения поисково-оценочных и разведочных работ каждая продуктивная скважина проходит испытание для установления нефтегазоносности и примерных дебитов. Пробная откачка нефти и газа из скважин не должна превышать трех месяцев.
При проведении разведочных работ в скважинах, продуктивность которых установлена, проводят опытную (пробную) эксплуатацию. В процессе пробной эксплуатации определяется устойчивость дебитов, изменчивость газового фактора, вероятные проявления подошвенных и промежуточных вод, темп отложений в колонне асфальтенов, парафинов, смол, минеральных солей (АСПО) и других параметров, необходимых для проектирования техсхемы разработки. В процессе пробной эксплуатации проводят комплекс исследований в скважине: определение динамики изменения пластового давления, определение гидродинамической связи с другими скважинами и продуктивными горизонтами.
В оценочных или разведочных скважинах, запущенных в пробную эксплуатацию, должны выполняться исследования методами расходометрии, термометрии, влагометрии, резистивиметрии, барометрии, ГК, ЛК, дополнительно – шумометрия для определения профиля притока и контроля интенсификации притока. Исследования выполняют по специальным программам, согласованным с заказчиком.
Существующими (зарегистрировано в Минюсте РФ от 18.06.2003 г., рег. № 4718) Правилами охраны недр, пп.101, 103, продолжительность пробной эксплуатации разведочной скважины установлена на срок не более 1 года. На крупных месторождениях нефти и газа с целью уточнения добывных и других характеристик коллекторов и насыщающих их флюидов допускается выделение участков (эксплуатационных объектов) для проведения пробной эксплуатации, а для уточнения целесообразности применения новых технологий, ранее не применявшихся на месторождениях (залежах)–аналогах, допускается выделение участков (эксплуатационных объектов) для проведения опытно-промышленной разработки. Период пробной эксплуатации не превышает трех лет, а пробной разработки – пяти.
Пробная эксплуатация залежи осуществляется нефтегазодобыва-ющими предприятиями в соответствии со специально составленными проектами пробной эксплуатации. Исходной информацией для составления проекта пробной эксплуатации залежей служат данные разведки месторождения, полученные в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации отдельных разведочных скважин.
Как при проведении пробной эксплуатации продуктивной скважины, так и при пробной эксплуатации и пробной разработке участка залежи характер, объемы исследований, объемы добычи, порядок и сроки проведения работ устанавливаются годовыми программами работ и обосновываются проектной документацией.
При пробной эксплуатации и опытно-промышленной разработке обеспечивается сохранность и качество запасов всего месторождения.
В проектах пробной эксплуатации обосновываются:
— количество и местоположение вводимых в эксплуатацию скважин;
— количество и местоположение скважин (эксплуатационных) проектируемых к бурению в контуре с запасами категории С1;
— комплекс геолого-геофизических исследований, направленный на детализацию структурного плана, положения контура нефти-, газоносности и т. п.;
— комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;
— ориентировочные уровни добычи и закачки воды.
Проекты, в соответствии с ФЗ «О недрах», проходят соответствующую экспертизу в контролирующих организациях и являются основанием для ежегодного составления планов работ, утверждаемых подразделениями Ростехнадзора. На основе утвержденных проектов составляется ПСД на обустройство месторождения, где рассматриваются вопросы утилизации добываемых нефти (газа).
§
Аналитические исследования керна, грунтов, шлама и флюидов, полученных при бурении скважин, используются для обоснования параметров подсчета запасов, для обоснования корреляции данных ГИС с петрофизическими и литологическими параметрами разреза вскрываемого скважиной и для обоснования параметров применяемых при проектировании техсхем разработки залежи (месторождения).
Норма отбора керна из каждой категории скважин регламентируется в настоящее время приложением 2 к Приказу МПР РФ от 07.02.2001 г. № 126. Интервалы отбора керна обосновываются проектными документами и, кроме того, уточняются в процессе бурения геологической службой.
На разведочном этапе, для детального изучения свойств коллекторов, необходимого для проектирования разработки залежи (месторождения), могут быть пройдены специальные базовые скважины со сплошным отбором керна из продуктивных горизонтов.
Работа с керном проводится, согласно регламенту, принятому в каждой организации, проводящей геологоразведочные работы (за основу практически везде взят РД 39-0147716-505-85 «Порядок отбора, привязки, хранения, движения и комплексного исследования керна и грунтов нефтегазовых скважин», разработанный в Миннефтепроме в 1986 г.). Размещенный в керновые ящики со стандартными параметрами (1 х 0,65 х 0,15 м), разделенными на 3-4 отсека перегородками, соответствующим образом замаркированными и закрытыми дощатыми крышками керн направляется на аналитические исследования. Так как герметизированные образцы отправляются в лабораторию в возможно короткий срок, и зачастую быстрее ящиков с керном, их место в керновых ящиках обычно замещают деревянными брусками с соответствующими этикетками.
Направленный на изучение керн, до изъятия из ящиков образцов на аналитические исследования, документируется и фотографируется, после чего проводится его макроописание. Макроописание керна проводится в следующем порядке:
— название породы, ее цвет, структура, состав, характер цементации, крепость цементации, наличие и размеры видимых пустот;
— текстура породы, особенности минералогического состава, содержание кальцита и доломита, наличие включений и конкреций, наличие и условия залегания остатков организмов;
— мощность отдельных прослоев и характер их чередования, залегание органических и битуминозных веществ;
— наличие, ориентировка, раскрытость и выполнение трещин.
Герметизированные образцы описываются после проведения лабораторных анализов.
В процессе макроописания проводится расчленение интервала разреза, охарактеризованного керном, на литологические разности, визуально выделяется граница «коллектор-неколлектор» и границы реперных горизонтов (интервалов).
Отбор образцов, после макроописания, на все виды анализа проводится специалистом, отвечающим за весь комплекс аналитических исследований по скважине (керн, шлам, ГИС). Обязательным условием является проведение комплекса стандартных петрофизических и петрографических анализов на одном и том же образце. Отобранные образцы на эти виды анализа должны быть взяты из одной и той же литологической разновидности.
Нумерация образцов дается сквозная по скважине и единая для всех анализов из одного образца.
На образцах, отобранных из керна, проводят (полужирным текстом выделены обязательные, стандартные исследования):
— петрофизические исследования:
— определение общей (абсолютной) пористости,
— определение открытой и эффективной пористости,
— определение проницаемости (абсолютной по газу),
— определение плотности (объемного веса) породы,
— определение плотности зерен, слагающих исследуемую породу
(удельного веса породы),
— определение остаточной водо- и нефтенасыщенности,
— определение упругих свойств породы,
— определение магнитной восприимчивости, остаточной
намагниченности, теплопроводности, теплоемкости,
— определение относительной электропроводности породы и
мембранного потенциала, диэлектрической проницаемости,
электрохимической активности,
— определение капилляриметрии образцов,
— определение естественной гамма-активности породы,
— моделирование пластовых условий для определения фазовой
проницаемости и коэффициента вытеснения нефти водой;
— петрографические исследования:
— макроскопическое изучение и описание породы,
— гранулометрический (механический) анализ осадочной породы,
— определение нерастворимого осадка (карбонатность) породы,
— петрографическое изучение шлифов (в том числе окрашенных),
— изучение структуры порового пространства в больших шлифах,
— минералогическое иммерсионное изучение;
— изучение глинистых минералов:
— термический анализ,
— рентгеноструктурный анализ,
— электронномикроскопический анализ;
— химический анализ:
— хим. анализ соляно-кислотной вытяжки,
— спектральный анализ,
— силикатный анализ;
— палеонтологические исследования:
— макрофаунистические исследования керна,
— микрофаунистическое изучение образцов,
— споро-пыльцевой анализ;
— изучение трещиноватости пород:
— изучение трещинной пористости и проницаемости (по методикам
К. Багринцевой и Л. Гмид) под люминесцентной лампой на
пропитанных керосином образцах;
— геохимические исследования:
— изучение содержащихся в породе органических веществ,
— люминесцентно-битуминологический анализ,
— определение отражательной способности витринита.
Для проведения стандартного вида анализа обычно берут до 3 образцов из 1 м вынесенного керна по коллектору и до 1 образца из 1 м керна по неколлектору в процессе разбора керна и определения нумерации образцов. Для проведения специальных и дополнительных видов анализа отбор проводится как в процессе основного разбора, так и по мере необходимости, с учетом получения репрезентативной выборки по залежи (месторождению). После отбора образцов в керновые ящики на их место укладывают бруски (дерево) или проводят компоновку оставшегося керна, с обязательным указанием на бумажных носителях, завернутых в полиэтилен, даты разбора, интервала взятия и литологии образца.
Образцы, полученные при отборе грунтов из скважины, не пригодны для высверливания цилиндриков, используемых при определении абсолютной проницаемости и для составления модели пласта. Поэтому анализ грунтов проводится в основном для получения дополнительной информации об открытой и общей пористости, литологических особенностях изучаемого интервала.
Шлам, учитывая невысокий охват керном разреза скважин, используется для литологического изучения пройденных интервалов и петрографического описания пород, а также выявления других параметров:
неотмытый шлам:
— люминесцентный анализ шлама и бурового раствора;
отмытый шлам:
— механализ (гранулометрический состав) литологических разностей
пород,
— определение карбонатности пород,
— определение плотности и пористости,
— петрографическое изучение (шлам для этой цели замешивается на
зубном цементе, и из полученного таким образом камня
изготавливается шлиф).
Изучениефлюидов – проб нефти, газа, конденсата и воды проводится с целью:
— для нефти:
— определения фракционного и группового состава,
— определения содержания селикогелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, металлов, вязкости и плотности (как в поверхностных условиях при температуре 20 °С и давлении в 0,1 МПа, так и в пластовых), давления насыщения, газосодержания, изменения объема при пластовом давлении и в поверхностных условиях, коэффициентов упругости,
— определения при отборе глубинных проб, забойных давления и температуры,
— определения газового фактора;
— для газа:
— определения плотности по воздуху, теплоты сгорания, химического состава,
— определения давления начала конденсации пластового газа при пластовой температуре;
— для конденсата:
— определения потенциального содержания,
— определения фракционного состава, группового состава, содержания серы, плотности и вязкости при температуре 20°С и давлении в 0,1 МПа,
— определения конденсатогазового фактора (выход конденсата) в граммах на 1 м3 отсепарированного газа при различных режимах сепарации,
— определения давления максимальной конденсации;
— для воды:
— определения полного химического состава, включая определение ценных попутных компонентов: йода, брома, бора, лития, и др.,
— определения количества и состава растворенного в воде газа, его упругость, температуру и электрическое сопротивление.
§
ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Вопросы для самопроверки
1. Какие вопросы решаются на разведочном этапе работ (цель, объекты работ, решаемые задачи)?
2. Какой типовой комплекс геологоразведочных работ применяется на разведочном этапе?
3. Какие особенности разведки массивных залежей?
4. Как производится разведка неантиклинальных залежей нефти и газа в терригенных отложениях?
5. Как производится разведка неантиклинальных залежей нефти и газа в карбонатных отложениях?
6. Какие вы знаете особенности разведки газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежей?
7. Какая применяется сеть разведочных скважин на различных объектах разведки?
8. Какое количество скважин рекомендуется для разведки мелких месторождений?
9. Какие известны методы определения контура продуктивной части залежи (ВНК, ГВК)?
10. Какие задачи решает объемная сейсморазведка?
11. Что достигается при проведении пробной эксплуатации продуктивных скважин (залежи)?
12. Что дают аналитические исследования керна, грунтов, шлама, флюидов?
В XX веке в СССР был принят ряд декретов, законов, постановлений высших органов власти, направленных на охрану окружающей человека среды, в том числе и Декрет «О недрах Земли» (1920 г.), Закон «О недрах» (1975 г.). Кроме того, в ст. 18 Конституции СССР было сказано, что в интересах настоящего и будущего поколений в СССР принимаются необходимые меры для охраны и научно обоснованного рационального использования земли и ее недр, водных ресурсов, растительности и животного мира, для сохранения в чистоте воздуха и воды, обеспечения воспроизводства природных богатств и улучшения окружающей среды. Поэтому, как бы мы сегодня ни относились к предыдущему периоду своей истории, следует признать, что вопросы охраны окружающей среды рассматривались еще в советское время, и существующее сегодня законодательство возникло не на пустом месте.
Начало особенно пристального внимания руководства страны к вопросам охраны окружающей среды следует отнести к середине 80-х годов прошлого столетия, хотя уже во второй половине ХХ столетия рассматривалось присоединение СССР к международным конвенциям по предотвращению загрязнения морей и океанов при разливах нефти, а также бытовыми отходами с судов. Непосредственное влияние на существующую практику проектирования, строительства и мониторинга над охраной окружающей природной среды было осуществлено во всесоюзном масштабе после присоединения СССР к международной конвенции об оценке воздействия на окружающую среду в трансграничном контексте (Хельсинки, 1991).
Несмотря на множество новых проблем в России переходного периода, появившихся в 90-е годы, вопросы экологии, в том числе и охраны окружающей среды, получили одно из приоритетных мест при производстве промышленной деятельности. Можно отметить, в связи с данным экскурсом в историю вопроса и такой факт: в начале 90-х годов основной упор экологический контроль делал на выявление всех вероятных воздействий на окружающую среду проектируемого строительства, эксплуатации или ликвидации производства с подсчетом конкретного ущерба (в денежном выражении) для конкретного природопользователя. Проектные организации рассматривали возможные решения минимизации вредного воздействия и закладывали денежные средства в сметы проектов для компенсации природопользователями ущерба от проектируемой деятельности (строительства, эксплуатации и ликвидации производственных объектов) основным владельцам природных ресурсов (государству, совхозу, колхозу, конкретному физическому лицу и т.п.). Иными словами, вопрос о необходимости и возможности строительства конкретного объекта не ставился, вопрос заключался только в стоимости денежных затрат на компенсацию всех экологических ущербов. Данный принцип позволял (если хватит денег и дури) перенести на новое экологически безопасное место любой жилой поселок, если объект вреден для здоровья проживающего населения, облагородить ландшафтный вид и т. п.
Однако существующая на первых порах парадигма борьбы за охрану окружающей среды экономическими методами очень быстро сменилась к середине 90-х годов чисто административной, превратив комитеты по охране природы в своеобразные коррумпированные структуры. Причиной этому, наряду с важностью самой проблемы, явилось и то, что образовавшиеся практически во всех городах России в 90-е годы государственные комитеты экологии возглавили функционеры соответствующих партийных и советских структур, не нашедшие себе места в новой властной вертикали.
В 2000 г. комитеты по охране природы были распущены, вопросы охраны окружающей среды были возложены на территориальные подразделения Министерства природных ресурсов. В 2005-2007 годах, в связи с административной реформой, вопросы охраны окружающей среды были переданы частично в субъекты Федерации (связанные со строительством, землепользованием, водопользованием и т. п.), а также в территориальные подразделения Ростехнадзора, связанные с недропользованием. Следует отметить, что реорганизация структур, так или иначе имеющих отношение к недропользованию (лесное хозяйство, землепользование и т. п.), продолжается.
§
Государственная экологическая политика Российской Федерации
В России, согласно Конституции (ст. 9, ч.1) определено: «Земля и другие природные ресурсы используются и охраняются в Российской Федерации как основа жизни и деятельности народов, проживающих на соответствующей территории».
В условиях платного недропользования потребовались также другие правовые документы этого плана, одним из которых стал принятый Закон РФ «О недрах» (21.02.1992 г., № 2395-1). Закон был далек от совершенства, не учитывал ряд особенностей переходного периода, в связи с чем постоянно корректировался. Так, по состоянию на 01.01.2007 г., мы имеем действующий от 21.02.1992 г. Федеральный закон «О недрах», в редакции Федеральных законов: от 03.03.1995 № 27-ФЗ, от 10.02.1999 № 32-ФЗ, от 02.01.2000 № 20-ФЗ, от 14.05.2001 № 52-ФЗ, от 08.08.2001 № 126-ФЗ, от 29.05.2002 № 57-ФЗ, от 06.06.2003 № 65-ФЗ, от 29.06.2004 № 58-ФЗ, от 22.08.2004 № 122-ФЗ, от 25.10.2006 № 173-ФЗ.
Наряду с этим Федеральным законом остается пока в силе Положение о порядке лицензирования пользования недрами, введенное еще Постановлением Верховного Совета РФ от 15.06.1992 г. № 3314-1.
Новая редакция Закона «О недрах», судя по правительственным сообщениям, готовится с 2001 г., однако разработанный в МПР РФ вариант нового закона постоянно корректируется по представлениям Государственной Думы, где и должно пройти его утверждение.
Как ФЗ «О недрах», так и Постановление определяют основные правила, порядок лицензирования, налогообложение и т. п. в условиях платного недропользования. Однако здесь же прописаны и требования к охране недр, причем практически в том же контексте, что и по предыдущим документам.
Основные требования в области охраны недр (ФЗ «О недрах», ст. 23, пп. 2, 5, 7, 8):
— обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр;
— обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;
— 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 отходов производства, сбросе сточных вод.
Наряду с ФЗ «О недрах» одним из основных документов, регулирующих вопросы охраны недр, являются в настоящее время Правила охраны недр, утвержденные (06.06.2003 г. № 71) Госгортехнадзором России и зарегистрированные в Минюсте РФ 18.06.2003 г., рег. № 4718.
Сегодня экологическая политика государства формируется на разных уровнях. Определяющим всю внутреннюю политику государства в этом направлении является межгосударственный уровень в области охраны окружающей среды (ООС). Принципы международной экологической политики нашли отражение во многих итоговых документах конференций последних лет, посвященных ООС.
Основные положения государства в части ООС нашли отражение в законодательных документах и в специальных государственных программах.
На уровне конкретных отраслей, субъектов Федерации, территорий, положения государственной экологической политики детализируются с учетом отраслевой и региональной специфики, с доведением до каждого природопользователя. На этом уровне формируются программы развития отраслей, направленные на гармонизацию отношений с окружающей средой, с учетом экологических приоритетов, в нашем случае – это Энергетическая стратегия РФ.
Главной задачей Энергетической стратегии РФ является формирование финансово устойчивого, экономически эффективного и динамически развивающегося, но приемлемого для окружающей среды топливно-энергетического комплекса. Развитие ТЭК в первой четверти XXI века определяется следующими основными факторами:
— динамикой спроса на углеводородное сырье;
— состоянием минерально-сырьевой базы;
— уровнем научно-технического прогресса.
Кроме того, Энергетическая стратегия РФ исходит и из необходимости выполнения страной международных обязательств как по энергетической безопасности (поставка энергоресурсов), так и по экологической безопасности (выполнение принятых обязательств типа Киотского протокола к рамочной Конвенции ООН об изменении климата).
Экологическая и промышленная безопасность любого производства, в том числе и природопользования, являются важнейшими составными частями национальной безопасности. ФЗ РФ «О безопасности» (от 5 марта 1992 г. №2446-1) определено, что предприятие-природополь-зователь, осуществляющее любую деятельность, является субъектом обеспечения безопасности. Воздействие на объекты окружающей природной среды в процессе геологоразведочных работ на углеводороды проявляется по следующим основным позициям:
1. Проведение геофизических работ:
— воздействие на растительный и животный мир;
— воздействие на атмосферный воздух;
— воздействие на поверхностные воды;
— воздействие на почвенно-растительный слой;
— воздействие на недра.
2. Бурение поисковых и разведочных скважин:
— воздействие на растительный и животный мир;
— воздействие на атмосферный воздух;
— воздействие на поверхностные воды;
— воздействие на подземные воды;
— воздействие на ландшафт;
— воздействие на почвенно-растительный слой;
— воздействие на недра.
Эксплуатация (в том числе пробная) продуктивных скважин (части залежи) месторождения, а также ликвидация объекта потребуют рассмотрения воздействия на окружающую среду по тем же позициям.
Иными словами, любая геологоразведочная деятельность сопряжена с воздействием на окружающую природную среду. Однако нет в российской законодательной базе нормативных документов, позволяющих провести удовлетворяющие все стороны, связанные с природопользованием (основного природопользователя — хозяина, владельца и временного природопользователя) конкретных объектов процедуры. Речь идет о «лавине» принятых в последние годы кодексов (водный, лесной, земельный и т.п.), ограничивающих проведение промышленной деятельности, в том числе и геологоразведочных работ на земельном участке. В отличие от парадигмы, успешно используемой в западном законодательстве и США, где все вопросы решаются выделением из обоюдных претензий природопользователей (действующих и потенциальных) финансовой составляющей, на основе которой и проходит компромиссное решение всех вопросов.
Государственная экологическая политика Российской Федерации наиболее четко сформулирована в Экологической доктрине РФ. Экологическая доктрина РФ декларирует приоритетность сохранения природы, улучшения окружающей среды, включения природной среды в систему социально-экономических отношений как ценнейшего компонента национального достояния.
Экологической доктриной РФ приняты следующие приоритетные меры по обеспечению экологической безопасности:
1. Обеспечение безопасности при осуществлении потенциально опасных видов деятельности и при чрезвычайных ситуациях.
2. Предотвращение и снижение экологических последствий чрезвычайных ситуаций.
3. Развитие системы государственного управления охраной окружающей среды и природопользованием.
4. Нормативное правовое обеспечение.
5. Разработка экономических и финансовых механизмов применения.
6. Развитие экологического мониторинга и информационного обеспечения.
7. Научное обеспечение.
8. Экологическое образование и просвещение.
9. Формирование и реализация региональной политики в области экологии.
10. Международное сотрудничество.
На уровне конкретных отраслей и субъектов Федерации положения государственной экологической политики детализируются с учетом отраслевой и региональной специфики. На уровне конкретного природопользователя конкретизируются положения межгосударственной, национальной, региональной, отраслевой экологической политики. Экологическая политика предприятия является сегодня неотъемлемым элементом системы экологического менеджмента, определяя приоритетные направления действий по повышению экологичности предприятий.
§
Региональный этап геологоразведочных работ
Нефтяной отрасли
Воздействие на окружающую среду объектов геологоразведочных работ в нефтяной отрасли носит в основном кратковременный характер. По сравнению с нефтяными полями эксплуатируемых месторождений, геологоразведочные объекты, наряду с тем, что кратковременны, являются в то же время и точечными. Однако это не означает, что масштабы воздействия их на окружающую среду можно считать ничтожными.
Известно, что основную негативную нагрузку на окружающую среду обычно связывают с выбросами вредных веществ в атмосферный воздух и сбросами загрязненных стоков на рельеф местности. Однако и антропогенная нагрузка на ландшафт порой бывает не менее опасна для окружающей природной среды. Поэтому рассмотрим возможные воздействия на окружающую природную среду при выполнении всех этапов геологоразведочного процесса, а также их вероятные последствия.
На данном этапе работ максимально возможное воздействие на окружающую среду осуществляется при проведении полевых региональных работ (геологическая съемка, геофизические работы, геохимические исследования, бурение опорных и параметрических скважин).
Учитывая, что начиная с 80-х годов бурение опорных скважин не производится, а бурение параметрических скважин проводится в объеме не более десятка в год на всю страну, в данном подразделе рассмотрено воздействие на окружающую среду только полевых геолого-геофизических работ.
Воздействие этого комплекса работ на окружающую среду заключается в следующем:
При проведении полевых работ воздействие на атмосферный воздух ожидается по результатам выбросов в атмосферу вредных веществ от работающих двигателей автотракторной техники, занятой на полевых работах, а также используемых для электростанций, обеспечивающих подачу электроэнергии для бытовых и производственных нужд. Кроме того, воздействием на атмосферный воздух принято считать электромагнитное и акустическое загрязнение окружающей среды возникающее при работе аппаратуры и мощных механизмов. К воздействию на атмосферный воздух также относятся шумы от вертолета, достигающие до 150 дБА, шумы от взрывов, а также ультразвуковые колебания с частотами выше порога восприимчивости человеческого уха (16 кГц – 10 МГц).
Объемы выбросов рассчитываются в зависимости от типов двигателей, условия их работы (временная, стационарная), времени их эксплуатации в соответствии с разработанными методиками. Предельно допустимые выбросы (ПДВ) устанавливаются для каждой полевой организации, на основании чего и проводится их регулирование.
Оценка воздействия ультразвуковых, электромагнитных и звуковых колебаний воздуха, опасных в основном для окружающей фауны, и меры для ее нейтрализации проводятся в каждом случае индивидуально на основе разработанных методик.
§
Воздействие на растительный и животный мир
Гидрологическое воздействие
Гидрологическое воздействие происходит вследствие изменения физико-химических показателей воды при загрязнении ее сточными бытовыми водами от временных и вахтовых поселков и производственных баз. Особенно часто загрязнение водотоков происходит от пролитых на рельеф местности нефтепродуктов, смываемых ливневыми водами, бесконтрольной мойки транспорта, сбрасывания тары под ГСМ в овраги и даже в водоемы.
Долговременным гидрологическим воздействием является также вырубка леса под базовые (вахтовые) поселки, снятие или деградация почвенного покрова (особенно в условиях Крайнего Севера), сооружение искусственных плотин, замусорение водотоков порубочными остатками.
Контроль над экологическим воздействием на гидрологические объекты и соблюдением предусмотренных проектами природоохранных мероприятий возложен на органы охраны водных ресурсов в соответствующих субъектах Федерации.
Основное воздействие на растительные сообщества при проведении геологоразведочных работ определяется избирательным уничтожением растительности при прорубке профилей для производства геофизических (сейсморазведочных) работ. Наряду с техногенным воздействием на леса при рубке просек происходит захламление их и прилегающих к ним участков оставленной на месте древесиной. Захламление лесов порубочными остатками приводит к повышению пожарной опасности и ухудшению санитарного состояния леса.
Вторым по значимости негативным воздействием на растительные сообщества является уничтожение реликтовых и эндемичных видов растительности, что происходит как по незнанию большинством производственного персонала растений, занесенных в Красную книгу РФ (также в Красную книгу МСОП и в региональные Красные книги), так и специально (сбор персоналом экспедиций лекарственных растений).
Для животного мира опасность представляет вытеснение с мест привычного обитания определенных видов животного мира, вследствие создания некомфортных условий обитания, нарушения трофических связей, а также браконьерства персонала.
Любое антропогенное воздействие на природные комплексы в первую очередь касается воздействия на почвы и почвенную растительность. Особенно хорошо это заметно по аэро-, космоснимкам, где пройденные сейсморазведочные профили хорошо выделяются по контрастным линиаментам на общем фоне снимка. Степень воздействия зависит от времени воздействия и конкретных физико-географических условий размещения природно-ландшафтных комплексов. Особенно деградация почв особенно хорошо заметна на снимках территории Крайнего Севера, где мощность гумусового слоя очень мала и на восстановление которого по разным расчетам может потребоваться срок до 300 лет. Здесь же на снимках хорошо заметны временные автотрассы, площадки временных поселков. Менее заметно воздействие на природно-ландшафтные комплексы в средней полосе, где восстановление растительности проходит значительно быстрее.
Однако не стоит слишком сгущать краски. Рубка просек шириной 4 м в лесном массиве соизмерима с расстоянием между кронами спелого древостоя, причем мелкий подрост на профиле сохраняется практически полностью. Расчеты, проведенные в Тюменской области, показывают, что объемы вырубленной древесины для производства сейсморазведочных работ составляют не более 2 % от общего запаса насаждений. Поэтому при соблюдении определенного порядка и проведения соответствующего контроля над производством геофизических работ большого ущерба окружающей среде не ожидается.
Здесь же следует отметить, что вопрос с выделением лесных участков для проведения геофизических работ, начиная с 2005 г., проходит очень большой путь согласований в субъектах Федерации. Очень много нерешенных вопросов, связанных сегодня с лесопользованием, еще ждет своего разрешения, в том числе и в плане временного отчуждения (или аренды) для производства геологоразведочных работ.
В особую категорию воздействия следует выделить процесс проведения геологоразведочных работ на площадях, занятых пашнями и прочими сельскохозяйственными угодьями. Максимально возможное воздействие ожидается на почвенно-растительный слой, путем нарушения его естественного режима и вызова активизации эрозионных процессов. Учитывая возможность проведения работ в осенне-зимний период, воздействие ожидается минимальным.
В целом же геологоразведочные работы, связанные с производством геологической и других наземных съемок, и даже с геофизическими работами, при соблюдении природоохранных мероприятий не принесут большого урона окружающей среде.
Воздействие на недра и на подземную гидросферу при проведении работ регионального этапа очень незначительно и заключается в воздействии в ходе буровзрывных работ на уровне взрывов в мелких скважинах. Воздействие на приповерхностные воды зоны аэрации и частично на условия питания грунтовых вод возможно при прокладке трасс перетаскивания и организации для этой цели карьерного хозяйства.
§
Аварийные ситуации
Поисково-оценочный этап
На данном этапе основное воздействие на окружающую среду при выполнении первых двух стадий практически мало чем отличается от воздействия при выполнении работ регионального этапа.
На данном этапе все вышеперечисленные виды воздействия будут иметь место, и, кроме того, следует ожидать воздействие от производства буровых работ. Учитывая достигнутый прогресс при проведении сейсморазведочных работ, недропользователи практически отказались от применения структурного бурения при выявлении и подготовке объектов поискового бурения. Однако работы третьей стадии – стадии поиска и оценки месторождений (залежей) — несут окружающей среде достаточно серьезную нагрузку. Здесь на этой стадии основным видом геологоразведочных работ является бурение поисковых и поисково-оценочных скважин, а также проведение комплекса сопутствующих бурению работ.
Аварийные ситуации, возникающие при проведении поисково-разведочных работ, в основном связаны с буровыми работами. Конечно, аварии могут быть и бывают на любом рабочем месте, но это, как правило, случаи единичные и зависят, скорее, не от опасности самого производства, а от неправильных действий персонала, занятого на работах.
Основные аварийные ситуации на поисково-оценочном этапе, равно как и на разведочном, возникают при бурении глубоких скважин. В табл. 7.1 дана вероятность возникновения аварийных ситуаций при бурении скважин как среднестатистическая для отрасли [39].
Таблица 7.1
(по А. П. Хаустову и М. М. Рединой)
| Вероятность возникновения аварий | Вид аварии | ||||||||
| поломка бурильных труб | слом долота | падение в скважину посторонних предметов | прихваты колонны бурильных труб | поломка обсадных труб | неудачный цементаж | поломка забойных двигателей | открытое фонтанирование | прочие виды | |
| Разведочное бурение по неф-тяной отрасли | 0,058 | 0,021 | 0,007 | 0,04 | 0,01 | 0,0003 | 0,009 | 0,0001 | 0,016 |
| Эксплуатацион-ное бурение по нефтяной отрас-ли | 0,006 | 0,003 | 0,001 | 0,01 | 0,003 | 0,0003 | 0,002 | 0,00001 | 0,002 |
По данным А. П. Хаустова и М. М. Рединой [39], общая вероятность возникновения аварийных ситуаций на 1000 м бурения в нефтегазовой промышленности при разведочном бурении составляет 0,162, а при эксплуатационном – 0,03; неуправляемых нефтегазопроявлений – 1 случай на 1000 скважин.
Осложнения процесса бурения, которые могут привести к аварийным ситуациям, обычно заключаются:
— в поглощении промывочной жидкости и тампонажного раствора;
— нарушении устойчивости пород, слагающих стенки скважин;
— самопроизвольном искривлении скважин.
Аварии в процессе бурения затрагивают в первую очередь обслуживающий персонал. Кроме того, на разных этапах строительства скважины воздействие на окружающую среду ожидается и заключается в следующем.
§
Строительно-монтажные работы
В разряд строительно-монтажных работ входят подготовительные работы, включающие подготовку территории к приему оборудования и производству монтажа буровой установки: прокладка трасс перетаскивания буровых установок, сооружение насыпных площадок под буровую установку. Кроме подготовительных работ в состав строительно-монтажных работ включается собственно монтаж буровой установки, в процессе которого происходит отсыпка оснований под фундаменты занятых в бурении механизмов и вспомогательных инженерных сооружений, а также устройство земляного амбара и обваловка площадки.
Основными источниками воздействий будут служить транспорт, строительная техника, передвижной склад ГСМ, передвижные дизельные силовые установки. Основное воздействие при проведении строительно-монтажных работ ожидается на атмосферный воздух за счет неорганизованных выбросов СО2, NO, SO4, УВ, а также воздействие на животный и растительный мир при организации трасс перетаскивания буровой установки.
Для организации таких трасс проводится вырубка древостоя в полосе шириной от 6 до 10 м (в зависимости от размера отдельных блоков буровой установки), планирование проезжей части со срезанием части гумусового слоя или, что характерно для Западной Сибири, отсыпка трассы перетаскивания и буровой площадки песчано-гравийными грунтами из рядом разрабатываемых для этой цели карьеров.
Объем воздействия определяется в каждом конкретном случае и прямо зависит от географических особенностей территории работ, ожидаемого времени эксплуатации трасс перетаскивания и буровых площадок.
Включает в себя проходку ствола скважины и ее тампонаж. Источниками воздействия в данном случае будут служить дизельные электростанции, временные склады ГСМ, химреагенты, отходы бурения (шлам, ОБР и т.п.), хозбытовые отходы. Воздействие при проведении бурения и крепления скважин ожидается на атмосферный воздух за счет неорганизованных выбросов СО2, NO, SO4, УВ, а также на окружающий ландшафт. Оценка воздействия рассчитывается в каждом конкретном случае, с учетом увеличения приземных концентраций вредных веществ за счет производимых из стационарно работающих силовых установок. В процессе бурения происходит и загрязнение подземных вод. Воздействие на подземную гидросферу носит локальный характер и проявляется при вскрытии водоносных горизонтов при проведении буровых работ. Как показывает опыт работ, загрязнение подземной гидросферы происходит в случаях поглощения промывочной жидкости при проходке скважины и в случаях неправильных действий по ликвидации (консервации) поисковой и поисково-оценочной скважины, позволяющих перетоки флюидов по открытому стволу пробуренной скважины.
Испытание скважины и ее последующая ликвидация (консервация) с рекультивацией нарушенных земель характеризуются различными по сложности технологическими операциями с переменными выбросами в атмосферу вредных веществ.
Общее количество и состав выбросов в атмосферный воздух при бурении скважины зависят от применяемого оборудования (табл. 7.2).
Таблица 7.2
Состав и количество газов , выбрасываемых в атмосферу при бурении
(по Л.А.Паршуковой и др., 2000)
| Вещества | ПДК в воздухе, мг/м3 | Класс опасности | Выбросы при бурении, т/скв. | ||||
| Населенных мест | Рабочей зоны | БУ 3000 БД | БУ 2500 ДГУ | БУ 2500 ДЭП | БУ 75 БРД | ||
| Оксид углерода | 5,0 | 20,0 | 39,05 | 40,39 | 40,93 | 13,40 | |
| Диоксид азота | 0,085 | 5,0 | 14,92 | 15,42 | 15,31 | 11,73 | |
| Сажа | 0,15 | 4,0 | 5,60 | 5,79 | 5,75 | 1,93 | |
| Диоксид серы | 0,5 | 10,0 | 19,79 | 20,45 | 20,31 | 6,26 | |
| Углеводороды | 5,0 | 100,0 | 10,23 | 10,58 | 10,50 | 1,92 | |
| ИТОГО | 89,59 | 92,63 | 92,80 | 34,77 |
По данным этой таблицы, основной объем выбросов приходится на оксид углерода, практически в два раза меньше – это диоксид серы, и немного меньше на диоксид азота.
§
Разведочный этап
При проведении разведочных работ воздействие на окружающую среду практически то же, что и при проведении работ стадии оценки месторождений (залежей). В качестве отличия следует упомянуть более густую сеть сейсморазведочных профилей и более длительный срок проведения работ, включая наряду с бурением и пробную эксплуатацию отдельных продуктивных скважин, частей залежи или саму залежь. Все это потребует больших временных затрат, чем при производстве поисково-оценочных работ, а значит, и увеличит общую антропогенную нагрузку на окружающую среду.
Кроме того, в перечень возможных аварий наряду с вероятными авариями при бурении скважин будут входить и вероятные аварии, связанные с разрывами промысловых нефтегазопроводов, что намного опаснее как для окружающей среды, так и для обслуживающего персонала. По статистике, последствиями аварий на промысловых нефтегазопроводах являются разливы нефти и пожары, в результате чего могут иметь место разрушения производственных объектов и человеческие жертвы.
Причинами аварий нефтегазопроводов обычно являются:
— внутренняя коррозия;
— механические повреждения;
— строительный брак;
— нарушения технологического режима.
Методика оценки последствий аварийных ситуаций на трубопроводном транспорте рассматривается в соответствии с Методикой оценки ущерба от отказов трубопроводов промыслового сбора нефти (РД39-069-91).
Согласно разработкам [39]: «…наиболее опасной аварией является полный разрыв межпромыслового нефтегазопровода (d = 300 мм) с возникновением пожара. В этом случае радиус зоны безвозвратного поражения составит 60 м, зоны санитарного поражения – 222 м».В данном случае под поражением при возникновении пожара понимается результат воздействия образующейся при этом лучевой энергии открытого огня. По тем же данным [39], при порыве такого же промыслового нефтегазопровода со взрывом и с образованием облака токсичного газа (сероводорода) «…зоны поражения имеют форму прямоугольника, источник воздействия расположен на границе зон. Зона безвозвратного поражения имеет размеры 19,1×4,3 м, зона санитарного поражения — 235,9х34,8 м». Ожидаемые результаты вероятной аварии рассчитаны и приведены в табл. 7.3.
Таблица 7.3
(по А. П. Хаустову и М. М. Рединой)
| Наименование трубопровода | Зона безвозвратного поражения | Зона санитарного поражения | |
| радиус поражения, м | длина и ширина поражения, м | радиус поражения, м | |
| Пожар разлившихся при разрыве углеводородов | |||
| Образование свища на трубопроводе d = 6 мм | 9,9 | 42,8 | |
| то же, d = 10 мм | 15,7 | 64,7 | |
| Полный разрыв трубопровода d = 6 мм | 11,8 | 50,0 | |
| то же, d = 10 мм | 59,8 | 222,1 | |
| Взрыв с образованием облака токсичного газа | |||
| Образование свища на трубопроводе d = 6 мм | 8,5×17,8 | 13,7 | |
| то же, d = 10 мм | 14,9×28,0 | 22,3 | |
| Полный разрыв трубопровода d = 6 мм | 10,5×21,1 | 16,4 | |
| то же, d = 10 мм | 78,7×106,9 | 94,7 |
Вероятность возникновения аварий на трубопроводном транспорте оценивается по результатам анализа статистических данных предыдущих лет, где учитываются сроки службы трубопроводного транспорта, сроки службы самого металла трубопроводов, общая протяженность трубопроводного транспорта и климатические особенности местности, где он расположен.
§
По предотвращению ущерба окружающей среде
Природоохранные мероприятия и рекомендации
Основанием для проведения геологоразведочных работ является проект, в составе которого должна даваться оценка воздействия на окружающую среду и рекомендации по ее минимизации. В составе проектной документации также должен присутствовать раздел, посвященный проведению рекультивационных работ по завершении геологоразведочных, предусмотренных проектом. Проектная документация в обязательном порядке согласовывается в природоохранной организации.
В соответствии со статьями 11 и 12 Федерального закона от 23.11.2005 № 122 ФЗ «Об экологической экспертизе», обязательной Государственной экспертизе, проводимой на федеральном и региональном уровнях, подлежат материалы обоснования деятельности, способной оказать воздействие на окружающую среду, в данном случае – геологоразведочные работы третьей стадии поисково-оценочного этапа и разведочного этапа.
Составление данного раздела осуществляется в соответствии с федеральными законами, руководящими материалами и нормативно-методическими документами по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов., положениями СНиП, инструкциями, стандартами, ГОСТами, регламентными документами. В качестве таковых обычно используют:
1. Закон РФ от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей природной среды».
2. Закон РФ от 30.03.1999 г. № 52-ФЗ «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения».
3. Закон РФ от 03.06.2006 г. № 74-ФЗ «Водный кодекс Российской Федерации».
4. Закон РФ от 04.12.2006 г. № 200-ФЗ «Лесной кодекс Российской Федерации».
5. Закон РФ от 25.10.2001 г. № 136-ФЗ «Земельный кодекс Российской Федерации».
6. Закон РФ от 21.02.1992 г. № 2395-1 (с изм. и доп., вступившими в силу с 01.01.2008 г.) «О недрах».
7. РД 51-1-96 Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на суше на месторождениях углеводородов поликомпонентного состава, в том числе сероводородосодержащих.- М.: РАО «Газпром», 1998.
8. СанПиН 2.1.6.1200-03 Гигиенические требования к охране атмосферного воздуха населенных мест. – М.: Минздрав России, 2003.
9. СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 Санитарно-защитные зоны. Санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов. – М.: Минздрав России, 2003.
10. СНиП 2.01.01-2000. Строительная климатология и геофизика.
11. ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями.
12. ГН 2.1.6.1338-03. Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест: Гигиенические нормативы: Российский регистр потенциально опасных химических и биологических веществ Минздрава России, 21.05.2003 г.– М., 2003.
13. ГН 2.1.6.1339-03. Ориентировочно безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест: Гигиенические нормативы: Российский регистр потенциально опасных химических и биологических веществ Минздрава России, 21.05.2003 г.– М., 2003.
14. ГН 2.1.6.1983-05. Дополнение №2 к ГН 2.1.6.1338-03. Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест: Российский регистр потенциально опасных химических и биологических веществ Минздрава России, 21.05.2003 г. – М., 2003.
15. ГН 2.1.6.1984-05. Дополнение 2 к ГН 2.1.6.1339-03. Ориентировочно безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест: Гигиенические нормативы: Российский регистр потенциально опасных химических и биологических веществ Минздрава России, 21.05.2003 г. – М., 2003.
Кроме вышеперечисленных общероссийских регламентирующих документов используются и региональные, учитывающие конкретику мест природопользования.
Перед началом любых геологоразведочных работ с вероятностным воздействием на окружающую среду должно быть изучено фоновое состояние окружающей среды. По результатам изучения определяют наименее устойчивые к техногенному воздействию экосистемы и оптимальные сроки производства работ. Обязательным является реализация следующих мер:
— информирование местной администрации и населения о видах, времени и местах проектируемых работ;
— подготовка персонала к выполнению требований природоохранных мероприятий;
— выбор мест базирования, маршрутов движения автотракторной техники, объемов выруба лесной растительности с учетом минимального воздействия на экосистемы.
В качестве основных природоохранных мероприятий рекомендуются:
§
Мероприятия по предотвращению аварий при бурении и эксплуатации межпромысловых трубопроводов
1. При строительстве скважины, в процессе ее бурения, необходимо предусмотреть установку стабилизаторов давления на выходе из насоса, на вход насосно-компрессорной трубы (НКТ) и перед обратным клапаном в устье скважины, а также установку упругих колец между обсадной трубой и НКТ для ограничения амплитуды колебаний последней.
2. Учитывать возможности осложнений при строительстве (бурении) скважины, предотвращать утрату бурового раствора, а также учитывать при бурении на равновесном забойному давлению буровом растворе вероятность нефтегазопроявлений в виде открытого фонтана.
3. Для межпромысловых трубопроводов должна быть принята: прокладка в одном коммуникационном коридоре с автодорогой, а также соблюдены требования прокладки трубопровода без пересечения крупных водотоков и озер; прокладка трубопровода в защитном кожухе через полотно автодороги; испытание трубопроводов на прочность; наличие у трубопровода антикоррозийного покрытия и теплоизоляции; ингибирование гидратообразования и защита от внутренней коррозии; применение автоматизации отключающих транспорт нефти (газа) устройств.
Кроме того, необходимо всегда быть готовым к ликвидации последствий аварийной ситуации, для чего необходимо иметь устройство ловушек нефти и обваловок, водопропускных систем, задерживающих нефть, устройство в наиболее опасных местах отводных канав на случаи разлива нефти.
Охрана атмосферного воздуха осуществляется путем выполнения комплекса мероприятий, связанных с уменьшением выбросов вредных веществ в атмосферу. Это, в первую очередь, контроль и своевременная регулировка двигателей работающей техники, сокращение сроков ее работы, размещение временных источников выбросов с учетом соблюдения на территории приземных концентраций вредных веществ в пределах ПДК. Особое внимание необходимо уделять временному складу ГСМ, где особое внимание должно быть уделено заправке автотракторной техники с использованием воронок и поддонов, исключающих попадание ГСМ на рельеф и последующее испарение.
Охрана поверхностных и подземных вод
Охрана поверхностных и подземных вод осуществляется комплексом мероприятий, ограничивающих прямое воздействие на водотоки и озера, а также организацией санитарно-гигиенических объектов на территории временных вахтовых поселков. Для сбора жидких бытовых отходов должны быть оборудованы ямы-отстойники. Кроме того, большое внимание следует уделять временным пунктам хранения ГСМ, химреагентов, а также своевременной утилизации или захоронению твердых бытовых и порубочных остатков.
В водоохранных зонах строго запрещено складирование материалов, порубочных остатков, мусора и отходов производства. Запрещены мойка и заправка автотракторной техники, размещение полевого лагеря персонала, вертолетной площадки, склада ВВ.
§
Мероприятия по предотвращению ущерба окружающей среде
Охрана растительного и животного мира
Охрана растительных сообществ и животного мира осуществляется комплексом мероприятий, закладываемых в проект производства работ и направленных на минимизацию воздействия геологоразведочных работ на окружающую биоту.
На проектной стадии рассматривается вопрос максимального использования для прокладки сейсморазведочных профилей и трасс перетаскивания буровых установок существующих квартальных просек. Расчистка просек и валка деревьев должны осуществляться только ручным способом, с помощью топоров, бензопил, с обязательным выполнением существующих правил валки деревьев. Запрещается валка деревьев и расчистка просек с помощью бульдозера. Порубочные остатки должны удаляться с просек, однако, по согласованию с лесниками, могут быть оставлены на профиле на увлажненных участках.
Разводить костры разрешается только на очищенной до минерального слоя площадке, шириной не менее 0,5 м, с обязательной ликвидацией их впоследствии путем заливки кострища водой. В пожароопасный период минимизировать общение персонала с открытым огнем, не оставлять пропитанный маслом обтирочный материал, использовать автотракторную технику только с исправными двигателями, оборудованную искрогасителями.
Негативное воздействие на почвы минимизируется использованием при производстве работ существующей дорожной и квартальной сети, размещением порубочных остатков и бытовых отходов в определенном месте с последующим захоронением.
Охрана животного мира наиболее эффективна при пресечении любой браконьерской деятельности.
На предпроектном этапе производится сбор и исследование данных по оценке фонового состояния компонентов окружающей среды. С учетом литолого-технологического разреза скважины и ожидаемых осложнений при ее строительстве разрабатывается конструкция скважины и технология цементирования обсадных колонн, с учетом перекрытия всех потенциально опасных участков и исключения межколонных перетоков.
На подготовительном этапе проводится получение экспертного заключения от природоохранных органов на проведение работ, получение лицензии и разрешений на осуществление выбросов загрязняющих веществ, сбросов и размещение отходов. Производится строительство трасс перетаскивания буровой установки и буровой площадки, с отсыпкой их, в случае необходимости, песчано-гравийной смесью. Проводится строительство вахтового городка; ведется обустройство площадки временного накопления отходов и строительство системы сбора жидких и твердых производственных отходов. Осуществляется организация системы локального мониторинга окружающей среды.
При производстве бурения и крепления скважины осуществляют оптимизацию режима работы механизмов технологического оборудования с целью поддержания ниже уровня нормативов ПДВ и ПДК загрязнителей воздуха. Своевременное удаление жидких и твердых отходов бурения, повторное использование сточных и буровых вод, снижение расхода пресных вод на проведение операций по приготовлению бурового раствора, опрессовке обсадных труб и т. п. Размещение стационарных источников выбросов (дизельная, котельная и т. п.) с учетом розы ветров. Соблюдение Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (РД08-200-98) на всех стадиях строительства скважины.
При испытании скважины применяют специальные горелки, факельные устройства, исключающие травматизм персонала, сбор, обезвреживание и, при необходимости, захоронение загрязненных грунтов.
При эксплуатации проводят периодическую технологическую диагностику и дефектоскопию скважины, постоянный контроль за состоянием сборных шлейфов и межпромысловых трубопроводов.
При ликвидации (консервации) скважинынеобходим индивидуальный проект на проектируемые работы, разработанный в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и об оборудовании их устьев и стволов, согласованный с органами Ростехнадзора РФ.
§
1. Исторический экскурс.
2. Какие основные документы определяют государственную экологическую политику?
3. Назовите объекты окружающей среды, на которые ожидается воздействие при проведении региональных геологоразведочных работ.
4. Назовите объекты окружающей среды, на которые ожидается воздействие при проведении поисково-оценочных геологоразведочных работ.
5. Объясните понятие «аварийность при проведении геологоразведочных работ».
6. Какие существуют регламентные документы природоохранных мероприятий при проведении геологоразведочных работ?
7. Как осуществляются природоохранные мероприятия атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод?
8. Как проводится охрана растительного и животного мира?
9. Какие разрабатываются мероприятия по предотвращению ущерба окружающей среде при строительстве и эксплуатации скважин?
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Изменившиеся с 1992 г. условия недропользования заставили собственников геологической, геолого-технической и геолого-экономической информации по конкретной территории, в том числе и территориальные геологические фонды МПР России, определить ее в качестве товара с определенной стоимостью, наряду с существующими ранее понятиями: «закрытая» и «открытая». Таким образом, сбор материалов как для курсовых работ, так и для дипломного проектирования проводится студентом на производственной практике по принципу: что бог пошлет.
Поэтому, в качестве заключения в настоящем учебном пособии приведен один из вариантов рубрикации дипломного проекта, позволяющий студенту представить комплекс вопросов, на которые он должен ответить при составлении геолого-методической части проекта на производство разведочных работ. Рубрикация глав и подразделов при выборе студентом тематики дипломного проекта — производство поисковых или поисково-оценочных работ существенно не отличается от нижеприведенной и поэтому не приводится. Вопрос по спецглаве (спецразделу), характеризующий способность студента-дипломанта самостоятельно проводить исследования, здесь также не рассматривается.
Разведочные работы проектируются на объекте, где уже доказана продуктивность одной или нескольких залежей, где уже выявлены запасы категорий С1 и С2. Не исключен вариант, когда при разведке многопластового месторождения студент приступает к изучению продуктивных горизонтов с разной степенью изученности. Однако при любом варианте разведочные работы как краевых частей, так и новых залежей месторождения имеют смысл при наличии предварительно оцененных запасов, которые необходимо перевести в категорию промышленных.
§
История изученности района работ
Общие физико-географические сведения о районе работы
Введение
Во введении приводится информация о месте прохождения преддипломной практики и о работе, выполняемой там дипломником. Дается информация о том, какие материалы легли в основу дипломного проекта; цель производства работ предприятием; выполняемые на производстве геологоразведочные работы.
Объем текстовой части – 1 страница; без рисунков.
Раздел должен содержат информацию об административной принадлежности участка проектируемых работ, об инфраструктуре района, о климате, орогидрографии, флоре, фауне. В разделе должна быть информация о местных минеральных и трудовых ресурсах. Все вышеизложенное определяет в конечном итоге принимаемые проектом технические решения.
Объем текстовой части – 2-3 страницы; рисунок – обзорная карта района работ в произвольном масштабе. В текстовой части приветствуются фотографии, отражающие орогидрографические особенности территории, растительность и другие природные объекты, сделанные студентом на практике,.
Дается в виде текста или таблицы. Перечисляются проведенные геологоразведочные работы по годам их проведения, с указанием автора и наименованием отчета о проведенных работах. Для резюме по проведенным работам необходимо изложить информацию по результатам, полученным каждым исследователем в отдельности.
Объем текстовой (табличной) части – 4-7 страниц; возможна иллюстрация раздела рисунками в формате А4, характеризующими картограммы изученности.
При сравнительно небольшом объеме информации главы 1 и 2, по согласованию с руководителем по дипломированию, соединяют в одну.
Дается в подразделах: стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология, особенности района работ и непосредственно участка проектирования.
3.1. Стратиграфия освещается кратко, в соответствии с существующей стратиграфической схемой. В заключение приводятся данные о существующих отражательных горизонтах и их приуроченности к стратиграфическим. При наличии в разрезе реперных горизонтов дается их описание и привязка.
3.2. В подразделе посвященном тектонике района, описана имеющаяся схема тектонического районирования, начиная со структур I-II порядка и кончая локальными структурами.
3.3. Гидрогеологические особенности характеризуются выделенными гидрогеологическими комплексами пород и региональными водоупорными толщами. При наличии информации дается оценка встреченным в районе пресным водам, используемым для целей водоснабжения населения и намечаемого производства геологоразведочных работ.
3.4. В подразделе, посвященном нефтегазоносности района, дается описание существующих нефтегазоносных комплексов (НГК), характерных для нефтегазоносной провинции. При наличии информации дается характеристика продуктивных пластов (горизонтов).
3.5. При описании участка проектируемых работ необходимо ответить на вопросы: к какому НГК принадлежит продуктивный пласт (горизонт), какая глубина залегания этого горизонта, какие запасы какого флюида выявлены здесь и их категория.
Объем главы – 10-18 страниц текста; рисунки – выкопировки из обзорных карт (геологической, тектонической и др.) масштаба 1:10000000 – 1:1000000, иллюстрирующие текст подглав, желательно, чтобы рисунки текста повторяли в формате А4 чертежи демонстрационной графики.
Демонстрационная графика: тектоническая схема (геологическая карта) района работ масштаба 1: 50000 – 1:200000; сводный геолого-геофизический разрез — на листах формата А1.
§
Цель производства проектируемых работ заключается в переводе запасов категории С2 в категорию С1. В начале раздела дается расчет минимально необходимого и общего количества разведочных скважин для полной разведки месторождения. При наличии незначительных по площади выделенных на предыдущем этапе предварительно оцененных запасов эта задача решается двумя-тремя скважинами и может являться целью проектируемых работ. При наличии достаточно большой площади выделенных запасов категории С2 решение разведочной задачи осуществляется по этапам. И, таким образом, целью разведочных работ может быть решение задач одного из этих этапов.
Здесь же необходимо перечислить и обосновать комплекс методов для решения поставленной задачи.
Методический раздел является основой для составления последующих частей дипломного проекта, поэтому для более подробного обоснования работ предлагается разбить главу на подглавы и подразделы. В качестве примера:
4.1. Геофизические методы производства работ
В данной подглаве может рассматриваться вопрос по сгущению сети ранее пройденных сейсморазведочных площадных работ 2D или же постановка сейсморазведочных работ 3D. В зависимости от собранного дипломантом на практике материала можно рассматривать вопрос и о применении других видов геофизических исследований. Объем – в зависимости от объема собранного материала, но не более 5 страниц текста, рисунки: расчет годографа, местоположение проектируемых работ на местности. Проектирование сейсморазведочных работ обязательно должно сопровождаться проектированием комплекса сопутствующих этому методу работ (топо — геодезические, буровые, взрывные и т. п.).
При проектировании сейсморазведочных работ 3D необходим демонстрационный чертеж формата А1.
4.2. Геохимические методы производства работ
Дается комплекс геохимических исследований по уточнению границ залежи (месторождения) дистанционными методами. Дается описание методики производства работ, ожидаемые результаты. Объем текста – 2-4 страницы, рисунки – применяемая сеть геохимических наблюдений. При применении данного метода дать этот же рисунок в качестве демонстрационной графики в формате А1.
4.3. Буровые работы. Эта подглава, в свою очередь, состоит из ряда подразделов, в каждом из которых дипломант должен дать ответы на следующие вопросы:
4.3.1. Выбор базисного горизонта разведки. Оценка минимально необходимого количества скважин, выбор системы заложения скважин, конкретных мест их заложения, очередность проходки. В заключение подраздела приводится определенный проектом общий метраж разведочного бурения и количество скважин.
4.3.2. Геологические условия проводки скважин. Литолого-технологический разрез и ожидаемые осложнения при бурении скважины (скважин). В текстовой или в табличной форме дается поинтервальный сводный разрез проектируемой скважины с указанием ожидаемых литологических разностей пород (поинтервально), а также категории их по буримости. В этом же разделе даются сведения по пластовым давлениям, температурам, коэффициенту кавернозности, углам и направлению падения пластов; ожидаемые в процессе бурения осложнения, обусловленные литологическими, гидрогеологическими, геохимическими, геотермическими особенностями проектного разреза. Особое внимание должно быть уделено полученной информации по проведенному на проектном объекте поисковому бурению. Обычно в перечень часто встречаемых осложнений при бурении скважин входят: размыв устья скважины, обрушение ее стенок, водопроявления и водопоглощения, прихват инструмента, затяжки бурового снаряда, нефтегазопроявления.
Обычно пластовые давления близки к гидростатическим. Однако если по ранее полученным данным (по результатам поискового бурения) мы можем встретить аномально высокие или аномально низкие пластовые давления (АВПД, АНПД), то в подразделе должна быть отражена рецептура применяемого бурового раствора.
4.3.3. Обоснование конструкции скважины. На основании литолого-технологического разреза и ожидаемых осложнений при бурении скважины предлагается обосновать принимаемую проектом конструкцию скважины. Конструкция скважины обычно представлена направлением, кондуктором, эксплуатационной колонной и, в случае необходимости, – промежуточными колоннами. В этом же подразделе приводится информация о типе противовыбросового оборудования, устанавливаемого на устье скважины.
4.3.4. Комплекс геолого-геофизических исследований при проходке скважины включает в себя отбор керна, шлама, флюидов, проведение промежуточного каротажа и окончательного, опробование в открытом стволе и испытание в колонне.
При проведении разведочного бурения на объекте, уже охарактеризованном керном из ранее пройденных скважин, приводится обоснование его добора из конкретных интервалов продуктивного пласта. В соответствии с ожидаемой мощностью продуктивного горизонта (пласта) необходимо определить интервалы проходки с отбором керна, дать объем керна с условием его выноса (раздельно по коллектору и по покрышке). Описать отбор проб флюидов.
Предлагаемый комплекс ГИС. Дается в табличной форме основной комплекс ГИС для данной территории и при необходимости дополнительный. Рассматриваются масштаб записи, какие зонды будут применяться в открытом стволе (на промежуточном этапе, при проведении окончательного каротажа), какие в колонне. Желательно дать краткое описание методов.
Опробование скважины в открытом стволе и испытание ее в колонне. Дать в текстовой форме описание процесса опробования скважины в открытом стволе и процесс испытания скважины в колонне.
4.4. Работы, сопутствующие полевым. Имеются в виду топо-маркшейдерские работы и строительство на буровой.
4.5. Лабораторные работы. С учетом объема вынесенного керна по коллекторам и по покрышкам, определяется количество образцов для проведения петрофизических и петрографических исследований. Делается вывод о репрезентативности полученной выборки.
4.6. Подсчет запасов углеводородов объемным методом. При проведении разведочных работ определяется количество запасов, переведенных из категории С2 в категорию С1.
Объем текста – 12-20 страниц, рисунки (фотографии). В качестве демонстрационного чертежа – Геолого-технический наряд (ГТН) в формате А1 – чертеж, учитывающий также вопросы, освещенные в технической части проекта.
6. Техническая часть проекта, в том числе: охрана труда, техника безопасности, охрана окружающей природной среды. Объем текстовой части – по согласованию с соответствующим куратором.
7. Экономическая часть (сводная смета, расчеты стоимости отдельных видов работ). Объем текстовой части – по согласованию с соответствующим куратором.
В завершение экономической части необходимо привести подраздел, посвященный эффективности предлагаемых проектом работ. Необходимо учесть, что ожидаемые результаты (прирост запасов, перевод запасов УВ-сырья) должны быть значительно выше ожидаемых затрат на производство работ.
Заключение
Кратко перечисляются ожидаемые результаты реализации проекта геологоразведочных работ.
Приводится список использованной при составлении дипломного проекта фондовой и опубликованной литературы.
Литература
Основная:
1. Габриэлянц, Г. А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений / Г. А. Габриэлянц. – М.: Недра, 2000.
2. Габриэлянц, Г. А. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа / Г. А. Габриэлянц, В. И. Пороскун, Ю. В. Сорокин. – М.: Недра, 1985.- 302 с.
3. Основы методики геологоразведочных работ на нефть и газ: учеб. пособие для вузов /Э. А. Бакиров [и др.]; под ред. Бакирова Э. А., Ларина. В. И. – М.: Недра, 1991. – 159 с.
Вспомогательная:
4. Дмитриевский, А. Н. Фундаментальные исследования в геологии нефти и газа / Дмитриевский А. Н.// Геология нефти и газа. — 1997.- № 9.- С. 4-10.
5. Инструкция по организации и производству геологосъемочных работ и составлению Государственной геологической карты СССР масштаба 1:50000 (1:25000).-Л.: ВСЕГЕИ, 1986.- 243 с.
6. Инструкция по отбору, документации, обработке, хранению, сокращению и ликвидации керна скважин колонкового и разведочного бурения. – М.: ВНИГНИ, 1973.
7. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. – М.: ГКЗ СССР, 1983. -15 с.
8. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: справочник / под ред. В. М. Добрынина. – М.: Недра, 1988. – 476 с.
9. Классификатор тематических задач оценки природных ресурсов и окружающей среды, решаемых с использованием материалов дистанционного зондирования земли. – Иркутск, 2002.
10. Комплексная подготовка структур в Прикамье / С. Н. Калабин, В. А. Силаев, В. И. Федоров [и др.] // Геология нефти и газа. – 1990. — № 11.
11. Конторович, А. Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности / А. Э. Конторович. — М.: Недра, 1976. – 248 с.
12. Косыгин, Ю. А. Тектоника / Ю. А. Косыгин. – М.: Недра, 1988.- 462 с.
13. Кравченко, Т. П. Ресурсоведение нефти и газа/ Т. П.Кравченко.– М.: ГЕОС, 2004. – 196 с.
14. Кузнецов, В. И. Элементы объемной сейсморазведки: учебное пособие / В. И. Кузнецов. – Тюмень, 2004.- 270 с.
15. Лившиц, В. Р. Оценка параметров распределения скоплений нефти и газа по крупности в слабоизученных нефтегазовых бассейнах / В. Р. Лившиц. СО РАН. // Геология и геофизика.- 2003. — Том 44, №10. – С. 1045-1059.
16. Методика оценки нефтегазоносности локальных ловушек / И. И. Нестеров, А. В. Рыльков, Г. Ф. Григорьев [и др.] – М.: Недра, 1988. — 195 с.
17. Методические рекомендации по выбору систем размещения поисковых скважин. – М.: ВНИГНИ, 1982.
18. Методические рекомендации по применению Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.— М.: МПР РФ, ФГУП ГКЗ, 2005.
19. Методические указания по поискам и разведке мелких месторождений нефти (до 1 млн т) и газа (до 3 млрд м3). — М.: Миннефтепром СССР, 1988. — 56 с.
20. Методы ускоренной разведки месторождений нефти и газа /
А. А. Епифанов, Н. И. Марухняк, Б. Г. Парахин, И. А. Капканщикова. – М.: Наука, 1982. — 108 с.
21. Мясникова, Г. П. Методы выявления перспективных зон и месторождений нефти и газа: учебное пособие / Г. П. Мясникова, В. И. Шпильман. – Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 1995. – 125 с.
22. Нестеров, И. И. К методике оценки ресурсов нефти и газа новых нефтегазоносных территорий / И. И. Нестеров, В. В. Потеряева // Геология нефти и газа. – 1971.- №12.- С. 5-10.
23. Нестеров, И. И. Теория нефтегазонакопления / И. И. Нестеров, В. И. Шпильман. — М.: Недра, 1987. – 232 с.
24. Нестеров, И. И. Опорные скважины СССР. Сургутская опорная скважина (Тюменская область) / И. И. Нестеров, Г. Н. Перозио, Ю. В. Брадучан [и др.] – Л.: Недра, 1964. – 188 с.
25. Пермяков, И. Г. Нефтегазопромысловая геология и геофизика: учебное пособие для вузов / И. Г. Пермяков, Н. Ш. Хайретдинов, Е. Н. Шевкунов. – М.: Недра, 1986. – 269 с.
26. Подгорнов, Ю. М. Эксплуатационное и разведочное бурение на нефть и газ: учебное пособие / Ю. М. Подгорнов. – М.: Недра, 1988. – 325 с.
27. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: справочник / И. Д. Амелин [и др.] — М.: Недра, 1989. – 270 с.
28. Поляков, Г. А. Модели и прогнозные оценки перспектив добычи нефти / Г. А. Поляков, Т. В. Полякова. — М.: МГИМО: РОССПЭН, 2004. – 152 с.
29. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. – М., 1999.
30. Приказ МПР РФ от 07.02.2001 г. № 126 «Об утверждении временных положений и классификаций».- М., 2001.
31. Приказ МПР РФ от 01.11.2005 г. № 298 «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и газа». – М., 2005.
32. Программа Всероссийской конференции «Генезис нефти и газа». – М., 2003.
33. Российский и международный опыт классификации запасов и ресурсов нефти и газа / В. И. Пороскун [и др.] //Процесс принятия управленческих решений на основе экономического анализа работ по поискам и разведке нефти и газа. – М.: ВНИИОЭНГ, 2001. — С. 30 – 45.
34. Садовник, П. В. Основные итоги работы Федерального агентства по недропользованию в части углеводородного сырья и подземных вод: доклад на коллегии МПР России / П. В. Садовник // Разведка и охрана недр. — 2006. — №4. — С. 11-15.
35. Системный анализ при обосновании поисков месторождений нефти и газа: обзор / И. И. Нестеров, А.В. Рыльков, В. И. Шпильман [и др.] // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. – М.: ВНИИОЭНГ, 1984. – С. 60-73.
36. Спутник нефтяника и газовика: справочник / под ред. Н. Г. Середы, В. А. Сахарова, А. Н. Тимашова. – М.: Недра, 1986. – 325 с.
37. Филиппов, В. П. Ускоренная разведка залежей нефти для их подготовки к промышленной разработке / Филиппов В. П. // Информационный материал. – М.: Изд-во РГУНГ им. Губкина, 2001. — 19 с.
38. Федеральный закон «О недрах» / в ред. Федеральных законов от 03.03.1995 № 27-ФЗ, от 10.02.1999 № 32-ФЗ, от 02.01.2000 № 20-ФЗ, от 14.05.2001 № 52-ФЗ, от 08.08.2001 № 126-ФЗ, от 29.05.2002 № 57-ФЗ, от 06.06.2003 № 65-ФЗ, от 29.06.2004 № 58-ФЗ, от 22.08.2004 № 122-ФЗ, от 25.10.2006 № 173-ФЗ. – М.
39. Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти / А. П. Хаустов, М. М. Редина. — М.: Дело, 2006. – 552 с.
40. Элланский, М. М. Повышение информативности геолого-геофизических методов изучения залежей нефти и газа при их поиске и разведке: учеб. пособие / М. М.Элланский; Российский гос. университет нефти и газа им. И. М. Губкина.- М.: Изд-во РГУНГ им. И. М. Губкина, 2003.- 87 с.
41. Энергетическая стратегия России: Постановление Правительства Российской Федерации от 28.02.2003 г. № 1234-р.-М.
