Карачаганак — это крупное нефтегазоконденсатное месторождение на суше, геологические запасы которого оцениваются в пределах 1371 млрд. м[3] (48,4 трл. куб. футов) газа и 1236 млн. тонн (9,6 млрд. баррелей) конденсата.
Месторождение было открыто в 1979 году в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области, недалеко от города Аксай. Оно занимает площадь в 280 квадратных километров. Добыча на УКПГ-16 (нынешняя УКПГ-3) началась в ноябре 1984 года с использованием схемы ограниченной опытно-промышленной эксплуатации, разработанной ведомствами СССР. В марте 1995 года были подписаны Основы соглашения о разделе добычи (ОСРД) с Республикой Казахстан, регламентировавшие разработку месторождения Карачаганак, группой предприятий, состоящей из Бритиш Газ, Аджип, Газпрома и Казахгаза. Этот документ явился промежуточным шагом к подписанию Соглашения о разделе продукции (СРП).
Окончательное соглашение о разделе продукции (ОСРП) было подписано 17 ноября 1997 года между Республикой Казахстан и компаниями-партнерами по разработке месторождения, Бритиш Газ, Аджип (впоследствии Эни), Лукойл и Тексако (позднее ставшей ШевронТексако).
Компании Бритиш Газ и Аджип являлись совместными операторами. В ОСРП было определено четыре этапа освоения, причем этап 1 был определен как этап разработки в период, предшествующий ОСРП и регламентированный ОСРД.
В сентябре 1998 года была создана Карачаганакская Интегрированная Организация (КИО) как совместное предприятие партнеров для управления основными строительными работами и осуществления разработки месторождения. Бритиш Газ и Аджип делегировали свои функции операторов КИО.
В 2003 году производство было расширено в результате окончания строительства перерабатывающих сооружений и установки технологического оборудования на УКПГ-2 и Карачаганакском перерабатывающем комплексе (КПК) в рамках начальной программы этапа 2.
В середине 2003 года совместное предприятие было реорганизовано в целях обеспечения соответствия этапу 2М. Операторами стали БГ-Групп и Эни. Эта организация была названа Карачаганак Петролеум Оперэйтинг Б.В. (КПО).
Совместное предприятие принадлежит компаниям Бритиш Газ (32,5%), Аджип (32,5%), ШевронТексако (20%) и Лукойл (15%).
Этап 2М направлен на поддержание уровней добычи до начала добычи по Этапу 3. Он начался с программы оценки, которая включает углубление одной скважины и бурения 4 новых горизонтальных скважин. Эта программа призвана прояснить существенную техническую неопределенность в отношении поведения горизонтальных скважин и извлечения запасов и тем самым определить, насколько эффективны новые скважины в низкокачественных малоосвоенных районах.
Добыча нефти и горноресурсов. биотехнологии для нефте и горнодобывающей ...
... энергоносителей с точки зрения технологичности. Нефть и газ транспортируются, в основном, по трубопроводам, работающим в любое время года и суток. Чтобы перекачать нефть (газ), а затем подать ее ( ... в горнодобывающей промышленности [8]. Цель: рассмотреть применения биотехнологии при добыче нефти и в горнодобывающей промышленности. Для этого были поставлены следующие задачи: рассмотреть ...
На данный момент, дополнительные требования по газу и расчету сроков еще не определены Республикой Казахстан. В настоящее время продолжается изучение с целью понимания принципов освоения месторождения для обеспечения соответствия требованиям по продаже дополнительных объемов газа. Как только будут известны объемы, сроки и коммерческие условия, будут определены подробные варианты освоения по Этапам 3 и 4, сформулирован оптимизированный план освоения и просчитана экономика.
В этом дипломном проекте рассматривается анализ разработки КНГКМ. Результат чего идёт вывод характера разработки. Показаны фактические экономическо-технологические показатели за 11 летний период. Также указан расчёт предполагаемой дальнейшей разработки месторождения до 2037 года.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие геологические сведения
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1979 году при бурении параметрической скважины № 10-П производственно-геологическим объединением Уральскнефтегазгеология. В 1983 году произведен оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата. С ноября 1984 года началась опытно-промышленная эксплуатация месторождения.
Глубина залегания КНГКМ находится в пределах от 3500 до 5150м ниже уровня моря.
От верха пермского периода, около 3500 м ниже уровня моря, до глубины около 4950 м ниже уровня моря в каменноугольном регионе газовый конденсат медленно становится жирнее с увеличением глубины. Полученный при добыче газовый фактор уменьшается с приблизительно 2000 м[3]м3 в верхней части газового региона до приблизительно 800 м[3]м3 при глубине 4950м ниже уровня моря. Остаточная (не разжижаемая) нефть занимает около 4,5% всего порового пространства в газовом регионе Карачаганака. Так как эта нефть не находится в состоянии равновесия с газом, газ в результате недонасыщен, так что конденсат не выпадает немедленно при снижении давления в резервуаре.
С 4950 м ниже уровня моря вниз до водонефтяного контакта, около 5150 м ниже уровня моря, находится нефтяное крыло. Этот нефтяной регион должен быть разделен на две части, в каждой из которых нефть имеет довольно различные жидкостные свойства. На юге и на западе месторождения нефть быстро уплотняется с увеличением глубины, а содержание газа снижается с 800 ст. м3 на 4950 м ниже уровня моря до приблизительно 250 ст. м[3] при 5150 м ниже уровня моря. На северо-востоке месторождения плотность нефти возрастает с увеличением глубины гораздо медленнее, и газовый
фактор снижается меньше — с 800 м[3] на 4950 м ниже уровня моря вниз до приблизительно 500 ст. м3 при водонефтяном контакте. Нефть в юго-западном регионе явно находится в состоянии гравитационного равновесия (или близкок нему) с увеличением глубины, в то время как нефть на северо-востоке не достигла этого состояния, что, возможно, предполагает произошедший позднее приток газа в эту область.
Важно признать, что в Карачаганаке нет очень четкой границы между газом и нефтью. Состав жидкостей таков, что при водонефтяном контакте пластовая жидкость довольно близка к своей критической точке. Это означает, что газ и нефть имеет очень схожие составы, так что при переходе от газа к нефти изменения в жидкостных свойствах происходят постепенно, а не внезапно. Поэтому точная позиция водонефтяного контакта не ясна из данных, и в любом случае при построении данной модели использовалось цифра 5100м ниже уровня моря.
Загрязнение моря нефтью и нефтепродуктами
... там происходит, как она действует на флору и фауну? Какие усилия предпринимаются правительствами и нефтяными концернами, для того чтобы сократить загрязнение моря нефтью? В 1978 г. в мире ... сырой нефти и нефтепродуктов, приходится 50% случае всех столкновений судов водоизмещением свыше 500 регистровых тонн. Угрожают морю и тысячи километров трубопроводов, по которым течет нефть. Бывают и аварии на ...
1.2 Нефтегазоносность
Основная (разрабатываемая) нефтегазоконденсатная залежь связана с карбонатными верхнедевонскими (фаменскими), каменноугольными и нижнепермскими (по артинский ярус включительно) отложениями. Толщина залежи около 1600 м, минимальная глубина залегания ее кровли 3680 м. Водонефтяной контакт (ВНК) этой залежи расположен в среднем на абсолютной отметке минус 5150 м, или на глубине порядка 5250 м от поверхности земли.
Ниже отметки минус 5000 м залегает нефтяная зона. Судя по высокому газожидкостному фактору (ГЖФ), превышающему 500 м[3]м[3] и физико-химическим свойствам жидких углеводородов, нефть (особенно в верхних слоях зоны) легкая, маловязкая, переходящая к отметке минус 5130 м в более плотную и вязкую, которая в сочетании с ухудшенными коллекторскими свойствами вмещающих пород может блокировать залежь участками или повсеместно.
Появление пластовой воды на первых этапах освоения скважины, а
также наличие стойкой водонефтяной эмульсии, могут указывать на наличие воды в непосредственной близости от дыр перфорации и, таким образом, не
исключено, что скважина №13 в интервале перфорации 5202~5217 м вскрыла переходную водонефтяную зону в ее верхней части. Поскольку из интервала 5125~5190 м той же скважины получена безводная нефть, то надо полагать, что нижняя граница чисто нефтяной подушки проходит на глубине примерно 5210 (-5130 м); ниже залегает переходная водонефтяная зона.
По данным промысловых и лабораторных исследований Карача-ганакское месторождение является конденсатогазонефтяным: в пермских отложениях находится газоконденсатная залежь, в каменноугольных- газоконденсатная залежь и нефтяная подушка.
Граница между газоконденсатной и нефтяной зонами точно неустанов-ленна. Исследование рекомбинированных проб пластовых смесей (интервал 4870 4965 м) на установке фазовых равновесий мини-PVT, указывает на то, что она находится ниже глубины 4965 м (-4332 м), поскольку давление начала конденсации в скважине 19 оценивается в диапазоне 52,755,0 МПа, то есть эта система является недонасыщенной.
1.3 Водоносность
В гидрогеологическом отношении в разрезе Карачаганакского НГКМ выделяется два гидрогеологических этажа, разделенных регионально сульфатно-галогенным водоупором кунгурских возрастов.
Верхний этаж охватывает преимущественно терригенные отложения четвертично-неогенового-мелового-юр ского, триасового и верхнепермского возрастов.
Развиты комплексные гидрокарбонатные, так и солоноватые и соленые хлоридно-сульфатные, хлоридно-гидрокарбонатные, гидрокарбонатные, суль-фатные, гидрокарбонатно-хлоридные воды.
Из верхнепермских опробованы только татарские отложения (в самой
кровельной части) на глубине 1808-1670 м в скважине РП-1, пробуренной до разведки поглощающих горизонтов. Водоносными являются межсреднезер-нистые песчаники и алевролиты, дебит которых после компрессирования
Анализ работы горизонтальных скважин на Ромашкинском месторождении
... турнейские отложения. Геологические условия Татарстана позволяют рекомендовать широкое применение горизонтальных и горизонтально — разветвленных скважин. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Общие сведения о месторождении Ромашкинское месторождение располагается ... типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м. 1.3 Тектоника В тектоническом ...
скважины при восстановлении уровня с глубины 600м до глубины 180 м составил 54 м[3]сут. В результате опробования были получены пластовые воды хлоридного натриевого состава с минерализацией 281,2-302,0 гл и плотностью 1,182-1,187 гсм[3].
Нижний гидрогеологический этаж приурочен к карбонатным отложе-ниям нижней перми и каменноугольного возраста. Плотность воды 1,161-1,19 гсм[3], минерализация от 233 до 279 гл. По составу воды хлоридные, тип вод — хлор — кальциевый.
1.4 Стратиграфия
В отчете по подсчету запасов 1988 г. литолого-стратиграфическая характеристика разреза приведена в соответствии со схемой расчленения, разработанной в процессе разведки на основе данных палеонтологии, литологии и гамма-термолюминисценции, увязанных с промыслово-геофизической характеристикой. В дальнейшем каротажные реперы, исполь-зовались для расчленения разреза, вскрытого более чем 140 скважинами, пробуренными после 1988 года. Это позволило уточнить диапазон изменения толщин выделенных ранее стратиграфических подразделений.
На Карачаганакском месторождении бурением вскрыты отложения кайнозойской, мезозойской и палеозойской групп.
Палеозойская группа (Рz)
Девонская система (D)
Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением, являются
девонские, представленные нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел (D1)
На основе детальной корреляции специалистами ПГО «Уральскнефте-газгеология» (Н.Г. Матлошинский, О.Н. Марченко, Р.Б. Бахтиаров) при обос-
новании заложения скважин Д3, ДР7 и ДР8 было проведено литолого-страти-графическое расчленение девонских отложений. Согласно этим исследованиям в скважине Д5 с глубины 6219 м и до забоя на глубине 6245 м
вскрываются глинисто-карбонатные породы эмского яруса нижнего девона. В пробуренных позднее скважинах Д4 и ДР6 нижнедевонские отложения вскрыты на глубине 6169 и 6028 м соответственно. Породы представлены аргиллитами темно-серыми, почти черными, известковитыми.
Максимальная толщина вскрытых бурением нижнедевонских отложений достигает 430 м (скважина ДР6).
Средний отдел (D2)
Среднедевонские отложения установлены в объеме эйфельского и живетского ярусов и вскрыты скважинами 15, Д1, Д2, Д4, Д5, ДР6.
Эйфельский ярус (D2 ef)
Представлен в составе нижнего, недифференцированного, афонинского, частично бийского и койвенского горизонтов. Нижняя часть разреза пред-ставлена переслаиванием карбонатно-обломочных разностей. Глубоководные отложения характеризуются чередованием аргиллитов темно-серых, почти черных, плотных, микро- и тонкослоистых с известняками с пелоидами, водорослевыми структурами и онколитами. Толщина отложений эйфельского яруса составляет от 315 м (скважина Д5) до 380 м (скважина Д4).
Живетский ярус (D2 g)
Сложен темно-серыми, почти черными известняками, часто органоген-ными, кониконхиевыми и аргиллитами, реже алевролитами, наряду с которыми в верхней части разреза встречаются прослойки светло-серых микрокристаллических известняков. Толщина отложений живетского возраста варьирует от 64 м в скважине 15 до 92 м в скважине Д2. В скважине Д5 на южном склоне Карачаганакской структуры живетские отложения не фиксируются.
Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ...
... пород мезокайнозоя. Полный разрез осадочного чехла вскрыт скважиной №7, где его толщина достигает 2753 м. Мезо-кайнозойские отложения представлены юрской, меловой, палеогеновой, четвертичными системами. Юрская ... Необходима использовать ТМС в периодическом фонде скважин оборудованных ЭЦН это дает надежность эксплуатации оборудования, если программа не сработает по токовым нагрузкам то ТМС по ...
Верхний отдел (D3)
Верхнедевонские отложения представлены франскими и фаменскими ярусами.
Франский ярус (D3 f)
В скважинах Д1 и Д2 в интервалах 5701-5916 м и 5934-6093 м были выделены отложения франского возраста. В пробуренных позднее скважинах Д4 и ДР6 породы франского яруса вскрыты в интервалах 5503-5722 м и 5498-5595 м соответственно. Нижняя часть яруса сложена в основном алевролитами с прослоями аргиллитов и песчаников, которые вверх по разрезу сменяются известняками мелководного фациального облика. Толщина отложений франского яруса колеблется от 159 (скважина Д2) до 219 м (скважина Д4).
Фаменский ярус (D3 fm)
Породы фаменского возраста на месторождении вскрыты многими скважинами, но на полную мощность пройдены только скважинами 15, Д1, Д2, Д4, Д5 и ДР6. Фаменские отложения сложенны преимущественно органогенно-детритовыми сферолитовыми известняками, вторичными доломитами и доломитизированными известняками. Толщина вскрытых в полном объеме фаменских отложений колеблется от 293 (скважина ДР6) до 386 м (скважина Д4).
Каменноугольная система (C)
Отложения каменноугольной системы вскрыты на всей территории месторождения и представлены нижним и средним отделами.
Нижний отдел (С1)
Нижнекаменноугольные образования включают в себя турнейский, визейский и серпуховский ярусы.
Турнейский ярус (С1 t)
Породы турнейского яруса залегают на подстилающих отложениях фаменского яруса, практически не отличаясь от них по литологии. Его нижняя граница определяется по включениям фораминифер и конодонт и четко не установлена. В большинстве скважин, не имеющих палеонтологи-ческих определений, граница между турнейским ярусом нижнего отдела каменноугольной системы и фаменским ярусом верхнего девона не проводится и тогда эти отложения выделяются в объеме нерасчлененных турнейско-фаменских образований. Толщина собственно турнейского яруса колеблется от 2 (скважина 26) до 108 м (скважина 7).
Визейский ярус (С1 v)
Визейский ярус выделяется по резкой смене водорослево-сферолитовых известняков органогенно-обломочными или темноцветными глинисто-битумонозными доломитизированными известняками. В основании яруса характерно наличие пласта аргиллита толщиной от единиц до 32 м. Аргиллит черный, плитчатый, местами слабо известковистый. В целом визейскому ярусу соответствует пачка с высокой гамма-активностью толщиной от 5 до 235 м, залегающая непосредственно в аргиллитах.
Серпуховский ярус (С1 s)
Сложен он карбонатными породами мелководного, рифового и относи-тельно глубоководного типов разреза. Мелководный тип осадков представлен известняками биоморфно-детритовыми, перекристаллизованными, ангидрити-зированными. Толщина отложений серпуховского яруса мелководного типа составляет 400-700 м. Рифовый тип разреза обособляется в краевых частях структуры и представлен известняками светлыми, мшанково-водорослевыми, строматолитовыми, доломитизированными. Толщина отложений рифового типа колеблется от 244 (скважина 44) до 872 м (скважина 804).
Относительно глубоководный тип разреза представлен темноокрашен-ными разностями плитчатых и микрослоистых известняков и доломитов. Толщина отложений этого типа изменяется от 15 (скважина 47) до 63 м (скважина 48).
Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении
... месторождения принимают участие терригенные отложения мезозойского и кайнозойского возраста, подстилаемые породами доюрского фундамента. Максимальная толщина пород фундамента и осадочного чехла вскрыта в скважине №184 и составляет 3320 м. ... итоговые характеристики отбора нефти. В настоящие время Приразломное месторождение является полигоном испытания различных технологий разработки низко-проницаемых ...
Средний отдел (С2)
Башкирский ярус (С2 b)
Отложения среднего отдела представлены только башкирским ярусом. Бурением установлено развитие этих отложений только в краевых частях структуры, в сводовой части они размыты. В составе пород башкирского возраста преобладают осадки мелководно-морского типа разреза, представ-ленные биоморфно-детритовыми, органогенно-обломочными, а также водоро-слевыми известняками с прослоями доломитов. Толщина их меняется от 4 м (скважина 28) до 55 м (скважина 17).
В восточной части структуры скважиной 21 вскрыты депрессионные осадки — глубоководные темно-цветные известняки и доломиты слоистой текстуры с включениями глинистого материала. Толщина этих отложений достигает 38 м.
Пермская система (Р)
Отложения пермского возраста выделяются в разрезах практически всех пробуренных на месторождении скважин и характеризуются наибольшим разнообразием литолого-формационного состава. Пермская система пред-ставлена обоими отделами.
Нижний отдел (Р1)
В составе нижнего отдела пермской системы выделяются ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Карбонатные породы первых трех ярусов образуют три типа разрезов — биогермный, склоновый и относительно глубоководный.
Ассельский ярус (Р1 a)
Биогермные известняки, реже — доломиты и их биоморфно-детритовые разности ассельского возраста встречаются в основном в центральной купольной части мощного рифогенного массива. Максимальная толщина отложений этого типа достигает 728 м (скважина 180).
Отложения рифового склона характеризуются преимущественным развитием доломитизированных биоморфно-детритовых, реже биогермных и биоморфных разностей с прослоями биохемогенных и обломочных пород. Толщина отложений склонового типа изменяется от 42 до 216 м. Относительно глубоководные ассельские отложения представлены темноцветными, почти черными тонко- и микрослоистыми битуминозными карбонатными породами с примесью глинистого и кремнистого материала.
Сакмарский ярус (Р1 s)
В рифовой фации представлен светлыми разновидностями водорослевых, мшанковых, тубифитовых и криноидно-водорослевых известняков. Толщина отложений этого типа изменяется от 23 (скважина 10) до 90 м (скважина 6).
Склоновый тип разреза сложен органогенно-детритовыми, брекчиевидными, тонкокристаллическими и пелитоморфными известняками, толщина которых изменяется от 15 до 56 метров.
Артинский ярус (Р1 ar)
В рифовом типе разреза представлен биоморфно-детритовыми извес-тняками, реже вторичными биогермными, водорослевыми доломитами. Толщина артинских отложений этого типа достигает 90 м (скважина 2).
Склоновый тип разреза представлен, в основном, вторичными доломитами, реже известняками биоморфно-детритовыми, органогенно-обломочными. Толщина яруса в разрезах склонового типа резко сокращается и изменяется от первых единиц (скважины 1, 27) до 217 м (скважина 7).
Кунгурский ярус (Р1 k)
В пределах месторождения развит повсеместно. По палеонтологи-ческим и палинологическим данным в нем выделяются филипповский и иреньский горизонты.
Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной ...
... работ с сохранением минимальных затрат на скважину. Дипломный проект состоит из 7 частей: общей, геологической, технической, специальной части, охраны труда и окружающей природной среды, организационной - экономической части. При разработке дипломного ... Освоение месторождения начато в 1998 году. В настоящее время разработка месторождения ведется ... относятся нефть и природный газ) сыграли важную роль в ...
Филипповский горизонт (Р1 kf)
Отложения филипповского горизонта вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами. В наиболее полных разрезах они состоят из двух литологических толщ — карбонатной и карбонатно-сульфатной. Карбонатная толща сложена преимущественно перекристаллизованными, ангидритизи-рованными доломитами. Карбонатно-сульфатная толща филипповского горизонта представлена в основном ангидритами серой, светло-серой и голубоватой окраски с прослоями доломитов. Толщина филипповского горизонта меняется от нескольких метров в наиболее погруженных частях рифогенной структуры до 150-300 м в центральной части палеорифа.
Иреньский горизонт (Р1 kir)
Представлен соленосными отложениями с терригенными прослоями. Толщина горизонта колеблется в широком диапазоне. В центральной части мульды толщина горизонта составляет, как правило, от нескольких единиц до 250 м, а в скважинах 18, 102, 111, 215 и 913 отложения иреньского возраста отсуствуют, что связанно с оттоком пластичных соляных масс в развития соляных куполов. В зоне развития соляных куполов толщина горизонта максимальная составляет более 5000 м.
Верхний отдел (Р2)
Отложения верхнего отдела пермской системы выделяются в объеме уфимского, казанского и татарского яруса.
Уфимский ярус (Р2 u)
Вскрывается скважинами в пределах межкупольной мульды и в литологическом отношении представлен чередованием аргиллитом, глин, алевролитов, солей и ангидритов. Толщина яруса меняется от 48 (скважина 433) до 1284 м (скважина 24), в отдельных случаях до 1630 м (скважина 8), увеличиваясь в направлении зоны контакта северного крыла мульды с Карачаганакским куполом.
Казанский ярус (Р2 kz)
Повсеместно распространен в пределах развития межкупольной мульды. По литологии казанский ярус подразделяется на калиновскую и нерасчленен-ные отложения гидрохимической и сосновской свит. Отложения калиновской свиты представлены глинами красно-коричневыми, коричневато-серыми, уплотненными, алевритистыми, с мелкими гнездами ангидритов и каменной соли, с прослоями глинистых известняков и доломитов. Толщина свиты изменяется от 25 м (скважина 1000) до 300 м (скважина 913).
К нерасчленен-ной гидрохимической и сосновской свитам относится толща кирпично-красных, сильно уплотненных глин с прослоями каменной соли и ангидритов, реже алевролитов, известняков и доломитов. Толщина этих отложений колеблется от 152 до 742 м.
Татарский ярус (Р2 t)
Представлен глинами коричневыми с голубоватыми пятнами, плотными, аргиллитоподобными, известковистыми, песчанистыми с прослоями косослоистых полимиктовых песчаников, алевролитов и слабосцементирован-ных песков, реже известняков. Толщина яруса меняется от 148 м (скважина 163) до 1925 м (скважина 31).
Мезозойская группа (МZ)
Триасовая система (Т)
Отложения триасовой системы в пределах месторождения развиты повсеместно. В литологическом отношении породы триасового возраста представлены неравномерным переслаиванием глин, песчаников, песков, алевролитов и аргиллитов. На большей части территории толщина триасовых отложений составляет от 1068 до 2040 м, увеличиваясь на западной части территории до 2183 м (скважина 45).
Анализ разработки Вахского нефтяного месторождения Консультанты по
... Рисунок 1.2 - Сводный геологический разрез Вахского месторождения Параллельно этим породам, согласно общей ориентировке структурных элементов, по площади простирается комплекс отложений, вскрытый скважиной ... грабены триасового рифтогенеза. Вскрытая толщина доюрских образований от 12 ... месторождения, оттуда в магистральный нефтепровод Нижневартовск – Александровское – АнжероСудженск. Нефтяной газ ...
Сокращенные толщины триасовых пород приурочены к соляным куполам, здесь составляют от 63 м (скважина 13) до 600 м (скважина 31).
Юрская система (J)
Отложения юрской системы в пределах Карачаганакского месторож-дения представлены средним и верхним отделами и развиты в межкупольной зоне. В сводах соляных куполов отложения юрского возраста отсутствуют.
Средний отдел (J2)
Терригенная толща среднеюрских отложений в нижней части пред-ставлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, песков глинистых и глин, условно сопоставляемых с байосским ярусом. Верхняя часть сложена глинами неизвестковистыми, крупнослоистыми, предположительно батского возраста.
Верхний отдел (J3)
Верхнеюрские отложения представлены породами келловей-оксфорд-кембриджского возраста в виде фосфоритовой плиты и глинисто-мергелистой толщей волжского яруса.
Общая толща отложений юрской системы колеблется от 22 (скважина 126) до 560м (скважина 37).
На границе с Кончебайским куполом толщина пород сокращается от 495 м (скважина 447) до 148 м (скважина 213).
Меловая система (К)
Отложения меловой системы выделены в объеме нижнего отдела, который условно разделяется на нерасчлененные валанжин-готеривские образования, барремский и аптский ярусы. Развиты меловые породы только в
центральной и южной частях межкупольной мульды.
Валанжин-готеривские отложения представлены пачкой глин с редкими прослоями мергелей. В основании пачки залегают мелкие фосфоритовые желваки.
Барремский ярус представлен глинами черными, плотными, грубослой-чатыми, с редкими, тонкими прослоями мергеля и конкреций сидерита. Расп-ространен преимущественно в юго-западной части месторождения.
Аптский ярус сложен глинами черными, неизвестковистыми, уплот-ненными, в основании которых залегает пласт мелкозернистого песчаника с фосфоритами.
Общая толщина отложений меловой системы изменяется от 12 м (скважины 12, 28) до 319 м (скважина 45).
Неогеновая система (N)
Отложения неогена залегают на разновозрастных породах нижнего мела, юры и триаса и представлены двумя ярусами — акчагыльским и апшеронским. Ввиду отсутствия кернового материала и недостаточного комплекса промыслово-геофизических исследований неогеновые отложения выделены нерасчлененной толщей, представленной в основном глинами серыми и зеленовато-серыми с прослоями разнозернистых песчаников и алевролитов. Толщина плиоценовых отложений колеблется от 20 м (скважина 8) до 115 м (скважина 32).
Четвертичная система (Q)
Породы антропогеновой системы представлены аллювиальными и делювиальными образованиями, состоящими из суглинков, супесей, песков с линзами галечников и прослоями глин, толщина которых меняется от 8 до 20 м.
1.5 Тектоника
Карачаганакское месторождение расположено во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующееся большой толщиной осадочного чехла и проявлениям солевой тектоники.
Месторождение пространственно сопряжено с поднятием фундамента, амплитудой около 400м, ограниченного с севера дугообразным прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного сброса, по которым поверхность фундамента ступенчато погружается с севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении достигая 1200м. Переинтерпри-тацией сейсмических материалов подтверждено, что сбросы, выявленные по поверхности фундамента в отложениях осадочного чехла не проявляются. Субширотная и субмеридианальная ориентировка тектоничес-ких элементов древнего заложения находит отражение в поднятии по кровле отложений терригенного девона.
Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения
... добычи с резким падением пластового давления. Для обеспечения нормальной работы систем осушки газа при пониженных давлениях контакта, на Уренгойском месторождении ... УКПГ является сбор и подготовка газа, а именно: транспортировка газа от скважин до УКПГ, сепарация газа ... округа Тюменской области (рисунок 1.1). Территория Уренгойского газоконденсатного месторождения представляет собой заболоченную полого ...
В разрезе осадочной толщи в пределах бортовой зоны Прикаспийской впадины выделяются три структурных этажа, различно реагировавших на тектонические движения. Нижний структурный этаж объединяет отложения от верхнедевонских до артинского яруса включительно, средний — включают кунгурскую сульфатно-галогенную толщу и верхний — охватывает образования верхней перми и триаса.
Основной карбонатный массив Карачаганакского нефтегазоконденсат-ного месторождения связан с фаменско-артинским структурным этажом, образующим крупный подсолевой массив широтного простирания, ориенти-рованный параллельно борту Прикаспийской впадины. Размеры массива в плане составляют 14,5 х 28 км, высота 1600 м при общей толщине подсолевых карбонатных верхнедевонско-нижнепермских отложений до 2000 м, в то время как за пределами массива она не превышает 600 м. Структурный этаж разделяется на три подэтажа: верхнедевонско-турнейский, визейско-башкирский и раннепермский, причём каждый подэтаж характеризуется несколько отличным от других структурным планом.
Строение визейско-башкирского подэтажа, по сравнению с более древними, на месторождении изучено значительно лучше. Сверху подэтаж ограничен поверхностью предпермского перерыва в осадконакоплении. Структурная поверхность отложений карбона образована при активном
влиянии денудационных процессов, сопряжённых с перерывом в осадкона-коплении и приведших к срезанию верхней части визейско-башкирского карбонатного массива и выравниванию его поверхности. Массив приобретает в плане форму с широкой восточной частью и сужающейся западной. При этом плоская слабо деформированная центральная часть поднятия круто погружается на крыльях и периклиналях с углами наклона до 40-50º.
В пределах плоской сводовой части поднятия, в районе скважин 420, 933, 304, 27, 24, 223, 43 ширина свода достигает максимальных размеров и в пределах изогипсы минус 4500 м возвышается над остальной частью карбо-натного каменноугольного массива более чем на 100 м, являясь цоколем для нижнепермской постройки.
Для раннепермского структурного подэтажа характерно наращивание вершины восточной расширенной части каменноугольного основания рифовой постройки.
По мере разбуривания месторождения эксплуатационными скважинами в разрезе выделяются более повышенные участки залегания нижнепермских отложений. В районе скважин 427 и 1000 по изогипсе минус 4000 м оконтуривается куполообразное поднятие амплитудой до 600 м и размерами 2,0 х 1,7 км. В пределах единой изогипсы минус 3700 м в районе скважин 314, 606, 321, 150, 324, 2Д, 112, 214 оконтуриваются небольшие поднятия субмеридианального направления, амплитудами до 100 м. В районе скважин 803, 139Д, 439, 701, 253 фиксируются локальные малоамплитудные 25-100 — метровые поднятия.
В настоящее время эксплуатационными скважинами 423, 424, 912 вскрыты от 135 до 170 м нижнепермских отложений, в результате чего восточный и западный участки соединяются полосой развития нижнеперм-ских карбонатных образований шириной порядка 6 км.
Средний структурный этаж отличается развитием соляной тектоники и играет роль покрышки Карачаганакского месторождения. Особенности прояв-ления соляной тектоники привели к образованию валообразных поднятий и соляных куполов.
Центральная часть подсолевой структуры совпадает в плане с межку-польной мульдой, где практически отсутствует соль, а сульфатная пачка кунгура перекрыта уфимскими и казанскими красноцветами.
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Краткое описание КНГКМ
Эксплуатация Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторож-дения ведётся по Основному соглашению о разделе продукции. Также выполняются требования Закона Республики Казахстан О промышленной безопасности на опасных производственных объектах, Указов Президента Республики Казахстан, имеющих силу Законов от 28 июня 1995 года № 2350, от 27 января 1996 года №2828 О нефти, О недрах и недропользовании и других нормативных правовых актов Республики Казахстан.
Характерными особенностями месторождения являются содержание кислых компонентов в пластовом газе (сероводорода до 4,6% и углекислого газа до 6.3% объёмных процентов), аномально низкая пластовая температура (до 100˚С) при аномально высоком пластовом давлении 520-600 кгссм², наличие твердых парафинов в газовом конденсате до 7,5%. Средний состав пластового газа указан в таблице 2.1.
Таблица 2.1- Средний состав пластового газа КНГКМ
Наименование
Единица измерения
Показатели
Азот
Мол.%
0,9
Двуокись углерода
Мол.%
5,4
Сероводород
Мол.%
3,4
Метан
Мол.%
68,9
Этан
Мол.%
7,0
Пропан
Мол.%
3,1
Изобутан
Мол.%
0,6
Н-бутан
Мол.%
1,2
Изопентан
Мол.%
0,9
Н-пентан
Мол.%
0,9
Гексан
Мол.%
1,0
РХ3
Мол.%
2,2
РХ4
Мол.%
1,5
РХ5
Мол.%
1,0
РХ6
Мол.%
0,8
РХ7
Мол.%
0,7
Меркаптаны
Мол.%
0,1
Метанол
Мол.%
0,1
Вода
Мол.%
0,2
На месторождениии работают три добывающих установки- Установка комплексной подготовки газа-2,3 и Карачаганакский перерабатывающий комплекс.
2.1.1 Установка комплексной подготовки газа-2
УКПГ-2 находится в юго-восточной части месторождения. Была запущена в эксплуатацию в мае 2004 года. Целью её является добыча нестабильного конденсата, осушка сернистого газа гликолем и обратная закачка сернистого газа в пласт с целью поддержания пластового давления.
Производительность УКПГ-2 составляет:
* по конденсату- 6,0 млн.тоннгод,
* по газу- 6,0 млрд.ст.м[3]год,
* максимальная закачка газа- 8,4 млрд.ст.м[3]год.
При работе используются:
* 2 трёхфазных сепаратора,
* 2 технологические линии осушки газа,
* 3 компрессора обратной закачки газа.
Конденсат отправляется по 355,6 мм конденсатопроводу на УКПГ-3, где далее отправляется на КПК. Также возможен вариант и дополнительной дегазации конденсата на УКПГ-3.
Осушенный сернистый газ УКПГ-2 соединяется с осушенным газом КПК и идут на обратную закачку в пласт. Закачиваемый газ может компримироваться до 550 бар избыточных.
2.1.2 Установка комплексной подготовки газа-3
УКПГ-3 находится в северо-восточной части месторождения. Была запущена в эксплуатацию в октябре 1984 года. Целью её является добыча нестабильного конденсата и осушка сернистого газа метанолом.
Производительность УКПГ-3 составляет:
* по конденсату- 5,85 млн.тоннгод,
* по газу- 6,3 млрд.ст.м[3]год.
При работе используются:
* 4 технологические линии осушки газа.
Конденсат отправляется по трём потокам:
* по двум 355,6 мм конденсатопроводам на Оренбург,
* по 355,6 мм конденсатопроводу на КПК,
* по 152,4 мм конденсатопроводу на МТУ-600.
Осушенный сернистый газ соединяется с осушенным газом КПК, компримированным газом выветривания и идут на экспорт на ОГПЗ.
2.1.3 Карачаганакский перерабатывающий комплекс
КПК находится в северо-западной части месторождения. Была запущена в эксплуатацию в июне 2004 года. Целью его является добыча и стабилизация нестабильного конденсата, осушка сернистого газа гликолем, очистка и осушка топливного газа, выработка электроэнергии.
Производительность КПК составляет:
* по стабильному конденсату- 7,7 млн.тоннгод,
* по осушенному сернистому газу- 4,5 млрд.ст.м[3]год,
* по осушенному очищенному газу- 1 млрд.ст.м[3]год,
* по электроэнергии- 160 МВт.
Стабильный конденсат отправляется по 609,6 мм нефтепроводу на Атырау и Самару (см. рисунок 2.1).
Главным приоритетом является Атырау, где дальше нефть объединяется с нефтью других компаний и идёт по Каспийскому трубопроводному консорциуму до танкеров на Чёрном море, где затем отправляется далее по воде. Оставшиеся объёмы стабильной нефти экспортируются на Самару.
Осушенный сернистый газ отправляется на УКПГ-3 для экспорта и на УКПГ-2 для обратной закачки в пласт (см. рисунок 2.2).
Экспортные объёмы- это добытые объёмы минус производственные потери и отжиги.
Топливный газ экспортируется на месторождение и Бурлинский район.
Электроэнергия идёт на собственные нужды и Западно-Казахстанскую область.
Рисунок 2.1- Экспортные трубопроводы КПО б.в.
Рисунок 2.2- Экспортные данные за 2010 год
2.1.4 Скважины на КНГКМ
Общее количество скважин на месторождении на данный момент составляет 358. Из них:
Эксплуатационный фонд добывающих скважин- 117 шт.,
Фонд нагнетательных скважин- 16,
В бурении- 1,
В консервации и ожидании консервации- 27,
Наблюдательные- 2,
Специальные- 117,
В ожидании ликвидации- 3,
Ликвидированные- 75.
На данный момент бурятся горизонтальные скважины, как одноствольные, так и многоствольные. Они дают больший дебит при малом падении давления при добыче флюидов.
2.2 Разработка месторождения КНГКМ
Разработка месторождения ведётся сверху-вниз. Месторождение условно поделелено на 3 объекта. На данный момент разрабатывается 3ий объект и часть 2го объекта.
2.2.1 Обратная закачка газа в пласт
Обратная закачка в пласт производится во 2ой пласт с целью частичного поддержания пластового давления. 40% добываемого газа идёт на закачку. На рисунке 2.3 показан схематический разрез месторождения.
Рисунок 2.3- Схематический разрез месторождения по объектам.
2.2.2 Разработка месторождения в сравнении с дизайном
На данный момент разработка месторождения ведётся компанией КПО б.в. совместно с компанией КазМунайГаз, любое решение принимается после её одобрения.
На данный момент имеются расхождения состояния разработки месторождения с её дизайном по Основному соглашению о разделе продукции.
В период 2000-2004 годов из-за отставания обустройства месторождения и реализации закачки газа на месторождении наблюдалось несоответствие фактических показателей проектным.
При сравнении показателей добычи за период 2005-2008 гг. также отмечалось несоответствие фактических показателей проектным. Основными причинами этого являлись несоответствие фактического коэффициента эксплуатации (Кэ) 0,70-0,75 принятому при проектировании 0,86; несоответствие газового фактора добычи месторождения из-за снижения пластового давления, а также поступления газа в некоторых нефтяных скважинах из верхних газонасыщенных интервалов.
Также, в период 2005-2008 гг. отмечалось несоответствие конденсато-
газового фактора по распределенной добыче из газоконденсатных объектов и ГФ по добыче из нефтяного объекта и в целом по месторождению. Увеличение газового фактора, очевидно, связано с увеличением количества скважин, эксплуатирующихся с повышенным ГФ по мере снижения пластового давления.
В 2009-2010 годах отставание разработки от дизайна зависело в связи с длительным рассмотрением КазМунайГаза о разрешении запуска 4-ой технологической линии стабилизации нефти на КПК. В результате запуск тех.линии намечен на конец апреля 2011 года.
К тому же ОСРП было подписано с учётом цены на нефть 20$баррель и родительские компании давно окупили вложения. Теперь цель идёт о максимальном извлечении нефти из месторождения.
На рисунках 2.4- 2.6 показаны план разработки месторождения и реальные объёмы добычи и объёмы разработки по дизайну.
Рисунок 2.4- Сравнение добычи нефти исторически с дизайном
Рисунок 2.5- Сравнение добычи сернистого газа исторически с дизайном
Рисунок 2.6- Сравнение добычи топливного, экспортного и закачиваемого газов исторически с дизайном
Суммируя годовые объёмы получим графики накопленных добычей на рисунках 2.7-2.9. Из графиков видно, что расхождение добычи нефти не слишком явно, по сравнению с газом.
Рисунок 2.7- Накопленная добыча нефти
Рисунок 2.8- Накопленная добыча газа
Рисунок 2.9- Накопленная закачка газа
Стоит отметить нестабильную работу компрессоров обратной закачки газа. Суть проблемы заключалась в несоответствии качества труб при обратной закачке газа, трубы не были рассчитаны на столь низкие температуры окружающей среды зимой. В результате чего наблюдались утечки газа. В связи с этим КПО провела проект по замене материалов, который был окончен весной этого года. Также этот проект позволил увеличить и объёмы закачки газа.
Далее на рисунке 2.10 показаны просчитанные и реальные средние конденсатогазовые факторы скважин. Здесь, в связи с меньшей добычей, конденсатность скважин оказалась выше дизайна.
Рисунок 2.10- Средний кондесатогазовый фактор
Теперь рассмотрим каждый разрабатываемый объект по отдельности.
Первый объект, в связи с его пониженной конденсатностью, был меньше всего эксплуатирован в 2000-чные годы. Это показано на рисунках 2.11-2.12. То есть начиная с 2007года добыча из I-го объекта не ведётся. Здесь явно видно расхождение добычи по сравнению с дизайном.
Рисунок 2.11- Отбор конденсата из I-го объекта
Рисунок 2.12- Отбор газа из I-го объекта
Второй объект являлся основным коллектором добычи углеводородного сырья за прошедшее 10-летие. Это показано на рисунках 2.13-2.14. Но и здесь видно, что было добыто меньше, чем первоначально запланировано.
Рисунок 2.13- Отбор конденсата из II-го объекта
Рисунок 2.14- Отбор
