Газовая промышленность является одной из ведущих отраслей нашего народного хозяйства. Природный газ и конденсат являются ценным сырьем для энергетической и химической промышленности.
Месторождение расположено в северной части бортовой зоны Прикаспийской впадины на территории Западно-Казахстанской области и имеет большое значение для развития промышленности Республики Казахстан в целом.
Большое содержание конденсата обуславливает высокую ценность добываемой пластовой смеси, которая является ценным исходным сырьем химической переработки.
На данном этапе разработки нефтегазоконденсатного месторождения остро встает вопрос о сохранении коэффициента конденсатоотдачи на высоком уровне, поддержание пластового давления начала конденсации для предотвращения ретроградных явлений и потерь конденсата в пласте и в призабойной зоне скважины.
Из существующих методов поддержания пластового давления газоконденсатных месторождений наибольшее распространение получил сайклинг-процесс.
Карачаганакское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 году, когда Уральской нефтеразведочной экспедицией была пробурена первая разведочная скважина. Это нефтегазовое месторождение имеет площадь свыше 200 км2 и является одним из самых продуктивных в мире по добыче нефти и газа.
Месторождение отличается сложным геологическим строением, значительным изменением рабочего давления на устье скважины различных объектов разработки, значительными колебаниями пластового состава по объектам разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 1000 г/м3 и токсичных корозионно-активных элементов.
Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал глубин 3700 – 5360 м).
Принимая во внимание все эти факторы, нужно знать о том, какие вредные вещества и газы присутствуют на месторождении, каковы их свойства и какие средства защиты необходимо применять.
Геология месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, в 30 км к северо-востоку от города Аксай, в 150 км к востоку от города Уральск.
Дорожная сеть представлена автомобильными дорогами с твердым покрытием Аксай – Оренбург, Уральск – Оренбург и Западно-Казахстанской железной дорогой, проходящей через город Аксай. Основными видами транспорта является автомобильный и железнодорожный. В орографическом отношении район представляет равнину с редкой сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 80 до 130 метров. Гидрографическая сеть представлена к северу от месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек, на западе рекой Утва. На площади встречаются небольшие естественные водоемы. Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до 110 метров и приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а также песчаником. Климат района резко континентальный, температура воздуха от –400С зимой и до +400С летом.
Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направления. Среднегодовое количество осадков составляет 0,3 – 0,35 м, выпадающих в основном летом, осенью и зимой. Снеговой покров, как правило, незначительный, на возвышенных местах практически отсутствует. Глубина промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 метров в зависимости от толщины снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней с 15 октября по 15 апреля. Растительность типичная для сухих степей. В пределах площади месторождения степи сплошь распаханы, свободны лишь участки вдоль оврагов и балок.
1.2 Общая схема геологического строения месторождения
Карачаганакское месторождение расположено на северной окраине Прикаспийской впадине. На основании данных сейсмической разведки в пределах территории Карачаганакского месторождения был выявлен хребет основания (слоя земной коры под осадочным слоем и над поверхностью Мохоровича). По оценке амплитуда хребта составляет 700 м, а глубина до его кровли - приблизительно-7 км. На основании сейсмических данных было высказано предположение о том, что основание покрыто комплексом древних терригенных отложений, над которыми залегают карбонатные отложения среднего и верхнего палеозоя. Эти отложения формируют крупный подсолевой массив, простирающийся в широтном направлении, параллельно окраине Прикаспийской впадины. Протяженность массива превышает 10 х 20 км, и его пределах общая толщина предсолевых карбонатных отложений верхнего девона и нижней перьми превышает 2000 м. За пределами массива мощность этих отложений составляет не более 600 м, и только изредка до 800 м. Карбонатные породы на всей площади покрыты карбонатно-сульфатными отложениями, мощность которых меняется значительным образом (от 7 – 10 до 3000 м). С точки зрения взаимного положения по отношению к солевым структурам, большинство подсолевых поднятий Карачаганакского месторождения расположено в межкупольном пространстве между соленосными массивами – Карачаганакской, Кончебайской и Сухореченской солевыми структурами. Межкупольный прогиб в основном заполнен верхними пермскими и триасовыми терригенными отложениями, имеющими тенденцию к падению в южном направлении. Как межкупольные прогибы, так и солевые купола покрыты тонким слоем юрско-меловых, неогеновых и четвертичных отложений, мощность которых не превышает нескольких сотен метров.
Основной карбонатный массив Карачаганакского месторождения является составной частью фаменско – артинского структурного яруса, который образует крупный, протяженный подсолевой массив, залегающий параллельно склону Прикаспийской впадины. Размеры Карачаганакского карбонатного массива в плане составляет 15 х 30 км, а его высота равна 1600 м. Стуктурный ярус подразделяется на три подъяруса: верхний девонский – тунейский, визейский – башкирский и ранний пермский. Отклонения среднего визейского периода залегают на размытой поверхности верхнего девонского – турнейского подъяруса. Нижняя часть среднего визейского разреза содержит аргиллитовый карбонатный маркирующий горизонт, толщина которого изменяется от 1,75 до 23,5 м. Поверх этого горизонта проходит субширотная антиклинальная складка, северное крыло которой характеризуется более крутым уклоном. В горизонтальном разрезе эта складка совпадает с северо-западным и северо-восточным склонами приподнятого основания.
Визейско-башкирский подъярус сверху ограничен допермским перерывом в осадконакоплении. В уплощенной приподнятой части, там, где свод достигает максимальной ширины, гребень свода образует дугу. Эта антиклинальная часть поднятия оконтурена стратоизогипсами 4400 и 4500 м, образуя основание нижней пермской структуры.
Пермский суперструктура залегает поверх хребта каменноугольного массива в пределах стратоизогипсы 4500 м. Данные, полученные по результатам бурения, указывает на то, что первоначально ранний пермский атолл начал формироваться в широкой восточной части изометрического каменноугольного основания. Однако степи понижения западной части основания превышало скорость рифообразования, в результате чего риф приобрел дугу образную форму. В западной части каменноугольного основания процесс раннего пермского рифообразования обладал меньшой интенсивности, и на этом участке была обнаружена низкоамплитудная органическая структура размера 3 х 4 км и мощностью свыше 100 м.
Кунгурско-татарский структурный ярус, отмеченный соляной тектоникой, образует перекрывающие породы Карачаганакского месторождения. Особенности соляной тектоники вели к формированию соляных хребтов на северной и южной окраинах подсолевой структуры со сложными переходами между соленосными и терригенными породами. В плане средняя часть подсолевой структуры залегает согласно с межкупольным прогибом, где солевые отложения практически отсутствуют, при этом при движении с северо-востока на юго-запад кунгурское сульфатное подразделение последовательно покрыто уфимскими, казанскими и татарскими отложениями. Триасовые отложения, залегающие в прогибе, демонстрируют моноклинальное понижение с севера на юг. На севере они залегают под неогеново-четвертичными отложениями, и при перемещении к югу они последовательно покрыты юрскими и меловыми отложениями.
Газовый регион
От верха пермского периода, около 3600 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 ст. м3 в верхней части газового региона до приблизительно 800 ст. м3 при глубине 4950 м ниже уровня моря. Остаточная (не разжижаемая) нефть, как видно, 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.
Нефтяной регион
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. м3 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 м3 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 близко к 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.
Различие между нефтями юго-западного и северо-восточного региона не абсолютна, и в некоторых скважинах добывается промежуточный тип. Есть еще некоторая неопределенность относительно характера нефти северо-восточного региона.
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 4950м ниже уровня моря, принятая российскими исследователями.
1.3 Тектоника
Карачаганакское месторождение расположено во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующийся большой толщиной осадочного чехла и проявлениям солевой тектоники. По данным сейсморазведки в районе месторождения выделяются выступы фундамента со сложным строением и глубиной залегания поверхности в 6-7 км. Месторождение пространственно сопряжено с поднятием фундамента, амплитудой около 100м, 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. Сбросы древнего заложения по кровле терригенного девона не прослеживаются. Основной карбонатный массив связан фаменскоартинским структурным этапом.
1.4 Нефтегазоносность
Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному нижнепермскому карбонатному массиву с растворами 29 х 16 км и амплитудой около 1700м. Залежь массивная экранируется галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми. Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи установлена продуктивность карбонатного горизонта, из которого в скважине под № 30 получен приток газа с конденсатом, дебитом 47,7 тыс.м³ / сут. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых метров до 302 м. В горизонте практически повсеместно встречаются доломитовые прослои толщиной от долей до 10метров. Ловушка в горизонте пластов литологически замещённые границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем газонефтяного контакта основной залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По геофизическим исследованиям средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9% , достигая иногда 13%. Резервуар основной части залежи месторождения сложен аргоногенными известняками, доломитами и их переходными разностями. Тип коллектора поровый, порово-каверновый и в меньшей мере порово-трещинный и порово-каверно-трещинный. Залежь состоит из двух частей, газоконденсата, приуроченного к нижнепермско-каменноугольным отложениям и нефтяной подушки в каменноугольных отложениях. Газоконденсатная часть залежи охарактеризована 170 скважинами. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются по скважинам от 30 до 1041метра, при средневзвешенной по площади 280м. Зоны максимальных толщин приурочены к области развития нижнепермского рифогенного комплекса в центральной части месторождения, эффективный объём которого равен 30 % всей части залежи.
1.5 Водоносность
Карачаганакское месторождение расположено в пределах погруженной части Северо-Каспийского артезианского нефтегазоконденсатного бассеина. В осадочном чехле бассеина выделяется серия водоносных горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа (надсолевой и подсолевой), разделённых региональным водоупором соленосно-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Данные этажи представляют собой самостоятельные водонапорные системы, отличающиеся как гидродинамическим режимом, так и особенностями подземных вод. В надсолевом этаже суммарная толщина которого достигает 3500-4000м, водоносные горизонты и комплексы приурочены к отложениям четвертичного, неогенового, мелового, юрского, триасового и верхнепермского возраста. Данные о пластовых водах получены по разведочным скважинам, в которых вода изливалась.
\ Дебит излива колеблется по скважинам от 1,9 до 49 м³ / сут. Устьевое статическое давление составляет 2,29-3,303 МПа. Плотность воды колеблется от 1,0784 до 1,1127 кг /м³. Общая минерализация от 117 до 189 кг/м³. Пластовое давление 60,19 – 61,12 МПа. Пластовая температура на глубинах 3200-5325 м равна 353-363 К.
2 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение введено в разработку в 1984г. В период опытно промышленной эксплуатации и до настоящего времени разрабатывается на истощение. По ряду причин разработка началась с верхних продуктивных отложений. Затем с ростом числа глубоких скважин, вскрывших II и III эксплуатационные объекты, произошло перераспределение отборов с увеличением объёма добычи из отложений среднего карбона. Частично вскрыт и обрабатывается нефтяной III объект. Количественно эксплуатационный фонд скважин II и III объектов в два раза превышает фонд I объекта, являясь при этом в полтора раза лучше по продуктивности. Перенос основного объёма добываемого сырья на глубокие горизонты оптимизирует процесс разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения, однако и на сегодня одним из основных вопросов является минимизация пластовых потерь в период до реализации сайклинг-процесса. С этим основным вопросом тесно связаны и другие: степень охвата дренированием продуктивных отложений по площади и разрезу месторождения, динамика и распределение пластовых давлений, состояние пластовой системы и его изменение в процессе разработки. Добыча неуклонно возрастала по мере введения в строй новых скважин и достигала стабильной производительности свыше 12000•10³ м³ / день (4,4 млрд. м³ / год) газа и 12000 т/день (4,4 млн. т/год) жидких углеводородов в 1990г. Стабильный уровень поддерживался в течении 2 лет до середины 1992г, когда начался постепенный спад. Темпы добычи жидкости и газа упали до уровня ниже 3000 т/день (1,1 млн. т/год) по жидкостям и 3000•10³ м³/день (1,1 млрд. м³/ год) по газу в 1994 году. Для такого спада был ряд причин, среди них были технические проблемы на скважинах и недостаток финансирования для исправления положения, а также скважины были остановлены, т.к. пластовые давления приблизились к ныне принятым давлениям точки росы. На добычу также повлияли ограничения продукции, установленные Оренбургским газоперерабатывающим заводом и также российскими нпз. С 1994г. добыча постепенно возрастала частично благодаря капремонту скважин и установке новых сборных линий, что было выполнено подрядчиком согласно СПРД. Темпы добычи, однако, снова упали в 1996г. Эти низкие уровни полностью объясняются ограничениями, установленными в Оренбурге. В начале подавляющая часть добычи шла на пермских скважинах. К январю 1986г. было 15 пермских эксплуатационных скважин и только 2 каменноугольные. С этой даты число пермских скважин медленно снижалось, в то время как число каменноугольных скважин возрастало. В конце 1995г. было получено разрешение эксплуатировать некоторые пермские скважины под давлениями ниже точки росы в порядке. Программы исследования пластовой жидкости, в результате чего число пермских эксплуатационных скважин в 1996г. возросло.
Газовый фактор на месторождении показывал последовательное движение с тех пор, как на месторождении началась добыча. Газовый фактор снижается постепенно, не достигая уровня 1000 м³/м³. Это снижение происходит частично из-за изменений в газовом факторе скважин, но в основном из-за растущего числа каменноугольных эксплуатационных скважин, которые имеют более высокий выход конденсата. Совокупная добыча с месторождения до сентября 1996г. равна 33 млн. т. нестабилизированной жидкости и 37 млрд. м³ газа. Пермские и каменноугольные эксплуатационные скважины обладают различными производственными характеристиками по причине гораздо более неоднородного характера пермской части месторождения. Как правило, пермские эксплуатационные скважины имеют более высокий первоначальный дебит, обычно производя свыше 1 млн. м³ газа в день. Однако спад происходит очень быстро, часто до 50% первоначального дебита в течении нескольких месяцев. Каменноугольные скважины напротив не дают такого высокого первоначального дебита, а также обычно не дают быстрого спада добычи. Первоначальный дебит газа обычно составляет 600000 м³ /день + 600 т/ день нефти, и он остаётся постоянным. Газовый фактор тоже относительно постоянен. В каменноугольных скважинах дебит иногда падает, однако спад не так резок, как в типичных пермских скважинах.
Пластовый режим.
Т От проведённых до сих пор исследований коллектора, исходя из имеющихся в распоряжении данных можно сделать вывод, что коллектор представляет собой преимущественно истощаемый газоконденсатный пласт, в котором нет ясного доказательства о существовании большого водоносного пласта. Если далее в жизни месторождения появится вклад водоносного слоя для вытеснения пластовой жидкости, в этом случае превалирующий водонапорный режим будет режимом периферийного поддержания давления водоносным слоем, скорее, чем режим напора подошвенных вод. Некоторые другие важные факторы подсказывают, что нельзя ожидать притока большого количества воды в коллектор. Присутствие нефтяной оторочки, там, где плотность нефти растёт быстро, приближаясь к прогнозированному водонефтяному контакту может препятствовать движение в водоносном пласте. Помимо этого, присутствие любого количества остаточного газа в обводнённой зоне может, вероятно, препятствовать дальнейшему движению воды, т.к. пластовое давление снизилось ещё больше.
2.1 Общая схема технологического процесса
2.1.1 Сбор продукции
В существующей системе шлейфы из конденсатных скважин, расположенных в восточной части промысла, проложены прямо к манифольдам на входе в УКГП-3. Объём потока устьевого газа в среднем достигает 400-450 тыс.м³/день и абсолютным максимумом 900 тыс.м³/день для скважин очень высокой производительности. Температура фонтанирующего устья скважины (ТФУС) обычно составляет 40°С. Трубопроводы не имеют термоизоляции и рабочее давление их составляет 130 бар из.д. Газ поступает на установку при температуре 25°С, что выше как температуры гидрата, так и точки помутнения. Статическое давление в скважине при закрытом устье составляет 350 бар из.д., поэтому все шлейфы и эксплуатационные манифольды спроектированы с учётом этого условия. Добыча из скважин в западной и восточной частях промысла будет направляться на новые разделительные установки, расположенные на КПЗ (Карачаганакский Перерабатывающий Завод). Эти участки не разработаны и поэтому будет применяться новый метод для сбора продукта из этих скважин. Станции удалённых манифольдов (СУМ) будут расположены на стратегических участках скважин на промысле. На каждой СУМ будет смонтирован манифольд для сбора продукта из 10 скважин и испытательным манифольдом с многофазным измерением. Манифольды присоединяются к двум 10 дюймовым шлейфам и одной 6 дюймовой испытательной линии, которые транспортируют 2-хфазные скважинные потоки на ближайший центр сбора продукции, либо КПЗ, УКГП-2 , либо сателлит добычи ранней нефти. Каждый из этих центров будет снабжён контрольным сепаратором и факельной системой, которые обычно не предполагают постоянного присутствия обслуживающего персонала.
Средний уровень добычи газа со скважины составляет 400 тыс.м³/день (0,13 Гм³/ год). И поэтому номинальный расход газа из 10 дюймовой магистральной линии составляет 2000тыс. м³/день (0,65 Гм³/ год). На фонтанирующем устье скважины на УКГП-3 необходимо обеспечить давление более чем 130 бар из.д. для управления существующим процессом обеспечения точки росы по Джоулю Томпсону без механического охлаждения. Давление на фонтанирующем устье скважины большей части начальной продукции на участках КПЗ и УКГП-2 будет составлять 80-130 бар изб.д. и классифицироваться как среднее давление. Поскольку давление на фонтанирующем устье скважины (ДФУС) со временем снижается, необходимо будет истощённые скважины повернуть на манифольды низкого давления. Это в свою очередь будет питать специальную магистральную линию низкого давления для подачи продукции низкого давления на КПЗ. Продукция низкого давления означает 60-80 бар ДФУС. Можно встретить различные значения давления в сети, на фонтанирующем устье скважины, поэтому каждый шлейф будет иметь штуцер на участке до сборного манифольда на станции удалённых манифольдов.
Предполагается, что скважины на севере и западе месторождения будут иметь более низкий дебит, чем существующие скважины, а отсюда их давление на фонтанирующем устье скважины будет ниже. Предполагается, что точка помутнения продукции из скважин с нефтяной оторочкой будет выше, чем у конденсата, т.к. имеющиеся данные 1997г. по одной скважине считаются непредставительными для скважин с нефтяной оторочкой. В то же самое время на промысле проводятся испытания ингибиторов парафина. Принимая во внимание неопределённость, связанную с риском выпадения парафина, все магистральные линии скважин с нефтяной оторочкой снабжены термоизоляцией. Обычно не существует разделения в системе сбора продукции между скважинами с нефтяной оторочкой и скважинами, из которых добывается сухой конденсат и водосодержащая нефть. Все флюиды поставляются вместе в виде смеси для обработки на КПЗ. Возможности по переработке водосодержащей нефти с конденсатом быть может будет принята во избежание проблем выпадения соли, которые происходят в трубопроводах и на установках сепарации. Но при добыче нефти и конденсата на УКГП-2 возможно частичное разделение. Это разделение можно осуществить, направив через блок входных манифольдов на два входных сепаратора. Жидкость из входных сепараторов поступает через существующие 14 дюймовые линии на УКГП-3, откуда она может быть направлена либо на дегазаторы для подачи насосами в Оренбург, либо на новый 14 дюймовый нефтепровод, проложенный на КПЗ. Поскольку новая система сбора работает при более низких температурах, а также подвержена ещё большему перепаду температур на штуцерах СУМ ( в связи с падением давления до 80 бар), существует риск возрастания образования парафина. По этой причине все новые шлейфы конденсатных скважин будут также термоизолированы. Потеря тепла и использование химикатов будут т.о. снижены, а потенциальные технологические осложнения, связанные с образованием парафина или гидрата будут менее серьёзными. Сателлит добычи ранней нефти, который расположен в 6 км к югу от КПЗ, обеспечивает возможностью получения контрольных данных, и лучшего представления о той части залежи, где находится скважина с нефтяной оторочкой. И хотя сателлит позже будет принимать конденсат, на начальном этапе он будет располагать оборудованием для добычи нефти из скважин, число которых будет доходить до 8. Эти скважины будут соединены с эксплуатационным манифольдом нефти. На начальном этапе сателлит связан с системой добычи на УКГП-3 тремя 6 дюймовыми шлейфами, которые можно использовать как для целей добычи, так и для проведения испытаний.
Поток из скважины посылается на нитку № 4 для сепарации газа и обеспечения необходимой точки росы. Частично стабилизированная нефть, давление паров которой составляет 35 бар, затем может быть переработана на мини-перерабатывающем заводе или смешана с конденсатом и перекачиваться насосами в Оренбург. Когда запустят КПЗ, вся продукция сателлита, будет направляться для переработки на КПЗ, поскольку нет никаких рыночных ограничений в отношении продукции скважин с нефтяной оторочкой. Существует практическое ограничение на эксплуатацию экспортного трубопровода нефти, т.е. способность сохранять флюид текучим. И если содержимое скважин с нефтяной оторочкой слишком высокое – более 60% объёма зимой или 70% летом, то смесь стабилизированной нефти из скважины с нефтяной оторочкой и конденсата будет иметь слишком высокую температуру застывания /потери текучести нефти, чтобы перекачивать её на расстояние свыше 500 км до трубопровода КТК. Поскольку в самом начале разработки проекта в наличии были данные только для одной скважины с нефтяной оторочкой, которые считаются непредставительными (скважина 713), то лучшим решением будет ограничить смешивание перекачиваемой нефти, руководствуясь практическим критерием используемого напора насоса, который устанавливается с учётом вязкости, оговорённой в проекте. Будет принята любая смесь при условии, что она будет нагнетаться с соответствующим депрессантом застывания нефти, отвечающим расчётному критерию вязкости. Это соображение может, поэтому повлиять на эксплуатацию скважин, систем сбора продукции и внутриплощадочных трубопроводов.
2.1.2 УКПГ-2
УКПГ-2 считается установкой по сепарации газа и конденсата подобной УКПГ-3, но она только частично отстроена. Из-за плохих условий почвы и фундаментов, не отвечающих требованиям, установку нельзя было достраивать, как предполагалось в самом начале. Повторное использование существующего оборудования оказалось также проблематичным в связи с трудностями связанными с сертификацией и затратами, на осуществление модификаций. В настоящее время есть намерение достроить эту установку двумя новыми технологическими нитками. Оставлено место для третьей газовой нитки. Некоторые скважины уже соединены с установкой шлейфами. Новые шлейфы и станции удалённых манифольдов будут смонтированы для подачи продукта на входные сепараторы под давлением 75 бар.
Весь газ будет подвергаться осушке и повторно закачиваться. Из каждого входного сепаратора до 2 Мтонн/ год будет направляться на КПЗ для стабилизации и обессеривания.
Часть конденсата может быть направлена через УКПГ -3 на Оренбург. Неочищенный газ должен повторно закачиваться в пласт компрессорами, установленными рядом с УКПГ-2. Высокосернистый газ, посылаемый непосредственно с КПЗ будет, главным образом, повторно закачиваться. Из-за высокого содержания воды, газ, получаемый на УКПГ-2, должен быть сначала обезвожен, чтобы стать пригодным для использования в системе повторного закачивания. Осушенный газ из УКПГ -2 насыщается углеводородом и подаётся в обратном направлении, поэтому линия, ведущая к компрессорам повторного закачивания снабжена теплоспутниками и термоизолирована. Любой газ, получаемый на УКПГ -2 в дополнение к нуждам повторного закачивания должен сжигаться в факелах.
2.1.3 УКПГ -3
Существующие мощности на УКПГ -3 будут продолжать экспортировать газ и конденсат на Оренбургский газоперерабатывающий завод, пока давление на входе не снизится до 130 бар изб.д. До тех пор они будут получать продукцию из скважин на участке УКПГ -3 по специальным шлейфам.
Впоследствии вся продукция с этого участка будет направляться на КПЗ по 2-хфазовым внутриплощадочным трубопроводам подобным схеме трубопроводов сателлита добычи ранней нефти. Однако УКПГ -3 будет по прежнему функционировать в виде системы сбора, объединённая с энергосистемой общего пользования и факельной системой. А также будут сохранены система сепарации испарений конденсата и насосная станция для переработки нестабилизированного конденсата с УКПГ-2 и перекачивания конденсата насосами в Оренбург.
Новый мини-перерабатывающий завод, построенный рядом с УКГП-3 будет перерабатывать до 0,4 Мтонн/год (10000 баррелей в сутки) конденсата.
2.1.4 Технологический процесс КПЗ
На КПЗ 2-хфазные магистральные линии станции удалённых манифольдов и скважинные шлейфы подсоединены к двум входным сепараторам среднего давления через систему манифольдов с входным сепаратором низкого давления, получающим стабилизированный конденсат с УКГП-2. Газ среднего давления из входных сепараторов направляется либо на нитку обеспечения точки росы неочищенного газа или установку для обессеривания топливного газа, причем газ низкого давления осушается и соединяется с газом среднего давления для повторного закачивания. Конденсат направляется на стабилизационные установки. Нитка обеспечения точки росы устьевого газа производит неочищенный газ, который отвечает требованиям спецификации по газу для обратного закачивания в пласт или экспорта в Оренбург. Нитка точки росы включает установку дегидратации, которая осушает газ до уровня, пригодного для использования в системе повторного закачивания. Газ среднего давления охлаждают с использованием эффекта Джоуля Томпсона с тем , чтобы он соответствовал требованиям точки росы углеводородов для экспорта в Оренбург. Конденсат стабилизируется для соответствия требованиям давления пара в экспортном трубопроводе и затем очищается для соответствия требованиям технических условий трубопровода для метиловых и этиловых меркаптанов. Лёгкие меркаптаны имеют неприятный запах, но их можно отогнать из стабилизированного конденсата в колонне по перегонке сырой нефти. Она разделяет бензиновый поток, содержащий меркаптаны, которые затем превращаются в безвредные дисульфиды в установке по очищению бензина (Мерокс).
Углеводородную жидкость, полученную из установки по обеспечению точки росы рециркулируют в стабилизатор конденсата. Газы выветривания, поступаемые из стабилизатора, компримируются и осушаются, но точка росы не обеспечивается. Это высокосернистый газ и его не отправляют в Оренбург. Он смешивается с газом среднего давления перед последним компрессором и направляется на УКГП-2, где ему отдаётся приоритет при повторном закачивании.
К тому же существует система очистки газа, которая производит топливный газ для использования на промысле. Газ из верхней части аминного регенератора будет компримирован и смешан с газом из верхней части стабилизатора для повторного закачивания на промысле. Потребность газа местных жителей Аксая составляет 0,1 Гм³ / год. В основном топливный газ на промысле используется для компрессоров повторного закачивания газа, бойлеров и выработки электроэнергии на КПЗ.
2.1.5 Повторное закачивание газа
Карачаганак – это газоконденсатное месторождение и для того, чтобы улучшить общее извлечение жидкости в течение всего периода эксплуатации месторождения, по плану нужно осуществлять частичное закачивание газа в пласт. Начальный уровень закачивания газа составит 6,6 Гм³/ год и при успешном использовании он увеличится до 11 Гм³/ год. 3 нитки с компрессорами для нагнетания будут смонтированы рядом с УКГП-2 и они будут подавать газ под давлением 500-550 бар на все 20 существующих скважин, которые будут преобразованы для использования в качестве нагнетателей. Компрессоры будут приводиться в движение газовыми турбинами 5D, в блочном исполнении смонтированными на основании, номинальная мощность каждой из них составит 2,2 Гм³/год. Газ для нагнетания будет подаваться из манифольда нагнетания вниз по магистральным линиям, которые будут затем распределять газ по нагнетательным скважинам через нагнетательные шлейфы.
2.2 Основные эксплуатационные режимы на промысле
1. Добыча неочищенного газоконденсата для Оренбурга (как в настоящее время).
2. Как в пункте 1., но с добавлением фазы 1 сателлита добычи ранней нефти (скважины с нефтяной оторочкой) и/ или фазы 2 (контрольное оборудование), используя или не используя миниперерабатывающий завод.
3. Подсоединение подачи топливного газа к КПЗ и УКГП-2 и запуск электростанции.
4. Запустить производство на УКГП-2 для дополнительной поставки продукта в Оренбург и закачивания газа.
5. Запустить установку топливного газа на КПЗ, используя неочищенный газ с УКГП-3 и заменить импорт.
6. Запустить одну установку обеспечения точки росы неочищенного газа и экспортный компрессор.
7. Запустить одну нефтяную нитку на КПЗ на конденсате УКГП-2.
8. Запустить системы верхнего прогона стабилизатора и направлять высокосернистый газ с КПЗ на УКГП-2, смешивая с устьевым газом, перерабатываемым на КПЗ или получаемым с УКГП-3, с обеспеченной точкой росы и осушенным.
9. Запустить компрессор вторичного сжатия кислого газа и начать добычу с сателлита добычи ранней нефти / СУМ.
10. Поднять совместно уровень добычи нефти и газа. Сжигание в факелах можно свести до минимума, переведя дополнительные мощности по переработке газа в рабочий режим до начала добычи нефти.
11. Снижение добычи производится путём снижения потока скважинной продукции до останова нефтяной нитки и вывода компрессора в автономный режим в последнюю очередь.
12. В результате поздно принятого решения о демонтаже фракционной установки сжиженного нефтяного газа, освобождение участка установки задерживается.
2.3 Выбор варианта разработки Карачаганакского месторождения
Высокое содержание и большие запасы тяжёлых углеводородов на Карачаганакском месторождении требует обязательного поддержания пластового давления (ППД). Ниже рассмотрим возможность применения различных рабочих агентов для поддержания пластового давления: дымовых газов, воды, сухого газа после перерабатывающего завода.
• Дымовые газы.
Технология этого метода разработана институтом ВолгоУралНИПИгаз и сводится к следующему: добытое сырьё подаётся на гпз. Конденсат, сера и 90% сухого газа реализуется в установленном порядке. 10% товарного газа идёт на сжигание в теплоэлектростанцию, на которой получают электроэнергию, пар и продукты сгорания природного газа с воздухом 88% азота и 12% углекислого газа. Дымовые газы собираются в газгольдер и воздуходувкой подаются на компрессорную станцию, которая поднимает давление до 45 МПа. При таком давлении дымовые газы закачиваются в залежь. В процессе компримирования из дымовых газов выделяется техническая вода, а также вырабатывается электроэнергия и тепло. Основные трудности связаны с повышением давления от атмосферного до 45 МПа и разбавления сырья, поступающего на гпз азотом и углекислым газом после прорыва нагнетательного газа в эксплуатационные скважины.
• Вода.
Рассмотрен вариант закачки воды под водонефтяной контакт. Основные трудности связаны с отсутствием надёжных источников водоснабжения и бурением большого числа скважин на глубины 5300-5500 м, т.к. отмечается заметное ухудшение коллекторских свойств в нижней части залежи. Удельная продуктивность каменноугольных отложений по пластовой смеси, согласно исследованиям скважин составляет 0,5 (тыс.м³/ сут) / МПа•м. Уд.продуктивность пласта по воде составляет 0,3 (м³/сут) /МПа•с. Приёмистость нагнетательных скважин при эффективной мощности: 80 м (при 30-35% эффективной мощности это требует более 200 м общей мощности) и репрессии на пласт 16 Мпа составляет 45 м³/ сут. Но даже в этом случае для поддержания пластового давления при годовом отборе 25 млрд.м³ необходимо 700 нагнетательных скважин. Максимальное значение приёмистости не превысит 385 м³/сут. По оценке ВолгоУралНИПИгаз при закачке воды коэффициент газоотдачи может составить 0,51, конденсатоотдачи-0,39. В качестве возможных источников водоснабжения ВолгоУралНИПИгаз рассматривает: водозабор подземных вод непосредственно по площади глубиной 80-120м, подрусловый водозабор инфильтрационного типа в р.Илек, строительство 2-х водохранилищ многолетнего регулирования стока на реках Утва и Илек. Государственной Академией Нефти и Газа (кафедра подземной гидромеханики) проведена Оценка эффективности применения воды в качестве рабочего агента. Показано, что при внутриконтурном заводнении возможен достаточно быстрый прорыв воды к забоям эксплуатационных скважин из-за наличия пластов с улучшенными фильтрационными свойствами.
При вытеснении лёгкой нефти водой нефтеотдача практически определяется моментом подхода фронта вытеснения к эксплуатационной галерее. Это связано с тем, что при вытеснении нефти водой фронтальная насыщенность близка к предельной, что приводит к неравномерности вытеснения и резкому снижению безводного периода. Вопрос об использовании в качестве рабочего агента воды требует дополнительной проработки, учитывая отсутствие лабораторных экспериментов и недостаточную геологическую информацию, особенно по нижней части залежи.
В качестве возможного варианта следует рассмотреть также совместную попеременную закачку воды и газа.
Сухой газ после гпз (сайклинг-процесс). Состав пластовой смеси и газа закачки приведены в таблицах 1 и 2. Низкая вязкость газа закачки способствует более высокой приёмистости нагнетательных скважин. Количество газа после гпз в основном достаточно для того, чтобы обеспечить поддержание давления в залежи на требуемом уровне. Сухой газ позволяет обойтись компрессорной станцией в обычном исполнении.
Для эксплуатационных объектов предусматриваются самостоятельные сетки скважин как эксплуатационных, так и нагнетательных. Закачка сухого газа в I объект будет производиться в нагнетательные скважины расположенные в сводовых зонах, которые в основном характеризуются максимальной продуктивностью. Добывающие и нагнетательные скважины на II объекте располагаются по семиточечной системе с расположениями между скважинами 1,1 км. Площадная блочная закачка придаёт системе нагнетания автономность и позволяет адаптировать её с учётом новой информации. В последующем сетка добывающих и нагнетательных скважин будет уплотняться до 500м в зонах нефтяной оторочки и II объекта с большим удельным запасом газа. Предусматривается взаимозаменяемость нагнетательных и добывающих скважин. II и III эксплуатационные объекты представляют сложную гидродинамическую систему с неясной степенью вертикальной и площадной сообщаемости. В связи с этим планируемая система размещения и вскрытия скважин на II + III объекты допускает возможность её адаптации к изменяющимся требованиям. Большинство скважин бурятся на нижнюю часть карбона (глубина 5200м и 5250м) с последующей выборочной перфорацией II и III объектов. Поддержание давления в зонах с гидродинамической связью между II и III объектами осуществляется закачкой газа во II объект с использованием единой сетки нагнетательных скважин для II и III объектов. Нефть III объекта вытесняется жирным газом из буферной зоны II объекта, примыкающей к нефтяной зоне. В зонах, в которых отсутствует гидродинамическая связь между II и III объектами организуется раздельная или одновременная закачка газа во II и III объекты. На первом этапе нагнетательные скважины используются в качестве добывающих ( не менее полугода). Это позволит получить данные о продуктивных характеристиках отдельных пластов, оценить возможный профиль приёмистости и принять
меры по его регулированию. Кроме того, предварительное дренирование позволит очистить призабойную зону и увеличить репрессию на пласт. Допускается в ряде случаев дренирование эксплуатационных объектов скважинами с открытым стволом, а также совместное дренирование в одной скважине несколько объектов (I +II, II +III, I +II +III). Это касается как базовых скважин, так и скважин, расположенных в периферийных зонах с
небольшими общими эффективными мощностями. Для зон нефтяной оторочки с эффективными мощностями 80-:-120м создаётся самостоятельная сетка нефтяных скважин с использованием 2-х пакерной схемы, компоновки подземного оборудования позволяющий осуществлять совместно раздельную эксплуатацию 2-х объектов. В пределах основных эксплуатационных объектов могут быть выделены дополнительно подобъекты макрозон, для которых необходимо выбирать наиболее эффективную модификацию сайклинг-процесса (латеральный, вертикальный, комбинированный, циклический). Анализ геологического строения и параметров залежи показывает, что для ряда зон окажется неэффективным применение сайклинг-процесса, и они будут разрабатываться на истощение. Придаётся большое значение проведению на скважинах интенсификации различными методами для снижения депрессий на пласт увеличения продуктивности эксплуатационных и приёмистости нагнетательных скважин. Для повышения эффективности закачки с точки зрения допрорывного и общего коэффициентов охвата, предусматривается разнесение по вертикали зон отбора и закачки при условии отсутствия в разрезе непроницаемых прослоев. В процессе эксплуатации будет осуществляться переход к схемам ( одновременно раздельная эксплуатация) в том числе с двумя рядами НКТ, позволяющий снизить потребный фонд добывающих и нагнетательных скважин и повысить регулируемость системы разработки.
3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
3.1 Газлифтинг
Если после проведения кислотно-восстановительных работ в скважине не происходит движение потока, то нужно произвести спуск Коилд-тюбинга (КТ) до глубины 1500м и приступить к закачке азота. После того, как вышли все жидкости, оператор должен точно знать, когда прекратить закачку газа. После окончания газлифтинга нужно подождать 3 часа до начала повторной операции, давая возможность флюиду вернуться в колонну. Скважина может начать работать в любое время. Если это происходит, нужно извлечь КТ и продолжать обрабатывать скважину. Обработка скважины на амбар пока содержание твёрдых частиц не достигнет менее 1%. После чего производят пуск потока на ГП-3 и контроль за измерением рабочих параметров в течении 2-х недель.
Компоненты и объём флюидов, используемых для обработки.
Для того чтобы приготовить 30м³ кислоты 15%-ной концентрации потребуются следующие компоненты:
соляная кислота 33%-ной концентрации- 12,5м³
Вода – 17,5 м³
Ингибитор коррозии (А260) – 0,12 м³
Растворитель (U100) – 0,15 м³
ПАВ (F75) – 0,15 м³
Келатин железа (U042) – 0,15 м³
Две ёмкости с жидким азотом – 15 м³
Вода для циркуляции и вытеснения – 60 м³
Сгуститель (СМС) для воды – 300 кг
Сода для глушения возможных разливов кислоты – 300 кг
Диз. топливо – 20 м³
3.2 Фонтанная эксплуатация скважин
3.2.1 Классификация открытых фонтанов
По виду выбрасываемого флюида фонтаны подразделяются на газовые, нефтяные и водяные, но часто в процессе открытого фонтанирования скважины выбрасывают смесь флюидов. В таких случаях фонтаны классифицируют по характеристике компонентов выбрасываемых смесей: газонефтяные, газоводяные, газоконденсатные, водонефтяные и т.д.
1) По дебиту газовые фонтаны делятся условно на слабые- с дебитом 0,1-1 млн.м³, средние- 1-5 млн. м³, мощные- 5-10 млн.м³ в сутки, сверхмощные- более 10 млн.м³. Принято считать, что 1 тонна нефти эквивалентна 1000 м³ газа.
2) По конфигурации струи фонтаны делят на компактные, распылённые и комбинированные. Компактная струя фонтана образуется при фонтанировании через открытое устье. Распылённая струя фонтана образуется при истечении флюида через неплотности арматуры
или ПВО, а также из устья скважины, заваленным буровым оборудованием и конструкциями компактной струи.
3) По количеству одновременно фонтанирующих скважин фонтаны подразделяются на одиночные или групповые. Групповые фонтаны возникают при кустовой разработке месторождений в условиях морских нефтяных и газовых промыслов, заболоченной местности и т.п., когда на сравнительно небольшом участке размещаются несколько скважин. Пламя газового фонтана имеет светло-жёлтую окраску, газонефтяного – оранжевый цвет, периодически с клубами черного дыма. В газовых и газонефтяных фонтанах нефть и конденсат полностью сгорают в фонтанирующей струе. При горящих нефтяных фонтанах только незначительная часть нефти успевает испариться и сгореть в воздухе, а большая часть выпадает на землю, разливается вокруг устья скважины, продолжая гореть. Нефтяной фонтан горит тёмно-оранжевым пламенем с большим выделением чёрного дыма.
4) По степени сложности работ при ликвидации открытых фонтанов их можно разделить на 3 группы: неосложнённые, осложнённые и особо осложнённые. К неосложнённым относятся все категории открытых фонтанов, у которых имеется база для ликвидации фонтана - неповреждённая обсадная колонна и доступное устье. К осложнённым относятся фонтаны с негерметичной обсадной колонной (при этом возникают межпластовые перетоки, грифоны) и доступным устьем. К особо осложнённым относятся фонтаны с недоступным устьем (кратером на устье).
5) По характеру работы:
а) с постоянным гидравлическим режимом.
б) с пульсирующим гидродинамическим режимом.
Указанные выше характеристики не дают полного объёма всей сложности, трудоёмкости и опасности работ по ликвидации открытого фонтана, т.к. не указаны давление пластовое, забойное, устьевое, глубина залегания пласта, питающая фонтан, угроза взрыва и токсичность газа.
3.2.2 Меры безопасности при проведении технического обслуживания фонтанной арматуры
Рабочие буровой бригады и операторы промысла должны быть предварительно обучены работе с узлами и фонтанной арматурой в целом, а также проинструктированы по пожарной безопасности и взрывоопасности.
При обслуживании фонтанной арматуры запрещается:
- при резком снижении давления с использованием разрядных пробок стоять в направлении их оси;
- открывать крышку быстросменного штуцера, не убедившись в отсутствии давления внутри корпуса;
- стоять вдоль оси обратного клапана и оси нагнетателя при набивке смазки или пасты нагнетателем смазки;
- без разрешения руководства подтягивать фланцевые соединения при наличии течи в них;
- применять дополнительный рычаг для увеличения крутящего момента на маховике задвижки;
- находиться вблизи арматуры при опрессовке её на скважине.
Если в соединениях арматуры появились пропуски, то надо уменьшить давление при помощи крана на опрессовочном агрегате, а затем на каждой закрытой задвижке - разрядным клапаном, только после этого устранять неисправности в арматуре. Нужно помнить, что задвижка в закрытом положении после опрессовки находится под давлением, даже когда её отсоединили от фонтанной арматуры, поэтому снижение давления с использованием разрядной пробки обязательно.
1. Скважины и шлейфы должны осматриваться ежедневно объездом мобильной бригады в составе не менее 2-х операторов с наличием СЗР и средствами связи.
2. При обнаружении утечки нефти, газа, содержащих H2S, в устьевой арматуре или коммуникациях скважину необходимо немедленно закрыть с помощью задвижки или приустьевого клапана отсекателя с пульта управления и сообщить руководителю объекта и т.д.
3. Эксплуатация скважины при наличии давления в межколонном пространстве запрещается. При обнаружении давления должны быть приняты оперативные меры.
4. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и др.), связанных с разгерметизацией устья, фонтанная скважина должна быть задавлена жидкостью, обработанной нейтрализатором H2S.
5. На устье скважины на период ремонта должно быть установлено ПВО, необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее 2-х объёмов скважины с соответствующей плотности без учёта объёма раствора в скважине. По мере снижения уровня в стволе должен быть обеспечен долив задавочной жидкости. Запрещается вход без противогаза и анализатора на H2S в помещение распределительных пунктов, установок замерных и др. объектов, где возможно выделение H2S.
Оборудование и оснащение БОС при выезде на скважину для проведения технического обслуживания фонтанной арматуры и контроля (объезда) скважин.
Работающая фонтанная арматура должна обслуживаться бригадой операторов. На участке обслуживания должны быть приспособления для смены задвижек, манометры, запасные задвижки, смазка Л-3-162, паста, нагнетатель смазки, прокладки, комплект взрывобезопасных ключей и т.д.
Порядок освоения скважины, очерёдность и время закрытия-открытия задвижек, смены штуцеров и манжет, набивки смазки и пасты в задвижки и трубную головку устанавливается инструкциями, действующими на промысле. Система скважина-сборный пункт находится под воздействием высокого давления, наиболее уязвимым местом являются фланцевые соединения, которые в процессе работы могут ослабляться. Необходимо периодически докреплять болтовые соединения или заменять их новыми. При обнаружении газа в межколонном пространстве во избежание грифонообразования необходимо его периодически выпускать (медленно и плавно), не превышая давления выше допустимого. Если в межколонном пространстве за небольшой промежуток времени накапливается много газа, то необходимо заглушить скважину и устранить имеющийся дефект. Необходимо правильно пользоваться задвижками: закрывать их так, чтобы не происходило пропусков газа, а открывать без особых усилий. На сборном пункте необходимо контролировать работу приборов, предохранительных устройств, режим подачи жидкости. Ко всем скважинам и сборным пунктам необходимо иметь хорошие подъездные пути. От крестовины каждой газовой скважины следует иметь готовую линию для подсоединения цем. агрегата.
4 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ КАРАЧАГАНАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
4.1 Общие положения
В данном разделе приведён расчёт экономической эффективности эксплуатации месторождения Карачаганак в части определения доходной части и прямых затрат на операционные и текущие расходы, а также налогов и отчислений специальные и другие фонды подлежащих вычету при налогообложении прибыли. Данный расчёт не может служить оценкой деятельности предприятия. Все стоимостные показатели, применяемые в расчётах, приводятся в текущих ценах на 01.11.1997г. в долларах США для упрощения дальнейших расчётов. Инфляция не учитывалась, т.к. не оказывает влияние на конечные результаты, однако для внутренних расчётов проводился анализ воздействия инфляционных процессов на экономические показатели разработки. В данной части представлено экономическое обоснование 4-х вариантов развития Карачаганакского месторождения. Все расчёты проводятся только по 1-му базовому варианту, кроме него имеются альтернативные варианты:
- увеличенная закачка газа;
- увеличенные продажи газа;
- отложенные продажи газа.
Развитие месторождения будет поэтапным и разбито на следующие периоды (этапы):
II этап- 1998-2000; III этап- 2001-2005 и IV этап- 2006-2038гг.
По 1-му базовому варианту ожидается, что первые поставки нефти в Карачаганакском территориальном комплексе начнутся в 3-ем квартале 2000г.
Прямые поставки газа на внутренний рынок Казахстана начнутся в 1-ом квартале 2003г.
На начальном этапе уровень добычи нефти будет ограничен объёмами газа, которые могут быть реализованы. При производстве жидких углеводородов (УВ) приоритет будет отдан поставкам на КТК и мини нпз. Во время фазы I поставки жидких УВ в Оренбург будут ограничены в связи с существующими пределами по закачке газа. Для увеличения добычи жидких УВ необходимы новые рынки сбыта или дополнительные экспортные квоты.
Добываемый газ будет использоваться для:
- загрузки имеющихся мощностей Оренбурга на длительный период с последующей поставкой обработанного газа обратно на рынок Казахстана;
- обеспечение местных потребителей;
- обеспечение внутреннего рынка Казахстана посредством осуществления «Газового Проекта»;
- обратная закачка газа в целях оптимизации извлечения.
Во время II фазы Схемы Развития 1-ый базовый вариант развития нацелен на максимальное снижение начальной добычи газа путём закачивания, где это возможно, скважин 3-го объекта;
направлен на оптимальное использование существующего фонда скважин и мощностей;
основан на непрерывных экспортных поставках определённых объёмов газа и жидких УВ в Оренбург;
предусматривает очистку газа для получения топливного газа и поставки местным потребителям(100-300 млн.м³/г); предусматривает выработку электроэнергии для местных пользователей(20 МВт).
Фаза III-IV Схемы развития базового варианта предполагает, что осуществление Газового Проекта начнётся в 2003г с поставок газа на рынок Казахстана в объёме с 5 млрд. м³/г и достигнет максимального объёма в 10 млрд. м³/г; развитие будет акцентировано на переходе от минимизации газонефтяного фактора (ГНФ) к его оптимизации. Это достигается путём использования скважин пермского горизонта и повторного закачивания скважин в каменноугольном пласте, чтобы обеспечить определённое количество скважин, производящих при различных значениях ГНФ. Объёмы обратной закачки достигают максимума 10млр. м³ в 2010году. Возрастание экспорта жидких УВ за счёт КТК или по альтернативным маршрутам после 2003г. производство сжиженного газа начнётся с объёма 0,1 млн. т/ г, дальнейшее увеличение объёма будет зависеть от рыночного спроса.
4.2 Организационная характеристика месторождения
Во главе компании стоит Генеральный управляющий, ответственный за всю деятельность, которая ведётся на данном месторождении и в г. Аксае. Ему подчинён ряд отделов, в каждом из которых имеется собственный управляющий. Структура компании рассчитана на достижение её коммерческой цели. Каждый работник играет важную роль и каждый может и должен вносить свой вклад в достижение коммерческой цели. Карачаганакский ГП-3 возглавляет менеджер месторождения. Он организует и направляет производственно-хозяйственную деятельность предприятия, несёт полную ответственность за выполнение планов по добыче газа и конденсата в соответствии с утверждёнными технико-экономическими показателями. Начальник обеспечивает своевременную и правильную постановку перед коллективом важнейших задач на планируемый период, определения их путём решения, подбор и региональную расстановку кадров, утверждает техпромфинплан предприятия, сметно-финансовые расчёты, структуру и штат подразделений. Первым заместителем начальника ГП-3 является супервайзер. Он осуществляет техническое руководство производством, несёт ответственность за эффективное внедрение достижений науки и техники, развёртывании движения по экономии материально-технических ресурсов, работы по реализации и изобретательству, организует разработку перспективных планов внедрения новой техники и технологии.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По любым стандартам разработка месторождения Карачаганак требует очень больших инвестиций капитала. Для проекта подобных масштабов, продолжительность контрактного периода по которому составляет 40 лет, представляется более рентабельным установить с самого начала надёжное оборудование хорошего качества, чем пользоваться более дешёвыми, но не высокого качества материалами. Это особенно важно при осуществлении операций в удалённых местах, где какая-либо механическая поломка может привести к длительным простоям в ожидании поступления запчастей. По этой причине выбор оборудования для покупки должен делаться на основе стандартов спецификаций, а не по соображениям одной
только стоимости. Подряды на снабжение всеми материалами, открытые в принципе для любых компаний, должны распределяться на конкурсной с подтверждением того, что соответствие конкретным стандартам является условием первостепенной важности. Ожидается, что строительство в большинстве своём поставщикам оборудования будут подрядчики из Западной Европы, США и СНГ. Ожидается, что строительство дорог и ряда других объектов промышленного строительства будет отдано местным казахским подрядчикам, строительство сложных технологических установок - восточно-европейским подрядчикам с использованием по отдельным позициям местных подрядчиков, а строительство небольших установок и резервуаров будет происходить в основном с использованием местных строительных компаний. Снабжение транспортными средствами, например грузовиками, будет делом западных и местных подрядчиков.
Предполагается, что все оборудование, закупленное в СНГ или Восточной Европе будет доставляться на Карачаганак по железной дороге.
Для большинства позиций главного капитального оборудования, бюджетные расценки были получены непосредственно от поставщиков оборудования. Для других статей расходов на оборудование была использована программа базы данных QueSStor, разработанная MAI в Великобритании. Программа QueSStor является одним из стандартов программного обеспечения нефтегазовой промышленности, и эта программа постоянно пополняется сведениями, содержащими данные по стоимости стандартного оборудования от поставщиков во всём мире. При этом вносились коррективы на поставку некоторого оборудования из стран СНГ и на использование местных строительных организаций.
Расчёт капитальных вложений основан на рыночных ценах, котирующихся в первом квартале 1997 года, с общей погрешностью от -10% до +25%. При этом учитывается, что НДС подлежит уплате в отношении всех материалов и услуг.
Капитальные вложения будут инвестироваться по следующим направлениям:
● Бурение новых нефтяных и нагнетательных скважин и капитальный ремонт старых скважин для их восстановления.
● Система сбора (сателлиты, выкидные линии, внутрипромысловые сети и сооружения).
● Закачка газа (компрессорные станции и газораспределительные трубопроводы).
● Установка подготовки газа УКГП-3 (модернизация).
● Установки подготовки газа УКГП-2 (завершение строительства).
● Карачаганакский перерабатывающий комплекс:
- подготовка газа
- обработка конденсата
- утилизация газа
- вспомогательные установки.
● Нефтеконденсатный экспортный трубопровод.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1) СП « Бектель Снампрожетти»: «Проект разработки месторождения Карачаганак», 1999г.
2) Материалы, собранные на практике.
Месторождение расположено в северной части бортовой зоны Прикаспийской впадины на территории Западно-Казахстанской области и имеет большое значение для развития промышленности Республики Казахстан в целом.
Большое содержание конденсата обуславливает высокую ценность добываемой пластовой смеси, которая является ценным исходным сырьем химической переработки.
На данном этапе разработки нефтегазоконденсатного месторождения остро встает вопрос о сохранении коэффициента конденсатоотдачи на высоком уровне, поддержание пластового давления начала конденсации для предотвращения ретроградных явлений и потерь конденсата в пласте и в призабойной зоне скважины.
Из существующих методов поддержания пластового давления газоконденсатных месторождений наибольшее распространение получил сайклинг-процесс.
Карачаганакское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 году, когда Уральской нефтеразведочной экспедицией была пробурена первая разведочная скважина. Это нефтегазовое месторождение имеет площадь свыше 200 км2 и является одним из самых продуктивных в мире по добыче нефти и газа.
Месторождение отличается сложным геологическим строением, значительным изменением рабочего давления на устье скважины различных объектов разработки, значительными колебаниями пластового состава по объектам разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 1000 г/м3 и токсичных корозионно-активных элементов.
Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал глубин 3700 – 5360 м).
Принимая во внимание все эти факторы, нужно знать о том, какие вредные вещества и газы присутствуют на месторождении, каковы их свойства и какие средства защиты необходимо применять.
Геология месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, в 30 км к северо-востоку от города Аксай, в 150 км к востоку от города Уральск.
Дорожная сеть представлена автомобильными дорогами с твердым покрытием Аксай – Оренбург, Уральск – Оренбург и Западно-Казахстанской железной дорогой, проходящей через город Аксай. Основными видами транспорта является автомобильный и железнодорожный. В орографическом отношении район представляет равнину с редкой сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 80 до 130 метров. Гидрографическая сеть представлена к северу от месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек, на западе рекой Утва. На площади встречаются небольшие естественные водоемы. Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до 110 метров и приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а также песчаником. Климат района резко континентальный, температура воздуха от –400С зимой и до +400С летом.
Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направления. Среднегодовое количество осадков составляет 0,3 – 0,35 м, выпадающих в основном летом, осенью и зимой. Снеговой покров, как правило, незначительный, на возвышенных местах практически отсутствует. Глубина промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 метров в зависимости от толщины снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней с 15 октября по 15 апреля. Растительность типичная для сухих степей. В пределах площади месторождения степи сплошь распаханы, свободны лишь участки вдоль оврагов и балок.
1.2 Общая схема геологического строения месторождения
Карачаганакское месторождение расположено на северной окраине Прикаспийской впадине. На основании данных сейсмической разведки в пределах территории Карачаганакского месторождения был выявлен хребет основания (слоя земной коры под осадочным слоем и над поверхностью Мохоровича). По оценке амплитуда хребта составляет 700 м, а глубина до его кровли - приблизительно-7 км. На основании сейсмических данных было высказано предположение о том, что основание покрыто комплексом древних терригенных отложений, над которыми залегают карбонатные отложения среднего и верхнего палеозоя. Эти отложения формируют крупный подсолевой массив, простирающийся в широтном направлении, параллельно окраине Прикаспийской впадины. Протяженность массива превышает 10 х 20 км, и его пределах общая толщина предсолевых карбонатных отложений верхнего девона и нижней перьми превышает 2000 м. За пределами массива мощность этих отложений составляет не более 600 м, и только изредка до 800 м. Карбонатные породы на всей площади покрыты карбонатно-сульфатными отложениями, мощность которых меняется значительным образом (от 7 – 10 до 3000 м). С точки зрения взаимного положения по отношению к солевым структурам, большинство подсолевых поднятий Карачаганакского месторождения расположено в межкупольном пространстве между соленосными массивами – Карачаганакской, Кончебайской и Сухореченской солевыми структурами. Межкупольный прогиб в основном заполнен верхними пермскими и триасовыми терригенными отложениями, имеющими тенденцию к падению в южном направлении. Как межкупольные прогибы, так и солевые купола покрыты тонким слоем юрско-меловых, неогеновых и четвертичных отложений, мощность которых не превышает нескольких сотен метров.
Основной карбонатный массив Карачаганакского месторождения является составной частью фаменско – артинского структурного яруса, который образует крупный, протяженный подсолевой массив, залегающий параллельно склону Прикаспийской впадины. Размеры Карачаганакского карбонатного массива в плане составляет 15 х 30 км, а его высота равна 1600 м. Стуктурный ярус подразделяется на три подъяруса: верхний девонский – тунейский, визейский – башкирский и ранний пермский. Отклонения среднего визейского периода залегают на размытой поверхности верхнего девонского – турнейского подъяруса. Нижняя часть среднего визейского разреза содержит аргиллитовый карбонатный маркирующий горизонт, толщина которого изменяется от 1,75 до 23,5 м. Поверх этого горизонта проходит субширотная антиклинальная складка, северное крыло которой характеризуется более крутым уклоном. В горизонтальном разрезе эта складка совпадает с северо-западным и северо-восточным склонами приподнятого основания.
Визейско-башкирский подъярус сверху ограничен допермским перерывом в осадконакоплении. В уплощенной приподнятой части, там, где свод достигает максимальной ширины, гребень свода образует дугу. Эта антиклинальная часть поднятия оконтурена стратоизогипсами 4400 и 4500 м, образуя основание нижней пермской структуры.
Пермский суперструктура залегает поверх хребта каменноугольного массива в пределах стратоизогипсы 4500 м. Данные, полученные по результатам бурения, указывает на то, что первоначально ранний пермский атолл начал формироваться в широкой восточной части изометрического каменноугольного основания. Однако степи понижения западной части основания превышало скорость рифообразования, в результате чего риф приобрел дугу образную форму. В западной части каменноугольного основания процесс раннего пермского рифообразования обладал меньшой интенсивности, и на этом участке была обнаружена низкоамплитудная органическая структура размера 3 х 4 км и мощностью свыше 100 м.
Кунгурско-татарский структурный ярус, отмеченный соляной тектоникой, образует перекрывающие породы Карачаганакского месторождения. Особенности соляной тектоники вели к формированию соляных хребтов на северной и южной окраинах подсолевой структуры со сложными переходами между соленосными и терригенными породами. В плане средняя часть подсолевой структуры залегает согласно с межкупольным прогибом, где солевые отложения практически отсутствуют, при этом при движении с северо-востока на юго-запад кунгурское сульфатное подразделение последовательно покрыто уфимскими, казанскими и татарскими отложениями. Триасовые отложения, залегающие в прогибе, демонстрируют моноклинальное понижение с севера на юг. На севере они залегают под неогеново-четвертичными отложениями, и при перемещении к югу они последовательно покрыты юрскими и меловыми отложениями.
Газовый регион
От верха пермского периода, около 3600 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 ст. м3 в верхней части газового региона до приблизительно 800 ст. м3 при глубине 4950 м ниже уровня моря. Остаточная (не разжижаемая) нефть, как видно, 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.
Нефтяной регион
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. м3 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 м3 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 близко к 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.
Различие между нефтями юго-западного и северо-восточного региона не абсолютна, и в некоторых скважинах добывается промежуточный тип. Есть еще некоторая неопределенность относительно характера нефти северо-восточного региона.
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 4950м ниже уровня моря, принятая российскими исследователями.
1.3 Тектоника
Карачаганакское месторождение расположено во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующийся большой толщиной осадочного чехла и проявлениям солевой тектоники. По данным сейсморазведки в районе месторождения выделяются выступы фундамента со сложным строением и глубиной залегания поверхности в 6-7 км. Месторождение пространственно сопряжено с поднятием фундамента, амплитудой около 100м, 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. Сбросы древнего заложения по кровле терригенного девона не прослеживаются. Основной карбонатный массив связан фаменскоартинским структурным этапом.
1.4 Нефтегазоносность
Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному нижнепермскому карбонатному массиву с растворами 29 х 16 км и амплитудой около 1700м. Залежь массивная экранируется галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми. Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи установлена продуктивность карбонатного горизонта, из которого в скважине под № 30 получен приток газа с конденсатом, дебитом 47,7 тыс.м³ / сут. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых метров до 302 м. В горизонте практически повсеместно встречаются доломитовые прослои толщиной от долей до 10метров. Ловушка в горизонте пластов литологически замещённые границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем газонефтяного контакта основной залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По геофизическим исследованиям средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9% , достигая иногда 13%. Резервуар основной части залежи месторождения сложен аргоногенными известняками, доломитами и их переходными разностями. Тип коллектора поровый, порово-каверновый и в меньшей мере порово-трещинный и порово-каверно-трещинный. Залежь состоит из двух частей, газоконденсата, приуроченного к нижнепермско-каменноугольным отложениям и нефтяной подушки в каменноугольных отложениях. Газоконденсатная часть залежи охарактеризована 170 скважинами. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются по скважинам от 30 до 1041метра, при средневзвешенной по площади 280м. Зоны максимальных толщин приурочены к области развития нижнепермского рифогенного комплекса в центральной части месторождения, эффективный объём которого равен 30 % всей части залежи.
1.5 Водоносность
Карачаганакское месторождение расположено в пределах погруженной части Северо-Каспийского артезианского нефтегазоконденсатного бассеина. В осадочном чехле бассеина выделяется серия водоносных горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа (надсолевой и подсолевой), разделённых региональным водоупором соленосно-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Данные этажи представляют собой самостоятельные водонапорные системы, отличающиеся как гидродинамическим режимом, так и особенностями подземных вод. В надсолевом этаже суммарная толщина которого достигает 3500-4000м, водоносные горизонты и комплексы приурочены к отложениям четвертичного, неогенового, мелового, юрского, триасового и верхнепермского возраста. Данные о пластовых водах получены по разведочным скважинам, в которых вода изливалась.
\ Дебит излива колеблется по скважинам от 1,9 до 49 м³ / сут. Устьевое статическое давление составляет 2,29-3,303 МПа. Плотность воды колеблется от 1,0784 до 1,1127 кг /м³. Общая минерализация от 117 до 189 кг/м³. Пластовое давление 60,19 – 61,12 МПа. Пластовая температура на глубинах 3200-5325 м равна 353-363 К.
2 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение введено в разработку в 1984г. В период опытно промышленной эксплуатации и до настоящего времени разрабатывается на истощение. По ряду причин разработка началась с верхних продуктивных отложений. Затем с ростом числа глубоких скважин, вскрывших II и III эксплуатационные объекты, произошло перераспределение отборов с увеличением объёма добычи из отложений среднего карбона. Частично вскрыт и обрабатывается нефтяной III объект. Количественно эксплуатационный фонд скважин II и III объектов в два раза превышает фонд I объекта, являясь при этом в полтора раза лучше по продуктивности. Перенос основного объёма добываемого сырья на глубокие горизонты оптимизирует процесс разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения, однако и на сегодня одним из основных вопросов является минимизация пластовых потерь в период до реализации сайклинг-процесса. С этим основным вопросом тесно связаны и другие: степень охвата дренированием продуктивных отложений по площади и разрезу месторождения, динамика и распределение пластовых давлений, состояние пластовой системы и его изменение в процессе разработки. Добыча неуклонно возрастала по мере введения в строй новых скважин и достигала стабильной производительности свыше 12000•10³ м³ / день (4,4 млрд. м³ / год) газа и 12000 т/день (4,4 млн. т/год) жидких углеводородов в 1990г. Стабильный уровень поддерживался в течении 2 лет до середины 1992г, когда начался постепенный спад. Темпы добычи жидкости и газа упали до уровня ниже 3000 т/день (1,1 млн. т/год) по жидкостям и 3000•10³ м³/день (1,1 млрд. м³/ год) по газу в 1994 году. Для такого спада был ряд причин, среди них были технические проблемы на скважинах и недостаток финансирования для исправления положения, а также скважины были остановлены, т.к. пластовые давления приблизились к ныне принятым давлениям точки росы. На добычу также повлияли ограничения продукции, установленные Оренбургским газоперерабатывающим заводом и также российскими нпз. С 1994г. добыча постепенно возрастала частично благодаря капремонту скважин и установке новых сборных линий, что было выполнено подрядчиком согласно СПРД. Темпы добычи, однако, снова упали в 1996г. Эти низкие уровни полностью объясняются ограничениями, установленными в Оренбурге. В начале подавляющая часть добычи шла на пермских скважинах. К январю 1986г. было 15 пермских эксплуатационных скважин и только 2 каменноугольные. С этой даты число пермских скважин медленно снижалось, в то время как число каменноугольных скважин возрастало. В конце 1995г. было получено разрешение эксплуатировать некоторые пермские скважины под давлениями ниже точки росы в порядке. Программы исследования пластовой жидкости, в результате чего число пермских эксплуатационных скважин в 1996г. возросло.
Газовый фактор на месторождении показывал последовательное движение с тех пор, как на месторождении началась добыча. Газовый фактор снижается постепенно, не достигая уровня 1000 м³/м³. Это снижение происходит частично из-за изменений в газовом факторе скважин, но в основном из-за растущего числа каменноугольных эксплуатационных скважин, которые имеют более высокий выход конденсата. Совокупная добыча с месторождения до сентября 1996г. равна 33 млн. т. нестабилизированной жидкости и 37 млрд. м³ газа. Пермские и каменноугольные эксплуатационные скважины обладают различными производственными характеристиками по причине гораздо более неоднородного характера пермской части месторождения. Как правило, пермские эксплуатационные скважины имеют более высокий первоначальный дебит, обычно производя свыше 1 млн. м³ газа в день. Однако спад происходит очень быстро, часто до 50% первоначального дебита в течении нескольких месяцев. Каменноугольные скважины напротив не дают такого высокого первоначального дебита, а также обычно не дают быстрого спада добычи. Первоначальный дебит газа обычно составляет 600000 м³ /день + 600 т/ день нефти, и он остаётся постоянным. Газовый фактор тоже относительно постоянен. В каменноугольных скважинах дебит иногда падает, однако спад не так резок, как в типичных пермских скважинах.
Пластовый режим.
Т От проведённых до сих пор исследований коллектора, исходя из имеющихся в распоряжении данных можно сделать вывод, что коллектор представляет собой преимущественно истощаемый газоконденсатный пласт, в котором нет ясного доказательства о существовании большого водоносного пласта. Если далее в жизни месторождения появится вклад водоносного слоя для вытеснения пластовой жидкости, в этом случае превалирующий водонапорный режим будет режимом периферийного поддержания давления водоносным слоем, скорее, чем режим напора подошвенных вод. Некоторые другие важные факторы подсказывают, что нельзя ожидать притока большого количества воды в коллектор. Присутствие нефтяной оторочки, там, где плотность нефти растёт быстро, приближаясь к прогнозированному водонефтяному контакту может препятствовать движение в водоносном пласте. Помимо этого, присутствие любого количества остаточного газа в обводнённой зоне может, вероятно, препятствовать дальнейшему движению воды, т.к. пластовое давление снизилось ещё больше.
2.1 Общая схема технологического процесса
2.1.1 Сбор продукции
В существующей системе шлейфы из конденсатных скважин, расположенных в восточной части промысла, проложены прямо к манифольдам на входе в УКГП-3. Объём потока устьевого газа в среднем достигает 400-450 тыс.м³/день и абсолютным максимумом 900 тыс.м³/день для скважин очень высокой производительности. Температура фонтанирующего устья скважины (ТФУС) обычно составляет 40°С. Трубопроводы не имеют термоизоляции и рабочее давление их составляет 130 бар из.д. Газ поступает на установку при температуре 25°С, что выше как температуры гидрата, так и точки помутнения. Статическое давление в скважине при закрытом устье составляет 350 бар из.д., поэтому все шлейфы и эксплуатационные манифольды спроектированы с учётом этого условия. Добыча из скважин в западной и восточной частях промысла будет направляться на новые разделительные установки, расположенные на КПЗ (Карачаганакский Перерабатывающий Завод). Эти участки не разработаны и поэтому будет применяться новый метод для сбора продукта из этих скважин. Станции удалённых манифольдов (СУМ) будут расположены на стратегических участках скважин на промысле. На каждой СУМ будет смонтирован манифольд для сбора продукта из 10 скважин и испытательным манифольдом с многофазным измерением. Манифольды присоединяются к двум 10 дюймовым шлейфам и одной 6 дюймовой испытательной линии, которые транспортируют 2-хфазные скважинные потоки на ближайший центр сбора продукции, либо КПЗ, УКГП-2 , либо сателлит добычи ранней нефти. Каждый из этих центров будет снабжён контрольным сепаратором и факельной системой, которые обычно не предполагают постоянного присутствия обслуживающего персонала.
Средний уровень добычи газа со скважины составляет 400 тыс.м³/день (0,13 Гм³/ год). И поэтому номинальный расход газа из 10 дюймовой магистральной линии составляет 2000тыс. м³/день (0,65 Гм³/ год). На фонтанирующем устье скважины на УКГП-3 необходимо обеспечить давление более чем 130 бар из.д. для управления существующим процессом обеспечения точки росы по Джоулю Томпсону без механического охлаждения. Давление на фонтанирующем устье скважины большей части начальной продукции на участках КПЗ и УКГП-2 будет составлять 80-130 бар изб.д. и классифицироваться как среднее давление. Поскольку давление на фонтанирующем устье скважины (ДФУС) со временем снижается, необходимо будет истощённые скважины повернуть на манифольды низкого давления. Это в свою очередь будет питать специальную магистральную линию низкого давления для подачи продукции низкого давления на КПЗ. Продукция низкого давления означает 60-80 бар ДФУС. Можно встретить различные значения давления в сети, на фонтанирующем устье скважины, поэтому каждый шлейф будет иметь штуцер на участке до сборного манифольда на станции удалённых манифольдов.
Предполагается, что скважины на севере и западе месторождения будут иметь более низкий дебит, чем существующие скважины, а отсюда их давление на фонтанирующем устье скважины будет ниже. Предполагается, что точка помутнения продукции из скважин с нефтяной оторочкой будет выше, чем у конденсата, т.к. имеющиеся данные 1997г. по одной скважине считаются непредставительными для скважин с нефтяной оторочкой. В то же самое время на промысле проводятся испытания ингибиторов парафина. Принимая во внимание неопределённость, связанную с риском выпадения парафина, все магистральные линии скважин с нефтяной оторочкой снабжены термоизоляцией. Обычно не существует разделения в системе сбора продукции между скважинами с нефтяной оторочкой и скважинами, из которых добывается сухой конденсат и водосодержащая нефть. Все флюиды поставляются вместе в виде смеси для обработки на КПЗ. Возможности по переработке водосодержащей нефти с конденсатом быть может будет принята во избежание проблем выпадения соли, которые происходят в трубопроводах и на установках сепарации. Но при добыче нефти и конденсата на УКГП-2 возможно частичное разделение. Это разделение можно осуществить, направив через блок входных манифольдов на два входных сепаратора. Жидкость из входных сепараторов поступает через существующие 14 дюймовые линии на УКГП-3, откуда она может быть направлена либо на дегазаторы для подачи насосами в Оренбург, либо на новый 14 дюймовый нефтепровод, проложенный на КПЗ. Поскольку новая система сбора работает при более низких температурах, а также подвержена ещё большему перепаду температур на штуцерах СУМ ( в связи с падением давления до 80 бар), существует риск возрастания образования парафина. По этой причине все новые шлейфы конденсатных скважин будут также термоизолированы. Потеря тепла и использование химикатов будут т.о. снижены, а потенциальные технологические осложнения, связанные с образованием парафина или гидрата будут менее серьёзными. Сателлит добычи ранней нефти, который расположен в 6 км к югу от КПЗ, обеспечивает возможностью получения контрольных данных, и лучшего представления о той части залежи, где находится скважина с нефтяной оторочкой. И хотя сателлит позже будет принимать конденсат, на начальном этапе он будет располагать оборудованием для добычи нефти из скважин, число которых будет доходить до 8. Эти скважины будут соединены с эксплуатационным манифольдом нефти. На начальном этапе сателлит связан с системой добычи на УКГП-3 тремя 6 дюймовыми шлейфами, которые можно использовать как для целей добычи, так и для проведения испытаний.
Поток из скважины посылается на нитку № 4 для сепарации газа и обеспечения необходимой точки росы. Частично стабилизированная нефть, давление паров которой составляет 35 бар, затем может быть переработана на мини-перерабатывающем заводе или смешана с конденсатом и перекачиваться насосами в Оренбург. Когда запустят КПЗ, вся продукция сателлита, будет направляться для переработки на КПЗ, поскольку нет никаких рыночных ограничений в отношении продукции скважин с нефтяной оторочкой. Существует практическое ограничение на эксплуатацию экспортного трубопровода нефти, т.е. способность сохранять флюид текучим. И если содержимое скважин с нефтяной оторочкой слишком высокое – более 60% объёма зимой или 70% летом, то смесь стабилизированной нефти из скважины с нефтяной оторочкой и конденсата будет иметь слишком высокую температуру застывания /потери текучести нефти, чтобы перекачивать её на расстояние свыше 500 км до трубопровода КТК. Поскольку в самом начале разработки проекта в наличии были данные только для одной скважины с нефтяной оторочкой, которые считаются непредставительными (скважина 713), то лучшим решением будет ограничить смешивание перекачиваемой нефти, руководствуясь практическим критерием используемого напора насоса, который устанавливается с учётом вязкости, оговорённой в проекте. Будет принята любая смесь при условии, что она будет нагнетаться с соответствующим депрессантом застывания нефти, отвечающим расчётному критерию вязкости. Это соображение может, поэтому повлиять на эксплуатацию скважин, систем сбора продукции и внутриплощадочных трубопроводов.
2.1.2 УКПГ-2
УКПГ-2 считается установкой по сепарации газа и конденсата подобной УКПГ-3, но она только частично отстроена. Из-за плохих условий почвы и фундаментов, не отвечающих требованиям, установку нельзя было достраивать, как предполагалось в самом начале. Повторное использование существующего оборудования оказалось также проблематичным в связи с трудностями связанными с сертификацией и затратами, на осуществление модификаций. В настоящее время есть намерение достроить эту установку двумя новыми технологическими нитками. Оставлено место для третьей газовой нитки. Некоторые скважины уже соединены с установкой шлейфами. Новые шлейфы и станции удалённых манифольдов будут смонтированы для подачи продукта на входные сепараторы под давлением 75 бар.
Весь газ будет подвергаться осушке и повторно закачиваться. Из каждого входного сепаратора до 2 Мтонн/ год будет направляться на КПЗ для стабилизации и обессеривания.
Часть конденсата может быть направлена через УКПГ -3 на Оренбург. Неочищенный газ должен повторно закачиваться в пласт компрессорами, установленными рядом с УКПГ-2. Высокосернистый газ, посылаемый непосредственно с КПЗ будет, главным образом, повторно закачиваться. Из-за высокого содержания воды, газ, получаемый на УКПГ-2, должен быть сначала обезвожен, чтобы стать пригодным для использования в системе повторного закачивания. Осушенный газ из УКПГ -2 насыщается углеводородом и подаётся в обратном направлении, поэтому линия, ведущая к компрессорам повторного закачивания снабжена теплоспутниками и термоизолирована. Любой газ, получаемый на УКПГ -2 в дополнение к нуждам повторного закачивания должен сжигаться в факелах.
2.1.3 УКПГ -3
Существующие мощности на УКПГ -3 будут продолжать экспортировать газ и конденсат на Оренбургский газоперерабатывающий завод, пока давление на входе не снизится до 130 бар изб.д. До тех пор они будут получать продукцию из скважин на участке УКПГ -3 по специальным шлейфам.
Впоследствии вся продукция с этого участка будет направляться на КПЗ по 2-хфазовым внутриплощадочным трубопроводам подобным схеме трубопроводов сателлита добычи ранней нефти. Однако УКПГ -3 будет по прежнему функционировать в виде системы сбора, объединённая с энергосистемой общего пользования и факельной системой. А также будут сохранены система сепарации испарений конденсата и насосная станция для переработки нестабилизированного конденсата с УКПГ-2 и перекачивания конденсата насосами в Оренбург.
Новый мини-перерабатывающий завод, построенный рядом с УКГП-3 будет перерабатывать до 0,4 Мтонн/год (10000 баррелей в сутки) конденсата.
2.1.4 Технологический процесс КПЗ
На КПЗ 2-хфазные магистральные линии станции удалённых манифольдов и скважинные шлейфы подсоединены к двум входным сепараторам среднего давления через систему манифольдов с входным сепаратором низкого давления, получающим стабилизированный конденсат с УКГП-2. Газ среднего давления из входных сепараторов направляется либо на нитку обеспечения точки росы неочищенного газа или установку для обессеривания топливного газа, причем газ низкого давления осушается и соединяется с газом среднего давления для повторного закачивания. Конденсат направляется на стабилизационные установки. Нитка обеспечения точки росы устьевого газа производит неочищенный газ, который отвечает требованиям спецификации по газу для обратного закачивания в пласт или экспорта в Оренбург. Нитка точки росы включает установку дегидратации, которая осушает газ до уровня, пригодного для использования в системе повторного закачивания. Газ среднего давления охлаждают с использованием эффекта Джоуля Томпсона с тем , чтобы он соответствовал требованиям точки росы углеводородов для экспорта в Оренбург. Конденсат стабилизируется для соответствия требованиям давления пара в экспортном трубопроводе и затем очищается для соответствия требованиям технических условий трубопровода для метиловых и этиловых меркаптанов. Лёгкие меркаптаны имеют неприятный запах, но их можно отогнать из стабилизированного конденсата в колонне по перегонке сырой нефти. Она разделяет бензиновый поток, содержащий меркаптаны, которые затем превращаются в безвредные дисульфиды в установке по очищению бензина (Мерокс).
Углеводородную жидкость, полученную из установки по обеспечению точки росы рециркулируют в стабилизатор конденсата. Газы выветривания, поступаемые из стабилизатора, компримируются и осушаются, но точка росы не обеспечивается. Это высокосернистый газ и его не отправляют в Оренбург. Он смешивается с газом среднего давления перед последним компрессором и направляется на УКГП-2, где ему отдаётся приоритет при повторном закачивании.
К тому же существует система очистки газа, которая производит топливный газ для использования на промысле. Газ из верхней части аминного регенератора будет компримирован и смешан с газом из верхней части стабилизатора для повторного закачивания на промысле. Потребность газа местных жителей Аксая составляет 0,1 Гм³ / год. В основном топливный газ на промысле используется для компрессоров повторного закачивания газа, бойлеров и выработки электроэнергии на КПЗ.
2.1.5 Повторное закачивание газа
Карачаганак – это газоконденсатное месторождение и для того, чтобы улучшить общее извлечение жидкости в течение всего периода эксплуатации месторождения, по плану нужно осуществлять частичное закачивание газа в пласт. Начальный уровень закачивания газа составит 6,6 Гм³/ год и при успешном использовании он увеличится до 11 Гм³/ год. 3 нитки с компрессорами для нагнетания будут смонтированы рядом с УКГП-2 и они будут подавать газ под давлением 500-550 бар на все 20 существующих скважин, которые будут преобразованы для использования в качестве нагнетателей. Компрессоры будут приводиться в движение газовыми турбинами 5D, в блочном исполнении смонтированными на основании, номинальная мощность каждой из них составит 2,2 Гм³/год. Газ для нагнетания будет подаваться из манифольда нагнетания вниз по магистральным линиям, которые будут затем распределять газ по нагнетательным скважинам через нагнетательные шлейфы.
2.2 Основные эксплуатационные режимы на промысле
1. Добыча неочищенного газоконденсата для Оренбурга (как в настоящее время).
2. Как в пункте 1., но с добавлением фазы 1 сателлита добычи ранней нефти (скважины с нефтяной оторочкой) и/ или фазы 2 (контрольное оборудование), используя или не используя миниперерабатывающий завод.
3. Подсоединение подачи топливного газа к КПЗ и УКГП-2 и запуск электростанции.
4. Запустить производство на УКГП-2 для дополнительной поставки продукта в Оренбург и закачивания газа.
5. Запустить установку топливного газа на КПЗ, используя неочищенный газ с УКГП-3 и заменить импорт.
6. Запустить одну установку обеспечения точки росы неочищенного газа и экспортный компрессор.
7. Запустить одну нефтяную нитку на КПЗ на конденсате УКГП-2.
8. Запустить системы верхнего прогона стабилизатора и направлять высокосернистый газ с КПЗ на УКГП-2, смешивая с устьевым газом, перерабатываемым на КПЗ или получаемым с УКГП-3, с обеспеченной точкой росы и осушенным.
9. Запустить компрессор вторичного сжатия кислого газа и начать добычу с сателлита добычи ранней нефти / СУМ.
10. Поднять совместно уровень добычи нефти и газа. Сжигание в факелах можно свести до минимума, переведя дополнительные мощности по переработке газа в рабочий режим до начала добычи нефти.
11. Снижение добычи производится путём снижения потока скважинной продукции до останова нефтяной нитки и вывода компрессора в автономный режим в последнюю очередь.
12. В результате поздно принятого решения о демонтаже фракционной установки сжиженного нефтяного газа, освобождение участка установки задерживается.
2.3 Выбор варианта разработки Карачаганакского месторождения
Высокое содержание и большие запасы тяжёлых углеводородов на Карачаганакском месторождении требует обязательного поддержания пластового давления (ППД). Ниже рассмотрим возможность применения различных рабочих агентов для поддержания пластового давления: дымовых газов, воды, сухого газа после перерабатывающего завода.
• Дымовые газы.
Технология этого метода разработана институтом ВолгоУралНИПИгаз и сводится к следующему: добытое сырьё подаётся на гпз. Конденсат, сера и 90% сухого газа реализуется в установленном порядке. 10% товарного газа идёт на сжигание в теплоэлектростанцию, на которой получают электроэнергию, пар и продукты сгорания природного газа с воздухом 88% азота и 12% углекислого газа. Дымовые газы собираются в газгольдер и воздуходувкой подаются на компрессорную станцию, которая поднимает давление до 45 МПа. При таком давлении дымовые газы закачиваются в залежь. В процессе компримирования из дымовых газов выделяется техническая вода, а также вырабатывается электроэнергия и тепло. Основные трудности связаны с повышением давления от атмосферного до 45 МПа и разбавления сырья, поступающего на гпз азотом и углекислым газом после прорыва нагнетательного газа в эксплуатационные скважины.
• Вода.
Рассмотрен вариант закачки воды под водонефтяной контакт. Основные трудности связаны с отсутствием надёжных источников водоснабжения и бурением большого числа скважин на глубины 5300-5500 м, т.к. отмечается заметное ухудшение коллекторских свойств в нижней части залежи. Удельная продуктивность каменноугольных отложений по пластовой смеси, согласно исследованиям скважин составляет 0,5 (тыс.м³/ сут) / МПа•м. Уд.продуктивность пласта по воде составляет 0,3 (м³/сут) /МПа•с. Приёмистость нагнетательных скважин при эффективной мощности: 80 м (при 30-35% эффективной мощности это требует более 200 м общей мощности) и репрессии на пласт 16 Мпа составляет 45 м³/ сут. Но даже в этом случае для поддержания пластового давления при годовом отборе 25 млрд.м³ необходимо 700 нагнетательных скважин. Максимальное значение приёмистости не превысит 385 м³/сут. По оценке ВолгоУралНИПИгаз при закачке воды коэффициент газоотдачи может составить 0,51, конденсатоотдачи-0,39. В качестве возможных источников водоснабжения ВолгоУралНИПИгаз рассматривает: водозабор подземных вод непосредственно по площади глубиной 80-120м, подрусловый водозабор инфильтрационного типа в р.Илек, строительство 2-х водохранилищ многолетнего регулирования стока на реках Утва и Илек. Государственной Академией Нефти и Газа (кафедра подземной гидромеханики) проведена Оценка эффективности применения воды в качестве рабочего агента. Показано, что при внутриконтурном заводнении возможен достаточно быстрый прорыв воды к забоям эксплуатационных скважин из-за наличия пластов с улучшенными фильтрационными свойствами.
При вытеснении лёгкой нефти водой нефтеотдача практически определяется моментом подхода фронта вытеснения к эксплуатационной галерее. Это связано с тем, что при вытеснении нефти водой фронтальная насыщенность близка к предельной, что приводит к неравномерности вытеснения и резкому снижению безводного периода. Вопрос об использовании в качестве рабочего агента воды требует дополнительной проработки, учитывая отсутствие лабораторных экспериментов и недостаточную геологическую информацию, особенно по нижней части залежи.
В качестве возможного варианта следует рассмотреть также совместную попеременную закачку воды и газа.
Сухой газ после гпз (сайклинг-процесс). Состав пластовой смеси и газа закачки приведены в таблицах 1 и 2. Низкая вязкость газа закачки способствует более высокой приёмистости нагнетательных скважин. Количество газа после гпз в основном достаточно для того, чтобы обеспечить поддержание давления в залежи на требуемом уровне. Сухой газ позволяет обойтись компрессорной станцией в обычном исполнении.
Для эксплуатационных объектов предусматриваются самостоятельные сетки скважин как эксплуатационных, так и нагнетательных. Закачка сухого газа в I объект будет производиться в нагнетательные скважины расположенные в сводовых зонах, которые в основном характеризуются максимальной продуктивностью. Добывающие и нагнетательные скважины на II объекте располагаются по семиточечной системе с расположениями между скважинами 1,1 км. Площадная блочная закачка придаёт системе нагнетания автономность и позволяет адаптировать её с учётом новой информации. В последующем сетка добывающих и нагнетательных скважин будет уплотняться до 500м в зонах нефтяной оторочки и II объекта с большим удельным запасом газа. Предусматривается взаимозаменяемость нагнетательных и добывающих скважин. II и III эксплуатационные объекты представляют сложную гидродинамическую систему с неясной степенью вертикальной и площадной сообщаемости. В связи с этим планируемая система размещения и вскрытия скважин на II + III объекты допускает возможность её адаптации к изменяющимся требованиям. Большинство скважин бурятся на нижнюю часть карбона (глубина 5200м и 5250м) с последующей выборочной перфорацией II и III объектов. Поддержание давления в зонах с гидродинамической связью между II и III объектами осуществляется закачкой газа во II объект с использованием единой сетки нагнетательных скважин для II и III объектов. Нефть III объекта вытесняется жирным газом из буферной зоны II объекта, примыкающей к нефтяной зоне. В зонах, в которых отсутствует гидродинамическая связь между II и III объектами организуется раздельная или одновременная закачка газа во II и III объекты. На первом этапе нагнетательные скважины используются в качестве добывающих ( не менее полугода). Это позволит получить данные о продуктивных характеристиках отдельных пластов, оценить возможный профиль приёмистости и принять
меры по его регулированию. Кроме того, предварительное дренирование позволит очистить призабойную зону и увеличить репрессию на пласт. Допускается в ряде случаев дренирование эксплуатационных объектов скважинами с открытым стволом, а также совместное дренирование в одной скважине несколько объектов (I +II, II +III, I +II +III). Это касается как базовых скважин, так и скважин, расположенных в периферийных зонах с
небольшими общими эффективными мощностями. Для зон нефтяной оторочки с эффективными мощностями 80-:-120м создаётся самостоятельная сетка нефтяных скважин с использованием 2-х пакерной схемы, компоновки подземного оборудования позволяющий осуществлять совместно раздельную эксплуатацию 2-х объектов. В пределах основных эксплуатационных объектов могут быть выделены дополнительно подобъекты макрозон, для которых необходимо выбирать наиболее эффективную модификацию сайклинг-процесса (латеральный, вертикальный, комбинированный, циклический). Анализ геологического строения и параметров залежи показывает, что для ряда зон окажется неэффективным применение сайклинг-процесса, и они будут разрабатываться на истощение. Придаётся большое значение проведению на скважинах интенсификации различными методами для снижения депрессий на пласт увеличения продуктивности эксплуатационных и приёмистости нагнетательных скважин. Для повышения эффективности закачки с точки зрения допрорывного и общего коэффициентов охвата, предусматривается разнесение по вертикали зон отбора и закачки при условии отсутствия в разрезе непроницаемых прослоев. В процессе эксплуатации будет осуществляться переход к схемам ( одновременно раздельная эксплуатация) в том числе с двумя рядами НКТ, позволяющий снизить потребный фонд добывающих и нагнетательных скважин и повысить регулируемость системы разработки.
3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
3.1 Газлифтинг
Если после проведения кислотно-восстановительных работ в скважине не происходит движение потока, то нужно произвести спуск Коилд-тюбинга (КТ) до глубины 1500м и приступить к закачке азота. После того, как вышли все жидкости, оператор должен точно знать, когда прекратить закачку газа. После окончания газлифтинга нужно подождать 3 часа до начала повторной операции, давая возможность флюиду вернуться в колонну. Скважина может начать работать в любое время. Если это происходит, нужно извлечь КТ и продолжать обрабатывать скважину. Обработка скважины на амбар пока содержание твёрдых частиц не достигнет менее 1%. После чего производят пуск потока на ГП-3 и контроль за измерением рабочих параметров в течении 2-х недель.
Компоненты и объём флюидов, используемых для обработки.
Для того чтобы приготовить 30м³ кислоты 15%-ной концентрации потребуются следующие компоненты:
соляная кислота 33%-ной концентрации- 12,5м³
Вода – 17,5 м³
Ингибитор коррозии (А260) – 0,12 м³
Растворитель (U100) – 0,15 м³
ПАВ (F75) – 0,15 м³
Келатин железа (U042) – 0,15 м³
Две ёмкости с жидким азотом – 15 м³
Вода для циркуляции и вытеснения – 60 м³
Сгуститель (СМС) для воды – 300 кг
Сода для глушения возможных разливов кислоты – 300 кг
Диз. топливо – 20 м³
3.2 Фонтанная эксплуатация скважин
3.2.1 Классификация открытых фонтанов
По виду выбрасываемого флюида фонтаны подразделяются на газовые, нефтяные и водяные, но часто в процессе открытого фонтанирования скважины выбрасывают смесь флюидов. В таких случаях фонтаны классифицируют по характеристике компонентов выбрасываемых смесей: газонефтяные, газоводяные, газоконденсатные, водонефтяные и т.д.
1) По дебиту газовые фонтаны делятся условно на слабые- с дебитом 0,1-1 млн.м³, средние- 1-5 млн. м³, мощные- 5-10 млн.м³ в сутки, сверхмощные- более 10 млн.м³. Принято считать, что 1 тонна нефти эквивалентна 1000 м³ газа.
2) По конфигурации струи фонтаны делят на компактные, распылённые и комбинированные. Компактная струя фонтана образуется при фонтанировании через открытое устье. Распылённая струя фонтана образуется при истечении флюида через неплотности арматуры
или ПВО, а также из устья скважины, заваленным буровым оборудованием и конструкциями компактной струи.
3) По количеству одновременно фонтанирующих скважин фонтаны подразделяются на одиночные или групповые. Групповые фонтаны возникают при кустовой разработке месторождений в условиях морских нефтяных и газовых промыслов, заболоченной местности и т.п., когда на сравнительно небольшом участке размещаются несколько скважин. Пламя газового фонтана имеет светло-жёлтую окраску, газонефтяного – оранжевый цвет, периодически с клубами черного дыма. В газовых и газонефтяных фонтанах нефть и конденсат полностью сгорают в фонтанирующей струе. При горящих нефтяных фонтанах только незначительная часть нефти успевает испариться и сгореть в воздухе, а большая часть выпадает на землю, разливается вокруг устья скважины, продолжая гореть. Нефтяной фонтан горит тёмно-оранжевым пламенем с большим выделением чёрного дыма.
4) По степени сложности работ при ликвидации открытых фонтанов их можно разделить на 3 группы: неосложнённые, осложнённые и особо осложнённые. К неосложнённым относятся все категории открытых фонтанов, у которых имеется база для ликвидации фонтана - неповреждённая обсадная колонна и доступное устье. К осложнённым относятся фонтаны с негерметичной обсадной колонной (при этом возникают межпластовые перетоки, грифоны) и доступным устьем. К особо осложнённым относятся фонтаны с недоступным устьем (кратером на устье).
5) По характеру работы:
а) с постоянным гидравлическим режимом.
б) с пульсирующим гидродинамическим режимом.
Указанные выше характеристики не дают полного объёма всей сложности, трудоёмкости и опасности работ по ликвидации открытого фонтана, т.к. не указаны давление пластовое, забойное, устьевое, глубина залегания пласта, питающая фонтан, угроза взрыва и токсичность газа.
3.2.2 Меры безопасности при проведении технического обслуживания фонтанной арматуры
Рабочие буровой бригады и операторы промысла должны быть предварительно обучены работе с узлами и фонтанной арматурой в целом, а также проинструктированы по пожарной безопасности и взрывоопасности.
При обслуживании фонтанной арматуры запрещается:
- при резком снижении давления с использованием разрядных пробок стоять в направлении их оси;
- открывать крышку быстросменного штуцера, не убедившись в отсутствии давления внутри корпуса;
- стоять вдоль оси обратного клапана и оси нагнетателя при набивке смазки или пасты нагнетателем смазки;
- без разрешения руководства подтягивать фланцевые соединения при наличии течи в них;
- применять дополнительный рычаг для увеличения крутящего момента на маховике задвижки;
- находиться вблизи арматуры при опрессовке её на скважине.
Если в соединениях арматуры появились пропуски, то надо уменьшить давление при помощи крана на опрессовочном агрегате, а затем на каждой закрытой задвижке - разрядным клапаном, только после этого устранять неисправности в арматуре. Нужно помнить, что задвижка в закрытом положении после опрессовки находится под давлением, даже когда её отсоединили от фонтанной арматуры, поэтому снижение давления с использованием разрядной пробки обязательно.
1. Скважины и шлейфы должны осматриваться ежедневно объездом мобильной бригады в составе не менее 2-х операторов с наличием СЗР и средствами связи.
2. При обнаружении утечки нефти, газа, содержащих H2S, в устьевой арматуре или коммуникациях скважину необходимо немедленно закрыть с помощью задвижки или приустьевого клапана отсекателя с пульта управления и сообщить руководителю объекта и т.д.
3. Эксплуатация скважины при наличии давления в межколонном пространстве запрещается. При обнаружении давления должны быть приняты оперативные меры.
4. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и др.), связанных с разгерметизацией устья, фонтанная скважина должна быть задавлена жидкостью, обработанной нейтрализатором H2S.
5. На устье скважины на период ремонта должно быть установлено ПВО, необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее 2-х объёмов скважины с соответствующей плотности без учёта объёма раствора в скважине. По мере снижения уровня в стволе должен быть обеспечен долив задавочной жидкости. Запрещается вход без противогаза и анализатора на H2S в помещение распределительных пунктов, установок замерных и др. объектов, где возможно выделение H2S.
Оборудование и оснащение БОС при выезде на скважину для проведения технического обслуживания фонтанной арматуры и контроля (объезда) скважин.
Работающая фонтанная арматура должна обслуживаться бригадой операторов. На участке обслуживания должны быть приспособления для смены задвижек, манометры, запасные задвижки, смазка Л-3-162, паста, нагнетатель смазки, прокладки, комплект взрывобезопасных ключей и т.д.
Порядок освоения скважины, очерёдность и время закрытия-открытия задвижек, смены штуцеров и манжет, набивки смазки и пасты в задвижки и трубную головку устанавливается инструкциями, действующими на промысле. Система скважина-сборный пункт находится под воздействием высокого давления, наиболее уязвимым местом являются фланцевые соединения, которые в процессе работы могут ослабляться. Необходимо периодически докреплять болтовые соединения или заменять их новыми. При обнаружении газа в межколонном пространстве во избежание грифонообразования необходимо его периодически выпускать (медленно и плавно), не превышая давления выше допустимого. Если в межколонном пространстве за небольшой промежуток времени накапливается много газа, то необходимо заглушить скважину и устранить имеющийся дефект. Необходимо правильно пользоваться задвижками: закрывать их так, чтобы не происходило пропусков газа, а открывать без особых усилий. На сборном пункте необходимо контролировать работу приборов, предохранительных устройств, режим подачи жидкости. Ко всем скважинам и сборным пунктам необходимо иметь хорошие подъездные пути. От крестовины каждой газовой скважины следует иметь готовую линию для подсоединения цем. агрегата.
4 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ КАРАЧАГАНАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
4.1 Общие положения
В данном разделе приведён расчёт экономической эффективности эксплуатации месторождения Карачаганак в части определения доходной части и прямых затрат на операционные и текущие расходы, а также налогов и отчислений специальные и другие фонды подлежащих вычету при налогообложении прибыли. Данный расчёт не может служить оценкой деятельности предприятия. Все стоимостные показатели, применяемые в расчётах, приводятся в текущих ценах на 01.11.1997г. в долларах США для упрощения дальнейших расчётов. Инфляция не учитывалась, т.к. не оказывает влияние на конечные результаты, однако для внутренних расчётов проводился анализ воздействия инфляционных процессов на экономические показатели разработки. В данной части представлено экономическое обоснование 4-х вариантов развития Карачаганакского месторождения. Все расчёты проводятся только по 1-му базовому варианту, кроме него имеются альтернативные варианты:
- увеличенная закачка газа;
- увеличенные продажи газа;
- отложенные продажи газа.
Развитие месторождения будет поэтапным и разбито на следующие периоды (этапы):
II этап- 1998-2000; III этап- 2001-2005 и IV этап- 2006-2038гг.
По 1-му базовому варианту ожидается, что первые поставки нефти в Карачаганакском территориальном комплексе начнутся в 3-ем квартале 2000г.
Прямые поставки газа на внутренний рынок Казахстана начнутся в 1-ом квартале 2003г.
На начальном этапе уровень добычи нефти будет ограничен объёмами газа, которые могут быть реализованы. При производстве жидких углеводородов (УВ) приоритет будет отдан поставкам на КТК и мини нпз. Во время фазы I поставки жидких УВ в Оренбург будут ограничены в связи с существующими пределами по закачке газа. Для увеличения добычи жидких УВ необходимы новые рынки сбыта или дополнительные экспортные квоты.
Добываемый газ будет использоваться для:
- загрузки имеющихся мощностей Оренбурга на длительный период с последующей поставкой обработанного газа обратно на рынок Казахстана;
- обеспечение местных потребителей;
- обеспечение внутреннего рынка Казахстана посредством осуществления «Газового Проекта»;
- обратная закачка газа в целях оптимизации извлечения.
Во время II фазы Схемы Развития 1-ый базовый вариант развития нацелен на максимальное снижение начальной добычи газа путём закачивания, где это возможно, скважин 3-го объекта;
направлен на оптимальное использование существующего фонда скважин и мощностей;
основан на непрерывных экспортных поставках определённых объёмов газа и жидких УВ в Оренбург;
предусматривает очистку газа для получения топливного газа и поставки местным потребителям(100-300 млн.м³/г); предусматривает выработку электроэнергии для местных пользователей(20 МВт).
Фаза III-IV Схемы развития базового варианта предполагает, что осуществление Газового Проекта начнётся в 2003г с поставок газа на рынок Казахстана в объёме с 5 млрд. м³/г и достигнет максимального объёма в 10 млрд. м³/г; развитие будет акцентировано на переходе от минимизации газонефтяного фактора (ГНФ) к его оптимизации. Это достигается путём использования скважин пермского горизонта и повторного закачивания скважин в каменноугольном пласте, чтобы обеспечить определённое количество скважин, производящих при различных значениях ГНФ. Объёмы обратной закачки достигают максимума 10млр. м³ в 2010году. Возрастание экспорта жидких УВ за счёт КТК или по альтернативным маршрутам после 2003г. производство сжиженного газа начнётся с объёма 0,1 млн. т/ г, дальнейшее увеличение объёма будет зависеть от рыночного спроса.
4.2 Организационная характеристика месторождения
Во главе компании стоит Генеральный управляющий, ответственный за всю деятельность, которая ведётся на данном месторождении и в г. Аксае. Ему подчинён ряд отделов, в каждом из которых имеется собственный управляющий. Структура компании рассчитана на достижение её коммерческой цели. Каждый работник играет важную роль и каждый может и должен вносить свой вклад в достижение коммерческой цели. Карачаганакский ГП-3 возглавляет менеджер месторождения. Он организует и направляет производственно-хозяйственную деятельность предприятия, несёт полную ответственность за выполнение планов по добыче газа и конденсата в соответствии с утверждёнными технико-экономическими показателями. Начальник обеспечивает своевременную и правильную постановку перед коллективом важнейших задач на планируемый период, определения их путём решения, подбор и региональную расстановку кадров, утверждает техпромфинплан предприятия, сметно-финансовые расчёты, структуру и штат подразделений. Первым заместителем начальника ГП-3 является супервайзер. Он осуществляет техническое руководство производством, несёт ответственность за эффективное внедрение достижений науки и техники, развёртывании движения по экономии материально-технических ресурсов, работы по реализации и изобретательству, организует разработку перспективных планов внедрения новой техники и технологии.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По любым стандартам разработка месторождения Карачаганак требует очень больших инвестиций капитала. Для проекта подобных масштабов, продолжительность контрактного периода по которому составляет 40 лет, представляется более рентабельным установить с самого начала надёжное оборудование хорошего качества, чем пользоваться более дешёвыми, но не высокого качества материалами. Это особенно важно при осуществлении операций в удалённых местах, где какая-либо механическая поломка может привести к длительным простоям в ожидании поступления запчастей. По этой причине выбор оборудования для покупки должен делаться на основе стандартов спецификаций, а не по соображениям одной
только стоимости. Подряды на снабжение всеми материалами, открытые в принципе для любых компаний, должны распределяться на конкурсной с подтверждением того, что соответствие конкретным стандартам является условием первостепенной важности. Ожидается, что строительство в большинстве своём поставщикам оборудования будут подрядчики из Западной Европы, США и СНГ. Ожидается, что строительство дорог и ряда других объектов промышленного строительства будет отдано местным казахским подрядчикам, строительство сложных технологических установок - восточно-европейским подрядчикам с использованием по отдельным позициям местных подрядчиков, а строительство небольших установок и резервуаров будет происходить в основном с использованием местных строительных компаний. Снабжение транспортными средствами, например грузовиками, будет делом западных и местных подрядчиков.
Предполагается, что все оборудование, закупленное в СНГ или Восточной Европе будет доставляться на Карачаганак по железной дороге.
Для большинства позиций главного капитального оборудования, бюджетные расценки были получены непосредственно от поставщиков оборудования. Для других статей расходов на оборудование была использована программа базы данных QueSStor, разработанная MAI в Великобритании. Программа QueSStor является одним из стандартов программного обеспечения нефтегазовой промышленности, и эта программа постоянно пополняется сведениями, содержащими данные по стоимости стандартного оборудования от поставщиков во всём мире. При этом вносились коррективы на поставку некоторого оборудования из стран СНГ и на использование местных строительных организаций.
Расчёт капитальных вложений основан на рыночных ценах, котирующихся в первом квартале 1997 года, с общей погрешностью от -10% до +25%. При этом учитывается, что НДС подлежит уплате в отношении всех материалов и услуг.
Капитальные вложения будут инвестироваться по следующим направлениям:
● Бурение новых нефтяных и нагнетательных скважин и капитальный ремонт старых скважин для их восстановления.
● Система сбора (сателлиты, выкидные линии, внутрипромысловые сети и сооружения).
● Закачка газа (компрессорные станции и газораспределительные трубопроводы).
● Установка подготовки газа УКГП-3 (модернизация).
● Установки подготовки газа УКГП-2 (завершение строительства).
● Карачаганакский перерабатывающий комплекс:
- подготовка газа
- обработка конденсата
- утилизация газа
- вспомогательные установки.
● Нефтеконденсатный экспортный трубопровод.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1) СП « Бектель Снампрожетти»: «Проект разработки месторождения Карачаганак», 1999г.
2) Материалы, собранные на практике.
| Скачать | Размер файла |
|---|---|
 Месторождение Карачаганак.zip | 41 Kb |
