Характеристика месторождения Тенгиз
Содержание
Введение
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Геологическое строение месторождения
1.3 Стратиграфия месторождения
1.4 Тектоника
1.5 Нефтегазоносность месторождения
1.5.1 Коллекторские свойства пород, характеристика пластовых
флюидов
1.5.2 Запасы нефти и газа
1.6 Характеристика энергетического состояния залежи
2. Технико-технологическая часть
2.1 Состояние разработки месторождения
2.2 Система поддержания пластового давления
2.3 Сбор и подготовка скважинной продукции
2.4 Гидродинамические исследование скважин
2.5 Анализ исследования скважин при неустановившихся режимах
(Pressure Transient Test)
2.6 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и
пластов, характеристика их продуктивности и режимов
2.7 Анализ выполнения мероприятий по контролю за разработкой
пластов, состоянием и эксплуатацией скважин, скважинного оборудования
3. Охрана труда и техника безопасности
3.1 Охрана труда
3.2 Стратегическая установка. Быть лидером по ТБ и окружающей среды
4. Охрана окружающей среды
4.2 Характеристика производства и анализ воздействия проектируемого
объекта на окружающую среду
4.2.1 Воздействие на атмосферу
4.2.2 Воздействие на гидросферу
4.3 Защитные мероприятия, применяемые на месторождении
4.3.1 Защита атмосферы
4.3.2 Защита гидросферы
4.4 Мероприятия по минимизации объемов и экологической опасности
отходов производства и потребления
5. Экономическая часть
5.1 Экономические показатели внедрения мероприятия
5.1.1 Капитальные вложения
5.1.2 Затраты на операционные и текущие расходы
5.1.3 Налоги и отчисления
5.2 Расчёт годовых производственных затрат
5.2.1 Расчёт фонда оплаты труда
5.2.2 Расчёт энергетических затрат
5.2.3 Затраты на вспомогательные материалы
5.2.4 Затраты на текущий ремонт
5.2.5 Прочие затраты
Заключение
Список использованной литературы
Введение
Месторождение Тенгиз открыто в 1981г., когда из скважины № 1
был получен фонтан нефти. Первая технологическая схема разработки месторождения
была составлена институтом Гипровостокнефть в 1986г. и утверждена ЦКР Миннефтепрома
СССР (Протокол ЦКР № 1226 от 28.11.86г.).
В апреле 1991 года месторождение Тенгиз введено в
опытно-промышленную эксплуатацию, а с 6 апреля 1993 года начата эксплуатация
месторождения ПОО ''Тенгизшевройл".
В 90-е годы ТШО осуществило большой комплекс работ по
изучению геолого-физического строения нефтяного месторождения, коллекторских
свойств пластов, выполнены многочисленные исследования продуктивности
добывающих скважин, поведение пластового давления в различных частях
месторождения при проведении опытно-промышленной эксплуатации. Было
осуществлено бурение группы оценочных скважин, которые прошли практически всю
толщу нефтенасыщенных пород вплоть до девонских отложений. В результате ТШО
была построена подробная компьютерная геолого-физическая модель месторождения,
а затем, на ее базе, гидродинамическая трехмерная многофазная компьютерная
модель. Месторождение отличается исключительно сложным геолого-физическим
строением.
Целью дипломной работы является определение эффективности
использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз.
месторождение тенгиз гидродинамический скважина
1.
Геологическая часть
1.1 Общие
сведения о месторождении
В административном отношении Тенгизское месторождение
расположено в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан.
В географическом отношении месторождение находится в
юго-восточной части Прикаспийского нефтегазоносного бассейна, одного крупнейших
на территории Казахстан, площадь которого составляет 500 000 кв.км. (рисунок
1.1).
Основная часть запасов, разведанных в этом районе, приурочена
к подсолевой части палеозойского разреза по периферии бассейна. Кроме Тенгиза
здесь находятся несколько других нефтяных, газовых и конденсатных
месторождений, которые также приурочены к подсолевой толще. К ним относятся
Карачаганак и Оренбургское месторождения на севере, Кенкияк и Жаназол на
северо-западе, Астраханское месторождение на западе и недавно открытое
месторождение Кашаган, расположенное непосредственно на северо-восточном шельфе
Каспийского моря. Тенгизское месторождение является частью огромного
кольцеобразного комплекса карбонатных построек диаметром 500 км, в который
входят Королевское месторождение, месторождения Каратон, Тажигали, Пустынная и
Кашаган. Кровля коллектора находится на глубине 3850 метров. Наибольшая
глубина, на которой была обнаружена нефть, составляет 5440 метров. Уникальность
Тенгизского месторождения заключается в аномально высоком пластовом давлении
нефти, а также её недонасыщенности, что делает возможным добычу более 20%
геологических запасов нефти в режиме первичного истощения выше давления
насыщения.
В орографическом отношении территория, на которой расположено
Тенгизское месторождение, представляет собой полупустынную равнину с
незначительным наклоном в сторону Каспийского моря.
Прибрежная часть суши представляет собой выровненное бывшее
дно Каспийского моря с рыхлым верхним слоем, состоящим из ракушечного детрита и
песка, c востока к месторождению подступают пески Каракума.
Абсолютные отметки рельефа в среднем составляют минус 25 м.
Растительность бедная, солончаковая, характерная для полупустынь:
распространены кустарники высотой до 0,5 м; верблюжья колючка и полынь, местами
растёт камыш. Скудность растительного мира сказывается на бедности животного
мира, представленного, в основном, колониями грызунов.
Речная система отсутствует. Климат района резко
континентальный: с холодной зимой (до - 30 0С) и жарким летом (до
+45 0С). Снеговой покров обычно ложится в середине ноября и
сохраняется до конца марта. Глубина промерзания почвы - до 1,5-2 м.
Основное количество осадков выпадает в весенний и осенний
периоды, среднегодовое количество их нередко превышает 200 мм. Для района
характерны сильные ветры: зимой преимущественно восточного и северо-восточного
направления, летом - западного и северо-западного. Зимой нередки снежные
бураны, летом - суховеи и песчаные бури.
Ближайшие населённые пункты - пос. Каратон и Сарыкамыс,
находящиеся соответственно в 35 км к северо-востоку и в 27 км к юго-востоку от
Тенгизского месторождения. В 150 км расположен областной центр - г. Атырау.
Сообщение между этими пунктами и месторождением
осуществляется по автомобильным дорогам, воздушным и железнодорожным
транспортом.
Основной автодорогой республиканского значения является
Доссор - Кульсары - Сарыкамыс - Прорва, к ней примыкают автодороги областного и
местного значения.
В 110 км к северо-востоку от Тенгизского месторождения
проходит железная дорога Макат-Бейнеу, ближайшая железнодорожная станция -
Кульсары. По территории района проходит также участок одноколейной
железнодорожной линии Аксарайская - Атырау - Кандагач; построена и
эксплуатируется железная дорога Кульсары-Тенгизское месторождение.
Воздушный транспорт может обслуживаться в трех не
классифицированных аэропортах местных, воздушных линий: Кульсары, Каратон и
Сарыкамыс. Кроме того, имеется посадочная площадка у вахтового посёлка ТШО.
Водоснабжение для хозяйственно-бытовых нужд населённых
пунктов Жылыойского района, а также вахтового посёлка ТШО, осуществляется по
трубопроводу из р. Волга через водоочистные сооружения п. Кульсары. Для
производственных нужд ГПЗ водоснабжение осуществляется из водовода технической
воды Астрахань - Мангышлак.
Электроснабжение населённых пунктов Жылыойского района
осуществляется от Атырауской ТЭЦ и Кульсаринской ТЭЦ. "Тенгизшевройл"
оперирует газотурбинной станцией, от которой электроэнергия подаётся на
производственные объекты.
Нефть Тенгизского месторождения поступает на
газоперерабатывающий завод, который на 5-ти технологических линиях способен
обеспечить добычу нефти от 12,7млн. т. до 13,1 млн. т. в год. Производство
товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими
линиями.
К 2010 году, при успешной реализации проекта закачки сырого
газа (ЗГС-1 и ЗГС - 2) предусматривается дальнейшее расширение завода и
увеличение добычи нефти до уровня 30 млн. тонн.
Трубопроводные линии на территории района общей
протяжённостью более 1500 км имеют следующие направления:
магистральный газопровод Средняя Азия-Центр;
нефтепровод Тенгиз-Кульсары-Атырау-Новоросийск (КТК);
нефтепровод Узень-Кульсары-Атырау-Самара;
нефтепровод Каратон-Косчагыл-Кульсары-Орск.
1.2
Геологическое строение месторождения
Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную
платформу, состоящую из карбонатных массивов ранне-среднекаменноугольного
возраста, расположенных на общем девонском карбонатном основании.
Зарождение и формирование Тенгиз-Кашаганской платформы
генетически связано с тектоническими процессами, развивающимися в позднефранско
- ранневизейское время в области современного Южно-Эмбинского прогиба.
Накопление огромных толщ граувакк в этом прогибе сопровождалось устойчивым
прогибанием эйфельско-раннефранского внешнего шельфа Восточно-Европейской
платформы, который компенсировался седиментацией карбонатных комплексов,
ставших основой Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы.
В платформенной части породы I объекта сложены органическим
известняком, водорослево-форамениферовыми известняками с прослоями ракушечника.
В пределах верхнего склона отложения крайне неоднородны и
представлены не отсортированными лито-органическим известняком, толщами
водорослевых и обломочных известняков. Породы неравномерно перекристаллизованы
и доломитизированы.
В подножии склона отложения представлены
карбонатно-глинистыми тонкослоистыми отложениями и мелкообломочными
органическим известняком.
В пределах первого объекта выделяется рим, характеризующийся
местными буграми сейсмофаций и состоящий из кораллового и скелетного
ракушечника башкирского и серпуховского возраста (Т-5056, Т-41, Т-40, Т-42,
Т-43). Для пород, слагающих рим, характерны субвертикальные трещины и каверны.
Породы башкирского яруса (по данным исследований скважины
Т-220) обладают повышенной пористостью. Практически по всему разрезу в породах
отмечается наличие межзерновой и внутризерновой пористости, реже следовой, в
верхней части разреза поровое пространство увеличено за счёт влияния процессов
выщелачивания. Каверны приурочены, в основном, к обломочным разностям.
Неполным стратиграфическим разделом I и II объекта является
пачка переслаивающихся туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений,
называемая "вулканик”, залегающая в кровле тульского горизонта. Эта пачка
чётко прослеживается в центральной части структуры и имеет толщину 40-50м. В
краевых частях Тенгизского массива толщина этой пачки уменьшается (Т-41, Т-44),
а в нижней части склона увеличивается до 150-200м (Т-52, Т-53). Рассматриваемые
отложения повсеместно представлены вулканомиктовыми алевроаргиллитами и
алевролитами с прослоями вулканомиктовых алевропесчаников, которые
формировались за счёт интенсивного размыва слаболитифицированных толщ
вулканитов андезитового и андезито-дацитового состава.
Ниже "вулканика" залегают отложения
нижнекаменноугольного (турнейско-ранневизийского) возраста, объединённые во II
объект разработки.
Отложения II объекта вскрыты 32 скважинами как в
платформенной части структуры, так и на склонах, при этом полностью пройдены в
15 скважинах, из которых Т-52 и Т-53 остаются за линией развития карбонатных
коллекторов.
Отложения турнейского яруса толщиной 200-250 м
характеризуются относительно однообразным составом. В целом отложения нижнего
визе изучены только в платформенной части. Коллектор II объекта представлен
ракушечника с прослоями микросгустковых и водорослевых известняков, реже вакстоунами
с прослоями комковато - сгустковых известняков. В верхах разреза породы часто
перекристаллизованы и доломитизированы, участками с повышенным содержанием
кремния. Породы слабопроницаемы. Наименее изученным является III объект
разработки, в стратиграфическом плане приуроченный к позднее франско-фаменским
отложениям верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами.
Девонский разрез вскрыт на разных участках месторождения. Породы представлены
мелкозернистыми доломитизированными известняками с рассеянными брекчированными
водорослевыми известняками. Пористость в целом низкая. Морфологические
характеристики поверхности девонских отложений отличаются от верхних
существенным расширением плоского свода (платформы) и уменьшением углов падения
карбонатных отложений на флангах до 10 - 140. Поднятие по III
объекту имеет контур изогипсой минус 5450 м и имеет форму почти правильной
окружности с вырезанным северо-западным сектором и максимальную амплитуду
400-450м. Размеры по взаимно-перпендикулярным северо-западной и юго-восточной
осям составляют 20х13км. Толщины III объекта рассматриваются при нижней
границе, соответствующей контур изогипса и максимально возможному положению ВНК
на отметке минус 5450м. Максимальная толщина III объекта до 450 - 500м отмечается
в северной части платформы. Области повышенных значений толщин расположены
полукольцом и соответствуют риму, чётко выраженному по окско-башкирскому
комплексу. К югу толщины плавно уменьшаются до 100 и менее метров.
1.3
Стратиграфия месторождения
В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи
представлен отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований.
В пределах Тенгизского месторождения отложения девонского
возраста вскрыты ограниченным числом скважин. В центральной платформенной части
массива породы представлены сгустково - сферовыми, сгустково - комковатыми,
микрозернистыми и водорослевыми известняками, пеллетовыми пакстоунами. В
склоновой части развиты: водорослевые известняки, пеллетовые пакстоуны, с
меньшим распространением пеллетовых вакстоунов, грейнстоунов. Относительно
глубоководные отложены слагают подножие карбонатного массива. Вскрытая толщина
девонских отложений от 25 м (Т-53) до 615 м (Т-47).
Карбон представлен отложениями башкирского и московского
ярусов. В сводовой части структуры присутствуют сохранившиеся от размыва
отложения нижнебашкирского подьяруса, представленные красноиолянским,
северо-кельтменским и прикамским горизонтами. Толщина отложений башкирского
возраста в платформенной части структуры составляет 80-110 м. На флангах и у
подножия карбонатного массива ее значения сильно дифференцированы. В верхней
части склона толщина изменяется от 20 до 203 м, а у его подножия от 40 до 120
м. В платформенной части массива нижнебашкирские отложения представлены оолитовыми
известняками, биокластовыми, биокластово-пеллетовыми грейнстоунами, среди
которых выделяются прослои микросгустково-пеллетовых водорослевых известняков.
В пределах верхнего склона отложения представлены неотсортированными лито - и
биокластовыми пакстоунами и рудстонами, переслаивающимися с водорослевыми
известняками и мелкообломочными биокластовыми пакстоунами. Подножие склона
представлено карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми
вакстоунами.
Каменноугольные отложения перекрыты нижнепермскими породами,
которые делятся на две части: нижнюю - подсолевую и верхнюю - соленосную
(кунгурскую). В сводовой части структуры значения подсолевых отложений
составляют 30-80 м, в наиболее приподнятой, римовой части структуры, а также в
пределах верхнего склона толщины этих отложений минимальны, их значения
составляют - 1-20 м. У подножия склона толщина отложений увеличивается до 100 -
380 м. В литологическом отношении эти отложения представлены
глинисто-карбонатным разрезом. Толщина соленосной толщи изменяется от 480 до
2100 м. Представлена эта толща сульфатно-галогенными породами. В объеме
верхнего отдела пермской системы условно выделены уфимский, казанский и
татарский ярусы. Толщина верхнепермских отложений сокращается от 863 до 0 м.
Литологически сложены серыми, пестроцветными песчаниками, алевролитами,
глинами, мергелями с прослоями известняков, ангидритов, гипсов, доломитов,
каменной соли.
Триасовая система выделена в объеме нижнего и верхнего
отделов. Толщина триасовых отложений составляет порядка 500 м. Триасовые
отложения сложены пестроцветными глинами с прослоями песков, песчаников,
алевролитов, реже мергелей.
Юрская система представлена в объеме трех отделов. Нижне - и
среднеюрские отложения сложены терригенными породами с включением угля. Толщина
их порядка 1200 м. Верхний отдел выделяется в составе четырех ярусов:
келловейского, оксфордского, кимериджского и волжского.
Меловая система представлена верхним и нижним отделами.
Толщина неокомских, антских, альбских отложений, составляет порядка 1700
м. В литологическом отношении сложены терригенными породами: глинами,
алевролитами, песчаниками, песками. Нижняя часть верхнего мела
(сеноманскийярус) представлена темно-серыми глинами с подчиненными прослоями
песков и песчаников. Средняя часть - преимущественно мергельная, среди которых
есть прослои писчего мела, глин. В основании средней части залегает конгломерат
из галек фосфорита. Завершается разрез верхнего мела (маастрихтский ярус) белым
писчим мелом с редкими прослоями мергелей. Толщина 975 м.
Палеогеновая система представлена палеоценом, Эоценом,
олигоценом. Литологически палеогеновые отложения сложены мергелями с
прослоями известняков, глин и глинами с прослоями песков. Толщина 240 м.
1.4 Тектоника
В тектоническом плане Тенгизское месторождение расположено в
южной части Прикаспийской нефтегеологической провинции и приурочено к
Тенгиз-Кашаганской сейсмогеологической области.
Тенгизская карбонатная постройка, к которой приурочена залежь
нефти, имеет трапецевидную форму: плоскую кровлю и крутые крылья. Её размеры 22´23км по изогипсе минус
5000м, этаж нефтеносности достигает 1400м.
Область распространения карбонатного резервуара
ограничивается глубоководными глинистыми (глинисто-карбонатными) отложениями
бассейна, не являющимися коллекторами и играющими роль надёжного латерального
флюидоупора.
Роль покрышки для залежи нефти выполняет толща пород
нижнепермского возраста, включающая глинисто-карбонатные отложения
артинско-московского возраста и сульфатно-галогенные породы кунгурского яруса
толщиной 465-1655м.
По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин в
составе карбонатного массива выделены три основные части: платформенная,
бортовая (рим, марджин) и крыльевая (склон).
Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы:
объекты I, II, III. Это было обусловлено следующими факторами:
чрезвычайно большой эффективной мощностью;
наличием туфов и карбонатно-глинистых вулканических отложений
толщиной 40-50м, изолирующих башкирско-серпуховско-окскую часть коллектора в
пределах платформы от нижневизейско-турнейской;
резко различными свойствами в различных интервалах
коллектора;
различиями в проницаемости и пористости коллекторов в разных
объектах.
Объект I включает отложения башкирско-серпуховско-окского
возраста и, как бы, облекает на склонах карбонатного массива
нижневизейско-турнейский комплекс пород, выделенных в объект II. Объект III
составляют девонские отложения.
В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую
систему, чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и
биогермных постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с
коллекторами I и II объектов, разделенных в пределах платформы
"вулкаником”. Об этом свидетельствует единый характер падения пластового
давления в процессе разработки залежи в разных её частях: на платформе, на
борту и на склонах, включая самую отдалённую погруженную северо-восточную часть
месторождения в районе скважины Т-10, где нефть добывается из девонских
отложений.
Структура Тенгиз по поверхности башкирских отложений (по
кровле I объекта) высокоамплитудной изометричной формы. По оконтуривающей
изогипсе минус 5000м размеры поднятия составляют 22x23 км. Свод поднятия
плоский, имеет отметки 4,1 - 4,2 км и под углом порядка одного градуса наклонен
в юго-западном направлении. Крылья структуры достаточно крутые, углы наклона
достигают 20 - 250. Вблизи начала крутого склона свод поднятия
осложнён цепочкой локальных поднятий, амплитудой 100 - 200м, образующих рим.
Цепочка локальных поднятий рима охватывает северо - западную, северную и
северо-восточную части свода, в то время как на юге и юго-западе рим выражен
гораздо меньше. Наименьшие отметки в области рима отмечены в северной части
свода и составляют 3900-4000 м. Максимальная амплитуда поднятия по кровле башкира
достигает 1100м.
В результате сейсмостратиграфической интерпретации
установлены рамки площадного распространения карбонатного коллектора, т.е.
установлена ограничивающая линия, где карбонаты полностью замещаются на
карбонатно-глинистый разрез, не являющийся коллектором. Граница области
распространения коллектора I объекта залегает на глубинах 5000 - 5300м в
восточной части структуры и 5200 - 5500м в западной.
Достаточно сложным является распределение толщин карбонатного
коллектора. В пределах плоского свода суммарная толщина окскобашкирских
отложений составляет в среднем 400-500 м. В северной и восточной части рима и
склона толщина карбонатных образований I объекта резко возрастает до 650-800 м,
главным образом за счёт фаций баундстоуна серпуховского возраста. Здесь
откартирована целая серия вздутий, расположенных параллельно линии
распространения карбонатного коллектора и связанных, возможно, не только с
баундстоунами серпуховского возраста, но и с некоторым увеличением толщин
башкирских отложений в обломочных фациях подножия.
Структурная карта по поверхности II нефтегеологического
объекта имеет структуру, подобную первому объекту. По оконтуривающей изогипсе
минус 5300 м, размеры составляют 24х21км. Однако в ней нет чётко выраженной
полукольцевой цепочки поднятий в своде, т.е. рима. Плоский свод имеет отметку
минус 4600м, а в северной и западной части отмечены отдельные поднятия с
глубинами залегания нижневизейских отложений 4500 - 4400м. Максимальная
амплитуда составляет 900м. На отметках 5200 - 5300м залегают преимущественно
глинистые сейсмофации подножия, которые являются разделом между II и III
объектами.
Распределение толщин во II объекте намного проще, чем для
окско-башкирского комплекса. Наибольшая толщина отмечается в области плоского
свода - 650-700 м, а к периферии толщина резервуара уменьшается до 300 - 200 и
даже 100м.
При данной степени изученности можно однозначно сказать, что
водо - нефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно
определить его положение невозможно.
На данном этапе геологической изученности девонской части
разреза месторождения, принимая во внимание ограниченные данные опробования,
нижняя граница нефтенасыщения принята условно на отметке минус 5450м за
исключением районов скважин Т-47, Т-6337.
Положение зоны раздела нефть-вода будет уточнено после
реализации разработанной программы до изучения девонской части продуктивной
толщи.
.5
Нефтегазоносность месторождения
1.5.1
Коллекторские свойства пород, характеристика пластовых флюидов
Карбонатная толща месторождения Тенгиз в процессе изучения и
создания ее геолого-физической модели разделена на 3 очень крупных объекта:
1-й, 2-й и 3-й.
-й объект занимает верхнюю часть карбонатной толщи, от кровли
залежи до слоя туффитовых отложений (вулканика). Эта часть нефтяной залежи
наиболее изучена и обладает наиболее благоприятными фильтрационно-емкостными
свойствами. Ниже 1-го объекта, под слоем непроницаемых туффитовых отложений,
распространенных в пределах платформенной части, залегает 2-й объект, нижней
границей которого является кровля девонских отложений. Этот объект обладает
худшими коллекторскими свойствами, а главное, еще недостаточно изучен.
Девонские отложения условно выделяются в 3-й объект, нижняя его граница пока
неизвестна. Между 2-м и 3-м объектами не выявлено никаких непроницаемых границ.
В настоящее время в эксплуатации уже длительное время
находится 1-й объект, из которого уже извлечено более 64 млн. т нефти. Добыча
нефти из 2-го и 3-го объектов ведется некоторыми отдельными скважинами и очень
мала.
По степени изученности только 1-й объект удовлетворяет
требованиям, предъявляемым к объектам, по которым проектируется технология
разработки нефтяных залежей.
-й объект разделяется на платформенную часть, занимающую
центр Тенгизской структуры, а также бортовую и крыльевые части, окружающие
платформу.
Платформа представляет собой низкопроницаемый коллектор
порового типа, практически лишенного трещиноватости. Бортовая и крыльевые части
1-го объекта представляют собой хорошо проницаемые коллектора трещинно-порового
типа. Их хорошая проницаемость полностью определяется трещиноватостью
коллектора, матрица здесь имеет более низкую пористость, чем в коллекторах
платформы. В пределах бортовой и крыльевой частей структуры отсутствует
непроницаемый слой вулканита, поэтому 1-й объект оказывается гидродинамически
связанным со 2-м и даже с 3-м объектами.
В настоящее время по трещиноватой бортовой части Тенгизской
залежи происходят перетоки нефти из 2-го и 3-го объектов в 1-й объект, в
котором за счет отбора значительных объемов нефти пластовое давление снизилось.
Таким образом, в пределах 1-го объекта выделяются две
различных зоны, фактически два самостоятельных, но гидродинамически
сообщающихся подобъекта (платформа и бортовая плюс крыльевая части), подход к
разработке которых будет существенно различаться.
При данной степени изученности можно однозначно сказать, что
водонефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно
определить его положение невозможно.
Существует несколько гипотез, обосновывающих положение раздела
нефть - вода:
при недостаточной степени изученности девонской толщи нельзя
исключить вариант ее блокового строения, при котором возможны разные глубины
залегания водонефтяного раздела для разных блоков;
учитывая неоднородность и разные фильтрационно - ёмкостные
свойства пород девонских отложений, возможно зонально разное положение раздела
нефть-вода по всей площади месторождения;
учитывая аномально высокое пластовое давление, которое
является свидетельством упруго-замкнутой гидродинамической системы, которую
представляет собой продуктивный резервуар Тенгиза, трудно ожидать существование
как такового водонефтяного контакта.
Геолого-физическая характеристика залежей нефти представлена
в таблице 1.1
Таблица 1.1 - Геолого-физические характеристики продуктивных
пластов месторождения
|
Параметры
|
Продуктивные объекты
|
|
I объект
|
II объект
|
III объект
|
|
Средняя глубина залегания, м
|
4213
|
4676
|
5219
|
|
Тип залежи
|
Массивная
|
|
Тип коллектора
|
Карбонатный
|
|
Площадь нефтегазоносности, тыс м3
|
413850
|
238500
|
249500
|
|
Средняя общая толщина, м
|
125,5
|
259
|
235,58
|
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
|
119,1
|
248,97
|
156,52
|
|
Пористость, доли ед.
|
0,06
|
0,029
|
0,026
|
|
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.
|
0,843
|
0,589
|
0,456
|
|
Проницаемость, мкм2
|
0,00347
|
0,00127
|
0,00052
|
|
Пластовая температура,°С
|
109,4
|
109,4
|
109,4
|
|
Пластовое давление, МПа
|
81,18
|
81,18
|
81,18
|
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с
|
0,232
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3
|
620,6
|
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
|
1,936
|
|
Содержание серы в нефти, %
|
0,95
|
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
25,26
|
|
Газосодержание нефти, м3/кг
|
0,5145
|
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с
|
0,282
|
|
Плотность воды в пластовых условиях. кг/ м3
|
1165
|
|
Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные
ГКЗ РК, млн. т в том числе: по категории С1/С2
|
1936964/256394
|
316275/510953
|
7726/267297
|
|
Начальные извлекаемые запасы нефти,
утвержденные ГКЗ РК, млн. т в том числе: по категории С1/С2
|
1077246/98616
|
63580/104342
|
1553/54582
|
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. в том
числе: по категории С1/С2
|
0,5562/0,3846
|
0, 2010/0, 2042
|
0, 2010/0, 2042
|
|
|
|
|
|
|
Физико-химические свойства нефти и газа месторождения Тенгиз
определены по результатам исследований пластовых и разгазированных проб,
выполненных в институте "Гипровостокнефть" (1981-1993г. г.), Core
Laboratories и КазНИГРИ (1994-2000г. г.).
С ростом глубины залегания увеличиваются давление и
температура. При этом повышение давления увеличивает плотность и вязкость
нефти, а повышение температуры их уменьшает. В результате плотность и вязкость
пластовой нефти по высоте залежи остаются практически постоянными. Расчеты
показывают, что на отметке 4300м плотность пластовой нефти равна 620,6 кг/м3,
а вязкость 0,232 мПас, на отметке 5300м соответственно 617,6 кг/м3
и 0,2296 мПас.
Средняя плотность пластовой нефти 620,6 кг/м3,
давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 25,26 МПа,
газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 585,9 м3/т,
динамическая вязкость пластовой нефти 0,232 мПас.
Плотность нефти 785,0 кг/м3, газосодержание 514,5
м3/т, объемный коэффициент 1,936, динамическая вязкость
разгазированной нефти 2,10 мПас.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из
нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода
16,12 %, азота 1,34 %, метана 57,66 %, этана 11,49 %, пропана 5,99 %, высших
углеводородов (пропан + высшие) 9,46 %, гелия 0,02 %. Относительная плотность
газа по воздуху 0,869.
1.5.2 Запасы
нефти и газа
Подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных
компонентов месторождения Тенгиз выполнен специалистами ТОО
"Тенгизшевройл", ОАО НИПИ "Каспиймунайгаз", ТОО
"КазНИГРИ" в 2002г. Подсчет запасов производился по трем объектам.
Для I объекта подсчет запасов выполнялся отдельно по каждому
подобъекту (башкирскому, серпуховскому, окскому) с учетом выделенных фациальных
зон (платформа, баундстоун, склон).
Категории подсчитанных запасов обоснованы в соответствии со
степенью изученности объектов: данными опробования и эксплуатации,
лабораторными исследованиями фильтрационно-ёмкостных свойств пород и пластовых
флюидов, промыслово-геофизическими исследованиями скважин и положениям раздела
нефть-вода.
Большинство скважин находится в эксплуатации I объекта, часть
из них эксплуатирует совместно I+II объекты и некоторые скважины - совместно I+II+III
объекты.
Результаты определений фильтрационно-ёмкостных свойств по
данным ГИС, детально "увязанные" с данными исследований 5391 образца
керна из I объекта, позволили дать достоверную оценку пористости и
нефтенасыщенности пород в разных зонах месторождения.
В целом по месторождению было обработано 97 пластовых проб
нефти, из них 85 проб - из I объекта, по которым изучались свойства нефти в
поверхностных и пластовых условиях, что позволило дать полную характеристику
нефти по месторождению.
I объект подсчёта
Платформенная часть I объекта оценена по
категориям В и С1.
Категория В включает запасы на площади, разбуренной
эксплуатационными скважинами согласно "Технологической схеме разработки
месторождения Тенгиз”, по сетке 1414х1414м, остальная площадь нефтеносности
платформы отнесена к категории С1.
Баундстоуны и склоны.
Для склоновой части башкирского подобъекта
подсчитанные запасы нефти оценены по категориям С1 и С2.
Участок баундстоуна, получивший развитие в склоновой части месторождения (Т-32,
Т-3), оценён по категории С2.
Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные
притоки нефти, оценены по категории С1 на площади, равной кругу
радиусом 2,8 км (удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами).
Остальная часть площади нефтеносности склона отнесена к категории С2.
По серпуховскому и окскому подобъектам выделяются две
зоны баундстоунов: внутренняя и внешняя.
Запасы во внутренних зонах баундстоунов,
"опоясывающих” платформенную часть, характеризующихся большими значениями
объёмов нефтенасыщенных пор, максимальными толщинами, наличием трещиноватости и
доказанной продуктивностью пород, отнесены к категории С1. Запасы во
внешних зонах баундстоунов отнесены к категории С2 вследствие
удалённости от платформенной части и малого охвата по периметру. Запасы
склоновых частей серпуховских и окских отложений оценены по категории С2.
II объект подсчёта
Продуктивность и сам разрез II объекта изучены значительно
слабее, чем I. Учитывая это обстоятельство, к категории С1 с
определённой долей условности отнесены запасы на участках радиусом 1,4 км
вокруг скважин, из которых получены притоки нефти как на платформе, так и на
присклоновых и склоновых частях месторождения. Запасы остальной части II
объекта классифицируются по категории С2.
III объект подсчёта
К категории С1 отнесены запасы в радиусе 1,4 км
вокруг каждой скважины, давшей промышленный приток нефти. Остальная часть
разреза до водонефтяного раздела классифицируется по категории С2.
Подсчёт запасов произведён объёмным методом.
Для обоснования КИН при разработке месторождения Тенгиз были
рассмотрены 8 вариантов эксплуатации:
варианта на естественном упруго-замкнутом режиме
режим закачки воды
варианта режима закачки газа.
% извлекаемых запасов месторождения сосредоточено в I
объекте, из них 62% запасов приурочены к платформенной части, 35% - к бортовой
и 3% - к склоновой. На данной стадии изученности запасы II и III объектов
составляют 12% и 4% от суммарных запасов месторождения. По промышленным
категориям оценены 92% запасов I объекта, 38% запасов II объекта и лишь 3%
запасов III объекта.
1.6
Характеристика энергетического состояния залежи
Залежь нефти месторождения Тенгиз характеризуется аномально
высоким пластовым давлением (АВПД), (превышение начального пластового давления
над гидростатическим давлением, или коэффициент аномальности достигает 1,826),
и большим разрывом между пластовым давлением и давлением насыщения.
Начальное пластовое давление на отметке минус 4500 м
составляет 82,35 МПа, давление насыщения нефти газом - 25,6 МПа. На текущую дату
разработки ни в одной скважине месторождения не зафиксировано снижение
забойного давления ниже давления насыщения.
Проектом ОПР предусмотрено выделение двух эксплуатационных
объектов: I объект - отложения башкирского, серпуховского и окского
стратиграфических комплексов, II объект - отложения от тульского до девонского
стратиграфических комплексов. Залежь во всех рассмотренных вариантах
разрабатывается на упруго-замкнутом режиме. Рекомендуемый вариант, согласно
Регламенту на проектирование разработки, по принципиальным положениям
соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки 1986 г.,
а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки.
В соответствии с технологической схемой разработку I объекта
месторождения предусматривалось осуществлять на упруго-замкнутом режиме, режиме
растворенного газа и водонапорном режиме. По II эксплуатационному объекту
расчет показателей был выполнен только при разработке на упруго-замкнутом
режиме и режиме растворенного газа.
Разработка месторождения осуществляется на упруго-замкнутом
режиме, при котором строго соблюдается пропорциональность отбора нефти снижению
давления в залежи.
Пластовые давления по скважинам рассчитывались на отметку
минус 4500 м и в дальнейшем для сравнения использовались сведения о приведенных
пластовых давлениях. По подобъектам 1 объекта были построены карты изобар на
разные даты, что позволило пронаблюдать развитие во времени зон пониженного
пластового давления. Так как режим дренирования залежи нефти упруго-замкнутый,
пластовое давление является одним из основных показателей, характеризующих
текущее состояние выработки запасов нефти.
Средневзвешенное пластовое давление по разрабатываемой части
месторождения составляет 76,16 МПа, что на 6,19 МПа ниже начального пластового
давления. В 20 скважинах 1 объекта разработки
(Т-5К,11,12,15,21,38,40,72,103,105,106,110,111,112,113, 115,116,317,318,419)
идет снижение пластового давления в соответствии с темпом отбора.
Необходимо отметить, что динамика дебитов нефти скважин во
времени типична для всех групп скважин: в начальный период эксплуатации может
отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также
уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу с
максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита. Этого
следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате добычи при
упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита отмечается только после
проведения работ по подключению дополнительных толщин горизонтов в работу, СКО
или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не только увеличивают дебит нефти, но и
добавляют запасы нефти, вовлеченные в активную разработку.
2.
Технико-технологическая часть
2.1 Состояние
разработки месторождения
Тенгизское месторождение было открыто в 1979 г. бурением
скважины Тенгиз - 1. Ответственным за первоначальный подсчет запасов Тенгиза и
ежегодные отчеты по запасам до 1993 г. был институт ВолгоградНИПИнефть (на 1
июля 1996 г.).
Подсчет запасов был выполнен КазНИГРИ, он был рассмотрен и
утвержден в апреле 1998 г. Государственным Комитетом по запасам Республики
Казахстан (ГКЗ).
Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную разработку
в апреле 1991 года в соответствии с технологической схемой, составленной
институтом "Гипровостокнефть" и утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР в
1986 году (протокол № 1226 от 28.11.86 г.).
Добыча нефти на месторождении увеличилась с 0,94 млн. тонн в
год в 1993 году до 13,6 млн. тонн в год в 2005 году. Увеличение добычи
произошло за счет разработки сети выходов на мировые рынки при расширении
производственных объектов и разработке дополнительной производительности
скважин через комбинацию скважин КРС и заканчиваний существующих и бурения
новых скважин.
В 1993 году единственным маршрутом экспорта Тенгизской нефти
являлся трубопровод Атырау - Самара с производительностью один миллион тонн
нефти в год. ТШО производил стабильное увеличение объема отгрузки нефти по
трубопроводу Атырау - Самара до более 3 млн. тонн в год.
Ключевым фактором роста ТШО за период 1995 - 2001 гг. стало
значительное увеличение объема экспортируемой по железной дороги Тенгизской
сырой нефти.
В 1995 году ТШО начал отгрузку нефти по железнодорожным путям
в Финляндию и Одессу.
К 2000 году ТШО являлся самым крупным транспортером сырой
нефти по железной дороге в мире. В 2000 году ТШО отгрузил 8,2 млн. метрических
тонн нефти по железнодорожным путям, в основном в порты Черного моря.
В 2001 году было завершено строительство Каспийского
трубопроводного консорциума (КТК) и приблизительно 0,9 млн. метрических тонн
Тенгизской сырой нефти было транспортировано по нему в порт Черного моря, г.
Новороссийск.
С марта 1999 г. и до декабря 2002 года разработка
месторождения осуществляется согласно "проекту опытно-промышленной
разработки", выполненному институтом "НИПИмунайгаз" и
утвержденному ЦКР РК (протокол № 3 от 25.03.99 г.).
Согласно проекту в период ОПР предусматривалось бурение 19
скважин, расконсервация 7 скважин (28, 29, 31, 41, 45, 109,5050) и углубление
бурением 12 скважин (14, 17, 30, 60, 70, 108, 118, 125, 211, 220, 430, 463).
Проводимые ТОО "Тенгизшевройл" с 1993г.
исследования (бурение новых скважин, отбор и исследования керна, пластовых
жидкостей, гидродинамические исследования, трёхмерная сейсморазведка методом
3Д), послужили основой для создания геостатической модели Тенгизского
месторождения и выполнения пересчёта запасов нефти, утвержденного ГК3 РК
(протокол № 170-02-У от 13-17.08.2002г.). В настоящее время разработка
месторождения Тенгиз проводится согласно Технологической схеме разработки месторождения
Тенгиз, разработанной ОАО "Гипровостокнефть", утвержденной
Центральным Комитетом разработки РК 25 декабря 2002 года. Проектом ОПР
запроектирована единая квадратная система размещения скважин с плотностью сетки
200 га/скв.
Коэффициент эксплуатации скважин - 0,88; коэффициент
использования - 0,809.
Реализация программы бурения/углубления скважин, предложенная
в проекте ОПР, представлена в таблице 1.5 по состоянию на 15 октября 2002 года.
Таблица 2.1.1 - Скважины, пробуренные и углубленные за период
1998¸2002 г. г.
|
Годы
|
Новые скважины
|
Углубленные скважины
|
|
номер скважины
|
количество
|
номер скважины
|
количество
|
|
1998
|
5050
|
1
|
|
0
|
|
1999
|
|
0
|
47, 220, 463, 118
|
4
|
|
2000
|
5056
|
1
|
1100, 117, 108, 463
|
4
|
|
2001
|
5034, 5857,5246, 7252, 6846, 6337
|
6
|
23, 28, 17, 29
|
4
|
|
2002
|
5853, 4346,6261, 5435
|
4
|
7252, 46, 5246, 116
|
4
|
|
Итого:
|
|
12
|
|
16
|
По состоянию на 01.05.2006 г. на месторождении пробурено 132
скважин (таблица 2.1.1). Фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность
200 га/скв. Местами сетка уплотнена до 50 га/скв. Значительная площадь
месторождения не охвачена разбуриванием.
В действующем фонде находятся 58 скважины, из них дающих
продукцию 44 скважины, во временном простое - 14 скважина.
В ликвидированном фонде находятся 14 скважин. В число
пробуренных входит также наблюдательная скважина Т-100. Характеристика фонда
скважин приведена в таблице 2.1.2.
Таблица 2.1.2 - Характеристика фонда скважин по состоянию на
1.05.2006 г.
|
Наименование
|
Характеристика фонда скважин
|
Количество скважин
|
|
Фонд добывающих скважин
|
Пробурено
|
132
|
|
В том числе:
|
|
|
Действующие
|
44
|
|
из них фонтанные
|
44
|
|
ЭЦН
|
-
|
|
ШГН
|
-
|
|
бескомпрессорный газлифт
|
-
|
|
внутрискваженный газлифт
|
-
|
|
Бездействующие
|
14
|
|
В испытании
|
-
|
|
В бурении
|
-
|
|
Ликвидированные
|
14
|
|
Наблюдательные
|
1
|
|
Фонд специальных скважины
|
Пробурено
|
9
|
|
В том числе:
|
|
|
Наблюдательные
|
6
|
|
Нагнетательные
|
3
|
Все скважины эксплуатируются фонтанным способом.
Распределение скважин по объектам эксплуатации выглядит
следующим образом: на I эксплуатационный объект работает 51 скважина, совместно
I+II объекты эксплуатируют 4 скважины и на III объект - одна скважина Т-10.
Однако при рассмотрении состояния вскрытия объектов эксплуатации в скважинах,
отмечается неполное вскрытие объекта I в 37 скважинах (в 11 скважинах
эксплуатируется только башкирский горизонт, в 6 скважинах - серпуховский, в 3
скважинах - окский, в 12 скважинах - башкирский и серпуховский, в 5 скважинах -
не вскрыт перфорацией башкирский горизонт). При этом, скважины, в которых
вскрыты два стратиграфических объекта, приурочены к склоновой и бортовой
частям. Совместная эксплуатация нескольких горизонтов в скважинах не приводит к
пропорциональному увеличению дебитов нефти, хотя и отмечается некоторое их
увеличение.
Массовое разбуривание месторождения Тенгиз добывающими и
нагнетательными скважинами в ближайшие годы не планируется, так как
значительное наращивание добычи нефти возможно только после пуска в
эксплуатацию Завода Второго поколения.
В настоящее время ТШО осуществляет большую программу бурения
оценочных скважин. К моменту составления технологической схемы разработки было
пробурено 15 оценочных скважин, все они вскрыли второй и даже третий объекты.
Рабочая программа бурения и углубления скважин, утвержденная
ГКЗ РК приведена в таблице 2.1.3.
Таблица 2.1.3 - Рабочая программа бурения и углубления
скважин
|
Годы
|
Ввод скважин из бурения за год
|
фонд скважин пробуренных с начала разработки на
начало года
|
фонд нагнетательных скважин на конец года
|
|
Всего
|
Добыв.
|
Нагнет.
|
|
|
|
2005
|
11
|
7
|
4
|
120
|
0
|
|
2006
|
3
|
3
|
0
|
131
|
4
|
|
2007
|
5
|
0
|
134
|
8
|
Восемь нагнетательных скважин включены в первую и вторую
стадии проекта закачки сырого газа (ЗСГ-1 и 2):
ЗСГ-1 нагнетательные скважины: Т-220, Т-5646 и Т-5246.
ЗСГ-2 нагнетательные скважины: Т-5044, Т-5242, Т-5444, Т-5447
и Т-5848.
Коэффициент использования фонда скважин изменялся от 0,51
(1991 г.) до 0,98 (2000 г.), в среднем составил 0,77. Коэффициент эксплуатации
изменялся от 0,44 (1994 г.) до 0,89 (2001 г.) и в среднем за весь период
разработки составил 0,69. Достаточно низкие средние значения коэффициентов
использования и эксплуатации фонда скважин во многом обусловлены отключением
скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего
завода и его возможностями по переработке нефти.
2.2 Система
поддержания пластового давления
В настоящем разделе рассмотрено четыре варианта разработки
месторождения Тенгиз:
Первый вариант - Первичная добыча, или разработка на
естественном режиме;
Второй вариант - Закачка газа;
Третий вариант - Закачка воды (горизонтальная закачка);
Четвертый вариант - Закачка воды (снизу вверх)
В качестве минимума рассматривалось обеспечение мощностей по
переработке до 32 млн. тонн нефти в год.
Вариант с закачкой газа рекомендуется к утверждению,
поскольку по своей экономической эффективности он превосходит как разработку на
естественном режиме, так и вариант с закачкой воды. При определении
эффективности рассматриваемых вариантов с использованием дисконтированного
потока денежных средств как основного показателя эффективности, самое высокое
абсолютное значение показателя было получено именно для варианта с закачкой
газа.
Помимо этого, вариант с закачкой газа дает возможность
увеличения потенциала месторождения по добыче и подготовке нефти с 12,4 млн т в
год до 24 млн т в год в 2006 году, с использованием технологии ПВП/ЗСГ.
Акционеры ТШО и технические институты продолжат работы по
определению, изучению и проработке возможностей с целью максимизации добычи на
поздних стадиях разработки месторождения. Эти возможности могут включать как
дополнительные расширения с целью использования потенциала закачки газа, так и
технологию закачки воды на случай если закачка газа не будет успешной. Будущие
исследовательские работы могут включать рассмотрение схем разработки с закачкой
газа, определение КИН при закачке воды, а также эксплуатационных рисков,
связанных с закачкой воды в глубокий, высокосернистый коллектор.
Промысловый комплекс проекта второго поколения (ПВП)
предназначен для сбора и обработки флюида, для получения нефти. Промысел будет
также производить значительные количества товарного газа, пропана, бутана и
серы. Кроме того, промысел будет производить сухой серосодержащий газ, который
будет направляться в систему закачки сырого газа. Промысел будет добывать
примерно 7 миллионов тонн сырой нефти в год. Благодаря применению закачки
сырого газа будет возможна добыча дополнительных 3-4,5 миллионов тонн в год
(номинальная мощность промысла равна 10 миллионам тонн в год в сумме для
проектов ПВП и ЗСГ-2).
2.3 Сбор и
подготовка скважинной продукции
Система сбора продукции скважин должна соответствовать
требованиям РД 39-0148311-605-86 "Унифицированные технологические схемы
сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов"
и должна осуществлять:
замер дебита нефти и газа по каждой скважине;
однотрубный транспорт;
полную герметичность процесса;
максимальное использование пластового давления.
Выполнение указанных требований обеспечивает более безопасные
условия эксплуатации объектов сбора и, что самое главное, обеспечивает
сохранение природной среды.
Наиболее существенными факторами, определяющими параметры
процесса промысловой подготовки нефти, являются ее физико-химические свойства,
а также фракционный и компонентный состав непосредственно определяющие
последовательность и технологические параметры операций при подготовке нефти.
Кроме того следует учитывать динамику добычи продукции скважин, определяющую
мощность производства и последовательность ее наращивания при стадийном
строительстве данных объектов.
В соответствии с РД 39-0147035-207-86 мощности сооружений по
сбору и подготовке нефти нефтяного месторождения Тенгиз должны быть рассчитаны
на максимальные уровни отборов нефти, газа и воды.
На сегодняшний день на месторождении функционируют 9 замерных
установок (ЗУ), оснащенных сепараторами, позволяющими проводить замеры дебита
по системе газ-жидкость-вода. Каждая ЗУ подключена к центральному промысловому
манифольду (ЦПМ) и далее к центральному пункту сбора. В частности, К ЗУ-5
подходят выкидные линии от 4 скважин, к ЗУ-8 - 5, к ЗУ-9 - 10, к ЗУ-12 - 4, к
ЗУ-14 - 5, к ЗУ-15 - 9, к ЗУ-17 - 9, к ЗУ-19 - 5, к ЗУ-20 - 7,Давление на устье
действующих скважин изменяется от 9,3 МПа до 42,4 МПа, а температура от 52 оС
до 108 оС при изменении дебита от 118 до 2055 т/сутки. При
теплоизоляции сборных трубопроводов из 25 мм полиуретана температура на
манифольде завода около 60 оС, а давление около 7 МПа.
Основными факторами определяющими параметры и количество
ступеней подготовки нефти до товарного качества являются:
аномально высокое давление в системе сбора и значительное газосодержание
(потребуют проведения газосепарации в три технологические ступени при появлении
воды в количестве более 3ч4 % имеется возможность вывода "свободной
воды" на I ступени методом трехфазного разделения);
высокое содержание в продукции сероводорода до 17 % и низших
меркаптанов (потребует проведения стабилизации нефти до остаточного содержания
не более 20 ррm сероводорода и отделения метил - и этилмеркаптанов в отпарной
колонне с доведением товарной нефти до остаточного давления насыщенных паров ниже
0,066 МПа);
наличие в продукции пластовой воды с минерализацией от 110 до
180 г/л по различным источникам (требует включения в технологическую схему
электрообессоливания сырья с промывкой пресной промывной водой). Обессоливание
ведется в электродегидраторах обычного или электростатического типа,
подбираемых по необходимой мощности и необходимому времени пребывания,
обеспечивающих остаточное содержание хлористых солей в нефти не более 100 мг/л
товарной нефти и менее 0,5 % остаточной воды. Дренажные воды ступени
используются для распреснения продукции с промысла, либо поступают в секцию
водоочистки;
реализация товарной нефти месторождения в основном происходит
через систему экспортных трубопроводов (КТК) поэтому она должна быть
подготовлена до требований для налива в морские танкеры (не ниже 1-ой группы
качества ГОСТ 9965-76*).
стабилизация подготовленной нефти осуществляется в отпарной
колонне и ведется при условиях обеспечивающих давления насыщенных паров
товарной нефти и допустимые параметры по остаточному содержанию метил - и
этил-меркаптанов соответствующих требованиям отгрузки. Газы этой ступени
сепарации очищаются и утилизируются в зависимости от их свойств.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое
содержание серы 0,95%), малосмолистая (1,02 %), парафиновая (3,92 %). Объемный
выход светлых фракций при разгонке до 300оС - 70 %.
К 2021 - 2022 г. г. ожидается увеличение объема газонефтяной
смеси протекающей по сборным трубопроводам примерно в три раза. Это приведет к
возрастанию перепада давлений по длине сборных трубопроводов также в три раза.
Поэтому при проектировании развития системы сбора необходима прокладка новых
сборных трубопроводов с учетом снижения давления на устье добывающих скважин.
Как показали исследования нефть Тенгизского месторождения не
образует стойких эмульсий "вода в нефти" при температурах в системе
сбора продукции скважин. Поэтому возрастание перепадов давлений в сборных
трубопроводах за счет этого не ожидается. Вязкость водонефтяных эмульсий будет
не выше вязкости безводной нефти при температуре в сборных трубопроводах.
2.4
Гидродинамические исследование скважин
На месторождении Тенгиз с целью контроля за разработкой
проводятся два вида гидродинамических исследований:
исследование методом восстановления давления, осуществляемое
при закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей ее работы на
одном (постоянном) режиме;
комплексное гидродинамическое исследование, включающее
исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на 2-х и
более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при последующей
остановке скважины для снятия КВД.
Остановка скважин при проведении исследований по изменению
статического градиента давления занимает от одной недели до четырех недель, в
зависимости от свойств коллектора. Такой временной срок необходим для
стабилизации пластового давления в коллекторе. Исследования, ведущиеся при
помощи метода КВД, занимают от 2 до 4 недель, а промыслово-геофизические
исследования идут от 5 до 7 дней.
Пластовое давление замеряется при помощи следующих методов:
. Остановка скважины до тех пор, пока пластовое давление не
стабилизируется, затем проводятся исследования на предмет определения
статического градиента (СГ).
. Испытание скважины при помощи метода КВД и последующий
анализ кривой восстановления давления с целью оценки параметра проницаемости,
строения пласта (сброс и т.д.) и пластового давления в коллекторе.
. Использование данных, считываемых с установленного в
скважине стационарного глубинного манометра.
. Проведение исследований, связанных с восстановлением
давления, используя при этом данные по замеру давления на устье и
технологическую программу по преобразованию этих величин в величины давления на
забое скважины.
Гидродинамические методы исследований (ГДИ) добывающих скважин
позволяют определять важнейшие фильтрационные параметры пласта и скважин -
проницаемость пласта К, проводимость - kh, степень совершенства вскрытия пласта
скважиной - так называемой скин-фактор, замерять пластовые, забойные давления,
определять коэффициент продуктивности скважин и другие параметры, строить карты
изобар.
На основании результатов ГДИ проводится анализ текущего
состояния разработки месторождения, эти данные используются при составлении
технологических документов на разработку месторождения. Особенно эффективны
исследования, которые проводятся систематически.
ГДИ, проводимые в настоящее время на Тенгизе, можно
подразделить на 3 группы.
Первая группа исследований - исследование скважин при
установившемся режиме эксплуатации. На Тенгизе этим методом исследования
охвачен весь фонд скважин.
Вторая группа исследований скважин - исследования при
неустановившемся режиме работы скважин, метод кривых восстановления давления
(КВД). Методом КВД на Тенгизе исследовано около 100 скважин и определены основные
параметры, характеризующие пласт и призабойную зону скважин: проницаемость К,
проводимость kh, совершенство вскрытия пласта - скин-фактор S. Эти данные
использовались при построении компьютерной гидродинамической модели нефтяной
залежи месторождения Тенгиз.
Важную информацию по оценке состояния призабойной зоны пласта
несет определение скин-эффекта по данным исследования скважин методом КВД.
На Тенгизе определение этого параметра имеет особенно важное
значение в связи с тем, что зачастую бурение при вскрытии пласта ведется на
воде без выхода циркуляции. В этой связи шлам не выносится на поверхность и
остается в призабойной зоне пласта, а фильтрационные свойства пласта в
призабойной зоне снижаются. Удаление шлама, воды и восстановление
фильтрационных свойств призабойной зоны оценивается по величине и знаку
скин-эффекта. Следует отметить, что проведение соляно-кислотных обработок (СКО)
и кислотного гидроразрыва (КГРП) резко снижает величину скин-эффекта.
Высокопродуктивные скважины имеют как правило положительный и повышенный
скин-эффект.
Третья группа исследований скважин включает методы
исследования пласта по взаимодействию скважин и объектов разработки
(гидропрослушивание) при возмущении однократном или многократном (метод
гармонических волн).
Гидродинамические исследования добывающих скважин позволяют
определять не только параметры нефтяного пласта, что само по себе очень важно.
В условиях трещиноватого пласта борта и крыльев необходимо выполнить
специальные исследования, которые характеризовали бы поведение трещиноватого
коллектора в процессе разработки, в первую очередь при изменении пластового
давления. Исследования методом установившихся отборов выполнены в большинстве
случаев при 2-х режимах (штуцерах) с отработкой на каждом режиме 5 суток. Для
исследования поведения трещиноватого коллектора необходимо исследование МУО на
4-х - 5 режимах и получение индикаторной диаграммы в широком диапазоне забойных
давлений. Если индикаторная диаграмма будет линейной, то это будет означать
независимость свойств трещиноватого коллектора от изменения забойного давления,
если линейность будет нарушена и индикаторная кривая будет изгибаться в сторону
перепадов давления, то это будет означать смыкание трещин в призабойной зоне
при низких забойных давлениях. Такие исследования рекомендуется провести по
нескольким скважинам борта и крыльев.
2.5 Анализ
исследования скважин при неустановившихся режимах (Pressure Transient Test)
Исследования на неустановившихся режимах дают наиболее полную
информацию о свойствах пласта. Общая схема проведения этих исследований состоит
в следующем. Создают определенное воздействие на пласт, например, изменением
дебита или давления в скважине. Затем проводят наблюдение за изменением дебита
или давления в некоторой точке пласта. По полученной информации определяют
гидродинамические свойства исследуемого пласта. Различают 2 основных вида
исследований - исследование скважин и гидропрослушивание.
Исследование скважин заключается в наблюдении за изменением
давления или дебита скважины во времени, вызванного изменением режима ее
работы. Наиболее часто проводится метод снятия кривой восстановления давления
(КВД). Скважину останавливают и следят за восстановлением забойного или
устьевого давления во времени. Аналогично снимаются кривые падения давления (КПД)
при пуске скважины в работу.
Обсуждение ниже суммирует некоторые из интересных
характеристик, наблюдаемых с помощью КВД Тестов (PTT) в Римовой зоне, Крыла и
Платформы на Тенгизе. Есть несколько общих заключений, которые могут сделанный
о качестве бассейна в различных областях месторождения Тенгиз. Различия в
области Рим/Крыла и Платформы диктуют различное применение стратегии стимуляции
скважин. Основные заключения на основе КВД тестов:
Данные по КВД в зоне Рим\Крыла различны от данных полученных
в Платформе
Рим и Крыло характеризуются чрезвычайно высокой
проницаемостью. Восстановление давления, наблюдаемое относительно скважин Рима
и Крыла почти мгновенно после продолжительных периодов производства.
Скважины Платформы показывают более типичные радиальные
гомогенные восстановление. Проницаемость в Платформе - умеренное 0.2 к 8 мд со
средним приблизительно в 2 мд.
Различия в построения КВД между Рим/Крыла и Платформой могут
быть соблюдены относительно простого измерения давления/времени в течение
построения КВД. Хотя много различных кривых используются, чтобы оценить реакцию
построения, значительная информация может быть получена простым обзором сырого
отчета построения КВД. Различия в скважинах Рим/Крыло и Платформы могут быть
просмотрены ниже в иллюстрациях 1, 2, и 3.
Рис.1: Платформа скв. Т-5К. Типичное восстановление для Платформы.
Рис.2: Рим скв. Т-102. Типичное восстановление для Рима
Рис.3: Крыло скв. Т-10. Типичное восстановление для Крыла.
Что является очень очевидным, смотря на рисунках 1-3 так это -
фундаментальное различие в начальном построения времени между скважинами
Рима/Крыла и Платформы. В скважинах Рима и Крыла, произошло мгновенное
построение кривой. Это особенно верно на рисунке 3 выше, которая хорошо
показывает скважина T-10. Хотя, кажется, что скважина все еще восстанавливается
в конце кривой, это происходит только из-за масштаба давления на левой оси.
Скважина T-102 тоже быстро среагировало на восстановление давления, хотя есть
сильное различие между забойного давления действующей и закрытой скважине. Это
различие происходит из-за чрезвычайного сильного скин-повреждения скважины. В
случае если бы скин-повреждение были бы удалены, то это скважина не производило
бы без спада и выглядело бы как скважина T-10. Таблица 1 ниже - резюме
проницаемости, полученной из тестов скважин Рима и Крыла.
|
Скв.
|
Место нахож.
|
Интервалы перфорации.
|
Интервал притока
|
Высота проницаемости
|
Проницаемость
|
Комментарии
|
|
|
фут
|
фут
|
мд*фут
|
фут
|
|
|
T-8
|
Рим
|
1040
|
246
|
3500
|
14.3
|
Имеется двойная проницаемость.
|
|
T-10
|
Крыло
|
105
|
105
|
174803
|
1665
|
Проницаемость подсчитана путем сравнения
притока и восстановления давления.
|
|
T-16
|
Крыло
|
171
|
171
|
52887
|
309
|
Быстрое восстановление давления.
|
|
T-43
|
Крыло
|
1040
|
111.2
|
3070
|
27.5
|
Восстановления давления показывает обширное
повреждение. S = 115
|
|
T-102
|
Рим
|
436.35
|
436.35
|
21253
|
48.75
|
Присутствуют сильное повреждения skin +100.
|
|
T-104
|
Рим
|
262
|
262
|
11919
|
45
|
Skin+89
|
Заключение анализа КВД (РТТ) по зонам Рима/Крыла
и Платформы.
Рим и Крыло:
· Высокая проницаемость.
· Быстрое восстановление давления.
· Система имеет превосходную сообщаемость
как вертикальная, так и горизонтальная.
· Стимуляционная деятельность должна
сфокусироваться на удалении повреждений.
· Продолжительность тестов РТТ и SGS
составляет меньше недели.
Платформа:
· Низкая и средняя проницаемость.
Классическое медленное восстановления давления радиального гомогенного типа.
· Медленное и среднее восстановление
давления в течении значительного закрыто периода.
· Ограниченный эффективный радиус влияния
скважины.
· Высокий скин-фактор после заканчивания.
· Продолжительность тестов РТТ и SGS
составляет от 1 до 2 недель.
· Стимуляционная деятельность должна иметь
кислотные обработки. СКО должна увеличить продуктивность скважины.
2.6 Анализ
результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их
продуктивности и режимов
На данном этапе геологической изученности девонской части
разреза месторождения нижняя граница нефти принята условно на отметке минус
5450 м за исключением районов скважин Т-47 и Т-6337.
В целом все объекты образуют единую гидродинамическую
систему. Наличие вертикальной гидродинамической связи между объектами через
обширные трещиноватые зоны в высокопроницаемых биогермных фациях бортовой и
крыльевых частях месторождения доказывается наблюдаемым падением пластового
давления во II объекте на фоне незначительных объемов добычи нефти, а также
однородностью свойств нефти по всем участкам и интервалам Тенгизского
месторождения. Результаты опробования в открытом стволе модульно-динамическим
пластоиспытателем (MDT) в процессе проводки скважин T-7252, T-5857, T-6337,
T-4346 и T-6261 показали существование между объектом II (ниже рима/фланга
объекта I) и объектом I гидродинамической связи через зоны, коллекторские
свойства которых определяют трещины. Это подтверждается снижением давления в
объекте II, где не было добычи вообще или где отбор нефти был незначительным и
не мог повлиять на давление в районе скважин, где отмечено снижение.
Залежи нефти месторождения Тенгиз характеризуются аномально
высокими пластовыми давлениями. Для оценки величины начального пластового
давления использовалась связь между значениями пластового давления по скважинам
и глубиной, полученными по результатам обработки КВД и замеров статического
градиента (SGS) на этапе геологоразведки рассматриваемого месторождения. Для
построения зависимости "глубина - пластовое давление" использовались
данные по давлениям на глубине замера, максимально приближенной к отметке
середины интервала перфорации, чтобы при дальнейшем пересчете через градиент
давлений по скважинам к отметке середины перфорационного интервала ошибка за
счет поправки была минимальной. Начальное пластовое давление при градиенте вертикального
давления 0,0183 МПа/м на глубине минус 4500 м составляет 82,35 МПа.
Пластовая температура на глубине минус 4500 м принята равной
109,4°С по результатам обработки зависимости "глубина - температура".
Величина геотермического градиента, полученная в результате термометрических
исследований, осуществляемых совместно с замерами начального пластового
давления, составила 1,86°С/100м.
Исходя из аномально высоких пластовых давлений и высоких
температур, наличия низкопоровых коллекторов в подошвенной части резервуара, а
также учитывая очень слабые притоки пластовой воды из нижней части разреза,
разработку месторождения предполагается осуществлять на упруго-замкнутом
режиме.
На месторождении Тенгиз с целью контроля за разработкой
проводятся гидродинамические исследования, а именно:
исследование методом восстановления давления, осуществляемое
при закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей ее работы на
одном (постоянном) режиме;
комплексное гидродинамическое исследование, включающее
исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на 2-х и
более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при последующей
остановке скважины для снятия КВД;
исследование интерференции между парами скважин.
На дату выполнения настоящей работы гидродинамические
исследования на месторождении Тенгиз проводились в 68 скважинах. При этом
получить результаты удалось по 60 скважинам, 53 из которых, согласно
предложенной в проекте опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз
схеме разделения залежей нефти на объекты, по добывным возможностям относятся к
I объекту, одна скважина (Т-10) - к III объекту и 6 скважин совместно
эксплуатируют I и II объекты. Общий объем проведенных исследований по I объекту
составил 127 определений различных параметров пластовой системы, 2 исследования
по III объекту и 7 исследований по совместно эксплуатируемым скважинам.
Специалистами ТШО в 1999 г. была разработана методика с
использованием электронных приборов типа Scada или "Hyperlogger”, которая
позволяет проводить замеры режимных рабочих давлений и регистрации кривых
восстановления давления на устье скважин и пересчета полученных давлений на
забой.
Данная методика позволила ТШО, во-первых, избежать влияния
неблагоприятных факторов, воздействующих на измерительные приборы в пластовых
условиях и, во-вторых, сократить время и средства, затрачиваемые на проведение
исследования.
В течение 2000-2001 гг. только в семи скважинах осуществлены
гидродинамические исследования с замером давления на забое с помощью приборов
EMS-770 и PSP (скважины Т-5к, Т-42, Т-103, Т-419, Т-463, Т-5050, Т-5056),
остальные исследования проведены на устье, хотя общеизвестно, что данные,
полученные в результате глубинных исследований, отражают фактическое состояние
скважины. Результаты сопоставления исследований, выполненных при помощи
"Hyperlogger" с результатами глубинных замеров по скважинам,
представлены в работе. Поэтому, в дальнейшем необходимо продолжить
исследовательские работы с целью подтверждения применимости методики Hyperlogger
(проверка идентичности замеренного и пересчитанного давлений), которые позволят
избежать существенных ошибок в определении основных пластовых параметров и при
оценке энергетического состояния залежи. И в скважинах, где выполнены только
устьевые исследования Т-105, Т-11, Т-40, Т-43, Т-318 необходимо наряду с
устьевыми исследованиями проводить также и глубинные замеры при
последовательном чередовании исследований на устье и на забое.
Работы по интерпретации КВД в скважинах велись ТШО с
использованием программы Pan system. В большинстве исследований необходимо
отметить совпадение выбранных моделей скважины, пласта, границ и хорошую
сходимость результатов обработок.
В процессе интерпретации, основываясь на поведении кривой
производной от давления, построенной в дважды логарифмических координатах
(log-log) и учитывая особенности строения Тенгизского коллектора, для каждого
исследования выбраны наиболее вероятные модели скважины, резервуара, границ,
характеризующие соответственно прискважинную зону, удаленную зону и границы
пласта.
Характер поведения кривой производной от давления на конечном
участке в одних исследованиях указывает на отсутствие каких-либо границ
(возможно границы не зафиксированы импульсом давления), то есть - на
бесконечное распространение пласта в горизонтальной плоскости, в других - на
наличие в пласте на определенном расстоянии (L) от скважины линейной границы,
которая является либо тектоническим нарушением, либо низкопроницаемой зоной с
резким ухудшением фильтрационных характеристик коллектора.
Полученные значения скин-фактора от (-6.5) до (-1.1) говорят
об улучшенном состоянии призабойной зоны скважин: Т-11, Т-12, Т-40, Т-103,
Т-117, Т-124, Т-318. При наличии трещин в прискважинной зоне проявление
скин-эффекта незначительное (Smax=0.806).
Высокое значение скин-фактора, свидетельствующее о
существенном загрязнении прискважинной зоны, получено для скважин: Т-4, Т-5к,
Т-9, Т-102, Т-106. Эти скважины являются первоочередными кандидатами на
проведение мероприятий по интенсификации притока (СКО, КГРП).
Динамика гидродинамических исследований выявила изменение
таких параметров, как проводимость, проницаемость, скин-фактор, коэффициент
продуктивности.
Изменение продуктивных и ёмкостно-фильтрационных
характеристик пласта в скважинах вызвано:
проведением мероприятий по дополнительной перфорации
продуктивных горизонтов;
проведением мероприятий по интенсификации притока в скважину
(СКО, КГРП).
В 2000-2001 г. г. было проведено гидропрослушивание между
двумя парами скважин: Т-102 и Т-7; Т-103 и Т-1к для установления
гидродинамической связи ними и для оценки основных пластовых характеристик,
таких как проводимость, проницаемость, пьезопроводность. В комплексе с ними в
возмущающих скважинах проводили исследования методом установившихся отборов.
Недостаточная охваченность гидродинамическими исследованиями
скважин, дренирующих II объект как самостоятельно, так и совместно с I
объектом, отрицательно сказывается на точности определения осредненных
параметров для условий II объекта, и, несомненно, требуется дальнейшее углубленное
изучение для уточнения параметров пластовой системы и повышения
представительности гидродинамической модели месторождения. В связи с этим при
настоящем анализе всей имеющейся базы гидродинамических исследований результаты
представлены в целом для Тенгизского месторождения.
Наиболее распространенной для условий данного резервуара
является схема проведения гидродинамических исследований, при которой
первоначально осуществляется испытание методом установившихся отборов (МУО) при
работе скважины на 2-х режимах (штуцерах) с отработкой на каждом режиме 5
суток. После этого скважина останавливается на 30 суток для исследования
методом восстановления давления со снятием кривой восстановления давления
(КВД). При этом достоверность получаемой информации по емкостно-фильтрационной
характеристике коллектора повышается с увеличением числа режимов при проведении
исследований МУО.
Особенностью проведения гидродинамических исследований
скважин на месторождении Тенгиз на нестационарных режимах является остановка
скважин на снятие КВД на 2 недели для скважин платформы и на 1 неделю для
скважин склона и борта. При этом фактическое время на снятие КВД колебалось от
9 до 180 часов.
Наиболее представительные результаты гидродинамических
исследований скважин месторождения Тенгиз представлены в таблице 3.1.
При разделении залежей нефти по фациальным зонам объем
представительных исследований параметров пластовой системы распределился
следующим образом.
Результаты исследования скважин и пластов
|
Наименование
|
Количество
|
Интервал изменения
|
Среднее значение по пласту
|
Примечание
|
|
сква-жин
|
изме-рений
|
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
22
|
22
|
77,89-85,36
|
82,35
|
Принято по завис-ти
|
|
Пластовая температура,°С
|
17
|
17
|
99,7-122,3
|
109,4
|
Принято по завис-ти
|
|
Геотермический градиент,°С/100м
|
|
|
|
1,86
|
|
|
Дебит нефти, т/сут
|
57
|
57
|
60-2055
|
788,6
|
На послед-нюю дату
|
|
Обводненность вес., %
|
|
|
|
0
|
|
|
Газовый фактор, м3/т
|
|
|
|
506,6
|
|
|
Удельная продуктивность,  36360,000027 -
0,03740,0021На послед-нюю дату
|
|
|
|
|
|
|
Удельная приемистость, ----
|
|
|
|
|
|
|
Гидропроводность,  393938 - 31616014824
|
|
|
|
|
|
|
Приведенный радиус, м
|
36
|
36
|
1*10-30 - 66,51
|
4,18
|
|
|
Пьезопроводность, 104м2/с
|
39
|
39
|
0,0000015-0,061
|
0,02
|
|
|
Проницаемость, мкм2
|
39
|
39
|
5*10-4 - 1,98
|
0,066
|
|
|
*Дебит газа, тыс. нм3/сут.
|
|
|
|
|
|
Различие характеристики дебитов скважин по фациальным зонам
объясняется их емкостными и фильтрационными свойствами, которые для различных
фациальных зон существенно отличаются. В нижеследующей таблице приведена
сравнительная характеристика толщин подобъектов I объекта в различных
фациальных зонах. Как видно из таблицы, толщины подобъектов резко отличаются
при переходе из зоны в зону.
Усредненная характеристика толщин подобъектов I объекта в
различных фациальных зонах
|
Зоны
|
Средняя толщина горизонтов, м
|
|
Башкирский
|
Серпуховский
|
Окский
|
|
Платформа
|
90
|
100
|
240
|
|
Марджин
|
120
|
750
|
отс.
|
|
Баундстоун
|
10
|
350
|
отс.
|
|
Склон
|
40
|
200
|
50
|
Для оценки параметров коллектора в различных фациальных зонах
была проанализирована выборка гидродинамических исследований, выполненных по
скважинам месторождения Тенгиз за период разведки и разработки. Такие параметры
как проницаемость, гидропроводность и продуктивность скважин (параметр удельной
продуктивности скважины не исследовался, так как в него вносится некоторая доля
условности при использовании работающей мощности по РLТ) осреднялись для
максимальных и минимальных значений по группам скважин, попавших в те или иные
фациальные зоны. Результаты обработки приведены в таблице 3.8.
Таблица 3.8
Фильтрационная характеристика пласта и скважин по данным
гидродинамических исследований
|
№п
|
№ скв.
|
Участок
|
К проницаемость, мД
|
К×h проницаемость ´ толщину, мД×м
|
Гидропроводность, мД×м/сп
|
h вскрытая тол-щина, м
|
Q дебит, т/сут.
|
Коэфф. продук-тивности, т/сутки/ бар
|
|
1
|
1К
|
Борт
|
105,5
|
6752
|
33760
|
64
|
1958
|
45
|
|
2
|
3К
|
Платформа
|
0,76
|
76
|
380
|
100
|
971
|
4,6
|
|
3
|
4
|
Борт
|
2,24
|
266,56
|
1333
|
119
|
444
|
1,26
|
|
4
|
5К
|
Платформа
|
0,62
|
62
|
310
|
100
|
408
|
1,56
|
|
5
|
6
|
Борт
|
|
|
|
|
1038
|
6,42
|
|
6
|
7
|
Борт
|
0,59
|
157,53
|
788
|
267
|
625
|
3
|
|
7
|
8
|
Борт
|
3,2
|
918,4
|
4592
|
287
|
667
|
4
|
|
8
|
9
|
Борт
|
46,2
|
7068,6
|
35343
|
153
|
1158
|
42,2
|
|
9
|
10
|
Склон
|
1976
|
63232
|
316160
|
32
|
1400
|
47,9
|
|
10
|
11
|
Платформа
|
1,86
|
187,86
|
939
|
101
|
300
|
2
|
|
11
|
12
|
Склон
|
3,67
|
216,53
|
1083
|
59
|
936
|
8,3
|
|
12
|
Платформа
|
5,64
|
558,36
|
2792
|
99
|
811
|
8
|
|
13
|
16
|
Склон
|
186
|
9672
|
48360
|
52
|
731
|
18
|
|
14
|
20
|
Борт
|
|
|
|
|
378
|
33
|
|
15
|
21
|
Платформа
|
8,43
|
531,09
|
2655
|
63
|
299
|
1,6
|
|
16
|
23
|
Борт
|
|
|
|
|
1377
|
28,5
|
|
17
|
27
|
Борт
|
60,8
|
3952
|
19760
|
65
|
1530
|
42
|
|
18
|
28
|
Борт
|
|
|
|
|
1534
|
30,5
|
|
19
|
38
|
Склон
|
|
|
|
|
200
|
0,6
|
|
20
|
40
|
Склон
|
|
|
|
|
125
|
0,8
|
|
21
|
42
|
Склон
|
15,4
|
4697
|
23485
|
305
|
1400
|
149,5
|
|
22
|
43
|
Склон
|
9,9
|
3583,3
|
17919
|
362
|
796
|
13,9
|
|
23
|
44
|
Борт
|
6,83
|
751,3
|
3757
|
110
|
523
|
10,2
|
|
24
|
47
|
Склон
|
|
|
|
|
483
|
1,5
|
|
25
|
72
|
Платформа
|
1,32
|
286,44
|
1432
|
217
|
200
|
0,8
|
|
26
|
102
|
Борт
|
30,14
|
3646,94
|
18235
|
121
|
754
|
3,4
|
|
27
|
103
|
Борт
|
2
|
318
|
1590
|
159
|
1075
|
4
|
|
28
|
104
|
Борт
|
38, 19
|
3055,2
|
15276
|
80
|
700
|
1,52
|
|
29
|
105
|
Платформа
|
1,94
|
157,14
|
786
|
81
|
213
|
1,3
|
|
30
|
106
|
Платформа
|
1,3
|
78
|
390
|
60
|
125
|
0,6
|
|
31
|
107
|
Платформа
|
1,29
|
96,75
|
484
|
75
|
60
|
0,166
|
|
32
|
108
|
Борт
|
|
|
|
|
1624
|
56,6
|
|
33
|
110
|
Платформа
|
|
|
|
|
250
|
0,6
|
|
34
|
111
|
Платформа
|
1,405
|
101,16
|
506
|
72
|
626
|
3,1
|
|
35
|
112
|
Платформа
|
1,15
|
113,85
|
569
|
99
|
640
|
4,16
|
|
36
|
113
|
Платформа
|
0,55
|
119,9
|
600
|
218
|
700
|
8
|
|
37
|
114
|
Борт
|
|
|
|
|
400
|
1,18
|
|
38
|
115
|
Платформа
|
1,07
|
149,8
|
749
|
140
|
446
|
1,2
|
|
39
|
116
|
Платформа
|
23,66
|
757,12
|
3786
|
32
|
844
|
18,6
|
|
40
|
117
|
Платформа
|
0,05
|
7,6
|
38
|
152
|
300
|
1
|
|
41
|
118
|
Борт
|
|
|
|
|
2055
|
29
|
|
42
|
119
|
Платформа
|
0,1392
|
16,704
|
84
|
120
|
70
|
0,176
|
|
43
|
120
|
Платформа
|
0,55
|
137,5
|
688
|
250
|
325
|
0,96
|
|
44
|
121
|
Платформа
|
1
|
76
|
380
|
76
|
118
|
0,48
|
|
45
|
122
|
Борт
|
42,2
|
1477
|
7385
|
35
|
2035
|
18,5
|
|
46
|
123
|
Платформа
|
0,472
|
82,128
|
411
|
174
|
255
|
0,53
|
|
47
|
124
|
Платформа
|
0,36
|
75,24
|
376
|
209
|
373
|
0,82
|
|
48
|
220
|
Платформа
|
1,65
|
704,55
|
3523
|
427
|
1598
|
5,9
|
|
49
|
317
|
Платформа
|
3,51
|
803,79
|
4019
|
229
|
514
|
2,6
|
|
50
|
318
|
Платформа
|
2,53
|
680,57
|
3403
|
269
|
1200
|
9
|
|
51
|
320
|
Борт
|
|
|
|
|
1563
|
43
|
|
52
|
419
|
Платформа
|
|
|
|
|
526
|
1,9
|
|
53
|
463
|
Склон
|
|
|
|
|
350
|
1,2
|
|
54
|
1100
|
Склон
|
|
|
|
|
1953
|
40
|
|
55
|
1101
|
Борт
|
|
|
|
|
993
|
5
|
|
56
|
5050
|
Платформа
|
|
|
|
|
498
|
1,91
|
|
57
|
5056
|
Борт
|
|
|
|
|
1474
|
5,08
|
|
58
|
5857
|
Борт
|
|
|
|
|
|
4,97
|
|
Средние значения:
|
|
|
|
|
|
|
|
По месторождению
|
|
14823,7
|
144,4
|
|
13,5
|
|
По борту
|
30,7
|
|
12893
|
133
|
|
19,2
|
|
По платформе
|
2,66
|
|
1274
|
146
|
|
4,1
|
|
По склону
|
438,2
|
|
81401
|
162
|
|
31,3
|
Платформа
Проницаемость оценивалась по 23 скважинам с диапазоном от 0,00059
до 0,1055 мкм2 при среднем значении 0,0027 мкм2. Средняя
величина гидропроводности составила 1274 (23 определения).
Коэффициент продуктивности на последнюю дату определялись по 27
скважинам, средняя величина которого при этом принята равной 0,41 т/сут /МПа.
Борт
Среднее значение фильтрационной характеристики по результатам 11
определений равняется 0,0307 мкм2. Величина гидропроводности менялась
от 788 до 35343 при среднем значении 12893 (11 определений).
Коэффициент продуктивности по результатам исследований
варьировался от 0,118 до 5,6 т/сут /МПа при среднем значении 1,92 т/сут / МПа
(20 определений).
Склон
Наименее изученным по результатам гидродинамических исследований
является данная фациальная зона - 5 определений проницаемости, средняя величина
которой составляет 0,4382 мкм2; 5 определений гидропроводности,
изменяющейся от 1083 до 316160 при среднем значении 81401 . Маскимальной значение гидропроводности отмечено по скв. Т-10.
Очевидно, что при такой гидропроводности величина продуктивности по данной зоне
превышает аналогичную характеристику других фациальных областей. По результатам
11 определений среднее значение коэффициента продуктивности для условий
склоновой части месторождения составило 3,13 т/сут / МПа при разбросе значений
от 0,06 до 14,95 т/сут / МПа.
Гидродинамические исследования скважин на стационарных и
нестационарных режимах входят в обязательный комплекс промысловых исследований,
и должны проводится в объеме, предусмотренном Технологической схемой.
На 01.01.07 гидродинамические исследования на Тенгизском
месторождении проведены в полном объеме, предусмотренным в Технологической
схеме. В течение 2005-06 гг. с целью оценки продуктивных и
фильтрационно-емкостных свойств (ФЁС) пласта и состояния призабойной зоны были
проведены 56 гидродинамических исследований. Из них 12 исследований методом
анализа КВД (PTT) и гидропрослушивания (SGI) и 16 исследований по определению
профиля притока в 2005 году (PLT), 4 исследований PTT и 24 PLT - в 2006 году.
Также были проведены замеры статического градиента давления и температуры (ЗСГ)
на забоях скважин. В 2005 году 28 замеров и 22 замера в 2006 году. Для этих
замеров использовались глубинные приборы Шлюмберже и стационарные глубинные
манометры. Также с помощью стационарных глубинных манометров ТШО ведет
мониторинг динамического забойного давления по времени в 34 скважинах. Эти
приборы также позволяют записать КВД во время незапланированных останов
скважин. В дополнение к гидродинамическим исследованиям ТШО провел 34
каротажных работ по определению пористости и насыщенности коллектора, из них 11
работ в 2005 году и 23 работ в 2006 году.
В 2006 году были проведены работы по отбору глубинных проб
пластовой жидкости в 3 скважинах с целью сравнения физико-химических свойств
флюида.
В таблицах 3.2.1 и 3.2.2 приведено количество проведенных
исследований по годам.
Таблица 3.2.1 - Промыслово-гидродинамические исследования,
проведенные в 2005 году.
|
ЗСГ
|
КВД и гидропрослушивание
|
PLT
|
Кавернометрия
|
RST
|
|
21
|
3.01.05
|
20
|
14.02.05
|
4748
|
27.02.05
|
20
|
15.02.05
|
111
|
13.01.05
|
|
419
|
18.02.05
|
114
|
27.02.05
|
14
|
5.03.05
|
419
|
19.02.05
|
21
|
20.01.05
|
|
103
|
20.02.05
|
8
|
20.03.05
|
5963
|
15.03.05
|
21
|
24.02.05
|
115
|
5.02.05
|
|
102
|
26.02.05
|
115/317/220/5646 (SGI)
|
22.03.05
|
6846
|
22.03.05
|
124
|
28.02.05
|
112
|
14.04.05
|
|
5k
|
14.03.05
|
72/5044/5246 (SGI)
|
23.03.05
|
3938
|
30.03.05
|
8
|
28.03.05
|
115
|
15.06.05
|
|
5246
|
29.03.05
|
4635/43
|
5.05.05
|
105
|
20.04.05
|
112
|
18.04.05
|
116
|
17.06.05
|
|
4
|
2.04.05
|
317 (SGI)
|
14.05.05
|
4
|
25.04.05
|
116
|
8.05.05
|
120
|
2.08.05
|
|
12
|
9.04.05
|
21/5646/220 (SGI)
|
30.05.05
|
123
|
5.06.05
|
47
|
24.05.05
|
14
|
16.08.05
|
|
5044
|
22.04.05
|
106/5044 (SGI)
|
20.06.05
|
21
|
21.07.05
|
1nt
|
28.05.05
|
317
|
14.10.05
|
|
116
|
7.05.05
|
317/5444 (SGI)
|
15.10.05
|
6743
|
30.07.05
|
8nt
|
30.05.05
|
318
|
12.12.05
|
|
38
|
13.05.05
|
5K/15 (SGI)
|
25.10.05
|
124
|
10.08.05
|
115
|
15.06.05
|
113
|
6.12.05
|
|
44
|
16.05.05
|
14/5447 (SGI)
|
26.10.05
|
7450
|
23.08.05
|
9
|
20.06.05
|
|
|
|
20
|
20.05.05
|
|
|
4629
|
30.08.05
|
10
|
16.07.05
|
|
|
|
47
|
21.05.05
|
|
|
6658
|
26.10.05
|
120
|
24.07.05
|
|
|
|
1k
|
6.06.05
|
|
|
4556
|
6.11.05
|
113
|
5.12.05
|
|
|
|
115
|
13.06.05
|
|
|
6457
|
14.11.05
|
|
|
|
|
|
108
|
14.06.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9
|
20.06.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8
|
22.06.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
117
|
23.06.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
118
|
21.07.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
317
|
26.07.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
28
|
22.08.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6
|
17.09.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
113
|
2.10.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
43
|
23.10.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
72
|
21.12.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5857
|
30.12.05
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.2.2 - Промыслово-гидродинамические исследования
проведенные в 2006 году.
|
ЗСГ
|
КВД
|
PLT
|
Кавернометрия
|
RST
|
|
122
|
3.03.06
|
318/5447
|
3.03.06
|
5050
|
18.01.06
|
44
|
2.10.06
|
116
|
5.02.06
|
|
23
|
18.04.06
|
112
|
10.05.06
|
3948
|
19.01.06
|
24
|
6.11.06
|
72
|
23.02.06
|
|
7
|
25.04.06
|
21
|
7.06.06
|
116
|
4.02.06
|
|
|
27.02.06
|
|
320
|
2.05.06
|
108/5056/9
|
27.07.06
|
72
|
21.02.06
|
|
|
117
|
6.03.06
|
|
1101
|
5.05.06
|
|
|
5442
|
3.03.06
|
|
|
5442
|
9.03.06
|
|
44
|
27.06.06
|
|
|
5442
|
10.03.06
|
|
|
102
|
29.03.06
|
|
6846
|
30.06.06
|
|
|
113
|
14.03.06
|
|
|
104
|
17.04.06
|
|
104
|
28.07.06
|
|
|
102
|
30.03.06
|
|
|
23
|
20.04.06
|
|
119
|
21.08.06
|
|
|
117
|
2.04.06
|
|
|
5850
|
2.05.06
|
|
105
|
12.11.06
|
|
|
5660
|
7.04.06
|
|
|
1101
|
5.05.06
|
|
15
|
ПГМД
|
|
|
104
|
16.04.06
|
|
|
28
|
23.05.06
|
|
220
|
ПГМД
|
|
|
23
|
22.04.06
|
|
|
44
|
28.05.06
|
|
5848
|
ПГМД
|
|
|
5632
|
23.04.06
|
|
|
38
|
19.06.06
|
|
72
|
ПГМД
|
|
|
29
|
8.06.06
|
|
|
419
|
1.07.06
|
|
5242
|
ПГМД
|
|
|
38
|
21.06.06
|
|
|
4
|
6.07.06
|
|
5442
|
ПГМД
|
|
|
6743
|
23.06.06
|
|
|
320
|
18.07.06
|
|
5848
|
ПГМД
|
|
|
320
|
19.07.06
|
|
|
1k
|
6.08.06
|
|
42
|
ПГМД
|
|
|
5853
|
31.08.06
|
|
|
8
|
9.09.06
|
|
5850
|
ПГМД
|
|
|
8
|
12.09.06
|
|
|
220
|
16.09.06
|
|
318
|
ПГМД
|
|
|
220
|
18.09.06
|
|
|
44
|
29.09.06
|
|
25
|
ПГМД
|
|
|
44
|
1.10.06
|
|
|
42
|
11.10.06
|
|
31
|
ПГМД
|
|
|
42
|
13.10.06
|
|
|
6
|
21.10.06
|
|
|
|
|
|
6
|
22.10.06
|
|
|
5646
|
24.10.06
|
|
|
|
|
|
5646
|
27.12.06
|
|
|
|
|
Результаты гидродинамических исследований приведены в
таблицах 3.2.3-3.2.4 Полученные параметры ФЕС месторождения варьирует в
пределах значеий, приведённых в Технологической схеме и Анализе разработки. н
Таблица 3.2.3 - Результаты гидродинамических исследований за
2005 - 2006гг. методом КВД (РТТ)
|
№№ скв.
|
Местоположение
|
Толщ. пласта, м
|
Дата исслед.
|
Коэф-т проницаемости, мкм2
|
Коэфф. продук-тивности, м3/сут*МПа
|
Гидропровод., мкм2* м/мПа*с
|
Коэф. пьезопровод., м2/с
|
Скин - фактор
|
Проводимость, мкм2*м
|
|
8
|
борт
|
442
|
03.05 г
|
0.138
|
|
2785.4
|
0.0143
|
2300
|
612.8
|
|
20
|
борт
|
23
|
14.02.05 г
|
2.521
|
2730
|
263.6
|
0.184
|
32
|
58
|
|
112
|
платф.
|
217
|
05.05 г
|
0.005
|
|
5.14
|
0.0005
|
-2
|
1.16
|
|
114
|
борт
|
140
|
02.05 г
|
0.007
|
59.6
|
4.227
|
0.0005
|
22
|
0.93
|
|
317
|
платф.
|
235
|
15.05.05г
|
0.0004
|
|
0.477
|
0.00004
|
-3
|
0.11
|
Таблица 3.2.4 - Результаты гидродинамических исследований в
скважинах, исследованных на гидропрослушивание
|
№№ скв. реагир.
|
Местоположение
|
Дата исследов.
|
№№ скв. возмущ.
|
Местоположение
|
Рстат., МПа
|
Скин-фактор
|
Коэффициент проницаемости, мкм2
|
Гидропроводность, мкм2*м/ (мПа*с)
|
|
115
|
платформа
|
01 - 03.05 г
|
220
|
платформа
|
-
|
-3.5
|
0.0096
|
3.35
|
|
|
|
5646
|
платформа
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
|
317
|
платформа
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
21
|
платформа
|
05.05 г
|
220
|
платформа
|
-
|
|
0.012
|
4,83
|
|
|
|
5646
|
платформа
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
4635
|
склон
|
05.05.05 г
|
43
|
склон
|
64
|
1
|
0.061
|
120
|
|
106
|
платформа
|
06.05 г
|
5044
|
платформа
|
-
|
-4
|
0.008
|
1,09
|
|
317
|
платформа
|
10.05 г
|
5444
|
платформа
|
-
|
-4.1
|
0.003
|
1.3
|
|
14
|
платформа
|
10.05 г
|
5447
|
платформа
|
57
|
-4
|
2,9
|
|
5к
|
платформа
|
09.05 г
|
15
|
платформа
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
318
|
платформа
|
02.06 г
|
5447
|
платформа
|
-
|
-2
|
0.004
|
5.3
|
|
72
|
платформа
|
01 - 03.06 г
|
5246
|
платформа
|
-
|
-4
|
0.002
|
4.59
|
|
|
|
5044
|
платформа
|
-
|
-4
|
0.003
|
4.71
|
|
108
|
борт
|
06-07.06 г
|
5056
|
борт
|
62.9
|
-1.8
|
1.6
|
468,2
|
|
|
|
9
|
борт
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
11
|
платформа
|
03-04.06 г
|
5044
|
платформа
|
-
|
-4
|
0.005
|
6.3
|
|
|
|
5242
|
платформа
|
-
|
-
|
0.004
|
6.0
|
|
106
|
платформа
|
06.05 г
|
5044
|
платформа
|
-
|
-4
|
0.008
|
1.09
|
|
5848
|
платформа
|
04-06.06 г
|
21
|
платформа
|
-
|
-3
|
0.006
|
9.6
|
По результатам проведенных гидродинамических
исследований были определены скважины кандидаты на проведение СКО для улучшения
фильтрационных свойств призабойной зоны пласта.
Для получения большего объема информации о продуктивности
скважин и фильтрационно-емкостных свойствах пластов-коллекторов, комплекс
гидродинамических исследований необходимо продолжить и проводить во всех
скважинах в соответствие с рекомендациями Технологической схемы и "Единых
правил разработки …".
2.7 Анализ
выполнения мероприятий по контролю за разработкой пластов, состоянием и
эксплуатацией скважин, скважинного оборудования
Одним из важных методов, используемых при контроле за
разработкой месторождения Тенгиз являются гидродинамические исследования с
использованием комбинированного прибора PLT фирмы "Шлюмберже",
содержащим датчики для одновременного замера в скважине температуры, давления,
плотности и диэлектрических свойств флюида, скорости кабеля, естественной
радиоактивности, укомплектованного расходомером и локатором муфт, в некоторых
скважинах, эксплуатирующихся открытым стволом для учета влияния изменения
диаметра скважины на показания расходомера, проводятся замеры каверномером.
Интерпретация данных PLT исследований проводится с помощью
программы "Emeraude”.
Основной задачей, решаемой PLT, является - выделение
интервалов притока, расчёт зональных дебитов, определение профиля притока, характера
флюида, поступающего в скважину. Выделение работающих интервалов осуществляют
на основании показаний расходомера, рассчитанной второй производной температуры
и показаний других методов.
Исследования PLT проводят в режиме остановленной скважины
(статический) и в работающей скважине (динамический), при разных скоростях
проходки приборов вниз и вверх а также замеры при стоянке приборов на точках.
В результате исследований получают следующие параметры:
давление, температуру, плотность флюида, скорость вертушки, скорость записи,
диаметр скважины, объем воды в потоке.
В течение 2005 - 2006 гг исследования PLT выполнены в 38
скважинах. В таблице 4.9.1 приведены результаты по оценке долевого участия в
общей добыче стратиграфических горизонтов по данным PLT за 2005-2006 гг. На рис
4.9.1 представлена гистограмма доли притоков определенных по замерам PLT в
действующих скважинах по стратиграфическим горизонтам для скважин,
расположенных на платформе, борте и склоне.
Кроме того, по материалам, предоставленных заказчиком
составлена таблица 4.9.2 результатов исследований PLT, в которой отмечены даты
и интервалы исследований, работающие толщины, объем притока в долях от общего
потока в этих интервалах. Рассчитаны коэффициенты охвата выработкой как
отношение суммарных работающих толщин ко всей толщине вскрытых эксплуатационных
интервалов.
В таблицах 4.9.3 и 4.9.4 приведены средние значения и
диапазоны изменения коэффициентов охвата выработкой вскрытых для эксплуатации
интервалов по объектам и по участкам месторождения.
Таблица 4.9.1 Долевое участие в общей добыче
стратиграфических горизонтов по данным PLT 2005-2006 гг.
|
Номер скважины
|
Положение
|
Дата проведения PLT
|
Процент от общего притока
|
|
|
|
Башкирский
|
Серпуховский
|
Визейский
|
Турнейский
|
|
T-102
|
борт
|
30.03.06
|
18%
|
82%
|
|
|
|
T-104
|
борт
|
16.04.06
|
100%
|
|
|
|
|
T-23
|
борт
|
22.04.06
|
100%
|
|
|
|
|
T-320
|
борт
|
19.07.06
|
|
100%
|
|
|
|
T-4
|
борт
|
25.04.05
|
|
100%
|
|
|
|
T-44
|
борт
|
13.11.06
|
36%
|
5%
|
59%
|
|
|
T-4556
|
борт
|
06.11.05
|
65.66%
|
|
34.34%
|
|
|
T-4748
|
борт
|
27.01.05
|
10%
|
19%
|
71%
|
|
|
T-6
|
борт
|
22.10.06
|
2%
|
10%
|
88%
|
|
|
T-6457
|
борт
|
14.11.05
|
34.79%
|
65.21%
|
|
|
|
T-7450
|
борт
|
23.08.05
|
|
100%
|
|
|
|
T-8
|
борт
|
12.09.06
|
2%
|
|
98%
|
|
|
Т-6743
|
борт
|
23.06.06
|
100%
|
|
|
|
|
T-105
|
платформа
|
20.04.05
|
48%
|
52%
|
|
|
|
T-113
|
платформа
|
14.03.06
|
2%
|
39.30%
|
58.70%
|
|
|
T-116
|
платформа
|
04.02.06
|
59%
|
41%
|
|
|
|
T-117
|
платформа
|
02.04.06
|
|
26%
|
74%
|
|
|
T-123
|
платформа
|
05.06.05
|
|
74%
|
26%
|
|
|
T-124
|
платформа
|
10.08.05
|
17.80%
|
41.56%
|
40.64%
|
|
|
T-21
|
платформа
|
21.07.05
|
43%
|
21%
|
36%
|
|
|
T-220
|
платформа
|
18.09.06
|
100%
|
|
|
|
|
T-5050
|
платформа
|
18.01.06
|
18.90%
|
26.28%
|
54.82%
|
|
|
T-5442
|
платформа
|
10.03.06
|
18%
|
20%
|
62%
|
|
|
T5853
|
платформа
|
31.08.06
|
|
10%
|
90%
|
|
|
T-6846
|
платформа
|
22.03.05
|
|
43.17%
|
48.82%
|
8.02%
|
|
T-72
|
платформа
|
21.02.06
|
23.65%
|
68.29%
|
8.06%
|
|
|
T-38
|
склон
|
21.06.06
|
76%
|
24%
|
|
|
|
T-3938
|
склон
|
30.03.05
|
41.35%
|
58.65%
|
|
|
|
T-3948
|
склон
|
19.01.06
|
|
|
100%
|
|
|
T-42
|
склон
|
13.10.06
|
|
100%
|
|
|
|
T-4629
|
склон
|
30.08.05
|
100%
|
|
|
|
|
T-5632
|
склон
|
23.04.06
|
100%
|
|
|
|
|
T-5646
|
платформа
|
12.06
|
29%
|
71%
|
|
|
|
T-5660
|
склон
|
07.04.06
|
|
100%
|
|
|
|
T-5963
|
склон
|
15.03.05
|
100%
|
|
|
|
|
T-6658
|
склон
|
26.10.05
|
|
100%
|
|
|
Таблица 4.9.3 Средние значения и диапазоны изменения Кохв по
объектам разработки
|
Объект
|
К охв ср
|
мин
|
мах
|
Кол-во скв
|
|
I
|
0.36
|
0.03
|
0.97
|
19
|
0.29
|
0.01
|
0.9
|
10
|
|
I+II+III
|
0.12
|
0.02
|
0.22
|
5
|
Таблица 4.9.4 Средние значения и диапазоны изменения Кохв по
участкам месторождения
|
Участки
|
К охв ср
|
мин
|
мах
|
Кол-во скв
|
|
платформа
|
0.42
|
0.10
|
0.97
|
15
|
|
борт
|
0.26
|
0.02
|
0.9
|
13
|
|
склон
|
0.10
|
0.01
|
0.33
|
6
|
На основании анализа имеющихся материалов по интерпретации
PLT можно сделать следующие выводы:
· наиболее высокими коэффициентами охвата
выработкой (К охв) более 0.5 характеризуются пять скважин (Т-105, Т-123, Т-124,
Т-21, Т-220) расположенные на платформе и эксплуатирующие I объект и три
бортовые скважины (Т-4748 и Т-6), эксплуатирующие I+II объект, и скважина Т-104,
эксплуатирующая I объект (таблица 4.9.2);
· из платформенных скважин наименьшими Кохв
(до 0.12) характеризуются скважины Т-116, Т-117, Т-29, из бортовых - скважины
Т-4, Т-6743, Т-7450, Т-6457, из склоновых - скважины Т-5632, Т-4629, Т-42 и
Т-5963 (таблица 4.9.2);
· в целом, наиболее высокими коэффициентами
охвата выработкой (К охв), рассчитанными по данным PLT, характеризуются I и
I+II объекты, соответственно, 0.36 и 0.29 (таблица 4.9.3);
· скважины, расположенные на платформе и
борте, также характеризуются более высокими средними значениями (Кохв - 0.42 и
0.26) по сравнению со скважинами, расположенными на склоне (таблица 4.9.4).
3. Охрана
труда и техника безопасности
3.1 Охрана
труда
Руководство ТШО намерено способствовать безаварийной работе в
соответствий с политикой ТШО Защита людей и охрана окружающей среды, а также
следовать всем соответствующим государственным законодательным актам и
нормативам. В связи с этим, руководители ТШО всех уровней несут ответственность
за принятие всех необходимых мер, направленных на то чтобы разработка,
установка, эксплуатация и техническое обслуживание оборудование предприятия, а
также технология производства отвечали следующим требованиям:
Безопасность штатных работников предприятия и работников
подрядных организаций. Недопущение аварий, производственных травм и/или
смертельных случаев.
Предотвращение утери и/или ущерба собственности предприятия в
результате пожаров, ураганов и/или иных бедствий.
Предотвращение любых видов загрязнения окружающей среды.
Обязанности сотрудника.
При выполнении своих служебных обязанности сотрудники должны
руководствоваться устными и письменными инструкциями и требованиями по технике
безопасности предприятия.
Средства индивидуальной защиты
Находясь в производственной зоне, штатный персонал,
подрядчики посетители и представители контролирующих органов обязаны носить
одежду, соответствующую производственным условиям, а также защитную каску,
средства индивидуальной защиты, необходимые на данном участке производства и
соответствующую обувь. Личные средства индивидуальной защиты посетители и/или
представители контролирующих организаций должны отвечать требованиям ТШО и
обеспечивать необходимый уровень защиты.
К средствам индивидуальной защиты относятся: Рабочая одежда,
защитная обувь, защитные каски, защитные очки, ушные беруши и т.д.
Защита органов дыхания.
Руководители отвечают за то, чтобы их сотрудники знали
требования по защите органов дыхания на своих объектах и прошли обучение по
правильному использованию средств защиты органов дыхания, а также и за
обязательное применение сотрудниками этих средств, в случае необходимости.
Руководители также отвечают за прохождение сотрудниками вводного инструктажа по
использованию средств защиты органов дыхания и их подгонку по размеру.
Одноразовые респираторы предназначены для
одноразового использования и защищают, главным образом, от пыли и нетоксичных
частиц.
Фильтрующие противогазы, или противогазы, не
создающие избыточного давления, используются для очистки зараженного воздуха.
Воздушно - дыхательные аппараты (ВДА), или изолирующие
противогазы, создающие избыточное давление, с полной маской, защищают от любых
видов загрязнения воздуха.
ВДА используются для непродолжительных работ, аварийно -
спасательных операций, эвакуации и контроля за технологическим процессом. Запас
воздуха может быть рассчитан на различные периоды времени в зависимости от
используемой модели (5 минут и 30 минут).
3.2
Стратегическая установка. Быть лидером по ТБ и окружающей среды
Быть лидером в вопросах ТБ и охраны окружающей среды - это
становится делом каждого сотрудника, и ТШО придает технике безопасности, охране
труда и окружающей среды первостепенное значение.
ТШО стремится работать так, чтобы стать лидером в вопросах
охраны окружающей среды. ТШО напряженно работает над максимальным сокращением
вредного воздействия на окружающую среду от деятельности ТШО и мы признаем, что
растет беспокойство по поводу загрязнения окружающей среды и соответствия
требованиям законодательства. Если эти вопросы не будут решены, они негативно
скажутся на наших планах.
Для достижения этой установки ТШО будет работать по следующим
направлениям:
Постоянно совершенствовать безопасные методы работы
сотрудников ТШО и подрядчиков с целью исключить любые несчастные случаи.
Использовать оптимизацию производства и основные принципы
работы для достижения мирового уровня по показателям в области охраны труда,
окружающей среды, здоровья работников.
Активно информировать партнеров и СМИ по вопросам, касающихся
ТБ, охраны труда, защиты окружающей среды и о достижениях ТШО.
Разработка и реализация эффективных программ и изменения
производственных процедур по максимальному сокращению выбросов в атмосферу,
утилизацию отходов и сточных вод на единицу продукции.
Определить и выполнить эффективные с точки зрения затрат проекты
по сере и работать с заинтересованными сторонами, чтобы снять вопросы
озабоченности со стороны государственных органов и общественности в связи с
хранением и переработкой серы.
Обеспечение безопасности производственного процесса от устья
скважины до покупателя.
Дальнейшее повышение возможностей и готовности к устранению
аварийных ситуаций.
Способствовать изданию правительством РК технически передовых
и практически обоснованных законодательных актов для установления стандартов и
введения правил в области техники безопасности, охраны труда и защиты
окружающей среды.
Использовать внешние критерии для разработки контрольных
показателей и достижения мирового уровня в области охраны труда и окружающей
среды.
Два показателя в области техники безопасности и
охраны окружающей среды, которые мы намерены отслеживать, - это происшествия с
потерей рабочих дней и количество выбросов в атмосферу.
4. Охрана
окружающей среды
На месторождении Тенгиз с целью контроля за разработкой и
охраны окружающей среды проводятся два вида гидродинамических исследований:
исследование методом восстановления давления, осуществляемое
при закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей ее работы на
одном (постоянном) режиме;
комплексное гидродинамическое исследование, включающее
исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на 2-х и
более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при последующей
остановке скважины для снятия КВД.
Обеспечение надежной безаварийной работы системы добычи,
сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти, газа и серы имеет очень важное
значение для предотвращения потерь добываемой нефти и, следовательно, охраны
Недр и рационального использования природных ресурсов.
Охрану Недр необходимо осуществлять в строгом соответствии с
Указом Президента Республики Казахстан, имеющий силу Закона от 27 января 1996
года №2828 "О Недрах и недропользовании".
Охрана Недр и окружающей среды природной среды включает
систему правовых, организационных, экономических, технологических и других мероприятий,
направленных на:
Охрану жизни и здоровья населения;
Обеспечение полноты извлечения из Недр нефти и газа;
Обеспечение рационального и комплексного использования
ресурсов Недр на всех этапах недропользования;
Сохранение естественных ландшафтов и рекультивации нерушенных
земель, иных геморфологических структур;
Сохранение свойств энергетического состояния верхних частей
Недр с целью предотвращения землетрясений, оползней, подтоплений, просадок
грунта;
Изоляции поглощающих и пресноводных горизонтов для исключения
их загрязнения, а также предотвращения истощения и загрязнения подземных вод
перетоков нефти, воды и газа в процессе бурения, освоения и последующей
эксплуатации скважин;
Применение нетоксичных реагентов для приготовления
промывочных растворов, очистка и повторное их использование;
Обеспечение экологических требований при складировании и
размещении промышленных и бытовых отходов;
Процессы бурения, испытания и последующая эксплуатация
нефтяных скважин на ТОО "Тенгизшевройл" проводятся с обеспечением
экологической безопасности для окружающей среды и здоровья человека.
4.2
Характеристика производства и анализ воздействия проектируемого объекта на
окружающую среду
В состав предприятия входит: нефтепромысел Тенгиз,
нефтегазоперерабатывающий комплекс, внешние объекты, обеспечивающие выполнение
производственной программы, строительно-монтажные фирмы, автотранспортные
предприятия, объекты культурно-бытового назначения. С 2000 г. Проводятся работы
по освоению месторождения "Королевское".
С месторождения "Тенгиз" продукция нефтяных скважин
через групповые замерные установки (ГЗУ) и центральный промысловый манифольд
(ЦПМ) поступает на площадку газоперерабатывающего завода (ГПЗ). Производство
товарной нефти и переработка газа обеспечиваются комплексными технологическими
линиями (КТЛ).
Существующий газоперерабатывающий завод на 5-ти
технологических линиях способен обеспечить добычу нефти до 12,5 млн. т в год.
Для увеличения производства добычи нефти, потребуется строительство
дополнительного нефтегазоперерабатывающего завода, для которого будут
разработаны соответствующие критерии и в конечном итоге проведена тщательная
оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС).
Источниками выделения вредных веществ на площадке промысла
являются объекты и сооружения, необходимые для организации добычи, сбора и
транспорта продукции скважин до ГПЗ.
На промысловых объектах: скважинах, замерных установках, узле
подключения, центральном манифольде, блоках ингибитора коррозии и метанольной
установке источниками загрязнения атмосферы являются:
неорганизованные источники - утечки через неплотности
сальниковых уплотнений, фланцевых соединений, запорно-регулирующей арматуры,
фонтанной арматуры и т.п.
организованные источники - факельные системы ГЗУ
При проведении буровых и ремонтных работ на промысле
источниками выбросов являются трубы дизельных установок, склады реагентов,
топлива, строительных материалов.
4.2.1
Воздействие на атмосферу
Основными загрязняющими атмосферу веществами, в результате
неорганизованных утечек являются углеводороды, сероводород, меркаптановые
соединения, сероокись углерода и метанол, пыль.
От факела ГЗУ и дизельных агрегатов в атмосферу выделяются
продукты сгорания газа, дизельного топлива, пластового флюида: азота оксиды,
углерода оксид, углеводороды, сероводород, диоксид серы, сажа и незначительное
количество других веществ.
Всего на промысле "Тенгиз" и
"Королевское" определено 127 источника, в том числе
54-неорганизованные.
Основными источниками выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу Тенгизского ГПЗ являются:
дымовые трубы технологических установок и печей;
факельные системы технологических установок и товарного
парка;
вентиляционные шахты промышленных помещений, в которых
установлено технологическое оборудование;
склады готовой продукции - резервуарный парк нефти, товарные
парки
пропана, бутана, склады серы;
объекты нефтеналивной эстакады;
неплотности оборудования, включающие блоки с колонным и
теплообменным оборудованием и различными емкостями, фланцевых
соединениях, запорно-регулирующие арматуры и т.п. приводящие
к
образованию неорганизованных выбросов;
очистные сооружения.
В выбросах в атмосферу от ГПЗ содержатся:
азота оксиды;
углеводороды;
серы оксиды;
сероводород;
углерода оксид;
пыль серы;
меркаптановые соединения;
углерода сероокись;
метанол;
натрия гидроокись;
сульфиды;
диэтаноламин и другие, в незначительном количестве.
Количество источников выбросов загрязняющих веществ от
объектов ГПЗ определено 128, в том числе 72 неорганизованные.
От Внешних объектов ТШО материалами инвентаризации определено
43 источника выброса, в том числе 10 неорганизованных. От внешних объектов ТШО
в атмосферу выделяются 29 наименований загрязняющих веществ, основные из
которых, так же как и на ГПЗ и промыслах: азота оксиды, углерода оксид,
углеводороды, сажа и другие в незначительном количестве.
Выбросы от подвижных источников загрязнения атмосферы авто -
и железнодорожного транспорта на 2000 год составили 3963,806 т, ожидается на
2005 год - 4570, 154 т.
От передвижных сварочных агрегатов выбросы загрязняющих
веществ составили 1,330 тонн.
Далее в таблице 4.1 отражены максимальные, расчетная и
допустимая концентрации вредных веществ в атмосфере.
Таблица 4.1 Максимальная концентрация вредных веществ
|
Вещество
|
Максимальная расчетная концентрация, мг/м3.
|
Максимальная концентрация на границе СЗЗ, доли
ПДК
|
|
Сероводород
|
0,081
|
0,4
|
|
Углеводороды
|
1,62
|
<0,05
|
|
Двуокись азота
|
0,159
|
0,7
|
|
Сернистый ангидрид
|
0,142
|
<0,05
|
|
Метилмеркаптан
|
0,00026
|
0,9
|
|
Окись углерода
|
1,1
|
|
|
Пыль серы
|
0,0052
|
<0,05
|
|
Окись азота
|
0,26
|
<0,05
|
|
Диэтаноламин
|
0,0045
|
0,2
|
|
Метиловый спирт
|
0,115
|
<0,05
|
|
Сероокись углерода
|
0,001
|
<0,05
|
|
Соединения марганца
|
0,0000016
|
<0,0001 мг/м3
|
|
Аэрозоль серной кислоты
|
0,000003
|
<0,00016
|
|
Фтористый водород
|
0,0000016
|
<0,00001
|
|
Фториды
|
0,000004
|
<0,00008
|
|
Соединения кремния
|
0,000003
|
<0,00002
|
|
Сварочная аэрозоль
|
0,000025
|
<0,00001
|
|
Сернистый ангидрид+двуокись азота
|
2,07
|
<0,00005
|
|
Сернистый ангидрид+сероводород
|
10,1
|
0,8
|
|
Сернистый ангидрид+аэрозоль серной кислоты
|
0,2
|
0,6
|
|
Сернистый ангидрид+фтористый водород
|
0,28
|
<0,05
|
|
Фтористый водород+фториды
|
0,0001
|
<0,05
|
Как показано в таблице 4.1, объекты месторождения Тенгиз при
нормальном режиме эксплуатации не создают в приземном слое атмосферы
загрязнения, превышающее значение предельно-допустимых концентраций как для
рабочей зоны (в пределах работ площадки), так и для населенных мест (в
ближайших населенных пунктах).
Большое количество выбросов загрязняющих веществ в результате
эксплуатации ТШО в 1997-1999 годах, а также вероятность дополнительных выбросов
в результате фазы расширения по Технологической схеме, несомненно, ставят
вопрос о мерах по охране качества воздуха, в ряд наиболее актуальных
экологических проблем, стоящих перед ТШО.
4.2.2
Воздействие на гидросферу
Воздействие на поверхностные и подземные воды может
оказываться из следующих источников:
неочищенные или недостаточно очищенные производственные и
бытовые стоки;
поверхностные сточные воды;
дренажные стоки;
аварийные сбросы и переливы сточных вод;
фильтрационные утечки токсичных жидких материалов из
емкостей, трубопроводов и других сооружений;
выбросы в атмосферу загрязняющих веществ (пыль, аэрозоли),
осаждающиеся на поверхности водных объектов и рельеф;
аварийные выбросы и сбросы (разливы нефти, продуктов очистки
газа, реагентов и т.п.);
места для хранения материалов и отходов, площадки для
транспортировки, организованные в границах промплощадок предприятия;
неорганизованные свалки.
4.3 Защитные
мероприятия, применяемые на месторождении
4.3.1 Защита
атмосферы
СП "Тенгизшевройл" осуществлен ряд природоохранных
мероприятий, направленных на снижение объемов и токсичности пылегазовых
выбросов от оборудования для реализации Технологической схемы разработки
Тенгизского месторождения.
С целью снижения выбросов на дымовых трубах энергетических и
компрессорных установок СП "Тенгизшевройл" выбраны оптимальные
технические параметры газотурбинных агрегатов, как в экологическом, так и в
экономическом отношении.
Особенности применяемых компрессорных установок обеспечивают
низкую энергоемкость технологического процесса закачки газа в пласт.
При проектировании инфраструктуры комплекса по закачке газа в
пласт также предусмотрен процесс рекомпрессии уплотнительного газа, то есть его
возврата в систему топливоснабжения путем сбора отводимых газов на выходе из
газовых уплотнений нагнетательного компрессора и дальнейшей переработке на
установке регенерации. Следует отметить, что запроектированная система позволит
свести к минимуму сжигание на факельной системе при работе объектов ЗСГ в
нормальном технологическом режиме.
Газотурбинные агрегаты для компрессорных установок имеют
высокие технические характеристики (низкий удельный расход топлива, высокий
КПД, автоматизированная система контроля техпроцессов, широкий диапазон режимов
работы по мощности). Выбранные ГТА отвечают предъявляемым нормативным
требованиям контролирующих органов РК по безопасности и экологической чистоты.
Причем экологические показатели агрегатов в несколько раз
лучше существующих аналогов, производимых в странах СНГ. Например, выбросы
окислов азота в атмосферу от рекомендуемых к применению ГТА в 3 раза ниже, чем
у российских и украинских аналогов. Пониженное содержание окислов азота в
выбросах достигается за счет оснащения ГТА специальными горелками, которыми
ранее установленные газотурбинные агрегаты не оснащались.
Факельная система Участка закачки газа предназначена для
сброса углеводородов на факел в процессе эксплуатации, проведения ремонтных
работ, а также в случае возникновения ситуаций.
Собственно, факельная труба насчитана на обеспечение
бездымной работы в режиме нормального сброса при скорости газа не менее 0,2 м.
В комплект поставки факела комплекса закачки входит воздуходувка,
обеспечивающая возможность такой бездымной работы и запускаемая по сигналу
детекторов теплового излучения, выдаваемому при обнаружении дыма в наконечнике
факела.
Для улучшения процесса закачки газа, раз в 2 месяца в течение
4 часов предусматривается обратная промывка каждой нагнетательной скважины.
Промывочный флюид будет направляться через фильтрующую систему (гидроциклон) в
существующую нефтесборную систему Тенгизского месторождения. В гидроциклонах
усиливаются мехпримеси, а очищенные жидкость и газ будут направляться через ЗУ
в систему сбора пластовой нефти.
Предполагается установка двух гидроциклонов: одного между
ЗУ-5 и скважиной Т-5246, а другого между ЗУ-12 и скважинами Т-220, Т-5646.
После проведения обратной промывки газ, оставшийся в системе, путем сброса
давления в гидроциклоне и продувке оборудования будет направляться на
существующий факел ЗУ. Разгерметизация оборудования и трубопроводов
сероводородсодержащих сред для выполнения плановых работ должна производиться
только после полного удаления продукта из трубопровода в последующие за
ремонтируемым участком системы.
Хранение некондиционной нефти предусматривается в герметичных
резервуарах под избыточным давлением с откачкой продукта на повторную
обработку, что исключает выбросы вредных веществ в атмосферу.
Дренаж из аппаратов и трубопровод предусмотрен в закрытую
систему с возвратом продукта.
Сброс газа с предохранительных клапанов аппаратов и аварийный
сброс предусматривается на факел.
Подготовка мехпримесей предусматривает полное их
обезвреживание с возвратом вредных веществ на повторную обработку.
Конструкция трубопроводной системы должна обеспечивать
условия, сводящие к минимуму вероятность разрыва труб и к минимальному выбросу
продукта в атмосферу в случае аварийного состояния трубопровода.
Автотранспортом используется неэтилированный бензин,
исключающий выделение свинцовых соединений.
В составе концепции Технологической схемы рассматривается
поэтапная программа закачки сырого газа в пласт для ППД на Тенгизском
месторождении. Первый этап данной программы - это экспериментальная закачка
обессеренного газа, выполнен в 2001 году и в течение 1 квартал в 2002 году,
рассмотрен государственными контролирующими организациями РК.
Разработка программы поэтапной закачки сырого газа в пласт в
составе технологической схемы является новой технологией в производстве добычи,
переработки и транспортировки нефти и газа на Тенгизском месторождении и в
случае положительного результата при ее реализации она в значительной степени
обеспечит сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и позволит
сократить объемы образования серы в технологическом процессе, что является
негативным фактором на настоящий момент эксплуатации Тенгизского месторождения.
В то же время, отрицательный результат в технологии закачки
газа в пласт не отразится на работе объектов Технологической схемы,
запроектированной таким образом, что она может работать по обычной технологии
переработки нефти и газа, принятой в ТШО, но с учетом модернизации
технологического оборудования согласно опыту эксплуатации установок на КТЛ-1 и
КТЛ-2 действующего ГПЗ.
4.3.2 Защита
гидросферы
Основными предложениями по охране и рациональному
использованию водных ресурсов, принятые проектом, были разработаны с должным
учетом уровня рационального использования и охраны водных ресурсов от
загрязнения и истощения и технического состояния соответствующих систем и
объектов.
Для очистки сточных вод существуют и предусматриваются современные
системы механической и биологической очистки, используется мировой опыт
подготовки пластовых вод, с привлечением инофирм внедрены методы очистки
напорной флотацией, тонкослойной очистки на фильтрах системы "Фрам",
метод удаления из пластовой воды сероводорода обдувкой углеводородным газом.
Максимально используются системы оборотного водоснабжения с
использованием аппаратов воздушного охлаждения.
Применена микробиологическая очистка аминосодержащих сточных вод,
основанная на использовании селекционировании иммобилизованных на нерастворимом
в воде носителе (ВИИ, ерши) микроорганизмов - деструкторов, т.е. утилизации
(выедании) органического содержимого сточных вод биологическими объектами
(бактериями) с образованием экологически безопасных продуктов (
).
Технология очистки предусматривает использование анаэробных и
аэробных микроорганизмов. Предусмотренная биотехнология очистки аминосодержащих
сточных вод не имеет аналогов в мировой практике.
Предусматриваемые методы в целом согласуются с требованиями
природоохранного законодательства РК.
Проектом не предусматривается отбор воды из поверхностных и
подземных источников на питьевые и технологические нужды.
Проектом не предусматривается сброс сточных вод на поверхность земли.
Водозабор для бытовых и технических нужд ТШО осуществляется через
сооружения водоснабжения, спроектированные организацией
"Союзводоканал", в число которых входят водопровод
Астрахань-Мангыстау пропускной способностью 260000м3/сут и
водоочистные сооружения мощностью 27000м3/сут, которые обеспечивают
соответствие качества воды нормам, установленным ГОСТ-2874 для питьевой воды.
Согласно проекту, разработанному институтом
"Гипровостокнефть", вода для технических нужд поступает на Тенгизский
нефтепромысел через водопровод Кульсары-Тенгиз диаметром 500мм, пропускная
способность которого 24.5м3/сут, в то время как снабжение питьевой
водой происходит через водопровод Кульсары-Тенгиз диаметром 400мм,
спроектированный "Южнтрубопровд". Вода в оба провода поступает из
водопровода Астрахань-Мангыстау, а водопровод с питьевой водой подключен к
главному магистральному водопроводу после системы водной очистки в Кульсары.
Поверхностные воды. Группа нефтяных месторожденй северо-восточного
побережья Каспийского моря, в которую входит Тенгизское, располагается в
районе, который даже без промышленного освоения относится к особо охраняемым
территориям. Это связано с тем, что основные ландшафты района сформировались
недавно, а потому легко нарушается их экологическое равновесие при
антропогенном вмешательстве. Кроме того, над этим районом пролегают пути
сезонно мигрирующих птиц, имеющих здесь остановки на кормовых угодьях. И,
наконец, прибрежная зона каспийского моря этого региона является местом
воспроизводства рыбных запасов и ареалом части каспийского тюленя.
Мероприятия по предотвращению загрязнения вод. Попадание жидких
вредных веществ в окружающую среду за счет утечек, в том числе, и за счет
следующих проектных решений:
При нормальной работе объектов ТШО в сеть производственно-дождевой
канализации могут поступать сточные воды со следами нефтепродуктов и
механическими примесями только периодической промывке и продувке аппаратов и
трубопроводов в соответствии с технологическим регламентом.
Нефтепродукты из очистных сооружений канализации накапливаются в
специальных аппаратах и периодически возвращаются в технологический процесс.
Механические примеси после обезвоживания вывозят на установку по
обезвреживанию (сжиганию) шлама.
Стоки, загрязненные диэтаноламином, по специальной системе
канализации поступают на установку очистки аминосодержащих стоков
микробиологическим способом, и после очистки, в смеси с производственными и
хозяйственно-бытовыми стоками, поступают на блок биологической очистки очистных
сооружений.
Попадание бытовых и производственно-дождевых сточных вод в почву
при нормальной эксплуатации исключается за счет предусмотренной проектом
герметичной системе трубопроводов, изоляции наружной поверхности колодцев и
подземных сооружений канализации.
Для улавливания и сбора жидких веществ в случае аварийного разлива
их из технологических аппаратов на технологических установках в местах
установки этих аппаратов предусмотрены обордюренные бетонные площадки. Рабочее
состояние задвижек в колодцах после дождеприемников этих площадок перед сбросом
в сети внутриплощадочной канализации - закрытое.
Разлившийся аварийный продукт собирается передвижными
автосредствами и подается в дренажные технологические емкости установок в
первые часы происшествия.
В случае аварийных ситуаций на площадке очистных соорцжений
канализации, сточные воды аккумулируются в емкостях очистных сооружений общим
объемом 12000м3, поступление в окружающую среду сточных вод в этом
случае не предусматривается.
Технологический процесс подготовки нефти на установке 200
полностью герметизирован. При нормальном технологическом режиме поступление
жидких веществ в окружающую среду исключается.
Дренаж насосов, сосудов и аппаратов, трубопроводов, приборов КИА
предусматривается в закрытую дренажную систему, полностью независимую.
Стоки, содержащие углеводороды и воду направляются по герметичным
трубопроводам в две отдельные дренажные емкости, расположенные на установках
200/1-2.
Емкости изготовлены из углеродистой стали и установлены в бетонных
колодцах, засыпаемых гравием после монтажа оборудования и закрываются бетонными
плитами. Каждая подземная дренажная емкость оснащена насосом, который
перекачивает углеводородные стоки в резервуар Т-1011.
Углеводороды из резервуара Т-1011 возвращаются на установку 200
для повторной обработки, вода откачивается насосом на установку 800.
Нормальная эксплуатация высоконапорной герметизированной системы
исключает загрязнение окружающей природной среды, в том числе гидросферы.
4.4
Мероприятия по минимизации объемов и экологической опасности отходов
производства и потребления
Проектом Технологической схемы предусмотрен иерархический
подход к минимизации отходов, который включает:
Исключение возможности образования отходов;
Повторное использование либо рециркуляцию отходов;
Транспортировку отходов допустимым, образом на
соответствующие объекты размещения отходов.
На ТШО существует система ликвидации аварийных разливов
нефти, которая сводит к минимуму ущерб, наносимый окружающей среде.
Проектом предусматривается использование передовых
технологий, направленных на минимизацию объемов образования отходов. Внедрение
новых технологий будет осуществляться на ТШО по рекомендации
специализированного института компании "Шеврон Тексако".
В целях более полного обеспечения защиты окружающей среды от
отрицательного воздействия отходов настоящим разделом разработаны
дополнительные организационно-технические мероприятия по снижению негативного
воздействия и предотвращению загрязнении компонентов окружающей природной среды
отходами производства и потребления:
Содержимое производственной территории в должном санитарном
состоянии.
Обеспечение герметичности желобов замкнутых циркуляционных
систем бурового раствора и сбора в емкости отработанного бурового раствора.
Обеспечение герметичности колонн скважины с целью изоляции
компонентов природной среды от бурового раствора, исключения перетоков
пластовых вод и проникновения пластового флюида.
Хранение бурового раствора в емкостях, исключающих его
утечку.
Осуществление дозировки химических реагентов только в
специально оборудованных местах, исключающих их попадание в почву и водные
объекты.
Приготовление и обработка буровых растворов на основании
лицензии Комитета по чрезвычайным ситуациям РК на право использования для этих
целей химреагентов.
Проведение согласования с органами Министерства
здравоохранения РК и Министерства охраны окружающей среды РК токсикологических
характеристик применяемых для приготовления (обработки) бурового и цементного
раствора химических реагентов.
Обеспечение буровой надежным материалом для изоляции стенок
скважин с целью предотвращения попадания бурового раствора в продуктивный
пласт.
Особую проблему составляет сера, образование которой
обусловлено необходимостью очистки от общей и меркаптановой серы
перерабатываемой нефти. В связи с содержанием в Тенгизской нефти сероводорода и
содержащих компонентов около 9% масс на ТШО особенно остро стоит вопрос
утилизации серы, которая в настоящее время подвергается блочной заливке на
специально оборудованных площадках, где накоплено порядка 7 млн. тонн серы.
В этих целях в ТШО разрабатывается проект строительства двух
установок грануляции серы. Разработка проектов завершается в 2002 году.
Строительство этих объектов позволит поставлять на любые рынки мира
высококачественный сухой продукт. Кроме того, в ТШО запланировано строительство
завода чешуйчатой серы.
Как продукт производства сера должна быть реализована по
существующей технологии. Однако из-за неблагоприятных условий сбыта сера
хранится на площадках №7 и №8. В перспективе предполагается реализация гранулированной
серы, комовой серы, благодаря чему значительно уменьшится объем хранимой на
площадках серы. ТШО решает проблему сбыта серы в комплексе.
Оптимальным решением, в экономическом и экологическом плане,
является: производство продукции отвечающей международным стандартам -
гранулированная сера, чешуйчатая сера, серобетон для строительной индустрии,
серобетонные материалы и армированные конструкции.
Мировой рынок серы в последние годы, а также, в
прогнозируемом будущем (2015-2020 г. г.), будет иметь устойчивую тенденцию
превышения производства серы над ее потреблением. Поэтому появляется
необходимость более широкого использования серы над ее потреблением. Поэтому
появляется необходимость более широкого использования серы в таких
нетрадиционных и наиболее материалоемких сферах применения, как строительная и
дорожно-строительная индустрии. ТШО планирует выпускать материал для дорожного
покрытия - серобетон.
Первые опытные испытания применения серобетона состоялись на
территории партнерства в промышленной зоне. Новый строительный материал -
серобетон, предлагается использовать для устройства дорожного покрытия на
промышленной территории ТШО с целью решения транспортных проблем в регионе и
утилизации серы, образующейся при добыче нефти.
Серобетон может применяться также при строительстве
шламлхранилищ, складов серы и других объектов, расположенных в зоне действия
агрессивных сред, где обычные бетоны разрушаются.
Предусматривается комплекс мероприятий, обеспечивающий
выполнение следующих основных функций:
Предотвращение возникновения аварийных ситуаций и нарушений
технологических процессов;
Обезвреживание и микробиологическая очистка твердых отходов;
Защита почвы от ветровой и водной эрозии;
Обеспечение рационального использования земель;
Технологические процессы повышенной надежности с учетом
результатов опыта их эксплуатации в отечественной и зарубежной практике;
Применены специальные стали, стойкие к сероводородной
коррозии для оборудования и трубопроводов, контактирующих с агрессивной средой;
Предусмотрена антикоррозионная защита оборудования с помощью
специальных ингибиторов коррозии и защитных покрытий;
Предусмотрен автоматизированный и экспрессный контроль
коррозионного состояния оборудования и трубопроводов;
Предусмотрена автоматическая защита и блокировка объектов
промысла при нарушении технологического режима работы;
Предусмотрены специальные организационные мероприятия по
повышению эффективности предупредительного и технического надзора при
строительстве и эксплуатации объектов;
Предусмотрена система резервного питания (аварийное
электропитание, ресиверы воздуха КИП);
Для эксплуатации во взрывоопасных зонах предусмотрено
взрывозащитное оборудование;
Рациональное использование и охрана земель обеспечиваются
следующими мероприятиями:
Соблюдение нормативов плотности застройки;
Использование для строительства территорий, считающихся
малопригодными для сельскохозяйственного пользования;
Прокладкой коммуникаций в коридорах с минимально допустимыми
по нормам расстояниями между ними;
Централизацией объектов ЦПС;
5.
Экономическая часть
5.1
Экономические показатели внедрения мероприятия
В разделе приведён расчёт экономической эффективности от
внедрения мероприятия "усовершенствование фонтанных арматур " на
месторождении Тенгиз в рамках определения доходной части, прямых затрат на
эксплуатационные расходы и капитальных вложений на данное мероприятие и по
предприятию в целом, а также налогов и отчислений в специальные и другие фонды
подлежащих вычету.
Объём финансирования капитальных вложений и эксплуатационных
расходов на мероприятие будет осуществляться ТШО.
5.1.1
Капитальные вложения
Капитальные затраты включают в себя:
Закупка химических реагентов, оборудования;
Транспортные, ремонтные услуги, и другие затраты, имеющие
отношение к данному мероприятию;
Потребность в капитальных вложениях обусловлена увеличением
нефтеотдачи.
5.1.2 Затраты
на операционные и текущие расходы
Затраты на операционные и текущие расходы определялись в
соответствии с основными эксплуатационными показателями.
В прямых затратах, подлежащих вычету при налогообложении,
учтены затраты на: материалы, используемые при замене арматур с двухрукавных на
однорукавные, затраты на внедрение, транспорт материалов, оборудования,
используемых при эксплуатации, снабжение ими, покупку электроэнергии, расходы
на оплату труда работников, ремонт и профилактику основных средств, затраты на
обучение персонала и социальную сферу, амортизацию основных средств, стоимость
платы за выбросы загрязняющих вещество в атмосферу (в соответствии с лимитами
выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и нормативов платы за них) и прочие
затраты.
5.1.3 Налоги
и отчисления
Расчёт налогов и отчислений производился в соответствии с
системой налогообложения в Республике Казахстан.
В соответствии с Соглашением между ТШО и Республикой Казахстан,
РК выплачиваются следующие налоги: роялти, подоходные налоги, налог на
проценты, налог на доход, прочие налоги. В добавлении к ним Республика
Казахстан получит 100% денежного потока средств после окончания срока
Соглашения от СП.
Ставка роялти принята равной 18%. Ставка поднимается до 25%
при условии, когда накопленная норма прибыли компании Шеврон-Тексако достигает
17%.
Ставка налога на доход принята в размере 30% при
распределении дохода партнеров ТШО.
Ставка подоходного налога - 15%.
Налог на ссудный процент - 20%.
Кроме этого в расчетах учтены отчисления в социальные фонды
РК в размере 21% от фонда зарплаты национальных кадров ТШО.
Базовая ставка налога на имущество равна 8 миллионам долларов
на 2002 год с последующим ростом при введении в эксплуатацию фондов.
В основу расчета экономических показателей эффективности
разработки заложены прогнозные долгосрочные цены на нефть сорта
"бренд" (163,6 дол. /т.), полученные от компании "Пурвин и
Герц", являющейся международной консалтинговой компанией. Принятые в
прогнозе темпы инфляции равны 2% от текущих цен, коэффициент дисконтирования
принят 0,2.
Экономические показатели были рассчитаны на основе
долговременных продаж газа на региональном рынке Кульсары.
Трубопровод КТК (Каспийский трубопроводный консорциум)
является основным магистральным транспортом для перекачки нефти, что позволило
определить долговременный прогноз тарифов трубопровода КТК.
Вся извлекаемая нефть на месторождении продаётся за рубеж.
Транспортирование нефти производится железнодорожным путём, трубопроводом в
ближнее и дальнее зарубежье. Уровень продажи нефти по данным каналам за 2002
год составил (Таблица 1.3).
Таблица 5.1.3 - Продажа нефти по видам транспортировки
|
Год
|
Объём продажи нефти, тыс. т.
|
Продажа нефти, в т. ч.
|
Цена транспорта нефти, в т. ч.
|
|
|
Ж/д. путём, тыс. т.
|
Трубопроводом в ближнее заруб., тыс. т
|
Трубопроводом в дальнее заруб., тыс. т.
|
Ж/д. путём, дол. /. т.
|
Трубопроводом в ближнее заруб., дол. /. т
|
Трубопроводом в дальнее заруб., дол. /. т.
|
|
2005
|
12494,1
|
2,049
|
1,350
|
9,095
|
63,8
|
9,4
|
21,5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.2 Расчёт
годовых производственных затрат
Внедрение данного метода ведёт к изменению себестоимости
продукции. Экономический эффект характеризуется минимальной стоимостью единицы
продукции и капитальными наименьшими удельными вложениями.
Уровень затрат в добыче нефти меняется дополнительно
извлекаемому объёму постатейно и в динамике за годы, нами взят период для
сравнения до 2010 г.
5.2.1 Расчёт
фонда оплаты труда
Организация оплаты труда осуществляется в соответствии с
законом "О труде".
Расчёт фонда заработной платы производят по месячным тарифным
ставкам, также включая тарифный коэффициент, районный коэффициент,
территориальный коэффициент, коэффициент дополнительной заработной платы и
учитывая численность промышленного производственного персонала.
Его величину определяют по формуле (5.1):
ФЗП=Зпл. мин. *Ктар. *Крайон. *Ктер. *Кдоп. з. пл. *Чппп*12,
(5.1)
где
Зпл. мин. - минимальная заработная плата, в соответствии с
установленным Бюджетом РК;
Ктариф. - тарифный коэффициент;
Крайон. - районный коэффициент;
Ктер. - территориальный коэффициент;
Кдоп. з. пл. - коэффициент дополнительной заработной платы;
Чппп - численность промышленного производственного персонала,
чел.
- месяцы
ФЗП до внедрения:
ФЗП2007 г. = 4750·5,95·1,1·1,14·1,75·3000·12=14689,4
тыс. дол.
ФЗП после внедрения:
ФЗП2008 г. =
5000·5,95·1,1·1,14·1,75·3000·12=15462,5 тыс. дол.
ФЗП2009 г. =
5950·5,95·1,1·1,14·1,75·3000·12=18400,4 тыс. дол.
ФЗП2010 г. =
6250·5,95·1,1·1,14·1,75·3000·12=19328,2 тыс. дол.
В соответствии с налоговым Кодексом РК, производятся
отчисления в социальный фонд в размере 21%.
Таким образом, фонд заработной платы в сумме с отчислениями
составит фонд оплаты труда.
ФОТ до внедрения:
ФОТ2007г. =14689,4·0,21+14689,4= 17774,2 тыс. дол.
ФОТ2008г. =15462,5·0,21+15462,5= 18709,7 тыс. дол.
ФОТ2009г. =18400,4·0,21+18400,4= 22264,5 тыс. дол.
ФОТ2010г. =19328,2·0,21+19328,2= 23387,1 тыс. дол.
5.2.2 Расчёт
энергетических затрат
Изменение энергетических затрат на непосредственный сбор и
подготовку нефти определяется в зависимости от того, насколько меняется
установленная мощность и годовой расход энергии в результате внедрения
мероприятия.
Для определения затрат на электроэнергию используем метод
расчёта по формуле (5.2):
Зэл. эн. =Кобщ. ·Цэл. эн.,
(5.2)
где
Кобщ - общее количество потреблённой
электроэнергии, тыс. КВт. /час
Цэл. эн. - цена электроэнергии за КВт. /час., дол.
До внедрения мероприятия затраты на электроэнергию составят:
Зэл. эн. 2007 г. =453103·50=22655,1 тыс. дол.
После внедрения:
Зэл. эн. 2008-2015 г. г. =535477·50=26773,8 тыс.
дол.
5.2.3 Затраты
на вспомогательные материалы
При внедрении нового технологического оборудования необходимо
учесть затраты на вспомогательные материалы. Для этого учитываются вложения на
приобретение ингибиторов, различных щелочных металлов, что приводит к
улучшенному составу нефти в конечном итоге.
Расчёт затрат на вспомогательные материалы производится по
формуле (5.3):
Звсп. мат. =Кобщ. ·Цвсп. мат.,
(5.3)
где Кобщ. - общее количество вспомогательного
материала, т.
Цвсп. мат. - стоимость одной тонны
вспомогательного материала, дол.
Затраты на вспомогательные материалы до внедрения
мероприятия:
Звсп. мат. 2007г. =70000·20=1400 тыс. дол.
Затраты на вспомогательные материалы после внедрения
мероприятия:
Звсп. мат. 2008-2010 г. г. =100000·20=2000 тыс.
дол.
5.2.4 Затраты
на текущий ремонт
Затраты на текущий ремонт определяются по формуле (4.5):
Зрем. = Квл. ·2%,
где
Квл. - капитальные вложения.
До внедрения затраты на текущий ремонт составили:
Зрем. 2007г. = 235367·0,02==4707 тыс. дол.
После внедрения затраты на текущий ремонт составят:
Зрем. 2007г. = 235592·0,02==4712 тыс. дол.
5.2.5 Прочие
затраты
К прочим затратам относятся расходы на содержание и
обслуживание технических средств управления, не относящиеся к производству,
оплата услуг банка, расходы на командировки, тарифы, пени, неустойки,
проведение обучения для персонала.
Прочие затраты составляют 15% от фонда оплаты труда и
определяются по формуле (5.4):
Зпр. = ФОТ·15%
До внедрения мероприятия прочие затраты составили:
Зпр. 2007 г. =17774,2·0,15=2666,1 тыс. дол.
После внедрения прочие затраты составят:
Зпр. 2008 г. =18709,7·0,15=2806,5 тыс. дол.
Зпр. 2009 г. =22264,5·0,15=3339,7 тыс. дол.
Зпр. 2010 г. =23387,1·0,15=3508,1 тыс. дол.
Таким образом, общие годовые производственные затраты по
статьям составят:
До внедрения:
Σ З2007 г. =57839,5
тыс. дол.
После внедрения:
Σ З2008 г. =63658,1
тыс. дол.
Σ З2009 г. =67746,1
тыс. дол.
Σ З2010 г. =69037,1
тыс. дол.
Себестоимость 1 тонны нефти определяется по формуле (4.7):
С = Σ З/Qдоб,
где Qдоб - объём добычи за год.
Себестоимость до внедрения:
С1=57839500/12494068= 4,6 дол.
Себестоимость поле внедрения:
С2=63658100/14458734= 4,4 дол.
Годовой экономический эффект от снижения себестоимости
рассчитаем по формуле (4.8):
Э = (С1-С2) ·Qдоб
Заключение
Месторождение Тенгиз Республики Казахстан имеет исключительно
сложное геолого-физическое строение. Тем не менее, результаты 12-летней
опытно-промышленной эксплуатации месторождения и очень большой комплекс
исследовательских работ, выполненный СП "Тенгизшевройл", позволяют
наметить в настоящее время пути наиболее эффективного освоения этого одного из
крупнейших месторождений мира.
В 1993 году СП "Тенгизшевройл" добыло 1,3 млн. тонн
нефти. Путем увеличения объемов добычи нефти в среднем на 14% ежегодно в 2001
году СП "Тенгизшевройл" добыло 11,5 млн. тонн нефти, а в 2005 году
довело объемы добычи до 12,4 млн. тонн.
Анализ текущего состояния разработки показывает, что фонд добывающих
скважин на месторождении составляет 60 скважин. Средний дебит нефти по одной
скважине колеблется от 372 до 750,9 т/сут. Все скважины дают продукцию чистой
нефти. Основным способом эксплуатации является фонтанный.
В данном проекте были рассмотрены основные методы
гидродинамических исследований скважины на месторождении Тенгиз. А также
сделаны важные выводы о механизме повышения продуктивности скважин Тенгизского
месторождения в результате проведения различных исследований.
Экономический анализ показал, что мероприятие считается
эффективным в результате снижения себестоимости на единицу продукции,
уменьшения капитальных удельных вложений. Годовой экономический эффект от
внедрения данного мероприятия составит 331800,588 тенге.
Деятельность СП "Тенгизшевройл" определяется
стратегическими направлениями, позволяющими стать наиболее эффективно
работающим и высокорентабельным предприятием мировой нефтяной отрасли.
Охрана окружающей среды и соблюдение правил техники
безопасности является принципами работы каждого сотрудника СП
"Тенгизшевройл" и подрядных компаний. Каждый сотрудник считает долгом
быть верным задачам охраны здоровья человека и окружающей среды.
Достижение отличных производственных показателей - залог
успеха компании. Главным приоритетом является обеспечение безопасности,
надежности и эффективности всего коллектива.
Список
использованной литературы
1.
Бренц Н.Л., Тищенко В.Е. и другие. Организация, планирование и управление
предприятием нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1984
.
Гиматудинов Ш.К. и другие. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1983
.
Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции на
нефтяных месторождениях. Алматы, 2000
.
Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985
.
Комплексная схема охраны природы при освоении нефтяных и газовых месторождений
в Западном Казахстане (корректировка). Том 1. Показатели добычи нефти по
месторождениям Эмбинского и Махамбетского районов. Охрана окружающей
среды при строительстве скважин. Алма-Ата, 1999.
.
Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1983
.
Оценка уровня загрязнения компонентов окружающей среды токсичными веществами
отходов производства и расчёт лимитов их размещения на 2005 г. для СП
Тенгизшевройл". Экопроект. Алматы, 2006
.
Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз. СП
"ТШО", 2005.
.
Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н. Организация, планирование и управление
нефтегазодобывающими предприятиями. М.: Недра, 1987.
.
Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1985.