Тенгиз кен орны
Введение
1 Геолого.физическая характеристика месторождения
Характеристика геологического строения
Характеристика толщин, коллекторных свойств продуктивных объектов
Выделение коллектора
Определение коэффициента пористости
Определение коэффициента нефтенасыщенности
Определение проницаемости
Свойства и состав нефти, газа и воды
Физико.гидродинамические характеристики
Запасы нефти и газа
2 Выбор объекта разработки
Обоснование и выбор объектов разработки Расчет РНМ
Применение ЭВМ
3 Подготовка геолого.промысловой и технико.экономической основы
для проектирования разработки
Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и
пластов, характеристика их продуктивности и режимов
3.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения
3.2.1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов,
технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора
3.2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов
3.2.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки
3.3 Обоснование принятых расчетных геолого.физических моделей пластов
3.3.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого.физических характеристик, принятых для расчета технологических показателей разработки
3.4 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных вариантов разработки
3.4.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого.физическим характеристикам пластов
3.4.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики
3.4.3 Обоснование рабочих агентов для воздействия на пласт
3.4.4 Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей разработки
3.4.5 Обоснование охвата процессом вытеснения, количества резервных скважин
3.4.6 Об изменении продуктивности добывающих скважин при снижении давления в залежах
3.4.7 Размещение скважин на месторождении
4. Технологические и технико.экономические показатели вариантов разработки
4.1 Обоснование предельных толщин пласта для размещения скважин и сроков выработки извлекаемых запасов, необходимости бурения скважин дублеров
4.2 Технологические показатели вариантов разработки
4.3 Экономические показатели вариантов разработки
4.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
5. Техника и технология добычи нефти и газа
5.1 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин
5.1.1 Фонтанная эксплуатация скважин
5.1.2 Механизированная эксплуатация скважин
5.1.3 Анализ работы оборудования на месторождении
5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
5.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин
5.4 Требования и рекомендации к системе сбора ППД, качеству воды, используемой для заводнения
5.5 Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения
5.5.1 Сравнительный анализ технологической структуры подготовки рабочего агента
6 Экономическая часть
6.1 Технико.экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта
6.2 Расчет капитальных вложений
6.3 Организация труда и заработная плата
6.4 Структура и расчет эксплуатационных затрат
6.5 Мероприятия по обеспечению экономичности проекта
6.6 Технико.экономические показатели проекта (экономическая эффективность)
7 Контроль за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования
7.1 Контроль за разработкой месторождения
7.2 Регулирование процесса разработки месторождения.
8 Охрана труда
8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
8.2 Защитные мероприятия
8.2.1 Производственная санитария
8.2.2 Техника безопасность
8.2.3 Пожаро.взрывобезопасность
9 Охрана окружающей среды
9.1 Основные сведения о нормативных и правовых документах по ООС
9.2 Краткие сведения о предприятии с точки зрения ООС
9.3 Природно.климатическая характеристика района
9.4 Охрана атмосферного воздуха
9.4.1 Перечень источников загрязнения
9.4.2 Номенклатура загрязняющих веществ
9.4.3 Количественные показатели загрязняющих веществ
9.4.4 Мероприятия по уменьшению выбросов в атмосферу загрязняющих
веществ
9.5 Охрана водных ресурсов
9.5.1 Перечень источников загрязнения
9.5.2 Количественная характеристика сточных вод
9.5.3 Мероприятия по очистке сточных вод
9.6 Охрана земельных ресурсов
9.6.1 Перечень загрязняющих веществ
9.6.2 Количественная оценка загрязнения земель
9.6.3 Мероприятия по уменьшению загрязнения земельных ресурсов
9.7 Охрана животного и растительного мира
9.7.1 Характеристика животного и растительного мира
9.7.2 Воздействие разработки месторождения Тенгиз на животный и
растительный мир
9.7.3 Защита животного и растительного мира
10 Научная часть. Борьба с коррозией при эксплуатации фонтанных
скважин
10.1 Типы коррозии
10.1.1 Общая коррозия
10.1.2 Язвенная коррозия
10.1.3 Сероводородное растрескивание под напряжением
10.1.4 Водородное растрескивание
10.2 Методы борьбы с коррозией
10.2.1 Катодная защита
10.2.2 Наружные и внутренние покрытия
10.2.3 Поверхностно.активные вещества и другие добавки
10.2.4 Использование ингибитора TX.8505
10.3 Технология покрытия ингибитором
10.3.1 Безводная продукция
10.3.2 Насосы впрыcкивания ингибитора
10.4 Контроль за коррозией
Заключение
Список литературы
1 Геолого.физическая характеристика месторождения
Характеристика геологического строения
Характеристика толщин, коллекторных свойств продуктивных объектов
Выделение коллектора
Определение коэффициента пористости
Определение коэффициента нефтенасыщенности
Определение проницаемости
Свойства и состав нефти, газа и воды
Физико.гидродинамические характеристики
Запасы нефти и газа
2 Выбор объекта разработки
Обоснование и выбор объектов разработки Расчет РНМ
Применение ЭВМ
3 Подготовка геолого.промысловой и технико.экономической основы
для проектирования разработки
Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и
пластов, характеристика их продуктивности и режимов
3.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения
3.2.1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов,
технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора
3.2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов
3.2.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки
3.3 Обоснование принятых расчетных геолого.физических моделей пластов
3.3.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого.физических характеристик, принятых для расчета технологических показателей разработки
3.4 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных вариантов разработки
3.4.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого.физическим характеристикам пластов
3.4.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики
3.4.3 Обоснование рабочих агентов для воздействия на пласт
3.4.4 Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей разработки
3.4.5 Обоснование охвата процессом вытеснения, количества резервных скважин
3.4.6 Об изменении продуктивности добывающих скважин при снижении давления в залежах
3.4.7 Размещение скважин на месторождении
4. Технологические и технико.экономические показатели вариантов разработки
4.1 Обоснование предельных толщин пласта для размещения скважин и сроков выработки извлекаемых запасов, необходимости бурения скважин дублеров
4.2 Технологические показатели вариантов разработки
4.3 Экономические показатели вариантов разработки
4.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
5. Техника и технология добычи нефти и газа
5.1 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин
5.1.1 Фонтанная эксплуатация скважин
5.1.2 Механизированная эксплуатация скважин
5.1.3 Анализ работы оборудования на месторождении
5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
5.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин
5.4 Требования и рекомендации к системе сбора ППД, качеству воды, используемой для заводнения
5.5 Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения
5.5.1 Сравнительный анализ технологической структуры подготовки рабочего агента
6 Экономическая часть
6.1 Технико.экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта
6.2 Расчет капитальных вложений
6.3 Организация труда и заработная плата
6.4 Структура и расчет эксплуатационных затрат
6.5 Мероприятия по обеспечению экономичности проекта
6.6 Технико.экономические показатели проекта (экономическая эффективность)
7 Контроль за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования
7.1 Контроль за разработкой месторождения
7.2 Регулирование процесса разработки месторождения.
8 Охрана труда
8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
8.2 Защитные мероприятия
8.2.1 Производственная санитария
8.2.2 Техника безопасность
8.2.3 Пожаро.взрывобезопасность
9 Охрана окружающей среды
9.1 Основные сведения о нормативных и правовых документах по ООС
9.2 Краткие сведения о предприятии с точки зрения ООС
9.3 Природно.климатическая характеристика района
9.4 Охрана атмосферного воздуха
9.4.1 Перечень источников загрязнения
9.4.2 Номенклатура загрязняющих веществ
9.4.3 Количественные показатели загрязняющих веществ
9.4.4 Мероприятия по уменьшению выбросов в атмосферу загрязняющих
веществ
9.5 Охрана водных ресурсов
9.5.1 Перечень источников загрязнения
9.5.2 Количественная характеристика сточных вод
9.5.3 Мероприятия по очистке сточных вод
9.6 Охрана земельных ресурсов
9.6.1 Перечень загрязняющих веществ
9.6.2 Количественная оценка загрязнения земель
9.6.3 Мероприятия по уменьшению загрязнения земельных ресурсов
9.7 Охрана животного и растительного мира
9.7.1 Характеристика животного и растительного мира
9.7.2 Воздействие разработки месторождения Тенгиз на животный и
растительный мир
9.7.3 Защита животного и растительного мира
10 Научная часть. Борьба с коррозией при эксплуатации фонтанных
скважин
10.1 Типы коррозии
10.1.1 Общая коррозия
10.1.2 Язвенная коррозия
10.1.3 Сероводородное растрескивание под напряжением
10.1.4 Водородное растрескивание
10.2 Методы борьбы с коррозией
10.2.1 Катодная защита
10.2.2 Наружные и внутренние покрытия
10.2.3 Поверхностно.активные вещества и другие добавки
10.2.4 Использование ингибитора TX.8505
10.3 Технология покрытия ингибитором
10.3.1 Безводная продукция
10.3.2 Насосы впрыcкивания ингибитора
10.4 Контроль за коррозией
Заключение
Список литературы
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 соответствии с технологической схемой разработку месторождения предусматривалось проводить по первому объекту на упруго-замкнутом режиме. В дальнейшем, после снижения пластового давления в залежи до давления насыщения, предполагалось осуществлять разработку продуктивного пласта на режиме растворенного газа и перевести затем залежь под закачку воды. По второму эксплуатационному объекту заводнение не планировалось, и расчет показателей был выполнен только при разработке объекта на упруго-замкнутом режиме с последующим переходом на режим растворенного газа, что было обусловлено недостаточной изученностью этого объекта.
В апреле 1991 года месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную эксплуатацию, а с 6 апреля 1993 года начата эксплуатация месторождения ПОО ''Тенгизшевройл".
В 1999 году институт НИПИмунайгаз составил проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз, согласно которому осуществляется разработка месторождения в настоящее время. В 2001 году этот же институт составил ''Дополнение к проекту опытно-промышленной разработки месторождения Тенгиз'', в котором предложена организация опытного участка по закачке газа в пласт.
Месторождение отличается исключительно сложным геолого-физическим строением.
При выполнении дипломного проекта широко использовались результаты исследований ТШО.
В соответствии с технологической схемой разработку месторождения предусматривалось проводить по первому объекту на упруго-замкнутом режиме. В дальнейшем, после снижения пластового давления в залежи до давления насыщения, предполагалось осуществлять разработку продуктивного пласта на режиме растворенного газа и перевести затем залежь под закачку воды. По второму эксплуатационному объекту заводнение не планировалось, и расчет показателей был выполнен только при разработке объекта на упруго-замкнутом режиме с последующим переходом на режим растворенного газа, что было обусловлено недостаточной изученностью этого объекта.
В апреле 1991 года месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную эксплуатацию, а с 6 апреля 1993 года начата эксплуатация месторождения ПОО ''Тенгизшевройл".
В 1999 году институт НИПИмунайгаз составил проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз, согласно которому осуществляется разработка месторождения в настоящее время. В 2001 году этот же институт составил ''Дополнение к проекту опытно-промышленной разработки месторождения Тенгиз'', в котором предложена организация опытного участка по закачке газа в пласт.
Месторождение отличается исключительно сложным геолого-физическим строением.
При выполнении дипломного проекта широко использовались результаты исследований ТШО.
1. Гиматудинов Ш.К., "Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки", М., "Недра", 1983 г.
2. Лысенко В.Д., "Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика", М., "Недра", 1996 г.
3. Лысенко В.Д., "Оптимизация разработки нефтяных месторождений. Теория и практика"., М., "Недра", 1980 г.
4. ПО "Тенгизнефтегаз", НГДУ "Тенгизнефть", "Информационные отчеты о результатах испытания и исследования контрольных, разведочных и эксплуатационных скважин месторождения Тенгиз".
5. ТШО, "Обзор коллектора и промежуточный план дальнейшего освоения месторождения". 1997 г.
6. Черницкий А.В, и др., "Геолого-физическое строение и создание эффективной технологии разработки месторождения Тенгиз", ВНИИнефть, 1993 г.
7. Внутренний отчет ТШО. Анализ наведенной сейсмичности, оседания и опасности повреждения обсадных колонн на Тенгизском нефтяном месторождении, Казахстан. Март 1994 г., Ла-Хабра, шт. Калифорния.
8. Временное Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы. РНД 211.3.01.06-97. А. 1997 г.
9. Методика определения платежей за загрязнение атмосферного воздуха передвижными источниками. Алматы, 1996 г.
10. Методическое пособие по расчету выбросов от неорганизованных источников в промышленности строительных работ. Н., 1989 г.
2. Лысенко В.Д., "Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика", М., "Недра", 1996 г.
3. Лысенко В.Д., "Оптимизация разработки нефтяных месторождений. Теория и практика"., М., "Недра", 1980 г.
4. ПО "Тенгизнефтегаз", НГДУ "Тенгизнефть", "Информационные отчеты о результатах испытания и исследования контрольных, разведочных и эксплуатационных скважин месторождения Тенгиз".
5. ТШО, "Обзор коллектора и промежуточный план дальнейшего освоения месторождения". 1997 г.
6. Черницкий А.В, и др., "Геолого-физическое строение и создание эффективной технологии разработки месторождения Тенгиз", ВНИИнефть, 1993 г.
7. Внутренний отчет ТШО. Анализ наведенной сейсмичности, оседания и опасности повреждения обсадных колонн на Тенгизском нефтяном месторождении, Казахстан. Март 1994 г., Ла-Хабра, шт. Калифорния.
8. Временное Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы. РНД 211.3.01.06-97. А. 1997 г.
9. Методика определения платежей за загрязнение атмосферного воздуха передвижными источниками. Алматы, 1996 г.
10. Методическое пособие по расчету выбросов от неорганизованных источников в промышленности строительных работ. Н., 1989 г.
Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 117 страниц
В избранное:
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 117 страниц
В избранное:
Аңдатпа
Тенгиз кен орны – теңдесі жоқ мұнай мен газдың кен орны болып
табылады. Кен орнының аумағы 20 да 21 шақырымға тең. Кен қорының мұнай
бөлігінің қалыңдығы 1.6 шақырымды құрайды. Мұнай қоры - 8 млрд баррел.
Тегниз кен орны күкіртті сутегінің жоғары құрамымен ерекшеленеді.
Міне сондықтан жабдықтық мүжілуге ұшырауымен күрес өте өзекті мәселеге
айналып отыр. Осы жұмыстың мақсаты күкіртті сутекті мүжілуден тиімді
түрде қорғауды таңдау болып табылады. Дипломдық жобада ТХ-8505 ингибитор
құрылғысын қолдану ұсынылады. Ингибитор құрылғысын дер кезінде қолдану
жабдықпен болатын көптеген мәселелерді болдырмауға көмектеседі. Ингибитор
құрылғысын қолдану жөндеу аралықтарындағы кезеңді 1,4 есеге ұлғайта
отырып, жылдық үнемді тиімділікті алуға жағдай жасайды.
Дипломдық жоба 155 беттен, 22 кестелерден, 6 сызбалардан және 2
суреттерден тұрады.
Аннотация
Месторождение Тенгиз – уникальное нефтегазовое месторождение. Площадь
месторождения равна 20 км на 21 км. Толщина нефтяной части залежи
составляет 1.6 км. Запасы нефти - 8 млрд баррелей.
Месторождение Тенгиз отличается высоким содержанием сероводорода.
Поэтому борьба с коррозией оборудования очень актуальная проблема. Целью
настоящей работы является выбор эффективной защиты от сероводородной
коррозии.В дипломном проекте предлагается применение ингибитора ТХ-8505.
Своевременное применение ингибитора поможет избежать многих проблем с
оборудованием. Применение ингибитора коррозии позволяет увеличить
межремонтный период в 1,4 раза и получить годовой экономический эффект
Дипломный проект состоит из 155 страниц, 22 таблиц, 2 рисунков и 6
чертежей.
Annotation
Tengiz field is unique oil and gas field. The square of the field is
equal to 20 kilometers to 21 kilometers. The thickness of the oil part of
the deposit is 1,6 km. The oil reserves is 8 milliard barrels.
Tengiz field differs by high content of hydrogen sulphide. That is why
the corrosion control is very actual problem. The purpose of the present
job is the choice of the effective protect from hydrogen-sulphidious
corrosion. In the diploma project the application of the retardant TX-8505
is proposed. Timely use of retardant of the corrosion allows to get rid of
many problems with equipment. The application of the corrosion’ retardant
gives the possibility to increase turnaround time in 1,4 times and get
annual economical effect.
The diploma project consists of 155 pages, 22 tables and 6 pictures.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Геолого-физическая характеристика месторождения
1. Характеристика геологического строения
2. Характеристика толщин, коллекторных свойств продуктивных объектов
3. Выделение коллектора
4. Определение коэффициента пористости
5. Определение коэффициента нефтенасыщенности
6. Определение проницаемости
7. Свойства и состав нефти, газа и воды
8. Физико-гидродинамические характеристики
9. Запасы нефти и газа
2. Выбор объекта разработки
1. Обоснование и выбор объектов разработки Расчет РНМ
2. Применение ЭВМ
3. Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической основы
для проектирования разработки
1. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и
пластов, характеристика их продуктивности и режимов
3.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективности применения
методов повышения нефтеизвлечения
1. Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов,
технологических показателей разработки, пластового давления в зонах
отбора
2. Анализ выработки запасов нефти из пластов
3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки
3.3 Обоснование принятых расчетных геолого-физических моделей пластов
3.3.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого-физических
характеристик, принятых для расчета технологических показателей
разработки
3.4 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных
вариантов разработки
3.4.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-
физическим характеристикам пластов
3.4.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные
характеристики
3.4.3 Обоснование рабочих агентов для воздействия на пласт
3.4.4 Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей
разработки
3.4.5 Обоснование охвата процессом вытеснения, количества резервных
скважин
3.4.6 Об изменении продуктивности добывающих скважин при снижении
давления в залежах
3.4.7 Размещение скважин на месторождении
4. Технологические и технико-экономические показатели вариантов
разработки
4.1 Обоснование предельных толщин пласта для размещения скважин и сроков
выработки извлекаемых запасов, необходимости бурения скважин дублеров
4.2 Технологические показатели вариантов разработки
4.3 Экономические показатели вариантов разработки
4.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
5. Техника и технология добычи нефти и газа
5.1 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин,
устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей
эксплуатации скважин
5.1.1 Фонтанная эксплуатация скважин
5.1.2 Механизированная эксплуатация скважин
5.1.3 Анализ работы оборудования на месторождении
5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при
эксплуатации скважин
5.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки
продукции скважин
5.4 Требования и рекомендации к системе сбора ППД, качеству воды,
используемой для заводнения
5.5 Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих
агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения
5.5.1 Сравнительный анализ технологической структуры подготовки рабочего
агента
6 Экономическая часть
6.1 Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора
рекомендуемого к утверждению варианта
6.2 Расчет капитальных вложений
6.3 Организация труда и заработная плата
6.4 Структура и расчет эксплуатационных затрат
6.5 Мероприятия по обеспечению экономичности проекта
6.6 Технико-экономические показатели проекта (экономическая
эффективность)
7 Контроль за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и
скважинного оборудования
7.1 Контроль за разработкой месторождения
7.2 Регулирование процесса разработки месторождения.
8 Охрана труда
8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
8.2 Защитные мероприятия
8.2.1 Производственная санитария
8.2.2 Техника безопасность
8.2.3 Пожаро-взрывобезопасность
9 Охрана окружающей среды
9.1 Основные сведения о нормативных и правовых документах по ООС
9.2 Краткие сведения о предприятии с точки зрения ООС
9.3 Природно-климатическая характеристика района
9.4 Охрана атмосферного воздуха
9.4.1 Перечень источников загрязнения
9.4.2 Номенклатура загрязняющих веществ
9.4.3 Количественные показатели загрязняющих веществ
9.4.4 Мероприятия по уменьшению выбросов в атмосферу загрязняющих
веществ
9.5 Охрана водных ресурсов
9.5.1 Перечень источников загрязнения
9.5.2 Количественная характеристика сточных вод
9.5.3 Мероприятия по очистке сточных вод
9.6 Охрана земельных ресурсов
9.6.1 Перечень загрязняющих веществ
9.6.2 Количественная оценка загрязнения земель
9.6.3 Мероприятия по уменьшению загрязнения земельных ресурсов
9.7 Охрана животного и растительного мира
9.7.1 Характеристика животного и растительного мира
9.7.2 Воздействие разработки месторождения Тенгиз на животный и
растительный мир
9.7.3 Защита животного и растительного мира
10 Научная часть. Борьба с коррозией при эксплуатации фонтанных
скважин
10.1 Типы коррозии
10.1.1 Общая коррозия
10.1.2 Язвенная коррозия
10.1.3 Сероводородное растрескивание под напряжением
10.1.4 Водородное растрескивание
10.2 Методы борьбы с коррозией
10.2.1 Катодная защита
10.2.2 Наружные и внутренние покрытия
10.2.3 Поверхностно-активные вещества и другие добавки
10.2.4 Использование ингибитора TX-8505
10.3 Технология покрытия ингибитором
10.3.1 Безводная продукция
10.3.2 Насосы впрыcкивания ингибитора
10.4 Контроль за коррозией
Заключение
Список 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 соответствии с технологической схемой разработку месторождения
предусматривалось проводить по первому объекту на упруго-замкнутом режиме.
В дальнейшем, после снижения пластового давления в залежи до давления
насыщения, предполагалось осуществлять разработку продуктивного пласта на
режиме растворенного газа и перевести затем залежь под закачку воды. По
второму эксплуатационному объекту заводнение не планировалось, и расчет
показателей был выполнен только при разработке объекта на упруго-замкнутом
режиме с последующим переходом на режим растворенного газа, что было
обусловлено недостаточной изученностью этого объекта.
В апреле 1991 года месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную
эксплуатацию, а с 6 апреля 1993 года начата эксплуатация месторождения ПОО
''Тенгизшевройл".
В 1999 году институт НИПИмунайгаз составил проект опытно-промышленной
эксплуатации месторождения Тенгиз, согласно которому осуществляется
разработка месторождения в настоящее время. В 2001 году этот же институт
составил ''Дополнение к проекту опытно-промышленной разработки
месторождения Тенгиз'', в котором предложена организация опытного участка
по закачке газа в пласт.
Месторождение отличается исключительно сложным геолого-физическим
строением.
При выполнении дипломного проекта широко использовались результаты
исследований ТШО.
1 Геолого-физическая характеристика месторождения
1 Характеристика геологического строения
Промышленная нефтеносность месторождения Тенгиз была установлена
скважиной Т-1, в которой в 1981 году при кратковременном опробовании
интервала 4054-4095м был получен приток нефти дебитом свыше 100м3сут.
В опытно – промышленной разработке месторождение находится с апреля
1991года.
Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную платформу,
состоящую из карбонатных массивов ранне-среднекаменноугольного возраста,
расположенных на общем девонском карбонатном основании.
В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен
отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований.
В тектоническом плане Тенгизское месторождение расположено в южной
части Прикаспийской нефтегеологической провинции и приурочено к
Тенгиз–Кашаганской сейсмогеологической области.
Окончательно современный облик Тенгиз–Кашаганская платформа приобрела
в раннепермское время, когда она была перекрыта аргиллитами и мощной толщей
солей, ставшими надёжными флюидоупорами.
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.
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.
Комплексная интерпретация сейсмических данных специалистами компаний
“Казсейсмошельф”, “Шеврон”, “Эксон-Мобил” и “Тенгизшевройл” позволяет
получить более чёткую стратиграфическую структуру Тенгизского массива,
особенно в области террасных краёв, склоновых отложений и бассейновых
участков.
По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин коллектор
был разделен на три объекта: объекты I, II, III.
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.
I объект является наиболее изученным как в плане литологофациального
анализа пород, так и в отношении продуктивности и эксплуатационной
характеристики скважин. Башкирская часть разреза вскрыта в разных зонах и в
разном объёме во всех скважинах (кроме скважины Т–18); серпуховские
отложения – в 74 скважинах, окские – в 46 скважинах. Наибольшее количество
пробуренных скважин и, следовательно, проведённых исследований, приходится
на платформенную часть структуры, тогда как склоны изучены менее детально.
В платформенной части породы I объекта сложены биокластовыми
пакстоунами и грейнстоунами, водорослево-форамениферовыми известняками с
прослоями ракушечняковых грейнстоунов и рудстоунов.
В пределах верхнего склона отложения крайне неоднородны и
представлены неотсортированными лито-биокластовыми пакстоунами, толщами
водорослевых и обломочных известняков. Породы неравномерно
перекристаллизованы и доломитизированы.
В подножии склона отложения представлены тонкослоистыми карбонатно-
глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами с
прослоями пакстоунов.
В пределах первого объекта выделяется рим, характеризующийся местными
буграми сейсмофаций и состоящий из кораллового и скелетного пакстоуна и
локального микробиального баундстоуна башкирского и серпуховского возраста.
Для пород, слагающих рим, характерны субвертикальные трещины и каверны.
Породы башкирского яруса обладают повышенной пористостью. Практически
по всему разрезу в грейнстоунах 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.
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 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 окско – башкирских
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. Своеобразное увеличение толщины карбонатных отложений отмечается
и по западной периферии поднятия за крутым склоном. 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.
Продуктивность I объекта в различных структурно–фациальных зонах
месторождения подтверждена получением промышленных притоков из башкирских и
серпуховских отложений в 53 скважинах, из окских – в 34 скважинах.
При опробовании собственно башкирских отложений дебиты нефти из
скважин, расположеных в платформенной части, варьировали от 111,2 м3сут
через 15,2 мм штуцер (Т–1) до 482 м3сут через 10 мм штуцер (Т-14), в
бортовой части (рим) – от 483,2 м3сут через 8 мм штуцер (Т–122) до 2971,2
м3сут через 22,2мм штуцер (Т–27).
После проведения КРС дебиты нефти значительно увеличились. Так, в
скв. Т–21, расположенной на платформе, дебит нефти составил 873 м3сут; в
скв. Т–20, расположенной в римовой части, дебит увеличился до 1840 м3сут;
в скв. Т–12 дебит нефти составил 1625 м3сут.
При опробовании серпуховских отложений дебиты скважин, расположенных
в бортовой части (рим) и на склоне, изменялись от 407,7 м3сут (Т–103) до
483 м3сут (Т–45).
При пробной эксплуатации скважин, расположенных в зоне развития
рифовых и биогермных построек, дебиты нефти из серпуховской части разреза
составляли от 548 м3сут через штуцер 32 мм (Т–47) до 2872 м3сут через 30
мм штуцер (Т–1100).
Дебиты нефти, полученные при опробовании окских отложений в пределах
платформы, изменялись от 381 м3сут (Т–123) до 507,5м3сут через 8мм штуцер
(Т–115); в скважинах Т–31 и Т–8, находящихся в склоновой части, дебиты
нефти составили 351 м3сут и 440,7 м3сут через 8мм штуцер.
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, а в
нижней части склона увеличивается до 150–200м. 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 200-250м характеризуются
относительно однообразным составом. В целом отложения нижнего визе изучены
только в платформенной части. Коллектор II объекта представлен био-
литокластовыми пакстоунами с прослоями микросгустковых и водорослевых
известняков, литокластовыми грейнстоунами, лито- биокластовыми и
пеллоидными пакстоунами, реже вакстоунами с прослоями комковато- сгустковых
известняков. В верхах разреза породы часто перекристаллизованы и
доломитизированы, участками сильно окремнены. Породы слабопроницаемы.
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.
Продуктивность объекта установлена по данным 14 скважин, в 4-х из
которых он опробован раздельно, а в 10 скважинах совместно с I или III
объектами. Работающие интервалы II объекта при совместном опробовании с
другими объектами установлены по данным анализа PLT.
В пределах платформы опробовано 6 скважин (Т-6, Т-22, Т-24, Т-5050, Т-
6846, Т- 44), а в присклоновой и склоновой частях – 8 скважин (Т-41, Т-43,
Т-17, Т-463, Т-5056, Т-5857, Т-7252, Т-6337). Максимальные дебиты нефти во
время отработки получены в скважинах, расположенных в присклоновых частях:
Т-5857 – 1805 м3сут, Т-5056 – 1380 м3сут, Т-7252 – 676 м3сут. В то же
время в скважинах Т-41, Т-43, расположенных в аналогичных зонах, дебиты
нефти, полученные на разведочном этапе при опробовании, составляют 45,6
м3сут, 379 м3сут.
Наименее изученным является III объект разработки, в
стратиграфическом плане приуроченный к позднефранско-фаменским отложениям
верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский
разрез,, вскрыт на разных участках месторождения. Породы представлены
мелкозернистыми доломитизированными известняками, пелоидными и
биокластовыми вакстоунами и пакстоунами 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 оконтуривается 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 оконтуривающей изогипсе 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.
Продуктивность отложений девона доказана в 1987 г скважиной Т-10, в
которой из интервала открытого ствола 5381 – 5413 м был получен приток
нефти дебитом 496 м3сут через 8мм штуцер. С 1997 г эта скважина находится
в эксплуатации с устойчивым дебитом 1500 м3сут. В ряде скважин, где
девонские отложения опробованы совместно с I и II объектами, наличие
промышленного притока из них подтверждено исследованиями PLT.
Самой нижней, достоверно установленной отметкой получения нефти,
является отметка минус 5428,9м (подошва опробованного интервала в скважине
Т-10). Данные длительной эксплуатации с высоким суточным дебитом
свидетельствуют о том, что нефть на данном участке может залегать намного
ниже этой отметки.
При испытании скважины Т-6846 открытым стволом, нижняя отметка
получения нефти – минус 5461,8 м ( по данным PLT ). В скважине Т-47 при
опробовании интервала (-5378-5459 м) получено 99% воды, в скважине Т-6337
при отборе проб вода получена с отметки минус 5400м.
При данной степени изученности можно однозначно сказать, что водо-
нефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно
определить его положение невозможно.
Существует несколько гипотез, обосновывающих положение раздела нефть
– вода:
• при недостаточной степени изученнности 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 водо-нефтяного контакта.
1. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных
объектов и их неоднородности
Тенгизское месторождение нефти приурочено к глубокозалегающему
подсолевому карбонатному комплексу пород, представленному преимущественно
неглинистыми известняками с прослоями тонких рассеянных туфогенных
аргиллитов и незначительными слоями доломитов.
Породы характеризуются сложной структурой порового пространства, что
обусловлено первичными условиями осадконакопления, диагенетическими и
эпигенетическими процессами. Большое влияние на пористость оказали процессы
выщелачивания, перекристаллизации и образования трещин. С другой стороны,
заполнение пор битумом, вторичным кальцитом, доломитом, окремление
приводили к ухудшению ёмкостных свойств.
На месторождении Тенгиз пробурено одиннадцать скважин, в которых был
отобран керн со 100% выносом.
Проходка по разрезу продуктивных отложений составила 3186,52 метров,
линейный вынос керна–3131,52 метров или 98,3% от проходки, и 23,8% от общей
толщины.
По результатам исследования керна из старого фонда скважин, с
использованием базового кернового материала из новых скважин следует, что
пористость пород изменяется от 0,1 до 24%. Проницаемость по керну
изменяется от 0,001мд до 800мд.
1 Выделение коллектора
Из-за геолого-технических условий выделение коллекторов и оценка
эффективных нефтенасыщенных толщин на Тенгизе не может быть произведена по
стандартному набору качественных признаков (проникновение раствора в пласт,
наличие глинистой корки, значения радиального градиента электрического
сопротивления и данных специальных исследований на керне-проникновение
фильтрата в керн, измерение фазовой или эффективной проницаемости и др.).
ТШО придерживается концепции, не использующей понятие граничного
значения открытой пористости, основанной на анализе симуляционной модели.
Симуляционная модель коллектора предполагает, что со временем по мере
падения пластового давления в процессе разработки происходит движение нефти
из всех низкопоровых коллекторов. В принципе, симуляционная модель
коллектора позволит определить, какие продуктивные зоны будут работать
продолжительное время.
1.4 Определение коэффициента пористости
Коэффициент открытой пористости для подсчёта запасов определяли по
данным ГИС и керну, достоверность определения значений пористости по ГИС
проверялась путём сопоставления со значениями пористости по керну.
Обработка ГИС проводилась по зависимостям для карбонатных коллекторов
в автоматизированном режиме по программе MultiMin, используемой в ТШО.
Набор каротажей пористости (НК, ГГКП, АК) вполне достаточен для определения
коэффициента пористости, литологии. В настоящее время эффективную
пористость можно определить благодаря появлению в комплексе ГИС
современного ядерно-магнитного каротажа. В значения пористости, полученные
по данным нейтронного, акустического и плотностного каротажа, вводилась
поправка за содержание битума. Для введения поправочного коэффициента Кп
керн сравнивается с используемой ТШО “теоретической” каротажной
пористостью, равной
Кп керн + 0,53 х Vбит. ,
где 0,53 – средняя величина увеличения пористости на 1% битума.
Поскольку Vбит не может быть определён в каждом пластопересечении, то
при отсутствии данных ЯМР, Vбит.керн принимается как статистическая оценка
этой величины, найденная по данным керна в зависимости от нахождения
скважины в определённой фациальной зоне [2]. На современном этапе,когда уже
в шести скважинах (Т-47,Т-220,Т-463,Т-5050,Т-5056,Т-5 246) в комплекс ГИС
включен ядерно-магнитный каротаж (ЯМР), по методике MultiMin определяют
Vбит.ГИС = Кпннк - Кпямр.
В названных скважинах, пробуренных со сплошным отбором керна,
сравнивались значения Vбит. ГИС и Vбит.керн.
Результаты этого сравнения свидетельствуют о достоверности
определений содержания битума по каротажу, с одной стороны, а также
правильности определения поправок в каротажную пористость за влияние
битума, с другой.
3 Определение коэффициента нефтенасыщенности
Остаточная водонасыщенность на Тенгизе из-за отсутствия данных
электрического каротажа определялась по зависимости Ков=f (Кп ),
построенной на замеренных прямым методом по керну значений Ков, с
использованием аналогичных данных по центрифуге и капиллярного давления. На
базе исследований 93 образцов на высокоскоростной центрифуге, позволивших
учесть влияние капиллярных эффектов, связанных с положением пласта
относительно уровня свободной воды (ВНК), было получено уравнение вида
Ков=10(ax+b),
где x-пористость;
a и b-зависят от высоты над уровнем свободной воды (ВНК).
Все данные и уравнения были проверены по керну и каротажу. На рис 1.2
показано сравнение результатов определения Ков по керну и каротажу по
скважине Т-220.
При подсчёте запасов коэффициент нефтенасыщенности определялся по
данным ГИС с использованием зависимости коэффициента водонасыщенности от
коэффициента открытой пористости, с учётом высоты над уровнем свободной
воды (ВНК), принятом условно на отметке минус 5450 м.
Удельные нефтенасыщенные объёмы (Vн.п) были расчитаны отдельно по
каждой скважине и представлены как средневзвешенные величины произведений
толщин, пористости и нефтенасыщенности (hхКпхКн), полученных в результате
интерпритации материалов ГИС.
4 Определение проницаемости
Проницаемость определялась на приборе Hassler, особенностью которого
является создание обжимного давления в 2,8 – 6 МПа (400 – 900psi), что не
позволяло проскальзыванию газа между манжетой и цилиндром. Рабочим агентом
при измерении является азот. Проницаемость рассчитавылась с помощью
уравнения Дарси.
С 2000 года проницаемость и пористость определялись на аппаратуре CMS-
300 – это автоматизированный прибор для измерения проницаемости и
пористости по спаду переменного давления. Прибор измеряет пористость (от
0,001% до 40%), объём пор, газопроницаемость (от 15дарси до
0,05микродарси), проницаемость по Клинкенбергу при программируемом
эффективном горном давлении.
Для оценки проницаемости использованы зависимости Кп = f(Kпр),
построенные по зонам (платформа, борт, склон), достоверность которых
различна. Наибольшая достоверность аппроксимации достигнута по платформе.
В 67 скважинах проводились гидродинамические исследования, но оценка
фильтрационных свойств пластов проведена по данным 59 скважин. По I объекту
исследовалось 46 скважин, по II – 5 и по III – 1. Характерной особенностью
гидродинамических исследований на Тенгизе являются испытания методом
установившихся отборов.
Проницаемость башкирских отложений изменяется от 0,4х10-3 (скв Т-120)
до 340х10-3мкм2 (Т-122), башкирских и серпуховских отложений от 0,13х10-3
(Т-117) до 121,6х10-3 мкм2 (Т-102), окских- от 0,14х10-3 (Т-119) до 26,5х10-
3 мкм2 (Т-115).
Проницаемость девонских отложений (Т-10) изменяется от 346,5(10-3 до
1976(10-3 мкм2.
2 Свойства и состав нефти, газа и воды
Физико-химические свойства нефти и газа, в основном, заимствованы из
подсчета запасов, выполненного ТШО, КазНИГРИ (2002г.), в котором
предпочтение отдается данным, полученным в компании Core Laboratories.
Несмотря на большое количество исследованных проб пластовой и
поверхностной нефти, отобранных в различных зонах месторождения как по
глубине, так и по простиранию, какой-либо закономерности изменения свойств
и состава пластовой нефти не обнаружено. В подсчете запасов принят
постоянный состав пластовой нефти осредненныйсредний по всей залежи. 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 кгм3, а
вязкость(0,232 мПа(с, на отметке(5300м соответственно 617,6 кгм3 и 0,2296
мПа(с. Разница сопоставима с погрешностями измерений. Следовательно,
незначительно будет отличаться по высоте залежи объемный коэффициент и
многие другие параметры, зависящие от пластового давления.
Поэтому данные по свойствам нефти, газа и по дифференциальному
разгазированию при пластовой температуре приняты одинаковыми по всей
залежи. Свойства нефти и газа после дифференциального разгазирования в
рабочих условиях приняты по результатам исследований по сепарационному
тесту.
В результате уточнены газосодержание, объемный коэффициент, плотность
товарной нефти, молекулярная масса выделившегося газа.
Следовательно, необходимо определить средние значения компонентных
составов суммарного газа и остаточной сепарированной нефти, полученных по
сепарационному тесту. Полученные результаты несколько отличаются от
содержания в газе целевых компонентов, принятого при подсчете запасов.
Свойства разгазированной нефти определены по данным исследований
института Гипровостокнефть, за исключением содержания серы и парафина,
которые приняты в количествах, указанных в подсчете запасов.
По результатам исследований и расчетов средняя плотность пластовой
нефти 620,6 кгм3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре
равно 25,26 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой
нефти 585,9 м3т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,232 мПа(с.
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность
нефти 785,0 кгм3, газосодержание 514,5 м3т, объемный коэффициент 1,936,
динамическая вязкость разгазированной нефти 2,10 мПа(с.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы
0,95%), молосмолистая (1,02 %), парафиновая (3,92 %). Объемный выход
светлых фракций при разгонке до 300 о С – 70 %.
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.
Воды продуктивных объектов на месторождении Тенгиз до 1999 г. не
изучались. При опробывании 15 разведочных скважин притоков воды из
подсолевых отложений не было получено.
В 1999 г. компанией Еxpro в открытом стволе законтурной скв.Т-47
было отобрано 12 проб жидкости с целью определения совместимости пластовых
вод и очищенных стоков завода, закачиваемых в нагнетательные скважины.
Однако представительными были признаны только три пробы, воды которых
соответствовали девонским водам данного региона. Воды во всех трех пробах
по свойствам и составу близки друг другу и имеют седиментационную природу с
участием в формировании глубокозалегающих горизонтов пресных глубинных вод
различного генезиса.Они характеризуются плотностью 1030-1031 кгм3 и
минерализацией 37,5-44,7 гл. Общая жесткость варьирует от 79 до 170 мг-
эквл, рН среды нейтральная – до 6,98. Генетический тип вод хлоркальциевый,
с преобладанием в составе вод ионов хлора (49,5 %) и ионов натрия (49,0 %).
Глубинное происхождение вод подтверждается присутствием в их составе лития
(до 14 мгл), который, наряду с цезием, является индикатором данных вод. Из
микрокомпонентов, помимо лития, определялись бор, бром, йод, аммоний и
стронций, но содержание их в водах оказалось незначительным. Концентрация
сероводорода составила 1,52 гл. Коэффициент сжимаемости пластовых вод
рассчитан эмпирическим путем и составляет 4,1·10-5. Коэффициент
динамической вязкости вод, рассчитанный для пластовой температуры 100 (С,
равен 0,282 мПа(с. Воды агрессивны по отношению к бетону и цементу и
обладают весьма высокой коррозионной активностью к стали и металлам (медь,
цинк, железо и др.).
Две пробы воды отбирались в процессе тестирования скв. Т-5050 после
солянокислотного гидроразрыва, но они оказались не пластовыми.
Воды первого и второго объекта на рассматриваемом месторождении до
настоящего времени остаются неизученными.В скв. Т-5050 из интервала 4500-
4717 м отбирались две пробы нефти с водой во время отработки на 2464
штуцере при Ртр = 74 бар. Но значительные концентрации в воде ионов кальция
(8666 мгл) свидетельствовали о содержании в ней продуктов солянокислотной
обработки скважины. Отобранные в процессе испытания пробы жидкости в
скважинах представляют собой смесь пакерной жидкости, бурового раствора и
продуктов солянокислотной обработки.
В качестве гидроминерального сырья воды продуктивных горизонтов
интереса не представляют, т.к. содержание редких микрокомпонентов в их
составе ниже минимальных промышленных концентраций.
1.8 Физико–гидродинамические характеристики
В настоящей работе рассмотрены варианты разработки месторождения
Тенгиз на естественном режиме, с поддержанием пластового давления путем
закачки сырого газа и воды. Для обоснования КИН при водонапорном режиме
определялась в лабораторных условиях величина коэффициента вытеснения нефти
водой, кривые относительной проницаемости и капиллярного давления нефть-
вода.
Уравнение прямой регрессии, характеризующее эту зависимость,
имеет вид:
(он – остаточная нефтенасыщенность, доли ед.
Kпр–проницаемость породы, мкм2.
Расчетные значения коэффициентов вытеснения, рекомендуемые для оценки
нефтеотдачи продуктивных пластов объекта I месторождения Тенгиз, приведены
в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Характеристики вытеснения нефти водой
Пласт, купол ПроницаемСодержаКоэффициент ВытесняКоэфф.остатКоэффици
ость, ние начальной ющий очной ент
мкм2 связанннефтенасыщеннрабочийнефт енасыщевытеснен
ой ости, доли агент нности ия,доли
воды, ед. (вода, при ед.
доли газ и вытеснении
ед. т.п.) нефти
рабочим
агентом,дол
и ед.
1 объект 0,00115 0,232 0,768 вода 0,3934 0,4878
баундстоун
1 объект 0,00374 0,116 0,884 вода 0,3476 0,6068
платформа
1 объект 0,00347 0,157 0,843 вода 0,3505 0,5842
итого
Уравнение прямой регрессии, характеризующее эту зависимость, имеет
вид:
Kпр–проницаемость породы в мкм2.
Расчетные значения коэффициентов вытеснения нефти газом,
рекомендуемые для оценки нефтеотдачи продуктивных пластов объекта I
месторождения Тенгиз, приведены в таблице 1.2.
Экспериментальные исследования относительной проницаемости нефть-газ
и коэффициента вытеснения нефти газом проводились в Кор Лабораторис и
компанией Резервуар Инк. Относительная проницаемость для нефти и газа
определялась по четырем лабораторным программам. Для экспериментального
определения капиллярного давления от газонасыщенности использовался метод
нагнетания ртути в образцы керна.
Таблица 1.2 - Характеристики вытеснения нефти газом
Пласт, куполПроницаСодержаниКоэффициент ВытесняющКоэфф.остатоКоэффи
емость,е начальной ий чной циент
мкм2 связаннойнефтенасыщенрабочий нефтенасыщенвытесн
воды, ности, агент ности ения,д
доли ед. доли ед. (вода, при оли
газ и вытеснении ед.
т.п.) нефти
рабочим
агентом,доли
ед.
1 объект 0,001150,232 0,768 Газ 0,3214 0,5815
баундстоун
Продолжение таблицы 1.2
1 объект 0,003740,116 0,884 Газ 0,3047 0,6558
платформа
1 объект 0,003470,157 0,843 Газ 0,3057 0,6373
итого
1.9 Запасы нефти и газа
Подсчет запасов нефти, раствореного газа и попутных компонентов
месторождения Тенгиз выполнен специалистами ТОО "Тенгизшевройл", ОАО НИПИ
"Каспиймунайгаз", ТОО "КазНИГРИ" в 2002г. и утвержден ГКЗ РК 13-17 августа
2002г. Подсчет запасов производился по трем объектам.
Большинство скважин находится в эксплуатации I объекта, часть из них
эксплуатирует совместно I+II объекты и некоторые скважины – совместно
I+II+III объекты.
I объект подсчёта
Платформенная часть I объекта оценена по категориям В и С1.
Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными
скважинами согласно проекту 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:
• 4 варианта на естественном упруго-замкнутом режиме
• режим закачки воды
• 3 варианта режима закачки газа.
84% 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.
2 Выбор объекта разработки
2.1 Обоснование и выбор объектов разработки
Карбонатная толща месторождения Тенгиз в процессе изучения и создания
ее геолого-физической модели разделена на 3 очень крупных объекта: 1-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.
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 ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Тенгиз кен орны – теңдесі жоқ мұнай мен газдың кен орны болып
табылады. Кен орнының аумағы 20 да 21 шақырымға тең. Кен қорының мұнай
бөлігінің қалыңдығы 1.6 шақырымды құрайды. Мұнай қоры - 8 млрд баррел.
Тегниз кен орны күкіртті сутегінің жоғары құрамымен ерекшеленеді.
Міне сондықтан жабдықтық мүжілуге ұшырауымен күрес өте өзекті мәселеге
айналып отыр. Осы жұмыстың мақсаты күкіртті сутекті мүжілуден тиімді
түрде қорғауды таңдау болып табылады. Дипломдық жобада ТХ-8505 ингибитор
құрылғысын қолдану ұсынылады. Ингибитор құрылғысын дер кезінде қолдану
жабдықпен болатын көптеген мәселелерді болдырмауға көмектеседі. Ингибитор
құрылғысын қолдану жөндеу аралықтарындағы кезеңді 1,4 есеге ұлғайта
отырып, жылдық үнемді тиімділікті алуға жағдай жасайды.
Дипломдық жоба 155 беттен, 22 кестелерден, 6 сызбалардан және 2
суреттерден тұрады.
Аннотация
Месторождение Тенгиз – уникальное нефтегазовое месторождение. Площадь
месторождения равна 20 км на 21 км. Толщина нефтяной части залежи
составляет 1.6 км. Запасы нефти - 8 млрд баррелей.
Месторождение Тенгиз отличается высоким содержанием сероводорода.
Поэтому борьба с коррозией оборудования очень актуальная проблема. Целью
настоящей работы является выбор эффективной защиты от сероводородной
коррозии.В дипломном проекте предлагается применение ингибитора ТХ-8505.
Своевременное применение ингибитора поможет избежать многих проблем с
оборудованием. Применение ингибитора коррозии позволяет увеличить
межремонтный период в 1,4 раза и получить годовой экономический эффект
Дипломный проект состоит из 155 страниц, 22 таблиц, 2 рисунков и 6
чертежей.
Annotation
Tengiz field is unique oil and gas field. The square of the field is
equal to 20 kilometers to 21 kilometers. The thickness of the oil part of
the deposit is 1,6 km. The oil reserves is 8 milliard barrels.
Tengiz field differs by high content of hydrogen sulphide. That is why
the corrosion control is very actual problem. The purpose of the present
job is the choice of the effective protect from hydrogen-sulphidious
corrosion. In the diploma project the application of the retardant TX-8505
is proposed. Timely use of retardant of the corrosion allows to get rid of
many problems with equipment. The application of the corrosion’ retardant
gives the possibility to increase turnaround time in 1,4 times and get
annual economical effect.
The diploma project consists of 155 pages, 22 tables and 6 pictures.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Геолого-физическая характеристика месторождения
1. Характеристика геологического строения
2. Характеристика толщин, коллекторных свойств продуктивных объектов
3. Выделение коллектора
4. Определение коэффициента пористости
5. Определение коэффициента нефтенасыщенности
6. Определение проницаемости
7. Свойства и состав нефти, газа и воды
8. Физико-гидродинамические характеристики
9. Запасы нефти и газа
2. Выбор объекта разработки
1. Обоснование и выбор объектов разработки Расчет РНМ
2. Применение ЭВМ
3. Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической основы
для проектирования разработки
1. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и
пластов, характеристика их продуктивности и режимов
3.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективности применения
методов повышения нефтеизвлечения
1. Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов,
технологических показателей разработки, пластового давления в зонах
отбора
2. Анализ выработки запасов нефти из пластов
3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки
3.3 Обоснование принятых расчетных геолого-физических моделей пластов
3.3.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого-физических
характеристик, принятых для расчета технологических показателей
разработки
3.4 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных
вариантов разработки
3.4.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-
физическим характеристикам пластов
3.4.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные
характеристики
3.4.3 Обоснование рабочих агентов для воздействия на пласт
3.4.4 Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей
разработки
3.4.5 Обоснование охвата процессом вытеснения, количества резервных
скважин
3.4.6 Об изменении продуктивности добывающих скважин при снижении
давления в залежах
3.4.7 Размещение скважин на месторождении
4. Технологические и технико-экономические показатели вариантов
разработки
4.1 Обоснование предельных толщин пласта для размещения скважин и сроков
выработки извлекаемых запасов, необходимости бурения скважин дублеров
4.2 Технологические показатели вариантов разработки
4.3 Экономические показатели вариантов разработки
4.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
5. Техника и технология добычи нефти и газа
5.1 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин,
устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей
эксплуатации скважин
5.1.1 Фонтанная эксплуатация скважин
5.1.2 Механизированная эксплуатация скважин
5.1.3 Анализ работы оборудования на месторождении
5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при
эксплуатации скважин
5.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки
продукции скважин
5.4 Требования и рекомендации к системе сбора ППД, качеству воды,
используемой для заводнения
5.5 Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих
агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения
5.5.1 Сравнительный анализ технологической структуры подготовки рабочего
агента
6 Экономическая часть
6.1 Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора
рекомендуемого к утверждению варианта
6.2 Расчет капитальных вложений
6.3 Организация труда и заработная плата
6.4 Структура и расчет эксплуатационных затрат
6.5 Мероприятия по обеспечению экономичности проекта
6.6 Технико-экономические показатели проекта (экономическая
эффективность)
7 Контроль за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и
скважинного оборудования
7.1 Контроль за разработкой месторождения
7.2 Регулирование процесса разработки месторождения.
8 Охрана труда
8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
8.2 Защитные мероприятия
8.2.1 Производственная санитария
8.2.2 Техника безопасность
8.2.3 Пожаро-взрывобезопасность
9 Охрана окружающей среды
9.1 Основные сведения о нормативных и правовых документах по ООС
9.2 Краткие сведения о предприятии с точки зрения ООС
9.3 Природно-климатическая характеристика района
9.4 Охрана атмосферного воздуха
9.4.1 Перечень источников загрязнения
9.4.2 Номенклатура загрязняющих веществ
9.4.3 Количественные показатели загрязняющих веществ
9.4.4 Мероприятия по уменьшению выбросов в атмосферу загрязняющих
веществ
9.5 Охрана водных ресурсов
9.5.1 Перечень источников загрязнения
9.5.2 Количественная характеристика сточных вод
9.5.3 Мероприятия по очистке сточных вод
9.6 Охрана земельных ресурсов
9.6.1 Перечень загрязняющих веществ
9.6.2 Количественная оценка загрязнения земель
9.6.3 Мероприятия по уменьшению загрязнения земельных ресурсов
9.7 Охрана животного и растительного мира
9.7.1 Характеристика животного и растительного мира
9.7.2 Воздействие разработки месторождения Тенгиз на животный и
растительный мир
9.7.3 Защита животного и растительного мира
10 Научная часть. Борьба с коррозией при эксплуатации фонтанных
скважин
10.1 Типы коррозии
10.1.1 Общая коррозия
10.1.2 Язвенная коррозия
10.1.3 Сероводородное растрескивание под напряжением
10.1.4 Водородное растрескивание
10.2 Методы борьбы с коррозией
10.2.1 Катодная защита
10.2.2 Наружные и внутренние покрытия
10.2.3 Поверхностно-активные вещества и другие добавки
10.2.4 Использование ингибитора TX-8505
10.3 Технология покрытия ингибитором
10.3.1 Безводная продукция
10.3.2 Насосы впрыcкивания ингибитора
10.4 Контроль за коррозией
Заключение
Список 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 соответствии с технологической схемой разработку месторождения
предусматривалось проводить по первому объекту на упруго-замкнутом режиме.
В дальнейшем, после снижения пластового давления в залежи до давления
насыщения, предполагалось осуществлять разработку продуктивного пласта на
режиме растворенного газа и перевести затем залежь под закачку воды. По
второму эксплуатационному объекту заводнение не планировалось, и расчет
показателей был выполнен только при разработке объекта на упруго-замкнутом
режиме с последующим переходом на режим растворенного газа, что было
обусловлено недостаточной изученностью этого объекта.
В апреле 1991 года месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную
эксплуатацию, а с 6 апреля 1993 года начата эксплуатация месторождения ПОО
''Тенгизшевройл".
В 1999 году институт НИПИмунайгаз составил проект опытно-промышленной
эксплуатации месторождения Тенгиз, согласно которому осуществляется
разработка месторождения в настоящее время. В 2001 году этот же институт
составил ''Дополнение к проекту опытно-промышленной разработки
месторождения Тенгиз'', в котором предложена организация опытного участка
по закачке газа в пласт.
Месторождение отличается исключительно сложным геолого-физическим
строением.
При выполнении дипломного проекта широко использовались результаты
исследований ТШО.
1 Геолого-физическая характеристика месторождения
1 Характеристика геологического строения
Промышленная нефтеносность месторождения Тенгиз была установлена
скважиной Т-1, в которой в 1981 году при кратковременном опробовании
интервала 4054-4095м был получен приток нефти дебитом свыше 100м3сут.
В опытно – промышленной разработке месторождение находится с апреля
1991года.
Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную платформу,
состоящую из карбонатных массивов ранне-среднекаменноугольного возраста,
расположенных на общем девонском карбонатном основании.
В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен
отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований.
В тектоническом плане Тенгизское месторождение расположено в южной
части Прикаспийской нефтегеологической провинции и приурочено к
Тенгиз–Кашаганской сейсмогеологической области.
Окончательно современный облик Тенгиз–Кашаганская платформа приобрела
в раннепермское время, когда она была перекрыта аргиллитами и мощной толщей
солей, ставшими надёжными флюидоупорами.
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.
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.
Комплексная интерпретация сейсмических данных специалистами компаний
“Казсейсмошельф”, “Шеврон”, “Эксон-Мобил” и “Тенгизшевройл” позволяет
получить более чёткую стратиграфическую структуру Тенгизского массива,
особенно в области террасных краёв, склоновых отложений и бассейновых
участков.
По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин коллектор
был разделен на три объекта: объекты I, II, III.
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.
I объект является наиболее изученным как в плане литологофациального
анализа пород, так и в отношении продуктивности и эксплуатационной
характеристики скважин. Башкирская часть разреза вскрыта в разных зонах и в
разном объёме во всех скважинах (кроме скважины Т–18); серпуховские
отложения – в 74 скважинах, окские – в 46 скважинах. Наибольшее количество
пробуренных скважин и, следовательно, проведённых исследований, приходится
на платформенную часть структуры, тогда как склоны изучены менее детально.
В платформенной части породы I объекта сложены биокластовыми
пакстоунами и грейнстоунами, водорослево-форамениферовыми известняками с
прослоями ракушечняковых грейнстоунов и рудстоунов.
В пределах верхнего склона отложения крайне неоднородны и
представлены неотсортированными лито-биокластовыми пакстоунами, толщами
водорослевых и обломочных известняков. Породы неравномерно
перекристаллизованы и доломитизированы.
В подножии склона отложения представлены тонкослоистыми карбонатно-
глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами с
прослоями пакстоунов.
В пределах первого объекта выделяется рим, характеризующийся местными
буграми сейсмофаций и состоящий из кораллового и скелетного пакстоуна и
локального микробиального баундстоуна башкирского и серпуховского возраста.
Для пород, слагающих рим, характерны субвертикальные трещины и каверны.
Породы башкирского яруса обладают повышенной пористостью. Практически
по всему разрезу в грейнстоунах 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.
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 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 окско – башкирских
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. Своеобразное увеличение толщины карбонатных отложений отмечается
и по западной периферии поднятия за крутым склоном. 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.
Продуктивность I объекта в различных структурно–фациальных зонах
месторождения подтверждена получением промышленных притоков из башкирских и
серпуховских отложений в 53 скважинах, из окских – в 34 скважинах.
При опробовании собственно башкирских отложений дебиты нефти из
скважин, расположеных в платформенной части, варьировали от 111,2 м3сут
через 15,2 мм штуцер (Т–1) до 482 м3сут через 10 мм штуцер (Т-14), в
бортовой части (рим) – от 483,2 м3сут через 8 мм штуцер (Т–122) до 2971,2
м3сут через 22,2мм штуцер (Т–27).
После проведения КРС дебиты нефти значительно увеличились. Так, в
скв. Т–21, расположенной на платформе, дебит нефти составил 873 м3сут; в
скв. Т–20, расположенной в римовой части, дебит увеличился до 1840 м3сут;
в скв. Т–12 дебит нефти составил 1625 м3сут.
При опробовании серпуховских отложений дебиты скважин, расположенных
в бортовой части (рим) и на склоне, изменялись от 407,7 м3сут (Т–103) до
483 м3сут (Т–45).
При пробной эксплуатации скважин, расположенных в зоне развития
рифовых и биогермных построек, дебиты нефти из серпуховской части разреза
составляли от 548 м3сут через штуцер 32 мм (Т–47) до 2872 м3сут через 30
мм штуцер (Т–1100).
Дебиты нефти, полученные при опробовании окских отложений в пределах
платформы, изменялись от 381 м3сут (Т–123) до 507,5м3сут через 8мм штуцер
(Т–115); в скважинах Т–31 и Т–8, находящихся в склоновой части, дебиты
нефти составили 351 м3сут и 440,7 м3сут через 8мм штуцер.
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, а в
нижней части склона увеличивается до 150–200м. 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 200-250м характеризуются
относительно однообразным составом. В целом отложения нижнего визе изучены
только в платформенной части. Коллектор II объекта представлен био-
литокластовыми пакстоунами с прослоями микросгустковых и водорослевых
известняков, литокластовыми грейнстоунами, лито- биокластовыми и
пеллоидными пакстоунами, реже вакстоунами с прослоями комковато- сгустковых
известняков. В верхах разреза породы часто перекристаллизованы и
доломитизированы, участками сильно окремнены. Породы слабопроницаемы.
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.
Продуктивность объекта установлена по данным 14 скважин, в 4-х из
которых он опробован раздельно, а в 10 скважинах совместно с I или III
объектами. Работающие интервалы II объекта при совместном опробовании с
другими объектами установлены по данным анализа PLT.
В пределах платформы опробовано 6 скважин (Т-6, Т-22, Т-24, Т-5050, Т-
6846, Т- 44), а в присклоновой и склоновой частях – 8 скважин (Т-41, Т-43,
Т-17, Т-463, Т-5056, Т-5857, Т-7252, Т-6337). Максимальные дебиты нефти во
время отработки получены в скважинах, расположенных в присклоновых частях:
Т-5857 – 1805 м3сут, Т-5056 – 1380 м3сут, Т-7252 – 676 м3сут. В то же
время в скважинах Т-41, Т-43, расположенных в аналогичных зонах, дебиты
нефти, полученные на разведочном этапе при опробовании, составляют 45,6
м3сут, 379 м3сут.
Наименее изученным является III объект разработки, в
стратиграфическом плане приуроченный к позднефранско-фаменским отложениям
верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский
разрез,, вскрыт на разных участках месторождения. Породы представлены
мелкозернистыми доломитизированными известняками, пелоидными и
биокластовыми вакстоунами и пакстоунами 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 оконтуривается 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 оконтуривающей изогипсе 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.
Продуктивность отложений девона доказана в 1987 г скважиной Т-10, в
которой из интервала открытого ствола 5381 – 5413 м был получен приток
нефти дебитом 496 м3сут через 8мм штуцер. С 1997 г эта скважина находится
в эксплуатации с устойчивым дебитом 1500 м3сут. В ряде скважин, где
девонские отложения опробованы совместно с I и II объектами, наличие
промышленного притока из них подтверждено исследованиями PLT.
Самой нижней, достоверно установленной отметкой получения нефти,
является отметка минус 5428,9м (подошва опробованного интервала в скважине
Т-10). Данные длительной эксплуатации с высоким суточным дебитом
свидетельствуют о том, что нефть на данном участке может залегать намного
ниже этой отметки.
При испытании скважины Т-6846 открытым стволом, нижняя отметка
получения нефти – минус 5461,8 м ( по данным PLT ). В скважине Т-47 при
опробовании интервала (-5378-5459 м) получено 99% воды, в скважине Т-6337
при отборе проб вода получена с отметки минус 5400м.
При данной степени изученности можно однозначно сказать, что водо-
нефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно
определить его положение невозможно.
Существует несколько гипотез, обосновывающих положение раздела нефть
– вода:
• при недостаточной степени изученнности 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 водо-нефтяного контакта.
1. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных
объектов и их неоднородности
Тенгизское месторождение нефти приурочено к глубокозалегающему
подсолевому карбонатному комплексу пород, представленному преимущественно
неглинистыми известняками с прослоями тонких рассеянных туфогенных
аргиллитов и незначительными слоями доломитов.
Породы характеризуются сложной структурой порового пространства, что
обусловлено первичными условиями осадконакопления, диагенетическими и
эпигенетическими процессами. Большое влияние на пористость оказали процессы
выщелачивания, перекристаллизации и образования трещин. С другой стороны,
заполнение пор битумом, вторичным кальцитом, доломитом, окремление
приводили к ухудшению ёмкостных свойств.
На месторождении Тенгиз пробурено одиннадцать скважин, в которых был
отобран керн со 100% выносом.
Проходка по разрезу продуктивных отложений составила 3186,52 метров,
линейный вынос керна–3131,52 метров или 98,3% от проходки, и 23,8% от общей
толщины.
По результатам исследования керна из старого фонда скважин, с
использованием базового кернового материала из новых скважин следует, что
пористость пород изменяется от 0,1 до 24%. Проницаемость по керну
изменяется от 0,001мд до 800мд.
1 Выделение коллектора
Из-за геолого-технических условий выделение коллекторов и оценка
эффективных нефтенасыщенных толщин на Тенгизе не может быть произведена по
стандартному набору качественных признаков (проникновение раствора в пласт,
наличие глинистой корки, значения радиального градиента электрического
сопротивления и данных специальных исследований на керне-проникновение
фильтрата в керн, измерение фазовой или эффективной проницаемости и др.).
ТШО придерживается концепции, не использующей понятие граничного
значения открытой пористости, основанной на анализе симуляционной модели.
Симуляционная модель коллектора предполагает, что со временем по мере
падения пластового давления в процессе разработки происходит движение нефти
из всех низкопоровых коллекторов. В принципе, симуляционная модель
коллектора позволит определить, какие продуктивные зоны будут работать
продолжительное время.
1.4 Определение коэффициента пористости
Коэффициент открытой пористости для подсчёта запасов определяли по
данным ГИС и керну, достоверность определения значений пористости по ГИС
проверялась путём сопоставления со значениями пористости по керну.
Обработка ГИС проводилась по зависимостям для карбонатных коллекторов
в автоматизированном режиме по программе MultiMin, используемой в ТШО.
Набор каротажей пористости (НК, ГГКП, АК) вполне достаточен для определения
коэффициента пористости, литологии. В настоящее время эффективную
пористость можно определить благодаря появлению в комплексе ГИС
современного ядерно-магнитного каротажа. В значения пористости, полученные
по данным нейтронного, акустического и плотностного каротажа, вводилась
поправка за содержание битума. Для введения поправочного коэффициента Кп
керн сравнивается с используемой ТШО “теоретической” каротажной
пористостью, равной
Кп керн + 0,53 х Vбит. ,
где 0,53 – средняя величина увеличения пористости на 1% битума.
Поскольку Vбит не может быть определён в каждом пластопересечении, то
при отсутствии данных ЯМР, Vбит.керн принимается как статистическая оценка
этой величины, найденная по данным керна в зависимости от нахождения
скважины в определённой фациальной зоне [2]. На современном этапе,когда уже
в шести скважинах (Т-47,Т-220,Т-463,Т-5050,Т-5056,Т-5 246) в комплекс ГИС
включен ядерно-магнитный каротаж (ЯМР), по методике MultiMin определяют
Vбит.ГИС = Кпннк - Кпямр.
В названных скважинах, пробуренных со сплошным отбором керна,
сравнивались значения Vбит. ГИС и Vбит.керн.
Результаты этого сравнения свидетельствуют о достоверности
определений содержания битума по каротажу, с одной стороны, а также
правильности определения поправок в каротажную пористость за влияние
битума, с другой.
3 Определение коэффициента нефтенасыщенности
Остаточная водонасыщенность на Тенгизе из-за отсутствия данных
электрического каротажа определялась по зависимости Ков=f (Кп ),
построенной на замеренных прямым методом по керну значений Ков, с
использованием аналогичных данных по центрифуге и капиллярного давления. На
базе исследований 93 образцов на высокоскоростной центрифуге, позволивших
учесть влияние капиллярных эффектов, связанных с положением пласта
относительно уровня свободной воды (ВНК), было получено уравнение вида
Ков=10(ax+b),
где x-пористость;
a и b-зависят от высоты над уровнем свободной воды (ВНК).
Все данные и уравнения были проверены по керну и каротажу. На рис 1.2
показано сравнение результатов определения Ков по керну и каротажу по
скважине Т-220.
При подсчёте запасов коэффициент нефтенасыщенности определялся по
данным ГИС с использованием зависимости коэффициента водонасыщенности от
коэффициента открытой пористости, с учётом высоты над уровнем свободной
воды (ВНК), принятом условно на отметке минус 5450 м.
Удельные нефтенасыщенные объёмы (Vн.п) были расчитаны отдельно по
каждой скважине и представлены как средневзвешенные величины произведений
толщин, пористости и нефтенасыщенности (hхКпхКн), полученных в результате
интерпритации материалов ГИС.
4 Определение проницаемости
Проницаемость определялась на приборе Hassler, особенностью которого
является создание обжимного давления в 2,8 – 6 МПа (400 – 900psi), что не
позволяло проскальзыванию газа между манжетой и цилиндром. Рабочим агентом
при измерении является азот. Проницаемость рассчитавылась с помощью
уравнения Дарси.
С 2000 года проницаемость и пористость определялись на аппаратуре CMS-
300 – это автоматизированный прибор для измерения проницаемости и
пористости по спаду переменного давления. Прибор измеряет пористость (от
0,001% до 40%), объём пор, газопроницаемость (от 15дарси до
0,05микродарси), проницаемость по Клинкенбергу при программируемом
эффективном горном давлении.
Для оценки проницаемости использованы зависимости Кп = f(Kпр),
построенные по зонам (платформа, борт, склон), достоверность которых
различна. Наибольшая достоверность аппроксимации достигнута по платформе.
В 67 скважинах проводились гидродинамические исследования, но оценка
фильтрационных свойств пластов проведена по данным 59 скважин. По I объекту
исследовалось 46 скважин, по II – 5 и по III – 1. Характерной особенностью
гидродинамических исследований на Тенгизе являются испытания методом
установившихся отборов.
Проницаемость башкирских отложений изменяется от 0,4х10-3 (скв Т-120)
до 340х10-3мкм2 (Т-122), башкирских и серпуховских отложений от 0,13х10-3
(Т-117) до 121,6х10-3 мкм2 (Т-102), окских- от 0,14х10-3 (Т-119) до 26,5х10-
3 мкм2 (Т-115).
Проницаемость девонских отложений (Т-10) изменяется от 346,5(10-3 до
1976(10-3 мкм2.
2 Свойства и состав нефти, газа и воды
Физико-химические свойства нефти и газа, в основном, заимствованы из
подсчета запасов, выполненного ТШО, КазНИГРИ (2002г.), в котором
предпочтение отдается данным, полученным в компании Core Laboratories.
Несмотря на большое количество исследованных проб пластовой и
поверхностной нефти, отобранных в различных зонах месторождения как по
глубине, так и по простиранию, какой-либо закономерности изменения свойств
и состава пластовой нефти не обнаружено. В подсчете запасов принят
постоянный состав пластовой нефти осредненныйсредний по всей залежи. 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 кгм3, а
вязкость(0,232 мПа(с, на отметке(5300м соответственно 617,6 кгм3 и 0,2296
мПа(с. Разница сопоставима с погрешностями измерений. Следовательно,
незначительно будет отличаться по высоте залежи объемный коэффициент и
многие другие параметры, зависящие от пластового давления.
Поэтому данные по свойствам нефти, газа и по дифференциальному
разгазированию при пластовой температуре приняты одинаковыми по всей
залежи. Свойства нефти и газа после дифференциального разгазирования в
рабочих условиях приняты по результатам исследований по сепарационному
тесту.
В результате уточнены газосодержание, объемный коэффициент, плотность
товарной нефти, молекулярная масса выделившегося газа.
Следовательно, необходимо определить средние значения компонентных
составов суммарного газа и остаточной сепарированной нефти, полученных по
сепарационному тесту. Полученные результаты несколько отличаются от
содержания в газе целевых компонентов, принятого при подсчете запасов.
Свойства разгазированной нефти определены по данным исследований
института Гипровостокнефть, за исключением содержания серы и парафина,
которые приняты в количествах, указанных в подсчете запасов.
По результатам исследований и расчетов средняя плотность пластовой
нефти 620,6 кгм3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре
равно 25,26 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой
нефти 585,9 м3т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,232 мПа(с.
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность
нефти 785,0 кгм3, газосодержание 514,5 м3т, объемный коэффициент 1,936,
динамическая вязкость разгазированной нефти 2,10 мПа(с.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы
0,95%), молосмолистая (1,02 %), парафиновая (3,92 %). Объемный выход
светлых фракций при разгонке до 300 о С – 70 %.
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.
Воды продуктивных объектов на месторождении Тенгиз до 1999 г. не
изучались. При опробывании 15 разведочных скважин притоков воды из
подсолевых отложений не было получено.
В 1999 г. компанией Еxpro в открытом стволе законтурной скв.Т-47
было отобрано 12 проб жидкости с целью определения совместимости пластовых
вод и очищенных стоков завода, закачиваемых в нагнетательные скважины.
Однако представительными были признаны только три пробы, воды которых
соответствовали девонским водам данного региона. Воды во всех трех пробах
по свойствам и составу близки друг другу и имеют седиментационную природу с
участием в формировании глубокозалегающих горизонтов пресных глубинных вод
различного генезиса.Они характеризуются плотностью 1030-1031 кгм3 и
минерализацией 37,5-44,7 гл. Общая жесткость варьирует от 79 до 170 мг-
эквл, рН среды нейтральная – до 6,98. Генетический тип вод хлоркальциевый,
с преобладанием в составе вод ионов хлора (49,5 %) и ионов натрия (49,0 %).
Глубинное происхождение вод подтверждается присутствием в их составе лития
(до 14 мгл), который, наряду с цезием, является индикатором данных вод. Из
микрокомпонентов, помимо лития, определялись бор, бром, йод, аммоний и
стронций, но содержание их в водах оказалось незначительным. Концентрация
сероводорода составила 1,52 гл. Коэффициент сжимаемости пластовых вод
рассчитан эмпирическим путем и составляет 4,1·10-5. Коэффициент
динамической вязкости вод, рассчитанный для пластовой температуры 100 (С,
равен 0,282 мПа(с. Воды агрессивны по отношению к бетону и цементу и
обладают весьма высокой коррозионной активностью к стали и металлам (медь,
цинк, железо и др.).
Две пробы воды отбирались в процессе тестирования скв. Т-5050 после
солянокислотного гидроразрыва, но они оказались не пластовыми.
Воды первого и второго объекта на рассматриваемом месторождении до
настоящего времени остаются неизученными.В скв. Т-5050 из интервала 4500-
4717 м отбирались две пробы нефти с водой во время отработки на 2464
штуцере при Ртр = 74 бар. Но значительные концентрации в воде ионов кальция
(8666 мгл) свидетельствовали о содержании в ней продуктов солянокислотной
обработки скважины. Отобранные в процессе испытания пробы жидкости в
скважинах представляют собой смесь пакерной жидкости, бурового раствора и
продуктов солянокислотной обработки.
В качестве гидроминерального сырья воды продуктивных горизонтов
интереса не представляют, т.к. содержание редких микрокомпонентов в их
составе ниже минимальных промышленных концентраций.
1.8 Физико–гидродинамические характеристики
В настоящей работе рассмотрены варианты разработки месторождения
Тенгиз на естественном режиме, с поддержанием пластового давления путем
закачки сырого газа и воды. Для обоснования КИН при водонапорном режиме
определялась в лабораторных условиях величина коэффициента вытеснения нефти
водой, кривые относительной проницаемости и капиллярного давления нефть-
вода.
Уравнение прямой регрессии, характеризующее эту зависимость,
имеет вид:
(он – остаточная нефтенасыщенность, доли ед.
Kпр–проницаемость породы, мкм2.
Расчетные значения коэффициентов вытеснения, рекомендуемые для оценки
нефтеотдачи продуктивных пластов объекта I месторождения Тенгиз, приведены
в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Характеристики вытеснения нефти водой
Пласт, купол ПроницаемСодержаКоэффициент ВытесняКоэфф.остатКоэффици
ость, ние начальной ющий очной ент
мкм2 связанннефтенасыщеннрабочийнефт енасыщевытеснен
ой ости, доли агент нности ия,доли
воды, ед. (вода, при ед.
доли газ и вытеснении
ед. т.п.) нефти
рабочим
агентом,дол
и ед.
1 объект 0,00115 0,232 0,768 вода 0,3934 0,4878
баундстоун
1 объект 0,00374 0,116 0,884 вода 0,3476 0,6068
платформа
1 объект 0,00347 0,157 0,843 вода 0,3505 0,5842
итого
Уравнение прямой регрессии, характеризующее эту зависимость, имеет
вид:
Kпр–проницаемость породы в мкм2.
Расчетные значения коэффициентов вытеснения нефти газом,
рекомендуемые для оценки нефтеотдачи продуктивных пластов объекта I
месторождения Тенгиз, приведены в таблице 1.2.
Экспериментальные исследования относительной проницаемости нефть-газ
и коэффициента вытеснения нефти газом проводились в Кор Лабораторис и
компанией Резервуар Инк. Относительная проницаемость для нефти и газа
определялась по четырем лабораторным программам. Для экспериментального
определения капиллярного давления от газонасыщенности использовался метод
нагнетания ртути в образцы керна.
Таблица 1.2 - Характеристики вытеснения нефти газом
Пласт, куполПроницаСодержаниКоэффициент ВытесняющКоэфф.остатоКоэффи
емость,е начальной ий чной циент
мкм2 связаннойнефтенасыщенрабочий нефтенасыщенвытесн
воды, ности, агент ности ения,д
доли ед. доли ед. (вода, при оли
газ и вытеснении ед.
т.п.) нефти
рабочим
агентом,доли
ед.
1 объект 0,001150,232 0,768 Газ 0,3214 0,5815
баундстоун
Продолжение таблицы 1.2
1 объект 0,003740,116 0,884 Газ 0,3047 0,6558
платформа
1 объект 0,003470,157 0,843 Газ 0,3057 0,6373
итого
1.9 Запасы нефти и газа
Подсчет запасов нефти, раствореного газа и попутных компонентов
месторождения Тенгиз выполнен специалистами ТОО "Тенгизшевройл", ОАО НИПИ
"Каспиймунайгаз", ТОО "КазНИГРИ" в 2002г. и утвержден ГКЗ РК 13-17 августа
2002г. Подсчет запасов производился по трем объектам.
Большинство скважин находится в эксплуатации I объекта, часть из них
эксплуатирует совместно I+II объекты и некоторые скважины – совместно
I+II+III объекты.
I объект подсчёта
Платформенная часть I объекта оценена по категориям В и С1.
Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными
скважинами согласно проекту 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:
• 4 варианта на естественном упруго-замкнутом режиме
• режим закачки воды
• 3 варианта режима закачки газа.
84% 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.
2 Выбор объекта разработки
2.1 Обоснование и выбор объектов разработки
Карбонатная толща месторождения Тенгиз в процессе изучения и создания
ее геолого-физической модели разделена на 3 очень крупных объекта: 1-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.
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 ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
