Тенгиз кен орны

Дисциплина: Нефть, Газ
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

Геолого-физическая характеристика геологического толщин, коллекторных свойств продуктивных объектовВыделение коллектораОпределение коэффициента пористостиОпределение коэффициента проницаемостиСвойства и состав нефти, газа и водыФизико-гидродинамические характеристикиЗапасы нефти и газа
Выбор объекта разработкиОбоснование и выбор объектов разработки Расчет РНМПрименение ЭВМ
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

Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов,

технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора

Анализ выработки запасов нефти из пластов
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

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 100м ³ /сут.

В опытно - промышленной разработке месторождение находится с апреля 1991года.

Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную платформу, состоящую из карбонатных массивов ранне- 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 -25 ⁰ . 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 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 м ³ /сут через 15, 2 мм штуцер (Т-1) до 482 м ³ /сут через 10 мм штуцер (Т-14), в бортовой части (рим) - от 483, 2 м ³ /сут через 8 мм штуцер (Т-122) до 2971, 2 м ³ /сут 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 м ³ /сут; в скв. Т-20, расположенной в римовой части, дебит увеличился до 1840 м ³ /сут; в скв. Т-12 дебит нефти составил 1625 м ³ /сут.

При опробовании серпуховских отложений дебиты скважин, расположенных в бортовой части (рим) и на склоне, изменялись от 407, 7 м ³ /сут (Т-103) до 483 м ³ /сут (Т-45) .

При пробной эксплуатации скважин, расположенных в зоне развития рифовых и биогермных построек, дебиты нефти из серпуховской части разреза составляли от 548 м ³ /сут через штуцер 32 мм (Т-47) до 2872 м ³ /сут через 30 мм штуцер (Т-1100) .

Дебиты нефти, полученные при опробовании окских отложений в пределах платформы, изменялись от 381 м ³ /сут (Т-123) до 507, 5м ³ /сут через 8мм штуцер (Т-115) ; в скважинах Т-31 и Т-8, находящихся в склоновой части, дебиты нефти составили 351 м ³ /сут и 440, 7 м ³ /сут 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 м ³ /сут, Т-5056 - 1380 м ³ /сут, Т-7252 - 676 м ³ /сут. 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 м ³ /сут, 379 м ³ /сут.

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.