Месторождение кумколь

ВВЕДЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1. Геологофизическая характеристика месторождения ... ... ... ... ... ... ... ..
1.1 Характеристика геологического строения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.2 Характеристика толщин, коллекторных свойств
продуктивных объектов и их неоднородности ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 1.3 Выделение коллектора ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.4 Определение коэффициента пористости ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.5 Определение коэффициента нефтенасыщенности ... ... ... ... ... ... ... ...
1.6 Определение проницаемости ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.7 Свойства и состав нефти, газа и воды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.8 Запасы нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2 Выбор объекта разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1 Обоснование и выбор методики расчета ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.2 Расчет РНМ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.3 Применение ЭВМ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3 Подготовка геолого.проысловой и технико.экономической
основы для проектирования разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.1.1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки, пластового давления
в зонах отбора ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.1.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.1.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки ... ... ... ... ...
3.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и
выбор расчетных вариантов разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.2.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по
геолого.физическим характеристикам пластов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.2.2 Обоснование рабочих агентов для воздействия на пласт ... ... ... ... ... .
4 Технологические и технико.экономические показатели
вариантов разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.1 Обоснование придельных толщин пласта для
размещения скважен и сроки выработки извлекаемых ... ... ... ... ... ... ...
запасов, необходимости бурения скважин дублеров ... ... ... ... ... ... ... ..
4.2 Технологические и экономические показатели вариантов
разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5 Техника и технология добычи нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1 Анализ технологических условий эксплуатации скважин ... ... ... ... ...
5.2 Фонтанный способ эксплуатации ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.3 Анализ и обоснование режимов фонтанирования. Оборудование
фонтанных скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.4 Условия фонтанирования, обоснование устьевых
и забойных давлений ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.5 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями
при эксплуатации скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.6 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.7 Система поддержания пластового давления на
месторождении Кумколь ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.8 Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения ... ... .
6 Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.1 Организационная характеристика ЗАО «Тургай Петролеум» ... ... ... ... .
6.2 Организация основного и вспомогательного производства ... ... ... ... ..
6.2.1 Ремонтное хозяйство ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.2.2 Энергетическое хозяйство ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
6.2.3 Транспортное хозяйство ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.2.4. Материально техническое снабжение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
6.3 Особенности организации труда и заработной платы ... ... ... ... ... ...

6.4 Анализ технико . экономических показателей разработки
месторождения Кумколь ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
6.4.1 Расчет амортизационных отчислений ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.4.2 Расчет фонда оплаты труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6.4.3 Расходы по сбору, транспортировке и технологической
подготовке нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
6.4.4 Затраты на текущий ремонт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.4.5 Отчисления от фонда оплаты труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6.4.6 Расходы на применение ингибиторов парафиноотложения ... ... ... ...

6.4.7 Прочие расходы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
7 Контроль за разработкой пластов состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7. 1 Система контроля за процессом разработки
месторождения Кумколь ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7.2.Регулирование процесса разработки месторождения
8 Охрана труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
на месторождении Кумколь ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.2 Защитные мероприятия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.2.1 Безопасность эксплуатации фонтанной арматуры ... ... ... ... ... ... ... .
8.2.2 Безопасность проведения спускных и подъёмных операций ... ... ... ...
8.2.3 Мероприятия, проводимые при открытом фонтанировании ... ... ... ...
8.2.4 Производственная санитария ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.2.5 Пожарная безопасность при фонтанной эксплуатации скважин ... ... ...
8.2.5.1 Теоретические аспекты и методика расчета тушения
пожара . на нефтяных и газовых скважинах ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.2.5.2 Методика расчета тушения пожара на скважинах ... ... ... ... ... ... ...
9 Охрана окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.1 Основные нормативные и правовые документы ... ... ... ... ... ... ... ... .
определяющие защиту окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.2 Краткие сведения о предприятия с точки зрения
окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.3 Охрана атмосферного воздуха ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.3.1 Перечень источников загрязнения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.3.2 Номенклатура загрязняющих веществ и
количественные показатели загрязняющих веществ ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.3.3 Количественные показатели загрязняющих веществ ... ... ... ... ... ...
9.3.4 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.4 Охрана водных ресурсов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.5 Охрана земельных ресурсов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.6 Охрана флоры и фауны ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.7 Промышленные отходы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.8 Радиационная безопасность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 10 Научная часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10.1 Технологические расчеты ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Литература ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

С 1984 г. в Южно-Тургайской впадине открыто 11 месторождений (Кумколь, Майбулак, Кызылкия, Арыскум, Нуралы, Коныс, Бекта, Ащисай, Акшабулак, Аксай, Арысское) и на ряде площадей получены промышленные притоки нефти и газа (Кенлык, Дощан, Караванчи). Наиболее крупным из разведанных является месторождение Кумколь с извлекаемыми запасами нефти 89,4 млн т. Южно-Тургайская впадина является пока единственным нефтегазоносным бассейном в Южном Казахстане, где обнаружены промышленные запасы нефти. К высокоперспективным зонам первой очереди отнесены районы Арыскумского, а также северная часть Южно-Тургайского прогибов и другие зоны. По прогнозам геологов, запасы нефти по Южно-Тургайскому прогибу оцениваются не менее чем в 250—300 млн т и свободного газа более 100 млрд м3.
Следует отметить, что открытию Южно-Тургайского нефтегазового бассейна с его крупным месторождением Кумколь предшествовали многолетние геологосъемочные, нефтегазопоисковые и научно-исследовательские работы.
Эксплуатационное разбуривание месторождений Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения.
Промышленная разработка месторождения Кумколь ведется с мая 1990 года в сoответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения Кумколь.
В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному обществу закрытого типа “Кумколь -Лукойл” выдана лицензия (серия МГ. № 296 нефть) для доразведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного участка месторождения Кумколь в Жезказганской области.
Контрактная территория представляет неразбуренную и

1. Жолтаев Г.Ж., Парагульгов Т.Х. Геология нефтегазоносных областей Казахстана. - Алматы, 2007

2. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. - М.: Недра, 1983

3. Мищенко И.Т., Сахаров В.А. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. - М.: Недра, 1984

4. Тайкулакова Г.С. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. - Алматы, 2000.

5. Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. - М.: Недра, 1984

6. Сулейманова М.М., Газарян Г.С. Охрана труда в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1980

7. Панов Т.Е., Петряшин Л.Ф. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1984

8. «Анализ разработки нефтегазового месторождения Кумколь», 2007

9. «Авторский надзор за реализацией проекта месторождения Кумколь (территория Тургай-Петролеум)», 2007

10. «Технология и техника добычи нефти и газа», Муравьев И.М., Базлов М.Н., Жуков А.И., издательство «Недра», 1971

11. Научно-технический журнал «Нефть и газ», № 2, 2007

12. Единые правила охраны недр при разработке месторождений полезных ископаемых в Республике Казахстан, г. Кокшетау-1999 г.

13. «Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений» Р.К. Алма-Аты, 1996 г.

14. Перевод запасов нефти месторождения Кумколь из категории С1 в категорию В. Отчет по теме ЗАО «НИПИнефтегаз», ответственный исполнитель Коростышевский М.Н., Корнева Т.В. и др., г. Актау 2001 г.

15. Авторский надзор за реализацией проекта разработки месторождения Кумколь» по территории Тургай-Петролеум за 2002 г.

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 121 страниц
В избранное:

АННОТАЦИЯ

Данный дипломный проект по месторождению Кумколь состоит из 4 основных
частей: В технико-технологическую часть входят общие сведения о
месторождении Кумколь, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность,
водоносность, характеристика толщин и коллекторских свойств продуктивных
пластов, анализ текущего состояния разработки, способы эксплуатации
скважин, особенности фонтанной эксплуатации.
Экономическая часть показывает эффективность от эксплуатации скважин
фонтанным способом. Приведен расчет всех эксплуатационных и текущих затрат.
В разделе охраны труда рассмотрены мероприятия по технике
безопасности при эксплуатации фонтанных скважин.
В разделе охраны окружающей среды рассмотрен анализ технологических
процессов, как источников загрязнения атмосферы и литосферы при добыче
углеводородов.

АҢДАТПА

Құмкөл кен орны бойынша бұл дипломдық жоба негізгі 4 бөлімнен тұрады.
Техника-технологиялық бөліміне Құмкөл кен орны туралы жалпы мағлұматтар
кіреді, олар: оның стратиграфиясы, тектоникасы, мұнайгаздылығы, сулылығы,
өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеті және қабат қалыңдығының
сипаттамасы, ұңғыны пайдалану тәсілдері, және фонтанды тәсілдің
ерекшеліктері.
Экономикалық бөлімінде фонтанды тәсілді енгізудегі тиімділікті
көрсетеді. Барлық пайдалану және ағымдағы шығынның есебі аңықталған;
Еңбек қорғау бөлімінде фонтанды тәсілді орнату, пайдалану кезіндегі
техника қауіпсіздігі бойынша шаралар қарастырылған.
Қоршаған табиғи ортаны қорғау бөлімінде көмірсутекті өндіру кезінде
атмосфера мен литосфераны ластану көзі ретінде технологиялық процесстерді
талдау қарастырылған.

THE SUMMARY

The given degree project on deposit Kumkol consists of four basic
parts. The technological part includes the general data on deposit Kumkol,
its geology, the characteristic of thickness and collector properties of
productive layers, the analysis of a current condition of development, ways
of operation of chinks.
The economic part shows efficiency from introduction of pump
installation. Calculation of all operational and current expenses is
resulted.
In section of a labour safety actions under the safety precautions are
considered at operation from pump installation.
In section of preservation of the environment the analysis of
technological processes, as sources of pollution of an atmosphere and
litosphere is considered at extraction of hydrocarbons.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ...
1. Геологофизическая характеристика месторождения ... ... ... ... ... ... ... ..

1.1 Характеристика геологического строения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.2 Характеристика толщин, коллекторных свойств
продуктивных объектов и их неоднородности ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.3 Выделение коллектора ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.4 Определение коэффициента пористости ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

1.5 Определение коэффициента нефтенасыщенности ... ... ... ... ... ... ... ...

1.6 Определение проницаемости ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

1.7 Свойства и состав нефти, газа и воды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.8 Запасы нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2 Выбор объекта разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1 Обоснование и выбор методики расчета ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

2.2 Расчет РНМ
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

2.3 Применение ЭВМ
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ..

3 Подготовка геолого-проысловой и технико-экономической
основы для проектирования разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.1.1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических
показателей разработки, пластового давления
в зонах отбора ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

3.1.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов ... ... ... ... ... ... ... ... ...

3.1.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки ... ... ... ... ...

3.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и
выбор расчетных вариантов разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

3.2.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по
геолого-физическим характеристикам пластов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

3.2.2 Обоснование рабочих агентов для воздействия на пласт ... ... ... ... ... .

4 Технологические и технико-экономические показатели
вариантов разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

4.1 Обоснование придельных толщин пласта для
размещения скважен и сроки выработки извлекаемых ... ... ... ... ... ... ...
запасов, необходимости бурения скважин дублеров ... ... ... ... ... ... ... ..

4.2 Технологические и экономические показатели вариантов
разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5 Техника и технология добычи нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1 Анализ технологических условий эксплуатации скважин ... ... ... ... ...
5.2 Фонтанный способ эксплуатации ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

5.3 Анализ и обоснование режимов фонтанирования. Оборудование

фонтанных скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

5.4 Условия фонтанирования, обоснование устьевых

и забойных давлений ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

5.5 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями

при эксплуатации скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

5.6 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки
продукции скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

5.7 Система поддержания пластового давления на
месторождении Кумколь ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

5.8 Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих
агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения ... ... .

6 Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.1 Организационная характеристика ЗАО Тургай Петролеум ... ... ... ... .
6.2 Организация основного и вспомогательного производства ... ... ... ... ..

6.2.1 Ремонтное хозяйство ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

6.2.2 Энергетическое хозяйство ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

6.2.3 Транспортное хозяйство ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

6.2.4. Материально техническое снабжение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

6.3 Особенности организации труда и заработной платы ... ... ... ... ... ...

4. Анализ технико - экономических показателей разработки
месторождения Кумколь ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

6.4.1 Расчет амортизационных отчислений ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

6.4.2 Расчет фонда оплаты труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

6.4.3 Расходы по сбору, транспортировке и технологической

подготовке нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

6.4.4 Затраты на текущий ремонт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

6.4.5 Отчисления от фонда оплаты труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

6.4.6 Расходы на применение ингибиторов парафиноотложения ... ... ... ...

6.4.7 Прочие расходы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

7 Контроль за разработкой пластов состоянием и эксплуатацией скважин и
скважинного оборудования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

7. 1 Система контроля за процессом разработки

месторождения Кумколь ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

7.2.Регулирование процесса разработки месторождения

8 Охрана труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

на месторождении Кумколь ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

8.2 Защитные мероприятия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

8.2.1 Безопасность эксплуатации фонтанной арматуры ... ... ... ... ... ... ... .

8.2.2 Безопасность проведения спускных и подъёмных операций ... ... ... ...

5 Мероприятия, проводимые при открытом фонтанировании ... ... ... ...

8.2.4 Производственная санитария ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

8.2.5 Пожарная безопасность при фонтанной эксплуатации скважин ... ... ...
8.2.5.1 Теоретические аспекты и методика расчета тушения
пожара . на нефтяных и газовых скважинах ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.2.5.2 Методика расчета тушения пожара на скважинах ... ... ... ... ... ... ...
9 Охрана окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

9.1 Основные нормативные и правовые документы ... ... ... ... ... ... ... ... .
определяющие защиту окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

9.2 Краткие сведения о предприятия с точки зрения
окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.3 Охрана атмосферного воздуха ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.3.1 Перечень источников загрязнения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.3.2 Номенклатура загрязняющих веществ и
количественные показатели загрязняющих веществ ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.3.3 Количественные показатели загрязняющих веществ ... ... ... ... ... ...

9.3.4 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.4 Охрана водных ресурсов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.5 Охрана земельных ресурсов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.6 Охрана флоры и фауны ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

9.7 Промышленные отходы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.8 Радиационная безопасность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 10 Научная
часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10.1 Технологические
расчеты ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
Литература ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ...

ВВЕДЕНИЕ

С 1984 г. в Южно-Тургайской впадине открыто 11 месторождений
(Кумколь, Майбулак, Кызылкия, Арыскум, Нуралы, Коныс, Бекта, Ащисай,
Акшабулак, Аксай, Арысское) и на ряде площадей получены промышленные
притоки нефти и газа (Кенлык, Дощан, Караванчи). Наиболее крупным из
разведанных является месторождение Кумколь с извлекаемыми запасами нефти
89,4 млн т. Южно-Тургайская впадина является пока единственным
нефтегазоносным бассейном в Южном Казахстане, где обнаружены промышленные
запасы нефти. К высокоперспективным зонам первой очереди отнесены районы
Арыскумского, а также северная часть Южно-Тургайского прогибов и другие
зоны. По прогнозам геологов, запасы нефти по Южно-Тургайскому прогибу
оцениваются не менее чем в 250—300 млн т и свободного газа более 100 млрд
м3.
Следует отметить, что открытию Южно-Тургайского нефтегазового
бассейна с его крупным месторождением Кумколь предшествовали многолетние
геологосъемочные, нефтегазопоисковые и научно-исследовательские работы.
Эксплуатационное разбуривание месторождений Кумколь начато в 1988
году в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации
месторождения.
Промышленная разработка месторождения Кумколь ведется с мая 1990 года
в сoответствии с утвержденной технологической схемой разработки
месторождения Кумколь.
В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному
обществу закрытого типа “Кумколь -Лукойл” выдана лицензия (серия МГ. №
296 нефть) для доразведки и добычи углеводородного сырья на площади
Контрактного участка месторождения Кумколь в Жезказганской области.
Контрактная территория представляет неразбуренную и необустроенную
северо-западную часть месторождения Кумколь в координaтах горного отвода
(приложение №3 и № 4 к лицензии).
В соответствии с требованиями Республики Казахстан в данной работе
дается технико-экономическое обоснование разработки Контрактной территории
месторождения Кумколь.
Сегодня на территории Южного Тyргая успешно работают казахстанско-
канадское АО PetroKazakhstan, казахстанско-российское ЗАО Тургай-
Петролеум, казахстанско-германское СП Казгермунай, казахстанско-
английское СП КуатАмлонМунай.
На данный момент разработки существует тенденция снижения начальных
дебитов пробуренных скважин, поэтому усиливается значение глубокого анализа
работы фонтанных скважин для увеличения срока фонтанирования.

1. Геолого – физическая характеристика месторождения

1.1. Характеристика геологического строения.

Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской
нефтеразведочной экспедицией ПГО "Южказгеология" Министерство геологии
Республики Казахстан. Получение из скважины 1р-Кумколь, пробуренной на
структуре, выявленной сейсморазведкой по отражающему горизонту Ш (кровля
Js), фонтанного притока нефти из отложений неокома подтвердило
промышленную нефтегазоносость Южно-Тургайской впадины в Казахстане.
В 1985 году институтом "НИПМмунайгаз" составлен проект пробной
эксплуатации месторождения Кумколь и схема развития района месторождения
Кумколь .
В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНМГРИ и Казахской опытно-
мегодической экспедицией были выполнены работы по подсчету запасов нефти и
газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году
в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения].
Институтом "НИПИмупайгаз" в 1988 году составлена "Технологическая
схема разработки нефтяного месторождения Кумколь" . Рекомендуемый вариант
разработки утвержден в ЦКР МНП СССР (протокол № 1296 от 13.07.88 года).
Промышленная разработка месторождения Кумколь ведется с мая 1990 года
в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки
месторождения Кумколь.
В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному
обществу Кумколь-ЛУКойл выдана лицензия (серия МГ № 296 нефть) для
доразведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного Участка
месторождения. Кумколь.
С этого момента месторождение разрабатывается двумя
недропользователями АОПетроКазахстан Кумколь Ресорсес и АОКумколь-
ЛУКойл.
Район месторождения расположен на юго-востоке Карагандинской области в
Улутауском районе, земли которого переданы в долгосрочное пользование
Кызылординской области, в 280 км от г. Жезказгана и в 180
км от г. Кызылорда.
Климат района - резкоконтинентальный с большими сезонными и суточными
колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков. Максимальные
летние температуры - +30 4- 35 °С, минимальные зимние - до - 38 - 40 "С.
Структура подготовлена сейсморазведкой МОГТ и введена в поисковое
бурение в 1983 г. В процессе бурения скважины 1 в 1984 г. получен аварийный
фонтан нефти из нижненео-комских отложений.
В тектоническом отношении приурочено к Сорбулакскому выступу
фундамента, осложняющему северо-восточный сегмент Арыскумской впадины.
Блоковое поднятие фундамента отражено в вышележащих отложениях в виде
горстовидной антиклинали, в мел-кайнозойских осадках - в форме
валообразного поднятия. По юрско-меловому продуктивному комплексу
Кумкольская структура представляет собой брахиантиклинальную складку
сложной формы с амплитудой 50 м в неокомских и 150 м в юрских отложениях.

1.2 Характеристика толщин, коллекторных свойств продуктивных
объектов и их неоднородности

Разрез месторождения Кумколь изучен довольно хорошо, стратиграфическое
расчленение осадочного комплекса, залегающего на выветренной поверхности
фундамента, освещено в ряде производственных отчетов ЮКНРЭ и ГАО
Южнефтегаз и научных публикациях.
С целью уточнения стратиграфической принадлежности разреза продуктивных
горизонтов проведены палеонтологические исследования в лаборатории геологии
закрытых регионов Института геологических наук им. Сатпаева НАН РК.
Разрез месторождения Кумколь представлен отложениями мезокайнозоя,
залегающими на глубоко выветрелой поверхности фундамента
раннепротерозойского.
Нижний протерозой PR1
Гетерогенный фундамент протерозойского возраста вскрыт более чем в 15
скважинах и представлен в большинстве скважин серо-зелеными массивными
гидрослюдистыми-каолинитовыми глинами (кора выветривания), постепенно
переходящими в выветрелые кварц-биотитплагиоклазовые гнейсы. Лишь в
скважине №3 вскрыты измененные метасамотиты.
Породы сильно дислоцированы и ожелезнены.
Наибольшая вскрытая толщина 245м. (скв.№2)
Мезозой-кайнозой Mz-Kz
Отложения мезозой-кайнозоя в пределах месторождения Кумколь
расчленяются на два структурных подэтажа: юрский-тарфогенный и
мелпалеогеновый-платформенный.
Тафрогенный (юрский) подэтаж:
В предыдущих работах юрские отложения на структуре Кумколь расчленялись
на дощанскую, карагансайскую, кумкольскую (акшабулакскую) свиты.
Полученные новые данные о строении Арыскумского прогиба позволили
установить выклинивание (типа подошвенного прилегания к фундаменту)
отражающего горизонта ОГ-IY на южных и западных крыльях Кумкольского
поднятия, почти по всей площади которого ранее выделялись карагансайская и
дощанская свиты нижней-средней юры. Площадь Кумколь представляла
единственный участок прогиба, на котором данные свиты в своем
распространении по имевшимся представлениям выходят на территорию горст-
антиклиналей разделяющих грабен-синклинали.
Отражающий горизонт ОГ-IY, являющийся наиболее ярким и динамически
выраженным горизонтом, хорошо увязывается с кровлей карагансайской свиты,
поэтому его вклинивание на крыльях структуры Кумколь не вызывает сомнений.
Из вышесказанного следует, что стратиграфическое расчленение средне-юрского
разреза по Кумкольскому поднятию сделано неверно и выделенные здесь
отложения карагансайской и дощанской свит должны быть отнесены к осадкам
кумкольской свиты.
Кумкольская свита (J3 km) залегает на размытой поверхности фундамента и
расчленяется на основе цикличности в осадконакоплении на три подсвиты:
нижне(J3km1)-средне(J3 km2)- и верхне(J3km3)-кумкольскую.
Общая толщина кумкольской свиты изменяется от первых десятков метров на
горст-антиклиналях до 500-650м в грабен-синклиналях.
Кумкольская свита отличается низкими электрическими сопротивлениями
пород по сравнению с более древними породами. В нижнекумкольской подсвите
они составляют, в основном, 5-8 омм, в средне- и верхнекумкольской
подсвитах 2.0-3.5 омм, для водоносных коллекторов они уменьшаются до 0.5-1
омм.
Возраст свиты по СПК Х и XI относится к оксфордскому и кимериджскому
ярусам верхнеюрского отдела. С вышележащей преимущественно глинистой
акшабулакской (ранее коскольской) она связана постепенным переходом, что
затрудняет определение ее кровли.
Акшабулакская свита (Jза) расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.
Нижняя подсвита сложена темно-серыми и зеленовато-серыми глинами и
глинистыми алевролитами с отдельными прослоями песчаника. Верхняя подсвита
сложена пестроцветными (серыми, серовато-зелеными, коричневыми,
фиолетовыми, желтыми) глинами и глинистыми алевролитами с прослоями
песчаника, количество которых возрастает в верхней части разреза. Местами в
толще глин встречаются горизонты песчаника толщиной до 50 м, развитые
локально и относимые к аллювиальным русловым отложениям. Нижняя сероцветная
подсвита распространена неповсеместно (в грабен-синклиналях и в седловинах
горст-антиклиналей). По корреляции разрезов сероцветные и зеленоцветные
породы переходят в пестроцветные, залегающие на кумкольской свите.
Электрическое сопротивление пород составляет 2-3.5 омм, уменьшаясь
вниз по разрезу. Толщина свиты изменяется от 50-100 м на горст-антиклиналях
до 950 м в грабен-синклиналях.
Возраст свиты по СПК XII относится к волжскому ярусу верхнего отдела
юры.
Платформенный подэтаж.
К этому подэтажу относятся отложения мела и палеогена. Меловые
отложения расчленены на нижний отдел в составе даульской свиты, сероцветной
терригенно-карбонатной толщи, карачетауской и баймуратской свит, а верхний
отдел в составе курганбекской, балапанской свит, толщи красноцветов
верхнего турона и нижнего коньяка, пестроцветов и сероцветов сантона,
сероцветов кампана и маастриха. Нижний отдел представлен, в основном,
континентальными отложениями, а верхний морскими и континентальными,
расчлененными по фауне и литологическим признакам, в частности, по окраске
пород. В практике поисково-разведочных работ сложилось упрощенное
расчленение меловых отложений, обусловленное, в основном, отсутствием
реперов по ГИС для более детального расчленения. Разрез мела расчленен на
даульскую свиту неокома, карачетаускую апта-нижнего-среднего альба,
баймуратскую верхнего альба-сеномана и нерасчлененные отложения турона-
сенона. Даульская свита (K1d) расчленяется на нижнедаульскую нижнего
(KIпс1) и верхнедаульскую верхнего (КІпс2) неокома подсвиты.
Нижнедаульская подсвита расчленяется на два горизонта: нижний-
арыскумский (К1а) и верхний (KІпc12).
Арыскумский горизонт (К1а) представляет базальную толщу нижнего мела, с
перерывом, стратиграфическим и угловым несогласием, залегающую на
отложениях верхней юры и фундамента горст-антиклиналей, разделяющих грабен-
синклинали. Он сложен в кровле и в нижней половине песчано-аллювиальными и
делювиальными отложениями, в подошве которых выделяются тонкие гравийные
пласты, в средней части красноцветными глинистыми алевролитами. Толщина
горизонта изменяется от 30-40 м до 123 м.
В кровле этого горизонта повсеместно прослеживаются отражающий горизонт
Па.
Верхний горизонт нижнедаульской подсвиты представлен красноцветными
глинами, иногда алевролитистыми. Толщина горизонта изменяется от первых
десятков в бортах до 150 м. С кровлей его связан отражающий горизонт Па.
Арыскумский горизонт четко выделяется по ГИС, имеет высокое (до 10-15
омм) электрическое сопротивление при сопротивлении глин верхнего горизонта
1.5-2 омм, и высокие значения по НГК.
Верхнедаульская подсвита представлена красноцветными глинами,
глинистыми алевролитами и слабосцементированными песчаниками (песками).
Последние преобладают в основании подсвиты, развиты в ее средней части. В
верхней части преобладают глины и глинистые алевролиты с отдельными
прослоями песчаника. Толщина подсвиты изменяется от первых десятков до
сотен метров. В кровле свита трассируется ОГ-ІІІ.
Неокомский возраст даульской свиты обоснован фауной остракод,
определениями спор и пыльцы, находками костей динозавров.
Карачетауская свита (К1кг) представлена сероцветными, преимущественно
песчаными отложениями, в основании содержит горизонты гравелитов, в средней
части слои темносерых глин, свита обогащена растительным детритом. В ней
найдены фораминиферы, указывающие на накопление в прибрежно-морских и
континентальных условиях. Толщина свиты 85-250 м. В распространении она
уходит за пределы прогиба. В кровле свиты прослеживается ОГ-П. Свита
выделяется высокими (до 30-40 омм) электрическими сопротивлениями и
высокими значениями НГК.
Баймуратская свита (Ki-2a3-cm) сложена пестроцветными глинистыми
алевролитами, глинами со слоями песчаника, развитыми преимущественно в ее
средней части. Толщина свиты 50-150м. Она выделяется более низкими
электрическими сопротивлениями и значениями НГК, повышенными ГК
относительно карачетауской свиты и перекрывающих отложений турона-сенона.
Возраст определяет СПК.
Турон-сенон (K2-t-sn) представлен пестроцветными в средней,
сероцветными в низах и в верхней части преимущественно песчаными морскими и
континентальными отложениями толщиной 370-600 м. Электрические
сопротивления 6-20 омм.
Палеоген представлен карбонатными песчаниками и алевролитами, серыми
глинами палеоцена, толщей серых и зеленовато-серых глин с горизонтом
песчаного известняка в основании среднего эоцена и пестроцветными глинами
(20-30 м) олигоцена. Возраст палеоцена и эоцена определен морской фауной
континентального олигоцена – СПК. Толщина до 250 м.
Палеоген выделяется низкими (3-4 омм) электрическими сопротивлениями
карбонатных песчаников в основании разреза.
Неоген-четвертичные отложения развиты неповсеместно, в основном, во
внутренней части Арыскумского прогиба, представлены палевыми глинистыми
алевролитами, суглинками, эоловыми песками толщиной до 60 м.

1.3 Выделение коллектора

В Арыскумском прогибе Южно-Тургайской впадины к настоящему времени
открыто 14 месторождений нефти и газа. Одно из них крупное нефтяное
месторождение Кумколь введено в эксплуатацию, а ряд месторождений
(Майбулак, Арыскум, Акшабулак, Южный Кумколь, Нуралы, Кызыл-Кия и др.)
закончены разведкой и подготовлены к разработке.
В Арыскумском прогибе залежи нефти и газа открыты в среднеюрских,
нижненеокомских и верхненеокомских отложениях. Не исключается и
промышленная нефтегазоносность нижнеюрского комплекса, чему способствует
наличие коллекторов в этой части разреза и нефтегазопроявления по ряду
скважин.
По стратиграфической приуроченности выявленных в Арыскумском прогибе
нефтегазовых залежей можно выделить два нефтегазоносных комплекса: меловой
и юрский. Каждый в свою очередь, состоит из подкомплексов. Меловой включает
два: нижнеокомский и верхненеокомский, а юрский разделяется на три
подкомплекса: нижний, объединяющий сазымбайскую и айбалинскую свиты;
средний, представленный образованиями даульской и карагансайской подсвит и
верхний, включающий кумкольскую и акшибулакскую подсвиты.
На месторождении Кумколь установлена промышленная нефтегазоносность
нижненеокомского и верхнеюрского подкомплексов.
В нижненеокомском нефтяном подкомплексе выделяются два продуктивных
горизонта M-I, M-II, которые хорошо коррелируются и уверенно выделяются по
данным ГИС. Нижнемеловые горизонты M-I и M-II разобщены глинистыми
разделами толщиной от 10 до 20 м.
К горизонту M-I приурочена нефтяная залежь, расположенная в интервале
глубин 1061,7-1097,9 м. Высота залежи 36 м.
Залежь нефти пластовая, сводовая. Абсолютные отметки ВНК колеблются в
интервале от -981,1 до 985,6 м. В ряде скважин (№№ 2052, 2077, 406, 1039),
расположенных в западном крыле южного свода структуры установлены
относительно небольшие отклонения отметок ВНК от -977,7 до -979,7 м.
По уточненной карте построенной по кровле коллекторов горизонта M-I
сечением изогипс через 10 м получено небольшое изменение площади
нефтеносности в сторону уменьшения в южном переклинальном замыкании (район
скважины №13) структуры.
Рассмотрение пластов M-I-A и М-1-Б, запасы которых ранее подсчитаны
раздельно, привело к резкому уменьшению чисто нефтяной зоны .
К горизонту M-II приурочена водонефтяная пластово-массивная залежь.
Интервал залегания 1095-1111 м. Высота залежи 15 м. Абсолютные отметки ВНК
колеблются в интервале от –996,4 до 992,4 м (4).
В юрских отложениях выделяются продуктивные горизонты Ю-1 и Ю-П (II
эксплутационный объект), которые в настоящем дипломе рассматриваются
вместе, Ю-111 (III эксплутационный объект) и Ю-IV (IV эксплутационный
объект).
Горизонты Ю-1 и Ю-П – это единый объект повсеместно содержащий песчаные
коллектора с прослоями толщиной от 1 до 3 м глинистых пород.
По новым построениям, площадь чисто нефтяной зоны уменьшилась в два
раза за счет увеличения водонефтяной зоны в восточной приразломной части.
Второй эксплутационный объект (горизонты Ю-1+Ю-ІІ) содержат нефтяную
залежь с газовой шапкой. Залежь пластовая, тектонически экранированная
сводового типа, расположена в интервале глубин 1190-1322 м. Высота ее
составляет 132 м. ВНК находится в интервале абсолютных отметок от –1194 до
–1198 м, газонефтяной – на отметке 1112 м. В ряде скважин (№№ 3010, 336,
2070, 2077, 3021, 3019) наблюдаются небольшие изменения в сторону повышения
от –1110,6 до –1111,5 м, в других (№№ 339, 2099, 3015) – изменения в
сторону снижения от –1113,2 до –1113,5 м.
Высота нефтяной части –92 м, газовой –38 м.
К горизонту Ю-Ш приурочена нефтяная залежь, расположенная интервале
глубин 1126-1312 м, высотой 86 м. Залежь пластовая, тектонически и
литологически экранированная, сводового типа. Продуктивный горизонт Ю-ІІІ
отделяется от горизонта Ю-ІІ повсеместно выдержанным глинистым пластом,
толщина которого местами (район скважин №№ 408, 2р, 2109, 3054, 3055)
утончается до 2-3 м. Коллектора, как видно из корреляционных схем, не
выдержаны, и часто выклиниваются или переходят в глины.
Отметки водонефтяного контакта Ю-Ш горизонта отбиваются в интервале
–1195 –1198 м. Данный объект является наиболее лучше освещенным бурением. В
структурном плане изменения произошли в восточной части структуры. В
результате крутого падения пластов сократилась площадь нефтеносности.
Установлено отсутствие коллекторов в западной части структуры.
К горизонту Ю-IY приурочена газонефтяная залежь. Тип залежи пластово-
массивный, сводовый, стратиграфически и литологически экранированный.
Коллектора горизонтов представлены песчаниками толщиной от 2 до 6 м
чередующимися пластами глин и аргиллитов. Газонефтяной контакт отбивается
на отметке –1179 м, водонефтяной в интервале отметок от –1194 до –1198 м.
Высота нефтяной залежи 18 м, газовой части –24 м. За счет уточнения
геологического строения залежи площадь нефтеносности сократилась за счет
появления в районе скважин №№ 401,431 зон отсутствия коллекторов.

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 терригенных коллекторов в
автоматизированном режиме по программе MultiMin. 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 “теоретической” каротажной пористостью, равной
Кп керн + 0,53 х Vбит. , где
0,53 – средняя величина увеличения пористости на 1% битума.

1.5 Определение коэффициента нефтенасыщенности

Остаточная водонасыщенность на месторождении Кумколь 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.
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
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 1080 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.

1.6 Определение проницаемости

Проницаемость определялась на приборе Siemens-A48, особенностью
которого является создание обжимного давления в 2,2– 7 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.
В 67 скважинах проводились гидродинамические исследования, но оценка
фильтрационных свойств пластов проведена по данным 59 скважин. По I объекту
исследовалось 10 скважин, по II – 9 по III – 9 и по IV – 3. Характерной
особенностью гидродинамических исследований на месторождении Кумколь
являются испытания методом установившихся
отборов.

1.7 Свойства и состав нефти, газа и воды

В связи с необходимостью уточнения основных технологических
показателей разработки нефтегазового месторождения Кумколь и появлением
новой информации о свойствах пластовой нефти уточнены физико – химические
свойства пластовой нефти.
Объекты II,III
В модели разработанной “TROY IKODA” II и III объекты разработки
месторождения Кумколь рассматриваются как единая гидродинамически связанная
залежь, имеющая в начальном состоянии нефть с предельной газонасыщенностью.
За начальное давление насыщения принято 13 МПа, равное начальному
пластовому давлению в зоне ГНК. Причиной такого решения послужило
следующее.
При рассмотрении имеющихся PYT исследований пластовой нефти Ю – I, Ю –
II, Ю – III горизонтов столкнулись с трудностью обоснования свойств нефти
начального состояния – Рнас., газосодержания и объемного коэффициента. На
основании имеющихся материалов было высказано два мнения о состоянии
пластовой нефти в объеме залежей.
-Нефть предельно насыщена газом в области ГНК и недонасыщена ниже
газонефтяного контакта, причем недонасыщенность возрастает с приближением к
ВНК.
-Нефть предельно насыщена в объеме всех трех юрских горизонтов.
Для решения спорных вопросов был привлечен профессор Эдинбургского
университета А. Денаш, занимающийся проблемами резервуарной инженерии и
фазовыми состояниями газоконденсатонефтяных систем. Анализ и рассмотрение
представленных материалов он проводил с целью решения основной задачи –
имела ли до начала разработки месторождения нефть юрских горизонтов
постоянный состав и свойства по всему объему залежей или наблюдалось
закономерное изменение свойств нефти с глубиной залегания. Для этого он
рассмотрел пять вопросов:
- насколько близок пластовый флюид к критическому состоянию;
- имеются ли у рассматриваемых залежей нефти мощные подстилающие
водоносные пласты;
- возможно ли образование вторичной газовой шапки над недонасыщенной
нефтью;
- распределение высокомолекулярных углеродов в дегазированной нефти,
отобранной на разных глубинах;
- возможна ли вторичная миграция газа (в процессе формирования залежи)
и диффузия легких компонентов в нефть, находящуюся в зоне ГНК.
После рассмотрения перечисленных выше вопросов профессор А. Денаш
сделал заключение, которое обсудил с представителями компаний. После
обсуждения принято решение, считать нефть во всем объеме юрских горизонтов
в начальном состоянии предельно насыщенной с давлением насыщения 13,0 МПа.
В соответствии с давлением насыщения определены остальные начальные
параметры пластовой нефти, которые представлены в таблице 1.1.
В процессе разработки месторождения Кумколь по состоянию на 1 января
2007 года среднее текущее пластовое давление по горизонтам Ю – I, Ю – II, Ю
– III составляет 10,7 МПа. На таком же уровне находится текущее значение
давления насыщения. Как показывает практика разработки газонефтяных
месторождений с предельно газонасыщенной нефтью при снижении пластового
давления ниже начального Рнас. происходит частичная дегазация пластовой
нефти и снижение Рнас. до уровня текущего пластового давления. В таблице
1.1 наряду с начальными приведены параметры пластовой нефти,
соответствующие принятому среднему текущим значениям Рнас.
Таблица 1.1 – Свойства пластовой нефти
Параметры Ю – I, Ю – II, Ю – III
Начальные Текущие (по состоянию на
1.01.03г)
Давление насыщения нефти13 10,7
газом, МПа
Газовый фактор при
ступенчатом
разгазировании в рабочих
условиях, м3т 178,7 152,9
Р1 = 0,162 МПа Т1 =
34(С
Р2 = 0.101 МПа Т2 = 1,9 1,9
20(С
Суммарный газовый 180,6 154,8
фактор, м3т
Плотность пластовой 681 693
нефти, кгм3
Плотность дегазированной814 814
нефти двухступеньчатой
сепарации, кгм3
Вязкость пластовой 0,497 0,527
нефти, мПа*с
Объемный коэффициент при1,463 1,411
ступенчатом
разгазировании, доли ед.
Пластовая температура, 56 56
(С

- получена расчетом по температура насыщения дегазированной нефти
парафином с учетом пластового давления и газосодержания.

Зависимости основных параметров нефти и нефтяного газа от давления,
заложенные в симуляционную модель месторождения, представлены в таблице
1.2 .

Таблица 1.2– Зависимость свойств пластовой нефти и нефтяного газа от
давления. II, III – объекты
Давление, ГазосодержаниеОбъемный Коэффициент Вязкость Вязкость
МПа , м3м3 коэффициентобъемного нефти, газа, мПа*с
нефти, долирасширения мПа*с
ед. газа, доли
ед.
13,0 147 1,463 0,00716 0,497 0,0174
10,1 121 1,398 0,00935 0,534 0,0156
8,1 105 1,357 0,01189 0,589 0,0146
6,1 88 1,319 0,01614 0,659 0,0137
4,1 71 1,278 0,02466 0,755 0,0129
2,1 51 1,230 0,04962 0,909 0,0120
0,1 0 1,050 1,12276 0,0095 0,0095

В таблице 1.3 представлены компонентные составы нефтяного газа,
разгазированной и пластовой нефти Ю – I, Ю – II, Ю – III горизонтов,
уточненные по результатам последних исследований глубинных проб.

Компонентным составом пластовой нефти объясняются основные различия
свойств нефти меловых и юрских горизонтов. Так, молекулярная масса нефти Ю
– I, Ю – II, Ю – III горизонтов составляет в среднем 103 против 187,6 нефти
меловых залежей. Остаток С8+ 35% молекул против 66% молекул меловых
горизонтов.

Таблица 1.3 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и
пластовой нефти (мольное содержание,%)

Горизонты Ю – I, Ю – II, Ю – III
Наименование

При однократном разгазировании Пластовая
пластовой нефти в стандартных нефть
условиях
Выделившийся газ Нефть
1 2 3 4
Сероводород 0,00 0,00
Углекислый газ 0,15 0,08
Азот + редкие 2,19 1,18
Метан 47,62 0,00 25,56
Этан 17,32 0,18 9,39
Пропан 18,06 1,21 10,26
Изобутан 2,95 0,67 1,89
н – бутан 6,99 2,69 5,00
Изопентан 1,69 1,99 1,83
н – пентан 1,82 3,29 2,50
Гексаны 0,70 5,76 3,04
Гептаны 0,30 8,97 4,31
Октаны 0,14 12,84 6,02
Нонаны 0,05 7,64 3,56
Деканы 0,02 6,28 2,92
Ундеканы 4,73 2,19
Додеканы 4,02 1,86
Тридеканы 3,70 1,71
Тетрадеканы 3,29 1,52
Пентадеканы 3,45 1,60
Гексадеканы 2,72 1,26
Гептадеканы 2,41 1,12
Октадеканы 2,25 1,04
Нонадеканы 2,08 0,96
Эйкозаны 1,85 0,86
Генейкозаны 1,72 0,80
продолжение таблицы 1.3
Докозаны 1,57 0,73
Трикозаны 1,46 0,68
Тетракозаны 1,33 0,62
Пентакозаны 1,23 0,57
Гексакозаны 1,05 0,49
Гептакозаны 0,96 0,44
Октакозаны 0,86 0,40
Нонакозаны 0,78 0,36
Триаконтаны+ 7,02 3,25
Молекулярная масса 30,96 184,1 103
Плотность газа при 1,308
стандартных условиях,
доли ед.

В таблицах 1.4 и 1.5 приведены средние значения и диапазоны изменения
основных свойств дегазированной нефти, полученные по многочисленным пробам,
отобранным из скважин в процессе разведки и разработки месторождения.

Таблица 1.4 – Физико – химические свойства и фракционный состав
разгазированной нефти

Наименование Горизонты Ю – I, Ю – II, Ю – III
Количество исследованных Диапазон Среднее
изменения значение
скважин проб
Плотность при 71 84 806,0 – 846,4 820,0
20(С, кгм3
Вязкость, мПа*с
при 20(С 48 51 4,83 – 27,45 11,6
при 50(С 44 49 2,8 – 8,4 4,3
Температура 69 79 +1 – +24 +13,8
застывания,(С
продолжение таблицы 1.4
Температура 11 11 +43,5 – +52 +48,3
насыщения нефти
парафином, (С
Массовое
содержание, %
Серы 42 47 0,04 – 0,02 0,12
Асфальто – 50 56 3,0 – 11,88 6,1
смолистых
веществ
Парафинов 51 55 7,0 – 20,3 11,9
Объемный выход
фракций, %
до – 100(С 71 82 0 – 8,8 3,5
до – 200(С 71 82 10 – 35 23,4
до – 300(С 70 80 32 – 54 42,3

Таблица 1.5 Физика–химические свойства и фракционный состав разгазированной
нефти

Наименование Горизонт Ю – II
Количество исследованных Диапазон Среднее
изменения значение
скважин проб
Плотность при 43 53 804,0 – 853,6 822,7
20(С, кгм3
Вязкость, мПа*с
при 20(С 11 15 8,97 – 22,93 13,9
при 50(С 38 46 2,36 – 6,90 4,0
Температура 35 42 +5 – +20 +13,1
застывания,(С
Температура 8 8 +47,5 – +53 +51,1
насыщения нефти
парафином, (С
продолжение таблицы 1.5
Массовое
содержание, %
Серы 20 24 0,00 – 0,55 0,18
Асфальто – 25 31 3,43 – 13,8 6,4
смолистых
веществ
Парафинов 24 29 6,4 – 19,6 12,1
Объемный выход
фракций, %
до – 100(С 38 45 0 – 9 3,3
до – 200(С 38 45 16 – 37 24,9
до – 300(С 37 44 36 – 53 43,8

По составу и физико – химическим свойствам дегазированная нефть юрских
залежей, практически, не отличается от нефти меловых залежей и относится к
легким, высокопарафинистым, смолистым и малосернистым.

1.8 Запасы нефти и газа

Подсчёт запасов нефти и газа месторождения Кумколь, был проведен в 1987
г.
Таблица 1.6
Вид
запасов

- - нагнетательные скважины
- - добывающие скважины.
Рисунок 1 - Элемент девятиточечной системы.

Перепад давлений или дебит одной нагнетательной (или
трёх добывающих скважин) определяют по уравнению:

- половина длины стороны квадрата;
- величина, характеризующая насыщенность на фронте ВНК;
- радиус текущего положения ВНК;
н,д- индексы нагнетательных и добывающих скважин соответственно-
Р - давление;
h- мощность пласта;
k- коэффициент проницаемости.
При заданном постоянном перепаде давлений время для различных
положений фронта ВНК:
;
где ;

- остаточная нефтенасыщенность;
- вязкость нефти и воды соответственно;
m- пористость;
t- время продвижения контура нефтеносности.
Приближённо считаем, что при начнётся обводнение первых
четырёх добывающих скважин, и до этого момента с достаточной точностью
можно
пользоваться вышеприведёнными формулами.

2.2 Расчет РНМ

Исходные данные:

Решение:
Для определения дебита добывающей скважины необходимо найти
водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой. Этот параметр
определим графо - аналитическим путем:

Это уравнение решается графически

2.3 Применение ЭВМ

10REM
20Рп=18*10^6
30Pd=12*10^6
40Zv=0.5
50 Rvmax = 400
60 Ro = 0
70 Ssv = 0.2
80 Snost = 0.42
90 a – 500
100Mv = l *10^ (-3)
105 Mo = 1.05
110m - 0.24
120k=.8*10^ (-12)
130Rcn=0.l
140 Rcd - 0.01
150 b=l-Ssv-Snost-Zv*23
151 PRINT "РЕЗУЛЬТАТ"
155 PRINT" b=", b
156 PRINT "Rv- T= Q="
160 FOR Rv = 40 TO Rvmax STEP 40
170 Tl = (12 * Zv + 25 * Zv ^ 2 + Mo * LOG(4 * a (3,14 * Rcn)) +
(Mo 3) * LOG(a (2 * 3.14 * Rcd)) + (1.7 - Mo) * LOG(Rv (Rcn *
SQR(2.71)))) * Mv* m * b * Rv ^ 2 (2 * k * (Pn - Pd))
180 Q = 12 * Zv + 25 * Zv ^ 2 + 1.7 * LOG(Rv Rcn) + Mo * (LOG(4 * a
(3.14* Rv)) + LOG(a (2 * 3.14 * Red)) 3)
181 Т-Tl86400
186 PRINT Rv,T, Q
187 NEXT Rv
190 END

РЕЗУЛЬТАТ
b=4.666668E-02

Rv= Т= Q =
40 0.6084279 28.48552
80 2.472648 28.93607
120 5.614704 29.19962
160 10.04634 29.38661
200 15.77574 29.53166
240 22.80924 29.65017
280 31.15199 29.75036
320 40.80832 29.83716
360 51.78201 29.91372
400 64.07636 29.9822

3 Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической основы
для проектирования разработки

3.1.1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов,
технологических показателей разработки, пластового давления в зонах
отбора

На месторождении Кумколь в промышленной разработке находятся четыре
объекта: I (горизонты M-I+M-II), II (горизонты Ю-I+Ю-II), III (горизонт Ю-
III), IV (горизонт Ю-IV).
На конец 2005 года фонд скважин по месторождению Кумколь на территории
ОАО ”ПетроКазахстан Ресорсиз” составляет всего 311 скважин. В
эксплуатационном фонде числится 246 скважин. Из них 187 скважин находятся в
эксплуатационном добывающем фонде, 59 скважин в эксплуатационном
нагнетательном фонде.
В общий фонд скважин месторождения входят 4 газовые скважины, из
которых одна скважина (№100) переведена на верхненеокомский горизонт и три
скважины пробурены на II объект.
В наблюдательном фонде числится 17 скважин, 9 скважин находится в
консервации, 5 скважин составляют контрольный фонд.
В ожидании ликвидации находится 8 скважин, из них 2 скважины не
освоены и не перфорированы (№154, №349), так как оказались вне зоны
нефтеносности.
7 скважин ликвидировано.
Водозабор системы ППД составляют 15 водозаборных скважин.
Характеристика распределения фонда скважин по категориям на 01.01.05
года в целом по территории и по объектам представлена в таблице.
Из 187 скважин эксплуатационного добывающего фонда 167 скважин
составляют действующий добывающий фонд, из которых 30 фонтанных скважин; 57
скважин, оборудованных ШГН; 74 скважины, механизированные винтовыми
насосами; 6 скважин ... продолжение

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