Анализ разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 105 страниц
В избранное:

АННОТАЦИЯ

Цель дипломного проекта произвести анализ разработки Карачаганакского месторождения. На основе полученных результатов, сравнить дизайн разработки месторождения с настоящими пересчитанными данными.

Дипломный проект состоит из четырёх основных частей:

геологическая;
технико-технологическая;
экономическая;
охрана труда и охрана окружающей среды;

В геологической части рассматривается геологическая изученность месторождения «Карачаганак».

В технико-технологической части подробно описывается месторождение, технологические показатели разработки, технологические расчёты.

В экономической части показано сравнение двух моделей разработки.

В разделах охраны труда и охраны окружающей среды, рассмат-риваются мероприятия, обеспечивающие безопасность работающих и охрану окружающей среды на месторождении Карачаганак.

Ключевые слова: анализ, разработка, добыча, сернистый газ, нефть, дизайн, пересчитанный вариант.

Компьютерные слайды находятся в приложениях.

Содержание

АННОТАЦИЯ . . .

ВВЕДЕНИЕ. . . …… . . .

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ . . .

1. 1 Общие геологические сведения… . . .

1. 2 Нефтегазоносность . . .

1. 3 Водоносность. .

1. 4 Стратиграфия. .

1. 5 Тектоника . . .

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ . . .

2. 1 Краткое описание КНГКМ. . . . .

2. 1. 1 Установка комплексной подготовки газа-2 . . .

2. 1. 2 Установка комплексной подготовки газа-3 . . .

2. 1. 3 Карачаганакский перерабатывающий комплекс . . .

2. 1. 4 Скважины на КНГКМ . . .

2. 2 Разработка месторождения КНГКМ . . .

2. 2. 1 Обратная закачка газа в пласт . . .

2. 2. 2 Разработка месторождения в сравнении с дизайном . . .

2. 2. 3 Энергетическое состояние объектов разработки . . .

2. 2. 4 Анализ процесса обратной закачки газа в пласт . . .

2. 3 Расчёт объёмов дизайна и разработки месторождения . . .

2. 3. 1 Подсчёт объёмов по дизайну . . .

2. 3. 1. 1 Подсчёт объёмов до 2011 года . . .

2. 3. 1. 2 Подсчёт объёмов до 2037 года . . .

2. 3. 2 Подсчёт добытых и пересчитанных объёмов . . .

2. 3. 2. 1 Подсчёт объёмов до 2011 года . . .

2. 3. 2. 2 Подсчёт объёмов до 2037 года . . .

2. 3. 3 Анализ двух вариантов разработки месторождения . . .

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ . . .

3. 1 Экономический расчёт доходности по разработке месторождения по изначальному дизайну до 2011 года . . .

3. 1. 1 Расчёт доходности по разработке месторождения по изначальному дизайну до 2011 года . . .

3. 1. 2 Расчёт доходности по разработке месторождения до 2011 года. .

3. 2 Экономический расчёт доходности по разработке месторождения по изначальному дизайну до 2037 года . . .

3. 2. 1 Расчёт доходности по разработке месторождения по изначальному дизайну до 2037 года . . .

3. 2. 2 Расчёт доходности по разработке месторождения по пересчитанному варианту до 2037 года . . .

3. 3 Анализ доходности двух вариантов разработки . . .

4. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ . . .

4. 1 Анализ производственно опасных и производственных факторов.

4. 2 Защитные меры. . ……… . . . ……. …. …

4. 2. 1 Мероприятия по газовой безопасности. ………. . …. .

4. 3 Анализ воздействия разработки КНГКМ на компоненты биосферы . . . . .

4. 3. 1 Защита атмосферы . . . . ……….

4. 3. 2 Защита литосферы . . …… . . .

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…. . . . . .

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……. . .

ВВЕДЕНИЕ

Карачаганак - это крупное нефтегазоконденсатное месторождение на суше, геологические запасы которого оцениваются в пределах 1371 млрд. м ³ (48, 4 трл. куб. футов) газа и 1236 млн. тонн (9, 6 млрд. баррелей) конденсата.

Месторождение было открыто в 1979 году в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области, недалеко от города Аксай. Оно занимает площадь в 280 квадратных километров. Добыча на УКПГ-16 (нынешняя УКПГ-3) началась в ноябре 1984 года с использованием схемы ограниченной опытно-промышленной эксплуатации, разработанной ведомствами СССР. В марте 1995 года были подписаны Основы соглашения о разделе добычи (ОСРД) с Республикой Казахстан, регламентировавшие разработку месторождения Карачаганак, группой предприятий, состоящей из Бритиш Газ, Аджип, Газпрома и Казахгаза. Этот документ явился промежуточным шагом к подписанию Соглашения о разделе продукции (СРП) . Окончательное соглашение о разделе продукции (ОСРП) было подписано 17 ноября 1997 года между Республикой Казахстан и компаниями-партнерами по разработке месторождения, Бритиш Газ, Аджип (впоследствии Эни), Лукойл и Тексако (позднее ставшей ШевронТексако) . Компании Бритиш Газ и Аджип являлись совместными операторами. В ОСРП было определено четыре этапа освоения, причем этап 1 был определен как этап разработки в период, предшествующий ОСРП и регламентированный ОСРД.

В сентябре 1998 года была создана Карачаганакская Интегрированная Организация (КИО) как совместное предприятие партнеров для управления основными строительными работами и осуществления разработки месторождения. Бритиш Газ и Аджип делегировали свои функции операторов КИО.

В 2003 году производство было расширено в результате окончания строительства перерабатывающих сооружений и установки технологического оборудования на УКПГ-2 и Карачаганакском перерабатывающем комплексе (КПК) в рамках начальной программы этапа 2.

В приложении 1 представлен настоящий план размещения объектов.

В середине 2003 года совместное предприятие было реорганизовано в целях обеспечения соответствия этапу 2М. Операторами стали БГ-Групп и Эни. Эта организация была названа Карачаганак Петролеум Оперэйтинг Б. В. (КПО) . Совместное предприятие принадлежит компаниям Бритиш Газ (32, 5%), Аджип (32, 5%), ШевронТексако (20%) и Лукойл (15%) .

Этап 2М направлен на поддержание уровней добычи до начала добычи по Этапу 3. Он начался с программы оценки, которая включает углубление одной скважины и бурения 4 новых горизонтальных скважин. Эта программа призвана прояснить существенную техническую неопределенность в отношении поведения горизонтальных скважин и извлечения запасов и тем самым определить, насколько эффективны новые скважины в низкокачественных малоосвоенных районах.

На данный момент, дополнительные требования по газу и расчету сроков еще не определены Республикой Казахстан. В настоящее время продолжается изучение с целью понимания принципов освоения месторождения для обеспечения соответствия требованиям по продаже дополнительных объемов газа. Как только будут известны объемы, сроки и коммерческие условия, будут определены подробные варианты освоения по Этапам 3 и 4, сформулирован оптимизированный план освоения и просчитана экономика.

В этом дипломном проекте рассматривается анализ разработки КНГКМ. Результат чего идёт вывод характера разработки. Показаны фактические экономическо-технологические показатели за 11 летний период. Также указан расчёт предполагаемой дальнейшей разработки месторождения до 2037 года.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1. 1 Общие геологические сведения

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1979 году при бурении параметрической скважины № 10-П производственно-геологическим объединением «». В 1983 году произведен оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата. С ноября 1984 года началась опытно-промышленная эксплуатация месторождения.

Глубина залегания КНГКМ находится в пределах от 3500 до 5150м ниже уровня моря.

От верха пермского периода, около 3500 м ниже уровня моря, до глубины около 4950 м ниже уровня моря в каменноугольном регионе газовый конденсат медленно становится «жирнее» с увеличением глубины. Полученный при добыче газовый фактор уменьшается с приблизительно 2000 м ³ /м ³ в верхней части газового региона до приблизительно 800 м ³ /м ³ при глубине 4950м ниже уровня моря. Остаточная (не разжижаемая) нефть занимает около 4, 5% всего порового пространства в газовом регионе Карачаганака. Так как эта нефть не находится в состоянии равновесия с газом, газ в результате недонасыщен, так что конденсат не выпадает немедленно при снижении давления в резервуаре.

С 4950 м ниже уровня моря вниз до водонефтяного контакта, около 5150 м ниже уровня моря, находится нефтяное крыло. Этот нефтяной регион должен быть разделен на две части, в каждой из которых нефть имеет довольно различные жидкостные свойства. На юге и на западе месторождения нефть быстро уплотняется с увеличением глубины, а содержание газа снижается с 800 ст. м ³ на 4950 м ниже уровня моря до приблизительно 250 ст. м ³ при 5150 м ниже уровня моря. На северо-востоке месторождения плотность нефти возрастает с увеличением глубины гораздо медленнее, и газовый

фактор снижается меньше- с 800 м ³ на 4950 м ниже уровня моря вниз до приблизительно 500 ст. м ³ при водонефтяном контакте. Нефть в юго-западном регионе явно находится в состоянии гравитационного равновесия (или близкок нему) с увеличением глубины, в то время как нефть на северо-востоке не достигла этого состояния, что, возможно, предполагает произошедший позднее приток газа в эту область.

Важно признать, что в Карачаганаке нет очень четкой границы между газом и нефтью. Состав жидкостей таков, что при водонефтяном контакте пластовая жидкость довольно близка к своей критической точке. Это означает, что газ и нефть имеет очень схожие составы, так что при переходе от газа к нефти изменения в жидкостных свойствах происходят постепенно, а не внезапно. Поэтому точная позиция водонефтяного контакта не ясна из данных, и в любом случае при построении данной модели использовалось цифра 5100м ниже уровня моря.

1. 2 Нефтегазоносность

Основная (разрабатываемая) нефтегазоконденсатная залежь связана с карбонатными верхнедевонскими (фаменскими), каменноугольными и нижнепермскими (по артинский ярус включительно) отложениями. Толщина залежи около 1600 м, минимальная глубина залегания ее кровли 3680 м. Водонефтяной контакт (ВНК) этой залежи расположен в среднем на абсолютной отметке минус 5150 м, или на глубине порядка 5250 м от поверхности земли.

Ниже отметки минус 5000 м залегает нефтяная зона. Судя по высокому газожидкостному фактору (ГЖФ), превышающему 500 м ³ /м ³ и физико-химическим свойствам жидких углеводородов, нефть (особенно в верхних слоях зоны) легкая, маловязкая, переходящая к отметке минус 5130 м в более плотную и вязкую, которая в сочетании с ухудшенными коллекторскими свойствами вмещающих пород может блокировать залежь участками или повсеместно.

Появление пластовой воды на первых этапах освоения скважины, а

также наличие стойкой водонефтяной эмульсии, могут указывать на наличие воды в непосредственной близости от дыр перфорации и, таким образом, не

исключено, что скважина №13 в интервале перфорации 5202~5217 м вскрыла переходную водонефтяную зону в ее верхней части. Поскольку из интервала 5125~5190 м той же скважины получена безводная нефть, то надо полагать, что нижняя граница чисто нефтяной подушки проходит на глубине примерно 5210 (-5130 м) ; ниже залегает переходная водонефтяная зона.

По данным промысловых и лабораторных исследований Карача-ганакское месторождение является : в пермских отложениях находится газоконденсатная залежь, в каменноугольных- газоконденсатная залежь и нефтяная подушка.

Граница между газоконденсатной и нефтяной зонами точно неустанов-ленна. Исследование рекомбинированных проб пластовых смесей (интервал 4870 ÷4965 м) на установке фазовых равновесий мини-PVT, указывает на то, что она находится ниже глубины 4965 м (-4332 м), поскольку давление начала конденсации в скважине 19 оценивается в диапазоне 52, 7÷55, 0 МПа, то есть эта система является недонасыщенной.

1. 3 Водоносность

В гидрогеологическом отношении в разрезе Карачаганакского НГКМ выделяется два гидрогеологических этажа, разделенных регионально сульфатно-галогенным водоупором кунгурских возрастов.

Верхний этаж охватывает преимущественно терригенные отложения четвертично-неогенового-мелового-юрского, триасового и верхнепермского возрастов.

Развиты комплексные гидрокарбонатные, так и солоноватые и соленые хлоридно-сульфатные, хлоридно-гидрокарбонатные, гидрокарбонатные, суль-фатные, гидрокарбонатно-хлоридные воды.

Из верхнепермских опробованы только татарские отложения (в самой

кровельной части) на глубине 1808-1670 м в скважине РП-1, пробуренной до разведки поглощающих горизонтов. Водоносными являются межсреднезер-нистые песчаники и алевролиты, дебит которых после компрессирования

скважины при восстановлении уровня с глубины 600м до глубины 180 м составил 54 м ³ /сут. В результате опробования были получены пластовые воды хлоридного натриевого состава с минерализацией 281, 2-302, 0 г/л и плотностью 1, 182-1, 187 г/см ³ .

Нижний гидрогеологический этаж приурочен к карбонатным отложе-ниям нижней перми и каменноугольного возраста. Плотность воды 1, 161-1, 19 г/см ³ , минерализация от 233 до 279 г/л. По составу воды хлоридные, тип вод - хлор - кальциевый.

1. 4 Стратиграфия

В отчете по подсчету запасов 1988 г. литолого-стратиграфическая характеристика разреза приведена в соответствии со схемой расчленения, разработанной в процессе разведки на основе данных палеонтологии, литологии и гамма-термолюминисценции, увязанных с промыслово-геофизической характеристикой. В дальнейшем каротажные реперы, исполь-зовались для расчленения разреза, вскрытого более чем 140 скважинами, пробуренными после 1988 года. Это позволило уточнить диапазон изменения толщин выделенных ранее стратиграфических подразделений.

На Карачаганакском месторождении бурением вскрыты отложения кайнозойской, мезозойской и палеозойской групп.

Палеозойская группа (Рz)

Девонская система (D)

Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением, являются

девонские, представленные нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел (D ₁ )

На основе детальной корреляции специалистами ПГО “Уральскнефте-газгеология” (Н. Г. Матлошинский, О. Н. Марченко, Р. Б. Бахтиаров) при обос-

новании заложения скважин Д3, ДР7 и ДР8 было проведено литолого-страти-графическое расчленение девонских отложений. Согласно этим исследованиям в скважине Д5 с глубины 6219 м и до забоя на глубине 6245 м

вскрываются глинисто-карбонатные породы эмского яруса нижнего девона. В пробуренных позднее скважинах Д4 и ДР6 нижнедевонские отложения вскрыты на глубине 6169 и 6028 м соответственно. Породы представлены аргиллитами темно-серыми, почти черными, известковитыми.

Максимальная толщина вскрытых бурением нижнедевонских отложений достигает 430 м (скважина ДР6) .

Средний отдел (D ₂ )

Среднедевонские отложения установлены в объеме эйфельского и живетского ярусов и вскрыты скважинами 15, Д1, Д2, Д4, Д5, ДР6.

Эйфельский ярус (D ₂ ef)

Представлен в составе нижнего, недифференцированного, афонинского, частично бийского и койвенского горизонтов. Нижняя часть разреза пред-ставлена переслаиванием карбонатно-обломочных разностей. Глубоководные отложения характеризуются чередованием аргиллитов темно-серых, почти черных, плотных, микро- и тонкослоистых с известняками с пелоидами, водорослевыми структурами и онколитами. Толщина отложений эйфельского яруса составляет от 315 м (скважина Д5) до 380 м (скважина Д4) .

Живетский ярус (D ₂ g)

Сложен темно-серыми, почти черными известняками, часто органоген-ными, кониконхиевыми и аргиллитами, реже алевролитами, наряду с которыми в верхней части разреза встречаются прослойки светло-серых микрокристаллических известняков. Толщина отложений живетского возраста варьирует от 64 м в скважине 15 до 92 м в скважине Д2. В скважине Д5 на южном склоне Карачаганакской структуры живетские отложения не фиксируются.

Верхний отдел (D ₃ )

Верхнедевонские отложения представлены франскими и фаменскими ярусами.

Франский ярус (D ₃ f)

В скважинах Д1 и Д2 в интервалах 5701-5916 м и 5934-6093 м были выделены отложения франского возраста. В пробуренных позднее скважинах Д4 и ДР6 породы франского яруса вскрыты в интервалах 5503-5722 м и 5498-5595 м соответственно. Нижняя часть яруса сложена в основном алевролитами с прослоями аргиллитов и песчаников, которые вверх по разрезу сменяются известняками мелководного фациального облика. Толщина отложений франского яруса колеблется от 159 (скважина Д2) до 219 м (скважина Д4) .

Фаменский ярус (D ₃ fm)

Породы фаменского возраста на месторождении вскрыты многими скважинами, но на полную мощность пройдены только скважинами 15, Д1, Д2, Д4, Д5 и ДР6. Фаменские отложения сложенны преимущественно органогенно-детритовыми сферолитовыми известняками, вторичными доломитами и доломитизированными известняками. Толщина вскрытых в полном объеме фаменских отложений колеблется от 293 (скважина ДР6) до 386 м (скважина Д4) .

Каменноугольная система (C)

Отложения каменноугольной системы вскрыты на всей территории месторождения и представлены нижним и средним отделами.

Нижний отдел (С ₁ )

Нижнекаменноугольные образования включают в себя турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус (С ₁ t)

Породы турнейского яруса залегают на подстилающих отложениях фаменского яруса, практически не отличаясь от них по литологии. Его нижняя граница определяется по включениям фораминифер и конодонт и четко не установлена. В большинстве скважин, не имеющих палеонтологи-ческих определений, граница между турнейским ярусом нижнего отдела каменноугольной системы и фаменским ярусом верхнего девона не проводится и тогда эти отложения выделяются в объеме нерасчлененных турнейско-фаменских образований. Толщина собственно турнейского яруса колеблется от 2 (скважина 26) до 108 м (скважина 7) .

Визейский ярус (С ₁ v)

Визейский ярус выделяется по резкой смене водорослево-сферолитовых известняков органогенно-обломочными или темноцветными глинисто-битумонозными доломитизированными известняками. В основании яруса характерно наличие пласта аргиллита толщиной от единиц до 32 м. Аргиллит черный, плитчатый, местами слабо известковистый. В целом визейскому ярусу соответствует пачка с высокой гамма-активностью толщиной от 5 до 235 м, залегающая непосредственно в аргиллитах.

Серпуховский ярус (С ₁ s)

Сложен он карбонатными породами мелководного, рифового и относи-тельно глубоководного типов разреза. Мелководный тип осадков представлен известняками биоморфно-детритовыми, , ангидрити-зированными. Толщина отложений серпуховского яруса мелководного типа составляет 400-700 м. Рифовый тип разреза обособляется в краевых частях структуры и представлен известняками светлыми, мшанково-водорослевыми, строматолитовыми, доломитизированными. Толщина отложений рифового типа колеблется от 244 (скважина 44) до 872 м (скважина 804) . Относительно глубоководный тип разреза представлен темноокрашен-ными разностями плитчатых и микрослоистых известняков и доломитов. Толщина отложений этого типа изменяется от 15 (скважина 47) до 63 м (скважина 48) .

Средний отдел (С ₂ )

Башкирский ярус (С ₂ b)

Отложения среднего отдела представлены только башкирским ярусом. Бурением установлено развитие этих отложений только в краевых частях структуры, в сводовой части они размыты. В составе пород башкирского возраста преобладают осадки мелководно-морского типа разреза, представ-ленные биоморфно-детритовыми, органогенно-обломочными, а также водоро-слевыми известняками с прослоями доломитов. Толщина их меняется от 4 м (скважина 28) до 55 м (скважина 17) . В восточной части структуры скважиной 21 вскрыты депрессионные осадки- глубоководные темно-цветные известняки и доломиты слоистой текстуры с включениями глинистого материала. Толщина этих отложений достигает 38 м.

Пермская система (Р)

Отложения пермского возраста выделяются в разрезах практически всех пробуренных на месторождении скважин и характеризуются наибольшим разнообразием литолого-формационного состава. Пермская система пред-ставлена обоими отделами.

Нижний отдел (Р ₁ )

В составе нижнего отдела пермской системы выделяются ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Карбонатные породы первых трех ярусов образуют три типа разрезов - биогермный, склоновый и относительно глубоководный.

Ассельский ярус (Р ₁ a)

Биогермные известняки, реже- доломиты и их биоморфно-детритовые разности ассельского возраста встречаются в основном в центральной купольной части мощного рифогенного массива. Максимальная толщина отложений этого типа достигает 728 м (скважина 180) . Отложения рифового склона характеризуются преимущественным развитием доломитизированных биоморфно-детритовых, реже биогермных и биоморфных разностей с прослоями биохемогенных и обломочных пород. Толщина отложений склонового типа изменяется от 42 до 216 м. Относительно глубоководные ассельские отложения представлены темноцветными, почти черными тонко- и микрослоистыми битуминозными карбонатными породами с примесью глинистого и кремнистого материала.

Сакмарский ярус (Р ₁ s)

В рифовой фации представлен светлыми разновидностями водорослевых, мшанковых, тубифитовых и криноидно-водорослевых известняков. Толщина отложений этого типа изменяется от 23 (скважина 10) до 90 м (скважина 6) . Склоновый тип разреза сложен органогенно-детритовыми, брекчиевидными, тонкокристаллическими и пелитоморфными известняками, толщина которых изменяется от 15 до 56 метров.

Артинский ярус (Р ₁ ar)

В рифовом типе разреза представлен биоморфно-детритовыми извес-тняками, реже вторичными биогермными, водорослевыми доломитами. Толщина артинских отложений этого типа достигает 90 м (скважина 2) . Склоновый тип разреза представлен, в основном, вторичными доломитами, реже известняками биоморфно-детритовыми, органогенно-обломочными. Толщина яруса в разрезах склонового типа резко сокращается и изменяется от первых единиц (скважины 1, 27) до 217 м (скважина 7) .

Кунгурский ярус (Р ₁ k)

... продолжение

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