Геология, разработка и экономический анализ Карачаганакского газоконденсатного месторождения

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 24 страниц
В избранное:

СОДЕРЖАНИЕ

ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1. 1 Общие сведения о месторождении

1. 2 Общая схема геологического строения месторождения

1. 3 Тектоника

1. 4 Нефтегазоносность

1. 5 Водоносность

2 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ

РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2. 1 Общая схема технологического процесса

2. 1. 1 Сбор продукции

2. 1. 2 УКПГ-2

2. 1. 3 УКПГ-3

2. 1. 4 Технологический процесс КПЗ

2. 1. 5 Повторное закачивание газа

2. 2 Основные эксплуатационные режимы на промысле

2. 3 Выбор варианта разработки Карачаганакского месторождения

3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

3. 1 Газлифтинг

3. 2 Фонтанная эксплуатация скважин

3. 2. 1 Классификация открытых фонтанов

3. 2. 2 Меры безопасности при проведении технического обслуживания фонтанной арматуры

4 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ КАРАЧАГАНАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4. 1 Общие положения

4. 2 Организационная характеристика месторождения

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение

Газовая промышленность является одной из ведущих отраслей нашего народного хозяйства. Природный газ и конденсат являются ценным сырьем для энергетической и химической промышленности.

Месторождение расположено в северной части бортовой зоны Прикаспийской впадины на территории Западно-Казахстанской области и имеет большое значение для развития промышленности Республики Казахстан в целом.

Большое содержание конденсата обуславливает высокую ценность добываемой пластовой смеси, которая является ценным исходным сырьем химической переработки.

На данном этапе разработки месторождения остро встает вопрос о сохранении коэффициента конденсатоотдачи на высоком уровне, поддержание пластового давления начала конденсации для предотвращения ретроградных явлений и потерь конденсата в пласте и в призабойной зоне скважины.

Из существующих методов поддержания пластового давления газоконденсатных месторождений наибольшее распространение получил сайклинг-процесс.

Карачаганакское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 году, когда Уральской нефтеразведочной экспедицией была пробурена первая разведочная скважина. Это нефтегазовое месторождение имеет площадь свыше 200 км ² и является одним из самых продуктивных в мире по добыче нефти и газа.

Месторождение отличается сложным геологическим строением, значительным изменением рабочего давления на устье скважины различных объектов разработки, значительными колебаниями пластового состава по объектам разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 1000 г/м ³ и токсичных корозионно-активных элементов.

Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал глубин 3700 - 5360 м) .

Принимая во внимание все эти факторы, нужно знать о том, какие вредные вещества и газы присутствуют на месторождении, каковы их свойства и какие средства защиты необходимо применять.

Геология месторождения

1. 1 Общие сведения о месторождении

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, в 30 км к северо-востоку от города Аксай, в 150 км к востоку от города Уральск.

Дорожная сеть представлена автомобильными дорогами с твердым покрытием Аксай - Оренбург, Уральск - Оренбург и Западно-Казахстанской железной дорогой, проходящей через город Аксай. Основными видами транспорта является автомобильный и железнодорожный. В орографическом отношении район представляет равнину с редкой сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 80 до 130 метров. Гидрографическая сеть представлена к северу от месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек, на западе рекой Утва. На площади встречаются небольшие естественные водоемы. Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до 110 метров и приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а также песчаником. Климат района резко континентальный, температура воздуха от -40 ⁰ С зимой и до +40 ⁰ С летом.

Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направления. Среднегодовое количество осадков составляет 0, 3 - 0, 35 м, выпадающих в основном летом, осенью и зимой. Снеговой покров, как правило, незначительный, на возвышенных местах практически отсутствует. Глубина промерзания грунта колеблется от 1 до 1, 5 метров в зависимости от толщины снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней с 15 октября по 15 апреля. Растительность типичная для сухих степей. В пределах площади месторождения степи сплошь распаханы, свободны лишь участки вдоль оврагов и балок.

1. 2 Общая схема геологического строения месторождения

Карачаганакское месторождение расположено на северной окраине Прикаспийской впадине. На основании данных сейсмической разведки в пределах территории Карачаганакского месторождения был выявлен хребет основания (слоя земной коры под осадочным слоем и над поверхностью Мохоровича) . По оценке амплитуда хребта составляет 700 м, а глубина до его кровли - приблизительно-7 км. На основании сейсмических данных было высказано предположение о том, что основание покрыто комплексом древних терригенных отложений, над которыми залегают карбонатные отложения среднего и верхнего палеозоя. Эти отложения формируют крупный подсолевой массив, простирающийся в широтном направлении, параллельно окраине Прикаспийской впадины. Протяженность массива превышает 10 х 20 км, и его пределах общая толщина предсолевых карбонатных отложений верхнего девона и нижней перьми превышает 2000 м. За пределами массива мощность этих отложений составляет не более 600 м, и только изредка до 800 м. Карбонатные породы на всей площади покрыты карбонатно-сульфатными отложениями, мощность которых меняется значительным образом (от 7 - 10 до 3000 м) . С точки зрения взаимного положения по отношению к солевым структурам, большинство подсолевых поднятий Карачаганакского месторождения расположено в межкупольном пространстве между соленосными массивами - Карачаганакской, Кончебайской и Сухореченской солевыми структурами. Межкупольный прогиб в основном заполнен верхними пермскими и триасовыми терригенными отложениями, имеющими тенденцию к падению в южном направлении. Как межкупольные прогибы, так и солевые купола покрыты тонким слоем юрско-меловых, неогеновых и четвертичных отложений, мощность которых не превышает нескольких сотен метров.

Основной карбонатный массив Карачаганакского месторождения является составной частью фаменско - артинского структурного яруса, который образует крупный, протяженный подсолевой массив, залегающий параллельно склону Прикаспийской впадины. Размеры Карачаганакского карбонатного массива в плане составляет 15 х 30 км, а его высота равна 1600 м. Стуктурный ярус подразделяется на три подъяруса: верхний девонский - тунейский, визейский - башкирский и ранний пермский. Отклонения среднего визейского периода залегают на размытой поверхности верхнего девонского - турнейского подъяруса. Нижняя часть среднего визейского разреза содержит аргиллитовый карбонатный маркирующий горизонт, толщина которого изменяется от 1, 75 до 23, 5 м. Поверх этого горизонта проходит субширотная антиклинальная складка, северное крыло которой характеризуется более крутым уклоном. В горизонтальном разрезе эта складка совпадает с северо-западным и северо-восточным склонами приподнятого основания.

Визейско-башкирский подъярус сверху ограничен допермским перерывом в осадконакоплении. В уплощенной приподнятой части, там, где свод достигает максимальной ширины, гребень свода образует дугу. Эта антиклинальная часть поднятия оконтурена стратоизогипсами 4400 и 4500 м, образуя основание нижней пермской структуры.

Пермский суперструктура залегает поверх хребта каменноугольного массива в пределах стратоизогипсы 4500 м. Данные, полученные по результатам бурения, указывает на то, что первоначально ранний пермский атолл начал формироваться в широкой восточной части изометрического каменноугольного основания. Однако степи понижения западной части основания превышало скорость рифообразования, в результате чего риф приобрел дугу образную форму. В западной части каменноугольного основания процесс раннего пермского рифообразования обладал меньшой интенсивности, и на этом участке была обнаружена низкоамплитудная органическая структура размера 3 х 4 км и мощностью свыше 100 м.

Кунгурско-татарский структурный ярус, отмеченный соляной тектоникой, образует перекрывающие породы Карачаганакского месторождения. Особенности соляной тектоники вели к формированию соляных хребтов на северной и южной окраинах подсолевой структуры со сложными переходами между соленосными и терригенными породами. В плане средняя часть подсолевой структуры залегает согласно с межкупольным прогибом, где солевые отложения практически отсутствуют, при этом при движении с северо-востока на юго-запад кунгурское сульфатное подразделение последовательно покрыто уфимскими, казанскими и татарскими отложениями. Триасовые отложения, залегающие в прогибе, демонстрируют моноклинальное понижение с севера на юг. На севере они залегают под неогеново-четвертичными отложениями, и при перемещении к югу они последовательно покрыты юрскими и меловыми отложениями.

Газовый регион

От верха пермского периода, около 3600 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 ст. м ³ в верхней части газового региона до приблизительно 800 ст. м ³ при глубине 4950 м ниже уровня моря. Остаточная (не разжижаемая) нефть, как видно, 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.

Нефтяной регион

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 близко к 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.

Различие между нефтями юго-западного и северо-восточного региона не абсолютна, и в некоторых скважинах добывается промежуточный тип. Есть еще некоторая неопределенность относительно характера нефти северо-восточного региона.

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 4950м ниже уровня моря, принятая российскими исследователями.

1. 3 Тектоника

Карачаганакское месторождение расположено во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующийся большой толщиной осадочного чехла и проявлениям солевой тектоники. По данным сейсморазведки в районе месторождения выделяются выступы фундамента со сложным строением и глубиной залегания поверхности в 6-7 км. Месторождение пространственно сопряжено с поднятием фундамента, амплитудой около 100м, ограниченного с севера дугообразным прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного сброса, по которым поверхность фундамента ступенчато погружается с севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении достигая 1200м. Сбросы древнего заложения по кровле терригенного девона не прослеживаются. Основной карбонатный массив связан фаменскоартинским структурным этапом.

1. 4 Нефтегазоносность

Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному нижнепермскому карбонатному массиву с растворами 29 х 16 км и амплитудой около 1700м. Залежь массивная экранируется галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми. Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи установлена продуктивность карбонатного горизонта, из которого в скважине под № 30 получен приток газа с конденсатом, дебитом 47, 7 тыс. м³ / сут. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых метров до 302 м. В горизонте практически повсеместно встречаются доломитовые прослои толщиной от долей до 10метров. Ловушка в горизонте пластов литологически замещённые границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем газонефтяного контакта основной залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По геофизическим исследованиям средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9%, достигая иногда 13%. Резервуар основной части залежи месторождения сложен аргоногенными известняками, доломитами и их переходными разностями. Тип коллектора поровый, порово-каверновый и в меньшей мере порово-трещинный и порово-каверно-трещинный. Залежь состоит из двух частей, газоконденсата, приуроченного к нижнепермско-каменноугольным отложениям и нефтяной подушки в каменноугольных отложениях. Газоконденсатная часть залежи охарактеризована 170 скважинами. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются по скважинам от 30 до 1041метра, при средневзвешенной по площади 280м. Зоны максимальных толщин приурочены к области развития нижнепермского рифогенного комплекса в центральной части месторождения, эффективный объём которого равен 30 % всей части залежи.

1. 5 Водоносность

Карачаганакское месторождение расположено в пределах погруженной части Северо-Каспийского артезианского бассеина. В осадочном чехле бассеина выделяется серия водоносных горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа (надсолевой и подсолевой), разделённых региональным водоупором соленосно-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Данные этажи представляют собой самостоятельные водонапорные системы, отличающиеся как гидродинамическим режимом, так и особенностями подземных вод. В надсолевом этаже суммарная толщина которого достигает 3500-4000м, водоносные горизонты и комплексы приурочены к отложениям четвертичного, неогенового, мелового, юрского, триасового и верхнепермского возраста. Данные о пластовых водах получены по разведочным скважинам, в которых вода изливалась.

\ Дебит излива колеблется по скважинам от 1, 9 до 49 м³ / сут. Устьевое статическое давление составляет 2, 29-3, 303 МПа. Плотность воды колеблется от 1, 0784 до 1, 1127 кг /м³. Общая минерализация от 117 до 189 кг/м³. Пластовое давление 60, 19 - 61, 12 МПа. Пластовая температура на глубинах 3200-5325 м равна 353-363 К.

2 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение введено в разработку в 1984г. В период опытно промышленной эксплуатации и до настоящего времени разрабатывается на истощение. По ряду причин разработка началась с верхних продуктивных отложений. Затем с ростом числа глубоких скважин, вскрывших II и III эксплуатационные объекты, произошло перераспределение отборов с увеличением объёма добычи из отложений среднего карбона. Частично вскрыт и обрабатывается нефтяной III объект. Количественно эксплуатационный фонд скважин II и III объектов в два раза превышает фонд I объекта, являясь при этом в полтора раза лучше по продуктивности. Перенос основного объёма добываемого сырья на глубокие горизонты оптимизирует процесс разработки Карачаганакского месторождения, однако и на сегодня одним из основных вопросов является минимизация пластовых потерь в период до реализации сайклинг-процесса. С этим основным вопросом тесно связаны и другие: степень охвата дренированием продуктивных отложений по площади и разрезу месторождения, динамика и распределение пластовых давлений, состояние пластовой системы и его изменение в процессе разработки. Добыча неуклонно возрастала по мере введения в строй новых скважин и достигала стабильной производительности свыше 12000·10³ м³ / день (4, 4 млрд. м³ / год) газа и 12000 т/день (4, 4 млн. т/год) жидких углеводородов в 1990г. Стабильный уровень поддерживался в течении 2 лет до середины 1992г, когда начался постепенный спад. Темпы добычи жидкости и газа упали до уровня ниже 3000 т/день (1, 1 млн. т/год) по жидкостям и 3000·10³ м³/день (1, 1 млрд. м³/ год) по газу в 1994 году. Для такого спада был ряд причин, среди них были технические проблемы на скважинах и недостаток финансирования для исправления положения, а также скважины были остановлены, т. к. пластовые давления приблизились к ныне принятым давлениям точки росы. На добычу также повлияли ограничения продукции, установленные Оренбургским газоперерабатывающим заводом и также российскими нпз. С 1994г. добыча постепенно возрастала частично благодаря капремонту скважин и установке новых сборных линий, что было выполнено подрядчиком согласно СПРД. Темпы добычи, однако, снова упали в 1996г. Эти низкие уровни полностью объясняются ограничениями, установленными в Оренбурге. В начале подавляющая часть добычи шла на пермских скважинах. К январю 1986г. было 15 пермских эксплуатационных скважин и только 2 каменноугольные. С этой даты число пермских скважин медленно снижалось, в то время как число каменноугольных скважин возрастало. В конце 1995г. было получено разрешение эксплуатировать некоторые пермские скважины под давлениями ниже точки росы в порядке. Программы исследования пластовой жидкости, в результате чего число пермских эксплуатационных скважин в 1996г. возросло.

Газовый фактор на месторождении показывал последовательное движение с тех пор, как на месторождении началась добыча. Газовый фактор снижается постепенно, не достигая уровня 1000 м³/м³. Это снижение происходит частично из-за изменений в газовом факторе скважин, но в основном из-за растущего числа каменноугольных эксплуатационных скважин, которые имеют более высокий выход конденсата. Совокупная добыча с месторождения до сентября 1996г. равна 33 млн. т. нестабилизированной жидкости и 37 млрд. м³ газа. Пермские и каменноугольные эксплуатационные скважины обладают различными производственными характеристиками по причине гораздо более неоднородного характера пермской части месторождения. Как правило, пермские эксплуатационные скважины имеют более высокий первоначальный дебит, обычно производя свыше 1 млн. м³ газа в день. Однако спад происходит очень быстро, часто до 50% первоначального дебита в течении нескольких месяцев. Каменноугольные скважины напротив не дают такого высокого первоначального дебита, а также обычно не дают быстрого спада добычи. Первоначальный дебит газа обычно составляет 6 м³ /день + 600 т/ день нефти, и он остаётся постоянным. Газовый фактор тоже относительно постоянен. В каменноугольных скважинах дебит иногда падает, однако спад не так резок, как в типичных пермских скважинах.

Пластовый режим.

Т От проведённых до сих пор исследований коллектора, исходя из имеющихся в распоряжении данных можно сделать вывод, что коллектор представляет собой преимущественно истощаемый газоконденсатный пласт, в котором нет ясного доказательства о существовании большого водоносного пласта. Если далее в жизни месторождения появится вклад водоносного слоя для вытеснения пластовой жидкости, в этом случае превалирующий водонапорный режим будет режимом периферийного поддержания давления водоносным слоем, скорее, чем режим напора подошвенных вод. Некоторые другие важные факторы подсказывают, что нельзя ожидать притока большого количества воды в коллектор. Присутствие нефтяной оторочки, там, где плотность нефти растёт быстро, приближаясь к прогнозированному водонефтяному контакту может препятствовать движение в водоносном пласте. Помимо этого, присутствие любого количества остаточного газа в обводнённой зоне может, вероятно, препятствовать дальнейшему движению воды, т. к. пластовое давление снизилось ещё больше.

2. 1 Общая схема технологического процесса

2. 1. 1 Сбор продукции

... продолжение

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