диплом готовый Глаголев. Характеристика района ведения работ
 Скачать 95.09 Kb.
|
Ведение Система закачки пластовой воды входит в состав центральной технологической платформы (ЦТП) и предназначена для очистки от нефти и дегазации воды, поступающей от сепараторов системы подготовки нефти. с целью подготовки пластовой воды для нагнетания в скважины и поддержания пластового давления. Система закачки пластовой воды рассчитана на максимальный объем подготовки и закачки воды в систему ППД, составляющий 9116 тыс.м³/год; (24981 м³/сут; 1041 м³/ч). В воде, закачиваемой в пласт, должно быть 90% частиц механических примесей и эмульгированной нефти не крупнее 5 микрон, согласно коллекторским свойствам пласта, Расчетный срок эксплуатации оборудования составляет 35 лет. Режим работы системы круглогодичный, круглосуточный при 365 рабочих днях в году, с возможностью остановки на 18 суток. Целью данного курсового проекта является изучения принципа, системы поддержания пластового давления на месторождении им. В.Филановского, а так же рассмотреть геологическую и климатическую характеристику северной части Каспийского моря. Каспийское море - самое крупное соленое озеро на планете, но с учетом объема, истории развития физико-географических процессов, относится к категории море. Территория моря простираются с севера на юг. Длина 1200 км, ширина в среднем 495 км, длина 7000 км от берега. Площадь 371000 км2 (422000 км2 в 1929 году). Уровень воды на 28,5 м ниже уровня океана. Максимальная глубина - 1025м. Оценка геологических ресурсов углеводородов нефтегазовых районов составляет 25,8 млрд. тонн, запасы газа 2 трлн. м3. Нефтегазоконденсатное месторождение им В. Филановского расположено в северной части шельфа Каспийского моря, в 220 км от г Астрахани. Запасы нефти на Филановском месторождении составляют 129 млн т, газа — 30 млрд куб. м. По состоянию на 2017 год пробурено шесть скважин — пять добывающих и одна водонагнетательная. Проектная годовая производительность — порядка 6 млн тонн нефти, выход на «полку» — 2019 год. Всего в 2016–2045 годах компания планирует инвестировать в разработку месторождения 882 млрд руб. (в ценах 2016 года). Месторождение открыто в 2005 году «ЛУКОЙЛом, с невероятным дебитом 800 т/сутки при депрессии 0,2 МП легкой безводной малосернистой нефти. Коллекторы проницаемые. Глубина моря на данном участке недр - от 7 до 11 м. Названо в честь нефтяника, первого заместителя министра нефтяной промышленности СССР (1985–1989) Владимира Филановского. Характеристика района ведения работ Климатическая характеристика района ведения работ, ледовые условия. Каспийское море расположено в двух климатических поясах. На севере оно находится между резко и умеренно континентальным климатами умеренного пояса, на юго-западе - субтропический климат, на востоке - пустынный континентальный климат Средней Азии. Летом поверхность Каспия сильно нагревается и, несмотря на его большую меридианальную протяженность, температура остается почти одинаковой во всех частях моря +24+26°С. Зимние температуры очень различны. На севере зима холодная. Средняя январская температура -7-11°С. В средней части +1 +5° С, на юге +8+10°С. Зима на восточном побережье моря по всей широте, по сравнению с западным побережьем, более холодная. В зимние месяцы замерзает только северная неглубокая часть Каспийского моря. Толщина льда доходит до двух метров. Температура воды на поверхности зимой повышается от -1°С на севере до +10 +11°С на юге. В августе на большей части акватории температура изменяется от +24° до +28°С. Соленость воды наиболее изменчива в Северном Каспии, где она возрастает от 0,2-2 0/00 вблизи устьев Волги и Урала до 1012 0/00 на границе со Средним Каспием. В центральной и южной частях соленость меняется мало (13-140/00). Уровень моря подвержен постоянным изменениям. В 1830-1929 гг. уровень Каспия держался на отметках - 25,5 и -26,6 м. С 30-х годов началось резкое понижение уровня моря (-29 м). В 1978 г. уровень Каспия стал повышаться и к 1995 г. достиг отметки -26,5 м. Море вновь затопило прибрежную полосу: у дельты Волги на 4-5 км, у дельты Урала до 6-12 км, в створе месторождений Каратон, Тенгиз на 35-40 км. Прорва на 40-45 км, у полуострова Бузачи - на 4-10 км. Современное повышение уровня воды в море объясняется климатическими условиями. Оно на 45% связано со стоком рек, на 16% - с выпадением осадков на его поверхность, на 25% - с уменьшением величины испарения с поверхности моря и на 14%-с ограничением поступления морской воды в залив Кара-Богаз-Гол. Реки, впадающие в озеро, приносят много питательных веществ, поэтому Каспийское море богато рыбой и тюленями. Наличие тюленей свидетельствует о том, что море когда-то было связано с Северным Ледовитым океаном. Рыбы и тюлени имеют большое промысловое значение. К наиболее ценным видам рыб относятся осетровые (севрюга, осетр и белуга). На долю Каспийского моря приходится свыше 80% осетре добываемых ежегодно в мире. 40% промысла осетра на Каспии приходится на Казахстан. Здесь имеется более 500 видов растений, обитают 769 видов животных, 55 видов рыбы или 53% рыб всей республики. Самая ценная рыба белуга. Ее длина 35м, вес достигает 1 тонны. Длина осетра 2,3 м, вес 100 кг. Длина севрюги 2,2 м. В Каспии, кроме них, водятся сазан, вобла. В настоящее время на побережье Каспия встречается видов птиц. Только на восточные берега Каспия каждый год прилетает 2 млн. птиц промыслового значения. В Каспии зимует до 3 млн. водоплавающих птиц. В городе Актау установлена мощная установка для опреснения морской воды Давая оценку водно-климатическим условиям Западного Казахстана, можно выделить следующие: - большое число ясных дней в году (от220 до 240); - достаточная продолжительность комфортного (30-40 дней) и благоприятного (120-130 дней) периодов; - неустойчивое и неравномерное залегание снежного покрова (3,5-4 месяцев); - продолжительный период купального рекреационного сезона (100-120 дней); - разнообразие водных ресурсов (озер, рек, Каспийского моря); - засушливость климата. Все эти факторы способствуют изучению природных и туристко-рекреационных ресурсов Западного Казахстана и развитию различных учреждений санаторно-курортного лечения, домой отдыха, пансионатов, баз отдыха, в целом, всей туристской инфраструктуры. Гидрологическая характеристика Волго-Каспийского бассейна Уровень воды Каспийского моря подвержен значительным изменениям. Условно их можно разделить на объемные и деформационные. Объемные изменения связаны с изменением объема воды в чаше моря или изменением объема самой чаши. Деформационные изменения связаны с перераспределением воды в чаше моря без изменения объема. К объемным изменениям относят вековые, межгодовые и внутригодовые изменения, к деформационным - сгонно-нагонные, приливо-отливные колебания и сейши. В вековых колебаниях уровня Каспийского моря выделяются циклические колебания различной продолжительности. Согласно климатической гипотезе колебания уровня моря определяются водным балансом Каспийского моря, который имеет как приходную, так и расходную части. Основными составляющими приходной части являются речной сток, выпадение осадков на зеркало моря и подземный сток в море. Основные компоненты расходной части - испарение с поверхности моря, сток в заливы, а с зарегулированием стока рек, питающих Каспийское море, - безвозвратные изъятия воды. Если водный баланс положительный - уровень Каспийского моря растет, если отрицательный - падает. Основная часть приходной составляющей водного баланса Каспийского моря - это поверхностный сток, около 80% которого дает Волга. Среднемноголетний сток Волги за 1900-1982 г.г. составлял 238 км3 /год и он изменялся от 460 км3/ год в 1926 г. до 200 км3/год в 1975г. Падение уровня Каспийского моря оказывало значительное влияние на хозяйственную деятельность, в особенности на рыбную промышленность и судоходство, а также на экосистему моря и гидробионтов. Помимо объемных колебаний уровня воды, о которых было сказано выше, в Каспийском море отмечаются деформационные колебания, которые связаны с перераспределением воды в чаше моря. К ним относятся сгонно-нагонные, сейшевые и приливо-отливные колебания. Основными факторами, определяющими характеристики нагонов, величину, продолжительность и дальность распространения - являются ветер (скорость, направление и продолжительность), глубина моря, протяженность мелководьяи наличие ледяного покрова. В Северном Каспии сгонно-нагонные колебания уровня и связанные с ним течения значительны и оказывают существенное влияние на формирование его гидрологических условий. Часто повторяющиеся на Северном Каспии юго-восточные ветры вызывают нагон у западного побережья моря и на устьевом взморье Волги и сгон у восточных берегов, от полуострова Бузачидо Ремонтных шалыг. Северо-западные и западные также часто повторяющиеся ветры, наоборот, вызывают сгон у западного берега и на взморье Волги и нагон у восточного берега моря. В период низких уровней Каспийского моря развитию сгонно-нагонных явлений способствовал морской бар, а проникновению их на мелководную часть устьевого взморья - широко развитая водная растительность и речной сток. В настоящее время, в связи с возрастанием здесь глубин, зоны максимальных нагонов и сгонов сместились ближе к морскому краю дельты Волги. Ледяной покров и особенно неподвижный лед уменьшает величину сгонно-нагонных колебаний уровня. Так, у о.Укатный величина нагонов может уменьшаться наполовину, а в восточной части Северного Каспия - в три раза. В Северном Каспии выделяются две зоны значительных нагонных колебаний уровня: западное побережье и район морского устьевого бара Волги (от Брянской Косы до острова Новинский) и северо-восточное и восточное побережье на участке Мартышечья Коса - м.Бурунчук. В западной части моря наибольшие нагоны отмечались у г.Лагань (4,5 м), в восточной - у пос. Жилая Коса (2,3м); максимальные сгоны соответственно у выхода Волго-Каспийского канала (2,3м) и Ракушинского рейда и о. Зюйдвестовая шалыга - (1,5м). В некоторых районах восточной части Северного Каспия сгоны могут достигать 2,5-3,0 м (по косвенным данным и измерениям глубины). Значительные сгоны отмечаются между морским устьевым баром Волги и свалом глубин. Зона максимальных сгонов отмечается на некотором расстоянии от берега, а зона максимальных нагонов - вблизи берега или даже на затопленном берегу. На свале глубин величина максимальных нагонов составляет 1,0-1,2 м, сгонов -1,0-1,4м. При низких уровнях Каспия сгоны и нагоны практически не проникали в дельту Волги, при более высоких, в том числе и в настоящее время, величина нагонов здесь не превышает несколько десятков см., сгоны не проникают совсем. Исключительная пологость берегов и прибрежных мелководий приводят к тому, что при нагонах затапливаются значительные площади суши, а при сгонах - осушаются большие акватории прибрежных и других мелководий. Так, на западном побережье моря, на участке Кизлярский залив - с. Вышка при сильных нагонах зона затопления может достигать ширины 30-50 км, на меридиане о. Новинский - 40-50 км, на участке Дементьевская коса - устье Урала - 5-10 км, на восточном, от устья Урала до п-ова Дурнев - 30-40 км. При сильных сгонных ветрах вдоль западного, северного и восточного берегов Северного Каспия могут образовываться осушные зоны шириной 10-15 км иногда даже больше. При низких уровнях Каспия большие осушные зоны образовывались у морского бара Волги. Это приводило к гибели большого количества рыб в отшнурованных водоемах, затрудняло, или делало невозможным судоходство по Волго-Каспийскому каналу. Гибель значительного количества рыб зафиксирована органами рыбоохраны в Кизлярском заливе, у островов Чистая Банка и Укатный. В Каспийском море отмечаются и сейши, в основном, одноузловые, которые характерны для отдельных котловин моря. Их период изменяется от 16 суток до 3 часов, иногда даже 15 минут. Они незначительны, максимальный размах их обычно не превышает 20-25 см. Приливо-отливные колебания уровня незначительны и не превышают 4 см, они полусуточные. Течения Основными причинами, вызывающими течения в Каспийском море, является ветер и неравномерность поля плотности в толще воды. Существенное влияние оказывают конфигурация берега, рельеф дна, а в предустьевых районах - сток рек. На поверхности моря течения, в основном, зависят от ветра, а поскольку ветер меняется по направлению и скорости - то постоянных течений в Каспийском море нет, а можно говорить только о преобладающих течениях. Эти течения образуют в Среднем и Южном Каспии два циклонических круговорота. Основная часть водного стока р. Волги попадает в Каспийское море через западную часть дельты. Прижимаясь вправо, эти воды идут вдоль западного берега Северного Каспия к югу и дают начало течению вдоль западного берега Среднего Каспия, направленному на юго-восток. Стержень течения следует вдоль изобат 50-70 м со скоростями 30-40 см/с, максимальные скорости могут достигать 80-100 см/с. В прибрежной зоне между основным течением и берегом отмечаются слабые течения со скоростями около 10-15 см/с. Уменьшаются скорости и в сторону моря от стержня основного потока. Ширина основного потока равна 20-30 км. Течение совершает волнообразные отклонения (меандрирует), образуя отдельные вихри. Встречая на своем пути Апшеронский полуостров и Апшеронский порог, часть течения поворачивает к востоку и, встретив восточный берег, следует вдоль него. Циклональный вихрь замыкается в южной части Северного Каспия. Вдоль восточного берега моря скорость течения слабее и равна в среднем 15-20 см/с, реже -30 см/с. В восточной части Северного Каспия существует антициклонический круговорот. Воды из восточных рукавов дельты Волги отклоняются на восток и следуют вдоль северного берега, затем, смыкаясь с водами Урала, следуют вдоль восточного берега и попадают через Кулалинский порог в западную часть Северного Каспия. Эта схема течения действует как результирующий поток, который складывается как сумма течений, вызванных ветром - определяющим фактором развития течений. Скорости течений в Северном Каспии незначительны и составляют 15-25 см/с. При скорости ветра 15-16 м/с отмечена скорость течения до 72 см/с у поверхности и 65 см/с у дна. У выхода Волго-Каспийского канала отмечена скорость течения 105 см/с при штормовом сгонном ветре. В целом для Каспийского моря преобладающий перенос воды у поверхности направлен от устья Волги, как области, дающий основную часть приходной составляющей водного баланса, в сторону Среднего и Южного Каспия, а также в восточную часть Северного Каспия, где преобладает расходная часть водного баланса. В придонных слоях Южного и Среднего Каспия преобладает движение более соленых и холодных вод к северу, где они смешиваются в зоне смешения вод в Северном Каспии с пресными волжскими водами. Ветровое волнение В Северном Каспии наблюдается в основном ветровое волнение. Заметная зыбь, приходящая, как правило, с юго-востока, развивается здесь редко. Величина параметров волн, зависящая от скорости и продолжительности ветра, в условиях мелкого моря определяется также глубиной. Поэтому для преобладающих глубин при постоянно дующем ветре со скоростью 5-9 (м/с) уже через несколько часов волны могут достигать своих предельных размеров. Наибольшие параметры волн в Северном Каспии следующие: высота - 5 м, длина - 85 м, период 10- сек. В районе свала глубин предельная высота волн, как правило, не превышает 2 м, южнее их высота увеличивается до 4 и более м. В западной части Северного Каспия (о. Тюлений) наибольшая повторяемость приходится на волнение юго-восточного и восточного направлений, в северо-восточном районе (о. Зюйдвестовая Шалыга) - западного и восточного направлений. В южных районах преобладает восточное и северное волнение. Наиболее слабое волнение приходится на летние месяцы (май-июль); в это время нередки случаи полного штиля для всей акватории Северного Каспия. Средняя годовая повторяемость волн высотой менее 0,5 м составляет 58,6%; 0,5-1,0м-27,5%; 1,0-2,0м - 13,0%; 2,0-3,0м - 0,8% и более 3,0 м -0,1%. Ледовый режим Каспийское море - частично замерзающий водоем. Северная часть замерзает ежегодно; вероятность появления приносимых плавучих льдов на подходах к Махачкале равна 46%, у Дербента - 37%, у Сумгаита - 14%, у Апшеронского полуострова - около 4-6%. В умеренные зимы первое появление льда происходит в крайней северо-восточной части моря в середине ноября, к концу ноября лед появляется вдоль северного побережья, включая взморье Волги и у восточного побережья. В январе лед появляется в открытом море, полностью покрывается льдом Гурьевская Бороздина, у п-ова Тюб-Караган, Красноводском заливе и Махачкалинской бухте; лед появляется у западного побережья на участке Махачкала-Дербент. В умеренные зимы бывает два-три повторных замерзания, а в мягкие - от четырех до десяти и более. В мягкие зимы появление льда происходит позже чем в умеренные зимы на 3-4 недели, в открытых районах - даже на полтора-два месяца. Наибольшее количество дней со льдом в северных районах - 110-130, в западных районах - 50, а в южных - 20-15 дней. Геологическая характеристика месторождения им В. Филановского Добыча нефти на месторождении осуществляется из газонефтяной залежи в неокомском надъярусе. Кинематическая вязкость нефти при температуре 20°С составляет в среднем 9,0*10-6 м2/с, а при температуре 50°С составляет в среднем 2,7*10-6 м2/с, температура застывания в среднем 9°С. Массовое содержание парафинов в среднем составляет 8,78 %, селикагелевых смол 1,45 %, температура плавления парафина 52°С. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 703 кг/м3, при разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях 820 кг/м3, Содержание метана в попутном нефтяном газе составляет 36,0 %, этана 15,9 %, пропана15,8 %, бутана 14,1 %, пентана 4,5 %, гексана 3,8 %, прочих углеводородов 3,9 %, плотность газа 1,16 кг/м3. Газосодержание при однократном разгазировании 147 м3/т, суммарное газосодержание 132 м3/т. Пластовая вода имеет общую минерализацию 100 г/л и плотность 1053 кг/м3. При повышении температуры с 0 до 70 °С плотность нефти снижается с 0,831 до 0,794 кг/ м3. А кинематическая вязкость с 15,82 до 2,59 мм2/с. Технологические показатели разработки по сооружениям месторождения В зависимости от числа введенных в эксплуатации скважин объем добычи нефти и газа в течение 10 лет будет увеличиваться и с 2027 г. начнет сокращаться из-за уменьшения пластового давления. Промышленные запасы углеводородов месторождения им. В. Филановского приурочены к терригенным и карбонатным отложениям пластов нижнемелового возраста (неокомский надъярус, аптский и альбский ярусы) и юрского (волжский региональный ярус, келловейский и бат-байосский ярусы). Пласт K1al альбские Выявлена одна газоконденсатная залежь пластово-сводового типа размерами 34,0×4,4 км, высотой 164 м. Тип коллектора поровый. Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным керна (386 определений из 4 скважин), геофизических исследований (103 определений в 6 скважинах) и гидродинамических исследований (21 измерений в 4 скважинах). На керне из одной скважины определены ОФП для газа и воды. Исследования по смачиваемости породы (20 образцов) свидетельствуют о преимущественной гидрофильности поверхности пород. Свободный газ метановый со средним содержанием конденсата. Стабильный конденсат лёгкий. Пласт K1a аптские Выделены четыре залежи: основная газоконденсатнонефтяная залежь апт I, локальная нефтяная залежь апт I в районе скважины 11, локальная нефтяная залежь апт II в районе скважины 6 и локальная газоконденсатная залежь апт II в районе скважины 11. Все залежи пластово-сводового типа. Основная залежь апта I имеет размеры 33,5´4,8 км, высота 124 м; залежь апта I района скважины 11 – 2,0´1,3 км, высота 16 м; залежь апта II района скважины 6 – 5,5´1,9 км, высота 32 м; залежь апта II района скважины 11 – 2,0´1,3 км, высота 28 м. Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным керна (950 определений из 5 скважин), геофизических исследований (137 определений в 6 скважинах) и гидродинамических исследований (27 измерения в 6 скважинах). Для определения коэффициента вытеснения нефти водой и кривых ОФП нефти и воды использовались две сборные модели из образцов керна одной скважины. Коэффициент вытеснения нефти пластовым газом и ОФП для совместного течения газа и нефти определялись при одном исследовании сборной модели. Исследования по смачиваемости породы (40 образцов) свидетельствуют о преимущественной гидрофильности поверхности пород. Коэффициент вытеснения относительно ранее принятого и прошедшего апробацию изменений не претерпел. Физико-химическая характеристика нефти изучена по 3 глубинным и 3 рекомбинированным пробам из 5 скважин. Нефть классифицируется как особо лёгкая, незначительной вязкости, малосмолистая, высокопарафинистая. Растворённый газ метановый с повышенным содержанием этана и пропан-бутановых компонентов. Газ газовой шапки метановый со средним содержанием конденсата. Стабильный конденсат лёгкий. Свободный газ газоконденсатной залежи метановый со средним содержанием конденсата. Стабильный конденсат легкий. Пласт K1nc неокомские Выявлены три залежи: западная (скв. 2, 4, 5, 8), локальная в районе скв. 6 и восточная в районе скв. 11. Западная залежь имеет размеры 19,5´3,7 км, высота 118 м; залежь в районе скважины 6 – 7,0´2,0 км, высота 27 м; восточная залежь – 2,0´1,5 км, высота 18 м. Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным керна (1983 определения из 5 скважин), геофизических исследований (157 определения в 6 скважинах) и гидродинамических исследований (43 измерения в 6 скважинах). Для определения коэффициента вытеснения нефти водой и кривых ОФП нефти и воды использовались 6 сборных моделей из образцов керна трёх скважин, на которых было проведено 11 исследований. Опыты по обоснованию коэффициента вытеснения нефти газом из коллектора неокомского надъяруса не проводились. Коэффициент вытеснения относительно ранее принятого и прошедшего апробацию изменений не претерпел. Новые геолого-геофизические данные для нефтяной (основной) и нефтегазоконденсатной (район скв. 6) залежей получены не были. Исследования по смачиваемости породы (54 образца) свидетельствуют о преимущественной гидрофильности поверхности пород. Физико-химическая характеристика нефти изучена по 3 глубинным, 2 рекомбинированным и 2 устьевым пробам из 5 скважин. Свойства газа и конденсата залежи в районе скважины 11 – по одной рекомбинированной пробе. Нефти классифицируется как особо лёгкие, незначительной вязкости, малосмолистые, высокопарафинистые. Растворённый газ метановый с повышенным содержанием этана и пропан-бутановых компонентов. Свободный газ газоконденсатной залежи метановый со средним содержанием конденсата. Стабильный конденсат легкий. Пласт J3v волжские Выявлена газоконденсатная залежь размерами 2,0´1,5 км, высотой 18 м. Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным геофизических исследований (12 определений в одной скважине) и гидродинамических исследований (2 измерения в одной скважине). Физико-химическая характеристика свободного газа изучена по одной рекомбинированной пробе. Свободный газ газоконденсатной залежи метановый со средним содержанием конденсата. Стабильный конденсат легкий. Пласт J2cl келловейские Выявлена газоконденсатная залежь размерами 2,5´1,0 км, высотой 15 м. Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным геофизических исследований (8 определений в одной скважине) и гидродинамических исследований (1 измерение). Физико-химическая характеристика свободного газа изучена по одной рекомбинированной пробе. Свободный газ газоконденсатной залежи метановый со средним содержанием конденсата. Стабильный конденсат легкий. Пласт J2b-bt бат-байосские Выявлена нефтяная залежь размерами 2,2´1,0 км, высотой 15 м. Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по данным геофизических исследований (10 определений в одной скважине) и гидродинамических исследований (3 измерения в одной скважине). Опыты по обоснованию коэффициента вытеснения на керне бат-байосского яруса не проводились, значение коэффициента вытеснения нефти водой принято с привлечением двух исследований сборных моделей керна келловейского яруса, близкого по возрасту и фильтрационно-емкостных характеристикам пород коллекторов. Физико-химическая характеристика нефти изучена по одной глубинной пробе, отобранной прижимным зондом. Нефть классифицируется как лёгкая, незначительной вязкости, малосмолистая, высокопарафинистая. Растворённый газ метановый с повышенным содержанием этана и пропан-бутановых компонентов. Расчетно-техническая часть проекта Обустройство месторождений северного Каспия Район размещения проектируемых объектов обустройства месторождения им. В.Филановского располагается в центре северной части Каспийского моря, на северо-западе лицензионного участка «Северный». Расстояние до ближайшего Российского побережья около 130 км. Район находится в 170 км южнее г. Астрахань. Состав освоения месторождения включает следующие блоки: 1) Ледостойкая стационарная платформа - ЛСП-1 (скважин: 11, в т.ч. добывающих 8, нагнетательных 3); 2) Ледостойкая стационарная платформа ЛСП-2 (скважин 15, в т.ч. 9 добывающих и 6 нагнетательных); 3) Платформа с жилым модулем (ПЖМ-1). 4) Центральная технологическая платформа (ЦТП); 5) Райзерный блок (РБ); 6) Блок кондуктора (скважин 7, в т.ч. 4 добывающие, 3 нагнетательные); 7) Нефтепровод внешнего транспорта в составе: а) морской участок нефтепровода от райзерного блока месторождения им. В. Филановского до точки выхода на берег в Республике Калмыкия; б) сухопутный участок нефтепровода от берега до ГБС у НПС «Комсомольская»; 8) Газопровод внешнего транспорта в составе: а) морской участок газопровода от райзерного блока месторождения им. В. Филановского до точки выхода на берег в Республике Калмыкия; б) сухопутный участок газопровода от берега до узла отключающей арматуры; 9)Узел отключающей арматуры в районе выхода газопровода из затопляемой зоны. 2.2 Техника и технология освоения месторождений Северного Каспия Так называемая «Северо-Каспийская нефтегазовая провинция» – нефтегазоносные структуры, возрастом 180-200 млн лет и площадью порядка 8 тыс. км2, расположенные в пределах российской акватории Каспийского моря. Единственным российским оператором, который осуществляет их разработку, является компания «Лукойл». «По данным Минприроды РФ, разведанные запасы углеводородов каспийского шельфа составляют 2,95 миллиарда тонн нефти и 3,1 триллиона кубометров газа. Извлекаемые запасы - 1,5 миллиарда тонн условного топлива (принятая при расчетах единица учета углеводородов). Из них 25-30 процентов - нефть, остальное газ и конденсат. Степень разведанности российского шельфа - 10 - 20 процентов. При этом доля России на Каспийском шельфе достаточно скромна. Так, весомость запасов Казахстана - 75 процентов нефти и 45 процентов газа. Туркмения имеет почти столько же газа, а нефти - шесть процентов. Доля России - два процента нефти и один процент газа» Разведку российских углеводородных месторождений бурением на Каспии «Лукойл» начал в 1999 году при помощи самоподъемной полупогружной буровой установки «Астра», «построенной» на астраханском судостроительном заводе «Красные Баррикады». «Построенной» с оговорками, поскольку она была создана на основе другой буровой установки «Maravah», произведенной в 1983 году в Японии, и уже поработавшей в Объединенных Арабских Эмиратах и Персидском Заливе. «Maravah» была приобретена в 1997 году одной из дочерних компаний «Лукойл» и, когда пришло время, платформу привели в Финляндию, разрезали на три части и отдельными блоками по Волго-Балтийскому каналу за полгода доставили в Астрахань. После сборки в астраханской верфи, началась ее модернизация, которая включала перенос бурового комплекса с верхней палубы в корпус судна, утепление, полная замена оборудования машинного отделения и верхней палубы, превентора, электротрасс. В рамках этих работ было дополнительно использовано 500 тн металлоконструкций. В общей сложности, «Астра» обошлась «Лукойлу» в $75 млн. Однако верно послужила компании - на ее счету 6 крупнейших разведанных месторождений. В 2006 году, платформу продали группе компаний «БКЕ Шельф» («EDC») за $40,3 млн. Первые российские месторождения на Северном Каспии - им. Ю. Корчагина и Хвалынское - были открыты в 2000 году. В 2001 году были открыты месторождения им. В. Грайфера (ранее - Ракушечное), в 2003 году - месторождение им. Ю.Кувыкина (ранее - Сарматское), в 2005 г. - месторождение им. В. Филановского, в 2008 году - Западно-Ракушечное и Центральное месторождения. Всего же на сегодняшний день в российском секторе Каспийского моря открыто 10 месторождений с суммарными начальными извлекаемыми запасами около 7 млрд баррелей нефтяного эквивалента, включая 6 крупных многопластовых месторождений и 10 перспективных структур. Сейчас нефте и газодобыча осуществляется на двух месторождениях - им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского. Ввод в эксплуатацию третьего месторождения - им. В. Грайфера (Ракушечное), - планируется на 2021 год, а промышленная добыча (планируется около 1,2 миллиона тонн нефти в год) - на 2023 год. Первая нефть на российском секторе Каспийского моря была добыта на месторождении им. Ю. Корчагина в 2010 году. Для этого здесь были построены две платформы (жилая и добывающая), а для отгрузки нефти на 58 км южнее в безледовой акватории был построен морской перегрузочный комплекс, включающий точечный причал и соединенное с ним плавучее нефтехранилище. Нефть с месторождения поступала туда по подводному трубопроводу, а затем вывозилась танкерами. В частности, в период 2010-16 гг. работала схема поставки танкерами до нефтяного терминала Махачкала и далее - в трубопровод Махачкала-Новороссийск. В 2012 году здесь был добыт первый миллион тонн нефти, в 2015 году объем добытой нефти превысил уже 5 млн т. В 2016 году была запущена в эксплуатацию первая очередь технологического комплекса месторождения им. В. Филановского. Морская часть включала добывающую платформу, жилой блок, центральную технологическую платформу и райзерный блок (технологический узел для соединения промысловых и транспортных трубопроводов). Комплекс месторождения задумывался в качестве «хаба», который должен собирать углеводородное сырье со всех месторождений Северо-Каспийской провинции и осуществлять их подготовку к транспортировке на берег. Помимо этого, в ноябре 2016 г. компания «Лукойл» ввела в эксплуатацию головные береговые сооружения в Республике Калмыкия для приема и транспортировки углеводородов с морских месторождений (объем инвестиций оценивался в 30 млрд рублей). Через год, к сентябрю 2017 года, этим способом с месторождений им. В. Филановского и им. Ю. Корчагина на сушу было передано 3 млн тн нефти. В июне 2017 года накопленный объем нефти добытой на месторождениях им. Ю. Корчагина и им. В.Филановского превысил 10 млн тн. Рубеж в 15 млн тн накопленной добычи «Лукойл» перешагнул в апреле 2018 г, 20 млн тн - в декабре 2018 г. В 2019 году накопленный объем добычи нефти с месторождений им. Ю. Корчагина и В. Филановского превысил отметку в 23,7 млн тн. Сейчас российский сектор дна Каспийского моря осваивают 11 платформ, из которых три — жилые, еще две — блок-кондукторы (добычные платформы) с частичным присутствием рабочего персонала (управление оборудованием блок-кондукторами происходит в автоматизированном режиме с постоянным удаленным мониторингом и контролем параметров с основной «материнской» платформы). Длина построенных подводных трубопроводов — 650 км. В обустройстве принимают участие свыше 3 тыс. человек и больше сотни российских предприятий-поставщиков оборудования, материалов и услуг. Все заказы на строительство морских объектов размещаются на судостроительных предприятиях Астраханской области. Система «Интеллектуальное месторождение» («цифровой двойник»). «Цифровые двойники» позволяют выбрать оптимальную схему освоения, а затем развиваются вместе с месторождениями, помогают оптимизировать сеть скважин, режимы работы оборудования и т.д. Система может периодически проводить перерасчет производственных показателей, в случае их отклонения от оптимальных, для последующей оптимизации технологических параметров. Сейчас интегрированные модели созданы для 33 объектов, работающих на месторождениях им. Ю. Корчагина и В. Филановского, завершается создание модели для месторождения им. В. Грайфера. Каротаж во время бурения MWD/LWD является еще одной «умной» технологией, которую применяют при добыче нефти и газа на Каспии. Модуль LWD в режиме реального времени передает на поверхность информацию о геофизических характеристиках пласта, технологических параметрах и навигационные данные, что позволяет бурить скважины с большим отклонением от вертикали. Это нужно для того, чтобы охватить максимально возможную территорию из одной точки (в морских условиях бурить несколько раз слишком проблематично). Как пример, при вертикальной глубине всего 1565 м, скважина №108, пробуренная в 2015 году на месторождении им. Ю. Корчагина, потребовала создать ствол общей длиной 8005 м. Предиктивные технологии (прогнозирование). позволяют на основании накопленных статистических данных и показаний датчиков, которые отслеживают работу оборудования, оптимизировать режимы работы и графики обслуживания, своевременно останавливать агрегаты, параметры которых начинают сильно отклоняться от эталона, предотвращая выход из строя дорогостоящих механизмов. Машинное обучение и нейронные сети (искусственный интеллект) Используются, для оценки гидродинамической связанности между скважинами. В перспективе машинное обучение позволит передать искусственному интеллекту полное управление технологическими процессами. Единственной проблемой является то, что для каждого месторождения нужна своя система. Месторождения Северо-Каспийской провинции лучше всех оборудованы датчиками, работающими в режиме онлайн. Логистика транспортировки каспийской нефти. Длина построенных подводных трубопроводов — 650 км. Сама нефть и газ с каспийских месторождений идут не в Астраханскую область, а к нашим соседям: газ по газопроводу транспортируется в Ставропольский край буденновский ГПЗ ООО «Ставролен» на газоперерабатывающую установку мощностью 2 млрд кубометров в год (в перспективе планируется дальнейшее развитие мощностей нефтехимии). Ежегодно предприятие принимает порядка 2,2 млрд м3 газа и производит более 300 тысяч тонн полиэтилена, 120 тысяч тонн полипропилена, 80 тысяч тонн бензола, 50 тысяч тонн винилацетата нефть через трубопровод поступает на построенные в Калмыкии головные береговые сооружения с резервуарным парком, а затем, через нефтеперекачивающую станцию «Комсомольская» Каспийского трубопроводного консорциума, отправляется в трубопровод КТК. Другое направление поставки - танкерами до азербайжданских нефтяных терминалов и далее - в трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан. Система поддержания пластового давления на месторождении им. В.Филановского В качестве источников водоснабжения системы ППД используется подготовленная пластовая вода (совместно с водой от обессоливания нефти) и морская вода. Динамика количества закачки морской воды зависит от динамики добычи пластовой воды. При формировании системы ППД приняты следующие принципиальные решения: поддержание пластового давления производится путем равномерной закачки воды в пласт (неокомский горизонт); максимальный объем закачки воды в систему ППД составляет 9116 тыс.м³/год; (24981 м³/сут; 1041 м³/ч) и приходится на 2024 год; закачка производится одной комплектой насосной станцией; фонд нагнетательных скважин – 7 скв. (3 скв. – на ЛСП-1; 2 скв. – на ЛСП-2; 2 скв. – на БК); давление на устьях нагнетательных скважин на ЛСП-1– 5,1 МПа, на ЛСП-2– 4,0 МПа, на БК -5,0 МПа; требования к качеству закачиваемой воды соответствуют ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству»: содержание твердых взвешенных веществ (в.в.) – до 5 мг/л, нефтепродуктов – до 10 мг/л, размеры частиц механических примесей и эмульгированной нефти в объеме до 90% должны быть не крупнее 5 мкм, сульфатовосстанавливающие бактерии (С.В.Б.) отсутствуют. Высоконапорные водоводы от насосов 10-Р-1702 A/B/C/D до нагнетательных скважин, расположенных на ЛСП-1, и до райзерного блока прокладываются по переходным мостам, а от райзерного блока до нагнетательных скважин на ЛСП-2 и на БК предусмотрены подводные высоконапорные водоводы. Индивидуальный учет закачиваемой воды по каждой нагнетательной скважине производится на водораспределительных блоках (манифольдах), расположенных на ЛСП-1,2 и БК. Пластовые воды неокомского горизонта (горизонт закачки) - хлоркальциевого типа с минерализацией 76-98 г/л, рН=6,5-6,7, плотностью 1070-1073 кг/м³. Состав исходной неочищенной пластовой воды: нефть - 3000 мг/л; газовый фактор - 0,35 м³/м³ (от сепарации I ступени (10-V-2001A/B); газовый фактор - 0,15 м³/м³ (от сепарации II ступени (10-V-2002A/B). Подготовка пластовой воды производится по закрытой схеме. Таблица 1. Основные характеристики технологического оборудования системы
Сбор пластовой воды происходит от двух технологических линий I и II ступеней сепарации нефти. В состав очистных сооружений по подготовке пластовой воды входят: гидроциклоны-нефтеотделители, дегазаторы, фильтры закачки воды. Система закачки пластовой воды входит в эксплуатационно-технологический комплекс ЦТП и состоит из: гидроциклонов-нефтеотделителей ВД 10‑V‑4401 А/B/С (данный комплект состоит из 3-х емкостей гидроциклонов высокого давления (ВД) с 50% загрузкой, сконфигурированных в виде многоуровневого скида в комплекте с трубной обвязкой, арматурой, КИПиА, лестницами и площадками, а также системой пожаротушения); гидроциклонов-нефтеотделителей НД 10‑V‑4402 А/B/С (данный комплект состоит из 3-х емкостей гидроциклонов низкого давления (НД) с 50% загрузкой, сконфигурированных в виде многоуровневого модуля в комплекте с трубной обвязкой, арматурой, КИПиА, лестницами и площадками, а также системой пожаротушения); буферных резервуаров-дегазаторов 10‑V‑4403 А/B (данный комплект состоит из 2-х буферных резервуаров дегазаторов с 70% загрузкой, каждый из которых укомплектован трубной обвязкой, арматурой, КИПиА и системой пожаротушения, комплекты соединены между собой лестницами и мостками.); фильтров 10‑N‑1701 А/B/С/D/Е/F (используются 2 комплекта коалесцирующих фильтров, объединенных в единую систему из 6-ти коалесцирующих фильтров с 20% загрузкой, система комплектуется трубной обвязкой, арматурой, КИПиА, панелями управления, лестницами и площадками, а также отдельными системами пожаротушения.); бустерных насосов 10‑Р‑1701 А/B/С; насосов закачки пластовой воды 10‑Р‑1702 А/B /С/D; насосов откачки уловленной нефти 10‑Р‑4401 А/B. Все вышеуказанное оборудование работает под давлением. Расположение оборудования по отметкам (палубам) Гидроциклоны-нефтеотделители ВД и НД 10‑V‑4401 А/B /С, 10‑V‑4402 А/B /С, буферные резервуары-дегазаторы 10‑V‑4403 А/B расположены на второй палубе, на отм. +23.700. Бустерные насосы 10-Р-1701 А/B/C расположены на нижней палубе НП1, на отм. +14.000. Фильтры 10‑N‑1701 А/B /С/D/Е/F расположены на нижней палубе НП1, на отм. +14.000. Насосы закачки пластовой воды 10‑Р‑1702 А/B /С/D расположены на нижней палубе НП1, на отм. +14.000. Насосы откачки уловленной нефти 10‑Р‑4401 А/B расположены на второй палубе ВП2. |