Введение нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством
 Скачать 0.68 Mb.
|
|
Таблица 1.1 - Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов Параметры Объекты I II III (юго- запад) III (северо- восток) Средняя абсолютная глубина залегания,м 4200 4700 5050 Тип залежи Массивная Массивная Массивная Тип коллектора Поровый Поровый Поровый Этаж газоносности,м 1400 610 200 Площадь газо-, нефтеносности,тыс.м 2 173150 198880 362600 Средняя общая толщина, м 276,5 395,3 159 Средняя газо, нефтенасыщенная толщина, м 78,8 148,4 61,2 44,6 Пористость,доли ед. 0,095 0,099 0,092 0,091 Газо-, нефтенасыщенность, доли ед. 0,914 0,920 0,929 0,922 Проницаемость,10 -3 мкм 2 2,17 3,22 2,49 2,40 Пластовая температура,°С 76,2 82,6 89,0 20 Продолжение таблицы 1.1 Пластовое давление, МПа 54,75 57,05 59,20 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с - - 0,57 0,28 Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3 - - 651 601 Объемный коэффициент нефти, доли ед. - - 2,05 2,35 Содержание серы в нефти, % - - 0,9 0,7 Содержание парафина в нефти, % - - 5,0 3,8 Давление насыщения нефти газом, МПа - - 55,3 58,1 Газосодержание нефти, м 3 /т - - 510 640 Давление начала конденсации, МПа 44,7 48,5 - - Содержание стабильного конденсата, г/м 3 470 640 - - Средняя продуктивность, (м 3 /сут)/МПа A,(м 3 /сут)/(МПа) 2 B,(м 3 /сут) 2 /(МПа) 2 0,384 8,9*10 -8 1,720 61,4*10 -8 68,3 Начальные геологические запасы нефти, млн.т (утв.ГКЗ РК): В том числе:по категории В+С 1 /С 2 - - 317965 317581/ 384 154605 154605 /0 Начальные геологические запасы газа, растворённого в нефти,млрд.м 3 (утв.ГКЗ РК): В том числе:по категории С 1 /С 2 - - 150398 150216/ 182 112243 112243 /0 Начальные геологические запасы свободного газа,млрд.м 3 (утв.ГКЗ РК): В том числе:по категории С 1 /С 2 373403 363551/985 2 744570 744570/0 - - Начальные геологические запасы конденсата, млн.т (утв.ГКЗ РК): В том числе:по категории С 1 /С 2 194897 189755/514 2 573642 573642/0 - - 21 2 Технико-технологическая часть 2.1 История проектирования и разработки месторождения Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1979 году, когда при испытании открытого ствола в поисковой скважине П-10 из артинских отложений в интервале 4171-4262 м был получен фонтан газа дебитом 698 тыс. м 3 /сут и конденсат 708 м 3 /сут через 16 мм штуцер. Пластовое давление составило 50,4 МПа. Подошва продуктивной толщи скважиной не вскрыта. Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение занимает площадь в 280 квадратных километров и содержит более 1,2 миллиарда тонн нефти и конденсата и более 1,35 триллиона кубических метров газа. Особенностями месторождения являются высокое давление, низкая температура и высокое содержание сероводорода (3-5%). Первый подсчет запасов газа, конденсата и нефти был проведен в 1983 году. После чего в ноябре 1984 года была начата опытно-промышленная эксплуатация месторождения Карачаганакским газодобывающим управлением. Разработка месторождения Карачаганак осуществлялась с 1984 года на основании следующих проектных документов: “Уточненного проекта опытно-промышленной эксплуатации Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения”, ВНИИгаз, 1984 г., (Протокол ЦКР № 27/84); «Проекта опытно-промышленной эксплуатации Карачаганакского месторождения», ВНИИгаз, 1985 г., (Протокол ЦКР № 1/85 от 15.01.1985 г.); “Уточненного проекта опытно-промышленной эксплуатации Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения”, ВНИИгаз, 1990 г., (Протокол ЦКР МГП № 25/91 от 05.07.1991 г.); “Технологическая схема разработки КНГКМ”. 22 В этих проектных документах выделены три объекта разработки. Основой выделения являлось представление о продуктивных отложениях как гидродинамически единой и термодинамически равновесной системе, физико- химические свойства пластовых флюидов в которой закономерно изменяются от кровли до водо-нефтяного контакта. При этом учитывались особенности геологического строения залежи, характеризующейся высокой степенью неоднородности, характер изменения свойств пластовой жидкости. I объект – газоконденсатный, связанный с пермскими отложениями, характеризуется высокой степенью неоднородности. II объект приурочен к газоконденсатной части залежи в пределах среднего карбона. Это более однородная по коллекторским свойствам часть залежи. III объект разработки – нефтяная оторочка, приуроченная к каменноугольным и верхнедевонским отложениям. Разработка объектов проектировалась самостоятельными сетками скважин. Для I объекта предполагалось в сводовой части рифа разместить ряд нагнетательных скважин и по обе стороны от него – эксплуатационные. Для II объекта разработки запланирована площадная семиточечная система размещения скважин. Нагнетательные скважины на раннем этапе работают как эксплуатационные, сетка скважин может быть уплотнена. Для III объекта также запроектирована площадная семиточечная самостоятельная сетка скважин. Однако, на участках залежи с незначительными толщинами I и III эксплуатационных объектов и для изучения условий притока из продуктивных отложений большой мощности некоторыми скважинами предполагалось эксплуатировать совместно I и II объекты, а в большей части скважин, вскрывших весь разрез – II и III объекты. Решением ЦКР МГП от 05.07.1991 г. для реализации был принят вариант 1 б (полный сайклинг). Согласно этому варианту предусматривалась разработка газоконденсатной части в режиме истощения на период 1991-93 гг. с ограниченными годовыми отборами углеводородов, а с 1993 г. – реализация 23 сайклинг-процесса с полным возвратом газа. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов 12.5 млн. т должен быть достигнут в 2000 году, при этом закачка «сухого» газа – 17.8 млрд. м 3 . Для предотвращения пластовых потерь конденсата на технологический режим работы эксплуатационных скважин введено ограничение дебитов по скважинам. Установлено предельное снижение пластового давления до давления, превышающего на четверть депрессии давление начала конденсации. При достижении предельного давления скважины подлежат остановке до восстановления пластового давления на 4 МПа выше давления начала конденсации. С началом закачки по всем скважинам действие ограничения отменяется. С 1992 года по итогам конкурса компании British Gas и Agip были выбраны в качестве иностранных партнеров по освоению месторождения. Была организована КЕГЭИ, которая приступила к работам по дальнейшему изучению геологического строения, свойств коллекторов и насыщающих их флюидов. 30.11.1993г. на научно-техническом совещании в г. Аксае были рассмотрены анализ состояния разработки Карачаганакского НГКМ, итоги проведения комплексных исследований в скважинах, остановленных по Рнк и программа работ по их периодической эксплуатации. Решением этого совещания продлен срок эксплуатации газоконденсатной залежи в режиме естественного истощения до 1997 года с ограничением по давлению на уровне начала конденсации, что соответствует варианту 3 а , разрешено эксплуатировать скважины I объекта в режиме истощения за пределами макрозон. Дальнейшая эксплуатация месторождения продолжилась в соответствии с этим решением. 29.05.1995 г. НТС МНГП РК рассмотрел состояние разработки КНГКМ и подтвердил разрешение продолжения разработки месторождения по варианту 3 а “Уточненного проекта ОПЭ” на период 1995-97 гг. до составления нового проекта разработки месторождения. На НТС было принято решение об эксплуатации нескольких скважин (101, 102, 103, 105, 108, 109, 110, 113, 146, 153) в режиме естественного истощения без ограничения по давлению начала 24 конденсации для подтверждения предположения специалистов КЕГЭИ о сохранении подвижности выпавшего в пласте конденсата до 41 МПа. Скважины были выбраны из-за их расположения на участках, где по данным КЕГЭИ осуществление сайклинг-процесса не эффективно. ГХК “Казахгаз” поручено провести дополнительные лабораторные и промысловые исследования по определению поведения конденсата в пластовых условиях при снижении давления в пласте до 41 МПа и исследования скважин пермского горизонта при их работе без технологического ограничения по давлению начала конденсации. Позже к основному списку скважин, работающих по эксперименту, было добавлено еще 6 скважин (2d, 118, 125, 152, 319, 326) по решению Министерства нефтяной и газовой промышленности (протокол № 2- 05-2160 от 28.08.95 г.). Решением расширенного заседания ЦКР РК с участием представителей ННК “Казахойл” и Подрядчика срок действия “Уточненного проекта ОПЭ...” был продлен до конца 1998 года (Протокол № 11 от 06.11.1997 г.). В ноябре 1997 года между Республикой Казахстан и иностранными инвесторами было подписано Окончательное соглашение о разделе продукции (ОСРП). После чего разработка месторождения перешла под руководство четырех компаний, партнеров по международному консорциуму: Би-Джи Групп (Великобритания), Эни (Италия), доля каждой из которых составляет 32,5 %, а также Шеврон (США) – 20% и ЛУКОЙЛ (Россия) с долей капитала 15%. В настоящее время непосредственно на месторождении эксплуатацию проводит Карачаганакская нефтяная операционная компания (Кarachaganak Petroleum Operation Company). После принятия ОСРП необходимо было разработать новую технологическую схему разработки месторождения и произвести подсчеты запасов. На совещании, которое состоялось 29-30 июня 1998 года в г.Кокшетау, при участии руководства и экспертов ГКЗ Республики Казахстан, национальной нефтегазовой Компании “Казахойл”, Карачаганакской Интегрированной 25 Организации (КИО), НИПИмунайгаз, КазНИГРИ было принято решение о пересчете запасов углеводородов основной нижнепермско-верхнедевонской залежи месторождения Карачаганак. Согласно данному решению геологические запасы газа, конденсата, нефти и содержащихся в них компонентов месторождения были пересчитаны и утверждены ГКЗ РК (Протокол №22-99-У от 28/05/99), при этом были приняты коэффициенты извлечения (Протокол №42-99-У от 14/11/99): газа- 0,675 для I и II объектов; конденсата- 0,310- для I объекта, 0,407 - для II объекта; нефти-0,4 и растворенного газа-0,665. Решением ЦКР МЭМР РК (30-31 марта 2000г) утвержден вариант с обратной закачкой 40% добываемого газа, отвечающий условиям ОСРП между РК и Подрядчиком. Основные положения утвержденного варианта: 40% закачка добытого газа во 2-ой объект разработки; Начало закачки газа было запланировано на май 2001г; Поддержание низкого уровня добычи газа до 2005г., ограничивая добычу из скважин 1 и 2 объектов; Приоритеты добычи из нефтяных скважин для снижения ГФ по месторождению. Наряду с действующей УКПГ-3 было запроектировано строительство дополнительных установок подготовки продукции УКПГ-2 и Карачаганакского перерабатывающего комплекса (КПК), а также строительство экспортного трубопровода “Карачаганак-Большой Чаган-Атырау” с подключением к системе КТК для транспортировки стабилизированных жидких УВ. 26 2.2 Технологические показатели по отбору углеводородов и состояние обратной закачки газа в пласт За первое полугодие 2007 года фактическая добыча газа, конденсата и нефти составила 7,509 млрд.м3; 3,329 млн.тонн и 2,743 млн.тонн соответственно. При этом полугодовой отбор УВ сырья по объектам составил: из скважин II объекта – 4.803 млрд.м3 газа и 3.329 млн.тонн конденсата; из скважин III объекта – 2.706 млрд.м3 газа и 2.743 млн.тонн нефти. Скважины I объекта (№ 110, 118, 167, 168, 171, 621) не эксплуатируются, закрыты из-за технологического ограничения 1 объекта, которые характеризуются наименьшим значением КГФ. Таблица 2.1 - Основные показатели разработки за 1 полугодие 2007 года Добыча газа, млн. м3 Добыча конденсата, т. Добыча с начала эксплуатации Ср.раб.дебит Месяц план факт план факт газ, млн. м3 конд., т. КГФ, г/м3 газ, м3/сут конд., т/сут Число раб. скв. январь 1005,7 1105,647 824,0 891,692 99626 91803 806 716 578 70 февраль 936,0 1178,435 730,8 970,122 100805 92774 823 690 568 71 март 1264,7 1368,367 964,7 1101,013 102173 93875 805 691 556 72 апрель 1200,6 1281,683 936,9 1047,226 103455 94922 817 674 551 71 май 1244,2 1327,781 951,8 1059,124 104783 95981 798 727 580 72 июнь 1075,8 1247,280 846,4 1002,692 106030 96984 804 714 574 70 Итого 6727 7509 5255 6072 106030 96984 809 702 568 70 27 Рисунок 2.1 – Добытые объемы газа и конденсата по II объекту Рисунок 2.2 – Добытые объемы нефти и растворенного газа по III объекту 28 Рисунок 2.3 – Средний дебит скважин КНГКМ II объекта Рисунок 2.4 – Средний дебит скважин КНГКМ III объекта Изменение конденсато-газового фактора (КГФ) в течение шести месяцев 2007 года незначительно, при этом среднее значение КГФ по II объекту за полугодие было равно 704 г/м3. 29 Доля добычи из III объекта в общей добыче из месторождения с начала года значительно увеличилась. Среднее значение ГФ по III объекту за первое полугодие 2007 года составило 932 г/м3. Рисунок 2.5 – Изменение КГФ за 1 полугодие 2007 года по объектам Также за 1 полугодие 2007 года было закачено обратно в пласт – 3.284 млрд.м3 газа закачки. В 1 полугодии 2007 года КПО б.в. продолжила обратную закачку сернистого газа в пласт на УКПГ-2. В эксплуатации находились все газонагнетательные скважины, за исключением скважины 221, которая находилась на КРС. Все четыре магистральные нагнетательные линии находятся в рабочем состоянии. Практически в течение всего времени с начала года, за исключением кратковременных остановок, объемы закачки газа поддерживались на уровне более чем 40% от общего добытого газа, что является показателем стабильной работы УКПГ-2 и всех 3-х компрессоров обратной закачки. На всех нагнетательных скважинах периодически проводятся следующие операции по техническому обслуживанию: визуальная инспекция и смазка задвижек фонтанной арматуры (1 раз в 3 месяца); тестирование задвижек фонтанной арматуры и подземного клапана (1 раз в 6 месяцев); визуальная 30 инспекция (проверка задвижек фонтанной арматуры на микроутечки) (1 раз в месяц). Все газонагнетательные скважины находятся под наблюдением отдела скважинных операций за возможным появлением давления в затрубном пространстве. На газонагнетательных скважинах проводятся гидродинамические исследования со спуском глубинных манометров на забой, с последующим определением статического давления. Исследованием были охвачены следующие скважины: 707, 812, 200 и 107. Во второй половине 2007 года планируется осуществить проект по исследованию возможных путей прорыва закачиваемого газа в эксплуатационные скважины с помощью закачки в пласт химических маркеров. По разработанной программе предполагается производить закачку маркеров в нагнетательные скважины и осуществлять наблюдение за их распространением путем регулярного отбора проб из окружающих их добывающих скважин. 31 Таблица 2.2 - Объем обратной закачки газа в пласт на КНГКМ в 1 полугодии 2007 г 31 2.3 Состояние фонда скважин Общий фонд пробуренных скважин на месторождении Карачаганак на 01.07.2007 года составляет 332 скважины. Количество ликвидированных скважин- 46, из которых: разведочных cкважин - 30, эксплуатационных cкважин - 16. 13 скважин, находятся в ожидании ликвидации. В наблюдательном фонде находится 1 скважина (№301). Горизонтальная скважина № 9806 на 01.07.2007 года находится в бурении. Количество скважин, находящихся на балансе АОЗТ «Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.» на 01.07.2007 года составляет 261 скважина. На балансе других организаций находятся 25 скважин, в том числе: 18 скважин Аксайского филиала института ядерной физики Национального ядерного центра РК, 6 скважин осталось у АО «Аксайгазсервис» (две скважины ранее ликвидированы) и 1 скважина на балансе АО «Конденсат». 46 261 18 6 1 Количество ликвидированных скважин КПО б.в. Нац. Ядерный центр АО "Аксайгазсервис" АО "Конденсат" Рисунок 2.6 – Общий фонд пробуренных скважин 32 На 01.07.2007 года эксплуатационный фонд составляет 111 скважин, из которых 70 скважин находятся в действующем и 26 скважин в бездействующем фондах и 15 нагнетательных скважин. Действующий фонд скважин распределен по объектам разработки следующим образом: на 1 объекте - нет скважин; на 2 объекте – 14 скважин (№106, 196, 243, 252, 320, 322, 326, 328, 340, 346, 348, 432, 710, 817); на 3 объекте - 24 скважины (№15, 216, 220, 308, 423, 430, 446, 449, 713, 718, 818, 905, 910, 912, 915, 918, 920, 933, 5488, 5790, 5887, 6394, 9805, 9807); 1+2 объектах - нет скважин; 2+3 объекты совместно эксплуатируют 32 скважины (№2D, 20D, 116, 117, 138, 162, 203, 205, 214, 223, 231, 232, 233, 239, 306, 310, 314, 319, 323, 324, 347, 351, 379, 420, 437, 439, 442, 452, 605, 803, 806, 822); 1+2+3 объектах - нет скважин. Скважины I объекта (№110, 118, 167, 168, 171, 621) не эксплуатируются, закрыты из-за технологического ограничения 1 объекта, которые характеризуются наименьшим значением КГФ. На 01.07.2007 года в эксплуатационом фонде в бездействии находятся 26 скважин, из них: 15 скважин (№110, 118, 167, 168, 171, 621, 152, 408, 313, 350, 436, 153, 312D, 419, 913) - находятся во временном простое; 4 скважины (№112, 146, 145, 209) - в плане на КРС; 7 скважин (№102, 154, 104, 804, 827, 121, 801) - в ожидании капитального ремонта скважин; в капитальном ремонте – нет скважин. Нагнетательный фонд составляют 15 скважин, из которых 14 скважин в действующем фонде. В данный момент скважина 221 находится во временном простое. |