Разработка месторождения

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    951,7 Кб
  • Опубликовано:
    2014-04-17
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Разработка месторождения

Введение

месторождение нефтегазоносность скважина

Тенгизское месторождение находится на заключительной стадии разработки, о чем свидетельствует стабилизирующая, на сравнительно небольшом значении, годовая добыча нефти.

Причем стабилизация уровня добычи осуществляется за счет проведения КВД и закачки газа, ввода в эксплуатацию новых скважин, как нагнетательных, так и добывающих, различных методов повышения нефтеотдачи.

Повышение нефтеотдачи и ускорение темпов разработки нефтяных залежей во многом определяется качественной и бесперебойной работой добывающих скважин, которые в свою очередь определяются соотношением призабойной зоной пласта. Эта область пласта наиболее подвержена различным Физико-химическим и термодинамическим изменениям. При этом призабойная зона является той частью пласта, о которой разработчики имеют наибольшую информацию и на которую можно наиболее эффективно воздействовать с целью улучшения ее состояния.

В данном дипломном проекте рассматривается вопрос техники и технологии добычи нефти.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении


Месторождение Тенгиз расположено на юго-восточной части Прикаспийской низменности и административно принадлежит Каратонскому округу Эмбинского района, Атырауской области (рисунок 1). Расположено в пустынной равнинной части Атырауской области в непосредственной близости от акватории Каспийского моря (15-30 км). Территория СП «ТШО» занимает около 400 км.

Рисунок 1.1 - Обзорная схема

Ближайшими населенными пунктами, которые в какой-то мере подвергаются воздействию от деятельности «ТШО» - поселки Каратон (на 35 км севернее от месторождения) и Сарыкамыс (25 км в юго-западном направлении).

Тенгизское месторождение представляет собой одну из целой серии больших карбонатных построек, обнаруженных на различных глубинах по кромке бассейна.

Климат района резко континентальный, с большими колебаниями сезонных и суточных температур, количеством осадков около 150 мм в год, засушливым и жарким летом.

Зима (декабрь-январь) умеренно холодная, малоснежная, преимущественно с пасмурной погодой. Самый холодный месяц - январь. В самые заснеженные дни высота снежного покрова не превышает 5 см. Максимальное количество осадков приходиться на декабрь (до 12 см). Число дней с туманами до 4 в месяц.

Весна (март-апрель) отличается большими перепадами дневных и ночных температур и быстрым переходом к жаркому лету (температура воздуха днем плюс 5 - плюс 12°С, ночью минус 2°С - минус 6°С). Число дней с туманами до 10 в месяц.

Лето (май-сентябрь) сухое и жаркое, с ясной погодой. Температура воздуха днем плюс 25°С - плюс 30°С (максимальная до 45°С), ночью плюс 11°С - плюс 15°С. Самый жаркий месяц - июль. Наибольшее количество осадков выпадает в мае (до 56 мм), наименьшее в июле (до 8 мм). Осадки выпадают, преимущественно, в виде кратковременных дождей, большей частью в июне. Периодически бывают засухи, вероятность повторения 20 - 25%.

Осень (октябрь-ноябрь) в первой половине теплая, малооблачная. Осадки выпадают в виде моросящих дождей, иногда со снегом. Температура воздуха днем плюс 10°С - плюс 16°С. Число дней с туманами до 3 в месяц. Ветры в течение всего года преимущественно северо-восточные и восточные. Весной и летом часто бывают северо-западные ветры, что вызывает загрязнение атмосферы в поселке Сарыкамыс. Скорость ветра от 4 м/с до 10 м/с. Зимой бывают сильные северо-восточные ветры со скоростью до 15 м/с.

Атмосферные осадки по временам года распределяются неравномерно. Максимум приходится на зимне-весенний период, а с июня по октябрь осадки практически не выпадают. Максимальное количество осадков приходится на декабрь-январь.

К месторождению примыкает асфальтированная автодорога республиканского значения Кульсары - Сарыкамыс. Эта дорога по соображениям безопасности, вынесена с территории месторождения. Сегодня идет реконструкция части дороги на отрезке Кульсары - Каратон. Помимо главной трассы непосредственно на промысле развита сеть грунтовых и асфальтированных дорог.

В районе полностью отсутствуют пресные воды.

1.2 История геологической изученности и разработки месторождения

 

Тенгизское месторождение было открыто получением фонтанного притока нефти из скважины №1. Скважина давала 115 м3/сутки и была расположена в сводовой части поднятия структуры. Сама структура была определена сейсморазведочными работами в 1973-1975 годах.

Геологическая модель Тенгизского месторождения учитывала и упиралась на исследования стратиграфической корреляции, литофаций коллектора и на изучение процесса диагенеза в коллекторе. В наши дни Тенгизский коллектор интерпретируется как карбонатная платформа (постройка), которая схожа со структурой современных островов Кайос и Багамы, расположенных в акватории Карибского бассейна. Ранее Тенгиз интерпретировали как эрозионный останец широкого карбонатного шельфа.

Сейсмические данные, составляющие 1950 км сейсмических профилей, были переформачены с бумажных носителей сейсмозаписей и заложены в рабочую станцию «Ландмарк», что позволило провести первое сейсмическое картирование месторождения. Верхние участки стволов 80 скважин были спроецированы на сейсмические данные с использованием новых скоростных отстрелов, результаты которых записывались в 6 скважинах, подлежащих капремонту, в начале 1994 года. Верхние участки стволов скважин были привязаны к сейсмическим профилям. Таким образом, удалось создать траверсные линии для 4 горизонтов коллектора: для кровли башкирского яруса (объект 1), для кровли вулканических осадков (объект 2), для кровли карбонатных пород девона (объект 3), а также для кровли терригенных пород девона (основной объект 3). Опираясь на полученные данные были созданы карты глубин, которые вобрали в себя все имеющиеся сейсмические данные и информацию по скважинному контролю.

Сейсмические данные записывались на различных фазах разработки Тенгизского месторождения на его площади в семидесятые и восьмидесятые годы. В 1982 году была проведена 24-кратная сейсмическая съемка по прямоугольной сетке 3 х 1,5 км, общая длина профилей составила 640 км. Эти работы были дополнены аналогичными в 1985 году.

В 1993-1994 гг. программа по капремонту предусмотрела ряд новых исследований с использованием взрывных материалов. Новые точки прострелов были записаны в скважинах Т-4, Т-7, Т-8, Т-21, Т-104 и Т-111 по всей протяженности призабойной зоны на 100 метровых интервалах.

Сейсмическая интерпретация по Тенгизу прошла через несколько стадий. Основными направлениями были:

·   Интерпретация основных разломов;

·   Отслеживание горизонтов в коллекторе, проявляющихся малых разломов с привязкой ко всем скважинам;

·   Привязка разломов по карте;

·   Отображение полигонов сбросов на карте.

С целью оценки запасов было проинтерпретировано 4 беспрерывных горизонта на территории Тенгизского месторождения: кровля башкирского яруса, кровля вулканических осадочных материалов, кровля карбонатных пород девона и кровля терригенных отложений девона. По сейсмическим данным, кровля башкирского яруса (объект 1) представляет собой самый лучший отражающий горизонт. Сейсмический пакет отражений включает в себя сильно выраженную секвенцию (прохождение пика через пик), которая наблюдается примерно 2 - 4 сек с двусторонним временем пробега на платформе. Подобный характер отражения вызван высокими скоростями пробега сигнала через перекрывающие башкир кунгурские соленосные отложения толщиной в 100 метров, уменьшенными скоростями при пробеге сигнала через артинские сланцы, которые, в свою очередь, перекрывают карбонатные отложения башкирского яруса, проходимые с большой скоростью пробега.

На крыльях отслеживание горизонта идет сложнее, проводимый внутрискважинный контроль в скважинах, расположенных на склонах структуры, дает большую часть информации, необходимой для траверсного прослеживания горизонтов. При отслеживании башкирского горизонта стало очевидным, что должны существовать и вертикальные замещения породы, связанные с оползнями или несогласиями по борту платформы. На некоторых площадях данные внутрискважинного контроля указывают на сотни метров наличия смещений на короткие расстояния, то есть от самой платформы ближе к крыльям. Такие явления невозможно отследить по сейсмике без наличия горизонтальных сдвигов. Сдвиги наблюдались между скважинами: Т-109 и Т-100, Т-104 и Т-20, Т-1101 и Т-42, Т-9 и Т-41. С целью обозначения этих и прочих сдвигов, вдоль бортов платформы были обозначены разломы. Эти разломы затухают сразу же над башкирским ярусом и сходят на нет в девоне. Было трудно обозначить амплитуду сброса этих разломов с указанием глубины и с последующей привязкой к крыльевым скважинам структуры.

По кровле девона не прослеживается каких-либо особых сейсмических событий. Этот горизонт был вскрыт 7 скважинами на месторождении. Было определено, что карбонатная платформа девона схожа по структуре с подстилающим терригенным пластом девона, на котором она и выросла. Большинство разломов платформы описанных выше, затухают перед попаданием в этот горизонт, но множество склоновых разломов расчленяют кровлю карбонатных отложений девона.

Несмотря на довольно значительный фонд пробуренных скважин, степень изученности выявленных залежей не высока. Именно поэтому из 3418 млн. т. начальных балансовых запасов, числящихся на балансе СП «Тенгизшевройл», 1648 млн. т., то есть 48% приходятся на запасы категории С2. По этой категории оценивается запасы залежей форма и размеры которых, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, свойства нефти, газа определены по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученным частям залежи, то есть не достаточно уверенно, то становится очевидно, что залежи, включенные во II объект разработки являются практически неизученными. Ведь на запасы категории С2 во II объекте приходится 94,6% от всех запасов этой категории.

Степень изученности I объекта выше чем во втором объекте. На долю запасов категории С2 приходится 9,5%, однако и для этой части продуктивного разреза остается много нерешенных вопросов.

В наши дни на месторождении идет работа по более глубокому изучению коллектора. Первым направлением доразведки месторождения является детализация строения природного резервуара, содержащего нефтяную залежь, то есть создание надежной геостатической модели, позволяющей оценить распределение запасов нефти в продуктивном разрезе и обосновать оптимальную систему их выработки.

 

.3 Стратиграфия


На Тенгизе вскрыты отложения от четвертичного до верхнедевонского возраста. В целом в осадочном разрезе выделяются три крупных литолого-стратиграфических комплекса: подсолевой (верхний девон - артинские), солевой (кунгур) и надсолевой (верхняя пермь - четвертичные).

Подсолевые отложения представлены в основном разнофациональными карбонатными породами. По данным анализа кернового материала и корреляции произведена более детальная стратиграфическая разбивка на ярусы. Толщина вскрытых карбонатных отложений колеблется от 100 до 300 метров. В скважинах Т-22, Т-24 толщина достигает 1000 метров.

Рисунок 1.2 - Стратиграфическая карта скважины Т-5660.

Артинские отложения сложены преимущественно терригенными породами с переотложенными обломками известняков. Толщина его в сводовой части поднятия колеблется от 20 м до 100 м. На крыльях толщина увеличивается до 700-1000 м.

Солевые отложения кунгурского возраста представлены толщей сульфатно-галогенных пород и имеет трехчленное строение: состоит из подстилающего пласта ангидрита, каменной соли и перекрывающего пласта - ангидрита. Мощность отложений кунгура изменяется от 500 до 1700 м.

Надсолевой комплекс представлен в основном терригенными отложениями, типичными для всего юго-востока Прикаспийской впадины.

Тенгизский коллектор разделен на три основных блока: объект 3 (отложения девона); объект 2 - тульские отложения, «Тула» (ранний - средний визе и турней); и объект 1 (башкирские отложения, серпуховский ярус верхний визе).

Палеозойская группа - Pz

Девонская система D

Девонские отложения Тенгизской платформы рассматриваются, как объект 3. Тенгизская карбонатная платформа предположительно начала свой рост на локальных палео-рельефных высотах, выполненных терригенными отложениями в среднем девоне. К концу девонского периода карбонатная платформа достигла общей мощности в 2300 метров. Примерно 500 метров девонского коллектора включены в нефтяную колонну выше уровня предполагаемого ВНК, который составляет 5450 метров.

Достигали девонских отложений на Тенгизе только две скважины. Скважина Т-10 дошла до подстилающего нижележащий пласт девона на глубину 100 метров, и общая глубина проходки составила примерно 5372 метров в среднем девоне. Еще советская палеонтологическая школа определила формацию как девонскую. В настоящее время в распоряжении СП «Тенгизшевройл» имеется только два куска керна длиной до 5 см из этого интервала. После тщательного изучения выяснилось, что эти обломки представляют собой пакстоун и грейнстоун, содержащие в себе пелоиды и малые фораминиферы, криноидеи и водоросли. Имеются все признаки того, что скважина Т-10 вошла в карбонатную постройку позднего девона. Вторая скважина, вскрывшая девон - Т-17 вошла в слои девона на глубине 5095 метров, где располагается средний девон.

Рисунок 1.3 - Стратиграфическая карта девонского яруса

По скважине Т-16 на глубине 5009 метров отслеживается контактная зона девонских отложений. Скважин Т-16 вошла в 250 метровую пачку кристаллического известняка, который резко отличается от распространенного повсеместно перекрывающего пласта карбона. Этот разрез датируется как окский горизонт.

Отслеживается кровля девона на крыльях в скважине Т-35. Скважина Т-35 не имеет подстилающего слоя карбонатной породы. Кровля девонских отложений не должна быть слишком глубока на скважинах, разбуренных на самой платформе в отличие от скважин, разбуренных на крыльях и описанных выше.

Каменноугольная система - С

Нижний отдел - С1

Турнейский и Визейский ярусы - С1t, C1v

Объект II считается лучше изученным объектом, по сравнению с нижележащим. Он включает в себя примерно 550-600 метров раннего и среднего Визе и Турнея на платформе. Анализы шлифов по скважине Т-30 позволяют интерпретировать этот интервал как вулканический туф. Слой вулканического туфа вскрыт, по меньшей мере, 14 скважинами. Он сходит на нет ближе к бортам платформы и на структурном поднятии, тянущемся вдоль северной и восточной сторон платформы.

Опробование Объекта II было проведено с поверхности платформенной скважины Т-22 в интервале 420 метров при постоянном выносе керна. Керновый материал состоит из бурого пакстоуна с разбросанными по нему обломками криноидей, микритизированных фораминифер и водорослей.

Каротажные диаграммы и керновый материал характеризуют вскрытый интервал объекта II плохой пористостью коллектора. «Тенгизшевройл» проводит более углубленный анализ керна с целью полной и всесторонней оценки потенциала коллектора по объекту II. Трещиноватость является обычным явлением в объекте II. Некоторые трещины открыты, некоторые частично заполнены, многие полностью залечены кальцитом. Мы можем наблюдать также и аномально высокие значения пористости, которые интерпретируется как результат карстообразования по горизонтам, вскрытым скважиной Т-39.

Наличие объекта II в осадочных породах на крыльях структуры рассматривается как промежуточное и находящееся между привязанными глинистыми пластами объекта I и интерпретированной кровлей девона. Толщина их изменяется от 204 до 607 метров.

Визейский, серпуховский, башкирский ярусы - С1v, С1s, С2b

Объект I - это интервал, идущий от подошвы артинских аргиллитов до слоя вулканического туфа, залегающего у основания Визе. Он состоит из трех главных пачек, которые определяются как башкирские, серпуховские и окские стратиграфические отложения.

Визейский ярус - С1v2

Верхний Визе (окский горизонт), несогласно залегает на слое вулканического туфа, расположенного по кровле объекта II. Кровля формации располагается у подошвы пласта с повсеместно плохой пористостью. Это просматривается в скважинах Т-22 и Т-31, дошедших до этого уровня глубины. Окский ярус меняется по мощности от 170 метров на севере до 210 метров на центральной платформе и далее возрастает до 250 метров к югу.

Объект I имеет наиболее богатый керновый материал. Так керновый материал, извлеченный из окского интервала скважин Т-8, Т-22, Т-24 содержит в себе пакстоун и грейнстоун, которые отложились в условиях мелководья или в совсем мелководных (приливно-отливных) зонах. Также керновый материал богато представлен криноидеями, брахиоподами и фрагментами водорослей с подчиненными фораминиферами.

Возможное наличие карстовых поверхностей наблюдается около кровли окского яруса в скважинах Т-8 и Т-24. Ноздреватая, кавернозная и следовая, а также трещиноватая пористость хорошо просматривается по всему окскому ярусу, и, по сути, дела она хорошо выпажена по его кровле. Множество трещин частично открыто.

С целью получения большей отдачи при моделировании этого коллектора, окский ярус разбит на шесть пластов (О1-О6) по эрозионным стратиграфическим параллельным несогласованиям.

Средняя толщина окского горизонта 297 метров.

Серпуховский ярус - С1s

Серпуховский ярус перекрывается латеритовыми сланцами, представляющими основное несогласование. Это несогласование образовывалось в течение нескольких миллионов лет. Напластования сланцев и вызывают всплеск на многих каротажных диаграммах ГК. Ярус литологически схож с подстилающими окскими отложениями, как кажется, он является продолжением того же самого стиля осадконакопления. По внутреннему разрезу платформы серпуховский интервал состоит из четырех тридцатиметровых циклов осадконакоплений, связанных тонкими несогласованиями с плохой пористостью породы.

Серпуховский интервал перекрывается мелководными криноидными, брахиопоидными и фораминиферовыми пакстоунами, несущими обильный водорослевый материал внутри микритовой матрицы. Отдельные кораллы занимают здесь подчиненное положение, но также характеризуют, вскрытый серпуховский интервал. Пористость распространена по большей части данного интервала. Она представлена в виде трещиноватой, следовой, кавернозно-ноздреватой и в виде межзерновой пористости.

Серпуховский ярус разделен на четыре зоны (З1-З4), которые соответствуют четырем циклам осадконакопления. Каротажные данные по добыче указывают, что пористые зоны З1 и З4, вскрытые скважиной Т-113, обеспечивают 80% притока флюида в ствол скважины.

Средняя толщина серпуховского яруса

Таблица 1. Характеристика толщин залежи нефти по стратиграфическим объектам и участкам

Стратиграфический объект

Толщина

Наименование

Величина по участкам залежи

Всего




платформа

склон


башкирско-серпуховско-окские отложения

эффект.

Средняя, м

439.6

261.5

342.4


Коэф. вариации, д. ед

0.219

0.562

0.293


Интервал изменения, м

84.8-625.4

77.5-717.7

77.5-717.7

эффект. нефте-насы-щенная

Средняя, м

439.6

261.5

342.4


Коэф. вариации, д. ед

0.219

0.562

0.293


Интервал изменения, м

84.8-625.4

77.5-717.7

77.5-717.7

нижневизейско-турнейские отложения

эффект.

Средняя, м

361.3

-

361.3



Коэф. вариации, д. ед

0.155

-

0.155



Интервал изменения, м

94.2-520.2

-

94.2-520.2


эффект. нефтена сыщен.

Средняя, м

309.7

-

309.7



Коэф. вариации, д. ед

0.102

-

0.102



Интервал изменения, м

94.2-440.2

-

94.2-440.2

Башкирский ярус - С2b

Башкирский интервал сложен примерно на 100 метров водорослево-оолитовым сланцевым комплексом грейнстоуна у кровли Тенгизского коллектора. Он перекрывается пермскими и артинскими аргиллитами. Карбонаты башкирского яруса сложены мелкими, окатанными водорослевыми зернами, локальными богатыми колониями ооидов, поверхностных ооидов и онкоидов, которые отлагались в мелководном бассейне на глубине до 1-2 метров.

Пористость более неравномерна в башкирском интервале, нежели в серпуховских или окских отложениях.

Хорошо прослеживаемое обмеление вверх по циклам осадконакопления определяется по керну, но эти циклы довольно тонкие (максимальная толщина 5 метров), что объясняется мелководными условиями осадконакопления.

Корреляция с отметками уровней в башкирском интервале изначально основывалась на корреляции пиков ГК, которые показывали на наличие прослоев сланцев. Четыре отметки (Б1-Б4) были установлены в башкирском интервале. Эти слои имеют меняющуюся мощность пласта при прохождении через некоторые скважины, что, как предполагается, является результатом локального размыва.

Толщина башкирского яруса 204 метра.

Пермская система - Р

Разрез пермской системы на Тенгизской площади представлен верхнеартинским подъярусом и кунгурским ярусом.

Верхнеартинский подъярус. Верхнеартинские отложения вскрыты и охарактеризованы керном по скважинам Т-1, Т-2, Т-11, Т-15, Т-33, Т-38, Т-39, Т-41, Т-42, Т-43 и другими. Базальные слои верхнеартинского подъяруса залегают на размытой поверхности средне и нижне каменноугольных образований. Наиболее полно разрез представлен скважиной Т-11. Нижняя часть разреза состоит из известняков темно-серых, почти черных, микрозернистых, глинистых с обильным детритом и комплексом микрофауны: остракоды, личинки гониатитов, фораминиферы. Выше залегают известняки почти черного цвета, сильно глинистые, микрозернистые с редким детритом гониатитов. Заканчивается разрез верхнеартинского подъяруса глинистыми известняками строматолитовой структуры с реликтами пластовых строматолитов. Биологический состав базального слоя изменяется по площади. В скважине Т-33 отмечаются аргиллиты темно-серые, почти черные, тонкодисперсные, неравномерно трещиноватые. В скважине Т-38 встречены мергели темно-серые, почти черные доломитовые с большим количеством битуминозного вещества.

Толщина колеблется от 10 до 150 метров.

1.4 Тектоника


Вскрытая толща осадочных пород на Тенгизском месторождении представлена отложениями от четвертичных до верхнедевонских.

В осадочном разрезе выделяются три крупных литолого-стратиграфических комплекса: подсолевой, включающий верхнедевонские-артинские отложения, солевой-кунгурские, надсолевой - от верхнепермских до четвертичных.

Максимальная вскрытая глубина составляет 6455 м, скважина
Т-53. Девонские отложения по состоянию изученности на 01.01.93 г., согласно исследований ВолгоградHИПИнефти вскрыты в четырех скважинах Т-10, Т-17, Т-22, Т-41 соответственно толщиной 38, 5, 84, 87 м. Исследованиями, выполненными в СП «Тенгизшевройл», девонские отложения вскрыты только в двух скважинах Т-10 и Т-17. В скважине Т-22 палеонтологические исследования не подтверждают наличие девонских отложений, по поводу скважины Т-41 никаких комментариев не приводится, но согласно материалов СП ТШО в ней вскрыты только тульские отложения.

Рисунок 1.4 - Геологическая модель Тенгиза

Hижнекаменноугольные отложения вскрыты в объеме яснополянского надгоризонта толщиной до 607 м (скважина Т-22), здесь и далее приводится максимально вскрытая толщина окского надгоризонтов толщиной до 297 м (скважина Т-22) и серпуховского яруса общей толщиной до 197 м (скважина Т-16); среднекаменноугольные отложения в объеме башкирского яруса толщиной до 204 м (скважина Т-40); нижнепермские отложения в объеме артинского и кунгурского ярусов толщиной до 1876 м; верхнепермские отложения толщиной до 942 м; триасовые отложения толщиной до 500 м; юрские отложения толщиной до 1798 м; меловые отложения толщиной до 2675 м; палеогеновые отложения толщиной до 240 м и отложения неогеновой и четвертичной систем.

Подсолевые отложения, с которыми связана установленная нефтяная залежь, литологически представлены карбонатными породами органогенного происхождения. Артинские отложения, залегающие на размытой поверхности каменноугольных образований, сложены преимущественно терригенными породами с переотложенными обломками известняков.

Солевые отложения кунгурского возраста представлены мощной толщей сульфатно - галогеновых пород, толщина которых изменяется от 500 до 1700 м.

Отложения надсолевого комплекса состоят из терригенных пород Тенгизской поднятие приурочено к восточной части Приморского свода. С севера оно кулисообразно сочленяется с Королевским поднятием, а с юга и востока ограничено Култукской террасой.

Объединяющим элементом этой зоны является мощная подсолевая карбонатная платформа, включающая отложения девонского и каменноугольного возраста. В пределах этой платформы выявлен ряд структур, связанных с высокоамплитудными карбонатными массивами, из которых наиболее крупным и изученным по данным бурения является Тенгизское.

Рисунок 1.5 - Схема сейсмостратиграфии Тенгизской карбонатной платформы и её флангов.

-рифейский фундамент;

- нижнепалеозойские терригенные отложения;

- терригенно-карбонатный комплекс пассивной континентальной окраины;

- карбонатные отложения;

- терригенный граувакковый комплекс;

- карбонатно-глинистая относительно глубоководная формация;

- карбонатно - глинистая кремистая глубоководная формация;

- терригенный комплекс погруженного шельфа;

- глинистые отложения затопляемых высокоамплитудных;

- вулканомиктовая пачка;

- сульфатно - галогенная формация;

-области отсутствия осадков.

Тенгизское поднятие по кровле карбонатных отложений (отражающий горизонт П1) представляет собой крупную складку изометрической формы размерами 33х27 км по замкнутой изогипсе 5900 м с амплитудой более 1600 м.

Современные представления о строении Тенгизского подсолевого массива предполагают влияние трех факторов: тектонического, седиментационного и эрозионного, в результате чего кунгуро-артинские отложения перекрывают разновозрастные карбонатные образования от среднекаменноугольных до девонских и, таким образом, структурная карта (лист 1) отражает поверхность гидродинамически единого природного резервуара, включающего весь подсолевой карбонатный комплекс.

Структура имеет пологую широкую сводовую часть и крутое погружение на крыльях в зонах эрозионного вреза.

Поверхность второго объекта, включающего тульские и девонские отложения, в основном, отражает кровлю тульского горизонта и поэтому имеет более пологое падение на крыльях, а в наиболее погруженных частях вреза, где карбонатные отложения размыты до девонских, полностью повторяет поверхность первого объекта (лист 2).

В отличие от этих представлений, согласно которых в платформенной части структуры и ее бортов не проводилось разрывных нарушений, по представлениям специалистов СП «ТШО» Тенгизская структура значительно осложнена дизъюнктивными нарушениями как в пределах платформы, так и, прежде всего, бортовых частях.

Тенгизский природный резервуар, содержащий нефтяную залежь, по разрезу разделён ТШО на толщу 1, включающую башкирские, серпуховские и окские отложения, толщу 2, в которую входят тульские и более древние отложения карбона, и толщу 3, включающую девон и подразделённую, в свою очередь, на нижнюю - терригенную и верхнюю - карбонатную части. В настоящее время вскрыта карбонатная часть толщи 3.

По площади структура разделена на платформу, под которой подразумевается относительно плоская центральная часть поднятия, и крылья - склоны структуры.

Разрезы, вскрытые скважинами в центральной части массива, коррелируются специалистами России, Казахстана и СП «ТШО» практически одинаково, а в прибортовых и бортовых частях по разному, что связано с различными взглядами на формирование карбонатной постройки и, соответственно, ее морфологию.

Согласно представлений СП «ТШО», разломы расчленяют карбонатную постройку вдоль северного, западного и восточного бортов платформы, сама же платформа осложнена серией мелких разрывных нарушений.

Породы, слагающие продуктивные отложения Тенгизского месторождения, представлены органогенными, органогенно обломочными, органогенно - детритовыми, комковатыми и оолитовыми известняками, преимущественно неглинистыми (менее 5%), трещиноватыми, в значительной части разреза выщелоченными.

Вследствие развития интенсивной трещиноватости и пустот выщелачивания по трещинам, соединяющим поры и каверны и обеспечивающим сообщаемость участков с различными коллекторскими свойствами, продуктивную толщу следует рассматривать как единый гидродинамически связанный резервуар.

Пустотное пространство пород продуктивной толщи представлено порами, кавернами и трещинами, что предопределило отнесение коллекторов к различным сложным типам в зависимости от соотношения разных видов пустотного пространства и их вклада в ёмкостной и фильтрационный потенциалы коллектора. При различном сочетании трещин, пор и каверн в породах, по изменению параметра емкости и фильтрационной среды для нефти, они объединены в три группы коллекторов: трещинные, порово-каверново-трещинные и трещинно-каверново-поровые. Эта типизация коллекторов была проведена в 1983 г. и нашла отражение во всех последующих исследованиях.

1.5 Нефтегазоносность


Структура месторождения такова, что отложения среднего и нижнего карбона сильно изменяются по толщине, вплоть до полного исчезновения из вскрытого скважинами разреза.

Скважина Т-10 показала нижнюю границу доказанной промышленной нефтегазоносности (5410 м - самая низкая отметка получения нефти без содержания воды.)

Предполагается, что ВНК может располагаться на отметке не ниже 5960 м. По данным сейсмических исследований вероятная глубина эрозионного вреза, разделяющего Тенгизское и Королевское месторождения, составляет именно 5960 м. Предполагаемая глубина вреза могла бы рассматриваться, как контролирующая максимальную глубину распространения залежи Тенгизского месторождения. Так же вероятен такой вариант, что залежь не имеет физического ВНК, а является замкнутой в результате отсутствия в нижней части продуктивной толщи пород-коллекторов с поровой проницаемостью. Есть вероятность, что ВНК присутствует только по периферии залежи, в северо-восточной и юго-западной частях площади, где присутствуют поровые коллекторы.

СП «Тенгизшевройл» принимает за положение ВНК отметку 5450 м, что на 40 м ниже наиболее низкой отметки получения нефти в настоящее время на месторождении. Это предположение основано на гидродинамическом равновесии с Королевским месторождением, ВНК на котором также не установлен, но самый высокий уровень воды предполагается на отметке 4922 м. ВНК для Тенгизского месторождения рассчитан путем экстраполяции градиентов давления.

ВНК принимался единым для всех подсчетных объектов, выделенных в разрезе, так как залежь является массивной и существует гидродинамическая связь между различными типами коллекторов.

Проведенными исследованиями установлено, что вся вскрытая толщина карбонатного комплекса является коллектором, за исключением туффитового слоя на границе тульских и окских отложений, который после дополнительно проведенных работ, возможно, сможет рассматриваться как раздел между I и II объектами эксплуатации.

О I объекте разработки можно судить по 16 скважинам, вскрывшим башкирские, серпуховские и окские отложения.

II объект разработки вскрыт единичными скважинами, причем отдельные скважины вскрыли разные по возрасту части этого объекта, что не позволяет дать оценку продуктивных толщин в целом по объекту. В скважине Т-22, где вскрыта максимальная толщина II объекта разработки весь разрез представлен коллекторами II и III групп.

Таблица 2. Статистические ряды распределения проницаемости по данным лабораторного изучения керна

Подразделение

Интервалы изменения проницаемости *10-3, мкм2

Кол-во опреде- лений


>0-0.01

0.01-0.1

0.1-1

1-10

10-100

100- 1000

1000- 10000



Число случаев, %


Башкирский ярус. Платформа

0.5

21.9

41.6

28.1

6.2

1.7

0.0

178

Башкирский ярус. Склон

23.0

27.7

24.4

16.4

5.9

1.8

0.9

336

Серпуховский ярус. Платформа

1.2

17.7

37.3

29.7

12.3

1.2

0.6

333

Серпуховский ярус. Склон

33.0

34.2

17.9

10.5

2.2

2.0

0.2

409

Окский надгоризонт. Платформа

7.1

40.6

28.4

16.9

5.4

1.4

0.2

496

Платформа

4.0

29.7

33.7

23.1

7.8

1.4

0.3

1007

Склон

28.4

31.3

20.8

13.1

3.9

1.9

0.5

745

I объект

14.4

30.3

28.2

18.9

6.2

1.6

0.4

1752

Тульский горизонт

31.7

46.1

17.8

3.3

1.1



449

Турнейский горизонт

25.1

29.9

30.6

14.0

0.4



278

II объект

29.2

39.9

22.7

7.4

0.8



727


Характеристика свойств и состава нефти и газа, полученных по результатам исследования проб пластовой и разгазированной нефти, выполненных в институте Гипровостокнефть (более 60 проб) и Центром современных технологий компании «Корлабораториз» (6 проб). Основные свойства пластовой нефти приведены в таблице 3

Таблица 3. Свойства нефти Тенгизского месторождения

Показатель

Величина

Плотность нефти

797 кг/м3

Изначальное давление коллектора (4250 м)

80,8 МПа

Газовый фактор при растворенном газе

450 м33

Давление насыщения

24,7 МПа

Коэффициент пластового объема

2,306

Вязкость нефти

0,12 мПа. с


Хоть отбор проб пластовой нефти и производился на устье скважин, сохранялось условие, что давление на головке скважин превышает давление насыщения. Это значит, что обратный флюид находится в однофазном состоянии и соответствует пластовому флюиду.

При исследовании пластовой нефти по многим пробам не были учтены термобарические условия на глубине перфорации исследуемой скважины, а принимались средние значения пластовых температуры и давления. Поэтому полученные параметры пластовой нефти не коррелировались по пласту, тем более что изменение состава и свойств нефти очень небольшое, что не свойственно для крупных месторождений, имеющих толщину нефтяного пласта более 1000 м.

Снижение пластового давления влечет за собой нарушение термодинамического равновесия пластовой системы, оказывая наибольшее влияние на такие параметры пластовой нефти как сжимаемость, объемный коэффициент и плотность, от которых в свою очередь зависит нефтеотдача и уровни добычи нефти.

В последнее время отмечается тенденция увеличения содержания сероводорода в составе растворенного газа. Специалисты связывают это с возможным процессом перехода сероводорода сорбированного на породе и растворенного в погребенной воде при снижении пластового давления в пластовую нефть.

Разработка месторождения Тенгиз будет проходить в несколько стадий, в процессе которых будут меняться термобарические условия залежи и, как следствие, физико-химические свойства насыщающих их флюидов. Поэтому должен осуществляться постоянный контроль за свойствами и составом нефти и газа, чтобы можно было прогнозировать возможные изменения и не допустить связанные с этим осложнения при разработке, добыче и подготовки нефти и газа.

1.6 Водоносность


Воды соров, залегающих на глубине 1-2 метра, имеют минерализацию 116-196 г./л. Тип вод хлоридно-магниевый, содержание йода и брома в сумме до 10 мг/л.

Альбсеноманский горизонт содержит воды с минерализацией 107-125 г./л, уровни их устанавливаются на отметках ниже поверхности земли. Тип вод хлоридно-кальциевый, что отражает более закрытые условия затрудненного водообмена, в которых находится этот горизонт. Содержание йода 4-5 мг/л, брома 230-304 мг/л.

Воды более глубоких горизонтов надсолевого комплекса пород (меловых, юрских и пермотриасовых), залегающих на глубинах от 2700 до 3500 м, по аналогии с соседними районами (Кенкияк, Боранкуль), следует ожидать высокой минерализации (230-260 г./л), хлоридно-кальциевого и хлоридно-магниевого типов.

Ранние линзы, вскрытые и опробованные в скважинах Т-9 и Т-14, имеют высокие близкие к горному, пластовые давления: в скважине Т-9 на глубине 3559 метров давление составило более 7,5 МПа. Плотность рассолов до 232 кг/м3, сумма солей 320-327 г./л. Состав их преимущественно хлоридно-кальциевый и хлоридно-натриевый. Содержание йода 38-44 мг/л, хрома 52-800 мг/л. В пробах было заметно присутствие сероводорода, но специальных проб не отбиралось, поэтому его количественной характеристики дать нельзя.

В подсолевых палеозойских отложениях, по аналогии с площадью Каратон, могут быть встречены высокоминерализованные воды хлоридно-кальциевого и хлоридно-магниевого типов, с минерализацией до 230 г./л, насыщенные углеводородным газом со значительной долей сероводорода и углекислоты. Не исключена, однако, возможность контактирования залежи с опресненными водами разнообразных типов (от хлоридно-кальциевого до гидрокарбонатно-натриевого), с минерализацией от 60 до 100 г./л и низкими концентрациями йода и брома, которые установлены в каменноугольных отложениях Астраханского месторождения.

Концентрации йода и брома в подземных водах надсолевого комплекса, начиная с глубины 700 м, и в разных линзах соленосных отложений кунгура соответствует промышленным, но дать оценку рентабельности их извлечения невозможно, так как нет сведений о производительности водоносных горизонтов.

 


2. Технико-технологическая часть


2.1 Основные положения проекта опытно-промышленной эксплуатации


Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого-физических характеристик, выбор режима разработки

Технологические показатели разработки месторождения зависят от емкостно-фильтрационной характеристики пласта, технологии и системы воздействия. Полученная в результате эксплуатационного бурения информация о геологическом строении залежей позволяет использовать трехмерную математическую модель пласта.

В технологической схеме разработки 1986 г. предполагалась при эксплуатации месторождения Тенгиз реализация последовательно трех режимов вытеснения нефти из коллектора:

1 упруго-замкнутый режим, когда нефть из пласта «отжимается» силами упругости нефти, битума, связанной воды и скелета породы;

2 режим растворенного газа, когда нефть из породы вытесняется пузырьками выделяющегося из нефти газа;

3 водонапорный режим, когда нефть из породы будет вытесняться закачиваемой в пласт водой.

Упруго-замкнутый режим в условиях месторождения Тенгиз является весьма эффективным, что объясняется наличием аномально-высокого пластового давления, большим разрывом между ним и давлением насыщения и современным представлением о геостатической модели залежи. Из-за этого месторождение Тенгиз по запасу упругой энергии относится к уникальным в отечественной практике разработки.

При упругом режиме, в отличие от напорного, нефтеотдача определяется степенью снижения пластового давления в залежи, сжимаемостью пластовых флюидов и коллекторов. Такие факторы, как вязкость нефти в пластовых условиях, даже плотность сетки скважин, если в пласте отсутствуют изолированные линзы, формально не влияют на нефтеотдача при упругом режиме. При этом режиме вместо сложного процесса вытеснения нефти водой в пористой среде происходит процесс отжатия нефти из пористого коллектора. Наличие гидродинамической связи между добывающими скважинами и любой точкой нефтяной залежи является необходимым и достаточным условием для этого процесса.

Указанные особенности упруго-замкнутого режима значительно облегчают начальную стадию разработки месторождения и позволяют резко сократить начальные капитальные вложения на разработку. Они позволяют применить на стадии эксплуатации залежи при упруго-замкнутом режиме сравнительно редкую сетку скважин. Кроме того, в этот период достаточно выделить минимальное число объектов разработки. В отличие от напорных режимов, при которых при эксплуатации объектов большой мощности обычно наблюдается невысокий охват пласта процессом вытеснения, при упруго-замкнутом режиме, должна работать вся толщина пласта, если только скважина вскрыла всю продуктивную толщу объекта разработки и гидродинамически связана со всеми его интервалами.

При упруго-замкнутом режиме прогнозируемый коэффициент извлечения нефти (КИН) зависит от наличия точной информации по эффективной пластовой сжимаемости, составляющими компонентами которой являются сжимаемости нефти, воды, породы и битума. Эффективная пластовая сжимаемость, вероятно, зависит в большей степени от сжимаемостей нефти и твердого битума. Так как при снижении пластового давления до давления насыщения сжимаемость нефти изменяется почти в 5 раз, а физические свойства твердого битума можно охарактеризовать как промежуточные между нефтью и известняком логично предположение о влиянии сжимаемости битума на конечный КИН. В настоящее время информация по сжимаемости битума отсутствует. СП «ТШО» ведутся лабораторные исследования кернового материала Тенгизского месторождения по определению эффективной пластовой сжимаемости с учетом присутствия битума в поровом пространстве.

Упруго-замкнутый режим разработки обуславливает еще одну специфическую проблему разработки. При снижении давления в залежи происходит отжатие не только нефти, но и связанной воды из поровой части коллектора. Объем выделившейся воды определяется водонасыщенностью коллектора и степенью снижения пластового давления в залежи. Если бы коллектор месторождения Тенгиз относился к поровому типу, то можно было бы прогнозировать безводную эксплуатацию добывающих скважин в период упруго - замкнутого режима. Однако в реальных условиях возможно, что высвободившаяся связанная вода будет поступать из пористой матрицы в систему трещин и по ней вместе с нефтью в добывающие скважины. Проблема заключается в том, поступит ли выделившаяся вода в добывающие скважины как попутная пластовая вода или останется в связанном виде в поровой части пласта, и добывающие скважины в течение всего периода эксплуатации залежи при упруго-замкнутом режиме будут безводными. Эта проблема очень важна, так как появление воды в добываемой жидкости резко повысит интенсивность сероводородной коррозии.

Выделившаяся вода, поступая в нефтенасыщенные поры и каверны, вытеснит из них нефть, то есть будет наблюдаться, так называемый внутренний водонапорный режим. Объем вытесненной нефти при этом будет равен в пластовых условиях объему высвободившейся связанной воды. Если общий объем высвободившейся воды невелик по сравнению с объемом содержащейся в порах и кавернах нефти, то водонасыщенность породы останется небольшой и фазовая проницаемость для воды, по прежнему будет равна нулю.

В период опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз и при прогнозируемой динамике пластового давления высвобождение связанной воды не будет наблюдаться, но в дальнейшем в условиях упруго-замкнутого режима необходимы специальные исследования подвижности связанной воды.

При снижении давления в добывающих скважинах ниже давления насыщения нефти газом нефтяная залежь постепенно перейдет на режим растворенного газа. Согласно технологической схемы разработки месторождения Тенгиз 1986 г. планировалось реализовать лишь начальную стадию режима растворенного газа, когда фазовые проницаемости для газа равны нулю или сравнительно невелики.

В этот период вытеснение нефти выделившимся из раствора газом довольно эффективно.

Необходимость использования режима растворенного газа при разработке месторождения Тенгиз диктуется его преимуществами, во многом аналогичными упруго-замкнутому режиму. Здесь также удается дренировать малопроницаемые области коллектора, также наблюдается практически 100% охват залежи процессом вытеснения, отсутствие заметного влияния на полноту извлечения нефти неоднородности пласта и плотности сетки скважин. При режиме растворенного газа большую роль играет значение вязкости нефти в пластовых условиях, на месторождении Тенгиз ее значение очень низкое - 0,22 мПа.с, что является одним из основных факторов сравнительно высокой эффективности эксплуатации залежи при режиме растворенного газа.

Этап разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа в условиях месторождения Тенгиз не только не противопоказан последующему применению заводнения нефтяного пласта, а наоборот, будет способствовать более высокой эффективности вытеснения нефти водою в пористой среде. Исследования, выполненные в 50-х годах институтом Гипровостокнефть, показали, что эффективность вытеснения нефти водой в присутствии свободного газа более высокая. Наблюдается увеличение нефтеотдачи при вытеснении нефти водой после ее частичного разгазирования в пласте в пределах 3 - 12%. Дополнительная нефтеотдача получается за счет газа, удержанного в пористой среде в неподвижном состоянии и оставшегося на тех участках пор, которые в отсутствии газа были бы заполнены остаточной нефтью.

Увеличение же вязкости нефти в пластовых условиях при разгазировании пластовой нефти в связи с очень малой ее величиной, практически не снижает эффективность последующего процесса вытеснения нефти водой.

Механизм режима растворенного газа в условиях месторождения Тенгиз имеет ряд уникальных особенностей. Дело в том, что своеобразный состав нефтяного газа - большая доля в нем сероводорода, который хорошо растворим в воде и большое начальное пластовое давление привело к тому, что в связанной (погребенной) воде пласта растворено значительное количество газа, в основном сероводорода и метана. Это приведет к тому, что в период эксплуатации залежи при режиме растворенного газа будет происходить разгазирование не только нефти, но и связанной воды и ее вытеснение в окружающие нефтенасыщенные поры. Следовательно произойдет значительная активизация внутреннего водонапорного режима, который, как отмечалось выше, должен существовать и при упруго-замкнутом режиме. Явление внутреннего водонапорного режима будет способствовать некоторому повышению нефтеотдачи в период работы залежи при режиме растворенного газа, но с другой стороны, по-видимому приведет к некоторому повышению степени обводненности добываемой жидкости.

В технической схеме 1986 г. планировалось после упруго-замкнутого режима и режима растворенного газа поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт. Стадию разработки залежи при водонапорном режиме, созданного закачкой воды в пласт, целесообразно осуществить в момент, когда дальнейшее снижение забойных давлений в скважинах будет приводить к развитию той стадии режима растворенного газа, которая характеризуется значительным нарастанием газовых факторов и падением эффективности вытеснения нефти из пористой среды, к угрозе прекращения фонтанирования скважин из-за низкого забойного давления и к угрозе смятия эксплуатационных колонн.

Эффективность применения заводнения в поздней стадии оценить довольно трудно.

В качестве вторичных методов эксплуатации Тенгизского месторождения планируется применить нагнетание смешивающихся с нефтью газов. В СП «ТШО» констатируется, что применение заводнения в качестве метода повышения нефтеотдачи на Тенгизе нецелесообразно в силу невысокой эффективности данного вытеснения нефти по площади и по высоте, что связано с трещиноватостью и пористостью коллектора. Кроме того, смесь воды с агрессивным сероводородом может вызвать серьезные проблемы, связанные с коррозией.

Как альтернативный метод поддержания пластового давления специалистами СП «ТШО» был предложен после упруго-замкнутого режима и режима растворенного газа - поддержание пластового давления путем закачки газа в пласт. В настоящее время компания не располагает достаточной информацией в пользу осуществления данного режима, но по их предварительной оценке закачка газа имеет некоторые преимущества перед заводнением. Обводненность добываемой продукции в период работы залежи на естественном режиме будет незначительной, что не характерно для водонапорного режима работы залежи. Отсутствие воды в продукции снизит до минимума проблемы с сероводородной коррозией оборудования. Кроме того, для поддержания производительности скважин в случае высокой обводненности скважин при водонапорном режиме необходимо применение механического способа добычи. Нефть месторождения Тенгиз имеет низкую вязкость и при давлении, превышающем давление насыщения может смешиваться практически с любым закачиваемым газом, что способствует достижению высокого коэффициента извлечения нефти. Так в результате лабораторных исследований кернов, проведенных в этом году СП «ТШО», установлено, что Тенгизская нефть хорошо смешивается с метаном, который вероятно, и будет использоваться при закачке. В результате лабораторных экспериментов было получено значение КИН, равное 98,6%. Остаточная нефтенасыщенность, равная 1,4%, значительно ниже остаточной водонасыщенности при заводнении.

Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

В период опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз, согласно бизнес-плана СП «ТШО», предусматривается бурение 21 скважины, расконсервация 9 скважин (Т-28, Т-29, Т-31, Т-38, Т-41, Т-42, Т-45, Т-109, Т-1101) и углубление (добуривание скважин до их проектной глубины) 9 скважин (Т-14, Т-17, Т-30, Т-47, Т-70, Т-108, Т-118, Т-125, Т-220).

Выбор и обоснование расчетных вариантов разработки проведены исходя из опыта реализации запроектированной системы, оценки эффективности применяемых на месторождении технологий, возможности применения на месторождении методов повышения нефтеотдачи в зависимости от геолого-физических условий залегания горизонтов. В результате были рассмотрены 2 варианта разработки. Для этих вариантов характерны следующие основные положения:

4 выделение 2-х эксплуатационных объектов: I объект - отложения башкирского, серпуховского и окского стратиграфических комплексов; II объект - отложения тульского и девонского стратиграфических комплексов;

5 применение на месторождении квадратной системы размещения скважин, с сеткой скважин 1414 х 1414 м;

6 залежь во всех рассматриваемых вариантах разрабатывается с применением упруго-замкнутого режима;

7 количество скважин для бурения 21 единиц, в том числе 21 добывающих;

8 количество скважин, предназначенных для углубления - 9 скважин, для расконсервации - 9 скважин;

Этот вариант, согласно регламента на проектирование разработки, по принципиальным положениям соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки, а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки. В соответствии с этим вариантом предусматривается разработка месторождения на упруго-замкнутом режиме.

Основные исходные характеристики расчетных вариантов приведены в таблице 4.

Таблица 4. Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки месторождения Тенгиз

Характеристики

Варианты 1, 2

Объекты

I, II

Режимы разработки

Естественный (упруго-замкнутый)

Система размещения скважин

Равномерная по квадратной сетке

Расстояние между скважинами, м

1414

Плотность сетки, 104 м2/скв.

200

Коэффициент охвата процессом вытеснения, доли единиц

1

 

2.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективность применения методов повышения нефтеизвлечения


Технологическая схема разработки месторождения Тенгиз утверждена Миннефтепромом в 1986 г. (Протокол №1226 от 28.11.86), однако основные технико-экономические решения этого документа не были реализованы в процессе разработки.

Основной причиной несоответствия проектного и фактического состояния разработки (уровни добычи нефти, объемы бурения и т.д.) является политическая и экономическая ситуация в стране в 1990-1993 гг. В этот период велись переговоры о создании совместного предприятия на территории месторождения Тенгиз. СП «Тенгизшевройл» начало эксплуатировать Тенгизское месторождение с 6 апреля 1993 года, к этому моменту на месторождении было задействовано 37 советских и румынских буровых станков. Специалисты отдела бурения СП «ТШО» провели консервацию всех скважин, обеспечивающую прекращение бурения и безопасность состояния скважин.

В 1990 г. институтом Гипровостокнефть была сделана технико-экономическая оценка вариантов разработки месторождения Тенгиз. В отличие от технологической схемы в ней использовались двух-, трехмерные математические модели, позволяющие производить более точные расчеты. Однако принципиальные решения по осуществлению разработки не изменились.

В соответствии с технологической схемой разработку месторождения предусматривалось проводить по первому объекту на упруго-замкнутом режиме. В дальнейшем, после снижения пластового давления в залежи до давления насыщения предполагалось осуществлять разработку продуктивного пласта осуществлять на режиме растворенного газа и перевести затем под закачку воды. По второму эксплуатационному объекту заводнение не планировалось и расчет показателей был выполнен только при разработке объекта на упруго-замкнутом режиме с последующим переходом на режим растворенного газа, что было обусловлено недостаточной изученностью этого объекта. Конечный коэффициент нефтеотдачи по месторождению по расчетам составил 0,329.

В технико-экономическом обосновании вариантов разработки месторождения Тенгиз 1990 г. коэффициент нефтеизвлечения для первого эксплуатационного объекта составил 0,417. По второму эксплуатационному объекту - 0,341.

В технологической схеме приняты были следующие основные показатели разработки месторождения: проектный уровень добычи - 30 млн. тонн в год с выходом на него в 1995 году или на седьмой год после ввода месторождения в разработку. Предусмотрена равномерная квадратная сетка скважин плотностью 1000х1000 м на второй стадии разбуривания. Общий фонд, предусмотренный на весь срок разработки, - 374 скважины, в том числе 305 добывающих, 61 резервная и 8 скважин-дублеров. В первые три года (1989-1991 гг.) уровень добычи нефти должен был составить, соответственно 3002, 7507 и 11280 тысяч тонн, количество добывающих скважин должно было составить - 45, 61 и 85 единиц. Текущий дебит нефти одной добывающей скважины, соответственно должен был составить 375,9-438,1 т/сут.

По окончании периода опытно-промышленной эксплуатации в СП «Тенгизшевройл» будет разработан новый план разработки месторождения Тенгиз.

В наши дни фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 1414 м х1414 м. Местами сетка скважин уплотнена до 707 м и даже 500 м между скважинами. В настоящее время разработка месторождения ведется на режиме истощения (упруго-замкнутый режим) с фонтанным способом эксплуатации скважин. В целях повышения производительности скважин проводятся соляно-кислотные обработки скважин и кислотный разрыв пласта.

Динамика основных показателей разработки по годам приведена в таблице 4 и графически представлена на странице 41.

В период аварийного фонтанирования скважины Т-37, по оценкам института Гипровостокнефть суммарные потери нефти по залежи составили 6 млн. тонн, что учтено в государственном балансе запасов нефти Республики Казахстан. По оценкам СП «Тенгизшевройл», потери составили около 3 млн. тонн.

Добыча нефти в течение всего времени разработки практически постоянно возрастала, лишь в 1993 г. произошло резкое снижение добычи нефти. Обводненность получаемой продукции за весь период разработки равна 0. Нефтяной газ на месторождении Тенгиз не используется в чистом виде, его переработка начинается с I ступени сепарации. Продуктами переработки являются сухой газ, пропан-бутановая фракция, ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) и сера.

Сбор данных по пластовому давлению и по добыче помогает понять динамику поведения месторождения. Более того, точные прогнозы будущего потенциала добычи нефти не могут быть сделаны без изучения динамики работы коллектора.

Были построены зависимости давления от времени и от накопленной добычи нефти для первого эксплуатационного объекта. Анализ графиков показывает, что наблюдается снижение пластового давления во времени. Так по I объекту эти изменения описываются параболической зависимостью. За время разработки произошло снижение пластового давления в среднем с 81,8 МПа до 76,8 МПа, а накопленная добыча нефти составила 19247.3 тысяч тонн.

Рисунок 2.1 - График разработки

С учетом всех имеющихся замеров текущих пластовых давлений по добывающим скважинам, приведенных к абсолютной отметке 4500 м, построена карта изобар. Замечено, что скважины расположенные на периферии охватывает изобара 80 МПа, то есть снижение текущего пластового давления по этим скважинам составляет в среднем 3,6 МПа. Начальное пластовое давление составляло 83,62 МПа. В центральной части месторождения располагаются относительно небольшие локальные воронки депрессии в районе расположения скважин Т-105 и Т-11:

Рпл.тек.= 75 МПа,

Рпл.нач. - Рпл.тек.= 8,6 МПа,

В районе расположения скважин Т-2, Т-1 и Т-15

Рпл.тек.= 75 - 70 МПа,

Рпл.нач.пл.тек.=8,6 - 13,6 МПа.

После выявления зон с различными продуктивными характеристиками, были построены зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти для этих зон. Путем аппроксимации этих данных были получены кривые, характер падения которых предполагает разобщенность резервуара по площади. Распределение накопленного отбора нефти SQн и соответствующее ему снижение пластового давления DРпл по зонам отображено в таблице 5.

Таблица 5. Распределение накопленной добычи и соответствующее снижение пластового давления по Тенгизской площади

Площадь

SQн, тысяч тонн

пл, МПа

Северная часть платформы

8601,739

15,75

Северный борт

6926,496

4,77

Северный склон

961,292

5,24

Южная часть платформы

631,070

4,76

Южный борт

68,169

3,20



Приведенное разделение на зоны будет пересматриваться и при необходимости уточняться в связи с созданием геостатической модели, которая будет заложена в «Проект разработки» и на базе которой должен быть выполнен пересчет запасов нефти.

2.3 Характеристика работы фонда скважин, выбор способа эксплуатации, описание оборудования для фонтанной эксплуатации

 

Фонд скважин на месторождении Тенгиз

На дату анализа на месторождении Тенгиз пробурено 106 скважин. При этом эксплуатационный фонд составляет 61 скважину, из них дающих продукцию 44 скважин. Введенные в эксплуатацию добывающие скважины расположены, в основном, в центральной части месторождения с наибольшей нефтенасыщенной толщиной пласта (более 1000 м), поэтому являются наиболее производительными. Давление на устье нефтедобывающих скважин находится в диапазоне 10-50 МПа. Ввод добывающих скважин в эксплуатацию существенно отстает от запроектированного количества.

Анализ изменения фонда скважин, дающих продукцию, выявил рост фонда с 1991 г. до 1992 г., снижение фонда в 1993, 1994 гг., стабилизацию фонда скважин в 1995 г. и рост в 1996 и 1997 годах.

Отработанное время на действующую скважину также практически постоянно возрастало, кроме 1993 г. Средний дебит действующих скважин по нефти колеблется от 350.60 до 602.22 т/сут. Самое низкое значение по промыслу отмечено в 1993 г., затем наблюдался ежегодный рост среднего дебита действующих скважин по нефти. В 2002 году происходит интенсивное разбуривание месторождения.

Основными характеристиками работы фонда добывающих скважин являются коэффициент использования и коэффициент эксплуатации. Первый представляет собой отношение действующего фонда скважин к эксплуатационному, второй - отношение фактически отработанного времени к календарному времени.

Коэффициент использования изменялся от 0,512 (1991 г.) до 0.809 (1997 г.) в среднем за все время разработки составил - 0,639. На сегодняшний день его величина составляет 0,721.

Коэффициент эксплуатации колебался от 0,645 (1993 г.) до 0,913 (1997 г.) и в среднем за анализируемый период составил 0,802. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации действующего фонда скважин во многом обусловлены целенаправленным отключением действующих скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.

В наши дни фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 1414 м х1414 м. Местами сетка скважин уплотнена до 707 м и даже 500 м между скважинами.

Средний текущий дебит нефти одной добывающей скважины, составляет 500-600 т/сут.

Выбор способа эксплуатации скважин

Фонтанирование скважин на месторождении Тенгиз обусловлено большим запасом пластовой энергии и достаточно большими давлениями на забое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на трение, связанное с движением этой жидкости.

Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, то есть на режиме максимального к.п.д.

Дебиты фонтанных скважин изменяются в широких пределах как по количеству жидкости, так и по количеству попутного газа. На месторождении Тенгиз на 01.04.02, зафиксирован максимальный дебит у скважины Т-102, он составляет 2200 т/сут. Минимальный дебит на скважине Т-107 - 60 т/сут.

Дебит фонтанной скважины определяется совместной работой пласта и фонтанного подъемника. Причем, законы, управляющие процессом движения газожидкостной смеси в фонтанных трубах, одни, а законы, управляющие работой пласта, - другие. Совершенно очевидно, что увеличение давления на забое Рз снижает приток жидкости из пласта. С другой стороны то же увеличение Рз увеличивает подачу фонтанного подъемника. Поэтому если пропускная способность фонтанного подъемника меньше притока, избыточная жидкость будет накапливаться в скважине. В результате Рз будет расти. Это повлечет за собой увеличение подачи подъемника, с одной стороны, и снижение притока - с другой. Установившаяся работа этой системы пласт - скважина наступает тогда, когда приток сравняется с отбором. Для выбора оптимальных режимов совместной работы пласта и фонтанного подъемника на месторождении были рассчитаны давления на забое, определяющие такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье и диаметре труб.

Для обеспечения фонтанирования все скважины оборудуются фонтанными трубами (НКТ), которые спускаются в скважину обычно до забоя и с помощью которых осваиваются фонтанные скважины и вызывают приток в них. При наличии в скважине труб возможны различные промывки, воздействие на забой (соляно-кислотные обработки, гидроразрыв пласта), замена одной жидкости другой, продавка скважины газом, задавка скважины путем закачки тяжелой жидкости и другие операции, необходимость в которых возникает на разных этапах эксплуатации данной скважины и месторождения в целом. Диаметр НКТ принимается почти всегда без расчета, но вопрос о пропускной способности НКТ или подаче фонтанного подъемника при тех или иных условиях на забое и на устье скважины остается интересным и требует своего ответа.

Для обоснования способа эксплуатации, определения оптимального режима работы скважин, а также выбора необходимого устьевого и внутрискважинного оборудования на месторождении Тенгиз проведены расчеты по известным формулам трубной гидравлики, с учетом условий проекта опытно-промышленной эксплуатации, физико-химических свойств флюида и геолого-технологических показателей.

Оборудование при фонтанной эксплуатации

Устьевое оборудование

На месторождении Тенгиз должна быть применена фонтанная арматура крестового типа, рассчитанная на рабочее давление 70 МПа с двумя центральными запорными устройствами на стволе елки и двумя задвижками на каждом боковом отводе крестовика трубной головки. Диаметр проходного сечения ствола елки - 50 мм.

Она предназначена:

·   Для герметизации устья скважины и осуществления контроля за давлением и пластовым флюидом с поверхности земли, защиты персонала и окружающей среды;

·   Для производства работ по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной скважины;

·   Для направления потока продукции скважины в выкидную линию;

·   Для регулирования режима работы скважины с помощью штуцерных устройств;

·   Для замера межколонных, затрубных и буферных давлений и температур;

·   Для производства канатных операций;

·   Для глушения скважины в случае осложнений.

Основные элементы фонтанной арматуры:

Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации затрубного пространства. На ее верхний фланец устанавливается сама арматура.

Нижняя коренная задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к верхней коренной задвижке. Нормальное состояние - открытое. Используется только в аварийных ситуациях.

Верхняя коренная задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида.

Крестовина предназначена для подсоединения боковых струн фонтанной арматуры и буферной задвижки.

Буферная задвижка предназначена для контроля буферного давления.

Колпак буферной задвижки предназначен для подсоединения манометра, для контроля буферного давления, когда его снимают, то обеспечивается прямой доступ к НКТ и ВСО. Доступ к НКТ необходим при проведении канатных операций и спуске труб под давлением.

Правая механическая задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к правой боковой задвижке с пневмоприводом. Нормальное состояние - открытое.

Правая боковая задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида при работе по правой струне.

Тройник линии глушения НКТ предназначен для подсоединения линии НКТ. Буровой раствор можно закачать для оглушения скважины в случае аварийной ситуации или других непредвиденных обстоятельствах.

Регулируемый штуцер предназначен для регулирования производительности скважины. Является резервным по отношению к постоянному штуцеру. Используется только при замене постоянного штуцера.

Левая механическая задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к левой боковой задвижке с пневмоприводом. Нормальное состояние - открытое.

Левая боковая задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида при работе по левой струне.

Инструментальный фланец предназначен для монтажа на нем приборов КИПиА (то есть манометров, температурных датчиков и т.д.).

Постоянный штуцер предназначен для регулирования производительности скважины путем установки штуцера постоянного сечения.

Задвижка линии глушения НКТ предназначена для закачки жидкости глушения НКТ.

Устьевое оборудование (10000 API) оснащено двумя системами защиты: панель RTU (терминал дистанционного управления) и щит управления фирмы Камерон. Эти установки предусматривают: установку производственного дроссельного клапана, закрытие боковых клапанов, аварийное отключение скважины.

Обе системы предусматривают:

1 установку производственного дроссельного клапана;

2 закрытие боковых клапанов;

3 аварийное отключение скважины (ESD).

Терминал дистанционного управления находится, в так называемом, укрытии, которое стоит в 30 метрах от устья. В укрытии, помимо RTU имеется устройство для подключения прибора Hyperlogger для учета температур и давления.

Фонтанная арматура из-за высокого содержания в пластовом флюиде корроизонноактивного сероводорода, должна быть выполнена из стали с высокими антикоррозионными свойствами.

Внутрискважинное оборудование

Подъем жидкости на поверхность должен вестись по насосно-компрессорному лифту, составленному из стальных труб. В большинстве скважин будут применяться 89-114-миллиметровые насосно-компрессорные трубы.

Набор внутрискважинного оборудования должен обеспечить:

4 пропуск запланированных объемов продукции;

5 ингибиторную защиту эксплуатационной колонны и НКТ;

6 циркуляцию между трубным и затрубным пространством;

7 возможность спуска глубинных приборов на забой скважины;

8 возможность отсоединения НКТ от пакера.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)

Колонна НКТ проектируется с учетом:

·   Максимально оптимального диаметра при разных темпах отбора флюида;

·   Максимального давления на устье скважины;

·   Работы в агрессивной среде;

·   Работы по возбуждению скважины (кислотная обработка и гидравлический разрыв пласта);

·   Воздействия растягивающих, разрывающих изнутри и сминающихся нагрузок;

При выборе НКТ необходимо знать размер трубы (внешний и внутренний диаметр), удельный вес, марку стали, тип соединения, коррозионную стойкость.

Наиболее приемлемый внешний диаметр НКТ на месторождении Тенгиз 3,500 дюймов. Внутренний диаметр НКТ зависит от удельного веса

Таблица 6. Зависимость внутреннего диаметра НКТ от удельного веса

Удельный вес НКТ с внешним диаметром 3,500 дюймов фунт/фут

Внутренний диметр, дюйм

9,3

2,992

10,2

2,992

12,95

2,750

13,7

2,673


Сорта стали для НКТ при работе в условиях Тенгизского месторождения: H-40, J-55, K-55, C-75, L-80, N-80, C-90, C-95, S-95, P-105, P-110, S-125.

Типы соединения НКТ: без высадки, с наружной высадкой, с соединительным замком, составляющим одно целое с трубой.

Таблица 7. Прочность НКТ в зависимости от веса и марки стали

Внешний диаметр, д

Марка стали

Удельный вес, ф/ф

Разрыв, ф/д2

Смятие, ф/д2

3,5

J-55

9,30

6,980

7,400

3,5

L-80

9,30

10,160

10,530

3,5

L-80

12,95

15,000

15,310

3,5

P-105

12,95

19,690

20,090


В компоновку внутрискважинного оборудования кроме НКТ входят:

1 управляемый клапан-отсекатель, устанавливаемый ниже трубной головки фонтанной арматуры;

2 посадочный ниппель;

3 пакер;

4 скользящая муфта.

Подземный клапан-отсекатель (ПКО) предотвращает неконтролируемое фонтанирование скважины в случае отказа наземного скважинного оборудования. ПКО (рисунок 3) используется: на месторождениях с большими давлениями, на морских скважинах, в регионах с легкоуязвимой природной средой, в отдаленных регионах. Клапан устанавливается на глубине 30-300 м. Существует два вида клапанов-отсекателей: автоматический и управляемый. У автоматического отсутствует линия управления на поверхности, он срабатывает при изменении давления на самом клапане. Управляемый ПКО оснащен линией управления на поверхности и управляется гидравликой.

На месторождении Тенгиз используется наиболее распространенный тип ПКО - управляемый клапан-отсекатель. Управляемый клапан-отсекатель соединен со щитом устьевого оборудования и является средством защиты при аварийных ситуациях в процессе эксплуатации скважин.

Главным преимуществом управляемого ПКО является то, что он закрывается непосредственно при падении давления на поверхности, а не при изменении динамического давления. Закрытие клапана осуществляется при помощи флиппера - рисунок 4. Недостатки: управляемый клапан-отсекатель дорого стоит, спускается вместе с колонной НКТ или устанавливается на посадочном ниппеле, для его работы требуется линия управления и манифольд.

На всех скважинах месторождения Тенгиз установлены управляемые клапана-отсекатели фирмы «Бейкер» модель FV6S. Преимущества таких ПКО: они не уменьшают пропускной диметр НКТ, позволяют проводить канатные работы ниже уровня установки НКТ, высоко надежны, в случае выхода из строя блокируется, после чего можно установить другой ПКО с помощью каната. Недостатки: высокая начальная стоимость, трудности при извлечении ПКО, необходимость в установке оборудования для герметизации надклапанного пространства.

Пакер - это механическое устройство, которое расширяется и прижимается к стенкам трубы или необсаженного ствола скважины при помощи уплотнителей. Пакер изолирует забойное пространство от пространства между двумя колоннами труб. На месторождении Тенгиз пакер в основном применяется для изоляции затрубного пространства между НКТ и обсадной колонной.

При выборе пакера, кроме стоимости учитывается его совместимость с внутрискважинными условиями (забойные давление и температура, агрессивность флюидов, наклон ствола скважины, силы, действующие на НКТ и пакер) и внутрискважинным оборудованием.

Существует два типа пакеров: съемные пакеры (спускаются на НКТ) и постоянные пакеры (спускаются независимо от колонны НКТ).

Съемные пакеры, как правило, спускаются и извлекаются вместе с НКТ. Они считаются частью колонны НКТ, а не обсадной колонны. Съемные пакеры имеют сложную конструкцию, чтобы устанавливаться многократно.

На месторождении Тенгиз в большинстве скважин установлены постоянные пакеры. Постоянные пакеры необходимы при больших глубинах скважин, высоком пластовом давлении и высокой пластовой температурой. Среди постоянных выделяют два типа пакеров: постоянные (разбуриваемые) и полупостоянные (извлекаемые). Постоянные пакеры имеют длительный срок эксплуатации, считаются частью колонны обсадной колонны, а не НКТ. Имеют простую механическую, но очень прочную конструкцию. При таких пакерах допустимо движение НКТ за счет уплотнительного элемента. Эти преимущества и были основополагающими при выборе именно этих пакеров для использования на месторождении.

2.4 Осложнения при эксплуатации на месторождении Тенгиз


Ликвидация песчаных пробок

Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, приводит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из скважины песчаных пробок. Иногда мощность песчаной пробки достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Ликвидацию песчаных пробок производят очисткой скважины с помощью желонки, продувкой воздухом или промывкой жидкостью. Промывка значительно эффективней.

Очистку скважин с помощью желонки обычно применяют при небольшой мощности пробки в неглубоких, чисто нефтяных (безводных) скважинах, эксплуатирующих залежи с низким пластовым давлением.

Перед очисткой скважины с помощью аппарата Яковлева определяют мощность песчаной пробки.

Желонку спускают в скважину на тартальном канате. Когда до пробки остается 10-15 м, тракторист отпускает тормоз лебедки и желонка под действием силы тяжести ударяется о песчаную пробку. При этом клапан ее открывается и некоторое количество песка и жидкости проникает в желонку.

Для большего наполнения желонку несколько раз слегка ударяют о пробку, затем поднимают. Для опорожнения, желонку опускают на пол буровой, при этом клапан открывается и песок с жидкостью выливается.

Промывка песчаных пробок выполняется с помощью промывочного агрегата, нагнетающего в скважину жидкость, которая размывает пробки, выносит на поверхность песок до полной ликвидации пробки.

В качестве жидкости для ликвидации песчаных пробок применяют нефть, воду и глинистый раствор: нефть для промывки чисто нефтяных скважин, воду - как чисто нефтяных (если пласт не поглощает), так и скважин, дающих вместе с нефтью воду. Глинистый раствор закачивают в фонтанные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое. При использовании нефти и глинистого раствора в качестве промывочной жидкости необходимо иметь специальную желобную систему и отстойники для очистки этих жидкостей от выносимого из скважины песка.

В качестве труб при промывке песчаных пробок применяют НКТ. Промывка выполняется прямым, обратным и комбинированным способами.

Комбинированный способ применяется при возможности фонтанирования.

В зависимости от способа промывки собирается промывочный манифольд - обвязка устья скважины, колонны НКТ и промывочного агрегата.

Агрегаты для промывки песчаных пробок представляют собой транспортную базу, в качестве которой используются колесные или гусеничные машины, на которой смонтирован промывочный насос, емкость и средства контроля и управления процессом промывки с предохранительными клапанами. Агрегаты несут на себе манифольд, необходимый для обвязки скважины, насоса и емкостей во время промывки.

Промывочный насос агрегата приводится в действие от ходового двигателя, через коробку отбора мощности и коробку передач, позволяющую менять режим работы насоса.

Промывочные агрегаты используются не только для промывки песчаных пробок, но и для ряда других нефтегазопромысловых процессов, в частности, для замены жидкости в скважине при ее освоении после ремонта, для закачки в скважину жидкости для ее глушения перед ремонтом, для закачки теплоносителя при депарафинизации скважины или выкидных линий. Поэтому конструкция промывочных агрегатов заранее разрабатывается на выполнение и этих процессов.

Промывка скважин для удаления песчаных пробок

Для более рациональной промывки скважин с целью удаления песчаных пробок рекомендуется промывочное устройство ПУ-1, которое позволяет в определенной степени ликвидировать недостатки прямого и обратного способов промывки и рациональнее использовать преимущества каждого из них.

Промывочное устройство ПУ-1 (рис.) состоит из циркуляционной муфты 1 с продольными и поперечными отверстиями для направления жидкости из кольцевого пространства (над резиновой манжетой) в трубы и обратно из кольцевого пространства (под резиновой манжетой) в промывочные трубы.

На нижний конец циркуляционной муфты навинчивают переводник для присоединения промывочного устройства к трубам. В верхний конец циркуляционной муфты навинчивают корпус 2, в котором просверлены несколько отверстий. Снаружи на корпус надета резиновая самоуплотняющаяся манжета 3, которая удерживается распорным кольцом 4 и зажимной гайкой 5. На верхний конец корпуса навинчивают спецмуфту 6. В середине циркуляционной муфты имеется гнездо, в резьбу которого ввинчивают нижний конец внутреннего патрубка 7. Верхний конец этого патрубка снаружи герметизируется сальниковой набивкой 8 и грундбуксой 9. Этим исключается возможность прохода жидкости через соединение внутреннего патрубка со спецмуфтой. Технология промывки сводится к следующему.

В скважину опускают промывочные трубы, после чего к промывочным трубам наращивают промывочное устройство, затем в верхний конец промывочного устройства ввинчивают наращиваемую трубу и спускают в скважину. При этом башмак промывочных труб должен находиться выше уровня пробки на 15-20 м. Затем устье оборудуют головкой для обратной промывки. Чем ближе установлено промывочное устройство к уровню пробки, тем больше эффективность данного приспособления. Однако глубина установки промывочного устройства до начала промывки зависит от ряда факторов и, в частности, от способа эксплуатации, глубины подвески труб, конструкции состояния эксплуатационной колонны. Ее можно определить расчетным путем.

Для отвода жидкости, выходящей из колонны промывочных труб, пользуются также отводной головкой. На устье устанавливают сальник для обратной промывки и через его отвод закачивают промывочную жидкость в затрубное пространство. Вследствие перекрытия межтрубного пространства манжетой жидкость через отверстия в корпусе 2 и продольные каналы циркуляционной муфты 1 подается по трубам к забою скважины (пробке). Смесь размытой пробки и жидкости поднимается по затрубному пространству до циркуляционной муфты и, проходя через ее поперечные каналы и патрубок 7, поступает в промывочные трубы, а затем выносится на поверхность.

По окончании размыва пробки на длину наращенной трубы, элеватор, загруженный колонной промывочных труб, сажают на сальник и закачивают 1-2 м3 жидкости (для подъема размытой пробки на безопасную высоту). Затем наращивают новую трубу. Такие операции повторяются в зависимости от мощности пробки. По окончании промывки снимают с устья скважины сальник, поднимают трубы с промывочным устройством.

Прямая промывка водой

При прямой промывке жидкость нагнетают в промывочные трубы, а размытый песок выносится на поверхность по кольцевому (межтрубному) пространству между промывочными трубами и эксплуатационной колонной; при обратной промывке промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство, а размытый песок движется по промывочным трубам.

При прямой промывке жидкость нагнетают насосом через стояк, промывочный шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток вместе с размытой пробкой поднимается по межтрубному пространству на дневную поверхность.

По мере размыва и выноса пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг не дойдет до устья. После этого продолжают нагнетать жидкость, пока размытая пробка не будет поднята до устья скважины, т.е. до чистой воды. Затем наращивают новую трубу и продолжают промывку скважины.

Для повышения эффективности прямой промывки применяют ряд приспособлений, усиливающих разрушительное действие струи промывочной жидкости (мундштук-перо, фреза, фрезер Мельникова, карандашный мундштук, бросовый наконечник и др.).

Основные преимущества прямой промывки: лучший размыв пробки жидкостью, выходящей из башмака промывочных труб; возможность применения на конце промывочных труб различных насадок для усиления размывающей способности струи жидкости.

Основные недостатки этого способа промывки: низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх: при большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка; необходимость промывки скважины до чистой воды перед каждым наращиванием труб (во избежание их прихвата вследствие оседания песка); неизбежность перерывов в процессе промывки скважины перед каждым наращиванием труб, при этом перерывы являются более длительными, чем при обратной промывке.

Обратная промывка водой

При обратной промывке жидкость нагнетается через манифольд в тройник с герметизатором, уплотняющим НКТ, в затрубное пространство и, размывая пробку, поднимается по НКТ до тройника манифольда, а по нему к приемной емкости.

При обратной промывке жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам, благодаря чему достигаются большие скорости восходящего потока, обеспечивается вынос на поверхность более крупных фракций песка и, следовательно, ускоряется процесс промывки.

При обратной промывке для герметизации устья скважины применяют сальник для обратной промывки скважин (рис.). Он состоит из корпуса 8, изготовленного из металлического патрубка, к которому приварен отвод 9 для присоединения выкидной линии промывочного агрегата. Внутри корпуса приварен конус 7, заклинивающий резиновое уплотнение 6. На верхнюю часть корпуса навинчена гайка 1 с ручками 2 для зажатия резинового уплотнения и для посадки на нее колонны промывочных труб с элеватором при наращивании очередной трубы. Шпилька 4, шайба о и кольцо 3 вместе с резиновым уплотнением изготавливаются как одно целое в специальной прессформе.

В нижней части корпуса имеется фланец 10, с помощью которого сальник крепится на устье скважины.

Сальник для обратной промывки скважин действует подобно самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жидкости распирает резиновое уплотнение и тем самым герметизирует кольцевое пространство.

Во избежание загрязнения рабочего места, обливания рабочих струей промывочной жидкости, выходящей на поверхность, применяют головку для отвода жидкости.

Основными преимуществами обратного способа промывки являются: большая скорость восходящего потока жидкости, что почти полностью устраняет возможность прихвата труб; кратковременность перерывов в процессе промывки перед каждым наращиванием труб.

Недостатками этого способа промывки являются: меньшая интенсивность размыва пробки; относительно высокое избыточное давление на забое скважины в связи с высокой скоростью восходящего потока жидкости в трубах, что при низких пластовых давлениях приводит к проникновению в пласт больших объемов промывочной жидкости; невозможность полного вскрытия фильтра в скважинах, поглощающих промывочную жидкость; невозможность применения насадок, а следовательно, и промывки скважины от плотных песчаных пробок.

В таких случаях рекомендуется применять комбинированную промывку.

После выноса песка скважину промывают до полной ликвидации пробки.

Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки

Определение глубины установки промывочного устройства в глубиннонасосных скважинах

В глубиннонасосных скважинах, в которых после промывки пробки предусматривается подъем труб, глубина установки промывочного устройства определяется так же, как и для компрессорных скважин при подъеме всех труб. В скважинах, в которых не предусмотрен подъем труб, вопрос о глубине установки ПУ-1 решается следующим образом[3].

Если глубина подвески насоса после промывки будет оставлена без изменения или будет уменьшена, устройство ПУ-1 присоединяют к верхней трубе находящихся в скважине труб. После этого, наращивают промывочные трубы из расчета установки их башмака на 15 м выше уровня пробки. Если же после промывки скважины предусматривается увеличение глубины подвески насоса, то необходимо добавить трубы соответствующих длин. Затем установить ПУ-1 и спустить трубы в скважину. Перед промывкой скважины башмак промывочных труб должен находиться выше пробки на 15 м. По окончании промывки из скважины поднимают наращенные промывочные трубы с ПУ-1.

Задача 1. Определить глубину установки промывочного устройства в глубиннонасосной скважине глубиной 4500 м, которая выбыла из эксплуатации вследствие образования в ней пробок. Интервал перфорации 4350-4300 м. Глубина уровня пробки 4200 м. По окончании промывки промывочные трубы будут подняты.

Решение. Определим длину l3 промывочных труб, подлежащих спуску в скважину до присоединения к ним промывочного устройства, по формуле:

l3=l2+ml1,                                                      (1)

где l2-расстояние от искусственного забоя скважины до нижних отверстий фильтра, т.е. глубина зумпфа, м; т-коэффициент, предусматривающий безопасные условия работ при промывке скважины (берется в пределах 3-5, принимаем m=4); l1 - длина фильтра, м.

Тогда в формуле (1) в правой части второе слагаемое будет представлять собой учетверенную длину фильтра (4l1). Минимальное расстояние от ПУ-1 до верхних отверстий фильтра должно быть не менее 30 м.

l1=H1-H2                                                        (2)

где H1, H2 - глубина соответственно нижних и верхних отверстий фильтра.

Подставляя данные в формулу (2), имеем:

l1=4350-4300=50 м.

Длина зумпфа скважины:

l2=H-H1                                                         (3)

где Н - глубина скважины, м.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), будем иметь:

l2=4500-4350=150 м.

Тогда по формуле (2.1) получим:

l3=150+4 (4350-4300) = 350 м.

После установки ПУ-1 на расчетной глубине продолжают спуск промывочных труб, общую длину которых до начала промывки скважины определяют по формуле:

l=H3-l0                                                          (4)

где H3 - глубина верхнего уровня пробки, м; l0 - минимальное расстояние между башмаком промывочных труб и верхним уровнем пробки, необходимое, чтобы избежать посадки труб в пробку (l0=15-20 м, принимаем l0=15 м). Тогда=4200-15=4185 м.

Технологический расчет

Задача 2. Произвести гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки. Определить: 1) давление на выкиде насоса; 2) давление на забое скважины; 3) необходимую мощность двигателя; 4) время на промывку скважины для удаления пробки и 5) разрушающее действие струи при промывке скважины.

Исходные данные: глубина скважины H=4500 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок, составляющих пробку, д=0,45 мм; глубина фильтра скважины 4350-4300 м; уровень песчаной пробки равен 4200 м.

Для промывки используется насосная установка УН1Т=100Х Х200.

В таблице 8 приведена характеристика насоса НП-100ХЛ1 насосной установки УН IT-100X200 при частоте вращения вала двигателя, равном 1070 об/мин, общем коэффициенте полезного действия з=0,8 и диаметре плунжера, равном 125 мм.

Таблица 8. Подача и давление, развиваемые насосом НП-100ХЛ1

Скорость коробки передач

Число двойных ходов плунжера в минуту

Подача, дм3

Давление, МПа

I

49,8

3,8

20,0

II

72,8

5,6

17,1

III

110,0

8,4

11,3

IV

168,0

12,9

7,4

Прямая промывка водой

Решение.

) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах диаметром 73 мм по формуле:

(1)

где л - коэффициент трения при движении воды в трубах (данные приведены ниже); dB - внутренний диаметр промывочных труб, мм; vH - скорость нисходящего потока жидкости, м/с.

На рисунке 9, находим скорости нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса, т.е.

Подача VH

на I 3,8 дм3/с l, 26 м/с

II 5,6 дм3/с 1,85 м/с

Ш 8,4 дм3/с 2,78 м/с

IV 12,9 дм3/с 4,27 м/с

Ниже приведены коэффициенты гидравлического сопротивления.

Диаметр труб, мм… 48     60     73              89 102 114

л .............. …… 0,040 0,037 0,035 0,034 0,033 0,032

Подставив численные значения величин, входящих в формулу (1), находим потери напора h, при работе установки на IV скоростях:

) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве скважины по формуле:

 (2)

где ц - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости. Находится в пределах 1,1-1,2, принимаем ц=1,2; л - коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разности диаметров 168 мм (Dв=150 мм) и 73 мм (dH=73 мм) труб: 150-73=77 мм, что почти соответствует внутреннему диаметру 89-мм труб, для которых л=0,034; dH-наружный диаметр промывочных труб; vв - скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с (определяем по таблице 1.16).

Таблица 9. Скорость движения жидкости в затруб. пространстве (м/с)

Расход жидкости q, дм3/с

Диаметр эксплуатационной колонны, мм


146

168


Диаметр насосно-компрессорных труб, мм


60

73

89

60

73

89

102

114

1

0,10

0,11

0,14

0,06

0,07

0,09

0,10

0,13

2

0,19

0,22

0,28

0,13

0,15

0,17

0,21

0,27

3

0,29

0,33

0,42

0,20

0,22

0,27

0,31

0,40

4

0,38

0,44

0,56

0,27

0,30

0,34

0,41

0,54

5

0,48

0,55

0,70

0,34

0,37

0,43

0,52

0,67

6

0,57

0,66

0,85

0,40

0,44

0,52

0,62

0,81

7

0,77

0,99

0,47

0,52

0,61

0,73

0,95

8

0,77

0,88

1,13

0,54

0,60

0,70

0,83

1,08

9

0,86

0,99

1,27

0,60

0,66

0,78

0,93

1,21

10

0,96

1,10

1,41

0,67

0,74

0,87

1,04

1,35

12

1,15

1,32

1,69

0,81

0,88

1,04

1,25

1,62

15

1,44

1,65

2,11

1,01

1,11

1,36

1,56

2,02

17

1,63

1,87

2,39

1,15

1,25

1,48

1,77

2,30

20

1,92

2,20

2,82

1,35

1,49

1,74

2,08

2,70


Для расходов жидкости на I, II, III и IV скоростях насосной установки УН1Т-100Х200 по таблице находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 73 мм промывочных труб, спущенных в 168 мм колонну: они равны v'в=0,28; v"в =0,41; v» 'в =0,62; vIVв=0,96 м/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (2), получим потери напора h2 при движении жидкости с песком в затрубном пространстве:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

) Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в затрубном пространстве по формуле К.А. Апресова:

    (3)

где т - пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F - площадь проходного сечения 168-мм эксплуатационной колонны (F=177 см2); l - высота пробки промытой за один прием (длина двухтрубки равна 14 м); f - площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 168-мм и 73-мм трубами (f=135 см2); рп - плотность зерен песка (рп=2600 кг/м3); рж - плотность промывочной жидкости - воды (рж=1000 кг/м3); Vкр - скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером д=0,45 мм равна 4,90 см/с (берется из данных таблицы 1.17); Vв - скорость восходящего потока жидкости, см/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), находим потери напора h3 при работе установки:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

   

Таблица 10. Скорость свободного падения песчинок в воде Vкр

Размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

Размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

Размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

0,01

0,01

0,17

2,14

0,45

4,90

0,03

0,07

0,19

2,39

0,50

5,35

0,05

0,19

0,21

2,60

0,60

6,25

0,07

0,36

0,23

2,80

0,70

7,07

0,09

0,60

0,25

3,00

0,80

7,89

0,11

0,90

0,30

3,50

0,90

8,70

0,13

1,26

0,35

3,97

1,00

9,50

0,15

1,67

0,40

4,44

1,20

11,02


1) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Эти потери находим по таблице 11 путем интерполирования.

Потери напора, возникающие в шланге h4 и вертлюге h5, составляют в сумме при работе:

на I скорости (h4+h5)I=7,2 м;

на II скорости (h4+h5)II =15 м;

на III скорости (h4+h5)III=31,8 м;

на IV скорости (h4+h5)IV=128 м.

Таблица 11. Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге

Расход воды, дм3/с

Потери напора, м

Расход воды, дм3/с

Потери напора, м

3

4

8

29

4

8

9

36

5

12

10

50

6

17

12

104

7

22

15

186


) Находим потери напора h6 на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии l=50 м. Тогда по формуле (1) находим потери напора:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

6) Определяем давление на выкиде насоса (в МПа):

  (4)

где - сумма потерь, м.

Подставляя значения, имеем:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

) Определяем давление на забое скважины при работе установки:

 (5)

где Н - глубина скважины, м.

Подставляя данные в формулу (5), получим давление на забое скважины:

8) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки, по формуле

    (6)

где за - общий механический к. п. д. насосной установки (принимаем равным за = 0,8).

Подставляя в формулу (6) полученные данные, будем иметь:

Из расчета видно что, так как насосная установка УН1Т-100Х200 имеет номинальную полезную мощность 83 кВт, то работа ее на III скорости невозможна. Поэтому все дальнейшие расчеты будем вести для первых трех скоростей установки.

) Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:

 (7)

Подставляя данные в формулу (7), получим K установки:

на I скорости

на II скорости

) Определим скорость подъема размытого песка, который находится как разность скоростей:

  (8)

Подставляя фактические данные в формулу (8), получим значения скоростей подъема:

на I скорости

на II скорости

11) Определим продолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины на длину колена (двухтрубки) до появления чистой воды по формуле:

 

(9)

Итак, продолжительность подъема песка:

) Определяем размывающую силу (силу удара) жидкости по формуле:

     (10)

где Q - подача агрегата, дм3/с; f - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, т.е. площадь поперечного сечения промывочных труб (для 73-мм колонны f=30,19 см2); F - площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168-мм колонны равна 177 см2).

Подставляя эти данные в формулу (10), получим значения Р:

 

Обратная промывка водой

) Определим потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве между 168-мм и 73-мм трубами по формуле:

 (1)

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (1), будем иметь для работы агрегата:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах по формуле:

 (2)

где vв - скорость восходящего потока (равна скорости нисходящего потока vH при прямой промывке). Поэтому в расчетах воспользуемся значениями скоростей, определенных ранее по рисунке 8. Подставляя данные в формулу (2), получим значение h2 при работе агрегата:

) Определяем потери напора на уравновешивание разности плотности жидкостей в промывочных трубах и в кольцевом пространстве по формуле К.А. Апресова, в которую вместо площади сечения кольцевого пространства подставляют площадь внутреннего сечения 73-мм труб, равную 30,19 см2. Следовательно, имеем следующие значения h3 при работе агрегата:

Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге при обратной промывке отсутствуют: h4+h5=0

4) Определяем потери напора h6 на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии. Они будут такими же, как и при прямой промывке:

h6I=2,28 м h6II=4,92 м

h6III=11,11 м h6IV=26,23 м

5) Определяем давление на выкиде насоса по формуле (4) при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

) Определяем давление на забое скважины по формуле (5) при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

7) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки по формуле (6):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

Как видно из расчетов, работа на III и IV скорости насосной установки невозможна.

Сравнивая мощности, необходимые для промывки скважины от пробки при прямой и обратной промывках (на одной и той же скорости установки), можно убедиться, что соответствующие мощности при обратной промывке больше, чем при прямой.

) Определяем коэффициент использования максимальной мощности насосной установки по формуле (7):

на I скорости

на II скорости

) Определяем скорость подъема размытого песка по формуле (8) при работе агрегата:

на I скорости

на II скорости

) Определяем продолжительность подъема размытого песка по формуле (9):

на I скорости

на II скорости

) Определяем, размывающую силу струи жидкости по формуле (10), в которую вместо f подставляем значение площади кольцевого пространства между 168-мм эксплуатационной колонной и 73-мм промывочными трубами (f - 135 см2):

на I скорости

на II скорости

Определяя гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки, можно сказать, что обратная промывка водой является более эффективной, чем прямая промывка водой. Потому что, время на промывку скважины для удаления пробки уходит гораздо меньше, чем при прямой промывки, размывающая сила струи жидкости также меньше и сравнивая мощности, необходимые для промывки, можно убедиться, что мощности при обратной промывке больше, чем при прямой промывке.

 



3. Экономическая часть


3.1 Экономический эффект проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз


Обоснование нормативов капитальных вложений, эксплуатационных затрат, налоговой системы и цен, принятых для расчетов экономических показателей

Капитальные вложения по вариантам разработки месторождения Тенгиз определены по следующим направлениям: скважины; новые объекты; техобслуживание; прочие. Все цифры в долларах являются приближенными на основе имеющихся в распоряжении данных и предположений.

Данные для расчета капитальных вложений и эксплуатационных затрат представлены ТШО.

Капитальные затраты в скважины включают затраты: на буровую установку 72500 долларов в сутки плюс затраты на заканчивание скважин 9,45 млн. долларов включая: выкидные линии, подключение к ГЗУ и интенсификации притока без бурового станка. Для вариантов по заводнению затраты на заканчивание скважин включают дополнительные расходы в сумме 1,8 млн. долларов для установки хромированных НКТ. Кроме того, 4 млн. долларов необходимо для переоборудования добывающих скважин в нагнетательные по закачке воды.

Расчетное время продолжительности бурения 90 дней на одну скважину. По нагнетательным скважинам общие затраты составят 17,8 миллионов долларов, включая заканчивание строительства и подключение к ГЗУ.

Капитальные вложения в скважины определены исходя из объема бурения скважин по годам и вариантам.

Капитальные вложения на новые объекты определены с учетом расширения производства и затрат в объекты для закачки воды и газа. Краткое изложение изучения потребности в капитальных вложениях для 4 вариантов разработки следующее: естественный режим - 5,6 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн. т. в год. Закачка газа - 4,3 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн. т. в год. Заводнение - 7,4 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн. т. в год, в том числе 1,5 млрд. долларов для обустройства по заводнению (снабжение, транспортировка, обработка и закачка). Примечание: вышеперечисленные расходы по вариантам не включают расширение производства к концу деятельности месторождения в сумме 1,6 млрд. долларов. Расчеты капитальных вложений выполнены с учетом инфляции, темпы инфляции 2%.

Средства на техобслуживание существующих объектов составляют около 70 миллионов долларов США в год для КТЛ1 и КТЛ2, и НИТКИ 5.

По мере снижения темпов производства ниже 10 миллионов тонн в год, средства на обслуживание определяются умножением 70 миллионов долларов на коэффициент текущего производства по отношению к объему добычи 12,4 млн. тонн в год. Как только основной объем добычи снижается ниже 1 млн. тонн в год, расходы на техобслуживание не начисляются. Средства на ежегодное техобслуживание нового оборудования и объектов рассчитываются с учетом 2% инфляции от текущих инвестиций до окончания срока действия договора СП(2032). По окончании срока действия договора, средства на обслуживание снижаются на 1% ежегодно от текущих инвестиций.

Внедрение средств на техобслуживание нового оборудования прекращается на момент, когда суммарные накопленные средства на обслуживание достигнут 25% от первоначальных инвестиций.

В экономические показатели проекта включены капитальные вложения на оборудование компримирования газа. Компрессор устанавливается на входе перерабатывающего оборудования для снижения давление на выходе завода, используя 2-х ступенчатый процесс оптимизации работы коллектора к концу эксплуатационного периода. Снижение давления на устье непосредственно увеличит продуктивность скважин.

Расчет эксплуатационных расходов выполнен на основе данных ТШО.

Эксплуатационные расходы подразделяются на фиксированные и переменные, связанные с производственными мощностями завода продуктивности скважин. Все расходы исчисляются с 2% темпом инфляции.

Текущие фиксированные эксплуатационные расходы существующего оборудования и объектов составляют 191 миллионов долларов ежегодно. В состав фиксированных расходов также включаются общеадминистративные расходы ТШО на обеспечение рабочих кадров компании, договорные услуги, обучение персонала, расходы на содержание офиса объектов жил городка в Атырау. Тем не менее, по мере падения добычи, происходит снижение расходов в зависимости от фактической производительности КТЛ и НИТКИ.

Таблица 12. Методология описания снижения издержек производства приведена в следующей таблице

Фиксированные эксплуатационные расходы существующего оборудования

Производительность КТЛ и НИТКИ

Годовые расходы

1. свыше 6 млн. тонн в год

191 млн. долларов США

2. менее 6 млн. тонн в год

75% от 191 млн. долларов США

3. менее 3 млн. тонн в год

50% от 191 млн. долларов США


Переменные эксплуатационные расходы включают в себя расходы на химикалии и другие расходы на материалы, которые зависят от объема нефти, добытой на существующем оборудовании. В расчетах принята их следующая величина - 6,44 долл./т.

Эксплуатационные расходы включают в себя расходы на обслуживание, связанное с восстановительным и капитальным ремонтом нагнетательных и добывающих скважин.

Капитальный ремонт добывающих скважин планируется проводить ориентировочно каждые 6 лет. Его стоимость равна 1,5 млн. долларов. Капитальный ремонт нагнетательных скважин планируется проводить каждые 4 года, стоимостью порядка 2 миллионов долларов.

Как и для существующего оборудования и объектов эксплуатационные расходы на новое оборудование и объекты включают фиксированные и переменные расходы. В свою очередь, фиксированные и переменные расходы подразделяются на расходы, относимые на оборудование по переработке нефти и газа оборудование по переработке серы. Все расходы исчисляются с 2% темпом инфляции.

По эксплуатации нефтяного оборудования фиксированные расходы определяются исходя из мощностей и показателя 3,5 долларов на тонну.

Годовые переменные расходы на химикаты и другие расходные материалы определяются исходя из норматива 3,4 долларов на тонну и объема добываемой нефти.

Годовые фиксированные расходы по газовому оборудованию определяются умножением производственной мощности оборудования по закачке газа на издержки в размере 8,6 долларов/1000 м³ закачиваемого газа.

Для вариантов с закачкой воды, эксплуатационные расходы по составляющим, таким как приобретение воды, ее подготовка, затраты на электроэнергию являются дополнительными для существующих эксплуатационных расходов.

Дополнительные эксплуатационные расходы, включая электроэнергию и воду по вариантам по заводнению, составляют в среднем 42 миллионов долларов в год.

Для расчета амортизационных отчислений применен метод расчета с шагом 5-лет. Норма амортизации 20% ежегодно.

Капитальные вложения, включая общеадминистративные расходы, попадают под начисление амортизации с момента ввода в эксплуатацию скважин, оборудования и объектов.

В соответствии с Соглашением между ТШО и Республикой Казахстан, РК выплачиваются следующие налоги: роялти; подоходные налоги; налог на проценты; налог на доход; прочие налоги. В добавлении к ним Республика Казахстан получит 100% денежного потока средств после окончания срока Соглашения о СП в 2032 г.

Ставка роялти принята равной 18%. Ставка поднимается до 25% при условии, когда накопленная норма прибыли компании Шеврон Тексако достигает 17%.

Ставка налога на доход принята в размере 15% при распределении дохода партнеров ТШО.

Ставка подоходного налога - 30%.

Налог на ссудный процент - 20%.

Кроме этого в расчетах учтены отчисления в социальные фонды РК в размере 36% от фонда зарплаты национальных кадров ТШО.

Базовая ставка налога на имущество равна 8 миллионам долларов на 2002 год с последующим ростом при введении в эксплуатацию фондов.

В основу расчета экономических показателей эффективности разработки заложены прогнозные долгосрочные цены на нефть сорта «бренд», полученные от компании «Пурвин и Герц», являющейся международной консалтинговой компанией. Принятые в прогнозе темпы инфляции равны 2% от текущих цен.

Экономические показатели проекта были рассчитаны на основе долговременных продаж газа на региональном рынке Кульсары.

Трубопровод КТК (Каспийский трубопроводный консорциум) является основным магистральным транспортом для перекачки нефти, что позволило определить долговременный прогноз тарифов трубопровода КТК.

Расчет удельной себестоимости нефти при существующем и рассчитанном вариантах компоновки скважины.

Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.

3.2 Расчет амортизации


Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации в статье «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования».

Сост = , (1)

Агод = , (2)

где Na - норма годовых амортизационных отчислений, %;

Сост - остаточная стоимость оборудования;

Сп - первоначальная стоимость оборудования;

Та - срок работы оборудования.

Годовые амортизационные отчисления:

Агод = , (3)

где Сск - стоимость станка-качалки;

Снкт - стоимость колонны НКТ;

Сшт - стоимость колонны штанг;

Сскв - стоимость скважины;

Na - норма амортизации соответствующего оборудования.

Остаточная стоимость скважины:

Сост =  тенге.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Стоимость двухступенчатой колонны штанг рассчитана исходя из стоимости 1т штанг - С, массы одного погонного метра - q и их длины - l:

Сшт = С1 l1 q1 + С2 l2 q2, (4)

Сшт1 = 84500 ∙ 316 ∙ 2,35 / 1000 + 91000 ∙ 574 ∙ 3,14 / 1000 = 226764,46 тг.

Стоимость колонны НКТ рассчитана исходя из стоимости 1т НКТ - С, массы одного погонного метра - q и глубины спуска насоса - L:

Снкт = С q L, (5)

Снкт1 = 91000 ∙ 4500 ∙ 9,5 / 1000 = 3 890 250 тенге.

Сск1 = 9100000 тенге.

Агод1=

тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки стоимость оборудования рассчитывается по тем же формулам:

Сшт2 = 58500 ∙ 216 ∙ 2,35 / 1000 + 67600 ∙ 474 ∙ 3,14 / 1000 = 130307,74 тенге.

Снкт2 = 65000 ∙ 4000 ∙ 9,5 / 1000 = 2 470 000 тенге.

Сск2 = 2730000 тенге.

Агод2 =  тг.

3.3 Расчет фонда оплаты труда


Изменение затрат по основной и заработной плате рассчитывают, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение ФЗП нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда. Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней зарплате, соответствующей категории работников.

Минимальная заработная плата в РК - 15515 тенге.

Тарифный коэффициент принят из тарифной сетки, учитывая, что ПТП работает повременной форме оплаты труда.

Коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату - 1,75 от основной.

Территориальный коэффициент, действующий в РК - 1,14

Районный коэффициент - 1,35.

ФОТ =Минимальная ЗП * Тарифный коэффициент * Количество месяцев* Районный коэффициент * Территориальный коэффициент * Коэффициент дополнительной ЗП * Численность ПТП

Для существующего варианта компоновки оборудования:

ФОТ1= 15515 ∙ 10,85 ∙ 12 ∙ 1,35 ∙ 1,14 ∙ 1,75 ∙ 6 = 14 727 768,3 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

ФОТ2 = 15515 ∙ 10,85 ∙ 12 ∙ 1,35 ∙ 1,14 ∙ 1,75 ∙ 4 = 9 818 512,2 тенге.

Отчисления от ФОТ

Представляют 21% от ФОТ.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 = 0,21 ∙14727768,3 = 4 565 608,17 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зотч2 = 0,21 ∙ 9818512,2 = 3 043 738,78 тенге.

Расчет энергетических затрат

Энергетические затраты рассчитываются по формуле:

Зэл = Q ∙ Эуд ∙ Цэ, (6)

где Q - количество нефти в тоннах;

Эуд - удельный расход электроэнергии, приходящийся на подъем 1т нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки оборудованием, кВт∙ч;

Цэ - цена одного кВт ∙ч

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зэл1 = 1,6 ∙ 70 ∙ 5,2 = 582,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зэл2 = 1,6 ∙ 45 ∙ 5,2 = 374,4 тенге.

Затраты на подготовку и перекачку нефти будут одинаковы как для рассчитанного так и для существующего варианта компоновки оборудования:

Зпп = Q ∙ (Цпод + Цпер), (7)

где (Цпод + Цпер) - сумма цен подготовки и перекачки 1т нефти.

Зпп = 1,6 ∙ (520 + 455) = 1 560 тенге.

Затраты на ППД для расчетного варианта аналогичны существующему:

Зппд = Qв ∙ Цз ∙ Энв (8)

где Qв - объем закачиваемой воды, т/сут

Цз - цена закачки 1 м3 воды, тг

Энв - норма расхода электроэнергии на закачку 1 м3 воды 23 кВт/ч

Зппд = 4,8 ∙ 25 ∙ 23 = 2 760 тенге.

Прочие отчисления

Составляют 25% от ФОТ

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 = 0,25 ∙ 14727768,3 = 3 681 942,075 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зотч2 = 0,25 ∙ 9818512,2 = 2 454 628,05 тенге.

Затраты на ремонт оборудования рассчитываются по формуле:

Зрем = , (9)

где КВ - капитальные вложения (ОПФ);

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 =  тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зрем2 =  тенге.

Общие цеховые затраты определяются как 0,2 от суммы всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зцех1 = (6 973 849,57 + 14 727 768,3 + 4 565 608,17 + 582,4 + 1 560 + 2 760 + + 3 681 942,075 + 1 618 246,188) ∙ 0,2 = 6 313 966,7 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зцех2 = (6 111 709,25 + 9 818 512,2 + 3 043 738,78 + 374,4 + 1 560 + 276 + + 2 454 628,05 + 1 535 387,677) ∙ 0,2 = 4 593 237,22 тенге.

Общие годовые затраты определяются как сумма всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Згод1 = 6 973 849,57 + 14 727 768,3 + 4 565 608,17 + 582,4 + 1 560 + 2 760 + + 3 681 942,075 +1 618 246,188 + 6 258 292,7 = 37 828 125,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Згод2 = 6 111 709,25 + 9 818 512,2 + 3 043 738,78 + 374,4 + 1 560 + 276 + + 2 454 628,05 +1 535 387,677 + 4 555 629,0 = 27 521 815,4 тенге.

Удельная себестоимость 1 т нефти определяется как отношение эксплуатационных годовых затрат к годовому объему добычи.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

С1 =  тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

С2 =  тенге.

Годовой экономический эффект от применения рассчитанного варианта компоновки оборудования, обеспечивающего экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

Э = (С1 - С2) ∙ Q2 (10)

где С1 - себестоимость нефти до внедрения нового оборудования;

С2 и Q2 - себестоимость и объем добычи нефти после внедрения оборудования;

Э = (5217,4 - 3796,1) ∙ 7250 = 10 304 334 тенге.

Таблица 13. Основные технико-экономические показатели до и после промывки скважины

Показатели

До промывки скважины

После промывки скважины

Объем добычи по скважине, т/сут

1,6

2,2

Амортизационные отчисления, тг.

6 973 849,57

6 111 709,25

Фонд оплаты труда (ФОТ), тг.

14 727 768,3

9 818 512,2

Энергетические затраты, тг.

582,4

374,4

Затраты на подготовку и перекачку нефти, тг.

1 560

1 560

Затраты на ППД, тг.

276

276

Прочие отчисления, тг.

3 681 942,075

2 454 628,05

Затраты на ремонт оборудования, тг.

1 618 246,188

1 535 387,677

Общие цеховые затраты, тг.

6 313 966,7

4 593 237,22

Общие годовые затраты, тг.

37 828 125,4

27 521 815,4

Удельная себестоимость 1 т. нефти, тг.

5 217,4

3 796,4

Годовой экономический эффект, тыс. тг.

10 304,3



Заключение

 

Месторождение Тенгиз Республики Казахстан имеет исключительно сложное геолого-физическое строение. Тем не менее, результаты опытно-промышленной эксплуатации месторождения позволяют наметить в настоящее время пути наиболее эффективного освоения этого одного из крупнейших месторождений мира.

Средний дебит нефти по одной скважине колеблется от 372 до 750,9 т/сут. Все скважины дают продукцию чистой нефти. Основным способом эксплуатации является фонтанный.

Список использованной литературы


1. Иванова М.М. и другие Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М., Недра, 1985 г.;

2. Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз. СП «ТШО», 1996 г.;

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 1985 г.;

4. Отчет о работе СП «ТШО» за 2001 год;

5. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983 г.;

6. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М., Недра 1989 г.;

7. Середа Н.Г. Спутник нефтяника и газовика. М., Недра, 1986 г.

8. Тайкулакова Г.С. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. КазНТУ им. К.И. Сатпаева, 2000 г.;

9. Бренц А.Д. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1984 г.;

10.Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности. М., Недра, 1980 г.;

11.Брылов С.А. и другие Охрана окружающей среды. Высшая школа 1986 г.

Похожие работы на - Разработка месторождения

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!