Геологическая разведка месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения Тенгиз

1.3 Геофизические исследования скважин. Сервисная компания Шлюмберже

1.4 Транспортирование нефти Тенгиз

Введение

Тенгиз - одно из самых крупных месторождений не только в Казахстане, но и в мире. Месторождение Тенгиз расположено в Западном Казахстане на северо-восточном побережье Каспийского моря и является самым глубоким, сверхгигантским нефтяным месторождением.

Оператором является компания «Тенгизшевройл» (50% акций «Шеврон», 25% акций «ЭксонМобил», 20% акций «КазМунайГаз», 5% акций «Лукарко»). Месторождение ~ 20 км/21 км. Высота нефтяной колонки --1,6 км. Это очень мощный проект на западном Казахстане. Летом этого года президентом нашей страны Н.А. Назарбаевым был открыт Завод Второго Поколения, так называемый ЗВП, по закачке газа. Именно этот завод с этого момента должен стать новым этапом для Тенгиза. Что на сегодняшний день очень важно для экономики нашей страны.

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 на режиме растворенного газа и перевести затем залежь 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.

Месторождение отличается исключительно сложным геолого-физическим строением.

При выполнении настоящей работы широко использовались результаты исследований TIIIO, которые были переданы институту Гипровостокнефть. Эти материалы оказали очень большую помощь при создании настоящей технологической схемы разработки месторождения Тенгиз.

Основное оборудование ЗСГ. Газотурбинные Генераторы (ГТГ): 2 х GE Frame 9 - мощностью 110МВт, камеры сжигания с пониженным значением NOx.

Генераторы-Утилизаторы Пара: мощностью 450 тон/в час при давление пара в 1100 psi (фунтов на дюйм2 (75 бар)) - самые большие ГУП в мире с дополнительным сжиганием газа.

ГТГ/ГУП могут функционировать независимо друг от друга и восполнять недостаток базовой нагрузки в электрической сети ТШО, уменьшая при этом выброс газов создающих парниковый эффект

Высотная факельная установка: 175-метровая факельная установка.

восходящими трубами размером 42”каждая, которые удлиняют факельную установку до 185 метров в высоту (для низкого давления, высокого давления - фаза 1, высокого давления - фаза 2, для резервного низкого давления) и съемными оцинкованными акустическими оголовниками для звуковых скоростей газа.

Строительные площадки внешних заводских объектов Г1ВП: Общая площадь внешних заводских объектов превышает площадь Г1ВП. Строительные площадки внешних заводских объектов занимают площадь свыше 25 квадратных километров.

РП СУГ: 3 сосуда для пропана высотой 64 м и диаметром 7.8 м, вместимостью 840 тон каждый.

Участок хранения сырой нефти: Самый большой резервуар составляет 60 м в диаметре, с плавающей крышей, вместимостью 44,000 кубических метров На участке ПВП находится самая большая в мире Газовая установка/УПС с одной производственной линией:

Добыча сырой нефти: 11.2 млн. тн в год (245,000 баррелей вдень).

Попутный газ на УПС: 10,7 млн. м3 в сутки (попут. газ - 7.4 млн. тн/год) Попутный газ на ЗСГ: 6,8 млн. м3 в сутки (попут. газ. 3.8 млн. тн/год) Производительность УПС: 2400 тн серы/день.

Нагнетательный компрессор на ЗСГ: Компрессор с самым высоким, для своего размера, проектным давлением (680 бар) в мире, способен закачивать до 6,8 млн. м3 газа в сутки.

Способы и режимы бурения скважин на месторождении Тенгиз выбираются исходя из геологических условий, проектной глубины, ожидаемых пластовых давлений, зон возможных осложнений, а также опыта бурения оценочных и эксплуатационных скважин на данном месторождении с целью достижения проектных скоростей бурения.

Технические средства и технология бурения скважин должны обеспечивать экономичную проводку скважин и отражаются в рабочем проекте на строительство скважин.

В настоящее время СП «ТШО» располагает буровым оборудованием, позволяющем заканчивать строительством до 8 новых скважин в год с ожидаемой продолжительностью бурения одной скважины на глубину 5500 м - 150 дней.

1. Общая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Тенгизское месторождение расположено в Жылыойском районе Агырауской области Республики Казахстан.

В географическом отношении месторождение находится в юго-восточной части Прикаспийского бассейна, одного из наиболее нефтеносных бассейнов на территории бывшего Советского Союза. Основная часть запасов, разведанных в этом районе, приурочена к подсолевой части палеозойского разреза по периферии бассейна. Кроме Тенгиза здесь находятся несколько других нефтяных, газовых и конденсатных месторождений, которые также приурочены к подсолевой толще. К ним относятся Карачаганак и Оренбургское месторождения на севере, Кенкияк и Жанажол на северо-западе, Астраханское месторождение на западе и недавно открытое месторождение Кашаган, расположенное непосредственно на северо-восточном шельфе Каспийского моря. Тенгизское месторождение является частью огромного кольцеобразного комплекса карбонатных построек диаметром 500 км, в который входят Королевское месторождение, месторождения Каратон, Тажигали, Пустынная и Кашаган.

В орографическом отношении территория, на которой расположено Тенгизское месторождение, представляет собой полупустынную равнину с незначительным наклоном в сторону Каспийского моря. Прибрежная часть суши представляет собой выравненное бывшее дно Каспийского моря с рыхлым верхним слоем, состоящим из ракушечного детрита и песка. С востока к месторождению подступают пески Каракума.

Абсолютные отметки рельефа в среднем составляют минус 25 м.

Растительность бедная, солончаковая, характерная для полупустынь: распространены кустарники высотой до 0,5 м; верблюжья колючка и полынь, местами растёт камыш. Скудность растительного мира сказывается на бедности животного мира, представленного, в основном, колониями грызунов.

Общие сведения о месторождении Тенгиз. Месторождение Тенгиз открыто в 1981г., когда из скважины № 1 был получен фонтан нефти. Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена институтом Гипровостокнефть в 1986г. и утверждена ЦКР Миннефтепрома СССР (Протокол ЦКР № 1226 от 28.11.86г.). Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Тенгиз выполнена в соответствии с договором и техническим заданием с Партнерством с Ограниченной Ответственностью "Тенгизшевройл" (ТШО). При выполнении работы руководствовались "Едиными Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Республики Казахстан" и "Регламентом составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, 1986г."

В технологической схеме были приняты следующие основные показатели разработки месторождения: проектный уровень добычи - 30 млн.т в год с выходом на него в 1995 году или на седьмой год после ввода месторождения в разработку. Планировалась равномерная квадратная сетка скважин плотностью 1000x1000 м на второй стадии разбуривания. Общий фонд, намечаемый на весь срок разработки, - 374 скважины, в т.ч. 305 добывающих, 61 резервная и 8 скважин-дублеров. В 1990г. институтом Гипровостокнефть была сделана технико-экономическая оценка вариантов разработки месторождения Тенгиз при различных методах воздействия на пласт. В отличие от технологической схемы в ней использовались двух- трехмерные модели, позволяющие проводить более точные расчеты. Однако, принципиальные решения по осуществлению разработки не изменились.

В апреле 1991 года месторождение Тенгиз введено в опытнопромышленную эксплуатацию, а с 6 апреля 1993 года начата эксплуатация месторождения ПОО "Тенгизшевройл".

В 1999 году институт НИПИмунайгаз составил проект опытно¬промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз, согласно которому осуществляется разработка месторождения в настоящее время. В 2001 году этот же институт составил "Дополнение к проекту опытно-промышленной разработки месторождения Тенгиз", в котором предложена организация опытного участка по закачке газа в пласт.

В 90-е годы ТШО осуществило большой комплекс работ по изучению геолого-физического строения нефтяного месторождения, коллекторских свойств пластов, выполнены многочисленные исследования продуктивности добывающих скважин, поведение пластового давления в различных частях месторождения при проведении опытно-промышленной эксплуатации. Было осуществлено бурение группы оценочных скважин, которые прошли практически всю толщу нефтенасыщенных пород вплоть до девонских отложений. В результате ТШО была построена подробная компьютерная геолого-физическая модель месторождения, а затем, на ее базе, гидродинамическая трехмерная многофазная компьютерная модель.

Во второй половине 90-х годов институт НИПИмунайгаз в г.Актау выполнил ряд научно-исследовательских работ, посвященных различным аспектам разработки месторождения Тенгиз.

Речная система отсутствует.

Климат района резко континентальный: с холодной зимой (до -30° С) и жарким летом (до +45°С). Снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта. Глубина промерзания почвы - до 1,5-2 м.

Основное количество осадков выпадает в весенний и осенний периоды, среднегодовое количество их нередко превышает 200 мм. Для района характерны сильные ветры: зимой преимущественно восточного и северо- восточного направления, летом - западного и северо-западного. Зимой нередки снежные бураны, летом - суховеи и песчаные бури.

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения Тенгиз

Геологический обзор Тенгизского и Королевского месторождений. Тенгиз - самое глубокое в мире месторождение - супер-гигант. Площадь ~ 20 км (12 миль) на 21 км (13 миль)

Толщина нефтяной части залежи ~ 1.6 км (1 миля)

Примерное кол-во запасов нефти - 8 млрд баррелей Королевское - “младший брат” Тенгиза Примерное кол-во запасов нефти - 1 млрд баррелей

Резервуары состоят в основном из карбоната кальция Залегали на мелководье теплых тропических океанов.

Состоят из организмов с раковинами и другой защитной оболочкой, которые скапливались на океанском дне после своей смерти.

Некоторые мелкозернистые отложения осаждались прямо из морской воды.

Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную платформу, состоящую из карбонатных массивов ранне- среднекаменноугольного возраста, расположенных на общем девонском карбонатном основании.

В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований.

В тектоническом плане Тенгизское месторождение расположено в южной части Прикаспийской нефтегеологической провинции и приурочено к Тенгиз- Кашаганской сейсмогеологической области.

Зарождение и формирование Тенгиз-Кашаганской платформы генетически связано с тектоническими процессами, развивающимися в позднефранско - ранневизейское время в области современного Южно-Эмбинского прогиба. Накопление огромных толщ граувакк в этом прогибе сопровождалось устойчивым прогибанием эйфельско-раннефранского внешнего шельфа Восточно-Европейской платформы, который компенсировался седиментацией карбонатных комплексов, ставших основой Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы.

В окско-башкирское время ареал карбонатонакопления расширился в область Южно-Эмбинского поднятия, оставаясь стабильным в пределах древних платформ. Окончательно современный облик Тенгиз-Кашаганская платформа приобрела в раннепермское время, когда она была перекрыта аргиллитами и мощной толщей солей, ставшими надёжными флюидоупорами.

Структура палеозойских отложений месторождения Тенгиз достаточно полно описывается набором структурных карт по основным поверхностям и рассмотрена ниже.

Тенгизская карбонатная постройка, к которой приурочена залежь нефти, имеет трапецевидную форму: плоскую кровлю и крутые крылья. Её размеры 22x23км по изогипсе минус 5000м, этаж нефтеносности достигает 1400м.

Область распространения карбонатного резервуара ограничивается глубоководными глинистыми (глинисто-карбонатными) отложениями бассейна, не являющимися коллекторами и играющими роль надёжного латерального флюидоупора.

Роль покрышки для залежи нефти выполняет толща пород нижнепермского возраста, включающая глинисто-карбонатные отложения артинско- московского возраста и сульфатно-галогенные породы кунгурского яруса толщиной 465-1655м.

В 1998г. фирмой “Геко-Пракла” была проведена трёхмерная сейсмическая разведка на Тенгизском месторождении. Целью её являлось получение более совершенного изображения склоновых частей Тенгизской и Королевской платформ и уточнение характеристик коллектора для выработки в дальнейшем более совершенной системы разработки.

Комплексная интерпретация сейсмических данных специалистами компаний “Казсейсмошельф”, “Шеврон”, “Эксон-Мобил” и “Тенгизшевройл” позволила получить более чёткую стратиграфическую структуру Тенгизского массива, особенно в области террасных краёв, склоновых отложений и бассейновых участков.

По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин в составе карбонатного массива выделены три основные части: платформенная, бортовая (рим, марджин) и крыльевая (склон).

Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы: объекты I, II, III. Это было обусловлено следующими факторами:

- чрезвычайно большой эффективной мощностью;

- наличием туфов и карбонатно-глинистых вулканических отложений толщиной 40-50м, изолирующих башкирско-серпуховско-окскую часть коллектора в пределах платформы от нижневизейско-турнейской;

- резко различными свойствами в различных интервалах коллектора;

- различиями в проницаемости и пористости коллекторов в разных объектах.

Объект I включает отложения башкирско-серпуховско-окского возраста и как бы, облекает на склонах карбонатного массива нижневизейско-турнейский комплекс пород, выделенных в объект II. Объект III составляют девонские отложения.

В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую систему, чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и биогермных постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с коллекторами I и II объектов, разделенных в пределах платформы “вулкаником”. Об этом свидетельствует единый характер падения пластового давления в процессе разработки залежи в разных её частях: на платформе, на борту и на склонах, включая самую отдалённую погруженную северо-восточную часть месторождения в районе скважины Т-10, где нефть добывается из девонских отложений.

В результате сейсмостратиграфической интерпретации установлены рамки площадного распространения карбонатного коллектора, т.е. установлена ограничивающая линия, где карбонаты полностью замещаются на карбонатно-глинистый разрез, не являющийся коллектором. Граница области распространения коллектора I объекта залегает на глубинах 5000 - 5300м в восточной части структуры и 5200 - 5500м в западной.

Достаточно сложным является распределение толщин карбонатного коллектора. В пределах плоского свода суммарная толщина окско - башкирских отложений составляет в среднем 400-500 м. В северной и восточной части рима и склона толщина карбонатных образований I объекта резко возрастает до 650-800 м, главным образом за счёт фаций баундстоуна серпуховского возраста. Своеобразное увеличение толщины карбонатных отложений отмечается и по западной периферии поднятия за крутым склоном. Здесь откартирована целая серия вздутий, расположенных параллельно линии распространения карбонатного коллектора и связанных, возможно, не только с баундстоунами серпуховского возраста, но и с некоторым увеличением толщин башкирских отложений в обломочных фациях подножия.

Продуктивность I объекта в различных структурно-фациальных зонах месторождения подтверждена получением промышленных притоков из башкирских и серпуховских отложений в 53 скважинах, из окских - в 34 скважинах.

При опробовании серпуховских отложений дебиты скважин, расположенных в бортовой части (рим) и на склоне, изменялись от 407,7 м3/сут (Т-103) до 483 м3/сут (Т-45).

При пробной эксплуатации скважин, расположенных в зоне развития рифовых и биогермных построек, дебиты нефти из серпуховской части разреза составляли от 548 м /сут через штуцер 32 мм (Т-47) до 2872 м /сут через 30 мм штуцер (Т-1100).

Дебиты нефти, полученные при опробовании окских отложений в пределах платформы, изменялись от 381 м /сут (Т-123) до 507,5м /сут через 8мм штуцер (Т-115); в скважинах Т-31 и Т-8, находящихся в склоновой части, дебиты нефти составили 351 м /сут и 440,7 м /сут через 8мм штуцер.

Неполным стратиграфическим разделом I и II объекта является пачка переслаивающихся туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений, называемая “вулканик”, залегающая в кровле тульского горизонта. Эта пачка чётко прослеживается в центральной части структуры и имеет толщину 40-50м. В краевых частях Тенгизского массива толщина этой пачки уменьшается (Т-41, Т-44), а в нижней части склона увеличивается до 150-200м (Т-52, Т-53). Рассматриваемые отложения повсеместно представлены вулканомиктовыми алевроаргиллитами и алевролитами с прослоями вулканомиктовых алевропесчаников, которые формировались за счёт интенсивного размыва слаболитифицированных толщ вулканитов андезитового и андезито-дацитового состава.

Ниже “вулканика” залегают отложения нижнекаменноугольного (турнейско-ранневизийского) возраста, объединённые во II объект разработки.

Отложения II объекта вскрыты 32 скважинами как в платформенной части структуры, так и на склонах, при этом полностью пройдены в 15 скважинах, из которых Т-52 и Т-53 остаются за линией развития карбонатных коллекторов.

Отложения турнейского яруса толщиной 200-25 Ом характеризуются относительно однообразным составом. В целом отложения нижнего визе изучены только в платформенной части. Коллектор II объекта представлен био- литокластовыми пакстоунами с прослоями микросгустковых и водорослевых известняков, литокластовыми грейнстоунами, лито- биокластовыми и пеллоидными пакстоунами, реже вакстоунами с прослоями комковато- сгустковых известняков. В верхах разреза породы часто перекристаллизованы и доломитизированы, участками сильно окремнены. Породы слабопроницаемы.

Структурная карта по поверхности II нефтегеологического объекта имеет структуру, подобную первому объекту. По оконтуривающей изогипсе минус 5300 м, размеры составляют 24x21км. Однако в ней нет чётко выраженной полукольцевой цепочки поднятий в своде, т.е. рима. Плоский свод имеет отметку минус 4600м, а в северной и западной части отмечены отдельные поднятия с глубинами залегания нижневизейских отложений 4500 - 4400м. Максимальная амплитуда составляет 900м. На отметках 5200 - 5300м залегают преимущественно глинистые сейсмофации подножия, которые являются разделом между II и III объектами.

Распределение толщин во II объекте намного проще, чем для окско- башкирского комплекса. Наибольшая толщина отмечается в области плоского свода - 650-700 м, а к периферии толщина резервуара уменьшается до 300 - 200 и даже 100м.

Продуктивность объекта установлена по данным 14 скважин, в 4-х из которых он опробован раздельно, а в 10 скважинах совместно с I или III объектами. Работающие интервалы II объекта при совместном опробовании с другими объектами установлены по данным анализа PLT.

В пределах платформы опробовано 6 скважин (Т-6, Т-22, Т-24, Т-5050, Т- 6846, Т- 44), а в присклоновой и склоновой частях - 8 скважин (Т-41, Т-43, Т- 17, Т-463, Т-5056, Т-5857, Т-7252, Т-6337). Максимальные дебиты нефти во время отработки получены в скважинах, расположенных в присклоновых частях: Т-5857 - 1805 м3/сут, Т-5056 - 1380 м3/сут, Т-7252 - 676 м3/сут. В то же время в скважинах Т-41, Т-43, расположенных в аналогичных зонах, дебиты нефти, полученные на разведочном этапе при опробовании, составляют 45,6 м'/сут, 379 м /сут.

Наименее изученным является III объект разработки, в стратиграфическом плане приуроченный к позднефранско-фаменским отложениям верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский разрез,, вскрыт на разных участках месторождения. Породы представлены мелкозернистыми доломитизированными известняками, пелоидными и биокластовыми вакстоунами и пакстоунами с рассеянными брекчированными водорослевыми известняками. Пористость в целом низкая. Морфологические характеристики поверхности девонских отложений отличаются от верхних существенным расширением плоского свода (платформы) и уменьшением углов падения карбонатных отложений на флангах до 10 - 14°. Поднятие по III объекту оконтуривается изогипсой минус 5450 м и имеет форму почти правильной окружности с вырезанным северо-западным сектором и максимальную амплитуду 400-45Ом. Размеры по взаимно-перпендикулярным северо-западной и юго-восточной осям составляют 20x1 Зкм. Толщины III объекта рассматриваются при нижней границе, соответствующей оконтуривающей изогипсе и максимально возможному положению ВНК на отметке минус 5450м. Максимальная толщина III объекта до 450 - 500м отмечается в северной части платформы. Области повышенных значений толщин расположены полукольцом и соответствуют риму, чётко выраженному по окско-башкирскому комплексу. К югу толщины плавно уменьшаются до 100 и менее метров.

Продуктивность отложений девона доказана в 1987 г скважиной Т-10, в которой из интервала открытого ствола 5381 - 5413 м был получен приток нефти дебитом 496 м /сут через 8мм штуцер. С 1997 г эта скважина находится в эксплуатации с устойчивым дебитом 1500 м /сут. В ряде скважин, где девонские отложения опробованы совместно с I и II объектами, наличие промышленного притока из них подтверждено исследованиями PLT.

Самой нижней, достоверно установленной отметкой получения нефти, является отметка минус 5428,9м (подошва опробованного интервала в скважине Т-10). Данные длительной эксплуатации с высоким суточным дебитом свидетельствуют о том, что нефть на данном участке может залегать намного ниже этой отметки.

При испытании скважины Т-6846 открытым стволом, нижняя отметка получения нефти - минус 5461,8 м ( по данным PLT ). В скважине Т-47 при опробовании интервала (-5378-5459 м) получено 99% воды, в скважине Т-6337 при отборе проб вода получена с отметки минус 5400м.

При данной степени изученности можно однозначно сказать, что водо¬нефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно определить его положение невозможно.

Существует несколько гипотез, обосновывающих положение раздела нефть.

- вода:

- при недостаточной степени изученнности девонской толщи нельзя исключить вариант ее блокового строения, при котором возможны разные глубины залегания водонефтяного раздела для разных блоков;

- учитывая неоднородность и разные фильтрационно- ёмкостные свойства пород девонских отложений, возможно зонально разное положение раздела нефть-вода по всей площади месторождения;

- учитывая аномально высокое пластовое давление, которое является свидетельством упруго-замкнутой гидродинамической системы, которую представляет собой продуктивный резервуар Тенгиза, трудно ожидать существование как такового водо-нефтяного контакта.

На данном этапе геологической изученности девонской части разреза месторождения, принимая во внимание ограниченные данные опробования, нижняя граница нефтенасыщения принята условно на отметке минус 5450м за исключением районов скважин Т-47, Т-6337.

Положение зоны раздела нефть-вода будет уточнено после реализации разработанной программы доизучения девонской части продуктивной толщи.

1.3 Геофизические исследования скважин. Сервисная компания Шлюмберже

Шлюмберже - международная сервисная компания по предоставлению нефтепромысловых и информационных услуг. Это крупнейший в мире поставщик услуг, решений и технологий в области разведки и добычи нефти. Сотрудники Шлюмберже представляют более 140 национальностей, работающих более чем в 100 странах, в том числе и в Казахстане. На сегодняшний день сервисная компания Шлюмберже является одной из крупных поставщиков услуг и технологий для компании Тенгизшевройл.

Представляет все виды отраслевых технических решений: от разработки месторождения до эксплуатации внутрипромысловых систем, услуги по управлению проектами и предлагает технические решения по обустройству скважин, управления производством и проектами разработки месторождений. месторождение тенгиз нефть бурение

Выполняемые компанией Шлюмберже работы по бурению горизонтальных скважин, гидроразрывам, применению погружных центробежных электронасосов, планированию разработок месторождений широко используются международными компаниями.

База компании Шлюмберже выполняет ряд работ для Тенгизшевройл на Тенгизском и Королёвском месторождениях. Отделение ГИС (REW) компании Шлюмберже производит измерения физических свойств подземных структур; петрофизические, геологические и внутрискважинные сейсмические замеры; оценку цементирования и коррозии, каротаж на кабеле; испытания скважин и отбор пластовых проб; оценка параметров продуктивного пласта через обсадную колонну; промысловый каротаж и оперативный контроль за добычей, замеры давления.

Водоснабжение для хозяйственно-бытовых нужд населённых пунктов Жылыойского района, а также вахтового посёлка ТШО, осуществляется по трубопроводу из р.Волга через водоочистные сооружения п.Кульсары. Для производственных нужд ГПЗ водоснабжение осуществляется из водовода технической воды Астрахань - Мангышлак.

1.4 Транспортирование нефти Тенгиз

Ближайшие населённые пункты - пос. Каратон и Сарыкамыс, находящиеся соответственно в 35 км к северо-востоку и в 27 км к юго-востоку от Тенгизского месторождения. В 150 км расположен областной центр - г. Атырау.

Сообщение между этими пунктами и месторождением осуществляется по автомобильным дорогам, воздушным и железнодорожным транспортом.

Основной автодорогой республиканского значения является Доссор- Кульсары-Сарыкамыс-Прорва, к ней примыкают автодороги областного и местного значения.

В 110 км к северо-востоку от Тенгизского месторождения проходит железная дорога Макат-Бейнеу, ближайшая железнодорожная станция - Кульсары. По территории района проходит также участок одноколейной железнодорожной линии Аксарайская-Атырау-Кандагач; построена и эксплуатируется железная дорога Кульсары-Тенгизское месторождение.

Воздушный транспорт может обслуживаться в 3 неклассифицированных аэропортах местных воздушных линий: Кульсары, Каратон и Сарыкамыс. Кроме того, имеется посадочная площадка у вахтового посёлка ТШО.

Электроснабжение населённых пунктов Жылыойского района осуществляется от Атырауской ТЭЦ и Кульсаринской ТЭЦ. “Тенгизшевройл” оперирует газотурбинной станцией, от которой электроэнергия подаётся на производственные объекты.

Нефть Тенгизского месторождения поступает на газоперерабатывающий завод, который на 5-ти технологических линиях способен обеспечить добычу нефти от 12,7 млн.т. до 13,1 млн.т. в год. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями.

К 2010 году, при успешной реализации проекта закачки сырого газа (ЗСГ-1 и ЗСГ-2) предусматривается дальнейшее расширение завода и увеличение добычи нефти до уровня 30 млн. тонн.

Трубопроводные линии на территории района общей протяжённостью более 1500км имеют следующие направления:

- магистральный газопровод Средняя Азия-Центр;

- нефтепровод Тенгиз-Кульсары-Атырау-Новоросийск (КТК);

- нефтепровод Узень-Кульсары-Атырау-Самара;

- нефтепровод Каратон-Косчагыл-Кульсары-Орск.

Размещено на Allbest.ru