Газоконденсатное месторождение Жетыбай
Перспективная добыча нефти, газа и воды на многопластовом крупном нефтегазовом месторождении Жетыбай. Сетка размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, их количество и порядок ввода в эксплуатацию. Технологическая схема сбора нефти, газа и воды.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 29.04.2013 |
| Размер файла | 1,5 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
- 1. Общая часть
- 1) Перспективная добыча нефти, газа и воды по годам
- 2) Сетка размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, их количество и порядок ввода в эксплуатацию
- 3) Изменение устьевого давления фонтанных скважин по годам
- 4) Состав пластовой нефти (плотность, вязкость, содержание смол, парафинов, асфальтенов, сероводорода и углекислого газа)
- 5) Газосодержание нефти, состав попутных газов
- 6) Физико-химические характеристики пластовых вод (состав, плотность, щелочность, кислотность, коррозионная активность)
- 7) Структурная карта с контурами нефтеносности, газоносности, расположения скважин
- 8) Климатические и метеорологические условия района
- 9) Источники воды, электроэнергии, наличие железнодорожных и шоссейных дорог
- 10) Топографическая карта и система сбора и подготовки нефти и газа (схематическое расположение сепараторов, дросселей, хранилищ, компрессорных станций и т.д.)
- 2. Выбор и описание технологической схемы сбора нефти, газа и воды
- 3. Транспортирование скважинной продукции
- 4. Сепарация нефти от газа
- 5. Подготовка нефти и газа
- 6. Водоснабжение и канализация
- Заключение
- Литература
1. Общая часть
1) Перспективная добыча нефти, газа и воды по годам
Месторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова Мангышлак и по административному подчинению входит в часть Каракиякского района Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшие к месторождению населенными пунктами являются поселок Жетыбай (1 км), районный центр Курык (60 км), город Новый Узень (70 км), город Актау 80 км.
В орфографическом отношении район представляет собой слабобезхолменное обширное плато, плато погружается в юго-западном направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 до 170 метров.
Коллекторы поровые с открытой пористостью от 16% до 22%, проницаемостью от 0,06 до 0,239 мкм2.
Нефтенасыщенная толщина коллекторов находится в пределах 1,3-21,2 м, газонасыщенная от 2 до 14,4 м.
Пористость пород-коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтов к нижним. Самое высокое среднее значение открытой пористости определенное по результатам анализов кернов для коллекторов I горизонта (0,218); самое низкое (0,173-0,175) для XII и XIII горизонтов.
Проницаемость изменяется от 0,001 мкм2 до несколько десятых долей мкм2. В среднем значение параметра для большинства горизонтов не превышает 0,1 мкм2 изменяется без какой-либо закономерности. Нижний предел проницаемости для нефтеносных пластов-коллекторов - 0,003 мкм2, для газовых - 0,001 мкм2.
Остаточная нефтенасыщеность в газоносных пластах изменяется от 0,06 до 0,10. На этом основании газонасыщенность принята с поправкой на указанную величину.
газоконденсатное месторождение нефть жетыбай
За время после утверждения запасов на месторождении была открыта еще одна нефтяная залежь, связанная с верхней пачкой IV горизонта.
В целом по месторождению в пределах рассматриваемых горизонтов (IV-XIII), балансовые запасы нефти увеличились на 9,2% (30 млн. т). Однако следует отметить, что в это число входят запасы нефти залежи IV горизонта (19,3 млн. т). Таким образом по существу разница состоит 10,7 млн. т или 3,3 %.
Сравнительно наиболее благоприятными условиями обладают залежи подгоризонтов Vа и Vб, по которым большая часть запасов нефти связана с нефтяной зоной.
Залежь подгоризонта Vв единственная, в которой запасы нефти сосредоточены во всех возможных для нефтегазовых залежей зонах - газонефтяной и водонефтяной, причем в последнем заключена почти половина всех запасов.
В 1992 году по результатам пробуренных к этому времени 1250 скважин институтом КазНИПИнефть были выполнены работы по изучению и уточнению геологической характеристики продуктивных залежей. Согласно этим исследованиям уточненные величины начальных балансовых запасов нефти составили 333,15 млн. т, что на 33,4 млн. т (9%) меньше принятых в проекте. Добыча нефти из месторождения ведется НГДУ "Жетыбайнефть" производственного объединения "ММГ". Эксплуатационное бурение проводится Жетыбайским управлением буровых работ.
Дебиты нефтяных скважин по горизонтам монотонно снижаются и в целом по месторождения за 5 лет (1990-1995 года) снизились с 7,4 до 3,6 тонн/сутки, то есть в 2 раза. Дебиты жидкости уменьшились также в 2 раза (с 16,5 до 8,7 тонн/сутки). Надо отметить, что существующие уровни отбора жидкости из скважин ниже возможностей работы пласта. Снижение дебитов связано в основном со снижением продуктивности скважин и несоблюдением техники и технологии добычи нефти.
По состоянию на 1.1.96 год из месторождения отобрано 55,146 млн. т. нефти и 93,937 млн. т. жидкости. Текущая обводненность - 58,2%. Отобрано от утвержденных извлекаемых запасов нефти месторождения 38,6%, достигнутая нефтеотдача - 15,1%, закачано в пласт воды - 139,7 млн. м3.
В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабатываются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компонентов - газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического производства. Нередко конденсат является основным целевым сырьем. Поэтому режимы разработки газоконденсатных месторождений следует оценивать как способы добычи и газа, и - особенно - конденсата.
Нефтедобывающая компания ОАО "Мангистаумунайгаз" (ММГ) в I полугодии 2005 года добыла по ПУ "Жетыбаймунайгаз" - 4 тыс. 450 тонн нефти (3 тыс. 717 тонн соответственно). С начала года на скважинах произведено соответственно 281 и 2473 капитальных и подземных ремонтов, из бездействия выведена 61 скважина, на 91 произведен гидроразрыв пласта. С начала года успешно ведется бурение новых скважин. За I полугодие 2005 года было пробурено 22 тыс. 489 метров проходки, в эксплуатацию введено 20 (10 соответственно) новых нефтяных скважин.
Сегодня добычей нефти и газа на месторождении занимается "КазМунайГаз". Объем добычи нефти и газоконденсата по месторождению Жетыбай найти не удалось, но по группе компаний за январь-сентябрь 2007 года добыто 12 404 тыс. тонн, что на 0,45% выше аналогичного показателя за соответствующий период 2006 года. В 2007 году предусматривается добыча нефти и газоконденсата в объеме 17 162 тыс. тонн.
Объем транспортировки нефти по системе магистральных нефтепроводов АО "КазТрансОйл" за январь-сентябрь 2007 года составил 33 916 тыс. тонн, что на 5,94% выше аналогичного показателя за соответствующий период 2006 года. В 2007 году предусматривается транспортировка нефти в объеме 43 325 тыс. тонн.
Объем транспортировки газа по магистральным газопроводам АО "Интергаз Центральная Азия" за январь-сентябрь 2007 года составил 84,987 млрд. м3. На 2007 год планируется транспортировка газа в объеме 124,8 млрд. м3.
2) Сетка размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, их количество и порядок ввода в эксплуатацию
Многопластовое крупное нефтегазовое месторожденье Жетыбай было открыто в 1961 году. В промышленную эксплуатацию месторожденье вступило в 1969 году, в соответствии с технологической схемой разработки ВНИИ для IV объекта, включающего XI, XII, XIII горизонты; базисный горизонт объекта - XII и горизонт XIII рекомендовалось разбуривать по равномерной сетке 600х600 м при трех рядном размещении скважин в блоках шириной 2,4 км.
В 1972 году составлена технологическая схема разработки III объекта (IXб, X горизонты), согласно которой залежи разбуриваются по равномерной сетке 600х600.
В 1974 году ВНИИ составлена технологическая схема разработки нефтегазовых залежей V, VI, VIII горизонтов, предусматривающая внутриконтурное нагнетание воды, как и нефтяные, так и в газонефтяные зоны залежей.
В связи с тем, что все проектные документы и решения были утверждены ЦКР Миннефтепрома в разное время и касаются отдельных объектов эксплуатации месторожденья, 1976 г ВНИИ совместно с КазНИПИнефть по заданию Миннефтепрома составлен комплексный проект разработки месторожденья Жетыбай.
За время, прошедшее после утверждения объекта, выявился ряд дефектов, осложняющих разведку залежей и эксплуатацию скважин. Кроме того, в результате эксплуатационного разбуривания месторождения изменилось представление о характере насыщения пластов флюидами отдельных залежей. Все это побудило постановку вопроса о пере составлении проектного документа. Проект был составлен КазНИПИнефть в 1980 году.
Упомянутые работы были выполнены и в 1982 году институтом КазНИПИнефть составлен "Уточненный проект разведки месторождения Жетыбай", согласно которому каждый продуктивный горизонт выделен в качестве объекта разведки (II объектов). Всего для выделенных объектов рассмотрено пять вариантов разведки месторождения в целом.
Уточненный проект разведки месторождения Жетыбай предусматривал введение всего 2279 скважин, в том числе для бурения - 1519. Этот вариант обеспечивал стабильную добычу в течение 18 лет и извлечение утвержденных запасов нефти и газа.
В последние годы особенно усиливается отрицательное влияние технической необеспеченности НГДУ, что отражается прежде всего на состоянии фонда скважин. Коэффициент использования добывающего фонда в 1995 году составил 0,65 при колебаниях по объектам 0,58 (XII) - 0,79 (VI), нагнетательного - 0,71 (0.68-0.79). Коэффициент эксплуатации скважин добывающего фонда в 1995 году составил 0,84 при колебаниях 0,76 (X) - 0,78 (V), нагнетательного - 0,85 (0,84-0,95).
По основным объектам месторождения фактическая плотность сетки скважин в разбуренной части залежи соответствует проектной величине и изменяется от 15 (VIII) до 20 га (IX) на скважину.
На нефтяных скважинах предусмотрено размещение устьевого оборудования, узел для закачки химических реагентов, узел запуска скребка. Устьевое оборудование рассчитано на давление 21,1 МПа. Обустройство устьев скважин включает установку фонтанной и обвязочных трубопроводов, клапана-отсекателя перед выкидной линией.
Все нефтесборные коллекторы контрактной территории соединены в единую систему, что позволяет обеспечить циркуляцию газожидкостной смеси, без осложнений производить профилактические работы, а при порывах осевых коллекторов - переходить на другие нефтесборные сети без остановок.
В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным.
Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем.
3) Изменение устьевого давления фонтанных скважин по годам
Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов.
При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном контроле и регулировании процесса.
При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон.
Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций промывок, освоения, обработок и т.д.
Наиболее распространена на месторождениях арматура типа 1АНЛ-60-200. Арматура состоит из колонного фланца, устанавливаемого на обсадную колонну, крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством, катушки, на которой подвешиваются НКТ, тройника для подачи нагнетаемой жидкости в скважину.
Энергетический режим работы продуктивных залежей месторождения Жетыбай в естественных условиях является смешанным. Гидродинамическая связь продуктивных залежей с законтурной областью проявляется достаточно слабо, за исключением XIII горизонта, имеющего обширную водяную область. Поэтому для обеспечения промышленных темпов отбора по всем горизонтам месторождения, кроме XIII горизонта, была запроектирована внутриконтурная система заводнения. Ниже дается краткая характеристика энергетического состояния продуктивного горизонта.
Vаб горизонт. Пластовое давление в зонах по объекту снизилось значительно по отдельным замерам (3-5 скважин) фиксируется до 16,5-16,9 МПа на 1983 - 1984 года при начальном - 19,1 МПа. После активного разбуривания и внедрения системы ППД с 1986 - 1987 годов происходит интенсивное увеличение пластового давления, которое достигло начального значения в 1990 году. Текущее Рпл составляет 19,9 МПа, что выше начального на 0,8 МПа.
Надо отметить, что Vаб горизонт является одним из объектов (кроме Vв + VI), на которых впервые начали применяться регулярная площадная система заводнения по девяти точечной схеме. Внедрение этой системы ППД с начала реализации проекта позволило обеспечить достаточно высокие темпы отбора, а также восстановить пластовое давление до начального уровня и выше.
Забойные давления по горизонту за последние годы (1990 - 1994 года) колеблется на уровне 12,6 - 13,3 МПа, что соответствует проектным величинам. Проектный уровень забойного давления в среднем 12 МПа (текущее Р нас). Начальное давление насыщения - 14,6 МПа. В энергетическом плане горизонт разрабатывается в соответствии с проектом. Для обеспечения проектных сборов прежде всего требуется работа по улучшению состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин.
В настоящее время с применением внутриконтурного заводнения разрабатываются шесть объектов эксплуатации - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII горизонты. По указанным шести горизонтам обеспечивается 93 % текущей добычи нефти месторождения.
Текущий уровень годовой закачки воды - 7,31 млн. м3. Средняя приемистость скважин - 105 м3/сутки при колебаниях по горизонтам от 81 (IX) до 131 Vаб) м3/сутки. Накопленная компенсация отбора закачкой - 110 %, текущая за 1994 год - 364 %. Текущее пластовое давление по горизонтам составляет 19,8 (Vв+VI) - 23,9 (XIII) МПа.
Таким образом, пластовое давление по всем объектам поддерживается на уровне проектных, в том числе по залежам Vаб, Vв+VI горизонтов текущее пластовое давление на уровне и выше начального. По остальным горизонтам текущее пластовое давление ниже на 0,8 (VIII) - 1,7 (X), VIIIа (3-7 % от начального). При этом динамика пластового давления по Vаб горизонту носит растущий характер, по всем остальным - стабилизировалось за весь послепроектный период на одном уровне.
Забойные давления в добывающих скважинах в течение последних 10 лет на уровне проектных по V, XII горизонтам. По XIII горизонту забойное давление выше проектного на 2,7-5,3 МПа, по другим горизонтам (VIII-X) ниже проектных на 1,0-4,0 МПа. С моментом снижение текущего давления насыщения по этим горизонтам на 2,4-5,0 МПа и составляющего 12,4-18,0 МПа (против принятых в проекте 14,8-20,0 МПа) отличие между фактическими и проектными забойными давлениями по VIII-X горизонтам приближается к проектному. С учетом текущего давления насыщения рекомендуемые уровни забойного давления по горизонту составляет: Vаб - 10,8 - 12,4; Vв, VIаб - 11,1-13,9.
4) Состав пластовой нефти (плотность, вязкость, содержание смол, парафинов, асфальтенов, сероводорода и углекислого газа)
Изучение физических свойств пластовых нефтей было начато с 1968 года. Основной объем исследования был выполнен в наиболее благоприятный для этого период опытной эксплуатации. Следует отметить, что большая часть исследований приходится на 12 горизонт. На каждой из других горизонтов находится значительно меньше экспериментального материала, а наиболее нуждающийся в дополнительном изучении физико-химических свойств насыщающих пластовых жидкостей и газов V, VI, XI горизонтов.
Физико-химическая природа нефти целиком определяется ее химическим или кристаллохимическим строением.
В направлении от верхних горизонтов к нижним происходит увеличение давления насыщения, температуры, газонасыщенности (от 85 до 161 м3/т), объемного коэффициента (от 1,25 до 1,41) и уменьшение таких параметров, как плотность нефти (от 0,77 до 0,7 г/см3), вязкости (от 3,04 до 1 спз).
Одной из особенностей проявившиеся при сопоставлении результатов исследования, глубинных проб нефтей различных горизонтов является относительно постоянная величина превышения давления насыщения на ГНК над его значением в зоне ВНК. Для всех горизонтов независимо от этажа нефтеносности, а она составляет 50-60 км/см2.
Нефти рассматриваемого комплекса продуктивных отложений можно условно подразделить на 2 группы. К первой можно отнести IV - VI горизонтов с относительно повышенными значениями вязкости (динамическая вязкость при 50*С - 25-30 спз), плотности (0,86-0,87 г/см3) и большим содержанием асфальтено-смолистых компонентов (15-17%).
Ко второй группе относятся нефти VIII-XIII горизонтов с более благоприятной фильтрационной характеристикой. Плотность определяется от 0,833 до 0,850 г/см3, вязкость при 500С от 8 до 12 СПЗ, содержание асфальтно-смолистых веществ не превышает 8-9 %.
Особенности всех рассмотренных нефтей является большое содержание высокомолекулярных парафиновых углеводородов (18-25%), обуславливающих застывание нефти при температурах +28, +34*С. Начало выпадения парафина зафиксировано при температурах в диапазоне 37-48*С. Содержание серы невелико, в среднем 0,2%.
По анализам глубинных проб попутный газ нефтей V-XII горизонтов имеет удельный вес 1,058-1,175 г/л, содержание метана 62-67%, углекислый газ 0-1,2%, азота 4,04-10,85%.
Нефти всех горизонтов месторождения Жетыбай близки по своим физико-химическим свойствам и относятся по всему типу к легким, малосернистым с высоким содержанием парафинов и смол.
Отличается закономерный характер изменения физико-химических свойств нефти направленный в сторону утяжеления нефтей вверх по разрезу с одновременным увеличением их вязкости и уменьшения газосодержания. В составе нефти вверх по разрезу увеличивается содержание смол, парафинов и кокса.
Позднее по месторождению Жетыбай выполнено обобщение накопленного материала по исследованию нефтей. В 1991 году были получены свойства нефти и свойств газа по горизонтам, рассчитаны компонентные составы пластовой нефти и газовые факторы по ступеням операции. Сравнение их с первоначальной характеристикой нефти свидетельствовало об изменении свойств нефти по основным нарабатываемым горизонтам, которое появилось в снижении давления, насыщения и газосодержания, увеличении плотности и вязкости. Это объясняется несколькими причинами. Во-первых, частичным загазированием нефти в периоде разработки месторождения на естественном режиме с запаздыванием ввода системы ППД. После активизации закачки воды и прогрессирующего обводнения начали проявлять себя другие процессы, обусловившие изменение свойств пластовых флюидов. Так, при контакте нефти с закачиваемой водой происходит процесс растворения легких компонентов нефти в воде и окисление нефти внесенным в пласт с закачиваемой водой кислородом. Все это приводит к утяжелению нефти и снижению газонасыщенности.
Для контроля за свойствами пластовых нефтей предполагался отбор и исследование глубинных проб нефти 8-10 скважин ежегодно, но за последние три года ЦНИПРа отбор глубинных проб нефти не производится по ряду причин. Первая причина обусловлена прогрессирующим обводнением скважин, а для отбора кондиционных глубинных проб обводнение не должно превышать 20%. Вторая причина связана с интенсивным отложением асфальто-смолистых веществ и парафинов в стволе скважины и отсутствием прохода для глубинных пробоотборников. На таких скважинах требуется большая работа по подготовке их к исследованию, а она не проводится чаще всего из-за отсутствия технических и людских резервов.
Известно, что исследования дегазированных проб дают представления о происходящих изменениях свойств нефти. В частности, по ним можно судить о процессе окисления нефти, проявляющемся в увеличении содержания асфальтно-смолистых веществ и ухудшения вязкостно-плотностной характеристики, что в свою очередь окажет влияние на фильтрационные свойства нефти. Поэтому недостаток информации о свойствах пластовых нефтей старались компенсировать значительным объемом исследовании проб дегазированных нефтей, для чего были обобщенны результаты исследований, полученные за три года. Анализ этих данных показывает, что по многим скважинам параметры дегазированной нефти укладываются в диапазоны их изменения в пределах горизонта, принятые в процессе разработки, но есть скважины с явно ухудшенными свойствами. К ним относятся: скважины 2352 и 2367 VI горизонта, 1002, 1127, 1318 - VIII горизонта, 2523, 2556, 2637, - IX горизонта, 813 - X горизонта.
Значения вязкости по этим скважинам значительно превышают средние по горизонтам, что указывает на то, что в районе этих скважин следует ожидать ухудшенные фильтрационные свойства нефти.
Свойства нефти по разрезу месторождения Жетыбай неоднородны, а такой параметр как содержание асфальто-смолистых веществ меняется в пределах месторождения более, чем в два раза.
5) Газосодержание нефти, состав попутных газов
Одним из основных параметров, определяющих физико-химические показатели пластовой нефти является газосодержание. Газосодержание - это максимальное содержание газа, которое выделяется из пластовой нефти при однократном разгазировании при изменении термобарических условий от пластовых до стандартных (t=20*С, 0,101325 МПа). Разгазирование пластовой нефти путем последовательного снижения давления насыщения и периодического отвода газа из пластовой системы (дифференциальное разгазирование) приводит к неполному выделению газа из нефти. Газосодержание при этом получается больше, чем при однократном разгазировании. Это связано с те, что в первую очередь из нефти выделяются более легкие углеводородные компоненты, а растворимость оставшегося более жирного газа и нефти соответственно увеличивается. Таким образом, характер разгазирования и объем выделяющегося при этом газа определяются химическим составом пластовой системы и условиями разгазирования. Количество газа, выделяющегося из пластовой нефти при ступенчатой сепарации, как правило, 10-15% ниже, чем при однократном разгазировании.
Были рассчитаны рабочие газовые факторы. В расчетах учтены число ступеней сепарации и термобарические условия на них, соответствующие фактическим на месторождении Жетыбай.
Растворенный газ содержит: метан - 44%, этан - 16,6%, пропан - 20,4%, изобутан - 3,9%, н-бутан - 7,9%, пентан - 5,9%, азот - 1,1%.
6) Физико-химические характеристики пластовых вод (состав, плотность, щелочность, кислотность, коррозионная активность)
Многие месторождения нижнего этажа нефтегазоносности приурочены к тектоническим нарушениям и сопровождаются различными аномалиями в динамике и химизме пластовых флюидов. Рассмотрение гидрогеологических показателей (гидрохимической инверсии, наличие водорастворенного углекислого газа, йода и аммония), которые могут указывать на новейшую тектоническую активность разломов и позволяют косвенно оценить нефтегазоносность разреза.
Приразломные зоны зачастую характеризуются снижением солености пластовых вод глубоких горизонтов в плане и в разрезе. Последнее известно как гидрохимическая инверсия, причиной которой являются глубинные воды; при этом опреснение часто сопровождается изменением химического и микрокомпонентного состава. Инверсия установлена в триасовых и палеозойских флюидах на месторождениях и некоторых площадях Жетыбай-Узеньской ступени поднятий. Высокая контрастность опреснения (в 5 раз и более) относительно юрских рассолов установлена в основном на продуктивных площадях, в связи с чем такая гидрохимическая инверсия (контрастные гидрохимические аномалии по минерализации) может быть поисковым критерием на Южном Мангышлаке, как и в других НГБ.
Содержание растворенного СO2 в пластовых водах - достаточно надежный показатель поступления глубинных инъекций, а высокие его содержания указывают на новейшую активность земной коры.
Большинство месторождений нижнего этажа нефтегазоносности отличаются высоким содержанием СО2. Например, в водах триаса на Жетыбайском месторождении оно составляет 171,6 - 537,7мг/л. Часто при этом большие количества растворенного газа отмечаются в водах, залегающих выше продуктивных коллекторов, например на Южном Жетыбае, где вскрыты залежи газоконденсата в среднетриасовом разрезе, содержание СО2 в юрских водах достигает 325,6 мг/л.
Повышенное содержание йода в водах считается благоприятным в отношении нефтегазоносности. Однообразно невысокое содержание (4-8 мг/л) йода отмечается в юрских водах структур Беке-Башкудукского вала и северных площадей Жетыбай-Узёньской тектонической ступени. На площадях южной антиклинальной линии Жетыбай-Узеньской ступени йода в юрских водах от 1 до 23 мг/л, в триасовых от 0,4 до 6 мг/л.
7) Структурная карта с контурами нефтеносности, газоносности, расположения скважин
Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонами поперечных поднятий на несколько глубоких впадин. На северном борту прогиба расположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом, фиксируемый фазой по IIIг отражающему горизонту.
На Жетыбай-Узеньской тектонической ступени все выявленные структуры являются асимметричными брахиантиклинальными складками с пологими северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими восточными переклиналями. На всех изученных структурах отмечается ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными, так как фиксируется почти полное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.
В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой крупную пологую асимметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в субширотном направлении.
В западной и восточной частях структуры вследствие ундуляция длинной оси выделяются соответственно 1-3 и 2-4 небольших куполка. Детальное изучение строения продуктивных отложений Жетыбайского месторождения, особенностей распределения газа, нефти и воды по площади и разрезу позволяют предположить, что в пределах Жетыбайского поднятия, видимо имеется ряд тектонических нарушений, как продольного так и поперечного направлений.
Предполагаемое тектоническое нарушение широкого простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок ВНК по залежи подгоризонта Viб в районе западной переклинали поднятия. Как следует из геологического профиля на фоне общего подъема сводовой части Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам довольно четко выделяются две поперечные флексуры. Которые как бы делят площадь месторождения на три участка: восточный, основной по размерам, западный и разделяющий их сравнительно узкий, средний.
Ниже по разделу, в XI-XIII горизонтах эти флексуры видимо переходят в разрывные тектонические нарушения.
По данным промысловой геофизики, анализ характера насыщения песчаных пластов и прослоев песчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить следующую закономерность: песчаные пласты даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения можно включать залежи нефти самостоятельными ВНК, то есть иногда эти песчаники насыщены водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с нефтеносными.
Месторождение Жетыбай приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания. По структурной поверхности 1 юрского горизонта размеры ее 22х6 км при амплитуде поднятия 65 метров. Структура довольно пологая. Углы падения увеличивается с глубиной от 2 30 до 5.
Глубокими разведочными скважинами на месторождении вскрыта трехкилометровая толица осадочных пород от верхнетриасового до четвертичного возраста, из который отложения юрской системы являются промышленно-нефтеносными.
Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами. Отложения юры характеризуются чередованием прослоев песчаников, алеврагитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 м. Толщина отложений нижней юры 100-120 метров. Среднеюрский отдел состоит из отложений ааленского, байосского и батского ярусов.
В разделе ааленского яруса выделены ХIII и XII горизонты. Общая толщина отложений 165-200 метров.
В байосском ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII горизонты. Обща толщина отложений 335-365 метров.
В батском ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая толщина яруса 225 метров.
Верхний отдел состоит из келловейского, оксфордского и кемериджского ярусов. В нижней части келловийского яруса выделяется I и II продуктивные горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров. В разрезе юрских отложений выделено 13 продуктивных горизонтов.
Газовые залежи в I горизонте, нефтяные залежи в IV (пласты 1 и 2), V (б1+б2, в1+в2+в3),VI (б2+б3), VII (1-6,8+9), VIII (а4), IX (3,4), X, XI (5, 6+7,8,9) и XII горизонтах, а нефтегазовые залежи в II (б1+б2), III (1+2, 3, 4+5,6),V (а),VI (а1+а2, б1), VIII (а1, а2+а3, б1, б2+б3), IX (1+2), XI (1+2+3+4,5) и XIII горизонтах.
V горизонт отделяется от IV глинистым разделом, мощность 5-10 метров. Коэффициент слияния горизонтов равен нулю. В этом горизонте мощность которого составляет 70-75 метров прослеживаются 7 пластов, объединенные в три пачки А, Б, В, разделенные выдержанными по мощности глинистыми разделами. ВЫ пачке А выделен один пласт "а", к которому приурочена нефтегазовая залежь.
В пачке Б выделены два пласта "б1" и "б2", имеющие коэффициенты распространения 0,94-0,98 и слияния - 0,34. К этой пачке приурочена самостоятельная нефтяная залежь.
В пачке В выделено четыре пласта, причем верхние два пласта "в1" и "в2" характеризуются относительно повышенным коэффициентом слияния 0 0,34. К данным пластам приурочена залежь нефти "в1+в2".
Сообщаемость пластов "в2" и "в3" крайне низкая Ксл=0,05. Пласт "в3" фактически изолирован и от нижележащего пласта "в4" (Ксл=0,05). К пласту "в3" приурочена самостоятельная залежь нефти. Нефтяная залежь пласта "в4" выделена условно и оценка запасов по данному пласту не приводилась. Размеры залежей пластов "а", "б1+б2", "в1+в2", "в3" соответственно равны: 15,5х4,8км (газовой шапки - 8,4х2,2; Vпор=0,25), 16,8х5км, 14х3,2км, 10,8х1,8км.
Горизонт V раньше подразделялся на четыре подгоризонта Vа, Vб, Vв, Vг. Общая его мощность 65-75 метров.
1. Подоризонт Vа расположен почти повсеместно в пределах площади месторождения за исключением незначительной зоны на северном крыле структуры. Литологически он представлен преимущественно монолитными песчаниками, реже с включением одного или двух глинистых прослоев мощностью 1,2 км залегающих в виде линз. В связи с этим подгоризонт расчленяется на 2 или 3 песчаных пласта Vа1, Vа2, Vа3, мощность которых изменяется от 0,5 до 16 метров. Однако в большинстве скважин подгоризонт представляет собой монолитный пласт. Общая мощность горизонта колеблется от 5м до 23 м, и составляет в среднем 9,5 м.
К горизонту приурочена пластовая, сводовая, нефтегазовая залежь подпираемая краевой водой.
Первоначальное положение ВНК было принято на абсолютной отметке 1750 метров, этаж газоносности нефтегазовой залежи составляет 23 м, а этаж нефтеносности 2,5 м. В пределах внешнего контура нефтеносности (1750м) залежь имеет длину 17,7 км, а ширину до 4,7 км.
Площади газовой, газонефтяной, нефтяной и водонефтяной зон составляет соответственно 4,5%, 26%,50,4%, 19,1% всей площади залежи. Запасы нефти в газонефтяной, нефтяной, водонефтяной зонах составляет 18,7 %, 65,3%, 16%.
Объем занятой нефтью в 4,6 раза превышает объем занятой газом. Подгоризонт Vа отделяется от ниже залегающего подгоризонта Vб выдержанным по простиранию глинистым разделом мощностью 4,6-22м, средняя мощность которого равна 12,5 м.
2. ПодгоризонтVб. Общая мощность изменяется от 5 до 26 м. Он характеризуется очень сложным геологическим строением. К подгоризонту приурочена пластовая, сводовая, нефтяная залежь подпираемая краевой водой. По геофизическим данным скважин ВНК отбивается на абсолютных отметках 1769-1780, на основаны опробовании скважин и данных геофизики были выявлены три зоны с различным положением ВНК.
I зона расположена в западной части структуры с ВНК 1770-1772 м.
II зона находится в центральной части структуры с ВНК 1777-1780 м. Таким образом с запада на восток отмечается наклонное положение ВНК, то есть это с 1770 до 1780.
Этаж нефтеносности с запада на восток изменяется от 41 до 51 м, в пределах внешнего контура нефтеносности (1770-1780м) залежь подгоризонта Vб имеет длину 16 км, а ширину 4,7 км.
Площади нефтеносной и водо-нефтеносной зон составляют соответственно 77,4%, 22,6% от площади залежи. Нефтенасыщенная мощность в нефтяной зоне изменяется от 1,4 м до 20,2 м, а в водо-нефтеносной зоне изменяется от 0 до 14,1 км. Запасы нефти в нефтеносной и водо-нефтеносной зонах составляют 85,1% и 14,9%.
Подгоризонт Vб отделяет от нижележащего подгоризонта Vв глинистым разделом, мощность 0-26,8м при средней мощности 10,9м.
3. Подгоризонт Vв, в нем отмечаются три глинистых прослоя. Общая мощность подгоризонта Vв при расчленении на три пласта составляет 12-13м, а при расчленении на 4 пласта колеблется от 18 до 20 м.
На основании результатов опробования скважин и геофизики первоначально ВНК был принят на абсолютной отметке 1780 м. В связи с этим этаж газоносности составляет 12 м, а этаж нефтеносности равен 17 м в пределах внешнего контура нефтеносности. Нефтегазовая залежь подгоризонта Vв имеет длину 15,6 км, а ширину 4 км. Площадь нефтегазоносной, нефтяной, газо-нефтеносной и водонефтеносной составляют соответственно 25,8%, 12%, 5,5%, 56,7% от площади залежи подгоризонта.
Подгоризонт Vв отделен от нижележащего подгоризонта Vг глинистыми разделами мощность от 0 до 18м, средняя мощность которого = 4,1м.
4. Подгоризонт Vг. Первоначальное положение АВНК был принят на абсолютной отметке 1780м. Этаж нефтеносности нефтяной залежи подгоризонта составляет 10,9м. В пределах внешнего контура нефтеносности залежь имеет длину 6,5 км, а ширину 1,2-1,5 км.
Нефтенасыщенная мощность изменяется от 0 до 10 м. Подгоризонт Vг отделен от нижележащего подгоризонта VIа глинистым разделом мощность. 0-21,6м, а средняя мощность которого равна 9,1 м.
Рис.1 Газоконденсатное месторождение Жетыбай
Структурные карты по кровле продуктивных горизонтов: А-Ю-I; Б-YIII; В-Ю-ХII; Г-геологический разрез по линии 1-1: Д-разрез продуктивной части отложении. Контуры: 1-газоносности; 2-нефтеносности.
8) Климатические и метеорологические условия района
Территория Мангистауской области по характеру биоклиматических условий относится к пустынной зоне с серо-бурыми почвами. По всей территории наблюдается большое распространение солончаков, солонцов, соров. Обширные пространства заняты песками.
Климат района резко континентальный.
Атмосферных осадков выпадает до 140 мм в год.
Абсолютная максимальная температура воздуха +47*С, абсолютно минимальная - 35*С.
Среднегодовая температура воздуха +10*С, район характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями.
Преобладают ветры северо-восточного направления.
Глубина промерзания грунта достигает 1 метра.
Большая часть территории занята полынно-соланчаковой пустыней с участками кустарниковой растительности на бурых почвах: поверхность частично покрыта солончаками, такыровидными солонцами и песками с крайне редкой растительностью.
9) Источники воды, электроэнергии, наличие железнодорожных и шоссейных дорог
Слабая освоенность района в экономическом плане, отсутствие необходимой инфраструктуры (отсутствие дорог, населенных пунктов, объектов жизнеобеспечения - питьевых источников, линий электропередачи и т.д.) сделала тернистым путь для первых нефтяников региона.
Сегодня основными источником электроснабжения промысла является автономная электростанция с двумя газомоторными установками мощностью по 0,9 МВт каждая, напряжением 6 кВ, которые размещены на территории ЦППН, топливо - нефтяной попутный газ. Резервные дизельные электростанции по 500 Квт - три станции.
Для снабжения теплом вахтового поселка и технологических нужд на зимний период предусмотрена котельная, которая нагревает воду до 900С и работает на нефтяном попутном газе.
Для развития месторождений и сопутствующей инфраструктуры был реализован ряд крупных проектов, включая строительство резервуаров для хранения нефти, внутрипромысловых автомобильных дорог, систем по закачке воды в пласт с целью поддержки пластового давления, а также бурение и обустройство скважин.
10) Топографическая карта и система сбора и подготовки нефти и газа (схематическое расположение сепараторов, дросселей, хранилищ, компрессорных станций и т.д.)
2. Выбор и описание технологической схемы сбора нефти, газа и воды
Основная добыча нефти на месторождении осуществляется фонтанным способом, фонд скважин которого составляет 87,7 % действующего. При фонтанной эксплуатации скважин для расчета промысловых газо-жидкостных подъемников используют аналитический метод Л.П. Крылова и графоаналитический метод, в основу которого положены кривые изменения давления вдоль колонны НКТ р=f' (Н).
При выборе оборудования и режима работы скважин исходят из условия минимума среднего градиента давления вдоль колонны НКТ, т.е. перепад давления по длине НКТ должен быть минимальным, что равносильно минимуму забойного давления при заданном устьевом и, следовательно, максимальному отбору из скважины.
Условия фонтанирования определяются соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъемника.
При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насоснокомпрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. Необходимость их спуска вызвана рациональным использование энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потрь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтанирование при меньших пластовых давлениях.
На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств. Эта раматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины.
Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов. Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или три выкидные линии. Одна из них запасная. В тройниковой арматуре нижняя выкидная линии - запасная. На рабочей линии (верхней) запорное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной - закрыто. Стволовые запорные устройства должны быть открытыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтанной арматуры, называется главным. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе типа фонтанной аппаратуры следует учитывать, что крестовины быстрее разъедаются песком, чем тройники.
В соответствии с ГОСТ 13846-74 фонтанные арматуры должны выпускаться на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см2.
Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана. Тип арматуры вибирают по максимальному давлени, ожидаемому на устье скважины.
На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регулирования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием.
Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один на буфере (вверх ее), второй - на отводе крестовика трубной головки (для измерения затрубного давления).
Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в зависимости от дебита, давлния, содержания песка, парафина применяются различные.
Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь за счет пластовой энергии или установленных в скважине насосов, доставляется на групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин и позволяют осуществлять следующие операции:
Замерять дебит скважины;
Определять количество воды в жидкости;
Отделять газ от жидкости и замерять его объем;
Передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарное количество добытой жидкости в целом по групповой установке на диспетчерский пункт.
В настоящее время на промыслах получили распространение автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ)"Спутник".
Технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа описывается так. Скважинная газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в распределительную батарею групповой установки, рассчитанную на подключение 14 скважин. По заданной программе поочередно каждая из подключаемых скважин специальным вращающимся устройством переключается на замер.
Переключатель представляет собой два вставленных один в другой цилиндра. Наружный цилиндр соединен со всеми скважинами, работающими на эту групповую. Внутренний цилиндр имеет возможность вращаться автоматически по заданной программе и, вращаясь, он поочередно подставляет имеющееся на его цилиндрической поверхности отверстие к каждому скважинному трубопроводу, подключенному к наружному цилиндру. Таким образом образуется канал, по которому ГЖС из отдельной скважины поступает в сепаратор. Другие скважины в это время работают в общий трубопровод.
Из переключателя ГЖС направляется в сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости, после чего жидкость поступает к турбинному расходомеру, газ - к расходомеру газа. Отсепарированный газ и прошедшая замер жидкость сбрасываются в общий трубопровод.
Сепаратор групповой установки выполнен в виде двух горизонтальных цилиндров, снабженных гидроциклонами. В гидроциклоне за счет центробежной силы, возникающей при винтообразном движении ГЖС, жидкость, как наиболее тяжелый агент, отбрасывается к стенкам сосуда, газ остается в центральной части. В верхнем цилиндре происходит сепарация, в нижнем накапливается жидкость.
Замерная установка снабжена влагомером, который определяет количество воды в нефти, и блоком местной автоматики, управляющим работой и передающим информацию (БМА).
Если сборный пункт расположен на значительном удалении от скважин, их энергии может оказаться недостаточно для доставки туда ГЖС. Тогда сооружают промежуточные насосные станции, получившие название дожимных (ДНС). Здесь поступившая от групповых установок ГЖС проходит частичную сепарацию и водоотделение, после чего жидкость поступает к перекачивающим насосам и подается на сборный пункт. Газ по отдельному трубопроводу направляется на газоперерабатывающий завод.
На Жетыбае построена установка по подготовке трудно разрушаемой нефти (УТРН), на котором доводится до товарной кондиции амбарная нефть. На настоящий момент построено 8 таких установок, каждая по сметной стоимости 20 млн. тенге. В 2002 году на этих установках подготовлено 57 209 тонн товарной нефти. Работы по подготовке товарной нефти проводят специалисты управления химизации и экологии. В результате этих работ за последние годы подготовлено 230 тыс. тонн нефти, ликвидировано 109 нефтяных амбаров.
На месторождении Жетыбай занимаются не только уборкой сливно-нефтяных отходов, а также предупреждением и предотвращением разливов нефти. В 2000-2001 гг. построены 2 установки предварительного сброса нефти (УПСВ). Эти установки предназначены для разделения воды от добываемой продукции до ЦППН УПНиПО и обратной закачки в пласт. В результате использования этих установок мы добились снижения давления на нефте - и водопроводах. Вследствие чего, уменьшилось количество порывов нефте - и водопроводов.
3. Транспортирование скважинной продукции
Создание на пустынном полуострове Мангышлак, вдали от промышленных центров страны новой крупной отрасли промышленности в середине 20 века явилось сложной задачей. Надо было открывать множество предприятий, укомплектовать их кадрами, обеспечить людей жильем, построить десятки объектов по сбору, транспорту и хранению нефти, строить дороги, линии связи, обеспечить водой и т.д.
Всю работу, связанную с обустройством нефтепромыслов, тогдашнее правительство возложило на министерства газовой промышленности, среднего машиностроения и транспортного строительства Каз ССР. Слаженная работа этих ведомств ускорила создание на Мангышлаке промышленного комплекса. В срочном порядке была построена железная дорога Шевченко-Жетыбай-Узень, по которой 10 июля 1965 года был отправлен первый эшелон узенской нефти на Гурьевский нефтеперерабатывающий завод, введен в эксплуатацию водовод Саускан-Узень, нефте - и водопровод Шевченко-Жетыбай-Узень.
Сегодня для транспортировки углеводородов в республике используется около 10715 км нефте - и газопроводов. Большинство газопроводов (как и нефтепроводов) расположено на западе республики. Благодаря нескольким трубопроводам, которые, начинаясь в Туркменистане и Узбекистане, проходят через Западный Казахстан в Россию.
Внутренняя газопроводная система Казахстана поставляет газ только в некоторые регионы республики.
По территории области проходят магистральные газопроводы "Средняя Азия-центр", состоящий из пяти ниток (эксплуатируется с 1967-1985 годов.), и "Узень-Актау" протяженностью 150 км, состоящий из двух ниток (эксплуатируется с 1968-1980 годов). Построены подземные нефтепроводы Каламкас-Каражанбас-Актау, по которому нефть с полуострова Бузачи подается в порт Актау для дальнейшей транспортировки по Каспийскому морю, и Жанаозен-Актау и Жанаозен-Бейнеу-Атырау и далее на Самару. На рис. З представлено месторождение Жетыбай и сеть нефте - и газопроводов Мангистауской области.
Железнодорожное сообщение области осуществляется по дорогам Макат-Бейнеу-Актау-Жанаозен и Бейнеу-Кунград, автомобильное по автодорогам республиканского значения различной степени качества. Автомобильное сообщение развито в основном на западе и в центральной части области, где сосредоточены все крупные промышленные предприятия и населенные пункты, а также в районах с. Бейнеу и пос. Опорный. По остальной территории оно осуществляется по грунтовым дорогам, которые в связи с широким развитием солончаков и соровых понижений пригодны для нормального движения автотранспорта только в сухое время года, в период дождей и снеготаяния они становятся практически непроходимыми.
Рис.3 Нефте- и газопроводы Мангистауской области
Основные технические характеристики трубопровода Западно-Казахстанской системы Сманкулов А. Система трубопроводного транспорта нефти Республики Казахстан: реалии и перспективы // Промышленность Казахстана.- 2003.-№ 4
|
Нефтепровод |
Год ввода |
Протяженность, км |
Диаметр, мм |
Производительность в год |
||
|
Проектная |
Фактическая |
|||||
|
Узень-Атырау-Самара |
1974-1978 |
1379 |
1020/720 |
12,3 |
10 |
|
|
Узень - Жетыбай |
1966 |
68 |
500 |
8 |
3,26 |
|
|
Жетыбай - Актау |
1974-1978 |
73,6 |
500 |
8 |
1,47 |
|
|
Каламкас-Каражанбас |
1986 |
62,1 |
500 |
5 |
4,80 |
|
|
Каражанбас - Актау |
1979 |
202,4 |
720 |
8,5 |
6 |
|
|
Саргамис - Тенгиз |
1968 |
30 |
300 |
2 |
0,6 |
|
|
Прорва - Кульсары |
1986 |
103 |
500 |
5 |
0,3 |
|
|
НПС № 3 - Косчагыл |
1980 |
133 |
300 |
2 |
6 |
|
|
Искине - Погруз. док |
1936 (1981) |
18,75 |
200/250 |
1 |
0,16 |
|
|
Мартышы - Атырау |
1972 (186) |
85,6 |
500 |
6,0 |
1,06 |
|
|
Комсомольск - Макат |
1942 (1985) |
47,6 |
200/500 |
1,0 |
0,03 |
|
|
Мунайлы - Косчагыл |
1950 |
66 |
250 |
2 |
0,01 |
|
|
Актау - Жетыбай |
1990 |
63,6 |
700/500 |
8,7 |
2,64 |
|
|
Доссор - Макат |
1991 |
34,3 |
200/250 |
1 |
1,6 |
Для обслуживания Жетыбайского месторождения к югу от месторождения в 10 км проходят магистральный нефтепровод Узень-морской порт Актау, автомобильная дорога г. Жанаозен - г. Актау.
Тем не менее, перед страной сегодня стоит ряд нерешенных проблем, связанных с поставкой нефти на внутренний и международный рынки. Поскольку республика практически не имеет морских границ, транспортировка является основной проблемой развития казахстанского нефтяного рынка. Тарифы, возможность использования трубопроводов и их пропускная способность имеют решающее значение для любых нефтяных проектов.
В отношении сбыта нефти молодой республике нужно было решить вопрос ее транспортировки. На тот момент существовал лишь один трубопровод Атырау-Самара, пропускная способность которого не превышала 10 млн т в год. Казахстан выбрал политику многовекторного экспорта нефти и максимальной эффективности использования трубопроводных систем. Первым шагом в развитии нефтяных артерий стало создание в 1992 г. Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), строительство стальных нитей которого началось в 1999 году. Сейчас этот нефтепровод стал основным направлением экспорта.
В 1999 г. была заложена основа для развития китайского направления. Нефтепровод "Западный Казахстан - Западный Китай" протяженностью 3 тыс. км и с пропускной способностью 20 млн т в год был введен в действие в этом году. Ожидается, что эта труба позволит интегрировать нефтепроводные системы Казахстана, России и Китая в единую нефтепроводную сеть.
Изучается возможность присоединения компаний, работающих в Казахстане, к недавно введенному в эксплуатацию нефтепроводу Баку - Тбилиси - Джейхан. Одновременно в Казахстане рассматривают перспективы строительства трубопровода в направлении Ирана.
...Подобные документы
Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения и продуктивных пластов. Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.
курсовая работа [59,6 K], добавлен 14.11.2013Физико-химические свойства нефти, газа, воды исследуемых месторождений нефти. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения. Снижение себестоимости подготовки 1 т. нефти подбором более дешевого реагента.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 28.03.2017Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения. Состояние разработки и фонда скважин. Понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 26.08.2010Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении "Самотлор". Выбор способа и интервала зарезки. Характеристика и анализ фонда скважин месторождения. Устьевое и скважинное оборудование. Состав и свойства нефти и газа.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.06.2013Анализ общих сведений по Уренгойскому месторождению. Тектоника и стратиграфия. Газоносность валанжинского горизонта. Свойства газа и конденсата. Технологическая схема низкотемпературной сепарации газа. Расчет низкотемпературного сепаратора очистки газа.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 09.06.2014Общие сведения о месторождении: стратиграфия, тектоника, нефтегазоводооносность. Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов. Причины возникновения песчаных пробок. Применение беструбного гидробура 2-ГБ-90.
курсовая работа [863,0 K], добавлен 14.12.2014Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта.
дипломная работа [361,1 K], добавлен 11.03.2012Назначение и описание процессов переработки нефти, нефтепродуктов и газа. Состав и характеристика сырья и продуктов, технологическая схема с учетом необходимой подготовки сырья (очистка, осушка, очистка от вредных примесей). Режимы и стадии переработки.
контрольная работа [208,4 K], добавлен 11.06.2013Средства, методы и погрешности измерений. Классификация приборов контроля технологических процессов добычи нефти и газа; показатели качества автоматического регулирования. Устройство и принцип действия термометров сопротивления и глубинного манометра.
контрольная работа [136,3 K], добавлен 18.03.2015Характеристика оборудования для добычи и замера дебита нефти, газа, воды и капитального ремонта скважин. Конструкции установок штангового глубинного насоса. Схема и принцип работы автоматических групповых замерных установок. Дожимная насосная станция.
реферат [852,0 K], добавлен 11.11.2015Характеристика месторождения Акшабулак Восточный. Необходимость обеспечения заданного отбора нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Выбор способа механизированной добычи нефти.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 19.09.2014Характеристика залежей нефти и газа, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, режим залежи и конструкция скважин Муравленковского месторождения. Охрана труда, недр и окружающей среды в условиях ОАО "Сибнефть", а также безопасность его скважин.
дипломная работа [111,1 K], добавлен 26.06.2010Гипотезы происхождения нефти. Содержание химических элементов в составе нефти. Групповой состав нефти: углеводороды и остальные соединения. Фракционный состав, плотность. Классификация природных газов. Особенности разработки газонефтяного месторождения.
презентация [2,4 M], добавлен 31.10.2016История бурения скважин и добычи нефти и газа. Происхождение термина "нефть", ее состав, значение, образование и способы добычи; первые упоминания о газе. Состав нефтегазовой промышленности: значение; экономическая характеристика основных газовых баз РФ.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 14.07.2011Общие сведения и нефтегазоносность Бахметьевского месторождения . Устройство фонтанной арматуры. Преимущества и недостатки газлифта. Эксплуатация скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Бурение, ремонт и исследование скважин.
отчет по практике [2,0 M], добавлен 28.10.2011Состав скважинной продукции. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на промысле. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации. Принципиальные схемы одноступенчатой и двухколонной установок стабилизации нефти, особенности их работы.
презентация [2,5 M], добавлен 26.06.2014Характеристика Уренгойского газоконденсатного месторождения. Описание оборудования для очистки и одоризации газа. Рассмотрение источников и основных производственных опасностей на месторождении. Определение себестоимости газа, расчет заработной платы.
дипломная работа [4,5 M], добавлен 21.10.2014Виды сепараторов, их назначение и комплектация. Техническое обслуживание сепараторов на месторождении. Определение объемов ремонтно-эксплуатационных работ сепараторов. Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях.
дипломная работа [591,1 K], добавлен 22.04.2020Характеристика района работ и история освоения Хохряковского месторождения. Свойства и состав нефти и нефтяного газа . Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения. Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации.
дипломная работа [8,7 M], добавлен 03.09.2010Оценка способов покрытия пика неравномерности потребления газа. Технологическая схема отбора и закачки газа в хранилище. Емкости для хранения сжиженного газа. Назначение, конструкция, особенности монтажа и требования к размещению мобильного газгольдера.
курсовая работа [788,3 K], добавлен 14.01.2018
