Эффективность системы сбора и подготовки нефти на месторождении Тенгиз

Тема: Эффективность системы  сбора и подготовки нефти  на месторождении Тенгиз

 

 

Андатпа

 

Дипломдық жобаның тақырыбы "Тенғіз кенорынының ұңғымалардың гидродинамикалық зерттеулері". Дипломдық жұмыс  төрт негізгі бөлімдерден тұрады: технологиялық бөлім, экономикалық бөлім, қоршаған ортаны қорғау және еңбекті сақтау бөлімдері. Бірінші бөлімде Теңғіз кенорынының қәзіргі уақыттағы геологиялық құрылымы, сумұнайгаз пайдалану жағдайы келтірілген. Негізгі бөлімде кенорынында жүргізілетін гидродинамикалық зерттеудің теоретикалық сұрақтары мен олардың есептері көрсетілген. Экономика бөлімінде ұңғымалар  қабатын сүзгі деңгейінде өнімін арттыру мәселесі қаралған және экономикалық пайдасының есебі келтірілген.

 

Аннотация

В геологической  части проекта рассматриваются  геологические условия залегания пластов месторождения Тенгиз, характеристика продуктивности месторождения, основные свойства пластов, жидкостей и газов, насыщающих продуктивные горизонты.

В технико-технологической  части рассматриваются вопросы  сбора и подготовки скважинной продукции месторождения.

В экономической  части проекта описывается методика определения экономического эффекта  путём внедрения вертикального  гравитационного сепаратора, при  помощи которого происходит процесс  обессоливания и обезвоживания  товарной нефти.

В разделе  охрана труда рассматриваются вопросы  обеспечения условий безопасности труда и соблюдения правил техники  безопасности.

В разделе  охраны окружающей среды описываются  мероприятия по охране недр и окружающей среды.

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Месторождение Тенгиз было открыто в 1979 году. В 1981 году Тенгизская скважина Т-1 при опробовании дала первый фонтанный приток нефти. Это положило начало разработке месторождения с 1,25 млрд. тонн извлекаемых запасов углеводородного сырья. В наши дни оператор месторождения СП «Тенигзшевройл» ведет пересчет запасов, окончательную цифру назовут в Проекте разработки, который будет написан уже в этом году.

СП «Тенгизшевройл»  образовалось 6 апреля 1993 года подписанием  меморандума, между Республикой Казахстан и корпорацией «Шеврон». В настоящее время участниками совместного предприятия, кроме корпорации «Шеврон-Тексако» являются: РК в лице ННК «Казмунайгаз», компания «Эксон-Мобил», «ЛукАрко».

Производственный  сектор СП “ТШО” включает основные подразделения: Промысел, Газоперерабатывающий завод и Внешнезаводские объекты.

Основа перспективности  СП “ТШО” – это наличие громадных  запасов нефти на Тенгизском и  Королевском месторождении. Суммарные  запасы оцениваются в 25 млрд. баррелей нефти, из которых извлекаемые запасы составляют порядка 6-9 млрд.баррелей (один баррель равен 159 литров).

Высокое пластовое  давление и содержание токсичного и  коррозионно-активного сероводорода в пластовой нефти во многом определили закрытую и надёжную систему сбора  и транспортировки нефти на завод, а также технологию и аппаратурное оформление дальнейшей обработки поступающего с промысла сырья (пластовой нефти). Поступающее на завод сырье представляет собой смесь нефти, попутных углеводородных газов, содержащих сероводород и углекислый газ, а также незначительное количество пластовой воды.

Производственной  задачей завода является отделение  и очистка нефти с получением высококачественной товарной нефти, выделение  из попутного газа пропана и бутана, удовлетворяющих требованиям европейских  стандартов, получение осушенного товарного газа высокого давления , удаление сероводорода из пластового сырья и его переработка в товарную серу.

В данном дипломном  проекте рассматриваются вопросы  сбора и подготовки скважинной продукции. Система сбора для Тенгизского  месторождения была спроектирована в соответствии со специфическими требованиями технологического процесса и тесно связана с технологией газоперерабатывающего завода.

 

 

Рисунок 1.1 –  Обзорная схема района

 

1. ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Тенгизское месторождение расположено в  Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан (рис.1.1).

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 выровненное 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.

  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.

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.

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, состоящий из 5-ти технологических линий. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями.

К 2010 году, при успешной реализации проекта закачки сырого газа (3СГ-1 и 3СГ-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.

1.1.1 Геологическое строение месторождения

Тенгизское месторождение расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины и представляет собой часть крупной Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы, сформированной в позднем палеозое.

В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи состоит из карбонатных массивов ранне- среднекаменноугольного возраста, расположенных на общем девонском карбонатном основании. Верхний комплекс толщи (от верхнепермских до четвертичных осадков) представлен терригенными песчано-глинистыми породами. Средний комплекс выполнен соленосными отложениями кунгурского яруса, нижний подсолевой комплекс – карбонатными отложениями артинского яруса нижней перми, среднего и нижнего карбона. Вскрытая мощность осадочной толщи 5400 м.

Общая толщина отложений в пределах платформенной части структуры  и в области борта составляет около 1000 м. На флангах структуры  отмечаются значительные колебаниями  по толщине, значения которой составляют 393 – 746 м.

Продуктивные каменноугольные  отложения представлены известняками с примесью доломитов, в разной степени  битуминозными, неоднородными по сравнению  со сложным характером пустотного пространства.

В центральной платформенной части  массива породы представлены сгустково-сферовыми, сгустково-комковатыми, микрозернистыми и водорослевыми известняками, пеллетовыми пакстоунами. В склоновой части развиты водорослевые известняки, пеллетовые пакстоуны, с меньшим распространением пеллетовых вакстоунов, грейнстоунов. Относительно глубоководные отложения слагают подножие карбонатного массива.

Отложения нижнего карбона представлены образованиями турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Визейский ярус представлен в объеме нижнего и верхнего подъярусов, граница между которыми принята в верхах тульского горизонта.

В разрезе нижневизейского подъяруса  установлено присутствие отложений  радаевского, бобриковского и тульского  горизонтов. Толщина отложений нижнего  визе в платформенной части структуры  составляет 360-450 м, а на склонах 154-200 м. В скважине Т-5 ее значение увеличивается до 272 м, в Т-53 – до 577 м. В платформенной части отложения сложены тонкозернистыми, водорослевыми, комковатыми известняками (биокластовые и пеллетовые вакстоуны, паксоуны и грейнстоуны, реже рудстоуны).

В кровле тульского горизонта выделяется пачка  переслаивания туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений («вулканик»). Эта пачка четка  прослеживается в центральной части  структуры и имеет толщину 40-50 м, уменьшаясь в краевых частях. Близкие по составу отложения, но характеризующиеся увеличенными толщинами (150 – 200 м) прослеживаются в нижней части склона (Т-52, Т-53).

Отложения вехневизейского подъяруса (окский надгоризонт) залегают согласно на отложениях тульского возраста и представлены в объеме алексинского, михайловского и веневского горизонтов. Суммарная толщина окского надгоризонта в платформенной части структуры составляет 230-300 м. На флангах ее значения уменьшаются и составляют 110-180 м. У подножья карбонатной платформы (Т-52) толщина окского надгоризонта уменьшается до 22 м, в Т-53 – до 15 м. В прделах платформенной части отложения сложены преимущественно мелкообломочными биокластовыми и пеллетовыми вакстоунами, пакстоунами, грейнстоунами с прослоями и линзами водорослевых биогермных известняков. Веневское время характеризуется появлением красных водорослей – Ungdarella uralica. В рифовой части отложения представлен перекристаллизованными водорослевыми биолититами с типичной строматактоидной текстурой, а также био- и литокластовыми грейнстоунами и рудстоунами. В склоновой части массива отложения представлены пеллетовыми пакстоунами (вакстоунами и биоморфными фораминеферово-водорослевыми известняками с прослоями биокластовых пакстоунов и грейнстоунов). Отложения подножия склона представлены тонкослоистыми карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами с прослоями биокластовых пакстоунов.

Отложения серпуховского возраста резко дифференцированы по толщине  и характеризуются различной  полнотой стратиграфического диапазона, что обусловлено влиянием предбашкирского размыва. В платформенной части установлено присутствие отложений тарусско-стешевского, протвинского и запалтюбинского горизонтов. Толщина отложений серпуховского яруса в платформенной части структуры составляет 60-80 м, в верхних частях склона она увеличивается до 150-250 м, а в бортовой части достигает 571 м. Нижняя часть склона и его подножие характеризуются небольшими толщинами, значения которых составляют 10-80 м. Разрез тарусско-стешевского, протвинского горизонтов, составляющих нижний подъярус серпуховского яруса представлен фораминеферово-водорослевыми, криноидно-водорослевыми известняками (биолититами), биокластовыми и пеллоидными пакстоунами, грейнстоунами, реже оолитовыми разностями. Рифовые массивы сложены перекристаллизованными биогермными известняками со строматактоидной текстурой. Верхние части разрезов этих массивов брекчированы и содержат крупные фрагменты кораллов, желваков багряных водорослей, криноидей и брахипод. Разрез верхнего подъяруса в объеме запалтюбинского горизонта представлен биокластовыми пакстоунами и грйнстоунами, водорослево – фораминиферовыми известняками, среди которых выделяются прослои ракушняковых грейнстоунов и рудстоунов. Для серпуховского времени характерно развитие зон и смеси биогермных водорослевых образований (баундстоуны) и детритовой брекчии, где наблюдаются увеличенные толщины. Распространяются эти зоны вдоль приподнятого борта платформы, в верхней части склона. Распространение таких зон в нижней части склона объясняется, скорее всего тем, что большая часть биогермных образований отделилась от края платформы и верхней части склона и переместилась в нижнюю часть склона, образовав языки из своих обломков. На склоне и его подножии разрез в основном представлен тонкослоистыми карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами с прослоями мелкообломочных биокластовых пакстоунов.

Отложения среднего карбона представлены отложениями башкирского и московского  ярусов. В сводовой части структуры присутствуют сохранившиеся от размыва отложения нижнебашкирского подъяруса, представленные краснополянским, северо-кельтменским  и прикамским горизонтами. Толщина отложений башкирского возраста в платформенной части структуры составляет 80-110 м. На флангах и у подножия карбонатного массива ее значения сильно дифференцированы в верхней части склона толщина изменяется от 20 до 203 м, а у его подножия от 40 до 120 м. В платформенной части массива нижнебашкирские отложения представлены оолитовыми  известняками, биокластовыми, биокластово-пеллетовыми грейнстоунами, среди которых выделяются прослои микросгустково- пеллетовых волорослевых известняков. В пределах верхнего склона отложения представлены неотсортированными лито- и биокластовыми пакстоунами и рудстоунами, переслаивающимися с водорослевыми известняками и мелкообломочными биокластовыми пакстоунами. Подножие склона представлено карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами.