Тенгизское месторождение
Cтраница 2
В связи с предстоявшим вводом в разработку уникального месторождения Тенгиз были выполнены лабораторные эксперименты на соответствующих кернах с целью установления возможных изменений коллекторских свойств пласта при добыче нефти. Дело в том, что для Тенгизского месторождения характерно АВПД. [16]
Объемы работ, выполненные в СССР венгерскими строителями за 1986 - 1990 годы, составили 758 млн. долл. Из них 260 млн. приходится на сооружение объектов переработки нефти и газа на Тенгизском месторождении. [17]
Но все месторождения разные; особенно разные, можно сказать непредвиденно разные, месторождения гигантских размеров. Самотлорское месторождение совершенно отличается от Ромашкинского, еще более от Ромашкинского и Са-мотлорского отличается Тенгизское месторождение, которое больше похоже на месторождение Хасси-Месауд, хотя и здесь различия очень велики. Беды отдельных гигантских месторождений начались с того, что при проектировании разработки были применены типовые решения и не были учтены их существенные особенности. [18]
Новые сферы применения технологических жидкостей появляются в связи с возрастанием доли аномальных месторождений нефти и газа в общем объеме добычи. К таким месторождениям можно отнести месторождения с аномально высоким пластовым давлением ( АВПД), например, Тенгизское месторождение углеводородов; с аномально низким пластовым давлением ( АНПД) и аномально низкой пластовой температурой ( АНПТ), например, Средне-Ботуобинское месторождение; с высоким содержанием кислых компонентов ( H2S и ССЬ) в продукции скважин, например, Астраханское месторождение. На объектах с АВПД возникает нужда в технологических средах с высокой плотностью, на залежах с АНПТ требуются жидкости с пониженной плотностью. Разработка месторождений с АНПТ, которые к тому же часто приурочены к районам с низкой температурой окружающей среды, требует применения технологических жидкостей с низкой температурой застывания. Освоение и эксплуатация залежей с высоким содержанием сероводорода и диоксида углерода связаны с разработкой специальных технологических жидкостей для промысловых процессов добычи и подготовки нефти и газа. [19]
Новые сферы применения технологических жидкостей появляются в связи с возрастанием доли аномальных месторождений нефти и газа в общем объеме добычи. К таким месторождениям можно отнести месторождения с аномально высоким пластовым давлением ( АВПД), например, Тенгизское месторождение углеводородов; с аномально низким пластовым давлением ( АНПД) и аномально низкой пластовой температурой ( АНПТ), например, Средне-Ботуобинское месторождение; с высоким содержанием кислых компонентов ( H2S и СО2) в продукции скважин, например, Астраханское месторождение. На объектах с АВПД возникает нужда в технологических средах с высокой плотностью, на залежах с АНПТ требуются жидкости с пониженной плотностью. Разработка месторождений с АНПТ, которые к тому же часто приурочены к районам с низкой температурой окружающей среды, требует применения технологических жидкостей с низкой температурой застывания. Освоение и эксплуатация залежей с высоким содержанием сероводорода и диоксида углерода связаны с разработкой специальных технологических жидкостей для промысловых процессов добычи и подготовки нефти и газа. [20]
 |
Добыча нефти в СССР в 1975 - 1989 гг. ( млн т / год. [21] |
Из бывших республик Советского Союза кроме России только Казахстан, Азербайджан и Туркменистан обладают промышленными запасами нефти, особенно после открытия нового крупного Тенгизского месторождения в Казахстане. [22]
Для повышения текучести и ослабления аномальных свойств высоковязких и высокозастывающих нефтеи эффективно применение углеводородных разбавителей - маловязких нефтеи. Среди нефтеи месторождений, расположенных сравнительно недалеко ( 100 км) от нефтепровода Узень - Атырау - Самара, наиболее маловязкой и низкозастывающей является нефть месторождения Тенгиз. Всесторонние геологоразведочные работы, выполненные на Тенгизском месторождении в 1981 - 1986 гг., подтвердили промышленную оценку этого уникального в мировой практике скопления нефти и растворенных в ней газов. По величине начальные и извлекаемые объемы запасов нефтеи Тенгиз-ского месторождения уступают в СНГ лишь объемам запасов нефти Самотлорского месторождения в Тюмени. [23]
Из рис. 8.2 следует, что по / - зависимости можно определить давление насыщения лишь для пластовой нефти Дмитриевского месторождения, характеризующейся небольшим газосодержанием. Для нефтей Тенгизского и Карачаганакского месторождений, отличающихся значительным газосодержанием, применим визуальный метод. Отметим, что даже если бы нефть Тенгизского месторождения находилась в пласте с температурой 51 С, то и тогда определение давления насыщения nopV - зависимости было бы весьма приближенным. [24]
Тонгизского нефтяного месторождения в газоконденсатное. При осуществлении этого процесса до начала разработки месторождения для компенсации температурного дефицита требуется растворение 85 % газа, считая по массе от начальных запасов нефти. Количество потребного газа может быть значительно снижено, если осуществить рассматриваемую технологию на заключительном этапе разработки Тенгизского месторождения. Вначале осуществляется вытеснение нефти газом высокого давления пугем закачки газа в пласт. После извлечения основных запасов нефти приступают к переводу оставшейся нефти в газоконденсатное состояние путем дополнительной закачки в пласт газа с осуществлением методов воздействия по ускорению фазового перехода. [25]
Открываемые в Прикаспийской впадине в подсолевых отложениях, месторождения природных углеводородов имеют общую характерную особенность - аномально высокие начальные пластовые давления. Эта разница давлений называется давлением пережатия. Экспериментальные и теоретические исследования показывают, что для месторождения Тенгиз давление пережатия превышает 57 МПа. Несмотря на большую толщину залежи, сопоставимую с толщиной продуктивной части месторождения Карачаганак, компонентный состав пластового флюида Тенгизского месторождения изменяется по глубине не очень существенно. [26]
Нами был синтезирован ряд ингибиторов на баге аминов, амино-амидов и пмадозоликйв, которые под условным названием Тенгиз были испытаны в автоклаве. Ингибиторы имеют температуру замерзания минус 45 - 55 С, растворимы в углеводородах без остатка и не растворимы в воде. Эти два ингибитора рекомендуются для промысловых испытаний на Тенгизском месторождении нефти. [27]
Профессиональная деятельность связана с Гос. Гипровостокнефть ( с 1995 г. - акционерное об-во), исключая 1979 - 1980 гг., когда был начальником специализированного пусконаладочного управления Госком-нефтепродукта РСФСР. Начинал ее в этом ин-те по окончаниивуза инженером; в дальнейшем работал ст. инженером, руководителем группы, главным инженером проектов, с 1984 г. - зам. В 1986 г. приказом Миннефтепрома СССР назначается главным инженером проектов по обустройству уникальных Тенгизского нефтяного ( Гурьевская обл. В 1990 г. решением Коллегии министерства назначен генеральным главным инженером проектов комплекса объектов обустройства Тенгизского месторождения. В том же году утвержден зам. [28]
Страницы: 1 2