Презентация по химии "Месторождения нефти и газа в Казахстане". Месторождения нефти презентация


Презентация по химии "Нефть"

 Что такое нефть? Нефтью   называют горючую маслянистую жидкость красно-коричневого или чёрного цвета со специфическим запахом. Нефть не растворима в воде и легче воды, поэтому попадая в воду, нефть растекается по поверхности и препятствует растворению кислорода в воде.

Что такое нефть?

Нефтью   называют горючую маслянистую жидкость красно-коричневого или чёрного цвета со специфическим запахом. Нефть не растворима в воде и легче воды, поэтому попадая в воду, нефть растекается по поверхности и препятствует растворению кислорода в воде.

Состав нефти Нефть – природная смесь углеводородов, в основном алканов линейного и разветвленного строения , содержащих от 5 и более атомов углерода; полиароматические углеводороды ; механические примеси; серосодержащие соединения; попутный нефтяной газ («шапка» над нефтью)

Состав нефти

Нефть – природная смесь углеводородов, в основном алканов линейного и разветвленного строения , содержащих от 5 и более атомов углерода;

полиароматические углеводороды ;

механические примеси;

серосодержащие соединения;

попутный нефтяной газ

(«шапка» над нефтью)

Крупнейшие месторождения нефти в России САМОТЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ Открыто в мае 1965 г. в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Извлекаемые запасы месторождения составляют 2,7 млрд. тонн. Входит в список крупнейших в мире. Оператором месторождения является ТНК-ВР. РОМАШКИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ Открыто в 1948 г. около г. Альметьевска Республики Татарстан. Извлекаемые запасы месторождения составляют 2,3 млрд. тонн . Оператором месторождения является

Крупнейшие месторождения нефти в России

САМОТЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Открыто в мае 1965 г. в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Извлекаемые запасы месторождения составляют

2,7 млрд. тонн. Входит в список крупнейших в мире. Оператором месторождения является ТНК-ВР.

РОМАШКИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Открыто в 1948 г. около г. Альметьевска Республики Татарстан. Извлекаемые запасы месторождения составляют

2,3 млрд. тонн . Оператором месторождения является "Татнефть".

ПРИОБСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ Открыто в 1982 г. вблизи Ханты-Мансийска.  Извлекаемые запасы месторождения составляют 1,7 млрд тонн. Операторами месторождения являются

ПРИОБСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Открыто в 1982 г. вблизи Ханты-Мансийска.  Извлекаемые запасы месторождения составляют

1,7 млрд тонн. Операторами месторождения являются "Роснефть" и "Газпром нефть".

ЛЯНТОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Открыто в 1965 г. около Ханты-Мансийска. Извлекаемые запасы месторождения составляют

2 млрд тонн. Оператором месторождения является "Сургутнефтегаз".

ФЕДОРОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ Открыто в 1971 г. около Сургута Ханты-Мансийского автономного округа. Извлекаемые запасы месторождения составляют 1,5 млрд тонн . Оператором месторождения является

ФЕДОРОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Открыто в 1971 г. около Сургута

Ханты-Мансийского автономного округа. Извлекаемые запасы месторождения составляют

1,5 млрд тонн . Оператором месторождения является "Сургутнефтегаз".

МАМОНТОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Открыто в 1965 г., расположено в Ханты-Мансийском автономном округе. Извлекаемые запасы месторождения составляют 1 млрд тонн. Оператором месторождения является "Роснефть".

Переработка нефти Нефть подвергают фракционной перегонке в специальных установках – ректификационных колоннах. Из неё получают наиболее используемые в настоящее время виды топлива: бензин (С 5 -С 11 ) - 18 – 20% выход , керосин (С 12 -С 18 ), лигроин (С 8 -С 14 ), ректификационные газы (С 3 -С 4 ), дизельное топливо (С 13 -С 19 ), мазут (С 15 -С 50 ).

Переработка нефти

Нефть подвергают фракционной перегонке в специальных установках – ректификационных колоннах.

Из неё получают наиболее используемые в настоящее время виды топлива:

бензин (С 5 -С 11 ) - 18 – 20% выход ,

керосин (С 12 -С 18 ), лигроин (С 8 -С 14 ),

ректификационные газы (С 3 -С 4 ),

дизельное топливо (С 13 -С 19 ),

мазут (С 15 -С 50 ).

Крекинг нефтепродуктов Это химический процесс расщепления углеводородов с длинной цепочкой на углеводороды с более короткой цепочкой. Приводит к получению бензина высокого качества. Различают: Термический крекинг (образуются алканы и алкены линейного строения ) – проводят при высокой t0 . Каталитический крекинг (образуются углеводороды разветвленного строения ) – проводят при более низкой t0 и в присутствии катализатора . С 20 Н 42 t 0 С 10 Н 22 + С 10 Н 20 С – С – С – С кат С – С – С С

Крекинг нефтепродуктов

Это химический процесс расщепления углеводородов с длинной цепочкой на углеводороды с более короткой цепочкой. Приводит к получению бензина высокого качества.

Различают:

  • Термический крекинг (образуются алканы и алкены линейного строения ) – проводят при высокой t0 .
  • Каталитический крекинг (образуются углеводороды разветвленного строения ) – проводят при более низкой t0 и в присутствии катализатора .

С 20 Н 42 t 0 С 10 Н 22 + С 10 Н 20

С – С – С – С кат С – С – С

С

Детонационная устойчивость бензина Это способность выдерживать при высокой температуре сильное сжатие в цилиндре двигателя без самопроизвольного преждевременного возгорания. Численно характеризуется октановым числом. 0 100 Гептан (С 7 Н 16 ) изооктан (С 8 Н 18 ) АИ-92: горючее имеет такую же детонационную устойчивость, как смесь 92% изооктана и 8% гептана. Чем больше в бензине углеводородов разветвленного и циклического строения, тем выше его октановое число.

Детонационная устойчивость

бензина

Это способность выдерживать при высокой температуре сильное сжатие в цилиндре двигателя без самопроизвольного преждевременного возгорания.

Численно характеризуется октановым числом.

0 100

Гептан (С 7 Н 16 ) изооктан (С 8 Н 18 )

АИ-92: горючее имеет такую же детонационную устойчивость, как смесь 92% изооктана и 8% гептана.

Чем больше в бензине углеводородов

разветвленного и циклического строения,

тем выше его октановое число.

Риформинг бензина Для повышения октанового числа используют риформинг низкосортных сортов бензина. Для этого бензин нагревают в присутствии катализаторов. При этом углеводороды линейного строения изомеризуются, циклизируются и ароматизируются.

Риформинг бензина

Для повышения октанового числа используют риформинг низкосортных сортов бензина.

Для этого бензин нагревают в присутствии катализаторов. При этом углеводороды линейного строения изомеризуются, циклизируются и ароматизируются.

Добыча нефти На земле В воде Нефтяные качалки

Добыча нефти

На земле В воде

Нефтяные качалки

Доставка нефти по воде Нефтяной супертанкер

Доставка нефти по воде

Нефтяной

супертанкер

Нефтяные аварии Нефтяной танкер и сухогруз столкнулись у берегов Малайзии При авариях танкеров образуются нефтяные пятна на воде

Нефтяные

аварии

Нефтяной танкер и сухогруз

столкнулись у берегов

Малайзии

При авариях танкеров образуются нефтяные пятна на воде

Экологические последствия Разлив нефти на Желтом море Разлив нефти в Таиланде

Экологические последствия

Разлив нефти на Желтом море

Разлив нефти в Таиланде

Разливы нефти вызывают гибель микроорганизмов и других водных обитателей, приводя к экологическим катастрофам.

Разливы нефти вызывают гибель микроорганизмов и других водных обитателей,

приводя к экологическим

катастрофам.

Методы очистки воды от нефтепродуктов Сжигание нефтепродуктов Механический метод Химический метод Биологический метод

Методы очистки воды от

нефтепродуктов

  • Сжигание нефтепродуктов
  • Механический метод
  • Химический метод
  • Биологический метод
Утилизация отходов сжиганием Это приводит к загрязнению атмосферы вредными продуктами сгорания нефти.

Утилизация отходов сжиганием

Это приводит к загрязнению атмосферы вредными продуктами сгорания нефти.

Механический метод Нефть удаляется из воды путем её отстаивания и фильтрации с последующим её улавливанием специальными устройствами - нефтеловушками, отстойниками или вручную . Такой способ очистки позволяет утилизировать до  65% нефтепродуктов. К недостаткам данного метода очистки можно отнести : высокие расходы; низкую эффективность очистки небольших загрязнений, при которых нефть образует тонкую пленку на поверхности.

Механический метод

Нефть удаляется из воды путем её отстаивания и фильтрации с последующим её улавливанием специальными устройствами - нефтеловушками, отстойниками или вручную .

Такой способ очистки позволяет утилизировать до  65% нефтепродуктов.

К недостаткам данного метода

очистки можно отнести :

  • высокие расходы;
  • низкую эффективность очистки небольших

загрязнений, при которых нефть образует

тонкую пленку на поверхности.

Химический метод Химический метод очистки состоит в том, что производится непосредственное внесение специальных химических соединений, которые, связываясь с нефтью, образуют прочные, легко отделяемые от среды загрязнения. В качестве реагентов чаще всего используют поверхностно-активные вещества  и водонефтяные эмульсии. Также используют специальные адсорбенты, например оксид алюминия. Такой способ очистки обеспечивает высокую степень удаления нефтепродуктов (до 95% ). пляж в Тайланде

Химический метод

Химический метод очистки состоит в том, что производится непосредственное внесение специальных химических соединений, которые, связываясь с нефтью, образуют прочные, легко отделяемые от среды загрязнения.

В качестве реагентов чаще всего используют поверхностно-активные вещества  и водонефтяные эмульсии. Также используют специальные адсорбенты, например оксид алюминия. Такой способ очистки обеспечивает высокую степень удаления нефтепродуктов (до 95% ).

пляж в Тайланде

Биологический метод очистки воды от нефтепродуктов . Этот метод является наиболее передовым в настоящее время. Он основан на использовании специальных микроорганизмов, использующих нефть в качестве основного источника питания. Существуют сотни видов микроорганизмов (грибы, дрожжи, бактерии), которые способны перерабатывать нефтепродукты. В результате чего остаются легко разлагающиеся вещества и нетоксичные продукты разложения нефти. Данный метод позволяет достигнуть высокой степени очистки воды.

Биологический метод очистки воды от нефтепродуктов .

Этот метод является наиболее передовым в настоящее время. Он основан на использовании специальных микроорганизмов, использующих нефть в качестве основного источника питания. Существуют сотни видов микроорганизмов (грибы, дрожжи, бактерии), которые способны перерабатывать нефтепродукты. В результате чего остаются легко разлагающиеся

вещества и нетоксичные продукты

разложения нефти. Данный метод

позволяет достигнуть высокой

степени очистки воды.

ДАВАЙТЕ БЕРЕЧЬ ПРИРОДУ! НЕТ! ДА!

ДАВАЙТЕ БЕРЕЧЬ

ПРИРОДУ!

НЕТ!

ДА!

videouroki.net

Презентация по химии "Месторождения нефти и газа в Казахстане"

По подтвержденным запасам нефти Казахстан входит в число 15 ведущих стран мира. Казахстан обладает 3, 3% мировых запасов углеводородного сырья. Общие прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья в республике составляют 17 млрд тонн (источник: Министерство нефти и газа РК), из них 8 млрд тонн приходится на казахстанский сектор Каспийского моря (КСКМ). Нефтегазоносные районы республики, на которых расположено 172 нефтяных и 42 конденсатных месторождения, занимают площадь около 62% территории Казахстана. Примерно 70% запасов углеводородов сконцентрировано на западе страны.

 Общий объем казахстанской нефтедобычи в 2010 году составил 67, 91 млн тонн (источник: Агентство РК по статистике). Министерство нефти планирует, что в 2015 году в Казахстане будет добываться 95 млн тонн нефти и газоконденсата.

Кашаган — гигантское нефтегазовое месторождение Казахстана, расположенное на севере Каспийского моря. Открыто в 30 июня 2000 года. Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море. Месторождение было обнаружено в год празднования 150 - летия известного мангыстауского поэта - жырау XIX века — Кашагана Куржиманулы. Слово қашаған в переводе с казахского языка означает черту характера — «норовистый, неуловимый» (чаще всего о животном).

 Геологические запасы Кашагана оцениваются в 6, 4 млрд. тонн нефти. В Кашагане есть крупные запасы природного газа более 1 трлн. куб. метров. Начало добычи нефти намечено на конец 2012 г. Объёмы добычи нефти на Кашагане должны составить до 50 млн. тонн в год к концу следующего десятилетия. Добыча нефти на Кашагане, по расчётам ENI, в 2019 г. должна достичь 75 млн. тонн в год. С Кашаганом Казахстан войдет в Тор - 5 мировых нефтедобытчиков.

Презентация Месторождения нефти и газа в Казахстане

Жетыбай — газоконденсатнонефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак. Относится к Южно - Мангыстауской нефтегазоносной области. Открыто в 1961 году.

 Геологические запасы нефти составляют 330 млн тонн, остаточные запасы нефти составляет 68 млн тонн. Добыча нефти в 2010 году составила 1, 12 млн тонн.

 Актоты - морское нефтяное месторождение Казахстана. Расположен 200 км на юго - востоке от города Атырау. Открыто в 2 сентября 2003 года.

 Геологические запасы составляют 269 млн. тонн нефти, извлекаемые - 100 млн. тонн.

 Кайран (каз. Қайран, англ. Kairan) — морское нефтяное месторождение Казахстана. Расположено к 150 км на юго - востоке от города Атырау. Открыто 10 сентября 2003 года.

 Геологические запасы составляют 150 тонн нефти, извлекаемые - 56 млн. тонн.

 Кенкияк — нефтяное месторождение в Темирском районе Актюбинской области Казахстана, в 250 км к юго - западу от Актобе. Открыто в 1959 году. Относится к Восточно - Эмбинской нефтегазоносной области.

 Геологические запасы составляют 150 тонн нефти, остаточные извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 10, 8 млн тонн нефти, разведочный блок оценивается в 32, 2 млн тонн нефти.

Внутренний рынок Казахстана весьма ограничен, поэтому республика имеет возможность экспортировать около 10 млн. тонн нефти ежегодно (200 тыс. баррелей в день).

 В целом, развитие топливно - энергетического комплекса Республики Казахстан в течение 1999 года характеризовалось ростом производства (табл. 1).

 Непосредственное влияние на деятельность нефтегазового комплекса Казахстана оказало резкое снижение цен на мировом рынке нефти в конце 1998 года.

 В этот критический период Правительство республики оказало поддержку нефтегазовой отрасли. Были приняты важные решения по оптимизации акцизов и дорожного налога на нефть и нефтепродукты. Была принята новая методика расчета тарифов по транзиту нефти и введено тарифное регулирование на переработку нефти. Упорядочено взимание НДС и т. д. В результате, ведущая отрасль казахстанской экономики смогла справиться с главной задачей - не допустить спада производства и закрепить наметившуюся тенденцию роста.

 Несмотря на значительные трудности, которые еще предстоит преодолеть, уже сегодня ясно, что планы Правительства Казахстана по обеспечению энергетической самостоятельности страны вполне реальны и могут быть выполнены в ближайшем будущем. Этот вывод подтверждает состояние минерально - сырьевой базы нефтегазовой отрасли республики.

videouroki.net

Природные режимы залежей нефти - презентация, доклад, проект

Обратная связь

Если не удалось найти и скачать доклад-презентацию, Вы можете заказать её на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Email: [email protected]

Мы в социальных сетях

Социальные сети давно стали неотъемлемой частью нашей жизни. Мы узнаем из них новости, общаемся с друзьями, участвуем в интерактивных клубах по интересам

ВКонтакте >

Что такое Myslide.ru?

Myslide.ru - это сайт презентаций, докладов, проектов в формате PowerPoint. Мы помогаем учителям, школьникам, студентам, преподавателям хранить и обмениваться своими учебными материалами с другими пользователями.

Для правообладателей >

myslide.ru

Залежи нефти и газа - презентация, доклад, проект

Обратная связь

Если не удалось найти и скачать доклад-презентацию, Вы можете заказать её на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Email: [email protected]

Мы в социальных сетях

Социальные сети давно стали неотъемлемой частью нашей жизни. Мы узнаем из них новости, общаемся с друзьями, участвуем в интерактивных клубах по интересам

ВКонтакте >

Что такое Myslide.ru?

Myslide.ru - это сайт презентаций, докладов, проектов в формате PowerPoint. Мы помогаем учителям, школьникам, студентам, преподавателям хранить и обмениваться своими учебными материалами с другими пользователями.

Для правообладателей >

myslide.ru

Презентация к уроку химии "Месторождения газа и нефти в Казахстане"

Месторождения газа и нефти в Казахстане. Развитие нефтегазовой и угольной промышленности в Казахстане

Месторождения газа и нефти в Казахстане.

Развитие нефтегазовой и угольной промышленности в Казахстане

Каменный уголь - основной вид энергетических ресурсов в Казахстане

Каменный уголь - основной вид энергетических ресурсов в Казахстане

Республиканский топливный баланс Прочие виды топлива нефть уголь Природный газ

Республиканский топливный баланс

Прочие виды топлива

нефть

уголь

Природный газ

Основные виды угля, добываемого в Казахстане Бурый уголь Каменный уголь Коксующийся уголь

Основные виды угля, добываемого в Казахстане

Бурый уголь

Каменный уголь

Коксующийся уголь

Карагандинский угольный бассейн

Карагандинский угольный бассейн

Экибастузский угольный бассейн

Экибастузский угольный бассейн

Нефть – высококаллорийное топливо и ценное химическое сырье

Нефть – высококаллорийное топливо и ценное химическое сырье

Нефть – самое эффективное топливо Топить нефтью – это значит, топить денежными ассигнациями
  • Нефть – самое эффективное топливо
  • Топить нефтью – это значит,

топить денежными

ассигнациями

Доссор  — нефтяное месторождение, расположенное в Макатском районе Атырауской области Казахстана , в 90 км к востоку от г. Атырау . Открыто в 1911 г. Месторождение находится в консервации.

Доссор  — нефтяное месторождение, расположенное в Макатском районе Атырауской области Казахстана , в 90 км к востоку от г. Атырау . Открыто в 1911 г. Месторождение находится в консервации.

Открыто Балансовые запасы Метод разработки: 345 млн тонн нефти водонапорный Годовая добыча: Недропользователь: 1,3 млн в год Жетыбай

Открыто

Балансовые запасы

Метод разработки:

345 млн тонн нефти

водонапорный

Годовая добыча:

Недропользователь:

1,3 млн в год

Жетыбай

Производство природного газа – самая молодая область промышленности в Казахстане

Производство природного газа – самая молодая область промышленности в Казахстане

Общий запас газа в Казахстане 9,5 трлн. м 3

Общий запас газа в Казахстане

9,5 трлн. м 3

Павлодарский нефтеперерабатывающий завод

Павлодарский нефтеперерабатывающий завод

Транспортировка нефти

Транспортировка нефти

Охрана окружающей среды: Необходимо удалять серу и азот из нефтепродуктов, чтобы при сжигании топлива атмосфера не отравлялась вредными оксидами. Надо охранять среду от загрязнений отходами производства, от утечки нефти и нефтепродуктов. Коксохимические производства и производства по переработке продуктов коксования обязательно должны быть оборудованы пылеулавливателями, предотвращающими попадание в окружающую среду вредных веществ.

Охрана окружающей среды:

  • Необходимо удалять серу и азот из нефтепродуктов, чтобы при сжигании топлива атмосфера не отравлялась вредными оксидами.
  • Надо охранять среду от загрязнений отходами производства, от утечки нефти и нефтепродуктов.
  • Коксохимические производства и производства по переработке продуктов коксования обязательно должны быть оборудованы пылеулавливателями, предотвращающими попадание в окружающую среду вредных веществ.
Знакомство с природными источниками углеводородов Название Внешний вид, цвет Уголь Агрегатное состояние Применение Другие признаки Нефть Природный газ

Знакомство с природными источниками углеводородов

Название

Внешний вид, цвет

Уголь

Агрегатное состояние

Применение

Другие признаки

Нефть

Природный газ

videouroki.net

Презентация - Нефтяное месторождение Жетыбай

--PAGE_BREAK--1.5.3. Свойства дегазированной нефти.

Нефти рассматриваемогокомплекса продуктивных отложений можно условно подразделитьна 2 группы. К первой можно отнестиIV — 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 горизонтовс более благоприятной фильтрационной характеристикой. Плотность определяется от 0,833 до 0,850 г/см3, вязкостьпри 50*С от 8 до 12 СПЗ, содержание асфальтно-смолистых веществ не превышает 8-9 %.

Особенности всех рассмотренных нефтейявляется 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 горизонтовимеет удельный вес 1,058-1,175 г/л, содержание метана62-67%, углекислый газ 0-1,2%, азота 4,04-10,85%.

1.6. Вывод по геологической части.

Нефти всех горизонтов месторождения Жетыбай близки по своим физико-химическим свойствами относятся по всему типу к легким, малосернистым с высоким содержанием парафинов и смол.

Отличается закономерный характер изменения физико-химических свойств нефтинаправленный в сторонуутяжеления нефтей вверх по разрезу с одновременным увеличениемих вязкости и уменьшения газосодержания. В составе нефти вверх по разрезуувеличивается содержание смол, парафинов и кокса.

На основании комплексного изучения геолого-промысловой характеристикиэксплуатационных объектов месторождения и результатов проектирования его разработки можно сделать следующие выводы:

* В разделе продуктивной толщи вскрыты газовые, нефтегазовые и нефтяныезалежи. В верхней части разреза в основном сосредоточены нефтегазовые залежи, а в нижней части нефтяные.

* На месторождении предполагается наличие одного продольного и двух поперечных малоамплитудных дизъюнинктивных нарушений, характеризуется, видимо в вертикальном положении плоскости сбрасывателя. В целях установления возможно тектонических экранов следует провести гидропрослушивание скважин расположенныхна соседних блоках.

* По степени изученности наилучшим образом охарактеризованы залежи X, XII, XIII горизонтов, находящиеся уже длительное время в эксплуатации. Верхние продуктивные горизонты изучены слабо, эксплуатируеются единичными скважинами.

* Характерной особенностью всех продуктивныхгоризонтов является их низкая проницаемость.

* В нефтегазовых залежах запасы нефти в основном сосредоточены в двух зонах, газонефтяной и водонефтяной — это осложняет условия их извлечения.

II. Технико-технологическая часть

II.1. Текущее состояниеразработки месторождения.

В промышленную эксплуатацию месторождение Жетыбай вступило в 1969 году. Действующим проектным документом, согласно которому в настоящее время осуществляется промышленная разработка месторождения, является«Уточненный проект разработкиместорождения Жетыбай», составленный КазНИПИнефть и утвержденный ЦКР МНП в 1984 году. В 1989 году с учетом сложившегося состояния разбуривания объектов КазНИПИнефть было проведено уточнение проектных показателей разработки месторождения на период 1989-2005гг, которые были утверждены ЦКР МНП.

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. В настоящее время наряду с принятыми в проекте, при анализе состояния разработки и бурения новых скважин были использованы уточненные запасы нефти и другие геологические параметры, приведенные в указанной работе. Основные геолого-физические параметры продуктивных горизонтов месторождения представлены в таблице II.1.

II.1.1. Анализ показателей разработки месторождения .

Из выделенных на месторождении II объектов эксплуатации в промышленной разработке по запроектированной технологии находятся семь объектов — Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIII горизонты.

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 утвержденныхизвлекаемых запасов нефти месторождения 38,6%, достигнутая нефтеотдача -15,1%, закачано в пласт воды — 139,7 млн.м3.

Динамика добычи нефти и других показателей разработки нефти за весь период эксплуатации месторождения представлена в таблице II.6. Как видно динамика отборов по месторождению характеризуется двумя периодами роста и падения добычи. Первый период охватывает 1970-1984гг и второй 1984-1995гг. Первыйпериодхарактеризуется достижение максимального уровня годовой добычи нефти 3,8 млн.т., который поддерживаетсядва года (1972 и 1973) с последующей стабилизацией на уровне 3,4-3,5 млн.т. в течение 3 лет.

Анализ показывает, что характер изменения добычи нефти по месторождению в целом за 1 период обусловлен разбуриванием, активной эксплуатацией и последующим истощением, базового и наиболее продуктивного XII горизонта по которому в 1972-1977 гг обеспечивался 50-90% годовых отборов нефти месторождения. Стабилизация добычи в 1974-1976гг на месторождениисвязана с вводом в разработку XIII и отдельных, наиболее продуктивных участков залежей V, VIII, XI горизонтов, что однако не компенсировало дальнейшее снижение добычи по XII горизонту. Начиная с 1977 года добыча нефти на месторождении неуклонно снижается с 3.09 до 1,207 млн.т. в1984 году.

Аналогичные тенденции отмечаются и в динамике добычи жидкости. Однако проявляются они в значительно меньшей степени, стабильный уровень «выдерживается» дольше (6 лет — 1973-1978 года) и амплитуда снижения значительно меньше (43% от максимального), чем по нефти (69%).

Второй период разработки месторождения связан среализацией проектных решений (1984 год) по дальнейшему разбуриваниюи обустройству месторождения и характеризуется ростом добычи нефти, достижением в 1989 году максимального уровня 1,799 млн.т. и стабилизации отборов нефти на уровне 1,717-1,799 млн.т. в течении трех лет (1988-1990 годы) В этот период были введены в разработку Vаб, Vв+VI, IX горизонты и дальнейшее разбуриваниеVIII,X ,XII горизонтов, планомерное обустройство скважин и другие мероприятия по активной эксплуатации месторождения. В результате в первые пять лет после проектного периода (1985-1989гг) проектные показатели месторождения были выполненыс некоторым превышением.

В дальнейшем начиная с 1991 года по месторождению наблюдается монотонное снижение добычи нефти с ежегодным темпом падения13-21%. Снижается также и отбор жидкости, причем настолько, насколько и нефть — в 2,7 раза за 1991-1995 годы при практически неизменной обводненности 55-58%, смотрите таблицу II.6.

Указанным выше периодам соответствуети динамика бурения скважин. Как отмечено выше, месторождение характеризуетсядвумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970-1980 годы при темпах бурения 55-80 скв/год были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Во второй половине — 1986-1990 годы темп бурения достигает 117 скв/год, в 1988 и начиная с 1990 года, снижается до38-8 скважинв 1994-1995 годы. Отметим, что одной из основных технологических причин снижения добычи нефти не месторождении является недобор необходимых объемов жидкости.

В последние годы особенно усиливается отрицательное влияние технической необеспеченности НГДУ, что отражается прежде всего на состоянии фонда скважин. Коэффициент использования добывающего фонда в 1995 годусоставил 0,65 при колебаниях по объектам 0,58(XII) — 0,79 (VI), нагнетательного- 0,71 (0.68-0.79). Коэффициент эксплуатациискважин добывающего фонда в 1995 году составил0,84 при колебаниях0,76 (X) — 0,78 (V), нагнетательного — 0,85 (0,84-0,95).

II.1.2. Характеристика фонда скважин и степени разбуривания объектов.

Месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970-1980гг при темпах бурения 55-80 скв/г были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Второй период 1986-1990гг связан с внедрением решений проекта (1984г) — вводом в разработки Vаб, V+VI, Ixг горизонтов и дальнейшим разбуриваниемXII, X горизонтов. Темп бурения достиг в 1988 году 117 скважин. Начиная с 1990 года темпы бурения снижаются до 38-8 скважин в 1994-1995гг.

На месторождении по состоянии на 1.1.1996 год пробурено всего 1492 скважин, в том числе в качестве добывающих — 1281 и нагнетательных — 211. За время разработки месторождения из добывающего и нагнетательного фонда ликвидировано 183 скважин. Определено в контрольные и другие категории 55 скважин. Из числа последних ликвидировано 17 скважин.

На 1.1.1996 год эксплуатационный фонд месторождения составляет 1241 скважин, в том числе 923 добывающих и 318 нагнетательных. Фонд совместил эксплуатирующих два горизонта- 39 добывающих и 4 нагнетательных скважины. Действующий фонд добывающих скважин — 654, нагнетательных — 230. Эффективность использования фонда этих скважин в целом за 1995 годниже нормативных и составляют 65 и 70% соответственно. Также и коэффициент эксплуатации — 0,84 и 0,85.

Характеристика структуры фонда скважин по горизонтам и в целом по месторождению представлена в таблице 2.2. Как видно наибольшее количество скважин приходится на разрабатываемые продолжительное время 5 объектов — XIII, XII, X, VIII, V горизонты, где пробурено 82% из всего фонда. Движение фонда в процессе эксплуатации также происходит в основе между этими горизонтами. К настоящему времени общий эксплуатационный фонд по этим горизонтам составляет 75% (928 скв=675 доб+253 нагн) фонда месторождения. Отработано по ним 1824 скважино-объектов(1440д+424н) при общем количестве по месторождению- 2325. С учетом жеVI, IX горизонтов, введенных в эксплуатацию в последние годы, пробуренный фонд на промышленно разрабатываемых горизонтах месторождения составляет 1457 (98%) скважин. Отработано по ним 2188 скважино-объектов или 94% от общего их количества.

Возвратный фонд скважин. Движение фонда на месторождении характеризуется достаточно большим количеством скважин, используемых как возвратные на вышележащих горизонтах. Так, при пробуренном добывающем фонде 1281 физических скважин использовано (отработано) 1827 скважино-объектов.Отношение составляет 1:1,42. Аналогично, хотя в значительно меньшей степени, и по нагнетательному фонду: пробурено ( с учетом отработки на нефть ) 460, использовано — 498 скважино-объектов. Как видно многопластовый характер строения месторождения благоприятствуетэффективному использованию существенного фонда.

Максимальное количество скважин, переведенных из других объектов, использовано на V, VIII, X, XI горизонтах, по которым общее количество составило 382 единицы или 71% всего «возвратного» фондадобывающих скважин. Доля возвратных скважин в добывающем фонде по горизонтам колеблется в пределах26(VIII) — 82(XI)%.

Половина нагнетательного фонда месторождения- 249 скважин переведены из добывающего фонда, то есть отработано в качестве временно добывающих. Наибольшее их количество реализовано на VIII(66), X(66), XII(67) горизонтах.

Выбытие скважин. Анализ динамики выбытия скважин по разрабатываемым горизонтам подтверждает характерную зависимость накопленного количества выбывшего фонда от степени выработки запасов. Так, наибольший процент выбывшего фонда по XIII(77%) и XII(76%) горизонтам являетсязакономерным и отражает степень выработки этих объектов, которая достигла нефтеотдачи 41% или 90% извлекаемых запасов.

Надо отметить, что анализируемый фонд выбывших скважин включает:

1.фонд скважин, выбывших по технологическим причинам вследствие выработанностизапасов;

2.фонд скважин, выбывшихвследствие ликвидации.

Анализ показывает, что первые составляю основную часть скважин выведенных из добывающего фонда(80% или 610 скважино-объектов). В нагнетательном же фонде наблюдается обратное: доля первых составляет 30 а ликвидированных 70%.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что срок службы скважин, особенно нагнетательных, меньше срока выработки запасов нефти, приходящихся на эти скважины.

Характеристика фонда ликвидированных скважин. Количество ликвидированных скважин с начала выработки месторождения составило 200 скважин, в том числе их добывающего фонда107, из нагнетательного — 93.Всего из ликвидированного фонда (из195=105д+90н) скважин добыто 9169,2 тыс.т. нефти или47тыс.т. нефти на одну скважину. В том числе по 90 скважинам, ликвидированные как нагнетательные, добыто 3090 тыс.т. нефти и закачано 58210 тыс.м3 воды. Распределение скважин по принципам ликвидации представлено в таблице 5.1.Как видно, основными причинами ликвидации скважин является коррозия и авария подземного оборудования. На долю этих причин приходится 84% ликвидированного фонда.

Характерно, что ликвидация скважин в нагнетательном фонде приходит значительно большей интенсивностью по сравнению с добывающим. Так, например, доля ликвидированных по этим категориям соответственно составили 23 и 9%. В силу специфики работы (закачка морской и сточной вод) указанные выше причины обуславливают сокращение срока службы прежде всего нагнетательных скважин.

Анализ показал также, что активная интенсивность выбытияскважин характерно также и малодебитномудобывающему фонду, что связано со сложными условиями эксплуатации и технического обслуживаниянизко дебитных скважин (большие глубины, способ ШГН, отложение солей и парафина, замерзание выкидных линий, частые авариии проведение подземных и капитальных ремонтов).

Характеристика продуктивности скважин. Распределение фонда скважинпо дебитамв динамике за 1990-1996гг в целом по месторождению представлено в таблице 2.3., где приводятся также средние величины дебитов по действующему фонду скважин. Кроме того в таблице 2.4 и 2.5 приводятся распределения фонда по дебитам и приемистости для основных горизонтов месторождения на 1.1.96 год.

Надо отметить, что реализуемые на месторождении уровни отбора жидкости из скважин -довольно низкие. Так по таблице 2.3 около 90% фондахарактеризуется дебитами жидкости до 10 т/сутки. По состоянию на 1.1.96 год среднее значение текущих дебитов скважин составило 3т/сутки по нефти и 7,5 т/сутки по жидкости.

Количество скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки, которых принято называтьмалодебитным фондом (МДФ), составляет 609 ед. или 93% всего фонда. Из низ 1/3 часть фонда составляют скважины с дебитами нефти менее 1 т/сутки. По основным горизонтам месторождения доля малодебитного фонда изменяется от 80 (Vв+VI) до93% (VIII). Более высокие дебиты скважин по нефти 4,2-4,7 т/сутки наблюдаются по Vаб и Vв+VI горизонтам. По остальным горизонтам средние значения текущих дебитов не превышают 3,4 т/сутки.

Анализ динамики дебитов и изменения структуры фонда в процессе разработки месторождения за 1990-1995 годы показывает (таблица2.3), что характерным в изменениях фонда является неуклонное увеличение количества скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки. Так начиная с 1990 года происходит уменьшение фонда скважин с дебитами нефти выше 20 т/сутки, то есть высокодебитной части фонда, связанное прежде всего с процессом обводнения, который сопровождается рядом осложнений, снижающих начальную продуктивность. В результате чего происходит смещение средних дебитов в сторону уменьшения. Таким образом, на уменьшение средних дебитов доминирующее влияние оказывает рост малодебитного фонда ( его доли в общем фонде). Это явление, наблюдаемое в течение многихлетстало типичным для месторождения.

II.1.3. Изменение свойств нефти и состава газа в процессе разработки.

По месторождению Жетыбай обобщение накопленного материала по исследованию нефтей выполнено в 1991 году и были получены по состоянию на 01,01,91 год свойства нефти и свойств газа по горизонтам, рассчитаны компонентныесоставы пластовой нефтии газовые факторы по ступеням операции. Сравнение их с первоначальной характеристикой нефтисвидетельствовало об изменении свойств нефти по основнымнарабатываемым 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 естественномрежиме 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 растворениялегких 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 причинаобусловлена 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 проводитсячаще 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 последние 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. Учитывая важность этого параметраи сложность его определения, в последние годы была выполнена научно-исследовательская работапо определению связи оптической плотности нефтей с содержание асфальтно-смолистых веществ.

Рабочие газовые факторы. Одним из основных параметров, определяющихфизико-химические показатели пластовой нефти является газосодержание. Газосодержание — это максимальное содержание газа, которое выделяется из пластовой нефти при однократном разгазировании при изменении термобарических условийот пластовых до стандартных (t=20*С, 0,101325 МПа).Разгазирование пластовой нефтипутем последовательного снижения давления насыщения и периодического отводагаза из пластовой системы (дифференциальное разгазирование) приводитк 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 системыи 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. Врасчетахучтены число ступеней сепарации и термобарические условия на них, соответствующие фактическим на месторождении Жетыбай. Результаты расчета по состоянию на 01,01,95 год приведены в таблице5.0.

Как видим из таблицы, газовые факторы по горизонтам существенноразнятся. Поэтому совершенно недопустимо при расчете объема добываемого газа для всех горизонтов пользоваться средним газовым фактором.

II.2. Анализ состояния разработки эксплуатационного объекта v горизонта месторождения Жетыбай

На месторождении в активной разработке находятся семь объектов — Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIIIгоризонты. Объекты введенывразработку в разное время и находятся в разных стадиях. Горизонты XII и XIIIнаходятся на поздней стадии разработки, а Vd+VI, IX- в начальной стадии разработки. Состояние разработки по основным объектам, обеспечивающим 95% добычи нефти, характеризуется следующим образом.

Vаб горизонт.До 1984 года объект эксплуатировался небольшим количеством скважин, расположенных на западной и восточной частях залежи. Активная разработка объекта началасьв связи с внедрением решений проекта и рекомендации авторского надзора. Разбуривание Vаб горизонта началось раньше (с1985 года), чем по проекту (1991 год). К настоящему времени наиболее продуктивные западная и восточная части залежи, содержание основные запасы (75%) разбурены.

На 1.1.96 годпо объекту реализовано бурение 54% проектного фонда. С начала разработки добыто 5,91 млн.т. нефти и 11,228 млн.т.жидкости. Текущая обводненность — 68,2%. Коэффициент нефтеотдачи — 0,172. Отработано 7,3 % от начальных извлекаемых запасов. Закачано в пласт 21,4 млн.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой — 155%. Текущее пластовое давление — 19,9 МПа при начальном 19,1.

Vаб горизонт является одним из объектов, н а которых впервые начали фактически с начала разработки применять площадную системузаводнения по 9-ти точечной схеме, что позволило обеспечить темпы отбора 406% понефти и 6-8%по жидкости, а также восстановить пластовое давление доначального и выше.

Динамика показателей разработки Vаб горизонта в сравнении с проектным представлены в таблице 2.1… Как видно, по горизонту в 1985-1989 годах наблюдается интенсивный рост отборов, когда годовая добыча нефти увеличилась почти в три раза, составив 604 тыс.т. в 1989 году. Затем с 1990 года по горизонту, как и в челомпо месторождению, начинается неуклонноеснижение добычи нефти. Темпы падения нефти за 1991-1995 года составили 13-15 %, жидкости — 15024% в год.

Для выявления причин снижения был проведен анализ по группам скважин, обеспечивающимосновную добычу, который показал, что в 1990 году снижение добычи происходило в основном по нефтииз-за обводнения, а в последующие годыснижение отборовпроисходит как по нефти, так и по жидкости. Последнее прослеживается в целом и по динамикедебитов скважин (таблица 2.1.). Так если дебиты скважин по жидкости до 1990 года увеличились до 28,6 т/сутки, то после 1990 года наблюдаетсяпостоянное снижение до 13,2 т/сутки, затем происходит неуклонное снижение до 4,2 т/сутки.

Как уже отметили, наиболее разработанные участки объекта приурочены к западной и восточной части залежи, где сосредоточены 3/4 от общих запасов нефти Vаб горизонта. Эти участки характеризуютсянаиболееблагоприятнымигеолого-физическими условиями. На остальной (центрально) части залежи Vаб горизонта характерна низкая продуктивность пластов, в связи с тем, что здесь залежь Vагоризонта имеет газовую шапку, а залежь Vб представлена слабопроницаемыми пластами-коллекторамис небольшими толщинами от 2,5 до 8 метров. Здесь расположены82 добывающих и 24 нагнетательных скважин. С текущими дебитами нефти менее 5 т/сутки (МДФ) на этом участке работаю более 80% фонда скважин. На этой части залежи отработано 1,05 млн.т. нефти. Текущая нефтеотдача ~9%, или 21% от НИЗ.

Для повышения нефтеотдачина Vаб горизонте в 1988 году был запроектирован метод закачки ПАВ на опытном участке. Технологическая схема на применениеметода была составлена КазНИПИнефть совместно с НПО «Союзнефтеотдача» в 1988 году. Опытно- промышленное испытаниеметода на месторождении проводилось в июле — августе1989 года. В 5 нагнетательных скважин Vаб горизонта было закачано 66,2 тыс.м3 водного раствора ПАВ в том числе 350 тонн композиции АФ-12+ДС-РАС. На одинметр эффективной толщины пласта закачано 5.2 тонны композиции.

Промышленное применение метода осуществили на втором участке за 12.1990 — 1.1991 года. Закачку осуществили в 5 нагнетательные скважины Vаб горизонта — 506,1449,1451, 1946, 1958, а также в скважинах 2231, 2240 (Vв+VI) и 2532 (IX). Было закачано 241 тонны композиции ПАВ (155 тонн АФ 12 и 86 тонн ДС-РАС) и 56,9 тыс.м3 водного расствора при концентрации 0,43%. Всего по двум участкам, в 13 нагнетательные скважины было закачано 591 тонны композиции ПАВ, в том числе 405 тонн неонола АФ-12 и 186 тонн ДС-РАС. Обработано и закачано в пласты 123,1 тыс.м3 морской воды.

Как показали результаты анализа, по 1 участку эффект от закачки ПАВ проявился только в течение 1991 года и составил 29,6 тысяч тонн. По 2 участку эффект от закачки по отдельным скважинам продолжался и в 1992 году и в целом составил 26,7 тысяч тонн нефти. Общая дополнительная добыча нефти от применения метода составила 56,1 тысяч тонн, удельный технологический эффект 95 тысяч тонн.

    продолжение --PAGE_BREAK--

www.ronl.ru