СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1 Схема ЕСГ России и продуктопроводов Оренбургского газохимического комплекса Продуктопровод ШФЛУ «Оренбург-Шкапово. Туймазы» Конденсатопровод «Оренбург-Салават-Уфа» 3% 12% Этанопровод «Оренбург-Салават» Этанопровод «Оренбург-Казань» 0% 47% Продуктопровод ШФЛУ «Оренбург-Салават» 0% Средняя Азия - Центр Газопроводы «Карачаганак-ГПЗ» 99%
Блок – схема материальных потоков Оренбургского газохимического комплекса КНГКМ Газопромысловое управление УКПГ - 14 УКПГ - 12 ДКС - 3 2 УКПГ - 1 УКПГ - 7 УКПГ - 9 УКПГ - 3 УКПГ - 10 УКПГ - 2 УКПГ - 15 ДКС - 1 ДКС - 2 УКПГ - 6 УКПГ - 8 3 очередь 1 очередь 2 очередь Газпром нефть Оренбург, СНГ, УНГП Сжиженный газ Сера Одорант Товарный газ ШФЛУ Стабильный конденсат Газоперерабатывающий завод 1 очередь 2 очередь 3 очередь Гелиевый завод ШФЛУ У-100 Этановая фракция ШФЛУ Этановая фракция Стабильный конденсат Управление по эксплуатации соединительных продуктопроводов Сжиженный газ Гелий Пентан – гексановая фракция Товарный газ
Перечень товарной продукции № п/п Наименование продукции 3 НД 1. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового потребления, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам (сухой отбензиненный газ) ГОСТ 5542 -87 ОСТ 51. 40 -93 с изм. 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 2. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Марка СПБТ, ПТ, БТ ГОСТ 20448 -90 с изм. 1, 2 3. Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта. Марка ПБА ГОСТ 27578 -87 с изм. 1 4. Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания ГОСТ 27577 -2000 5. Конденсат газовый стабильный в смеси с нефтью ТУ 51 -531 -2002 с изм. 1 Сера техническая газовая (жидкая, комовая, гранулированная) ГОСТ 127. 1 -93, ТУ 2112 -133 -31323949 -2005 Одорант природный. Марка СПМ-1 ТУ 51 -31323949 -94 -2002 Фракция этановая ТУ 0272 -022 -00151638 -99 с изм. 1, 2 9. Фракция широкая легких углеводородов ТУ 38. 101524 -93 с изм. 1, 2, 3 10. Фракция пентан-гексановая ТУ 51 -525 -98 с изм. 1 11. Гелий газообразный (сжатый) ТУ 0271 -135 -31323949 -05 с изм. 1 12. Кислород жидкий технический и медицинский ГОСТ 6331 -78 с изм. 1, 2, 3 13. Азот газообразный и жидкий ГОСТ 9293 -74 с изм. 1, 2, 3 14. Топливный газ на Каргалинскую ТЭЦ СТП 39 -03 -33 -2002 15. Концентрат гелиевый ТУ 0271 -116 -04864476 -2008 6. 7. 8.
Схема материальных потоков ГПУ и сторонних поставщиков 4
5
6
Структурно-геологическая модель ОНГКМ Филипповская нефтегазоконденсатная залежь Ассельская газонефтяная залежь Артинско-сакмарская нефтяная залежь Сейсморазведка Оренбургская-1 Оренбургская-2 МОГТ-3 Д (300 км 2) Среднекаменноугольная газонефтяная залежь 7 МОГТ-3 Д (300 км 2) Сейсморазведка МОГТ-3 Д Оренбургская-3 (300 км 2) Основная газоконденсатная залежь 8
Запасы разрабатываемых залежей Оренбургского НГКМ в пределах лицензионных участков ООО «Газпром добыча Оренбург» и ЗАО «Газпром нефть Оренбург» на 01. 2009 г. УВ Запасы категории А+В+С Отобрано (%) от Газ: млрд. м 3 Конденсат: млн. тн Нефть: млн. тн Темп отбора (%) от запасов 1 Отобрано Начальные Дренируемые(г) Начальных Дренируемых (г) в 2008 г. Начальных Дренируемых (г) Отобранные Остаточных геологические Извлекаемые(н) геологических Извлекаемых (н) Основная артинско-среднекаменноугольная газоконденсатная залежь газ 1756, 1 1670 1149, 8 конд. 128, 9 95, 9 47, 1 606, 3 81, 8 65, 4 68, 9 17, 68 1, 06 2, 9 36, 6 49, 1 0, 416 0, 32 0, 43 0, 51 Филипповская нефтегазоконденсатаная залежь газ 111, 157 17, 2 2, 7 конд. 7, 469 6, 124 0, 133 нефть 42, 84 24, 8 0, 008 108, 5 7, 336 42, 832 2, 4 15, 7 0, 32 2, 2 0, 34 1, 8 2, 2 0, 026 0, 35 0, 42 0, 35 0, 028 0, 001 0, 0 0, 87 1, 99 1, 1 0, 14 0, 44 0, 14 Ассельская газонефтяная залежь нефть 12, 821 5, 63 2, 94 9, 88 22, 9 52, 2 0, 112 Среднекаменноугольная газонефтяная залежь нефть 8 51, 2 16, 14 1, 038 50, 167 2, 03 6, 43 0, 071 Артинско-Сакмарская нефтяная оторочка ЗАО «Газпром нефть Оренбург» газ 52, 0 - 0, 67 конд. 3, 82 1, 96 0, 04 нефть 315, 9 100, 2 3, 5 51, 33 3, 78 312, 4 1, 29 - 0, 12 0, 24 - 0, 24 1, 1 2, 1 0, 008 0, 21 0, 41 0, 21 1, 1 3, 5 0, 16 0, 5 0, 16 ИТОГО по Оренбургскому НГКМ Газ 1867, 2 1687, 1 1152, 5 конд. 140, 19 103, 98 47, 27 Нефть 422, 8 146, 8 7, 5 * - ресурс газового конденсата 766, 13 92, 92 415, 3 61, 7 68, 0 18, 1 0, 96 1, 1 2, 5 33, 7 45, 5 0, 45 0, 32 0, 43 0, 48 1, 8 5, 1 0, 7 0, 16 0, 47 0, 16
История проектирования разработки Оренбургского НГКМ «Комплексный проект «Проект доразработки основной залежи Оренбургского НГКМ» доразработки Оренбургского НГКМ» 2005 г. «Коррективы проекта разработки 2002 г. Оренбургского НГКМ» основной залежи Оренбургского 2002 г. НГКМ» 1966 год – открытие Оренбургского месторождения 9
Динамика фонда скважин Оренбургского НГКМ и его состояние на 01. 2009 г. (в пределах лицензионного участка ООО «Газпром добыча Оренбург» ) 01. 04 01. 05 01. 06 01. 07 01. 08 01. 09 На 01. 2009 Категория скважин Эксплуатационный фонд Действующий фонд Бездействующий фонд газ УКПГ 1 2 3 6 7 10 8 9 10 12 14 15 газ газ газ нефть нефть ь ГПУ ИТОГ 37 63 109 28 65 34 90 130/ 54 51 99/ 8 43/ 3 666/71 686/ 69 707/ 69 724/ 67 738/ 67 749/ 65 814 36 63 109 28 65 34 88 125/ 54 49 99/ 8 43/ 3 647/69 670/ 67 694/ 68 717/ 66 729/ 67 739/ 65 804 - - - 1 5/ - 1 -/ - 14/1 15/2 9/1 4/1 6/- 7 В обустройстве и 1 ожидании обустройства - - - 1 2/ - 1 - / - -/- 5/1 1/ - 4/ - 3/ - 3 Кроме того скважин: 3 13 7 6 8 6 2 4/ 8 6 7/ 23 6/ - 96/27 87/ 29 82/ 29 78/ 29 71/ 29 68/ 31 99 в консервации - - - - -/ 13 -/- -/13 -/ 13 -/ 13 13 контрольных: 2 11 3 4 7 5 2 3/ 4 4 2/ 10 4/ - 76/11 68/ 13 61/ 14 57/ 14 50/ 14 47/ 14 61 - газовых - 8 - - 3 2 - 1/ - 2 - 1 / - 46/- 38/ - 31/ - 27/ 1 20/ - 17 - геофизических 1 1 1 3 - 2 - 1/ - 11/ - 11/ - 11 - пьезометрических 1 2 2 1 4 1 2 1/ 1 2/ - 19/2 19/ 2 19/ 2 21 - нефтяных - - - -/ 3 - -/ 9 -/- -/9 -/ 11 -/ 12 12 нагнетательных 1 2 2 1 1 1 - -/ 4 2 3/- 12/3 12/ 3 14/ 2 14/ 4 18 специальных - - 2 1 - - - 1/ - - 2/ - 1/ - 8/- 7/ - 7/ - 7 в ожидании ликвидации - - - -/- -/ - -/ - - Всего 40 76 116 34 73 40 92 134/ 62 57 106/31 49/ 3 762/98 773/ 98 789/ 98 802/ 96 809/ 96 817/ 96 913 ЛИКВИДИРОВАННЫХ 1 141 29 9 41 18 28 7 2 / - 6 -/- 118/- 118 / - 122 / - 129 / - 135 / - 141 / -
ДИНАМИКА ДОБЫЧИ СВОБОДНОГО ГАЗА ПО ОНГКМ И ЕЁ ПРОГНОЗ ДО 2030 гг. Остаточные запасы газа составляют 715 млрд. м 3 11 С начала разработки отобрано 1 трлн. 153 млрд. м 3 природного газа Стабилизация добычи газа на уровне 18 млрд. м 3 за период 2004 -2008 гг.
Обводненность Основной залежи Доля годовой добычи газа из обводненных скважин (%) 12 Годовая и накопленная добыча воды по УКПГ Доля обводненных скв. в действующем фонде (221 скв) - 29, 5 % Доля годовой добычи из обводненных скв. (≈3, 2 млрд. м 3) - 17, 7% Отбор воды: с начала разработки - 22 650 тыс. м 3; за 2008 г. - 755 тыс. м 3; за сутки - 2, 4 тыс. м 3 Накопленные отборы пластовой воды
Энергетическая характеристика Основной залежи ОНГКМ Давление, МПа на 01. 2009 г 13
14 Проблемные вопросы разработки Основной залежи ОНГКМ Разработка Основной залежи ОНГКМ осложнена обводнением скважин, снижением пластового давления и перераспределением остаточных запасов газа в сторону их относительного увеличения в коллекторах с низкими фильтрационно -емкостными cвойствами Снизился до минимума перепад давления в системе ПЛАСТ-УКПГ-ДКС Необходимо продолжить эксплуатационное бурение на слабодренируемых участках залежи с пониженными ФЭС и начать с 2011 года компенсационное бурение вместо выбывающего фонда скважин Апробирование и внедрение технологий интенсификации притока, а также механизированной добычи газа с пластовой водой Снижение эффективности сепарации на УКПГ Ухудшение условий выноса жидкости с забоя Повышение конечного коэффициента компонентоотдачи
Динамика добычи газа и конденсата по Филипповской нефтегазоконденсатной залежи Фонд действующих скважин 15
16 Проблемные вопросы разработки Филипповской нефтегазоконденсатной залежи ОНГКМ Необходима расконсервация нефтяных скважин для проведения технического освидетельствования и исследований с целью определения их продуктивности Газовая часть залежи отрабатывается низкими темпами, что обусловлено малым числом действующих газовых скважин во избежание расформирования нефтяной оторочки Необходимо ускорение темпов обустройства и ввода в разработку нефтяной оторочки
Структура запасов и динамика добычи нефти по Ассельской газонефтяной залежи 17
18 Проблемные вопросы разработки Ассельской газонефтяной залежи ОНГКМ В результате неравномерного отбора нефти по площади образовалось несколько обширных депрессионных воронок с пластовым давлением менее 11 -15 МПа (Рнас=18 МПа). Это приводит к разгазированию нефти в пласте и движению к забою скважины двухфазной системы, и, как следствие, снижению продуктивности скважин по нефти. На сегодняшний день ведется апробация и внедрение механизированных способов добычи. ООО «Волго. Урал. НИПИгаз» выполняет проект обустройства опытного участка ППД и механизированной добычи.
Структура текущих запасов и динамика добычи нефти по Среднекаменноугольной газонефтяной залежи 19
20 Проблемные вопросы разработки Среднекаменноугольной газонефтяной залежи ОНГКМ В результате наличия газодинамической связи в западной части со II объектом основной залежи происходит падение давления в газовой шапке и, как следствие, в нефтяной части залежи Залежь отрабатывается низкими темпами, что обусловлено малым числом действующих скважин и необходимостью отключения скважин в паводковый период При снижении пластового давления в газовой шапке менее 10 МПа возможно расформирование залежи нефти и как результат – низкий коэффициент нефтеотдачи Для увеличения темпов отработки необходимо разбуривание и обустройство залежи
Жизненный цикл разработки Оренбургского месторождения Проект 2008 год – 18, 1 млрд. м 3 Период «дойной коровы» Звёздный час Стадия естественного истощения запасов 21
22 Проблемы разработки ОНГКМ на поздней стадии разработки Прогрессирующее обводнение скважин Основной залежи ОНГКМ Падение пластового давления до величины, недостаточной для выноса жидкости из ствола скважин (средневзвешенное пластовое давление в Основной залежи снизилось до 5 -6 МПа в центральной и до 8 -11 МПа в западной и восточной частях, против первоначального 20, 44 МПа) Исчерпание избыточного давления, необходимого для подготовки газа на УКПГ методом НТС с применением дроссель-эффекта (первоначальный перепад составлял 5… 7 МПа) Увеличение влагосодержания газа, как в пластовых, так и на поверхности (до 100%) (способствует усилению коррозионной активности сероводорода к промысловому оборудованию) Изменение проектного режима работы промысла (высокая температура газа после установок НТС, несоответствие качества газа и конденсата требованиям проекта и требованиям нормативных документов)
23 5, 5
Проблемы, возникшие после исчерпания НТС и пути их решения Исчерпание дроссель эффекта и метода НТС на УКПГ. Установление механической сепарации. Последствия Транспортировка H 2 S газа в условиях 100% влажности Увеличение С 5+в в газе сепарации Решения Обеспечение безопасной эксплуатации соединительных газопроводов Компенсирующие мероприятия: Ингибирование, диагностирование, Ремонт, оценка остаточного ресурса Обеспечение устойчивой работы установок аминовой сероочистки газа Модернизация установок аминовой сероочистки, реконструкция входных сепараторов Создание временных условий для НТС за счет ввода ДКС 24
Проектные показатели по добыче газа Основной газоконденсатной залежи ОНГКМ до 2030 года Добыча газа, млрд. м 3 Добыча конденсата, тыс. т Проектные показатели взяты из «Проекта доразработки Основной газоконденсатной залежи Оренбургского НГКМ» , утверждённые Председателем ЦКР Роснедра Н. Н. Лисовским 05. 07. 2007 г. , протокол № 74 -Г/2007 25
Проектные показатели по добыче газа и нефти Филипповской нефтегазоконденсатной залежи ОНГКМ до 2030 года Проектные показатели взяты из «Технологической схемы разработки Филипповской нефтегазоконденсатной залежи ОНГКМ» , утверждённые Председателем ЦКР Роснедра С. И. Федоровым 27. 05. 2005 г. , протокол № 3404(39 -Г/2005) 26
Проектные показатели по добыче нефти Среднекаменноугольной газонефтяной залежи ОНГКМ до 2030 года Проектные показатели взяты из «Технологической схемы разработки Среднекаменноугольной газонефтяной залежи ОНГКМ» , утверждённые Председателем ЦКР Роснедра С. И. Федоровым 27. 05. 2005 г. , протокол № 3405 (40 -Г/2005) 27
Проектные показатели по добыче нефти Ассельской газонефтяной залежи ОНГКМ до 2030 года Проектные показатели взяты из «Проекта разработки Ассельской газонефтяной залежи Оренбургского НГКМ» , утверждённые Председателем ЦКР Роснедра Н. Н. Лисовским 05. 07. 2007 г. , протокол № 75 -Г/2007 28
Проектные и прогнозные показатели по добыче газа Оренбургского НГКМ до 2030 года СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНАЯ ЗАЛЕЖЬ АССЕЛЬСКАЯ ЗАЛЕЖЬ ОСНОВНАЯ ЗАЛЕЖЬ 29 ПРОГНОЗ ФИЛИППОВСКАЯ ЗАЛЕЖЬ
Проектные и прогнозные показатели по добыче жидких углеводородов Оренбургского НГКМ до 2030 года ПРОГНОЗ ФИЛИППОВСКАЯ ЗАЛЕЖЬ СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНАЯ ЗАЛЕЖЬ АССЕЛЬСКАЯ ЗАЛЕЖЬ ОСНОВНАЯ ЗАЛЕЖЬ 30
Прогнозные показатели по добыче углеводородного сырья сторонних поставщиков до 2030 года Годы Ед. изм. 2009 2010 2011 2012 2013 2014 31 2015 2016 2017 2018 2019 2020 ООО «Сервиснефтегаз» Нефть тыс. тонн 2, 1 2, 5 4 5 138 112 105 93 80 72 61 50 Конденсат тыс. тонн 8, 8 15 15 14 74 72 69 67 65 172 157 142 Всего газа млн. м 3 3, 9 12 12 11 270 250 241 236 231 579 570 563 ЗАО «Уралнефтегазпром» Нефть тыс. тонн 59 158 203 242 219 250 305 348 378 386 372 359 Конденсат тыс. тонн 36 38 26 25 25 23 23 23 22 21 19 18 Всего газа млн. м 3 350 349 353 368 398 386 404 399 385 365 354 ЗАО «Газпром нефть Оренбург» Нефть тыс. тонн 590 700 808 822 947 1 027 1 108 1 313 1 471 1 468 1 497 1 515 Конденсат тыс. тонн 9 10 10 11 11 12 13 13 15 15 Всего газа млн. м 3 704 742 802 815 755 760 754 806 889 897 910 842
Схема расположения лицензионных участков ООО «Газпром добыча Оренбург» В 2009 году Обществом производятся геологоразведочные работы на девяти лицензионных участках, в том числе на четырёх ведётся строительство скважин. 32
Соотношение неразведанных ресурсов Оренбургской области, в т. ч. по территории деятельности ООО «Газпром добыча Оренбург» 33
34 Стратегия развития ООО «Газпром добыча Оренбург» Направления НИР Поддержание работоспособности действующих мощностей Пути реализации Обеспечение максимальной загрузки сырьем имеющихся производственных мощностей -техническое переоснащение объектов с применением высокоэффективного оборудования нового поколения; -сокращение финансовых, материальных и энергетических затрат за счет внедрения ресурсосберегающих технологий и т. д. -поиск и разработка новых месторождений; -освоение и интенсификация притока уже разведанных месторождений; -вовлечение в разработку давальческого сырья Углубление переработки, расширение ассортимента производимой продукции -исследование технической возможности установок стабилизации газового конденсата ГПЗ на переработку нефти; -создание производства линейного полиэтилена; -создание новых технологий по расширению ассортимента товарных продуктов
Пути развития сырьевой базы Оренбургского НГХК Ø Разработка и внедрение новых технологий, обеспечивающих повышение конечного коэффициента извлечения углеводородов из продуктивных отложений Оренбургского НГКМ Ø Активизация добычи нефти из залежей и оторочек - глубокая переработка углеводородного сырья Оренбургского месторождения Ø Проведение геологоразведочных работ в зоне деятельности ООО «Газпром добыча Оренбург» : ü поиск крупных и средних месторождений УВ на юге Предуральского прогиба и в Прикаспийской впадине ü поиск средних и мелких месторождений УВ вблизи ОНГКМ (до 30 км) ü поиск нетрадиционных источников углеводородного сырья для нефтегазовой промышленности 35
Принципиальные результаты ГРР 1993 -2008 годов 36 1. Создана геологическая модель прибортовых зон Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба, включающая тектоно-седиментационную схему региона, геолого-геофизические модели бортовых уступов Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба, модель Нагумановско-Вершиновской зоны, которые включают в себя локальные перспективные объекты. 2. При уточнении тектоно-седиментационной схемы юга Предуральского прогиба выполнен прогноз наличия нижнедевонской барьерной рифовой системы и сделан вывод о ее доминирующей роли в формировании крупных локальных перспективных объектов в девонских и каменноугольных отложениях зоны её сочленения с Прикаспийской синеклизой. 3. Открыто Песчаное нефтегазоконденсатное и Акобинское газоконденсатное месторождения, залежь нефти на Нагумановском НГКМ и залежь нефти в девонских отложениях в пределах горного отвода Оренбургского НГКМ. 4. Получен прирост запасов УВ в объеме 61, 4 млн. т у. т. Эффективность поисково-разведочного бурения составила 339, 12 т/м, что на 40 % выше заложенной в Программе ГРР 1993 -2000 гг. , стоимость подготовки запасов составила 4, 64 $/т. 5. Суммарные извлекаемые ресурсы УВ сырья выявленных и подготовленных локальных объектов в пределах проектной зоны деятельности ООО «Газпром добыча Оренбург» оценены в 206 млн. т нефти; 65 млн. т конденсата; 587 млрд. м 3 свободного газа.
Планируемые и прогнозные объёмы поисково-разведочного бурения, прирост запасов УВ ООО «Газпром добыча Оренбург» на период 2009 -2030 годы Годы Проходка, м Прирост запасов за счет поисково-разведочного бурения Газ, млрд. м 3 Конденсат+нефть, млн. т (извлекаемые) 2009 – 2012 25 000 21 3 2013 – 2020 70 000 60 8 2021 - 2030 100 000 85 12 В целом за 2009 – 2030 годы 195 000 166 23 37
Скачать презентацию СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Слайды ж.ppt