Отмена моратория на недропользование

Для выполнения поставленных задач по увеличению инвестиционного потока в экономику Казахстана, Президент распорядился отменить мораторий на недропользование. Этот запрет на лицензирование пользования новыми горнорудными и нефтяными месторождениями был установлен в 2008 году и вызван необходимостью принятия нового на тот момент закона о недрах и недропользовании, помимо этого нефтегазовая отрасль экономики нуждалась в реконструкции и модернизации. После введения в июне 2010 года нового Закона «О недрах и недропользовании» и проведения некоторых мероприятий по усовершенствованию нефтегазовой отрасли, мораторий на недропользование было решено отменить.

Кстати, новый закон, устанавливающий нормы и правила регулирования деятельности инвесторов в отношении нефтегазодобывающей промышленности и в вопросах геологоразведки, вызвал много негативных отзывов со стороны инвесторов. Инвестирование средств в геологоразведку месторождений, находящихся на территории Казахстана, в настоящее время очень затруднено. Для получения необходимого разрешения на геологоразведку нужно не меньше года, чтобы пройти всю процедуру согласований, тогда как та же процедура в Бразилии или Конго займет максимум три месяца. Для помощи в этом вопросе в Казахстане было создано несколько социально-предпринимательских корпораций, призванных помогать взаимодействию государственных и частных структур. Однако, при всем желании инвесторов вкладывать свои средства в геологоразведку Казахстана, даже СПК не могут ускорить процесс получения всех необходимых для этого согласований.

Положительным моментом в данной сложившейся ситуации можно смело считать тот факт, что правительство Республики Казахстан реагирует на мнение инвесторов и уже рассматривает предлагаемые проекты изменений в ныне существующий Закон «О недрах и недропользовании». Министерство нефти и газа предлагает несколько направлений, по которым необходимо провести доработки в существующем законодательстве, таких как приоритетные права, которыми обладает государство при приобретении стратегических объектов недропользования, урегулирование вопросов в отношении разливов нефти на водоемах, доверительного управления принудительно переданными активами, и некоторых других. Поправки к закону уже приняты на рассмотрение парламентом Казахстана.

Отмена моратория на лицензирование деятельности в отношении недропользования позволила выставить на конкурс четыре нефтегазоносных блока, в следующем году, планируется выставить на участие в тендере уже восемь нефтегазоносных блоков, принимаются заявки от потенциальных инвесторов. Это должно увеличить приток финансовых вложений в экономику Казахстана. При этом, главным условием участия в тендере, является желание и возможность будущих инвесторов использовать новые производственные технологии, в целях развития области нефтегазовой промышленности. По предварительным расчетам, это будет содействовать диверсификации данной отрасли экономики, а в итоге, с помощью объединённых усилий мировых компаний, будет максимально ускорен экономический рост в Казахстане. Таким образом, будет выполнена задача, поставленная Правительством Республики Казахстан, которая предусматривает поднятие уровня государственной экономики за счет стратегической отрасли, которой для Казахстана является нефтегазовая промышленность. Вместе с этим, появятся средства на финансирование и модернизацию других отраслей экономики, чтобы нефтегазовый сектор экономики не был единственным источником пополнения государственного бюджета, этим способом правительство пытается исключить возможность спекуляции природными ресурсами.

1 Геологический Раздел

1.1 Общие сведения о районе буровых работ

Карачаганакское месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области, практически на границе Казахстана и России. Ближайшими крупными населенными пунктами являются города Аксай (30 км) и Уральск (115 км).

Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Дорожная сеть представлена автомобильными дорогами с твердым покрытием Аксай Оренбург, Уральск – Оренбург и Западно-Казахстанской железной дорогой, проходящей через город Аксай. Основными видами транспорта является автомобильный и железнодорожный. В орографическом отношении район представляет равнину с редкой сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 80 до 130 метров. Гидрографическая сеть представлена к северу от месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек, на западе рекой Утва. На площади встречаются небольшие естественные водоемы. Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до110 метров и приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а также песчаником. Климат района резко континентальный, температура воздуха от –40С зимой и до +40С летом.
Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направления. Среднегодовое количество осадков составляет 0,3 – 0,35 м, выпадающих в основном летом, осенью и зимой. Снеговой покров, как правило, незначительный, на возвышенных местах практически отсутствует. Глубина промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 метров в зависимости от толщины снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней с 15 октября по 15 апреля. Растительность типичная для сухих степей. В пределах площади месторождения степи сплошь распаханы, свободны лишь участки вдоль оврагов и балок.

1.2 Краткое геологическое строение района буровых работ

Карачаганакское месторождение расположено на северной окраине Прикаспийской впадине. На основании данных сейсмической разведки в пределах территории Карачаганакского месторождения был выявлен хребет основания (слоя земной коры под осадочным слоем и над поверхностью Мохоровича). По оценке амплитуда хребта составляет 700 м, а глубина до его кровли - приблизительно-7 км. На основании сейсмических данных было высказано предположение о том, что основание покрыто комплексом древних терригенных отложений, над которыми залегают карбонатные отложения среднего и верхнего палеозоя. Эти отложения формируют крупный подсолевой массив, простирающийся в широтном направлении, параллельно окраине Прикаспийской впадины. Протяженность массива превышает 10 х 20 км, и его пределах общая толщина предсолевых карбонатных отложений верхнего девона и нижней перьми превышает 2000 м. За пределами массива мощность этих отложений составляет не более 600 м, и только изредка до 800 м. Карбонатные породы на всей площади покрыты карбонатно-сульфатными отложениями, мощность которых меняется значительным образом (от 7 – 10 до 3000 м). С точки зрения взаимного положения по отношению к солевым структурам, большинство подсолевых поднятий Карачаганакского месторождения расположено в межкупольном пространстве между соленосными массивами – Карачаганакской, Кончебайской и Сухореченской солевыми структурами. Межкупольный прогиб в основном заполнен верхними пермскими и триасовыми терригенными отложениями, имеющими тенденцию к падению в южном направлении. Как межкупольные прогибы, так и солевые купола покрыты тонким слоем юрско-меловых, неогеновых и четвертичных отложений, мощность которых не превышает нескольких сотен метров.
Основной карбонатный массив Карачаганакского месторождения является составной частью фаменско – артинского структурного яруса, который образует крупный, протяженный подсолевой массив, залегающий параллельно склону Прикаспийской впадины. Размеры Карачаганакского карбонатного массива в плане составляет 15 х 30 км, а его высота равна 1600 м. Стуктурный ярус подразделяется на три подъяруса: верхний девонский – тунейский, визейский – башкирский и ранний пермский. Отклонения среднего визейского периода залегают на размытой поверхности верхнего девонского – турнейского подъяруса. Нижняя часть среднего визейского разреза содержит аргиллитовый карбонатный маркирующий горизонт, толщина которого изменяется от 1,75 до 23,5 м. Поверх этого горизонта проходит субширотная антиклинальная складка, северное крыло которой характеризуется более крутым уклоном. В горизонтальном разрезе складка совпадает с северо-западным и северо-восточным склонами приподнятого основания.
Визейско-башкирский подъярус сверху ограничен допермским перерывом в осадконакоплении. В уплощенной приподнятой части, там, где свод достигает максимальной ширины, гребень свода образует дугу. Эта антиклинальная часть поднятия оконтурена стратоизогипсами 4400 и 4500 м, образуя основание нижней пермской структуры.
Пермский суперструктура залегает поверх хребта каменноугольного массива в пределах стратоизогипсы 4500 м. Данные, полученные по результатам бурения, указывает на то, что первоначально ранний пермский атолл начал формироваться в широкой восточной части изометрического каменноугольного основания. Однако степи понижения западной части основания превышало скорость рифообразования, в результате чего риф приобрел дугу образную форму. В западной части каменноугольного основания процесс раннего пермского рифообразования обладал меньшой интенсивности, и на этом участке была обнаружена низкоамплитудная органическая структура размера 3 х 4 км и мощностью свыше 100 м.
Кунгурско-татарский структурный ярус, отмеченный соляной тектоникой, образует перекрывающие породы Карачаганакского месторождения. Особенности соляной тектоники вели к формированию соляных хребтов на северной и южной окраинах подсолевой структуры со сложными переходами между соленосными и терригенными породами. В плане средняя часть подсолевой структуры залегает согласно с межкупольным прогибом, где солевые отложения практически отсутствуют, при этом при движении с северо-востока на юго-запад кунгурское сульфатное подразделение последовательно покрыто уфимскими, казанскими и татарскими отложениями. Триасовые отложения, залегающие в прогибе, демонстрируют моноклинальное понижение с севера на юг. На севере они залегают под неогеново-четвертичными отложениями, и при перемещении к югу они последовательно покрыты юрскими и меловыми отложениями. Это нефтегазовое месторождение имеет площадь свыше 200 км² и является одним из самых продуктивных в мире по добыче нефти и газа.
Месторождение отличается сложным геологическим строением, значительным изменением рабочего давления на устье скважины различных объектов разработки, значительными колебаниями пластового состава по объектам разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 1000 г/м³ и токсичных корозионно-активных элементов.

1.3 Краткое обоснование залежей проектируемой скважины.

На основании выполненного комплекса исследований проведено районирование каждого из эксплуатационных объектов по типам общего разреза. При этом учитывались: значения эффективных толщин и долей коллекторов, фильтрационно-емкостные свойства пород, результаты испытаний скважин, свойства пластовых флюидов, приуроченность групп коллекторов к определенным частям разреза.

Для первого эксплуатационного объекта выделены три области повышенных значений ФЕС пород и максимальных эффективных толщин: северная, центральная и южная. Они занимают 36 % площади объекта и 59,6 % эффективного объема.

Северная область площадью 14 км² находится в районе скв. 23, 118, 149, 145; центральная – площадью 12,3 км² объединяет северо-восточный (скв. 125, 126, 154, 330, 121) и центральный своды (скв. 2Д, 101, 100, 1100, 2,6); южная – площадью 9,3 км² расположена в районе скв. 707, 170, 703, 213. По количеству и размещению коллекторов в разрезе нижней перми участки неоднородны. Максимальная доля коллекторов (40–70 %) в разрезе выявлена в пределах южной области. В центральной она колеблется от 30 до 60, а в северной от 25 до 35 %. По размещению коллекторов в разрезе выделяются участки равномерного распределения их по разрезу, совпадающие, как правило, с зонами максимальных общих и эффективных толщин, обрамленные зонами локального сосредоточения групп коллекторов в различных частях разреза. В пределах северной области выделяются участки, где коллекторы развиты преимущественно в средней (скв. 23, 313) и нижней частях разреза (скв. 104, 117). В центральной области выделяются два района равномерного развития коллекторов (скв. 154, 330, 2Д), окруженные участками сосредоточения коллекторов в нижней и верхней частях разреза.

В южной области также выделяются два участка сплошного развития коллектора в разрезе в районе скв. 168, 207 и 707, окруженные зонами с неоднородным распределением коллекторов.

Во втором эксплуатационном объекте выделены три области с различными типами разреза. Область наиболее высоких значений толщин и долей коллекторов (60–90 %), расположенная в центральной части массива (скв. 29, 19, 9, 26, 16, 114), значительно смещена по отношению к области лучших коллекторов в нижнепермских отложениях, обрамляя последнюю с юга. Коллекторы этой области в основном равномерно располагаются по разрезу. Аналогичная, но меньшая по размеру область расположена на северо-востоке залежи (скв. 27, 310, 314). Вместе они занимают 17,2 % площади объекта и 31,2 % эффективного объема.

Для области, обрамляющей первую, характерен II тип разреза. В его пределах доля коллекторов 30–60 %. Коллекторы сформированы в разных частях разреза, иногда распределены равномерно. Эта доминирующая область занимает 66,5 % площади объекта и 60,4 % эффективного объема.

В третью область с долей коллекторов до 30 % входят четыре небольших участка на западе, северо-западе и в центральной части залежи, которые занимают 16,3 % площади объекта и 8,4 % эффективного объема.

В третьем (нефтяном) объекте выделены четыре области с различными типами разрезов: I – со значениями доли коллекторов 60–90 %; II – 40– 60 %; III – 20–40 % и IV – 2–20 % . Четко прослеживаются две крупные области с / типом разреза: на северо-востоке (район скв. 27, 310) и юго-западе месторождения (район скв. 29, 37, 317, 15 и 14). Здесь нефтенасыщенные коллекторы распределены по всему разрезу в количестве от 65 до 99 %. Эти области занимают 13 % площади объекта и 27 % эффективного объема.

II тип разреза характерен для областей, где пласты-коллекторы в объеме 40–60 % от общей толщины расположены преимущественно равномерно по разрезу. Эти области наиболее широко развиты по площади, обрамляют зоны с I типом разреза. Они составляют 36,2 % площади объекта и 50 % его эффективного объема.

Наиболее продуктивные разрезы I и II типов занимают 49,2 % площади и 77 % объема объекта. Они окружены областью с III типом разреза, которая составляет 41,9 % площади объекта и 21 % эффективного объема.

Область с IV типом разреза, представленным плотными породами с редкими маломощными прослоями коллекторов, расположена в узкой зоне, разделяющей две крупные нефтяные залежи (район скв. 6, 2Д, 23). Она занимает 8,9 % площади объекта и 2 % эффективного объема.

Нефтяные залежи, рассматриваемые в качестве самостоятельных, отличаются по физико-химическим свойствам пластовых флюидов. Для северо-восточной зоны характерны пониженная плотность нефти (830 кг/м³) и высокое - газосодержание (900 м³/т). В юго-западной зоне плотность нефти увеличивается до 861 кг/м³, газосодержание уменьшается до 520 м³/т. Для обеих залежей характерна низкая вязкость нефти. 0,2–0,6 мПа·с для юго-западной зоны и менее 0,2 – для северо-восточной. По компонентному составу нефти метано-нафтенового типа, сернистые (0,54–1,98 %), смолистые (0,8–3,69 %), с невысокой концентрацией асфальтенов (0,07–0,71 %), парафинистые (3,71 – 6,64%).

Сопоставляя строение объектов, можно отметить: 1) значительное несоответствие в плане зон распространения коллекторов в нижнепермских и каменноугольных отложениях; 2) наличие литологических и фильтрационно-емкостных барьеров в отложениях всех трех объектов; 3) концентрацию пород с улучшенными ФЕС на отдельных участках в нижнепермских и каменноугольных отложениях при несовпадении их в плане; 4) ухудшение с глубиной коллекторских свойств пород в визейской и турнейской пачках.

Нефтегазоводоносность проектируемой скважины

Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному нижнепермскому карбонатному массиву с растворами29 х 16 км и амплитудой около 1700м. Залежь массивная экранируется галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми. Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи установлена продуктивность карбонатного горизонта, из которого в скважине под № 30 получен приток газа с конденсатом, дебитом 47,7 тыс.м³ / сут. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых метров до 302 м. В горизонте практически повсеместно встречаютсядоломитовые прослои толщиной от долей до 10метров. Ловушка в горизонте пластов литологически замещённые границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем газонефтяного контакта основной залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По геофизическим исследованиям средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9% , достигая иногда 13%. Резервуар основной части залежи месторождения сложен аргоногенными известняками, доломитами и их переходными разностями. Тип коллектора поровый, порово-каверновый и в меньшей мере порово-трещинный и порово-каверно-трещинный. Залежь состоит из двух частей, газоконденсата, приуроченного к нижнепермско-каменноугольным отложениям и нефтяной подушки в каменноугольных отложениях. Газоконденсатная часть залежи охарактеризована 170 скважинами. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются по скважинам от30 до 1041метра, при средневзвешенной по площади 280м. Зоны максимальных толщин приурочены к области развития нижнепермского рифогенного комплекса в центральной части месторождения, эффективный объём которого равен 30 % всей части залежи.
Карачаганакское месторождение расположено в пределах погруженной части Северо-Каспийского артезианского нефтегазоконденсатного бассейна. В осадочном чехле бассеина выделяется серия водоносных горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа (надсолевой и подсолевой), разделённых региональным водоупором соленосно-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Данные этажи представляют собой самостоятельные водонапорные системы, отличающиеся как гидродинамическим режимом, так и особенностями подземных вод. В надсолевом этаже суммарная толщина которого достигает 3500-4000м, водоносные горизонты и комплексы приурочены к отложениям четвертичного, неогенового, мелового,юрского, триасового и верхнепермского возраста. Данные о пластовых водах получены по разведочным скважинам, в которых вода изливалась.
Дебит излива колеблется по скважинам от 1,9 до 49 м³ / сут. Устьевое статическое давление составляет 2,29-3,303 МПа. Плотность воды колеблется от 1,0784 до 1,1127 кг /м³. Общая минерализация от 117 до 189 кг/м³. Пластовое давление 60,19 – 61,12 МПа. Пластовая температура на глубинах 3200-5325 м равна 353-363.Предполагаемый дебит проектируемой скважины составляет 110м³/сут или 99 тонн/сут.

1.4 Выбор и обоснование конструкции скважины

Рис. 1.4.1

2 ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Расчет обсадных колонн

Формулы для расчета.

Для определения дебита в тоннах используют:

M=P_н * V , где

P_н – плотность нефти ( возьмем 0,9 г/см³ )

V – объем в м³/сут.

Из формулы мы узнаем объем нефти за сутки в тоннах, который равняется 18 т/сут.

Далее выбираем диаметр из таблицы:

Таблица 2.1. Рекомендуемые условные диаметры эксплуатационной колонны

Благодаря таблице 2.1 мы узнали рекомендуемый диаметр эксплуатационной колонны, который равен 114мм.

Минимально допустимый диаметр Д_скв :

, где (2.2.1)

Д_м – диаметр муфты;

δ – необходимый зазор ( разность диаметров ).

Внутренний диаметр предыдущей колонны Д_вн :

, где (2.2.2)

Д_д – диаметр долота

∆ - радиальный зазор между долотом и внутренней стенкой обсадной трубы, принимается за (5 – 10 мм).

Данные берутся из следующих таблиц:

Таблица 2.2. Основные размеры обсадных труб и муфт к ним, мм

Таблица 2.3.Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадной колонны и скважины

Диаметры долот:

46;59;76;93;97;98.4;112;118;120;132;139.7;146;151;161;165.1;171.4;187.3;190.5;200;

212.7;215.9;222.3;245.9;250.8;269.9;295.3;304.8;311.1;320;349.2;374.6;393.7;444.5;490;

508;540;603.

Расчет.

1) Д_экспл. = 114 мм Д_{м.экспл.} = 127мм

Д_{скв.экпсл.}= 127+15= 142мм

Исходя из вычислений мы выберем долото под эксплуатационную

колонну следующего диаметра:

Д_{д.экспл} = 146мм

2) Д_{т.вн.конд.}= 146+2*5= 156мм

Д_конд=178,8мм Д_{вн.конд.}=165мм Толщина стенки = 6,9мм

Д_м.конд.= 194,5мм

Д_{скв.конд.}= 194,5+25= 219,5мм

Д_д.конд.= 222мм

3) Д_{т.вн.напр.}= 222+2*5= 232мм

Д_напр.= 273,1мм Д_{вн.напр.}= 255,3 Толщина стенки = 8,9мм

Д_м.напр.= 298,5мм

Д_{скв.напр.}= 298,5+35= 333,5мм

Д_д.напр.= 349мм

Начальный диаметр скважины равен 349мм.

Обоснование.

Исходя из приложенных данных и сделанных мною вычислений, параметры промывочной жидкости не изменяются до конца 2 интервала, так как эти интервалы имеют одинаковое значение коэффициента аномальности. После прохождения этих интервалов потребуется сменить буровой раствор на более утяжеленный. Для того чтобы пройти зоны АВПД с наименьшей опасностью. Обязательным будет обсадить лишь первые 2 интервала, так как они не совместимы с дальнейшим бурением. Смотря на мои расчеты можно сказать, что обсадка только первых двух интервалов поможет нам сэкономить на обсадных трубах, а то есть уменьшить затраты на их покупку. На скважину глубиной 3800 метров мне пришлось использовать 3 вида обсадных колонн, а именно:

- направляющая колонна – была спущена на глубину 50метров, в связи с тем что присутствуют гравелиты, эти породы намного прочнее суглинок и обсадная колонна будет лучше закреплена;

- колонна кондуктор ( в данном случае она является и промежуточной колонной ) – данная колонна устанавливается на границе раздела двух пород близкой крепости. Это не должно привести к авариям и затруднениям при установке обсадной колонны, что дает преимущество, глубина спуска составляет 840 метров;

- эксплуатационная колонна – эксплуатационную колонну мы опустим до конца продуктивного интервала, а это примерно 3800 метров, колонна будет надежно закреплена в породах, что хорошо влияет на процесс эксплуатации.

2.2 Обоснование выбора состава тампонажных материалов и способа цементирования