Реферат освоение и развитие аксарайского месторождения

Обновлено: 05.07.2024

Описание:
Проведение газодинамических исследований скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении ГКМ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Современный этап развития мировой энергетики обуславливает бурное развитие газовой промышленности в большинстве промышленно развитых странах мира. Совместная доля нефти и природного газа в мировом произ-водстве энергоресурсов составляет почти 65 %. В Российской Федерации эта доля превышает 80 %, из которых 49 % приходится на природный газ. Роль газа, как наиболее экологически чистого вида топлива заметно возрастает и его доля в энергобалансе мира к середине XXI века может составить 30 %.
Для России, имеющей 33 % разведанных запасов и более 40 % про-гнозных ресурсов газа, природный газ является не только эффективным энергоносителем, а так же важнейшим средством решения сложных социаль-ных и экономических проблем, имеющим первостепенное значение для по-вышения в целом уровня жизни населения. Экспорт газа позволяет покры-вать острую необходимость валютных поступлений в бюджет страны, явля-ется гарантом финансовой стабилизации и подтверждением платёжеспособ-ности перед иностранными кредиторами. Валютные поступления от газовой промышленности обеспечивают социальные затраты общества, прежде всего на медицину, образование, искусство и науку. Сооружение новых газотранс-портных систем и реконструкция действующих обеспечивает заказами отече-ственные предприятия, привлекает инвестиции и создаёт новые рабочие ме-ста. Трудно переоценить значение газификации малых городов, посёлков и сёл, а так же связанный с этим вклад газовой промышленности России в со-хранение многоукладности экономики и национальную безопасность страны в целом.
Первостепенное значение для развития топливно-энергетической от-расли России имеет освоение, ввод и рациональная эксплуатация крупней-ших в мире по запасам углеводородного сырья месторождений Западной Сибири. Основу успешного развития топливной индустрии составляют до-стижения научно-технического прогресса в области физики пласта, внедре-ние современной техники и технологии добычи нефти и газа, совершенство-вание проектных систем разработки и эксплуатации нефтяных и газовых ме-сторождений, разработка и внедрение методов увеличения компонентоотда-чи пластов.
В настоящее время огромное внимание предприятиями газодобываю-щей промышленности уделяется вопросам качественного исследования сква-жин и пластов. Методы исследования скважин и пластов предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в про-цессе его разработки. Такая информация необходима для организации пра-вильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осу-ществления рациональных способов разработки месторождения, для обос-нования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидко-сти из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при достижении наиболее высокого коэффициента неф-теотдачи.
В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважине изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижает-ся, газовый фактор изменяется. Это заставляет постоянно получать и непре-рывно обновлять информацию о скважинах и о пласте. От наличия такой до-стоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на пласте тех или иных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение отбора нефти.
После того, как установлены промышленные запасы нефти или газа и принято решение о вводе залежи в промышленную эксплуатацию, присту-пают к составлению технологической схемы или проекта разработки залежи. Для этой цели, кроме той информации, которая уже имеется и использована в подсчете запасов, необходим комплекс данных об изменении гидродинами-ческих характеристик пласта по площади залежи и в законтурной области, о продуктивности пласта в целом и отдельных его интервалов в различных ча-стях залежи, об эффективности применяемых способов вскрытия пласта и перфорации скважин, об условиях работы скважин и др.
В процессе промышленной эксплуатации скважин их исследуют глав-ным образом с целью уточнения гидродинамических характеристик пластов, выявления действительной технологической эффективности отдельных эле-ментов принятой системы разработки (система поддержания пластового дав-ления, схема расположения скважин, принятый способ вскрытия пластов, способ эксплуатации скважин и др.) и определения эффективности проводи-мых мероприятий по повышению или восстановлению производительности добывающих скважин.
При исследовании газовых скважин широко применяют различные ме-тоды определения газоконденсатности залежей с помощью передвижных установок, снабженных специальными сепараторами. Цель исследования – определение количества сырого конденсата, выделяющегося в процессе се-парации газа при различных давлениях и температурах, количества твердых примесей и жидкой фазы, выделяющейся на забое и по стволу скважины в результате снижения давления и температуры от пластовых условий до зна-чений, при которых газ поступает на устье скважины и др.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Рис. 2.1. Расчетная геометрическая модель AГКM.
Модель разделена на девять зон в соответствии с числом УППГ, вво-димых в эксплуатацию, Запасы газа приняты по объекту I (прикамский и се-веро-кельтменский горизонты); объект II (краснополянский горизонт) счи-тался непромышленным. Начальные термобарические условия залежи: тем-пература 106 0С, давление 62,4 МПа. Пористость принята постоянной и рав-ной 0,097.
Карта проницаемости подготовлена по результатам обработки иссле-дований разведочных и добывающих скважин.
Проницаемость призабойной зоны принималась с учетом СКО (увели-чение дебитов на 50%); для перехода к характеристике пласта проницаемость призабойной зоны уменьшалась в 1,5 раза.
В процессе разработки месторождения вводилось дополнительное ограничение — при снижении текущего пластовоro давления ниже 46 МПа депрессия на пласт снижалась с 15 до 12 МПа с целью отодвинуть начало ре-троградной конденсации в пласте и сроки ввода ДКС.
Начальный расчетный состав пластовой смеси был принят постоянным по площади и соответствовал данным геохимических исследований по разве-дочным скважинам. Начальное содержание конденсата 260 г/м3 газа сепара-ции. Давление начала конденсации 40 МПа. Расчет добычи конденсата про-водили по каждой скважине, так как определение его добычи по "средней" скважине неправомерно после того, как среднее давление начнет прибли-жаться к давлению начала конденсации.
Проектные добывающие скважины размещались в левобережной части месторождения с учетом охранных зон. Режим работы залежи — газовый.
Дебит скважин. Для условий АГКМ дебит — один из наиболее трудно прогнозируемых параметров. Это связано, во-первых, с недостаточной ин-формацией о продуктивности пласта по площади залежи на первом этапе проектирования, во-вторых, эксплуатация глубокозалегающих месторожде-ний природного газа на истощение сопровождается изменением во времени и по объему таких параметров, как пористость и проницаемость, вязкость и сверхсжимаемость газа, что необходимо учитывать при прогнозировании показателей раз- работки, причем вязкость и сверхсжимаемость существенно зависят от компонентного состава газа.
Кроме этого, для метана характерно снижение дебита для любого рас-смотренного типа коллектора. В то же время для смеси характер изменения дебита существенно зависит от степени сжимаемости породы.
В зависимости от степени деформируемости горных пород при сниже-нии пластового давления дебит скважин может изменяться в широких преде-лах. В условиях упругопластичных и пластичных деформаций дебит сква-жин резко снижается. В слабосжимаемых и несжимаемых коллекторах деби-ты скважин, дренирующих залежи со сложным составом газа, могут при по-стоянной депрессии на пласт даже возрастать в течение определенного вре-мени. Это объясняется изменением физических свойств природного газа – снижением вязкости и изменением коэффициента z.

Глубокие депрессионные воронки, характерные для низкопроницае-мых коллекторов, могут резко понижать добывные возможности скважин из-за быстрого снижения пластового давления (особенно в первый период), вы-падения конденсата в пласте и возможного "запирающего" эффекта, упруго-пластичных деформаций коллектора, Поэтому один из главных принципов размещения скважин — максимальное и скорейшее использование зоны экс-плуатационного разбуривания с тем, чтобы добиться быстрого выявления участков с наиболее высокой продуктивностью, минимального снижения пластового давления по площади, использования площадных перетоков газа из охранных, пойменной и периферийных зон.
Предложенная система размещения скважин учитывает также возмож-ность перехода к частичному поддержанию пластового давления.
Для Астраханского месторождения с некоторой дифференциацией рас-пределения основных составляющих пластового сырья (сероводорода и тя-желых углеводородов) при размещении скважин должно учитываться и их содержание по площади, чтобы обеспечить газохимический комплекс сырьем заданного состава, При помощи площадной модели Астраханского место-рождения был рассмотрен вопрос о распространении зоны дренирования и влиянии площадных перетоков из пойменной и охранных зон.
На рис. 2.2 и 2.3 приведены расчетная карта изобар на 4-й год разра-ботки и профили давления на различные даты.

Комментарии: 5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии по борьбе с коррозией произо-шло увеличение дебита скважины на 90 тыс. м3.Рост дебита скважины при-вел к повышению объема добычи газа на 31184 тыс. м3.
Увеличение объема добычи газа привело к экономии себестоимости 1000 м3 на 308,2 руб.
Экономия затрат на добычу газа позволила получить условно – годо-вую экономию от применения технологии очистки газа от сероводорода в сумме 15,1 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 48,3 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 36,28 млн. руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности применения технологии по борьбе с коррозией

На сегодняшний день сырьевую базу Астраханской области составляют около 20 крупных разведанных месторождений нефти, газа и конденсата на материковой части и на континентальном шельфе российского сектора Каспийского моря (см. карту). По оценкам экспертов, в области сосредоточено 96% углеводородных запасов всего Южного федерального округа. В разработке находятся всего три месторождения — газоконденсатное Астраханское, газовое Промысловское и нефтяное Бешкульское.
Добыча ведется главным образом на крупнейшем в европейской части России Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ). Его запасы оцениваются как минимум в 2,5 трлн кубометров газа и 400 млн т конденсата.
Месторождение было открыто в 1976 году, и уже через пять лет для его разработки был создан Астраханский газовый комплекс, центром которого стал Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ).

Содержание работы

Введение
3
1. Геологическое строение Астраханского газоконденсатного
месторождения
4
1.1 Назначение скважин, проектная глубина и проектный горизонт
4
1.2 Характеристика разбуриваемой площади
4
1.3 Лито-стратиграфический разрез скважин
5
1.4 Газонефтеносность
7
1.5 Гидрогеологическая характеристика
8
2. Нефтегазоностность
9
3. Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ)
13
Вывод
19
Список литературы

Файлы: 1 файл

Астраханское газоконденсатное месторождение.doc

Министерство образования Российской Федерации

Санкт-Петербургский Государственный Горный Университет

По дисциплине: Топливно-энергетические ресурсы РФ_____________________

(наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)

Астраханское газоконденсатное месторождение

Выполнил: студент гр.НГ-10-2 ______________ / Манджиев А.Е./

ПРОВЕРИЛ:

Руководитель: ассистент кафедры ГРМПИ _______________ /Новикова В.Н./

(должность) (подпись) (Ф.И.О.)

Введение

1. Геологическое строение Астраханского газоконденсатного

месторождения

1.1 Назначение скважин, проектная глубина и проектный горизонт

1.2 Характеристика разбуриваемой площади

1.3 Лито-стратиграфический разрез скважин

1.4 Газонефтеносность

1.5 Гидрогеологическая характеристика

3. Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ)

Список литературы

Введение

Добыча ведется главным образом на крупнейшем в европейской части России Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ). Его запасы оцениваются как минимум в 2,5 трлн кубометров газа и 400 млн т конденсата.
Месторождение было открыто в 1976 году, и уже через пять лет для его разработки был создан Астраханский газовый комплекс, центром которого стал Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ).

В настоящее время мощность завода составляет 12 млрд кубов газа и чуть более 4 млн т нефти и газового конденсата в год. При этом основной разработчик АГКМ, компания "Газпром добыча Астрахань" (до февраля 2008 года — "Астраханьгазпром"), более чем за 20 лет работы на месторождении извлекла не более 10% разведанных запасов.[3]

Столь низкие темпы обусловлены целым рядом факторов. Прежде всего, большой глубиной залегания углеводородов (более 4 км), сложными условиями добычи (пластовым давлением 620 атмосфер и пластовой температурой порядка 120°C) и повышенным содержанием токсичных примесей, что требует повышенных мер безопасности при добыче сырья и делает невозможным его дальнейшее использование без его первичной очистки. Кроме того, месторождение располагается в экологически чувствительных зонах (бассейн Волги).

Из-за высокого содержания кислых компонентов в добываемом газе — около 12-16% углекислого газа и 24-26% сероводорода — "Газпром добыча Астрахань" занимает в области первое место по объему выбросов вредных веществ в атмосферу, а действующие в области квоты на выбросы сернистого газа и углекислоты практически исчерпаны. Технологическая база предприятия пока не позволяет решить эту проблему.

Побочный продукт деятельности АГПЗ — сера (комовая, жидкая, гранулированная) — поставляется на химические заводы Украины, Азербайджана, Италии, Румынии, Англии, Индии, стран Африки. Однако в ближайшее время на этом рынке может наступить стагнация, так как производство опережает по объемам потребление. Мировыми производителями этого сырья, в том числе и АГПЗ, на который я в общей сложности свыше 10% мирового серы, придется искать способы экологически безопасного хранения нереализованных излишков продукции.

1. Геологическое строение Астраханского газоконденсатног о

месторождения

1.1 Назначение скважин, проектная глубина и проектный горизонт

Основным назначением проектируемых скважин является эксплуатация Астраханского газоконденсатного месторождения.

Залегание продуктивной части башкирского яруса среднекаменноугольного отдела ожидается в интервале глубин 3890-4100 м.

Проектная глубина – 4100 м.

Проектный горизонт – средний карбон.

1.2 Характеристика разбуриваемой площади

Площадь проектируемых работ расположена в левобережной части Астраханского свода, являющегося одним из крупнейших положительных тектонических элементов Прикаспийской впадины.

Впервые Астраханский свод был установлен к северо-западу г. Астрахани в результате гравиметрических исследований, производимых Нижне-Волжским геофизическим трестом в 1951 -1954 гг.

В 1961 г. сейсморазведкой КМПВ было подтверждено наличие Астраханского свода и получены сведения о глубине залегания подсолевых отложений. С 1997 года Астраханской ГЭ начались сейсмические работы МОВ с непрерывным однократным профилированием, а затем МОВ ОГТ по детализации свода, в результате чего на различной поверхности карбонатных отложений башкирского яруса среднего карбона был закартирован ряд локальных поднятий различных размеров и амплитуд.

Бурение на подсолевой палеозой также было начато в 1967 году (Степановская скв. №1). Начиная с 1970 года постепенно вводятся в бурение локальных поднятий с проектной глубиной 4500-5000 м. В результате этих работ получены сведения о проектной глубине залегания подсолевых отложений, их вещественном составе, стратиграфической принадлежности коллекторский свойствах.

Первые промышленные фонтаны газа и конденсата были получены сначала в скв. №1 Аксарайской (1974 г.), аварийный фонтан, а затем в скв. №5 Ширяевской (1976 г.) и №1 Воложковской (1977 г.).

По изогипсе – 7000 м. размер Астраханского свода составляет 250х140 км и амплитуда – 3000 м. В плане он имеет форму сегмента, обращенного выпуклой частью в сторону Прикаспийской впадины. На юге он граничит по системе глубинных разломов с мегавалом Карпинского, относящегося к Предкавказской эпигерцинской платформе.

С запада Астраханский свод граничит с Сарпинским мегапрогибом. В северной направлении подсолевые отложения резко погружаются во внутреннюю часть Прикаспийской впадины. Восточный склон не оконтурен, он располагается за пределами Астраханской области в Казахстане. В пределах большой части свода сейсмический горизонт П2, приуроченный к размытой поверхности карбонатных пород башкирского яруса среднего карбона, залегают в пределах глубин 3900-4200 м.

По мнению многих исследователей, Астраханский свод разделен Волжским глубинным развалом на два блока: левобережный и правобережный. Однако в последнее время у некоторых геологов возникли сомнения в существовании Волжского разлома. На левобережном блоке наиболее интенсивно проявилась соляная тектоника, в то время как ее проявления на левобережном блоке наиболее характерно для северного и западного участков.

На основе формационного анализа, морфологических особенностей структурных элементов, истории геологического развития, наличия региональных перерывов и угловых несогласий в осадочном чехле установлены два структурных этажа: нижний – подсолевой, сложенный толщей терригенных – карбонатных парод палеозойского возраста и верхний, кунгурского до четвертичного возраста включительно.

Сложный характер тектонического развития Астраханского свода обусловил формирование в каждом структурном этаже различного типа локальных структур и приуроченных к ним ловушек нефти и газа.

В надсолевом комплексе закартирован ряд локальных поднятий и солянокупольных структур по отложениям верхний перми, триаса, юры, мела, палеогена. Как правило, эти структуры незначительны по размерам и амплитудам.

1.3 Лито-стратиграфический разрез скважин

Каменноугольная система, Средний отдел (4100-3890 м.)

Среднекаменноугольные отложения представлены преимущественно органогенным, оолитовым известняками, формирование которых происходило в прибрежных условиях. Характеризуются они первичной и вторичной пористостью. Открытая пористость составляет 5-16%, при среднем значении 10,1%, проницаемость изменяется от 98х10-6 до 0,04 дарси, а трещинная от 18х10-7 до 196х10-5 дарси в нижней части разреза залегает пласт глин мощностью 5-7 м. Вскрытие среднекаменноугольных (продуктивных) отложений намечается на глубине 3890 м.

Пермская система, Нижний отдел (3890-2000 м)

Отложения присутствуют в составе сакмаро-артинского и кунгурского ярусов.

Сакмаро-артинские отложения представлены в верхней части известняками и долмитами с прослоями аргиллотов, в нижней, преимущественно аргиллитами. Доломиты сильно глинистые, битуминозные, с многочисленными включениями органических остатков.

В аргиллитах отмечается конкреции и кристаллы пирита. Нерасчленность толщи на ярусы связаны с неполнотой геологических сведений.

Породы крепкие, плотность их ориентировочно составляет 2,6 г/см3. В целом толща не является коллектором и служит достаточно надежной покрышкой для нижележащего продуктивного пласта. Вскрываются сакмаро-артинские отложения на глубине 3810 м. и имеют мощность 80 м.

Породы кунгурского яруса представлены сульфатно-галогеновыми образованиями.

В верхней части разреза – чередование пачек солей, ангидритов. В средней части, занимающей две трети разреза, залегают соли с единтичными маломощными просолями ангидритов. В нижней части разреза в солях отмечаются пачки ангидритов, песчаников.

Для частей разреза с просолями и линзами терригенных парод характерных зоны АВПД и распопроявления дебитом от 4-6 м3/сут. до рапы различна и колеблется от 0,145 до 0,230 кгс/м2 на 1 м. Ожидаемая глубина вскрытия кровли пород кунгурского яруса – 2000 м. Мощность пород яруса -1810 м.

Интервалы залегания солей: 2075-2225 м., 2275-2435 м., 2475-2630 м., 2705-3025 м., 3045-3275 м., 3385-3535 м., 3600-3810 м.

Мезозойская группа, Триасовая система, Нижний отдел (2000-1740 м.)

Нижнетриасовые отложения сложены песчаниками, алевролитами, с преобладанием последних. Окраска пород различная, преимущественно красноцветная.[6]

По коллекторским свойствам отложения неравнозначны. Пористость их колебается от 5 до 20%.проницаемость – от единиц до нескольких сотен мд.

Кровлю триасовых отложений ожидает встретить на глубине 1740 м. Предполагаемая мощность 260 м.

Юрская система, Средний отдел (1740-1440 м.)

Породы байоского яруса сложены в нижней части разреза чередованием песчаников и глин с преобладанием песчаников. Мощность этой части разреза составляет 65 м. Верхняя часть разреза представлена толщей глин с 1-2 прослоями маломощных песчаников в середине толщи. Мощность ее достигает 235 м.

Песченики обладает хорошими коллекторскими свойствами: пористность их составляет 20-25 %, проницаемость 150 – 300 мд. Вскрытие кровли юрских отложений предполагает на глубине 1440 м, мощность 300 м.

Меловая система, Нижний отдел (1440-1100 м)

В отложениях нижнего отдела выделяются породы аптского и альбского ярусов. Аптские породы представления в нижней части песчаниками, в верхней части – глинистыми. В отложениях альбского возраста наблюдается чередование песчаников, алевродитов и глин. Породы обладают средней крепостью: пористость их достигает 31%, проницаемость 1,1 Д.

Породы нижнего мела предполагается встретить на глубине 1100 м. мощность 340 м.

Верхний отдел (1100-810 м)

Сложен породами сеноманского, сантонского, кампанского и маастрихтского ярусов. Сеноманский ярус сложен глинисто-алевролитовыми образованиями с единичными прослоями мергелай и карбоновых глин.

Коллекторские, фильтрационные свойства этих отложений не изучались.

Верзнемеловые отложения предположительно будут вскрыты на глубине 810 м и будут иметь мощность 290 м.

Кайнозойская группа, Палеогеновая система (810-560 м)

Нерасчленные отложения палеогенового возраста представлены преимущественно глинистыми образованиями. Вскрытие их предполагается на глубине 560 м., мощность 250 м.

Неогеновая система (560-100 м)

Отложения акчагыльского и апшеронского ярусов верхнего отдела неогена представлены глинами с прослоями песка. Вскрытие их предпологается на глубине 100 м, мощность 460 м.

Четвертичные отложения (100-0 м)

Четвертичные отложения залегают с поверхности, представлены глинами, суглинками, супесями, песками и имеют мощность 100 м.

Уважаемый посетитель! Этот замечательный портал существует на скромные пожертвования.
Пожалуйста , окажите сайту посильную помощь. Хотя бы символическую!
Администрация сайта благодарит Вас за вклад, который Вы сделаете .

Доктор геолого-минералогических наук Г. А. Габриэлянц

В мире открыто более 35 000 месторождений нефти и газа. Есть гигантские по площади и уникальные по запасам, есть и скромные. Есть месторождения со сложным флюидальным составом, когда вместе с углеводородами газовые залежи содержат значительные примеси сероводорода, углекислоты, азота, инертных газов… Особый интерес для промышленности сегодня представляют газоконденсатные месторождения. Конденсат — тоже смесь углеводородов; в недрах она растворена в легких углеводородах природного газа. Но при извлечении на поверхность именно эта фракция переходит в жидкую фазу и может быть использована как аналог бензина или добавка к нему.

Наш рассказ — о месторождении, которое одновременно содержит значительные запасы и углеводородного газа, и конденсата, и сероводорода, и некоторых других полезных компонентов. Оно находится (и уже готовится к разработке) не где-то в таежных дебрях или в заполярных тундрах, а в европейской части страны, в обжитом районе — всего лишь в 80 километрах от Астрахани.

Естествен вопрос: почему Астраханское месторождение не было открыто раньше. Ведь о многочисленных нефте- и газопроявлениях на большой территории к северу от Каспийского моря (в районах Эмбы, Доссора и Маката) известно давно. Еще в XVII веке здесь, как и на территории Азербайджана, нефть черпали из ям и колодцев. Использовали ее в качестве топлива, смазки и даже как лекарство… Потом пришло время Баку, Эмбы и Грозного. Приволжский — саратовский газ пошел по нитке трубопровода в Москву в трудные военные годы. Бурили скважины и в Астраханской области. Кое-что находили, но так, по мелочи. Астраханское же месторождение было до поры до времени недоступно. Чтобы объяснить, почему это произошло, расскажем тем, кто этого не знает, как выглядит залежь. Сами ничего придумывать не будем — обратимся к авторитетам. Д. И. Менделеев:

огромная территория — от Саратова и Оренбурга на севере до Астрахани и Гурьева на юге, от Урала на востоке до Волги на западе — это единая нефтегазоносная провинция;
известный с начала века нефтеносный Эмбенский район — лишь малая частица этой провинции;
нужно бурить на большие глубины, под мощные соленосные покрышки широко распространенные по всей этой территории;
именно здесь на больших глубинах под слоями древних солей нужно искать и можно найти скопления нефти и газа.

Еще несколько слов о геофизике и ее роли в сложном научно-производственном процессе поиска месторождений.

Геофизика изучает различные физические поля, естественным образом связанные с горными породами либо искусственно возбуждаемые в земных недрах исследователями и поисковиками. Аномальное поведение этих полей связано с различными геологическими объектами, в том числе нефтяными и газовыми месторождениями.

Геофизические работы и глубокое бурение, нацеленные на поиск скоплений нефти и газа в подсолевых отложениях Прикаспийской нефтегазоносной провинции, начались в шестидесятых годах. В результате этих работ и было открыто, а затем и оконтурено знаменитое ныне Астраханское месторождение.

Открытие

Первые геофизические работы, проведенные в 1968—1973 гг. на юге Прикаспийской нефтегазоносной провинции, позволили выявить в подсолевых ртпо- жениях возможные ловушки нефти и газа. Однако, несмотря на их многообещающие названия — Долгожданная, Пионерская и другие, нефти и газа в скважинах, пробуренных на этих площадях, не оказалось.

Первые неудачи, конечно же, огорчили, но поиски продолжались. Еще до выявления ловушек геофизическими (гравиметрическими) методами был открыт крупный Астраханский свод. Геологи-оптимисты настаивали на бурении скважин, направленных в наиболее приподнятую часть свода. Те, кто поосторожнее, советовали не спешить с бурением. Используя сейсморазведочные методы, геофизики в 1975 г. построили карту подсолевых отложений Астраханского свода и только после этого прибегли к дорогостоящему, но неизбежному процессу бурения. В августе 1976 г. из скважины № 5 Астраханской был получен первый промышленный фонтан. Да какой! В сутки скважина дает 400 тысяч кубометров уникального по составу газа. На малогабаритной сепарационной установке из каждого кубометра этого газа извлекли по 220 см легкой нефти.

Открытие! И не просто открытие нового месторождения — открытие нового этажа нефтегазоносности. А это означало, что в старейшей нефтегазоносной провинции могут быть обнаружены и другие новые месторождения.

Они не заставили себя ждать: 1978 г.— Жанажольское, 1979 г.— Тенгизское, Кенкиякское и Карача анакское… Все вместе они образуют то, что теперь называется Прикаспийской нефтегазоносной провинцией.

Какое оно — Астраханское месторождение

Для того чтобы нагляднее представить его, предлагаю мысленно спуститься на глубину 4000 метров. Мы окажемся в мощной толще известняков, которые 350—400 млн. лет тому назад откладывались в относительно спокойной, теплой, воде неглубокого древнего моря.

Разглядев эти твердые породы под лупой, мы увидели бы, что в них имеются насыщенные газом мелкие поры. Есть еще мелкие трещины и каверны, но они, к сожалению, не оказывают существенного влияния на емкостные и фильтрационные свойства породы.

Опустимся еще на несколько сот метров ниже кровли известняков и увидим, что в порах вместо газа — соленая вода. Она ровным слоем подстилает всю залежь.

А что сверху, над газом? Почему он остается в недрах, не рвется вверх? Оказывается, над пористыми известняками древнее море, интенсивно испаряясь, образовало мощные соленосные отложения. Каменная соль сделала эту породу фактически газонепроницаемой. Правда, похоже на менделеевское описание нефтегазовой залежи? Классика!

метана (в объемных процентах) — 53, сероводорода — 24, двуокиси углерода — 18, этана — 2,25, пропана — 0,88, бутанов — 0,57, азота — 0,5. В микроколичествах есть гелий и другие инертные газы, есть и органические соединения серы — меркаптаны. А еще в каждом кубометре этого газа растворено от 200 до 400 граммов-конденсата плотностью 0,81 г/см3. Конденсат содержит: ароматических углеводородов — 36, 4 %, нафтеновых — 22 4 %, парафиновых — 41,2 %; ценнейший комплекс химического, сырья. Как, впрочем, и сам газ.

Заканчивая путешествие, сделаем физические замеры. Ого! Средняя температура в залежи составляет 106,6 °С, а давление — 603 атм. Хорошо, что мы путешествовали по залежи лишь мысленно…

А над ней невозмутимо текут Волга с Ахтубой, расстилаются вокруг барханы, колышутся степные ковыли. Умница-природа надежно изолировала месторождение от нерестилищ волжской рыбы, от бахчей и пастбищ. И мы должны следовать этой мудрости.

Здесь жестко определены границы охранной зоны. Туда, где может возникнуть опасность малейшего загрязнения волжской воды, геологов и газовиков близко не подпускают. Астраханский комплекс требует комплексного подхода, при котором природоохранные действия не могут отставать от чисто производственных. Об этом чуть позже, а здесь необходимо сказать еще об одном.

Кому-то нижневолжская степь может показаться малопривлекательной, нам же, геологам, она представляется благодатнейшим по природным условиям местом. Не заполярная Сибирь с морозами и болотами, не Каракумы с многометровыми барханами и сорокаградусной жарой в тени. Здесь сравнительно мягкий климат, есть железная дорога со станциями Аксарай и Досанг, есть автодороги, развита гидрологическая сеть с речными портами, близко славный город Астрахань с мощным грузовым портом…

Так какое же оно, Астраханское месторождение?

Разведка месторождения

Другая, и тоже главная задача разведчиков на официальном языке формулируется так: создать оптимальную систему пространственного размещения минимального числа скважин с целью получения геологической информации, необходимой для достоверного подсчета запасов и подготовки исследуемой залежи к разработке. Что за этим стоит?

Для изучения особенностей геологического строения и подсчета запасов Астраханского месторождения был применен новый подход. Министерство геологии СССР создало специальную научную группу из ведущих ученых отрасли. Вместе с геологами-производственниками она разработала комплекс действий (в бумагах это называют мероприятиями), позволяющий обойтись минимальным числом скважин и до середины будущего года завершить разведку основной части месторождения. Расстояния между скважинами больше обычного; результаты бурения дополнялись интерполяцией наземных геофизических исследований. Автоматизированная обработка материалов с построением карт на ЭВМ — само собой.

Результат: из 14 первых скважин, пробуренных по этой методике, не оказалась пустой ни одна. Пока прогнозы полностью оправдываются.

Эксплуатация

Разработка Астраханского месторождения связана с еще большими трудностями, чем разведка. Для извлечения газа из недр нужны уже не десятки, а сотни скважин. А сероводород — это не только яд практически для всего живого, но и коррозионно-агрессивный агент. Условия эксплуатации осложнены еще многими физическими и химическими факторами, в частности гидратообразованием и возможным отложением серы на стенки скважин.

Казалось бы, ну зачем все эти сложности газовикам, когда на севере Тюменской области есть еще запасы хорошего и сухого газа на глубине всего 1000 метров, есть каракумский газ, есть и другие месторождения?

Может, не стоило бы пока заниматься астраханским газом, будь он только сырьем энергетическим. Но газ Прикаспия — бесценное химическое сырье, основа создающейся в нашей стране новой — газохимической отрасли. Он носитель серы и сероорганических соединений, легкой нефти и ароматических углеводородов, источник этана, пропана, бутана и т. д. Ясно, что принципы и условия разработки здесь должны отличаться от эксплуатации чисто газовых месторождений. Это месторождение может и должно стать важным источником серы в масштабах страны. А еще в нем значительное количество очень ценной легкой нефти, которую должно извлечь из недр с максимальной полнотой.

Нельзя согласиться с теми, кто при эксплуатации Астраханского месторождения намеревается брать из недр лишь 30—40 % содержащихся там газа и конденсата. Это крайне мало. Рациональными для этого месторождения могут быть лишь такие методы добычи, которые наиболее полно использовали бы пластовое давление. Нужны будут и вторичные Воздействия на пласт.

Опытная эксплуатация Астраханского месторождения должна вот-вот начаться. Уже на этой стадии на газоперерабатывающем заводе будет получено много серы и легкой нефти, сотни тысяч тонн сжиженного газа.

Но рассматривать этот первый этап разработки месторождения следует не только как возможность скорейшего получения нужной продукции, а как этап отработки новых — комплексных по сути технологических решений. Для многих очевидно, что содержащееся в астраханском газе значительное количество С02 может быть средством интенсификации добычи и поддержания давления в пласте в будущем. Идея комплексных, безотходных по сути производств — единственно приемлемая при освоении и эксплуатации этого месторождения. И нельзя забывать, что окружающая среда здесь, как, впрочем, и везде, не абстрактное понятие. Это Волга и ее дельта…

Переход России на рыночные отношения в корне изменил концепцию управления персоналом в целях повышения эффективности производства как условия конкурентоспособности предприятия. Современная концепция управления персоналом на предприятии (организации, фирме) предполагает выработку и реализацию кадровой политики. В этой связи проблемы, связанные с кадровой политикой предприятий, приобретают особую значимость.

Прикрепленные файлы: 1 файл

политология.docx

Полезные ископаемые Астраханской области

До 30-х годов 20 века разведкой и изучением углеводородных месторождений (нефть, газ) до глубины 300-350 м занимались отдельные ученые-энтузиасты. В области неоднократно ставился вопрос о необходимости приступить к исследовательским работам. На край не располагал необходимыми средствами для проведения работ. Только в послевоенные годы разворачиваются геологоразведочные работы. В 1950-х годах было открыто газовое Промысловое месторождение, которое позволило газифицировать жилые и промышленные объекты города Астрахани и ряда поселков.

В 1960-х годах разведано небольшое Бешкульское месторождение нефти.

В начале 1970-х годов было открыто Бугринское месторождение газа. Но использовать его для газификации области оказалось нерентабельным ввиду зараженности газа сероводородом.

В шестидесятые годы в Астрахани в связи с ростом промышленных предприятий, увеличением жилищного строительства, истощением запасов эксплуатируемых промышленных месторождений стал наблюдаться дефицит в газовом снабжении. Ряд предприятий пришлось перевести на другой вид топлива (мазут, уголь).

В 1990-1991 годах были открыты нефтяное Верблюжье и газовое Северо-Шадринское месторождения, которые сейчас находятся в стадии детального изучения.

С озером Баскунчак связано одно из величайших в мире месторождений высококачественной поваренной соли. Она содержит 98% хлористого натрия и считается одной из лучших в мире.
Озеро питают неглубоко залегающие подземные воды, водоупорным слоем которых является каменная соль. Ежегодно источники выносят 800-900 тыс. тонн соли. Соленость водного раствора соли (рапы) составляет 300 промилле. Рапа покрывает поверхность озера на 0,5 – 0,7 м только в холодное время года, после выпадения осадков, таяния снегов. Летом вода испаряется, соль в виде кристалликов оседает на поверхность озера. Соль залегает до глубины 600 м. Соляная толща чередуется прослойками глин, песков.
Добывают соль трех сортов: новосадку, гранатку (рыхлая масса из кристалликов) и чугунку (плотная каменная масса, которую приходится размалывать). Соль баскунчакская составляет 80% все российской соли. Поэтому озеро Баскунчак по праву называют всероссийской солонкой.

Особая роль среди месторождений строительных материалов принадлежит крупнейшему в России Баскунчакскому месторождению гипса. Гипс добывают их карьера глубиной до 40 м с проведением взрывных работ. Глыбы, обрушившиеся после взрыва, вывозят на машинах из карьера на поверхность, где подвергают дальнейшей переработке.

Для кирпично-черепичного и керамзитного производства используются глины, суглинки. Для производства кирпича и черепицы освоены 18 месторождений, на базе которых действует несколько кирпичных заводов. Для производства силикатных изделий используют два крупных месторождений песка: Стрелецкое и Волжское. В 5,5 км восточнее озера Баскунчак расположено Кубатауское месторождение известняков, из которых производят строительную известь. Также в окрестностях озера Баскунчак выявлены выходы минеральных красок, представленные красящими охристыми глинами триаса.
Область располагает огромными запасами минеральных вод и лечебных грязей, которые ждут своего детального изучения и освоения. В данный момент в Астрахани открыт грязево-лечебный курорт Тинаки.
Для кирпично-черепичного и керамзитового производства используются глины, суглинки. Для производства кирпича и черепицы освоены 18 месторождений, на базе которых действуют 20 кирпичных заводов. Для производства силикатных изделий используют два крупных месторождения песка: Стрелецкое и Волжское.

Формирование Баскунчакского соляного массива

Морские и континентальные условия одновременно на всей территории были неодинаковыми. Например, в раннепермское время 240 млн. лет назад южная часть Астраханской области представляла собой невысокую горную страну, а к северу от широты г. Астрахани простиралось мелководное соленое море. Климат был жарким и засушливым. В условиях большой испаряемости и малого количества осадков в мелководных заливах накапливались соленосные осадки мощностью в несколько сот метров. Шло образование каменной соли. Со временем морской бассейн сокращался, с окружающей суши начался снос горных пород и приток пресной воды. На поверхности соли шло образование новых отложений, составной частью которых явился гипс. В последующее геологическое время породы этого возраста перекрывались более молодыми. Под большим давлением вышележащих отложений на отдельных участках соль, обладая текучестью, начала выдавливаться вверх и приподнимать перекрывающие ее горные породы. Образуются поднятия. Более крупные из них называются соляными массивам, и более мелкие - соляными куполами.

Интенсивные поднятия каменной соли, переходящие от одного геологического этапа к другим, включая современный, отмечаются северо-восточной части области. Это привело к образованию обширного Баскунчакского соляного массива с наиболее высокой точкой на горе Большое Богдо. На поверхность этой горы выходят отложения триасовых пород, образовавшиеся около 200 млн. лет назад

Формирование Астраханского серогазоконденсатного месторождения

Примерно 300 млн. лет назад территория, соответствующая южной части области, была морским бассейном. В условиях теплого климата широкое развитие в нем получили морские организмы, после отмирания которых на дне накапливались ракушки. В последующие геологические эпохи ракушки уплотнялись под действием вышележащих новых отложений и превращались в известняк. В позднекаменноугольное время в результате положительных тектонических подвижек часть территории к северу от Астрахани была выведена из-под уровня моря. Образовалось поднятие - структура, которая на современной тектонической карте имеет название Астраханский свод. В последующие геологические периоды на этом участке вновь установились морские условия, сверху известняков накапливались глины, ангидриты, соли, и произошло погружение их на глубину 2000 - 2500 м. В условиях высокого давления и высоких температур стали активно протекать процессы нефтегазообразования. Известняк - пористая горная порода, в нем шло накопление газа, конденсата, сероводорода. В дальнейшие геологические эпохи морские условия чередовались с континентальными. Известняки оказались погруженными на глубину порядка 4000 м, давление в них достигает 630 атм, температура выше 100°С.
В настоящее время прикаспийский регион приобретает для России все возрастающее значение в связи с имеющимися ресурсами нефти и газа. Прогнозные запасы российского сектора Каспийского моря сопоставимы с ресурсами Азербайджанской части и по экспертной оценке составляют не менее 1,0 млрд. тонн нефти и не менее 1,0 трлн. куб. м газа. В этом районе разведано восемь нефтегазовых месторождений, освоение которых планируется начать в 2008 году. При этом, ежегодный объем добычи составит около 10 млрд. куб. м газа и 4 млн. тонн нефти. В прилегающей к Астраханской области северной части Каспийского моря на малых глубинах и вблизи береговой черты моря открыто не просто отдельно взятое месторождение, а обнаружена целая нефтегазоносная провинция, что по российским масштабам является исключительным случаем и перспективным в освоении углеводородов Каспия.

Читайте также: