Производственная деятельность

Обзорная информация по разрабатываемым месторождениям.

ТОО «СП «Казгермунай» имеет на балансе 6 отдельных месторождений нефти, газа и конденсата, в том числе Акшабулак Центральный, Акшабулак Восточный, Акшабулак Южный, Нуралы, Аксай и Аксай Южный (газоконденсатное).

Сфера деятельности ТОО «СП «Казгермунай» являются разведка, разработка, добыча и сбыт углеводородного сырья.

Выработанность  извлекаемых запасов на текущий момент составляет 78%, при утвержденном коэффициенте извлечения (КИН) - 53%. 

На данный момент разрабатываться проекты на увеличение производственных мощностей компании направленные на увеличение нефтеотдачи  пластов и коэффициента нефтеизвлечения по месторождения ТОО «СП «Казгермунай».      

Из года в год планка производственных показателей компании поднималась все выше и выше. Так, в 2009 году добыча углеводородов достигла максимального уровня 3,202 миллиона тонн. На протяжении последних девяти лет Компания стабильно держит планку добычи нефти на уровне 3,0 млн. тонн в год,  что позволяет ТОО «СП «Казгермунай» быть на ряду крупнейших нефтедобывающих компаний Кызылординской области и входить в десятку крупных нефтедобывающих компаний Республики Казахстан

Месторождение Акшабулак Центральный

Нефтяное месторождение открыто в 1989 г. по результатам бурения поисковой скважины №7. Находится в 75 км к югу от крупного месторождения Кумколь и занимает площадь в 235 квадратный километр. Это самое крупное месторождение ТОО «СП «Казгермунай» по запасам и объему добычи нефти. Месторождение разрабатывается с октября 1996 года.

Месторождение Акшабулак Восточный

Было открыто в 1989 году бурением скважины №2.

Находится в 10 км северо-восточнее от месторождения Акшабулак Центральный. Восточная часть месторождения разрабатывается компаний ТОО «Саутс Ойл». Месторождение разрабатывается с октября 1999 года.

Месторождение Акшабулак Южный

Было открыто в 1989 году бурением скважины №3.

Нефтяное месторождение непосредственно примыкает с юга к разрабатываемому месторождению Акшабулак Центральный. Месторождение разрабатывается с декабря 2004 года.

Месторождение Нуралы

Структура Нуралы была обнаружена в 1983 году.

Структура находится в 35 км к северо-западу от месторождения Акшабулак и покрывает площадь в 350 квадратных километров.

Это второе месторождение ТОО «СП «Казгермунай» по запасам и объему добычи. Нефть была впервые обнаружена в 1987 году, а добыча началась в июне 1996 года.

Месторождение Аксай

Газонефтяное месторождение Аксай было обнаружено в 1988 году.

Находится в 25 км к западу от месторождения Акшабулак и занимает площадь в 296 квадратных километров. Месторождение разрабатывается с 1998 года.

Месторождение Аксай Южный

В 2016 году были проведены работы по разделению и разобщению месторождения Аксай на самостоятельные структуры, в связи, с чем запасы углеводородного сырья были подсчитаны отдельно для месторождения Аксай и Аксай Южный.

Разработка месторождения Аксай Южный, уже как самостоятельное месторождение, началась в 2017 году.

Технология производства

Добыча нефти и газа осуществляется фонтанным и механизированным способом. Действующий фонд добывающих скважин составляет 219 скважин, из них 16 фонтанирующих скважин, 187 скважин фонд УЭЦН, 12 скважин фонд ШГН, 4 скважин технология плунжер лифт.

Система сбора и транспорта продукции нефтяных скважин состоит из объектов, включающих в себя оборудование, трубопроводы, запорно-регулирующую арматуру предназначенную для сбора и транспортировки продукции со скважин до объектов подготовки и транспортировки нефти и газа. Основная технологическая схема сбора в ТОО СП КГМ выглядит следующим образом: устье добывающей скважин (приустьевая площадка) - выкидная линия из стекловолокнистого трубопровода диаметром 3", 4" дюйм (в зависимости от дебитных характеристик скважины) - автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ) - сборный коллектор из стекловолокнистого трубопровода диаметром 6", 8"дюйм - входной манифольд объекта подготовки скважинной продукции. В некоторых участках для снижения давления в системе сбора используется групповые установки для сепарации газа и раздельной транспортировки жидкости и попутного газа до объектов подготовки нефти и газа. На месторождении Нуралы для снижения давления в системе сбора эксплуатируются дожимные насосные станции с мультифазными насосами перекачки скважинной продукции в направлении объектов подготовки нефти и газа. Все добывающие скважины оснащены системой телемеханики с установкой необходимых датчиков, реализована беспроводная передача данных. В режиме реального времени в диспетчерский центр (и на мониторы инженер технологов) предаются параметры с устья скважины в том числе с глубинно-насосного оборудования от станции управления. Устье фонтанных скважин оснащены отсекающими клапанами, станции управления механизированных скважин оснащены электроконтактными манометрами, в случае изменения давления на выкидной линии от заданного диапазона добыча автоматический прикрывается.

Cкважинная продукция по системе внутри-промыслового сбора поступает в цех подготовки и перекачки нефти для подготовки нефти до товарной кондиции с последующей подачей в систему магистральных нефтепроводов АО «КазТрансОйл». Попутный нефтяной газ, сепарированный на различных этапах дегазации нефти по газопроводам поступает в установку подготовки газа, где вырабатывается сухой и сжиженный газ для последующей реализации потребителям. Процесс подготовки нефти осуществляется термохимическим методом, ввод деэмульгатора, подогрев, первая-вторая-концевая ступени сепарации, отстой в резервуарах. Технологический процесс характеризуется непрерывностью, законченностью технологического цикла. Весь технологический комплекс выполнен на основе строительно-технологических блоков, оснащенных приборами контроля и регулирования и системами автоматизации, являющимися частью общей системы автоматического управления ЦППН.

Очищенный сухой товарный газ от установок подготовки газа подается:

  1. На собственные технологические нужды;
  2. На отчуждение национальному оператору АО «КазТрансГаз»;
  3. Сжиженный газ подается на участок хранения и транспортировки СУГ и далее реализовывается потребителям;

Блочно-кустовая насосная станция (БКНС) представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. В состав сооружения входит резервуарный парк временного хранения сточной воды с линией слива нефтяной пленки, площадка бустерных насосов, площадка высоконапорных нагнетательных насосов, узел учета расхода воды, напорный коллектор, вода-распределительный пункт (ВРП) с запорно-регулирующей арматурой и средствами измерения давления, температуры и расхода воды. От ВРП идет разветвление нагнетательных линий диаметром 4" дюйм (стеклопластиковый трубопровод) подключенные на райзер приустьевого манифольда нагнетательных скважин. С целью подавления роста бактерий в пласте, в сточную воду закачиваемый в пласт добавляется химический реагент бактерицид предназначенный для борьбы с аэробными и сульфатредуцирующими бактериями. Также осуществляется ингибирование с целью снижения фоновой скорости коррозии рабочей среды и снижения агрессивного воздействия на технологического оборудования и трубопроводы системы поддержания пластового давления.

Автоматизация технологических процессов.

Контроль технологического процесса на добывающих скважинах осуществляется с помощью измерительных приборов,  установленных на устье скважины (трубное, затрубное давление, давление на выкидной линии и температура). Дополнительно на скважине установлены технические электро-контактные манометры и  термометры. На всех скважинах механизированного фонда ЭЦН установлены станции управления. Система под управлением контроллеров контроллеров SIEMENS в режиме онлайн передает необходимые данные со всех скважин, в т.ч. фонтанных и ШГН в диспетчерский пункт (ситуационный центр на м/р Акшабулак).

Газожидкостная смесь добывающих скважин по выкидным линиям поступает в АГЗУ ОЗНА-МАССОМЕР для замера дебита скважинной продукции. Все АГЗУ оснащены высокоточными кориолисовыми расходомерами по жидкости и газу, обводненность измеряется полно-диапазонным поточным влагомером. Все данные с АГЗУ, также в режиме онлайн поступают  в диспетчерский пункт.

Далее газожидкостная смесь поступает в цеха подготовки и перекачки нефти, газа, которое включает в себя технологическое оборудование: сепараторы, печи, компрессора, насосы  и т.п. Каждый технологический узел оснащается необходимыми измерительными приборами: уровнемерами раздела фаз, расходомерами и другими необходимыми датчиками контроля технологических параметров, а также исполнительными механизмами (регулирующие клапана и т.п.).  Учет конечной продукции: товарной нефти, сухого товарного газа и СУГ осуществляется на специализированных узлах учета, оснащенных необходимыми расходомерами с высокой точностью.

Все объекты управляются программируемыми логическими контроллерами SIEMENS SIMATIC S7-400, с удаленными станциями ввода-вывода STAHL и SIEMENS.

Система управления БКНС, также построена на базе контроллеров SIEMENS S7-400. С помощью полевого оборудования (датчики давления, температуры, вибрации, положения), электрических исполнительных механизмов (задвижки), установленных программ и технологических уставок, осуществляется контроль и управление насосными агрегатами. Учет воды осуществляется по каждой нагнетательной скважине электромагнитными расходомерами.

На верхнем уровне для автоматизации контроля и управления технологическим процессом в режиме реального времени, на всех производственных объектах используется  SCADA система  SIEMENS WinCC.

 

Блог правления

Лю Шаою
Генеральный директор. Председатель правления.
Абдирахманов Нуржан Базарбаевич
Первый заместитель генерального директора, Член правления

Задать вопрос