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.