Campo de condensado de gas y petróleo de Karachaganak

Campo de condensado de gas y petróleo de Karachaganak
kaz.  Karashyganak munai-gas-condensado kenorna
51°09′ N. sh. 52°58′ E Ej.
País
RegiónRegión de Kazajstán occidental 
usuario del subsueloOperación de petróleo de Karachaganak 
Historia
año de apertura1979 
Minería
Equilibrar las reservas de petróleo1.200 millones de toneladas 
Equilibrar las reservas de gas1350 mil millones de m³
Producción anual de petróleo139,5 millones de barriles 
punto rojoCampo de condensado de gas y petróleo de Karachaganak
punto rojoCampo de condensado de gas y petróleo de Karachaganak

El campo de condensado de gas y petróleo de Karachaganak ( Karachaganak , Karashyganak , Kaz. Karashyganak  - bahía negra) es un campo de condensado de gas y petróleo de Kazajstán , ubicado en el distrito de Burlinsky de la región de Kazajstán occidental , cerca de la ciudad de Aksai . Se refiere a la provincia de petróleo y gas del Caspio .

Inaugurado en 1979. El desarrollo industrial comenzó a mediados de la década de 1980 por la asociación de producción Orenburggazprom del Ministerio de Industria del Gas de la URSS. En 1989, el ministerio se transformó en State Gas Concern Gazprom . Hasta la fecha, el operador del campo es el consorcio Karachaganak Petroleum Operating .

Características de los yacimientos

El levantamiento de Karashyganak está representado por una estructura de arrecife de hasta 1,7 km de altura. Depósito de condensado de petróleo y gas, masivo [1] . La altura de la parte de condensado de gas alcanza los 1420 m, el espesor de la capa de aceite es de 200 m, el área del depósito es de 29 × 16 km [2] .

Los depósitos productivos son capas desde el Devónico Superior hasta el Perm Inferior [1] , compuestas principalmente de piedra caliza y dolomita . La permeabilidad promedio de la parte del tanque saturada con gas es de 0,08 µm² y la parte saturada con aceite es de 0,05 µm². El espesor efectivo promedio del yacimiento saturado de gas es de 200 m, el saturado de petróleo es de 45,7 m, el coeficiente de saturación de petróleo es de 0,92. El límite superior del grupo de depósitos se encuentra a una profundidad de 3526 m. Se observa una conexión de gas-petróleo alrededor de los 4950 m, una conexión de agua-petróleo está alrededor de los 5150 m. El agua subterránea está altamente mineralizada (112–159 g/ l) con predominio de cloruro y sulfato de calcio [2] .

Las reservas iniciales del campo son 1,35 billones de m³ de gas y 1,2 billones de toneladas de petróleo y gas condensado . La densidad del condensado varía de 778 a 814 kg/m³. La densidad del aceite oscila entre 810 y 888 kg/m³. El aceite contiene: azufre hasta un 2 %, parafinas hasta un 6 %. El gas del yacimiento consiste en metano  - 70 %, etano  - 6 %, propano  - 3 % y otros gases - 21 %. El contenido de sulfuro de hidrógeno en el gas es de hasta el 4%. La presión del gas en el yacimiento es de 600 atmósferas [1] . El petróleo en la parte noreste es más ligero que en el suroeste [2] .

Operadores de depósitos

Inicialmente, se asumió que las materias primas del campo se enviarían por completo para su procesamiento en la planta de procesamiento de gas de Orenburg de la asociación de producción Orenburggazprom. A principios de la década de 1980, en el territorio del campo, bajo la supervisión de empresas de Alemania Occidental e Italia, se construyó una unidad de tratamiento de gas complejo (CGTP), un complejo de equipos complejos que limpia el gas proveniente de los pozos de impurezas de parafina, azufre, etc., llevando el gas al estado físico y químico tecnológicamente necesario para su posterior transporte a través del gasoducto hasta la planta de procesamiento de gas de Orenburg . Con el crecimiento de la producción de gas y condensados, se hizo necesario, con la participación de operadores extranjeros del campo, instalar ya varios GTP. Después de obtener la independencia, el gobierno de Kazajstán se negó a cooperar con RAO " Gazprom " y comenzó a buscar socios extranjeros para el desarrollo del campo.

Inicialmente, el campo, bajo los términos de un acuerdo de producción compartida, está siendo desarrollado por un consorcio internacional compuesto por British Gas y Eni (32,5% cada uno), ChevronTexaco (20%) y Lukoil (15%). Para implementar el proyecto Karachaganak, estas empresas se han unido en el consorcio Karachaganak Petroleum Operating B.V. (KPO bv). En diciembre de 2011, se firmó un acuerdo sobre la venta por $ 3 mil millones del diez por ciento en un consorcio de la compañía nacional de petróleo y gas de Kazajstán KazMunayGas . Después de que se cierre el trato, se espera que British Gas y ENI tengan un 29,25% cada uno, Chevron un 18% y Lukoil un 13,5% [3] . Está previsto que KPO gestione el proyecto hasta 2038.

El proyecto de desarrollo del campo prevé llevar la producción anual de gas a 25.000 millones de metros cúbicos para 2012. m. Desde el campo de Karachaganak, parte del gas producido se entrega a través de una tubería de condensado a Orenburg (para su procesamiento en la planta de procesamiento de gas de Orenburg ).

Extracción de petróleo, gas y condensado de gas

La producción de petróleo , incluido el gas condensado, en 2007 ascendió a 11,6 millones de toneladas. La producción de gas en 2007 ascendió a 14,2 mil millones de m³.
En 1983-1984, bajo la dirección metodológica de FIAN , se llevaron a cabo varias explosiones nucleares subterráneas en el territorio del campo (el experimento Lira) para crear instalaciones subterráneas de almacenamiento de gas. Los almacenamientos de gas eran necesarios para garantizar el buen funcionamiento de los pozos. En caso de que no se reciba gas en la planta de procesamiento de gas (por ejemplo, un accidente o reparaciones programadas en una tubería, reparaciones en una planta, un gran volumen de gas bombeado desde otros campos), el gas se bombea a las instalaciones de almacenamiento sin cerrar las válvulas del pozo. Hasta 1991, los almacenamientos de gas se utilizaron para el fin previsto, pero en la actualidad se encuentran suspendidos y no participan en la cadena de producción del campo. El estado de las cavidades es monitoreado por el Centro Nuclear Nacional de Kazajstán .

Crónica del proyecto

Notas

  1. ↑ 1 2 3 Campo de condensado de gas y petróleo de Karachaganak (OGCF) . Neftegaz.ru (11 de marzo de 2013). Consultado el 17 de mayo de 2020. Archivado desde el original el 9 de junio de 2020.
  2. ↑ 1 2 3 Campo de condensado de gas y petróleo de Karashyganak // Kazajstán. Enciclopedia Nacional . - Almaty: Enciclopedias kazajas , 2005. - T. III. — ISBN 9965-9746-4-0 .  (CC POR SA 3.0)
  3. ↑ "KazMunayGas" recibirá 10% en Karachaganak (enlace inaccesible) . // ogj.ru. Fecha de acceso: 26 de diciembre de 2011. Archivado desde el original el 16 de febrero de 2012. 

Literatura

Enlaces