Жаңажол кеніші мұнайы (айдау және пайдалану скважиналары)
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 3
1.ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛМ. 3
1.1.Кен орнының физика.географиялық және экономика. 3
географиялық сипаты. 3
1.2. Кен орнын геология.геофизикалық зерттеу және игеру тарихы. 5
1.3.Стратиграфия. 10
1.4.Тектоника. 16
1.5.Мұнайгаздылығы. 18
1.6. Сулылығы. 20
2.ТЕХНИКА.ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ. 22
2.1 Жаңажол кен орнын игеруін талдау. 22
2.2.Кен орнын игерудің қазіргі жағдайы және қысқаша тарихы. 26
2.3.Айдау және пайдалану скважиналарының динамикалық қоры. 29
2.4 Қабат қысымын көтеру және ілесспе су, мұнай мен газ өндірудің динамикасы. 30
2.5. Жаңажол кен орнында скважиналарды пайдалану әдістері. 31
2.5.1. Жаңажол кен орнындағы терең сорапты мұнай өндіру технологиясы. 35
2.5.2.Скважиналарды бастыру. 42
2.6. Скважинаны пайдалану кезіндегі туындайтын қиындықтар және олармен күресу жолдары. 42
2.7. Скважиналарды күрделі жөндеу 43
2.8. Асфальтендер және парафин шөгінділерімен күрес. 44
2.8.1. Жаңажол кен орнындағы жабдықтарды коррозиядан қорғау. 45
2.9.Есептеу бөлімі. 48
2.9.1.Есептеу үшін негізгі мәліметтер. 48
2.9.2. Сорапты компрессорлы құбырларының (НКТ) тізбегі бойынша ҚҚТ (КРД) тұрғызу. 56
2.9.3. Шығару (откачка) режимінің параметрлерін анықтау. 62
2.9.4. Штангалы тізбектің конструкциясын таңдау. 65
2.9.5. Штангалы сорапты қондырғының беру коэффициентін анықтау. 66
2.9.6.Тербелмелі станок качалканы таңдау және штанга алқасының нүктесіне әсер ететін күшті анықтау. 68
2.9.7. Штангалы сорапты қондырғы жұмысының пайдалану көрсеткіштерін есептеу. 72
3.ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ. 72
3.1Октябрьмұнай МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты. 73
3.2. Негізгі және көмекші өндірістік ұйымдар. 73
3.3. Октябрьмұнай МГӨБ.ғы жалақы және еңбекті ұйымдастыру. 74
3.4. Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техника.экономикалық көрсеткіштеріне талдау жасау. 76
3.4.1.Өнімнің бірлігінің өзіндік құнын талдау. 77
3.5. Скважинадан 1 тонна мұнайды көтеруге кеткен шығындарды есептеу. 78
3.5.1. Күрделі қаржыны есептеу. 79
3.6. Мұнай өндірудегі шығындарды калькуляциялау. 81
3.6.1. Шартты келтірілген және меншікті күрделі шығындарды 84
есептеу. 84
4.ЕҢБЕКТІ ЖӘНЕ ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ. 85
4.1.Еңбекті қорғау. 86
4.1.1.Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі. 86
4.1.2. Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін анықтау. 90
4.1.3. Сақтандыру және қоршау қондырғыларын таңдау. 91
4.1.4. Электр қауіпсіздігі. 92
4.1.5. Санитарлы.гигеналық шаралар. 93
4.1.6. Өртке қарсы шаралар. 94
4.2. Қоршаған ортаны қорғау. 94
ҚОРЫТЫНДЫ 96
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 98
КІРІСПЕ 3
1.ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛМ. 3
1.1.Кен орнының физика.географиялық және экономика. 3
географиялық сипаты. 3
1.2. Кен орнын геология.геофизикалық зерттеу және игеру тарихы. 5
1.3.Стратиграфия. 10
1.4.Тектоника. 16
1.5.Мұнайгаздылығы. 18
1.6. Сулылығы. 20
2.ТЕХНИКА.ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ. 22
2.1 Жаңажол кен орнын игеруін талдау. 22
2.2.Кен орнын игерудің қазіргі жағдайы және қысқаша тарихы. 26
2.3.Айдау және пайдалану скважиналарының динамикалық қоры. 29
2.4 Қабат қысымын көтеру және ілесспе су, мұнай мен газ өндірудің динамикасы. 30
2.5. Жаңажол кен орнында скважиналарды пайдалану әдістері. 31
2.5.1. Жаңажол кен орнындағы терең сорапты мұнай өндіру технологиясы. 35
2.5.2.Скважиналарды бастыру. 42
2.6. Скважинаны пайдалану кезіндегі туындайтын қиындықтар және олармен күресу жолдары. 42
2.7. Скважиналарды күрделі жөндеу 43
2.8. Асфальтендер және парафин шөгінділерімен күрес. 44
2.8.1. Жаңажол кен орнындағы жабдықтарды коррозиядан қорғау. 45
2.9.Есептеу бөлімі. 48
2.9.1.Есептеу үшін негізгі мәліметтер. 48
2.9.2. Сорапты компрессорлы құбырларының (НКТ) тізбегі бойынша ҚҚТ (КРД) тұрғызу. 56
2.9.3. Шығару (откачка) режимінің параметрлерін анықтау. 62
2.9.4. Штангалы тізбектің конструкциясын таңдау. 65
2.9.5. Штангалы сорапты қондырғының беру коэффициентін анықтау. 66
2.9.6.Тербелмелі станок качалканы таңдау және штанга алқасының нүктесіне әсер ететін күшті анықтау. 68
2.9.7. Штангалы сорапты қондырғы жұмысының пайдалану көрсеткіштерін есептеу. 72
3.ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ. 72
3.1Октябрьмұнай МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты. 73
3.2. Негізгі және көмекші өндірістік ұйымдар. 73
3.3. Октябрьмұнай МГӨБ.ғы жалақы және еңбекті ұйымдастыру. 74
3.4. Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техника.экономикалық көрсеткіштеріне талдау жасау. 76
3.4.1.Өнімнің бірлігінің өзіндік құнын талдау. 77
3.5. Скважинадан 1 тонна мұнайды көтеруге кеткен шығындарды есептеу. 78
3.5.1. Күрделі қаржыны есептеу. 79
3.6. Мұнай өндірудегі шығындарды калькуляциялау. 81
3.6.1. Шартты келтірілген және меншікті күрделі шығындарды 84
есептеу. 84
4.ЕҢБЕКТІ ЖӘНЕ ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ. 85
4.1.Еңбекті қорғау. 86
4.1.1.Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі. 86
4.1.2. Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін анықтау. 90
4.1.3. Сақтандыру және қоршау қондырғыларын таңдау. 91
4.1.4. Электр қауіпсіздігі. 92
4.1.5. Санитарлы.гигеналық шаралар. 93
4.1.6. Өртке қарсы шаралар. 94
4.2. Қоршаған ортаны қорғау. 94
ҚОРЫТЫНДЫ 96
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 98
КІРІСПЕ
Қазақстан дүние жүзіндегі ірі мұнайлы мемлекеттердің бірі болып табылады. Көмірсутектердің геологиялық қоры бойынша, алғашқы орындарды иеленеді.
Оралмаңы жотасы шегінде алғашқы кен орындарының бірі Жаңажол кен орнын ашу Қазақстанның батыс секторының мұнай өніміне қажеттілігін қамтамасыз ету мүмкіндігі пайда болғандықтан, Қазақстанның экономикалық өміріндегі маңызды оқиға болды.
Жаңажол кен орнын ашу нәтижесінде көмірсутек кеніштерін орналастыру заңдылықтарының ашылуы, жаңа көмірсутектерді анықтау үшін негіз болды.
Қазіргі уақытта Жаңажол кен орнын бұрғылау мұнай өндіруді тұрақтандыру және барлауға дейін игерудің екінші кезеңінде болып табылады.
Фонтанды әдіспен мұнай өндіру технологиясы толықтай жаңа талаптарға сай, Бірақ сулану процентінің арықарай өсуі кезінде, біршама скважиналар механикалық пайдалану тәсіліне аударылады.
Бұл жабдықтарға, құрастыруға, кадрлар даярлауға және жұмыс режимін оптимизациялауға қосымша шығындарды талап етеді.
1.ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛМ.
Қазақстан дүние жүзіндегі ірі мұнайлы мемлекеттердің бірі болып табылады. Көмірсутектердің геологиялық қоры бойынша, алғашқы орындарды иеленеді.
Оралмаңы жотасы шегінде алғашқы кен орындарының бірі Жаңажол кен орнын ашу Қазақстанның батыс секторының мұнай өніміне қажеттілігін қамтамасыз ету мүмкіндігі пайда болғандықтан, Қазақстанның экономикалық өміріндегі маңызды оқиға болды.
Жаңажол кен орнын ашу нәтижесінде көмірсутек кеніштерін орналастыру заңдылықтарының ашылуы, жаңа көмірсутектерді анықтау үшін негіз болды.
Қазіргі уақытта Жаңажол кен орнын бұрғылау мұнай өндіруді тұрақтандыру және барлауға дейін игерудің екінші кезеңінде болып табылады.
Фонтанды әдіспен мұнай өндіру технологиясы толықтай жаңа талаптарға сай, Бірақ сулану процентінің арықарай өсуі кезінде, біршама скважиналар механикалық пайдалану тәсіліне аударылады.
Бұл жабдықтарға, құрастыруға, кадрлар даярлауға және жұмыс режимін оптимизациялауға қосымша шығындарды талап етеді.
1.ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛМ.
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
1. Ю.П.Желтов. Разработка нефтяных месторождений. М.Недра. 1986 г.
2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.Недра. 1983 г.
3. И.Т.Мищенко, Г.И.Богомольный. Выбор оптимальных типоразмера и режима работы штанговой глубиннонососной установки. Москва. 1981 г.
4. Каспиймунайгаз Анализ разработки месторождения Жанажол. Атырау. 1997 г.
5. М.И.Максимов. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. Недра. 1975 г.
6. Х.А.Қалабаев, Ғ.М.Нұрсұлтанов. Дипломдық жобаның экономикалық бөлімін орындауға арналған әдістемелік нұсқау (0907 мамандығы бойынша). Алматы 1995 ж.
7. Ғ.М.Нұрсұлтанов. Мұнай және газды өндіріп өңдеу. Алматы 1999ж.
8. Ғ.М.Нұрсұлтанов. Мұнай өнеркәсібіне арналған терминдер сөздігі. Алматы 1994ж.
9. Ж.Г.Жолтаев, И.И.Шмайс, П.Т.Гайковой. Методические указание для составления дипломного проекта. Алма-Ата. Каз ПТИ. 1990 г.
10. М.С.Янович, К.Е.Бусырин. Охрана труда М.Недра.1990г.
11. Ж.Тяжин. Охрана труда. Методические указания к выполнению ИРС. Алма-Ата. 1994г.
1. Ю.П.Желтов. Разработка нефтяных месторождений. М.Недра. 1986 г.
2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.Недра. 1983 г.
3. И.Т.Мищенко, Г.И.Богомольный. Выбор оптимальных типоразмера и режима работы штанговой глубиннонососной установки. Москва. 1981 г.
4. Каспиймунайгаз Анализ разработки месторождения Жанажол. Атырау. 1997 г.
5. М.И.Максимов. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. Недра. 1975 г.
6. Х.А.Қалабаев, Ғ.М.Нұрсұлтанов. Дипломдық жобаның экономикалық бөлімін орындауға арналған әдістемелік нұсқау (0907 мамандығы бойынша). Алматы 1995 ж.
7. Ғ.М.Нұрсұлтанов. Мұнай және газды өндіріп өңдеу. Алматы 1999ж.
8. Ғ.М.Нұрсұлтанов. Мұнай өнеркәсібіне арналған терминдер сөздігі. Алматы 1994ж.
9. Ж.Г.Жолтаев, И.И.Шмайс, П.Т.Гайковой. Методические указание для составления дипломного проекта. Алма-Ата. Каз ПТИ. 1990 г.
10. М.С.Янович, К.Е.Бусырин. Охрана труда М.Недра.1990г.
11. Ж.Тяжин. Охрана труда. Методические указания к выполнению ИРС. Алма-Ата. 1994г.
Жаңажол кеніші мұнайы
(айдау және пайдалану скважиналары)
АННОТАЦИЯ.
Диплом жобасы Д (КТ-(() игерудің шартына қолданылатын мұнайда
күкіртсутек пен парафиннің болуымен күрделену шартында Жаңажол кен
орнындағы скважиналарды пайдаланудың механикалық тәсіліне және пайдалану
туралы сұрақтарды қамтиды.
Кен орнының геологиялық құрамы негізінде және игеруі туралы
өнеркәсіптік мәліметтерді өнім құрамының, скважинаның пайдаланушылық
қорының, пайдалану жұмысының сипаттамасы мен термобарикалық шарттарын
талдау негізінде, фонтандық скважинаны пайдаланудың механикалық тәсіліне
көшіруі бойынша есептер орындалды.
Тереңсораптық пайдалану кезінде қауіпсіздік техникасы мен еңбекті
қорғау сұрақтары қарастырылды, және де қоршаған ортаны қорғау бойынша
шаралар қарастырылды.
Қорытындыда Жаңажол кен орнында қолданылатын (LUFKІN( фирмасының
сораптық жүйесін таңдаудың қысқаша негіздемесі келтірілген.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 3
1.ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛМ. 3
1.1.Кен орнының физика-географиялық және экономика- 3
географиялық сипаты. 3
1.2. Кен орнын геология-геофизикалық зерттеу және игеру тарихы. 5
1.3.Стратиграфия. 10
1.4.Тектоника. 16
1.5.Мұнайгаздылығы. 18
1.6. Сулылығы. 20
2.ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ. 22
2.1 Жаңажол кен орнын игеруін талдау. 22
2.2.Кен орнын игерудің қазіргі жағдайы және қысқаша тарихы. 26
2.3.Айдау және пайдалану скважиналарының динамикалық қоры. 29
2.4 Қабат қысымын көтеру және ілесспе су, мұнай мен газ өндірудің
динамикасы. 30
2.5. Жаңажол кен орнында скважиналарды пайдалану әдістері. 31
2.5.1. Жаңажол кен орнындағы терең сорапты мұнай өндіру технологиясы.
35
2.5.2.Скважиналарды бастыру. 42
2.6. Скважинаны пайдалану кезіндегі туындайтын қиындықтар және олармен
күресу жолдары. 42
2.7. Скважиналарды күрделі жөндеу 43
2.8. Асфальтендер және парафин шөгінділерімен күрес. 44
2.8.1. Жаңажол кен орнындағы жабдықтарды коррозиядан қорғау. 45
2.9.Есептеу бөлімі. 48
2.9.1.Есептеу үшін негізгі мәліметтер. 48
2.9.2. Сорапты компрессорлы құбырларының (НКТ) тізбегі бойынша ҚҚТ (КРД)
тұрғызу. 56
2.9.3. Шығару (откачка) режимінің параметрлерін анықтау. 62
2.9.4. Штангалы тізбектің конструкциясын таңдау. 65
2.9.5. Штангалы сорапты қондырғының беру коэффициентін анықтау. 66
2.9.6.Тербелмелі станок качалканы таңдау және штанга алқасының нүктесіне
әсер ететін күшті анықтау. 68
2.9.7. Штангалы сорапты қондырғы жұмысының пайдалану көрсеткіштерін
есептеу. 72
3.ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ. 72
3.1(Октябрьмұнай( МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты. 73
3.2. Негізгі және көмекші өндірістік ұйымдар. 73
3.3. (Октябрьмұнай( МГӨБ-ғы жалақы және еңбекті ұйымдастыру. 74
3.4. Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне
талдау жасау. 76
3.4.1.Өнімнің бірлігінің өзіндік құнын талдау. 77
3.5. Скважинадан 1 тонна мұнайды көтеруге кеткен шығындарды есептеу. 78
3.5.1. Күрделі қаржыны есептеу. 79
3.6. Мұнай өндірудегі шығындарды калькуляциялау. 81
3.6.1. Шартты келтірілген және меншікті күрделі шығындарды 84
есептеу. 84
4.ЕҢБЕКТІ ЖӘНЕ ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ. 85
4.1.Еңбекті қорғау. 86
4.1.1.Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі. 86
4.1.2. Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін анықтау. 90
4.1.3. Сақтандыру және қоршау қондырғыларын таңдау. 91
4.1.4. Электр қауіпсіздігі. 92
4.1.5. Санитарлы-гигеналық шаралар. 93
4.1.6. Өртке қарсы шаралар. 94
4.2. Қоршаған ортаны қорғау. 94
Қорытынды 96
ҚолданылҒан Әдебиеттер тізімі 98
КІРІСПЕ
Қазақстан дүние жүзіндегі ірі мұнайлы мемлекеттердің бірі болып
табылады. Көмірсутектердің геологиялық қоры бойынша, алғашқы орындарды
иеленеді.
Оралмаңы жотасы шегінде алғашқы кен орындарының бірі Жаңажол кен
орнын ашу Қазақстанның батыс секторының мұнай өніміне қажеттілігін
қамтамасыз ету мүмкіндігі пайда болғандықтан, Қазақстанның экономикалық
өміріндегі маңызды оқиға болды.
Жаңажол кен орнын ашу нәтижесінде көмірсутек кеніштерін орналастыру
заңдылықтарының ашылуы, жаңа көмірсутектерді анықтау үшін негіз болды.
Қазіргі уақытта Жаңажол кен орнын бұрғылау мұнай өндіруді
тұрақтандыру және барлауға дейін игерудің екінші кезеңінде болып табылады.
Фонтанды әдіспен мұнай өндіру технологиясы толықтай жаңа талаптарға
сай, Бірақ сулану процентінің арықарай өсуі кезінде, біршама скважиналар
механикалық пайдалану тәсіліне аударылады.
Бұл жабдықтарға, құрастыруға, кадрлар даярлауға және жұмыс режимін
оптимизациялауға қосымша шығындарды талап етеді.
1.ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛМ.
1.1.Кен орнының физика-географиялық және экономика-
географиялық сипаты.
Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінде, Орал маңы
қыратының шегіндегі Мұғалжар тауы мен Ембі өзені аралығында орналасқан.
Әкімшілік ауданы Ақтөбе обылысының Мұғалжар ауданының құрамына кіреді.
Жаңажолдан 35 км қашықтықта солтүстік-батысқа қарай тұзүсті кешенінде мұнай
кеніші игерілетін, Кеңқияқ кен орны орналасқан (төменгі бор, юра,
пермотриас және тұзасты кешеніндегі төменгі пермь мен карбоннан мұнай
көздері айқындалған).
Жергілікті бедер жыра-сайларға бөлшектелген, аласа қыратты жазықты
болып келеді. Рельефтің абсолюттық белгісі +125 тен +270 м аралығында. Ал
минимальды биіктік белгісі, кен орнының терреториясын оңтүстік батыста
шектейтін Ембі өзені аңғарына ұштасады. Ауданның гидрографиялық торабы
негізінен Ембі өзені болып табылады. Ол кен орнынан оңтүстік-батыста 8-14
км қашықтықта ағып жатыр. Суы минералды және техникалық қажеттілікке
қолданылады. Тұрмыстық мақсаттар үшін құдық сулары пайдаланылады. Құдық
суының деңгейі Ембі өзенінің жайылымында 2м және оданда көбірек болып
табылады. Ембі өзенінің сол жақ ағысы Атжақсы өзенінде тұрақты су ағысы
болмағандықтан, көктем кезіндегі қар суларымен толысып отырады.
Ауданның ауа-райы құрғақ, қатал континентальды. Температураның жылдық
және тәуліктік ауытқуы, едәуір төмен ылғалдылығымен сипатталады. Қыстық
минимумы -40 (С, жаздық максимумы +40 (С -ге дейін жетеді. Ал орташа жылдық
температура +10,4 (С-ді көрсетеді. Жауын-шашынның орташа жылдық мөлшері 140-
200мм -ді құрайды. Жылдамдығы 28мсек болатын солтүстік-шығыс бағыттағы
күшті желдер жиірек болып тұрады. Топырақты” қыстағы қату тереңдігі 1,5-1,8
м-ді құрайды.
Аудан көлемі аз қоныстанған. Кен орнынан солтүстік шығысқа қарай 15км
қашықтықта Кеңқияқ мұнай өнеркәсібі орналасқан. Шамамен 100 км қашықтықтан
Атырау-Орск мұнай тасымалдау құбыры өтіп жатыр. Ауданнан шығысқа қарай 100
км қашықтықтағы Орта Азия-Москва желісінде орналасқан. Ембі станциясы, ең
жақын темір жол торабы болып табылады.
(Ақтөбемұнайгаз( АҚ-ның өндірістік базалық кәсіпорны Жаңажолдан
солтүстікке қарай 130 км қашықтағы Октябрьск қаласында орналасқан. Оба
риясында құрлыс материалдары болып табылатын саз, құм, мергель және щебень
кездеседі. Олар сазды, сазбалшықты ерітінділер дайындау үшін қолданылуы
мүмкін
1.2. Кен орнын геология-геофизикалық зерттеу және игеру тарихы.
Жаңажол кен орнын көтеру 1960 жылы Ақтөбе геофизикалық
экспедициясының сейсмикалық жұмыстарымен айқындалды. Бұл алаңда терең
іздеуге бұрғылауды 1961 жылы бастады. Бұл Мұғаджар экспедициясыны”
жанындағы (Ақтөбемұнайбарлау( терең бұрғылау тресі болатын. 1976 жылы іздеу
жұмыстарын Ақтөбелік, ал 1978 жылдан бастап Кеңқияқ мұнайбарлау
экспедициясының бірлестігі (Ақтөбемұнайгазгеология( жүргізді. Оны” себебі
геологтар мен мамандардың 2900 м тереңдікте және оданда терең жатқан тұздан
төменгі жыныстарда мұнай бар деген болжауларынан басталды.
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында жоғарғы және ортаңғы карбон
шөгінділерімен байланысқан екі карбонаттың қалыңдығы КТ-( және КТ-((
горизонттарынан мұнай алынуда.
Жаңажол ауданында мұнай-газ өнімі бар және оның өндірістік
болашағының зор екені ең бірінщі А.С.Зингердің 1:50000 масштабты
геологиялық карталау кезіндегі гравиметриялық зерттеулер нәтижелері арқылы
алынды.
1960-1961 жылдары осы ауданда сейсмобарлау жұмыстарының мәліметі
бойынша Жаңажол күмбезі екі горизонттан құралғаны анықталды: П-карбон жабуы
және К-кунгур жыныстарынан құралған табаны.
1961 жылы іздеу-барлау скважиналарын бұрғылау басталды, 152 м
тереңдікте москва ярусының жыныстарын ашты. 3004-3056 м аралықтары
зерттеліп, орта карбон қабатында сулы газдың шығуы білінді.
Жаңажол кен орнында 1978 жылы бірінші карбонатты қабаттың (КТ-()
өнеркәсіптік мұнайлылығы анықталды. Бұл номері 4-ші скважинадан алынған
өндірістік мұнай құйылысы болатын.
1981 жылы 1-ші октябрьде құрылған (Ақтөбемұнайгаз-геология(
бірлестігінің көрсетуімен 1981 жылдан бастап Жаңажол кен орнында іздеу және
барлау жұмыстары жүргізіле бастады. Осы жұмыстар нәтижесінде Жаңажол
ауданының орта карбон қабаттарында мұнай кені орны ашылды.
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында пайдалану және 5000м тереңдікте
барлау скважиналары бұрғылануда. Олар москва және башкир ярустары
қабаттарын зерттеуге арналған.
Ашылған кен орнын пайдалануға даярлау кезінде болатын бүкіл
өндірістік-техникалық шараларды басқару үшін 1984 жылдың май айында
(Ақтөбемұнай( өндірістік бірлестігі құрылды. (Грозныймұнай(,
(Краснодармұнай(, (Украинмұнай(, (Белорусьмұнай( бірлестіктерінің ұжымдары
Ақтөбемұнай бірлестігінің барлық өндірістік-техникалық қызметтерін
жұмысшылармен және инженер техникалық мамандармен қамтамасыз етуіне
көмектесті.
Кен орнын алғаш игеру 1983 жылы (КТ-() бірінші карбонотты қабаттың
өнімді қабатына бұрғылаудан басталды.
1985 жылы (КТ-((( екінші карбонатты қабаттың мұнай, газ, конденсат
және ілеспе бөліктерінің қоры есептеліп, бекіту жүргізілді (протокол ГКЗ
СССР N 9895 25.12.85 г).
Одан кейін 1986 жылы оңтүстік күмбездегі Дн-1 пачкасына КТ-((-ге
игеру жүргізіле бастады. 1988 жылы КТ-((-нің солтүстік күмбезіндегі Д-(((
және Гн-((( пачкалары игеруге енгізілді.
Жаңажол кен орны негізінен ЦКР техникалық схемасы негізінде
игеріледі.
Техникалық схема келісімі бойынша өнімділікті 8 игеру объектісіне
бөлген; үшеуі бірінші карбонатты қабатта КТ-(, А, Б, В+В пачкаларына
тұралаған, және бесеуі екінші карбонатты КТ-(( қабатындағы (Д-(((,Дн-1,Дв-
1) қабатшалар ,(пачкалар Д және Гв-(((,Гн-((( қабаттары) объектінің алғашқы
карбонатты қабатын бұрғылау тең үшбұрышты сеткалы 500х500, КТ-(( тең
үшбұрышты сеткалы 700х700.
Әрбір игеру объектісі бойынша игерудің екі түрі қарастырылған.
Бірінші карбонатты қабат КТ-( (А, Б, В+В) және объект бойынша екінші
карбонатты қабат КТ-(( (Гв-(((, Гн-(((, Д-(((, Дв-(, Дн-(). КТ-( бірінші
карбонатты қабатындағы А және Б пачкаларын ала жеті нүктелі аудандық су
айдауды қарастырады.
2-ші вариантта А және Б пачкасы бойынша барлық өнімді қабаттар
барьерді су айдау бойынша игеріледі, ал В+В пачкасында барьерді су айдауы
тек күмбезді” солтүстігіне қолдануды қарастырған. Оңтүстік күмбез бойынша
бұнда су айдау артта қалып отыр, бұл мұнай жиегінің газ шапкасына төселіп,
барлық аумаққа таралуына байланысты. В қабатын КТ-(( карбонатты қабатының Д-
((( пачкасындағы қайтымды скважина қорынан, дара скважиналармен кезекті
құрғату арқылы игеру ұсынылады.
((( Техсхемаға сәйкес Г пачкасына 4 игеру объектісі бөлінген; объект
Г-((оңтүстік алаңдағы) бірінші блокта, Г-(( екінші блокта және Гн-(((
үшінші блокта.
Д пачкасына игерудің үш объектісі бөлінген: жоғарғы Дв-1 және төменгі
Дн-1(солтүстік алаңдағы) бірінші блокта. Гв-(((, Гн-(((, Дв-1, Дн-1
объектілері негізгі деп танылған, Г-1 объектісін скважинаның қайту қорымен
игеруді қарастырған, Г-(( және Д-((( объектілерін төменгі коллекторлығына
және онша көп емес қорына байланысты, уақытша тоқтату ұсынылған.
((( Техсхемадағы толықтыруда Гв-((( және Гн-((( кеніштерін Г-(((
пайдалану объектісіне біріктіруді ұсынған. Негізгі газоконденсатты
кеніштерде ВНК және ГНК бар болуы, біртұтас гидродинамикалық жүйені
коллекторлық белгілерімен және сұйықпен толтырылатын ерекшеліктерімен
сипатталады. Бұл жұмысты үш қатарлы жұмыс қатарына рұқсат етеді және суды
газ шапкасының орталық аумағына айдаумен игеру варианты ұсынылады. Бұл
вариантқа сәйкес мұнай газ шапкасындағы газбен ығысып, кейін сумен ығысады.
сондықтан біртұтас ГНК жағдайында Гв-((( және Гн-((( кеніштерін
мүмкіндігінше өндіруші скважинаны тең мөлшерлі сеткалармен ашу керек.
Игерудің үшінші жұмысында аз өнімді объект ретіндегі Д-((( кенішін
уақытша консервациялау қарастырылған. пайдалану процесі кезінде жаңа
деректер бойынша Д-((( қабатының кеніші, екінші карбонатты қабаттармен
салыстырғанда, өзінің жоғарғы өткізгіштігімен сипатталады. Сондықтан Д-(((
кенішін негізгі игеру объектілеріне кіргізу қарастырылған.
Осындай сипатпен 10 пайдалану объектісі бөлінді. Бірінші карбонатты
қабатқа 4 объекті бөлінді; Б, В+В юг және В+В север негізгі болып табылады,
ал А объектісі қайтымды. Екінші карбонатты қабатта игерудің негізгі
объектілері болып табылатын объектілер Г-((( (Г-(( объектісінің алаңымен
бірге) Д-(((, Дв-1 және Дн-1; Г-( объектісі қайтымды объект.
((( ұсынылып отырған вариант бұрынғы қабылданған технологиялық
шешімдерге сүйене отырып, негізгі принцпиальды коррективтерді ұсынады:
Осыған байланысты жобалау скважиналарының сандарын азайтып
(мүмкіндігінше шекті қабатты үлкейту, бұрғылау үшін 8-ден 16 метрге дейін)
және бұрғылау алаңдарын қысқарту; екінші карбонатты қабат объектілеріне 3
қатарлы су айдау жүйелерін енгізу; алғашқы су айдау есебінен КТ-( объектісі
бойынша, жобаланатын әсер ету жүйесін күшейту.Г-((( объектісіне барьерді су
айдау 4-ші жұмыс вариантындағыдай ұсынылып отыр.
1.3.Стратиграфия.
Кен орнының ашылған және зерттелген шөгінді жыныстар қимасының
қабаттары таскөмір жүйесінен (төменгі, ортаңғы және жоғарғы бөлім), пермь
(төменгі, жоғарғы бөлім), триас, юра, бор және де төрттік қабаттың
(антропогендік) жүйелерінен құралған.
Тас көмір жүйесі С.
Төменгі бөлім –С 1. Жаңажол ауданында ашылған ең көне шөгінді 1-С
скважинадағы орта визейлік жастағы, терригенді жыныстар болып саналады.
Олар 4190-4200 м интервал аралығында кездеседі. Көрші Қожасай, шығыс
Түгіскен, шығыс Төрткөл аудандарында орта және төменгі визе және турне
ярусында анықталған терригендік шөгінділер қалыңдығы 1000 м-ден асады.
Қимадан жоғарыда терригенді жыныстар ізбестас және қою-сұр
аргелиттермен қабатталған даламиттерді қамтитын жоғарғы визейлік(ока
горизонты үсті) және серпуховтік жастағы жынысты карбонаттық қабатпен
ауысады. Ока шөгіндісінің қалыңдығы 142м-ді құрайды.
Орта бөлім С2.
Орта бөлім башқұрт және москва ярустарының шөгінді қабаттарынан
тұрады.
Башқұрт ярусының шөгінді қабаты тек қана (-синельников скважинасында
толық өтілді. Толық қалыңдығы 224 м-ге жетеді. Олар сұрғылт ізбестастардан
және ашық-сұр оргоногенді түйірлі доломиттенген массивті, сирек қабықты
аргилиттерден құралған.
Москва ярусының (С((( құрамында екі ярус бөліктері айрықша білінеді,
төменгі және жоғарғы москвалық. Төменгі москвалық ярус бөлігінің шөгінді
қабаты 3668-3560 м аралығында 23-ші скавжинада ашылған вере және кашир
горизонттарынан тұрады. Ашылған ярус бөлігінің қалыңдығы 108-156 м
аралығында. Ол бірлі-жарым қабықты жұқа аргилитті карбонат жыныстарынан
құралған. Карбонат шөгінді қабаттың кешенде жоғарғы визе және төменгі
москва ярус бөліктерінің ашылған қалыңдығы 630 м-ге жетеді де, төменгі
карбонат қалыңдығын құрайды. КТ-(( индексі арқылы көрсетілген жыныстарда
ярус бөлігі жынысында мұнайдың өндірістік қоры белгіленген.
Жоғарғы москва ярус бөлігі подольск және мячиковскі горизонттарынан
тұрады. Подольск горизонтының төменгі бөлігі көбіне 266-366 м қалыңдықтағы
сирек ізбестастардан, қабықталған аргилиттерден, құмдардан,
аллевролиттерден, гравелиттерден тұратын терриген жынысының қалыңдығынан
тұрады. Горизонттың жоғарғы бөлігі оргоногенді-ұсақталған, қоюланған
микротүйірлі ізбестастармен даломиттерден тұрады. Қалыңдығы 115-164 м
аралықтарында болады. Олардың жасы фораминеферлік кешен сипаттамасы бойынша
3119-3113; 3087-3081; 3051-3048; 9; 3024,4-3019,5 м интервалында Р.А.
Глинин анықтады. Подольск корбанатты шөгіндісінің қалыңдығы 144 м-ден (3-
скважина) 220 м (скважина 3-с) дейінгі аралықта. Кесіндіден жоғары
оргоногенді; оргоногенді-ұсақталған кіші микротүйірлі ізбестастар және
москва горизонтының даломиттері орналасқан. Қиманың бұл бөлігі кен орнының
барлық ауданында байқалатын қалыңдығы 10 м-ге дейінгі сазды жыныстардан
түзілген. Екі реперлі қатпарлар аралығы жағдайы бойынша жеткілікті айқын
ерекшеленеді. москвалық және фораминефер кешені бойынша анықталады. Бұны
Р.А.Глимин, Н,К,Градеев және т.б. зерттеді.
1 скважинада (интервал 3117-3114; 3004-3000; 2945-2938 м) және
конадонтпен, Ахметшин тапқан 3-ші скважинадағы интервал 2903-2900 м. 9-шы
және 22-ші скважиналарда М.Н.Изотованың деректері бойынша скважинаның
үйлесімділігімен байланыспайтын едәуір жастау (касимовтық) фораминефер
қалыңдықтары байқалады. сондықтан да бұл деректер қосымша анықтауды қажет
етеді. Москва горизонты іс жүзінде кен орнындағы барлық скважиналармен
ашылған. Оның қалыңдығы 115 м-ден (скважина 4) 164 м-ге (скважина 27)
дейінгі аралықта.
Жоғарғы бөлім С3. Жоғарғы карбонның ортаңғымен шекарасы қисық ГК
жазбасы сипатының өзгеруі бойынша жеткілікті айқын бөлшектенеді. Жоғарғы
карбон құрамында көптеген микрофауналар табылғандықтан, касимов және гжель
ярустарына бөлінеді.
Касимов ярусы (С3 К) шөгінділердің жасы фораминефер кешені бойынша
номері5-ші скважинада (2832-2824; 2824-2819) 1-ші скважинада (2900-2898) 6-
шы скважинада (2909-2906, 2899-2897; 2894-2888; 2884-2879) 12-шы скважинада
(3113-3001) және коноданттар 5-ші скважинада (2832-2824; 2819-2816) 8-ші
скважиналарда болып анықталады. М.Н.Изотованың мәліметтері бойынша касимов
ярусы толық көлемде ұсынылған. Литологиялық қатынаста оның ауданының
көптеген бөлігі ізбестастармен даламиттерден құралған. Кен орнының
солтүстік-шығыс бөлігінде қиманың сипаты өзгереді. Мүнда ізбестастар және
даламиттермен қатар көгілдір сұр ірі кристалды берік ангидриттер үлкен роль
атқарады. Қиманың ангидриттену дәрежесі бөлек ұяшықтардан төменнен жоғарыға
қарай және біркелкі(қалыңдығы 510м) қабаттармен ангидриттерге дейін бірте-
бірте ұлғайады. Ангидриттелген касимов ярусының қалыңдығы 50-97м
аралығында.
Гжель ярусы (С3д). Екі бөліктен құралады. Төменгі бөлігінің қалыңдығы
53-136м, шөгіндіде сульфатты және карбонатты жыныстардың таралуы төмендегі
келесі ярустарға келесі ярустарға ұқсас құрылымды болып табылады. Гжель
ярусы оңтүстікте және оңтүстік-батыста 65-68( фауна мен су өсімдіктерінің
сынықтарынан тұратын аргоногенді ізбестастардан тұрады. Солтүстік- шығыс
бөлікте қиманың ангидриттері толық ангидритке айналғанша күшейеді. Осы
жерде аргилит текті саздар көп кездеседі. Ярус қалыңдығы 53-136м-ді
құрайды. Карбонат аймағының қасында қалыңдығы 427-527м-ге дейін барады.
Қиманың карбонатының жоғарғы бөлігінің қалыңдығы 24-109м болатын
аллевролитті саздан, сирек гравелиттерден тұратын терриген пачкасының гжель
ярусының жыныстарынан құралған.
Пермь жүйесі(Р).
Пермь шөгіндісі төменгі және жоғарғы бөліктерден тұрады. Төменгі бөлім
(Р1). Төменгі бөлім ассель, сакмар, кунгур ярустарының шөгінді қабаттарынан
тұрады.
Ассель + сакмар ярусы (Р1а+С).
Ассель-сакмар (терригенді қабаты) жыныстарының терригенді қабаты гжель
терригенді пачкасымен бірге, кен орнында гегиональды аймақтың сұйық тірегін
түзеді. Қүрамының едәуір дәрежесі газды болып келетін бұл қаптаманың
жеткілікті кең мөлшерде 16м-ден(24-скважина) 598м-ге дейін (8-скважина)
солтүстіктен оңтүстікке қарай азаю тенденциасымен өзгереді. Литологиялық
қатыныста бұл аргилиттер, құмдақтар, алевролиттер, сирегірек гравелиттер
және сазды ізбестастардың қатпарлануы болып табылады. Жасы фораминефер
болып табылатын ассель ярусының қалыңдығы 1-скважинада (2647-2645; 2498-
2495) және 10-шы скважинада (2468-2458) 9 метрден (33-скважина) 359 метрге
дейін (8-скважина) аралығында тербеледі, және де дәл сондай сакмар ярусы
қалыңдығына қатысты (6-скважинада) 100-метрден 209 метрге дейінгі аралықта.
Кунгур ярусы (Р1к). Кунгур ярусының гидрохимиялық шөгіндісі жоғарғы
карбонат үсті терригенді қабатымен бірге, кунгур қимасына дейінгі мұнай газ
қаныққандылық бөлігі үшін, күшті сұйық тіректі қаптаманы түзеді. Кунгур
ярусы шөгіндісінің төменгі бөлігінің қалыңдығы 10м-ден 60м-ге дейін жететін
сульфатты-терригенді жыныстардан құралады (ангидрит, аргилит тектес қою
саз). Жоғарырақ аргилитті қабатты, сирек құмдақты және аллевролитті
ангидритті қатпарлы галогенді жыныстар (тұз асты) төселген.
Галогенді қабаттың максимальды қалыңдығы 996м (12-скважина)
минимальды қалыңдығы 7м-ді (3-скважина) құрайды. Кунгурдың жоғарғы
бөлігінде негізінен ангидриттерден түзілген 4-84м болатын терригенді
сульфатты ( Кепрок( пачкасы жатыр.
Жоғарғы бөлім (Р2). Жоғарғы пермь шөгіндісі шұбар-түстес, сұр-түстес
терригенді жыныстардан (саздар) төменгі бөлігінде аргилиттер (полимиктопты
ұсақ қиыршықты сазды құмдар, сирегірек ұсақгалалы конгломераттардан) бөлек-
бөлек қатпарлармен (3-5 метрден 10-15 метрге дейін) биік таулы жыныстардан
құралады.
Жоғарғы пермнің қалыңдығы 633м-ден (10-скважина) солтүстік күмбез
жиынтығында 108 метрге дейін (6-скважина) шығыс переклиналында өзгеріп
отырады.
Мезозой тобы (М(). Бұл қабат Жаңажол ауданында көлемді түрде триас,
юра және бор жүйелерінен құралған.
Триас жүйесі (Т).
Триас шөгіндісі тек қана төменгі бөлігіне (Т2) бөлінеді және
литологиялық жағынан шұбар тасты саздан, құмдақтардан, аллевролиттерден
құралған және де баяу цементтелген құмдардан түзілген қатпарларда
кездеседі. Шөгінді қабаттың қалыңдығы 65м-ден 371м-ге дейінгі аралықта.
Юра жүйесі (J).
Юра шөгіндісі төменгі және орта бөлімдерге бөлінеді. Олардың жиынтық
қалыңдығы 60 метрден 246 метрге дейін. Олар саздардан, сұр құмдақтардан,
тығыз алевролиттерден және сұр, жасыл-сұр полимиктопты әртүрлі қиыршықтопты
құмдардан құралады.
Бор жүйесі (К).
Бор жүйесі жоғарғы және төменгі бөліктерден тұрады.
Төменгі бөлім(К1). Төменгі бөлік құрамында гатеривтік, алпьтік және
альбтік ярустардың жиынтық қалыңдығы 298 м-ден 437 м-ге дейін жететін
құмдақты саздақты шөгінділерден тұрады.
Жоғарғы бөлім (К2). Жоғарғы бор басым көпшілігінде жасыл-сұр
саздардан, мергельді қатпарлы конгломераттардан тұрады. Жоғарғы бөлімнің
қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта.
Антропогендік жүйе (Q). Қалыңдығы аз 2-3 метрлік төрттік шөгінді
барлық жерде жоғарғы бор шөгіндісін жауып жатыр. Ол саздақты және құмдақты
болып келеді.
1.4.Тектоника.
Тектоникалық қатынас бойынша Жаңажол кен орнының ауданы Каспий маңы
ойпатының шығыс қалқаны бөлігінде орналасқан және Орал геологиялық
аймағының Ащысай және солтүстік Көкпекті жарығымен бөлінген. Геологиялық
дамудың бірден-бір жолы територияның босауы және қуатты шөгінді қабықтың
түзілуі болып табылады. Бұл қалыңдықтың негізгі бөлігін кунгур ярусының
галогендік шөгіндісінің табаны мен кембрийге дейінгі құрылым бетінің
шөгінді қабатын қоса алғандағы тұздан төменгі кешкнін құрайды. Тұздан
төменгі шөгінді қабатты” беті, батысқа моноклиналды Ащысай жарығының маңына
2,0-2,5 км. Моноклиналь шегінің көрсетілген қатарларынан, жекеленген
қатарлар оқшауланып көрінеді. Төменгігоризонтта соңғылары байқалады да,
ойпаттың ортаңғы бөлігіне ене түседі. Шығыстан батысқа қарай Кеңқияқ,
Көздісай, Шұбарққұдық жүйелерінің қатарлары байқалады да, олардың тұздан
төменгі горизонтының жамылғы шегінің тереңдіктері 3-3,5; 3-4; 4-5; 5 км
төмен болып келеді.
Кеңқияқтан солтүстікте Талдысай және Атжақсы, солтүстік Атжақсы және
Байжарық құрылысының батыс шекарасының оңтүстік бойында бұзылуымен
шектелетін Атжақсы (иіндісі) бірнеше жеке-дара ерекшеленеді. Ол
солтүстігінде Ақтөбе переклинальды промбасына жанасады.
Тектоникалық сатылар едәуір дәрежеде бұзылған жарықтармен
күрденелінеді. Жаңажол сатысының ерекшклігінің бірі брахиантиклинальдық
типті ірі дөңбектермен түзілген күшті карбонатты массивтердің дамуы болып
табылады.
Жаңажол кен орны Подольск-Гжельск жасындағы жыныстардан құралған
көлемді карбонат массивінің жоғарғы бөлігінде қалыптасқан. Жаңажол
көтерілуі ось ұзындығы бойынша 28 км және карбонатты массивтен түзілген
субмеридиональды жоғалған брахиантиклинальды қатпардан тұрады. Ол 2
локольды көтерілуге бөлінеді. Солтүстік көтеріліс 50-скважина ауданында 2,3
километрлік изогипспен нұсқаланған. 2,5 километрлік тұйық изогипс бойынша
оның көлемі 10,5 х 5,5 км. Оңтүстік көтерілістің жиынтығы 50 метр және одан
да төменіректе жатыр. Ол 2,3 км изогипспен нұсқаланған. 2,5 километрді
құрайтын изогипс бойынша, оның көлемі 9,5 х 4 км. Құралған бөліктердің
амплитудалық көтерілуі 250 метрдей, ал шығыс қанатымен салыстырғанда батыс
қанаты өте күрт 8-10(, шығысына қатысты
4-7(. Жалпы карбонат массивінің жыныстармен шекарасының барлық гаризонттары
байланысқан.
Тек кунгур ярусы қабатының аудан шегінде 15 метрден 600 метрге дейін
өзгеріп, тұз асты терригенді қабаттарының қуат көрсеткішінің күрт
өзгергендігі болып табылады. Көтерілудің құрылымдық жоспары бұзылғандай
болады.
1.5.Мұнайгаздылығы.
Жаңажол өнімділігі карбонат коллекторларынан байланысты Қазақстанда
бірінші ашылған ірі кен орындарының бірі болып табылады. Ол бұрынан бегілі
төменгі бор, юра, төменгі триас, жоғарғы және төменгі пермь шөгінді
қабаттарыны” қойнауында мұнайы бар Кенқияқ, Құмсай, Көкжиде, Ақжар және
тағы басқа мұнай кен орындары бар аудандарда орналасқан.
Жаңажол ауданы қимасының мұнайгаздылығының алғашқы деректері бірінші
скважинаны бұрғылау кезінде газдылық көрсеткіштерінің жоғарылауы қабат
ерітіндісінің газдануы және мұнай белгілері арқылы байқалады. Жоғарғы
карбонат қалыңдығы қимасының қортындысын салыстыру арқылы, үш коллекторлы
өнімді пачкалары анықталып олардың мұнай-газ конденцат қорлары есептелінді.
Стратиграфиялық қатынас бойынша А және Б пачкалары Гжель және Касимов
ярусының жоғарғы карбонына, ал В пачкасы ортаңғы карбонның москва ярусымен
байланысты 10,13,50-ші скважиналардың ауданында солтүстік мұнара
құрылымының шегінде В төртінші пачкасы табылған. Оның өнімділігінің таралуы
шектелген.
Жалпы қалыңдықтары А және Б жоғарғы екі пачкасы 35-80 метр, В пачкасы
50-95 метр өнімді пачкаларды құраушы коллектор қабатының саны 1-12 м
аралығында, ал олардың әрбіреулерінің қалыңдығы 1-40 метрге дейін өзгереді.
А өнімді пачкасы.
Пачка шегінде 1-2 қабат коллекторлары оқшау білінеді де, олар барлық
оңтүстік қосындылар мен батыс қанаттағы солтүстік қосындылар шегінде жақсы
байқалады. Пачка құрылымының ерекшклігі ауданның солтүстік-шығыс бөлігінде
карбонат коллекторлар қабатының ангидриттермен толық болып табылады. Орташа
алғанда қаныққан газдың тығыздығы 26 метр, ал қаныққан мұнайдың қалыңдығы
12 метр. Мүнай дебиті 1,4-6,4м3тәу, ал газдебиті 175 мың м3тәу,
конденсаттыкі 196м3тәу. Геофизикалық көрсеткіштерге байланысты СМБ
оңтүстік қосылыстың құрамына 2650метр белгісінде ашылады, ал 6-шы және 14-
ші скважиналар ауданында 2637 метр және 2631 метрден ашылады. Газмұнай
байланысы 2560 метр белгісінде алынады.
Б өнімді пачкасы.
Б өнімді пачкасы бүкіл ауданға тараған үш қабат коллекторынан
құралған. Қабат коллекторлары қабатшалардан тұрады, олардың саны
скважиналарға байланысты 2 метрден 5 метрге дейін өзгеріп отырады.
Орташа алынған мұнайдың қанығуының қалыңдығы 12 м, газдың қанығуінікі
14 м. Пачкада мұнайгаз қойнауы бар. Оның өнімділігі 8-скважинаны байқау
кезінде 5м3тәу бастап 8мм арқылы 154 м3тәу дейін аққан мұнай дебитіне
байланысты анықталады. Газ дебиті 214 мың м3тәу, ал конденсаттыкі 162
м3тәу. Ауданның пачка бойынша СМБ 2631 метрден 2647 метрге өзгереді.
Газмұнай байланысы А пачкасындағыдай 2560 метр белгісінде ашылған.
Мүнайгаз қойнауыны” биіктігі 200 метрге тең оның 110 метрі газда, ал
90 метрі мұнай бөлігі болып келеді. Газдылықтың ауданы 38825 мың м2 , ал
мұнайлылықтың ауданы 71475 мың м2.
В өнімді пачкасы.
В өнімді пачкасы қабатшаларына бөлінген қалыңдық 2 метр және одан да
жоғары болатын коллектордан тұрады. Жалпы эффект қалыңдығы 4,8 метрден 41
метрге өзгереді. Орташа алынған газ қанығуы мен мұнайқанығуы 11 және 18
метрге тең.
Алынған мұнай дебиті 1м3тәу-тен 174 м3тәу-ке дейін өзгереді, ал
газдың дебиті 54 мың м3тәу жетеді, конденсаттыкі 34 м3тәу.
В пачкасының көпшілік бөлігінде СМБ белгісі 2651 метрден алынған, ГМБ
2560 метр белгісінде ашылған.
Газ шапкасының шегінде 30 метрді құрайды. Мұнай шегінің биіктігі
алғашқы екі пачкадағыдай 83 метр және 91 метр. Аудан газдылығы 16775 мың
м2, ал мұнайлылықтың ауданы 54525 мың м2 құрайды.
1.6. Сулылығы.
Жаңажол ауданы Каспий маңы артезиан бассейнінің шығыс бөлігінде
орналасқан. Тұздан төменгі кешеннің қимасында кунгурға дейінгі төменгі
пермь, төменгі таскөмір және терригендк шөгінді қабаттарда, сулы
горизонттардың бар екендігі анықталды.
Жер асты суларыкен орнында скважиналарды сынау кезінде алынды. 60-
90метр және 230-260 метр тереңдіктерде ашылған бор түзілімдері (К1) сулары
арынды болып табылады. Судың статикалық деңгейі жер үстінен 14-16 метрге
төмен. 20-45 метрдегі скважиналар шығымы 60-180 м3тәу құрайды. Судың
температурасы 12-14(С-ден аспағандықтан, оларды салқын сулар қатарына
жатқызуға болады. Су сыйымдылық жыныстары болып альб ярусының қопсытылған
топырақтары болып табылады.
Химиялық құрамы бойынша альб суларының минералдылығы 1,8-6-3,6 гл
болып, хлор-магнийлі типке жатады. Оларға едәуір жастағы дәрежелі
минерализация (rNarCl тең 0,59( 0,78) 38,0(52,5 литрді құрайтын (rSo4
100rCl) едәуір сульфаттылыққа және жоғоры қаттылыққа (60-90 мг. эквл)
тән. Бірде кен орнынан батысқа қарай (көкжиде құмдақты массивті ауданы)
альб суының сапасы жақсарып, минералдылығы 0,2-0,6 гл құрайды. Мүнда
құмдақты массив альб горизонтының инфильтрациялы қоректендірудің жергілікті
аумағы қызметін атқарады. Скважинамен 35-30 50метр тереңдікте ашылған
карбонның қабат сулары жеткілікті жоғарғы арынмен сипатталады және
өнімділік типіне жатқызылады. Олар химиялық құрамы бойынша жоғары
минералданған (90-135 гл), аз сульфатты (rSo4 100r Cl2-4),
метаморфоздалған (rCarCl-0.74-0.85) хлоркальцилі типіне жататын
метаморфоздалған тұздықтардан тұрады. Судың құрамында метоморфизиация
дәрежесін жалпы қаттылығын анықтайтын кальций мен магний 400 мг-эквл-ге
дейін жетеді. Олар жоғарғы тегеурінді өздігінен төгілгіш және де
хлоркальцилі типтес минералданған. Олардың ерекшелігі еріген көміртегінің
жоғарғы концентрациялығы болып табылады. Бүл жағдай шөгінділердің
өнімділігін көрсетеді. Су дебиті сағадан өздігінен шыққан кезде 20-391
м3тәу-ті құрайды. КТ-(( сулары Жаңажол ауданының скважиналарын сынау
кезінде алынып зерттелген.
2.ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ.
2.1 Жаңажол кен орнын игеруін талдау.
Жаңажол кен орнын өңдегендегі жобалы және нақты көрсеткіштерін талдау
өңдеу басынан жыл бойы мұнайды өндірудің тоқтаусыз өсуі 1990 жылға дейін
жүргенін көрсетеді. Бұл Жаңа мұнай скважинасының жобалы көрсеткіштері алдын-
ала жүретін кен орындары бойынша бұрғылау көлемінің өсуімен байланысты.
Нақты мұнай өндірудің жобалаудан бөлінуі 1992 жылдан басталды. Осы
кезеңнен бастап Жаңажол кен орнын өңдеу (Гипровостокнефть( жобасы бойынша
мұнайды өндірудің ары қарай өсуі қарастырылғанмен, Жаңажол кен орны мұнайды
өндірудің тұрақты кезеңіне көшті. Жаңажол кен орнын өңдеу, 1990 жылдан
бастап, МНП СССР 1988 жылы бекітілген. Жаңажол кен орнынын (((-кезекті
жинақты орналастыру жобасына сәйкес жүргізілуі керек болатын, онда кен орны
бойынша бұрғылау көлемін төмендетуді және сығымдаушы газлифті пайдалануға
өту қарастырылған. Сығымдағыш станциясымен УПГ құрамына кірген ЖГПЗ (((-
кезеңін пайдалану жүргізуі тұрып қалуына байланысты, Жаңажол кен орнын (((-
ші кезекті құрылу жобасы іске асырылмады. Сол кезде (Гипровостокнефть(
институтымен 1992 жылы бекітілген, анықталған технологиялық схема игерілген
болатын. Ол Г-((( бойынша судың айдау көлемін үлкейту, жаңа мұнай
скважиналарын бұрғылау, өндірудің механикаландырылған әдісіне бірқалыпты
көшу қарастырылған. Нәтижесінде технологиялық схемалардың бірде-біреуі
Жаңажол кен орнын игеруде іске аспады.
Соның нәтижесінде келесідегідей жағдайлар пайда болды:
1. 1993 жылдан бастап жаңа өндіру скважиналарын бұрғылау бірден
төмендеді. 1990 жылдың өңдеу графигінен көрінгендей жобаланғаннан нақтылы
бұрғылау көлемдерінің артта қалуы басталды, ол әсерлі қордағы скважина
санының өсуінің жеткіліксіз екеніне әкеліп соқтырды, ары қарай әсерлі
қордағы скважина санының төмендеуіне және скважиналарға суды айдау қатарын
аудару нәтижесінде пайда болды. 01.01.1999 жылдағы жағдайы бойынша Жаңажол
кен орнындағы нақты әсерлі скважиналар қоры, жобаланғаннан 46-скважинаға аз
болды.
Сол кезде кезекті қорлы скважина санының төмендеуі бойынша кординалды
шаралар қабылданбады. 1988 жылы айналып өту скважиналарының саны-11, газ
скважиналарының саны-9 скважинаға өсті, бұл өнімді қабатқа айдалатын және
қабат суларын тесіп өту нәтижесінде болды. Сонымен қатар ЖГПЗ жағдайындағы
әсерлі қордың скважиналардың тоқтау нәтижесінде болды. Кезекті қордағы аз
шығымды скважиналардың санының төмендеуі болды, ол осы скважиналардың ШТС
(ШГН) өтуімен байланысты, сонымен қатар мұнай ағынының интенсификациясы
бойынша жұмыс жүргізу нәтижесінде болды.
Осы күнде біз кезекті қордағы скважинаның жалпы саны-158 скважина,
бір скважинаның орташа тәуліктік шығымы 18,7 ттәу. Осыған байланысты мұнай
өндірудің негізі тұрақты әсерлі қордың 182 скважинасына тиесілі, бұл әсерлі
қор скважинасының санының жобаланғанның 48( құрайды, оның ішінде КТ-(-де 68
скважина, КТ-((-де 114 скважина, Г-(((-те 75 скважина.
2.Өндірудің механикаландырылған әдістеріне өту бойынша жобаланған
жұмыстарды жүргізбеу. Біз айта өткендей өңдеу жобасымен жыл бойынша мұнайды
өндіруді 1992 жылдан бастап жобаланған бұрғылау көлеміне қарамастан ары
карай өсіру қарастырылған.
Мұнай өндіруін өсіру сығымдағыш станцияларын пайдалануда
скважиналарды кезеңді есебіне аудару жеткізілуі керек болатын. Осы
мақсатпен (Гипровостскнефть( институтымен 1988 жылы үшінші кезекті ЖГПЗ
құрылысын және мұнай скважиналарының құрылуын ескеретін, Жаңажол кен
орнының кешенді құрылуының 3-ші кезеңіне кіретін, кешенді газлифт
жобаланған болатын. Бұл жобаланған жұмыстар жүргізілмеді.
1998-1999 жылдары Жаңажол кен орнының кейбір мұнай скважиналарына
амермка және қытай шығарған жерасты және сағалық жабдықтарды қолдануымен
терең сорапты пайдалану тәсіліне көшірілді. Бірақ барлық скважиналар
бойынша күткен тиімді нәтижелер көрінбеді.
3.Барлық игерілген объектілер бойынша қабат қысымының түсуі (1-ші
қосымша).
Жаңажол кен орны бойынша негізгі игерілген объектілерге Г-(((
геологиялық объект КТ-(( қалыңдықты болып табылады. Осы объект бойынша
01.01.2000 жылғы мұнай өндіру барлық кен орындары бойынша өндірілген
мұнайды” 57,6( құрады.
Пайдалану қоры 75 скважинадан тұратын Г-((( объектісі бойынша барлық
әсерлі қордың 22( құрады, ал егер кезеңді қорды есептемесе 42( -ті құрайды.
Бір скважинаның орташа тәуліктік шығымы 51,8 тонна. 1998 жылы объект
бойынша жылдық өндіру 1350,0 мың.т, суды айдау -1959,0 мың,м3 құрады, ол
жоба бойынша 4302,0 мың.м3 болуы керек еді.
Г-((( объектісін игеріп талдауда, жыл сайын айдалатын су көлемін
өсіруіне қарамастан 1990 жылмен 1998 жыл аралығында қабат қысымы 400
атмосферадан 268 атмосфераға дейін түсу аралығын көрсетті. Су айдаудың
нақты көлемдерінің қалуы, жобаланғаннан төмен қабылдауы (150-250м3
тәулігіне) тура байланыста, жобаланған Г-((( объектісі жобаланған айдау
скважиналарымен салыстырғанда, 1998 жылы жоспар бойынша 40 СКО - дан 17-і
жүргізілген. Г-((( объектісі бойынша су айдау тәулігіне 4527 мың,м3 ,
жобалау бойынша 13600 мың м3.
Сол бойынша қарастырсақ, соңғы жылдар қатарында Г-((( объектісінің
өндіру скважиналары өзгеріссіз қалады (0,1() , біз су айдаудағы көлемдері
кезінде Г-((( объектісі бойынша, мұнайды таңдау компенсациясы кезінде нақты
дәлелмен айта алмаймыз, өйткені ол объект бойынша қабат қысымын ұстап тұру
процесіне қандайда бір әсерін тигізеді. Ол Г-((( объектісі бойынша изобар
картасын оқып үйрену кезінде көрінеді. Жобаланғанға дейін су айдауды
ұлғайту қажет, оған айдау скважиналарының пайдалану шартын жақсарту арқылы
жетуге болады. Осы мақсатпен Г-((( объектісі бойынша СКО-ны өсіру қажет,
діріл толқындарының әсер етуі арқылы, қабатты гидрожару бойынша жұмыстар
жүргізу керек, бірақта бұл айдау скважиналарының тиімділігін тіреуді” басқа
әдістерін кіргізу, қиындау операция болып табылады. Қазіргі уақытта СКО
жүргізу ұзақ уақыт эффект бермейді, сондықтан қабат қысымын ұстап тұру үшін
су айдаумен өндіруші скважиналардың кейбіреуін аудару қажеттілігі туады. Ол
Г-((( пачкасы бойынша мұнайды өндірудің төмендеуіне әкеледі, сондықтан Г-
((( арқылы жаңа скважиналарды бұрғылау мүмкіндігін алдын-ала қарастыру
қажет. Бұл айдау және өндіру скважиналарының торын үлкейтуге мүмкіндік
береді, қабат қысымының төмендеуін азайтады, оны қанығу қысымына дейін
көтереді.
Қаралатын негізгі мәселе газ шапкасындағы газ жарылыстарын және қабат
қысымының ара қарай түсүуін болдырмау, ол үшін Г-((( пачкасы бойынша
мұнайды таңдау қарқынына шектеу жүргізу қажет.
2.2.Кен орнын игерудің қазіргі жағдайы және қысқаша тарихы.
Кен орнын алғаш игеру 1983 жылы (КТ-() бірінші карбонатты қабаттың
өнімді қабатына бұрғылаудан басталды.
1985 жылы (КТ-(() екінші карбонатты қабаттың мұнай, газ, конденсат
және ілеспе қоры есептелініп, бекіту жүргізілді.
Одан кейін 1986 жылы оңтүстік күмбездегі Дн пачкасына КТ-(( -ге игеру
жүргізіле бастады. 1988 жылы КТ-(( -нің солтүстік күмбезіндегі Д-((( және
Гн-((( пачкалары игеруге енгізілді.
КТ-( бірінші карбонатты кен орнын игергенде, 2550-2900 метр тереңдік
интервалында жатқан А, Б, В, және В1 өнімді қабаттарына бөлінді.
А пачкасымен биіктігі 90-203 метрге тең мұнаймен жиектелген газ
кеніші байланысты. Б пачкасы газ бөлігінің қабаты 110 метр, мұнай қабаты 90
метр болатын мұнайгаз кенішінен құралады, В пачкасына газ шапкалы мұнай
кеніші ұштастырылған (мұнай және газ бөлігінің қабаты 83-91 және 30-50
метрге тең). В1 пачкасының биіктігі 87 метрге дейін екі кіші газ
кеніштерінен тұрады.
Екінші КТ-(( карбонаттық қабатында үш өнімді Г және Дв, Дн пачкалары
бөлінген (жоғарғы және төменгі горизонттар).
Г пачкасына газ шапкасының биіктігі 265 метр болатын және
мұнайгаздылық қабаты 350-400 метрге тең газды мұнай кеніші ұштасқан. Г
пачкасы бойынша газдың қаныққан көлемінің мұнайдың қаныққан көлеміне қатысы
0,31.
Дв және Дн пачкаларының мұнайлылық қабаты 235 және 100 метрге тең. Дв
пачкасы бойынша есептеулер мен зерттеулердің нәтижесінде қабат мұнайының
тығыздығы 0,6838 гсм3, 27,57 Мпа қабаттық температурадағы мұнайдың газбен
қаныққандық қысымы, қабаттың газ факторы 275,5 м3т, қабат мұнайының
динамикалық тұтқырлығы 0,39 МПа(С тең.
Диференциалды газдандырылғанан кейін жұмыс шартында мұнай тығыздығы
0,824 гсм3, жұмысшы газ факторы 242,2 м3т, көлемдік коэфициент 1,461,
күшейтег аздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 7,0 МПа(С тең.
Товарлық сипаттамасы бойынша күкіртті (күкірттің массалық құрамы
0,82() смолалы (5,1(), жоғарғы парафинді (7,7(). Ауа бойынша газдың қатысты
тығыздығы 0,754.
1984 жылы кен орны өнеркәсіптік игеруге енгізілді. Игерудің бірінші
кезе”інде геологиялық қордың 2,5( -ті алынды.
Кен орнын игерудің әуелгі басынан өндірудің тек бір ғана әдісі,
мұнайды фонтанды әдіспен өндіру қолданылды. Бұл әдіс әлі күнге дейін
қолданылып келеді. Бүдан басқа кен орнының пайдаланудың механикаландырылған
тәсілімен кішігірім жұмыс тәжірибе әдісі бар.
1990 жылы маусымда N 724 скважина пайдаланудың фонтандық тәсілінен,
штангалы терең сорап тәсіліне ауыстырылды. Сол жылы желтоқсан айында ШТС-қа
N332 скважина ауыстырылды. 1992 жылы N724 және 332 скважиналар
фонтандандырылып фонтандық тәсілге көшірілді. Ал қыркүйекте ШТС әдісіне
номері 538 скважина (В пачкасы) ауыстырылды.
1996 жылы желтоқсанда Дн пачкасындағы N2042,2043 скважиналар ШТС
әдісіне ауыстырылды. Оларға АҚШ-тық (LUFKІN( фирмасыны” тербелмелі станок-
качалкалары орнатылды.
Осындай жағдаймен қазіргі кезде пайдаланудың механикаландырылған
тәсілімен үш скважина жұмыс істейді. Алдағы уақытта кен орны
механикаландырылған пайдалану тәсіліне ауыстырылады деп күтілуде (ШТС және
Газлифт).
1996 жылдың аяғында өндіріске екі ГТС-48МВт және ГТС-150МВт
газтурбиналы станциялары енгізілді.
Қазіргі уақытта Жаңажол кен орны барлауға дейінгі, мұнай өндірудің
өсуші кезеңі және асыра бұрғылау кезеңінде болып табылады.
2.3.Айдау және пайдалану скважиналарының динамикалық қоры.
2000 жылдың бірінші жартысындағы скважина қоры төмендегідей:
Пайдалану -358
Өнім беруші -332
Тоқтап тұрғандары -13
Айдаушы -91
Айдаудағы -79
Тоқтап тұрғандары -3
Игерудегі -1
Бақылаушы -11
Уақытша тоқтап тұрғандар -8
Жүтушы ( Поглащающие) -0
Жайылғандар -16 оның ішінде:
пайдаланудан кейін -0
бұрғылаудан кейін -16
Мұнай скважиналарының қоры:
пайдалану қоры, барлығы -358
фонтанды скважиналар -354
ШТС (ШГН) -4
өнім беруші, барлығы -332
фонтанды скважиналар -329
ШТС (ШГН) -3
Пайдалану және айдау скважиналар қорының динамикасы төмендегі кестеде
көрсетілген.
Кесте 1.
Айдау және пайдалану скважиналары қорының динамикасы
жыл
жылдар 1994 1995 1996 1997 1998 1999
жоба 2295,6 2286,0 2294,7 2333,0 2293,8 2343
нақты 2317,5 2288,9 2255,7 2345,9 2315,5 2342
газ өндіруі млн.м3
жоспар 37,2 35,5 36,7 37,6 36,8 36,0
нақты 37,7 37,5 37,8 36,3 37,8 36,1
ресурс 608,4 614,1 640,6 669,5 682,4 689,0
ілеспе су өндіру, мың,м3
нақты 39997 44217 38689 35743 19530 25283
ҚҚК үшін су айдау, мың.м3
нақты 1392,2 1988,2 3111,6 3554,8 3650,1 4349,7
2.5. Жаңажол кен орнында скважиналарды пайдалану әдістері.
Жаңажол кен орнының мұнай кенішінен өнімді жоғары көтеру қазіргі
уақытта фонтандық тәсілмен жүргізіледі.Тек № 538, 2042, 2043 скважиналарда
мұнай ШТС әдісімен алынады.
Фонтандық пайдалану кезінде өнім түптен сағаға дейін сатылы лифт
бойынша алынады. Сатылы лифт С-75 және SM-90 болат маркасынан, диаметрі 73
және 88,9 мм болатын құбырдан құралған. Ол құбыр мұнай қабатының
перфорациялау аралығына дейін түсірілген. Ереже бойынша лифт компоненттері
келесідегідей сипатталады:
- С-75-73*7,01-2030 м маркалы болат құбыр
- С-75-88,9*6,45-420 м маркалы болат құбыр
- SM-90-88,9*6,45-550 м маркалы болат құбыр
Өндіруші скважиналардың тереңдік жабдықтары ретінде КОУК-89173-35Кг-
136Э (комплекс оборудования управляемого клапана-отсекателя) типтес ашық
фонтандардың алдын алу үшін арналған құрылымды, мұнай және газ
скважиналарын пайдалануда қолданады.
КОУК кешені фонтандық скважиналарының апат жағдайында, автоматты және
ара-қашықты басқару, герметикалық жабу үшін қолданады.
Бұл кешен төмендегілерді қамтамасыз етеді:
1). Бір шоғырда орналасқан газ және газоконденсатты фонтанды
скважиналарды ағымдағы және күрделі жөндеулерді жүргізуді, пайдалануды және
бұрғылауды.
2). Скважина жұмысын жергілікті арақашықтықты және автоматты
басқаруды.
КОУК кешені жиілігі 50Гц ауыспалы ток қуаты 380В электроқорегі бар
аудандардағы скважиналарда қолданылыды.
Өзгертілген конструкция бойынша өндіруші скважиналар хлопушкалы бітеу-
клапандарымен жабдықталады. Оған қоса бірқатар скважиналарда КСП типтес
сөндіргіш клапан енгізілген. Скважинаның сағасы АФ 6А-8068-35Кг типтес
фонтанды арматуралармен жабдықталады.
Сүйықтарды өндіруді реттеу скважина сағасында орнатылған штуцерлермен
жүргізіледі.
Қазіргі кезде скважиналардың көпшілігінен сусыз мұнайлар өндіріледі.
Бірақ кейін су айдауды ұлғайту кезінде, өнімнің сулылығы ұлғайады.
Сулылығы ұлғайған сайын, түпке қарсы қысым өсе түседі, бұл өз
кезегінде депрессияның қабатқа құлауын, скважина шығымының азайуына және
фонтандалудың тоқтауына әкеліп соқтырады. Бүл кезде өндіруші скважиналарды
пайдалануды механикалық тәсілмен жүргізу керек.
Штангалы пайдалану кезіндегі тереңдік жабдықтарды келесі
элементтермен компоненттеледі:
- сорапты-копрессорлы құбыр диаметрі 88,9мм*6,45мм, 1200метр
тереңдікке;
- НСВ-43-35-15 типті штангалы терең сорап;
- 1200-2820 метр аралығындағы 73*7,01 диаметрлі құбырдан құралған
хвостовик;
- 2700 метр тереңдіктегі ингибитрлі клапанды скважиналық камера;
- 2825 метрдегі пакер;
Бүндай жабдықтар плунжерінің диаметрі 44 мм сораппен № 332 және 538-
ші скважиналарға тусірілген.
Қос сатылы штангалы тізбек, диаметрі 19мм - 800метр және 22мм -400
метр болатын штангалардан тұрады.
Тербелмелі станок качалканың жұмыс параметрлері:
- плунжердің жүріс ұзындығы -2,4 метр;
- тербеліс саны -8,1мин.
Сораптың теориялық өнімділігі 25 м3тәу.
Скважина сағасына АУ-6550-14Кг типтес сағалық арматура орнатылған.
Түптік қысым өндіруші скважиналарда қаныққандық қысымына тең деп
қабылданады (жобаланатын Дн пачкасы үшін қанығу қысымы 24,88 МПа, қабат
қысымы 39МПа , түптегі қысым 33,4 МПа тең).
Өнімнің сулылығы 50(-ті құраған кездегі объект бойынша мүмкін болатын
газдылық келесі тереңдіктерге сәйкес:
А пачкасы 10(- 2042метр , 25(-1242метр;
Б пачкасы 10(- 2060метр , 25(-1160метр;
В пачкасы 10(- 2000метр , 25(-1060метр;
Г пачкасы 10(- 2300метр , 25(- 1400метр;
Дв пачкасы 10( -2600метр , 25(-1700метр;
Дн пачкасы 10( -2815метр , 25(-1815метр;
Кестеде көрсетілгендегідей Дв және Дн пачкалары үшін төменгі арынды
НСВ 1БДг сорабын қолдануға болмайды. Сондықтан жоғарыдағы айтылғандарға сай
фонтанның тоқтау кезіндегі Жаңажол кен орнындағы өндіруші скважиналардан
сұйықты іріктеу, көптеген өнімді горизонт бойынша қоссатылы сығылған арнайы
сораптармен немесе жұмыс режиміндегі қарапайым сораптармен өндіруге мүмкін
болады. Жұмыс кезінде жұмыстың олқылығын болдырмау және тоқтауын болдырмас
үшін, тәжірибелі жолмен әрбір скважина үшін жеке-дара, яғни №2042 және 2043
(Дн пачкасы) скважиналарына (LUFKІN( фирмасының арнайы жасалған сораптары
орнатылған.
Скважиналар механикаландырылған кезінде сұйықтың шығымы 40м3тәу
болса, онда газлифтілік тәсілмен пайдалану көзделеді. Газлифтілік өндіру
эффектісін анықтайтын негізгі көрсеткіштердің бірі, газдың ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
(айдау және пайдалану скважиналары)
АННОТАЦИЯ.
Диплом жобасы Д (КТ-(() игерудің шартына қолданылатын мұнайда
күкіртсутек пен парафиннің болуымен күрделену шартында Жаңажол кен
орнындағы скважиналарды пайдаланудың механикалық тәсіліне және пайдалану
туралы сұрақтарды қамтиды.
Кен орнының геологиялық құрамы негізінде және игеруі туралы
өнеркәсіптік мәліметтерді өнім құрамының, скважинаның пайдаланушылық
қорының, пайдалану жұмысының сипаттамасы мен термобарикалық шарттарын
талдау негізінде, фонтандық скважинаны пайдаланудың механикалық тәсіліне
көшіруі бойынша есептер орындалды.
Тереңсораптық пайдалану кезінде қауіпсіздік техникасы мен еңбекті
қорғау сұрақтары қарастырылды, және де қоршаған ортаны қорғау бойынша
шаралар қарастырылды.
Қорытындыда Жаңажол кен орнында қолданылатын (LUFKІN( фирмасының
сораптық жүйесін таңдаудың қысқаша негіздемесі келтірілген.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 3
1.ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛМ. 3
1.1.Кен орнының физика-географиялық және экономика- 3
географиялық сипаты. 3
1.2. Кен орнын геология-геофизикалық зерттеу және игеру тарихы. 5
1.3.Стратиграфия. 10
1.4.Тектоника. 16
1.5.Мұнайгаздылығы. 18
1.6. Сулылығы. 20
2.ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ. 22
2.1 Жаңажол кен орнын игеруін талдау. 22
2.2.Кен орнын игерудің қазіргі жағдайы және қысқаша тарихы. 26
2.3.Айдау және пайдалану скважиналарының динамикалық қоры. 29
2.4 Қабат қысымын көтеру және ілесспе су, мұнай мен газ өндірудің
динамикасы. 30
2.5. Жаңажол кен орнында скважиналарды пайдалану әдістері. 31
2.5.1. Жаңажол кен орнындағы терең сорапты мұнай өндіру технологиясы.
35
2.5.2.Скважиналарды бастыру. 42
2.6. Скважинаны пайдалану кезіндегі туындайтын қиындықтар және олармен
күресу жолдары. 42
2.7. Скважиналарды күрделі жөндеу 43
2.8. Асфальтендер және парафин шөгінділерімен күрес. 44
2.8.1. Жаңажол кен орнындағы жабдықтарды коррозиядан қорғау. 45
2.9.Есептеу бөлімі. 48
2.9.1.Есептеу үшін негізгі мәліметтер. 48
2.9.2. Сорапты компрессорлы құбырларының (НКТ) тізбегі бойынша ҚҚТ (КРД)
тұрғызу. 56
2.9.3. Шығару (откачка) режимінің параметрлерін анықтау. 62
2.9.4. Штангалы тізбектің конструкциясын таңдау. 65
2.9.5. Штангалы сорапты қондырғының беру коэффициентін анықтау. 66
2.9.6.Тербелмелі станок качалканы таңдау және штанга алқасының нүктесіне
әсер ететін күшті анықтау. 68
2.9.7. Штангалы сорапты қондырғы жұмысының пайдалану көрсеткіштерін
есептеу. 72
3.ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ. 72
3.1(Октябрьмұнай( МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты. 73
3.2. Негізгі және көмекші өндірістік ұйымдар. 73
3.3. (Октябрьмұнай( МГӨБ-ғы жалақы және еңбекті ұйымдастыру. 74
3.4. Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне
талдау жасау. 76
3.4.1.Өнімнің бірлігінің өзіндік құнын талдау. 77
3.5. Скважинадан 1 тонна мұнайды көтеруге кеткен шығындарды есептеу. 78
3.5.1. Күрделі қаржыны есептеу. 79
3.6. Мұнай өндірудегі шығындарды калькуляциялау. 81
3.6.1. Шартты келтірілген және меншікті күрделі шығындарды 84
есептеу. 84
4.ЕҢБЕКТІ ЖӘНЕ ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ. 85
4.1.Еңбекті қорғау. 86
4.1.1.Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі. 86
4.1.2. Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін анықтау. 90
4.1.3. Сақтандыру және қоршау қондырғыларын таңдау. 91
4.1.4. Электр қауіпсіздігі. 92
4.1.5. Санитарлы-гигеналық шаралар. 93
4.1.6. Өртке қарсы шаралар. 94
4.2. Қоршаған ортаны қорғау. 94
Қорытынды 96
ҚолданылҒан Әдебиеттер тізімі 98
КІРІСПЕ
Қазақстан дүние жүзіндегі ірі мұнайлы мемлекеттердің бірі болып
табылады. Көмірсутектердің геологиялық қоры бойынша, алғашқы орындарды
иеленеді.
Оралмаңы жотасы шегінде алғашқы кен орындарының бірі Жаңажол кен
орнын ашу Қазақстанның батыс секторының мұнай өніміне қажеттілігін
қамтамасыз ету мүмкіндігі пайда болғандықтан, Қазақстанның экономикалық
өміріндегі маңызды оқиға болды.
Жаңажол кен орнын ашу нәтижесінде көмірсутек кеніштерін орналастыру
заңдылықтарының ашылуы, жаңа көмірсутектерді анықтау үшін негіз болды.
Қазіргі уақытта Жаңажол кен орнын бұрғылау мұнай өндіруді
тұрақтандыру және барлауға дейін игерудің екінші кезеңінде болып табылады.
Фонтанды әдіспен мұнай өндіру технологиясы толықтай жаңа талаптарға
сай, Бірақ сулану процентінің арықарай өсуі кезінде, біршама скважиналар
механикалық пайдалану тәсіліне аударылады.
Бұл жабдықтарға, құрастыруға, кадрлар даярлауға және жұмыс режимін
оптимизациялауға қосымша шығындарды талап етеді.
1.ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛМ.
1.1.Кен орнының физика-географиялық және экономика-
географиялық сипаты.
Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінде, Орал маңы
қыратының шегіндегі Мұғалжар тауы мен Ембі өзені аралығында орналасқан.
Әкімшілік ауданы Ақтөбе обылысының Мұғалжар ауданының құрамына кіреді.
Жаңажолдан 35 км қашықтықта солтүстік-батысқа қарай тұзүсті кешенінде мұнай
кеніші игерілетін, Кеңқияқ кен орны орналасқан (төменгі бор, юра,
пермотриас және тұзасты кешеніндегі төменгі пермь мен карбоннан мұнай
көздері айқындалған).
Жергілікті бедер жыра-сайларға бөлшектелген, аласа қыратты жазықты
болып келеді. Рельефтің абсолюттық белгісі +125 тен +270 м аралығында. Ал
минимальды биіктік белгісі, кен орнының терреториясын оңтүстік батыста
шектейтін Ембі өзені аңғарына ұштасады. Ауданның гидрографиялық торабы
негізінен Ембі өзені болып табылады. Ол кен орнынан оңтүстік-батыста 8-14
км қашықтықта ағып жатыр. Суы минералды және техникалық қажеттілікке
қолданылады. Тұрмыстық мақсаттар үшін құдық сулары пайдаланылады. Құдық
суының деңгейі Ембі өзенінің жайылымында 2м және оданда көбірек болып
табылады. Ембі өзенінің сол жақ ағысы Атжақсы өзенінде тұрақты су ағысы
болмағандықтан, көктем кезіндегі қар суларымен толысып отырады.
Ауданның ауа-райы құрғақ, қатал континентальды. Температураның жылдық
және тәуліктік ауытқуы, едәуір төмен ылғалдылығымен сипатталады. Қыстық
минимумы -40 (С, жаздық максимумы +40 (С -ге дейін жетеді. Ал орташа жылдық
температура +10,4 (С-ді көрсетеді. Жауын-шашынның орташа жылдық мөлшері 140-
200мм -ді құрайды. Жылдамдығы 28мсек болатын солтүстік-шығыс бағыттағы
күшті желдер жиірек болып тұрады. Топырақты” қыстағы қату тереңдігі 1,5-1,8
м-ді құрайды.
Аудан көлемі аз қоныстанған. Кен орнынан солтүстік шығысқа қарай 15км
қашықтықта Кеңқияқ мұнай өнеркәсібі орналасқан. Шамамен 100 км қашықтықтан
Атырау-Орск мұнай тасымалдау құбыры өтіп жатыр. Ауданнан шығысқа қарай 100
км қашықтықтағы Орта Азия-Москва желісінде орналасқан. Ембі станциясы, ең
жақын темір жол торабы болып табылады.
(Ақтөбемұнайгаз( АҚ-ның өндірістік базалық кәсіпорны Жаңажолдан
солтүстікке қарай 130 км қашықтағы Октябрьск қаласында орналасқан. Оба
риясында құрлыс материалдары болып табылатын саз, құм, мергель және щебень
кездеседі. Олар сазды, сазбалшықты ерітінділер дайындау үшін қолданылуы
мүмкін
1.2. Кен орнын геология-геофизикалық зерттеу және игеру тарихы.
Жаңажол кен орнын көтеру 1960 жылы Ақтөбе геофизикалық
экспедициясының сейсмикалық жұмыстарымен айқындалды. Бұл алаңда терең
іздеуге бұрғылауды 1961 жылы бастады. Бұл Мұғаджар экспедициясыны”
жанындағы (Ақтөбемұнайбарлау( терең бұрғылау тресі болатын. 1976 жылы іздеу
жұмыстарын Ақтөбелік, ал 1978 жылдан бастап Кеңқияқ мұнайбарлау
экспедициясының бірлестігі (Ақтөбемұнайгазгеология( жүргізді. Оны” себебі
геологтар мен мамандардың 2900 м тереңдікте және оданда терең жатқан тұздан
төменгі жыныстарда мұнай бар деген болжауларынан басталды.
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында жоғарғы және ортаңғы карбон
шөгінділерімен байланысқан екі карбонаттың қалыңдығы КТ-( және КТ-((
горизонттарынан мұнай алынуда.
Жаңажол ауданында мұнай-газ өнімі бар және оның өндірістік
болашағының зор екені ең бірінщі А.С.Зингердің 1:50000 масштабты
геологиялық карталау кезіндегі гравиметриялық зерттеулер нәтижелері арқылы
алынды.
1960-1961 жылдары осы ауданда сейсмобарлау жұмыстарының мәліметі
бойынша Жаңажол күмбезі екі горизонттан құралғаны анықталды: П-карбон жабуы
және К-кунгур жыныстарынан құралған табаны.
1961 жылы іздеу-барлау скважиналарын бұрғылау басталды, 152 м
тереңдікте москва ярусының жыныстарын ашты. 3004-3056 м аралықтары
зерттеліп, орта карбон қабатында сулы газдың шығуы білінді.
Жаңажол кен орнында 1978 жылы бірінші карбонатты қабаттың (КТ-()
өнеркәсіптік мұнайлылығы анықталды. Бұл номері 4-ші скважинадан алынған
өндірістік мұнай құйылысы болатын.
1981 жылы 1-ші октябрьде құрылған (Ақтөбемұнайгаз-геология(
бірлестігінің көрсетуімен 1981 жылдан бастап Жаңажол кен орнында іздеу және
барлау жұмыстары жүргізіле бастады. Осы жұмыстар нәтижесінде Жаңажол
ауданының орта карбон қабаттарында мұнай кені орны ашылды.
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында пайдалану және 5000м тереңдікте
барлау скважиналары бұрғылануда. Олар москва және башкир ярустары
қабаттарын зерттеуге арналған.
Ашылған кен орнын пайдалануға даярлау кезінде болатын бүкіл
өндірістік-техникалық шараларды басқару үшін 1984 жылдың май айында
(Ақтөбемұнай( өндірістік бірлестігі құрылды. (Грозныймұнай(,
(Краснодармұнай(, (Украинмұнай(, (Белорусьмұнай( бірлестіктерінің ұжымдары
Ақтөбемұнай бірлестігінің барлық өндірістік-техникалық қызметтерін
жұмысшылармен және инженер техникалық мамандармен қамтамасыз етуіне
көмектесті.
Кен орнын алғаш игеру 1983 жылы (КТ-() бірінші карбонотты қабаттың
өнімді қабатына бұрғылаудан басталды.
1985 жылы (КТ-((( екінші карбонатты қабаттың мұнай, газ, конденсат
және ілеспе бөліктерінің қоры есептеліп, бекіту жүргізілді (протокол ГКЗ
СССР N 9895 25.12.85 г).
Одан кейін 1986 жылы оңтүстік күмбездегі Дн-1 пачкасына КТ-((-ге
игеру жүргізіле бастады. 1988 жылы КТ-((-нің солтүстік күмбезіндегі Д-(((
және Гн-((( пачкалары игеруге енгізілді.
Жаңажол кен орны негізінен ЦКР техникалық схемасы негізінде
игеріледі.
Техникалық схема келісімі бойынша өнімділікті 8 игеру объектісіне
бөлген; үшеуі бірінші карбонатты қабатта КТ-(, А, Б, В+В пачкаларына
тұралаған, және бесеуі екінші карбонатты КТ-(( қабатындағы (Д-(((,Дн-1,Дв-
1) қабатшалар ,(пачкалар Д және Гв-(((,Гн-((( қабаттары) объектінің алғашқы
карбонатты қабатын бұрғылау тең үшбұрышты сеткалы 500х500, КТ-(( тең
үшбұрышты сеткалы 700х700.
Әрбір игеру объектісі бойынша игерудің екі түрі қарастырылған.
Бірінші карбонатты қабат КТ-( (А, Б, В+В) және объект бойынша екінші
карбонатты қабат КТ-(( (Гв-(((, Гн-(((, Д-(((, Дв-(, Дн-(). КТ-( бірінші
карбонатты қабатындағы А және Б пачкаларын ала жеті нүктелі аудандық су
айдауды қарастырады.
2-ші вариантта А және Б пачкасы бойынша барлық өнімді қабаттар
барьерді су айдау бойынша игеріледі, ал В+В пачкасында барьерді су айдауы
тек күмбезді” солтүстігіне қолдануды қарастырған. Оңтүстік күмбез бойынша
бұнда су айдау артта қалып отыр, бұл мұнай жиегінің газ шапкасына төселіп,
барлық аумаққа таралуына байланысты. В қабатын КТ-(( карбонатты қабатының Д-
((( пачкасындағы қайтымды скважина қорынан, дара скважиналармен кезекті
құрғату арқылы игеру ұсынылады.
((( Техсхемаға сәйкес Г пачкасына 4 игеру объектісі бөлінген; объект
Г-((оңтүстік алаңдағы) бірінші блокта, Г-(( екінші блокта және Гн-(((
үшінші блокта.
Д пачкасына игерудің үш объектісі бөлінген: жоғарғы Дв-1 және төменгі
Дн-1(солтүстік алаңдағы) бірінші блокта. Гв-(((, Гн-(((, Дв-1, Дн-1
объектілері негізгі деп танылған, Г-1 объектісін скважинаның қайту қорымен
игеруді қарастырған, Г-(( және Д-((( объектілерін төменгі коллекторлығына
және онша көп емес қорына байланысты, уақытша тоқтату ұсынылған.
((( Техсхемадағы толықтыруда Гв-((( және Гн-((( кеніштерін Г-(((
пайдалану объектісіне біріктіруді ұсынған. Негізгі газоконденсатты
кеніштерде ВНК және ГНК бар болуы, біртұтас гидродинамикалық жүйені
коллекторлық белгілерімен және сұйықпен толтырылатын ерекшеліктерімен
сипатталады. Бұл жұмысты үш қатарлы жұмыс қатарына рұқсат етеді және суды
газ шапкасының орталық аумағына айдаумен игеру варианты ұсынылады. Бұл
вариантқа сәйкес мұнай газ шапкасындағы газбен ығысып, кейін сумен ығысады.
сондықтан біртұтас ГНК жағдайында Гв-((( және Гн-((( кеніштерін
мүмкіндігінше өндіруші скважинаны тең мөлшерлі сеткалармен ашу керек.
Игерудің үшінші жұмысында аз өнімді объект ретіндегі Д-((( кенішін
уақытша консервациялау қарастырылған. пайдалану процесі кезінде жаңа
деректер бойынша Д-((( қабатының кеніші, екінші карбонатты қабаттармен
салыстырғанда, өзінің жоғарғы өткізгіштігімен сипатталады. Сондықтан Д-(((
кенішін негізгі игеру объектілеріне кіргізу қарастырылған.
Осындай сипатпен 10 пайдалану объектісі бөлінді. Бірінші карбонатты
қабатқа 4 объекті бөлінді; Б, В+В юг және В+В север негізгі болып табылады,
ал А объектісі қайтымды. Екінші карбонатты қабатта игерудің негізгі
объектілері болып табылатын объектілер Г-((( (Г-(( объектісінің алаңымен
бірге) Д-(((, Дв-1 және Дн-1; Г-( объектісі қайтымды объект.
((( ұсынылып отырған вариант бұрынғы қабылданған технологиялық
шешімдерге сүйене отырып, негізгі принцпиальды коррективтерді ұсынады:
Осыған байланысты жобалау скважиналарының сандарын азайтып
(мүмкіндігінше шекті қабатты үлкейту, бұрғылау үшін 8-ден 16 метрге дейін)
және бұрғылау алаңдарын қысқарту; екінші карбонатты қабат объектілеріне 3
қатарлы су айдау жүйелерін енгізу; алғашқы су айдау есебінен КТ-( объектісі
бойынша, жобаланатын әсер ету жүйесін күшейту.Г-((( объектісіне барьерді су
айдау 4-ші жұмыс вариантындағыдай ұсынылып отыр.
1.3.Стратиграфия.
Кен орнының ашылған және зерттелген шөгінді жыныстар қимасының
қабаттары таскөмір жүйесінен (төменгі, ортаңғы және жоғарғы бөлім), пермь
(төменгі, жоғарғы бөлім), триас, юра, бор және де төрттік қабаттың
(антропогендік) жүйелерінен құралған.
Тас көмір жүйесі С.
Төменгі бөлім –С 1. Жаңажол ауданында ашылған ең көне шөгінді 1-С
скважинадағы орта визейлік жастағы, терригенді жыныстар болып саналады.
Олар 4190-4200 м интервал аралығында кездеседі. Көрші Қожасай, шығыс
Түгіскен, шығыс Төрткөл аудандарында орта және төменгі визе және турне
ярусында анықталған терригендік шөгінділер қалыңдығы 1000 м-ден асады.
Қимадан жоғарыда терригенді жыныстар ізбестас және қою-сұр
аргелиттермен қабатталған даламиттерді қамтитын жоғарғы визейлік(ока
горизонты үсті) және серпуховтік жастағы жынысты карбонаттық қабатпен
ауысады. Ока шөгіндісінің қалыңдығы 142м-ді құрайды.
Орта бөлім С2.
Орта бөлім башқұрт және москва ярустарының шөгінді қабаттарынан
тұрады.
Башқұрт ярусының шөгінді қабаты тек қана (-синельников скважинасында
толық өтілді. Толық қалыңдығы 224 м-ге жетеді. Олар сұрғылт ізбестастардан
және ашық-сұр оргоногенді түйірлі доломиттенген массивті, сирек қабықты
аргилиттерден құралған.
Москва ярусының (С((( құрамында екі ярус бөліктері айрықша білінеді,
төменгі және жоғарғы москвалық. Төменгі москвалық ярус бөлігінің шөгінді
қабаты 3668-3560 м аралығында 23-ші скавжинада ашылған вере және кашир
горизонттарынан тұрады. Ашылған ярус бөлігінің қалыңдығы 108-156 м
аралығында. Ол бірлі-жарым қабықты жұқа аргилитті карбонат жыныстарынан
құралған. Карбонат шөгінді қабаттың кешенде жоғарғы визе және төменгі
москва ярус бөліктерінің ашылған қалыңдығы 630 м-ге жетеді де, төменгі
карбонат қалыңдығын құрайды. КТ-(( индексі арқылы көрсетілген жыныстарда
ярус бөлігі жынысында мұнайдың өндірістік қоры белгіленген.
Жоғарғы москва ярус бөлігі подольск және мячиковскі горизонттарынан
тұрады. Подольск горизонтының төменгі бөлігі көбіне 266-366 м қалыңдықтағы
сирек ізбестастардан, қабықталған аргилиттерден, құмдардан,
аллевролиттерден, гравелиттерден тұратын терриген жынысының қалыңдығынан
тұрады. Горизонттың жоғарғы бөлігі оргоногенді-ұсақталған, қоюланған
микротүйірлі ізбестастармен даломиттерден тұрады. Қалыңдығы 115-164 м
аралықтарында болады. Олардың жасы фораминеферлік кешен сипаттамасы бойынша
3119-3113; 3087-3081; 3051-3048; 9; 3024,4-3019,5 м интервалында Р.А.
Глинин анықтады. Подольск корбанатты шөгіндісінің қалыңдығы 144 м-ден (3-
скважина) 220 м (скважина 3-с) дейінгі аралықта. Кесіндіден жоғары
оргоногенді; оргоногенді-ұсақталған кіші микротүйірлі ізбестастар және
москва горизонтының даломиттері орналасқан. Қиманың бұл бөлігі кен орнының
барлық ауданында байқалатын қалыңдығы 10 м-ге дейінгі сазды жыныстардан
түзілген. Екі реперлі қатпарлар аралығы жағдайы бойынша жеткілікті айқын
ерекшеленеді. москвалық және фораминефер кешені бойынша анықталады. Бұны
Р.А.Глимин, Н,К,Градеев және т.б. зерттеді.
1 скважинада (интервал 3117-3114; 3004-3000; 2945-2938 м) және
конадонтпен, Ахметшин тапқан 3-ші скважинадағы интервал 2903-2900 м. 9-шы
және 22-ші скважиналарда М.Н.Изотованың деректері бойынша скважинаның
үйлесімділігімен байланыспайтын едәуір жастау (касимовтық) фораминефер
қалыңдықтары байқалады. сондықтан да бұл деректер қосымша анықтауды қажет
етеді. Москва горизонты іс жүзінде кен орнындағы барлық скважиналармен
ашылған. Оның қалыңдығы 115 м-ден (скважина 4) 164 м-ге (скважина 27)
дейінгі аралықта.
Жоғарғы бөлім С3. Жоғарғы карбонның ортаңғымен шекарасы қисық ГК
жазбасы сипатының өзгеруі бойынша жеткілікті айқын бөлшектенеді. Жоғарғы
карбон құрамында көптеген микрофауналар табылғандықтан, касимов және гжель
ярустарына бөлінеді.
Касимов ярусы (С3 К) шөгінділердің жасы фораминефер кешені бойынша
номері5-ші скважинада (2832-2824; 2824-2819) 1-ші скважинада (2900-2898) 6-
шы скважинада (2909-2906, 2899-2897; 2894-2888; 2884-2879) 12-шы скважинада
(3113-3001) және коноданттар 5-ші скважинада (2832-2824; 2819-2816) 8-ші
скважиналарда болып анықталады. М.Н.Изотованың мәліметтері бойынша касимов
ярусы толық көлемде ұсынылған. Литологиялық қатынаста оның ауданының
көптеген бөлігі ізбестастармен даламиттерден құралған. Кен орнының
солтүстік-шығыс бөлігінде қиманың сипаты өзгереді. Мүнда ізбестастар және
даламиттермен қатар көгілдір сұр ірі кристалды берік ангидриттер үлкен роль
атқарады. Қиманың ангидриттену дәрежесі бөлек ұяшықтардан төменнен жоғарыға
қарай және біркелкі(қалыңдығы 510м) қабаттармен ангидриттерге дейін бірте-
бірте ұлғайады. Ангидриттелген касимов ярусының қалыңдығы 50-97м
аралығында.
Гжель ярусы (С3д). Екі бөліктен құралады. Төменгі бөлігінің қалыңдығы
53-136м, шөгіндіде сульфатты және карбонатты жыныстардың таралуы төмендегі
келесі ярустарға келесі ярустарға ұқсас құрылымды болып табылады. Гжель
ярусы оңтүстікте және оңтүстік-батыста 65-68( фауна мен су өсімдіктерінің
сынықтарынан тұратын аргоногенді ізбестастардан тұрады. Солтүстік- шығыс
бөлікте қиманың ангидриттері толық ангидритке айналғанша күшейеді. Осы
жерде аргилит текті саздар көп кездеседі. Ярус қалыңдығы 53-136м-ді
құрайды. Карбонат аймағының қасында қалыңдығы 427-527м-ге дейін барады.
Қиманың карбонатының жоғарғы бөлігінің қалыңдығы 24-109м болатын
аллевролитті саздан, сирек гравелиттерден тұратын терриген пачкасының гжель
ярусының жыныстарынан құралған.
Пермь жүйесі(Р).
Пермь шөгіндісі төменгі және жоғарғы бөліктерден тұрады. Төменгі бөлім
(Р1). Төменгі бөлім ассель, сакмар, кунгур ярустарының шөгінді қабаттарынан
тұрады.
Ассель + сакмар ярусы (Р1а+С).
Ассель-сакмар (терригенді қабаты) жыныстарының терригенді қабаты гжель
терригенді пачкасымен бірге, кен орнында гегиональды аймақтың сұйық тірегін
түзеді. Қүрамының едәуір дәрежесі газды болып келетін бұл қаптаманың
жеткілікті кең мөлшерде 16м-ден(24-скважина) 598м-ге дейін (8-скважина)
солтүстіктен оңтүстікке қарай азаю тенденциасымен өзгереді. Литологиялық
қатыныста бұл аргилиттер, құмдақтар, алевролиттер, сирегірек гравелиттер
және сазды ізбестастардың қатпарлануы болып табылады. Жасы фораминефер
болып табылатын ассель ярусының қалыңдығы 1-скважинада (2647-2645; 2498-
2495) және 10-шы скважинада (2468-2458) 9 метрден (33-скважина) 359 метрге
дейін (8-скважина) аралығында тербеледі, және де дәл сондай сакмар ярусы
қалыңдығына қатысты (6-скважинада) 100-метрден 209 метрге дейінгі аралықта.
Кунгур ярусы (Р1к). Кунгур ярусының гидрохимиялық шөгіндісі жоғарғы
карбонат үсті терригенді қабатымен бірге, кунгур қимасына дейінгі мұнай газ
қаныққандылық бөлігі үшін, күшті сұйық тіректі қаптаманы түзеді. Кунгур
ярусы шөгіндісінің төменгі бөлігінің қалыңдығы 10м-ден 60м-ге дейін жететін
сульфатты-терригенді жыныстардан құралады (ангидрит, аргилит тектес қою
саз). Жоғарырақ аргилитті қабатты, сирек құмдақты және аллевролитті
ангидритті қатпарлы галогенді жыныстар (тұз асты) төселген.
Галогенді қабаттың максимальды қалыңдығы 996м (12-скважина)
минимальды қалыңдығы 7м-ді (3-скважина) құрайды. Кунгурдың жоғарғы
бөлігінде негізінен ангидриттерден түзілген 4-84м болатын терригенді
сульфатты ( Кепрок( пачкасы жатыр.
Жоғарғы бөлім (Р2). Жоғарғы пермь шөгіндісі шұбар-түстес, сұр-түстес
терригенді жыныстардан (саздар) төменгі бөлігінде аргилиттер (полимиктопты
ұсақ қиыршықты сазды құмдар, сирегірек ұсақгалалы конгломераттардан) бөлек-
бөлек қатпарлармен (3-5 метрден 10-15 метрге дейін) биік таулы жыныстардан
құралады.
Жоғарғы пермнің қалыңдығы 633м-ден (10-скважина) солтүстік күмбез
жиынтығында 108 метрге дейін (6-скважина) шығыс переклиналында өзгеріп
отырады.
Мезозой тобы (М(). Бұл қабат Жаңажол ауданында көлемді түрде триас,
юра және бор жүйелерінен құралған.
Триас жүйесі (Т).
Триас шөгіндісі тек қана төменгі бөлігіне (Т2) бөлінеді және
литологиялық жағынан шұбар тасты саздан, құмдақтардан, аллевролиттерден
құралған және де баяу цементтелген құмдардан түзілген қатпарларда
кездеседі. Шөгінді қабаттың қалыңдығы 65м-ден 371м-ге дейінгі аралықта.
Юра жүйесі (J).
Юра шөгіндісі төменгі және орта бөлімдерге бөлінеді. Олардың жиынтық
қалыңдығы 60 метрден 246 метрге дейін. Олар саздардан, сұр құмдақтардан,
тығыз алевролиттерден және сұр, жасыл-сұр полимиктопты әртүрлі қиыршықтопты
құмдардан құралады.
Бор жүйесі (К).
Бор жүйесі жоғарғы және төменгі бөліктерден тұрады.
Төменгі бөлім(К1). Төменгі бөлік құрамында гатеривтік, алпьтік және
альбтік ярустардың жиынтық қалыңдығы 298 м-ден 437 м-ге дейін жететін
құмдақты саздақты шөгінділерден тұрады.
Жоғарғы бөлім (К2). Жоғарғы бор басым көпшілігінде жасыл-сұр
саздардан, мергельді қатпарлы конгломераттардан тұрады. Жоғарғы бөлімнің
қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта.
Антропогендік жүйе (Q). Қалыңдығы аз 2-3 метрлік төрттік шөгінді
барлық жерде жоғарғы бор шөгіндісін жауып жатыр. Ол саздақты және құмдақты
болып келеді.
1.4.Тектоника.
Тектоникалық қатынас бойынша Жаңажол кен орнының ауданы Каспий маңы
ойпатының шығыс қалқаны бөлігінде орналасқан және Орал геологиялық
аймағының Ащысай және солтүстік Көкпекті жарығымен бөлінген. Геологиялық
дамудың бірден-бір жолы територияның босауы және қуатты шөгінді қабықтың
түзілуі болып табылады. Бұл қалыңдықтың негізгі бөлігін кунгур ярусының
галогендік шөгіндісінің табаны мен кембрийге дейінгі құрылым бетінің
шөгінді қабатын қоса алғандағы тұздан төменгі кешкнін құрайды. Тұздан
төменгі шөгінді қабатты” беті, батысқа моноклиналды Ащысай жарығының маңына
2,0-2,5 км. Моноклиналь шегінің көрсетілген қатарларынан, жекеленген
қатарлар оқшауланып көрінеді. Төменгігоризонтта соңғылары байқалады да,
ойпаттың ортаңғы бөлігіне ене түседі. Шығыстан батысқа қарай Кеңқияқ,
Көздісай, Шұбарққұдық жүйелерінің қатарлары байқалады да, олардың тұздан
төменгі горизонтының жамылғы шегінің тереңдіктері 3-3,5; 3-4; 4-5; 5 км
төмен болып келеді.
Кеңқияқтан солтүстікте Талдысай және Атжақсы, солтүстік Атжақсы және
Байжарық құрылысының батыс шекарасының оңтүстік бойында бұзылуымен
шектелетін Атжақсы (иіндісі) бірнеше жеке-дара ерекшеленеді. Ол
солтүстігінде Ақтөбе переклинальды промбасына жанасады.
Тектоникалық сатылар едәуір дәрежеде бұзылған жарықтармен
күрденелінеді. Жаңажол сатысының ерекшклігінің бірі брахиантиклинальдық
типті ірі дөңбектермен түзілген күшті карбонатты массивтердің дамуы болып
табылады.
Жаңажол кен орны Подольск-Гжельск жасындағы жыныстардан құралған
көлемді карбонат массивінің жоғарғы бөлігінде қалыптасқан. Жаңажол
көтерілуі ось ұзындығы бойынша 28 км және карбонатты массивтен түзілген
субмеридиональды жоғалған брахиантиклинальды қатпардан тұрады. Ол 2
локольды көтерілуге бөлінеді. Солтүстік көтеріліс 50-скважина ауданында 2,3
километрлік изогипспен нұсқаланған. 2,5 километрлік тұйық изогипс бойынша
оның көлемі 10,5 х 5,5 км. Оңтүстік көтерілістің жиынтығы 50 метр және одан
да төменіректе жатыр. Ол 2,3 км изогипспен нұсқаланған. 2,5 километрді
құрайтын изогипс бойынша, оның көлемі 9,5 х 4 км. Құралған бөліктердің
амплитудалық көтерілуі 250 метрдей, ал шығыс қанатымен салыстырғанда батыс
қанаты өте күрт 8-10(, шығысына қатысты
4-7(. Жалпы карбонат массивінің жыныстармен шекарасының барлық гаризонттары
байланысқан.
Тек кунгур ярусы қабатының аудан шегінде 15 метрден 600 метрге дейін
өзгеріп, тұз асты терригенді қабаттарының қуат көрсеткішінің күрт
өзгергендігі болып табылады. Көтерілудің құрылымдық жоспары бұзылғандай
болады.
1.5.Мұнайгаздылығы.
Жаңажол өнімділігі карбонат коллекторларынан байланысты Қазақстанда
бірінші ашылған ірі кен орындарының бірі болып табылады. Ол бұрынан бегілі
төменгі бор, юра, төменгі триас, жоғарғы және төменгі пермь шөгінді
қабаттарыны” қойнауында мұнайы бар Кенқияқ, Құмсай, Көкжиде, Ақжар және
тағы басқа мұнай кен орындары бар аудандарда орналасқан.
Жаңажол ауданы қимасының мұнайгаздылығының алғашқы деректері бірінші
скважинаны бұрғылау кезінде газдылық көрсеткіштерінің жоғарылауы қабат
ерітіндісінің газдануы және мұнай белгілері арқылы байқалады. Жоғарғы
карбонат қалыңдығы қимасының қортындысын салыстыру арқылы, үш коллекторлы
өнімді пачкалары анықталып олардың мұнай-газ конденцат қорлары есептелінді.
Стратиграфиялық қатынас бойынша А және Б пачкалары Гжель және Касимов
ярусының жоғарғы карбонына, ал В пачкасы ортаңғы карбонның москва ярусымен
байланысты 10,13,50-ші скважиналардың ауданында солтүстік мұнара
құрылымының шегінде В төртінші пачкасы табылған. Оның өнімділігінің таралуы
шектелген.
Жалпы қалыңдықтары А және Б жоғарғы екі пачкасы 35-80 метр, В пачкасы
50-95 метр өнімді пачкаларды құраушы коллектор қабатының саны 1-12 м
аралығында, ал олардың әрбіреулерінің қалыңдығы 1-40 метрге дейін өзгереді.
А өнімді пачкасы.
Пачка шегінде 1-2 қабат коллекторлары оқшау білінеді де, олар барлық
оңтүстік қосындылар мен батыс қанаттағы солтүстік қосындылар шегінде жақсы
байқалады. Пачка құрылымының ерекшклігі ауданның солтүстік-шығыс бөлігінде
карбонат коллекторлар қабатының ангидриттермен толық болып табылады. Орташа
алғанда қаныққан газдың тығыздығы 26 метр, ал қаныққан мұнайдың қалыңдығы
12 метр. Мүнай дебиті 1,4-6,4м3тәу, ал газдебиті 175 мың м3тәу,
конденсаттыкі 196м3тәу. Геофизикалық көрсеткіштерге байланысты СМБ
оңтүстік қосылыстың құрамына 2650метр белгісінде ашылады, ал 6-шы және 14-
ші скважиналар ауданында 2637 метр және 2631 метрден ашылады. Газмұнай
байланысы 2560 метр белгісінде алынады.
Б өнімді пачкасы.
Б өнімді пачкасы бүкіл ауданға тараған үш қабат коллекторынан
құралған. Қабат коллекторлары қабатшалардан тұрады, олардың саны
скважиналарға байланысты 2 метрден 5 метрге дейін өзгеріп отырады.
Орташа алынған мұнайдың қанығуының қалыңдығы 12 м, газдың қанығуінікі
14 м. Пачкада мұнайгаз қойнауы бар. Оның өнімділігі 8-скважинаны байқау
кезінде 5м3тәу бастап 8мм арқылы 154 м3тәу дейін аққан мұнай дебитіне
байланысты анықталады. Газ дебиті 214 мың м3тәу, ал конденсаттыкі 162
м3тәу. Ауданның пачка бойынша СМБ 2631 метрден 2647 метрге өзгереді.
Газмұнай байланысы А пачкасындағыдай 2560 метр белгісінде ашылған.
Мүнайгаз қойнауыны” биіктігі 200 метрге тең оның 110 метрі газда, ал
90 метрі мұнай бөлігі болып келеді. Газдылықтың ауданы 38825 мың м2 , ал
мұнайлылықтың ауданы 71475 мың м2.
В өнімді пачкасы.
В өнімді пачкасы қабатшаларына бөлінген қалыңдық 2 метр және одан да
жоғары болатын коллектордан тұрады. Жалпы эффект қалыңдығы 4,8 метрден 41
метрге өзгереді. Орташа алынған газ қанығуы мен мұнайқанығуы 11 және 18
метрге тең.
Алынған мұнай дебиті 1м3тәу-тен 174 м3тәу-ке дейін өзгереді, ал
газдың дебиті 54 мың м3тәу жетеді, конденсаттыкі 34 м3тәу.
В пачкасының көпшілік бөлігінде СМБ белгісі 2651 метрден алынған, ГМБ
2560 метр белгісінде ашылған.
Газ шапкасының шегінде 30 метрді құрайды. Мұнай шегінің биіктігі
алғашқы екі пачкадағыдай 83 метр және 91 метр. Аудан газдылығы 16775 мың
м2, ал мұнайлылықтың ауданы 54525 мың м2 құрайды.
1.6. Сулылығы.
Жаңажол ауданы Каспий маңы артезиан бассейнінің шығыс бөлігінде
орналасқан. Тұздан төменгі кешеннің қимасында кунгурға дейінгі төменгі
пермь, төменгі таскөмір және терригендк шөгінді қабаттарда, сулы
горизонттардың бар екендігі анықталды.
Жер асты суларыкен орнында скважиналарды сынау кезінде алынды. 60-
90метр және 230-260 метр тереңдіктерде ашылған бор түзілімдері (К1) сулары
арынды болып табылады. Судың статикалық деңгейі жер үстінен 14-16 метрге
төмен. 20-45 метрдегі скважиналар шығымы 60-180 м3тәу құрайды. Судың
температурасы 12-14(С-ден аспағандықтан, оларды салқын сулар қатарына
жатқызуға болады. Су сыйымдылық жыныстары болып альб ярусының қопсытылған
топырақтары болып табылады.
Химиялық құрамы бойынша альб суларының минералдылығы 1,8-6-3,6 гл
болып, хлор-магнийлі типке жатады. Оларға едәуір жастағы дәрежелі
минерализация (rNarCl тең 0,59( 0,78) 38,0(52,5 литрді құрайтын (rSo4
100rCl) едәуір сульфаттылыққа және жоғоры қаттылыққа (60-90 мг. эквл)
тән. Бірде кен орнынан батысқа қарай (көкжиде құмдақты массивті ауданы)
альб суының сапасы жақсарып, минералдылығы 0,2-0,6 гл құрайды. Мүнда
құмдақты массив альб горизонтының инфильтрациялы қоректендірудің жергілікті
аумағы қызметін атқарады. Скважинамен 35-30 50метр тереңдікте ашылған
карбонның қабат сулары жеткілікті жоғарғы арынмен сипатталады және
өнімділік типіне жатқызылады. Олар химиялық құрамы бойынша жоғары
минералданған (90-135 гл), аз сульфатты (rSo4 100r Cl2-4),
метаморфоздалған (rCarCl-0.74-0.85) хлоркальцилі типіне жататын
метаморфоздалған тұздықтардан тұрады. Судың құрамында метоморфизиация
дәрежесін жалпы қаттылығын анықтайтын кальций мен магний 400 мг-эквл-ге
дейін жетеді. Олар жоғарғы тегеурінді өздігінен төгілгіш және де
хлоркальцилі типтес минералданған. Олардың ерекшелігі еріген көміртегінің
жоғарғы концентрациялығы болып табылады. Бүл жағдай шөгінділердің
өнімділігін көрсетеді. Су дебиті сағадан өздігінен шыққан кезде 20-391
м3тәу-ті құрайды. КТ-(( сулары Жаңажол ауданының скважиналарын сынау
кезінде алынып зерттелген.
2.ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ.
2.1 Жаңажол кен орнын игеруін талдау.
Жаңажол кен орнын өңдегендегі жобалы және нақты көрсеткіштерін талдау
өңдеу басынан жыл бойы мұнайды өндірудің тоқтаусыз өсуі 1990 жылға дейін
жүргенін көрсетеді. Бұл Жаңа мұнай скважинасының жобалы көрсеткіштері алдын-
ала жүретін кен орындары бойынша бұрғылау көлемінің өсуімен байланысты.
Нақты мұнай өндірудің жобалаудан бөлінуі 1992 жылдан басталды. Осы
кезеңнен бастап Жаңажол кен орнын өңдеу (Гипровостокнефть( жобасы бойынша
мұнайды өндірудің ары қарай өсуі қарастырылғанмен, Жаңажол кен орны мұнайды
өндірудің тұрақты кезеңіне көшті. Жаңажол кен орнын өңдеу, 1990 жылдан
бастап, МНП СССР 1988 жылы бекітілген. Жаңажол кен орнынын (((-кезекті
жинақты орналастыру жобасына сәйкес жүргізілуі керек болатын, онда кен орны
бойынша бұрғылау көлемін төмендетуді және сығымдаушы газлифті пайдалануға
өту қарастырылған. Сығымдағыш станциясымен УПГ құрамына кірген ЖГПЗ (((-
кезеңін пайдалану жүргізуі тұрып қалуына байланысты, Жаңажол кен орнын (((-
ші кезекті құрылу жобасы іске асырылмады. Сол кезде (Гипровостокнефть(
институтымен 1992 жылы бекітілген, анықталған технологиялық схема игерілген
болатын. Ол Г-((( бойынша судың айдау көлемін үлкейту, жаңа мұнай
скважиналарын бұрғылау, өндірудің механикаландырылған әдісіне бірқалыпты
көшу қарастырылған. Нәтижесінде технологиялық схемалардың бірде-біреуі
Жаңажол кен орнын игеруде іске аспады.
Соның нәтижесінде келесідегідей жағдайлар пайда болды:
1. 1993 жылдан бастап жаңа өндіру скважиналарын бұрғылау бірден
төмендеді. 1990 жылдың өңдеу графигінен көрінгендей жобаланғаннан нақтылы
бұрғылау көлемдерінің артта қалуы басталды, ол әсерлі қордағы скважина
санының өсуінің жеткіліксіз екеніне әкеліп соқтырды, ары қарай әсерлі
қордағы скважина санының төмендеуіне және скважиналарға суды айдау қатарын
аудару нәтижесінде пайда болды. 01.01.1999 жылдағы жағдайы бойынша Жаңажол
кен орнындағы нақты әсерлі скважиналар қоры, жобаланғаннан 46-скважинаға аз
болды.
Сол кезде кезекті қорлы скважина санының төмендеуі бойынша кординалды
шаралар қабылданбады. 1988 жылы айналып өту скважиналарының саны-11, газ
скважиналарының саны-9 скважинаға өсті, бұл өнімді қабатқа айдалатын және
қабат суларын тесіп өту нәтижесінде болды. Сонымен қатар ЖГПЗ жағдайындағы
әсерлі қордың скважиналардың тоқтау нәтижесінде болды. Кезекті қордағы аз
шығымды скважиналардың санының төмендеуі болды, ол осы скважиналардың ШТС
(ШГН) өтуімен байланысты, сонымен қатар мұнай ағынының интенсификациясы
бойынша жұмыс жүргізу нәтижесінде болды.
Осы күнде біз кезекті қордағы скважинаның жалпы саны-158 скважина,
бір скважинаның орташа тәуліктік шығымы 18,7 ттәу. Осыған байланысты мұнай
өндірудің негізі тұрақты әсерлі қордың 182 скважинасына тиесілі, бұл әсерлі
қор скважинасының санының жобаланғанның 48( құрайды, оның ішінде КТ-(-де 68
скважина, КТ-((-де 114 скважина, Г-(((-те 75 скважина.
2.Өндірудің механикаландырылған әдістеріне өту бойынша жобаланған
жұмыстарды жүргізбеу. Біз айта өткендей өңдеу жобасымен жыл бойынша мұнайды
өндіруді 1992 жылдан бастап жобаланған бұрғылау көлеміне қарамастан ары
карай өсіру қарастырылған.
Мұнай өндіруін өсіру сығымдағыш станцияларын пайдалануда
скважиналарды кезеңді есебіне аудару жеткізілуі керек болатын. Осы
мақсатпен (Гипровостскнефть( институтымен 1988 жылы үшінші кезекті ЖГПЗ
құрылысын және мұнай скважиналарының құрылуын ескеретін, Жаңажол кен
орнының кешенді құрылуының 3-ші кезеңіне кіретін, кешенді газлифт
жобаланған болатын. Бұл жобаланған жұмыстар жүргізілмеді.
1998-1999 жылдары Жаңажол кен орнының кейбір мұнай скважиналарына
амермка және қытай шығарған жерасты және сағалық жабдықтарды қолдануымен
терең сорапты пайдалану тәсіліне көшірілді. Бірақ барлық скважиналар
бойынша күткен тиімді нәтижелер көрінбеді.
3.Барлық игерілген объектілер бойынша қабат қысымының түсуі (1-ші
қосымша).
Жаңажол кен орны бойынша негізгі игерілген объектілерге Г-(((
геологиялық объект КТ-(( қалыңдықты болып табылады. Осы объект бойынша
01.01.2000 жылғы мұнай өндіру барлық кен орындары бойынша өндірілген
мұнайды” 57,6( құрады.
Пайдалану қоры 75 скважинадан тұратын Г-((( объектісі бойынша барлық
әсерлі қордың 22( құрады, ал егер кезеңді қорды есептемесе 42( -ті құрайды.
Бір скважинаның орташа тәуліктік шығымы 51,8 тонна. 1998 жылы объект
бойынша жылдық өндіру 1350,0 мың.т, суды айдау -1959,0 мың,м3 құрады, ол
жоба бойынша 4302,0 мың.м3 болуы керек еді.
Г-((( объектісін игеріп талдауда, жыл сайын айдалатын су көлемін
өсіруіне қарамастан 1990 жылмен 1998 жыл аралығында қабат қысымы 400
атмосферадан 268 атмосфераға дейін түсу аралығын көрсетті. Су айдаудың
нақты көлемдерінің қалуы, жобаланғаннан төмен қабылдауы (150-250м3
тәулігіне) тура байланыста, жобаланған Г-((( объектісі жобаланған айдау
скважиналарымен салыстырғанда, 1998 жылы жоспар бойынша 40 СКО - дан 17-і
жүргізілген. Г-((( объектісі бойынша су айдау тәулігіне 4527 мың,м3 ,
жобалау бойынша 13600 мың м3.
Сол бойынша қарастырсақ, соңғы жылдар қатарында Г-((( объектісінің
өндіру скважиналары өзгеріссіз қалады (0,1() , біз су айдаудағы көлемдері
кезінде Г-((( объектісі бойынша, мұнайды таңдау компенсациясы кезінде нақты
дәлелмен айта алмаймыз, өйткені ол объект бойынша қабат қысымын ұстап тұру
процесіне қандайда бір әсерін тигізеді. Ол Г-((( объектісі бойынша изобар
картасын оқып үйрену кезінде көрінеді. Жобаланғанға дейін су айдауды
ұлғайту қажет, оған айдау скважиналарының пайдалану шартын жақсарту арқылы
жетуге болады. Осы мақсатпен Г-((( объектісі бойынша СКО-ны өсіру қажет,
діріл толқындарының әсер етуі арқылы, қабатты гидрожару бойынша жұмыстар
жүргізу керек, бірақта бұл айдау скважиналарының тиімділігін тіреуді” басқа
әдістерін кіргізу, қиындау операция болып табылады. Қазіргі уақытта СКО
жүргізу ұзақ уақыт эффект бермейді, сондықтан қабат қысымын ұстап тұру үшін
су айдаумен өндіруші скважиналардың кейбіреуін аудару қажеттілігі туады. Ол
Г-((( пачкасы бойынша мұнайды өндірудің төмендеуіне әкеледі, сондықтан Г-
((( арқылы жаңа скважиналарды бұрғылау мүмкіндігін алдын-ала қарастыру
қажет. Бұл айдау және өндіру скважиналарының торын үлкейтуге мүмкіндік
береді, қабат қысымының төмендеуін азайтады, оны қанығу қысымына дейін
көтереді.
Қаралатын негізгі мәселе газ шапкасындағы газ жарылыстарын және қабат
қысымының ара қарай түсүуін болдырмау, ол үшін Г-((( пачкасы бойынша
мұнайды таңдау қарқынына шектеу жүргізу қажет.
2.2.Кен орнын игерудің қазіргі жағдайы және қысқаша тарихы.
Кен орнын алғаш игеру 1983 жылы (КТ-() бірінші карбонатты қабаттың
өнімді қабатына бұрғылаудан басталды.
1985 жылы (КТ-(() екінші карбонатты қабаттың мұнай, газ, конденсат
және ілеспе қоры есептелініп, бекіту жүргізілді.
Одан кейін 1986 жылы оңтүстік күмбездегі Дн пачкасына КТ-(( -ге игеру
жүргізіле бастады. 1988 жылы КТ-(( -нің солтүстік күмбезіндегі Д-((( және
Гн-((( пачкалары игеруге енгізілді.
КТ-( бірінші карбонатты кен орнын игергенде, 2550-2900 метр тереңдік
интервалында жатқан А, Б, В, және В1 өнімді қабаттарына бөлінді.
А пачкасымен биіктігі 90-203 метрге тең мұнаймен жиектелген газ
кеніші байланысты. Б пачкасы газ бөлігінің қабаты 110 метр, мұнай қабаты 90
метр болатын мұнайгаз кенішінен құралады, В пачкасына газ шапкалы мұнай
кеніші ұштастырылған (мұнай және газ бөлігінің қабаты 83-91 және 30-50
метрге тең). В1 пачкасының биіктігі 87 метрге дейін екі кіші газ
кеніштерінен тұрады.
Екінші КТ-(( карбонаттық қабатында үш өнімді Г және Дв, Дн пачкалары
бөлінген (жоғарғы және төменгі горизонттар).
Г пачкасына газ шапкасының биіктігі 265 метр болатын және
мұнайгаздылық қабаты 350-400 метрге тең газды мұнай кеніші ұштасқан. Г
пачкасы бойынша газдың қаныққан көлемінің мұнайдың қаныққан көлеміне қатысы
0,31.
Дв және Дн пачкаларының мұнайлылық қабаты 235 және 100 метрге тең. Дв
пачкасы бойынша есептеулер мен зерттеулердің нәтижесінде қабат мұнайының
тығыздығы 0,6838 гсм3, 27,57 Мпа қабаттық температурадағы мұнайдың газбен
қаныққандық қысымы, қабаттың газ факторы 275,5 м3т, қабат мұнайының
динамикалық тұтқырлығы 0,39 МПа(С тең.
Диференциалды газдандырылғанан кейін жұмыс шартында мұнай тығыздығы
0,824 гсм3, жұмысшы газ факторы 242,2 м3т, көлемдік коэфициент 1,461,
күшейтег аздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 7,0 МПа(С тең.
Товарлық сипаттамасы бойынша күкіртті (күкірттің массалық құрамы
0,82() смолалы (5,1(), жоғарғы парафинді (7,7(). Ауа бойынша газдың қатысты
тығыздығы 0,754.
1984 жылы кен орны өнеркәсіптік игеруге енгізілді. Игерудің бірінші
кезе”інде геологиялық қордың 2,5( -ті алынды.
Кен орнын игерудің әуелгі басынан өндірудің тек бір ғана әдісі,
мұнайды фонтанды әдіспен өндіру қолданылды. Бұл әдіс әлі күнге дейін
қолданылып келеді. Бүдан басқа кен орнының пайдаланудың механикаландырылған
тәсілімен кішігірім жұмыс тәжірибе әдісі бар.
1990 жылы маусымда N 724 скважина пайдаланудың фонтандық тәсілінен,
штангалы терең сорап тәсіліне ауыстырылды. Сол жылы желтоқсан айында ШТС-қа
N332 скважина ауыстырылды. 1992 жылы N724 және 332 скважиналар
фонтандандырылып фонтандық тәсілге көшірілді. Ал қыркүйекте ШТС әдісіне
номері 538 скважина (В пачкасы) ауыстырылды.
1996 жылы желтоқсанда Дн пачкасындағы N2042,2043 скважиналар ШТС
әдісіне ауыстырылды. Оларға АҚШ-тық (LUFKІN( фирмасыны” тербелмелі станок-
качалкалары орнатылды.
Осындай жағдаймен қазіргі кезде пайдаланудың механикаландырылған
тәсілімен үш скважина жұмыс істейді. Алдағы уақытта кен орны
механикаландырылған пайдалану тәсіліне ауыстырылады деп күтілуде (ШТС және
Газлифт).
1996 жылдың аяғында өндіріске екі ГТС-48МВт және ГТС-150МВт
газтурбиналы станциялары енгізілді.
Қазіргі уақытта Жаңажол кен орны барлауға дейінгі, мұнай өндірудің
өсуші кезеңі және асыра бұрғылау кезеңінде болып табылады.
2.3.Айдау және пайдалану скважиналарының динамикалық қоры.
2000 жылдың бірінші жартысындағы скважина қоры төмендегідей:
Пайдалану -358
Өнім беруші -332
Тоқтап тұрғандары -13
Айдаушы -91
Айдаудағы -79
Тоқтап тұрғандары -3
Игерудегі -1
Бақылаушы -11
Уақытша тоқтап тұрғандар -8
Жүтушы ( Поглащающие) -0
Жайылғандар -16 оның ішінде:
пайдаланудан кейін -0
бұрғылаудан кейін -16
Мұнай скважиналарының қоры:
пайдалану қоры, барлығы -358
фонтанды скважиналар -354
ШТС (ШГН) -4
өнім беруші, барлығы -332
фонтанды скважиналар -329
ШТС (ШГН) -3
Пайдалану және айдау скважиналар қорының динамикасы төмендегі кестеде
көрсетілген.
Кесте 1.
Айдау және пайдалану скважиналары қорының динамикасы
жыл
жылдар 1994 1995 1996 1997 1998 1999
жоба 2295,6 2286,0 2294,7 2333,0 2293,8 2343
нақты 2317,5 2288,9 2255,7 2345,9 2315,5 2342
газ өндіруі млн.м3
жоспар 37,2 35,5 36,7 37,6 36,8 36,0
нақты 37,7 37,5 37,8 36,3 37,8 36,1
ресурс 608,4 614,1 640,6 669,5 682,4 689,0
ілеспе су өндіру, мың,м3
нақты 39997 44217 38689 35743 19530 25283
ҚҚК үшін су айдау, мың.м3
нақты 1392,2 1988,2 3111,6 3554,8 3650,1 4349,7
2.5. Жаңажол кен орнында скважиналарды пайдалану әдістері.
Жаңажол кен орнының мұнай кенішінен өнімді жоғары көтеру қазіргі
уақытта фонтандық тәсілмен жүргізіледі.Тек № 538, 2042, 2043 скважиналарда
мұнай ШТС әдісімен алынады.
Фонтандық пайдалану кезінде өнім түптен сағаға дейін сатылы лифт
бойынша алынады. Сатылы лифт С-75 және SM-90 болат маркасынан, диаметрі 73
және 88,9 мм болатын құбырдан құралған. Ол құбыр мұнай қабатының
перфорациялау аралығына дейін түсірілген. Ереже бойынша лифт компоненттері
келесідегідей сипатталады:
- С-75-73*7,01-2030 м маркалы болат құбыр
- С-75-88,9*6,45-420 м маркалы болат құбыр
- SM-90-88,9*6,45-550 м маркалы болат құбыр
Өндіруші скважиналардың тереңдік жабдықтары ретінде КОУК-89173-35Кг-
136Э (комплекс оборудования управляемого клапана-отсекателя) типтес ашық
фонтандардың алдын алу үшін арналған құрылымды, мұнай және газ
скважиналарын пайдалануда қолданады.
КОУК кешені фонтандық скважиналарының апат жағдайында, автоматты және
ара-қашықты басқару, герметикалық жабу үшін қолданады.
Бұл кешен төмендегілерді қамтамасыз етеді:
1). Бір шоғырда орналасқан газ және газоконденсатты фонтанды
скважиналарды ағымдағы және күрделі жөндеулерді жүргізуді, пайдалануды және
бұрғылауды.
2). Скважина жұмысын жергілікті арақашықтықты және автоматты
басқаруды.
КОУК кешені жиілігі 50Гц ауыспалы ток қуаты 380В электроқорегі бар
аудандардағы скважиналарда қолданылыды.
Өзгертілген конструкция бойынша өндіруші скважиналар хлопушкалы бітеу-
клапандарымен жабдықталады. Оған қоса бірқатар скважиналарда КСП типтес
сөндіргіш клапан енгізілген. Скважинаның сағасы АФ 6А-8068-35Кг типтес
фонтанды арматуралармен жабдықталады.
Сүйықтарды өндіруді реттеу скважина сағасында орнатылған штуцерлермен
жүргізіледі.
Қазіргі кезде скважиналардың көпшілігінен сусыз мұнайлар өндіріледі.
Бірақ кейін су айдауды ұлғайту кезінде, өнімнің сулылығы ұлғайады.
Сулылығы ұлғайған сайын, түпке қарсы қысым өсе түседі, бұл өз
кезегінде депрессияның қабатқа құлауын, скважина шығымының азайуына және
фонтандалудың тоқтауына әкеліп соқтырады. Бүл кезде өндіруші скважиналарды
пайдалануды механикалық тәсілмен жүргізу керек.
Штангалы пайдалану кезіндегі тереңдік жабдықтарды келесі
элементтермен компоненттеледі:
- сорапты-копрессорлы құбыр диаметрі 88,9мм*6,45мм, 1200метр
тереңдікке;
- НСВ-43-35-15 типті штангалы терең сорап;
- 1200-2820 метр аралығындағы 73*7,01 диаметрлі құбырдан құралған
хвостовик;
- 2700 метр тереңдіктегі ингибитрлі клапанды скважиналық камера;
- 2825 метрдегі пакер;
Бүндай жабдықтар плунжерінің диаметрі 44 мм сораппен № 332 және 538-
ші скважиналарға тусірілген.
Қос сатылы штангалы тізбек, диаметрі 19мм - 800метр және 22мм -400
метр болатын штангалардан тұрады.
Тербелмелі станок качалканың жұмыс параметрлері:
- плунжердің жүріс ұзындығы -2,4 метр;
- тербеліс саны -8,1мин.
Сораптың теориялық өнімділігі 25 м3тәу.
Скважина сағасына АУ-6550-14Кг типтес сағалық арматура орнатылған.
Түптік қысым өндіруші скважиналарда қаныққандық қысымына тең деп
қабылданады (жобаланатын Дн пачкасы үшін қанығу қысымы 24,88 МПа, қабат
қысымы 39МПа , түптегі қысым 33,4 МПа тең).
Өнімнің сулылығы 50(-ті құраған кездегі объект бойынша мүмкін болатын
газдылық келесі тереңдіктерге сәйкес:
А пачкасы 10(- 2042метр , 25(-1242метр;
Б пачкасы 10(- 2060метр , 25(-1160метр;
В пачкасы 10(- 2000метр , 25(-1060метр;
Г пачкасы 10(- 2300метр , 25(- 1400метр;
Дв пачкасы 10( -2600метр , 25(-1700метр;
Дн пачкасы 10( -2815метр , 25(-1815метр;
Кестеде көрсетілгендегідей Дв және Дн пачкалары үшін төменгі арынды
НСВ 1БДг сорабын қолдануға болмайды. Сондықтан жоғарыдағы айтылғандарға сай
фонтанның тоқтау кезіндегі Жаңажол кен орнындағы өндіруші скважиналардан
сұйықты іріктеу, көптеген өнімді горизонт бойынша қоссатылы сығылған арнайы
сораптармен немесе жұмыс режиміндегі қарапайым сораптармен өндіруге мүмкін
болады. Жұмыс кезінде жұмыстың олқылығын болдырмау және тоқтауын болдырмас
үшін, тәжірибелі жолмен әрбір скважина үшін жеке-дара, яғни №2042 және 2043
(Дн пачкасы) скважиналарына (LUFKІN( фирмасының арнайы жасалған сораптары
орнатылған.
Скважиналар механикаландырылған кезінде сұйықтың шығымы 40м3тәу
болса, онда газлифтілік тәсілмен пайдалану көзделеді. Газлифтілік өндіру
эффектісін анықтайтын негізгі көрсеткіштердің бірі, газдың ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz