Айдау скважиналары, скв
АНДАТПА
Қарастырылып отырған дипломдық жоба С.Балғымбаев кен орнының ШТСҚ
бойынша игеру жұмысы келтірілген.
Кен орнының игерілуінің қазіргі жағдайы талданады.
Штангалы терең-сорапты қондырғының технологиялық режимінің оптималды
жұмысы мен олардың экономикалық тиімділігі қарастырылады.
С.Балғымбаев кен орнында еңбекті және қоршаған ортаны қорғаудың
жағдайына шаралар жүргілзілген.
АННОТАЦИЯ
В предложенном дипломном проекте рассматривается разработка
месторождения С.Балғымбаев методом работы ШГНУ.
Анализируется современное состояние разработки этого месторождения.
Рассмотрены вопросы оптимального технологического режима работы штанговых
глубинно-насосных установок и их экономической эффективность. Дается
анализ состояния охраны труда и окружающей среды на месторождении
С.Балғымбаев.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 2
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 3
1.1 Мұнай ауданының физика-географиялық және экономикалық сипаттамасы. 3
1.2 Геологиялық зерттеу тарихы. 4
1.3 Стратиграфия 4
1.4 Тектоника 6
1.5 Мұнайгаздылық 7
1.6 Сулы қабаттарының сипаттамасы 12
Технологиялық бөлім 16
2. ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 17
2.1 Игерудің жағдайы туралы қысқаша мағлұматтар 17
2.2 Мұнай, газ және су алу сипаттамасы 19
2.3 Объектілер бойынша мұнай газ және су өндірудің қысқаша талдануы. 20
2.4 Қабат қысымы динамикасы 22
2.5 Қабат қысымын ұстау үшін айдалатын су динамикасы 23
2.6 Терең сорапты скважиналар құрамдары 24
2.7 Терең-сорапты скважиналар қоры динамикасы 25
2.8 Штангалы терең сорапты скважиналарды пайдалану 26
2.9 Пайдалану коэффициенті және орташа-аралық перод динамикасы. Терең
сорапты скважиналардың қалыпты жұмысы бұзылуының негізігі себептері. 27
2.10 Терең сорапты скважинамен игеру кезінде кездесетін құм пайда болуымен
күрес жолдары 28
2.11 Терең сорапты скважиналарды зерттеу жұмыстары. 29
2.12 Терең сорапты скважиналарды зерттеудің технологиясы мен әдістері
зерттеуде қолданылатын приборлар мен құралдар. 31
2.13 Кен орындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы 33
2.14 Терең – сорапты скважиналарды жөндеу және оның түрлері 33
2.15 Штангалы-сорапты қондырғыны таңдау. 35
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 56
3.1 Жайық мұнай – газ өндіру басқармасының өндірістік ұйымдастырылу
құрылымы 56
3.2 Жайық мұнай-газ өндіру басқармасының негізгі және қосалқы өндірістерін
ұйымдастыру 56
3.3 Техникалық басшылық органдары 58
3.4 С. Балғымбаев кен орнын игерудің негізгі технико- экономикалық
көрсеткіштерінің талдануы 59
3.5 Товарлы өнімнің өзіндік құнынына талдау. 62
3.6 Мұнайдың өзіндік құнының калькуляциясын талдау 64
3.7 Орындалған геологиялық техникалық шаралардың талдануы 2003 жылға.
65
3.8 Экономикалық тиімділікке есептеу 66
4 ЕҢБЕК ҚОРҒАУ 70
4.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау. 70
4.2 Қорғаныс шаралары 71
4.2.1 Санитарлық гигиеналық шаралар 71
4.2.2 Қауіпсіздік техникасы бойынша шаралар 73
4.2.3 Өртке қарсы шаралар 74
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 77
5.1 Қоршаған ортаға тасымалдау және газ мұнай өңдеу технологиясы әсерінің
негізгі факторлары. 77
5.1.1 Атмосфераның ластаушы көздері ретінде технологиялық үрдістердің
анализі. 82
5.1.2 Топыраққа және жер қойнауына әсер етуі. 84
5.2 Ұйымдастыру шаралары 86
5.3 Гидросфералы және литосфераны қорғау 87
ҚОРЫТЫНДЫ 88
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 89
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірін алады,
әсіресе энергетикалық тарапы өркендеуінде өзінің зор үлесін қосады.
Жалпы мұнай өнеркәсібінің дамуы ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің, жалпы
шаруашылық пен транспорттың дамуын жеңілдетті.
Қазақстан Республикасы мұнай-газ және газоконденсат кен орындарына өте
бай, олардың көпшілігі Қазақстанның Батыс бөлігінде орналасқан және қазіргі
уақытта да көптеген жаңа кен орындары ашылу үстінде.
Қазақстанның Батыс бөлігі бойынша ашылған кен орындары көбіне Каспий
маңы ойпатының тұз-күмбездегі құрылымда орналасқан.
Сондай-ақ Каспий маңы ойпатында терең жатқан мұнай кеніштерін игеруге
өнеркәсіптік жұмыстар мыналарға қол жеткізді: Континентальды шельфтегі
мұнай-газ кен орындарын меңгеруді жеделдету және осы үшін керекті
өндірістік-техникалық базаның жасақталуы.
Осы аудандағы мұнай-газ кен орындарының әртүрлі жағдайда орналасуы,
олардың мұнайларының әртүрлі қасиетке ие болуына себепкер. Мұнай
қасиеттерінің әртүрлі болуы, олардың жаңарған техника мен техника-
технологияны қолдануды қажет етеді. Осыған байланысты дипломдық жобаның
негізі болып отырған С. Балғымбаев кен орны да өз мәнінде игеру мен
пайдаланудың көптеген әдістерін қолданып игеріледі.
С. Балғымбаев кен орны 1968 жылдан өндірістік іске қосылды. Қазіргі
уақытта төрт өнімді горизонт бойынша өндіріледі: олар апт-неоком, I неоком,
II неоком және ортаюра.
Жазылған дипломдық жұмысым осы кен орнының апт-неоком горизонтын терең-
сорапты қондырғылармен игеру және пайдалануға арналған.
Штангалы терең-сорапты қондырғыны пайдаланған кезде жұмыстарын талдай
келіп, тиімді режимде жұмыс жасалуының есептері беріледі.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Мұнай ауданының физика-географиялық және экономикалық сипаттамасы.
С.Балғымбаев кен орнын өндірістік игеру 1968 жылдан басталған. Бұл кен
орны, Орал мен Еділ аралығында, теңізді зонада орналасқан.
Облыстық басқару және өндірістік орталығы Атырау каласы Аққыстау
поселкесінен 84 км қашықтықта, ал С.Балғымбаев кен орны 76 км шығыс жақ
бетте орналасқан. Бұл кен орны өте қолайлы экономикалық зонада, Ембі
мұнайлы аймағының батысында және Солтүстік Каспийдің жаңалық аймағында орын
тепкен.
С.Балғымбаев кен орны геологиялық барлау жұмыстарына сәйкес қолайлы
құрылымдардан: Қамысты, Жаңаталап, Шәліп, Бақсай, Манаш, Граннан тұрады.
Осылардың ішінде өндірістік мұнайлы деп табылған және мұнай игерілетіндер:
Қамысты, Жаңаталап, Гран, Ровное.
Геоморфологиялық жағынан алғанда, қарастырылып отырған аудан теңіздік
аккумулятивтік минус 20 метр белгіде, ал солтүстікте абсалюттік белгі минус
30 метр болады.
С.Балғымбаев тұз күмбездерінің төмен түсуіне байланысты ол жер рельефті
жаззықтармен сипатталады.
Топырағы құмды, кейбір жерлерінде саз балшықтармен алмасады.
Өсімдіктер әлемі тапшы, көбінесе қамысты типті өсімдіктер өседі.
Грунт суларының деңгейі 1,5-2 метр тереңдікте орналасқан. Құмды
бөліктеріндегі суы аз минералданған. С.Балғымбаевтың өз территориясында
өзен жоқ. Кен орны территориясынан Солтүстік-Шығысқа қарай, Орал өзенінің
бөлігі болып есептелетін Бақсай өзені ағып өтеді. Су тасыған уақытта ағынды
сулар молаяды,жазда ол, су айдау станциялары арқылы Орал өзенінің есебінен
болады.
Теңіз жағалауы С.Балғымбаевтан Оңтүстікке қарай 12-15 км қашықтықта
жатады.
Аудан климаты континентальды. Жазы ыстық, қысы суық. Жылына түсетін
жауын-шашын мөлшері 160 пен 300 мм аралығында ауытқып тұрады.
Ауданның жергілікті тұрғындары және өндірістік дені - қазақтар. Ауыл
және мал шаруашылықтары жақсы дамыған.
1.2 Геологиялық зерттеу тарихы.
С.Балғымбаев ауданында геофизикалық барлау жұмыстары 1957 жылдан бастап
жүргізіле бастады. 1960 жылы №15-60 сейсмикалық партия С.Балғымбаев
ауданында зерттеу жүргізді.
Бұл кен орны құрылымы солтүстік-шығыс бағытқа тартылған, оңтүстік-
шығыста бірте-бірте өзгеретін, солтүстік-батыста тік жар болып келетін тұз
күмбезі тәрізді.
1961 жылы маусымнан бастап зерттеу қорытындысы бойынша С.Балғымбаев
территориясының геологиялық құрылысын нақтылау үшін, төменгі бор
қабаттарында мұнай бар екені белгілі болғаннан кейін және құрылымды терең
барлама бұрғылауға дайындау үшін структуралық іздеу бұрғылауы басталды.
1961жылдың тамыз айынан бастап структуралық іздеу бұрғылауы арқылы
төменгі бор қабаттарда мұнай жиындары белгілі болған соң, барлама бұрғылау
жүргізуге тура келді.
Құрылымды іздеу және барлама бұрғылау арқылы, ол жерлерде апт-неокоммен
контактіде мұнай жиындары бар екені анықталды.
1.3 Стратиграфия
C.Балғымбаев мұнай кен орны тұзды күмбезді құрылымда орналасқан. Ондағы
тұз тереңдігі 1190 метрге дейін жетеді. Кен орны қимасында кунгур
жыныстарынан төрттікке дейінгі қабаттар алынған.
Төменгі пермь
Кунгур ярусі Р1К
Кунгур шөгіндісі пермдегі жыныстарын алмасып келетін кристальді тұздан
және гипстен тұрады. Кен орындағы 13 скважинадағы тұздың алынған қалыңдығы
80 метр.
Триас жүйесі Т
Триас жүйесінің қабаттары гипс, құм және құм тастарымен алмасып келген.
Қабат қалыңдығына 147 метрден 515 метрге дейін барады.
Юра жүйесі J
Юра жүйесі үш бөлімнен тұрады: олар төменгі, орта және жоғары.
Юра қабаты көбінен құм, құмтас және сазды болып келеді. Қиманың
саздануы төменнен жоғарыға қарай өседі. Жоғарғы бөлігінде мергел мен әктас
байқалады. Юра шөгінділерінің қалыңдығы 523 м.
Бор жүйесі К
Ашылған қабат қимасында бор жүйесінің төменгі бөлім (готелмь,апт, және
альб) және жоғарғы (туран, сантон, кампон, мастрик) бөлім ярустары
кездеседі. Туран жыныстары трансгрессивті сәйкессіздікпен альб ярусында
жатады. Төменгі бор қабаттары құмды сазды жыныстардан, сонымен қатар
қалыңдығы 715 метр құмды қабаттан тұрады. Апт және альб қималарында көбіне
саздар болады. Төменгі бор қабаттарының қалыңдығы 595,5 метрге дейін
жетеді. Жоғарғы бор қабаттары көбінесе ізбес тас пен бордан және құммен саз
қабаттасқан мергельден тұрады. Жоғарғы бор қабатының қалыңдығы 392 метрге
дейін жетеді.
Неоген жүйесі N
Неоген жүйесі шөгіндісі 2 ярусқа бөлінеді: ақшағыл және окшеронды. Олар
шұғыл сәйкессіздікпен бордың бетінде жатады, литологиялық қатынаста
қарастырылып отырған қабаталмасып келетін құм, саз, мергель және әк таспен
көрінген. Ноген қалыңдығы 24-124 метр болып табылады.
Төрттік жүйе Q
Төрттік системаға құмды болып келетін бакин ярусі жатады.
Төрттік шөгіндінің қалыңдығы 75 метр. Төрттік жүйе шөгінділернің
қалыптасуы. Каспий теңізі трансгрессиясына тәуелді, сондықтан да төрттік
жүйе шөгінділерін Каспий шөгінділері деп атайды. Каспий шөгінділері ашық-
қоңыр саз балшықтармен ашылған. Олар темірлі, тығыз, құм тасты, әктасты
болып келеді. Қиманың төменгі қабатшасы болатын саз балшықтары жатады. Бұл
саздар құмтасты, әрі әктасты болып келеді. Төрттік жүйе шөгінділерінің ең
кіші қалыңдығы 29 метр, ал үлкені 75 м.
1.4 Тектоника
Тұз үсті шөгінділерінің құрылысы тұзды ядро морфологиясымен тығыз
байланыста.
Ол құрылымды белгілеріне қарап Солтүстік және Оңтүстік С.Балғымбаев
болып бөлінеді.
Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке бөлінеді: солтүстік қанат
солтүстік қабаққа кіреді, ал оңтүстіктегі солтүстік тұзды биіктікке кіреді.
Осы қанаттар тұз биіктігі сводына қарсы жатқан грабенмен бөлінген. Кен
орнының құрылысын структуралық карта және геологиялық профильдері береді.
Солтүстік С.Балғымбаев
Құрылысының ең биік жері Солтүстік қанат. Оңтүстікте ал негізгі
амплитудасы 450-480 метр болатын грабеннің лықсуысен шектеледі. Осы
лықсудың құлау бұрышы 45-500. 13-ші скважинада 56 метр тереңдікте f2
лықсуы бар, амплитудасы 90 м. Осы лықсудың құлау бағыты солтүстікке 600
бұрыш жасайды. Осы лықсу 2-ші грабенмен лықсуы болып табылады.
Оңтүстік С.Балғымбаев
Тұз үсті шөгінділері құрылымы бойынша антиклиналь болады, ол грабеннің
бөлігінде. Осы жерде екі қанатты Солтүстік батыс және Оңтүстік қанаттар.
Оңтүстік қанат құрылымында ең көтеріңкі және жартылай тұйықталған формада
болады.
Тұз үсті шөгінділерінің құрылысы тұзды ядро морфологиясымен тығыз
байланыста.
Ол құрылымды белгілеріне қарап Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке
бөлінеді.
Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке бөлінеді: Солтүстік қанат
солтүстік қабаққа кіреді. Осы екі қанат тұз биіктігі сводына қарсы жатқан
грабенмен бөлінген.
Оңтүстік С.Балғымбаевда солтүстік батыс және оңтүстік қанаттар өзара
грабенмен бөлінген.
Кен орынның құрылысын структуралық карта және геологиялық қималармен
береді.
1.5 Мұнайгаздылық
Көп қабатты С.Балғымбаев кен орнының мұнайгаздылығы негізінен бес
өнімді қабатта ашылған. Олар төменгі бор (К1) және орта Юра (J2)
шөгінділерімен байланысты.
Апт-неоqком горизонты
Бұл горизонт жиыны солтүстік батыс қанатының барлық аумақтарында және
оңтүстік қанатта негізгі мұнайдың геологиялық қорын құрайды. Бұл горизонт
ауданы бойынша барынша үлкен.
Мұнай қоры құрамы әртүрлігімен де, қалыңдығымен де ерекшеленеді.
Бастапқы сумұнай контактісі белгісі минус 705-715 метр ішінде өзгеріп
отырады, ал мұнайлы қабаттың қалыңдығы 95 метр болады.
І неоком горизонты
І неоком горизонтының тиімді қалыңдығы 2... метр аралығында.
Горизонттың абсалюттік тереңдігі минус 654 метр, ал контурда минус 720
метр,қабат биіктігі 46 метр.
Горизонт литологиялық жағынан ұсақ түйіршікті құмтастардан құмнан және
ол қабат 2 қабатшаға бөлшектенеді. Бөлшектердің орташа коэффициенті 1.2
болады.
Жиын өнімділігі бойынша І неоком горизонты апт-неоком горизонтына жол
береді. Бастапқы шығын 2.80 ттәулігінің аралығында.
Аралық горизонт
Аралық горизонт оңтүстік қанаттың солтүстік шығыс бөлігінде және
орталығында 2 линзамен түзілген.
Горизонттың тиімді қалыңдығы 0,1 мен 1,5 метр аралығында. Литологиялық
жағынан алғанда аралық горизонттың жоғары жатқан горизонттан айырмашылығы
бар.
ІІ неоком горизонты
ІІ неоком горизонты өндірістік мәні жағынан апт-неокомнен кейін, 2-ші
жиын болып табылады. Бастапқы мұнай шығындары 5-120ттәулігіне, ал газдың
рокторларда 2-40 мм3. Бастапқы су мұнай контактісі 706 метрде анықталады.
Қабат биіктігі 49 метрге тең.
Горизонт 2-3 қабатшаға бөлінген. Мұнай мен қаныққан қалындық 6-10 метр
аралығында өзгереді. ІІ неоком горизонт жоғарғыларға қарағанда әртекті,
оның бөлшектеу коэффициенті 2,46-ға тең.
Орта Юра горизонты J2
Орта юра горизонты Солтүстік С.Балғымбаев өнеркәсіптік мұнайлы
горизонты. Горизонттың абсолютті тереңдігі, сводта минус 870 метр, ал
контурда минус 930 метр жиын биіктігі 60 метр.
Өндірістік геофизика бойынша өнімді қабаттар мұнаймен қанығуға
анықталған.
Төменде қабаттар бойынша мұнаймен қанығуы коэффициенттері
көрсетілеген.
Апт-неоком 0,76
І неоком 0,56
Аралық 0,67
ІІ неоком 0,67
Орта Юра 0,66
Кеуектілік
Коллекторлар кеуектілігін кері және басқа да, геофизикалық әдістермен
анықтайды. Кері арқылы параметрдің жоғарғы мәндерін алуға болады.
ІІ неоком горизонтынан басқа жерлерде кеуектілік аз мөлшерде, типті
өзгермейді деуге болады.
Нақты берілгендер әрбір блоктың орташа кеуектілігінің мәні бір
горизонтта, бір-бірінен айырмашылығы болмайтынын көрсетеді. Толығымен апт-
неоком горизонтының орташа мәні керімен алғанда 30,4 процент (%),
каротажбен 33,1 процент (%), кеңістілік мәнінің интегралы 23-35 процент (%)
болады. І неоком горизонты бойынша орташа кеуектілік кернмен 35,1 процент
(%) каротажбен 25,6 процент (%) кеуектілік мәнінің интегралы 23-35 процент
(%).
Аралық горизонттың кері бойынша орташа кеуектілік 32,8 %, каротаж
бойынша 28,5 %, кеуектілік мәнінің интегралы 25-35 %.
ІІ неоком бойынша орташа кеуектілік керімен алғанда 30,3%, каротажбен
29,3%.
Орта Юра горизонты бойынша орташа мәні керімен алғанда 27,6 %,
каротажбен 25,5 %, кеуектілік мәнінің интервалы 22-32 %.
Апт-неоком горизонты бойынша, скважинадан алғанда орташа арифметикалық
әдіспен анықталады, орташа кеуектілік 26,9-31,8 %-ң аралығында өзгереді.
І неоком горизонты бойынша орташа арифметикалық әдіспен есептелген ашық
кеуектіліктің мәні 31,9 % - 33,2 –ге дейін өзгереді.
І неоком горизонт бойынша ортша өлшенген әдіс бойынша орташа кеуектілік
25,4% - 34,9 %-ң аралығында.
ІІ неоком горизонты бойынша скважинамен алынған орташа арифметикалық
әдіспен есептелген, ашық кеуектіліктің орташа өлшенген мән 26 % пен 32,7 %
аралығында.
Орта Юра горизонты бойынша ашық кеуектілік орташа арифметикалық әдіспен
алынған 26,6 % - 31,1% арасында. Орташа өлшенген әдіс бойынша кеуектілік
скважинада 23,3 % пен 30,8 % аралығында өзгереді.
Өткізгіштік
Өткізгіштікті 36 скважинада зерттеуге мүмкіндік болды. Осы жағдайда
тұрақтандырылған сынақ алу арқылы 26 анықтама, қысым тарамау қисығын
тұрғызу арқылы 17 анықтама алынады және 7 скважина арқылы екі әдіспен де
есеп жүргізілді.
Ауа бойынша орташа арифметикалық өткізгіштің мәні 414 мг, ал су
бойынша 111,6 мг
І неоком бойынша ауамен коллектордың орташа арифметикалық өткішгіштігі
газбен 594,6, ал сумен 10 мг.
ІІ неоком горизонты бойынша орташа арифметикалық өткізгіштік ауамен
511, сумен 188,0.
Орта Юра горизонтының ауа бойынша өткізгіштігі 188,0, ал сумен 566,5.
осы берілгенге сүйенетін болсақ С.Балғымбаев кен орнының скважиналарының
өніміділігінің жоғары екенін көреміз. өнімділік коэффициенті үлкен шамада
өзгереді, яғни тәулігіне 1 млн 32 тонна аралығында. Бұл өнімді жыныстардың
фильтрациялық қасиеттерінің әртүрлі екенін көрсетеді.
Өндірістік геофизика матриалдары бойынша, өнімді қабаттардың мұнаймен
қанығуы кестедегідей ауқымды өзгереді.
Горизонттар бойынша мұнаймен қанығушылық коэффициентінің шамалары: апт-
неоком горизонты үшін 86 %-56 % ке дейін.
І неоком горизонты үшін 65 % -50%-ке дейін, аралық горизонты үшін 85 %
тен бастап соңы оның анықталмаған.
ІІ неоком горизонты үшін 71%-60%-ке дейін болады.
Мұнайдың құрамы мен қасиеті
С.Балғымбаев кен орнының өнімді шөгу қабаттарының екі түрлі группаға
сәйкес мұнай беретінін көреміз:
А) мұнайлы газ
Б) Бензинді мұнай
Апт-неоком және І,ІІ неоком горизонттарының беретін мұнайлары майлы,
Юра горизонтыныкі (Солтүстік С.Балғымбаев) бензинді мұнайға жатады. Барлық
горизонттардың мұнайлары өз құрамдарына сәйкес бар типті болып келеді. Олар
2177,66 ГОСТ-қа сәйкес аз күкіртті, аз парафинді және смолалы болып келеді.
Олардың меншікті салмағы 0,8090 –0,9375 (гсм3) аралығында.
Газсізденген мұнай тұтқырлығы 500С –да 23-45 ОСС-ң аралығында. Олардың бәрі
жоғары температурада көлемі ұлғайып төменгі температурада көлемі азаяды.
Юра горизонтының мұнай бар горизонттың мұнайына қарағанда, анағұрлым
жеңіл. Олардың меншікті салмағы 0,7785-0,1885 гсм3. бұл мұнайлар
тұтқырлығы аз, яғни тұтқырлығы 500С градуста 20,8-2,7 ССТ-ты болады.
Бұл Юра горизонты мұнайынан ашық түсті фракциялардың шығуы, бор
горизонтының мұнайларына қарағанда жоғары болады.
Күкірт пен парафиннің мөлшері онша үлкен емес. Күкірт 0,3% тен аз.
Парафиннен 0,6 %-тей және смола 20% - тей.
1.6 Сулы қабаттарының сипаттамасы
С.Балғымбаев алаңдарында қабаттар сулануы триас, юра, неоком, апт, альб
және үштік шөгінділерінде.
Орта Юра 2 сулы қабаттан тұрады. Оның біріншісі оңтүстік және солтүстік
С.Балғымбаев аралығында анықталған. Мұнда су тұздылығы 20-230 Бе.
Төменгі барлық сулы қабаттары мұнай кенінің контур сырты аймағында
төселген. Бұл қабат суларының тұздылығы (190 Бе-ға дейін және тығыздығы
1,16 гсм3) жоғары болуымен сипатталады.
Барлық айтылған шөгінділер суларының минералдануы жоғары (390-1040 Мг
эквм). Олар тығыз, тұзды. Пальмер бойынша ІІІ кластас.
Үштік шөгінділер негізінен су арасында қалыңдығы кішкене болатын, құмды
қабатшалар кездеседі. Осы аралық қабаттарда су алатын В-3, В-5, В-7, В-9
және В-16 скважиналары қазылған.
Бұл скважиналардан өндірілетін техникалық сулар, апт-неоком горизонты
бойынша қабат қысымын ұстау үшін және скважиналарды бұрғылау үшін
пайдаланады.
Үштік шөгінділер сулар тұздылығы төмен (100Бе) және тығыздығы 1,08
гсм3 шамасында. С.Балғымбаев кен орнында барлық шөгінділер сулары
қорректену аймақ суларымен салыстырғанда минералдану дәрежесі жоғары.
Барлық сулар тұзды, тығыз, пальмер бойынша үш классқа жатады.
Классификацияға сәйкес хлор кальцийлі типке, хлорлы топқа, натрийлі
топқа жатады.
Талдауға сәйкес С.Балғымбаев кен орындарының жер асты сулары
төмендегідей сипатқа ие:
Сулар минералдануы 388,14 Мг-ден, үштік шөгінділерде 1035,516 МГ және
орта Юра шөгінділерінде де сондай. Бұл кен орны ауданы тұз үсті
шөгінділеріне жатады. Және күрделі биологиялық құрылыс бола отырып,
келесідей үш түрлі энергетикалық типін сипаттайды. Ол негізінде су орынды
режимге жатады.
І пайдалану процесінде қабат қысымы айтарлықтай төмендейтін жиында
жоғары активті контур суы болады.
ІІ бұл типте де жоғары активті контур сулары болады, пайдалану
процесінде бірте-бірте төмендейді.
ІІІ аз активті тегеурінді контур сулары болатын қабат.
Бұл ауданның кен орындарының көпшілігі ІІ типті қабатқа жатады.
Игерудің аяғына дейін энергияның көзі болып контур сулары табылады.
С.Балғымбаев кен орнының аралық және Юра горизонттарынан басқа барлық
горизонттарда да контур суы болады және бос газ болмайды. Яғни кен орны
тектоникалық бұзылыстармен күрделенген. Сонымен қатар өнімді горизонттардың
қабатының және бөліктері айтарлықтай ауданда контур суларымен шектелген.
Өнімді қабаттарды игеруге байланысты жүргізілген талдау кен орнының ІІ
типті энергетикалық режимге жататынын көрсетеді.
Горизонттардың тереңдігі 618 литрден 706 литрдің аралығында. Игеру
объектісі бойынша орташа температура 300 –400 С өзгереді.
Аралық қабаттарда қазылған су алатын В-3, В-5, В-7, В-9 және В-16
скважина арқылы су алынып, олар әртүрлі мақсаттар үшін пайдаланылады. Тек
апт-неоком горизонты бойынша ғана емес, барлық өндіру горизонттары үшін
скважиналары бұрғылайды.
1 кесте-С.Балғымбаев кен орны мұнайлы горизонттарының геологиялық-
физиклық сипаттамасы
Горизонт тереңдігі Қабаттың Орташа Кері бойынша Қабат Қанығу Қабат
(м) тиімді қуатты- орташа қысымы қысымы температурасы 0С
қалыңдығы (м)лық өткізгіштік (мПа) (мПа)
% (мПа)
Апт-неоком 620...715 7...12 30,4 0,414 7,4 4,0 36
ІІ неоком 657...706 6...10 30,3 0,511 7,6 5,0 32
І неоком 634...720 2...4 31,1 0,143 7,4 4,2 31
Орта Юра 870...930 2...6 27,6 0,544 10,3 1,1 35
1.1 кесте - С.Балғымбаев кен орнының қабат мұнайы параметрлері.
Горизонт Қанығу Орташа Газдың фактор Мұнайдың көлемдік Тығыздығы гсм3 Тұтқырлы-ғы Газ
қысымы темпера-тум3т коэффициенті тығызды-ғы
расы 0С гл
Апт-неоком4,0 30 20 1,044 0,865 25,0 0,89
ІІ неоком 4,2 31 20 1,046 0,866 26,5 0,90
І неоком 5,0 32 22 1,049 0,864 18,0 0,90
Орта Юра 1,1 45 21 1,24 0,750 1,6 1,82
Технологиялық бөлім
2. ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Игерудің жағдайы туралы қысқаша мағлұматтар
Жайық мұнай-газ өндіру басқармасы алты негізгі мұнай кен орындарын
игереді: С. Балғымбаев, Камышитовый, Жаңаталап, Ровное, Гран, Забурын,
Оңтүстік-Шығыс Камышытовый.
Айдау скважиналары қоры С. Балғымбаев кен орны бойынша істе тұрғандар
27, су алатын 15 скважина, бақылау скважиналары 12, консерванцияда 1
скважина.
С. Балғымбаев кен орны бойынша мұнай өндіру алдыңғы қатарлы жоғарғы
қарқынмен жүргізіледі, сондықтан да гидродинамикалық және геофизикалық
зерттеулер игеруді бақылауға маңызды міндет болып табылады.
Механикалық тәсілмен жұмыс істейтін барлық скважиналар, графика сәйкес
динамограммаға түсіріледі. Барлық істейтін скважиналар қоры бойынша, айына
2 реттен сирек емес механикалық қоспа, су құрамына сынақ өткізіледі. Ал
барлық айдау және бақылау скважиналар қоры бойынша қабат және түп қысымына
өлшеулер өткзіледі.
С. Балғымбаев кен орны бойынша 1.12.2003 жылда 112 скважинамен мұнай
игеріледі, олардың ішінде үшеуі тоқтап тұр. Тоқтап тұрғаннан пайдаланушыға
үш скважина кіргізіледі, 24, 40 және 130 айдау скважиналары қорынан бір
скважина (193) және бір скважина бақылау қорынан айдау скважинасы қорына
ауыстырылады (19).
Кен орны бойынша су айдау 30 скважина мен жүргізілуі керек болды,
бірақ оның 3-і іске қосылмады.
2 кесте -С.Балғымбаев кен орны скважина қоры жағдайы 1.01.2004 жылғы
Скважиналар категориясы Скважина саны Скважина нөмері
Істеп тұрғандар 115
Уақытша тоқатп тұрғандар 3
А) жер асты жөндеуде 1 3
Б) күрделі жөндеуде 1 164
В) жөндеу күтіп тұрған 1 104
Пайдалану қоры 118
Су алатындар оның ішінде істеп тұрған
Су айдау скважинасы оның ішінде
жұмыстағы тоқтап тұрған 27
Бақылау скважинасы
Консервациядағылар 4
Жойылған скважиналар 12
оның ішінде 1
геологиялық жағынан 32
техникалық жағынан
ШТС 19
Электровинтті сорап (ЭВС) 13
111
4
2.2 Мұнай, газ және су алу сипаттамасы
С. Балғымбаев кен орны өтімді қабаттары үш игеру объектісіне
біріктірілген:
І объект – апт неоком және І неоком горизонтын мұнайдың (кен орны
бойынша) 62,6% құрайды.
ІІ объект аралық және ІІ неоком горизонталын біріктіреді, бұл
объектіде жалпы қордың 16,9%.
ІІІ объект Солтүстік С. Балғымбаев кен орны бойынша орта Юра
горизонты, өзінде ажлпы салынатын қордың 1,5%-ін құрайды.
Кен орында игеру басынан бастап, су алудың үздіксіз өсуі көрінеді,
соның ішінде 1989 жылдан бастап, судың қарқынды жоғарылауы болды. Бұл
өндіру скважиналары аз кезінде сұйықтың жоғарғы қарқынмен ашылуы.
Кен орны бойынша, мұнайдың ең үлкен шығымы 1973 жылы алынды. Келесі
жылдарда айдалатын су мөлшерінің өсуіне қарамастан, жылдық өнім өндіру
жылдан-жылға төмендеп отыр. Тек соңғы жылдарда айдалатын су көлемімен
ашылатын сұйық көлемінің өсуіне байланысты өндіру өседі.
Игеру басынан бастап кен орны бойынша 14037882 мың т. мұнай, 47100,422
мың т су және 2703285 мың м3 газ өндіріледі, 1505,654 де 2003 жылда
114,851 мың т мұнай, 1505,654 мың т су және 1152 мың м3 газ алынды. Орташа
газдық фактор 9,5 м3т.
Алынатын қордың 93,4% алынды, жобалау бойынша 93%. Мұнай ашу
коэффициенті 0,436 ал жобалау бойынша 0,44. бастапқы алынатын қордан,
өнімді алу қарқынан 1,6% құрайды, жобалауда 1,87%. Кен орынның қабаттар
сулануы қаіргі уақытта 91%-ке жетті, жобалау бойынша 92,8 процент.
Игерудің І объектісі 1968 жылдан бастап игерілді. Мұнай жиынын игеру
қарқынының жобалау деңгейінен қалып қабы, игерудің технологиялық
көрсеткіштеріне кері әсерін тигіді.
Максимальды мұнай өндіруге 1973 жылы қол жеткізілді. Ол 64 скважиналық
жұмысы кезінде, 478 мың.т мұнай өндірген игеру процесінде 1973 жылдан
бастап, кейбір жылдарда жобалаудан нақты өнім өндіру оғары (мысалға 1977-
1982 ж.ж). Бірақ, бірте-бірте 1983 жылдан бастап жылдық өнім өндіру
жобаланғаннан аз мөлшерде болады.
2.3 Объектілер бойынша мұнай газ және су өндірудің қысқаша талдануы.
І объект Игеру басынан бастап І объект бойынша 108972 мың.т.
мұнай 38476,9 мың т су және 210194,2 мың м3 газ, оның ішінде негізгі
алаңнан өндірілген 364567 т мұнай, 1346504 т су, 1978 мың м3 газ, бөлікті
жиындардан 42448,5 т мұнай, 30749 т су, 506 мың м3 газ өндіріледі. Орташа
газдың фактор объект бойынша 9 м3т құрайды сулану 89%, жобалауда 82,4%.
Мұнай бергіштік коэффициенті 0,379, жобалауда 0,377. алғашқы алынатын
қордан алу қарқыны 1,8% құрайды, жобалауда 2,4%. Бір скважинаға келетін
орташа тәуліктік шығын 6 ттәулігіне мұнай, ол 58 ттәулігіне сұйық.
Барлық скважиналар механикалық әдіспен жұмыс жасайды.
І объектіде контур ішінен су айдау 1970 жылдың апрель айынан
басталады. Ол айдау скважинасы арқылы жүргізілді. Ол скважиналар арқылы
жиын ішінен су айдау қабат қысымына әсер етіпп, ол 7,21 мПа-ға дейін
жоғарылады. 1971 жылы объектіні одан әрі игеруде, бұл айдау скважиналарының
жеткіліксіздігі байқалады.
2002 жылы, тағы да 3 игеру скважинасының су айдауға берілуі, қабат
қысымын 7,44 мПа-ға дейін жоғарлатты, ал 2003 жылы одан әрі айдау
скважиналары қорының 10-ға дейін жоғарлауы, қабат қысымын бастапқы қабат
қысымынан да жоғары 7,8 мПа-ға жеткізді. Айдау басталғаннан бастап, І
объект бойынша 34525,9 мың м3 су айдалды және 26806 мың т сұйық алынды.
ІІ объект бойынша скважина қоры 2-ден 1976 жылы 21-ге дейін өсті.
Объект бойынша пайдалану қоры 1.01.2003 жылға 23 скважина құрады, ол
жобалауда ол 25-ге дейін жетті.
Игеру басынан бастап, ІІ объект бойынша 2707244 мың т, мұнай 7952,185
мың т су және 32005,5 мың м3 газ өндірілді.
Орташа газдың фактор 9,5 м3т құрайды. Айдаудан түскен қосымша өнім
18548 т мұнай. Бұл ІІ объект бойынша орташа тәуліктік айдау 1092
м3тәулігіне. Ол 5,8-3,9 мПа айдау қысымда жүргізілді.
2.1 кесте - С. Балғымбаев кен орнын игерудің жобалау және нақты
көрсеткіштерінің салыстырылуы
Көрсеткіштер жобанақты 2001 2002 2003
Мұнай өндіру мың.т 101,5101,8 101,4101,3 102,6102,8
Су өндіру мың.т
Сұйық өндіру мың.т 1089,11091,6 1034,71028,7 1075,81083,9
Сулану, процент 1818,91809 17611778,7 16451705
Газдық фактор Жинақталған
мұнай өндіру мың.т. 92,991,9 93,192,3 93,492,8
Жинақталған су өндіру 9,5
Жинақталған сұйық өндіру,9739,89676 9966,19824,8 10185,499583
Мұнайдың орташа тәуліктік38174,726222 3108,9280555 30292,472975
шығымы, ттәулік
қабат жағдайында
сұйықтықты өндіру 37914,535090 41175378803 44477,939747
орт.тәулік, м.куб
Өндіру скважинасы қоры
Айдау скважинасы қоры 302,7302,4 302,4301,9 300,1300,3
Айдау скважинасының істеп
тұрғаны
Бастапқы қордан алу 42804290 42104205 41004131
қарқыны %
Су айдау мың м3 109110 115115 118118
Ілеспе газ өндіру мың м3
Су айдаудан түскен 3025 3027 3027
қосымша өнім, мың т
3022 3020 3023
1,941,3 21,3 1,91,18
2505,52489,4 24902497,6 24752482,4
850870 850869 850878
55,555,3 53,854,5 54,0 5 54,13
2.4 Қабат қысымы динамикасы
Жиын бойынша қабат қысымының таралуы, олардың игеру процесі
кезіндегі өзгеруі және және олардың басқа пайдалану көрсеткіштерімен
салыстырылуы (сұйық алу скважинаның сулану қарқыны мен сипаты) игеру
процесі ерекшеліктерін талдауға мүмкіндік береді.
Кен орындағы контур аймағында бастапқы қабат 7.9 ... 8.0 мПа-ға тең
болды бірінші және төртінші алу аймағы қабаттарындағы, оның қысымына
сәйкесті 7.7 және 6,5 мПа болды.
1999 жылы контурдағы бастапқы қабат қысымы 7,6 мПа-ға дейін төмендеді,
ал сұйық алу аймағында (V қатар) 6,34 мПа-ға дейін төмендеді.
Жиынға су айдау 1970 жылдың апрель айында басталды. Олар 7,65,67,69
скважиналар арқылы жүргізілді.
Су айдауды енгізу, мұнай өнімдерін алуды барынша жоғарылату, қабат
қысымын арттыруға қол жеткізді.
Су айдауда енгізу мұнай өнімдерін алуды барынша жоғарылату, қабат
қысымын арттыруға қол жеткізді.
Арлық қабылдайтын қабаттар интервалында қабылдайтын, тек жоғарғы апт-
неоком горизонты. Кен орындағы су айдау тиімділігі көбіне айдаудың тиімді
қысымын таңдап алуға тәуелді.
қорыта келе, жылдық өнім қарқынына сұйық алу қарқыны мен айдау әсер
етеді.
2.5 Қабат қысымын ұстау үшін айдалатын су динамикасы
Қабаттың мұнайбергіштігін жоғарлату проблемасы “қажет ететін
тиімді шешімдердің” басты және актуальды маңызы бар мәселесі болып
табылады.
С.Балғымбаев кен орны бойынша қабаттың мұнай бергіштгін және қабатты
игеру қарқындылығын жоғарлату мақсатында, 1970 жылдан бастап су айдау
жүйесі қолданылады.
І объектіде контур ішінен су айдау 1970 жылдың апрель айында,
техсхемада жоспарланғаннан 8 ай ерте басталды. Бұл су айдаудың ерте
енгіілуі қабат қысымының қарқыны төмен түсіп кетуіне байланысты болды.
1998 жылы апрель айында бүкіл объект бойынша, қабат қысымы 1,0-
1,5 мПа-ға дейін төмендеді,ол скважина шығыны мен фонтандау шартына өзінің
кері әсерін тигізді.Су айдауды енгізу мұнай өндіруді өсірді және сұйықты
алу қарқындылығының тез жоғарлануына қабілеттендірді. Пайдаланылатын өндіру
скважинанат су айдаудың жеткілікті таралуына, қабаттың барлық
зоналарында, контур аймағынан свод бөлігіне шейін таралуына себеп етті.
Контур ішінен су айдау алғашында өнім жоғарлауына, соңынан қабат қысымының
тұрақталуына себеп болды. Су айдау негізгі алаңның горизонталында, қабат
қысымын алғашқы деңгейіне (7.4-7.6 мПа)
І объект бойынша, бастап 82712726 м3 су айдауды және 52053783 м3 сұйық
алынды.
2003 жыл бойынша, І объектіде 1909,2 мың м3 су айдауды және су
айдаумен алынған сұйық 22,04%-ті құрайды. 2003 жылы су айдаудан алынған
қосымша өнім 33,78 мың т, ал игерілген кезден бері 4187899 м3. су айдау
скважиналарының саны 21. І объект бойынша орташа тәуліктік су айдау 4772,6
м3тәулігіне 13,6-4,7 мПа қысымда.
2.2 кесте - Су айдау көрсеткішінің өзгерісі
Көрсеткіштер 2001 2002 2003
Айдау скважиналары, скв 16 23 27
Су айдау, мың м3
Жинақталған су айдау мың м32152,4 2280,5 2308,4
Су айдаудың өнім алуға
қатынасы, бірлік үлес 49774,6 53172,4 58880
Су айдаудан түскен қосымша
өнім, мың т. 1,41 1,43 1,47
78,2 75,2 66,7
2.6 Терең сорапты скважиналар құрамдары
2003 жылдың қазанында кен орынның сорапты скважиналар қорында
107 скважина болды, оның 104-і тербелмелі станокпен жабдықталған, типі 5СК-
42.1-1600 және 3 скважина 6СК-4-3.0-2500 типті тербелмелі станокпен. Өнім
алу диаметрі 56 мм-лік НГН-2 сорабымен жүргізіледі.
Скважиналар өнімділігінің жоғарлаған отырып-тәулігіне 50-ден 150
тоннаға дейін сұйық алу интервалында, скважиналардағы динамикалық деңгей
100-200 метр аралығында болады. Берілген сұйық алу жағдайында, кезекті
өнімділік диаметрі 82 мм сораппен жүргізіледі.
Бір уақытта – бөлек пайдалану схемасы бойынша, жұмыс жүргізуге көңіл
аудара отырып, типі 6 СК-6-2,1-2500 болатын тербелме-станокқа (жүк
көтергіштігі 6 тн) кепілдік береміз. 2 объетіде бір уақытта – бөлек айдауды
қамтамассыз ету мақсатында 1999 жылдан бастап УЗК-2ІІІ-146В қондырғысына
монтаждау қарастырылды.
2.7 Терең-сорапты скважиналар қоры динамикасы
Фонталды скважиналар сулануының жоғарлауы, 1973 жылдан бастап
скважиналарды пайдаланудың машиналық әдісіне көшуіне себепкер болды. Мұнай
скважиналарын терең-сорапты қондырғылармен игеру, Батыс қазақстан бойынша
мұнай өндірудің негізгі әдістерінің бірі болып табылады.
Бұл тереңмен сорап қондырғысы арқылы сұйықты жоғары көтеру, әртүрлі
типті қондырғылармен іске асырылады.
С.Балғымбаев кен орында негізгі 2 түрлі группаға бөлінетін, штангалы
терең сораптармен мұнай өндіріледі. Олар:
1. Енгізілмейтін
2. Енгізілетін
2.3 кесте - Терең сорапты скважиналар қоры динамикасы
жылдар 2000 2001 2002 2003
Скважиналар 107 110 112 115
саны
Кен орнын скважиналар қоры арқылы игеру 1975 жылдан бастап іске
қосылды.
Жоғарыдағы таблийадан көретіні: 2000 жылдан 2003 жылға дейін
скважиналар саны 107 тен 115-ге дейін өсті.
2.8 Штангалы терең сорапты скважиналарды пайдалану
Мұнай скважиналарын штангалы терең сорапты әдіспен игеру, мнай өндіруде
қолданылатын көп тараған, механикаландырған әдістердің бірі. Штангалы
сорапты скважиналардың түсірілу тереңдігі 5500м, шығыны 400 ттәулігіне
келетін жағдайларда қолданылады.
Штангалы сорапты қалдығы жерасты және жер үсті құралдарынан
тұрады. Жер асты жабдықтарына кіретіндер штангілі скважина сорабы (сору
клапынымен бірге). Сору клапаны поршенді-плунжердің төменгі шетінде
орналасқан, штангалар мен құбырларда жер асты жабдықтарына кіреді.
Жер асты құралдарына кіретіндер: тербелме-станок. Ол
электрдвигательдерден, кривошлы-шатуннан, балансерден, сағаның сальниктен
және үштіктен тұрады.
Тербелме-станок электрдвигательдердің білігі айналысын балансер
басы немесе штанга іліну нүктесінің қайтымды-ілгермелі қозғалысына әкеледі.
Сорапты штангалар колонасына қайтымды-ілгермелі қозғалыс электрдвигательден
редуктор арқылы немесе креанлы-шатун механизмі арқылы және сол штангалармен
бірге қайтымдлы ілгермелі қозғалысқа келеді.
Цилиндрдің төменгі шетінде орнатылған сору клапаны жоғары жүріс
кезінде ашылады. Цилиндр құбырға ілінеді. Цилиндр ішінде ұзындығы 1-1,5 м
түрінде жоғары қарай ашылатын айдау клапаны бар пармень-плунжер қозғалыста
болады.
Плунжер штангаға ілінеді. Плунжердің жоғары қозғалысы кезінде,
сұйық сору клапаны арқылы, қысым күші әсерінен цилиндрдің ішк төменгі
бөлігін толтырады.
Плунжердің төмен қозғалысы кезінде сору клапаны жабылады, плунжер
астындағы сұйықтың сығылады да айау клапаны ашады. Осындай жолмен ашық
клапанды плунжер сұйыққа толады. Келесі кезекті жоғары жүріс кезінде айдау
клапаны жабылады, ол плукжер үстіндегі сұйық қысымы әсерінен болады.
Плунжер поршенге айналады және сұйықтың биіктігі 0,6-6 метрге дейін
көтереді. Плунжер үстіне жиналған сұйықтың скважина сағасына дейін жетеді,
одан әрі қарай үштік арқылы мұнай жинау құбырлары арқылы жинау қазандарына
құйылады.
2.9 Пайдалану коэффициенті және орташа-аралық перод динамикасы. Терең
сорапты скважиналардың қалыпты жұмысы бұзылуының негізігі себептері.
С.Балғымбаев кен орны өндірісінде, скважинаның қалыпты жұмысы
бұзылуы сирек емес. Олар электро-энергесиясының болмауы, жөндеу жұмыстары
жүргізілуінен болады.
Өндіру скважиналарының тоқтауы мыналарға байланысты: ұбыр алмастыру,
скважинаның құмдардан тазартылуы, пакер түсіру, сорап ауыстыру және
жоғарылулармен штанга ағытуларын жоюға скважиналар тоқтады ұзақтығын
пайдалану коэффициенті бойынша талдауға болады.
2.4 Кесте - Пайдалану коэффициенті динамикасы
Көрсеткіштер 1999 2000 2001 2002 2003
Пайдалану 0,961 0,935 0,945 0,966 0,966
коэффициенті
Жөндеу аралық 180 184 186 236 244,2
период
Кестеден көріп отырғандай, терең сорапты скважиналарды пайдалану
коэффициенті 0,961-ден 0,966-ға дейін өзгереді.
Жоспар бойынша пайдалану коэффициенті 0,97 болуы керек. Пайдалану
коэффициентінің жоспар бойынша орындалуының басты себебі скважиналардың
тоқтап қалуы. Скважина жұмысы жөндеу аралық периодтық жоғарлауы – скважина
жөндеуімен айналысатын жұмысшылардың басты міндеті.
Кестеден көрінетіні 1999 жылы жөндеу аралық период 180 күн, келесі
жылдарда ол 2000 жылы 4 күнге, 2001 жылы 6 күнге, 2002 жылы 56 күнге және
2003 жылы 64 күнге өсті.
Бұл жоғарлауды жер асты жөндеу жүргізуде, жаңа техника мен
технологияның қолданылуымен түсіндіруге болады.
Терең сораптармен игергенде, сорап шығынын түсіретін факторларды атап
көрсетуге болады.
А) ол жоғарғы кеңістікте еркін газ болып, оның сорапқа беретін кері
жері;
Б) цилиндр мен плунжер шеттерінің желініп олардың арасынан сұйық ағып
кетуі мүмкін.
Егер жоғарыдағы кестеге қайта оралып қарайтын болсақ, жөндеу аралық
периодтық 180 күннен 244 күнге дейін өсуі скважиналар жөндеу жұмыстары
сапалы жүргізіліп, олардың жөндеу аралық периодының өскенін көреміз.
2.10 Терең сорапты скважинамен игеру кезінде кездесетін құм пайда
болуымен күрес жолдары
Штанга сорап қондырғысының жұмысында қиындық келтіретін
факторлардың бері айдалатын сұйықтың құрамында ұсақ құмдар болды.
қабаттан мұнаймен бірге түскен құмдар скважинаның түп аймағында құмды
тығын (пробка) түзуі мүмкін. Осының нәтижесінде сұйықтың скважинаға келуі
азайып не болмаса тоқтап қалуы мүмкін. Сонымен қатар түскен құм сораптық
жоғарғы бөлік детальдарын бүліріп, цилиндр мен плунжер арасындағы қуыс және
клапан арқылы сұйықтың ағып кетулерін көбейтіп жібереді, кей жағдайларда
плунжер жұмысын бұзып, штанганың үзулерін әкеледі. Бұндай жағдайда ұшыраған
скважиналарға кететін жөндеулер бірнеше апталарға созылуы мүмкін, өйткені
жер асты қралдарын жөндеу және сорап ауыстыру көп уақытты керек етеді.
Сорапты скважиналардағы құмның келтіретін қиыншылықтармен күрес, үш
түрлі бағытта жүргізіледі. қабаттан құмның түсуін скважиналардан алынатын
сұйықты азайту жолымен реттеу. Түпте арнайы сүзгілер орнату және химиялық
реагенттер арқылы құмның түп аймағына бекуі, скважинаға түскен барлық
құмдардың бетке шығарылуын қамтамассыз ету; соорапқа кірер жерде, әртүрлі
құм мөлшері немесе сорапқа кірер жерде жөнделетін сүзгілер арқылы айыру
(сеперация).
С. Балғымбаев кен орнында жоғарыда көрсетілген сорапты скважиналардағы
құммен күре жолдарының біріншісі қолданылады, бұл сұйықты алуды реттеп, оны
құмды скважиналарда меңгеру. Меңгеру алдында сұйық алу жүргізіледі, егер
осы жағдайда ешқандай құмдар байқалмаса, онда сұйық алу жоғарлатылады,
бірақ 20-25%-тен көп емес. Осыдан соң, скважина жұмысы жақсы жолға қойылса,
онда одан әрі 20-25%-ке өсіреді, тағы солай жалғастырыла береді.
Егер осындай кезекті сұйық алуды жоғарлатуда, құмдар пайда болса, онда
шектейміз, яғни азайтамыз. Кен орында скважиналарды жөндеуден шығарғаннан
кейін, жоспарлы іске қосу арқылы жіберіледі.
Сұйық алуды өзгерудің техникалық әдістері және “жоспарлы іске қосу”
айдау режимін өзгерту арқылы (тербеліс саны, жүріс ұзындығы) немесе сорап
арқылы (тербеліс саны жүріс ұзындығы) немесе сорап арқылы өтетін сұйықтық
құмсүзгіш концентрациясын кішірейту үшін, скважинаның құбыр аралық
кеңістігіне таза мұнай қою арқылы жүргізіледі.
2.11 Терең сорапты скважиналарды зерттеу жұмыстары.
Штангалы терең сорапты скважиналарды зерттеу, ағынды оқып-үйрену,
индикатордың қисық тұрғызу және сондай-ақ сораптың өзінің жұмысын және беру
коэффициенті өзгерісі себебін түсіндіреді.
Мұнай-газ және су шығындарының түп қысымына, терең сорапты
скважиналардағы динамикалық деңгейге тәуелдігі тұрақтандырылған сұйық алу
әдісі арқылы анықталады. Тұрғызылған тәуелділік негізінде, депрессия арқылы
ашылған өнімділік коэффициенті анықталады және скважиналарды игеру режимі
жасалады.
Штангалы – сорапта қондырғының алатын сұйығының - өзгерісіне қол
жеткізу: шток жүріс өзгерісі арқылы, кривошиптегі қойылуы арқылы болады.
Кейбір жағдайларда сұйық алудың өзгерісіне, сорап өлшемін ауыстыру арқылы
қол жеткізеді. Бірақ, бұл операция өте күрделі, өйткені скважинаға жер асты
жұмыстарын жүргізуге тура келеді.
Скважина шығыны зерттеу жұмысы кезінде, штоктың жүріс жүріс ұзындығы
кішірейту және үлкейту, балансир тербеліс санын өзгерту жолымен реттеліп
өзгертіледі.
Көп жағдайларда бірінші әдіс қолданылады. Мұнай шығынын жер бетіндегі
өлшегіштер және арқылы, ал газ шығынын газ өлшегіштер және дифференциалды
манометрмен өлшейді. Сұйық шығынына сәйкесті түп қысымы тереңдік
манометрлері және газды өлшегіштермен өлшенеді.
Терең сорапты скважиналардағы зерттеу жұмыстарын жүргізу үшін, арнайы
тереңдік. Мұржалы манометрлі қолданылады, олар сораптар бойынша
қондырылады. Бұндай манометрлер скважинаға сораптармен бірге, құбыр арқылы
түсіріледі.
Іздестіріліп-зерттеудің басты міндеті айдау, өндіру скваданаларының
сапалы зертелуі. Барлық скважиналар қоры бойынша өлшеу қондырғылары арқылы
жалпы шығын өлшенеді. (ПЗУ). Механикалық әдіспен жұмыс істейтін скважиналар
динамограммаға түсірілед. қабат және түп қысымын анықтау үшін құбыраралық
қысым ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Қарастырылып отырған дипломдық жоба С.Балғымбаев кен орнының ШТСҚ
бойынша игеру жұмысы келтірілген.
Кен орнының игерілуінің қазіргі жағдайы талданады.
Штангалы терең-сорапты қондырғының технологиялық режимінің оптималды
жұмысы мен олардың экономикалық тиімділігі қарастырылады.
С.Балғымбаев кен орнында еңбекті және қоршаған ортаны қорғаудың
жағдайына шаралар жүргілзілген.
АННОТАЦИЯ
В предложенном дипломном проекте рассматривается разработка
месторождения С.Балғымбаев методом работы ШГНУ.
Анализируется современное состояние разработки этого месторождения.
Рассмотрены вопросы оптимального технологического режима работы штанговых
глубинно-насосных установок и их экономической эффективность. Дается
анализ состояния охраны труда и окружающей среды на месторождении
С.Балғымбаев.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 2
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 3
1.1 Мұнай ауданының физика-географиялық және экономикалық сипаттамасы. 3
1.2 Геологиялық зерттеу тарихы. 4
1.3 Стратиграфия 4
1.4 Тектоника 6
1.5 Мұнайгаздылық 7
1.6 Сулы қабаттарының сипаттамасы 12
Технологиялық бөлім 16
2. ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 17
2.1 Игерудің жағдайы туралы қысқаша мағлұматтар 17
2.2 Мұнай, газ және су алу сипаттамасы 19
2.3 Объектілер бойынша мұнай газ және су өндірудің қысқаша талдануы. 20
2.4 Қабат қысымы динамикасы 22
2.5 Қабат қысымын ұстау үшін айдалатын су динамикасы 23
2.6 Терең сорапты скважиналар құрамдары 24
2.7 Терең-сорапты скважиналар қоры динамикасы 25
2.8 Штангалы терең сорапты скважиналарды пайдалану 26
2.9 Пайдалану коэффициенті және орташа-аралық перод динамикасы. Терең
сорапты скважиналардың қалыпты жұмысы бұзылуының негізігі себептері. 27
2.10 Терең сорапты скважинамен игеру кезінде кездесетін құм пайда болуымен
күрес жолдары 28
2.11 Терең сорапты скважиналарды зерттеу жұмыстары. 29
2.12 Терең сорапты скважиналарды зерттеудің технологиясы мен әдістері
зерттеуде қолданылатын приборлар мен құралдар. 31
2.13 Кен орындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы 33
2.14 Терең – сорапты скважиналарды жөндеу және оның түрлері 33
2.15 Штангалы-сорапты қондырғыны таңдау. 35
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 56
3.1 Жайық мұнай – газ өндіру басқармасының өндірістік ұйымдастырылу
құрылымы 56
3.2 Жайық мұнай-газ өндіру басқармасының негізгі және қосалқы өндірістерін
ұйымдастыру 56
3.3 Техникалық басшылық органдары 58
3.4 С. Балғымбаев кен орнын игерудің негізгі технико- экономикалық
көрсеткіштерінің талдануы 59
3.5 Товарлы өнімнің өзіндік құнынына талдау. 62
3.6 Мұнайдың өзіндік құнының калькуляциясын талдау 64
3.7 Орындалған геологиялық техникалық шаралардың талдануы 2003 жылға.
65
3.8 Экономикалық тиімділікке есептеу 66
4 ЕҢБЕК ҚОРҒАУ 70
4.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау. 70
4.2 Қорғаныс шаралары 71
4.2.1 Санитарлық гигиеналық шаралар 71
4.2.2 Қауіпсіздік техникасы бойынша шаралар 73
4.2.3 Өртке қарсы шаралар 74
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 77
5.1 Қоршаған ортаға тасымалдау және газ мұнай өңдеу технологиясы әсерінің
негізгі факторлары. 77
5.1.1 Атмосфераның ластаушы көздері ретінде технологиялық үрдістердің
анализі. 82
5.1.2 Топыраққа және жер қойнауына әсер етуі. 84
5.2 Ұйымдастыру шаралары 86
5.3 Гидросфералы және литосфераны қорғау 87
ҚОРЫТЫНДЫ 88
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 89
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірін алады,
әсіресе энергетикалық тарапы өркендеуінде өзінің зор үлесін қосады.
Жалпы мұнай өнеркәсібінің дамуы ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің, жалпы
шаруашылық пен транспорттың дамуын жеңілдетті.
Қазақстан Республикасы мұнай-газ және газоконденсат кен орындарына өте
бай, олардың көпшілігі Қазақстанның Батыс бөлігінде орналасқан және қазіргі
уақытта да көптеген жаңа кен орындары ашылу үстінде.
Қазақстанның Батыс бөлігі бойынша ашылған кен орындары көбіне Каспий
маңы ойпатының тұз-күмбездегі құрылымда орналасқан.
Сондай-ақ Каспий маңы ойпатында терең жатқан мұнай кеніштерін игеруге
өнеркәсіптік жұмыстар мыналарға қол жеткізді: Континентальды шельфтегі
мұнай-газ кен орындарын меңгеруді жеделдету және осы үшін керекті
өндірістік-техникалық базаның жасақталуы.
Осы аудандағы мұнай-газ кен орындарының әртүрлі жағдайда орналасуы,
олардың мұнайларының әртүрлі қасиетке ие болуына себепкер. Мұнай
қасиеттерінің әртүрлі болуы, олардың жаңарған техника мен техника-
технологияны қолдануды қажет етеді. Осыған байланысты дипломдық жобаның
негізі болып отырған С. Балғымбаев кен орны да өз мәнінде игеру мен
пайдаланудың көптеген әдістерін қолданып игеріледі.
С. Балғымбаев кен орны 1968 жылдан өндірістік іске қосылды. Қазіргі
уақытта төрт өнімді горизонт бойынша өндіріледі: олар апт-неоком, I неоком,
II неоком және ортаюра.
Жазылған дипломдық жұмысым осы кен орнының апт-неоком горизонтын терең-
сорапты қондырғылармен игеру және пайдалануға арналған.
Штангалы терең-сорапты қондырғыны пайдаланған кезде жұмыстарын талдай
келіп, тиімді режимде жұмыс жасалуының есептері беріледі.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Мұнай ауданының физика-географиялық және экономикалық сипаттамасы.
С.Балғымбаев кен орнын өндірістік игеру 1968 жылдан басталған. Бұл кен
орны, Орал мен Еділ аралығында, теңізді зонада орналасқан.
Облыстық басқару және өндірістік орталығы Атырау каласы Аққыстау
поселкесінен 84 км қашықтықта, ал С.Балғымбаев кен орны 76 км шығыс жақ
бетте орналасқан. Бұл кен орны өте қолайлы экономикалық зонада, Ембі
мұнайлы аймағының батысында және Солтүстік Каспийдің жаңалық аймағында орын
тепкен.
С.Балғымбаев кен орны геологиялық барлау жұмыстарына сәйкес қолайлы
құрылымдардан: Қамысты, Жаңаталап, Шәліп, Бақсай, Манаш, Граннан тұрады.
Осылардың ішінде өндірістік мұнайлы деп табылған және мұнай игерілетіндер:
Қамысты, Жаңаталап, Гран, Ровное.
Геоморфологиялық жағынан алғанда, қарастырылып отырған аудан теңіздік
аккумулятивтік минус 20 метр белгіде, ал солтүстікте абсалюттік белгі минус
30 метр болады.
С.Балғымбаев тұз күмбездерінің төмен түсуіне байланысты ол жер рельефті
жаззықтармен сипатталады.
Топырағы құмды, кейбір жерлерінде саз балшықтармен алмасады.
Өсімдіктер әлемі тапшы, көбінесе қамысты типті өсімдіктер өседі.
Грунт суларының деңгейі 1,5-2 метр тереңдікте орналасқан. Құмды
бөліктеріндегі суы аз минералданған. С.Балғымбаевтың өз территориясында
өзен жоқ. Кен орны территориясынан Солтүстік-Шығысқа қарай, Орал өзенінің
бөлігі болып есептелетін Бақсай өзені ағып өтеді. Су тасыған уақытта ағынды
сулар молаяды,жазда ол, су айдау станциялары арқылы Орал өзенінің есебінен
болады.
Теңіз жағалауы С.Балғымбаевтан Оңтүстікке қарай 12-15 км қашықтықта
жатады.
Аудан климаты континентальды. Жазы ыстық, қысы суық. Жылына түсетін
жауын-шашын мөлшері 160 пен 300 мм аралығында ауытқып тұрады.
Ауданның жергілікті тұрғындары және өндірістік дені - қазақтар. Ауыл
және мал шаруашылықтары жақсы дамыған.
1.2 Геологиялық зерттеу тарихы.
С.Балғымбаев ауданында геофизикалық барлау жұмыстары 1957 жылдан бастап
жүргізіле бастады. 1960 жылы №15-60 сейсмикалық партия С.Балғымбаев
ауданында зерттеу жүргізді.
Бұл кен орны құрылымы солтүстік-шығыс бағытқа тартылған, оңтүстік-
шығыста бірте-бірте өзгеретін, солтүстік-батыста тік жар болып келетін тұз
күмбезі тәрізді.
1961 жылы маусымнан бастап зерттеу қорытындысы бойынша С.Балғымбаев
территориясының геологиялық құрылысын нақтылау үшін, төменгі бор
қабаттарында мұнай бар екені белгілі болғаннан кейін және құрылымды терең
барлама бұрғылауға дайындау үшін структуралық іздеу бұрғылауы басталды.
1961жылдың тамыз айынан бастап структуралық іздеу бұрғылауы арқылы
төменгі бор қабаттарда мұнай жиындары белгілі болған соң, барлама бұрғылау
жүргізуге тура келді.
Құрылымды іздеу және барлама бұрғылау арқылы, ол жерлерде апт-неокоммен
контактіде мұнай жиындары бар екені анықталды.
1.3 Стратиграфия
C.Балғымбаев мұнай кен орны тұзды күмбезді құрылымда орналасқан. Ондағы
тұз тереңдігі 1190 метрге дейін жетеді. Кен орны қимасында кунгур
жыныстарынан төрттікке дейінгі қабаттар алынған.
Төменгі пермь
Кунгур ярусі Р1К
Кунгур шөгіндісі пермдегі жыныстарын алмасып келетін кристальді тұздан
және гипстен тұрады. Кен орындағы 13 скважинадағы тұздың алынған қалыңдығы
80 метр.
Триас жүйесі Т
Триас жүйесінің қабаттары гипс, құм және құм тастарымен алмасып келген.
Қабат қалыңдығына 147 метрден 515 метрге дейін барады.
Юра жүйесі J
Юра жүйесі үш бөлімнен тұрады: олар төменгі, орта және жоғары.
Юра қабаты көбінен құм, құмтас және сазды болып келеді. Қиманың
саздануы төменнен жоғарыға қарай өседі. Жоғарғы бөлігінде мергел мен әктас
байқалады. Юра шөгінділерінің қалыңдығы 523 м.
Бор жүйесі К
Ашылған қабат қимасында бор жүйесінің төменгі бөлім (готелмь,апт, және
альб) және жоғарғы (туран, сантон, кампон, мастрик) бөлім ярустары
кездеседі. Туран жыныстары трансгрессивті сәйкессіздікпен альб ярусында
жатады. Төменгі бор қабаттары құмды сазды жыныстардан, сонымен қатар
қалыңдығы 715 метр құмды қабаттан тұрады. Апт және альб қималарында көбіне
саздар болады. Төменгі бор қабаттарының қалыңдығы 595,5 метрге дейін
жетеді. Жоғарғы бор қабаттары көбінесе ізбес тас пен бордан және құммен саз
қабаттасқан мергельден тұрады. Жоғарғы бор қабатының қалыңдығы 392 метрге
дейін жетеді.
Неоген жүйесі N
Неоген жүйесі шөгіндісі 2 ярусқа бөлінеді: ақшағыл және окшеронды. Олар
шұғыл сәйкессіздікпен бордың бетінде жатады, литологиялық қатынаста
қарастырылып отырған қабаталмасып келетін құм, саз, мергель және әк таспен
көрінген. Ноген қалыңдығы 24-124 метр болып табылады.
Төрттік жүйе Q
Төрттік системаға құмды болып келетін бакин ярусі жатады.
Төрттік шөгіндінің қалыңдығы 75 метр. Төрттік жүйе шөгінділернің
қалыптасуы. Каспий теңізі трансгрессиясына тәуелді, сондықтан да төрттік
жүйе шөгінділерін Каспий шөгінділері деп атайды. Каспий шөгінділері ашық-
қоңыр саз балшықтармен ашылған. Олар темірлі, тығыз, құм тасты, әктасты
болып келеді. Қиманың төменгі қабатшасы болатын саз балшықтары жатады. Бұл
саздар құмтасты, әрі әктасты болып келеді. Төрттік жүйе шөгінділерінің ең
кіші қалыңдығы 29 метр, ал үлкені 75 м.
1.4 Тектоника
Тұз үсті шөгінділерінің құрылысы тұзды ядро морфологиясымен тығыз
байланыста.
Ол құрылымды белгілеріне қарап Солтүстік және Оңтүстік С.Балғымбаев
болып бөлінеді.
Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке бөлінеді: солтүстік қанат
солтүстік қабаққа кіреді, ал оңтүстіктегі солтүстік тұзды биіктікке кіреді.
Осы қанаттар тұз биіктігі сводына қарсы жатқан грабенмен бөлінген. Кен
орнының құрылысын структуралық карта және геологиялық профильдері береді.
Солтүстік С.Балғымбаев
Құрылысының ең биік жері Солтүстік қанат. Оңтүстікте ал негізгі
амплитудасы 450-480 метр болатын грабеннің лықсуысен шектеледі. Осы
лықсудың құлау бұрышы 45-500. 13-ші скважинада 56 метр тереңдікте f2
лықсуы бар, амплитудасы 90 м. Осы лықсудың құлау бағыты солтүстікке 600
бұрыш жасайды. Осы лықсу 2-ші грабенмен лықсуы болып табылады.
Оңтүстік С.Балғымбаев
Тұз үсті шөгінділері құрылымы бойынша антиклиналь болады, ол грабеннің
бөлігінде. Осы жерде екі қанатты Солтүстік батыс және Оңтүстік қанаттар.
Оңтүстік қанат құрылымында ең көтеріңкі және жартылай тұйықталған формада
болады.
Тұз үсті шөгінділерінің құрылысы тұзды ядро морфологиясымен тығыз
байланыста.
Ол құрылымды белгілеріне қарап Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке
бөлінеді.
Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке бөлінеді: Солтүстік қанат
солтүстік қабаққа кіреді. Осы екі қанат тұз биіктігі сводына қарсы жатқан
грабенмен бөлінген.
Оңтүстік С.Балғымбаевда солтүстік батыс және оңтүстік қанаттар өзара
грабенмен бөлінген.
Кен орынның құрылысын структуралық карта және геологиялық қималармен
береді.
1.5 Мұнайгаздылық
Көп қабатты С.Балғымбаев кен орнының мұнайгаздылығы негізінен бес
өнімді қабатта ашылған. Олар төменгі бор (К1) және орта Юра (J2)
шөгінділерімен байланысты.
Апт-неоqком горизонты
Бұл горизонт жиыны солтүстік батыс қанатының барлық аумақтарында және
оңтүстік қанатта негізгі мұнайдың геологиялық қорын құрайды. Бұл горизонт
ауданы бойынша барынша үлкен.
Мұнай қоры құрамы әртүрлігімен де, қалыңдығымен де ерекшеленеді.
Бастапқы сумұнай контактісі белгісі минус 705-715 метр ішінде өзгеріп
отырады, ал мұнайлы қабаттың қалыңдығы 95 метр болады.
І неоком горизонты
І неоком горизонтының тиімді қалыңдығы 2... метр аралығында.
Горизонттың абсалюттік тереңдігі минус 654 метр, ал контурда минус 720
метр,қабат биіктігі 46 метр.
Горизонт литологиялық жағынан ұсақ түйіршікті құмтастардан құмнан және
ол қабат 2 қабатшаға бөлшектенеді. Бөлшектердің орташа коэффициенті 1.2
болады.
Жиын өнімділігі бойынша І неоком горизонты апт-неоком горизонтына жол
береді. Бастапқы шығын 2.80 ттәулігінің аралығында.
Аралық горизонт
Аралық горизонт оңтүстік қанаттың солтүстік шығыс бөлігінде және
орталығында 2 линзамен түзілген.
Горизонттың тиімді қалыңдығы 0,1 мен 1,5 метр аралығында. Литологиялық
жағынан алғанда аралық горизонттың жоғары жатқан горизонттан айырмашылығы
бар.
ІІ неоком горизонты
ІІ неоком горизонты өндірістік мәні жағынан апт-неокомнен кейін, 2-ші
жиын болып табылады. Бастапқы мұнай шығындары 5-120ттәулігіне, ал газдың
рокторларда 2-40 мм3. Бастапқы су мұнай контактісі 706 метрде анықталады.
Қабат биіктігі 49 метрге тең.
Горизонт 2-3 қабатшаға бөлінген. Мұнай мен қаныққан қалындық 6-10 метр
аралығында өзгереді. ІІ неоком горизонт жоғарғыларға қарағанда әртекті,
оның бөлшектеу коэффициенті 2,46-ға тең.
Орта Юра горизонты J2
Орта юра горизонты Солтүстік С.Балғымбаев өнеркәсіптік мұнайлы
горизонты. Горизонттың абсолютті тереңдігі, сводта минус 870 метр, ал
контурда минус 930 метр жиын биіктігі 60 метр.
Өндірістік геофизика бойынша өнімді қабаттар мұнаймен қанығуға
анықталған.
Төменде қабаттар бойынша мұнаймен қанығуы коэффициенттері
көрсетілеген.
Апт-неоком 0,76
І неоком 0,56
Аралық 0,67
ІІ неоком 0,67
Орта Юра 0,66
Кеуектілік
Коллекторлар кеуектілігін кері және басқа да, геофизикалық әдістермен
анықтайды. Кері арқылы параметрдің жоғарғы мәндерін алуға болады.
ІІ неоком горизонтынан басқа жерлерде кеуектілік аз мөлшерде, типті
өзгермейді деуге болады.
Нақты берілгендер әрбір блоктың орташа кеуектілігінің мәні бір
горизонтта, бір-бірінен айырмашылығы болмайтынын көрсетеді. Толығымен апт-
неоком горизонтының орташа мәні керімен алғанда 30,4 процент (%),
каротажбен 33,1 процент (%), кеңістілік мәнінің интегралы 23-35 процент (%)
болады. І неоком горизонты бойынша орташа кеуектілік кернмен 35,1 процент
(%) каротажбен 25,6 процент (%) кеуектілік мәнінің интегралы 23-35 процент
(%).
Аралық горизонттың кері бойынша орташа кеуектілік 32,8 %, каротаж
бойынша 28,5 %, кеуектілік мәнінің интегралы 25-35 %.
ІІ неоком бойынша орташа кеуектілік керімен алғанда 30,3%, каротажбен
29,3%.
Орта Юра горизонты бойынша орташа мәні керімен алғанда 27,6 %,
каротажбен 25,5 %, кеуектілік мәнінің интервалы 22-32 %.
Апт-неоком горизонты бойынша, скважинадан алғанда орташа арифметикалық
әдіспен анықталады, орташа кеуектілік 26,9-31,8 %-ң аралығында өзгереді.
І неоком горизонты бойынша орташа арифметикалық әдіспен есептелген ашық
кеуектіліктің мәні 31,9 % - 33,2 –ге дейін өзгереді.
І неоком горизонт бойынша ортша өлшенген әдіс бойынша орташа кеуектілік
25,4% - 34,9 %-ң аралығында.
ІІ неоком горизонты бойынша скважинамен алынған орташа арифметикалық
әдіспен есептелген, ашық кеуектіліктің орташа өлшенген мән 26 % пен 32,7 %
аралығында.
Орта Юра горизонты бойынша ашық кеуектілік орташа арифметикалық әдіспен
алынған 26,6 % - 31,1% арасында. Орташа өлшенген әдіс бойынша кеуектілік
скважинада 23,3 % пен 30,8 % аралығында өзгереді.
Өткізгіштік
Өткізгіштікті 36 скважинада зерттеуге мүмкіндік болды. Осы жағдайда
тұрақтандырылған сынақ алу арқылы 26 анықтама, қысым тарамау қисығын
тұрғызу арқылы 17 анықтама алынады және 7 скважина арқылы екі әдіспен де
есеп жүргізілді.
Ауа бойынша орташа арифметикалық өткізгіштің мәні 414 мг, ал су
бойынша 111,6 мг
І неоком бойынша ауамен коллектордың орташа арифметикалық өткішгіштігі
газбен 594,6, ал сумен 10 мг.
ІІ неоком горизонты бойынша орташа арифметикалық өткізгіштік ауамен
511, сумен 188,0.
Орта Юра горизонтының ауа бойынша өткізгіштігі 188,0, ал сумен 566,5.
осы берілгенге сүйенетін болсақ С.Балғымбаев кен орнының скважиналарының
өніміділігінің жоғары екенін көреміз. өнімділік коэффициенті үлкен шамада
өзгереді, яғни тәулігіне 1 млн 32 тонна аралығында. Бұл өнімді жыныстардың
фильтрациялық қасиеттерінің әртүрлі екенін көрсетеді.
Өндірістік геофизика матриалдары бойынша, өнімді қабаттардың мұнаймен
қанығуы кестедегідей ауқымды өзгереді.
Горизонттар бойынша мұнаймен қанығушылық коэффициентінің шамалары: апт-
неоком горизонты үшін 86 %-56 % ке дейін.
І неоком горизонты үшін 65 % -50%-ке дейін, аралық горизонты үшін 85 %
тен бастап соңы оның анықталмаған.
ІІ неоком горизонты үшін 71%-60%-ке дейін болады.
Мұнайдың құрамы мен қасиеті
С.Балғымбаев кен орнының өнімді шөгу қабаттарының екі түрлі группаға
сәйкес мұнай беретінін көреміз:
А) мұнайлы газ
Б) Бензинді мұнай
Апт-неоком және І,ІІ неоком горизонттарының беретін мұнайлары майлы,
Юра горизонтыныкі (Солтүстік С.Балғымбаев) бензинді мұнайға жатады. Барлық
горизонттардың мұнайлары өз құрамдарына сәйкес бар типті болып келеді. Олар
2177,66 ГОСТ-қа сәйкес аз күкіртті, аз парафинді және смолалы болып келеді.
Олардың меншікті салмағы 0,8090 –0,9375 (гсм3) аралығында.
Газсізденген мұнай тұтқырлығы 500С –да 23-45 ОСС-ң аралығында. Олардың бәрі
жоғары температурада көлемі ұлғайып төменгі температурада көлемі азаяды.
Юра горизонтының мұнай бар горизонттың мұнайына қарағанда, анағұрлым
жеңіл. Олардың меншікті салмағы 0,7785-0,1885 гсм3. бұл мұнайлар
тұтқырлығы аз, яғни тұтқырлығы 500С градуста 20,8-2,7 ССТ-ты болады.
Бұл Юра горизонты мұнайынан ашық түсті фракциялардың шығуы, бор
горизонтының мұнайларына қарағанда жоғары болады.
Күкірт пен парафиннің мөлшері онша үлкен емес. Күкірт 0,3% тен аз.
Парафиннен 0,6 %-тей және смола 20% - тей.
1.6 Сулы қабаттарының сипаттамасы
С.Балғымбаев алаңдарында қабаттар сулануы триас, юра, неоком, апт, альб
және үштік шөгінділерінде.
Орта Юра 2 сулы қабаттан тұрады. Оның біріншісі оңтүстік және солтүстік
С.Балғымбаев аралығында анықталған. Мұнда су тұздылығы 20-230 Бе.
Төменгі барлық сулы қабаттары мұнай кенінің контур сырты аймағында
төселген. Бұл қабат суларының тұздылығы (190 Бе-ға дейін және тығыздығы
1,16 гсм3) жоғары болуымен сипатталады.
Барлық айтылған шөгінділер суларының минералдануы жоғары (390-1040 Мг
эквм). Олар тығыз, тұзды. Пальмер бойынша ІІІ кластас.
Үштік шөгінділер негізінен су арасында қалыңдығы кішкене болатын, құмды
қабатшалар кездеседі. Осы аралық қабаттарда су алатын В-3, В-5, В-7, В-9
және В-16 скважиналары қазылған.
Бұл скважиналардан өндірілетін техникалық сулар, апт-неоком горизонты
бойынша қабат қысымын ұстау үшін және скважиналарды бұрғылау үшін
пайдаланады.
Үштік шөгінділер сулар тұздылығы төмен (100Бе) және тығыздығы 1,08
гсм3 шамасында. С.Балғымбаев кен орнында барлық шөгінділер сулары
қорректену аймақ суларымен салыстырғанда минералдану дәрежесі жоғары.
Барлық сулар тұзды, тығыз, пальмер бойынша үш классқа жатады.
Классификацияға сәйкес хлор кальцийлі типке, хлорлы топқа, натрийлі
топқа жатады.
Талдауға сәйкес С.Балғымбаев кен орындарының жер асты сулары
төмендегідей сипатқа ие:
Сулар минералдануы 388,14 Мг-ден, үштік шөгінділерде 1035,516 МГ және
орта Юра шөгінділерінде де сондай. Бұл кен орны ауданы тұз үсті
шөгінділеріне жатады. Және күрделі биологиялық құрылыс бола отырып,
келесідей үш түрлі энергетикалық типін сипаттайды. Ол негізінде су орынды
режимге жатады.
І пайдалану процесінде қабат қысымы айтарлықтай төмендейтін жиында
жоғары активті контур суы болады.
ІІ бұл типте де жоғары активті контур сулары болады, пайдалану
процесінде бірте-бірте төмендейді.
ІІІ аз активті тегеурінді контур сулары болатын қабат.
Бұл ауданның кен орындарының көпшілігі ІІ типті қабатқа жатады.
Игерудің аяғына дейін энергияның көзі болып контур сулары табылады.
С.Балғымбаев кен орнының аралық және Юра горизонттарынан басқа барлық
горизонттарда да контур суы болады және бос газ болмайды. Яғни кен орны
тектоникалық бұзылыстармен күрделенген. Сонымен қатар өнімді горизонттардың
қабатының және бөліктері айтарлықтай ауданда контур суларымен шектелген.
Өнімді қабаттарды игеруге байланысты жүргізілген талдау кен орнының ІІ
типті энергетикалық режимге жататынын көрсетеді.
Горизонттардың тереңдігі 618 литрден 706 литрдің аралығында. Игеру
объектісі бойынша орташа температура 300 –400 С өзгереді.
Аралық қабаттарда қазылған су алатын В-3, В-5, В-7, В-9 және В-16
скважина арқылы су алынып, олар әртүрлі мақсаттар үшін пайдаланылады. Тек
апт-неоком горизонты бойынша ғана емес, барлық өндіру горизонттары үшін
скважиналары бұрғылайды.
1 кесте-С.Балғымбаев кен орны мұнайлы горизонттарының геологиялық-
физиклық сипаттамасы
Горизонт тереңдігі Қабаттың Орташа Кері бойынша Қабат Қанығу Қабат
(м) тиімді қуатты- орташа қысымы қысымы температурасы 0С
қалыңдығы (м)лық өткізгіштік (мПа) (мПа)
% (мПа)
Апт-неоком 620...715 7...12 30,4 0,414 7,4 4,0 36
ІІ неоком 657...706 6...10 30,3 0,511 7,6 5,0 32
І неоком 634...720 2...4 31,1 0,143 7,4 4,2 31
Орта Юра 870...930 2...6 27,6 0,544 10,3 1,1 35
1.1 кесте - С.Балғымбаев кен орнының қабат мұнайы параметрлері.
Горизонт Қанығу Орташа Газдың фактор Мұнайдың көлемдік Тығыздығы гсм3 Тұтқырлы-ғы Газ
қысымы темпера-тум3т коэффициенті тығызды-ғы
расы 0С гл
Апт-неоком4,0 30 20 1,044 0,865 25,0 0,89
ІІ неоком 4,2 31 20 1,046 0,866 26,5 0,90
І неоком 5,0 32 22 1,049 0,864 18,0 0,90
Орта Юра 1,1 45 21 1,24 0,750 1,6 1,82
Технологиялық бөлім
2. ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Игерудің жағдайы туралы қысқаша мағлұматтар
Жайық мұнай-газ өндіру басқармасы алты негізгі мұнай кен орындарын
игереді: С. Балғымбаев, Камышитовый, Жаңаталап, Ровное, Гран, Забурын,
Оңтүстік-Шығыс Камышытовый.
Айдау скважиналары қоры С. Балғымбаев кен орны бойынша істе тұрғандар
27, су алатын 15 скважина, бақылау скважиналары 12, консерванцияда 1
скважина.
С. Балғымбаев кен орны бойынша мұнай өндіру алдыңғы қатарлы жоғарғы
қарқынмен жүргізіледі, сондықтан да гидродинамикалық және геофизикалық
зерттеулер игеруді бақылауға маңызды міндет болып табылады.
Механикалық тәсілмен жұмыс істейтін барлық скважиналар, графика сәйкес
динамограммаға түсіріледі. Барлық істейтін скважиналар қоры бойынша, айына
2 реттен сирек емес механикалық қоспа, су құрамына сынақ өткізіледі. Ал
барлық айдау және бақылау скважиналар қоры бойынша қабат және түп қысымына
өлшеулер өткзіледі.
С. Балғымбаев кен орны бойынша 1.12.2003 жылда 112 скважинамен мұнай
игеріледі, олардың ішінде үшеуі тоқтап тұр. Тоқтап тұрғаннан пайдаланушыға
үш скважина кіргізіледі, 24, 40 және 130 айдау скважиналары қорынан бір
скважина (193) және бір скважина бақылау қорынан айдау скважинасы қорына
ауыстырылады (19).
Кен орны бойынша су айдау 30 скважина мен жүргізілуі керек болды,
бірақ оның 3-і іске қосылмады.
2 кесте -С.Балғымбаев кен орны скважина қоры жағдайы 1.01.2004 жылғы
Скважиналар категориясы Скважина саны Скважина нөмері
Істеп тұрғандар 115
Уақытша тоқатп тұрғандар 3
А) жер асты жөндеуде 1 3
Б) күрделі жөндеуде 1 164
В) жөндеу күтіп тұрған 1 104
Пайдалану қоры 118
Су алатындар оның ішінде істеп тұрған
Су айдау скважинасы оның ішінде
жұмыстағы тоқтап тұрған 27
Бақылау скважинасы
Консервациядағылар 4
Жойылған скважиналар 12
оның ішінде 1
геологиялық жағынан 32
техникалық жағынан
ШТС 19
Электровинтті сорап (ЭВС) 13
111
4
2.2 Мұнай, газ және су алу сипаттамасы
С. Балғымбаев кен орны өтімді қабаттары үш игеру объектісіне
біріктірілген:
І объект – апт неоком және І неоком горизонтын мұнайдың (кен орны
бойынша) 62,6% құрайды.
ІІ объект аралық және ІІ неоком горизонталын біріктіреді, бұл
объектіде жалпы қордың 16,9%.
ІІІ объект Солтүстік С. Балғымбаев кен орны бойынша орта Юра
горизонты, өзінде ажлпы салынатын қордың 1,5%-ін құрайды.
Кен орында игеру басынан бастап, су алудың үздіксіз өсуі көрінеді,
соның ішінде 1989 жылдан бастап, судың қарқынды жоғарылауы болды. Бұл
өндіру скважиналары аз кезінде сұйықтың жоғарғы қарқынмен ашылуы.
Кен орны бойынша, мұнайдың ең үлкен шығымы 1973 жылы алынды. Келесі
жылдарда айдалатын су мөлшерінің өсуіне қарамастан, жылдық өнім өндіру
жылдан-жылға төмендеп отыр. Тек соңғы жылдарда айдалатын су көлемімен
ашылатын сұйық көлемінің өсуіне байланысты өндіру өседі.
Игеру басынан бастап кен орны бойынша 14037882 мың т. мұнай, 47100,422
мың т су және 2703285 мың м3 газ өндіріледі, 1505,654 де 2003 жылда
114,851 мың т мұнай, 1505,654 мың т су және 1152 мың м3 газ алынды. Орташа
газдық фактор 9,5 м3т.
Алынатын қордың 93,4% алынды, жобалау бойынша 93%. Мұнай ашу
коэффициенті 0,436 ал жобалау бойынша 0,44. бастапқы алынатын қордан,
өнімді алу қарқынан 1,6% құрайды, жобалауда 1,87%. Кен орынның қабаттар
сулануы қаіргі уақытта 91%-ке жетті, жобалау бойынша 92,8 процент.
Игерудің І объектісі 1968 жылдан бастап игерілді. Мұнай жиынын игеру
қарқынының жобалау деңгейінен қалып қабы, игерудің технологиялық
көрсеткіштеріне кері әсерін тигіді.
Максимальды мұнай өндіруге 1973 жылы қол жеткізілді. Ол 64 скважиналық
жұмысы кезінде, 478 мың.т мұнай өндірген игеру процесінде 1973 жылдан
бастап, кейбір жылдарда жобалаудан нақты өнім өндіру оғары (мысалға 1977-
1982 ж.ж). Бірақ, бірте-бірте 1983 жылдан бастап жылдық өнім өндіру
жобаланғаннан аз мөлшерде болады.
2.3 Объектілер бойынша мұнай газ және су өндірудің қысқаша талдануы.
І объект Игеру басынан бастап І объект бойынша 108972 мың.т.
мұнай 38476,9 мың т су және 210194,2 мың м3 газ, оның ішінде негізгі
алаңнан өндірілген 364567 т мұнай, 1346504 т су, 1978 мың м3 газ, бөлікті
жиындардан 42448,5 т мұнай, 30749 т су, 506 мың м3 газ өндіріледі. Орташа
газдың фактор объект бойынша 9 м3т құрайды сулану 89%, жобалауда 82,4%.
Мұнай бергіштік коэффициенті 0,379, жобалауда 0,377. алғашқы алынатын
қордан алу қарқыны 1,8% құрайды, жобалауда 2,4%. Бір скважинаға келетін
орташа тәуліктік шығын 6 ттәулігіне мұнай, ол 58 ттәулігіне сұйық.
Барлық скважиналар механикалық әдіспен жұмыс жасайды.
І объектіде контур ішінен су айдау 1970 жылдың апрель айынан
басталады. Ол айдау скважинасы арқылы жүргізілді. Ол скважиналар арқылы
жиын ішінен су айдау қабат қысымына әсер етіпп, ол 7,21 мПа-ға дейін
жоғарылады. 1971 жылы объектіні одан әрі игеруде, бұл айдау скважиналарының
жеткіліксіздігі байқалады.
2002 жылы, тағы да 3 игеру скважинасының су айдауға берілуі, қабат
қысымын 7,44 мПа-ға дейін жоғарлатты, ал 2003 жылы одан әрі айдау
скважиналары қорының 10-ға дейін жоғарлауы, қабат қысымын бастапқы қабат
қысымынан да жоғары 7,8 мПа-ға жеткізді. Айдау басталғаннан бастап, І
объект бойынша 34525,9 мың м3 су айдалды және 26806 мың т сұйық алынды.
ІІ объект бойынша скважина қоры 2-ден 1976 жылы 21-ге дейін өсті.
Объект бойынша пайдалану қоры 1.01.2003 жылға 23 скважина құрады, ол
жобалауда ол 25-ге дейін жетті.
Игеру басынан бастап, ІІ объект бойынша 2707244 мың т, мұнай 7952,185
мың т су және 32005,5 мың м3 газ өндірілді.
Орташа газдың фактор 9,5 м3т құрайды. Айдаудан түскен қосымша өнім
18548 т мұнай. Бұл ІІ объект бойынша орташа тәуліктік айдау 1092
м3тәулігіне. Ол 5,8-3,9 мПа айдау қысымда жүргізілді.
2.1 кесте - С. Балғымбаев кен орнын игерудің жобалау және нақты
көрсеткіштерінің салыстырылуы
Көрсеткіштер жобанақты 2001 2002 2003
Мұнай өндіру мың.т 101,5101,8 101,4101,3 102,6102,8
Су өндіру мың.т
Сұйық өндіру мың.т 1089,11091,6 1034,71028,7 1075,81083,9
Сулану, процент 1818,91809 17611778,7 16451705
Газдық фактор Жинақталған
мұнай өндіру мың.т. 92,991,9 93,192,3 93,492,8
Жинақталған су өндіру 9,5
Жинақталған сұйық өндіру,9739,89676 9966,19824,8 10185,499583
Мұнайдың орташа тәуліктік38174,726222 3108,9280555 30292,472975
шығымы, ттәулік
қабат жағдайында
сұйықтықты өндіру 37914,535090 41175378803 44477,939747
орт.тәулік, м.куб
Өндіру скважинасы қоры
Айдау скважинасы қоры 302,7302,4 302,4301,9 300,1300,3
Айдау скважинасының істеп
тұрғаны
Бастапқы қордан алу 42804290 42104205 41004131
қарқыны %
Су айдау мың м3 109110 115115 118118
Ілеспе газ өндіру мың м3
Су айдаудан түскен 3025 3027 3027
қосымша өнім, мың т
3022 3020 3023
1,941,3 21,3 1,91,18
2505,52489,4 24902497,6 24752482,4
850870 850869 850878
55,555,3 53,854,5 54,0 5 54,13
2.4 Қабат қысымы динамикасы
Жиын бойынша қабат қысымының таралуы, олардың игеру процесі
кезіндегі өзгеруі және және олардың басқа пайдалану көрсеткіштерімен
салыстырылуы (сұйық алу скважинаның сулану қарқыны мен сипаты) игеру
процесі ерекшеліктерін талдауға мүмкіндік береді.
Кен орындағы контур аймағында бастапқы қабат 7.9 ... 8.0 мПа-ға тең
болды бірінші және төртінші алу аймағы қабаттарындағы, оның қысымына
сәйкесті 7.7 және 6,5 мПа болды.
1999 жылы контурдағы бастапқы қабат қысымы 7,6 мПа-ға дейін төмендеді,
ал сұйық алу аймағында (V қатар) 6,34 мПа-ға дейін төмендеді.
Жиынға су айдау 1970 жылдың апрель айында басталды. Олар 7,65,67,69
скважиналар арқылы жүргізілді.
Су айдауды енгізу, мұнай өнімдерін алуды барынша жоғарылату, қабат
қысымын арттыруға қол жеткізді.
Су айдауда енгізу мұнай өнімдерін алуды барынша жоғарылату, қабат
қысымын арттыруға қол жеткізді.
Арлық қабылдайтын қабаттар интервалында қабылдайтын, тек жоғарғы апт-
неоком горизонты. Кен орындағы су айдау тиімділігі көбіне айдаудың тиімді
қысымын таңдап алуға тәуелді.
қорыта келе, жылдық өнім қарқынына сұйық алу қарқыны мен айдау әсер
етеді.
2.5 Қабат қысымын ұстау үшін айдалатын су динамикасы
Қабаттың мұнайбергіштігін жоғарлату проблемасы “қажет ететін
тиімді шешімдердің” басты және актуальды маңызы бар мәселесі болып
табылады.
С.Балғымбаев кен орны бойынша қабаттың мұнай бергіштгін және қабатты
игеру қарқындылығын жоғарлату мақсатында, 1970 жылдан бастап су айдау
жүйесі қолданылады.
І объектіде контур ішінен су айдау 1970 жылдың апрель айында,
техсхемада жоспарланғаннан 8 ай ерте басталды. Бұл су айдаудың ерте
енгіілуі қабат қысымының қарқыны төмен түсіп кетуіне байланысты болды.
1998 жылы апрель айында бүкіл объект бойынша, қабат қысымы 1,0-
1,5 мПа-ға дейін төмендеді,ол скважина шығыны мен фонтандау шартына өзінің
кері әсерін тигізді.Су айдауды енгізу мұнай өндіруді өсірді және сұйықты
алу қарқындылығының тез жоғарлануына қабілеттендірді. Пайдаланылатын өндіру
скважинанат су айдаудың жеткілікті таралуына, қабаттың барлық
зоналарында, контур аймағынан свод бөлігіне шейін таралуына себеп етті.
Контур ішінен су айдау алғашында өнім жоғарлауына, соңынан қабат қысымының
тұрақталуына себеп болды. Су айдау негізгі алаңның горизонталында, қабат
қысымын алғашқы деңгейіне (7.4-7.6 мПа)
І объект бойынша, бастап 82712726 м3 су айдауды және 52053783 м3 сұйық
алынды.
2003 жыл бойынша, І объектіде 1909,2 мың м3 су айдауды және су
айдаумен алынған сұйық 22,04%-ті құрайды. 2003 жылы су айдаудан алынған
қосымша өнім 33,78 мың т, ал игерілген кезден бері 4187899 м3. су айдау
скважиналарының саны 21. І объект бойынша орташа тәуліктік су айдау 4772,6
м3тәулігіне 13,6-4,7 мПа қысымда.
2.2 кесте - Су айдау көрсеткішінің өзгерісі
Көрсеткіштер 2001 2002 2003
Айдау скважиналары, скв 16 23 27
Су айдау, мың м3
Жинақталған су айдау мың м32152,4 2280,5 2308,4
Су айдаудың өнім алуға
қатынасы, бірлік үлес 49774,6 53172,4 58880
Су айдаудан түскен қосымша
өнім, мың т. 1,41 1,43 1,47
78,2 75,2 66,7
2.6 Терең сорапты скважиналар құрамдары
2003 жылдың қазанында кен орынның сорапты скважиналар қорында
107 скважина болды, оның 104-і тербелмелі станокпен жабдықталған, типі 5СК-
42.1-1600 және 3 скважина 6СК-4-3.0-2500 типті тербелмелі станокпен. Өнім
алу диаметрі 56 мм-лік НГН-2 сорабымен жүргізіледі.
Скважиналар өнімділігінің жоғарлаған отырып-тәулігіне 50-ден 150
тоннаға дейін сұйық алу интервалында, скважиналардағы динамикалық деңгей
100-200 метр аралығында болады. Берілген сұйық алу жағдайында, кезекті
өнімділік диаметрі 82 мм сораппен жүргізіледі.
Бір уақытта – бөлек пайдалану схемасы бойынша, жұмыс жүргізуге көңіл
аудара отырып, типі 6 СК-6-2,1-2500 болатын тербелме-станокқа (жүк
көтергіштігі 6 тн) кепілдік береміз. 2 объетіде бір уақытта – бөлек айдауды
қамтамассыз ету мақсатында 1999 жылдан бастап УЗК-2ІІІ-146В қондырғысына
монтаждау қарастырылды.
2.7 Терең-сорапты скважиналар қоры динамикасы
Фонталды скважиналар сулануының жоғарлауы, 1973 жылдан бастап
скважиналарды пайдаланудың машиналық әдісіне көшуіне себепкер болды. Мұнай
скважиналарын терең-сорапты қондырғылармен игеру, Батыс қазақстан бойынша
мұнай өндірудің негізгі әдістерінің бірі болып табылады.
Бұл тереңмен сорап қондырғысы арқылы сұйықты жоғары көтеру, әртүрлі
типті қондырғылармен іске асырылады.
С.Балғымбаев кен орында негізгі 2 түрлі группаға бөлінетін, штангалы
терең сораптармен мұнай өндіріледі. Олар:
1. Енгізілмейтін
2. Енгізілетін
2.3 кесте - Терең сорапты скважиналар қоры динамикасы
жылдар 2000 2001 2002 2003
Скважиналар 107 110 112 115
саны
Кен орнын скважиналар қоры арқылы игеру 1975 жылдан бастап іске
қосылды.
Жоғарыдағы таблийадан көретіні: 2000 жылдан 2003 жылға дейін
скважиналар саны 107 тен 115-ге дейін өсті.
2.8 Штангалы терең сорапты скважиналарды пайдалану
Мұнай скважиналарын штангалы терең сорапты әдіспен игеру, мнай өндіруде
қолданылатын көп тараған, механикаландырған әдістердің бірі. Штангалы
сорапты скважиналардың түсірілу тереңдігі 5500м, шығыны 400 ттәулігіне
келетін жағдайларда қолданылады.
Штангалы сорапты қалдығы жерасты және жер үсті құралдарынан
тұрады. Жер асты жабдықтарына кіретіндер штангілі скважина сорабы (сору
клапынымен бірге). Сору клапаны поршенді-плунжердің төменгі шетінде
орналасқан, штангалар мен құбырларда жер асты жабдықтарына кіреді.
Жер асты құралдарына кіретіндер: тербелме-станок. Ол
электрдвигательдерден, кривошлы-шатуннан, балансерден, сағаның сальниктен
және үштіктен тұрады.
Тербелме-станок электрдвигательдердің білігі айналысын балансер
басы немесе штанга іліну нүктесінің қайтымды-ілгермелі қозғалысына әкеледі.
Сорапты штангалар колонасына қайтымды-ілгермелі қозғалыс электрдвигательден
редуктор арқылы немесе креанлы-шатун механизмі арқылы және сол штангалармен
бірге қайтымдлы ілгермелі қозғалысқа келеді.
Цилиндрдің төменгі шетінде орнатылған сору клапаны жоғары жүріс
кезінде ашылады. Цилиндр құбырға ілінеді. Цилиндр ішінде ұзындығы 1-1,5 м
түрінде жоғары қарай ашылатын айдау клапаны бар пармень-плунжер қозғалыста
болады.
Плунжер штангаға ілінеді. Плунжердің жоғары қозғалысы кезінде,
сұйық сору клапаны арқылы, қысым күші әсерінен цилиндрдің ішк төменгі
бөлігін толтырады.
Плунжердің төмен қозғалысы кезінде сору клапаны жабылады, плунжер
астындағы сұйықтың сығылады да айау клапаны ашады. Осындай жолмен ашық
клапанды плунжер сұйыққа толады. Келесі кезекті жоғары жүріс кезінде айдау
клапаны жабылады, ол плукжер үстіндегі сұйық қысымы әсерінен болады.
Плунжер поршенге айналады және сұйықтың биіктігі 0,6-6 метрге дейін
көтереді. Плунжер үстіне жиналған сұйықтың скважина сағасына дейін жетеді,
одан әрі қарай үштік арқылы мұнай жинау құбырлары арқылы жинау қазандарына
құйылады.
2.9 Пайдалану коэффициенті және орташа-аралық перод динамикасы. Терең
сорапты скважиналардың қалыпты жұмысы бұзылуының негізігі себептері.
С.Балғымбаев кен орны өндірісінде, скважинаның қалыпты жұмысы
бұзылуы сирек емес. Олар электро-энергесиясының болмауы, жөндеу жұмыстары
жүргізілуінен болады.
Өндіру скважиналарының тоқтауы мыналарға байланысты: ұбыр алмастыру,
скважинаның құмдардан тазартылуы, пакер түсіру, сорап ауыстыру және
жоғарылулармен штанга ағытуларын жоюға скважиналар тоқтады ұзақтығын
пайдалану коэффициенті бойынша талдауға болады.
2.4 Кесте - Пайдалану коэффициенті динамикасы
Көрсеткіштер 1999 2000 2001 2002 2003
Пайдалану 0,961 0,935 0,945 0,966 0,966
коэффициенті
Жөндеу аралық 180 184 186 236 244,2
период
Кестеден көріп отырғандай, терең сорапты скважиналарды пайдалану
коэффициенті 0,961-ден 0,966-ға дейін өзгереді.
Жоспар бойынша пайдалану коэффициенті 0,97 болуы керек. Пайдалану
коэффициентінің жоспар бойынша орындалуының басты себебі скважиналардың
тоқтап қалуы. Скважина жұмысы жөндеу аралық периодтық жоғарлауы – скважина
жөндеуімен айналысатын жұмысшылардың басты міндеті.
Кестеден көрінетіні 1999 жылы жөндеу аралық период 180 күн, келесі
жылдарда ол 2000 жылы 4 күнге, 2001 жылы 6 күнге, 2002 жылы 56 күнге және
2003 жылы 64 күнге өсті.
Бұл жоғарлауды жер асты жөндеу жүргізуде, жаңа техника мен
технологияның қолданылуымен түсіндіруге болады.
Терең сораптармен игергенде, сорап шығынын түсіретін факторларды атап
көрсетуге болады.
А) ол жоғарғы кеңістікте еркін газ болып, оның сорапқа беретін кері
жері;
Б) цилиндр мен плунжер шеттерінің желініп олардың арасынан сұйық ағып
кетуі мүмкін.
Егер жоғарыдағы кестеге қайта оралып қарайтын болсақ, жөндеу аралық
периодтық 180 күннен 244 күнге дейін өсуі скважиналар жөндеу жұмыстары
сапалы жүргізіліп, олардың жөндеу аралық периодының өскенін көреміз.
2.10 Терең сорапты скважинамен игеру кезінде кездесетін құм пайда
болуымен күрес жолдары
Штанга сорап қондырғысының жұмысында қиындық келтіретін
факторлардың бері айдалатын сұйықтың құрамында ұсақ құмдар болды.
қабаттан мұнаймен бірге түскен құмдар скважинаның түп аймағында құмды
тығын (пробка) түзуі мүмкін. Осының нәтижесінде сұйықтың скважинаға келуі
азайып не болмаса тоқтап қалуы мүмкін. Сонымен қатар түскен құм сораптық
жоғарғы бөлік детальдарын бүліріп, цилиндр мен плунжер арасындағы қуыс және
клапан арқылы сұйықтың ағып кетулерін көбейтіп жібереді, кей жағдайларда
плунжер жұмысын бұзып, штанганың үзулерін әкеледі. Бұндай жағдайда ұшыраған
скважиналарға кететін жөндеулер бірнеше апталарға созылуы мүмкін, өйткені
жер асты қралдарын жөндеу және сорап ауыстыру көп уақытты керек етеді.
Сорапты скважиналардағы құмның келтіретін қиыншылықтармен күрес, үш
түрлі бағытта жүргізіледі. қабаттан құмның түсуін скважиналардан алынатын
сұйықты азайту жолымен реттеу. Түпте арнайы сүзгілер орнату және химиялық
реагенттер арқылы құмның түп аймағына бекуі, скважинаға түскен барлық
құмдардың бетке шығарылуын қамтамассыз ету; соорапқа кірер жерде, әртүрлі
құм мөлшері немесе сорапқа кірер жерде жөнделетін сүзгілер арқылы айыру
(сеперация).
С. Балғымбаев кен орнында жоғарыда көрсетілген сорапты скважиналардағы
құммен күре жолдарының біріншісі қолданылады, бұл сұйықты алуды реттеп, оны
құмды скважиналарда меңгеру. Меңгеру алдында сұйық алу жүргізіледі, егер
осы жағдайда ешқандай құмдар байқалмаса, онда сұйық алу жоғарлатылады,
бірақ 20-25%-тен көп емес. Осыдан соң, скважина жұмысы жақсы жолға қойылса,
онда одан әрі 20-25%-ке өсіреді, тағы солай жалғастырыла береді.
Егер осындай кезекті сұйық алуды жоғарлатуда, құмдар пайда болса, онда
шектейміз, яғни азайтамыз. Кен орында скважиналарды жөндеуден шығарғаннан
кейін, жоспарлы іске қосу арқылы жіберіледі.
Сұйық алуды өзгерудің техникалық әдістері және “жоспарлы іске қосу”
айдау режимін өзгерту арқылы (тербеліс саны, жүріс ұзындығы) немесе сорап
арқылы (тербеліс саны жүріс ұзындығы) немесе сорап арқылы өтетін сұйықтық
құмсүзгіш концентрациясын кішірейту үшін, скважинаның құбыр аралық
кеңістігіне таза мұнай қою арқылы жүргізіледі.
2.11 Терең сорапты скважиналарды зерттеу жұмыстары.
Штангалы терең сорапты скважиналарды зерттеу, ағынды оқып-үйрену,
индикатордың қисық тұрғызу және сондай-ақ сораптың өзінің жұмысын және беру
коэффициенті өзгерісі себебін түсіндіреді.
Мұнай-газ және су шығындарының түп қысымына, терең сорапты
скважиналардағы динамикалық деңгейге тәуелдігі тұрақтандырылған сұйық алу
әдісі арқылы анықталады. Тұрғызылған тәуелділік негізінде, депрессия арқылы
ашылған өнімділік коэффициенті анықталады және скважиналарды игеру режимі
жасалады.
Штангалы – сорапта қондырғының алатын сұйығының - өзгерісіне қол
жеткізу: шток жүріс өзгерісі арқылы, кривошиптегі қойылуы арқылы болады.
Кейбір жағдайларда сұйық алудың өзгерісіне, сорап өлшемін ауыстыру арқылы
қол жеткізеді. Бірақ, бұл операция өте күрделі, өйткені скважинаға жер асты
жұмыстарын жүргізуге тура келеді.
Скважина шығыны зерттеу жұмысы кезінде, штоктың жүріс жүріс ұзындығы
кішірейту және үлкейту, балансир тербеліс санын өзгерту жолымен реттеліп
өзгертіледі.
Көп жағдайларда бірінші әдіс қолданылады. Мұнай шығынын жер бетіндегі
өлшегіштер және арқылы, ал газ шығынын газ өлшегіштер және дифференциалды
манометрмен өлшейді. Сұйық шығынына сәйкесті түп қысымы тереңдік
манометрлері және газды өлшегіштермен өлшенеді.
Терең сорапты скважиналардағы зерттеу жұмыстарын жүргізу үшін, арнайы
тереңдік. Мұржалы манометрлі қолданылады, олар сораптар бойынша
қондырылады. Бұндай манометрлер скважинаға сораптармен бірге, құбыр арқылы
түсіріледі.
Іздестіріліп-зерттеудің басты міндеті айдау, өндіру скваданаларының
сапалы зертелуі. Барлық скважиналар қоры бойынша өлшеу қондырғылары арқылы
жалпы шығын өлшенеді. (ПЗУ). Механикалық әдіспен жұмыс істейтін скважиналар
динамограммаға түсірілед. қабат және түп қысымын анықтау үшін құбыраралық
қысым ... 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