Ұңғыларды газлифтілі пайдаланудың қауіптілігі
МАЗМҰНЫ
Кіріспе 8
Шолу картасы 10
1 Техника-технологиялық бөлім 11
1.1. Кен орнының жалпы тарихы 11
1.2 Стратиграфия 13
1.3 Тектоника 19
1.4 Өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеттері 20
1.5 Мұнай, газ және судың физикалық қасиеттері 25
1.6 Жанажол кен орнындағы фонтанды ұңғыманы газлифтілі тәсілге
ауысуының тұжырымдамасы 26
1.7 Ұңғыманың қолайлы жұмыс режимін таңдау 29
1.7.1 Жанажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) жабдығын
қолдана отырып, газлифттілі ұңғыманы пайдалану 31
1.8 Жанажол кен орнындағы үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) пайдалану
кезіндегі газлифтілі ұңғыма жабдығының сызбасы 33
1.9 Газлифтілі ұңғының жер асты жабдығының жинастыру сызбасын анықтау 40
1.10 Газлифтілі қондырғының есебі 42
1.10.1 Қондырғының қолайлы режимін таңдау 43
1.10.2 Ұңғымаларды үздіксіз газлифтілі пайдалануға көшірудің техникалық
дәйектемесі 66
1.11 Жаңажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифт әдісіне ауыстыру
кезінде ұңғымалардың сағасын байланыстыру сызбасы 69
2 Экономикалық бөлім 71
2.1 "Октябрьмұнай" МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты 71
2.2 Негізгі және көмекші өндірістік ұйымдар 71
2.3 "Октябрьмұнай " МГӨБ-ғы жалақы және еңбекті ұйымдастыру 72
2.4 Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне
талдау жасау 74
2.4.1 Өнімнің бірлігінің өзіндік құнын талдау 74
2.5 Скважинадан 1 тонна мұнайды көтеруге кеткен шығындарды есептеу 75
3 Еңбекті қорғау 80
3.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларын талдау 80
3.2 Ұңғыларды газлифтілі пайдаланудың қауіптілігі 84
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі 89
4.1 Атмосфераны, гидросфераны және литосфераны (топырақ, жер қойнауы)
ластайтын көздер ретінде технологиялық үрдістерді талдау. 89
4.1.1 Атмосфераны ластау көздері 89
4.1.2 Литосфераны ластау көздері 93
4.1.3 Апаттар 93
4.2 Биосфера компоненттерін қорғау бойынша инженерлік-техникалық шаралар
94
4.2.1 Атмосфералық ауаны қорғау 95
4.2.2 Су ресурстарын қорғау және рационалды пайдалану 96
4.2.3 Литосфераны (топырақты, жер қойнауын) қорғау 96
4.2.4 Жануарлар әлемін қорғау 97
4.3 Мұнай қалдықтарын жою 98
Қорытынды 101
Қолданылған әдебиеттер 102
АНДАТПА
Осы дипломдық жобада төрт негізгі бөлім қарастырылған.
- техника технологиялық бөлім
- экономикалық бөлім
- еңбекті қорғау бөлімі
- қоршаған ортаны қорғау бөлімі
Техника-технологиялық бөлімінде Жаңажол кен орынының геологиялық-
физикалық мәліметтері, кен орнында үздіксіз компрессорлы газфті (ҮКГ)
жабдығын қолдану, газлифті ұңғыманы пайдалану және газлифтілі ұңғының жер
асты жабдығын жинастыру көрсетілген.
Экономикалық бөлімінде Октябрьмұнай МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты
және кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне талдау
көрсетілді.
Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік факторларын
және ұңғыларды газлифтілі пайдаланудың қауіптілігі көрсетілген.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде атмосфераны, гидросфераны және ластайтын
көздер ретінде технологиялық үрдістер көрсетілген.
АННОТАЦИЯ
В этом дипломном проекте рассмотрены четыре основных разделов
- технико-технологическая часть
- экономическая часть
- охрана труда
- охрана окружающей среды.
В технико-технологической части раскрыты общие сведения о
месторождении, геолого-физическая характеристика месторождения,
использование непрервыного компрессорного газлифтного оборудования, а также
сбор подземного оборудования газилфтной скважины.
В экономической части рассмотрены организационная структура НГДУ
Октябрьскнефть и расчет технико-экономических показателей.
В разделе охрана труда рассмотрены опасные и вредные производственные
факторы и опасность использования газлифтных скважин.
В разделе охраны окружающей среды рассмотрены технологические методы
загрязнения атмосферы и гидросферы.
Кіріспе
Қазақстан - ірі мұнай державасы. Геологиялық қоры бойынша ТМД
елдері ішінде екінші орында (бірінші орында Ресей Федерациясы) және әлемде
оныншы орында. Қазақстандағы кен орындар өзінің мұнайын пайдалануда, ірі
мұнай экспорттаушы мемлекеттер болып саналатын Иран, БАЭ, Ливия,
Кувейттермен қатар болады.
Республиканың батыс аймағының тұрғындары мұнайды ежелгі уақытта
тапқан. Төмен тереңдіктегі шұңқырлардан алып, онымен үй жануарларының
жараларын емдеген.
1899 жылы Қарашшңгүл кен орында 38 – 275 метр аралығында 21 ұңғы
бұрғыланды. Осы кен орнында ең бірінші рет 40 метрден №7 ұңғының мұнайы
фонтандады, күндік өнім 22 – 25 тоннаны құрады, бұл Қазақстан
Республикасындағы алғашқы мұнай тамшылары еді.
Ақтөбе облысы мұнайының 70 жылдық тарихы бар. Алғаш рет Ақтөбе
облысында мұнай Шұбарқұдық пен Жақсымайда 1931 – 1933 жылдары ашылған.
Кенқияқ кен орны тұз үсті комплексі 1959 жылы табылып, 1966 жылы
игеруге жіберілді. Мұнайы жоғары тұтқырлы және құмайтты болып келеді.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға
жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға
дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Суға қарағанда мұнайдың құралы күрделілеу. Одан тек қана бензин,
керосин, дизелді отын алу үшін қолданылатын шикізат емес, одан басқада
өнімдер алынады. Бұл қоспа мыңдаған түрлі заттардан тұрады.
Газлифтілі жағдайдың компрессорлы және компрессорсыз түрі болады.
Бірінші жағдайда, агент компрессорлық станцияларда сығылып дайындалып, ал
екінші жағдайда агент ретінде кен орнының газы, табиғи қысыммен беріледі.
Газлифтілі пайдалану әдісінің басқа механизацияланған әдістерден
ерекшелігі келесіде : құрал – жабдығының және оларды қолданудың
қарапайымдылығы, жөндеуаралық мерзімнің ұзақтылығы, пайдалану
коэффициентінің және сұйықты шығарудың молдығы, көлбеу ұңғыларында
пайдалану мүмкіндігі, ұңғы өнімінде, газдың немесе құмның болғанына қарамай
әдісті қолдану мүмкіндігі.
Жаңажол кен орнында алғашқы кезде үздіксіз - компрессорлы газлифт
жағдайы енгізуді, жүргізуге жұмсалатын шығыны көп болды. Жаңажол кен
орнында газлифті пайдалану 1997 жылы (2086, 2133 ұңғы) байқаудан өтті, ол
кезде үздіксіз – дискретті газлифт әдісінің технологиясы қолданылды.
Шолу картасы
1 Техника-технологиялық бөлім
1.1. Кен орнының жалпы тарихы
Жаңажол кен орны Ақтөбе облысы Мұғалжар ауданының аумағында
орналасқан. Кен орны 1978 ж № 4 ұңғымамен ашылды, мұнда тұзды шөгінділердің
жоғарғы карбонатты қалыңдығынан өнеркәсіптік мұнай ағыны алынды.
Әкімшілік-аумақтық бөлінісіне кен орны Ақтөбе облысы, Мұғалжар
ауданының құрамына кіреді. Кен орны Қандыағаш қаласының оңтүстігіне қарай
130 км-де орналасқан. Облыс орталығы – Ақтөбе қаласы кен орнының
солтүстігіне қарай 240 км-дей қашықтықта жатыр. Жаңажолмен екі ортаны
асфальтты автомобиль магистралі жалғастырады. Халық сирек қоныстанған кен
орнынан солтүстік-шығысқа қарай 15 км-дей қашықтықта Жаңажол елді мекені
орналасқан. Жақын теміржол станциясы Ембі, шығысқа қарай 100км-де.
Жаңажол құрылымының солтүстік-батысына қарай 35 км-де Кеңқияқ мұнай-
газ кен орны игеріледі. Атырау-Орск мұнай құбыры 100 км-дей қашықтықтан
өтеді. Жер бедері, негізінен, сайлы-жыралы тілімденген төбелі жазық.
Абсолюттік +125 пен 250 м аралығында. Минимум белгілері, биіктігі бойынша
кен орны аумағы оңтүстік-батыстан Жем өзенімен шектеседі.Аумақтың басым
бөлігі-дала. Климаты – континентті, қысы-қатаң, суық, тұрақты қар қалыңдығы
- 20см-ге дейін, жазы-салыстырмалы қысқа, ыстық. Ауа температурасы қыста
-40° қа дейін, жазда +40° қа дейін болуы, ерте күзгі және кеш көктемгі
суықтың, топырақтың тоңға айналуына себеп болады.
Аумақтың жер бедерінің жазықтығы желдің қарқынды болуына жағдай
туғызады. Қысқы жел батыс бағытында, боран туғызады. Жазғы жел солтүстік-
шығыс бағытында, ылғалдың тез булануына және топырақтың жоғарғы қабатының
кебуіне себеп болады.
Гидрографиялық жүйе үзіксіз ағындағы 3 өзеннен тұрады. Олардың
ішіндегі ең ірісі-Жем өзені. Ол бастауын Мұғалжар тауларының батыс
беткейінен алады, өзен арнасы Атырау облысында Каспий теңізіне жетпей,
сорлы батпаққа айналады. Ұзындығы -712 км. Ол кен орнының оңтүстік-батысына
қарай 2-15 км-де ағып өтеді. Суы минералданған және техникалық
қажеттіліктерге пайдаланылады. Тұрмыстық мақсатқа құдық сулары қолданылады.
Жем өзенінің ихтиофаунасының құрамы: шортан, шабақ, мөңке балық, алабұға,
табан балық, сазан, т.б.
Темір өзені бастауын Темір ауданының Георгиевка поселкесінің слотүстік-
батысына қарай 17 км-нен алып, Жем өзеніне құяды. Ұзындығы -213 км.
Ихтиофаунасының құрамы: шортан, мөңке балық, алабұға, таутан, шабақ, табан
балық, т.б.
Тамды өзені бастауы Шабаевск поселкесіндегі бұлақтан алып, Елек
өзеніне құяды. Ихтиофаунасының құрамы: сазан, табан балық, сом, алабұға,
көксерке, ақмарқа, т.б.
Сонымен қатар үздіксіз ағыны жоқ, жиі кеуіп қалатын 4 кішкене өзендер бар:
Сазды, Ақжар, Қарагене, Талдысу.
өсімдіктің қалыптасуы атмосфералық жауын-шашын есебінен жүзеге асады.
Табиғи жайылым шөбі сирек және аз. Оның негізін селеулі-жылымды топтар
құрайды. Жауын-шашынның жылдық мөлшері-170 мм. Қыстағы топырақтың қату
тереңдігі 1,5-1,8 мм құрайды.
1 кесте - Ембі метеостанциясы бойынша ауаның айлық және жылдық
орташа температурасы
Сыртқы ауаның абсолютті минималды температурасы -42 С.
Сыртқы ауаның абсолютті максималды температурасы +43 С.
Айлар І ІІ
Бағыты бойынша желдің орташа жылдамдығы, мс
С Св В
1 2 3 4
0,5 Саздақ 100 Саздақ
5-8,5 Құм 50 Сұры құм
Саз 30 Сұрғылт-жасыл саз
Мергел 20 Ақшыл-сұры мергелдер
85-475 Саз 50 Сұры, тығыз саз
Құм 30 Ұсақ-қиыршықты құм
Сұры құмайт
Құмайт 20
475-600 Саз 50 Түрлі қиыршықты, сұры саз
Қатпарлы, сұры құм
Құм 50
600-800 Саз 50 Слюдалы, сұры саз
Алеврит 35 Орташа
қиыршықты, сазды
алевролит
Құмайт 15 Кварцты-қиыршықты құмайт
800-2290 Саз 65 Сұп-сұры, тығыз,
ізбістас, ұсақ қиыршықты
саз
Құмайт 15 Ұсақ қиыршықты, ізбасты
құмайт
Алевролит 15 Жұқа қатпарлы алевролит
Сұры, сілімді, қатты
Ангидрит 5 ангидрит
2290-2400 Тасты тұз 55 Ақ, кристалды, тасты тұз
Сұры, тығыз, сілімді
Ангидрит 40 ангидрит
Сұрғылт-жасыл саз
Саз 5
2400-2450 Аргиллит 75 Сұры, тығыз, слюдалы
аргиллит
Алеврит 25 Сұры, сазды алевролит
2450-2560 Аргиллит 55 Құмайт пен гравелит
қабатшаларынанқұралған
аргиллит
2560-2690 Ангидрит 30 Сұп-сұры, ірі кристалды
ангидрит
Аргиллит 30 Сұп-сұры аргиллит
Ізбістас 30 Ашық-сұры ізбістас
доломит 10 Ашық-сұры, ақ, жарықшақты
доломит
2690-2760 Ізбістас 90 Сұры, микрокристалды
доломиттелген, кеуекті
қуысты ізбістас
Аргиллит 10 Сұп-сұры, тығыз, қатпарлы
аргиллит
2760-3310 Ізбістас 45 Ашық-сұры, жарықшақты,
қуысты ізбістас
Жасыл-сұры, тығыз
Аргиллит 25 аргиллит
Сұры, қатпарлы алевролит
Алевролит 15 3075м тереңдіктегі
терригенді жыныстар
Құмайт 10 аргиллитті, алевролитті
боп келеді
Қатпарлы құмайтты, сұры
доломит
Доломит 5
3310-3540 Ізбістас 90 Сұры, органогенді,
жарықшақты, қуысты
ізбістас
Аргиллит 10 Сұры, тығыз аргиллит
3540-3900 Ізбістас 90 Сұры, органогенді
жарықшақты, қуысты
ізбістас
Аргиллит 10 Сұры, тығыз аргиллит
Жаңажол кен орнының шөгінді қалыңдығының қимасы таскөмір жүйесі
(төменгі, ортаңғы және жоғарғы бөліктері), пермь жүйесі (ортаңғы және
жоғарғы бөліктері), триас, юра және бор жүйесі түзілімдерімен, сонымен
қатар антропогендік жүйесінің төртінші түзілімімен көрсетіледі. Жаңажол
алаңында ашылған кен орнының орташа, қалыпты, литологиялық, стратиграфиялық
қимасы орта визей жасындағы терригенді шөгінділер болып табылады. Жаңажолға
шектес орналасқан Қожасай аумағында, шығыс Түгіскенде, шығыс Торткөлде
орташа-төменгі визей және турнейлік жік қабатының ашық терригендік
қалыңдығы 1000 метрден асады. Қима жоғарысында терригендік шөгінділер
жоғарғы визей және серпуховск жасындағы, әктастармен және доломитпен
көрсетілген тау жыныстарының карбонатты қалыңдығымен ауыстырылады. Төменгі
карбонат окс түзілімдердің қалыңдығы 308 метрге жетеді, окс түзілімдердің
қалыңдығы 150 метрдей серпуховсктік -140метр.
Орташа карбон (С2) Башқұрт және Мәскеу жік қабаттарымен көрсетіледі.
Башқұрт түзілімдері толығымен 1 ұңғыда өткен. Толық қалыңдығы 224 метрге
(3892-3668) жетеді. Олар сұр және ашық сұр, жентекті, доломиттенген,
әктаспен көрсетіледі. Мәскеу жік қабаты 2-ге бөлінеді: төменгі Мәскеулік
және жоғарғы Мәскеулік. Төменгі Мәскеу және жоғарғы Мәскеу шөгінділері
Кашир және верей қабаттарымен көрсетілген, төменгі Мәскеу жік қабаты
шөгінділері 23 ұңғысында 3803-3647 м жиілігінде және 1- ұңғысында 3668-3560
м жиілігінде ашылған.
Жік қабаттың ашық қалыңдығы шамамен 108-156 м аралығында. Олар кішкене
қалыңдықтағы карбонатты тау жыныстарынан құралған. Ашық қалыңдығы 30метрге
жететін жоғарғы визей – төменгі Мәскеу жік қабатының карбонатты
қалындықтарының кешені КҚ – индексімен белгіленетін тау жыныстарының
төменгі карбонатты қалыңдығын құрайды. Мұнда өнеркәсіптік мұнай қоры
көрсетіледі. Жоғарғы Мәскеу жік қабаты Подольск, Мячков қабаттарымен
көретіледі.
Подольск қабатының төменгі бөлігі сазтастар, құмайт, құмайттастар,
алевролиттер, қалыңдығы 266 метрден (33 ұңғы) 366 метрге (23 ұңғы) дейінгі
қалыңдықтағы сазтастардың қабаттануынан құралатын тау жыныстарының
терригендік қабаттарынан тұрады. Подольск қабатының карбонатты
түзілімдерінің қабаты барлық ұңғыларда ашылған. Қалыңдығы 115метрден 164
метрге дейін. Жоғарғы карбон (С3) Касимов және Гжель жік қабаттарымен
көрсетілген.
Касимов жік қабаты металлогиялық қатынас бойынша көп бөлігінде
әктаспен және доломитпен қатталған. Солтүстік –шығыс бөлігінде 24метрден
109метрге дейінгі қалыңдықта гравелиттен, құмайттан, саздан тұратын доломит
пен әктастармен қатталған. Касимов жік қабатының қуаты 50-97м.
Оңтүстік және оңтүстік батыстағы Гжель жік қабаты 65-85 пайызды фауна
мен балдыр сынықтарынан тұратын аргогенді әктастармен көрсетілген.
Солтүстік-шығыс бөлігінде толық ангидритке айналғанша бөлікті
ангидритизациялау күшейеді. Бұл жерде сонымен қатар көп мөлшерде сазтас
секілді саздар таралған. Жік қабат қалыңдығы 53-136 м. Мәскеу жікқабатының
Подольск және Мячков көкжиектерінің карбонатты түзілімдерінің кешені,
жоғарғы карбонның Касимов және Гжельск жік қабаттары жоғарғы карбонатты
қабатқа (КҚ-I) жатады. Бұлармен кен орнының негізгі газ және мұнай
канденсаты кеніші ұштастырылған. Карбонат қабатының жалпы қалыңдығы 427
метрден (3 ұңғы) 537 метрге (5 ұңғы) өзгеріп отырады, қиманың карбонат үсті
бөлігі Гжельск жік қабаты жыныстарының терригендік бумасымен көрсетілген.
Пермь жүйесі (Р) Р1 төменгі және Р2 жоғарғы бөлімдерімен көрсетілген.
Төменгі бөлім (Р1) ассель, сакмар, кұңғыр жік қабаттарының түзілімдерімен
көрсетілген. Ассель-сакмар терригендік қабаты Жаңажол кен орнында аумақтық
флюидоупор түзеді. Бұл түзілімдердің қалыңдығы солтүстіктен оңтүстіке қарай
кему тенденциясы бойынша құрамына қарай шамамен 16метрден (24 ұңғы) 598
метрге (8 ұңғы) дейін өзгереді. Литологиялық –бұл қалыңдық сазтастардың,
құмның, құмайттың және сазды әктастың қабатталуымен көрсетіледі. Құнғұр жік
қабаты – Р1кд сульфатты – терригенді жыныстармен көрсетіледі. Жоғары қарай
сазтастардың, құмның, құмайттастардың жұқа қабаттары мен галогенді
жыныстардың қабаты жатады. Қима ангидратизациясы көрсеткіші жеке ұяларды
алғанда және қосымша ангидриттермен қаттарды қосқанда төменнен жоғарыға
қарай көбейеді.
Құңғұрдың жоғарғы бөлігінде негізгі қалыңдығы 4-84м болатын ангидриттермен
құрастырылған терригенді-сульфатты бума жатады. Жоғарғы бөлім – (Р2)
ангидриттердің жеке қолданылған қабаттарымен келетін терригенді жыныстармен
көрсетіледі. Жоғарғы пермь қуаты 633метрден (10 ұңғы) 1808метрге (6 ұңғы)
дейін өзгереді.
Триас, юра және бор жүйесі түзілімдері терригенді жыныстармен саз,
құм, құмайттаспен алмаса төселген. Триас қалыңдығы шамамен 65-371м, юра 6
60-246м, бор 320-560м. Жоғарғы бор түзілімдері барлық жерде саздақтармен,
құмдақтармен көрсетілген кішкене қалыңдықтағы (2-3м) түзілімдермен
жабылады.
1.3 Тектоника
Тектоникасы жағынан Жаңажол кен орны аймағы Орал геосинклинальды
аумағынан Ащысай және Солтүстік Көкпекті жарылымдарымен бөлінген Каспий
маңы ойпатының шығыс бөлігінде орналасқан. Геологиялық дамуына тән аумақтың
қарқынды түзуі және қуатты шөгінді тұз түзуі болып табылады. Шөгінді
жыныстардың негізгі бөлігін тұзды кешен құрайды. Тұзды түзілімдердің үсті
батысқа қарай Ащысай жарылымы маңында 2 километрден 6 километрге дейін
батады. Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кеңқияқ, Қоздысай және Шұбарқұдық
сатылар жүйесі көрінеді.
Жаңажол түзілімі осьтік ұзындығы 28 км және субмеридианды
созылымның брахиантиклинді қатпары болып табылады. Қатпар жергілікті 2
көтерілімнен тұрады: солтүстік - 50 ұңғы маңында, оңтүстік – 19 ұңғы
маңында.
Бұрғылауды зерттеу бөлімінде түзілім амплитудасы 250 метрді
құрайды.
Қиманың барлық көкжиегінде құрылымдық формасы сақталған.
1.4 Өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеттері
Жоғарғы карбонат қабаты қималарын салыстыру нәтижесінде газ конденсат
және мұнай қорларының есебі көрсетілетін 3 өнімді коллектор бумасы бары
анықталды. (жоғарыдан төмен қарай бумалар: “А”, “Б”, “В”.) стратиграфиялық
қатынаста “А” және “Б” бумалары жоғарғы карбонның Гжельск және Касимов жік
қабаттарын салыстыруға болады. 10,13,50 ұңғылар құрылымының солтүстік
күмбезінде төртінші “В” бумасы бөлінеді, оның өнімділігі шектеулі.
Барлық бумалардың литологиялық жыныстары әктастармен, доломиттермен
және олардың арасындағы айырыммен көрсетіледі. Әктастары: органогенді,
детритті, микрокристалды. Органогенді әктастар жоғарғы “А” бумасына тән.
Бұл - әртүрлі түйіршікті кальцитпен цементелген органикалық қалдықтар мен
детриттен тұратын сұр түсті жыныстар. Қайта кристалдану көбіне әктастардың
цементтелген бөлігін қамтиды. Жыныстардың негізгі сыйымдылығын
шаймалағыштық пен қайта кристалдаудың туынды кеуектері құрайды. Қысаң,
полигональды, дұрыс емес пішімдегі кеуектер. Кеуектердің өлшемі – 0,005 –
0,5мм, қуыс кеуектер – 1-5мм. Стилолитизация мен жарықшақтық төмен
дамыған. Микрористалды әктастардың саздалуы әртүрлі дәрежеде. Негізінен
тығыз болады, кей бөліктері ғана орташа түйіршіктерге дейін қайта
кристалданған болып келеді. Қайта кеуектену төмен дамыған стилолитизация
мен жарықшақтығы басқа органогенді әктастарға қарағанда кеңірек.
Микоркристалды әктастар органогенді әктастар арасында аз қуатты қабаттар
түрінде кездеседі, сонымен қатар Гжельск жік қабатының төменінде дербес
бумалар құрайды.
Өнімді жыныстар тілігінде доломиттер кең таралған. Бұл битумнан
сіңірілген дақтары бар, біртүрлі, массивті қоңырлау-сұр түсті жыныстар,
сирек жарықшақты, кеуекті. Доломиттер әктастарды алмастырады. Алмастыру
Касимов және Мячков көкжиектеріндегі түзілімдерінде жақсы дамыған (“В” және
“Б” бумалары). Кеуектілік, өтімділік (“А”, “Б”, және “В”). Жоғарғы
карбонатты қабаттағы “А”, “Б” және “В” бумаларына керн материалымен жарық
түсірілген. “А” бумасы бойынша кеуектілік пен өткізгіштіктің – 8 Мg
анықтамасы жасалған. Кеуектілік ұңғымадағы НГК бойынша да анықталған. НГК
бойынша кеуектіліктің орташа мәні керндік анықтамаларға жақын жобалау үшін
12 пайызға тең кеуектілік пен 8 Mg өткізгіштің қабылданады. Мұнайға
қаныққандылығы 80 пайызға тең.
“Б” бумасында 7 ұңғы бойынша кеуектіліктің 215 үлгісі және өткізгіштіктің
186 үлгісі зерттелген. Кеуектіліктің орташа мәні -13,7 пайызға өткізгіштік
171 пайыз. НГК бойынша анықталған кеуектілік -13,8 пайыз. мұнайға
қаныққандығы 87 пайыз. Жобалауға осы параметрлер қабылданады.
“В” бумасы бойынша кеуектілікке 164 анықтама, өткізгіштікке 82 анықтама
жасалған. Кеуектіліктің орташа мәні – 10.2 пайыз, өткізгіштік -175Мg. НГК
бойынша кеуектілік 12 ұңғыда анықталған. Барлығы 65 анықтама жасалған.
Кеуектіліктің орташа мәні 11 пайызды құрады. Керн тек 6 ұңғы бойынша
зерттелгенін, ал геофизикалық кеуектіліктің анықтамалары тек 12 ұңғы
бойынша жүргізілгенін есепке алса, “В” бумасында кеуектілік НГК бойынша 11
пайызға тең делінеді. өткізгіштік 175 Мg, мұнайға қаныққандығы -86пайыз.
“В” бумасы кернмен сипатталмайды. Оның барлық өлшемдері “В” бумасы
тәрізді қабылданады. Төменгі карбонат қабаты толық зерттелмеген. Кеуектілік
1 ұңғы үлгісі бойынша анықталған. өткізгіштік анықтамасы жоқ. Керн бойынша
кеуектіліктің орташа мәні -11пайыз. 4 ұңғы бойынша жүргізілген геофизикалық
зерттеулердің негізінде анықталған кеуектілік -9,8пайыз. Жобалауға
қабылданатын кеуектілік -10пайыз. Ал мұнайға қаныққандығы -75пайыз.
Алғашқы карбонат қалыңдығы (КҚ-I) әктастармен, доломиттермен және
олардың алмаспасы түрлерімен көрсетілген. Саз қатшалары сирек кездеседі.
КҚ-I карбонат қабаты қимасында коллекторлардың 3 өнімді түрі бары
анықталды. (бумалар жоғарыдан төмен қарай “А”,”Б”,”В”). Стратиграфиялық
тұрғыдан “А” және “Б” бумалары жоғарғы карбонның Гжельск және Касимов жік
қабаттарымен, ал “В” бумасы орта карбонның Мәскеу жік қабатына
ұштастырылған.
Өнімді бумалардың коллекторлық қасиеттеріне керн және геофизикалық
зерттеулердің кешені бойынша зерттеу жұмыстары жүргізілді. Кеуектіліктің
есептік өлшемдерін негіздеуге керн материалдарына жүргізілген зертханалық
зерттеулердің нәтижелері мен геофизикалық зерттеулердің мәліметтері
пайданылады. “А”, “Б” және “В” бумаларының мұнайы қанық бөлігіндегі
кеуектіліктің керн бойынша орташа арифметикалық мәні -11,5пайыз 13,7пайыз
10,2пайыз.
Газ телпектеріндегі “А”,”Б” және “В” бумаларының газға қаныққандығы
79 пайыз, 82 пайыз,81 пайыз.
Ұңғыны геофизикалық зерттеу нәтижесі бойынша кеуектіліктің орташа
мәні: “А” бумасы бойынша -12 пайыз. “Б” бумасы бойынша -13,8пайыз, “В”
бумасы бойынша 11,5 пайыз. жоғарыды келтірілген мәліметтерге назар
аударсақ, “А” және “Б” бумаларында керн және Ұңғыны геофизикалық зерттеу
бойынша екеуектілік мәні ұқсас, сондықтан кеуектілік мәні “А” бумасында
12пайыз, ал “Б” бумасында 14пайыз деп алуымызға болады. “В” бумасындағы
керн тек 7 ұңғы бойынша зерттелгенін, ал кеуектіліктің геофизикалық
анықтамалары тек 12 ұңғыда жүргізілгенін есепке алсақ, НГК бойынша
кеуектілік 11пайызға тең деп қабылдау ұсынылады. “А”,”Б” және “В” өнімді
бумаларының өткізгіш сүзілу сипатын негіздеуге тек керн мәліметтері
пайданылды. “А”,”Б” және “В” бумаларындағы орташа өтімділік мәні –
0,008мкм2, 0,171мм2, 0,114мкм2. “А” және “Б” бумаланының алғашқы мұнай
қаныққандылығы геофизикалық зерттеулер нәтижесінде анықталған және олар
80пайыз және 88пайыз тең. “В” бумасында мәліметтер керн және Ұңғыны
геофизикалық зерттеу бойынша берілген. Шоғыр аумағы бойынша керн
мәліметтерінің шектеулілігінен Ұңғыны геофизикалық зерттеу бойынша 86пайыз
деп сипатталатын алғашқы мұнай қаныққандылығына назар аударылады. “В”
бумасында керн аз сипатталады. Оның барлық өлшемдері “В” бумасымен
ұқсастырылып қабылданады.Литология бойынша екінші карбонат қабатының (КҚ-
ІІ) тау жыныстары әктастармен сипатталады, доломит сирек кездеседі.
Стратиграфия бойынша “Г” бумасы Мәскеу жік қабатының Кашир горизонтымен,
ал “Д” бумасы Мәскеу жік қабатының Еврей горизонтымен, Башқұрт жік қабатыен
және Серпухов жік қабатының протвин горизонтымен ұштастырады. ТЭО бойынша
жұмыста сапа критерийлеріне сәйкес коллекторлар қатарына кеуектілігі
-7пайыз, ал өткізгіштігі 0.7пайыз болатын тау жыныстары жатқызылады. Керн
бойынша кеуектілік пен өткізгіштік арасында кеуек түріндегі коллекторлорға
тән тығыз аралық қатынас бары көрсетілді. ТЭО КИН-ді қарауда кеуектіліктің
төменгі мәні 8,5пайызға дейін, ал өткізгіштік 0,003мкм2 –ге дейін
көбейтілді.
Жобалауға кеуектіліктің келесі мәндері ұсынылады: Г бумасында Г-І
-9,5пайыз, Гв –ІІІ -10,9пайыз, ГН –ІІІ-12,6пайыз, ДН –І-10,8пайыз және Д –
ІІІ-9,8пайыз.
Өнімді бумалардың өткізгіштігін негіздеуге гидродинамикалық және
геофизикалық зерттеулерінің, керн материалдарының мәліметтері пайданылды.
Керн мәліметтері мен оның шоғыр ауданы және қима бойынша таралу шектеулігін
назарға ала отырып, каротажды зерттеулердегі бумалардың белгілі кеуектілігі
бойынша өткізгіштікке анықтама жасалады. Ұңғы керніне жүргізілген
гидродинамикалық зерттеулер нәтижесінде табылған өтімділік анықтамалары
Ұңғыны геофизикалық зерттеу бойынша В (Кпр) анықтамасына ұқсас.
Гидродинамикалық есептеуді жобалау үшін кеуектілікке байланысты енгізілген
өткізгіштіктің таралу тізбегін ұсынуға болады.
Жобалауға өткізгіштіктің келесі мәндері ұсынылады: “Г” бумасы
бойынша –І-0,0185мкм2, ГВ-ІІІ, ГН-ІІІ-0,0824мкм2, ДН-1, ДВ-І-0,0603мкм2, Д-
ІІІ-0,0263мкм2.
Жалпы мұнай қаныққандылығы тек ұңғыларға жүргізілген зерттеулер
нәтижесіне байланысты анықталады және төмендегідей қабылданады: ДН-І-
89пайыз, Дв-І-85пайыз, Д-ІІІ-73пайыз, ГН-ІІІ және Гв-ІІІ газ телпектерінің
газ қаныққандылығы -78пайыз және 83пайыз.
Өнімді бумалар мен олардың жеке қатшаларының қалыңдықтары шөгінділер
жағдайына қарай өзгеріп отырады.
КҚ-І өнімді қабаты бойынша “А”, “Б”, “В” және “В1” өнімді бумаларының
қалыңдығы, негізінен, 30-60м болады, бірақ ұңғылар тізбегінде 5-2метрге
дейін қысқарады. Олардың ең үлкен өлшемі “Б” және “В” бумаларында
байқалады, олар жеке ұңғыларды 100-109метрге жетеді. Буманы бөліп тұратын
тығыз қатшалардың қалыңдығы әдетте ондаған метрге жетеді, тек жекелеген
ұңғыларда 2-5метрге дейін, тіпті 0метрге дейін қысқарады.
“А” бумасының жалпы қалыңдықтары 2,4метрден 89,4метрге өзгереді, жалпы
тиімді қалыңдықтары 3,4 метрден 66,5метрге дейін өзгереді, қалың мұнай
қалыңдықтары максималды мәні 36метрге дейін жетеді.
Орташа есеппен мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы 12м, газға
қаныққандылығы -26м. “Б” бумасында жалпы қалыңдық 3,4метрден-64метрге дейін
өзгереді, мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы 1 метрден 47,3 метрге дейін
өзгереді.
Орташа есеппен, шоғыр бойынша мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы 12м,
газға қныққандылығының қалыңдығы 14м.
“В” бумасында да “Б” бумасы сияқты қалыңдықтары арасында үлкен
айырмашылықтар бар, сонымен орташа қалыңдығы 10 метрден 108,8метрге дейін
өзгереді, тиімді қалыңдығы 6 метрден 40 метрге дейін өзгереді. Мұнай қабаты
қалыңдығының максималды мәні 55 метрге дейін жетеді.
Орташа есеппен, мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы оңтүстік күмбезде
-13м, солтүстік күмбезде -20,9м.
В бумасы қалыңдығы 28,2 метрден 73 метрге дейін, “В1” бумасының мұнайға
қаныққандылығының қалыңдығы 30,8 метрден 88,6 метрге дейін жетеді.
Орта есеппен мұнайға қаныққандылығының қалыңдылығы оңтүстік күмбезде
5,6м, солтүстік күмбезде 7,4м.
ГВ-ІІІ бумасының мұнайға қаныққандылығының максималды қалыңдығы 30,2м, ГН-
ІІ-71,2м, Дв-І-115,4м, Дн-І-83,8м.
1.5 Мұнай, газ және судың физикалық қасиеттері
Жаңажол кен орны газы мен мұнайының қасиеттері 9 ұңғыға жүргізілген
зерттеулер нәтижесінде анықталды. Зерттеуді жүргізгендер:
Эмбанефть бірлестігі, ЦНИЛ Атырау мұнайгазгеология бірлестігінің
орталық зертханасы, КАЗНИГРИ Ақтөбе бірлестігі.
КАЗНИГРИ мұнай жіне газ геохимиясы зертханасы, Волгоград НИПИ мұнай
институты, Гипровотоскнефть институты.
Тереңдік сынамаларын стандартты газдау кен орнындағы бөлуші құрылғылар
жұмысына сәйкес келмейтін жағдайда жүзеге асады. Сондықтан 17 және 25
ұңғылар бойынша мұнай мен газ өлшемдері тек РVT-12 құрылғысымен бөлудің
стандартты жағдайларында тереңдік сынамаларын 1 рет газдаумен ғана емес,
қабат мұнайының құрамына ЭЕМ Мина-32- дегі тепе-теңдік тұрақтылығын қоса
есептеумен анықталады.
Есептеу мен тәжірибе бөлудің келесі жағдайларында жасалады:
Бөлу сатылары Қысым, Мпа Температура, 0С
1 20.00 10
2 7.00 8
3 1.05 8
4 1.00 20
Сынамалар тек 17 және 25 ұңғылар бойынша толық зерттелген.
Бұл ұңғымалар бойынша алынған мұнай және газ өлшемдерінің мәні бір-
біріне ұқсас. Жоғарыда келтірілгеннен басқа есептеу және тәжірибе
мәліметтерінің ұқсастығы байқалды. Басқа сынамаларды зерттеуде мұнай және
газдың жекелеген өлшемдері анықталды, әртүрлі зерттеулерде олардың мәні
әртүрлі, сондықтан олардың шоғыр бойынша орташа мөлшерін есептеуге қолдана
алмаймыз. Сондықтан бұл жұмыста 17 және 25 ұңғы бойынша анықталған мұнай
және газ өлшемдері қолданылды. 17 және 25 ұңғылардың тереңдік сынамаларын
стандартты зерттеу нәтижелері бойынша қабат мұнайының тығыздығы 0,8188
гсм3 және 0,8586 гсм³, қабат мұнайының динамикалық тұтқырлығы - 0,36 спз
және 0,39 спз. 170және 25 ұңғылары бойынша анықталған. Ауа бойынша газдың
салыстырмалы тығыздығы -0,758гсм3 және 0,743гсм3. Жұмыс жағдайында
сатылай газдауда мұнай тығыздығы стандартты жағдайда төмендейді, 1 пайыз
шамасында күкіртті, 10 пайызға дейін күкіртқышқылды смолалы, 0,59 пайыз
асфальттенді құрайды.
Жаңажол кен орнында КҚ-І жоғарғы карбонат қабатын сынамалауда 7 барлау
ұңғыларында қабат суының 9 сынамаларына зерттеу жүргізілді. 23 (1981ж) және
3 (1982ж) ұңғыларынан алынған судың минералдану дейгейі төмен, 63.0гл
түрінде.
Химиялық құрамы жағынан бұл су хлоркальций типіне жататын жоғары
минералданған, метаморфизді тұздық болып табылады. Оның құрамындағы кальций
мөлшері, шамамен, 2,6-дан - 4,8ге дейін гл, магний-1,0-ден-2,1ге дейін
гл, сульфат-1,3 тен-2,2ге дейін гл., тұтқырлығы 1067-1091 кгм3,
минералдығы 93,5-133,7 гл, судың газға қанықандылығы – 1,75 мт.
1.6 Жанажол кен орнындағы фонтанды ұңғыманы газлифтілі тәсілге
ауысуының тұжырымдамасы
Қазіргі уақытта Жанажол кен орны жобада бекітілген технологиялық
жоба бойынша жұмыс істеуде.
Отандық мұнай салаларының ұқсас келуіне байланысты кен орындары
өзгеше технологиямен жұмыс істейді. Осыған байланысты құрамы
күкірткөмірсутекті 0,8 – 1,21%, күкіртсутегі 1,99 – 4,34%, үлкен тереңдікте
өнімді қабаттың түзілуі 2700-2840м (КҚ-І); 3800 – 3840м (КҚ-ІІ), бір қатар
қысымға қанығуы 24,14 – 32,37 МПа; өнімді қабаттың газға қаныққандығы 235,3
– 382,3 м3т болып келеді.
Игеру технологиясы мұнайды аралас ығыстырумен аяқталады, яғни газ
бүркемесіндегі еркін газ бен қабат қысымын ұстап тұру үшін су айдалады. Су
айдау жолдары оның ортаңғы бөлімі болып саналады. Бастапқы кезеңде ұңғыны
пайдалану қабат энергиясының есебінен фонтанды ретінде жұмыс істеу
қарастырылады. Мұнай ұңғысы фонтандау кезінде қабат қысымы ұңғыдағы сұйықь
бағанадағы гидростатиканың қысымынан төмен келеді. Бұл мұнайда газдың еру
мөлшерінің көп болуына себеп болады. Ұңғы өнімін сыртқа көтеріп шығарған
уақытта қысымының төмендеуінен сорапты компрессорлы құбырлар (СКҚ)
тізбегінде еріген газ бөлініп шығады және тығыздығы Рсм (Рсм Рж)
газсұйықты қоспа пайда болады. Мұнай ұңғысының фонтандау шарты:
Рпл Sсм • gН,
Кен орнын игеру өлшемінде (ұңғының сулануы, өндіруші ұңғының іріктеу
аймағында қабат қысымының төмендеуі және т.б.) ұңғыны пайдалану жағдайы
төмендейді. Бұл мұнай ұңғысындағы табиғи фонтандау жағдайының ажырауына
әкеледі:
Рпл ≤ ρсм • gН,
Гипровосткнефть институты жасанды фонтандауды жалғастыру варианты
бойынша сулану 20 –30% асқанда және тереңдік – сорапты пайдалану кезінде
сулану 90% асқанда фонтанды ұңғыны пайдалану әдісіне ауыстырып көрді.
Жанажол кен орнында 94 ұңғыма үздіксіз компрессорлы газлифтпен
пайдалануға көшірілді.
Технологиялық жоба бойынша Жанажол кен орнындағы 127 ұңғыны
ауыстыру көзделді.
Жаңажол кен орнында алғашқы кезде үздіксіз компрессорлы газлифт
жағдайын енгізуді жүргізуге жұмсалатын шығымы көп болды. Жаңажол кен
орнында газлифті пайдалану 1997ж (2086, 2133 ұңғы) байқаудан өтті, ол кезде
үздіксіз – дискретті газлифт әдісінің технологиясы қолданылды. Газлифт
технологиясы байқаудан өткенде, ұңғы көрсеткіші жақсы нәтижеге жетті. 2001ж
ұйымдастыру – технологиялық шараларында 25 ұңғы үздіксіз – дискретті
газлифт әдісінің үздіксіз газлифт әдісі газ факторы жоғары және түп қысымы
қанығу қысымынан төмен жоғары өнімді ұңғыларда қолданылады.
Осы жағдайға сәйкес орта өнімді және жоғары өнімді ұңғылардың
арасында үздіксіз газлифт әдісіне ауыстырылатын ұңғының минималды
өнімділігін анықтау үшін шекара жүргізуге болады:
Q = 4•104H,
мұнда; Q – ұңғыма өнімі, м3тәу;
Н – сұйықтың көтерілуінің биіктігі, егер ұңғының
динамикалық деңгейінің тереңдігі үшін
Карбонатты қалыңдық – І (КҚ-І) : Н = 2800 м, КҚ-ІІ : Н = 3840 м.
КҚІ үшін: Q = 4•104 2800 = 14,3 м3тәу •0,82=12 ттәу.
Карбонатты қалыңдық - ІІ (КҚІІ) үшін: Q = 4•104 3840 = 10,4 м3тәу •0,82=9
ттәу.
Демек, үздіксіз газлифт әдісіне ауыстырылған ұңғыма өнімі КҚІ және
КҚІІ үшін 9–12 ттәу кем болмауы керек, газлифт әдісіне ауыстырылған
ұңғыманың пайдалану жағдайындағы газсұйықтың ағымын есептегенде растайды.
Газлифтілі әдіспен пайдалану кезіндегі ұңғыма конструкциясын
жоспарлауда газ ұңғымасы ұсынған талаптарды қанағаттандыру керек.
Түптік қысымды анықтайтын компрессорлы көтерудің есебі:
Рзаб = Р1 + Р2 + Р3 +Рб +Рпат,
мұнда Р1 – төменгі интервалдағы қабат суының бағанадағы
гидростатикалық қысымы;
Р1 = H1V1 = 1000•1,0210 = 102 кгсм2
10
мұнда Р2 - ортаңғы интервалдағы газмұнай қоспасы бағанының
гидростатикалық қысымы
Р2 = H2V2 = 1500•0,66710 = 100,05 кгсм2
10
мұнда, Р3 – жоғарғы интервалдағы мұнайгаз қоспасы бағанының
гидростатикалық қысымы.
Р2 = H3V3 = 650•0,76410 = 49,66 кгсм2
10
Рб - буферлі қысым = 12 кгсм2
Рпат - ұзындығы 1600 м болатын СКҚ ішіндегі үйкелуге
кететін
қысым = 4 кгсм2
Рзаб = түптік қысым = 252 кгсм2
Қабаттағы депрессия: ∆Р = Pпл – Pзаб = 268 – 252 = 16 кгсм2
1.7 Ұңғыманың қолайлы жұмыс режимін таңдау
Жаңажол кен орнының ұңғымаларында газ факторын дәл анықтау мүмкін
мес, сол үшін жөндеу және қабатты тұз қышқылымен өңдеу аяқталғаннан кейін
ұңғыманы кемінде 4 жұмыс режимінде байқап қарайды (айдау газының қолайлы
мөлшерін анықтау үшін). Зерттеу көрсеткіштерінде қолайлы жұмыс режимі
талдалады және таңдалады.
Ұңғыманың жұмыс режим үлгісін іріктеп алғанда қолайлы жұмыс режимін
таңдауды қарастырамыз.
Дәл осы ұңғыманың технологиялық жұмыс режиміне лайық ұңғыманың 5
нүктесі зерттелді. Зерттеу мәліметтері 2.1 кестеде көрсетілген:
2.1 кесте – Зерттеу мәліметтері
Нүктелер Күні Жұмысшы Орташа тәуліктік Су, % Жұмысшы
Саны Агенттің өнім, т агенттің
тәуліктік меншікті
шығыны, шығыны,
м3тәулік м3тәу
мұнай су барлығы
І 20-23V 19300 8,7 286,2 294,9 97,0 66
ІІ 18-19V 20700 10.0 297,5 307,5 97,0 68
ІІІ 4-10V 22400 13,2 301,8 315,0 97,0 71
IV 11-12V 24000 10,2 300,3 310,5 97,0 77
V 13-16V 25200 11,5 287,5 299,0 96,0 82
Ұңғыманы қондырылған жұмыс режимінде жұмысшы агенттің айдалуы жүзеге
асуы үшін кемінде 2 тәулік керек. Содан кейін ұңғымалар өніміне (сұйықтар,
мұнайлар мен сулар үшін) 3-5 рет өлшеу жүргізілді, оның ішінде өнімнің
орташа мағынасы шығарылады, ол орташа тәуліктік өнім графасында
келтірілген. Жатық қисығынан алынған нүктелер қосындысынан Q=f (V0) қисығын
аламыз. Зерттеу ары қарай А3НИНДИ игеру әдісімен жүргізіледі. Компрессорлы
ұңғымаға зерттеу жүргізілгенде штуцер диаметрі өзгертілмейді (яғни ұңғы
сағасындағы қарсыласу қысымы өзгермейді), бірақ сұйықты іріктеуді
бақылағанда жұмысшысы агенттің берілу қысымын өзгертеміз.
Q=f (V0) параболасының қисық түрі төрт сипаттамасы нүктені қабылдайды
(1 сурет).
1-ші нүкте – координат басынан алшақтау орналасқан, себебі, лифт
көтергіш агентін жібергеннен кейін бірден жұмыс жасамайды. Ал, шамалы
уақыттан соң жұмысқа кіріседі, ол, сызылған газдың кеңістікте жиналуынан ол
еңді болашаққа қысады, ол әрі көтеру құбырларындағы құбырларға беріледі
(бұл кезде, газлифтілі көтерудің жұмысында инерттілік пайда болады).
2-ші нүкте – жұмысшы координат басынан перпендикуляр түсіру керек. Ол
2-ші нүктені береді.
3-ші нүкте – Q=f(Vo) ұңғымасының иілу нүктесі. Ол ұңғыдағы штуцердің
берілген диаметрі, көтеру құбыры және оның тереңге түсірілуі арқылы
ұңғыманың максималды өніміне тиісті келеді. Бұл нүкте сипаты, Vo жұмысшы
агентінің шығыны болашақта ұлғайғанда ұңғыма өнімінің ұлғаюына емес,
керісінше төмендеуіне әкеледі. Бұл арқылы ағындағы сұйықтың шығарылып
тасталуы кезінде жұмысшы агенттің артылуы сезіледі.
4-ші нүкте – егер жұмысшы агеттің ұңғымаға айдалуы жалғасса, онда
мұндай жағдайда кемуі мүмкін, ұңғымаға қабаттан сұйықтың ағып келуі
тоқтаса, онда құбырдан таза газ ұшып кетеді. Бұл кезде, егерде сұйық өнімі
нольге тең болса, ал жұмысшы агенттің берілу мөлшері максималды
көрсеткіштерге ие болса, онда 4-ші нүкте Q=f(Vo) қисығына сәйкес келеді.
І және ІІІ қисығында көрсетілгендей ұңғымаға 22400м³тәу жұмысшы
агент айдалған кезде сұйықтың максималды мөлшері (315ттәу) және оның
құрамындағы мұнайдың максималды мөлшері (13,2ттәу) алынады. Бір тонна
сұыйқтықты шығару үшін жұмысшы агенттің меншікті шығыны 71м³тәу құрайды.
Зерттеулерде 1277 ұңғымадан көрінеді, өйткені жұмысшы агенттің берілуінің
болашақта ұлғаюы 24000-25200м³тәу жетеді, бірақ сұйықпен мұнай өнімінің
ұлғаюына ікелмейді, ал керісінше - оның төмендеуіне әкеледі.
1.7.1 Жанажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ)
жабдығын қолдана отырып, газлифттілі ұңғыманы пайдалану
Газлифт әдісі арқылы газды пайдаланғанда беттік айдалатын және
қабаттан келетін ұңғыма өнімінің ағымы енгізіледі. Бұл жағдайда газсұйық
қоспасының тығыздығы төмендейді, ал қысымы берілген іріктеу өнімі мен оны
жинау пунктіне дейінгі тасымалдауды қамтамасыз ету үшін жеткілікті болады.
2001 жылы “СНПС – Актөбемұнайгаз” ААҚ-ы ұйымдастыру-техникалық
шарада Жанажол кен орнындағы 25 ұңғыманы үздіксіз компрессорлы газлифт
(ҮКГ) әдісіне ауыстыруды бекітті.
Жанажол кен орнындағы газлифтілі пайдаланудың тнхнологиялық сызбасы
(2 сурет) төмендегідей:
Газдың бір бөлігі газ жинау қондырғысынан (ГЖК) кейін 3,4 МПа
қысымынан және 380С температурамен С –301 айырғашына түседі, содан соң ГК –
13011 – 2 газмоторлы компрессорға барады, одан 11,5 МПа қысыммен шығады.
Газ әрбір қысылу сатысынан кейін жүйелі түрде , ауалы тоңазытқышына өтеді,
ал мұнда бірінші сатыдан кейін 450С дейін, екінші сатыдан кейін 700С дейін
салқындайды, ал содан соң газлифтіге түседі. Май бөлгіш пен айырғыштарда
майды, көмірсутекті конденсатты, суды жинау үшін Е-13051-2, Е – 13061-2
өнімді сыйылдылықтары қамтылады.
Газ газдайындау қондырғысының өнімі боп табылады, ол ОСТ – 5140-83
талабына сәйкес келу керек:
2.2-кесте - Газдың массалық концентрациясы
Көлемдік Азот Ме-тан
Компо-ннеттері,
%
Күкіртеу тегі 0,02 гм3 0,015 гм3
Меркаптанды күкірт 0,36 гм3 0,032 гм3
оттегі 1 % -
Мех. коспа 0,001 гм3 -
Конденсат Жіберілмейді -
Газлифтілі компрессорлы станциядан кейін газ159х7 және одан әрі
89х5мм газқұбыры арқылы БГРА-22ге барады. Блокты газ таратқыш агрегет –2
(БГРА- 2-ң) техникалық мінездемесі.
-газдың жұмысшы қысымы – 160 кгсм2
-дайындау газының дәрежесі – ілеспе, тазартылған
-газ температурасы – 278 – 253 К
-қондырғы арқылы өткен жалпы газ шығыны – 24-640
-ұңғыма желісінен өткізу қабілеті – 2830 м3сағ.
-ұңғыма желісінің блоктағы толық саны – 8 дана.
БГРА-2-ң жергілікті жүйесін бақылау технологиялық және
ақпаратты блогынан тұрады. Блоктар қондырғының өлшеу аудандарында
орналастырылады. Газ БГРА –дан кейін 57*4 мм С53 газ құбырымен газлифтілі
әдіске ауысқан ұңғымаларға таратылады.
1.8 Жанажол кен орнындағы үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) пайдалану
кезіндегі газлифтілі ұңғыма жабдығының сызбасы
Газлифтілі ұңғыма жабдығы технологиялық жобаға сәйкестелген.
1) Мұнай ұңғымасын үздіксіз газлифт әдісін қолданған кезде Л
типті газлифтілі қондырғысы қолданылады, ұңғыманы игерудің автоматты
қосылуын, сондай-ақ қабаттың қажетті айырмасы кезінде берілген
технологиялық режимнің жұмысының тұрақтылығын қамтамасыз ететін, фонтанды
әдістен газлифтілі әдіске ауыстырылған кезде ұңғыма жабдығының негізі
ауыстырылмайды және қосымша түсіріп-көтеру операциялары жасалмайды,
газлифтілі қондырғының істеп шыққан бөлшектерін арқанды техника көмегімен
ауыстыруға және сорапты – компрессорлы құбырлар тізбегін көтермей-ақ
орындауға болады. Жабдықтың техникалық мінездемесі мен параметрлері Баку
қаласында ОКБ – “Нефтемаш” техникалық құжаттарында (паспорт және пайдалану
нұсқауы) көрсетілген.
2.4-кесте - Периодты газлифтілі ұңғыманың жабдығының көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер ЛНП – 73Б – 35К2
1 ГОСТ 633-80 сәйкес келетін СКҚ шартты 73
диаметрі, мм
2 Жұмысшы қысым Рр, МПа 21
3 ГОСТ – 632-80 сәйкес келетін пайдалану 168
құбырлар тізбегінің шартты диаметрі, мм
4 Газлифтілі клапанның шартты диаметрі, 25
мм
5 Түсіру тереңдігі, м 3000
Ұңғылық орта Мұнай,конденсат,табиғи және
ілеспе газ,қабат суының
6 құрабында 1 г\л механикалық
қоспа бар
7 Ұңғы оқпанының тік бағыттан ауытқу 0,96
бұрышы, рад
8 Ұңғымалық орта температурасы, К артық 403
емес
9 Габаритті өлшемі, мм Диаметр 17100
10 Салмағы, кг Жиналған түрде 440
505
11 ТУ26-16-10-76. 1НІТ сәйкес келетін 2ПД-ЯГ-136-70-К2
пакер типі
12 Қабылдау клапаны, 1 дана КПП1-40К2
13 Ниппель, әрбіреуінде 1 данадан ЛНП.00101, 2 ЛН.001
14 Тізбектің айырғышы, 1 дана 4РК-73136-35К2
15 Ұңғымалық камера, 1 дана КТ-73Б69-35К2
16 ГПТ-25-35К2
17 ТУ26-16-50-77 сәйкес келетін қапақ
отырғызатын қондырғының өткізу тесігі
605 мм құрайтын газлифтілі клапан, 4
дана 5Г-25-35-К2
Газлифтілі ұңғыма жабдығының негізі бөлшектері: сорапты-компрессорлы
құбыр (СКҚ), газлифтілі клапандар, ұңғымалық камера, тізбектің айырғышы,
айналмалы клапаны, пакер және қабылдау клапаны. Жаңажол кен орнында сорапты-
компрессорлы құбырдың (СКҚ) 73*7,01 мм (С-75-2 материалды) түрі
қолданылуда.
2) Қазіргі газлифтілі қондырғы, ереже бойынша, ұңғыманың құбыраралық
кеңістігінде құбырларды бөлектену үшін пакермен жабдықталады. Жаңажол кен
орнында газлифтке ауысқанда қолданылатын пакердің түрі; Ү435-135 (Қытай
Халық Республикасы (ҚХР)).
2.5-кесте - Ү435-135 (ҚХР) көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер Ү435-135
1 Отырғызу әдісі Гидравликалық
2 Жұмысшы қысым (Мах құлау қысымы) 35
3 Максималды сыртқы диаметрі, мм 135
4 Өткізу тесігінің диаметрі, мм 82,5
5 ГОСТ-633-80 сәйкес келетін
пайдалану тізбегі құбырларының
айыру пакерінің шартты диаметрі, мм168
6 Ұңғымалы ортаның температурасы, К 393
артық емес
7 Габаритті Диаметрі 135
өлшем, мм
Ұзындығы 610
8 Пайдалану тізбегінің ішкі 146
максималды диаметрі, мм
Ү435-135 пакер қондырғысы қос пакерлі К ҮҮ435-135 аспап көмегімен
өндіріледі: аспап қондырылғаннан кейін тізбектің салмағы жазылады, қажетті
жағдайда тікелей жазу жүргізіледі де, СКҚ-ға 38,1 мм диаметрлі шар
түсіріледі, шар қақпақ отырғызылатын қондырғыға отырғаннан кейін 5 минут
уақыт ішінде жайлап қысым 10,15,18 МПа дейін ұлғаяды (тізбектің салмағының
өзгеруін бақылау кезінде – салмақтың төмендеуі паксровкіде көрсетіледі).
3) Ұңғыманы фонтанды, содан кейін газлифтті әдіспен пайдалану үрдісі
кезінде, ұңғыманың камерасы газлифтілі қондырғы: меңіреу тығын,
ингибиторлы, айналмалы және газлифтілі клапандар қондырылады. Клапандар
ұңғымалы камера қалтасында орталықтандырылған орналасу үшін ең көп жұмыс
жасауы және таралуы керек. Олар өткізу қимасымен бірге көтеру құбырлар
тізбегіндей клапан қондырғысының тең өткізу қимасын сақтап қалады.
Бұл ұңғыманың барлық ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Кіріспе 8
Шолу картасы 10
1 Техника-технологиялық бөлім 11
1.1. Кен орнының жалпы тарихы 11
1.2 Стратиграфия 13
1.3 Тектоника 19
1.4 Өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеттері 20
1.5 Мұнай, газ және судың физикалық қасиеттері 25
1.6 Жанажол кен орнындағы фонтанды ұңғыманы газлифтілі тәсілге
ауысуының тұжырымдамасы 26
1.7 Ұңғыманың қолайлы жұмыс режимін таңдау 29
1.7.1 Жанажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) жабдығын
қолдана отырып, газлифттілі ұңғыманы пайдалану 31
1.8 Жанажол кен орнындағы үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) пайдалану
кезіндегі газлифтілі ұңғыма жабдығының сызбасы 33
1.9 Газлифтілі ұңғының жер асты жабдығының жинастыру сызбасын анықтау 40
1.10 Газлифтілі қондырғының есебі 42
1.10.1 Қондырғының қолайлы режимін таңдау 43
1.10.2 Ұңғымаларды үздіксіз газлифтілі пайдалануға көшірудің техникалық
дәйектемесі 66
1.11 Жаңажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифт әдісіне ауыстыру
кезінде ұңғымалардың сағасын байланыстыру сызбасы 69
2 Экономикалық бөлім 71
2.1 "Октябрьмұнай" МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты 71
2.2 Негізгі және көмекші өндірістік ұйымдар 71
2.3 "Октябрьмұнай " МГӨБ-ғы жалақы және еңбекті ұйымдастыру 72
2.4 Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне
талдау жасау 74
2.4.1 Өнімнің бірлігінің өзіндік құнын талдау 74
2.5 Скважинадан 1 тонна мұнайды көтеруге кеткен шығындарды есептеу 75
3 Еңбекті қорғау 80
3.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларын талдау 80
3.2 Ұңғыларды газлифтілі пайдаланудың қауіптілігі 84
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі 89
4.1 Атмосфераны, гидросфераны және литосфераны (топырақ, жер қойнауы)
ластайтын көздер ретінде технологиялық үрдістерді талдау. 89
4.1.1 Атмосфераны ластау көздері 89
4.1.2 Литосфераны ластау көздері 93
4.1.3 Апаттар 93
4.2 Биосфера компоненттерін қорғау бойынша инженерлік-техникалық шаралар
94
4.2.1 Атмосфералық ауаны қорғау 95
4.2.2 Су ресурстарын қорғау және рационалды пайдалану 96
4.2.3 Литосфераны (топырақты, жер қойнауын) қорғау 96
4.2.4 Жануарлар әлемін қорғау 97
4.3 Мұнай қалдықтарын жою 98
Қорытынды 101
Қолданылған әдебиеттер 102
АНДАТПА
Осы дипломдық жобада төрт негізгі бөлім қарастырылған.
- техника технологиялық бөлім
- экономикалық бөлім
- еңбекті қорғау бөлімі
- қоршаған ортаны қорғау бөлімі
Техника-технологиялық бөлімінде Жаңажол кен орынының геологиялық-
физикалық мәліметтері, кен орнында үздіксіз компрессорлы газфті (ҮКГ)
жабдығын қолдану, газлифті ұңғыманы пайдалану және газлифтілі ұңғының жер
асты жабдығын жинастыру көрсетілген.
Экономикалық бөлімінде Октябрьмұнай МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты
және кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне талдау
көрсетілді.
Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік факторларын
және ұңғыларды газлифтілі пайдаланудың қауіптілігі көрсетілген.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде атмосфераны, гидросфераны және ластайтын
көздер ретінде технологиялық үрдістер көрсетілген.
АННОТАЦИЯ
В этом дипломном проекте рассмотрены четыре основных разделов
- технико-технологическая часть
- экономическая часть
- охрана труда
- охрана окружающей среды.
В технико-технологической части раскрыты общие сведения о
месторождении, геолого-физическая характеристика месторождения,
использование непрервыного компрессорного газлифтного оборудования, а также
сбор подземного оборудования газилфтной скважины.
В экономической части рассмотрены организационная структура НГДУ
Октябрьскнефть и расчет технико-экономических показателей.
В разделе охрана труда рассмотрены опасные и вредные производственные
факторы и опасность использования газлифтных скважин.
В разделе охраны окружающей среды рассмотрены технологические методы
загрязнения атмосферы и гидросферы.
Кіріспе
Қазақстан - ірі мұнай державасы. Геологиялық қоры бойынша ТМД
елдері ішінде екінші орында (бірінші орында Ресей Федерациясы) және әлемде
оныншы орында. Қазақстандағы кен орындар өзінің мұнайын пайдалануда, ірі
мұнай экспорттаушы мемлекеттер болып саналатын Иран, БАЭ, Ливия,
Кувейттермен қатар болады.
Республиканың батыс аймағының тұрғындары мұнайды ежелгі уақытта
тапқан. Төмен тереңдіктегі шұңқырлардан алып, онымен үй жануарларының
жараларын емдеген.
1899 жылы Қарашшңгүл кен орында 38 – 275 метр аралығында 21 ұңғы
бұрғыланды. Осы кен орнында ең бірінші рет 40 метрден №7 ұңғының мұнайы
фонтандады, күндік өнім 22 – 25 тоннаны құрады, бұл Қазақстан
Республикасындағы алғашқы мұнай тамшылары еді.
Ақтөбе облысы мұнайының 70 жылдық тарихы бар. Алғаш рет Ақтөбе
облысында мұнай Шұбарқұдық пен Жақсымайда 1931 – 1933 жылдары ашылған.
Кенқияқ кен орны тұз үсті комплексі 1959 жылы табылып, 1966 жылы
игеруге жіберілді. Мұнайы жоғары тұтқырлы және құмайтты болып келеді.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға
жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға
дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Суға қарағанда мұнайдың құралы күрделілеу. Одан тек қана бензин,
керосин, дизелді отын алу үшін қолданылатын шикізат емес, одан басқада
өнімдер алынады. Бұл қоспа мыңдаған түрлі заттардан тұрады.
Газлифтілі жағдайдың компрессорлы және компрессорсыз түрі болады.
Бірінші жағдайда, агент компрессорлық станцияларда сығылып дайындалып, ал
екінші жағдайда агент ретінде кен орнының газы, табиғи қысыммен беріледі.
Газлифтілі пайдалану әдісінің басқа механизацияланған әдістерден
ерекшелігі келесіде : құрал – жабдығының және оларды қолданудың
қарапайымдылығы, жөндеуаралық мерзімнің ұзақтылығы, пайдалану
коэффициентінің және сұйықты шығарудың молдығы, көлбеу ұңғыларында
пайдалану мүмкіндігі, ұңғы өнімінде, газдың немесе құмның болғанына қарамай
әдісті қолдану мүмкіндігі.
Жаңажол кен орнында алғашқы кезде үздіксіз - компрессорлы газлифт
жағдайы енгізуді, жүргізуге жұмсалатын шығыны көп болды. Жаңажол кен
орнында газлифті пайдалану 1997 жылы (2086, 2133 ұңғы) байқаудан өтті, ол
кезде үздіксіз – дискретті газлифт әдісінің технологиясы қолданылды.
Шолу картасы
1 Техника-технологиялық бөлім
1.1. Кен орнының жалпы тарихы
Жаңажол кен орны Ақтөбе облысы Мұғалжар ауданының аумағында
орналасқан. Кен орны 1978 ж № 4 ұңғымамен ашылды, мұнда тұзды шөгінділердің
жоғарғы карбонатты қалыңдығынан өнеркәсіптік мұнай ағыны алынды.
Әкімшілік-аумақтық бөлінісіне кен орны Ақтөбе облысы, Мұғалжар
ауданының құрамына кіреді. Кен орны Қандыағаш қаласының оңтүстігіне қарай
130 км-де орналасқан. Облыс орталығы – Ақтөбе қаласы кен орнының
солтүстігіне қарай 240 км-дей қашықтықта жатыр. Жаңажолмен екі ортаны
асфальтты автомобиль магистралі жалғастырады. Халық сирек қоныстанған кен
орнынан солтүстік-шығысқа қарай 15 км-дей қашықтықта Жаңажол елді мекені
орналасқан. Жақын теміржол станциясы Ембі, шығысқа қарай 100км-де.
Жаңажол құрылымының солтүстік-батысына қарай 35 км-де Кеңқияқ мұнай-
газ кен орны игеріледі. Атырау-Орск мұнай құбыры 100 км-дей қашықтықтан
өтеді. Жер бедері, негізінен, сайлы-жыралы тілімденген төбелі жазық.
Абсолюттік +125 пен 250 м аралығында. Минимум белгілері, биіктігі бойынша
кен орны аумағы оңтүстік-батыстан Жем өзенімен шектеседі.Аумақтың басым
бөлігі-дала. Климаты – континентті, қысы-қатаң, суық, тұрақты қар қалыңдығы
- 20см-ге дейін, жазы-салыстырмалы қысқа, ыстық. Ауа температурасы қыста
-40° қа дейін, жазда +40° қа дейін болуы, ерте күзгі және кеш көктемгі
суықтың, топырақтың тоңға айналуына себеп болады.
Аумақтың жер бедерінің жазықтығы желдің қарқынды болуына жағдай
туғызады. Қысқы жел батыс бағытында, боран туғызады. Жазғы жел солтүстік-
шығыс бағытында, ылғалдың тез булануына және топырақтың жоғарғы қабатының
кебуіне себеп болады.
Гидрографиялық жүйе үзіксіз ағындағы 3 өзеннен тұрады. Олардың
ішіндегі ең ірісі-Жем өзені. Ол бастауын Мұғалжар тауларының батыс
беткейінен алады, өзен арнасы Атырау облысында Каспий теңізіне жетпей,
сорлы батпаққа айналады. Ұзындығы -712 км. Ол кен орнының оңтүстік-батысына
қарай 2-15 км-де ағып өтеді. Суы минералданған және техникалық
қажеттіліктерге пайдаланылады. Тұрмыстық мақсатқа құдық сулары қолданылады.
Жем өзенінің ихтиофаунасының құрамы: шортан, шабақ, мөңке балық, алабұға,
табан балық, сазан, т.б.
Темір өзені бастауын Темір ауданының Георгиевка поселкесінің слотүстік-
батысына қарай 17 км-нен алып, Жем өзеніне құяды. Ұзындығы -213 км.
Ихтиофаунасының құрамы: шортан, мөңке балық, алабұға, таутан, шабақ, табан
балық, т.б.
Тамды өзені бастауы Шабаевск поселкесіндегі бұлақтан алып, Елек
өзеніне құяды. Ихтиофаунасының құрамы: сазан, табан балық, сом, алабұға,
көксерке, ақмарқа, т.б.
Сонымен қатар үздіксіз ағыны жоқ, жиі кеуіп қалатын 4 кішкене өзендер бар:
Сазды, Ақжар, Қарагене, Талдысу.
өсімдіктің қалыптасуы атмосфералық жауын-шашын есебінен жүзеге асады.
Табиғи жайылым шөбі сирек және аз. Оның негізін селеулі-жылымды топтар
құрайды. Жауын-шашынның жылдық мөлшері-170 мм. Қыстағы топырақтың қату
тереңдігі 1,5-1,8 мм құрайды.
1 кесте - Ембі метеостанциясы бойынша ауаның айлық және жылдық
орташа температурасы
Сыртқы ауаның абсолютті минималды температурасы -42 С.
Сыртқы ауаның абсолютті максималды температурасы +43 С.
Айлар І ІІ
Бағыты бойынша желдің орташа жылдамдығы, мс
С Св В
1 2 3 4
0,5 Саздақ 100 Саздақ
5-8,5 Құм 50 Сұры құм
Саз 30 Сұрғылт-жасыл саз
Мергел 20 Ақшыл-сұры мергелдер
85-475 Саз 50 Сұры, тығыз саз
Құм 30 Ұсақ-қиыршықты құм
Сұры құмайт
Құмайт 20
475-600 Саз 50 Түрлі қиыршықты, сұры саз
Қатпарлы, сұры құм
Құм 50
600-800 Саз 50 Слюдалы, сұры саз
Алеврит 35 Орташа
қиыршықты, сазды
алевролит
Құмайт 15 Кварцты-қиыршықты құмайт
800-2290 Саз 65 Сұп-сұры, тығыз,
ізбістас, ұсақ қиыршықты
саз
Құмайт 15 Ұсақ қиыршықты, ізбасты
құмайт
Алевролит 15 Жұқа қатпарлы алевролит
Сұры, сілімді, қатты
Ангидрит 5 ангидрит
2290-2400 Тасты тұз 55 Ақ, кристалды, тасты тұз
Сұры, тығыз, сілімді
Ангидрит 40 ангидрит
Сұрғылт-жасыл саз
Саз 5
2400-2450 Аргиллит 75 Сұры, тығыз, слюдалы
аргиллит
Алеврит 25 Сұры, сазды алевролит
2450-2560 Аргиллит 55 Құмайт пен гравелит
қабатшаларынанқұралған
аргиллит
2560-2690 Ангидрит 30 Сұп-сұры, ірі кристалды
ангидрит
Аргиллит 30 Сұп-сұры аргиллит
Ізбістас 30 Ашық-сұры ізбістас
доломит 10 Ашық-сұры, ақ, жарықшақты
доломит
2690-2760 Ізбістас 90 Сұры, микрокристалды
доломиттелген, кеуекті
қуысты ізбістас
Аргиллит 10 Сұп-сұры, тығыз, қатпарлы
аргиллит
2760-3310 Ізбістас 45 Ашық-сұры, жарықшақты,
қуысты ізбістас
Жасыл-сұры, тығыз
Аргиллит 25 аргиллит
Сұры, қатпарлы алевролит
Алевролит 15 3075м тереңдіктегі
терригенді жыныстар
Құмайт 10 аргиллитті, алевролитті
боп келеді
Қатпарлы құмайтты, сұры
доломит
Доломит 5
3310-3540 Ізбістас 90 Сұры, органогенді,
жарықшақты, қуысты
ізбістас
Аргиллит 10 Сұры, тығыз аргиллит
3540-3900 Ізбістас 90 Сұры, органогенді
жарықшақты, қуысты
ізбістас
Аргиллит 10 Сұры, тығыз аргиллит
Жаңажол кен орнының шөгінді қалыңдығының қимасы таскөмір жүйесі
(төменгі, ортаңғы және жоғарғы бөліктері), пермь жүйесі (ортаңғы және
жоғарғы бөліктері), триас, юра және бор жүйесі түзілімдерімен, сонымен
қатар антропогендік жүйесінің төртінші түзілімімен көрсетіледі. Жаңажол
алаңында ашылған кен орнының орташа, қалыпты, литологиялық, стратиграфиялық
қимасы орта визей жасындағы терригенді шөгінділер болып табылады. Жаңажолға
шектес орналасқан Қожасай аумағында, шығыс Түгіскенде, шығыс Торткөлде
орташа-төменгі визей және турнейлік жік қабатының ашық терригендік
қалыңдығы 1000 метрден асады. Қима жоғарысында терригендік шөгінділер
жоғарғы визей және серпуховск жасындағы, әктастармен және доломитпен
көрсетілген тау жыныстарының карбонатты қалыңдығымен ауыстырылады. Төменгі
карбонат окс түзілімдердің қалыңдығы 308 метрге жетеді, окс түзілімдердің
қалыңдығы 150 метрдей серпуховсктік -140метр.
Орташа карбон (С2) Башқұрт және Мәскеу жік қабаттарымен көрсетіледі.
Башқұрт түзілімдері толығымен 1 ұңғыда өткен. Толық қалыңдығы 224 метрге
(3892-3668) жетеді. Олар сұр және ашық сұр, жентекті, доломиттенген,
әктаспен көрсетіледі. Мәскеу жік қабаты 2-ге бөлінеді: төменгі Мәскеулік
және жоғарғы Мәскеулік. Төменгі Мәскеу және жоғарғы Мәскеу шөгінділері
Кашир және верей қабаттарымен көрсетілген, төменгі Мәскеу жік қабаты
шөгінділері 23 ұңғысында 3803-3647 м жиілігінде және 1- ұңғысында 3668-3560
м жиілігінде ашылған.
Жік қабаттың ашық қалыңдығы шамамен 108-156 м аралығында. Олар кішкене
қалыңдықтағы карбонатты тау жыныстарынан құралған. Ашық қалыңдығы 30метрге
жететін жоғарғы визей – төменгі Мәскеу жік қабатының карбонатты
қалындықтарының кешені КҚ – индексімен белгіленетін тау жыныстарының
төменгі карбонатты қалыңдығын құрайды. Мұнда өнеркәсіптік мұнай қоры
көрсетіледі. Жоғарғы Мәскеу жік қабаты Подольск, Мячков қабаттарымен
көретіледі.
Подольск қабатының төменгі бөлігі сазтастар, құмайт, құмайттастар,
алевролиттер, қалыңдығы 266 метрден (33 ұңғы) 366 метрге (23 ұңғы) дейінгі
қалыңдықтағы сазтастардың қабаттануынан құралатын тау жыныстарының
терригендік қабаттарынан тұрады. Подольск қабатының карбонатты
түзілімдерінің қабаты барлық ұңғыларда ашылған. Қалыңдығы 115метрден 164
метрге дейін. Жоғарғы карбон (С3) Касимов және Гжель жік қабаттарымен
көрсетілген.
Касимов жік қабаты металлогиялық қатынас бойынша көп бөлігінде
әктаспен және доломитпен қатталған. Солтүстік –шығыс бөлігінде 24метрден
109метрге дейінгі қалыңдықта гравелиттен, құмайттан, саздан тұратын доломит
пен әктастармен қатталған. Касимов жік қабатының қуаты 50-97м.
Оңтүстік және оңтүстік батыстағы Гжель жік қабаты 65-85 пайызды фауна
мен балдыр сынықтарынан тұратын аргогенді әктастармен көрсетілген.
Солтүстік-шығыс бөлігінде толық ангидритке айналғанша бөлікті
ангидритизациялау күшейеді. Бұл жерде сонымен қатар көп мөлшерде сазтас
секілді саздар таралған. Жік қабат қалыңдығы 53-136 м. Мәскеу жікқабатының
Подольск және Мячков көкжиектерінің карбонатты түзілімдерінің кешені,
жоғарғы карбонның Касимов және Гжельск жік қабаттары жоғарғы карбонатты
қабатқа (КҚ-I) жатады. Бұлармен кен орнының негізгі газ және мұнай
канденсаты кеніші ұштастырылған. Карбонат қабатының жалпы қалыңдығы 427
метрден (3 ұңғы) 537 метрге (5 ұңғы) өзгеріп отырады, қиманың карбонат үсті
бөлігі Гжельск жік қабаты жыныстарының терригендік бумасымен көрсетілген.
Пермь жүйесі (Р) Р1 төменгі және Р2 жоғарғы бөлімдерімен көрсетілген.
Төменгі бөлім (Р1) ассель, сакмар, кұңғыр жік қабаттарының түзілімдерімен
көрсетілген. Ассель-сакмар терригендік қабаты Жаңажол кен орнында аумақтық
флюидоупор түзеді. Бұл түзілімдердің қалыңдығы солтүстіктен оңтүстіке қарай
кему тенденциясы бойынша құрамына қарай шамамен 16метрден (24 ұңғы) 598
метрге (8 ұңғы) дейін өзгереді. Литологиялық –бұл қалыңдық сазтастардың,
құмның, құмайттың және сазды әктастың қабатталуымен көрсетіледі. Құнғұр жік
қабаты – Р1кд сульфатты – терригенді жыныстармен көрсетіледі. Жоғары қарай
сазтастардың, құмның, құмайттастардың жұқа қабаттары мен галогенді
жыныстардың қабаты жатады. Қима ангидратизациясы көрсеткіші жеке ұяларды
алғанда және қосымша ангидриттермен қаттарды қосқанда төменнен жоғарыға
қарай көбейеді.
Құңғұрдың жоғарғы бөлігінде негізгі қалыңдығы 4-84м болатын ангидриттермен
құрастырылған терригенді-сульфатты бума жатады. Жоғарғы бөлім – (Р2)
ангидриттердің жеке қолданылған қабаттарымен келетін терригенді жыныстармен
көрсетіледі. Жоғарғы пермь қуаты 633метрден (10 ұңғы) 1808метрге (6 ұңғы)
дейін өзгереді.
Триас, юра және бор жүйесі түзілімдері терригенді жыныстармен саз,
құм, құмайттаспен алмаса төселген. Триас қалыңдығы шамамен 65-371м, юра 6
60-246м, бор 320-560м. Жоғарғы бор түзілімдері барлық жерде саздақтармен,
құмдақтармен көрсетілген кішкене қалыңдықтағы (2-3м) түзілімдермен
жабылады.
1.3 Тектоника
Тектоникасы жағынан Жаңажол кен орны аймағы Орал геосинклинальды
аумағынан Ащысай және Солтүстік Көкпекті жарылымдарымен бөлінген Каспий
маңы ойпатының шығыс бөлігінде орналасқан. Геологиялық дамуына тән аумақтың
қарқынды түзуі және қуатты шөгінді тұз түзуі болып табылады. Шөгінді
жыныстардың негізгі бөлігін тұзды кешен құрайды. Тұзды түзілімдердің үсті
батысқа қарай Ащысай жарылымы маңында 2 километрден 6 километрге дейін
батады. Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кеңқияқ, Қоздысай және Шұбарқұдық
сатылар жүйесі көрінеді.
Жаңажол түзілімі осьтік ұзындығы 28 км және субмеридианды
созылымның брахиантиклинді қатпары болып табылады. Қатпар жергілікті 2
көтерілімнен тұрады: солтүстік - 50 ұңғы маңында, оңтүстік – 19 ұңғы
маңында.
Бұрғылауды зерттеу бөлімінде түзілім амплитудасы 250 метрді
құрайды.
Қиманың барлық көкжиегінде құрылымдық формасы сақталған.
1.4 Өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеттері
Жоғарғы карбонат қабаты қималарын салыстыру нәтижесінде газ конденсат
және мұнай қорларының есебі көрсетілетін 3 өнімді коллектор бумасы бары
анықталды. (жоғарыдан төмен қарай бумалар: “А”, “Б”, “В”.) стратиграфиялық
қатынаста “А” және “Б” бумалары жоғарғы карбонның Гжельск және Касимов жік
қабаттарын салыстыруға болады. 10,13,50 ұңғылар құрылымының солтүстік
күмбезінде төртінші “В” бумасы бөлінеді, оның өнімділігі шектеулі.
Барлық бумалардың литологиялық жыныстары әктастармен, доломиттермен
және олардың арасындағы айырыммен көрсетіледі. Әктастары: органогенді,
детритті, микрокристалды. Органогенді әктастар жоғарғы “А” бумасына тән.
Бұл - әртүрлі түйіршікті кальцитпен цементелген органикалық қалдықтар мен
детриттен тұратын сұр түсті жыныстар. Қайта кристалдану көбіне әктастардың
цементтелген бөлігін қамтиды. Жыныстардың негізгі сыйымдылығын
шаймалағыштық пен қайта кристалдаудың туынды кеуектері құрайды. Қысаң,
полигональды, дұрыс емес пішімдегі кеуектер. Кеуектердің өлшемі – 0,005 –
0,5мм, қуыс кеуектер – 1-5мм. Стилолитизация мен жарықшақтық төмен
дамыған. Микрористалды әктастардың саздалуы әртүрлі дәрежеде. Негізінен
тығыз болады, кей бөліктері ғана орташа түйіршіктерге дейін қайта
кристалданған болып келеді. Қайта кеуектену төмен дамыған стилолитизация
мен жарықшақтығы басқа органогенді әктастарға қарағанда кеңірек.
Микоркристалды әктастар органогенді әктастар арасында аз қуатты қабаттар
түрінде кездеседі, сонымен қатар Гжельск жік қабатының төменінде дербес
бумалар құрайды.
Өнімді жыныстар тілігінде доломиттер кең таралған. Бұл битумнан
сіңірілген дақтары бар, біртүрлі, массивті қоңырлау-сұр түсті жыныстар,
сирек жарықшақты, кеуекті. Доломиттер әктастарды алмастырады. Алмастыру
Касимов және Мячков көкжиектеріндегі түзілімдерінде жақсы дамыған (“В” және
“Б” бумалары). Кеуектілік, өтімділік (“А”, “Б”, және “В”). Жоғарғы
карбонатты қабаттағы “А”, “Б” және “В” бумаларына керн материалымен жарық
түсірілген. “А” бумасы бойынша кеуектілік пен өткізгіштіктің – 8 Мg
анықтамасы жасалған. Кеуектілік ұңғымадағы НГК бойынша да анықталған. НГК
бойынша кеуектіліктің орташа мәні керндік анықтамаларға жақын жобалау үшін
12 пайызға тең кеуектілік пен 8 Mg өткізгіштің қабылданады. Мұнайға
қаныққандылығы 80 пайызға тең.
“Б” бумасында 7 ұңғы бойынша кеуектіліктің 215 үлгісі және өткізгіштіктің
186 үлгісі зерттелген. Кеуектіліктің орташа мәні -13,7 пайызға өткізгіштік
171 пайыз. НГК бойынша анықталған кеуектілік -13,8 пайыз. мұнайға
қаныққандығы 87 пайыз. Жобалауға осы параметрлер қабылданады.
“В” бумасы бойынша кеуектілікке 164 анықтама, өткізгіштікке 82 анықтама
жасалған. Кеуектіліктің орташа мәні – 10.2 пайыз, өткізгіштік -175Мg. НГК
бойынша кеуектілік 12 ұңғыда анықталған. Барлығы 65 анықтама жасалған.
Кеуектіліктің орташа мәні 11 пайызды құрады. Керн тек 6 ұңғы бойынша
зерттелгенін, ал геофизикалық кеуектіліктің анықтамалары тек 12 ұңғы
бойынша жүргізілгенін есепке алса, “В” бумасында кеуектілік НГК бойынша 11
пайызға тең делінеді. өткізгіштік 175 Мg, мұнайға қаныққандығы -86пайыз.
“В” бумасы кернмен сипатталмайды. Оның барлық өлшемдері “В” бумасы
тәрізді қабылданады. Төменгі карбонат қабаты толық зерттелмеген. Кеуектілік
1 ұңғы үлгісі бойынша анықталған. өткізгіштік анықтамасы жоқ. Керн бойынша
кеуектіліктің орташа мәні -11пайыз. 4 ұңғы бойынша жүргізілген геофизикалық
зерттеулердің негізінде анықталған кеуектілік -9,8пайыз. Жобалауға
қабылданатын кеуектілік -10пайыз. Ал мұнайға қаныққандығы -75пайыз.
Алғашқы карбонат қалыңдығы (КҚ-I) әктастармен, доломиттермен және
олардың алмаспасы түрлерімен көрсетілген. Саз қатшалары сирек кездеседі.
КҚ-I карбонат қабаты қимасында коллекторлардың 3 өнімді түрі бары
анықталды. (бумалар жоғарыдан төмен қарай “А”,”Б”,”В”). Стратиграфиялық
тұрғыдан “А” және “Б” бумалары жоғарғы карбонның Гжельск және Касимов жік
қабаттарымен, ал “В” бумасы орта карбонның Мәскеу жік қабатына
ұштастырылған.
Өнімді бумалардың коллекторлық қасиеттеріне керн және геофизикалық
зерттеулердің кешені бойынша зерттеу жұмыстары жүргізілді. Кеуектіліктің
есептік өлшемдерін негіздеуге керн материалдарына жүргізілген зертханалық
зерттеулердің нәтижелері мен геофизикалық зерттеулердің мәліметтері
пайданылады. “А”, “Б” және “В” бумаларының мұнайы қанық бөлігіндегі
кеуектіліктің керн бойынша орташа арифметикалық мәні -11,5пайыз 13,7пайыз
10,2пайыз.
Газ телпектеріндегі “А”,”Б” және “В” бумаларының газға қаныққандығы
79 пайыз, 82 пайыз,81 пайыз.
Ұңғыны геофизикалық зерттеу нәтижесі бойынша кеуектіліктің орташа
мәні: “А” бумасы бойынша -12 пайыз. “Б” бумасы бойынша -13,8пайыз, “В”
бумасы бойынша 11,5 пайыз. жоғарыды келтірілген мәліметтерге назар
аударсақ, “А” және “Б” бумаларында керн және Ұңғыны геофизикалық зерттеу
бойынша екеуектілік мәні ұқсас, сондықтан кеуектілік мәні “А” бумасында
12пайыз, ал “Б” бумасында 14пайыз деп алуымызға болады. “В” бумасындағы
керн тек 7 ұңғы бойынша зерттелгенін, ал кеуектіліктің геофизикалық
анықтамалары тек 12 ұңғыда жүргізілгенін есепке алсақ, НГК бойынша
кеуектілік 11пайызға тең деп қабылдау ұсынылады. “А”,”Б” және “В” өнімді
бумаларының өткізгіш сүзілу сипатын негіздеуге тек керн мәліметтері
пайданылды. “А”,”Б” және “В” бумаларындағы орташа өтімділік мәні –
0,008мкм2, 0,171мм2, 0,114мкм2. “А” және “Б” бумаланының алғашқы мұнай
қаныққандылығы геофизикалық зерттеулер нәтижесінде анықталған және олар
80пайыз және 88пайыз тең. “В” бумасында мәліметтер керн және Ұңғыны
геофизикалық зерттеу бойынша берілген. Шоғыр аумағы бойынша керн
мәліметтерінің шектеулілігінен Ұңғыны геофизикалық зерттеу бойынша 86пайыз
деп сипатталатын алғашқы мұнай қаныққандылығына назар аударылады. “В”
бумасында керн аз сипатталады. Оның барлық өлшемдері “В” бумасымен
ұқсастырылып қабылданады.Литология бойынша екінші карбонат қабатының (КҚ-
ІІ) тау жыныстары әктастармен сипатталады, доломит сирек кездеседі.
Стратиграфия бойынша “Г” бумасы Мәскеу жік қабатының Кашир горизонтымен,
ал “Д” бумасы Мәскеу жік қабатының Еврей горизонтымен, Башқұрт жік қабатыен
және Серпухов жік қабатының протвин горизонтымен ұштастырады. ТЭО бойынша
жұмыста сапа критерийлеріне сәйкес коллекторлар қатарына кеуектілігі
-7пайыз, ал өткізгіштігі 0.7пайыз болатын тау жыныстары жатқызылады. Керн
бойынша кеуектілік пен өткізгіштік арасында кеуек түріндегі коллекторлорға
тән тығыз аралық қатынас бары көрсетілді. ТЭО КИН-ді қарауда кеуектіліктің
төменгі мәні 8,5пайызға дейін, ал өткізгіштік 0,003мкм2 –ге дейін
көбейтілді.
Жобалауға кеуектіліктің келесі мәндері ұсынылады: Г бумасында Г-І
-9,5пайыз, Гв –ІІІ -10,9пайыз, ГН –ІІІ-12,6пайыз, ДН –І-10,8пайыз және Д –
ІІІ-9,8пайыз.
Өнімді бумалардың өткізгіштігін негіздеуге гидродинамикалық және
геофизикалық зерттеулерінің, керн материалдарының мәліметтері пайданылды.
Керн мәліметтері мен оның шоғыр ауданы және қима бойынша таралу шектеулігін
назарға ала отырып, каротажды зерттеулердегі бумалардың белгілі кеуектілігі
бойынша өткізгіштікке анықтама жасалады. Ұңғы керніне жүргізілген
гидродинамикалық зерттеулер нәтижесінде табылған өтімділік анықтамалары
Ұңғыны геофизикалық зерттеу бойынша В (Кпр) анықтамасына ұқсас.
Гидродинамикалық есептеуді жобалау үшін кеуектілікке байланысты енгізілген
өткізгіштіктің таралу тізбегін ұсынуға болады.
Жобалауға өткізгіштіктің келесі мәндері ұсынылады: “Г” бумасы
бойынша –І-0,0185мкм2, ГВ-ІІІ, ГН-ІІІ-0,0824мкм2, ДН-1, ДВ-І-0,0603мкм2, Д-
ІІІ-0,0263мкм2.
Жалпы мұнай қаныққандылығы тек ұңғыларға жүргізілген зерттеулер
нәтижесіне байланысты анықталады және төмендегідей қабылданады: ДН-І-
89пайыз, Дв-І-85пайыз, Д-ІІІ-73пайыз, ГН-ІІІ және Гв-ІІІ газ телпектерінің
газ қаныққандылығы -78пайыз және 83пайыз.
Өнімді бумалар мен олардың жеке қатшаларының қалыңдықтары шөгінділер
жағдайына қарай өзгеріп отырады.
КҚ-І өнімді қабаты бойынша “А”, “Б”, “В” және “В1” өнімді бумаларының
қалыңдығы, негізінен, 30-60м болады, бірақ ұңғылар тізбегінде 5-2метрге
дейін қысқарады. Олардың ең үлкен өлшемі “Б” және “В” бумаларында
байқалады, олар жеке ұңғыларды 100-109метрге жетеді. Буманы бөліп тұратын
тығыз қатшалардың қалыңдығы әдетте ондаған метрге жетеді, тек жекелеген
ұңғыларда 2-5метрге дейін, тіпті 0метрге дейін қысқарады.
“А” бумасының жалпы қалыңдықтары 2,4метрден 89,4метрге өзгереді, жалпы
тиімді қалыңдықтары 3,4 метрден 66,5метрге дейін өзгереді, қалың мұнай
қалыңдықтары максималды мәні 36метрге дейін жетеді.
Орташа есеппен мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы 12м, газға
қаныққандылығы -26м. “Б” бумасында жалпы қалыңдық 3,4метрден-64метрге дейін
өзгереді, мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы 1 метрден 47,3 метрге дейін
өзгереді.
Орташа есеппен, шоғыр бойынша мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы 12м,
газға қныққандылығының қалыңдығы 14м.
“В” бумасында да “Б” бумасы сияқты қалыңдықтары арасында үлкен
айырмашылықтар бар, сонымен орташа қалыңдығы 10 метрден 108,8метрге дейін
өзгереді, тиімді қалыңдығы 6 метрден 40 метрге дейін өзгереді. Мұнай қабаты
қалыңдығының максималды мәні 55 метрге дейін жетеді.
Орташа есеппен, мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы оңтүстік күмбезде
-13м, солтүстік күмбезде -20,9м.
В бумасы қалыңдығы 28,2 метрден 73 метрге дейін, “В1” бумасының мұнайға
қаныққандылығының қалыңдығы 30,8 метрден 88,6 метрге дейін жетеді.
Орта есеппен мұнайға қаныққандылығының қалыңдылығы оңтүстік күмбезде
5,6м, солтүстік күмбезде 7,4м.
ГВ-ІІІ бумасының мұнайға қаныққандылығының максималды қалыңдығы 30,2м, ГН-
ІІ-71,2м, Дв-І-115,4м, Дн-І-83,8м.
1.5 Мұнай, газ және судың физикалық қасиеттері
Жаңажол кен орны газы мен мұнайының қасиеттері 9 ұңғыға жүргізілген
зерттеулер нәтижесінде анықталды. Зерттеуді жүргізгендер:
Эмбанефть бірлестігі, ЦНИЛ Атырау мұнайгазгеология бірлестігінің
орталық зертханасы, КАЗНИГРИ Ақтөбе бірлестігі.
КАЗНИГРИ мұнай жіне газ геохимиясы зертханасы, Волгоград НИПИ мұнай
институты, Гипровотоскнефть институты.
Тереңдік сынамаларын стандартты газдау кен орнындағы бөлуші құрылғылар
жұмысына сәйкес келмейтін жағдайда жүзеге асады. Сондықтан 17 және 25
ұңғылар бойынша мұнай мен газ өлшемдері тек РVT-12 құрылғысымен бөлудің
стандартты жағдайларында тереңдік сынамаларын 1 рет газдаумен ғана емес,
қабат мұнайының құрамына ЭЕМ Мина-32- дегі тепе-теңдік тұрақтылығын қоса
есептеумен анықталады.
Есептеу мен тәжірибе бөлудің келесі жағдайларында жасалады:
Бөлу сатылары Қысым, Мпа Температура, 0С
1 20.00 10
2 7.00 8
3 1.05 8
4 1.00 20
Сынамалар тек 17 және 25 ұңғылар бойынша толық зерттелген.
Бұл ұңғымалар бойынша алынған мұнай және газ өлшемдерінің мәні бір-
біріне ұқсас. Жоғарыда келтірілгеннен басқа есептеу және тәжірибе
мәліметтерінің ұқсастығы байқалды. Басқа сынамаларды зерттеуде мұнай және
газдың жекелеген өлшемдері анықталды, әртүрлі зерттеулерде олардың мәні
әртүрлі, сондықтан олардың шоғыр бойынша орташа мөлшерін есептеуге қолдана
алмаймыз. Сондықтан бұл жұмыста 17 және 25 ұңғы бойынша анықталған мұнай
және газ өлшемдері қолданылды. 17 және 25 ұңғылардың тереңдік сынамаларын
стандартты зерттеу нәтижелері бойынша қабат мұнайының тығыздығы 0,8188
гсм3 және 0,8586 гсм³, қабат мұнайының динамикалық тұтқырлығы - 0,36 спз
және 0,39 спз. 170және 25 ұңғылары бойынша анықталған. Ауа бойынша газдың
салыстырмалы тығыздығы -0,758гсм3 және 0,743гсм3. Жұмыс жағдайында
сатылай газдауда мұнай тығыздығы стандартты жағдайда төмендейді, 1 пайыз
шамасында күкіртті, 10 пайызға дейін күкіртқышқылды смолалы, 0,59 пайыз
асфальттенді құрайды.
Жаңажол кен орнында КҚ-І жоғарғы карбонат қабатын сынамалауда 7 барлау
ұңғыларында қабат суының 9 сынамаларына зерттеу жүргізілді. 23 (1981ж) және
3 (1982ж) ұңғыларынан алынған судың минералдану дейгейі төмен, 63.0гл
түрінде.
Химиялық құрамы жағынан бұл су хлоркальций типіне жататын жоғары
минералданған, метаморфизді тұздық болып табылады. Оның құрамындағы кальций
мөлшері, шамамен, 2,6-дан - 4,8ге дейін гл, магний-1,0-ден-2,1ге дейін
гл, сульфат-1,3 тен-2,2ге дейін гл., тұтқырлығы 1067-1091 кгм3,
минералдығы 93,5-133,7 гл, судың газға қанықандылығы – 1,75 мт.
1.6 Жанажол кен орнындағы фонтанды ұңғыманы газлифтілі тәсілге
ауысуының тұжырымдамасы
Қазіргі уақытта Жанажол кен орны жобада бекітілген технологиялық
жоба бойынша жұмыс істеуде.
Отандық мұнай салаларының ұқсас келуіне байланысты кен орындары
өзгеше технологиямен жұмыс істейді. Осыған байланысты құрамы
күкірткөмірсутекті 0,8 – 1,21%, күкіртсутегі 1,99 – 4,34%, үлкен тереңдікте
өнімді қабаттың түзілуі 2700-2840м (КҚ-І); 3800 – 3840м (КҚ-ІІ), бір қатар
қысымға қанығуы 24,14 – 32,37 МПа; өнімді қабаттың газға қаныққандығы 235,3
– 382,3 м3т болып келеді.
Игеру технологиясы мұнайды аралас ығыстырумен аяқталады, яғни газ
бүркемесіндегі еркін газ бен қабат қысымын ұстап тұру үшін су айдалады. Су
айдау жолдары оның ортаңғы бөлімі болып саналады. Бастапқы кезеңде ұңғыны
пайдалану қабат энергиясының есебінен фонтанды ретінде жұмыс істеу
қарастырылады. Мұнай ұңғысы фонтандау кезінде қабат қысымы ұңғыдағы сұйықь
бағанадағы гидростатиканың қысымынан төмен келеді. Бұл мұнайда газдың еру
мөлшерінің көп болуына себеп болады. Ұңғы өнімін сыртқа көтеріп шығарған
уақытта қысымының төмендеуінен сорапты компрессорлы құбырлар (СКҚ)
тізбегінде еріген газ бөлініп шығады және тығыздығы Рсм (Рсм Рж)
газсұйықты қоспа пайда болады. Мұнай ұңғысының фонтандау шарты:
Рпл Sсм • gН,
Кен орнын игеру өлшемінде (ұңғының сулануы, өндіруші ұңғының іріктеу
аймағында қабат қысымының төмендеуі және т.б.) ұңғыны пайдалану жағдайы
төмендейді. Бұл мұнай ұңғысындағы табиғи фонтандау жағдайының ажырауына
әкеледі:
Рпл ≤ ρсм • gН,
Гипровосткнефть институты жасанды фонтандауды жалғастыру варианты
бойынша сулану 20 –30% асқанда және тереңдік – сорапты пайдалану кезінде
сулану 90% асқанда фонтанды ұңғыны пайдалану әдісіне ауыстырып көрді.
Жанажол кен орнында 94 ұңғыма үздіксіз компрессорлы газлифтпен
пайдалануға көшірілді.
Технологиялық жоба бойынша Жанажол кен орнындағы 127 ұңғыны
ауыстыру көзделді.
Жаңажол кен орнында алғашқы кезде үздіксіз компрессорлы газлифт
жағдайын енгізуді жүргізуге жұмсалатын шығымы көп болды. Жаңажол кен
орнында газлифті пайдалану 1997ж (2086, 2133 ұңғы) байқаудан өтті, ол кезде
үздіксіз – дискретті газлифт әдісінің технологиясы қолданылды. Газлифт
технологиясы байқаудан өткенде, ұңғы көрсеткіші жақсы нәтижеге жетті. 2001ж
ұйымдастыру – технологиялық шараларында 25 ұңғы үздіксіз – дискретті
газлифт әдісінің үздіксіз газлифт әдісі газ факторы жоғары және түп қысымы
қанығу қысымынан төмен жоғары өнімді ұңғыларда қолданылады.
Осы жағдайға сәйкес орта өнімді және жоғары өнімді ұңғылардың
арасында үздіксіз газлифт әдісіне ауыстырылатын ұңғының минималды
өнімділігін анықтау үшін шекара жүргізуге болады:
Q = 4•104H,
мұнда; Q – ұңғыма өнімі, м3тәу;
Н – сұйықтың көтерілуінің биіктігі, егер ұңғының
динамикалық деңгейінің тереңдігі үшін
Карбонатты қалыңдық – І (КҚ-І) : Н = 2800 м, КҚ-ІІ : Н = 3840 м.
КҚІ үшін: Q = 4•104 2800 = 14,3 м3тәу •0,82=12 ттәу.
Карбонатты қалыңдық - ІІ (КҚІІ) үшін: Q = 4•104 3840 = 10,4 м3тәу •0,82=9
ттәу.
Демек, үздіксіз газлифт әдісіне ауыстырылған ұңғыма өнімі КҚІ және
КҚІІ үшін 9–12 ттәу кем болмауы керек, газлифт әдісіне ауыстырылған
ұңғыманың пайдалану жағдайындағы газсұйықтың ағымын есептегенде растайды.
Газлифтілі әдіспен пайдалану кезіндегі ұңғыма конструкциясын
жоспарлауда газ ұңғымасы ұсынған талаптарды қанағаттандыру керек.
Түптік қысымды анықтайтын компрессорлы көтерудің есебі:
Рзаб = Р1 + Р2 + Р3 +Рб +Рпат,
мұнда Р1 – төменгі интервалдағы қабат суының бағанадағы
гидростатикалық қысымы;
Р1 = H1V1 = 1000•1,0210 = 102 кгсм2
10
мұнда Р2 - ортаңғы интервалдағы газмұнай қоспасы бағанының
гидростатикалық қысымы
Р2 = H2V2 = 1500•0,66710 = 100,05 кгсм2
10
мұнда, Р3 – жоғарғы интервалдағы мұнайгаз қоспасы бағанының
гидростатикалық қысымы.
Р2 = H3V3 = 650•0,76410 = 49,66 кгсм2
10
Рб - буферлі қысым = 12 кгсм2
Рпат - ұзындығы 1600 м болатын СКҚ ішіндегі үйкелуге
кететін
қысым = 4 кгсм2
Рзаб = түптік қысым = 252 кгсм2
Қабаттағы депрессия: ∆Р = Pпл – Pзаб = 268 – 252 = 16 кгсм2
1.7 Ұңғыманың қолайлы жұмыс режимін таңдау
Жаңажол кен орнының ұңғымаларында газ факторын дәл анықтау мүмкін
мес, сол үшін жөндеу және қабатты тұз қышқылымен өңдеу аяқталғаннан кейін
ұңғыманы кемінде 4 жұмыс режимінде байқап қарайды (айдау газының қолайлы
мөлшерін анықтау үшін). Зерттеу көрсеткіштерінде қолайлы жұмыс режимі
талдалады және таңдалады.
Ұңғыманың жұмыс режим үлгісін іріктеп алғанда қолайлы жұмыс режимін
таңдауды қарастырамыз.
Дәл осы ұңғыманың технологиялық жұмыс режиміне лайық ұңғыманың 5
нүктесі зерттелді. Зерттеу мәліметтері 2.1 кестеде көрсетілген:
2.1 кесте – Зерттеу мәліметтері
Нүктелер Күні Жұмысшы Орташа тәуліктік Су, % Жұмысшы
Саны Агенттің өнім, т агенттің
тәуліктік меншікті
шығыны, шығыны,
м3тәулік м3тәу
мұнай су барлығы
І 20-23V 19300 8,7 286,2 294,9 97,0 66
ІІ 18-19V 20700 10.0 297,5 307,5 97,0 68
ІІІ 4-10V 22400 13,2 301,8 315,0 97,0 71
IV 11-12V 24000 10,2 300,3 310,5 97,0 77
V 13-16V 25200 11,5 287,5 299,0 96,0 82
Ұңғыманы қондырылған жұмыс режимінде жұмысшы агенттің айдалуы жүзеге
асуы үшін кемінде 2 тәулік керек. Содан кейін ұңғымалар өніміне (сұйықтар,
мұнайлар мен сулар үшін) 3-5 рет өлшеу жүргізілді, оның ішінде өнімнің
орташа мағынасы шығарылады, ол орташа тәуліктік өнім графасында
келтірілген. Жатық қисығынан алынған нүктелер қосындысынан Q=f (V0) қисығын
аламыз. Зерттеу ары қарай А3НИНДИ игеру әдісімен жүргізіледі. Компрессорлы
ұңғымаға зерттеу жүргізілгенде штуцер диаметрі өзгертілмейді (яғни ұңғы
сағасындағы қарсыласу қысымы өзгермейді), бірақ сұйықты іріктеуді
бақылағанда жұмысшысы агенттің берілу қысымын өзгертеміз.
Q=f (V0) параболасының қисық түрі төрт сипаттамасы нүктені қабылдайды
(1 сурет).
1-ші нүкте – координат басынан алшақтау орналасқан, себебі, лифт
көтергіш агентін жібергеннен кейін бірден жұмыс жасамайды. Ал, шамалы
уақыттан соң жұмысқа кіріседі, ол, сызылған газдың кеңістікте жиналуынан ол
еңді болашаққа қысады, ол әрі көтеру құбырларындағы құбырларға беріледі
(бұл кезде, газлифтілі көтерудің жұмысында инерттілік пайда болады).
2-ші нүкте – жұмысшы координат басынан перпендикуляр түсіру керек. Ол
2-ші нүктені береді.
3-ші нүкте – Q=f(Vo) ұңғымасының иілу нүктесі. Ол ұңғыдағы штуцердің
берілген диаметрі, көтеру құбыры және оның тереңге түсірілуі арқылы
ұңғыманың максималды өніміне тиісті келеді. Бұл нүкте сипаты, Vo жұмысшы
агентінің шығыны болашақта ұлғайғанда ұңғыма өнімінің ұлғаюына емес,
керісінше төмендеуіне әкеледі. Бұл арқылы ағындағы сұйықтың шығарылып
тасталуы кезінде жұмысшы агенттің артылуы сезіледі.
4-ші нүкте – егер жұмысшы агеттің ұңғымаға айдалуы жалғасса, онда
мұндай жағдайда кемуі мүмкін, ұңғымаға қабаттан сұйықтың ағып келуі
тоқтаса, онда құбырдан таза газ ұшып кетеді. Бұл кезде, егерде сұйық өнімі
нольге тең болса, ал жұмысшы агенттің берілу мөлшері максималды
көрсеткіштерге ие болса, онда 4-ші нүкте Q=f(Vo) қисығына сәйкес келеді.
І және ІІІ қисығында көрсетілгендей ұңғымаға 22400м³тәу жұмысшы
агент айдалған кезде сұйықтың максималды мөлшері (315ттәу) және оның
құрамындағы мұнайдың максималды мөлшері (13,2ттәу) алынады. Бір тонна
сұыйқтықты шығару үшін жұмысшы агенттің меншікті шығыны 71м³тәу құрайды.
Зерттеулерде 1277 ұңғымадан көрінеді, өйткені жұмысшы агенттің берілуінің
болашақта ұлғаюы 24000-25200м³тәу жетеді, бірақ сұйықпен мұнай өнімінің
ұлғаюына ікелмейді, ал керісінше - оның төмендеуіне әкеледі.
1.7.1 Жанажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ)
жабдығын қолдана отырып, газлифттілі ұңғыманы пайдалану
Газлифт әдісі арқылы газды пайдаланғанда беттік айдалатын және
қабаттан келетін ұңғыма өнімінің ағымы енгізіледі. Бұл жағдайда газсұйық
қоспасының тығыздығы төмендейді, ал қысымы берілген іріктеу өнімі мен оны
жинау пунктіне дейінгі тасымалдауды қамтамасыз ету үшін жеткілікті болады.
2001 жылы “СНПС – Актөбемұнайгаз” ААҚ-ы ұйымдастыру-техникалық
шарада Жанажол кен орнындағы 25 ұңғыманы үздіксіз компрессорлы газлифт
(ҮКГ) әдісіне ауыстыруды бекітті.
Жанажол кен орнындағы газлифтілі пайдаланудың тнхнологиялық сызбасы
(2 сурет) төмендегідей:
Газдың бір бөлігі газ жинау қондырғысынан (ГЖК) кейін 3,4 МПа
қысымынан және 380С температурамен С –301 айырғашына түседі, содан соң ГК –
13011 – 2 газмоторлы компрессорға барады, одан 11,5 МПа қысыммен шығады.
Газ әрбір қысылу сатысынан кейін жүйелі түрде , ауалы тоңазытқышына өтеді,
ал мұнда бірінші сатыдан кейін 450С дейін, екінші сатыдан кейін 700С дейін
салқындайды, ал содан соң газлифтіге түседі. Май бөлгіш пен айырғыштарда
майды, көмірсутекті конденсатты, суды жинау үшін Е-13051-2, Е – 13061-2
өнімді сыйылдылықтары қамтылады.
Газ газдайындау қондырғысының өнімі боп табылады, ол ОСТ – 5140-83
талабына сәйкес келу керек:
2.2-кесте - Газдың массалық концентрациясы
Көлемдік Азот Ме-тан
Компо-ннеттері,
%
Күкіртеу тегі 0,02 гм3 0,015 гм3
Меркаптанды күкірт 0,36 гм3 0,032 гм3
оттегі 1 % -
Мех. коспа 0,001 гм3 -
Конденсат Жіберілмейді -
Газлифтілі компрессорлы станциядан кейін газ159х7 және одан әрі
89х5мм газқұбыры арқылы БГРА-22ге барады. Блокты газ таратқыш агрегет –2
(БГРА- 2-ң) техникалық мінездемесі.
-газдың жұмысшы қысымы – 160 кгсм2
-дайындау газының дәрежесі – ілеспе, тазартылған
-газ температурасы – 278 – 253 К
-қондырғы арқылы өткен жалпы газ шығыны – 24-640
-ұңғыма желісінен өткізу қабілеті – 2830 м3сағ.
-ұңғыма желісінің блоктағы толық саны – 8 дана.
БГРА-2-ң жергілікті жүйесін бақылау технологиялық және
ақпаратты блогынан тұрады. Блоктар қондырғының өлшеу аудандарында
орналастырылады. Газ БГРА –дан кейін 57*4 мм С53 газ құбырымен газлифтілі
әдіске ауысқан ұңғымаларға таратылады.
1.8 Жанажол кен орнындағы үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) пайдалану
кезіндегі газлифтілі ұңғыма жабдығының сызбасы
Газлифтілі ұңғыма жабдығы технологиялық жобаға сәйкестелген.
1) Мұнай ұңғымасын үздіксіз газлифт әдісін қолданған кезде Л
типті газлифтілі қондырғысы қолданылады, ұңғыманы игерудің автоматты
қосылуын, сондай-ақ қабаттың қажетті айырмасы кезінде берілген
технологиялық режимнің жұмысының тұрақтылығын қамтамасыз ететін, фонтанды
әдістен газлифтілі әдіске ауыстырылған кезде ұңғыма жабдығының негізі
ауыстырылмайды және қосымша түсіріп-көтеру операциялары жасалмайды,
газлифтілі қондырғының істеп шыққан бөлшектерін арқанды техника көмегімен
ауыстыруға және сорапты – компрессорлы құбырлар тізбегін көтермей-ақ
орындауға болады. Жабдықтың техникалық мінездемесі мен параметрлері Баку
қаласында ОКБ – “Нефтемаш” техникалық құжаттарында (паспорт және пайдалану
нұсқауы) көрсетілген.
2.4-кесте - Периодты газлифтілі ұңғыманың жабдығының көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер ЛНП – 73Б – 35К2
1 ГОСТ 633-80 сәйкес келетін СКҚ шартты 73
диаметрі, мм
2 Жұмысшы қысым Рр, МПа 21
3 ГОСТ – 632-80 сәйкес келетін пайдалану 168
құбырлар тізбегінің шартты диаметрі, мм
4 Газлифтілі клапанның шартты диаметрі, 25
мм
5 Түсіру тереңдігі, м 3000
Ұңғылық орта Мұнай,конденсат,табиғи және
ілеспе газ,қабат суының
6 құрабында 1 г\л механикалық
қоспа бар
7 Ұңғы оқпанының тік бағыттан ауытқу 0,96
бұрышы, рад
8 Ұңғымалық орта температурасы, К артық 403
емес
9 Габаритті өлшемі, мм Диаметр 17100
10 Салмағы, кг Жиналған түрде 440
505
11 ТУ26-16-10-76. 1НІТ сәйкес келетін 2ПД-ЯГ-136-70-К2
пакер типі
12 Қабылдау клапаны, 1 дана КПП1-40К2
13 Ниппель, әрбіреуінде 1 данадан ЛНП.00101, 2 ЛН.001
14 Тізбектің айырғышы, 1 дана 4РК-73136-35К2
15 Ұңғымалық камера, 1 дана КТ-73Б69-35К2
16 ГПТ-25-35К2
17 ТУ26-16-50-77 сәйкес келетін қапақ
отырғызатын қондырғының өткізу тесігі
605 мм құрайтын газлифтілі клапан, 4
дана 5Г-25-35-К2
Газлифтілі ұңғыма жабдығының негізі бөлшектері: сорапты-компрессорлы
құбыр (СКҚ), газлифтілі клапандар, ұңғымалық камера, тізбектің айырғышы,
айналмалы клапаны, пакер және қабылдау клапаны. Жаңажол кен орнында сорапты-
компрессорлы құбырдың (СКҚ) 73*7,01 мм (С-75-2 материалды) түрі
қолданылуда.
2) Қазіргі газлифтілі қондырғы, ереже бойынша, ұңғыманың құбыраралық
кеңістігінде құбырларды бөлектену үшін пакермен жабдықталады. Жаңажол кен
орнында газлифтке ауысқанда қолданылатын пакердің түрі; Ү435-135 (Қытай
Халық Республикасы (ҚХР)).
2.5-кесте - Ү435-135 (ҚХР) көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер Ү435-135
1 Отырғызу әдісі Гидравликалық
2 Жұмысшы қысым (Мах құлау қысымы) 35
3 Максималды сыртқы диаметрі, мм 135
4 Өткізу тесігінің диаметрі, мм 82,5
5 ГОСТ-633-80 сәйкес келетін
пайдалану тізбегі құбырларының
айыру пакерінің шартты диаметрі, мм168
6 Ұңғымалы ортаның температурасы, К 393
артық емес
7 Габаритті Диаметрі 135
өлшем, мм
Ұзындығы 610
8 Пайдалану тізбегінің ішкі 146
максималды диаметрі, мм
Ү435-135 пакер қондырғысы қос пакерлі К ҮҮ435-135 аспап көмегімен
өндіріледі: аспап қондырылғаннан кейін тізбектің салмағы жазылады, қажетті
жағдайда тікелей жазу жүргізіледі де, СКҚ-ға 38,1 мм диаметрлі шар
түсіріледі, шар қақпақ отырғызылатын қондырғыға отырғаннан кейін 5 минут
уақыт ішінде жайлап қысым 10,15,18 МПа дейін ұлғаяды (тізбектің салмағының
өзгеруін бақылау кезінде – салмақтың төмендеуі паксровкіде көрсетіледі).
3) Ұңғыманы фонтанды, содан кейін газлифтті әдіспен пайдалану үрдісі
кезінде, ұңғыманың камерасы газлифтілі қондырғы: меңіреу тығын,
ингибиторлы, айналмалы және газлифтілі клапандар қондырылады. Клапандар
ұңғымалы камера қалтасында орталықтандырылған орналасу үшін ең көп жұмыс
жасауы және таралуы керек. Олар өткізу қимасымен бірге көтеру құбырлар
тізбегіндей клапан қондырғысының тең өткізу қимасын сақтап қалады.
Бұл ұңғыманың барлық ... 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