Жаңажол кенорынындағы ұңғыманы газлифті пайдалану
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 1
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 2
1.1 Кенорны туралы жалпы мағлұмат 2
1.2 Физико-геологиялық зерттеудің тарихы және кенорын өңдеп шығару 3
1.2.1 Литология-стратиграфиялық сипаттама 5
1.3 Тектоника 9
1.3.1Газмұнайлылық 11
1.3.2Сулылық 15
1.3.3 Өнімді будалаудың коллекторлық қасиеттері 16
1.3.3 Мұнай, газ және су өнімдік будалардың қасиеттері. 17
1.4 Жаңажол кенорынындағы ұңғыманы газлифті пайдалану 17
1.4.1 Газлифт бөліміне теориялық кіріспе 19
1.4.2 Газлифтті пайдалану принциптері 23
1.4.3 Газлифті клапандар 25
1.4.4 Үздіксіз газлифт 26
1.4.5 Периодтық газлифт 28
1.5 Ұңғыманың шектелген өнімі кезіндегі компрессорды нәтижелеуді есептеу
28
2 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 31
2.1 НГДУ “Октябрьскнефть” ұйымдастыру-экономикалық сипаты 31
2.1.1 “Октябрьскнефть” НГДУ-дың өндірістік құрылымы 33
2.1.2 Еңбекті ұйымдастыру және оның төлемі 34
2.2 Газкөтергіш әдісін пайдаланудың экономикалық нәтижесін есептеу 35
3 Еңбекті қорғау 39
3.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларын талдау 39
3.2 Ұңғыларды газлифтілі пайдаланудың қауіптілігі 43
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 48
4.1 Атмосфераны, гидросфераны және литосфераны (топырақ, жер қойнауы)
ластайтын көздер ретінде технологиялық үрдістерді талдау 48
4.1.1 Атмосфераны ластау көздері 49
4.1.2 Литосфераны ластау көздері 50
4.1.3 Апаттар 51
4.2 Биосфера компоненттерін қорғау бойынша инженерлік-техникалық
шаралар 51
4.2.1 Атмосфералық ауаны қорғау 52
4.2.2 Су ресурстарын қорғау және рационалды пайдалану 53
4.2.3 Литосфераны (топырақты, жер қойнауын ) қорғау. 53
4.2.4 Жануар әлемін қорғау 54
4.3 Мұнай қалдықтарын жою 54
ҚОРЫТЫНДЫ 56
ПАЙДАЛАНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР 57
КІРІСПЕ
Адамзат өркендеу барысында ресурстардың жаңа түрлерін (атомды және
еотермальді энергияны, күн гидроэнергияны, желді және көптеген көздерді)
қолдана бастады. Бірақ, бүгін экономиканың барлық саласын энергиямен
қамтамасыз етуде басты рольді отын ресурсы алады. Бұл отын “энергиялық
баланысының” кіріс бөлігін көрсетеді. Отын – энергетикалық комплекске
негізгі қордан 30% және Қазақстан Республикасының өндірістің өнім бағасының
30%-ке келеді. Ол машина-құрылыс комплексі өнімін 10%, 12% металлургия
өнім пайдаланады, елде 23 құбырымен қамтамасыз етеді. Қазақстан
Республикасының экспортының жартыдан көбін береді және химия өндірісіне
белгілі мөлшерде шикізат береді. Тасымалдау кезінде оның мөлшері темір жол
бойынша жүктің 13-ін құрайды. Отын энергетикалық комплекс үлкен мекен
құрамды функцияны құрайды. Сонымен бірге Қазақстан азаматтарының әл
ауқатымен тікелей байланысты, оған кіретін мына мәселелер: жұмыссыздық,
инфлияция. Елдің отын өндірісіндегі үлкен мәні үш салаға жатқызылады:
мұнай, газ және көмір, оның ішінде мұнайлы сала ерекшеленеді.
Жаңажол – қазақстан Республикасы батыс бөлігіндегі мұнайгаз
конденсатты кені, оның қоры біріншілік өңдеуде қоры 100млн тонна мұнай
100млр. м3 көлемнен асады, оның 26 млн.тоннасы конденсат болып табылады.
Жаңажол кенінің негізгі қолдану әдісі фонтанды (атқылау) болып келеді.
Қазіргі кезде скважинаны механикаландырылған пайдалану әдісіне, сонымен
қатар компрессорды, газлифті әдісіне интенсивті аудару жүргізеді. Кенді
оптимальді өңдеп реттеу үшін, объектінің қасиетін білу керек. Ол
технологиялық процеске әсер етеді, одан мұнай және газ алу кезінде де әсер
етуі мүмкін.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кенорны туралы жалпы мағлұмат
Жаңажол кен орны Орал беттігінің шегінде жатыр, Мұғалжар тауы арасында
және Ембі өзеннің жағасында орналасқан. Ақтөбе облысының Мұғалжар мекенінің
құрамына кіреді.
Тұрғылықты жері рельефі аздап төбеленген жазықтықпен, құз және
басқалармен көрсетілген, абсолютті белгілермен 125-тен 270 км дейін
сипатталған. Минималь мәні оңтүстік батыстан кен орнынан 2-14км
шоғарланған орталық аймағы-Ақтөбе даласы қаралатын кеннен солтүстікке қарай
240 км орналасқан Өзендегі су минералданған тек қана техникалық тұрғыда
қолдануға жарамды. Тұрмыстық жағдайда Көкжиде су қолданылады. Аудан климаты
құрғақ, континенттальді жылдық және тәулік температура ауытқулары болады.
Ылғалдылығы өте төмен. Қыста ауа температурасы –400С, ол жазда +400С-ға
жетеді. Ең суық айлары қаңтар мен ақпан. Ең алғашқы қар қараша айының
ортасында түседі де, наурыз айының аяғына дейін сақталады. Атмосфералық
жауын-шашының орта жылдық мөлшері 120-140 мм бір жылда жауады. Ең ыстық
айлар шілде және тамыз айлары. Аудан аз елмен қоныстанған жақындағы елді-
мекен пункті Жаңажол колхозының үйі, ол 15 км солтүстік –шығыста
орналасқан, және солтүстік-батысқа қарай Кенқияқ 35км орналасқан.
Атырау-Орынбор мұнайқұбыры 100км қашықтықта жатыр. АҚ “СНПС-Ақтөбемұнагаз”
ауылы Октябрьскі қаласында Жаңажолдың солтүстіке қарай 130 км жерде
орналасқан. Қазіргі кезде Октябрьскіден Жаңажолға дейін асфальталған жол
салынған, сонымен бірге пайдаланылатын ұңғыманың бұрғылауға арналған
электрберіліс тізбегі жүргізілген. Кен орынның материалды техникалық
қаражатпен қамтамасыз ету Октябрьскі және Жақсымай базаларымен өндірістік
техникалық қызметпен және құрылғы комплекстациясымен жүзеге асады.
1.2 Физико-геологиялық зерттеудің тарихы және кенорын өңдеп шығару
Ең бірінші мәліметтер ауданын геологиялық құрылысы жүгінен Е.К.
Ковалевски және А.П. Гаригросса жұмыстарында 1840 жылы жарияланған, олар
Темір, Ембі Ат Жақсы өзеннің жағалауыдағы аудандарды
зерттеді.территорияны детальді, жоба зерттеу 1944 жылдан басталды. 1944
-1946 жылы Каспи-Аралдық партиясының Г.И. Водорезова басшылығымен М40
бетінің 1:100000 масштабындағы геологиялық түсіру жүргізілді.
Жұмыстар нәтижесінде геолгиялық карта және аңдатпа құрылды, оның ішінде
территорияның тектоникасы, стратеграфиясы қамтылған. Бұл жұмыстар өзінің
бағалығын әлі де жоғалтқан жоқ.
1949 жылы В.ИСамодуров және Н.В.Иванов М40-ХХХІV бетінің 1:200000
масштабындағы геолгиялық таспа жүргізді, оған Жаңажол кірді. Авторлар
ауданның геологиялық құрлымы туралы түсініктеме берді. 1952 жылы аудан
гадравиметрия таспа жамылып 1952-1954 жылдары геолгияның таспа 1:50000
масштабты жүргізіледі.1960 жылы Жаңажолды салу туралы ұсыныс болады және
1961 жылы геофизика экспидециясының сесмикалық жұмыстарымен бұрғылауға
дайындады. Ал 1975-1980 жылы оның құрылысы МОГТ зерттеумен айқындалған
аудандағы түгел бұрғылау іздеу жұмысы 1961 жылы басталды. Ақтөбе мұнай
барлау жүргізді.
1976 жылдан бастап ізденіс жұмыстары Ақтөбе мұнай барлау
экспедициясында жүргізіледі, ал 1978 жылдан Кеңқияқ барлау экспедициясымен
бірге “Қазмұнайгаз геолгиясы” жұмыс істеді. Кенорындағы өндірістік мұнайдың
бірінші ағысы 1978 жылы наурызда №4 ұңғымадан алынған. 1981 жылы кен орында
іздеу, барлау жұмыстары жүргізді, оның құрамында Ақтөбемұнайгаз геолгиясы 1-
қазан 1981 жылы құрылған. 1981 жылдың аяғында Жаңажол ұңғыманың барлау,
қазу жұмыстары басталды.
СССР министрлігінің мұнай өндірісіне тапсырылған 1982 жылы ақпанда
Ақтау “Мұнайгаз геолгиясы ” және “Ақтөбемұнайгаз геолгиясы” қосылыстарымен
мұнайгаз конденсатының барлауы тамамдалған, ал барлау жұмысы корбанат
қабатының жұмысы жалғасына жатты. Кенорындағы ҚазСССР геолгия
минстрлігінің барлау жұмыстар материалдары бойынша “Ақтаумұнайгаз геолгия”
және “Ақтөбемұнайгаз геолгиясымен ” КазНИПРИ бірге жұмыс істелген, мына
жұмыстар мұнайгаз Ақтөбе облысының Жаңажол кенорнының конденсат қорын
есептейді. Мұнайгаз және конденсат кенорын қорлары ГК3 СССР 23-маусымның
1982 жылы (№9015 протоналында С1категориясы бойынша бірінші (жоғарғы)
корбанат қалдығымен және С2 категориясының екінші (төменгі корбанат
қалыңдығымен бекітілген)). Қазіргі кезде өндірістік өңдеу шығаруда
кенорынның жеті объектісі (Б, В+В солтүстік В+В оңтүстік, Г-ІІІ, Д-ІІІ, ДВ-
І, Дн-І) және А, Г-І объектілері орналасқан.
Кенорынның өңдеу бірінші корбанат қалыңдығын өңдеуден басталды. 1989
жылы Қазақстан Республикасының СССР бекітілуімен бұрғылаудың негізгі
объектілерін екінші карбонат қалыңдық объектілеріне ауыстыру жүзеге
асыруды, бұл неғұрлым ірі объектілерді өңдеуге жағдай туғызды.
1.2.1 Литология-стратиграфиялық сипаттама
Жаңажол кен орындарында қазба жұмыстармен, төменгі тас көмірліден
жоғарғы әктасты жасқа дейінгі комплекс зерттеген кескінді стратиграфиялық
бөлу кезінде полеонтологиялық анықтамалар және геофизикалық зерттеулер
диаграммаларын қолданған. Өнімді қалыңдық бойынша (КТ-1) мұнай газ қорын
бекіткен аралықтан кейін қаралатын кенорынның технолгиялық сұлбасын құру
кезінде 149 ұңғымалар бұрғыланған. Осы ұңғымалар бойынша материал анализін
талдау кеніштің геологиялық құрлымын айқындауға мүмкіндік берді, және оның
таралу шегін өннімнің қабат параметрлер есебі жүргізілген. Бірақ сұйықтық
қорына өзгеріс берген жоқ. Қаралатын кенорынның жабық кескіні төрттік,
триас перм және таскөмірлі жасты жыныстармен көрсетілген. Каспий маңындағы
ойпатты Қазақстан бөлігіндегі тұзды тұбаларды ірі газ мұнайлы кеніштер
жоғарғы Мәскеу және Касым (подольск горизонты) және екінші КТ –11 төменгі
Мәскеу аралығында, башкұрлық, серпуховтық (протвинский, стеншевкий және
тарускии горизонты) және визейлік ярустарында соңғы шөгінділерде ең алғаш
табылған. Төменде кенорындар шоғырланған бөлімшелер мен жүйелердің қысқа
баяндамасы келтірілген.
С- таскөмірлер жүйесі.
Төменгі бөлімше С1 V-3.
Жаңажол кенорны ертедегі шөгіндісі болып орта визейск жасындағы
теригенді тұнбалар табылады. 1-С ұңғымасында олар 4190-4200м аралығында
кездеседі.
Теригенді шөгінділер жоғарғы кескін бойынша жоғарғы визейстік кескін
бойынша серпуховски жасындағы карбонаттар қабаты жыныспен араласады, ол
қара, қоңыр аргиллиттік сирек қабаттармен доломит, әктаспен ұсынылған.
Төменгі карбонның максимал ашылған шөгінді қабаты 308 м –ге жетеді.
Орта бөлімше -С2.
Орта карбонның шөгіндісі башқұрлы және мәскеулік ярустарда ашылған.
Башқұрлық ярусы С2в
Осы жастағы шөгінділер көптеген пайдаланылатын ұңғымалардан өткен.
Олардың толық қалыптасуы 224 метрге жетеді. Олар сұр және ашық сұр
әктастармен мүшелі түйірлермен, массивтермен, сирек қабатты аргеллитті
доломиттермен көрсетілген.
Мәскеулік ярус С2М1
Оның құрамы екі ярусқа бөлінеді: төменгі мәскеулік шөгіндісі
верейскиліжәне каширлі қабаттармен көрсетілген, сонымен қатар көптеген
барлау және ұңғымалар ашылған. Шөгінді қалыңдығы 106 м-156 метрге дейін
жетеді. Олар карбонатты жыныстармен және аргеллитті жұқа бірлік қабаттармен
қапталған. Жоғарғы және визейлік төменгі-мәскулік ярустың карбонатты
шөгінді комплексі оның қалыңдығы 530м (1-С. ұңғы) жететін, төменгі
карбонатты қалыңдық түседі. Ол КТ-П индексімен белгіленеді.
Жоғарғы мәскеулік ярус –С2м2
Ол подольдік және мячковтық қабаттармен көрсетілген. Подольдік қабаттың
төменгі жағы теригенді қабат жыныстармен аргеллит , құмды алевролиттермен,
сирекгровелиттермен, қалыңдығы 266 мен 366 метрге жететін әктас
қалыңдығымен қабатталған. Подольдік карбонат шөгіндісінің қалыңдығы 144
–тен 220 метрге дейін ауытқиды. Мячковски қабаты барлық ұңғымалармен
ашылған және органоген-сынықтармен, микротүйірлі әктастармен және
доломиттермен көрсетілген. Оның қалыңдығы 115-164 м дейін жетеді.
Жоғарғы бөлімше С3.
Жоғарғы және орта карбонның шегі ГК қисығымен сипатталады. Жоғарғы
карбонның қалыңдығы көптеген микрофауын мен флорға байланысты қысым және
касимдік және гжельски ярустарға бөлінеді.
Қасым ярусы –С3КS.
Шөгінді жасын (2832-2824), (2824-2819), 1(2900-2896), 6(2909-2906),
(2899-2897), (2894-2888),(2884-2879), 19 (3013-3001) фораминфер комплексі
бойынша және 5 (2832-2824), (2819-2815) конодонт шұғыласымен анықтаған.
Ауданның көптеген бөлігі литологиялық қатынаста әктастармен және
доломиттер қатынасқан. Қасым юрасының қалыңдығы 50-97 м дейін ауытқиды.
Гжельлік ярусы-С3д
Ол тұлғагенді әктастың өсуімен ерекшеленеді, 65-88 % фаундары және
балдырлардан тұрады.
Гжельльси ярусының жасы
2984.2-2980 және 2326,6-2930м (12нұғ.) аралығындағы фораминифер
табыстармен бекітілген
Гистинді корбанатты қабат КТ-І, оған кен орынның 427м –573м дей”нг”
негізгі газ конденсатты кенші шоғырланған.
Пермск жүйесі Р
Пермск шөгінділер жоғары және төменгі бөлімшелермен бейнеленген (
көрсетілген)
Төменгі бөлімше Р1
Төменгі пермь ассельск, сыклярск, кунгурск ярустар шөгінділерімен
көрсетілген.
Ассельск-сакмарск қабаты (ярус) Жаңажол кен орнында Ассельск- санмар
терригенді қабат жынысы жергілікті сұйыққа төзімділік түзеді. Осы
жамылғанаң қалыңдығы сазбалшықты құрамы бойынша үлкен шектерде
16метрден 598м дейінгі аралықта өлшенеді.
Бұл металогиялық қатынастар аргилитітің құрайтын алевролтттердің,
кейде гровелметтің қабаттануы болады.
Ассельск шөгіндісінің қалындығы форалинифер фауасымен 1(2647-2645)
және 10(2468-2458) ұңғымасындағы белгіленген, 9(33 ұңғыдан ) 359(8ұңғы)
дейін ауытқуды Сакмарлы қабат (0-ден 209м 5ұңғы) қалыңдықтағы
қатынасты ұстамды емес.
Күнгір қабат Р1к
Күнгір қабатының гидромеханикалық шөгіндісі жоғарғы қабатты
терригенді қалыңдықты қабатпен бірге Күнгір кескінінің бөлігіне
дейінгі мұнайлыгазбен қаныққан сұйықта төзімді жамылғы қабат түзеді.
Күнгір қабатының шөгіндісі төменгі бөлікте сульфат –терригенді
жыныстармен көрсетілген, қалыңдығы 10-60м дейін .
Жоғары қарай аргиллит қыртысты, кейде құмайт және алевролиттің ,
ангидритті, галогенді жыныстар қабаты қоныстанады. Галогенді бөліктің
максималь қалыңдығы 96м (12ұңғы) құрайды, ал минималь қалыңдығы –7м
(3ұңғы ) құрайды.
Күнгірдің жоғары бөлігінде терригенді –сульфатты текше қоныстанады,
негізінен қалыңдығы 4-48м ангидриттерден құралады.
Жоғарғы бөлімі Р2
Жоғары перм шөгіндісі ашық түсті, сұр түсті терригенді жыныстармен
(25 тен 10-15м ) дейінгі жеке антдрит қабаттамалармен көрсетілген
үстінгі перм шөгіндісі қалыңдығы 63м (10ұңғы) дан солтүстік күмбез
төбесіне 1680м (6 ұңғы) дейін өзгереді.
Триас жүйесі-Т
Триас шөгіндісі төменгі бөлім құрамынан (Т1)және литологиялық
ұсынылған айқын боялған сазбен, құрамайтардың , алевролиттің, аз
цементтелген құм қабаттардың кездесуімен көрсетілуі және бөлінеді.
Юрск жүйесі
Жоғары және төменгі бөлімдер құрамынан Юрск шөгіндісі бөлінеді.
Олардың жалпы қарқындығы 60м ден 246м дейін ауытқиды. Олар сұр судармен,
қарна –сұр саздармен нығыз және сирек алевралиттермен сұр
құрмайттармен, полимикті, түрлі түйірлі құрмайттармен көрсетілген.
Бор жүйесі –К
Ол жоғарғы бор көкшіл сұр саздармен мергелитті конгломераттар мен
қабаттасқан, қалыңдығы 28-132 метрге дейін жетеді
Төрттік жүйе-Q
(2-3м) аса қалың емес төрттік шөгіндісі жоғарғы бор шөгіндісін
қаптайды және саздан құмдықтармен ұсынылған.
1.3 Тектоника
Аудан техтоникалық жағынан Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінде
орналасқан, Сакмар –Көкпет жарығымен және Орал Ащысай аймағынан
ажыратылған. Техтоникалық өсудің сипаты болып территорияның тез төмендеуі
және тұмбалы жабдықтың түзілуі, оның негізгі бөлігін тұзды комплекс (7-10
км) құрайды, сонымен қатар кейбір іргетасымен күнгірт қабатының галогенді
негізгі беттіктер арасындағы шөгінділер кіреді.
Тұзды шөгінділер беттегі батыстан 2,0 –2,5 км Ащысай маңы жарығынан 5,5
–6,0 км беттау күмбез меридианасында моноклинальді қондырылады.
Белгіленген моноклин аралығында себептелген текшелер қаттары бөлінген.
Сонғылары төменгі қабаттарда айқын көрінеді және ойпаттың орталық бөлігіне
шоғырланады. Шығыстан батасқа қарай Жаңажол, Кеңқияқ, Қожасай Шұбарқұдық
жүйелер текшесі көрінеді, тұз қабатының жамылтқы бетті:
3-3,5км - ден 3 тен 4, 7,5 км және одан төмен 5км тереңдікте
айқындалады.
Жаңажол текшесінің бірқатар ерекшелігі массивті карбонаттардың өсуі
болып табылады. Жаңажол кенорны кең ауқымды корбанатты массивтің жоғарғы
бөлігінде шоғырланған.Сеисмологиялық мәліметтер бойынша төменгі корбанат
қабатың қалыңдағы 600м құрайды, бұрғылау нәтижелерімен бекітіледі.
Бұрғылау нәтижелерін сеисмологиялық мәліметтермен салыстыру кезінде,
бедердің жеке түсінік ерекшеліктері, олврдың мөлшерлерін көруге болады.
Құрылымдқ картада жоғарғы корбонның шөгінді табанына 2,5км изогибсамен
50ұңғы контурланған ені жеке көтерім белгіленген.
Көтерім мөлшері сұйық изогибса бойынша 9х5км құрайды, олар оңтүстік
жеке көтерімен арқылы біріктіріледі, 19 ұғма ауданында 2,55 км
изогипсамен контурланған. Жаңажол дөңесі білік ұзындығы бойынша 28 км және
карбанатты массивті жыныс дөңесіндегі түзілген субмеридианды
брехиантиклнальды қойманы көрсетеді. Ол екі жеке дөңестен тұрады. Солтүстік
аудандағы 50ұңғыма, 2,3 км изогипсамен контурланған, 2,5км тұйық изогипса
бойынша оның мөлшері 10,5 х5км құрайды. Төбенің оңтүстік дөңесі 50м
төменде және 2,3 км изогипсада жатыр. 2,3км изогипсадағы мөлшері 9,5х4км
ден кенорынын пайдалану барлау ұңғымамен бұрғылау процесінде төменгі
карбанатты қабат кескінде техтоникалық бұзылым айқындалған, оның ішінде100-
150 метр араласу амплитудасы көрінген Амплитудасы 40-50 метр батыс
дөңесінде өтеді екеуі қатпардың орталық бөлігін қиындатады. Осы
бұзылымдарға байланысты барлық құрылым 3 блогқа бөлінген
І. (оңтүстік бөлігі); ІІ (аудан 61 ұңғы); ІІІ (солтүстік бөлігі);
сұйықтың қорлары ІжәнеІІІ блогтарда шоғырланған.
1.3.1Газмұнайлылық
Қазақсандағы ең алғаш ашылған ірі кен орын Жаңажол болып табылады,
оның өнімділігі карбонат коллекторларымен байланысқан. Ол бізге белгілі
Кеңқияқ, Құмсай,Құмкөл, Көкжиде, Қаратөбе, Ақжар және Қопа шөгінділер
ауданында орналасқан. Жаңажол бетіндегі мұнайлылық туралы алғашқы
мәліметер 1 ұңғымен бұрғыланғанда жоғарғы газ көрсеткіші түрінде және
сазбалшықты ертіндіні газдандыру, таскөмірлі шөгінділерден мұнай бойынша
көрсетілген 3050-3020 м аралығын байқау кезінде әлсіз судың газбен ағыны
62,5% метан, 1% этан, 1% ауыр көмірсутектер байқалды 3 наурызда 1978жылы 4
ұңғымада сынау кезінде газданға мұнай ағыны алынған. Көп рек 31 маусымнан
2 тамыздың 1978жылы 2767-2894 м аралығында газ бен мұнай фонтаны 66,8м3с
және 107,6 мың \м3с 3 және8мм тежелген кезіндегі сәйкес өнім алынған.
Қазіргі кезде Жаңажолды екі карбонат қабатын өндірістік өнімділігі
белгіленген,0л 206-417м дейн бөлінген теригенді жыныс текшесі алынған.
Бірінші карбон,атты қабат КТ-1 398м (92 ұңғыма) –548м (41 ұңғыма )
құрайтын қабат негізінен әктастар мен даламиттермен және аралық
айырымдармен құралған . Осы жыныстардың өткізгіштігі болып коллекторлар
саналады.Колекторлар түрі:табанды, бу қуысты, бу жарықты болады. Қабат
кескінің сипаты богйынша карбоннат қисықтар жазылымынан белгілер сериясын,
ГК (сазды жыныстардың тығыз құрылымы ) жоғарғы мәндерімен сипатталады. Бұл
материалдар төрт өнімділік байлам түрін бөлуге мүмкіндік береді: А, Б,В,
В 2550-2900 м тереңдікте жатыр А текшесі стратеграфиялық желгс қабатының
төменгі бөлігінде шоғырланған: Б-текшесі Қасым қабатында, В және В -мәскеу
қабатының подолск горизонтының жоғарғы бөлігінде жатыр. Олдың
көмірсутекпен қайнау сипаты әртүрлі: А текшесімен мұнайлы газды шөгінді
биіктігі 303 және90м сәйкес байланысты: Б текшесі газмұнайлы биіктігі 110 м
шөгіндісін мұнайлы 90 м құрайды : В текшесінде газмұнайлы шөгіндісі ( мұнай
және газ қабат 83-91м және 30-50м). Шоғырланға В текшесі үлкен емес
биіктігі 87 м мұнайлы шөгіндіні құрайды: Барлық бөзлінген текшелір бірлік
гидромеханикалық жүйемен өз ара қосылады.Абсолюті газ мұнайлы контактымен
2560м абсолюті белгісімен газмұнайлы шөгіндіні көрсетеді,ВНК ауданың минус
2630 дан 2650м абсолюті белгісімен өзгереді. Бұл көптенген ұңғыманы
бұрғылыу нәтижесінен бекітеді. ВНК аса жоғарғы ұсынысы батыс оңтүстіктен
перекликал (2630-2640) және аса төмен шығыс шеттегі ұңғымадағы (2640-
2650) перекликалды бедері биік кейбір ұңғымаларды 182,154,343, қатпарлар
сияқты бөлінетін қыртыстар болмайды, олар қуатты қыртыс қабат тұзеді ГНК
және ВНК нәтижелері бойынша көптеген ұңғымаларды сынау жүргізіледі. Төменде
өнімдік бұдақтың қысқа сипаттамасы келтірілген. А текшесі үстінгі жағынан
(650 м) қабатпен қапталған, терригенді жыныстармен гжельск және ассельско-
сакмар қабатымен құралған және газ конденсатты шөгінді қаптамасын
түзеді. Екі күмбезді құрылым шөгіндіс жыныстың бір текті емес
литологиялық ауданын құрайды, шығыс шектің солтүстің бөлігінде коллектор
шөгіндіс өткізбейтін жыныстармен –ангидриттермен толтырылады.Шөгінді төбелі
қатпары –массивті, литологиялық шектелген типтерге жатқызылады, газдылық
ауданы 70,695мың м2 құрайды, мұнайлылық 75204мың м2 газмұнайлық жалпы
қабаты 293 м, соның ішінде газдылық 90м құрайды.
Б текшесі газмұнайлы шөгіндімен байланысты А текшесінен төмен 2-60м
жатады. Ұңғыма ауданында 146,52,117, шөгіндінің солтүстік бөлігін
коллектормен сипатталады, олар 67,103,321, және 8 ұңғыма ауданында
өткізбейтін корбанатпен толтырылады.
Қатпарлы-массивті, төбелі шөгінді литологиялық шектелген шөгінді
биіктігі 200м . Газдылық ауданы 36516 мың м2 мұнайлылық-71475 мың м2 тең
В текшесі –4-74м Б текшесіне төмен жатыр.Жоғарыда айтылғандарға
қарағанда екі шөгіндімен оңтүстік пен солтүстік күмбездері шоғырланған.
Екі шөгінділер мұнайлы үлкен емес биіктіктен (оңтүстікке қарай-30м,
солтүстікке қарай-50м) Және төбелі қатпарлы –массивті оңтүстік
литологиялық экрандалған 60 ұңғыма ауданынды соңғысы кіші мөлшер7,6 х3,7
км, биіктігі 129м , солтүстіктегі 8,5 х41 км, биіктігі 87 м тұрады.
В текшесі 350 мтөменде орналасқан үлкен емес мөлшері екі мұнайлы
шөгіндімен берілген оңтүстіктегі 4,5х2,1км, биіктігі –60м солтүстіктегі
–5,6х3,2км , биіктігі87м.
Екінші карбонаты қабат КТ-ІІ бірінші карбонатты қабаттан әктастың
домирленген кескінімен және өте сирек доломитермен ерекшеленеді. Олардың
өткізгіш айырымы болып коллекторлар саналады бұл қабаттағы жұмыстар
фациалды ығысумен литологиялық топтардың басқалармен ауысу қасиеті. КТ-І
және КТ-ІІ қабатын бөлеті текше жыныстары терегенді жыныстармен
қабаттасқан және екінші қабаттағы карбонатты шөгінділер үшін сұйыққа
төзімді жамылғы ретінде қызмет етеді.
Нақты негізделген бөлу объектілері, КТ-ІІ қабатының орташа бөлінген
есеп қоры екі текшеге Г және Д бөлінген неғұрлым ұстайды. Өткізбейтін
верейск қабатты жынысы жыныс қалыңдығы 4 тен-50 м , оңтүстікке әктастармен
қатпарланған (50-65м )дейін солтүтікке негізінен сазды айырымдармен
қалыңдығы 15-20м айыруға оңай, ыңғайлы болып келеді стратиграфиялық Г
байланыстыратын қабаттың жынысымен ұсынылған: Д текшесін мәскеу қабатының
верей горизонтының қалыңдығымен жинақтайды. Сонымен қатар башқұрт,
серпуховск ярус қабатары және визеис қабатының шөгінділер жатады. Айтып
кеткендей КТ-І қабаты тектоникалық бұзылымы бар блогтарға бөлінген; І және
ІІ блогтарды мұнайлы кеніштер және газ конденсат мұнайлы даму ІІІ
солтүстік шоғырда белгіленген ВНК шөгіндісі (негізінен ГИС материалдың
ұңғыманы сынау нәтижелерімен алынған) олардың тереңдік интервалы 3602м
ден 3534 м аралығын құрайды. ІІ шоғырдың ВНК шөгіндісі қатпардың мұнайлы
табанынды қабылданған ПГИС бойынша 3534 абсолюті белгіде сусыз мұнай
алынған .
ІІІ газмұнайлы ВНК шөгіндісі 3385 м абсолюті белгіде бекітілген.
ВНК шөгінді тереңдіңтері мұнайлықтың белгілі қабатында (560м)
коллекторлардың түрлі қанығуларымен жалпы резервуар (КТ-ІІ) шөгіндісі үшін
түзілу шартына куә бола алады. Қабаттардың жайылу сипаты көмірсутегті
коллекторлардың ауданы кескіні Г жәнеД жоғарғы және төменгі шоғырларға
бөлуге мүмкіндік береді.
Төменде осы шоғырлардың қысқа сипаты берліген Г шоғыры І блог
аралығында (оңтүстік күмбезі) Гн-Ітөменгі қабатпен ұсынылған жоғарғы
толығымен тығыз жыныстармен толтырылган Гн І қабатына мұнайлы кеніш
шоғырланған өткізбейтін жыныстар арқылы батыстағы (32ұңғы ауданы,) оңтүстік
және шығыс кеніші төбелі, қатпар –массивті техтоникалық мұнайлы қабатты
150м литология шектеумен сипаталады. Мұнайлылық тығыздығы 71,6км2 екінші
шоғырда өнімділік бөлігі жоғарғы қабатпен (Гв -ІІ) көрсетілген. Осымен
байланысты мұнайлы кеніш техтоникалық бұзылымдар арқылы жайылып құрайды
Оның ауданы 8,1км2, биіктігі 50м
ІІІ шоғыр екеуінен айырмашылығы ірі газ кенішпен Гв –ІІІ ,Гн-ІІІ шоғыр
қабатарына шоғырланған.Осы шоғырланған газдың шектік биіктігі 265м тең.
Мұнаймен қанығу көлемі газбен қанығу көлемінің қатынасы Г шоғырындағы 0,31
% құрайды.коллекторлар олардың таралуы біркелкі емес Гв-ІІІ жоғары
қабатында олардың орналасуы 71 және 69 ұғңыма ауданында өткізгіш емес
жыныстармен толтырылған Д текшесі І-ІІІ блогта орналасқан екі мұнайлы
кеніштермен сипаталады. Шөгіндінің І төменгі бөлігінде тығыз жынысты
қатпарлары орналасқан бұл жағдай екі шартты өнімді қабатқа бөлуге
мүмкіндік берді: Жоғарғы Дв-І және төменгі Дн-І. Жоғарғы қабаттағы кеніш
мөлшері 15х7м, қабаты 235-100м тең.
Төбелі кеніштер жоғарғы қабатағы қатпарлы массивтер үшін, төмендегі
толық қатпар емес типтер үшін экрандалған литологиялық шектелген.
ІІІ жоғарғы және төменгі қабаттармен мұнайлы кеніш байланысты, оны
Д-ІІІ текшесінің резеруар деп қарастырады.
Кеніш мөлшерлері: мұнайлылық ауданы-30,4км, қабаты-189 м тең
Кеніш төбелі, тектоникалы, экрандалған , қатпар емес массивті типке
жатады.
Мұнайсу аймағы Жаңажол кенорны үшін шарт болып есептеледі. Шартылық
ең алдымен келесілермен көрсетіледі: өнімділік кескіні жоғары
бөлшектенуі, кеніштің мұнайсу деп аталатын бөлігі түйісу аймағында жатады
демек коллектор қатпарында “мұнай-су” жапсары қатыспайды.
1.3.2Сулылық
Жаңажол кенорнының тілігінде түрлі бөлшекті дәрежеде және карбонмен
төменгі бор жер асты суларын жинақтау сыналып, ашылған.
Төменгі борлы шөгінді сулары (КІ )тереңдігі 60-30м және 230-260м
техникалық қажеттілік үшін бірнеше ұңғымалармен ашылғандарды, танарлы деп
аталады. Судың сигатестикалық деңгейлері 14-65 м орнатылады, өнімі 60-
180м3тәу құрайды. Судың температурасы 12-140-тан аспайды, оларды салқын
типтілерге жатқызуға болады. Сусиымды жыныстары болып альбск қабатының бос
құмдары саналады. Емба суының химиялық құрамы жағынан миниралдығы 1,6-3,6
кгм3 магнийхлорлы типке жатқызады. Оларға метаморфозалықтың жоғарғы
деңгейлі, сульфаттықпен қаттылық қасиеттері тән. Бірақ, кенорнынан батысқа
қарай альба суларының сапасы жақсарады, оның минералдығы 1,2-1,6кгм3
құрайды. Ұңғымалармен 2035 және 3050 м ашылған карбонның қабат сулары
табандылар типіне жатқызылады. Бірінші және екінші корбанат қабатының қабат
сулары физика-химиялық қасиеті жағынан бір-бірінен ерекшеленеді. Бірінші
корбанатты қалыңдық суларында КГ-1 кальций құрамы 2,94-4,77 гл сульфаттар
1,48 –2,67 гл, ал бром мөлшері (0,62 Мпа-с массасынан аспайды. Сулар орта
метаморфизациялығымен (r(CI-Na)Mg) 2,65-тен аспайтын санмен сипатталады.
Екінші карбонатты қалыңдық КТ-ІІ қабатты сулар құрамында кальцидің
жоғарғы құрамы (3,79-8,7гл) сульфаттардың аз мөлшері (0,43-1,24 гл)
кездеседі және бром (183 гл аспайды). Қабат жағдайында су тұтқырлығы 0,5
–0,55 мПа*с төмендейді. Су жоғары метаморфозалығымен (r(CI-Na)Mg)=3,4
сипатталады және Дв-І, будасында шоғырланған шөгінділер 6,7(15,7 өседі.
Жалпы барлық объектілердің қабат сулар В.А Сулина сипаты бойынша
кальцийхлорлы типке жатқызылады. Стандартты жағдайда олардың тығыздығы аса
өзгермейді. Бірінші корбанатты қалыңдық КТ-І сулар үшін 1058-1069 кгм3
(орта есебі 1064 кгм3 ) құрайды, ал екінші корбанатты қалыңдық КТ-ІІ
қабатты сулар үшін 1048 –1067 кгм3 (орташасы 1056 кгм3 ) құрайды.
Орташа мениралдылығы 87,5 гл және 79,7 гл сәйкес.
Карбонатты қалыңдық суларында бор мен бром микроэлементтері бар.
Сонымен қатар олардан басқа литии және стронций консентрациялары
кездеседі.
Жаңажол кенорнындағы корбанатты шөгінді сулар иод бойынша кондиционды,
бірақ сулы аймақтың коллектор өнімділігінің төмендеуінен өндірістік
пайдалануға жарамсыз болып табылады.
1.3.3 Өнімді будалаудың коллекторлық қасиеттері
Литологиялық қатынаста бірінші корбанатты (КТ-І) қалыңдық мүшелік
-сынықты әктастармен, доломиттермен олардың ауыспалы айырымдарымен, саздық
сирек қабаттармен кездеседі.
Керн бойынша керектіліктің орта арметикалық мәні А, Б және В мұнаймен
қаныққан будалар үшін 11,5%, 13,7%, 10,2% құрайды.
Газды шектерде А, Б және В будаларының газбен қанығуы 79%, 82%, 87 %-
ке тең.
А, Б және В өнімділік будалар өткізгіштігі 0,08 мкм2, 0,171 мкм2;
0,116 мкм2 құрады. Өткізгіштіктің бұл мәндері А және Б будаларының мұнаймен
қанығуы кәсибі геофизикалық зерттеулер нәтижесімен 80 және 88% анықталды.
В будасы бойынша алғашқы мұнаймен қанығуы керн және геофизикалық
зерттеулермен анықталған, яғни 86%-ке тең. В будасы кернмен аз ғана
сипатталған. Оның барлық параметрлер В будасымен сәйкес.
Екінші карбонатты қалыңдық КТ-ІІ жыныстары литологиялық қатынаста
негізінен әктастармен көрсетілген доломиттер сирек кездеседі.
1.3.3 Мұнай, газ және су өнімдік будалардың қасиеттері.
“Гипрошығысмұнай” институты мен орындалған терең зерттеулермен беттік
сынамалар нәтижесі бойынша алынған Жаңажол кенорнының мұнай және газ
сипаттары берілген.
Мұнай тауарлық сипаты жағынан жеңіл, тығыздығы 809-827 кгм3,
тұтқырлығы баяу, күкіртті (07-1,11%) парафинді (4,9-7,1%) болып келеді.
Ашық фракция 3000Сдейінгі шығымы 50,7 құрайды.
Қабатты мұнайдың газбен қанығу шегі 168,2-319,5 мм жатыр.
Г және Д мұнай будасында ерітілген газ ауыр, этанқұрамды болады.
Құрамында ауыр көмерсутектердің 33,75-35,57 болу тиісті, 48,7%метан
құрайды.
Күкірт сутектің артық концентрациясы (5,97 %-ке дейін), аз мөлшерде
азот, көмірқышқыл газы , гелий кездеседі. Газдық типтердегі газ ауыр, этан
құрамды, ауыр көмерсутектер мөлшері 18,5 %-ке жетеді, құрамындағы этан
–73,24%, күкіртсутек –2,94% , азот 1,93% -ге дейін жетеді.
Газ құрамындағы тұрақты концентрат –614гм3 тығыздығы 770 кгм3
құрайды.конденсат құрамында парафиннің–3,6%, күкірттің –0,41% және
селикогелилі смолалар- 0,55% бар. Фракция шығымы 74,6% береді.
Көмірсутекті құрамы бойынша көнденсат парафин негізді болып келеді.
Парфин мұнайлы көмерсутектердің жалпы құрамы 86%-ке тең.
1.4 Жаңажол кенорынындағы ұңғыманы газлифті пайдалану
Кенорнын пайдалану туралы алғашқы жобасы мұнай алудың
механикаландырылған әдісі ретінде газлифті қолдану керектігін қарастырған.
Су неме газды айдау тиімді емес болып шықты. Су және газды айдаған
кезде жарықтар арқылы тарайды деген қауіп төнді, ол коллекторды оқшаулап,
өңдеуді төмендетуге жағдай туғызады. Сонымен байланыспен өндірудің тиімді
әдісі газлифті әдіс ұсынылады. Терең сораптарды қолдану ұсынысы қолданған
жоқ, өйткені ортадан тепкіш электросораптары сенімсіз еді.
Сонымен қатар сенімді электрлі қамтамасыз ету керек жөндеу жүргізу
үшін. Сондықтан да клапын қатарынан тұратын сорапты –копроссордың барлық
ұзындығына құбырлар орнатылған, құбырлы кеңістік арқылы газды айдайтын,
газлифт жүйесінің қолдану мүмкіндігі қарастырған. Бұл жүйеде газды беретін
желіде қысымның артуына байланысты, яғни жайлап есепті мәнге дейін
ұлғайтады.
Клапындар жүйесі қызмет ету жағынан көптеген мәселелер көзі болады
деген қауіп бар еді. Сондықтан бір колоналы кампрессор құбырлары сорапты
қолдану туралы шешем қабылдады, көл деңгейінен төменде 1500 тереңдікте
орналасқан. Бір колоналы –компрессор сорапты құбырлар жүйесі диаметрі 244
мм шегендеу құбыр коллоналарынан және колоналы копрессор сорапты
құбырларын диаметрі 178 мм, диаметрлері 114 мм мандрелімен тұрады,
жылжымалы техника арқылы газлифті клапындар орнатуға болады.
Газлифті жүйе 1994 жылдың аяғында орнатылған. Тіректі плиталар арқылы
бұрғыланған шұңғымалар жылжымалы техника көмегімен клапындарды орнатуда
қарастырады.
Газлифті қолдану барлық кенорындарында қарастырады, ал клапынды
орнатуға болаәлде жоқ па оны операция құндылығымен шешілді. Егер клапындар
істен шықса, онда қазу қондырғысын ауыстыру керек. Келесіде жаңа
мәселелердің шешілуі техникалық, экономикалық параметрлер негізінде
шешіледі. Жұмыстың клапын қондырғысының тереңдігін қауіпсіздік есебімен
анықтаған. Газдың қаншалықты максимал қысымы платформаны қамтамасыз етеді.
Сорапты- копрессорлары коллона құбыры 3560 м тереңдікке дейін сумен
толтырылған( қысымы 17,6мПа). поршенді көлемді компрессор туралы сұрақты
қарастырғанда, оны ауыр әрі жүзбелі пайдалану жүйесіне тиімсіз деп білді.
1.4.1 Газлифт бөліміне теориялық кіріспе
Егер қабаттық қысым қабаттық сұйықты беттікке көтеруге жеткіліксіз
болса, жасанды фонтандану жүйесін қолдану керек. Газлифті пайдалану-
жасанды фонтандардың негізгі түрінің бірі болып табылады. Мұнай кеніштерін
энергия және күш типтері арқылы топтастырады. Мұнай түзілу және жинау
процесінде мұнай және газ өндіруге қатынасқан энергия түзіледі. Мұнай
өзінен - өзі бетіне көтеріліп, жылжи алмағындықтан, газ және су энергия
көмегімен (бірге алынған) жүзеге асады. Бұл энергия жеткілікті жоғарғы
қысымда мұнайдың қабаттан бу кеңістігі арқылы ұңғымаса жылжуға мүмкіндік
береді.
Қабат режимі (тәртібі) –ұңғыма түбіне суды, газды, мұнайды әкелуге
себепші болатын қабаттар энергиясы. Қабаттар қасиетіне негізделген үш
негізгі режимдер бар осы режим бойынша мұнай газ көпіршіктерінің қозғалу
және ұлғаю себебінен ұңғымаға қарай жылжидыда, беттікке көтерілуге
мүмкіндік береді. Бұл режимдегі мұнай беру коэффициенті 0,15-0,25 құрайды.
Сондықтан нәтижелігі аз болып саналады. Екінші режим қабаттағы газ
энергиясына байланысын кейбір шөгінділер құрамында газдың көп мөлшері
кездеседі, осыған қарағанда берілген қабат жағдайларында (температура,
қысым) одан да көп ерітінді болар еді. Артық газ, мұнайларда жеңіл,
кеніштің беттік жағына көтеріліп мұнай үстіндегі газды шепті түзеді. Газды
шеп энергияның негізгі көзі болып табылады, мұнай және газды өндіру
процесінде газ ұлғаяды, қысымын төмендеткен кезінде бос кеуектерді
толтырады. Бұл режимді газ орынды немесе газдық шеп режимі деп атайды. Ол
еріген газ режиміне қарағанда неғұрлым нәтижелі тиімді болып саналады,
мұнай беру коэффициенті 0,25 –0,5 құрайды. Егер құрамында мұнай кені бар
өзінің параметрлері жағынан, (кеуекті) біртекті коллектор болса, онда
тұзды судың ауқымды қоры түзіледі. Су мұнай және газ кенішінің тура
қатынасында болады. Бұл су мұнай және газ ө ңдеп шығаруға қажетті энергия
қорын береді. өңдеп шығару процесінде мұнай кенішінің қысымын төмендеген
кезде сулық ұлғаюмен энергия қамтамасыз етіледі. Су сығылмайды деп
саналады, бірақ факт бойынша ол сығылады. Немесе 12500 қысымды 100 Па
немес 689 кПа, өзгерткен кезде ұлғаяды. Судың мөлшері көп болса, ұлғаю
көптеген мөлшерде энергия бөледі. Ұлғайған су қысымы төмен. Мұнай, газбен
қаныққан кеніш бөлігіне қарай жылжиды. Бұл қабатты қысымды төмендетеді,
сонымен қатар мұнай мен газдың ұлғаю энергиясын сақтайды.
Сонымен қатар су, кеніштің төменгі бөлігінен жоғары қарай қабатты
сұйықтықтарды ығыстырады. Су арынды режим өтімді әрі мұнай беріліс
коэффициенті 0,5 дейін жетуі.
Өндірудің 4 механикаландырылған әдісі бар: штангалы сораптармен сору,
гидроваликалық сораптар, ортадан тепкіш сораптар және газлифт. 2.1 кестеде
әрбір жүйенің салыстырмалы талдау қасиеті мен мұнай өндірісінде газлифтің 2
негізгі түрі қолданылады. Ол үздіксіз және мезгілсіз газлифті. Олар екі
түрлі жұмыс принципіне жүктелген, сондықтан да оларға жеке жүйе ретінде
қарастырылған жөн.
2.1 кесте- механикаландырылған өндіру жүйесін салыстыру.
Қасиеттері Ақаулар
ҮздіҚабаттағы бар газ энергия қорыТолық іріктеу және өнім көлемін
кіз пайдаланылады. тереңдікпен бірге өндірілетін қысымның
газлӨндірудің жоғарғы көлемдері. төмендеуі мүмкінсіз.
ифт Жабдық ортақтанған болуы Газ көзі керек.
мүмкін.
Құм және шлам ұстамдарын алу.
Клапандарды жылжыма техника
немесе құбыр арқылы алады.
ПериҮздіксіз газлифтке қарағанда Өндірістік максимал көлем шектелген.
одтытөменгі қысым мен өнімдерді Толық іріктеу алу мүмкін емес.
газлқолдануға болады. Жабдық сағасының “Пульсациясының ”
ифт Жабдық ортақ болуы мүмкін. келтіреді.
Жылжыма техникасымен немесе Газ көзі қажет.
құбыр арқылы өндіруге болады.
Механикаландырылған өнім жүйесін жобалауда ұңғының күйімен жұмысының
жағдайы туралы белгілі ақпарат көлемін білу керек. Кейбір мәліметтерді тура
өлшеу жолымен алуға болады, ал кейбіреулерін жанама жолмен, демек белгілі
мәліметтер арқылы есептейді. Ұңғының негізгі параметрін қарастырайық.
Негізгі көрсеткіш болып жүйенің түрлі нүктесіндегі қысым болып
табылады. Қысым килопаскальда (кПа) беріледі немесе бір футқа текше дюим
келеді psi. Газлифт қысымын есептеулерде монометриялық қысым деп аталады
(gauge pressure –psig).
Қабат режимінен тәуелді ұңғыма түбіндегі қысым Р3 статикалық қысымды
(Р3c) көрсетеді немесе егер ұңғыма жұмыс істеп тұрса онда динамикалық
болып көрсетіледі. (Р3д) . Егер ұңғыманы жауып тастаса, онда қысым Ржаб
болып көрсетіледі. Сондай-ақ төтерме құбыр колона бойындағы қысымдарды
(Ртр) және сақиналы кеңістік (Рк) қысымын ескерген жөн . Ұңғыма ауданындағы
қысым Ру деп белгіленеді.
Ұңғыма сағасынан (Тсағ) , (Т3) түбіне дейін көтерме құбыр
колоналардың температурасы өлшенеді. Температура Фаренгейт және Цельси
градусындағы температура өлшенеді.
Периодтың газлифт құбыр және түнбалы колоналарының көлемін есептеу
қажет.
Сақиналы кеңістіктің және құбыр кеңістік көлемдері белгілі
болғанды,(Rct) көлем қатынастарын табуға болады. (Нrc) сұйықтың
гидростатикалық деңгейі- жасанды көтермен басындағы, сұйықтың, ал
гидродинамикалық деңгейі (Нгд)- жарамды көтерме кез-келген уақыттағы
сұйықтың деңгейі. Өндірілетін ұңғымалар бір-бірінен ерекшеленеді.
Газлифтіні жобалау кезінде өндірілетін сұйықтың мөлшері мен сапасы туралы
мәлімет алған жөн. Орташа салмағы (SQ) немесе сұйықтың тығыздығын анықтау
керек болады. Қоспаны газ мөлшерін Qг салыстыру көмегімен және (Qс)
сұйықты салыстыру көмегімен таңдалады, сонымен бірге (GLR) сұйықтың газға
қатынасын мұнайлылығын (GОR) газ мөлшерін және судың (Qв) мөлшерін мұнай
және судың (WOR) қатынасын анықтайды .
Q газының мөлшері Scf немесе стандарты футта немесе м3- та
көрсетіледі. Scf –бұл стандарты жағдайдағы газдың (14,73 psia және 600F)
кубтың футты. 200С және 101,32кПа метрикалық жүйеде стандарты жағдайға тең.
Бір мәннен екінші мәнге ауысуы кез-келген мәннің өзгеру градиент деп
аталады (G).
Газлифті жүйе дұрыс жұмыс істеу үшін келесі негізгі ұсыныстарды
қабылдау керек.
1. Ұңғыма өндіруге дайын, бірақ оған өндіретін сұйықты беттікке
көтеретін қабаттың энергиясы жеткіліксіз . Бұл сұйықтар белгілі нү.ктеге
дейін көтерілуі сұйықтың статистикалық деңгейі деп аталады, ал осы нүктеден
беттікке көтеру үшін жасанды әдістер қажет.
2. Газ қысымы ұңғыдамадағы айдауға сәйкес келу қажет. Газ және қысым
көлемін газлифті құрылғыны жобалау кезінде есепке алынады. Кіріс газдың
желісі , газды ұңғымаға апаратын диаметрімен қысымы сәйкес болу керек.
Газдың желінің бақылау қондырғысынан біріктіру кезінде, біраз уақыт жууға
жіберу керек. Барлық бөгде заттардан тазарту үшін, мысалы саз шлак және
басқалар. Көп жағдайда бақылау қондырғысын бөгде затармен ластау жұмыс
істеуін күрделенеді.
3.Газлифті атомдар белгілі қысымдағы автоматикалық ашылып жабылатын
мандрелдер де орналасады : 2.3 суретте Камко компаниясының өнімі стандарты
мандрель көрсетілген, ол жылжымалы техника көмегімен газлифті клапонды
орналастырып шығарады. Клапондардың орналасуы клапонды таңдау және әрбір
клапонның қысымы анықтау және нақты жобалау керек.
4.Бетіндегі бір немесе бірнеше айдалатын газдың көлемі және уақытын
бақылайтын өлшегіш қондырғылар орналасқан . Егер табиғт сыртқы жоғарғы газ
көзі бар болса ұңғыма үздіксіз газлифті жұмыс істеп тұрса онда жүйе
қарапайымданылады.
1. Өндірілген сепараторға қарай жылжуы.
1.4.2 Газлифтті пайдалану принциптері
1946 ж АҚШ-та су құрамында мұнай бар өнім өндіру үшін газ айдау
қолданылған. Ертеде суды өндіру үшін қысылған ауаны қолданылған. Нақты
фактілер бар 18ғ Германияда ұңғымадын суды өндіру үшін қысылған ауа
қолданылған. Әрекет ету принціпі өте қарапайым: ауа ішкі құбырлы кеңістік
ішімен айдалып және қайтадан құбыр аралық кеңістік ішімен жоғары қарай
айдайды. Сұйықтықтық аэрация нәтижесінде сақина кеңістікте құбыр салмағы
төмендейді . Ол беттікке қарай көтеріледі, ол ұңғыманы фонтондауына ықпал
етеді. Кейде процестті реверсирленген: айдауды құбыр аралық кеңістікте
жүргізгенде құбыр іші кеңістік арқылы алынып отырған.
Эрлифті көптеген операторлармен мұнай өндіру үшін қолданылған,бірақ
1920 жылдың ортасында газды қолдану кеңінен тарады. Газ ауадан жеңіл
болғандықтан, ауаға қарағанда өнімділігі жоғарлай түсті, жаңа материалдар
лаулауды төмендеді және жабдықтын коррозиялануы төмендеді 1930 жылдары
ұңғымалар үшін клпонның біршеше түрлері пайда болды . Газлифті пайдалану
мұнай өндіру жағынан нәтижелі әдісі болып табылады. Соңғы жылдар екі
бағыты өркендеді.
1. Мұнайдың көп бөлігі қабат энергия қорын азайтып ұңғымадан алынып
өндірілді және олар жасанды лифтті қажет етеді.
2. Көптеген аудандардың газдың комерциялық (бағалығы ) құндылығы
бірінші есебі өсті: газ бағасының көтерілумен байланысты мұнайды
өндіруге арналған газ арнайы мәнді көмірсутек болып табылады.
Ескере кеткен жөн газ лифтті қолдану кезінде газ шығыны
болмайды. Газ ағынының энергиясы қолданылады, бірақ мөлшері
солай қала береді.
Газлифті пайдалану- ұңғымадан жоғарғы қысымен тұрақты айдау көмегімен
қабат энергияны толу мақсатымен (үздіксіз газлифті немесе құбырға біраз
уақыт толып қалған) сұйықтың қалған сұйықтық астындағы айдау көмегімен
алынады және сұйықтық өндіру процесі болады.
Газлифті келесі мақсаттардыа қолданылады:
1. Әдетегі жұмыс істейтін ұңғыманы игеру.
2. Өндірілетін ұңғыманы өнімділігін артыру
3. газдың ұңғымадан сұйықтықты өндіру
4. Ағынды суларды жұтуға арналға, ұңғымадағы суды айдау
Басқада әдістер қолдануға болады, бірақ газлифті барлық ұңғыма типтерге
келеді газлифтің қысымы артықшылығы оның әмбебаптылығы.
“Табиғи фонтондау ” газлифтің формасы болып табылады. Сығылған газ
энергиясы сұйықтық тың беттікке көтеретін күші болып табылады. Ол екі
жолмен қолданылады.
1. НКТ астындағы мұнайға әсер ететін газ қысымы мұнайға барлық
мағанасын беттікке көтеруге жеттік болады.
2. Газ көпіршіктері НКТ –ның астынан өтіп мұнай бағанасын
жоғарлайды оның тығыздығы төмен детеді. Демек газ НТК бойымен
жоғары қарай көтерілсе қысымның газ үлғаяды және мұнай бағанасы
тығыздана түседі.
Тығыздықтың төмендеуіне мұнайды беттікке шығару үшін төмен қабат қысымы
керек. Ұңғыманы табиғи фонтондауы тоқтамайды егер оған өзгерісі әсер етсе
тоқтатуға әкеледі. Бұл қабат қысымын деңгейге дейін төмендетеді. Екінші
мәселе -өнімнің сулануы. Егер ұңғыма қабаты сумен суланған болса, беттікке
сұйықтықты көтеру үшін үлкен қысым қажет, демек су қысымы мұнайға қарағанда
жоғары . сонымен қатар су құрамында газ болмайды.
“Газлифт ” термені өзіне көптеген практикалық шешімдерді, яғни мұнай
өзндіруді жоғарлату үшін газды қолдануы немесе тоқтаған ұңғымаларды
өндіруді қалпына келтіруді жатқызады. Құбыр колонасын немсес күрделі
қондырғыларды газлифті клапондарын қандайда бір арнайы жағдайларға
құрылған және нақты есептелген формуларар бойынша орнатылған перфорацияны
қажет етуі мүмкін олар ұңғымада түрлі тереңдікте бірнеше жүздеген фунтты
(100м) 12мың фунтқа (3700м) –ге дейін орналасады . Газлифті үздіксіз және
периодты болады. Газлифт ұңғымада газ газлифті клапондары арқылы сыртқы
көздерге беріледі.
1.4.3 Газлифті клапандар
Газлифті клапандар белгілі жағдайларды ( құбырдағы қысым және құбыр
аралық кеңістікте) орналасқан, ол жабулы күйінде қалады.КУлапон ашылған
кедзде, ол құбыр аралық кеңістіктен газ ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ 1
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 2
1.1 Кенорны туралы жалпы мағлұмат 2
1.2 Физико-геологиялық зерттеудің тарихы және кенорын өңдеп шығару 3
1.2.1 Литология-стратиграфиялық сипаттама 5
1.3 Тектоника 9
1.3.1Газмұнайлылық 11
1.3.2Сулылық 15
1.3.3 Өнімді будалаудың коллекторлық қасиеттері 16
1.3.3 Мұнай, газ және су өнімдік будалардың қасиеттері. 17
1.4 Жаңажол кенорынындағы ұңғыманы газлифті пайдалану 17
1.4.1 Газлифт бөліміне теориялық кіріспе 19
1.4.2 Газлифтті пайдалану принциптері 23
1.4.3 Газлифті клапандар 25
1.4.4 Үздіксіз газлифт 26
1.4.5 Периодтық газлифт 28
1.5 Ұңғыманың шектелген өнімі кезіндегі компрессорды нәтижелеуді есептеу
28
2 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 31
2.1 НГДУ “Октябрьскнефть” ұйымдастыру-экономикалық сипаты 31
2.1.1 “Октябрьскнефть” НГДУ-дың өндірістік құрылымы 33
2.1.2 Еңбекті ұйымдастыру және оның төлемі 34
2.2 Газкөтергіш әдісін пайдаланудың экономикалық нәтижесін есептеу 35
3 Еңбекті қорғау 39
3.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларын талдау 39
3.2 Ұңғыларды газлифтілі пайдаланудың қауіптілігі 43
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 48
4.1 Атмосфераны, гидросфераны және литосфераны (топырақ, жер қойнауы)
ластайтын көздер ретінде технологиялық үрдістерді талдау 48
4.1.1 Атмосфераны ластау көздері 49
4.1.2 Литосфераны ластау көздері 50
4.1.3 Апаттар 51
4.2 Биосфера компоненттерін қорғау бойынша инженерлік-техникалық
шаралар 51
4.2.1 Атмосфералық ауаны қорғау 52
4.2.2 Су ресурстарын қорғау және рационалды пайдалану 53
4.2.3 Литосфераны (топырақты, жер қойнауын ) қорғау. 53
4.2.4 Жануар әлемін қорғау 54
4.3 Мұнай қалдықтарын жою 54
ҚОРЫТЫНДЫ 56
ПАЙДАЛАНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР 57
КІРІСПЕ
Адамзат өркендеу барысында ресурстардың жаңа түрлерін (атомды және
еотермальді энергияны, күн гидроэнергияны, желді және көптеген көздерді)
қолдана бастады. Бірақ, бүгін экономиканың барлық саласын энергиямен
қамтамасыз етуде басты рольді отын ресурсы алады. Бұл отын “энергиялық
баланысының” кіріс бөлігін көрсетеді. Отын – энергетикалық комплекске
негізгі қордан 30% және Қазақстан Республикасының өндірістің өнім бағасының
30%-ке келеді. Ол машина-құрылыс комплексі өнімін 10%, 12% металлургия
өнім пайдаланады, елде 23 құбырымен қамтамасыз етеді. Қазақстан
Республикасының экспортының жартыдан көбін береді және химия өндірісіне
белгілі мөлшерде шикізат береді. Тасымалдау кезінде оның мөлшері темір жол
бойынша жүктің 13-ін құрайды. Отын энергетикалық комплекс үлкен мекен
құрамды функцияны құрайды. Сонымен бірге Қазақстан азаматтарының әл
ауқатымен тікелей байланысты, оған кіретін мына мәселелер: жұмыссыздық,
инфлияция. Елдің отын өндірісіндегі үлкен мәні үш салаға жатқызылады:
мұнай, газ және көмір, оның ішінде мұнайлы сала ерекшеленеді.
Жаңажол – қазақстан Республикасы батыс бөлігіндегі мұнайгаз
конденсатты кені, оның қоры біріншілік өңдеуде қоры 100млн тонна мұнай
100млр. м3 көлемнен асады, оның 26 млн.тоннасы конденсат болып табылады.
Жаңажол кенінің негізгі қолдану әдісі фонтанды (атқылау) болып келеді.
Қазіргі кезде скважинаны механикаландырылған пайдалану әдісіне, сонымен
қатар компрессорды, газлифті әдісіне интенсивті аудару жүргізеді. Кенді
оптимальді өңдеп реттеу үшін, объектінің қасиетін білу керек. Ол
технологиялық процеске әсер етеді, одан мұнай және газ алу кезінде де әсер
етуі мүмкін.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кенорны туралы жалпы мағлұмат
Жаңажол кен орны Орал беттігінің шегінде жатыр, Мұғалжар тауы арасында
және Ембі өзеннің жағасында орналасқан. Ақтөбе облысының Мұғалжар мекенінің
құрамына кіреді.
Тұрғылықты жері рельефі аздап төбеленген жазықтықпен, құз және
басқалармен көрсетілген, абсолютті белгілермен 125-тен 270 км дейін
сипатталған. Минималь мәні оңтүстік батыстан кен орнынан 2-14км
шоғарланған орталық аймағы-Ақтөбе даласы қаралатын кеннен солтүстікке қарай
240 км орналасқан Өзендегі су минералданған тек қана техникалық тұрғыда
қолдануға жарамды. Тұрмыстық жағдайда Көкжиде су қолданылады. Аудан климаты
құрғақ, континенттальді жылдық және тәулік температура ауытқулары болады.
Ылғалдылығы өте төмен. Қыста ауа температурасы –400С, ол жазда +400С-ға
жетеді. Ең суық айлары қаңтар мен ақпан. Ең алғашқы қар қараша айының
ортасында түседі де, наурыз айының аяғына дейін сақталады. Атмосфералық
жауын-шашының орта жылдық мөлшері 120-140 мм бір жылда жауады. Ең ыстық
айлар шілде және тамыз айлары. Аудан аз елмен қоныстанған жақындағы елді-
мекен пункті Жаңажол колхозының үйі, ол 15 км солтүстік –шығыста
орналасқан, және солтүстік-батысқа қарай Кенқияқ 35км орналасқан.
Атырау-Орынбор мұнайқұбыры 100км қашықтықта жатыр. АҚ “СНПС-Ақтөбемұнагаз”
ауылы Октябрьскі қаласында Жаңажолдың солтүстіке қарай 130 км жерде
орналасқан. Қазіргі кезде Октябрьскіден Жаңажолға дейін асфальталған жол
салынған, сонымен бірге пайдаланылатын ұңғыманың бұрғылауға арналған
электрберіліс тізбегі жүргізілген. Кен орынның материалды техникалық
қаражатпен қамтамасыз ету Октябрьскі және Жақсымай базаларымен өндірістік
техникалық қызметпен және құрылғы комплекстациясымен жүзеге асады.
1.2 Физико-геологиялық зерттеудің тарихы және кенорын өңдеп шығару
Ең бірінші мәліметтер ауданын геологиялық құрылысы жүгінен Е.К.
Ковалевски және А.П. Гаригросса жұмыстарында 1840 жылы жарияланған, олар
Темір, Ембі Ат Жақсы өзеннің жағалауыдағы аудандарды
зерттеді.территорияны детальді, жоба зерттеу 1944 жылдан басталды. 1944
-1946 жылы Каспи-Аралдық партиясының Г.И. Водорезова басшылығымен М40
бетінің 1:100000 масштабындағы геологиялық түсіру жүргізілді.
Жұмыстар нәтижесінде геолгиялық карта және аңдатпа құрылды, оның ішінде
территорияның тектоникасы, стратеграфиясы қамтылған. Бұл жұмыстар өзінің
бағалығын әлі де жоғалтқан жоқ.
1949 жылы В.ИСамодуров және Н.В.Иванов М40-ХХХІV бетінің 1:200000
масштабындағы геолгиялық таспа жүргізді, оған Жаңажол кірді. Авторлар
ауданның геологиялық құрлымы туралы түсініктеме берді. 1952 жылы аудан
гадравиметрия таспа жамылып 1952-1954 жылдары геолгияның таспа 1:50000
масштабты жүргізіледі.1960 жылы Жаңажолды салу туралы ұсыныс болады және
1961 жылы геофизика экспидециясының сесмикалық жұмыстарымен бұрғылауға
дайындады. Ал 1975-1980 жылы оның құрылысы МОГТ зерттеумен айқындалған
аудандағы түгел бұрғылау іздеу жұмысы 1961 жылы басталды. Ақтөбе мұнай
барлау жүргізді.
1976 жылдан бастап ізденіс жұмыстары Ақтөбе мұнай барлау
экспедициясында жүргізіледі, ал 1978 жылдан Кеңқияқ барлау экспедициясымен
бірге “Қазмұнайгаз геолгиясы” жұмыс істеді. Кенорындағы өндірістік мұнайдың
бірінші ағысы 1978 жылы наурызда №4 ұңғымадан алынған. 1981 жылы кен орында
іздеу, барлау жұмыстары жүргізді, оның құрамында Ақтөбемұнайгаз геолгиясы 1-
қазан 1981 жылы құрылған. 1981 жылдың аяғында Жаңажол ұңғыманың барлау,
қазу жұмыстары басталды.
СССР министрлігінің мұнай өндірісіне тапсырылған 1982 жылы ақпанда
Ақтау “Мұнайгаз геолгиясы ” және “Ақтөбемұнайгаз геолгиясы” қосылыстарымен
мұнайгаз конденсатының барлауы тамамдалған, ал барлау жұмысы корбанат
қабатының жұмысы жалғасына жатты. Кенорындағы ҚазСССР геолгия
минстрлігінің барлау жұмыстар материалдары бойынша “Ақтаумұнайгаз геолгия”
және “Ақтөбемұнайгаз геолгиясымен ” КазНИПРИ бірге жұмыс істелген, мына
жұмыстар мұнайгаз Ақтөбе облысының Жаңажол кенорнының конденсат қорын
есептейді. Мұнайгаз және конденсат кенорын қорлары ГК3 СССР 23-маусымның
1982 жылы (№9015 протоналында С1категориясы бойынша бірінші (жоғарғы)
корбанат қалдығымен және С2 категориясының екінші (төменгі корбанат
қалыңдығымен бекітілген)). Қазіргі кезде өндірістік өңдеу шығаруда
кенорынның жеті объектісі (Б, В+В солтүстік В+В оңтүстік, Г-ІІІ, Д-ІІІ, ДВ-
І, Дн-І) және А, Г-І объектілері орналасқан.
Кенорынның өңдеу бірінші корбанат қалыңдығын өңдеуден басталды. 1989
жылы Қазақстан Республикасының СССР бекітілуімен бұрғылаудың негізгі
объектілерін екінші карбонат қалыңдық объектілеріне ауыстыру жүзеге
асыруды, бұл неғұрлым ірі объектілерді өңдеуге жағдай туғызды.
1.2.1 Литология-стратиграфиялық сипаттама
Жаңажол кен орындарында қазба жұмыстармен, төменгі тас көмірліден
жоғарғы әктасты жасқа дейінгі комплекс зерттеген кескінді стратиграфиялық
бөлу кезінде полеонтологиялық анықтамалар және геофизикалық зерттеулер
диаграммаларын қолданған. Өнімді қалыңдық бойынша (КТ-1) мұнай газ қорын
бекіткен аралықтан кейін қаралатын кенорынның технолгиялық сұлбасын құру
кезінде 149 ұңғымалар бұрғыланған. Осы ұңғымалар бойынша материал анализін
талдау кеніштің геологиялық құрлымын айқындауға мүмкіндік берді, және оның
таралу шегін өннімнің қабат параметрлер есебі жүргізілген. Бірақ сұйықтық
қорына өзгеріс берген жоқ. Қаралатын кенорынның жабық кескіні төрттік,
триас перм және таскөмірлі жасты жыныстармен көрсетілген. Каспий маңындағы
ойпатты Қазақстан бөлігіндегі тұзды тұбаларды ірі газ мұнайлы кеніштер
жоғарғы Мәскеу және Касым (подольск горизонты) және екінші КТ –11 төменгі
Мәскеу аралығында, башкұрлық, серпуховтық (протвинский, стеншевкий және
тарускии горизонты) және визейлік ярустарында соңғы шөгінділерде ең алғаш
табылған. Төменде кенорындар шоғырланған бөлімшелер мен жүйелердің қысқа
баяндамасы келтірілген.
С- таскөмірлер жүйесі.
Төменгі бөлімше С1 V-3.
Жаңажол кенорны ертедегі шөгіндісі болып орта визейск жасындағы
теригенді тұнбалар табылады. 1-С ұңғымасында олар 4190-4200м аралығында
кездеседі.
Теригенді шөгінділер жоғарғы кескін бойынша жоғарғы визейстік кескін
бойынша серпуховски жасындағы карбонаттар қабаты жыныспен араласады, ол
қара, қоңыр аргиллиттік сирек қабаттармен доломит, әктаспен ұсынылған.
Төменгі карбонның максимал ашылған шөгінді қабаты 308 м –ге жетеді.
Орта бөлімше -С2.
Орта карбонның шөгіндісі башқұрлы және мәскеулік ярустарда ашылған.
Башқұрлық ярусы С2в
Осы жастағы шөгінділер көптеген пайдаланылатын ұңғымалардан өткен.
Олардың толық қалыптасуы 224 метрге жетеді. Олар сұр және ашық сұр
әктастармен мүшелі түйірлермен, массивтермен, сирек қабатты аргеллитті
доломиттермен көрсетілген.
Мәскеулік ярус С2М1
Оның құрамы екі ярусқа бөлінеді: төменгі мәскеулік шөгіндісі
верейскиліжәне каширлі қабаттармен көрсетілген, сонымен қатар көптеген
барлау және ұңғымалар ашылған. Шөгінді қалыңдығы 106 м-156 метрге дейін
жетеді. Олар карбонатты жыныстармен және аргеллитті жұқа бірлік қабаттармен
қапталған. Жоғарғы және визейлік төменгі-мәскулік ярустың карбонатты
шөгінді комплексі оның қалыңдығы 530м (1-С. ұңғы) жететін, төменгі
карбонатты қалыңдық түседі. Ол КТ-П индексімен белгіленеді.
Жоғарғы мәскеулік ярус –С2м2
Ол подольдік және мячковтық қабаттармен көрсетілген. Подольдік қабаттың
төменгі жағы теригенді қабат жыныстармен аргеллит , құмды алевролиттермен,
сирекгровелиттермен, қалыңдығы 266 мен 366 метрге жететін әктас
қалыңдығымен қабатталған. Подольдік карбонат шөгіндісінің қалыңдығы 144
–тен 220 метрге дейін ауытқиды. Мячковски қабаты барлық ұңғымалармен
ашылған және органоген-сынықтармен, микротүйірлі әктастармен және
доломиттермен көрсетілген. Оның қалыңдығы 115-164 м дейін жетеді.
Жоғарғы бөлімше С3.
Жоғарғы және орта карбонның шегі ГК қисығымен сипатталады. Жоғарғы
карбонның қалыңдығы көптеген микрофауын мен флорға байланысты қысым және
касимдік және гжельски ярустарға бөлінеді.
Қасым ярусы –С3КS.
Шөгінді жасын (2832-2824), (2824-2819), 1(2900-2896), 6(2909-2906),
(2899-2897), (2894-2888),(2884-2879), 19 (3013-3001) фораминфер комплексі
бойынша және 5 (2832-2824), (2819-2815) конодонт шұғыласымен анықтаған.
Ауданның көптеген бөлігі литологиялық қатынаста әктастармен және
доломиттер қатынасқан. Қасым юрасының қалыңдығы 50-97 м дейін ауытқиды.
Гжельлік ярусы-С3д
Ол тұлғагенді әктастың өсуімен ерекшеленеді, 65-88 % фаундары және
балдырлардан тұрады.
Гжельльси ярусының жасы
2984.2-2980 және 2326,6-2930м (12нұғ.) аралығындағы фораминифер
табыстармен бекітілген
Гистинді корбанатты қабат КТ-І, оған кен орынның 427м –573м дей”нг”
негізгі газ конденсатты кенші шоғырланған.
Пермск жүйесі Р
Пермск шөгінділер жоғары және төменгі бөлімшелермен бейнеленген (
көрсетілген)
Төменгі бөлімше Р1
Төменгі пермь ассельск, сыклярск, кунгурск ярустар шөгінділерімен
көрсетілген.
Ассельск-сакмарск қабаты (ярус) Жаңажол кен орнында Ассельск- санмар
терригенді қабат жынысы жергілікті сұйыққа төзімділік түзеді. Осы
жамылғанаң қалыңдығы сазбалшықты құрамы бойынша үлкен шектерде
16метрден 598м дейінгі аралықта өлшенеді.
Бұл металогиялық қатынастар аргилитітің құрайтын алевролтттердің,
кейде гровелметтің қабаттануы болады.
Ассельск шөгіндісінің қалындығы форалинифер фауасымен 1(2647-2645)
және 10(2468-2458) ұңғымасындағы белгіленген, 9(33 ұңғыдан ) 359(8ұңғы)
дейін ауытқуды Сакмарлы қабат (0-ден 209м 5ұңғы) қалыңдықтағы
қатынасты ұстамды емес.
Күнгір қабат Р1к
Күнгір қабатының гидромеханикалық шөгіндісі жоғарғы қабатты
терригенді қалыңдықты қабатпен бірге Күнгір кескінінің бөлігіне
дейінгі мұнайлыгазбен қаныққан сұйықта төзімді жамылғы қабат түзеді.
Күнгір қабатының шөгіндісі төменгі бөлікте сульфат –терригенді
жыныстармен көрсетілген, қалыңдығы 10-60м дейін .
Жоғары қарай аргиллит қыртысты, кейде құмайт және алевролиттің ,
ангидритті, галогенді жыныстар қабаты қоныстанады. Галогенді бөліктің
максималь қалыңдығы 96м (12ұңғы) құрайды, ал минималь қалыңдығы –7м
(3ұңғы ) құрайды.
Күнгірдің жоғары бөлігінде терригенді –сульфатты текше қоныстанады,
негізінен қалыңдығы 4-48м ангидриттерден құралады.
Жоғарғы бөлімі Р2
Жоғары перм шөгіндісі ашық түсті, сұр түсті терригенді жыныстармен
(25 тен 10-15м ) дейінгі жеке антдрит қабаттамалармен көрсетілген
үстінгі перм шөгіндісі қалыңдығы 63м (10ұңғы) дан солтүстік күмбез
төбесіне 1680м (6 ұңғы) дейін өзгереді.
Триас жүйесі-Т
Триас шөгіндісі төменгі бөлім құрамынан (Т1)және литологиялық
ұсынылған айқын боялған сазбен, құрамайтардың , алевролиттің, аз
цементтелген құм қабаттардың кездесуімен көрсетілуі және бөлінеді.
Юрск жүйесі
Жоғары және төменгі бөлімдер құрамынан Юрск шөгіндісі бөлінеді.
Олардың жалпы қарқындығы 60м ден 246м дейін ауытқиды. Олар сұр судармен,
қарна –сұр саздармен нығыз және сирек алевралиттермен сұр
құрмайттармен, полимикті, түрлі түйірлі құрмайттармен көрсетілген.
Бор жүйесі –К
Ол жоғарғы бор көкшіл сұр саздармен мергелитті конгломераттар мен
қабаттасқан, қалыңдығы 28-132 метрге дейін жетеді
Төрттік жүйе-Q
(2-3м) аса қалың емес төрттік шөгіндісі жоғарғы бор шөгіндісін
қаптайды және саздан құмдықтармен ұсынылған.
1.3 Тектоника
Аудан техтоникалық жағынан Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінде
орналасқан, Сакмар –Көкпет жарығымен және Орал Ащысай аймағынан
ажыратылған. Техтоникалық өсудің сипаты болып территорияның тез төмендеуі
және тұмбалы жабдықтың түзілуі, оның негізгі бөлігін тұзды комплекс (7-10
км) құрайды, сонымен қатар кейбір іргетасымен күнгірт қабатының галогенді
негізгі беттіктер арасындағы шөгінділер кіреді.
Тұзды шөгінділер беттегі батыстан 2,0 –2,5 км Ащысай маңы жарығынан 5,5
–6,0 км беттау күмбез меридианасында моноклинальді қондырылады.
Белгіленген моноклин аралығында себептелген текшелер қаттары бөлінген.
Сонғылары төменгі қабаттарда айқын көрінеді және ойпаттың орталық бөлігіне
шоғырланады. Шығыстан батасқа қарай Жаңажол, Кеңқияқ, Қожасай Шұбарқұдық
жүйелер текшесі көрінеді, тұз қабатының жамылтқы бетті:
3-3,5км - ден 3 тен 4, 7,5 км және одан төмен 5км тереңдікте
айқындалады.
Жаңажол текшесінің бірқатар ерекшелігі массивті карбонаттардың өсуі
болып табылады. Жаңажол кенорны кең ауқымды корбанатты массивтің жоғарғы
бөлігінде шоғырланған.Сеисмологиялық мәліметтер бойынша төменгі корбанат
қабатың қалыңдағы 600м құрайды, бұрғылау нәтижелерімен бекітіледі.
Бұрғылау нәтижелерін сеисмологиялық мәліметтермен салыстыру кезінде,
бедердің жеке түсінік ерекшеліктері, олврдың мөлшерлерін көруге болады.
Құрылымдқ картада жоғарғы корбонның шөгінді табанына 2,5км изогибсамен
50ұңғы контурланған ені жеке көтерім белгіленген.
Көтерім мөлшері сұйық изогибса бойынша 9х5км құрайды, олар оңтүстік
жеке көтерімен арқылы біріктіріледі, 19 ұғма ауданында 2,55 км
изогипсамен контурланған. Жаңажол дөңесі білік ұзындығы бойынша 28 км және
карбанатты массивті жыныс дөңесіндегі түзілген субмеридианды
брехиантиклнальды қойманы көрсетеді. Ол екі жеке дөңестен тұрады. Солтүстік
аудандағы 50ұңғыма, 2,3 км изогипсамен контурланған, 2,5км тұйық изогипса
бойынша оның мөлшері 10,5 х5км құрайды. Төбенің оңтүстік дөңесі 50м
төменде және 2,3 км изогипсада жатыр. 2,3км изогипсадағы мөлшері 9,5х4км
ден кенорынын пайдалану барлау ұңғымамен бұрғылау процесінде төменгі
карбанатты қабат кескінде техтоникалық бұзылым айқындалған, оның ішінде100-
150 метр араласу амплитудасы көрінген Амплитудасы 40-50 метр батыс
дөңесінде өтеді екеуі қатпардың орталық бөлігін қиындатады. Осы
бұзылымдарға байланысты барлық құрылым 3 блогқа бөлінген
І. (оңтүстік бөлігі); ІІ (аудан 61 ұңғы); ІІІ (солтүстік бөлігі);
сұйықтың қорлары ІжәнеІІІ блогтарда шоғырланған.
1.3.1Газмұнайлылық
Қазақсандағы ең алғаш ашылған ірі кен орын Жаңажол болып табылады,
оның өнімділігі карбонат коллекторларымен байланысқан. Ол бізге белгілі
Кеңқияқ, Құмсай,Құмкөл, Көкжиде, Қаратөбе, Ақжар және Қопа шөгінділер
ауданында орналасқан. Жаңажол бетіндегі мұнайлылық туралы алғашқы
мәліметер 1 ұңғымен бұрғыланғанда жоғарғы газ көрсеткіші түрінде және
сазбалшықты ертіндіні газдандыру, таскөмірлі шөгінділерден мұнай бойынша
көрсетілген 3050-3020 м аралығын байқау кезінде әлсіз судың газбен ағыны
62,5% метан, 1% этан, 1% ауыр көмірсутектер байқалды 3 наурызда 1978жылы 4
ұңғымада сынау кезінде газданға мұнай ағыны алынған. Көп рек 31 маусымнан
2 тамыздың 1978жылы 2767-2894 м аралығында газ бен мұнай фонтаны 66,8м3с
және 107,6 мың \м3с 3 және8мм тежелген кезіндегі сәйкес өнім алынған.
Қазіргі кезде Жаңажолды екі карбонат қабатын өндірістік өнімділігі
белгіленген,0л 206-417м дейн бөлінген теригенді жыныс текшесі алынған.
Бірінші карбон,атты қабат КТ-1 398м (92 ұңғыма) –548м (41 ұңғыма )
құрайтын қабат негізінен әктастар мен даламиттермен және аралық
айырымдармен құралған . Осы жыныстардың өткізгіштігі болып коллекторлар
саналады.Колекторлар түрі:табанды, бу қуысты, бу жарықты болады. Қабат
кескінің сипаты богйынша карбоннат қисықтар жазылымынан белгілер сериясын,
ГК (сазды жыныстардың тығыз құрылымы ) жоғарғы мәндерімен сипатталады. Бұл
материалдар төрт өнімділік байлам түрін бөлуге мүмкіндік береді: А, Б,В,
В 2550-2900 м тереңдікте жатыр А текшесі стратеграфиялық желгс қабатының
төменгі бөлігінде шоғырланған: Б-текшесі Қасым қабатында, В және В -мәскеу
қабатының подолск горизонтының жоғарғы бөлігінде жатыр. Олдың
көмірсутекпен қайнау сипаты әртүрлі: А текшесімен мұнайлы газды шөгінді
биіктігі 303 және90м сәйкес байланысты: Б текшесі газмұнайлы биіктігі 110 м
шөгіндісін мұнайлы 90 м құрайды : В текшесінде газмұнайлы шөгіндісі ( мұнай
және газ қабат 83-91м және 30-50м). Шоғырланға В текшесі үлкен емес
биіктігі 87 м мұнайлы шөгіндіні құрайды: Барлық бөзлінген текшелір бірлік
гидромеханикалық жүйемен өз ара қосылады.Абсолюті газ мұнайлы контактымен
2560м абсолюті белгісімен газмұнайлы шөгіндіні көрсетеді,ВНК ауданың минус
2630 дан 2650м абсолюті белгісімен өзгереді. Бұл көптенген ұңғыманы
бұрғылыу нәтижесінен бекітеді. ВНК аса жоғарғы ұсынысы батыс оңтүстіктен
перекликал (2630-2640) және аса төмен шығыс шеттегі ұңғымадағы (2640-
2650) перекликалды бедері биік кейбір ұңғымаларды 182,154,343, қатпарлар
сияқты бөлінетін қыртыстар болмайды, олар қуатты қыртыс қабат тұзеді ГНК
және ВНК нәтижелері бойынша көптеген ұңғымаларды сынау жүргізіледі. Төменде
өнімдік бұдақтың қысқа сипаттамасы келтірілген. А текшесі үстінгі жағынан
(650 м) қабатпен қапталған, терригенді жыныстармен гжельск және ассельско-
сакмар қабатымен құралған және газ конденсатты шөгінді қаптамасын
түзеді. Екі күмбезді құрылым шөгіндіс жыныстың бір текті емес
литологиялық ауданын құрайды, шығыс шектің солтүстің бөлігінде коллектор
шөгіндіс өткізбейтін жыныстармен –ангидриттермен толтырылады.Шөгінді төбелі
қатпары –массивті, литологиялық шектелген типтерге жатқызылады, газдылық
ауданы 70,695мың м2 құрайды, мұнайлылық 75204мың м2 газмұнайлық жалпы
қабаты 293 м, соның ішінде газдылық 90м құрайды.
Б текшесі газмұнайлы шөгіндімен байланысты А текшесінен төмен 2-60м
жатады. Ұңғыма ауданында 146,52,117, шөгіндінің солтүстік бөлігін
коллектормен сипатталады, олар 67,103,321, және 8 ұңғыма ауданында
өткізбейтін корбанатпен толтырылады.
Қатпарлы-массивті, төбелі шөгінді литологиялық шектелген шөгінді
биіктігі 200м . Газдылық ауданы 36516 мың м2 мұнайлылық-71475 мың м2 тең
В текшесі –4-74м Б текшесіне төмен жатыр.Жоғарыда айтылғандарға
қарағанда екі шөгіндімен оңтүстік пен солтүстік күмбездері шоғырланған.
Екі шөгінділер мұнайлы үлкен емес биіктіктен (оңтүстікке қарай-30м,
солтүстікке қарай-50м) Және төбелі қатпарлы –массивті оңтүстік
литологиялық экрандалған 60 ұңғыма ауданынды соңғысы кіші мөлшер7,6 х3,7
км, биіктігі 129м , солтүстіктегі 8,5 х41 км, биіктігі 87 м тұрады.
В текшесі 350 мтөменде орналасқан үлкен емес мөлшері екі мұнайлы
шөгіндімен берілген оңтүстіктегі 4,5х2,1км, биіктігі –60м солтүстіктегі
–5,6х3,2км , биіктігі87м.
Екінші карбонаты қабат КТ-ІІ бірінші карбонатты қабаттан әктастың
домирленген кескінімен және өте сирек доломитермен ерекшеленеді. Олардың
өткізгіш айырымы болып коллекторлар саналады бұл қабаттағы жұмыстар
фациалды ығысумен литологиялық топтардың басқалармен ауысу қасиеті. КТ-І
және КТ-ІІ қабатын бөлеті текше жыныстары терегенді жыныстармен
қабаттасқан және екінші қабаттағы карбонатты шөгінділер үшін сұйыққа
төзімді жамылғы ретінде қызмет етеді.
Нақты негізделген бөлу объектілері, КТ-ІІ қабатының орташа бөлінген
есеп қоры екі текшеге Г және Д бөлінген неғұрлым ұстайды. Өткізбейтін
верейск қабатты жынысы жыныс қалыңдығы 4 тен-50 м , оңтүстікке әктастармен
қатпарланған (50-65м )дейін солтүтікке негізінен сазды айырымдармен
қалыңдығы 15-20м айыруға оңай, ыңғайлы болып келеді стратиграфиялық Г
байланыстыратын қабаттың жынысымен ұсынылған: Д текшесін мәскеу қабатының
верей горизонтының қалыңдығымен жинақтайды. Сонымен қатар башқұрт,
серпуховск ярус қабатары және визеис қабатының шөгінділер жатады. Айтып
кеткендей КТ-І қабаты тектоникалық бұзылымы бар блогтарға бөлінген; І және
ІІ блогтарды мұнайлы кеніштер және газ конденсат мұнайлы даму ІІІ
солтүстік шоғырда белгіленген ВНК шөгіндісі (негізінен ГИС материалдың
ұңғыманы сынау нәтижелерімен алынған) олардың тереңдік интервалы 3602м
ден 3534 м аралығын құрайды. ІІ шоғырдың ВНК шөгіндісі қатпардың мұнайлы
табанынды қабылданған ПГИС бойынша 3534 абсолюті белгіде сусыз мұнай
алынған .
ІІІ газмұнайлы ВНК шөгіндісі 3385 м абсолюті белгіде бекітілген.
ВНК шөгінді тереңдіңтері мұнайлықтың белгілі қабатында (560м)
коллекторлардың түрлі қанығуларымен жалпы резервуар (КТ-ІІ) шөгіндісі үшін
түзілу шартына куә бола алады. Қабаттардың жайылу сипаты көмірсутегті
коллекторлардың ауданы кескіні Г жәнеД жоғарғы және төменгі шоғырларға
бөлуге мүмкіндік береді.
Төменде осы шоғырлардың қысқа сипаты берліген Г шоғыры І блог
аралығында (оңтүстік күмбезі) Гн-Ітөменгі қабатпен ұсынылған жоғарғы
толығымен тығыз жыныстармен толтырылган Гн І қабатына мұнайлы кеніш
шоғырланған өткізбейтін жыныстар арқылы батыстағы (32ұңғы ауданы,) оңтүстік
және шығыс кеніші төбелі, қатпар –массивті техтоникалық мұнайлы қабатты
150м литология шектеумен сипаталады. Мұнайлылық тығыздығы 71,6км2 екінші
шоғырда өнімділік бөлігі жоғарғы қабатпен (Гв -ІІ) көрсетілген. Осымен
байланысты мұнайлы кеніш техтоникалық бұзылымдар арқылы жайылып құрайды
Оның ауданы 8,1км2, биіктігі 50м
ІІІ шоғыр екеуінен айырмашылығы ірі газ кенішпен Гв –ІІІ ,Гн-ІІІ шоғыр
қабатарына шоғырланған.Осы шоғырланған газдың шектік биіктігі 265м тең.
Мұнаймен қанығу көлемі газбен қанығу көлемінің қатынасы Г шоғырындағы 0,31
% құрайды.коллекторлар олардың таралуы біркелкі емес Гв-ІІІ жоғары
қабатында олардың орналасуы 71 және 69 ұғңыма ауданында өткізгіш емес
жыныстармен толтырылған Д текшесі І-ІІІ блогта орналасқан екі мұнайлы
кеніштермен сипаталады. Шөгіндінің І төменгі бөлігінде тығыз жынысты
қатпарлары орналасқан бұл жағдай екі шартты өнімді қабатқа бөлуге
мүмкіндік берді: Жоғарғы Дв-І және төменгі Дн-І. Жоғарғы қабаттағы кеніш
мөлшері 15х7м, қабаты 235-100м тең.
Төбелі кеніштер жоғарғы қабатағы қатпарлы массивтер үшін, төмендегі
толық қатпар емес типтер үшін экрандалған литологиялық шектелген.
ІІІ жоғарғы және төменгі қабаттармен мұнайлы кеніш байланысты, оны
Д-ІІІ текшесінің резеруар деп қарастырады.
Кеніш мөлшерлері: мұнайлылық ауданы-30,4км, қабаты-189 м тең
Кеніш төбелі, тектоникалы, экрандалған , қатпар емес массивті типке
жатады.
Мұнайсу аймағы Жаңажол кенорны үшін шарт болып есептеледі. Шартылық
ең алдымен келесілермен көрсетіледі: өнімділік кескіні жоғары
бөлшектенуі, кеніштің мұнайсу деп аталатын бөлігі түйісу аймағында жатады
демек коллектор қатпарында “мұнай-су” жапсары қатыспайды.
1.3.2Сулылық
Жаңажол кенорнының тілігінде түрлі бөлшекті дәрежеде және карбонмен
төменгі бор жер асты суларын жинақтау сыналып, ашылған.
Төменгі борлы шөгінді сулары (КІ )тереңдігі 60-30м және 230-260м
техникалық қажеттілік үшін бірнеше ұңғымалармен ашылғандарды, танарлы деп
аталады. Судың сигатестикалық деңгейлері 14-65 м орнатылады, өнімі 60-
180м3тәу құрайды. Судың температурасы 12-140-тан аспайды, оларды салқын
типтілерге жатқызуға болады. Сусиымды жыныстары болып альбск қабатының бос
құмдары саналады. Емба суының химиялық құрамы жағынан миниралдығы 1,6-3,6
кгм3 магнийхлорлы типке жатқызады. Оларға метаморфозалықтың жоғарғы
деңгейлі, сульфаттықпен қаттылық қасиеттері тән. Бірақ, кенорнынан батысқа
қарай альба суларының сапасы жақсарады, оның минералдығы 1,2-1,6кгм3
құрайды. Ұңғымалармен 2035 және 3050 м ашылған карбонның қабат сулары
табандылар типіне жатқызылады. Бірінші және екінші корбанат қабатының қабат
сулары физика-химиялық қасиеті жағынан бір-бірінен ерекшеленеді. Бірінші
корбанатты қалыңдық суларында КГ-1 кальций құрамы 2,94-4,77 гл сульфаттар
1,48 –2,67 гл, ал бром мөлшері (0,62 Мпа-с массасынан аспайды. Сулар орта
метаморфизациялығымен (r(CI-Na)Mg) 2,65-тен аспайтын санмен сипатталады.
Екінші карбонатты қалыңдық КТ-ІІ қабатты сулар құрамында кальцидің
жоғарғы құрамы (3,79-8,7гл) сульфаттардың аз мөлшері (0,43-1,24 гл)
кездеседі және бром (183 гл аспайды). Қабат жағдайында су тұтқырлығы 0,5
–0,55 мПа*с төмендейді. Су жоғары метаморфозалығымен (r(CI-Na)Mg)=3,4
сипатталады және Дв-І, будасында шоғырланған шөгінділер 6,7(15,7 өседі.
Жалпы барлық объектілердің қабат сулар В.А Сулина сипаты бойынша
кальцийхлорлы типке жатқызылады. Стандартты жағдайда олардың тығыздығы аса
өзгермейді. Бірінші корбанатты қалыңдық КТ-І сулар үшін 1058-1069 кгм3
(орта есебі 1064 кгм3 ) құрайды, ал екінші корбанатты қалыңдық КТ-ІІ
қабатты сулар үшін 1048 –1067 кгм3 (орташасы 1056 кгм3 ) құрайды.
Орташа мениралдылығы 87,5 гл және 79,7 гл сәйкес.
Карбонатты қалыңдық суларында бор мен бром микроэлементтері бар.
Сонымен қатар олардан басқа литии және стронций консентрациялары
кездеседі.
Жаңажол кенорнындағы корбанатты шөгінді сулар иод бойынша кондиционды,
бірақ сулы аймақтың коллектор өнімділігінің төмендеуінен өндірістік
пайдалануға жарамсыз болып табылады.
1.3.3 Өнімді будалаудың коллекторлық қасиеттері
Литологиялық қатынаста бірінші корбанатты (КТ-І) қалыңдық мүшелік
-сынықты әктастармен, доломиттермен олардың ауыспалы айырымдарымен, саздық
сирек қабаттармен кездеседі.
Керн бойынша керектіліктің орта арметикалық мәні А, Б және В мұнаймен
қаныққан будалар үшін 11,5%, 13,7%, 10,2% құрайды.
Газды шектерде А, Б және В будаларының газбен қанығуы 79%, 82%, 87 %-
ке тең.
А, Б және В өнімділік будалар өткізгіштігі 0,08 мкм2, 0,171 мкм2;
0,116 мкм2 құрады. Өткізгіштіктің бұл мәндері А және Б будаларының мұнаймен
қанығуы кәсибі геофизикалық зерттеулер нәтижесімен 80 және 88% анықталды.
В будасы бойынша алғашқы мұнаймен қанығуы керн және геофизикалық
зерттеулермен анықталған, яғни 86%-ке тең. В будасы кернмен аз ғана
сипатталған. Оның барлық параметрлер В будасымен сәйкес.
Екінші карбонатты қалыңдық КТ-ІІ жыныстары литологиялық қатынаста
негізінен әктастармен көрсетілген доломиттер сирек кездеседі.
1.3.3 Мұнай, газ және су өнімдік будалардың қасиеттері.
“Гипрошығысмұнай” институты мен орындалған терең зерттеулермен беттік
сынамалар нәтижесі бойынша алынған Жаңажол кенорнының мұнай және газ
сипаттары берілген.
Мұнай тауарлық сипаты жағынан жеңіл, тығыздығы 809-827 кгм3,
тұтқырлығы баяу, күкіртті (07-1,11%) парафинді (4,9-7,1%) болып келеді.
Ашық фракция 3000Сдейінгі шығымы 50,7 құрайды.
Қабатты мұнайдың газбен қанығу шегі 168,2-319,5 мм жатыр.
Г және Д мұнай будасында ерітілген газ ауыр, этанқұрамды болады.
Құрамында ауыр көмерсутектердің 33,75-35,57 болу тиісті, 48,7%метан
құрайды.
Күкірт сутектің артық концентрациясы (5,97 %-ке дейін), аз мөлшерде
азот, көмірқышқыл газы , гелий кездеседі. Газдық типтердегі газ ауыр, этан
құрамды, ауыр көмерсутектер мөлшері 18,5 %-ке жетеді, құрамындағы этан
–73,24%, күкіртсутек –2,94% , азот 1,93% -ге дейін жетеді.
Газ құрамындағы тұрақты концентрат –614гм3 тығыздығы 770 кгм3
құрайды.конденсат құрамында парафиннің–3,6%, күкірттің –0,41% және
селикогелилі смолалар- 0,55% бар. Фракция шығымы 74,6% береді.
Көмірсутекті құрамы бойынша көнденсат парафин негізді болып келеді.
Парфин мұнайлы көмерсутектердің жалпы құрамы 86%-ке тең.
1.4 Жаңажол кенорынындағы ұңғыманы газлифті пайдалану
Кенорнын пайдалану туралы алғашқы жобасы мұнай алудың
механикаландырылған әдісі ретінде газлифті қолдану керектігін қарастырған.
Су неме газды айдау тиімді емес болып шықты. Су және газды айдаған
кезде жарықтар арқылы тарайды деген қауіп төнді, ол коллекторды оқшаулап,
өңдеуді төмендетуге жағдай туғызады. Сонымен байланыспен өндірудің тиімді
әдісі газлифті әдіс ұсынылады. Терең сораптарды қолдану ұсынысы қолданған
жоқ, өйткені ортадан тепкіш электросораптары сенімсіз еді.
Сонымен қатар сенімді электрлі қамтамасыз ету керек жөндеу жүргізу
үшін. Сондықтан да клапын қатарынан тұратын сорапты –копроссордың барлық
ұзындығына құбырлар орнатылған, құбырлы кеңістік арқылы газды айдайтын,
газлифт жүйесінің қолдану мүмкіндігі қарастырған. Бұл жүйеде газды беретін
желіде қысымның артуына байланысты, яғни жайлап есепті мәнге дейін
ұлғайтады.
Клапындар жүйесі қызмет ету жағынан көптеген мәселелер көзі болады
деген қауіп бар еді. Сондықтан бір колоналы кампрессор құбырлары сорапты
қолдану туралы шешем қабылдады, көл деңгейінен төменде 1500 тереңдікте
орналасқан. Бір колоналы –компрессор сорапты құбырлар жүйесі диаметрі 244
мм шегендеу құбыр коллоналарынан және колоналы копрессор сорапты
құбырларын диаметрі 178 мм, диаметрлері 114 мм мандрелімен тұрады,
жылжымалы техника арқылы газлифті клапындар орнатуға болады.
Газлифті жүйе 1994 жылдың аяғында орнатылған. Тіректі плиталар арқылы
бұрғыланған шұңғымалар жылжымалы техника көмегімен клапындарды орнатуда
қарастырады.
Газлифті қолдану барлық кенорындарында қарастырады, ал клапынды
орнатуға болаәлде жоқ па оны операция құндылығымен шешілді. Егер клапындар
істен шықса, онда қазу қондырғысын ауыстыру керек. Келесіде жаңа
мәселелердің шешілуі техникалық, экономикалық параметрлер негізінде
шешіледі. Жұмыстың клапын қондырғысының тереңдігін қауіпсіздік есебімен
анықтаған. Газдың қаншалықты максимал қысымы платформаны қамтамасыз етеді.
Сорапты- копрессорлары коллона құбыры 3560 м тереңдікке дейін сумен
толтырылған( қысымы 17,6мПа). поршенді көлемді компрессор туралы сұрақты
қарастырғанда, оны ауыр әрі жүзбелі пайдалану жүйесіне тиімсіз деп білді.
1.4.1 Газлифт бөліміне теориялық кіріспе
Егер қабаттық қысым қабаттық сұйықты беттікке көтеруге жеткіліксіз
болса, жасанды фонтандану жүйесін қолдану керек. Газлифті пайдалану-
жасанды фонтандардың негізгі түрінің бірі болып табылады. Мұнай кеніштерін
энергия және күш типтері арқылы топтастырады. Мұнай түзілу және жинау
процесінде мұнай және газ өндіруге қатынасқан энергия түзіледі. Мұнай
өзінен - өзі бетіне көтеріліп, жылжи алмағындықтан, газ және су энергия
көмегімен (бірге алынған) жүзеге асады. Бұл энергия жеткілікті жоғарғы
қысымда мұнайдың қабаттан бу кеңістігі арқылы ұңғымаса жылжуға мүмкіндік
береді.
Қабат режимі (тәртібі) –ұңғыма түбіне суды, газды, мұнайды әкелуге
себепші болатын қабаттар энергиясы. Қабаттар қасиетіне негізделген үш
негізгі режимдер бар осы режим бойынша мұнай газ көпіршіктерінің қозғалу
және ұлғаю себебінен ұңғымаға қарай жылжидыда, беттікке көтерілуге
мүмкіндік береді. Бұл режимдегі мұнай беру коэффициенті 0,15-0,25 құрайды.
Сондықтан нәтижелігі аз болып саналады. Екінші режим қабаттағы газ
энергиясына байланысын кейбір шөгінділер құрамында газдың көп мөлшері
кездеседі, осыған қарағанда берілген қабат жағдайларында (температура,
қысым) одан да көп ерітінді болар еді. Артық газ, мұнайларда жеңіл,
кеніштің беттік жағына көтеріліп мұнай үстіндегі газды шепті түзеді. Газды
шеп энергияның негізгі көзі болып табылады, мұнай және газды өндіру
процесінде газ ұлғаяды, қысымын төмендеткен кезінде бос кеуектерді
толтырады. Бұл режимді газ орынды немесе газдық шеп режимі деп атайды. Ол
еріген газ режиміне қарағанда неғұрлым нәтижелі тиімді болып саналады,
мұнай беру коэффициенті 0,25 –0,5 құрайды. Егер құрамында мұнай кені бар
өзінің параметрлері жағынан, (кеуекті) біртекті коллектор болса, онда
тұзды судың ауқымды қоры түзіледі. Су мұнай және газ кенішінің тура
қатынасында болады. Бұл су мұнай және газ ө ңдеп шығаруға қажетті энергия
қорын береді. өңдеп шығару процесінде мұнай кенішінің қысымын төмендеген
кезде сулық ұлғаюмен энергия қамтамасыз етіледі. Су сығылмайды деп
саналады, бірақ факт бойынша ол сығылады. Немесе 12500 қысымды 100 Па
немес 689 кПа, өзгерткен кезде ұлғаяды. Судың мөлшері көп болса, ұлғаю
көптеген мөлшерде энергия бөледі. Ұлғайған су қысымы төмен. Мұнай, газбен
қаныққан кеніш бөлігіне қарай жылжиды. Бұл қабатты қысымды төмендетеді,
сонымен қатар мұнай мен газдың ұлғаю энергиясын сақтайды.
Сонымен қатар су, кеніштің төменгі бөлігінен жоғары қарай қабатты
сұйықтықтарды ығыстырады. Су арынды режим өтімді әрі мұнай беріліс
коэффициенті 0,5 дейін жетуі.
Өндірудің 4 механикаландырылған әдісі бар: штангалы сораптармен сору,
гидроваликалық сораптар, ортадан тепкіш сораптар және газлифт. 2.1 кестеде
әрбір жүйенің салыстырмалы талдау қасиеті мен мұнай өндірісінде газлифтің 2
негізгі түрі қолданылады. Ол үздіксіз және мезгілсіз газлифті. Олар екі
түрлі жұмыс принципіне жүктелген, сондықтан да оларға жеке жүйе ретінде
қарастырылған жөн.
2.1 кесте- механикаландырылған өндіру жүйесін салыстыру.
Қасиеттері Ақаулар
ҮздіҚабаттағы бар газ энергия қорыТолық іріктеу және өнім көлемін
кіз пайдаланылады. тереңдікпен бірге өндірілетін қысымның
газлӨндірудің жоғарғы көлемдері. төмендеуі мүмкінсіз.
ифт Жабдық ортақтанған болуы Газ көзі керек.
мүмкін.
Құм және шлам ұстамдарын алу.
Клапандарды жылжыма техника
немесе құбыр арқылы алады.
ПериҮздіксіз газлифтке қарағанда Өндірістік максимал көлем шектелген.
одтытөменгі қысым мен өнімдерді Толық іріктеу алу мүмкін емес.
газлқолдануға болады. Жабдық сағасының “Пульсациясының ”
ифт Жабдық ортақ болуы мүмкін. келтіреді.
Жылжыма техникасымен немесе Газ көзі қажет.
құбыр арқылы өндіруге болады.
Механикаландырылған өнім жүйесін жобалауда ұңғының күйімен жұмысының
жағдайы туралы белгілі ақпарат көлемін білу керек. Кейбір мәліметтерді тура
өлшеу жолымен алуға болады, ал кейбіреулерін жанама жолмен, демек белгілі
мәліметтер арқылы есептейді. Ұңғының негізгі параметрін қарастырайық.
Негізгі көрсеткіш болып жүйенің түрлі нүктесіндегі қысым болып
табылады. Қысым килопаскальда (кПа) беріледі немесе бір футқа текше дюим
келеді psi. Газлифт қысымын есептеулерде монометриялық қысым деп аталады
(gauge pressure –psig).
Қабат режимінен тәуелді ұңғыма түбіндегі қысым Р3 статикалық қысымды
(Р3c) көрсетеді немесе егер ұңғыма жұмыс істеп тұрса онда динамикалық
болып көрсетіледі. (Р3д) . Егер ұңғыманы жауып тастаса, онда қысым Ржаб
болып көрсетіледі. Сондай-ақ төтерме құбыр колона бойындағы қысымдарды
(Ртр) және сақиналы кеңістік (Рк) қысымын ескерген жөн . Ұңғыма ауданындағы
қысым Ру деп белгіленеді.
Ұңғыма сағасынан (Тсағ) , (Т3) түбіне дейін көтерме құбыр
колоналардың температурасы өлшенеді. Температура Фаренгейт және Цельси
градусындағы температура өлшенеді.
Периодтың газлифт құбыр және түнбалы колоналарының көлемін есептеу
қажет.
Сақиналы кеңістіктің және құбыр кеңістік көлемдері белгілі
болғанды,(Rct) көлем қатынастарын табуға болады. (Нrc) сұйықтың
гидростатикалық деңгейі- жасанды көтермен басындағы, сұйықтың, ал
гидродинамикалық деңгейі (Нгд)- жарамды көтерме кез-келген уақыттағы
сұйықтың деңгейі. Өндірілетін ұңғымалар бір-бірінен ерекшеленеді.
Газлифтіні жобалау кезінде өндірілетін сұйықтың мөлшері мен сапасы туралы
мәлімет алған жөн. Орташа салмағы (SQ) немесе сұйықтың тығыздығын анықтау
керек болады. Қоспаны газ мөлшерін Qг салыстыру көмегімен және (Qс)
сұйықты салыстыру көмегімен таңдалады, сонымен бірге (GLR) сұйықтың газға
қатынасын мұнайлылығын (GОR) газ мөлшерін және судың (Qв) мөлшерін мұнай
және судың (WOR) қатынасын анықтайды .
Q газының мөлшері Scf немесе стандарты футта немесе м3- та
көрсетіледі. Scf –бұл стандарты жағдайдағы газдың (14,73 psia және 600F)
кубтың футты. 200С және 101,32кПа метрикалық жүйеде стандарты жағдайға тең.
Бір мәннен екінші мәнге ауысуы кез-келген мәннің өзгеру градиент деп
аталады (G).
Газлифті жүйе дұрыс жұмыс істеу үшін келесі негізгі ұсыныстарды
қабылдау керек.
1. Ұңғыма өндіруге дайын, бірақ оған өндіретін сұйықты беттікке
көтеретін қабаттың энергиясы жеткіліксіз . Бұл сұйықтар белгілі нү.ктеге
дейін көтерілуі сұйықтың статистикалық деңгейі деп аталады, ал осы нүктеден
беттікке көтеру үшін жасанды әдістер қажет.
2. Газ қысымы ұңғыдамадағы айдауға сәйкес келу қажет. Газ және қысым
көлемін газлифті құрылғыны жобалау кезінде есепке алынады. Кіріс газдың
желісі , газды ұңғымаға апаратын диаметрімен қысымы сәйкес болу керек.
Газдың желінің бақылау қондырғысынан біріктіру кезінде, біраз уақыт жууға
жіберу керек. Барлық бөгде заттардан тазарту үшін, мысалы саз шлак және
басқалар. Көп жағдайда бақылау қондырғысын бөгде затармен ластау жұмыс
істеуін күрделенеді.
3.Газлифті атомдар белгілі қысымдағы автоматикалық ашылып жабылатын
мандрелдер де орналасады : 2.3 суретте Камко компаниясының өнімі стандарты
мандрель көрсетілген, ол жылжымалы техника көмегімен газлифті клапонды
орналастырып шығарады. Клапондардың орналасуы клапонды таңдау және әрбір
клапонның қысымы анықтау және нақты жобалау керек.
4.Бетіндегі бір немесе бірнеше айдалатын газдың көлемі және уақытын
бақылайтын өлшегіш қондырғылар орналасқан . Егер табиғт сыртқы жоғарғы газ
көзі бар болса ұңғыма үздіксіз газлифті жұмыс істеп тұрса онда жүйе
қарапайымданылады.
1. Өндірілген сепараторға қарай жылжуы.
1.4.2 Газлифтті пайдалану принциптері
1946 ж АҚШ-та су құрамында мұнай бар өнім өндіру үшін газ айдау
қолданылған. Ертеде суды өндіру үшін қысылған ауаны қолданылған. Нақты
фактілер бар 18ғ Германияда ұңғымадын суды өндіру үшін қысылған ауа
қолданылған. Әрекет ету принціпі өте қарапайым: ауа ішкі құбырлы кеңістік
ішімен айдалып және қайтадан құбыр аралық кеңістік ішімен жоғары қарай
айдайды. Сұйықтықтық аэрация нәтижесінде сақина кеңістікте құбыр салмағы
төмендейді . Ол беттікке қарай көтеріледі, ол ұңғыманы фонтондауына ықпал
етеді. Кейде процестті реверсирленген: айдауды құбыр аралық кеңістікте
жүргізгенде құбыр іші кеңістік арқылы алынып отырған.
Эрлифті көптеген операторлармен мұнай өндіру үшін қолданылған,бірақ
1920 жылдың ортасында газды қолдану кеңінен тарады. Газ ауадан жеңіл
болғандықтан, ауаға қарағанда өнімділігі жоғарлай түсті, жаңа материалдар
лаулауды төмендеді және жабдықтын коррозиялануы төмендеді 1930 жылдары
ұңғымалар үшін клпонның біршеше түрлері пайда болды . Газлифті пайдалану
мұнай өндіру жағынан нәтижелі әдісі болып табылады. Соңғы жылдар екі
бағыты өркендеді.
1. Мұнайдың көп бөлігі қабат энергия қорын азайтып ұңғымадан алынып
өндірілді және олар жасанды лифтті қажет етеді.
2. Көптеген аудандардың газдың комерциялық (бағалығы ) құндылығы
бірінші есебі өсті: газ бағасының көтерілумен байланысты мұнайды
өндіруге арналған газ арнайы мәнді көмірсутек болып табылады.
Ескере кеткен жөн газ лифтті қолдану кезінде газ шығыны
болмайды. Газ ағынының энергиясы қолданылады, бірақ мөлшері
солай қала береді.
Газлифті пайдалану- ұңғымадан жоғарғы қысымен тұрақты айдау көмегімен
қабат энергияны толу мақсатымен (үздіксіз газлифті немесе құбырға біраз
уақыт толып қалған) сұйықтың қалған сұйықтық астындағы айдау көмегімен
алынады және сұйықтық өндіру процесі болады.
Газлифті келесі мақсаттардыа қолданылады:
1. Әдетегі жұмыс істейтін ұңғыманы игеру.
2. Өндірілетін ұңғыманы өнімділігін артыру
3. газдың ұңғымадан сұйықтықты өндіру
4. Ағынды суларды жұтуға арналға, ұңғымадағы суды айдау
Басқада әдістер қолдануға болады, бірақ газлифті барлық ұңғыма типтерге
келеді газлифтің қысымы артықшылығы оның әмбебаптылығы.
“Табиғи фонтондау ” газлифтің формасы болып табылады. Сығылған газ
энергиясы сұйықтық тың беттікке көтеретін күші болып табылады. Ол екі
жолмен қолданылады.
1. НКТ астындағы мұнайға әсер ететін газ қысымы мұнайға барлық
мағанасын беттікке көтеруге жеттік болады.
2. Газ көпіршіктері НКТ –ның астынан өтіп мұнай бағанасын
жоғарлайды оның тығыздығы төмен детеді. Демек газ НТК бойымен
жоғары қарай көтерілсе қысымның газ үлғаяды және мұнай бағанасы
тығыздана түседі.
Тығыздықтың төмендеуіне мұнайды беттікке шығару үшін төмен қабат қысымы
керек. Ұңғыманы табиғи фонтондауы тоқтамайды егер оған өзгерісі әсер етсе
тоқтатуға әкеледі. Бұл қабат қысымын деңгейге дейін төмендетеді. Екінші
мәселе -өнімнің сулануы. Егер ұңғыма қабаты сумен суланған болса, беттікке
сұйықтықты көтеру үшін үлкен қысым қажет, демек су қысымы мұнайға қарағанда
жоғары . сонымен қатар су құрамында газ болмайды.
“Газлифт ” термені өзіне көптеген практикалық шешімдерді, яғни мұнай
өзндіруді жоғарлату үшін газды қолдануы немесе тоқтаған ұңғымаларды
өндіруді қалпына келтіруді жатқызады. Құбыр колонасын немсес күрделі
қондырғыларды газлифті клапондарын қандайда бір арнайы жағдайларға
құрылған және нақты есептелген формуларар бойынша орнатылған перфорацияны
қажет етуі мүмкін олар ұңғымада түрлі тереңдікте бірнеше жүздеген фунтты
(100м) 12мың фунтқа (3700м) –ге дейін орналасады . Газлифті үздіксіз және
периодты болады. Газлифт ұңғымада газ газлифті клапондары арқылы сыртқы
көздерге беріледі.
1.4.3 Газлифті клапандар
Газлифті клапандар белгілі жағдайларды ( құбырдағы қысым және құбыр
аралық кеңістікте) орналасқан, ол жабулы күйінде қалады.КУлапон ашылған
кедзде, ол құбыр аралық кеңістіктен газ ... 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