Жаңажол кен орнының пайдалану коэффицентінің қозғалысы жылдар
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 9
Шолу картасы 11
1 Геологиялық бөлім 12
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат 12
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зерттеу тарихы 14
1.3 Стратиграфия 15
1.4 Тектоника 22
1.5 Мұнайгаздылығы 24
1.6 Сулылығы 28
2 Техникалық-технологиялық бөлім 30
2.1 Жаңажол кен орнын игерудің қысқаша тарихы мен қазіргі жағдайы 30
2.1.1 Скважинаны пайдалану көрсеткіштері 38
2.1.2 Жаңажол кен орынын игеру барысынан туындайтын тұжырымдар
39
2.2 Фонтанды скважиналарды жөндеу 42
2.2.1 Жөндеулер түрі 42
2.3 Фонтанды скважиналарды пайдалану 43
2.4 Фонтанды скважиналарды игеру 44
2.4.1 Фонтанды скважинаның жер асты және жер үсті қондырғылары 47
2.4.2 Жер асты және жер үсті қондырғыларын тоттанып тозуымен күресу. Күресу
тиімділігі 53
2.4.3 Фонтанды скважиналарда парафин түзілуімен күресу. Күрес тиімділігі
55
2.5 Фонтанды скважиналарды зерттеу 56
2.5.1 Кен орнындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы 56
2.5.2 Фонтанды скважиналарды зерттеу әдістері мен технологиялары 57
Зерттеу кезінде қолданылатын қондырғылар мен саймандар 57
2.6 Фонтанды скважиналарды зерттеу мәліметтерін өңдеу Өнделген мәліметтерді
пайдалану 60
2.7 №2243 Типтік скважинасына фонтанды көтергішті таңдау 62
2.7.1 Жаңажол кен орнының №2243 скважинасын (фонтанды) есептеу 62
2.7.2 Фонтанды скважина пайдаланудың нақгы жолын жобамен салыстыру 77
3 Экономикалық бөлім 80
3.1 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
80
3.2 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
еңбекті ұйымдастырудың жағдай-күйі 84
3.2.1 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысының жағдайы
85
3.3 Техника-экономикалық көрсеткіштердің талдауы 88
3.4 Күрделі қаржыны есептеу 91
3.5 Жылдық өндіруге кеткен шығындар 93
3.5.1 Энергияға кететін шығын 93
3.5.2 Жер асты жөндеуге кеткен шығын 94
3.5.3 Амортизациялық шығын 94
3.5.4 Еңбек ақы қоры шығындары 94
3.5.5 Еңбек ақы қоры төлемдері 95
3.6 Мұнайдың өзіндік құнын есептеу 95
3.7 Экономикалық тиімділік 95
Техникалық-экономикалық көрсеткіштер 96
4. Еңбекті қорғау 98
4.1. Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі 98
4.2 Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін анықтау 102
4.3 Сақтандыру және қоршау қондырғыларын таңдау 103
4.4 Электр қауіпсіздігі 105
4.5 Санитарлық - гигиеналық шаралар 105
4.6 Өртке қарсы шаралар 106
5. Қоршаған ортаны қорғау 107
ҚОРЫТЫНДЫ 117
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 119
АНДАТПА
Дипломдық жоба төрт бөлімнен тұрады; геологиялық, техника-
технологиялық, экономикалық және Еңбек пен қоршаған ортаны қорғау.
Геология бөлімінде Жаңажол кен орынының қай жерде орналасқаны,
экономикалық жағдайы, стратиграфиясы, техникасы, мұнай газдылығы, сулылығы
берілген.
Техникалық бөлімінде Жаңажол кен орынының игеру тарихы, қай жылдан
бастап пайдалануға берілгені, мұнай өндіру, су айдау, қабат қысымының
өзгеруі, өндірілетін және су айдау скважиналарының қорының өзгеруі
жазылған.
Экономикалық бөлімінде Жаңажол мұнай — газ өндіру басқармасының
ұйымдастыру аннотациясы берілген.
Ұсынылған шаралар экономикалық дәлелденген. Экономикалық тиімділігі
104958.4 теңге құрады.
Жобада Еңбекті және қоршаған ортаны қорғау қарастырылған.
АННОТАЦИЯ
В данном дипломном проекте приведены общие сведения о месторождений
Жанажол, его геологическое строение и нефтегазоносность.
Рассмотрено текущее состояние разработки месторождения Жанажол,
описаны мероприятия по предупреждению различных осложнений, происходящих в
процессе эксплуатации скважин.
Приведены расчеты экономической эффективности от внедрения нового
оборудования.
Также приведены мероприятия по обеспечению безопасности труда
эксплуатации фонтанных скважин и мероприятия по охране окружающей среды
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып
табылып, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін қосады.
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің,
ауылшаруашылығының және транспорттың дамуын жеделдетеді.
Қазқстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына
өте бай мемлекеттердің бірі. Осындай көп орындардың басым көпшілігі
Республиканың батыс бөлігінде орналасқан. Сонымен қатар осы батыста әлі де
жаңа мұнай-газ кен орындары ашылуда.
Осы "дипломдық жобаның" негізі болып отырған Жаңажол кен орнында өз
мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері қолданылып игеріледі.
Жаңажол кен орыны 1983 жылдан бастап өндірістік игерілуге берілді.
Қазіргі уақытта мұнай, газ корбанаттары қабаттың, яғни RT-I, RT-II 8
бөлігінен игерілуде. Оларды шартты "А"; "Б"; "солтүстік В"; "оңтүстік В";
"Г- III"; "Дв"; "Дн"; "Д-ІІI индекстерімен белгіленген.
Осы "дипломдық жоба" жұмысында Жаңажол кен орынының солтүстік
күмбезіндегі "Б" бөлігін, яғни "солтүстік Б" бөлігін игерудің технологиялық
режимдеріне, кен орнының фонтанды қондырғылармен игерілуіне талдау жасап,
осы фонтанды игеруге керекті фонтанды көтергішті талдадым.
Сонымен қатар, Жаңажол кен орнында газ факторының көп болуы ШТС
қондырғысын кеңінен қолдануға мүмкіндік туғызбауда. Дегенмен бұл әдіспен
игеруді 3 бөлікте экономикалық тиімді етіп жүргізудің есебін келтірдім.
Экономикалық тиімді болатын себебі: бұл бөліктерде газ факторы жоқтың
қасында.
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне
талдау жасауға арналған.
Шолу картасы
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат
Жанажол кен орыны Орал үстіртімен Ембі өзенінің арасында орналасқан.
Әкімшілік басқаруы жағынан Қазақстан Республикасы Ақтөбе облысы, Мұғаджар
ауданына қарайды.
Жергілікті жер релефі дөңес - қыратты. Оның абсолютті биіктігі плюс
125 тен плюс 110 метрге дейінгі аралықта. Ең кіші минималды белгісі Ембі
өзеніне қарай, яғни кен орнының Оңтүстік — Батыс бөлігіне қарай еңіскен.
Суы минералданған, сондықтан техникалық қажеттіліктерге пайдалынады.
Ал, тұрмыстық қажеттіліктерге құдық сулары пайдалынады. Құдық және Ембі
өзенінің суларының деңгейі 2 метр және одан да жоғары болып келеді.
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сонымен қатар ылғалдылығы
өте төмен.
Қыс мезгілінде температура минус 40° С дейін жетеді. Ең суық айлар:
қаңтар, ақпан айлары.
Алғашқы қар қарашаның ортасына таман түсіп, наурыз айының аяғына
дейінгі аралықта жатады.
Орта жылдық атмосфералық жауын-шашын мөлшері көп емес, ол жылына 120-
140 мм шамасында. Ең ыстық айлар: шілде, тамыз айлары.
Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендер: кен орнының
Солтүстік—Шығыс, бағытында, 15 шақырымдық Жаңажол совхозының орталығы және
Солтүстік - Батыс бағытында орналасқан, 35 шақырымдық Кеңқияқ мұнайгаз
өндіру басқармасының поселогы.
Атырау — Орск мұнай құбыры 100 шақырым жерден өтеді.
Жақын темір жол станциясы: Москва—Орта азия магистралының бойында
орналасқан, яғни кен орнынан 100 шақырымдық жердегі Ембі станциясы.
"Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамының базалық орталығы, Жаңажол кен
орнының солтүстік бағытынан 130 шақырымдық жерде орналасқан. Октябрск
қаласында. Қазіргі кезде Жаңажол кен орталығы мен Октябрск қаласының
аралығына тас жол салынған және пайдалану скважиналарын бұрғылау үшін
электр желісі тартылған.
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зерттеу тарихы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.К.
Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектерінде көрсетіледі. Олар 1840 жылы
Темір, Атжақсы өзендерінің ауданын зерттеу барысында жазған еді. Осыдан
кейін зерттеулер - маршруты және өзеншосиралық кейіпте жүргізіледі.
Территорияны барынша бөлшектеп және жобалау бойынша зерттеу 1944 жылдан
басталды. Сонымен 1944 — 1946 жылдар аралығында Каспий — Арал партияларын
м40 парағында масштабқа түсіруді Г.И. Водорезов басқарған геологиялық топ
жүргізді.
Жұмыс қортындысында геологиялық карта және территорияның тектоникасы
мен стратиграфиялық сұрағына жауап ретінде параққа түсіндірмелі жазба
берді. Бұл жұмыстар әлі күнге дейін өз құндылығын жойған жоқ.
1949 жылы В.И. Сомодуров және И.В. Иванов 1:200000 масштабында 40 -
XXXIV парағын геологиялық түсіруді жүргізді. Осы көлемде Жаңажолда
енгізіліп, қамтылған еді. Авторлар ауданның геологиялық құрылымы туралы
барынша толық мәлімет берген 1952 жылы аудан гравиметриялық түсірумен
алдыңғы масштабқа қамтылды.
1952 — 1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында карталық
бұрғылау А.С. Зингер түсірді.
1960 жылы Жаңажолды көтеру белгіленіп және 1961 жылы синмикалық жұмыс
арқылы бұрғылауды дайындады.
№10В Ақтөбе геофизикалық экспедициясы 1975 және 1980 жылдары қабат
құрылымы МОГТ зерттеулерімен дәлелденді. Тереңдете бұрғылау жұмыстарын 1961
жылдан бастап, Актөбемұнайбарлау тресінің Мұғаджар маңы геологиялық
бұрғылау экспедициясын жүргізді.
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау"
экспедициясы, ал 1978 жылдан бастап "Қазақмұнайгазгеология" бірлестігінің
"Кенқияқ мұнайбарлау" экспедициясы жүргізді.
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978 жылы, наурыз айында №4
скважинасында байкалды.
1981 жылдан бастап Жаңажолдағы барлау скважиналарын бұрғылау
жұмыстарын 1981 жылы құрылған құрамы айтылып өткен экспедициялардан
жинақталған "Ақтөбемұнайгазгеология", бірлестігі жүргізуде.
1981 жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен
"Ақтөбемұнай" бірлестігіне кен орнында барлау скважиналарвын бұрғылау және
оны игеру тапсырылды.
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының "Ақтөбемұнайгаз" акционерлік
қоғамының "Октябрск мұнайгаз" мұнай газ өндіру басқармасының цехтарымен
игеру жұмыстары атқарылуда.
1.3 Стратиграфия
Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі тас-көмір
жоғарғы бор жасындағы жыныс жиынтығы анықталған. Стратиграфиялық
бөлшектеуде, керннің сипаттамасы, өндірістік — геофизикалық зерттеу
диаграммасы, палентологиялық анықтаулар қолданды.
С — Таскөмір жүйесі
C1 - Төменгі бөлім
Жаңажол кен орын көлемінде аршылған, барынша ерте шөгінді жыныс болып
ортавизе жасындағы терригенді шөгінділер табылады.
Осы жыныстар № 1-е скважинасында 4190 — 4200 метр аралығында кездесті.
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі корбанатты қабатпен
ауысады. Олардың жасы жоғарғы визе және Серпухов жастарымен белгіленіп,
құрамы қарақышқыл аргиллит аралас әктастар мен доломиттерден тұрады.
Төменгі корбон жынысының қабатының максимальды аршылуы 308 метр.
С2 — Ортаңғы бөлім
Ортаңғы корбон жыныстары башкир және москвалық ярус құрамдарында
аршылды.
C2 — Башкир ярусы
Бұл жастағы жыныстар № 1 - е скважинасының 3892 — 3668 метр
аралығында толық және 23 скважина мен жиі-жиі қамтылды. Олардың толық
қалыңдығы 224 метрге жетеді.
Құрамында қошқыл және ақшыл, қошқыл әктастар оргоногиенді түйірлі,
аргиллит аралас массивті доломит жікшелерінен тұрады.
С2т - Москва ярусы
Мұның құрамы екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі москвалық подярусының № 1-е скважинасында 3668 — 3560 метр
және №23 скважинасында 3807—647 метр аралықтарында верей және паширлік
горизонттары кездескен. Жыныс қалыңдығы 106 метр ден 156 метрге дейін
жетеді.
Бұл қабаттар корбананттар және аргиллит жікшелері аралас шөгінділерден
тұрады.
Жоғарғы Визе — москвалық подярусының корбонанты жыныс комплекстерінің
қалыңдығы № 1-е скважинасында 630 метрге жетіп Төменгі корбонантты қабаты
құрайды, ол бұл өз алдына
Кт — II индексімен белгіленген
С2т2-жоғары москва ярусы
Бұл мячковтың және Подольск горизонттарымен белгіленген. Подольск
горизонтының төменгі бөлігі көбіне — көп терригенді қалыңдықты қабаттар,
яғни аргиллиттер, қиыршық топырақ, гравилиттер және 266—366 метрлі
қалыңдықта жиі кездесетін әктастардан тұрады. Подольск горизонтын барлық
дерлік скважиналармен өтеліп, оргеногенді, оргеногенді үгілгіш, ұсақ
түйіршікті әктас және доломиттерден құралған.
Оның қалыңдығы 115 метрден 164 метрге дейінгі аралықты өзгермелі болып
келеді.
С3 — жоғарғы бөлім
Жоғарғы корбонанты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы
геологиялық каротаж сызбасындағы өзгеруінен көрінеді. Жоғарғы корбонның
көптеген микрофауналарымен флоралардың табылуына байланысты пасимов және
гжель ярустарына бөлінген.
С3к — Касимов ярусы
Жыныс жасы № 5 скважинасының 2832 — 2834 және 2829-2819 метрлер, №1
скважинасының 2900— 2896 метрлер, №6 скважинасының 2909 - 2906 және 2899 -
2897, 2894 - 2888 және 2884 — 2879 метр аралықтарында, №12 скважинаның 3013
— 3001 метрлер аралықтарында алынған фораониннфер және №5 скважинаның 2832
— 2824 және 2819 — 2819 метрлер аралықтарында алынған коподонтттар
жиынтығынан анықталды. М.Н. Изотова анықтаған мәліметтерге қарап касимов
ярусы келесі фауналармен; "Protriticits pseceLomon tipoms obsolites
obsolites", "Man tipams man tipams", "triticites acutas, auutas"
фауналарымен сипатталған.
Литологиялық қатынаста ол ауданның көптеген бөлігінде әктастар және
доломиттерден құралған.
Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден 97 метрге дейінгі аралықтарда
өзгеріп, кездеседі.
С3Д — Гжель ярусы
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден 136 метрге
дейін өзгереді.
Жыныс ішінде сульфатты және корбонатты қабаттар бар. Оның басқа
қабаттарға қарағанда айтарлықтай айырмашылығы құрамының 65—85% фауналар мен
су өсімдіктерінің қалдығынан тұратын әктастар болып табылады.
Қаралып отырған гжельдік ярусының бөлігі екі аймакқа, ягаи "Tritigts
yticenbeprg" және "yigulitis sigicleutis" аймақтарына бөлінеді.
Осы аймақтар 12 скважинасының 2964.2 — 2890 метр және 2336.6—2930
метрлер аралықтарынан анықталған фораминиферлермен дәлелденген.
Жоғарғы КТ—I корбонатты қабатында негізінен газоконденсат коры
сақталған.
Корбонатты қабаттың жалпылама қалыңдығы 427—573 метрлер аралығында.
Қиманың корбонат үсті бөлігі жиі кездеседі. Яғни, гравалит, сазбалшық,
алевролит қабаттарынан құралған терригенді гжельдік ярусының қабат
қорабынан түзілген.
Оның қалыңдығы 24 метрден 109 метрге дейін жетеді;
Р — Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері - төменгі және жоғарғы бөлімдермен берілген.
P1 - төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі ассольдік, сакморлық, артин және кунгурлық ярус
шөгінділерінен тұрады.
Р1а+s— Асселъді — сакмарлы ярусы. Ассельді — сакмарлық терригенді
қабат қалыңдығы гжельдік терригенді корбон қабатымен бірге Жаңажол кен
орнында региональды флюйдты кедергілі қабат туғызады. Бұл қабыршақты қабат
қалыңдығы белгілі дәрежеде құрамында сазбалшықтың болуымен және кең ауқымда
яғни, 16 метрден 598 метр аралығында өзгеріп, солтүстіктен оңтүстікке қарай
тенденциялы өзгеріп отырады.
Литологиялық байланыста бұл аргиллиттер, қыйыршық топырақтар,
алевролиттер, жиі — жиі гравлит және сазбалшықты әктастардан тұрады.
Алельдік ярусының қалыңдығының жасы 1 скважинаның 2647 - 2645 және
2498-2495 метрлер аралықтарында және 10 скважинада 2468—2458 метрлер
аралықтарында алынған фораминифер фауналарымен қуатталып (№ 93 скважина) 9
метрден (8 скважинада) 359 метрге дейін өзгеріп отырады.
Сонмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, яғни, 5
скважинада кездескен.
Р1к — Кунгур ярусы
Кунгурлық ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы корбонат үсті
терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға қаныққан
бөліктерінде өте зор флюйдті кедергілі қабаттама тудырады.
Кунгурлық ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді —
галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның қалыңдығы 10
метрден 60 метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді аргиллит аралас,
жиі қиыршық топырақ пен алевролит және ангидрит қабатшалары орналасқан.
Галогенді қабаттың максималды қалыңдығы (12 скважинада) 996 метрден,
минималды қалыңдығы (3 скважинада) 7 метр аралығында.
Кен орынының кунгурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді —
сульфатты қабаттар жатыр.
Оның негізгі бөлігін 4 метрден 48 метр қалыңдықта кездескен
ангидриттерден жинақталған.
Р2 — жоғарғы бөлімі
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында жеке
ангидрит (3 тен 0.5 метрлі және 10—15 метрлі) қабатшалары
кездесетін терригенді қабаттардан тұрады.
Жоғарғы пермь бөлігінің қалыңдығы солтүстік төбешіктерімен ұштасқан
жерде 633 метрге дейін өзгереді.
Т — Триас жүйесі
Триасе шөгіндісі T1 — төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық
жағынан шұбар — боялған сазбалшық, киыршық топырақ қабаттарынан көрінеді.
Шөгінділердің қалыңдықтары 65 метрден 371 метрге дейінгі аралықта өзгереді.
I — Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі және ортаңғы, жоғарғы бөлімдерге құрамдарына
байланысты бөлінген. Олардың жалпы калыңдықтары (13 скважинада) 60
метрден (З —с скважинасында) 246 метр аралығында өзгеріп отырады.
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара - қошқыл түсті, құм -қиыршық
топырақтардан, тығыз алевролит және қоңыр киыршық топырақ полимикті,
әртүрлі түйіршікті қабаттардан құрамдалған.
R - бор жүйесі
Бұл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конголомерат
аралас, қоңыр жасылды саздар есептеледі.
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта
өзгереді. Қалыңдықтың минимальды көрсеткіші 52 скважинада, ал максимальды
көрсеткіші 88 скважинада байқалады.
Q — Антропогенді жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің, қалыңдықтары онша емес, небары 2 метр
немесе 3 метрлік төрт қатарлы қабат бөледі. Солардың құрамдалулары саздың
сугликаларымен құмайт супестерден түзілген.
1.4 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орыны Каспий маңы кеңістігінің
оңтүстігінде орналасқан. Яғни, Орал алды геосинклинальды аймағынан Ащысай
және солтүстік көпекті сызықтарынан көрінеді.
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданының интенсивті түсуі
және қалың шөгінділерден қабаттамаларында 7 километрден 10 километр
аралықтарында болуына байланысты. Бұл қабаттың негізгі бөлігін кунгурлік
ярусының галогенді табан шөгінділері және кельбрий іргетасына дейінгі
жыныстардың жоғарғы бетінде жатқан тұз асты жиынтығын құрайды.
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын маңда
2 немесе 2,5 километрден Беттеу күмбезінің меридианына қарай 5.5 немесе 6
километрге дейінгі, яғни батыс бағытына қарай моноклиналды қалыңдай береді.
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары
бөлінген. Соңғысы төменгі горизонттарда мықты байқалып, соған сәйкес
ойпаттың ортаңғы бөлігіне карай қалыңдай бастайды.
Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кеңқияқ, Қожасай, Шұбар қатарларының
жүйесі бөлінеді және олардың көлемінде 3 немесе 3.5 шақырымдық
тереңдіктерде (П1) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.
Жаңажол қатарының бір ерекшелігі, қуатты корбонат массивтерінің дамуы
болып табылады. Олар үлкен брохиантинал тәріздес дөңестерден құралған.
Сейсмикалық мөліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен
салыстырғанда әр түрлі локальды дөңестерінің . морфологиясындағы өлшемдері,
шөгінділердің тереңдік қатынастарында әртүрлі өзгешеліктер байқалады.
Құрылым картасында жоғарғы корбон шөгінділерінің табаны бойынша екі
локалды дөңес анық көрсетіліп, 30 скважина ауданында изогипс енгізуі мен
контурланған.
2.65 шақырымдық жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 9 5 шақырым құрап,
онша үлкен емес седловина арқылы оңтүстік локалды дөңесімен қосылады, яғни
№ 19 скважина ауданында 2.25 шақырымдық изогипсімен контурленген.
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша, гжельдік
ярусының сульфатты — корбонатты қабатының кобонат үсті қалыңдықта
терригенді қабатпен ауысуы жылдам тығыз шекараны реттейді.
Жаңажол дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып, қабаттың
корбонатты массивінің ішінде субмиридианды құрылымдар құрайтын
брахиантиклиналарды қырлардан тұрады.
Осы екі локалды дөңестен тұрады. №50 скважина ауданында солтүстік
локалды дөңесі 2.3 шақырымдық изогипспен контурленген.
2.5 шақырымдық изогипс бойынша оңтүстік дөңесінің ауданы 9.5x4 шақырым
құрайды.
1.5 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орыны Қазақстандағы өнімділігі корбонатты коллекторларға
байланысты алғаш ашылған кен орыны болып табылады. Ол белгілі Кеңкияқ,
Құмсай, Көкжиде, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және Қопа сияқты төменгі бор,
юра, триас жоғарғы және төменгі пермь жүйелерінің шөгінділеріндегі г мұнай
қабаттары бар ауданда орналасқан.
Қиманың мұнай - газ бергіштігі туралы алғашқы мәлімет Жаңажол
ауданында №1 скважинасын бұрғылау жұмыстары кезінде, жоғары
газкөрсеткіштігі, таскөмір жынысының керніндігі мұнай белгілері және
сазбалшықты ертіндінің газдануынан пайда болды. 1978 жылдың 3 наурызында №4
скважинасының 3050 - 3020 метр аралықтарындағы тереңдікті тексеру барысында
62.5% метан, 1% этан, 1% ауыр көмірсутектер жиынтығынан құралған газды
судың әлсіз ағыны байқалды.
Орта корбонның әктастарының ашық ақпанында қабат - санағышпен сынау
арқылы газданған мұнай өнімі алынды.
Кейін, 1978 жылдың 31 шілдесінен 2 тамыз аралығында 2767 — 2884 метр
тереңдік аралығында 2767 — 2884 метрлер тереңдік аралықтарынан шығымы 66.8
м3с болатын мұнай және 107.6 м3с шығымды газ фонтандалды.
Фонтанды скважиналарда 3 және 8 милиметрлік штуцерлер қолданды.
Қазіргі кезде Жаңажол кен орында жоғарғы және төменгі корбон жыныстары мен
байланысты корбонатты қабаттың өндірістік өнімділігі анықталды.
КТ — 1 —жоғарғы корбонатты қабат
Литологиялық қатынасында әктас, доломит және олардың ауыспалы
өзгерістерінен кездеседі.
Осы өзгерістермен қатар саздың азғантай қаптамалары да кездеседі.
Корбонаттар қисығы, қабат литологиясының өзгеруінің шартына байланысты
сипатынан, жылдам өзгеруі бойынша сенімдлікпен белгіленеді. Қалыңдық
қимасында қабат тығыздығы және сазбалшық қабатшаларына байланысты
геологиялық каротождың жоғарғы мәндерін сипаттайтын реперлер саны бөлінген.
Скважина қималарына сәйкестеп қою арқылы жоғарғы корбонатты қабат
көлемінде коллекторлардың үш өнімді қабаттарын, бөліктерін анықтауға
мүмкіндік берді.
Олардың "А", "Б" және "В" индекстерімен белгіледі.
Стратиграфиялық жағынан алғашқы екі бөлік орта корбонның касимовтың
және гжелдік ярустарына жатқызылған. Сонымен қатар құрылымның солтүстік
еңісі көлемінде № 10, 13 және 50 скважиналарының аудандарында өнімді
қабаттары шектелген төртінші бөлігі "В" бөлігі бөлінген.
Қабат коллекторының өнімді бөлігін құрайтын саны 1 ден 12 - ге дейін,
ал қалыңдық шегі 1 метрден 40 метрге дейінгі аралықтарында өзгеріп тұрады.
Коллекторлы қабаттың орташа қалыңдығы 5 метрден 10 метрге дейінгі аралықта.
"В" өнімді қабат бөлігі төрт қабатты коллекторлардан тұрады.
"А" және "Б" бөліктеріндегі секілді бұл қабатта 2 метрден жоғарырақ
қалыңдықты қабатшалардан тұрады. Бөліктегі қабатшалар саны 8 — ге жетеді.
"А" бөлігінде мұнай қабатында биіктігі бойынша азғантай газ шапкасы
бар.
Орташа тиімді қабат қалыңдықтары 11 метр және 18 метрге тең.
Бұрғылау барысында 10 скважинада 3 милиметрлік штуцермен 1м3с мұнайға
шығымы 54 мың м3тәулік, газ және 35 м3тәулік газоконденсат өнімі, № 19
скважинада 8 милиметрлік штуцермен шығымы 174 м3сек, мұнай өнімі алынды.
Сусыз мұнай ағыны № 5 және № 11 скважиналарының 2644 - 2645 метр
тереңдіктерінен алынды.
Газ — мұнай байланысы 2560 метр белгісінде қабылданды. Бұл жоғарғы
бөлігінен — газ ағыны, төменгі бөлігінен мұнай алынған № 10, 19, 5
скважиналарының тар аралықты өнімді қабатының ортасына сәйкес келеді.
Газ шапкасының биіктігі солтүстік еңісте 50 метр, ол оңтүстік еңісінде
30 метр аралығында белгіленді.
Мұнай бөлімінің биіктігі де алдыңғы екі бөлімдеріндегідей 83 және 91
метрге тең.
Газбергішті аудан көлемі 1675 мың шаршы метр (м2), ал мұнай бергіштік
аудан көлемі 54525 мың шаршы метр.
Шөгінділер қабаты еңісті "В" бөлігінің өнімді қабаты үш скважинада
аршылып, жоғарыда айтылып өткендей, аз тарылған.
Бөлік екі немесе бес бөлікшелерден тұрады. Бұл бөлікшелердің қалыңдығы
5 метрден аспайды. Мұнайдағы мұнұнай қабатындағы мұнай — су байланысы "В"
бөлігіндегідей.
Мұнай - су байланысының мүмкін үлкен жағдайы солтүстік қанатындағы
(мұнай - су) скважиналарының аудандарында, ал төменгі жағдайы құрылымының
жоғарғы айырылуында және оңтүстік қанаттағы скважиналарының аудандарында.
КТ — II — Төменгі карбонатты қабаты
Жоғарғы карбонатты қабатымен беттесетін терригенді жыныстар астында
башкирлік ярус жасындағы төменгі карбонатты қабат аршылды.
Қолдағы керп мәліметтері қабат қимасының литологиялық қатынасы жағынан
негізінде әктастардан құралған. Мұны өндірістік — геофизикалық
зерттеушілерінің көрсеткіштері де дәлелдейді.
КТ — II — төменгі карбонатты қабаты 23 скважина және 27
скважиналарымен табылып, 23 скважинадағы 22 милиметрлік штуцермен 108 м3с,
ал 27 скважинасындағы 10 милиметрлік штуцермен 45 м3с өнімді өндірістік
мұнай ашны алынды.
3 скважинаны бұрғылау жұмыстары арқылы бес аралықты сынап, бақылады.
Осы бес аралықта газданған сазбалшық ерітіндісі, оның ішінде екеуі
мұнайлы болып табылады.
Мұнай — су байланысы, 27 скважинаның 3530 метр тереңдіктегі өндірістік
мұнай ағыны байқалған тиімді аралығында белгіленді.
Мұнайбергіштіктің жоғарғы шекарасы 3390 метрде белгіленген. Яғни 3
скважинаның 3609 — 3667 аралығының орташа тереңдігі деп аталады.
Өнімді қабат биіктігі 140 метрге дейін жетеді.
3845 — 3959 метрлер аралығындағы қабатты сынау нәтижесінде бұл биіктік
дәлелденді.
КТ — II ~ төменгі карбонатты қабатын бес бөлікке бөліп, Тн", "Ш",
"Дн", "Дв", "Дш" индекстерімен белгіленді.
КТ — I — жоғарғы карбонатты қабатында кен орнының негізгі
газоконденсатты қабат шөгінділері бар. Карбонатты қабаттың суммарлық
қосындысы 423 метрден 537 метрге дейінгі аралыққа тең.
Корбон үсті бөлігі 24 метрден 109 метр қалыңдықты гравелиттер аз
кездесетін, алевролиттер саздарынан құрамдалған гжельдік ярусына, яғни
терригенді бөлікпен берілген.
1.6 Сулылығы
Жаңажол кен орынының қабат кималарында әртүрлі деңгейде бөлшекті және
жиынтықты төменгі бор және корбон жер асты сулары аршылып, сыналды. Төменгі
бор сулары (Kl) 60 метрден 30 метрге және 260 метрден 230 метр
аралықтарында табылып, техникалық қажеттіліктерге пайдалану үшін аршылды.
Сулардың статикалық деңгейі 14 тен 65 метрге дейінгі аралықта
анықталып, олардың өнімділігі 60 — 180 м3тәулік жетеді. Су температурасы
плюс 12° С-ден плюс 14° С ден аспайды, сондықтан оларды суық сулар қатарына
жатқызады.
Су аралас жыныстар болып альб ярусының сулы топырақтары табылады.
Альб сулары химиялық жағынан хлорлы — магнийлі. Минералдылығы 1.6—3.6
кгм3.
Олар құрамы жағынан өте жоғары дәрежеде метаморфизмді, жеткілікті
сульфатты және қатты болып келеді. Дегенмен кен орнының батыс жағына қарай
альб суларының қасиеттері жақсарып, минералдылығы 0.2 — 0.6 кгм3 шамасына
дейін төмендейді.
Карбон қабатының сулары 2035 -3050 метр аралықтарында аршылып, өте
жоғары арынды болып, сипатталады. Бұл қабат суларын табан суларының
қатарына жатқызады.
Химиялық құрамы жағынан В.А. Суменнің анықтамалығы бойынша хлорлы
кальций қатарындағы кальций және магний метаморфозациясы және сулардың
жалпы қаттылығын анықтауға олар 0.4г -эквл болды.
Қабат суларының тығыздығы, температурасы 20° С тең болғанда,
тереңдікте азаюға тенденциялы болып, оңтүстік Төрткөл ауданына қарағанда аз
дәрежеде болады. Газдылығы және карбонның сумен еріген газы туралы
мәліметтер бірнеше скважиналардан алынды.
Мәліметтердің талдауы сумұнай байланысынан алшақтаған тереңдіктегі
корбон суларының газдылығының мәні 2600 — 3160 тан 2000 — 1250 кгм3 азайып
және белгіленген қабат суларының тығыздығы мен минерализациясының
разрядының өзгеру заңдылығына сәйкес келеді. Сумен еріген газдар өзінің
құрамы жағынан метандылар қатарына жатады.
1 кесте-Карбон суларының газдылығы
Скважина Өту аралығы, м Судың меншікті Газдылығы
№ салмағы, кгм3 м3т
1-с 3628-3640 1.05 ∙ 10-3 1.19 ∙ 1012
1 4040-3873 1.07 ∙ 10-3 0.18 ∙ 1012
9 3452-3396 1.07 ∙ 10-3 1.55 ∙ 1012
10 2913-2930 1.06 ∙ 10-3 2.98 ∙ 1012
17 2921-2930 1.06 ∙ 10-3 2.49 ∙ 1012
26 2865-2930 1.07 ∙ 10-3 1.88 ∙ 1012
26 2847-2512 1.06 ∙ 10-3 1.78 ∙ 1012
2 Техникалық-технологиялық бөлім
2.1 Жаңажол кен орнын игерудің қысқаша тарихы мен қазіргі жағдайы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.И.
Коволевский және А.П. Гернгросе жұмыстарында жарияланды.
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын зерттеген
болатын.
Кейін ауданды зерттеу жұмыстары бағытты сипатта болды. Территорияны
барынша жоспарлы бөлшектеп зерттеу жұмыстары 1944 жылдан басталды.
1944 — 46 жылдар аралығында Г.Н Водорезов және АЛ.Кишкиннің "Каспий -
Арал" партиясын басқарумен м -40 бетін 1:1000000 масштабында геологиялық
түсіру жұмыстары жүргізілді.
Түсіру нәтижесінде геологиялық карта жасалып және жерге түсіндірме
жазбасы жазылды. Мұнда территорияның тектоникасы және стратиграфиясының
негізгі талаптары қамтылды. Бұл жұмыстар қортындысы әлі күнге дейін өзінің
құнын жойған жоқ.
1949 жылы Самодуров және Ивановалар 1:200000 масштабында М - 40 —
XXXII бетінде геологиялық түсіруді жүргізіп, осы еңбектерінде Жаңажол
ауданы да енгізілген. Осы жұмыстардың арқасында авторлар ауданның
геологиялық құрылымын толық сипаттап берді.
1952 жылы ауданды дәл осы масштабта гравиметрикалық түсіру жұмысымен
қамтылды. Бұл жұмыстарды Л.И. Тушканов басқарды.
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын зерттеген
болатын.
Кейін ауданды зерттеу жұмыстары бағытты сипатта болды. Территорияны
барынша жоспарлы бөлшектеп зерттеу жұмыстары 1944 жылдан басталды.
1944 — 46 жылдар аралығында Г.Н Водорезов және А.А.Кишкиннің "Каспий —
Арал" партиясын басқарумен м — 40 бетін 1:1000000 масштабында геологиялық
түсіру жұмыстары жүргізілді.
Түсіру нәтижесінде геологиялық карта жасалып және жерге түсіндірме
жазбасы жазылды. Мұнда территорияның тектоникасы және стратиграфиясының
негізгі талаптары қамтылды. Бұл жұмыстар қортындысы әлі күнге дейін өзінің
құнын жойған жоқ.
1949 жылы Самодуров және Ивановалар 1:200000 масштабында М - 40 —
XXXII бетінде геологиялық түсіруді жүргізіп, осы еңбектерінде Жаңажол
ауданы да енгізілген. Осы жұмыстардың арқасында авторлар ауданның
геологиялық құрылымын толық сипаттап берді.
1952 жылы ауданды дәл осы масштабта гравиметрикалық түсіру жұмысымен
қамтылды. Бұл жұмыстарды Л.И. Тушканов басқарды.
1953 -1954 жылдар аралығында аталмыш ауданда 1:50000 масштабында
коротаждық бұрғылаумен геологиялық түсіру жүргізілді.
Жаңажолды көтеру 1960 жылы анықталды.
1961 жылы МСВ "Ақтөбегеофизикалық экспедициясы" сеисмикалық
жұмыстарымен бұрғылауға дайындалды.
1975 - 80 жылдар аралығында оның құрылымы МОГТ зерттеушілерімен толық
анықталды.
Тереңдете бұрғылаумен іздестіру жұмыстары 1961 жылы
"Ақгөбемұнайбарлау" тресінің "Мұғаджар маңы терең бұрғылау" экспедициясымен
жүргізілді.
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау"
экспедициясымен ал 1978 жылдан бастап "Қазмұнайгеология" бірлестігінің
"Кеңқияқ мұнай барлау" экспедициясымен қосарлана жүргізілді.
Кен орында алғашқы мұнайдың ағыны 1978 жылдың 4 наурызында 4
скважинадан алынды.
Қазіргі кезде Жаңажолдағы іздеу және барлау жұмыстары 1981 жылдың 1
қазанында қайта құрылған "Ақтөбемұнайгазгеология" бірлестігінің құрылымына
енгізілген, аталып өткен экспедициялармен жүргізілуде.
1981 жылдың аяғында кен орынында СССР мұнай өнеркәсібі министрлігінің
шешімімен қайта жаңғыртылған, "Ақтөбемұнай", өндірістік бірлестігінің
күштері мен бұрғылау және барлау жұмыстары басталып және кен орынын әрі
қарай игеру тапсырылды.
Жаңажол кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес қабат
қысымы түсіп, өндіру көлемі азайып келуде. Сондықтан 1986 жылдан бастап
қабат қысымын ұстау жүйесімен мұнайды өндіруде.
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 скважина бар.
Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді.
Олардағы скважиналар:
"В" (солтүстік) бөлігінде 76 скважина
"В" (оңтүстік) бөлігінде 50 скважина
"Б" бөлігінде 91 скважина
"А" бөлігінде 13 скважина
"Дниз" бөлігінде 24 скважина
"Дверх" бөлігінде 36 скважина
"Д (Ш)" бөлігінде 19 скважина
"Г(Ш)" бөлігінде 65 скважина
Жалпы өндіру қорында 374 скважина бар.
Жұмыс істеп тұрған қорда 359 скважина мұнай өндірумен тұрғызылғаны
10 скважина, бұрғылаудан кейін 3 скважина қосылуға дайындалуда.
Бақылау қорында 10 скважина, геологиялық бақылау орнының бұйрығы
бойынша 8 скважина концервациялануда.
Су айдау қорында 62 скважина, оның 54 скважинасы ғана су айдауда.
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 скважинада жүргізілу керек.
Осы қордың 8 скважинасының алтауы геологиялық, ал 2 скважинасы
техникалық себептермен істен шығарылды.
Өндіру скважиналарының істемей тұрған себептері мына жағдайларға
байланысты:
- көтеру құбырларында парафин тығындыларының пайда болуынан,
- күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан скважина жер асты
жабдықтарының коррозияға ұшырауына. Штуцер және жер асты құбырларының
коррозияға ұшырағаннан кейін ауыстыруға байланысты жөндеу жұмыстарына
кетуге байланысты болуда.
Скважинаның қорының жағдайы кестеде келтірілген.
1994 жылы 2345.941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол жылғы кен орын
бойынша мұнайдың орташа шығымы 18.95 mтәу.
Скважиналардағы мұнай шығымы 0.2 - 1 mтәу тен 170 mтәу — ке дейін
өзгереді, 5 mтәу-тен төмен шығыммен 9 скважина жұмыс істейді.
Саға қысымына 62 скважина ие.
Барлық скважина таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ су
құрайды.
А.В. Афанасьеваның басқаруымен ВНИИ жүргізген есептеулер нәтижесі
бойынша, мұнайлы қабат ауданы газ шапкасінің ауданына тең болған жағдайда
су айдау арқылы мұнайдың өнімді қорының 67.9% -ін өндіруге және газ
шапкасінің ұлғаюы есебінен не бары 22.0% өнім алуға болатынын көрсетті.
Осы есептеулер нәтижесінде, қабат қысымын ұстау жүйесіне көшкенге
дейін Жаңажол кен орнында мұнай газ шапкасінің ұлғаюы есебінен өндіріледі.
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін қабатқа
су айдау 1986 жылдан бастап су газ әрекетті сақиналы кедергі жүйесі бойынша
жүргізілуде. Игеруден бастап қабатқа 3351, 788 мың м3 су айдалды.
Кедергілі қатарда 14 айдау скважинасы, солтүстік кеңістікте 1 скважина
ошақты су айдау жетілік жүйе бойынша қабатқа су айдауда.
Деген мен бұл әдіс техникалық судың, қондырғылардың жетіспеуіне
байланысты, су айдау жоспары біршама қиыншылықтармен орындалуда.
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 1995 жылы 3 су айдайтын скважина
бұрғылау, 16 су айдау скважина енгізу жоспарланып отыр.
Осы бағытта, яғни қабат қысымын ұстау жүйесі бойынша мұнай және газды
механикаландырылған игеру әдістері жобаланған.
1994 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің штангілі
терең сораппен игеру әдісі бойынша, скважинаға штангілі терең сорап
орнатылды. Әзірге осы әдіс бойынша 2 скважина жұмыс істеуде. Кезекті
жабдықталғаннан кейін 2 скважина қосылуға дайындалуда. Осы екі скважинамен
жыл бойына 11072 тонна мұнай өндірілді.
1995 жылдың 4-тоқсанынан бастап газ лифт әдісімен мұнайды өндіру
көзделінуде.
Қазіргі таңда осы игеру әдісіне қажетті құрал — жабдықтарды,
скважиналарға қондыруға дайындық жұмыстары жүргізілуде.
2 кесте — 2.1.1 "Октябрск мұнай" МГӨБ фонтанды скважиналарының
қорының қозғалысы
№ Скважина 1998 1999 2001 2002
1 Пайдалану қоры 295 348 362 374
2 Консервацияда 10 5 7 8
3 Барлық скважина саны 270 332 354 364
4 Бұрғылануда 46 42 12 13
5 Игерілуде 2 5 13 4
6 Шығарылғаны 4 - 8 5
Кестеде көрсетілген мәліметтерге сүйене отырып 2002 жылдың 374
скважинасына пайдалану қорында 8 скважина болды, консервацияда скважина,
бұрғылануда скважина. Осы кезеңде МГӨБ - дегі скважиналарының саны 374,
шығарылғаны 4 скважина, игерілуде 3 скважина болды.
Осы мәліметтерді алдыңғы жылғы яғни 1998 жылдың каңтарындағы
көрсеткіштерімен салыстыра келіп скважина қоры өсуде. Мұның себебі: жаңа
өнімді қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының
жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген скважиналар есебінен
болады, ал скважиналар шығарылуы басқа пайдаланудан.
2 кесте - 2.1.2 Жолаушы су, жолаушы газ және мұнай өндірудің
қозғалысы.
Жылдар Су өндіру (тың. Газ өндіруМұнай өндіру
м3) (млн. м3)
жоспарлы (мың нақты (мың
т.) т.)
1996 25283 36 2342.0 2342.0
1997 28456 37.2 2345.4 2350.1
1998 3736.2 36.9 2415.0 2338.6
1999 3848.1 37.8
Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын талдай келе
мұнай өндіру көлемі азайып келе жатқанын көруге болады.
Дегенмен 2002 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын көруге
болады. Газ өндіру жоспарының орындалуы 37.8 жетті.
2 кесте - 2.1.3 Жаңажол кен орнының пайдалану коэффицентінің
қозғалысы
жылдар 1998 1999 2001 2002
жоспарнақты жоспарнақты жоспарнақты жоспарнақты
пайдалану
коэффиценті 0.895 0.895 0.873 0.873 0.883 0.883 0.891 0.891
(мыңдық дәлдік)
4 кестеден мындай қорытынды жасауға болады: Жаңажол кен орыны бойынша
скважиналарды пайдалану тиімді түрде жүргізілуде.
2 кесте - 2.1.4. Фонтанды скважиналардың орташа шығымының
қозғалысы
Жылдар 1998 1999 2001 2002
орташа 22.2 20.2 19 19.7
шығым
(ттәулік)
5 кестеден көріп отырғанымыздай, кен орыны бойынша мұнай шығымы онша
өзгермеген. Мұның себебі қабатқа су айдау арқылы қабат қысымын ұстауға
байланысты.
2 кесте - 2.1.5 Жаңажол кен орынының фонтанды скважиналарын
жөндеуаралық кезеңдерінің қозғалысы
№ Көрсеткіштер 1998 ж 1999ж 2002 ж
1 Пайдалану қоры 348 362 374
2 Скважина-ай жұмыс жасалды. 1824 2730 3295
3 Жөндеу жүргізілді 256 249 290
4 Есептеуге алынған жөндеу саны. 293 321 334.
5 Скважина — күн жөндеу аралық
кезеңінің жұмысы .
- жоспарлы 673 724 823
- нақты 689 756 951
2.1.1 Скважинаны пайдалану көрсеткіштері
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды скважиналар қорының сипаттамасы
Мұнай өндіру скважиналары қорының барлығы дерлік фонтанды игеру
әдісімен өндіруде.
Сұйықты жер бетіне көтеру СКҚ арқылы жүргізілуде. Олар С — 75 маркалі
болаттан дайындалған.
Қазіргі таңда осы сарапты — компрессор құбырларды жапондық "Лифтис"
фирмасынан алуда. Себебі бұл ресейлік СКҚ-ларға қарағанда арзандау.
Дегенмен Жаңажол кен орнында "отандық" СКҚ - лар әлі күнге дейін
қолданылады.
Скважина өнімділігіне орай мынадай диаметрлі құбырлар қолданылады.
СКҚ Шығым: 40 м3тәу аз болса Ф 48 мм;
40 м3тәу — 80 м3тәу арасында Ф 60 мм;
және 80 м3тәу жоғары болса Ф 73, сонымен қатар жапондық Ф 73 х 7.1 -
С - 75, және Ф 88.9 х 6.45 - С - 75 құбырларынан жинақталады.
Мұнай скважиналарындағы түп суларын шығару үшін пайдалану басынан -
СКҚ-дың 6 кестеден көріп отырғандай жөндеу аралық кезең уақыты ұлғайып,
соның есебінен фонтанды скважина қорын тиімді пайдалануды көрсететін,
пайдалану коэффицентінің өзгеруіне жақсы жағдай туғызады.
2.1.2 Жаңажол кен орынын игеру барысынан туындайтын тұжырымдар
1984 - 1999 жылға дейінгі аралықта "Б" бөлігінен 3.149 млн тонна мұнай
өндірілді.
Бұл жалпы кен орнының өндіру жоспарының 15.5% -ін құрайды.
Өнімнің орташа жылдық сулануы "Техникалық жүйе" жоспарында белгіленген
18.7% - не қарсы 11.9% құрады.
Қабаттың орташа қысымы жобаланған 30 х 106 Па — ден 26.1 х 106 Па - ға
дейін азайған.
1994 жылдың аяғындағы мәліметтер бойынша скважиналардың орташа шығымы,
жобаланған 16.6 ттәу — тен 9.4 ттәу болып азайды.
1992 жылдың қараша айынан бастап оңтүстік күмбезде су айдау су - газ
қатынасына "жартылай сақиналы — барьерлі суландыру" жүйесі бойынша 10
скважинамен қатар 4 айдау скважиналары "жүйелі -кималаушы" қатарымен су
айдалуда.
Солтүстік күмбезінде 1993 жылдың мамыр айынан бастап қабатқа су айдау
"кеңістік" жүйесі бойынша 3 скважинада жүргізілді.
"Б" бөлігіне 1.347 млн м3 су айдалды.
1994 жылда осы "Б" бөлігінің солтүстігіне 131.9 мың м3, ал оңтүстігі
бойынша 448 мың м3 түрлі қоспалар (компоненттер) айдалды.
Механикаландырылған өндіруге 29 скважина ауыстырылды.
"Скважинаның орташа сұйықтық шығымы" 1998 жылдың аяғында 51.6 ттәу
құрады.
Өнімдік орташа жылдық сулануы 0,2 % - ті құрады, бұл "Техсъемаға"
қарсы 7.1%.
"Б" және "В+В" бөлімдерінен мұнай өндіру жобаланған көрсеткіштерден
жоғары, бұл "Ақтөбемұнай" өндіріс орынының бұрғылау қарқыны жобаланғаннан
жоғары. Бұдан басқа "Техсъемада" өнімнің сулануы ескерген, бірақ нақтылы
жағдайда суланудың болуы байқалмады.
1994 жылы жұмыс жасап тұрған скважиналардың төмендеуімен көзге түсті.
Соңғы жылдарды қаражат жағдайларының қиыншылықтарына сәйкес АСПО және
гидрат түзілуіне қарсы күресуге қажетті химиялық реагенттер, скважинаны жер
асты жөндеу бригадаларын қажетті құрал-саймандармен қамтамасыз ете алмауына
байланысты жоспарлы — шұғыл жөндеу жұмыстарының саны азайтылып, кен орынның
мұнай өнімділігі азайған.
Дәл осы себептермен 1990 жылдан бастап бұрғылау жұмыстарының жобасы 2
есеге азайды.
Ал бұл мұнай өнімділігінің деңгейінің түсу көлемін жабатын қуатты
пайдалану скважиналарын қазуға кесірін тигізуде.
Осы айтылып өткен жағдайларды ескере келіп Жаңажол кен орынын игеру
барысын жалғастыру үшін (су айдау, газлифт, сорапты) механикаландырылған
игеру әдісіне көшірмей, қабат қысымының азаюы тоқтатылмайды.
Сондықтан мынадай шаралар мұнай өндіруді реттеуге септігін тигізеді:
1. Кем дегенде 10 скважинаны терең сораппен өндіру әдісіне көшіру
керек.
2. 10 скважинаны газлифтпен игеруге көшіру керек.
3. 1995 жылдың жоспарындағы енгізілетін 15 жаңа скважинаны қосу
керек.
4. Скважинаны жер асты жөндеу және скважинаны күрделі жөндеу
бригадаларының санын көбейтіп, қажетті құрал-саймандармен қамтамасыз ету
керек.
5. Қажетті көлемде парафин және гидрат түзуге қарсы қолданылатын
химиялық реагенттерді жеткілікті көлемде сатып алу керек.
6. 1995 жылы қабатқа су айдау үшін 10 скважина қосу керек.
2.2 Фонтанды скважиналарды жөндеу
2.2.1 Жөндеулер түрі
Жер асты қондырғылары мен скважина оқпанындағы ақауларды жою, түп маңы
аймағына жер етумен байланысты комплекстік жұмыстарды — жер асты жөндеу деп
атайды.
Істегі скважиналар қорының жөндеу жұмыстарымен тұрғызу үзақгығы, жыл
бөліп немесе айдағы жалпы календарлық уақыты мен скважинаның нақты жұмыс
уақытының қатынасынан шығатын пайдалану коэффицентімен өлшенеді.
Жаңажол кен орнында, қазіргі жағдайда скважинаны пайдалану
коэффициенті 0.891 тең.
Скважинаны жер асты жөндеудегі жұмыс түрімен қиындығына орай күрделі
және кезекті жөндеу түрлеріне бөлінеді.
Кезекті жөндеуге; сорап ауыстыру, сорапты — компрессорлар құбырларын
ауыстыру, көтеру құбырларының түсіру тереңдігін өзгерту, құбыр
қабырғаларындағы парафинді жою, H2S (күкіртсутек) — тен тоттануына
байланысты құбырларды ауыстыру және тағы да басқа жұмыстар жатады. Бұл
жұмыстарды скважинаны жер асты жөндеуге (СЖАЖ) мамандықтандырылған арнайы
бригадалар жүргізеді. Бригадалар мұнай газ өндіру өндірісінің
барлығында құралады.
Жер асты жөндеу бригадалары Жаңажол кен орнында вахталық әдіс
бойынша жұмыс жасайды. Әрбір бригадалар құрамы үш адамнан тұрып,
жұмыстарды былайша бөліседі.
Скважина сағасындағы жұмыстарды оператор көмекшісімен, ал көтергіш
механизм лебедкасында тракторист-шофер жұмыс атқарады.
Жер асты қондырғыларының апаттары мен қауіптерін жою, пайдалану
тізбегінің тозығын дұрыстау, ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ 9
Шолу картасы 11
1 Геологиялық бөлім 12
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат 12
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зерттеу тарихы 14
1.3 Стратиграфия 15
1.4 Тектоника 22
1.5 Мұнайгаздылығы 24
1.6 Сулылығы 28
2 Техникалық-технологиялық бөлім 30
2.1 Жаңажол кен орнын игерудің қысқаша тарихы мен қазіргі жағдайы 30
2.1.1 Скважинаны пайдалану көрсеткіштері 38
2.1.2 Жаңажол кен орынын игеру барысынан туындайтын тұжырымдар
39
2.2 Фонтанды скважиналарды жөндеу 42
2.2.1 Жөндеулер түрі 42
2.3 Фонтанды скважиналарды пайдалану 43
2.4 Фонтанды скважиналарды игеру 44
2.4.1 Фонтанды скважинаның жер асты және жер үсті қондырғылары 47
2.4.2 Жер асты және жер үсті қондырғыларын тоттанып тозуымен күресу. Күресу
тиімділігі 53
2.4.3 Фонтанды скважиналарда парафин түзілуімен күресу. Күрес тиімділігі
55
2.5 Фонтанды скважиналарды зерттеу 56
2.5.1 Кен орнындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы 56
2.5.2 Фонтанды скважиналарды зерттеу әдістері мен технологиялары 57
Зерттеу кезінде қолданылатын қондырғылар мен саймандар 57
2.6 Фонтанды скважиналарды зерттеу мәліметтерін өңдеу Өнделген мәліметтерді
пайдалану 60
2.7 №2243 Типтік скважинасына фонтанды көтергішті таңдау 62
2.7.1 Жаңажол кен орнының №2243 скважинасын (фонтанды) есептеу 62
2.7.2 Фонтанды скважина пайдаланудың нақгы жолын жобамен салыстыру 77
3 Экономикалық бөлім 80
3.1 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
80
3.2 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
еңбекті ұйымдастырудың жағдай-күйі 84
3.2.1 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысының жағдайы
85
3.3 Техника-экономикалық көрсеткіштердің талдауы 88
3.4 Күрделі қаржыны есептеу 91
3.5 Жылдық өндіруге кеткен шығындар 93
3.5.1 Энергияға кететін шығын 93
3.5.2 Жер асты жөндеуге кеткен шығын 94
3.5.3 Амортизациялық шығын 94
3.5.4 Еңбек ақы қоры шығындары 94
3.5.5 Еңбек ақы қоры төлемдері 95
3.6 Мұнайдың өзіндік құнын есептеу 95
3.7 Экономикалық тиімділік 95
Техникалық-экономикалық көрсеткіштер 96
4. Еңбекті қорғау 98
4.1. Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі 98
4.2 Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін анықтау 102
4.3 Сақтандыру және қоршау қондырғыларын таңдау 103
4.4 Электр қауіпсіздігі 105
4.5 Санитарлық - гигиеналық шаралар 105
4.6 Өртке қарсы шаралар 106
5. Қоршаған ортаны қорғау 107
ҚОРЫТЫНДЫ 117
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 119
АНДАТПА
Дипломдық жоба төрт бөлімнен тұрады; геологиялық, техника-
технологиялық, экономикалық және Еңбек пен қоршаған ортаны қорғау.
Геология бөлімінде Жаңажол кен орынының қай жерде орналасқаны,
экономикалық жағдайы, стратиграфиясы, техникасы, мұнай газдылығы, сулылығы
берілген.
Техникалық бөлімінде Жаңажол кен орынының игеру тарихы, қай жылдан
бастап пайдалануға берілгені, мұнай өндіру, су айдау, қабат қысымының
өзгеруі, өндірілетін және су айдау скважиналарының қорының өзгеруі
жазылған.
Экономикалық бөлімінде Жаңажол мұнай — газ өндіру басқармасының
ұйымдастыру аннотациясы берілген.
Ұсынылған шаралар экономикалық дәлелденген. Экономикалық тиімділігі
104958.4 теңге құрады.
Жобада Еңбекті және қоршаған ортаны қорғау қарастырылған.
АННОТАЦИЯ
В данном дипломном проекте приведены общие сведения о месторождений
Жанажол, его геологическое строение и нефтегазоносность.
Рассмотрено текущее состояние разработки месторождения Жанажол,
описаны мероприятия по предупреждению различных осложнений, происходящих в
процессе эксплуатации скважин.
Приведены расчеты экономической эффективности от внедрения нового
оборудования.
Также приведены мероприятия по обеспечению безопасности труда
эксплуатации фонтанных скважин и мероприятия по охране окружающей среды
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып
табылып, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін қосады.
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің,
ауылшаруашылығының және транспорттың дамуын жеделдетеді.
Қазқстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына
өте бай мемлекеттердің бірі. Осындай көп орындардың басым көпшілігі
Республиканың батыс бөлігінде орналасқан. Сонымен қатар осы батыста әлі де
жаңа мұнай-газ кен орындары ашылуда.
Осы "дипломдық жобаның" негізі болып отырған Жаңажол кен орнында өз
мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері қолданылып игеріледі.
Жаңажол кен орыны 1983 жылдан бастап өндірістік игерілуге берілді.
Қазіргі уақытта мұнай, газ корбанаттары қабаттың, яғни RT-I, RT-II 8
бөлігінен игерілуде. Оларды шартты "А"; "Б"; "солтүстік В"; "оңтүстік В";
"Г- III"; "Дв"; "Дн"; "Д-ІІI индекстерімен белгіленген.
Осы "дипломдық жоба" жұмысында Жаңажол кен орынының солтүстік
күмбезіндегі "Б" бөлігін, яғни "солтүстік Б" бөлігін игерудің технологиялық
режимдеріне, кен орнының фонтанды қондырғылармен игерілуіне талдау жасап,
осы фонтанды игеруге керекті фонтанды көтергішті талдадым.
Сонымен қатар, Жаңажол кен орнында газ факторының көп болуы ШТС
қондырғысын кеңінен қолдануға мүмкіндік туғызбауда. Дегенмен бұл әдіспен
игеруді 3 бөлікте экономикалық тиімді етіп жүргізудің есебін келтірдім.
Экономикалық тиімді болатын себебі: бұл бөліктерде газ факторы жоқтың
қасында.
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне
талдау жасауға арналған.
Шолу картасы
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат
Жанажол кен орыны Орал үстіртімен Ембі өзенінің арасында орналасқан.
Әкімшілік басқаруы жағынан Қазақстан Республикасы Ақтөбе облысы, Мұғаджар
ауданына қарайды.
Жергілікті жер релефі дөңес - қыратты. Оның абсолютті биіктігі плюс
125 тен плюс 110 метрге дейінгі аралықта. Ең кіші минималды белгісі Ембі
өзеніне қарай, яғни кен орнының Оңтүстік — Батыс бөлігіне қарай еңіскен.
Суы минералданған, сондықтан техникалық қажеттіліктерге пайдалынады.
Ал, тұрмыстық қажеттіліктерге құдық сулары пайдалынады. Құдық және Ембі
өзенінің суларының деңгейі 2 метр және одан да жоғары болып келеді.
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сонымен қатар ылғалдылығы
өте төмен.
Қыс мезгілінде температура минус 40° С дейін жетеді. Ең суық айлар:
қаңтар, ақпан айлары.
Алғашқы қар қарашаның ортасына таман түсіп, наурыз айының аяғына
дейінгі аралықта жатады.
Орта жылдық атмосфералық жауын-шашын мөлшері көп емес, ол жылына 120-
140 мм шамасында. Ең ыстық айлар: шілде, тамыз айлары.
Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендер: кен орнының
Солтүстік—Шығыс, бағытында, 15 шақырымдық Жаңажол совхозының орталығы және
Солтүстік - Батыс бағытында орналасқан, 35 шақырымдық Кеңқияқ мұнайгаз
өндіру басқармасының поселогы.
Атырау — Орск мұнай құбыры 100 шақырым жерден өтеді.
Жақын темір жол станциясы: Москва—Орта азия магистралының бойында
орналасқан, яғни кен орнынан 100 шақырымдық жердегі Ембі станциясы.
"Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамының базалық орталығы, Жаңажол кен
орнының солтүстік бағытынан 130 шақырымдық жерде орналасқан. Октябрск
қаласында. Қазіргі кезде Жаңажол кен орталығы мен Октябрск қаласының
аралығына тас жол салынған және пайдалану скважиналарын бұрғылау үшін
электр желісі тартылған.
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зерттеу тарихы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.К.
Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектерінде көрсетіледі. Олар 1840 жылы
Темір, Атжақсы өзендерінің ауданын зерттеу барысында жазған еді. Осыдан
кейін зерттеулер - маршруты және өзеншосиралық кейіпте жүргізіледі.
Территорияны барынша бөлшектеп және жобалау бойынша зерттеу 1944 жылдан
басталды. Сонымен 1944 — 1946 жылдар аралығында Каспий — Арал партияларын
м40 парағында масштабқа түсіруді Г.И. Водорезов басқарған геологиялық топ
жүргізді.
Жұмыс қортындысында геологиялық карта және территорияның тектоникасы
мен стратиграфиялық сұрағына жауап ретінде параққа түсіндірмелі жазба
берді. Бұл жұмыстар әлі күнге дейін өз құндылығын жойған жоқ.
1949 жылы В.И. Сомодуров және И.В. Иванов 1:200000 масштабында 40 -
XXXIV парағын геологиялық түсіруді жүргізді. Осы көлемде Жаңажолда
енгізіліп, қамтылған еді. Авторлар ауданның геологиялық құрылымы туралы
барынша толық мәлімет берген 1952 жылы аудан гравиметриялық түсірумен
алдыңғы масштабқа қамтылды.
1952 — 1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында карталық
бұрғылау А.С. Зингер түсірді.
1960 жылы Жаңажолды көтеру белгіленіп және 1961 жылы синмикалық жұмыс
арқылы бұрғылауды дайындады.
№10В Ақтөбе геофизикалық экспедициясы 1975 және 1980 жылдары қабат
құрылымы МОГТ зерттеулерімен дәлелденді. Тереңдете бұрғылау жұмыстарын 1961
жылдан бастап, Актөбемұнайбарлау тресінің Мұғаджар маңы геологиялық
бұрғылау экспедициясын жүргізді.
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау"
экспедициясы, ал 1978 жылдан бастап "Қазақмұнайгазгеология" бірлестігінің
"Кенқияқ мұнайбарлау" экспедициясы жүргізді.
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978 жылы, наурыз айында №4
скважинасында байкалды.
1981 жылдан бастап Жаңажолдағы барлау скважиналарын бұрғылау
жұмыстарын 1981 жылы құрылған құрамы айтылып өткен экспедициялардан
жинақталған "Ақтөбемұнайгазгеология", бірлестігі жүргізуде.
1981 жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен
"Ақтөбемұнай" бірлестігіне кен орнында барлау скважиналарвын бұрғылау және
оны игеру тапсырылды.
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының "Ақтөбемұнайгаз" акционерлік
қоғамының "Октябрск мұнайгаз" мұнай газ өндіру басқармасының цехтарымен
игеру жұмыстары атқарылуда.
1.3 Стратиграфия
Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі тас-көмір
жоғарғы бор жасындағы жыныс жиынтығы анықталған. Стратиграфиялық
бөлшектеуде, керннің сипаттамасы, өндірістік — геофизикалық зерттеу
диаграммасы, палентологиялық анықтаулар қолданды.
С — Таскөмір жүйесі
C1 - Төменгі бөлім
Жаңажол кен орын көлемінде аршылған, барынша ерте шөгінді жыныс болып
ортавизе жасындағы терригенді шөгінділер табылады.
Осы жыныстар № 1-е скважинасында 4190 — 4200 метр аралығында кездесті.
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі корбанатты қабатпен
ауысады. Олардың жасы жоғарғы визе және Серпухов жастарымен белгіленіп,
құрамы қарақышқыл аргиллит аралас әктастар мен доломиттерден тұрады.
Төменгі корбон жынысының қабатының максимальды аршылуы 308 метр.
С2 — Ортаңғы бөлім
Ортаңғы корбон жыныстары башкир және москвалық ярус құрамдарында
аршылды.
C2 — Башкир ярусы
Бұл жастағы жыныстар № 1 - е скважинасының 3892 — 3668 метр
аралығында толық және 23 скважина мен жиі-жиі қамтылды. Олардың толық
қалыңдығы 224 метрге жетеді.
Құрамында қошқыл және ақшыл, қошқыл әктастар оргоногиенді түйірлі,
аргиллит аралас массивті доломит жікшелерінен тұрады.
С2т - Москва ярусы
Мұның құрамы екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі москвалық подярусының № 1-е скважинасында 3668 — 3560 метр
және №23 скважинасында 3807—647 метр аралықтарында верей және паширлік
горизонттары кездескен. Жыныс қалыңдығы 106 метр ден 156 метрге дейін
жетеді.
Бұл қабаттар корбананттар және аргиллит жікшелері аралас шөгінділерден
тұрады.
Жоғарғы Визе — москвалық подярусының корбонанты жыныс комплекстерінің
қалыңдығы № 1-е скважинасында 630 метрге жетіп Төменгі корбонантты қабаты
құрайды, ол бұл өз алдына
Кт — II индексімен белгіленген
С2т2-жоғары москва ярусы
Бұл мячковтың және Подольск горизонттарымен белгіленген. Подольск
горизонтының төменгі бөлігі көбіне — көп терригенді қалыңдықты қабаттар,
яғни аргиллиттер, қиыршық топырақ, гравилиттер және 266—366 метрлі
қалыңдықта жиі кездесетін әктастардан тұрады. Подольск горизонтын барлық
дерлік скважиналармен өтеліп, оргеногенді, оргеногенді үгілгіш, ұсақ
түйіршікті әктас және доломиттерден құралған.
Оның қалыңдығы 115 метрден 164 метрге дейінгі аралықты өзгермелі болып
келеді.
С3 — жоғарғы бөлім
Жоғарғы корбонанты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы
геологиялық каротаж сызбасындағы өзгеруінен көрінеді. Жоғарғы корбонның
көптеген микрофауналарымен флоралардың табылуына байланысты пасимов және
гжель ярустарына бөлінген.
С3к — Касимов ярусы
Жыныс жасы № 5 скважинасының 2832 — 2834 және 2829-2819 метрлер, №1
скважинасының 2900— 2896 метрлер, №6 скважинасының 2909 - 2906 және 2899 -
2897, 2894 - 2888 және 2884 — 2879 метр аралықтарында, №12 скважинаның 3013
— 3001 метрлер аралықтарында алынған фораониннфер және №5 скважинаның 2832
— 2824 және 2819 — 2819 метрлер аралықтарында алынған коподонтттар
жиынтығынан анықталды. М.Н. Изотова анықтаған мәліметтерге қарап касимов
ярусы келесі фауналармен; "Protriticits pseceLomon tipoms obsolites
obsolites", "Man tipams man tipams", "triticites acutas, auutas"
фауналарымен сипатталған.
Литологиялық қатынаста ол ауданның көптеген бөлігінде әктастар және
доломиттерден құралған.
Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден 97 метрге дейінгі аралықтарда
өзгеріп, кездеседі.
С3Д — Гжель ярусы
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден 136 метрге
дейін өзгереді.
Жыныс ішінде сульфатты және корбонатты қабаттар бар. Оның басқа
қабаттарға қарағанда айтарлықтай айырмашылығы құрамының 65—85% фауналар мен
су өсімдіктерінің қалдығынан тұратын әктастар болып табылады.
Қаралып отырған гжельдік ярусының бөлігі екі аймакқа, ягаи "Tritigts
yticenbeprg" және "yigulitis sigicleutis" аймақтарына бөлінеді.
Осы аймақтар 12 скважинасының 2964.2 — 2890 метр және 2336.6—2930
метрлер аралықтарынан анықталған фораминиферлермен дәлелденген.
Жоғарғы КТ—I корбонатты қабатында негізінен газоконденсат коры
сақталған.
Корбонатты қабаттың жалпылама қалыңдығы 427—573 метрлер аралығында.
Қиманың корбонат үсті бөлігі жиі кездеседі. Яғни, гравалит, сазбалшық,
алевролит қабаттарынан құралған терригенді гжельдік ярусының қабат
қорабынан түзілген.
Оның қалыңдығы 24 метрден 109 метрге дейін жетеді;
Р — Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері - төменгі және жоғарғы бөлімдермен берілген.
P1 - төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі ассольдік, сакморлық, артин және кунгурлық ярус
шөгінділерінен тұрады.
Р1а+s— Асселъді — сакмарлы ярусы. Ассельді — сакмарлық терригенді
қабат қалыңдығы гжельдік терригенді корбон қабатымен бірге Жаңажол кен
орнында региональды флюйдты кедергілі қабат туғызады. Бұл қабыршақты қабат
қалыңдығы белгілі дәрежеде құрамында сазбалшықтың болуымен және кең ауқымда
яғни, 16 метрден 598 метр аралығында өзгеріп, солтүстіктен оңтүстікке қарай
тенденциялы өзгеріп отырады.
Литологиялық байланыста бұл аргиллиттер, қыйыршық топырақтар,
алевролиттер, жиі — жиі гравлит және сазбалшықты әктастардан тұрады.
Алельдік ярусының қалыңдығының жасы 1 скважинаның 2647 - 2645 және
2498-2495 метрлер аралықтарында және 10 скважинада 2468—2458 метрлер
аралықтарында алынған фораминифер фауналарымен қуатталып (№ 93 скважина) 9
метрден (8 скважинада) 359 метрге дейін өзгеріп отырады.
Сонмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, яғни, 5
скважинада кездескен.
Р1к — Кунгур ярусы
Кунгурлық ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы корбонат үсті
терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға қаныққан
бөліктерінде өте зор флюйдті кедергілі қабаттама тудырады.
Кунгурлық ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді —
галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның қалыңдығы 10
метрден 60 метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді аргиллит аралас,
жиі қиыршық топырақ пен алевролит және ангидрит қабатшалары орналасқан.
Галогенді қабаттың максималды қалыңдығы (12 скважинада) 996 метрден,
минималды қалыңдығы (3 скважинада) 7 метр аралығында.
Кен орынының кунгурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді —
сульфатты қабаттар жатыр.
Оның негізгі бөлігін 4 метрден 48 метр қалыңдықта кездескен
ангидриттерден жинақталған.
Р2 — жоғарғы бөлімі
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында жеке
ангидрит (3 тен 0.5 метрлі және 10—15 метрлі) қабатшалары
кездесетін терригенді қабаттардан тұрады.
Жоғарғы пермь бөлігінің қалыңдығы солтүстік төбешіктерімен ұштасқан
жерде 633 метрге дейін өзгереді.
Т — Триас жүйесі
Триасе шөгіндісі T1 — төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық
жағынан шұбар — боялған сазбалшық, киыршық топырақ қабаттарынан көрінеді.
Шөгінділердің қалыңдықтары 65 метрден 371 метрге дейінгі аралықта өзгереді.
I — Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі және ортаңғы, жоғарғы бөлімдерге құрамдарына
байланысты бөлінген. Олардың жалпы калыңдықтары (13 скважинада) 60
метрден (З —с скважинасында) 246 метр аралығында өзгеріп отырады.
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара - қошқыл түсті, құм -қиыршық
топырақтардан, тығыз алевролит және қоңыр киыршық топырақ полимикті,
әртүрлі түйіршікті қабаттардан құрамдалған.
R - бор жүйесі
Бұл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конголомерат
аралас, қоңыр жасылды саздар есептеледі.
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта
өзгереді. Қалыңдықтың минимальды көрсеткіші 52 скважинада, ал максимальды
көрсеткіші 88 скважинада байқалады.
Q — Антропогенді жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің, қалыңдықтары онша емес, небары 2 метр
немесе 3 метрлік төрт қатарлы қабат бөледі. Солардың құрамдалулары саздың
сугликаларымен құмайт супестерден түзілген.
1.4 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орыны Каспий маңы кеңістігінің
оңтүстігінде орналасқан. Яғни, Орал алды геосинклинальды аймағынан Ащысай
және солтүстік көпекті сызықтарынан көрінеді.
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданының интенсивті түсуі
және қалың шөгінділерден қабаттамаларында 7 километрден 10 километр
аралықтарында болуына байланысты. Бұл қабаттың негізгі бөлігін кунгурлік
ярусының галогенді табан шөгінділері және кельбрий іргетасына дейінгі
жыныстардың жоғарғы бетінде жатқан тұз асты жиынтығын құрайды.
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын маңда
2 немесе 2,5 километрден Беттеу күмбезінің меридианына қарай 5.5 немесе 6
километрге дейінгі, яғни батыс бағытына қарай моноклиналды қалыңдай береді.
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары
бөлінген. Соңғысы төменгі горизонттарда мықты байқалып, соған сәйкес
ойпаттың ортаңғы бөлігіне карай қалыңдай бастайды.
Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кеңқияқ, Қожасай, Шұбар қатарларының
жүйесі бөлінеді және олардың көлемінде 3 немесе 3.5 шақырымдық
тереңдіктерде (П1) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.
Жаңажол қатарының бір ерекшелігі, қуатты корбонат массивтерінің дамуы
болып табылады. Олар үлкен брохиантинал тәріздес дөңестерден құралған.
Сейсмикалық мөліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен
салыстырғанда әр түрлі локальды дөңестерінің . морфологиясындағы өлшемдері,
шөгінділердің тереңдік қатынастарында әртүрлі өзгешеліктер байқалады.
Құрылым картасында жоғарғы корбон шөгінділерінің табаны бойынша екі
локалды дөңес анық көрсетіліп, 30 скважина ауданында изогипс енгізуі мен
контурланған.
2.65 шақырымдық жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 9 5 шақырым құрап,
онша үлкен емес седловина арқылы оңтүстік локалды дөңесімен қосылады, яғни
№ 19 скважина ауданында 2.25 шақырымдық изогипсімен контурленген.
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша, гжельдік
ярусының сульфатты — корбонатты қабатының кобонат үсті қалыңдықта
терригенді қабатпен ауысуы жылдам тығыз шекараны реттейді.
Жаңажол дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып, қабаттың
корбонатты массивінің ішінде субмиридианды құрылымдар құрайтын
брахиантиклиналарды қырлардан тұрады.
Осы екі локалды дөңестен тұрады. №50 скважина ауданында солтүстік
локалды дөңесі 2.3 шақырымдық изогипспен контурленген.
2.5 шақырымдық изогипс бойынша оңтүстік дөңесінің ауданы 9.5x4 шақырым
құрайды.
1.5 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орыны Қазақстандағы өнімділігі корбонатты коллекторларға
байланысты алғаш ашылған кен орыны болып табылады. Ол белгілі Кеңкияқ,
Құмсай, Көкжиде, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және Қопа сияқты төменгі бор,
юра, триас жоғарғы және төменгі пермь жүйелерінің шөгінділеріндегі г мұнай
қабаттары бар ауданда орналасқан.
Қиманың мұнай - газ бергіштігі туралы алғашқы мәлімет Жаңажол
ауданында №1 скважинасын бұрғылау жұмыстары кезінде, жоғары
газкөрсеткіштігі, таскөмір жынысының керніндігі мұнай белгілері және
сазбалшықты ертіндінің газдануынан пайда болды. 1978 жылдың 3 наурызында №4
скважинасының 3050 - 3020 метр аралықтарындағы тереңдікті тексеру барысында
62.5% метан, 1% этан, 1% ауыр көмірсутектер жиынтығынан құралған газды
судың әлсіз ағыны байқалды.
Орта корбонның әктастарының ашық ақпанында қабат - санағышпен сынау
арқылы газданған мұнай өнімі алынды.
Кейін, 1978 жылдың 31 шілдесінен 2 тамыз аралығында 2767 — 2884 метр
тереңдік аралығында 2767 — 2884 метрлер тереңдік аралықтарынан шығымы 66.8
м3с болатын мұнай және 107.6 м3с шығымды газ фонтандалды.
Фонтанды скважиналарда 3 және 8 милиметрлік штуцерлер қолданды.
Қазіргі кезде Жаңажол кен орында жоғарғы және төменгі корбон жыныстары мен
байланысты корбонатты қабаттың өндірістік өнімділігі анықталды.
КТ — 1 —жоғарғы корбонатты қабат
Литологиялық қатынасында әктас, доломит және олардың ауыспалы
өзгерістерінен кездеседі.
Осы өзгерістермен қатар саздың азғантай қаптамалары да кездеседі.
Корбонаттар қисығы, қабат литологиясының өзгеруінің шартына байланысты
сипатынан, жылдам өзгеруі бойынша сенімдлікпен белгіленеді. Қалыңдық
қимасында қабат тығыздығы және сазбалшық қабатшаларына байланысты
геологиялық каротождың жоғарғы мәндерін сипаттайтын реперлер саны бөлінген.
Скважина қималарына сәйкестеп қою арқылы жоғарғы корбонатты қабат
көлемінде коллекторлардың үш өнімді қабаттарын, бөліктерін анықтауға
мүмкіндік берді.
Олардың "А", "Б" және "В" индекстерімен белгіледі.
Стратиграфиялық жағынан алғашқы екі бөлік орта корбонның касимовтың
және гжелдік ярустарына жатқызылған. Сонымен қатар құрылымның солтүстік
еңісі көлемінде № 10, 13 және 50 скважиналарының аудандарында өнімді
қабаттары шектелген төртінші бөлігі "В" бөлігі бөлінген.
Қабат коллекторының өнімді бөлігін құрайтын саны 1 ден 12 - ге дейін,
ал қалыңдық шегі 1 метрден 40 метрге дейінгі аралықтарында өзгеріп тұрады.
Коллекторлы қабаттың орташа қалыңдығы 5 метрден 10 метрге дейінгі аралықта.
"В" өнімді қабат бөлігі төрт қабатты коллекторлардан тұрады.
"А" және "Б" бөліктеріндегі секілді бұл қабатта 2 метрден жоғарырақ
қалыңдықты қабатшалардан тұрады. Бөліктегі қабатшалар саны 8 — ге жетеді.
"А" бөлігінде мұнай қабатында биіктігі бойынша азғантай газ шапкасы
бар.
Орташа тиімді қабат қалыңдықтары 11 метр және 18 метрге тең.
Бұрғылау барысында 10 скважинада 3 милиметрлік штуцермен 1м3с мұнайға
шығымы 54 мың м3тәулік, газ және 35 м3тәулік газоконденсат өнімі, № 19
скважинада 8 милиметрлік штуцермен шығымы 174 м3сек, мұнай өнімі алынды.
Сусыз мұнай ағыны № 5 және № 11 скважиналарының 2644 - 2645 метр
тереңдіктерінен алынды.
Газ — мұнай байланысы 2560 метр белгісінде қабылданды. Бұл жоғарғы
бөлігінен — газ ағыны, төменгі бөлігінен мұнай алынған № 10, 19, 5
скважиналарының тар аралықты өнімді қабатының ортасына сәйкес келеді.
Газ шапкасының биіктігі солтүстік еңісте 50 метр, ол оңтүстік еңісінде
30 метр аралығында белгіленді.
Мұнай бөлімінің биіктігі де алдыңғы екі бөлімдеріндегідей 83 және 91
метрге тең.
Газбергішті аудан көлемі 1675 мың шаршы метр (м2), ал мұнай бергіштік
аудан көлемі 54525 мың шаршы метр.
Шөгінділер қабаты еңісті "В" бөлігінің өнімді қабаты үш скважинада
аршылып, жоғарыда айтылып өткендей, аз тарылған.
Бөлік екі немесе бес бөлікшелерден тұрады. Бұл бөлікшелердің қалыңдығы
5 метрден аспайды. Мұнайдағы мұнұнай қабатындағы мұнай — су байланысы "В"
бөлігіндегідей.
Мұнай - су байланысының мүмкін үлкен жағдайы солтүстік қанатындағы
(мұнай - су) скважиналарының аудандарында, ал төменгі жағдайы құрылымының
жоғарғы айырылуында және оңтүстік қанаттағы скважиналарының аудандарында.
КТ — II — Төменгі карбонатты қабаты
Жоғарғы карбонатты қабатымен беттесетін терригенді жыныстар астында
башкирлік ярус жасындағы төменгі карбонатты қабат аршылды.
Қолдағы керп мәліметтері қабат қимасының литологиялық қатынасы жағынан
негізінде әктастардан құралған. Мұны өндірістік — геофизикалық
зерттеушілерінің көрсеткіштері де дәлелдейді.
КТ — II — төменгі карбонатты қабаты 23 скважина және 27
скважиналарымен табылып, 23 скважинадағы 22 милиметрлік штуцермен 108 м3с,
ал 27 скважинасындағы 10 милиметрлік штуцермен 45 м3с өнімді өндірістік
мұнай ашны алынды.
3 скважинаны бұрғылау жұмыстары арқылы бес аралықты сынап, бақылады.
Осы бес аралықта газданған сазбалшық ерітіндісі, оның ішінде екеуі
мұнайлы болып табылады.
Мұнай — су байланысы, 27 скважинаның 3530 метр тереңдіктегі өндірістік
мұнай ағыны байқалған тиімді аралығында белгіленді.
Мұнайбергіштіктің жоғарғы шекарасы 3390 метрде белгіленген. Яғни 3
скважинаның 3609 — 3667 аралығының орташа тереңдігі деп аталады.
Өнімді қабат биіктігі 140 метрге дейін жетеді.
3845 — 3959 метрлер аралығындағы қабатты сынау нәтижесінде бұл биіктік
дәлелденді.
КТ — II ~ төменгі карбонатты қабатын бес бөлікке бөліп, Тн", "Ш",
"Дн", "Дв", "Дш" индекстерімен белгіленді.
КТ — I — жоғарғы карбонатты қабатында кен орнының негізгі
газоконденсатты қабат шөгінділері бар. Карбонатты қабаттың суммарлық
қосындысы 423 метрден 537 метрге дейінгі аралыққа тең.
Корбон үсті бөлігі 24 метрден 109 метр қалыңдықты гравелиттер аз
кездесетін, алевролиттер саздарынан құрамдалған гжельдік ярусына, яғни
терригенді бөлікпен берілген.
1.6 Сулылығы
Жаңажол кен орынының қабат кималарында әртүрлі деңгейде бөлшекті және
жиынтықты төменгі бор және корбон жер асты сулары аршылып, сыналды. Төменгі
бор сулары (Kl) 60 метрден 30 метрге және 260 метрден 230 метр
аралықтарында табылып, техникалық қажеттіліктерге пайдалану үшін аршылды.
Сулардың статикалық деңгейі 14 тен 65 метрге дейінгі аралықта
анықталып, олардың өнімділігі 60 — 180 м3тәулік жетеді. Су температурасы
плюс 12° С-ден плюс 14° С ден аспайды, сондықтан оларды суық сулар қатарына
жатқызады.
Су аралас жыныстар болып альб ярусының сулы топырақтары табылады.
Альб сулары химиялық жағынан хлорлы — магнийлі. Минералдылығы 1.6—3.6
кгм3.
Олар құрамы жағынан өте жоғары дәрежеде метаморфизмді, жеткілікті
сульфатты және қатты болып келеді. Дегенмен кен орнының батыс жағына қарай
альб суларының қасиеттері жақсарып, минералдылығы 0.2 — 0.6 кгм3 шамасына
дейін төмендейді.
Карбон қабатының сулары 2035 -3050 метр аралықтарында аршылып, өте
жоғары арынды болып, сипатталады. Бұл қабат суларын табан суларының
қатарына жатқызады.
Химиялық құрамы жағынан В.А. Суменнің анықтамалығы бойынша хлорлы
кальций қатарындағы кальций және магний метаморфозациясы және сулардың
жалпы қаттылығын анықтауға олар 0.4г -эквл болды.
Қабат суларының тығыздығы, температурасы 20° С тең болғанда,
тереңдікте азаюға тенденциялы болып, оңтүстік Төрткөл ауданына қарағанда аз
дәрежеде болады. Газдылығы және карбонның сумен еріген газы туралы
мәліметтер бірнеше скважиналардан алынды.
Мәліметтердің талдауы сумұнай байланысынан алшақтаған тереңдіктегі
корбон суларының газдылығының мәні 2600 — 3160 тан 2000 — 1250 кгм3 азайып
және белгіленген қабат суларының тығыздығы мен минерализациясының
разрядының өзгеру заңдылығына сәйкес келеді. Сумен еріген газдар өзінің
құрамы жағынан метандылар қатарына жатады.
1 кесте-Карбон суларының газдылығы
Скважина Өту аралығы, м Судың меншікті Газдылығы
№ салмағы, кгм3 м3т
1-с 3628-3640 1.05 ∙ 10-3 1.19 ∙ 1012
1 4040-3873 1.07 ∙ 10-3 0.18 ∙ 1012
9 3452-3396 1.07 ∙ 10-3 1.55 ∙ 1012
10 2913-2930 1.06 ∙ 10-3 2.98 ∙ 1012
17 2921-2930 1.06 ∙ 10-3 2.49 ∙ 1012
26 2865-2930 1.07 ∙ 10-3 1.88 ∙ 1012
26 2847-2512 1.06 ∙ 10-3 1.78 ∙ 1012
2 Техникалық-технологиялық бөлім
2.1 Жаңажол кен орнын игерудің қысқаша тарихы мен қазіргі жағдайы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.И.
Коволевский және А.П. Гернгросе жұмыстарында жарияланды.
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын зерттеген
болатын.
Кейін ауданды зерттеу жұмыстары бағытты сипатта болды. Территорияны
барынша жоспарлы бөлшектеп зерттеу жұмыстары 1944 жылдан басталды.
1944 — 46 жылдар аралығында Г.Н Водорезов және АЛ.Кишкиннің "Каспий -
Арал" партиясын басқарумен м -40 бетін 1:1000000 масштабында геологиялық
түсіру жұмыстары жүргізілді.
Түсіру нәтижесінде геологиялық карта жасалып және жерге түсіндірме
жазбасы жазылды. Мұнда территорияның тектоникасы және стратиграфиясының
негізгі талаптары қамтылды. Бұл жұмыстар қортындысы әлі күнге дейін өзінің
құнын жойған жоқ.
1949 жылы Самодуров және Ивановалар 1:200000 масштабында М - 40 —
XXXII бетінде геологиялық түсіруді жүргізіп, осы еңбектерінде Жаңажол
ауданы да енгізілген. Осы жұмыстардың арқасында авторлар ауданның
геологиялық құрылымын толық сипаттап берді.
1952 жылы ауданды дәл осы масштабта гравиметрикалық түсіру жұмысымен
қамтылды. Бұл жұмыстарды Л.И. Тушканов басқарды.
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын зерттеген
болатын.
Кейін ауданды зерттеу жұмыстары бағытты сипатта болды. Территорияны
барынша жоспарлы бөлшектеп зерттеу жұмыстары 1944 жылдан басталды.
1944 — 46 жылдар аралығында Г.Н Водорезов және А.А.Кишкиннің "Каспий —
Арал" партиясын басқарумен м — 40 бетін 1:1000000 масштабында геологиялық
түсіру жұмыстары жүргізілді.
Түсіру нәтижесінде геологиялық карта жасалып және жерге түсіндірме
жазбасы жазылды. Мұнда территорияның тектоникасы және стратиграфиясының
негізгі талаптары қамтылды. Бұл жұмыстар қортындысы әлі күнге дейін өзінің
құнын жойған жоқ.
1949 жылы Самодуров және Ивановалар 1:200000 масштабында М - 40 —
XXXII бетінде геологиялық түсіруді жүргізіп, осы еңбектерінде Жаңажол
ауданы да енгізілген. Осы жұмыстардың арқасында авторлар ауданның
геологиялық құрылымын толық сипаттап берді.
1952 жылы ауданды дәл осы масштабта гравиметрикалық түсіру жұмысымен
қамтылды. Бұл жұмыстарды Л.И. Тушканов басқарды.
1953 -1954 жылдар аралығында аталмыш ауданда 1:50000 масштабында
коротаждық бұрғылаумен геологиялық түсіру жүргізілді.
Жаңажолды көтеру 1960 жылы анықталды.
1961 жылы МСВ "Ақтөбегеофизикалық экспедициясы" сеисмикалық
жұмыстарымен бұрғылауға дайындалды.
1975 - 80 жылдар аралығында оның құрылымы МОГТ зерттеушілерімен толық
анықталды.
Тереңдете бұрғылаумен іздестіру жұмыстары 1961 жылы
"Ақгөбемұнайбарлау" тресінің "Мұғаджар маңы терең бұрғылау" экспедициясымен
жүргізілді.
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау"
экспедициясымен ал 1978 жылдан бастап "Қазмұнайгеология" бірлестігінің
"Кеңқияқ мұнай барлау" экспедициясымен қосарлана жүргізілді.
Кен орында алғашқы мұнайдың ағыны 1978 жылдың 4 наурызында 4
скважинадан алынды.
Қазіргі кезде Жаңажолдағы іздеу және барлау жұмыстары 1981 жылдың 1
қазанында қайта құрылған "Ақтөбемұнайгазгеология" бірлестігінің құрылымына
енгізілген, аталып өткен экспедициялармен жүргізілуде.
1981 жылдың аяғында кен орынында СССР мұнай өнеркәсібі министрлігінің
шешімімен қайта жаңғыртылған, "Ақтөбемұнай", өндірістік бірлестігінің
күштері мен бұрғылау және барлау жұмыстары басталып және кен орынын әрі
қарай игеру тапсырылды.
Жаңажол кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес қабат
қысымы түсіп, өндіру көлемі азайып келуде. Сондықтан 1986 жылдан бастап
қабат қысымын ұстау жүйесімен мұнайды өндіруде.
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 скважина бар.
Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді.
Олардағы скважиналар:
"В" (солтүстік) бөлігінде 76 скважина
"В" (оңтүстік) бөлігінде 50 скважина
"Б" бөлігінде 91 скважина
"А" бөлігінде 13 скважина
"Дниз" бөлігінде 24 скважина
"Дверх" бөлігінде 36 скважина
"Д (Ш)" бөлігінде 19 скважина
"Г(Ш)" бөлігінде 65 скважина
Жалпы өндіру қорында 374 скважина бар.
Жұмыс істеп тұрған қорда 359 скважина мұнай өндірумен тұрғызылғаны
10 скважина, бұрғылаудан кейін 3 скважина қосылуға дайындалуда.
Бақылау қорында 10 скважина, геологиялық бақылау орнының бұйрығы
бойынша 8 скважина концервациялануда.
Су айдау қорында 62 скважина, оның 54 скважинасы ғана су айдауда.
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 скважинада жүргізілу керек.
Осы қордың 8 скважинасының алтауы геологиялық, ал 2 скважинасы
техникалық себептермен істен шығарылды.
Өндіру скважиналарының істемей тұрған себептері мына жағдайларға
байланысты:
- көтеру құбырларында парафин тығындыларының пайда болуынан,
- күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан скважина жер асты
жабдықтарының коррозияға ұшырауына. Штуцер және жер асты құбырларының
коррозияға ұшырағаннан кейін ауыстыруға байланысты жөндеу жұмыстарына
кетуге байланысты болуда.
Скважинаның қорының жағдайы кестеде келтірілген.
1994 жылы 2345.941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол жылғы кен орын
бойынша мұнайдың орташа шығымы 18.95 mтәу.
Скважиналардағы мұнай шығымы 0.2 - 1 mтәу тен 170 mтәу — ке дейін
өзгереді, 5 mтәу-тен төмен шығыммен 9 скважина жұмыс істейді.
Саға қысымына 62 скважина ие.
Барлық скважина таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ су
құрайды.
А.В. Афанасьеваның басқаруымен ВНИИ жүргізген есептеулер нәтижесі
бойынша, мұнайлы қабат ауданы газ шапкасінің ауданына тең болған жағдайда
су айдау арқылы мұнайдың өнімді қорының 67.9% -ін өндіруге және газ
шапкасінің ұлғаюы есебінен не бары 22.0% өнім алуға болатынын көрсетті.
Осы есептеулер нәтижесінде, қабат қысымын ұстау жүйесіне көшкенге
дейін Жаңажол кен орнында мұнай газ шапкасінің ұлғаюы есебінен өндіріледі.
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін қабатқа
су айдау 1986 жылдан бастап су газ әрекетті сақиналы кедергі жүйесі бойынша
жүргізілуде. Игеруден бастап қабатқа 3351, 788 мың м3 су айдалды.
Кедергілі қатарда 14 айдау скважинасы, солтүстік кеңістікте 1 скважина
ошақты су айдау жетілік жүйе бойынша қабатқа су айдауда.
Деген мен бұл әдіс техникалық судың, қондырғылардың жетіспеуіне
байланысты, су айдау жоспары біршама қиыншылықтармен орындалуда.
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 1995 жылы 3 су айдайтын скважина
бұрғылау, 16 су айдау скважина енгізу жоспарланып отыр.
Осы бағытта, яғни қабат қысымын ұстау жүйесі бойынша мұнай және газды
механикаландырылған игеру әдістері жобаланған.
1994 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің штангілі
терең сораппен игеру әдісі бойынша, скважинаға штангілі терең сорап
орнатылды. Әзірге осы әдіс бойынша 2 скважина жұмыс істеуде. Кезекті
жабдықталғаннан кейін 2 скважина қосылуға дайындалуда. Осы екі скважинамен
жыл бойына 11072 тонна мұнай өндірілді.
1995 жылдың 4-тоқсанынан бастап газ лифт әдісімен мұнайды өндіру
көзделінуде.
Қазіргі таңда осы игеру әдісіне қажетті құрал — жабдықтарды,
скважиналарға қондыруға дайындық жұмыстары жүргізілуде.
2 кесте — 2.1.1 "Октябрск мұнай" МГӨБ фонтанды скважиналарының
қорының қозғалысы
№ Скважина 1998 1999 2001 2002
1 Пайдалану қоры 295 348 362 374
2 Консервацияда 10 5 7 8
3 Барлық скважина саны 270 332 354 364
4 Бұрғылануда 46 42 12 13
5 Игерілуде 2 5 13 4
6 Шығарылғаны 4 - 8 5
Кестеде көрсетілген мәліметтерге сүйене отырып 2002 жылдың 374
скважинасына пайдалану қорында 8 скважина болды, консервацияда скважина,
бұрғылануда скважина. Осы кезеңде МГӨБ - дегі скважиналарының саны 374,
шығарылғаны 4 скважина, игерілуде 3 скважина болды.
Осы мәліметтерді алдыңғы жылғы яғни 1998 жылдың каңтарындағы
көрсеткіштерімен салыстыра келіп скважина қоры өсуде. Мұның себебі: жаңа
өнімді қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының
жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген скважиналар есебінен
болады, ал скважиналар шығарылуы басқа пайдаланудан.
2 кесте - 2.1.2 Жолаушы су, жолаушы газ және мұнай өндірудің
қозғалысы.
Жылдар Су өндіру (тың. Газ өндіруМұнай өндіру
м3) (млн. м3)
жоспарлы (мың нақты (мың
т.) т.)
1996 25283 36 2342.0 2342.0
1997 28456 37.2 2345.4 2350.1
1998 3736.2 36.9 2415.0 2338.6
1999 3848.1 37.8
Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын талдай келе
мұнай өндіру көлемі азайып келе жатқанын көруге болады.
Дегенмен 2002 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын көруге
болады. Газ өндіру жоспарының орындалуы 37.8 жетті.
2 кесте - 2.1.3 Жаңажол кен орнының пайдалану коэффицентінің
қозғалысы
жылдар 1998 1999 2001 2002
жоспарнақты жоспарнақты жоспарнақты жоспарнақты
пайдалану
коэффиценті 0.895 0.895 0.873 0.873 0.883 0.883 0.891 0.891
(мыңдық дәлдік)
4 кестеден мындай қорытынды жасауға болады: Жаңажол кен орыны бойынша
скважиналарды пайдалану тиімді түрде жүргізілуде.
2 кесте - 2.1.4. Фонтанды скважиналардың орташа шығымының
қозғалысы
Жылдар 1998 1999 2001 2002
орташа 22.2 20.2 19 19.7
шығым
(ттәулік)
5 кестеден көріп отырғанымыздай, кен орыны бойынша мұнай шығымы онша
өзгермеген. Мұның себебі қабатқа су айдау арқылы қабат қысымын ұстауға
байланысты.
2 кесте - 2.1.5 Жаңажол кен орынының фонтанды скважиналарын
жөндеуаралық кезеңдерінің қозғалысы
№ Көрсеткіштер 1998 ж 1999ж 2002 ж
1 Пайдалану қоры 348 362 374
2 Скважина-ай жұмыс жасалды. 1824 2730 3295
3 Жөндеу жүргізілді 256 249 290
4 Есептеуге алынған жөндеу саны. 293 321 334.
5 Скважина — күн жөндеу аралық
кезеңінің жұмысы .
- жоспарлы 673 724 823
- нақты 689 756 951
2.1.1 Скважинаны пайдалану көрсеткіштері
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды скважиналар қорының сипаттамасы
Мұнай өндіру скважиналары қорының барлығы дерлік фонтанды игеру
әдісімен өндіруде.
Сұйықты жер бетіне көтеру СКҚ арқылы жүргізілуде. Олар С — 75 маркалі
болаттан дайындалған.
Қазіргі таңда осы сарапты — компрессор құбырларды жапондық "Лифтис"
фирмасынан алуда. Себебі бұл ресейлік СКҚ-ларға қарағанда арзандау.
Дегенмен Жаңажол кен орнында "отандық" СКҚ - лар әлі күнге дейін
қолданылады.
Скважина өнімділігіне орай мынадай диаметрлі құбырлар қолданылады.
СКҚ Шығым: 40 м3тәу аз болса Ф 48 мм;
40 м3тәу — 80 м3тәу арасында Ф 60 мм;
және 80 м3тәу жоғары болса Ф 73, сонымен қатар жапондық Ф 73 х 7.1 -
С - 75, және Ф 88.9 х 6.45 - С - 75 құбырларынан жинақталады.
Мұнай скважиналарындағы түп суларын шығару үшін пайдалану басынан -
СКҚ-дың 6 кестеден көріп отырғандай жөндеу аралық кезең уақыты ұлғайып,
соның есебінен фонтанды скважина қорын тиімді пайдалануды көрсететін,
пайдалану коэффицентінің өзгеруіне жақсы жағдай туғызады.
2.1.2 Жаңажол кен орынын игеру барысынан туындайтын тұжырымдар
1984 - 1999 жылға дейінгі аралықта "Б" бөлігінен 3.149 млн тонна мұнай
өндірілді.
Бұл жалпы кен орнының өндіру жоспарының 15.5% -ін құрайды.
Өнімнің орташа жылдық сулануы "Техникалық жүйе" жоспарында белгіленген
18.7% - не қарсы 11.9% құрады.
Қабаттың орташа қысымы жобаланған 30 х 106 Па — ден 26.1 х 106 Па - ға
дейін азайған.
1994 жылдың аяғындағы мәліметтер бойынша скважиналардың орташа шығымы,
жобаланған 16.6 ттәу — тен 9.4 ттәу болып азайды.
1992 жылдың қараша айынан бастап оңтүстік күмбезде су айдау су - газ
қатынасына "жартылай сақиналы — барьерлі суландыру" жүйесі бойынша 10
скважинамен қатар 4 айдау скважиналары "жүйелі -кималаушы" қатарымен су
айдалуда.
Солтүстік күмбезінде 1993 жылдың мамыр айынан бастап қабатқа су айдау
"кеңістік" жүйесі бойынша 3 скважинада жүргізілді.
"Б" бөлігіне 1.347 млн м3 су айдалды.
1994 жылда осы "Б" бөлігінің солтүстігіне 131.9 мың м3, ал оңтүстігі
бойынша 448 мың м3 түрлі қоспалар (компоненттер) айдалды.
Механикаландырылған өндіруге 29 скважина ауыстырылды.
"Скважинаның орташа сұйықтық шығымы" 1998 жылдың аяғында 51.6 ттәу
құрады.
Өнімдік орташа жылдық сулануы 0,2 % - ті құрады, бұл "Техсъемаға"
қарсы 7.1%.
"Б" және "В+В" бөлімдерінен мұнай өндіру жобаланған көрсеткіштерден
жоғары, бұл "Ақтөбемұнай" өндіріс орынының бұрғылау қарқыны жобаланғаннан
жоғары. Бұдан басқа "Техсъемада" өнімнің сулануы ескерген, бірақ нақтылы
жағдайда суланудың болуы байқалмады.
1994 жылы жұмыс жасап тұрған скважиналардың төмендеуімен көзге түсті.
Соңғы жылдарды қаражат жағдайларының қиыншылықтарына сәйкес АСПО және
гидрат түзілуіне қарсы күресуге қажетті химиялық реагенттер, скважинаны жер
асты жөндеу бригадаларын қажетті құрал-саймандармен қамтамасыз ете алмауына
байланысты жоспарлы — шұғыл жөндеу жұмыстарының саны азайтылып, кен орынның
мұнай өнімділігі азайған.
Дәл осы себептермен 1990 жылдан бастап бұрғылау жұмыстарының жобасы 2
есеге азайды.
Ал бұл мұнай өнімділігінің деңгейінің түсу көлемін жабатын қуатты
пайдалану скважиналарын қазуға кесірін тигізуде.
Осы айтылып өткен жағдайларды ескере келіп Жаңажол кен орынын игеру
барысын жалғастыру үшін (су айдау, газлифт, сорапты) механикаландырылған
игеру әдісіне көшірмей, қабат қысымының азаюы тоқтатылмайды.
Сондықтан мынадай шаралар мұнай өндіруді реттеуге септігін тигізеді:
1. Кем дегенде 10 скважинаны терең сораппен өндіру әдісіне көшіру
керек.
2. 10 скважинаны газлифтпен игеруге көшіру керек.
3. 1995 жылдың жоспарындағы енгізілетін 15 жаңа скважинаны қосу
керек.
4. Скважинаны жер асты жөндеу және скважинаны күрделі жөндеу
бригадаларының санын көбейтіп, қажетті құрал-саймандармен қамтамасыз ету
керек.
5. Қажетті көлемде парафин және гидрат түзуге қарсы қолданылатын
химиялық реагенттерді жеткілікті көлемде сатып алу керек.
6. 1995 жылы қабатқа су айдау үшін 10 скважина қосу керек.
2.2 Фонтанды скважиналарды жөндеу
2.2.1 Жөндеулер түрі
Жер асты қондырғылары мен скважина оқпанындағы ақауларды жою, түп маңы
аймағына жер етумен байланысты комплекстік жұмыстарды — жер асты жөндеу деп
атайды.
Істегі скважиналар қорының жөндеу жұмыстарымен тұрғызу үзақгығы, жыл
бөліп немесе айдағы жалпы календарлық уақыты мен скважинаның нақты жұмыс
уақытының қатынасынан шығатын пайдалану коэффицентімен өлшенеді.
Жаңажол кен орнында, қазіргі жағдайда скважинаны пайдалану
коэффициенті 0.891 тең.
Скважинаны жер асты жөндеудегі жұмыс түрімен қиындығына орай күрделі
және кезекті жөндеу түрлеріне бөлінеді.
Кезекті жөндеуге; сорап ауыстыру, сорапты — компрессорлар құбырларын
ауыстыру, көтеру құбырларының түсіру тереңдігін өзгерту, құбыр
қабырғаларындағы парафинді жою, H2S (күкіртсутек) — тен тоттануына
байланысты құбырларды ауыстыру және тағы да басқа жұмыстар жатады. Бұл
жұмыстарды скважинаны жер асты жөндеуге (СЖАЖ) мамандықтандырылған арнайы
бригадалар жүргізеді. Бригадалар мұнай газ өндіру өндірісінің
барлығында құралады.
Жер асты жөндеу бригадалары Жаңажол кен орнында вахталық әдіс
бойынша жұмыс жасайды. Әрбір бригадалар құрамы үш адамнан тұрып,
жұмыстарды былайша бөліседі.
Скважина сағасындағы жұмыстарды оператор көмекшісімен, ал көтергіш
механизм лебедкасында тракторист-шофер жұмыс атқарады.
Жер асты қондырғыларының апаттары мен қауіптерін жою, пайдалану
тізбегінің тозығын дұрыстау, ... 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