Динамкалық қабат және қабат
Қарашығынақ кені
КІРІСПЕ 9
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 10
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер 10
1.2 Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу 12
1.3 Стратиграфия 13
1.4 Тектоника 18
1.5 Мұнайгаздылығы 19
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме 20
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері 22
2 ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 25
2.1 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы 25
2.2 Игерудің қазіргі күйін талдау 29
2.3 Ұңғыларды газогидродинамикалық зерттеу және олардың нәтижелері 33
2.4 Қарашығанақ кен орнындағы газконденсатты ұңғыларды кәсіпшілік зерттеу
40
2.5 Пайдалану ұңғымалардың кешенді зерттеу 42
2.5.1 Бақылау айырғышындағы ұңғыманы кешенді зерттеу 47
2.5.2 Бақылау айырғышындағы ҚМГККО-ның 126-шы пайдалану ұңғымасын
кешенді зерттеудің нәтижелері. (мысал) 65
2.5.3 “Порта - Тест” қондырғысында пайдалану ұңғымаларын кешенді зерттеу
74
2.5.4 “Порта - Тест” қондырғысында ҚМГККО-ң 107-ші ұңғымасын кешенді
зерттеу нәтижелері 76
2.6 Пайдалану ұңғымаларын жедел – зерттеу 82
2.7 Қолайлы технологиялық тәртіпті таңдау мен жабдықтарды іріктеу 83
2.7.1 Сораптық сығымдағыш құбырлардың ішкі диаметрлерін есептеу 84
2.7.2 Қолайлы шығымдарды және газ ұңғыларындағы депрессияны есептеу 85
2.7.3 Қолайлы технологиялық тәртіпті есептеу 86
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 88
3.1 Қарашығанақ кен орнында ұйымдастыру сипаттамалары 88
3.2 Өндіру пішіндері 88
3.3 Өндіруді объектілер арасында бөлу 89
3.4 Өндіру коэффициентінің есептелген шамасын талдау 93
3.5 Экономикалық есептеулермен ұсынылған варианттарды талдау нәтижелері
96
3.6 Кен орынды игерудің экономикалық үлгісі 99
3.6.1 Жалпы жағдай 99
3.7 Жобаны жүзеге асырудың тиімділік көрсеткіштері 105
3.8 Газ айдау станциясын пайдаланудың экономикалық тиімділігін есептеу 106
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 111
4.1 Еңбекті қорғаудың артықшылығы 111
4.2 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлар анализі 111
4.3 Қорғаныс шаралары 112
4.3.1 Өндірістік санитария 112
4.3.2 Қауіпсіздік техникасы 112
4.3.3 Өрттік қауіпсіздік 115
4.4 Ұңғы сағасының жарылу және өрт қауіптілігі бойынша сипаттамасы 116
4.5 газды және газды – конденсатты ұңғыларын пайдалану кезінде еңбек
қауіпсіздігін қамтамасыз ету 117
4.5.1 Ұңғыларды меңгеру 117
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 121
5.1 Қоршаған ортаға тасымалдау және газ мұнай өңдеу технологиясы әсерінің
негізгі факторлары 121
5.1.1 Атмосфераның ластаушы көздері ретінде технологиялық үрдістердің
анализі. 125
5.1.2 Топыраққа және жер қойнауына әсер етуі 126
5.2 Ұйымдастыру шаралары 128
5.3 Атмосфераны қорғауды қамтамасыз ету 128
5.4 Гидросфераны және литосфераны қорғау 130
ҚОРЫТЫНДЫ 132
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 133
КІРІСПЕ
Ұңғыларды пайдалану мұнай және газ игерудегі негізгі орындардың бірін
иеленеді. Онымен өндіру байланысты болса, ал өндіруден жинау, ұңғы өнімін
дайындау, тасымалдау, өңдеу, іске асыру және тағы басқа болады. Соңғы
жылдары газға қаныққан коллекторларды газогидродинамикалық зерттеулер
нәтижесіне - табиғи газ, газды конденсатты кен орындарын игеру жобасын
жасау кезінде - аса үлкен мән беріліп жүр. Негізінде қабат туралы
ақпараттарды алу әдістермен (геофизикалық, физико – химиялық және т.б.)
іске асырылады. Бұл әдістер кен орны жұмысын дұрыс бақылау және игеруді өз
уақытында іске асыру жағдайын қарастырады.
Қолайлы технологиялық режимді іріктеп таңдау, өзіне ерекше көңіл
аударуды талап етеді, себебі ол сорапты – сығымдағыш құбырлар жүйесі,
пакерлер және белгілі бір қысым мен қолайлы диаметр және шығымға есептелген
басқа жер асты және сағалық жабдықтар жүйесі болып саналады. Мұның барлығы
өздіксіз өндіру үшін ғана емес, сонымен қатар, пайдалануды бақыламау
салдарынан кері әсерінің болуы, тіпті апатқа әкеліп соғуы мүмкін
болғандықтан да өзіне ерекше бақылаумен күтімді қажет етеді.
Бұл дипложобаның мақсаты – Қарашығанақ кен орын жағдайына қарай
үлестіре іріктелінген жабдықтар, жүргізілген зерттеулермен таңдап алынған
технологиялық тәртіптің қолайлығын техникалық және экономикалық тұрғыдан
дәлелдеп беру.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
Қарашығанақ МГККО Батыс – Қазақстан облысының батысында, Бөрлі
ауданының территориясында орналасқан. Аудан климаты континентальды.
Температура қыста -400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады.
Оңтүстік – шығыс және солтүстік – батыс бағытындағы желдер басым. Орташа
жылдық жауын – шашын мөлшері 300 – 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі
арақашықтық 160 км., Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ
дейінгі газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты
пункттар: Қарашығанақ ауылы 10 км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3
км.
Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан
тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен,
Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс
ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені қиып
өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи су қоймалары
кездеседі.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады.
Сулы горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас және мергель
жарықшақтарында орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас
кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3тл
ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м3тәу.
Аудан климаты төте континентальды. Ауа температурасы -40 (қыста) +40
(жаз) дейін өзгереді.
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады,
күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950 мм-
ді құрайды.
Грунттың қалыңдығы, қар табанына байланысты 1-ден 1,5 метрге дейін
өзгереді. Жылыту маусымының ұзақтылығы 176 күн (1510 - 1504)
1.2 Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу
Қарашығанақ ауданында сейсмикалық жұмыстар шағылған толқын әдісімен
(ШТӘ) сирек профиль торкөзде (10 км) магнитті тіркеуші аппаратурасымен
бірінші рет 1970 – 1972 жылдары Урал геофизикалық экспедициясымен
жүргізілді. (УГП) Олардың нәтижелері бойынша Қарашығанақ тұзды дөңесі
ашылды. Ол антиклиналды құрылым көлемі 5*9 км шағылған горизонт П
бойынша амплитудасы 150 км болып табылатын тұзды шөгіндіден құралған.
Материалдарды қайта интерпретациялау нәтижесінде көрсетілген горизонт
бойынша құрылым жұмыс тақырыбы нақты анықталып және өлшемі 10*20 км
болатын брахиантиклинал түрінде сызылды. Амплитудасы 400 метрден жоғары
шамамен минималды өлшемі 4400 м болатын күмбезді анықтаған. Бұл құжаттар П-
10 параметрлік ұңғысының құрылымын жасауға ұсыныстар негізін құрады.
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы
Уральскнефтегазгеология өндірістік – геологиялық бірлестігінің № 10-П
параметрлік ұңғыны бұрғылау кезінде ашылған. Кен орын Каспий ойпатының
солтүстік жағында орналасқан.
Мұнайгазконденсат кеніші терең жатысты тұз асты құрылымында
негізделген және кристалды фундамент шоқысында жататын төменгі перьм және
жоғарғы тас көмір жасты күшті рифогенді карбонатты денемен берілген.
Мұнайгаздылық этажы 300-ден 1600 метрге дейін, ал осындағы мұнайлы
бөлігінің қалындығы 200 м. Газ су контактісі 4950 метр тереңдікте, су мұнай
контактісі 5150 метр терңдігінде.
1983 жылы мұнай, газ және конденсаттың қорын оперативті түрде саналуы
жасалған. Соның негізінде 1985 жылы ВНИИГаз тәжірибелі - өндірістік игеру
жобасы (ОПЭ) тұрғызылды. ОПЭ 1984 жылдың қараша айында басталды.
1988 жылы көмірсутектер қоры саналып бекітілді. Кен орын үш игеру
объектісіне бөлінген: 1 мен 2 газконденсатты объектісі, ал 3 мұнайлы
объектісі болып табылады. Терңдеген сайын конденсат мөлшері көбейеді.
ОПЭ жүргізу үрдісінде кейбір техникалық шешімдер жасалынбай қалған:
- 1990 жылы құрғақ газдың кері айдалуы басталу керек еді;
- ұңғы өнімділігін арттыратын жаңа технологиялардың игерілуімен
енгізілуі қамтамасыз етілмеген;
- эксплуатациялық ұңғыларды бұрғылау негізінде коллекторлар және
объект аралық флюидтардан керн алу жұмысы жасалынбаған.
Осы кезге дейін әр түрлі себептерге байланысты сайклинг – процесс
басталған жоқ, ал кен орынның игерілуі фантанды әдіспен жүргізіліп жатыр.
1.3 Стратиграфия
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған шөгінді
болып төменгі девон шөгіндісі табылады. (скв 15, Д-5).
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс - Орынбор және
Соль - Илецк тұз күмбездері аудандарына байланысты бөлінеді.
Кристалды іргетас.
Шығыс - Орынбор тұз күбезі маңайларында іргетас 4.1 км тереңдігінде
ашылған. (Землянская ауданы) Соль - Илецк тұз күбезінде (Росточинская),
Бузулук ойпатында (Зайкинская), 4,5 - 4,7 км тереңдікте ал Булатов
дөңесінде 5260 м. тереңдікте (П - 9 Чинаревская ұңғысы) ашылған.
Іргетас гранитті жыныстардан құралған, оның жасы архейлік-
ортапротерозойлық.
Сейсмобарлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында
іргетас жату жадайы (горизонт ф) шамамен 7 - 9 км құрайды.
Жоғары протерозой тобы - PR
Жергілікті таралу осы ауданды екі үлкен комплекс рифей және венд
комплекстерінен тұрады.
Рифей комплексі Волга - Урал антиклизасында архей протерезой
магмамоторфтық жынысты іргетастан тұратын массивтерін бөліп жатқан
опырықтарда (грабен) дамыған.
Рифей шөгінділері 300 - 400 м тереңдікте Үлкен - Өзен, Рожков,
Землянская аудандарында ашылған. Комплекстің қалыңдығы қолда бар
сейсмоборлар деректеріне сүйенсек 1000 м шамасында.
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз күмбезі
маңында ашылған. Комплекстің қалыңдығы 600 – 800 м құрайды. Шөгінділер
іргетас трансагрессивті жатқан немесе рифей шөгіндісі сұры түсті
құмтастармен және аргилиттермен қосылған карбонатты жыныстар
қабықшаларынан тұрады.
Қарашығанақ ауданында, сейсмобарлау нәтижесіне байланысты
фундаментпен және қарастырылған Пэ горизонтының арасы 2 км-ге жетеді.
Бұл жоспарланған қимада тек девон ғана емес және де көптеген ескі, соның
ішінде рифей - вендтік шөгінділердің бар екендігін дәлелдеуге болатын
шешімдер шығаруға негіз бола алады.
Палеозой тобы - PZ
Ордовик шөгіндісі Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің шығысында және
оңтүстігінде, Соль-Илецк тұз күмбезі маңында және оларды бөліп тұрған
ойпатта анықталған. Табылған шөгіндінің максималды қалыңдығы ұңғы 1 арқылы
ашылған.
Қызыл Яр Соль - Илецк тұз күбізінің көлденең тұсында ордовик
шөгінділерінің скважиналары 2020 м-ден асып және толық қуатымен оларды әлі
ашып үлгерген жоқ. Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің оңтүстігінде және
шығысында да силур шөгіндісі ашылған, оны максималды қалыңдығы 40 м-ді
құрайды.
Төменгі палеозой шөгіндісі тығыз құмтастардан және сұр түсті
аргилиттерден құралған.
Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м. қалыңдығындағы
төменгі плезой шөгінділерінің бар екендігін мөлшерлеуге болады.
Қарашығанақ кен орнында терең бұрғылау кезінде тұз асты, тұзды, тұз
үсті кешендерінің шөгінділері ашылған.
Девон жүйесі - D
Девон шөгінділері орта және жоғарғы бөлімдерімен берілген. Орта
бөлімі: Ортадевон шөгінділері эйфель және живет ярустары көлеміндебірлік
ұңғыларымен (15, Д5) ашылған. Эйфел ярусы төменгі жағында аргеллит қара,
жоғары қарай ізбестас және тығыс, микро жіңішке қабатшалы аргелликтер.
Ярустың ашылған қалыңдығы 59 метр. Живет ярусы – қалыңдығы 64 метр. Жоғарғы
бөлім: Жоғарыдевон шөгінділері тек фамен ярусымен берілген.
Төменгі девон - D1
Жоспардың уақытын құрастыру үшін тек бір ғана іздеу ұңғымасы Д – 5
-пен ерте девон жасындағы шөгінділерді ашқан.
6245 - 6248 м интервалынан алынған керн - аргилиттен және қара - сұры
бурыл түстен құралған.
Төменгі девон шөгіндісі шамамен 30 м қашықтықты құрайды.
Орта девон – D2
Живет ярусы шөгінділері қара - сұры тіпті қара әктастардан жиі
органогенді аргилиттерден құралған. Сонымен қатар қиманың жоғары жағында
3 мм жететін ашық - сұры ұсақ кристалды әктастар қабықша ретінде
орналасқан.
Жоғарғы девон – D3
Төменгі - орта фаменді бөлшектенбеген шөгінділер стратиграфиялық
үзілістермен орта девон шөгінділерін жауып жатыр. Нақты толық қима 15
-ұңғымасында зерттелген. Бұнда сұры және қара - сұры органогенді
түйіршікті әктастар және қара түсті ұсақ кристалды доломиттер қабықша
ретінде кездеседі.
Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд мүшелерінің
кесектері кездеседі. Ерте - орта фамен ярусы бір камералық форминифер
комплексі бойынша тұрақталады.
Максимал қалыңдығы 368 м. (ұңғыма 15)
Жоғары фоменді шөгінділер келісім бойынша төменгі - орта фамен
шөгінділерін жауып жатыр. Олар орталық батыс және шығыс бөліктерінен
-кристалды әктастар бар жерлерінен ашылған. Тек кен орнының оңтүстік
бөлігінде әктастар қосымша мәнде есептелінеді.
Таскөмір жүйесі - C
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге.
Қалыңдығы 80 метр. Орта бөлімі краснополян горизонтымен берілген, қалыңдығы
9 дан 55 метрге дейін.
Пермь жүйесі - Р
Пермь жүйесі ұңғылармен ашылған, қиманың негізгі бөлігін алып жатыр.
Төменгі бөлімі: Ассель ярусы (известняк, доломит), қалыңдығы 290-390 метр.
Сакмар ярусы 5-25 метр, Артин ярусы 15-280 метрге дейін, Кунгур ярусы:
төменгісі ангидритті 4-20 метрден 300-ге дейін. Жоғарғысы тұзды – қалыңдығы
3178 метрге дейін. Жоғарғы бөлімі: Уфим ярусының шөгінділері (84-1252-1630
метр), Қазан ярусы: төменгі литологиялық пачка қалыңдығы 138-299 метр,
жоғарғысы 192-1118 метр, Татар ярусы 700-1925 метр.
Пермь жасының шөгінділері кен орны аумағының стратиграфиялық үзілісті
таскөмірде орналасқан. Пермь жүйесі төменгі карбонат, орта тұзды және
жоғары терригенді қалыңдықтардан құралған.
Төменгі бөлімі – Р1
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын
ашып зерттейміз.
Асссель ярусы – үш түрлі қима негізінде құралған.
Бірінші - биогермді әктас. Екіншісі - дөңес биоморфты – детритті
әктастар. Үшіншісі - терең сулы, қара битуминозды жыныстар. Ассельде
шөгінділердің максималды қалыңдығы 557 м–ге дейін жетеді, дөңес түрі 42м-
ден 216м-ге дейін барады. Терең сулы ассельді артин шөгінділерінің
жалпы қалыңдығы 20 м-ден 40м-ге дейін болатындары ярустарға бөлінбейді.
Сакмар ярусы - рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес түрлерінде
органогенді детритті және пемитаморфты әктастардан тұрады. Бірінші түрінің
қалыңдығы 23м-ден 30 м-ге дейін, ал екіншісінікі 15 м-ден 56 м-ге дейін
ұзарады.
Артин ярусы - рифті және дөңес қималар негізінде екі подярусқа
бөлінеді: төменгі және жоғарғы артиндік болып. Біріншісі екі түрлі рифтің
қимасынан (биоморфно - детриттік әктастар) және дөңес түріндегі (екінші
даламиттер). Бұлардың қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді. Екіншісі
литологиясы жағынан бірінші подярусқа ұқсас. Артин шөгінділерінің биогенді
түрінің қалыңдығы 143 м-ден 303 м-ге дейін, ал дөңес түрінде 5 м-ден 217 м-
ге дейін өзгереді.
Конгур ярусы - толық қималарының төменгі қабаттарында карбонат
сульфатты сұры, көкшіл сұры ангидриттер доломит қабықшаларымен, жоғарғы
жағында тұзды тас тұздарымен және тұзды терригенді жыныстармен
құрастырылған. Алғашқысының қалыңдығы 1 м-ден 300 м шамасында, ал тұзды
шөгінділер 172 метрден 3028 м-ге дейін ұзарады.
Жоғарғы бөлім – Р3
Бөлімнің шөгінділері уфимдік, қазандық және татар ярустары белгілі
шарттармен анықталған. Олар қызғылт, қоңыр сұры саздармен және тұз, гипс,
ангидрит ұяшықтарымен көмкерілген. Уфим ярусының қалыңдығы 84 м-ден 1630 м-
ге дейінгі қашықтықта. Қазан ярусы – 138 м-ден 180 м-ге дейін, ал татар
ярусы 700 м-ден 1925 м-ге дейін ұзарады.
Мезозой тобы - MZ
Триас жүйесі - Т
Триас жүйесінің шөгінділері жыныстың терригенді қалыңдығымен, ұсақ
бөлшектерге бөлінбейтін қасиетіне ие. Бұлар қызыл - қоңыр түсті саздар,
песчаниктер және алевролиттер.
Триас шөгінділерінің қалыңдығы 1068 - 2040 метр, Қарашығанақ
күмбезінде 60 - 578 метрге дейін азаяды.
Юра жүйесі - J
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (песчанник, құм, саз, құмтас) –
121 - 392 метр; жоғарғы бөлімі: Волж ярусы (сазды мергель, фосфорит),
шөгінділер қалыңдығы 53 - 132 метр.
Бор жүйесі - K
Бор жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім – валонянин, готерев, баррем
және апт ярустарымен берілген. Волонянин – готорев ярусының қалыңдығы 13 -
44 метр (саз, мергель және фосфорит). Баррем ярусы (қара саз, мергель,
сидерит) – 24 - 80 метр. Апт ярусы (қара саз, сидерит, мергель,
фосфориттары бар құм тастар), қалыңдығы 76 метр.
Неоген жүйесі - N
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің
қалыңдығы 20-125 метр (сұр саз, құм, құм тастар, алевролит).
Төрттік жүйесі - Q
Төрттік жүйесінің шөгінділері (суглинка, супесь, құм, галечник, саз),
қалыңдығы 8-20 метр.
1.4 Тектоника
Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне
негізделген. Ол Қарашығанық – Қобланды зонасында, Каспий ойпатының
солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан. Мұнда үш құрылымдық комплекс
көрінеді. Төменгі құрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі
бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын – кунгур – сульфат – галоген
қалыңдамасын, жоғарғысы – жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып
алады.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно – седиментациондық
құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15*30
км. , биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680
метр.
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық –
литологиялық комплексте күрт дисгормониялық құрылымдар құрылған. Солардың
ішіндегі: тұзды антиклинальдар, ассиметриялы диапир құрылымдары, тұзды
штоктар, күмбездер және күмбез аралық дипрессиялар. Кен орында үш тұзды
құрылым бар: Қарашығанақ тұз көтерілімі – солтүстікте, Сухореченск тұзды
күмбезі – оңтүстік – шығыста, Қоншыбай тұз күмбезі – оңтістік – батысында.
Жоғары құрылымдық – литологиялық комплекстік құрылымдардың
формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді. Жоғары пермь және триастың қызыл
түсті қалыңдамасында пайда болған. Кен орын жүйесінде үлкен Қарашығанақ
күмбез аралық мулдасы дамыған, ол Қарашығанақ, Қоншыбай және Сухореченск
тұзды күмбездерінің арасында орналасқан. Қарашығанақ күмбез аралық
мульдасының өлшемі 5*20 км., максимал қалыңдығы 3500 – 4871 метр құрайды.
Ең жоғарғы қиманың бөлігі – неогенді және төрттік жайылым бұрышының
келіспеушілігімен бұдан ежелгі басқа шөгінділерді жабады.
1.5 Мұнайгаздылығы
Каспий ойпатының солтүстік аудандарында мұнайгаздылықтың негізгі
перспективалары тұз асты палеозоймен байланысты. 1979 жылы прибортовой
зонасының ішкі бөлігімен Қарашығанақ ауданында, П – 10 ұңғысында төменгі
пермь шөгінділерінен, 3908 метр тереңдіктен газ фонтаны алынған.
Қаршығанақ кен орнында барлау және эксплуатациялық ұңғыларында
жүргізілген комплексті газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер
ашылған төменгі пермь және карбон карбонатты қимасының өнеркәсіптік
өнімділігін дәлелдеді (5217 метрге дейін 13 ұңғы). Жалпы кен орын бойынша
бұрғылаумен дәлелденген көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 метр
(3660-5217 метр).
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 метр
интервалында, орта девон шөгінділерінден мұнай кеніші ашылды. Орта девон
кенінің дамыту кен орнының орталық бөлігінде және негізгі мұнайгазконденсат
кенішінен солтүстікке қарай негізделген.
Стратиграфиялық жағынан ең зерттелгені пермь шөгіндлері. №112
ұңғысынан мұнай 3528 метр тереңдіктен алынған.
Мұнай жиналымдары мұнайға қаныққан жарықшақты ашық - сұр түсті
ангидриттерге негізделген. Мұнайға қаныққан кеуектілігі 6,5% құрайды.
Ирен горизонтының сульфатно – карбонатты жыныстарында мұнайға
қаныққан жыныстардың бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622,
625 ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді. Бұл кезде бұрғылау сұйығында
мұнай қабыршағы пайда болған.
Филиппов горизонтының сульфатно – карбонатты шөгінділерінде газдылық
№30 ұңғысында дәлелдеген. 4755 – 4765 метр аралығынан дебитті 47,7 мың
м3тәулік газ, және дебиті 47,5 мың м3тәулік конденсат арыны алынған.
Кен орында таза күйінде қабат сулары алынбаған. Бірақ №13 ұңғыдан
алынған мұнай және сұйық қоспасы негізінен қабат суынан тұрады – 70-80%
(5202-5217 м.). 5125-5190 метр интервалынан сусыз мұнай алынған.
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша
Қарашығанақ кен орны мұнайгазконденсатты болып саналады.
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме
Қарашығанақ кен орнын тергейтін жер асты сулары Солтүстік – Касий су
арынды жүйесінің қосалқы элементі болып табылады.
Көтерілімнің геологиялық қимасында екі ірі гидрогеологиялық этажға
біріккен, кунгур ярусының хемогендік құрылыстарының күшті регионалды су
ұстарымен бөлінген сулы горизонттар сериясы бөлінеді.
Жоғарғы этажжоғарғы пермьнен неоген – төрттік шөгінділерді қосады.
Бұлардың жалпы қалыңдығы күмбезаралық мульдалар шегінде 3604-4485 м.
Бұл қалыңдықтың сукүкіртті жыныстары сазбен араласқан әр түрлі қуатты
құмдыжыныстар пачкаларымен берілген. Триас шөгінділері ең құмды болып
келеді, олардың сүзгішті – сыйымдылық қасиеттері жоғары: кеуектілігі – 25-
30%, өткізгіштігі – 606,8*10 м2-қа дейін.
Пермьшөгінділерінің құмды пачкалары керісінше, жоғары сазды және
кеуектілік көрсеткіштері төмен - 16%-ке дейін, өткізгіштігі 40*10 м2. тұз
асты этажының сукүкіртті жыныстары карбонатты жыныстарының (известняк,
доломит) әртүрлі модификацияларымен берілген, әдетте күрт литологиялық
фациалды алмасу және деңгей айырмалы, бұл кен орынның гидродинамикалық
режимін қиындатады. Бұл қалыңдықты екі ірілінген гидрогеологиялық
комплекске бөлігу болады: карбонды және девонды, бұлардың жалпы қалыңдығы
3200 метрге дейін жетеді.
Тұз асты этажының сулы комплекстері аз зерттелген. Қиманың ашылған
бөлігінің жер асты сулары хлор кальцийлі тұздықтарымен берілген,
құрамындағы тұзы 115 – 190 гл, тығыздығы 1,0789-ден 1,206 гл дейін, бұл
3900 – 6270 мг-экв. дейін жалпы минерализацияға сәйкес келеді.
Төрттік және неоген шөгінділерінің сулары негізінен тұщы және аз
тұздалған, минерализациясы 580 мг-экв. дейін, құрамындағы еріген тұздар 4
-20 гл дейін. Су типі хлор натрийлі немесе хлорнатрий магнийлі.
Триас горизонты сулары ең жоғары минерализацияланған болып келеді.
9800 мг-экв. дейін. Бұл сулар жоғары концентрацияланған тұздықтар,
тығыздығы 10185 гсм3 дейін, хлорнатрийлі құрамы бар, хлоркальцийлі немесе
хлормагнийлі типке жатады. Натрий концентрациясы жоғары – 96 гл, калий -
0,56 гл, магний – 2,4 гл, жоғары сульфаттылығымен (15,7 мг-экв.),
құрамында бромның жоғарылығымен (250 мгл-ден жоғары), йодтың (3 мгл-ден
аз) және бордың (1 мгл-ге дейін) аздығымен сипатталады.
Тұз массивтерімен тікелей контакт зоналарында (тұзаралық линзалар)
одан да жоғары тығыздықты (1,2-1,28 гсм3) және тұздылығы 365 гл дейін
күшті тұздықтар дамыған.
Еріген газ құрамында мүлдем аз – 270 нсм3л, оның ішінде: азот
концентрациясы – 98%, метан – 0,8-1,75%, көмірқышқыл газы – 1,03-1,12%.
Тұз асты карбонатты шөгінділерінің төменгі гидрогеологиялық қабаты
Қарашығанақ МГККО контур сырты зонасында 4900 метрге дейін, контурлық
зонасында 5333 метр тереңдікке дейін зерттелген.
П – 2 ұңғысының төрт интервалын сынау кезінде су дебиттері 2 – 5,5
м3тәу. дейін, тығыздығы – 1,161-1,19 гсм3 арасында, минерализациялануы
232,5-279 гл, рН 5,5-5,6; йонды құрамы хлор-натрийлі және хлор-кальцийлі-
натрийлі, гидрохимиялық түрі – хлоркальцийлі.
Мұнайгазконденсат кенішінің төсеніш сулары контур сырты суларымен
салыстырғанда тұщыланған, 1,5-2 есе аз минерализацияланған және оған сәйкес
құрамындағы негізгі йондар концентрациясы аздау болады.
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің
қабат газы, орта есеппен 10 МПа, жоғары қайнау көмірсутектерімен
қанықпағандығы анықталды. Оның құрамында: этан – 6%, пропан – 2,5%, бутан –
1,7% шамасында.
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан.
Пермь және карбон шөгінділерінен алынатын конденсат қасиеттері әртүрлі. Кен
орын қимасы бойынша конденсаттың фракционды құрамы ауырлай түседі: қиманың
жоғарғы жағындағы конденсаттың 50%-і 2030С температурасында қайнайды, ал
төменгі жағы 2390С; 3600С жоғары конденсат қалдығы 13,8 – 23 %-ке дейін
көбейеді. Молекулярлы массасының шамасы 20 бірлікке көбейеді. Конденсаттың
қату температурасы екі еседен көп өседі. Пермь шөгінділерінен алынған
конденсатты ароматты көмірсутектер 19,1% масс. бойынша, ал карбоннан
алынған конденсатта 25,1% масс. бойынша. Дистилянтты фракциялардың ароматты
көмірсутектер мөлшері фракциялардың алу температурасы өскен сайын ұлғаяды.
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842
гсм3, тұтқырлығы 200С кезінде 9,12 м2см; құрамы: жалпы күкірт 1,18%,
қатты парафиндер 3,37%, шайырлар 3,08%, асфальтендер 0,39% масс. бойынша;
ароматты көмірсутектердің жалпы мөлшері 35% масс. Бүкіл мұнайларға бір,
фракция алу температурасы өскен сайын құрамында ароматты көмірсутек
мөлшерінің жоғарылау тенденциясы байқалады. Бірінші кестеде №33 және 44
ұңғыларындағы қабат мұнайының құрамы берілген. Ұңғылардың өзара орналасу
арақашықтығы үдкен болғанымен кестеде келтірілген мәліметтер бүкіл кен
ауданындағы мұнай құрамының өзгешелігінің шамасы аз екенін көрсетеді.
1.7.1 кесте. Ұңғы өнімінің құрамы.
Ұңғы номері 33 44
Перфорация интервалы, м. 5120-5155 5127-5156
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2 8,22 5,71
С3 3,08 3,06
С4 1,65 1,40
С5 14,39 15,73
N2 1,03 0,41
CO2 4,62 6,05
H2S 4,32 4,81
1.7.1 Қабаттағы мұнай қасиеттері
Қабат мұнайының барлық параметрлері Солтүстік - шығыс және Оңтүстік
- батыс бөлімдеріне байланысты жасалған мұнайдың флюидтік моделдерінде
анық көрсетілген.
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негігі тәуелділік
параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған. Осы берілген мәндер
арқылы мұнайдың орташа анықтамаларын (5050 м.) арнайы мұнай алаңдары үшін
1.7.1 кестеде көрсетілген.
1.7.1 кесте. Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель бойынша
есептелген мұнайдың параметрлері
Алаң Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат қысымы,58,7 58,7
Мпа
Қанығу қысымы, Мпа 58,1 55,3
Газ құрамы, м3 т 625 449
Көлемдік коэффициенті, 2,28 1,99
бірлік үлес
Қабат мұнайының 601 651
ты-ғыздығы, кгм3
Қабат мұнайының 0,28 0,57
тұт-қырлығы, МПа * с
Сығылу коэффициенті, 26,8 21,5
1 МПа *104
1.7.2 кесте. Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа
параметрлері.
Параметрлері Конденсат Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
алаң мұнайы алаң мұнайы
20 0С-тегі 782 844 805
тығыздығы,кгм3
20 0С-тен 1,69 7,5 13,5
тұтқырлығы,
мПа*с
Құрамындағы 0,9 0,7 0,9
күкірт, % масса
Құрамындағы 2,29 3,8 5,0
парафин,% масса
Құрамындағы 0,07 0,08 0,24
асфальтендер, %
масса
Құрамындағы 0,70 1,23 3,68
шайыр % масса
Қату -10 төмен -10 төмен -28 +11
темпетурасы, 0С
Таблицадан көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап
парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан
жылы температура кезінде солтустік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат
ағысын сақтап, -10 0С-тан төмен температураларда қата бастайды.
1.7.2 Ұңғылар қоры жағдайы
КНГДУ баллансында (1.07.1997ж. жағдайы) 266 ұңғы бар. Олардың ішінде
өнімді шөгінділер 179 ұңғы. Қалғандары, 87 ұңғы тереңдігі 150 м-ден 2000
метрге дейін, арнайы ұңғылар:
179 терең ұңғылардың: 33 – игерілуде; 85 – консервацияланған; 12 – бақылау;
49 – қазір игеріліп жатқан жоқ (КРС, КРС күтілуде, немесе қабат қысымының
тұрақталуында)
2 ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 ашылды, онда 4171-4262
м. аралығында П – 10 іздеу ұғңымасында ашық оқпанды сынау кезінде газ
шығымы 698 мың м3тәу. және 16 мм. штуцер арқылы конденсат шығымы 708
м3тәу. фонтан алынды. Қабат қысымы 50,4 МПа құрады. өнімді қабаттың табаны
ұңғымамен ашылған.
Кен орынды меңгеруді жылдамдату мақсатында КСРО Мингазөндірісі
барлама жымыстарды тәжірибелік - өндірістік пайдаланумен біріктіруге шешім
қабылдады. ВолгоУралНИПИГазбен бірге ВНИИГаздың қорды есептеу және барлау
жүргізу мәліметтерінің негізінде 1981 жылы Қарашығанақ кен орнын
тәжірибелік - өндірістік пайдалану (ТӨП) жобасы жасалды. Кен орынды
пайдалануға енгізуді жеделдету үшін КСРО Министрлер Кеңесінің №822 1981
жылдың төртінші тамызында Қаулы негізінде КСРО геология министрлігі газ
өндірісінің министрлігіне пайдаланушы ұңғымалар ретінде 8 іздеу – барлама
ұңғымаларын беруі керек болатын. Бірақ, барлама ұңғымалардың конструциясы
қауіпсіз пайдалану талаптарына сәйкес келмегендіктен оларды жойған.
Пайдалану қорына барлама ұңғымаларды өткізген. Кен орында газ және
конденсат өндіру тек 1984 жылы басталған, кейін осы уақыт ішінде барлау
нәтижесінде көптеген қосымша ақпараттар алынған, кен орынының геологиялық
құрылымы ақпараттар айтарлықтай анықталған.
Резервуар жайлы бар ақпараттарға жоба (1980 жылы) сәйкес келмеуіне
байланысты, 1984 жылы ВНИИГаз институты ОПЭ КИГИМ анықталған жобасын
жасады. Жоба 1984 жылы Мәскеу қаласында ЦКРМГП отырысында ескертулермен
(Протокол №2784) қабылданған болатын. Ескертулер есепке алынғаннан кейін
Қарашығанақ кен орнын ТӨП жоспары жасалынды. Жоба ЦКРНГП-мен 15.01.85
жылы қабылданды. (Протокол №185, 15.01.85). және мақұлданған, ТӨП
жобасында келтірілген (1984 жылы) Қарашығанақ кен орнын ТӨП кезеңінде
зерттеу бойынша ғылыми – зерттеулік және тәжірибелік жұмыстардың кешенді
бағдарламасы.
1985 жылы 28 тамызда Орла қаласынада болған КСРОГКЗ отырысында
Қарашығанақ кен орнының газ, конденсат, мұнай, еріген газ және олардың
құрамында бар компоненттер қорын есептеу бойынша есеп беру қаралған,
сонымен бірге ТӨП жобасының ... шешімдерінің орындалуы қарастырылған.
Қорын бекіту жайлы, кен орынды зерттеу алдын – ала барлау жүргізу кезеңіне
сәйкес келетіндіктен, кен орынды тек тәжірибелік - өндірістік пайдалануға
дайындалған деп есептеуге шешім қабылданған.
ГКЗ КСРО ПГО Оралмұнайгазгеология шешіміне сәйкесті 1985-86 жылдары
1988 жылы ГКЗ КСРО-ға ұсынуға барлауды аяқтау және қорын дайындаудың
кешенді бағдарламасы жасалған. 1986 жылы тамызда бұл бағдарламаны КСРО
Мингеологияда қабылданды.
1986,1987,1988 жылдарында қабылданған бағдарлама орындалып және
көмірсутектер қорын қайтадан есептеу жүргізілген. 30.11.88. жылы КСРО ГКЗ
ПГО Оралмұнайгазгеологиясының көмірсутектер қорын есептеу бойынша есеп
беруін қарастырылған. Газ, конденсат, мұнай қорын бекіткен және кен орынды
өндірістік игеруге дайындалған деп таныған. Кейін 1989 жылы тамызда НТС
және КСРО ЦКР Мингазпром, ТӨП нәтижелерін және геология, игеру, жобалау,
жабдықтарды орналастыру, жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау,
аймағындағы жұмыстарды, кен орынды игеру перспективаларын және орындалған
жұмыстардың жобаға сәйкестігін қарастырған. КСРО ГКЗ және
Минмұнайгазөндіріс шешімдері жаңа жобалық құжатты жасауға негіз болып
табылады, сондықтан ВНИИГаз бастапқыда 1991 – 2001 жылдарға сайклинг үрдіс
режимінде Қарашығанақ кен орнын игерудің технологиялық үлгісін орындады,
бұл перспективаға технико – экономикалық ойларды (ТЭО) және кен орынды
орналастырудың технико – экономикалық есебін (ТЭЕ) жасауға арналған уақытша
құжат борлды, ал 1990 жылы Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнын
тәжірибелік - өндірістік пайдаланудың анықталған жобасы жасалды.
05.07.91 жыл ТӨП-ң анықталған жобасы ... Мәскеу қаласында ЦКР Газ
өндірістік министрлігінде қарастырылды және жүзеге асыру үшін жылдық
көмірсутектерді алуы шектелген, 1991 – 1993 жылдар аралығында сарқылу
кезеңінде газконденсатты бөлікті игерудің технологиялық көрсеткіштерімен 1б
варианты қабылданған.
Жобалық құжатта игерудің үш объектісібөлінген. Бөлудің негізінде
жабынынан сумұнай нұсқасына дейін қабат флюидтерінің физико – химиялық
қасиеттері заңды өзгеретін гидродинамикалық бірегей және термодинамикалық
тепе-тең жүйе түрінде өнімді шөгінділерді көрсету жатыр. Мұнда бір текті
еместігі жоғары дәрежемен сипатталатын кеніштің геолгиялық құрылысының
ерешелігі, қабат сұйықтарының қасиеттерінің өзгеру сипаттамалары
ескерілген.
1 объект – біртекті еместігі жоғары дәрежемен сипатталатын пермь
шөгінділерімен байланысты, газконденсатты пермь және карбон шөгінділерінің
шегінде бөлінген тығыз сазды – карбонатты қабат барлық жерде дамымаған,
сондықтан флюидті болып табылмайды. Қабат қысымының (Рпл) конденсация
басталу қысымынан артуы (Ркон) игеру басталғанда 4500 м. тереңдікте объект
жабынында 12 МПа-дан 10 МПа-ға дейін өзгерген, объекттер бойынша орташа
қысым – 10 МПа.
2 объект – орта карбон шегінде кеніштің газконденсатты бөлігінде
ұштастырылған. Бұл кеніштің коллекторлық қасиеттері бойынша анағұрлым
біртекті бөлігі. Қабат флюидтері шектік жағдайға жақын сипатта болады.
Қабат қысымының конденсация басталуының орташа қысымынан артуы 7 МПа
құрайды.
3 объект – таскөмір және жоғарғы девон шөгінділеріне ұштастырылған
мұнай жиегі.
Объектіні игеру жеке ұңғыма торларымен жобаланған. 1 объект үшін
рифтің еркін бөлігінде айдау ұңғымаларының қатарын және оның екі жағында
пайдалану ұңғымаларын орналастыру ойластырылған. 2 объектіні игеру үшін
ұңғыманы орналастырудың алаңдық жеті нүктелік жүйесі жоспарланған. Айдау
ұңғымалары бастапқы уақытта пайдалану ұңғымалары ретінде жұмыс жасайды,
сондықтан ұңғымалар торын тығыз орналастыруға болады. Сондай-ақ 3 объет
үшін де алаңдық жеті нүктелік жеке ұңғымалар торы жоспарланған. Бірақ 1
және 3 объектілеріндегі кеніштердің қалыңдығы елеусіз бөліктенуде және
өнімді шөгінділерден үлкен қуатты ағындар жағдайын зерттеу үшін, кейбір
ұңғымалармен 1 және3 объектілерді бірге, ал ұңғымалардың басым бөлігімен 2
және 3 объектілердің ашылған барлық қимасын пайдалану болжанған.
2.2 Игерудің қазіргі күйін талдау
Белгіленген вариант бойынша сайклинг ұрдістің жүзеге асырылуы
қарастырылды. Құрғақ газды айдауды 1993 жылдан бастау жобаланды. 12,5
млн. т. сұйық көмірсутектерді өндірудің максималды деңгейі 2000 жылы
жетіледі, мұнда газды айдау 17,8 млрд. м3 құрайды. Сайклинг үрдісті жүзеге
асырмас бұрын қабатта конденсат шығындарын болдырмау үшін кен орын сарқылу
режимінде игеріледі, пайдаланушы ұңғымалар жұмысының технологиялық режиміне
келесі шектеулер енгізілген:
- қабат қысымы төмен және конденсатция басталу қысымына жақын қысымды
ұңғымалар тобы енгізілген;
- пайдаланудағы және жаңа енгізілген ұңғымалар бойынша шығымдар
шектелген;
- пайдаланушы ұңғымалар қабат қысымын конденсация басталу қысымы
депрессиясының төрттен бір бөлігінен артатын қысымға дейін
төмендету;
Қабат қысымдары есептік жылдың соңында конденсатция басталу қысымынан
төмен шамаға дейін азайған ұңғымалар тоқтатылады. Барлық ұңғымалармен айдау
басталғанда шектеулер күшін жояды.
Бекітілген варианттар бойынша ұңғымалардың жалпы қоры 343 ұңғыманы
құрайды, олардың 226-сы өндіруші, 117-сі айдау ұңғымалары. Қордың өсуі
негізінен 3 объектіге келеді. Пайдалану бұрғылаудың орташа екпіні 23
ұңғыжыл. құрайды.
30.11.93 жылы Ақсай қаласындағы ғылыми – техникалық жиналыста
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнының негізгі кеніштерін игерудің
жағдайын талдау, тоқтатылған ұңғымаларда кешенді зерттеулер жүргізу
нәтижесі және оларды периодты пайдалану бойынша жұмыстар бағдарламасы
қарастырылған болатын.
01.12.93 жылы жағдай бойынша Қарашығанақ ГПУ-ң үлесінде 249 ұңғыма
бар, олардың 41-і пайдалану қорын құрайды, 91-і тоқтап тұр. Пайдаланудың
барлық кезеңінде 72 ұңғыма жұмыста болған. Рнк параметрі бойынша 15 ұңғыма
тоқтатылған, олардың 11 ұңғымасы 1-ші объектіден, 4 ұңғыма 2-ші объектіден.
ВолгоУралНИПИГаз игеру бөлімімен орныдалған судан құрғатылған қорларды
талдау кен орынды пайдаланудың барлық уақытында игерілуге жалпы
жұмылдырылған қорлар 847 млрд. м3 құрағанын көрсетті. Ерте тоқтатылған
ұңғымалар бойынша судан құрғатылған қорлар 451,3 млрд. м3 құраған. 1993
жылы арнайы бағдарлама бойынша жүргізілген ұңғымаларды кешенді
газодинамикалық зерттеулер нәтижесі негізінде, ерте тоқтатылған ұңғымалар
аймағындағы ағымдағы қабат қысымы қайтадан қалпына келгені және
конденсатция басталу қысымынан 2.0 – 8.0 МПа-ға артық екені анықталған. Осы
аймақтар бойынша судан құрғатылған қорлар 225 млрд. м3 тең екені
есептелген.
1-ші пайдалану объектісінің жоғары біртекті еместігі жайында тұжырым
жасалған. Алаңдық сайклинг үрдісті қолдану жайлы мәселелер кешенін
қарастыруда, оның жеке участкілерде тиімді екендігін жайлы тұжырым
жасалған. Қабат қысымының шық нүктесінен төмен азаюы жағдайында ұңғыманы
пайдалануда конденсатты шығару мәселелерін қосымша зерттеу мақсатымен 105-
ші ұңғымада кешенді зерттеулер орындалған. Жүргізілген негізінде фазалы
өзгертулермен көп компонентті сүзудің математикалық үлгісінде бұрынырақ
ВолгоУралНИПИГаз орындаған есептеулерге тәжірибелік дәлел алынды. Сарқылу
режимінде жұмыс жасайтын ұңғыманы пайдалану режимі және технологиялық әдісі
жасалған.
Осы жиналыстың шешімі бойынша табиғи сарқылу режимінде газконденсатты
кенішті игеру мерзімі 1997 жылға дейін ұзартылған, конденсатция басталу
деңгейіндегі қысым бойынша шектеулермен 1-ші объекті ұңғымаларын сарқылу
режимінде пайдалануға рұқсат етілген, 1994 жылға ұңғымаларды зерттеу
бағдарламасында қабат қысымының шық нүктесінен төмен азаю жағдайында
ұңғымаларды мезгіл – мезгіл пайдалануда сұйық көмірсутектерді шығару
мәселерін зертеуге бағытталған жұмыстар кешенін жүргізуді қарастыру
ұсынылған. Келесі ТӨП-ті 30.11.93 жылғы НТС қаулысына сәйкесті жалғастыру
керек. Бірақ осы уақытқа дейін әртүрлі себептерге байланысты скайклинг
үрдіс басталмаған, ал кен орынды игеру ТӨП-ң анықталған жобасына ... , 3а
вариантына сәйкесті қабат қысымының конденсатция басталу қысымынан төмен
құлауын болдырмаудың технологиялық шектеулерін сақтаумен табиғи сарқылу
режимінде жалғастырылған. Игеруге авторлық бақылауды ВолгоУралНИПИГаз
институты жүзеге асырады.
Қарашығанақ мұнайгазконденсат кен орнын меңгеруді жалғастыру үшін шет
елдік партнерлерді таңдаумен конкурстар жүргізу бойынша Қазақстан
Республикасының Ұйымдастыру Комитетінің басқаруымен 1992 жылы жүргізілген
конкурстар нәтижесі бойынша шет елдік партнерлер ретінде Бритиш Газ және
Аджип компаниялары таңдалынған болатын. Кен орынның флюидтік, геологиялық
және экономикалық үлгілері жасалынды, көмірсутектер қоры бағаланды,
коллекторлардың сыйымдылықты – сүзгіштік қасиеттері және оны толтырып
тұрған флюидтердің қасиеттерін анықтау бойынша зерттеу жұмыстары басталған,
сондай-ақ гидродинамика, коррозия, экология аймағында зертханалық және
кәсіпшілік зерттеулердің бағдарламалары жасалған. Экономикалық
зерттеулердің қазақ – европалық тобының (ЭЗҚЕТ) зерттеулерінің нәтижесін
дәлелдеу үшін, газды айдауға жарамсыз аймақта орналасуына байланысты
конденсатция басталу қысымы бойынша шектеусіз табиғи сарқылу режимінде
пермь қабатындағы ұңғымалар қатарын (101, 102, 103, 105, 108, 109, 110,
113, 146, 153) пайдалану ұсынылды. 29.05.95 жылы НТС МНГП ҚР Қарашығанақ
кен орнын игеру жағдайын қарастырды және 1995 – 1997 жылдар аралығында кен
орынды қабат қысымының конденсатция басталу қысымынан төмен құлауын
болдырмаудың технологиялық шектеулерін сақтаумен табиғи сарқылу режимінде
игеруді қарастыратын ТӨП-ң анықталған жобасы ... 3а вариант бойынша кен
орынды игеруді жалғастыруды шешті. Кен орныды игерудің толық жоспары
жасалғанша, НТС-де сәйкесті зерттеу жұмыстарын жүргізумен ЭЗҚЕТ
зерттеулерінің мәліметтерімен сайклинг үрдісті жүзеге асыру тиімсіз
участкілерде орналасуынабайланысты конденсатция басталу қысымы бойынша
шектеусіз табиғи сарқылу режимінде 101, 102, 103, 105, 108, 109, 110, 113,
146, 153 ұңғымаларын пайдалану туралы шешім қабылданды. ГХК Қазақгазға
410 бар қабат қысымды төмендеткенде қабат жағдайындағы конденсат мінезін
және конденсатция басталу қысымы бойынша технологиялық шектеусіз жұмысында
пермь қабатындағы ұңғымаларды зерттеулер жүргізу тапсырылған.
ҰМК Қазақойл өкілдерінің және бақылаушыларының қатысуымен болған
жиынның шешімімен ТӨП-ң анықталған жобасының ... әрекет ету уақыты 1998
жылдың аяғына дейін ұзартылған. (Протокол №11 06.11.97 ж.) Осы жиналыста
1994 жылдан бастап кен орында авторлық бақылау жүргізілмейтіні және кен
орынды игеруді талдау жасалмағаны айтылып өтті.
1997 жылы ҚР Президенті Н.Ә. Назарбаев Қазақстан Республикасымен жер
қойнауын пайдаланушылар арасында өндіру бөлінетіні жайлы соңғы келісімге
қол қойды, мұнда кенішті игерудің түрлері анықталған болатын. Осы құжатқа
байланысты газды қабатқа қайтадан айдау есебінен артуы мүмкін сұйықты
өндіру приоритетті болып табылады. Мұнда алынатын газдың 40%-ін тек
кеніштің газконденсатты бөлігіне айдау жобаланды, ал мұнайлы жиекті игеру –
ағысты қарқындату тәсілін қолданумен көлденең ұңғылармен жүргізу
қарастырылды.
Жер қойнауын пайдаланушылар КРМТ құрылымын жасады, ол кейін
Қарашығанақ Интеграциялық Ұйымына (ҚИҰ) өзгертілді, бұл ұйым Қарашығанақ
өнеркәсіптік кешенінің дамуымен кен орынды игеруге жобалық құжаттарды
дайындаумен айналысады.
ҚИҰ өкілдерімен ҚР ГКЗ-ң біріккен шешімімен 28.05.99 жылы ГКЗ-да
мұнайдың, газдың, конденсаттың және көмірсутектерді алу коэффициентінің
қорын қайтадан есептеу орындалып және анықталған болатын.
2.3 Ұңғыларды газогидродинамикалық зерттеу және олардың нәтижелері
Кен орыындағы гидродинамикалық зерттеулерді нормативті құжаттар
талаптарына сәйкесті жүзеге асырған.
Кен орында сүзудің тұрақты және тұрақты емес режимдерінде жүргізілген
(тұрақта – қалыптастырылған алу әдісі ҚАӘ; тұрақты емес – қысымның қайтадан
қалпына келу қисығы ҚҚҚКҚ). 1990 жылға дейін қалыптастырылған алу әдісімен
зерттеуде сұйық фазаларды өлшеу КТСҚ (кіші термостатикалық сепарациялық
қондырғы) арқылы аздап алу әдісімен жүргізілген, сондай-ақ 1998 жылы
газконденсатты ұңғымаларды зерттеуге арналып жобаланған жылжымалы
сепарациялық қондырғы Порта - Тест қолданылған. Қазіргі уақытта сүзудің
тұрақты режимдерінде газодинамикалық зерттеулер бақылау сепараторларының
және жылжымалы көлденең сепараторлардың көмегімен жүргізіледі. ҚАӘ-мен
зерттеулер әрбір режимде шығыммен қысымның толығымен тұрақтануында 5 - 6
режимде жүргізілуі керек, бірақ тәжірибеде барлық ұңғыма бойынша, кейбір
жағдайларда ескермегенде режимдер саны үштен аспайды. Режимдер санының аз
болуы, бәрінен бұрын зерттеу жүргізу уақытының шектеулігінен болады, себебі
Қарашығанақ кен орнының сипаттамалық ерекшелігі – қысымның қайта қалпына
келмеуімен тұрақтану кезеңінің ұзақтығы болып табылады, тағы да осы себепке
байланысты әрбір режимде шығыммен сағалық, түптік қысымдардың толық
тұрақтануына қол жеткізу мүмкін болмады.
Мысалы, осылайша №17 ұңғымада (арақашықтығы 5170 – 5190 м.) 8 мм.
штуцерде режимге шығу үшін 225 сағат, №22 ұңғымада (арақашықтығы 4737 –
4765 м.) зерттеуде 10 мм. штуцерде 146 сағат қажет болған және т.б.
2.2.1. кестеде қалыптастырылған режим әдісінде барлама ұңғымаларды
зерттеудегі ұңғымалардың үздіксіз жұмысының мәліметтері келтірілген.
Кестеде көрініп тұрғандай бір режиде ұңғыма жұмысының уақыты 5 сағаттан 25
сағатқа дейін құрайды (бір тәулікке дейін). Ұңғымалар бойынша бір мезгілде
алынған ҚАӘ мен ҚҚКҚ-ң мәліметтерін салыстырып режимде 5-25 сағат қалпына
келтіру уақыты қысымды тұрақтандыруға жеткіліксіз деп тұжырым жасауға
болады. Мысалы, №6 ұңғымада (арақашықтығы 5034 – 5062 м.) әрбір режимде
үзіліссіз жұмыс жасау уақыты 12-ден 45 сағатқа дейін құрады. ҚҚКҚ-на
сәйкесті қысымның ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ 9
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 10
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер 10
1.2 Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу 12
1.3 Стратиграфия 13
1.4 Тектоника 18
1.5 Мұнайгаздылығы 19
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме 20
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері 22
2 ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 25
2.1 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы 25
2.2 Игерудің қазіргі күйін талдау 29
2.3 Ұңғыларды газогидродинамикалық зерттеу және олардың нәтижелері 33
2.4 Қарашығанақ кен орнындағы газконденсатты ұңғыларды кәсіпшілік зерттеу
40
2.5 Пайдалану ұңғымалардың кешенді зерттеу 42
2.5.1 Бақылау айырғышындағы ұңғыманы кешенді зерттеу 47
2.5.2 Бақылау айырғышындағы ҚМГККО-ның 126-шы пайдалану ұңғымасын
кешенді зерттеудің нәтижелері. (мысал) 65
2.5.3 “Порта - Тест” қондырғысында пайдалану ұңғымаларын кешенді зерттеу
74
2.5.4 “Порта - Тест” қондырғысында ҚМГККО-ң 107-ші ұңғымасын кешенді
зерттеу нәтижелері 76
2.6 Пайдалану ұңғымаларын жедел – зерттеу 82
2.7 Қолайлы технологиялық тәртіпті таңдау мен жабдықтарды іріктеу 83
2.7.1 Сораптық сығымдағыш құбырлардың ішкі диаметрлерін есептеу 84
2.7.2 Қолайлы шығымдарды және газ ұңғыларындағы депрессияны есептеу 85
2.7.3 Қолайлы технологиялық тәртіпті есептеу 86
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 88
3.1 Қарашығанақ кен орнында ұйымдастыру сипаттамалары 88
3.2 Өндіру пішіндері 88
3.3 Өндіруді объектілер арасында бөлу 89
3.4 Өндіру коэффициентінің есептелген шамасын талдау 93
3.5 Экономикалық есептеулермен ұсынылған варианттарды талдау нәтижелері
96
3.6 Кен орынды игерудің экономикалық үлгісі 99
3.6.1 Жалпы жағдай 99
3.7 Жобаны жүзеге асырудың тиімділік көрсеткіштері 105
3.8 Газ айдау станциясын пайдаланудың экономикалық тиімділігін есептеу 106
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 111
4.1 Еңбекті қорғаудың артықшылығы 111
4.2 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлар анализі 111
4.3 Қорғаныс шаралары 112
4.3.1 Өндірістік санитария 112
4.3.2 Қауіпсіздік техникасы 112
4.3.3 Өрттік қауіпсіздік 115
4.4 Ұңғы сағасының жарылу және өрт қауіптілігі бойынша сипаттамасы 116
4.5 газды және газды – конденсатты ұңғыларын пайдалану кезінде еңбек
қауіпсіздігін қамтамасыз ету 117
4.5.1 Ұңғыларды меңгеру 117
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 121
5.1 Қоршаған ортаға тасымалдау және газ мұнай өңдеу технологиясы әсерінің
негізгі факторлары 121
5.1.1 Атмосфераның ластаушы көздері ретінде технологиялық үрдістердің
анализі. 125
5.1.2 Топыраққа және жер қойнауына әсер етуі 126
5.2 Ұйымдастыру шаралары 128
5.3 Атмосфераны қорғауды қамтамасыз ету 128
5.4 Гидросфераны және литосфераны қорғау 130
ҚОРЫТЫНДЫ 132
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 133
КІРІСПЕ
Ұңғыларды пайдалану мұнай және газ игерудегі негізгі орындардың бірін
иеленеді. Онымен өндіру байланысты болса, ал өндіруден жинау, ұңғы өнімін
дайындау, тасымалдау, өңдеу, іске асыру және тағы басқа болады. Соңғы
жылдары газға қаныққан коллекторларды газогидродинамикалық зерттеулер
нәтижесіне - табиғи газ, газды конденсатты кен орындарын игеру жобасын
жасау кезінде - аса үлкен мән беріліп жүр. Негізінде қабат туралы
ақпараттарды алу әдістермен (геофизикалық, физико – химиялық және т.б.)
іске асырылады. Бұл әдістер кен орны жұмысын дұрыс бақылау және игеруді өз
уақытында іске асыру жағдайын қарастырады.
Қолайлы технологиялық режимді іріктеп таңдау, өзіне ерекше көңіл
аударуды талап етеді, себебі ол сорапты – сығымдағыш құбырлар жүйесі,
пакерлер және белгілі бір қысым мен қолайлы диаметр және шығымға есептелген
басқа жер асты және сағалық жабдықтар жүйесі болып саналады. Мұның барлығы
өздіксіз өндіру үшін ғана емес, сонымен қатар, пайдалануды бақыламау
салдарынан кері әсерінің болуы, тіпті апатқа әкеліп соғуы мүмкін
болғандықтан да өзіне ерекше бақылаумен күтімді қажет етеді.
Бұл дипложобаның мақсаты – Қарашығанақ кен орын жағдайына қарай
үлестіре іріктелінген жабдықтар, жүргізілген зерттеулермен таңдап алынған
технологиялық тәртіптің қолайлығын техникалық және экономикалық тұрғыдан
дәлелдеп беру.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
Қарашығанақ МГККО Батыс – Қазақстан облысының батысында, Бөрлі
ауданының территориясында орналасқан. Аудан климаты континентальды.
Температура қыста -400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады.
Оңтүстік – шығыс және солтүстік – батыс бағытындағы желдер басым. Орташа
жылдық жауын – шашын мөлшері 300 – 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі
арақашықтық 160 км., Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ
дейінгі газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты
пункттар: Қарашығанақ ауылы 10 км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3
км.
Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан
тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен,
Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс
ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені қиып
өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи су қоймалары
кездеседі.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады.
Сулы горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас және мергель
жарықшақтарында орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас
кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3тл
ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м3тәу.
Аудан климаты төте континентальды. Ауа температурасы -40 (қыста) +40
(жаз) дейін өзгереді.
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады,
күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950 мм-
ді құрайды.
Грунттың қалыңдығы, қар табанына байланысты 1-ден 1,5 метрге дейін
өзгереді. Жылыту маусымының ұзақтылығы 176 күн (1510 - 1504)
1.2 Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу
Қарашығанақ ауданында сейсмикалық жұмыстар шағылған толқын әдісімен
(ШТӘ) сирек профиль торкөзде (10 км) магнитті тіркеуші аппаратурасымен
бірінші рет 1970 – 1972 жылдары Урал геофизикалық экспедициясымен
жүргізілді. (УГП) Олардың нәтижелері бойынша Қарашығанақ тұзды дөңесі
ашылды. Ол антиклиналды құрылым көлемі 5*9 км шағылған горизонт П
бойынша амплитудасы 150 км болып табылатын тұзды шөгіндіден құралған.
Материалдарды қайта интерпретациялау нәтижесінде көрсетілген горизонт
бойынша құрылым жұмыс тақырыбы нақты анықталып және өлшемі 10*20 км
болатын брахиантиклинал түрінде сызылды. Амплитудасы 400 метрден жоғары
шамамен минималды өлшемі 4400 м болатын күмбезді анықтаған. Бұл құжаттар П-
10 параметрлік ұңғысының құрылымын жасауға ұсыныстар негізін құрады.
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы
Уральскнефтегазгеология өндірістік – геологиялық бірлестігінің № 10-П
параметрлік ұңғыны бұрғылау кезінде ашылған. Кен орын Каспий ойпатының
солтүстік жағында орналасқан.
Мұнайгазконденсат кеніші терең жатысты тұз асты құрылымында
негізделген және кристалды фундамент шоқысында жататын төменгі перьм және
жоғарғы тас көмір жасты күшті рифогенді карбонатты денемен берілген.
Мұнайгаздылық этажы 300-ден 1600 метрге дейін, ал осындағы мұнайлы
бөлігінің қалындығы 200 м. Газ су контактісі 4950 метр тереңдікте, су мұнай
контактісі 5150 метр терңдігінде.
1983 жылы мұнай, газ және конденсаттың қорын оперативті түрде саналуы
жасалған. Соның негізінде 1985 жылы ВНИИГаз тәжірибелі - өндірістік игеру
жобасы (ОПЭ) тұрғызылды. ОПЭ 1984 жылдың қараша айында басталды.
1988 жылы көмірсутектер қоры саналып бекітілді. Кен орын үш игеру
объектісіне бөлінген: 1 мен 2 газконденсатты объектісі, ал 3 мұнайлы
объектісі болып табылады. Терңдеген сайын конденсат мөлшері көбейеді.
ОПЭ жүргізу үрдісінде кейбір техникалық шешімдер жасалынбай қалған:
- 1990 жылы құрғақ газдың кері айдалуы басталу керек еді;
- ұңғы өнімділігін арттыратын жаңа технологиялардың игерілуімен
енгізілуі қамтамасыз етілмеген;
- эксплуатациялық ұңғыларды бұрғылау негізінде коллекторлар және
объект аралық флюидтардан керн алу жұмысы жасалынбаған.
Осы кезге дейін әр түрлі себептерге байланысты сайклинг – процесс
басталған жоқ, ал кен орынның игерілуі фантанды әдіспен жүргізіліп жатыр.
1.3 Стратиграфия
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған шөгінді
болып төменгі девон шөгіндісі табылады. (скв 15, Д-5).
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс - Орынбор және
Соль - Илецк тұз күмбездері аудандарына байланысты бөлінеді.
Кристалды іргетас.
Шығыс - Орынбор тұз күбезі маңайларында іргетас 4.1 км тереңдігінде
ашылған. (Землянская ауданы) Соль - Илецк тұз күбезінде (Росточинская),
Бузулук ойпатында (Зайкинская), 4,5 - 4,7 км тереңдікте ал Булатов
дөңесінде 5260 м. тереңдікте (П - 9 Чинаревская ұңғысы) ашылған.
Іргетас гранитті жыныстардан құралған, оның жасы архейлік-
ортапротерозойлық.
Сейсмобарлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында
іргетас жату жадайы (горизонт ф) шамамен 7 - 9 км құрайды.
Жоғары протерозой тобы - PR
Жергілікті таралу осы ауданды екі үлкен комплекс рифей және венд
комплекстерінен тұрады.
Рифей комплексі Волга - Урал антиклизасында архей протерезой
магмамоторфтық жынысты іргетастан тұратын массивтерін бөліп жатқан
опырықтарда (грабен) дамыған.
Рифей шөгінділері 300 - 400 м тереңдікте Үлкен - Өзен, Рожков,
Землянская аудандарында ашылған. Комплекстің қалыңдығы қолда бар
сейсмоборлар деректеріне сүйенсек 1000 м шамасында.
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз күмбезі
маңында ашылған. Комплекстің қалыңдығы 600 – 800 м құрайды. Шөгінділер
іргетас трансагрессивті жатқан немесе рифей шөгіндісі сұры түсті
құмтастармен және аргилиттермен қосылған карбонатты жыныстар
қабықшаларынан тұрады.
Қарашығанақ ауданында, сейсмобарлау нәтижесіне байланысты
фундаментпен және қарастырылған Пэ горизонтының арасы 2 км-ге жетеді.
Бұл жоспарланған қимада тек девон ғана емес және де көптеген ескі, соның
ішінде рифей - вендтік шөгінділердің бар екендігін дәлелдеуге болатын
шешімдер шығаруға негіз бола алады.
Палеозой тобы - PZ
Ордовик шөгіндісі Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің шығысында және
оңтүстігінде, Соль-Илецк тұз күмбезі маңында және оларды бөліп тұрған
ойпатта анықталған. Табылған шөгіндінің максималды қалыңдығы ұңғы 1 арқылы
ашылған.
Қызыл Яр Соль - Илецк тұз күбізінің көлденең тұсында ордовик
шөгінділерінің скважиналары 2020 м-ден асып және толық қуатымен оларды әлі
ашып үлгерген жоқ. Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің оңтүстігінде және
шығысында да силур шөгіндісі ашылған, оны максималды қалыңдығы 40 м-ді
құрайды.
Төменгі палеозой шөгіндісі тығыз құмтастардан және сұр түсті
аргилиттерден құралған.
Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м. қалыңдығындағы
төменгі плезой шөгінділерінің бар екендігін мөлшерлеуге болады.
Қарашығанақ кен орнында терең бұрғылау кезінде тұз асты, тұзды, тұз
үсті кешендерінің шөгінділері ашылған.
Девон жүйесі - D
Девон шөгінділері орта және жоғарғы бөлімдерімен берілген. Орта
бөлімі: Ортадевон шөгінділері эйфель және живет ярустары көлеміндебірлік
ұңғыларымен (15, Д5) ашылған. Эйфел ярусы төменгі жағында аргеллит қара,
жоғары қарай ізбестас және тығыс, микро жіңішке қабатшалы аргелликтер.
Ярустың ашылған қалыңдығы 59 метр. Живет ярусы – қалыңдығы 64 метр. Жоғарғы
бөлім: Жоғарыдевон шөгінділері тек фамен ярусымен берілген.
Төменгі девон - D1
Жоспардың уақытын құрастыру үшін тек бір ғана іздеу ұңғымасы Д – 5
-пен ерте девон жасындағы шөгінділерді ашқан.
6245 - 6248 м интервалынан алынған керн - аргилиттен және қара - сұры
бурыл түстен құралған.
Төменгі девон шөгіндісі шамамен 30 м қашықтықты құрайды.
Орта девон – D2
Живет ярусы шөгінділері қара - сұры тіпті қара әктастардан жиі
органогенді аргилиттерден құралған. Сонымен қатар қиманың жоғары жағында
3 мм жететін ашық - сұры ұсақ кристалды әктастар қабықша ретінде
орналасқан.
Жоғарғы девон – D3
Төменгі - орта фаменді бөлшектенбеген шөгінділер стратиграфиялық
үзілістермен орта девон шөгінділерін жауып жатыр. Нақты толық қима 15
-ұңғымасында зерттелген. Бұнда сұры және қара - сұры органогенді
түйіршікті әктастар және қара түсті ұсақ кристалды доломиттер қабықша
ретінде кездеседі.
Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд мүшелерінің
кесектері кездеседі. Ерте - орта фамен ярусы бір камералық форминифер
комплексі бойынша тұрақталады.
Максимал қалыңдығы 368 м. (ұңғыма 15)
Жоғары фоменді шөгінділер келісім бойынша төменгі - орта фамен
шөгінділерін жауып жатыр. Олар орталық батыс және шығыс бөліктерінен
-кристалды әктастар бар жерлерінен ашылған. Тек кен орнының оңтүстік
бөлігінде әктастар қосымша мәнде есептелінеді.
Таскөмір жүйесі - C
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге.
Қалыңдығы 80 метр. Орта бөлімі краснополян горизонтымен берілген, қалыңдығы
9 дан 55 метрге дейін.
Пермь жүйесі - Р
Пермь жүйесі ұңғылармен ашылған, қиманың негізгі бөлігін алып жатыр.
Төменгі бөлімі: Ассель ярусы (известняк, доломит), қалыңдығы 290-390 метр.
Сакмар ярусы 5-25 метр, Артин ярусы 15-280 метрге дейін, Кунгур ярусы:
төменгісі ангидритті 4-20 метрден 300-ге дейін. Жоғарғысы тұзды – қалыңдығы
3178 метрге дейін. Жоғарғы бөлімі: Уфим ярусының шөгінділері (84-1252-1630
метр), Қазан ярусы: төменгі литологиялық пачка қалыңдығы 138-299 метр,
жоғарғысы 192-1118 метр, Татар ярусы 700-1925 метр.
Пермь жасының шөгінділері кен орны аумағының стратиграфиялық үзілісті
таскөмірде орналасқан. Пермь жүйесі төменгі карбонат, орта тұзды және
жоғары терригенді қалыңдықтардан құралған.
Төменгі бөлімі – Р1
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын
ашып зерттейміз.
Асссель ярусы – үш түрлі қима негізінде құралған.
Бірінші - биогермді әктас. Екіншісі - дөңес биоморфты – детритті
әктастар. Үшіншісі - терең сулы, қара битуминозды жыныстар. Ассельде
шөгінділердің максималды қалыңдығы 557 м–ге дейін жетеді, дөңес түрі 42м-
ден 216м-ге дейін барады. Терең сулы ассельді артин шөгінділерінің
жалпы қалыңдығы 20 м-ден 40м-ге дейін болатындары ярустарға бөлінбейді.
Сакмар ярусы - рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес түрлерінде
органогенді детритті және пемитаморфты әктастардан тұрады. Бірінші түрінің
қалыңдығы 23м-ден 30 м-ге дейін, ал екіншісінікі 15 м-ден 56 м-ге дейін
ұзарады.
Артин ярусы - рифті және дөңес қималар негізінде екі подярусқа
бөлінеді: төменгі және жоғарғы артиндік болып. Біріншісі екі түрлі рифтің
қимасынан (биоморфно - детриттік әктастар) және дөңес түріндегі (екінші
даламиттер). Бұлардың қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді. Екіншісі
литологиясы жағынан бірінші подярусқа ұқсас. Артин шөгінділерінің биогенді
түрінің қалыңдығы 143 м-ден 303 м-ге дейін, ал дөңес түрінде 5 м-ден 217 м-
ге дейін өзгереді.
Конгур ярусы - толық қималарының төменгі қабаттарында карбонат
сульфатты сұры, көкшіл сұры ангидриттер доломит қабықшаларымен, жоғарғы
жағында тұзды тас тұздарымен және тұзды терригенді жыныстармен
құрастырылған. Алғашқысының қалыңдығы 1 м-ден 300 м шамасында, ал тұзды
шөгінділер 172 метрден 3028 м-ге дейін ұзарады.
Жоғарғы бөлім – Р3
Бөлімнің шөгінділері уфимдік, қазандық және татар ярустары белгілі
шарттармен анықталған. Олар қызғылт, қоңыр сұры саздармен және тұз, гипс,
ангидрит ұяшықтарымен көмкерілген. Уфим ярусының қалыңдығы 84 м-ден 1630 м-
ге дейінгі қашықтықта. Қазан ярусы – 138 м-ден 180 м-ге дейін, ал татар
ярусы 700 м-ден 1925 м-ге дейін ұзарады.
Мезозой тобы - MZ
Триас жүйесі - Т
Триас жүйесінің шөгінділері жыныстың терригенді қалыңдығымен, ұсақ
бөлшектерге бөлінбейтін қасиетіне ие. Бұлар қызыл - қоңыр түсті саздар,
песчаниктер және алевролиттер.
Триас шөгінділерінің қалыңдығы 1068 - 2040 метр, Қарашығанақ
күмбезінде 60 - 578 метрге дейін азаяды.
Юра жүйесі - J
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (песчанник, құм, саз, құмтас) –
121 - 392 метр; жоғарғы бөлімі: Волж ярусы (сазды мергель, фосфорит),
шөгінділер қалыңдығы 53 - 132 метр.
Бор жүйесі - K
Бор жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім – валонянин, готерев, баррем
және апт ярустарымен берілген. Волонянин – готорев ярусының қалыңдығы 13 -
44 метр (саз, мергель және фосфорит). Баррем ярусы (қара саз, мергель,
сидерит) – 24 - 80 метр. Апт ярусы (қара саз, сидерит, мергель,
фосфориттары бар құм тастар), қалыңдығы 76 метр.
Неоген жүйесі - N
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің
қалыңдығы 20-125 метр (сұр саз, құм, құм тастар, алевролит).
Төрттік жүйесі - Q
Төрттік жүйесінің шөгінділері (суглинка, супесь, құм, галечник, саз),
қалыңдығы 8-20 метр.
1.4 Тектоника
Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне
негізделген. Ол Қарашығанық – Қобланды зонасында, Каспий ойпатының
солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан. Мұнда үш құрылымдық комплекс
көрінеді. Төменгі құрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі
бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын – кунгур – сульфат – галоген
қалыңдамасын, жоғарғысы – жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып
алады.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно – седиментациондық
құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15*30
км. , биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680
метр.
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық –
литологиялық комплексте күрт дисгормониялық құрылымдар құрылған. Солардың
ішіндегі: тұзды антиклинальдар, ассиметриялы диапир құрылымдары, тұзды
штоктар, күмбездер және күмбез аралық дипрессиялар. Кен орында үш тұзды
құрылым бар: Қарашығанақ тұз көтерілімі – солтүстікте, Сухореченск тұзды
күмбезі – оңтүстік – шығыста, Қоншыбай тұз күмбезі – оңтістік – батысында.
Жоғары құрылымдық – литологиялық комплекстік құрылымдардың
формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді. Жоғары пермь және триастың қызыл
түсті қалыңдамасында пайда болған. Кен орын жүйесінде үлкен Қарашығанақ
күмбез аралық мулдасы дамыған, ол Қарашығанақ, Қоншыбай және Сухореченск
тұзды күмбездерінің арасында орналасқан. Қарашығанақ күмбез аралық
мульдасының өлшемі 5*20 км., максимал қалыңдығы 3500 – 4871 метр құрайды.
Ең жоғарғы қиманың бөлігі – неогенді және төрттік жайылым бұрышының
келіспеушілігімен бұдан ежелгі басқа шөгінділерді жабады.
1.5 Мұнайгаздылығы
Каспий ойпатының солтүстік аудандарында мұнайгаздылықтың негізгі
перспективалары тұз асты палеозоймен байланысты. 1979 жылы прибортовой
зонасының ішкі бөлігімен Қарашығанақ ауданында, П – 10 ұңғысында төменгі
пермь шөгінділерінен, 3908 метр тереңдіктен газ фонтаны алынған.
Қаршығанақ кен орнында барлау және эксплуатациялық ұңғыларында
жүргізілген комплексті газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер
ашылған төменгі пермь және карбон карбонатты қимасының өнеркәсіптік
өнімділігін дәлелдеді (5217 метрге дейін 13 ұңғы). Жалпы кен орын бойынша
бұрғылаумен дәлелденген көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 метр
(3660-5217 метр).
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 метр
интервалында, орта девон шөгінділерінден мұнай кеніші ашылды. Орта девон
кенінің дамыту кен орнының орталық бөлігінде және негізгі мұнайгазконденсат
кенішінен солтүстікке қарай негізделген.
Стратиграфиялық жағынан ең зерттелгені пермь шөгіндлері. №112
ұңғысынан мұнай 3528 метр тереңдіктен алынған.
Мұнай жиналымдары мұнайға қаныққан жарықшақты ашық - сұр түсті
ангидриттерге негізделген. Мұнайға қаныққан кеуектілігі 6,5% құрайды.
Ирен горизонтының сульфатно – карбонатты жыныстарында мұнайға
қаныққан жыныстардың бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622,
625 ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді. Бұл кезде бұрғылау сұйығында
мұнай қабыршағы пайда болған.
Филиппов горизонтының сульфатно – карбонатты шөгінділерінде газдылық
№30 ұңғысында дәлелдеген. 4755 – 4765 метр аралығынан дебитті 47,7 мың
м3тәулік газ, және дебиті 47,5 мың м3тәулік конденсат арыны алынған.
Кен орында таза күйінде қабат сулары алынбаған. Бірақ №13 ұңғыдан
алынған мұнай және сұйық қоспасы негізінен қабат суынан тұрады – 70-80%
(5202-5217 м.). 5125-5190 метр интервалынан сусыз мұнай алынған.
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша
Қарашығанақ кен орны мұнайгазконденсатты болып саналады.
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме
Қарашығанақ кен орнын тергейтін жер асты сулары Солтүстік – Касий су
арынды жүйесінің қосалқы элементі болып табылады.
Көтерілімнің геологиялық қимасында екі ірі гидрогеологиялық этажға
біріккен, кунгур ярусының хемогендік құрылыстарының күшті регионалды су
ұстарымен бөлінген сулы горизонттар сериясы бөлінеді.
Жоғарғы этажжоғарғы пермьнен неоген – төрттік шөгінділерді қосады.
Бұлардың жалпы қалыңдығы күмбезаралық мульдалар шегінде 3604-4485 м.
Бұл қалыңдықтың сукүкіртті жыныстары сазбен араласқан әр түрлі қуатты
құмдыжыныстар пачкаларымен берілген. Триас шөгінділері ең құмды болып
келеді, олардың сүзгішті – сыйымдылық қасиеттері жоғары: кеуектілігі – 25-
30%, өткізгіштігі – 606,8*10 м2-қа дейін.
Пермьшөгінділерінің құмды пачкалары керісінше, жоғары сазды және
кеуектілік көрсеткіштері төмен - 16%-ке дейін, өткізгіштігі 40*10 м2. тұз
асты этажының сукүкіртті жыныстары карбонатты жыныстарының (известняк,
доломит) әртүрлі модификацияларымен берілген, әдетте күрт литологиялық
фациалды алмасу және деңгей айырмалы, бұл кен орынның гидродинамикалық
режимін қиындатады. Бұл қалыңдықты екі ірілінген гидрогеологиялық
комплекске бөлігу болады: карбонды және девонды, бұлардың жалпы қалыңдығы
3200 метрге дейін жетеді.
Тұз асты этажының сулы комплекстері аз зерттелген. Қиманың ашылған
бөлігінің жер асты сулары хлор кальцийлі тұздықтарымен берілген,
құрамындағы тұзы 115 – 190 гл, тығыздығы 1,0789-ден 1,206 гл дейін, бұл
3900 – 6270 мг-экв. дейін жалпы минерализацияға сәйкес келеді.
Төрттік және неоген шөгінділерінің сулары негізінен тұщы және аз
тұздалған, минерализациясы 580 мг-экв. дейін, құрамындағы еріген тұздар 4
-20 гл дейін. Су типі хлор натрийлі немесе хлорнатрий магнийлі.
Триас горизонты сулары ең жоғары минерализацияланған болып келеді.
9800 мг-экв. дейін. Бұл сулар жоғары концентрацияланған тұздықтар,
тығыздығы 10185 гсм3 дейін, хлорнатрийлі құрамы бар, хлоркальцийлі немесе
хлормагнийлі типке жатады. Натрий концентрациясы жоғары – 96 гл, калий -
0,56 гл, магний – 2,4 гл, жоғары сульфаттылығымен (15,7 мг-экв.),
құрамында бромның жоғарылығымен (250 мгл-ден жоғары), йодтың (3 мгл-ден
аз) және бордың (1 мгл-ге дейін) аздығымен сипатталады.
Тұз массивтерімен тікелей контакт зоналарында (тұзаралық линзалар)
одан да жоғары тығыздықты (1,2-1,28 гсм3) және тұздылығы 365 гл дейін
күшті тұздықтар дамыған.
Еріген газ құрамында мүлдем аз – 270 нсм3л, оның ішінде: азот
концентрациясы – 98%, метан – 0,8-1,75%, көмірқышқыл газы – 1,03-1,12%.
Тұз асты карбонатты шөгінділерінің төменгі гидрогеологиялық қабаты
Қарашығанақ МГККО контур сырты зонасында 4900 метрге дейін, контурлық
зонасында 5333 метр тереңдікке дейін зерттелген.
П – 2 ұңғысының төрт интервалын сынау кезінде су дебиттері 2 – 5,5
м3тәу. дейін, тығыздығы – 1,161-1,19 гсм3 арасында, минерализациялануы
232,5-279 гл, рН 5,5-5,6; йонды құрамы хлор-натрийлі және хлор-кальцийлі-
натрийлі, гидрохимиялық түрі – хлоркальцийлі.
Мұнайгазконденсат кенішінің төсеніш сулары контур сырты суларымен
салыстырғанда тұщыланған, 1,5-2 есе аз минерализацияланған және оған сәйкес
құрамындағы негізгі йондар концентрациясы аздау болады.
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің
қабат газы, орта есеппен 10 МПа, жоғары қайнау көмірсутектерімен
қанықпағандығы анықталды. Оның құрамында: этан – 6%, пропан – 2,5%, бутан –
1,7% шамасында.
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан.
Пермь және карбон шөгінділерінен алынатын конденсат қасиеттері әртүрлі. Кен
орын қимасы бойынша конденсаттың фракционды құрамы ауырлай түседі: қиманың
жоғарғы жағындағы конденсаттың 50%-і 2030С температурасында қайнайды, ал
төменгі жағы 2390С; 3600С жоғары конденсат қалдығы 13,8 – 23 %-ке дейін
көбейеді. Молекулярлы массасының шамасы 20 бірлікке көбейеді. Конденсаттың
қату температурасы екі еседен көп өседі. Пермь шөгінділерінен алынған
конденсатты ароматты көмірсутектер 19,1% масс. бойынша, ал карбоннан
алынған конденсатта 25,1% масс. бойынша. Дистилянтты фракциялардың ароматты
көмірсутектер мөлшері фракциялардың алу температурасы өскен сайын ұлғаяды.
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842
гсм3, тұтқырлығы 200С кезінде 9,12 м2см; құрамы: жалпы күкірт 1,18%,
қатты парафиндер 3,37%, шайырлар 3,08%, асфальтендер 0,39% масс. бойынша;
ароматты көмірсутектердің жалпы мөлшері 35% масс. Бүкіл мұнайларға бір,
фракция алу температурасы өскен сайын құрамында ароматты көмірсутек
мөлшерінің жоғарылау тенденциясы байқалады. Бірінші кестеде №33 және 44
ұңғыларындағы қабат мұнайының құрамы берілген. Ұңғылардың өзара орналасу
арақашықтығы үдкен болғанымен кестеде келтірілген мәліметтер бүкіл кен
ауданындағы мұнай құрамының өзгешелігінің шамасы аз екенін көрсетеді.
1.7.1 кесте. Ұңғы өнімінің құрамы.
Ұңғы номері 33 44
Перфорация интервалы, м. 5120-5155 5127-5156
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2 8,22 5,71
С3 3,08 3,06
С4 1,65 1,40
С5 14,39 15,73
N2 1,03 0,41
CO2 4,62 6,05
H2S 4,32 4,81
1.7.1 Қабаттағы мұнай қасиеттері
Қабат мұнайының барлық параметрлері Солтүстік - шығыс және Оңтүстік
- батыс бөлімдеріне байланысты жасалған мұнайдың флюидтік моделдерінде
анық көрсетілген.
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негігі тәуелділік
параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған. Осы берілген мәндер
арқылы мұнайдың орташа анықтамаларын (5050 м.) арнайы мұнай алаңдары үшін
1.7.1 кестеде көрсетілген.
1.7.1 кесте. Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель бойынша
есептелген мұнайдың параметрлері
Алаң Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат қысымы,58,7 58,7
Мпа
Қанығу қысымы, Мпа 58,1 55,3
Газ құрамы, м3 т 625 449
Көлемдік коэффициенті, 2,28 1,99
бірлік үлес
Қабат мұнайының 601 651
ты-ғыздығы, кгм3
Қабат мұнайының 0,28 0,57
тұт-қырлығы, МПа * с
Сығылу коэффициенті, 26,8 21,5
1 МПа *104
1.7.2 кесте. Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа
параметрлері.
Параметрлері Конденсат Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
алаң мұнайы алаң мұнайы
20 0С-тегі 782 844 805
тығыздығы,кгм3
20 0С-тен 1,69 7,5 13,5
тұтқырлығы,
мПа*с
Құрамындағы 0,9 0,7 0,9
күкірт, % масса
Құрамындағы 2,29 3,8 5,0
парафин,% масса
Құрамындағы 0,07 0,08 0,24
асфальтендер, %
масса
Құрамындағы 0,70 1,23 3,68
шайыр % масса
Қату -10 төмен -10 төмен -28 +11
темпетурасы, 0С
Таблицадан көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап
парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан
жылы температура кезінде солтустік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат
ағысын сақтап, -10 0С-тан төмен температураларда қата бастайды.
1.7.2 Ұңғылар қоры жағдайы
КНГДУ баллансында (1.07.1997ж. жағдайы) 266 ұңғы бар. Олардың ішінде
өнімді шөгінділер 179 ұңғы. Қалғандары, 87 ұңғы тереңдігі 150 м-ден 2000
метрге дейін, арнайы ұңғылар:
179 терең ұңғылардың: 33 – игерілуде; 85 – консервацияланған; 12 – бақылау;
49 – қазір игеріліп жатқан жоқ (КРС, КРС күтілуде, немесе қабат қысымының
тұрақталуында)
2 ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 ашылды, онда 4171-4262
м. аралығында П – 10 іздеу ұғңымасында ашық оқпанды сынау кезінде газ
шығымы 698 мың м3тәу. және 16 мм. штуцер арқылы конденсат шығымы 708
м3тәу. фонтан алынды. Қабат қысымы 50,4 МПа құрады. өнімді қабаттың табаны
ұңғымамен ашылған.
Кен орынды меңгеруді жылдамдату мақсатында КСРО Мингазөндірісі
барлама жымыстарды тәжірибелік - өндірістік пайдаланумен біріктіруге шешім
қабылдады. ВолгоУралНИПИГазбен бірге ВНИИГаздың қорды есептеу және барлау
жүргізу мәліметтерінің негізінде 1981 жылы Қарашығанақ кен орнын
тәжірибелік - өндірістік пайдалану (ТӨП) жобасы жасалды. Кен орынды
пайдалануға енгізуді жеделдету үшін КСРО Министрлер Кеңесінің №822 1981
жылдың төртінші тамызында Қаулы негізінде КСРО геология министрлігі газ
өндірісінің министрлігіне пайдаланушы ұңғымалар ретінде 8 іздеу – барлама
ұңғымаларын беруі керек болатын. Бірақ, барлама ұңғымалардың конструциясы
қауіпсіз пайдалану талаптарына сәйкес келмегендіктен оларды жойған.
Пайдалану қорына барлама ұңғымаларды өткізген. Кен орында газ және
конденсат өндіру тек 1984 жылы басталған, кейін осы уақыт ішінде барлау
нәтижесінде көптеген қосымша ақпараттар алынған, кен орынының геологиялық
құрылымы ақпараттар айтарлықтай анықталған.
Резервуар жайлы бар ақпараттарға жоба (1980 жылы) сәйкес келмеуіне
байланысты, 1984 жылы ВНИИГаз институты ОПЭ КИГИМ анықталған жобасын
жасады. Жоба 1984 жылы Мәскеу қаласында ЦКРМГП отырысында ескертулермен
(Протокол №2784) қабылданған болатын. Ескертулер есепке алынғаннан кейін
Қарашығанақ кен орнын ТӨП жоспары жасалынды. Жоба ЦКРНГП-мен 15.01.85
жылы қабылданды. (Протокол №185, 15.01.85). және мақұлданған, ТӨП
жобасында келтірілген (1984 жылы) Қарашығанақ кен орнын ТӨП кезеңінде
зерттеу бойынша ғылыми – зерттеулік және тәжірибелік жұмыстардың кешенді
бағдарламасы.
1985 жылы 28 тамызда Орла қаласынада болған КСРОГКЗ отырысында
Қарашығанақ кен орнының газ, конденсат, мұнай, еріген газ және олардың
құрамында бар компоненттер қорын есептеу бойынша есеп беру қаралған,
сонымен бірге ТӨП жобасының ... шешімдерінің орындалуы қарастырылған.
Қорын бекіту жайлы, кен орынды зерттеу алдын – ала барлау жүргізу кезеңіне
сәйкес келетіндіктен, кен орынды тек тәжірибелік - өндірістік пайдалануға
дайындалған деп есептеуге шешім қабылданған.
ГКЗ КСРО ПГО Оралмұнайгазгеология шешіміне сәйкесті 1985-86 жылдары
1988 жылы ГКЗ КСРО-ға ұсынуға барлауды аяқтау және қорын дайындаудың
кешенді бағдарламасы жасалған. 1986 жылы тамызда бұл бағдарламаны КСРО
Мингеологияда қабылданды.
1986,1987,1988 жылдарында қабылданған бағдарлама орындалып және
көмірсутектер қорын қайтадан есептеу жүргізілген. 30.11.88. жылы КСРО ГКЗ
ПГО Оралмұнайгазгеологиясының көмірсутектер қорын есептеу бойынша есеп
беруін қарастырылған. Газ, конденсат, мұнай қорын бекіткен және кен орынды
өндірістік игеруге дайындалған деп таныған. Кейін 1989 жылы тамызда НТС
және КСРО ЦКР Мингазпром, ТӨП нәтижелерін және геология, игеру, жобалау,
жабдықтарды орналастыру, жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау,
аймағындағы жұмыстарды, кен орынды игеру перспективаларын және орындалған
жұмыстардың жобаға сәйкестігін қарастырған. КСРО ГКЗ және
Минмұнайгазөндіріс шешімдері жаңа жобалық құжатты жасауға негіз болып
табылады, сондықтан ВНИИГаз бастапқыда 1991 – 2001 жылдарға сайклинг үрдіс
режимінде Қарашығанақ кен орнын игерудің технологиялық үлгісін орындады,
бұл перспективаға технико – экономикалық ойларды (ТЭО) және кен орынды
орналастырудың технико – экономикалық есебін (ТЭЕ) жасауға арналған уақытша
құжат борлды, ал 1990 жылы Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнын
тәжірибелік - өндірістік пайдаланудың анықталған жобасы жасалды.
05.07.91 жыл ТӨП-ң анықталған жобасы ... Мәскеу қаласында ЦКР Газ
өндірістік министрлігінде қарастырылды және жүзеге асыру үшін жылдық
көмірсутектерді алуы шектелген, 1991 – 1993 жылдар аралығында сарқылу
кезеңінде газконденсатты бөлікті игерудің технологиялық көрсеткіштерімен 1б
варианты қабылданған.
Жобалық құжатта игерудің үш объектісібөлінген. Бөлудің негізінде
жабынынан сумұнай нұсқасына дейін қабат флюидтерінің физико – химиялық
қасиеттері заңды өзгеретін гидродинамикалық бірегей және термодинамикалық
тепе-тең жүйе түрінде өнімді шөгінділерді көрсету жатыр. Мұнда бір текті
еместігі жоғары дәрежемен сипатталатын кеніштің геолгиялық құрылысының
ерешелігі, қабат сұйықтарының қасиеттерінің өзгеру сипаттамалары
ескерілген.
1 объект – біртекті еместігі жоғары дәрежемен сипатталатын пермь
шөгінділерімен байланысты, газконденсатты пермь және карбон шөгінділерінің
шегінде бөлінген тығыз сазды – карбонатты қабат барлық жерде дамымаған,
сондықтан флюидті болып табылмайды. Қабат қысымының (Рпл) конденсация
басталу қысымынан артуы (Ркон) игеру басталғанда 4500 м. тереңдікте объект
жабынында 12 МПа-дан 10 МПа-ға дейін өзгерген, объекттер бойынша орташа
қысым – 10 МПа.
2 объект – орта карбон шегінде кеніштің газконденсатты бөлігінде
ұштастырылған. Бұл кеніштің коллекторлық қасиеттері бойынша анағұрлым
біртекті бөлігі. Қабат флюидтері шектік жағдайға жақын сипатта болады.
Қабат қысымының конденсация басталуының орташа қысымынан артуы 7 МПа
құрайды.
3 объект – таскөмір және жоғарғы девон шөгінділеріне ұштастырылған
мұнай жиегі.
Объектіні игеру жеке ұңғыма торларымен жобаланған. 1 объект үшін
рифтің еркін бөлігінде айдау ұңғымаларының қатарын және оның екі жағында
пайдалану ұңғымаларын орналастыру ойластырылған. 2 объектіні игеру үшін
ұңғыманы орналастырудың алаңдық жеті нүктелік жүйесі жоспарланған. Айдау
ұңғымалары бастапқы уақытта пайдалану ұңғымалары ретінде жұмыс жасайды,
сондықтан ұңғымалар торын тығыз орналастыруға болады. Сондай-ақ 3 объет
үшін де алаңдық жеті нүктелік жеке ұңғымалар торы жоспарланған. Бірақ 1
және 3 объектілеріндегі кеніштердің қалыңдығы елеусіз бөліктенуде және
өнімді шөгінділерден үлкен қуатты ағындар жағдайын зерттеу үшін, кейбір
ұңғымалармен 1 және3 объектілерді бірге, ал ұңғымалардың басым бөлігімен 2
және 3 объектілердің ашылған барлық қимасын пайдалану болжанған.
2.2 Игерудің қазіргі күйін талдау
Белгіленген вариант бойынша сайклинг ұрдістің жүзеге асырылуы
қарастырылды. Құрғақ газды айдауды 1993 жылдан бастау жобаланды. 12,5
млн. т. сұйық көмірсутектерді өндірудің максималды деңгейі 2000 жылы
жетіледі, мұнда газды айдау 17,8 млрд. м3 құрайды. Сайклинг үрдісті жүзеге
асырмас бұрын қабатта конденсат шығындарын болдырмау үшін кен орын сарқылу
режимінде игеріледі, пайдаланушы ұңғымалар жұмысының технологиялық режиміне
келесі шектеулер енгізілген:
- қабат қысымы төмен және конденсатция басталу қысымына жақын қысымды
ұңғымалар тобы енгізілген;
- пайдаланудағы және жаңа енгізілген ұңғымалар бойынша шығымдар
шектелген;
- пайдаланушы ұңғымалар қабат қысымын конденсация басталу қысымы
депрессиясының төрттен бір бөлігінен артатын қысымға дейін
төмендету;
Қабат қысымдары есептік жылдың соңында конденсатция басталу қысымынан
төмен шамаға дейін азайған ұңғымалар тоқтатылады. Барлық ұңғымалармен айдау
басталғанда шектеулер күшін жояды.
Бекітілген варианттар бойынша ұңғымалардың жалпы қоры 343 ұңғыманы
құрайды, олардың 226-сы өндіруші, 117-сі айдау ұңғымалары. Қордың өсуі
негізінен 3 объектіге келеді. Пайдалану бұрғылаудың орташа екпіні 23
ұңғыжыл. құрайды.
30.11.93 жылы Ақсай қаласындағы ғылыми – техникалық жиналыста
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнының негізгі кеніштерін игерудің
жағдайын талдау, тоқтатылған ұңғымаларда кешенді зерттеулер жүргізу
нәтижесі және оларды периодты пайдалану бойынша жұмыстар бағдарламасы
қарастырылған болатын.
01.12.93 жылы жағдай бойынша Қарашығанақ ГПУ-ң үлесінде 249 ұңғыма
бар, олардың 41-і пайдалану қорын құрайды, 91-і тоқтап тұр. Пайдаланудың
барлық кезеңінде 72 ұңғыма жұмыста болған. Рнк параметрі бойынша 15 ұңғыма
тоқтатылған, олардың 11 ұңғымасы 1-ші объектіден, 4 ұңғыма 2-ші объектіден.
ВолгоУралНИПИГаз игеру бөлімімен орныдалған судан құрғатылған қорларды
талдау кен орынды пайдаланудың барлық уақытында игерілуге жалпы
жұмылдырылған қорлар 847 млрд. м3 құрағанын көрсетті. Ерте тоқтатылған
ұңғымалар бойынша судан құрғатылған қорлар 451,3 млрд. м3 құраған. 1993
жылы арнайы бағдарлама бойынша жүргізілген ұңғымаларды кешенді
газодинамикалық зерттеулер нәтижесі негізінде, ерте тоқтатылған ұңғымалар
аймағындағы ағымдағы қабат қысымы қайтадан қалпына келгені және
конденсатция басталу қысымынан 2.0 – 8.0 МПа-ға артық екені анықталған. Осы
аймақтар бойынша судан құрғатылған қорлар 225 млрд. м3 тең екені
есептелген.
1-ші пайдалану объектісінің жоғары біртекті еместігі жайында тұжырым
жасалған. Алаңдық сайклинг үрдісті қолдану жайлы мәселелер кешенін
қарастыруда, оның жеке участкілерде тиімді екендігін жайлы тұжырым
жасалған. Қабат қысымының шық нүктесінен төмен азаюы жағдайында ұңғыманы
пайдалануда конденсатты шығару мәселелерін қосымша зерттеу мақсатымен 105-
ші ұңғымада кешенді зерттеулер орындалған. Жүргізілген негізінде фазалы
өзгертулермен көп компонентті сүзудің математикалық үлгісінде бұрынырақ
ВолгоУралНИПИГаз орындаған есептеулерге тәжірибелік дәлел алынды. Сарқылу
режимінде жұмыс жасайтын ұңғыманы пайдалану режимі және технологиялық әдісі
жасалған.
Осы жиналыстың шешімі бойынша табиғи сарқылу режимінде газконденсатты
кенішті игеру мерзімі 1997 жылға дейін ұзартылған, конденсатция басталу
деңгейіндегі қысым бойынша шектеулермен 1-ші объекті ұңғымаларын сарқылу
режимінде пайдалануға рұқсат етілген, 1994 жылға ұңғымаларды зерттеу
бағдарламасында қабат қысымының шық нүктесінен төмен азаю жағдайында
ұңғымаларды мезгіл – мезгіл пайдалануда сұйық көмірсутектерді шығару
мәселерін зертеуге бағытталған жұмыстар кешенін жүргізуді қарастыру
ұсынылған. Келесі ТӨП-ті 30.11.93 жылғы НТС қаулысына сәйкесті жалғастыру
керек. Бірақ осы уақытқа дейін әртүрлі себептерге байланысты скайклинг
үрдіс басталмаған, ал кен орынды игеру ТӨП-ң анықталған жобасына ... , 3а
вариантына сәйкесті қабат қысымының конденсатция басталу қысымынан төмен
құлауын болдырмаудың технологиялық шектеулерін сақтаумен табиғи сарқылу
режимінде жалғастырылған. Игеруге авторлық бақылауды ВолгоУралНИПИГаз
институты жүзеге асырады.
Қарашығанақ мұнайгазконденсат кен орнын меңгеруді жалғастыру үшін шет
елдік партнерлерді таңдаумен конкурстар жүргізу бойынша Қазақстан
Республикасының Ұйымдастыру Комитетінің басқаруымен 1992 жылы жүргізілген
конкурстар нәтижесі бойынша шет елдік партнерлер ретінде Бритиш Газ және
Аджип компаниялары таңдалынған болатын. Кен орынның флюидтік, геологиялық
және экономикалық үлгілері жасалынды, көмірсутектер қоры бағаланды,
коллекторлардың сыйымдылықты – сүзгіштік қасиеттері және оны толтырып
тұрған флюидтердің қасиеттерін анықтау бойынша зерттеу жұмыстары басталған,
сондай-ақ гидродинамика, коррозия, экология аймағында зертханалық және
кәсіпшілік зерттеулердің бағдарламалары жасалған. Экономикалық
зерттеулердің қазақ – европалық тобының (ЭЗҚЕТ) зерттеулерінің нәтижесін
дәлелдеу үшін, газды айдауға жарамсыз аймақта орналасуына байланысты
конденсатция басталу қысымы бойынша шектеусіз табиғи сарқылу режимінде
пермь қабатындағы ұңғымалар қатарын (101, 102, 103, 105, 108, 109, 110,
113, 146, 153) пайдалану ұсынылды. 29.05.95 жылы НТС МНГП ҚР Қарашығанақ
кен орнын игеру жағдайын қарастырды және 1995 – 1997 жылдар аралығында кен
орынды қабат қысымының конденсатция басталу қысымынан төмен құлауын
болдырмаудың технологиялық шектеулерін сақтаумен табиғи сарқылу режимінде
игеруді қарастыратын ТӨП-ң анықталған жобасы ... 3а вариант бойынша кен
орынды игеруді жалғастыруды шешті. Кен орныды игерудің толық жоспары
жасалғанша, НТС-де сәйкесті зерттеу жұмыстарын жүргізумен ЭЗҚЕТ
зерттеулерінің мәліметтерімен сайклинг үрдісті жүзеге асыру тиімсіз
участкілерде орналасуынабайланысты конденсатция басталу қысымы бойынша
шектеусіз табиғи сарқылу режимінде 101, 102, 103, 105, 108, 109, 110, 113,
146, 153 ұңғымаларын пайдалану туралы шешім қабылданды. ГХК Қазақгазға
410 бар қабат қысымды төмендеткенде қабат жағдайындағы конденсат мінезін
және конденсатция басталу қысымы бойынша технологиялық шектеусіз жұмысында
пермь қабатындағы ұңғымаларды зерттеулер жүргізу тапсырылған.
ҰМК Қазақойл өкілдерінің және бақылаушыларының қатысуымен болған
жиынның шешімімен ТӨП-ң анықталған жобасының ... әрекет ету уақыты 1998
жылдың аяғына дейін ұзартылған. (Протокол №11 06.11.97 ж.) Осы жиналыста
1994 жылдан бастап кен орында авторлық бақылау жүргізілмейтіні және кен
орынды игеруді талдау жасалмағаны айтылып өтті.
1997 жылы ҚР Президенті Н.Ә. Назарбаев Қазақстан Республикасымен жер
қойнауын пайдаланушылар арасында өндіру бөлінетіні жайлы соңғы келісімге
қол қойды, мұнда кенішті игерудің түрлері анықталған болатын. Осы құжатқа
байланысты газды қабатқа қайтадан айдау есебінен артуы мүмкін сұйықты
өндіру приоритетті болып табылады. Мұнда алынатын газдың 40%-ін тек
кеніштің газконденсатты бөлігіне айдау жобаланды, ал мұнайлы жиекті игеру –
ағысты қарқындату тәсілін қолданумен көлденең ұңғылармен жүргізу
қарастырылды.
Жер қойнауын пайдаланушылар КРМТ құрылымын жасады, ол кейін
Қарашығанақ Интеграциялық Ұйымына (ҚИҰ) өзгертілді, бұл ұйым Қарашығанақ
өнеркәсіптік кешенінің дамуымен кен орынды игеруге жобалық құжаттарды
дайындаумен айналысады.
ҚИҰ өкілдерімен ҚР ГКЗ-ң біріккен шешімімен 28.05.99 жылы ГКЗ-да
мұнайдың, газдың, конденсаттың және көмірсутектерді алу коэффициентінің
қорын қайтадан есептеу орындалып және анықталған болатын.
2.3 Ұңғыларды газогидродинамикалық зерттеу және олардың нәтижелері
Кен орыындағы гидродинамикалық зерттеулерді нормативті құжаттар
талаптарына сәйкесті жүзеге асырған.
Кен орында сүзудің тұрақты және тұрақты емес режимдерінде жүргізілген
(тұрақта – қалыптастырылған алу әдісі ҚАӘ; тұрақты емес – қысымның қайтадан
қалпына келу қисығы ҚҚҚКҚ). 1990 жылға дейін қалыптастырылған алу әдісімен
зерттеуде сұйық фазаларды өлшеу КТСҚ (кіші термостатикалық сепарациялық
қондырғы) арқылы аздап алу әдісімен жүргізілген, сондай-ақ 1998 жылы
газконденсатты ұңғымаларды зерттеуге арналып жобаланған жылжымалы
сепарациялық қондырғы Порта - Тест қолданылған. Қазіргі уақытта сүзудің
тұрақты режимдерінде газодинамикалық зерттеулер бақылау сепараторларының
және жылжымалы көлденең сепараторлардың көмегімен жүргізіледі. ҚАӘ-мен
зерттеулер әрбір режимде шығыммен қысымның толығымен тұрақтануында 5 - 6
режимде жүргізілуі керек, бірақ тәжірибеде барлық ұңғыма бойынша, кейбір
жағдайларда ескермегенде режимдер саны үштен аспайды. Режимдер санының аз
болуы, бәрінен бұрын зерттеу жүргізу уақытының шектеулігінен болады, себебі
Қарашығанақ кен орнының сипаттамалық ерекшелігі – қысымның қайта қалпына
келмеуімен тұрақтану кезеңінің ұзақтығы болып табылады, тағы да осы себепке
байланысты әрбір режимде шығыммен сағалық, түптік қысымдардың толық
тұрақтануына қол жеткізу мүмкін болмады.
Мысалы, осылайша №17 ұңғымада (арақашықтығы 5170 – 5190 м.) 8 мм.
штуцерде режимге шығу үшін 225 сағат, №22 ұңғымада (арақашықтығы 4737 –
4765 м.) зерттеуде 10 мм. штуцерде 146 сағат қажет болған және т.б.
2.2.1. кестеде қалыптастырылған режим әдісінде барлама ұңғымаларды
зерттеудегі ұңғымалардың үздіксіз жұмысының мәліметтері келтірілген.
Кестеде көрініп тұрғандай бір режиде ұңғыма жұмысының уақыты 5 сағаттан 25
сағатқа дейін құрайды (бір тәулікке дейін). Ұңғымалар бойынша бір мезгілде
алынған ҚАӘ мен ҚҚКҚ-ң мәліметтерін салыстырып режимде 5-25 сағат қалпына
келтіру уақыты қысымды тұрақтандыруға жеткіліксіз деп тұжырым жасауға
болады. Мысалы, №6 ұңғымада (арақашықтығы 5034 – 5062 м.) әрбір режимде
үзіліссіз жұмыс жасау уақыты 12-ден 45 сағатқа дейін құрады. ҚҚКҚ-на
сәйкесті қысымның ... 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