Бұрандалы сораптарды пайдалану


Жұмыс түрі:  Дипломдық жұмыс
Тегін:  Антиплагиат
Көлемі: 74 бет
Таңдаулыға:   
Бұл жұмыстың бағасы: 1900 теңге
Кепілдік барма?

бот арқылы тегін алу, ауыстыру

Қандай қате таптыңыз?

Рақмет!






АНДАТПА
Дипломдық жоба Мұнай және газ кенорындарын игеру және пайдалану
кафедрасының тапсырмасы бойынша тақырыбы: Солтүстік Бозашы кенорны бойынша
бұрандалы сорап қондырғысының тиімділігін талдау тақырыбына жазылған. Ол 4
бөлімнен тұрады:
1. Техника-технологиялық бөлім;
2. Экономикалық бөлім;
3. Еңбекті қорғау бөлімі
4. Қоршаған ортаны қорғау бөлімі.
Техника-технология бөлімінде Солтүстік Бозашы кенорнының геологиялық
жағдайлары, стратиграфиясы, тектоникасы, мұнайгаздылығы, игеру жағдайы,
ұңғылар қорының жағдайы, жинау және дайындаумен қабат қысымын ұстау секілді
жүйелері сипатталған.
Солтүстік Бозашы кенорнының І объектісінің игеру көрсеткіштерінің
талдауы берілген. Бұрандалы сорап қондырғысының негізгі жұмыс істеу
принциптері, оның технологиялық есетелуімен қысымның таралу қисығы
тұрғызылды.
Экономикалық бөлімде бұрандалы сорапты енгізуден түсетін жылдық
экономикалық тиімділік есептеледі. Бұл жобадағы І объекттен 5 ұңғы бойынша
көрсеткен экономикалық тиімділігі 77.700 долларын, яғни 10.101 мың теңгені
құрады.
Дипломдық жұмыста сонымен қатар еңбекті және қоршаған ортаны қорғау
бөлімдері қамтылған. Онда негізгі жұмыс кезіндегі қауіпсіздік техникасымен,
бұрандалы сорап қондырғыларымен жұмыс істеу тәртіптері және оның қоршаған
ортаға тигізетін әсерлері талданған.

АННОТАЦИЯ
Дипломный проект выполнен по заданию кафедры Разработки и Эксплуатации
нефтяных и газовых месторождении на тему Анализ эффективности работы
винтового насоса на месторождения Северные Бузачи. Он состоит из 4 частей:
1. Технико-технологическая часть;
2. Экономическая часть;
3. Охрана труда;
4. Охран окружающей среды.
В технико-технологической части описываются геологическое состояние,
стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, состояние разработки, состояние
фонда скважин, система сбора и подготовки, а также и ППД.
Дается анализ показателей разработки І объекта месторождения Северные
Бузачи. Описываются основные принципы работ винтовых насосов и строиться
КРД с помощью технологического расчета.
В экономической части проекта рассматривается расчет годовой
экономической эффективности от внедрения винтового насоса. По 5 скважинам І
объекта он составил 77.700 долларов, т.е. 10.101 тыс. тг.
Также в данном дипломном проекте рассматриваются вопросы мероприятия
охраны труда и окружающей среды. Здесь же приводиться анализ техники
безопасности по применению винтовых насосов и их влияние на окружающую
среду и др.

Мазмұны

Кіріспе
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

1. Техника-технологиялық бөлімі
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1. Кенорын туралы жалпы
мағлұматтар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

2. Геологиялық құрылымның
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.
Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.
Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3. Кенорынның мұнай-
газдылылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... .
4. Кенорынның энергетикалық жағдайына
сипаттама ... ... ... ... ... ... .. ... ... ..
5. Жобалаумен игерудің қысқаша
тарихы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1. Игерудің тарихи ақпараттарына байланысты математикалық модельдер
параметрлерінің
идентификациясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... .
6. Игеру
жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ...
1. Мұнай мен газ өндірудің
көлемі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
..
2. Ұңғы қорларының
жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ...
3. Қабат қысымын ұстау
жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...
4. Ұңғы өнімдерін жинау және
дайындау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
7. Солтүстік Бозашы кенорнындағы “МОЙНО” бұрандалы сорап қондырғыларының
тарихы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... .
1. Бұрандалы сораптарға
сипаттама ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... .
2. Бұрандалы сорапты пайдалану алдындағы дайындық
жұмыстары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3. Бұрандалы сораптың жетек басын
қосу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4. Бұрандалы сораптарда тежегіштерді қайта
жіберу ... ... ... ... ... ... ... . ... ... .
5. Бұрандалы сораптарды
пайдалану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
...
6. Бұрандалы сорапты тоқтату және қайта
жіберу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7. Бұрандалы сорапқа техникалық күтім
көрсету ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1. Бұрандалы сораптарда сальникті қорап және штангалық
орталықтандырғыштың
өлкесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ..
2. Бұрандалы сораптағы сальниктік қораптың қақпағын
герметизациялау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3. Бұрандалы сорапта жетек басының нығыздамалардың және сақиналардың
тозуы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... .
8. Бұрандалы сораптағы
тежегіш ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ..
8. Технологиялық есеп ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1. Сораптың параметрлерін
есеп ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... .
2. Сораптың моделін
таңдай ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ...
2. Экономикалық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ...
1. Бозашы Оперейтинг Лимитед компаниясының ұйымдастыру
сипаттамалары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2. Негізгі және қосалқы өндірісті
ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1. Техникалық жабдықтау. Автоматтандыру мен телемеханикаландыру
дәрежесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2. Материалдық-техникалық жабдықтауды
ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... .
3. Кәсіпорын транспортын
ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3. Өзіндік құнды
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ..
4. Экономикалық тиімділікті
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3. Еңбекті қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...
1. Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ...
2. Ұңғыны бұрандалы сораппен пайдаланудағы жұмыстардың қауіпсіздігі..
3. Бұрандалы сорапты қолдану кезіндегі электр қауіпсіздігін сақтау және
оның жерге қосылуын
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ...
4. Қоршаған ортаны қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
...
1. Қоршаған ортаға техногенді заттардың әсері жөнінде жалпы шолу
жасау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2. Атмосфера, гидросфера, атмосфералық ауа, және литосфераға
әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3. Мұнай мен газдың бұрандалы сораппен игерген кездегі қоршаған ортаға
әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4. Қоршаған ортаға кенорынды игерудегі әсерлерді
болжамдау ... ... ... ... ..
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
Пайдаланылған әдебиеттер
тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ...
Қосымша А

Кіріспе

Мұнай мен газ өндіру өнеркәсіпшілігі - өнеркәсіптер ішіндегі ең маңызды
салалардың бірі болып табылады. Оның қарқынды дамуына біздің елімізде үлкен
көңіл бөлінеді.
Еліміздің әлеуметтік-экономикалық жоспарында жаңа мұнай мен газ
кенорындарын пайдалану жеделдету қамтамасыз етілуде. Соларың қатарына
Солтүстік Бозашы кенорны да жатады.
Каспий теңізінің жағалауында орналасқан Солтүстік Бозашы мұнай-газ
кенорны 1974-1977жж. ашылып, кәсіптік бағаға ие болды. Оның мұнай, газ және
мұнайдағы еріген газ қорлары 1977 жылдың 1 қыркүйек күні бекітіліп,
Мемлекеттік қорға қабылданды. Экономикалық және техникалық-ұйымдастыру
сипаттамаларына байланысты ұзақ уақыт бойы кенорын консервацияда жатты.
Қазақстан Республикасының қойнау пайдалану құқығының МГ сериясының №967
Лицензиясы 1996 жылдың қарашаның 14-і күні Қазақстан Республикасының
Үкіметімен “Нимир Петролеум” компаниясына тапсырылды. 1998 жылдың
құркүйектің 8 күні Лицензияға енгізілген өзгерістер бұл компанияларды
Лицензия иегерлері деп тапты – “Нимир Петролеум Бузачи” және “Тексакл Норс
Бузачи, Инк”. Игеру бойынша Солтүстік Бозашы кенорнындағы операторлар
“Тексако Норс Бузачи, Инк”. Олар кенорынның 65%-на ие. 1998 жылы
компаниямен берілген келісім бойынша НИПИ “Каспиймұнайгаз”-бен “Солтүстік
Бозашы кенорнының таңдалынған Ю-І горизонтына кәсіптік-тәжірибелік игеру
жобасы” құрастырылды.
Жоба шешімдерінің жүзеге асуын бақылайтын – жобалау қоғамы ААҚ НИПИ
“Каспиймұнайгаз”.
Бұл ұсынылып жатқан диплом жобасы Солтүстік Бозашы кенорны бойынша,
олардың пайдалану шарттарына сай кенорындағы пайдалану әдістерінің бірі –
бұрандалы сорап қондырғыларын енгізудегі техника-экономикалық тиімділігін
талдаумен қорғауға арналған.
1. Техника-технологиялық бөлімі.
1. Кенорын туралы жалпы мағлұматтар
Географиялық тұрғыдан Солтүстік Бозашы кенорны Бозашы түбегінің
солтүстік батысындағы Каспий теңізінің солтүстік шығыс жағалауында
орналасқан (1.1 сурет).
Әкімшілік тұрғыдан болса, кенорын аумағы Қазақстан Республикасының
Маңғыстау облысының Түбқараған ауданының территориясында орнын басуда.
Кенорын ауданының климаты жазда 30-450С 0-ден жоғары, ал қыста 300С 0-
ден төмен қауырт тербелмелі температураларымен сипатталады. Атмосфералық
жауын-шашын айтарлықтай көп емес және негізгі болатын уақыты күзбен қысқа
түседі. Гидрографиялық торы жоқ, тек уақытымен атмосфералық жауын-шашынмен
толықтырылып тұратын сорлар немесе тұзды көлшіктер ғана бар. Техникалық
сумен жабдықтау үшін еділ (волжская) суын қолданады. Көптеген кенорынның
тазартқыш қондырғыларынан тазартылып өтіп, еділ суын ауызсу ретінде де
қолданады.
Бұл ауданның жер бетінің бедері теңіз деңгейінен 19-дан бастап 28 м
төменге дейін жететін жазықты құрайды. Автокөліктің қозғалысына кедергі
келтіретін ағынсыз ойлардан тұратын сорлар өте көп. Түбектің орта бөлігінде
шағыл топырақтар, ауданы 1200 км2 жететін бөлек массивтер және әр түрлі
көлемдегі түп жыныстардың қалдықтары кең таралып дамыған. Жер құйқасы
түгелдей құнарлылық қабатынан айырылған, ауыл шаруашылық жұмыстарына
жарамсыз.
Экономикалық тұрғыдан, жобаланатын жұмыстардың ауданы әлсіз дамыған.
Бұл жерде жаратымды жағдай болып жұмыс істеп тұрған Каражанбас, Каламкас
және мұнай кенорындарының жақын орналасуы болып келеді. Сәйкесінше олар
батысқа және солтүстік шығысқа қарай 22, 32, және 33 км қашықтықтарда
орналасқан. Ең жақын елді мекен кенорыннан 120 км қашықтықта орналасқан
Шетпе теміржол бекеті. Облыстық орталық – Ақтау қаласы 260 км-ге кенорыннан
қашық. Автокөлік жолдары Солтүстік Бозашы, Каражанбас, Каламкас және Арман
мұнай кенорындарын Шетпе елді мекенімен және Форт-Шевченко, Ақтау
қалаларымен байланыстырады.
Солтүстік Бозашы кәсіпшілігінің үстімен түгел кенорынды
электроэнергиямен қамтамасыз ететін жоғарғы вольтты электрторабы өтеді.
Арнайы құрылған мұнайқұбыры арқылы Солтүстік Бозашы кенорны ұңғыларының
өнімі Арман кенорнының орталық дайындау учаскесіне келіп түседі. Сол жерден
мұнай белгілі тауарлы кемеліне жетіп, “КазТрансОйл” мұнайқұбырына
бағытталады.
2. Геологиялық құрылымның сипаттамасы.
Солтүстік Бозашы кенорнында жоғарғы палеозой, триас, юра және төменгі
бор жастарының шөгінділері ашылды. Барынша толығымен керн және
палеонтологиялық берілістер арқылы юра, неоком, апта шөгінділері
сипатталып, ал триас болса, аз мөлшерде сипатын тапты.
Жоғарғы палеозой жаратылыстары 900 м тереңдікке дейін 7 ұңғы атауымен
қазылып, аргиллитпен әктастың біртексіз бір-бірімен қабаттасқан көрінісін
берді.
Триас шөгінділері де біршама ұңғылармен қазылған, бірақ 955м
тереңдігіне дейін тек қана 7 ұңғы ғана өтті. Жыныстар тығыз аргиллиттермен,
ұнтақты құмтастармен және сазды аргиллиттердің микроқабатшаларымен
орналасқан. Триас шөгінділері юра, кейбір жерлерде жасын белгілеуге қиын
опока шөгінділерімен жанасады.
Опока өзі ақ-қызыл саз жынысына ұқсаған. Фарфорлы саз сияқты құрамында
каолинитпен кварц бар.
Юра шөгінділері құмтас, құм, саз және алевролит қабатшаларынан
құралған. Оның қалыңдығы 260 м-ді құрайды. Бұл горизонттарға J10, J20, J30
және J40 атаулары берілген. Осының ішінде J10 және J20 өнімді горизонттар
қатарына жатады.
Бор шөгініділері төменгі бор көлемінде көрінеді. Ол жуылып кеткен юра
кей жерде триас беттерінде орналасқан. Литологиялық төменгі бор қимасы саз
және алевролит араласқан қабатшалармен кездесіп тұратын түрліұнтақты
құмтастардан құралған. Неоком кешеніне 4 өнімді қабаттарына Neo A, Neo B,
Neo C және Neo D деген атаулар берілген.
1.2.1 Стратиграфия
Юра кезінің уақытында палеожағдай делтьталықтан (J40), теңіздің
тасылуымен бірге өзенді-дельталық (J30,J20), одан өзенді-дельталықтеңіз
жиегіндегі жағдайларымен(J10 бөлімі) және соңынан түгелдей теңіз ішкі
шельфтік жағдайға өзгергені бекітілді.
J40 горизонты шектеулі түрде таралған және триастық палеокөмпимеде
үйлесімсіз шоғырланған. J40 горизонтының көп бөлімі юраға дейінгі
палеорельефтің тегістелу периодында төселді.
J30 горизонты да триастың палеокөмпимесінде үйлесімсіз шоғырланып,
таралуы шектеулі және триастан қалыптасқан қалған көптеген учаскелерді
толтырады. Биостратиграфиялық анализдердің көрсетуі бойынша J30
горизонтының төселуі флювиодельталық және параликалық-лагуналық ортада,
кейнгі байосс кезеңінде жүрген. Құмтастар дельтаның, жаға белдіктерінің
және бөктерінің бөлек жиектерінің шөгінділері болып интерпретацияланады.
J20 горизонты трисатың палеокөмпимесінде және біршама ежелгі юралық
шөгінділерінде үйлесімсіз шоғырланған. J20 горизонтындағы құмдар юра өнімді
резервуарының бөлшегін құрап, көп жерлерде флювиодельталық орталарда
төселген. Бұл кешен кейінгі байосс және батс-байосс уақытында түзілген.
J20 горизонты 4 интервалға бөлінеді: J20А, J20В, J20С, J20D. Кернмен
микроспектрия анализдерінің көрсетулері бойынша J20А және J20В интервал
аралығындағы құмдар тармақталған өзендердің шөгінділеріндегі көпярусты
арналарға типті. Бұл екі интервал да негізінде салыстырмалы түрде тайыз
сулардың шөгінділерінен тұрады. J20А және J20В горизонттарының екеуі де бар
жерде екі горизонтты бөлетін көбінесе сазды қабат болады.
J20В желегі сумен басылған кең таралған сазбен локалды көмір
шөгінділерінің бастамасын белгілейтін беткей болып саналады. Сондықтан да
J20С интервалы трансгрессия мезгілінде және салыстырмалы терең суларда
түзілген сазы басым интервалы болып келеді. J20С жоғарғы бөлігі J20D
интервалының құмтас түбінде белгіленген. J20D өздігінен дельта құмтас
щөгінділерінің бастамасы болып келеді.
Горизонт J10 шектеулі созылған, юрамен борды бөліп тұрған
үйлесімсіздікпен бақыланады (рисунок 2.1.8). Бұл кешен батс және оксфорд
кезеңіндегі теңізді емес және тайыз сулы теңіз жағдайларында қалыптасқан.
J10 горизонты 5 интервалдан тұрады: J10А, J10В, J10С, J10D, J10Е.
J10В кешені салыстырмалы тайызсу кезеңінде түзілген эстуарлық құмдардан
және тармақталған өзендердің құмтастарынан тұрады.
J10С интервалы да трансгрессияның бастама уақыт кезеңінде түзіліп,
дельта шөгінділерімен біріккен 2-3 парабірізділігі бар.
J10С интервалының түбіндегі сазды шөгінділердің жұқа қабатшалары
флюид ағынына бөгет болу мүмкіндігін белгілеген жөн.
J10D – трансгрессия кезеңінде түзілген тайызсудағы теңіз саздары.
J10Е теңіз тайызсуындағы құмтас белдіктерінен тұрады. Қабат-қабат болып
келген саздар флюид ағындарына бөгет жасаулары мүмкін.
Неоком уақытындағы палеоорта өзіне теңіз трансгрессиясын (NeoD),
салыстырмалы тереңсу кезеңін (NeoС) және біртіндеп теңіз трансгрессиясына
(NeoА және жоғары) келетін регрессияны (NeoВ) жатқызады.
NeoD шөгінділері теңіз ортасындағы ішкі шельфте дамып ерте валанжиннан
ерте барремға дейінгі диапазонды қамтиды.
Табаны үйлесімсіз, бор шөгінділерін юрадан ажыратады. Желегі үлкен
гамма-көрсеткіштермен саздан қайтарылады.
Жағадағы құмтасты белдіктер цементтелген интервалдар секілді көрінетін
ұсақтүйіршікті, кішкентай қалыңдығы бар құмадардан тұрады.
NeoС “Вельд” ортасында ерте барремнің ең басында салыстырмалы тереңсу
кезеңінде түзілді. “Вельд” ортасы Солтүстік Бозашыда алабажақ қызыл-жасыл,
құмтасты және алевритті саздардың болуымен сипатталады. Табаны болып
“үшкір” саздардың үсті болып саналады. Ал желегі болса байтақ өзеннің
құмтас шөгінділеріне өту жерінен қайтарылады. Ол өздігінен бірізділік
шекарасы және сейсмика реперіне сай болып келеді. Ұсақтүйіршікті құм өзен
дельттары мен алқаптары жағдайында түзілген.
NeoС жоғарғы NeoС1 және төменгі NeoС2 интервалдарына бөлінген.
NeoВ салыстырмалы тайызсу кезеңінде ерте барремнің уақытындағы “Вельд”
ортасында шоғырланған.
NeoВ 4 интервалға бөлінеді: NeoВ1, NeoВ2, NeoВ3, NeoВ4.
NeoА ерте баррем немесе ерте апттың уақытында трансгрессивті
ірітүйіршікті шөгінділер секілді түзілген. Ол қалыңдығы аз (1-2м),
көбінесе цементтелген сары ортатүйіршікті және ірітүйіршікті қабатшаларды
қосатын ұсақтүйіршікті құмдардан және басып кететін сұр теңіз саздарының
түзілімдерінен тұрады.
Жоғарыда көрсетілген қабаттармен горизонттар осы немесе басқа
мөлшерлерде ұңғымалардың барлық қималарында белгіленген блоктар ішінде бар.
Сонымен олар екі өнімді қабатты құрайды - юра және бор.
1.2.2 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Солтүстік Бозашы кенорны Солтүстік-Үстірт-Бозашы
бүгілу және көтерілу жүйесінде орналасқан локалды антиклиналді көтерілуді
құрайды.
Мұнай және Газ қорын санау уақытында 1977 жылы жасалған барлау
нәтижесінде Солтүстік Бозашы кенорнында юра және неоком шөгінділерінің
ішінде мұнайгаз кенішінің 9 блогы белгіленді.
1.2 сурет - 1977 жылы белгіленген 9 блоктың көрінісі

2000-2001 жылдары ұңғыны бұрғылау арқасында 2Д және 3Д сейсмобарлау
жүргізілді. Одан алынған тиянақты нәтижелер алдағы айырылған бұзылыстардың
орналасқан жерлерін дұрыс белгілеуге көмегін тигізді. Сонымен кенорын
ішінде 12 блок белгіленді. Жаңа шекаралардың бұрыңғы белгіленген
шекаралардан айырмашылығы тек кей жерлерде ғана байқалды.
1.3 сурет - 2000-2001 жылы белгіленген 12 блоктың көрінісі

Жаңа геология-кәсіптік материалдар интерпретация-ларының нәтижелері
Солтүстік Бозашы структурасын субширотты және субмеридиалды бағытындағы
айырылыс бұзылыстарының серияларымен күрделіленген, сынықтар сериясымен
бұзылған субширотты созылудың брахиантиклиналді қатпарымен асимметриялы
қылып көрсетті. Ең қатты созылған Солтүстік Бозашының айырылысы
структураның оңтүстік қанатына қарағанда солтүстік қанатын бөлетін негізгі
тектоникалық бұзылыс болып табылады. Ығысу амплитудасы 80-100 м құрайды.
Солтүстік Бозашы сынығы оңтүстік-батыстағы Қаражанбас антиклиналінің
ығыстырмасымен қосылған өту зонасында батысқа қарай кішіреуі байқалады.
1.3 Кенорынның мұнай-газдылығы
Солтүстік Бозашы кенорны бойынша 1977 жылы бірінші рет мұнайгаз қоры
есептелді. 23.12.1977 жылдан № 7986 ГКЗ протоколынан түгел кенорын бойынша
бастапқы геологиялық қор бекітілді.
▪ С1 категориясы бойынша:
Мұнай – 207466 мың т., соның ішінде шығыс Кирель учаскесі бойынша –
4990 мың т, еріген газ – 1660 млн. м3, газды телпектің еркін газы – 455
млн.м3.
▪ С2 категориясы бойынша:
Мұнай – 6484 мың т., соның ішінде шығыс Кирель учаскесі бойынша – 2091
мың т., еріген газдан – 52 млн. м3.
Игерудің технологиялық схемасы бойынша 2002 жылы Солтүстік Бозашы
кенорнын байқамды пайдаланудың нәижелері бойынша және кенорынның
орталығында жүргізілген 3Д сейсмикасы және де 34 жаңа ұңғы бұрғыланғанның
арқасында алынған геологиялық құрылымы жөнінде жаңа ақпараттарға сүйініп,
ТНБИ специалистерімен және “Каспиймұнайгаз” институтымен кенорынның мұнай
және газ қоры бағаланды.
Келесі кестеде 1977 жылы ГКЗ КСРО-мен және 2002 жылы жүргізілген
зерттеулердің айрмашылығы көрсетілген.
1. 1 кесте - 1977 және 2002 жүргізілгендегі зерттеулер мәндері
Горизонт 1977 жылы 2002 жылы 1977 жылғы ГКЗ КСРО-мен
жүргізілген ГКЗ ТНБИ-мен бекітілген қорлардың
КСРО–мен бағаланған қор, айырмашылықтары, мың т.%
бекітілген мұнай мың т.
қоры, мың т.
Бор 42237* 47805 5568
13.2
1.1 кестенің жалғасы
Юра 160239* 132613 -27626
-17.2
Кенорын 202476* 180418 -22058
бойнша
барлығы
-10.9

*Кирель учаскесінің мұнай қорлары қосылмаған
Солтүстік Бозашы кенорнының мұнайгаз қорын 2006 жылға жаңадан бағалау
жоспарлануда. Өйткені 1977 жылдан бері біршама әр түрлі кеніштерге жататын
қорлармен геологиялық құрылымның структурасы жөнінде көзқарасты өзгертетін
ақпараттар мен мәліметтер жиналған.
Іздеу-барлау бұрғылау жұмыстары арқасында Солтүстік Бозашы кенорнының
неоком шөгіндісінде 6 өнімді қабат, ал юрада 2 горизонт белгіленіп
барланды. Осы 8 номенклатуралы горизонттар бойынша 01.09.1977 жыл
жағдайындағы балансты және шығарылатын қор мөлшерлері қабылданды.
Негізгі мұнай және газ қорлары юраның өнімді горизонттарында
орналасқан.
Түгел өнімді горизонттардың коллекторлары алевролитті-құмтастардан
құралған және әр түрлі фациялы жағдайларда қалыптасқан.
Жоғарыда көрсетілген қабаттар мен горизонттар сол немесе басқа
үйлесімдерде белгіленген блоктар ішінде ұңғылардың барлық қималарында бар
және юра мен бор деген екі өнімді объектіні құрайды.
Қақпан түрлері бойынша мұнай кеніштері қабаттық-жинақтаушы,
тектоникалық, стратиграфиялық, литологиялық экрандалған болып келеді.
Көрсетілген объектілердің тиянақты түсініктемелері төменде
тұжырымдалған.
Жоғарыда жазылғандай, өнімді бор резервуарының құрылысы күрделі
сипатталған. Дегенмен, белгілі-бір аудан ішінде түгел өнімді бор қабаттарын
бір газмұнай және сумұнай контактісі болатындай етіп 1 мұнай кенішіне
айналдыруға болады.
Негізгі өнімді бор объектілері VI, VII, VIII, IX, X блоктарында дамып,
Neo A, Neo B, Neo C, Neo D дерлік барлық бор қабаттарын біріктірді.
Бұлардың өнімділігі G161, G166, G170, G171, G175, G214, NB5, NB14, NB25
ұнңыларды байқаумен дәлелденді. Соның ішінде G161, G170 ұңғыларынан газ
алынды (интервалдары 295-302 м, 291-295 м, сәйкесінше, абсолютті
белгілермен, сәйкесінше, минус 318,7 – 325,7 м, минус 313,5-317,5м).
Газға қаныққан қалыңдық 0.70 м-ден (NB 18 ұңғысы) 14 м-ге (NB 10
ұңғысы) дейін құрайды. Эффектті мұнайқаныққан қалыңдық блоктар ішінде 1.4 м-
ден (NB 21 ұңғ. IV блогі) 31.4 м-ге (NB 39 ұңғ. Х блогі) дейін тербеледі.

Газмұнай контактісінің орны минус 325.5 м абсолюттік белгісінде, ал
сумұнай контактісі 389.2 м абсолюттік белгіде қабылданды.
Қабылданған контакттар орны бойынша газ-мұнай, мұнай-су бөліміне сай
газдылылық аудан 11375 мың м2 және мұнайлылық ауданы 30600мың м2 құрады.
Негізгі өнімді бор резервуарынан басқа кенорынның батыс бөлігінде өз
алдына үлкен емес бөлек кеніштерді айтып өтуге болады. Бөлек құмтас
қабаттарында ұштасып, ІІ, ІІІ, ІV, V, ХІ, ХІІ блоктарында дамыған бұл
кеніштердің жалпы ауданы 33417 м2 құрайды. (графическое приложение 2).
Neo B өнімді қабаты 4 өнімді қабатшалардан, яғни Neo B1, Neo B2, Neo
B3, Neo B4 қабатшаларынан тұрады.
Neo B1 ІІІ, ІV, V, ХІІ блоктарда өнімді. Оның жалпы қалыңдығы 11.7 м-
ден (NB-24 ұңғ.) 13м-ге (NB-23 ұңғ.) дейін өзгереді.
Өнімділігі G 123, G 130, G148 ұңғыларының байқауымен дәлелденді.
Эфектті мұнайқаныққан қалыңдық 1.7 м-ден (NB-23 ұңғ., III блок) 7.6 м-ге
(NB-22, ХІІ блок) дейін өзгереді.
Сумұнай контактісі V және ІІІ блоктар ішінде минус 363 м-ден (G 130
ұңғ.) минус 435 м-ге (G 148 ұңғ.) дейін өзгереді.
Neo B1 кенішінің мұнайлылық ауданы 13294 мың м2.
Nео В2 қабатшасы ҰГЗ (ГИС) бойынша V блогында мұнайлы. Оның жалпы
қалыңдығы 13.9 м-ден 16.5 м-ге дейін өзгереді.
Мұнайқаныққан эффективті қалыңдық 2 м-ді құрайды (G 130 ұңғ.).
Сумұнай контактісі шартты түрде қабылданған. Кеніш – литологиялық
экрандалған.
Nео В2 мұнайлылық ауданы – 2225 мың м2.
Nео В3 қабатшасы ҰГЗ (ГИС) бойынша IV және XII блоктарында мұнайлы.
Көптеген ұңғыларда өткізбейтін қабаттар коллектордың орнын басқан.
Қабатшаның жалпы қалыңдығы 7.8 м-ден(NB24 ұңғ.) 10.6 м-ге (NB23 ұңғ.) дейін
тербеледі.
Эффективті мұнайға қаныққан қалыңдық 0.7 м-ден (NB24 ұңғ. IV блок) 5 м-
ге (NB22 ұңғ. XII блок) дейін барады.
IV блоктағы сумұнай контактісі минус 423.2 м абсолютті белгісінде, ал
XII блок шартты түрде минус 439.5 м абсолюттік белгісінде қабылданды.
Nео В3 кенішінің мұнайлылық ауданы 7800 мың м2.
Nео В4 қабатшасы ҰГЗ бойынша ІІ және ХІІ блоктарда мұнайлы. Оның жалпы
қалыңдығы 7.3 м-ден (NB22 ұңғ.) 8.8 м-ге (NB23 ұңғ.) дейңн өзгереді.
Мұнайға қаныққан эффективтң қалыңдығы 3 м-ден (NB22 ұңғ., ХІІ блок) 3.4
м-ге (G146 ұңғ. ІІІ блок) дейін өзгереді.
Блоктар арасында сумұнай контактісі минус 433 м-ден (G146, ІІ блок)
минус 449.9 м-ге (NB22 ұңғ., ХІІ блок) дейін тербеледі.
Nео В4 өнімді қабатыншасының мұнайлылық ауданы 2390 мың м2 құрайды.
Nео С1 қабатшасы V блокта мұнайлы, қалған жерлерде сулы болып келеді.
Қабатшаның жалпы қалыңдығы 14.8 м-ден 20.3 м-ге дейін құбылады.
Мұнайға қаныққан эффективті қалыңдығы 5.2 м (G213 ұңғ.). Сумұнай
контактісі минус 425.9 м абсолютті белгісінде қабылданды.
Мұнайлылық ауданы 3850 м2.
Nео С2 қабатшасы ҰГЗ бойынша IV блокта мұнайлы. Жалпы қалыңдығы 5.3 м-
ден 7.9 м-ге дейін өзгереді.
Мұнайға қаныққан эффективті қалыңдығы 1 м (NВ24 ұңғ.).
Шартты түрде сумұнай контактісі қабылданды. Сумұнай контактісі ҰГЗ
бойынша NB 24 ұңғысының мұнайға қаныққан коллекторының табанынан минус
454.9 м белгісінде қабылданды.
Сол қабылданған сумұнай контактісіснің жағдайына байланысты Nео С2
қабатшасының ауданы 733 мың м2.
NeoD өнімді қабаты. Қабат V блокта мұнайлы. Жалпы қалыңдығы 45.6 м-ден
(G130 ұңғ.) 53.8 м-ге дейін (NB22 ұңғ.).
Мұнайға қаныққан қалыңдық 3.6 м (G213 ұңғ.).
Сумұнай котактісінің абсолютті белгісі 445.2 м қабылданды.
Қабат мұнайлылығының ауданы 3125 мың м2.
Юра шөгінділері 2 өнімді горизонттардан тұрады: J10-J20.
J10 өнімді горизонты II, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X блоктарының барлық
ауданымен таралған. Горизонттың жалпы қалыңдығы 11.5 м-ден (NB 16 ұңғ) 102
м-ге дейін (G161 ұңғ).
43 ұңғы сыналып, J10 горизонтының өнімділігі дәлелденді. Кенорында үлгі
ретінде жүргізілген эксплуатацияның анализі ең көп дебитті ұңғылар (50
ттәу-тен 120 ттәу дейін) VI блокта (NB1, NB26, NB28, NB31, NB32, NB34)
орналасқандығын көрсетті. Бұл блокта көп дебитті ұңғылардың шоғырлануы сол
жердің коллекторлық қасиеттерінің басқа жерлерге қарағанда біршама жақсы
екендігімен түсіндіріледі.
J10 горизонтының эффектті мұнайқаныққан қабаты 2.4 м-ден (NB12, VI
блок) 46.3 м-ге дейін (NB4, VII блок) тербеледі.
Блоктар ішінде сумұнай контактісінің орналасуы минус 482 м-ден (NB32,
VI блок) минус 537 м-ге (G146, II блок) дейін өзгереді.
Қабылданған газ-мұнай, мұнай-су бөлімінің жағдайына сәйкесінше J10
горизонтының газдылық ауданы 3600 мың м2, ал мұнайлылық ауданы болса –
53207 мың м2 құрады.
J20 өнімді горизонты. J20 горизонты кенорынның барлық блоктарында
мұнайлы. Оның жалпы қалыңдығы 13 м-ден (G152) 85 м-ге (G181) дейін
өзгереді.
14 ұңғыны сынаумен өнімділігі дәлелденді. Жақсы коллекторлық қасиеттер
кеуектілігі 20-дан 32 %-ға дейін өзгеретін VI және X блоктарда байқалады.
Мұнайқаныққан эффектті қалыңдық 2 м-ден (NB32, VI блок) 26.3 м-ге
(NB20, X блок) дейін өзгеруде.
Сумұнай контактісі өзгеретін аралық минус 482 м-ден (NB32, VI блок)
минус 545 (G124, III блок) м-ге дейін.
Мұнай-су бөлімінің қабылданған контакттар жағдайына байланысты өнімді
J20 горизонтының мұнайлылық ауданы 31725 мың м2 құрайды.
Өнімді юралық объект. Мұнай кеніштерінің геологиялық құрылымы жағынан
біртекті болғандықтан (қабаттық, жиынтықталған, тектоникалық-экрандалған)
J10 және J20 өнімді қабаттарын бірлесіп өндіру мақсатында 1 объект ретінде
қарастырады.
G 125 (VI блок) ұңғыны юраның жоғарғы қабатынан өнімді қалыңдықты сынап
қарағанда газ ағыны алынды (24000м3тәу дебитпен 406-416 м аралығында,
минус 428.8-4238.8 м абсолютті белгісінде).
VI блоктың NB10, NB29 ұңғыларының аймақтарында өзіндік газмұнай
контактісі бар газды телпек бөлініп көрінеді.
Газдылы қабатының табанына сай минус 431.3 м абсолютті белгісінде
газмұнай контактісі NB 29 ұңғысында, ал кәсіптік геофизика материалдарының
нәтижелері бойынша минус 436 м NB10 ұңғысының абсолюттік белгісі
қабылданды.
VI блок аймағындағы газқаныққан қалыңдық 0.8 м-ден (NB9) 7.8 м-ге
(NB10) дейін тербеледі.
Ал мұнайқаныққан эффектті қалыңдық 3 м-ден (NB27) 46.3 м-ге (NB4) дейін
өзгереді
J10+J20 қабаттары үшін сумұнай контактісі 482 м-ден 545 теңіз
деңгейінен төмен м-ге дейін өзгереді.
Газ-мұнай, су-мұнай бөлімінің қабылданған контакттар жағдайына
байланысты юра өнімді кенішінің газдылығының ауданы 3600 мың м2, ал
мұнайлылық ауданы 66825 м2 құрады.
2003 жылдың ішінде кенорында тағы да 10 ұңғы бұрғыланды. Олардың
барлығы бор және юра объекттерінің ішінде, структураның жиынтықталған
бөліктерінде орналасқан. Бұрғылаудан кейін алынған мәліметтер юрамен бор
өнімді объектілері қимасының геологилық құрылымы жөніндегі пікірді өзгерте
қоймағанымен олардың жыныс коллекторларының фильтрациялы-сыйымдылықты
қасиеттері туралы сипаттаманы нақты білуге қол тигізді. Он ұңғыны бұрғылау
арқасында алынған геологиялық-кәсіптік мағлұматтарды өңдеу нәтижесінде
негізгі өнімді горизонттардың желектері (кровля) бойынша структуралық
құрылымы және мұнайға қаныққан тиімді қалыңдылықтың картасы нақты
анықталды.
1.4 Кенорынның энергетикалық жағдайына сипаттама
Кенорындағы игеру объектілерінің энергетикалық жағдайын бақылау үшін
қабат қысымын өлшеу жүргізіледі.
2003 жылы пайдалануға енгізілген жаңа ұңғыларда қабат қысымы жөніндегі
мәліметтер ҒМТ кабельдері арқылы зерттеу барысында берілген.
2003 жылдың қыркүйектен желтоқсан айына дейін 40 өндіру ұңғыларынан
қабат қысымы жөнінде мәліметтер алынды. І объект бойынша – 34 ұңғыдан, ІІ
объект – 6 ұңғыдан алынды.
Содан 6 өндіру ұңғысынан зерттеулер қысымды қалпына келтіру әдісімен
“Promore” маркілі тереңдік манометрлерін қолдану арқылы жүргізді.
Қалған 34 өндіру ұңғысында қабат қысымын өлшенген статикалық деңгейді
қолдану арқылы есептеу жолымен анықтады.
Ұңғылардың қабат қысымының көпшілігі өлшенген статикалық деңгейді
қолдану негізінде белгілі болды. Бұл әдіспен алынған қысым жөніндегі
ақпарат белгілі бір қателіктермен келеді. Сондықтан ол изобар карталарын
құруда қолданыс таба алмайды. Сонымен қатар қабат қысымы анықталған ұңғылар
тектоникалық блоктармен бөлінген және олардың арасындағы қашықтық 1-2 км-ге
жетеді. Бұл әдістер арқасында табылған қысым мәліметтері игеру объектілері
бойынша изобара карталарында қабат қысымы таралуының шынайы мәнін
көрсетпейді.
І объектідегі (юралық өнімді шөгінділері) бастапқы қабат қысымы – 5.2
МПа, ал мұнайдың газбен қанығу қысымы – 3.97 МПа құрады. ІІ объекттегі
бастапқы қысым мәні – 4.3 МПа, ал мұнайдың газбен қанығу қысымы – 3.62 МПа
болды.
Кенорындағы игеру объектілерінің нақты энергетикалық жағдайын білу үшін
Шаралар Жоспарына міндетті түрде игеруді қадағалайтын зерттеулердің
кәсіптік кешені қосылған. Мұнда бұрғылаудан шығатын әр ұңғының қабат
қысымын өлшеу, сонымен қатар жыл сайын ауыстырылатын ұңғылардың қабат
қысымын өлшеу қарастырылған. Бұл кешеннің толық орындалуы ағымдағы
кенорынның энергетикалық жағдайы жөнінде нақты мәліметті білуге мүмкіндік
береді.
1.5 Жобалаумен игерудің қысқаша тарихы
1.5.1. Игерудің тарихи ақпараттарына байланысты математикалық модельдер
параметрлерінің идентификациясы
Модельдердің екеуі де кенорынның кезекті игеруін есептеу үшін іс
жүзіндегі кәсіптік ақпараттарға бейімделген. Іс жүзіндегі ақпараттарды
модельдеудің нәтижелерімен қанағаттандырарлықтай салыстыру модельдің өзіне
нықты жоғары сенім береді.

Имитациялық модельдің тарихи мәліметтерімен келісімі

БЦР моделі кенорынның 18 ұңғының 1999 жылдың сәуір айынан 2002 жылдың
маусым айына дейін өндіру мәліметтерін қолдану арқасында құрылды. Модельдің
негізгі параметрлерінің коррекцияларын тарихи ақпараттармен келістіру өзіне
өткізгіштіктің жалпы және қатынасты түзетуін, судың капиллярлық қысымын,
өнімділік коэффициентін қосады. Модельдің структурасы газдың өтуін уақыт
бойынша келістіру мақсатымен түзетілді. Модельге, сонымен қатар, NB7
бақылау ұңғысының қысымы жөніндегі ақпараттар келістіріліп қосылған.
Модельмен болжамдалған кенорын игерудегі негізгі технологиялық
көрсеткіштердің мәндері іс жүзіндегі 1999-2002 жж. тарихи көрсеткіштермен
жақсы сәйкес келеді. Сонымен, 1999-2002 жж. кенорынды игерудегі моделдеудің
болжамындағы жиналған мұнайдың мәнінің іс жүзіндегі мәнмен айырмашылығы тек
1%-ды ғана құрады. Ал сұйық бойынша айырмашылығы 9% болды. Түп қысым
жөніндегі болжанған мәлімет іс жүзіндегідей. Төмендегі суретте мысал үшін
іс жүзіндегі мәліметпен моделдің болжағандағы нәтижелерінің салыстырмалы
түрі көрсетілген.
1.4 сурет - Моделдеу графикасының үлгісі

1.6 Игеру жағдайы (Сосотояние Разработки)
1.6.1 Мұнай мен газ өндірудің көлемі
2005 жылдың І кварталы бойынша кенорыннан жұмыс істеп тұрған ұңғылардың
орташа 32,4 ттәу шығымымен және 48% ұңғы өнімінің сулануымен 110,7 мың
тонна мұнай алынды.
01.04.2005 жылға өндірілген мұнайдың жиынтығы 1595 мың тонна, ағымдағы
МБК (мұнайбергіштік коэффициент) ГКЗ КСРО-ның бекіткен мұнай қорынан –
0,6%.
Қарастырылып жатқан объект І болғандықтан, төменде І объект бойынша
өндіру көлемдері көрсетілген.
І пайдалану объектісі игерудің негізгі объектісі болып келеді. Жыл
басынан 01.04.2005 жылға одан мұнай өндіру көлемі 93 мың тоннаны құрады
(кенорын бойынша мұнай өндірудің 84%).
Юраның өнімді қабаттары 1999 жылдың сәуір айынан бастап NB1, NB2
ұңғыларымен игеріліп бастады. Игеру уақытында ұңғылар қоры 33-ке дейін
өсті. NB1 ұңғысынан басқалары механикаландырылған ұңғылар. Игерудің түгел
кезеңіндегі ұңғыны қолданудың коэффициенті 1 болғанын белгілеп айтқан жөн.
2 кестенің көрсеткіштеріне назар аударсақ біз ұңғы санын 1999-2001 жж.
бұрғылаудан пайдалануға белсенді түрде қосқанның арқасындағы мұнай өндіру
көлемінің артқанын байқаймыз. 2001 жылда 24 жаңа ұңғыны бұрғылаудан
пайдалануға іске қосқаннан І объект бойынша максималды мұнай алу (312,4 мың
т.) 2002 жылы байқалды. Сонымен қатар ұңғыны қолдану коэффициенті де
максималды (0,81) болды.
1999-2003 жж. мұнайдың орташа сулануы игерудің бірінші жылында (1999ж.)
22%-дан 58%-ға (2000ж.) дейін өзгерді. 2001 жылғы сулану дәрежесінің 37,5%-
ға түсуі 24 жаңа ұңғыларының пайдалануға енгізілгенінен деп түсіндірілді.
1.2 кесте – Мұнай мен газ өндіру динамикасы
№ Көрсеткіштер Жылдар 2005 ж. І
квартал
1.2 кестесінің жалғасы
1999
I объект II объектI +II
объект
Өндіру, 39 15 1 55
соның ішінде:
1.1. Жұмыстағы, соның 36 15 1 52
ішінде:
Тұрып қалған 3 2 5
Фонтанды 0 0 0 0
Механикаландырылған 36 14 1 51
соның ішінде:
ТШС 13 4 1 18
БСҚ 22 10 32
ЭОС 1   1
1.2. Әрекетсіз ұңғы 0 0 0
1.3. Игерудегі ұңғы 3 0 3
2. Айдау ұңғылары, 3 0 3
соның ішінде:
2.1. Жұмыс істеп тұрған 3 0 3
2.2. Әрекетсіз 0 0 0
2.3. Игерудегі 0 0 0
3. Жойылатын ұңғылар 1 1
Барлығы: 43 15 1 59

01.01.05 жылға дейін бұрғыланған негізгі ұңғылардың қоры 59 ұңғыны
құрады. Соның ішінде 52 ұңғы (NB1, 2, 5, 6-22, 24-26, 28-30, 32-42, 44-58)
– тік өндіретін, 3-уі (NB3y, 4z, 31) – көлденең өндіретін, ал келесі 3-уі
(NB23, 27, 43) – айдау ұңғылары.
2004 жылы 15 тік ұңғы бұрғыланды, оның ішінде 11 ұңғы І объектіні
өндіру ұңғылары ретінде пайдалануға енгізілді, 3 ұңғы анализ беру үшін
игеруде болды.
Жойылатын ұңғылар категориясының қатарына NB59 атты ұңғы жатқызылды.
Бұл ұңғыны бұрғылау барысында (8-14 желтоқсан, 2004 ж.) апат болды.
Пайдалану тізбегін бұрғылау уақытында газ-мұнай-су байқалуы интенсивті
болып, апатты жою мақсатымен ұңғыға цементті ерітінді айдалды.
Кестеде көрсетілгендей 01.01.2005 жылдағы өндіру және айдау ұңғылар
қорының қатарында әрекетсіз ұңғылар жоқ. Ұңғыны қолдану коэффициенті 2004
жылға 0,87 құрады. Фонтанды түрде тек жалғыз NB1 ұңғысы жұмыс істейді.
Қалған ұңғылар механикаландырылған әдіспен мұнай өндіреді. Соның ішінде 30
ұңғы бұрандалы сорап қондырғысымен өндірілуде.
І объекттің 15 өндіру ұңғысы 10-50 ттәу мұнай шығымымен пайдаланды.
Оның ішінде 9 ұңғысы – VI блокты, 2-VII блокты және қалған 3-Х блокты
өндіруде.
Тәулігіне 10т. беретін ұңғылар саны 11. Оның ішінде тәулігіне 5т.
болатын ұңғылар саны 8.
3. Қабат қысымын ұстау жүйесі
Солтүстік Бозашы кенорнында қолданатын игеру варианты – салқын су
айдау. Бұл вариант қосымша айдау ұңғыларын бұрғылауды және айдаудың ОТР
(ЦКР) қажет етеді. Қабат қысымын өндіру уақытында түсіріп алмау, салқын су
айдауға жаңа ұңғыларды бұрғылау және қабат қысымын ұстау объектілерін
ұйымдастыру “Солтүстік Бозашы кенорнын игерудің технологиялық жобасында”
қаулыланған.
Бекітілген ОТР-ң игеру варианты бойынша 2004 жылы жұмыс істеп тұрған
айдау ұңғыларының саны 16 болуы тиіс. Оның ішінде 15 ұңғысы – юра
шөгінділеріне айдауға, ал 1 – бор шөгінділеріне.
01.01.2005 ҚҚҰ тек І объектті игеруде NB27 және NB43 айдау ұңғылары
қолданылды. Сондықтан іс жүзіндегі айдау ұңғылар саны өндіру ұңғылар саны
сияқты жобаланған мөлшерлерінен аз, іс жүзіндегі су айдау көлемі жобаланған
көлемінен аз, сол сияқты сұйық өндіру көлемі де аз.
Сонымен 01.01.2005 жылға Солтүстік Бозашыда жобаланған ҚҚҰ жүйесі
жобаға сай емес.
ҚҚҰ үшін І объектте өндірілетін сұйықпен келетін суды қолданады. Оны
негізгі бөлігі алдын-ала суды түсіріп тастайтын айырғыштан бөлінеді. Келесі
бөлігі Арман кенорнына айдалып, ОДУ-да (ЦПУ) тауарлы сапаға жеткізіледі.
Сұйықпен келетін суды дайындау арнайы мұнай дайындау цехында өтеді.
Мұнайдан айырылған су қазандарда тұнып тұрып, мех.қоспалардан айырылуы үшін
сүзгіштерден өтеді.
Бір жыл уақыт ішіндегі өндірілген су көлемі 493658.9 м3.
Белгілі техникалық талаптарға сай дайындалып тазарған су айдау ұңғылары
арқылы қабат қысымын ұстау үшін қабатқа айдалады.
Айдау ұңғылары штуцерлі клапанмен және шығын өлшейтін қондырғымен айдау
көлемін біліп қадағалау үшін жабдықталған.
2004 жылдағы жұмыс агентін І объекттегі ҚҚҰ үшін қабатқа айдалған су VI
блоктағы су көлемі 296 мың м3 болды. Алайда жоба бойынша оның көлемі
анағұрлым көбірек болуы тиіс.
Айдау ұңғыларындағы статикалық және динамикалық қысымдарды өлшеу бұл
жылы өткізілмеді.
4. Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау
01.01.2005 жылда Солтүстік Бозашы кенорнында 51 механикаландырылған
ұңғы, 4 өлшеу қондырғысы ӨҚ(ЗУ)-1, 2, 3, 5.
2004 жылда ӨҚ-6, 7, 9, 10 өлшеу қондырғыларының және жаңа ұңғылар
сағасы үшін 30 алаң құрылыстары ұйымдастырылып дайындалды. Осыменен бір
уақытта берілген ЦКР құжатымен ТЭН газ утилицазиясы жөнінде құжат
қарастырылды. Ол документте ілеспе газды өз қажеттеріне қарай қолдану
негізделген.
Қабылдаған шешімдерді қамтамасыз ету үшін жобаланған ұңғылардан,
өлшеуіш қондырғыларынан, мұнайжинағыш коллекторлардан, мұнайды тауарлы
сапаға жеткізетін өзіндік ЖДТЦ(ЦППН), газжинағыш коллекторлардан қосымша
лақтыру желісінің құрылысын талап етті. Соған байланысты 2004 жылы әр түрлі
жалға алынатын компаниялар кәсіпшіліктің ұйымдастырудың жобасы жасалынды.
2005 жылы жобаланған құжаттарға сай жаңа ұңғыларды бұрғылаумен 3
өлшеуіш қондырғыларын (ӨҚ-11, 12, 13)құрастыру жоспарлануда. Олардың
технологиялық үрдісінің қазіргі бар қондырғылардан өзгешелігі жоқ.
ЖДТЦ-ң ұлғаюына байланысты Н-2001 қыздыру пеші, V-2001АВ
электрогидраттары, көлемі 3000 м3 болатын 4 мұнай қазандары тұрғызылды.
ЖДТЦ-ны ұлғайтуды аяқтау мерзімі жоспар бойынша 2005 жылдың маусым айы.

Қазіргі уақытта ЖАҚ КазТрансОйл-дан Солтүстік Бозашы кенорнындағы
жұмыс істеп тұрған ОСС(ЦНС)-нан Қаражанбас кенорнындағы ЖАҚ КазТрансОйл-
дың МАС(НПС) дейін баратын 27 км-ге созылған магистралды мұнайқұбырын салу
жөнінде келісім алынды. Құрылыстың аяқталу мерзімі-2005 жылдың маусым айны
жоспарланған.
1.7 Солтүстік Бозашы кенорнындағы МОЙНО бұрандалы сорап
қондырғыларының тарихы
30- жылдардан бері Франция және АҚШ- та жасалынып келе жатқан
Myano cораптары (Moyno) белгілі.
Moyno cораптары әртүрлі қолдануда жоғарғы өнімділік береді: бұранданың
уникальды принципі кең гаммалы сұйықтыққа Moyno cораптарының қажеттілігін
қамтамасыз етеді.Сораптың конструкциясы мұнайдың ауыр түрлерін берудегі
штангтағы үзілістерді төмендетуге мүмкіндік береді. Moyno cораптары еркін
фонтандаушы газды ұңғыларды сусыздандыруға ыңғайлы.
Сораптың қарапайым конструкциясы ішкі үйкелістердің төмен деңгейін
қамтамасыз етеді,ол өз кезегінде К.П.Д. ны қамтамасыз етеді.К.П.Д. ны
тереңдік штангалы сораптарға қарағанда 50% жоғарыда қамтамасыз етуі
мүмкін.Ұңғы ішіндегі және жерүстіндегі компоненттердің жинақтылығының
арқасында Moyno cораптарын қолдану ұңғы жабдықтарының шығынын қысқартуға
мүмкіндік береді.
Бірбұрандалы сорап (Moyno cорабы) екі винтті тісті винтті беретін
детальдан тұрады. Ротор – металды,шеңберлі көлденең профильді бір кірісті
бұранда түрінде. Статор – болат құбыр,ішінде резеңке обкладкасы бар
екікірісті көлденең кескінді беткі дөңгелек пішінді бұранда түрінде.
Клапанның жоқтығы машина сипатын кез – келген сұйықты жоғарғы мөлшерде
айдауға болатынын қамтамасыз етеді. Moyno cораптары қарапайым және жоғары
тұтқырлы сұйықты және ертінділерді үлкен қолданым табатын өнеркәсіптік
заттарды қотаруда қолданылады:олар тамақтан мұнай өндіруге дейін. ВНИИБТ-
ның Пермь филиалында батырылған штангалы бұрандалы сораптар үшін көпкірісті
негізінде біркірісті жұмыстылы органды сорапты секциялар жасалды,онда
металды ротор 1 ден 5 бұрандалы тістен тұрады.
Мультифазалы ертінді үшін бұрандалы сораптар жоғары тұтқырлы орта үшін
арналған. Айдалған ерітінділер 1 мм мөлшерлі абразиялық кірікпелерден тұруы
мүмкін. Берілген сорапты секциялар ағымды сызықтарды және химия
өнеркәсібінде дозатор ретінде қолданылуы мүмкін,мұнда араласатын
сұйықтардыңкөлемін нақты бақылау керек.
Мультифазалық сораптардың уникальды мүмкіндіктері оларды тамақ
жәнеканализациялы суларда, мұнай өнімдерінде (шикі мұнайдан мазутқа дейін),
химиялық ерітінділерде қолдануға мүмкіндік береді.
1999 жылдан Солтүстік Бозашы кенорнына шетел инвесторының келуімен жаңа
технологияны ендіру сұрақтарымен айналыса бастады. Мұнай өндіруге қатысты
жұмыстардың барлық түрлеріне ұсыныстар қаралды.
2000 жылдан бастап Солтүстік Бозашы кенорнында өнімді жеделдету үшін
канадалық “МОЙНО” фирмасының құрылымы бойынша тұтқырлығы жоғары мұнаймен
жұмыс істейтін бұрандалы сораптары пайдаланыла басталды. Бұл сораптардың
әртүрлі типі бар,ал біздің кенорнында өнімділігі тәулігіне 17,27,44 және 64
тонна мұнай шығаратын сораптар. Конструкциясының қарапайымдылығы, басқаруға
жеңілдігі, двигатель айналымдарырың жоғарылатылуы және төмендетілуі,
жерасты жөндеуіндегі монтаждауға және демонтаждауға аз уақыт кететіндігі
және кешенділігі оның кең көлемде қолданылуына алып келді. Ол түп маңы
белдеуінің қарқынды игерілуіне, әрбір ұңғының жетілдіре тазалануына, ұңғыны
игеруде құмды сынамалармен күрделендірмей қабаттың геологиялық моделін
бұзбай сапалы игеруге мүмкіндік береді.
Маңызды фактор болып сораптың техникалық пайдалануының дұрыстығы және
қандай да бір ұңғыға сорапты түсірудің техникалық негізделуі болып
табылады. Максималды айналымдарда сұйықты жинау коллектордан құмды үлкен
көлемде шығаруға және ұңғы суланылуының жоғарылануына алып келеді, Қолайлы
жұмыс жағдайында ұңғы шығымы тұрақтандырылып ұңғы және сорап жұмысы
проблема тудырмаған болатын. Қазындыға жүргізілген эксперименттерден кейін
кенорнында әрбір ұңғыдағы сораптың жұмыс режиміне нормалар орнатылды.
2003 жылдың маусым айындағы аралық жөндеу кезеңі MOYNO бұрандалы
сораптары бойынша 209,0 күн ,ал жыл басынан 188,8 құрады. Қалған штангалы
сораптардан 166,3күн, жыл басынан 187,8 тәулік ,жалпы кенорнында жалпы
өндіруші аралықжөндеу кезеңі маусым айында 223,1күн ,ал жыл басынан
207,6тәулікті құрады. Егер сораптарды ендіргеннен кейінгі мұнай өнімін
қарайтын болсақ, штангалы сораптармен салыстырғанда, бұрандалы сораптар
өнімі басымырақ екені байқалады.
1.7.1 Бұрандалы сораптарға сипаттама
Бұрандалы сораптың жетек басы сораптық штангілердің ауырлатылған тізбек
жүктемесімен және өнімділігі жоғары бұрандалық сорап қондырғыларына
қойылатын талаптарға сәйкес керекті қуатпен жұмыс істеуге жобаланған. Ол
6800 кг (15 000 фунт) тіректі жүктемесіне, 750 айнмин жилікке және куаты
75 кВт (100 а.к) қозғалтқышка сай келеді.
Ол майланатын беріктілігі жоғары подшипниктермен жабдықталған. Кері
айналымды бақылау автономды автоматты гидро-жетекті дискілік тежегішпен
жүргізіледі.
Бос денелі жетекші білік варианты алты жақты жетек білігін қолданады,
ол тегістелген штоктың 1-14 немесе 1-12 диаметріне жалғанады. Алты жақты
жетек білігіне айналдыру моменті бос денелі жетек белгінің расточный алты
жағы арқылы беріледі. Жетек білігі жетек басының үстінен тікелей
орнатылады, сондықтан штангілер тізбегінің салмағы жетек басына қыстырма
арқылы беріледі. Жетекке қыстырма тірегін орнатуды реттеуге болады, ол БСҚ-
ын (бұрандалы сорап қондырғылары) дәл орнатуға керек. Сондай-ақ бұл реттеу
сальниктік қораптағы тегістелген штоктың ұзындығы бойынша бір қалыпты
тозуына мүмкіндік береді. Қуыс жетек білігі штангілерді жетек басы арқылы
көтеруге мүмкіндік береді, сонда ұңғы сальниктік қораптың нығыздамасын
бұзбай айналымдар жасай алады. БСҚ-ның статорынан роторды алған кезде
ұңғыны жаппауға мүмкіндік бар.
Үлкен ашылатын бронза төлке сальниктік қораптан төмен орнатылған, бұл
тегістелген штоктың тұрақтануына көмектеседі және нығыздаманың қызмет
мерзімін ұзартады. Ашылатын төлкені тегістелген штокты алмай-ақ ауыстыруға
болады.
Подшипник тұрқының сыртында орналасқан гидро- жетекті сорап жоғарғы
подшипникке жағымның берілуін және дискілі тежегіштің жұмысына қажет
қысымды қажет етеді. Төменгі екі подшипник май ваннасына батырылған.
Жағылатын май оңай алынатын стаканда ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Ортадан тепкіш, мембраналы роторлы және поршенді сораптар
Сораптар туралы
Өнеркәсіптік кәсіпорындардың электр жабдықтау жүйесі
Сорапты станция жұмысын реттеу
Полимерлі материалдарды пайдалану
Сораптар
Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралар
Бекітілмейтін ұңғыдағы сораптың плунжері
Ұңғылар қорының динамикасы
Канализациялық сорап стансасын автоматтандыру
Пәндер