Мұнай - газ факультеті

Жұмыс түрі: Курстық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 24 бет
Таңдаулыға:

ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫНЫҢ БІЛІМ ЖӘНЕ ҒЫЛЫМ МИНИСТРЛІГІ
САФИ ӨТЕБАЕВ АТЫНДАҒЫ АТЫРАУ МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ УНИВЕРСИТЕТІ КеАҚ

Мұнайгаз факультеті
Мұнай-газ ісі кафедрасы

КУРСТЫҚ ЖОБА

Тақырыбына: Королевская кенорнында мұнай өндіруде тұз шөгінділерінің пайда болуын болдырмау тиімділігін арттыру

Орындаған: МГІ-17-1 қб студенті Ергеш Н.Қ.

Тексерген: аға оқытушы Балабаева Ұ.Ш.

Атырау, 2020 жыл
ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫ БІЛІМ ЖӘНЕ ҒЫЛЫМ МИНИСТРЛІГІ
АТЫРАУ МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ УНИВЕРСИТЕТІ

Мұнай-газ факультеті
Мұнай-газ ісі кафедрасы

Бекітемін
Кафедра меңгерушісі :
т.ғ.к., доцент___________Шұғайыпов Н.Ә.

___________________ 2020 ж.

Мұнай кенорындарын игеру пәнінен
Курстық жоба
Студент: Аманжол Қайдар
Мамандық: 5В070800
Топ: МГІ(НГД)-16-1 қб
Тақырыбы: Королевская кенорнында мұнай өндіруде тұз шөгінділерінің пайда болуын болдырмау тиімділігін арттыру

№ ____ кафедра отырысында бекітілген __ ___ 20___ ж. бастап
Жобаны (жұмысты) тапсыру уақыты __ ___ 20___ ж. дейін
Жобаны қорғау (жұмысты) __ бастап __ ___ 20___ ж. дейін

Жобаның (жұмыстың) бастапқы деректері
Кіріспе
Геологиялық бөлім
Техникалық-технологиялық бөлім
Есептеу бөлімі
Қорытынды

Сызбалық материалдар тізімі (кестелер,диаграммалар,сызбалар және т.б.)
___________________________________ ___________________________________ ___________________________________ ___________________________________ ___________________________________ ___________________________________ ___________________________________ ___________________

Тапсырманың беру күні: __ ___ 2020 ж.
Жобаның жетекшісі:___________ Балабаева Ұ.Ш.
Студенттің қолы: ______________ Ергеш Н.Қ.
МАЗМҰНЫ
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 4
1 Геологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...5
Кенорны бойынша қысқаша мәлімет ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..5
Кен орынының Структурасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .5
Кенорынның тектоникасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 6
Мұнай газының физикалық және химиялық қасиеттері ... ... ... ... ... ... . ... .10
Техникалық-технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ..12
Тұз шөгінділерінің пайда болуы ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...12
Тұз шөгінділерінің пайда болуын болдырмау тиімділігін арттыру ... ... ...15
Мұнай және газ қоры ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 14
Есептеу бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..21
Қорытынды ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..23
Пайдаланған әдебиеттер ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .24

Кіріспе

Мұнай өнеркәсібі -- дүниежүзілік шаруашылықтың Екінші дүниежүзілік соғыстан кейін қарқынды өркендеген саласы, күшті монополияланған саланың бірі. Дүние жүзі бойынша мұнай саласында АҚШ пен Батыс Еуропаның аса ірі ұлтаралық компаниялары жетекші орын алады. Бұған қарсы тұру мақсатында 1960 жылы мұнай экспорттайтын дамушы елдер арнайы ұйым (ОПЕК) құрды. Ұйымның негізгі мақсаты -- осы ұйымға мүше елдердің мұнай өндіру және сыртқа сатумен байланысты қызметін халықаралық үйлестіру. XX ғасырдың соңына қарай дүкие жүзінде өндірілген 3,5 млрд т (газ конденсатымен қоса) мұнайдың 40%-ға жуығы ОПЕК елдеріне тиесілі болды. Ресей әлемдегі жетекші мұнай өндіретін елдердің бірі. Жан басына шаққанда мұнай өндіруден дүние жүзінде Кувейт 1-орын алады (2008 жылы -- 54,6 т).
Қазақстан мұнай мен табиғи газға бай ел. Қазақстан Республикасында 2008 жылы 70,7 млн т мұнай өндірілді; жан басына шаққандағы көрсеткіш 4,36 т болды.
Еліміздің мүнай өндіру тарихына көз жүгіртсек, қазіргі Атырау облысы жататын жерлерде мұнайдың бірінші фонтаны 1899 жылы Қарашұқыр барлау алаңында атқыласа, кейін 1911 жылы Доссор, 1915 жылы Мақат, 1934 жылы Ескене, 1935 жылы Байшонас, Қосшағыл, 1938 жылы Сағыз, 1939 жылы Құлсары сияқты мұнай кендері іске қосылды.
Қазақстан мұнай қоры бойынша әлемде жетінші, ал газ қоры бойынша алтыншы жэңе уран қоры бойынша екінші орынды ала отырып, ең ірі энергиялық өнімді экспорттаушы елдердің қатарына жатады.
Қазақстан Республикасы қазіргі мұнай өндіру технологиясының шамасына қарай қол жетерлік мұнай қоры 2 млрд 32 млн т, ал табиғи газдың қоры 1 трлн 170 млрд м[3] шамасында бағаланған. Мамандардың айгуы бойынша, Өзен, Жетібай, Бозащы т.б. кен орындарыиың қоры қазіргі технологиялық мүмкіндікпен байланысты алғанда мұнай 2073 жылға, газ 2167 жылға дейін өндірілуге жетеді деп болжанады.
Мұнай -- аса маңызды экспорттық тауар, дүние жүзінде өндірілетін мұнайдың 45%-ға жуығы сыртқа сатылады. Мұнайды өндіретін (Парсы шығанағы елдері, Латын Америкасы мен Африка елдері) және тұтынатын аудандардың) Еуропа, АҚШ, Жапония) аумақтық алшақтығына байланысты мұнай тасымалы күрделі көлік жүйесіне айналып отыр. Аса ірі мұнай құбырлары Ресейдің мұнайлы аудандарын Еуропа елдерімен байланыстырады. Канада мұнайы АҚШ-қа құбыр арқылы жеткізіледі. Теңіздегі қайраңдық (шельф) кен орындарында өндірілген мұнай құрлыққа суасты құбырлары арқылы тасымалданады. Қазіргі кезде олар 500 метрден төмен тереңдікке орналастырылған.

I Геологиялық бөлім

1.1 Кенорны бойынша қысқаша мәлімет

Королевское кен орны Қазақстан Республикасы Атырау облысының Жылыой ауданында орналасқан.Кен орнының құрылымы 1960 - 1975 жылдары аймақтық геологиялық-геофизикалық жұмыстардың нәтижесінде анықталған. Іздеу және барлау-бұрғылау жұмыстары 1984 жылы басталды.Осы жыл кен орынның ашылу жылы болып қалды.
Ең жақын елді мекен-кен орнынан оңтүстік-шығысқа қарай 35 км жерде орналасқан Сарықамыс ауылы.Ал 90 км жерде орналасқан Құлсары қаласы- Жылыой ауданының әкімшілік орталығы,Атарау қаласынан оңтүстік-шығысқа қарай 150 км және мұнай алыбы-Теңіз кен орнынан солтүстік-шығысқа қарай 20 км жерде орналасқан. Осы нүктелер мен кен оырын арасындағы байланыс автомобил, әуе және теміржол арқылы жүзеге асырылады. Республикалық маңызы бар автомобиль жолдары болып Доссор-Құлсары-Сарықамыс саналады,оған іргелес жатқан облыстық және жергілікті маңызы бар автомобиль жолдары жалғанады.
Королевское кен орнынан мұнай газ өңдеу зауытына жеткізіледі. газ өңдеу зауытынан ТШО-ға дейінгі арақашықтық - 15 км. Мұнай өндірісі және газды өңдеу интеграцияланған өндірістік желілермен қамтамасыз етіледі.Аудан арқылы келесі магистральдық мұнай және газ құбырлары өтеді:
Орталық Азия-Орталық магистральдық газ құбыры;
Теңіз-Құлсары-Атырау-Новороссийск мұнай құбыры;
Өзен-Құлсары-Атырау-Самара мұнай құбыры.
Кен орнының аумағы - жатылай шөлді сәл көлбеу каспий теңізі орналасқан. Абсолютті орташа биіктік минус 25 м болып табылады.Өсімділігі нашар, сортаң. Шығыстан Қарақұм құмдары кен орнына түседі. Өзен жүйесі жоқ.
Аймақтың климаты шұғыл континенталды: қысы суық (минус 300 С дейін) және жазы ыстық (плюс 450С дейін). Жауын-шашынның негізгі мөлшері көктемде және күзде түседі, олардың орташа жылдық мөлшері көбінесе 200 мм-ден асады. Облыс қатты желдермен сипатталады.

1.2 Кенорынының Структурасы

Королевское кен орны карбонатты массивпен шектелген бұрын-ертетас дәуірінде көміртегі девондық карбонатты негізде орналасқан.
Королевское кен орнында ұңғымалар ашқан стратиграфиялық түрдегі шөгінді қабаты Жоғарғы Девоннан Төрттікке дейінгі шөгінділер болып табылады. Онда үш ірі литологиялық-стратиграфиялық кешендер бөлінген: супрастальт (Жоғарғы Пермь-Төрттік шөгінділер), тұз (Кунгур эвапориттері) және тұзасты (Жоғарғы Девонон-Төменгі Пермияның шөгінділері).
Сейсмикалық зерттеулерге және бұрғыланған ұңғымаларға сәйкес, төменгі Пермь-Жоғарғы Девон дәуіріндегі тұзасты карбонатты қабатында платформа бөлігі және тік қанаттары бар. Карбонатты массивте сейсмикалық материалдар мен бұрғыланған ұңғымалар туралы мәліметтер негізінде үш құрылымдық және фазалық аймақтар анықталды: платформа (ұңғымалар 16, 18, 3483, 3682), көлбеу (қанат) (ұңғымалар 11.19, 22, 9, 10, 3185, 3880, 3882) және дистальды (бассейндік) (ұңғымалар 12, 14, 15 және, мүмкін, 13).
Тұз астындағы карбонатты резервуардың таралу аймағы су қоймасы болып табылмайтын және терең бүйірлік сұйықтықты қолдау рөлін атқаратын бассейннің терең сазды саздарымен (саз-карбонат) шектелген. Мұнай резервуары үшін шинаның рөлін Төменгі Пермь тау жыныстары ойнайды, оның ішінде саз - Артинск карбонатты шөгінділері - Мәскеу жасы және сульфаты - Күнгур сатысының қалыңдығы 375 - 1887 м. Галоген жыныстары.

1.3 Кенорынының тектоникасы

Тектоникалық тұрғыдан алғанда, Королевское кен орны Каспий мұнай-газ провинциясының оңтүстік-шығысында орналасқан және Теңіз - Қашаған карбонатты платформасының шығыс бөлігімен шектелген. Оңтүстік-батыста құрылым Теңіз көтерілуімен байланыстырылған, ал солтүстігінде 13 ұңғыма аймағында тар бұрылу арқылы бөлінген.
Өнімді карбонатты су қоймасының төбесінде (башқұрт шөгінділерінің шатыры) Королевское құрылымы солтүстіктен оңтүстікке қарай созылып жатқан күмбез тәрізді көтеріліс болып табылады (2-қосымша). Теңіз платформасымен салыстырғанда, Королевское кен орнындағы жазық платформа бөлігі салыстырмалы түрде тар және оңтүстігінде және шығыс бөлігінде 50-100 м амплитудасы бар көтерілістермен күрделі және беткейлері тік, тік және көшкін жарылысымен күрделі. Контурлы изогипс бойынша минус 4933 м, биіктігі 8,5х4 км. Амплитудасы 900м-ге жетеді.
Жоғары өнімді қабат қалыңдығы (Башкир-Серпухов-Ока дәуірі)
Бұрын бұл аймақта Мәскеу қабатының кен орындары жоқ деп пайымдалған және олардың болуы палеонтологиялық деректермен расталмаған. Алайда, биостратиграфиялық зерттеулерде Теңіз кен орнында Мәскеу жасындағы тау жыныстарының болуы анықталды. Ұңғымаларды геофизикалық зерттеу мәліметтеріне сәйкес, Королевское кен орнындағы Масовский горизонт қалыңдығы 50 м дейінгі 8, 11, 14, 22 ұңғымаларына бөлінген. Тау жыныстарына литологиялық сипаттама жоқ [2].
Құрылымның орталық бөлігіндегі (16, 3483, 3882 ұңғымалар) башқұрт кезеңінің тау жыныстары әр түрлі кристалды цементі бар органогенді және органогенді-детритті әктастармен және бітелген-кесек, алкалды және фораминиферо-сілтілі әктастармен ұсынылған. Фрагменттелген әктас сирек кездеседі, оның негізгі құрамдас бөліктері Серпухов дәуіріндегі қиыршық тастардың қиыршықтас және жартылай дөңгелек қиыршық тастарынан тұрады. Барлық дерлік бөлімде ұлпааралық кеуектіліктің болуы байқалады. Бөлімнің жоғарғы бөлігінде фрагменттік және фрагменттік қуыстардың пайда болуымен әктас қарқынды түрде бөлінеді, нәтижесінде көзге көрінетін кеуектер кеңейіп, 5% құрайды. Тік жарықтар мен микростилолит қосылыстары бар. Жарықтар, қуыстар, кеуектер арасындағы бос жерлер көбінесе битуммен қаныққан.
Құрылымның суасты бөлігі (12, 15 ұңғымалар) сұр, жұқа тақталы түйіршікті әктастардың фаунаның қалдықтарымен және қара-сұрдан қараға дейінгі орташа әктасты, пиритті сазды балшық тастармен араласуынан тұрады. Аймақты Доломитизациямен бақылайды. Туфтер мен спонгиттердің аралықтары бар.
Серпухов кен орындары - бұл органикалық қалдықтары бар ашық сұр, сұр, әр түрлі түйірлі әктас пен органогенді-детритальды, детриттік-ұюлы және реликті-органогенді әктастарды гетерокристалдық цементпен алмастыруды ұсынады. Әктастың оолиттік түрі аз кездеседі. Аймақтарда әктас доломиттенуін бақылайды. Олар доломитке толық көшкенге дейін (10, 3882 ұңғыма), сульфатизация және силикатизация (16 ұңғыма) байқалады.
Әртүрлі түйіршікті әктастар-көбінесе ұсақ-түйіршікті, әр түрлі детрит (балдырлар фрагменттері, брахиопод, гастропод,криноидтар, форанимифер) бар. Мұндай әктастың кеуектілігі 2-3% аспайды. Порж арналары, әдетте, битуммен бітелген (18, 3882, 3483 ұңғымалар).
Әктастардың органогенді-детритті және реликтілі-органогенді әртүрлілігі жартылай жаңадан пайда болған кальцитпен инкрустелген каверн қуыстарының түзілуімен және толтырылған битумдардың түзілуімен қайта кристалданған және сызылған. Кеуектілігі 5% - дан 15% - ға дейін. Жалпы тілік бойынша қоңыр битум (10, 16, 3882, 3483 ұңғымалар) қабықшалары бар жарықшақтардың қарқынды дамуы байқалады.
Жоғарғы Визан жасындағы коллекторлар (окск үстіндегі Горизонт) платформалық бөлігі шегінде негізінен органикалық қалдықтары бар (криноидтар буынының сынуы және брахиопод) сұр, ашық-сұр микро күкіртті әктастармен бүктелген. Биогерма, ұйынды, балдырлар, фораминифер-балдырлар және криноид-балдырлар әктастардың қабықтары бар. Базальдік цементі (ұңғыма 10) бар қарқынды кристалданған сынық әктастарының қабаттары және туфогендік материалдың аз қуатты қабаттары сирек кездеседі. Соңғысына қарай әртүрлі плитудалық стилолитті тігістер тартылады. Жер телімдерінде доломит, кремний және сульфаттар байқалады (10, 11, 3483 ұңғымалар).
Карбонаттардың кеуектілігі негізінен микрокристалды және саңылаусыз, аз жиі микрокавернозды. Орташа алғанда тілімдер бойынша ол 5-8% шегінде ауытқиды, ал кейбір қабаттарда 10% дейін артады. Битуминоздық затпен толтырылған тік және субвертикалды жарықтар байқалады.
Төменгі өнімді қабаттардың шөгінділері (Турней-Төменгі Визей дәуірі)
Тула горизонтының төбесінде вулкандық карбонатты-сазды шоғырланған аралық аритлиттер жиынтығы бөлінген. Ол вулкан-миктті алевролиттер мен әлсіз литиктендірілген вулкандық қабаттардың интенсивті эрозиясына байланысты пайда болған вулкан-микт алевролиттерімен байланысады. Бұл пакет шартты түрде өнімді карбонатты қалыңдықты екіге бөледі, стратиграфиялық объект вулканнан жоғары, ал стратиграфиялық объект II төменде орналасқан. Төменгі өнімділік қалыңдығы (стратиграфиялық объект II) Төменгі Визеян (Косвинко-Радаев) және Турней дәуірінің кен орындарына бөлінеді.
Төменгіизей (косьвин-Радаев) коллекторлары 9, 11, 19, 22 ұңғымаларда кернмен сипатталған. Тау жыныстары ішкі органикалық-пластикалық,
полимеритті әктас және сынғыш әктас (құмтас пен гравит)
Органогенді-пластикалық және ұю-полиперритті әктастар бүкіл қабықшалардан және мөлшері 0,5-1,2 мм органикалық қалдықтардан тұрады. Жіңішке детрит ішкі құрылым жоғалғанша көбінесе түйіршікті болады. Үлкен фрагменттерде шеткі шекара түйіршіктелген. Цемент негізінен базальды, аймақтардағы микроорганизмдер, аймақтарда қайта кристалданған: қыртыс, кеуек толтыру. Дақтар бойынша матрица майда түйіршіктелген кальцитке дейін кристалданған. Көмірсутектермен толтырылған жіп тәрізді микрокректердің ыдырауы байқалады. Олардың айналасындағы тау жыныстары да битуминозды заттармен байытылған.
Кластикалық әктас негізінен сұр, ашық сұр, орташа ірі түйіршікті, сәл битуминозды. Дәндер, әдетте, жақсы дөңгелектенеді және тау жыныстары мен органикалық қалдықтардың бөліктері: криноидтер, балдырлар, фораминифера және брахиопод. Цемент - бұл аздап қайта кристалданған жерлерде карбонатты, кеуек-негізді, микрогранулярлы. Тері тесігінен жоғары қысымның бірқатар аралықтары нәтижесінде, беткейге көтерілгенде таяз шөгіндіге түседі. Учаскелер доломитизация мен айналысты бақылайды.
Тілік бойынша тік және субвертикалды жарықтар байқалады, көбінесе битуминозды заттармен байытылған микростилолит қосылыстары (9-ұңғыма).
Турней кезеңінің тау жыныстары (11, 12, 13, 3682 ұңғымалары) органогенді-пластикалық, клот-полиперритикалық, бітелген-қопсытылған әктас және өрескел сынғыш әктаспен ұсынылған. Әдетте тау жыныстары қайта кристалданған. Әр түрлі сақтау деңгейіндегі қаңқалық дәндер криноидтардың, брахиоподтардың, остакодтардың, фораминифера қабықтарының, балдырлардың бөліктері және анықталмайтын қазбалардың сегменттерінен тұрады. Бөлінбейтін және фрагменттік қуыстар пайда бола отырып, сілтісіздендірілген учаскелер.
Көрінетін кеуектілік 2-5% құрайды. Онда стилолиттер мен микростолиттер бар.
Май құрамы. Мұнай қоймасы орналасқан карбонатты резервуар екі стратиграфиялық объектіге бөлінеді. Бірінші стратиграфиялық нысанға башқұрт - Серпухов-Ока дәуірінің кен орындары, екіншісіне - Төменгі Висен - Турней дәуірінің кен орындары кіреді .
Карбонатты массивтегі мұнай кен орны 11 ұңғыманы сынау арқылы зерттелді (8-14, 16, 3483, 3682, 3882), оның ішінде 4 ұңғыма 8, 16, 3483, 3682 платформада орналасқан
егістіктің бөліктері, қалғандары - көлбеу жерде (су асты аймақта орналасқан 12, 13, 14 ұңғымаларын қоспағанда).
Ұңғымалардағы стратиграфиялық қондырғылардың біреуін жеке сынақтан өткізу кезінде (Башкир кезеңі), 10 (Висейдің төменгі сатысы), 11 (Турней кезеңі), 16 (Серпухов кезеңі) ұңғыларда әртүрлі мұнай ағындары -4033,8 м абсолюттік белгілерге дейін алынды. Тиісінше -4811 м, -4845,8 м, -4144,4 м.
Қалған ұңғымаларда бірнеше стратиграфиялық қондырғылар бірлесіп сыналды.
Карбонатты массивтің платформалық бөлігі 3682 ұңғымада сыналды, мұндағы өндіріс жолында Башкир, Серпухов және Ока кен орындарының жоғарғы бөліктерін қосқанда, тәулігіне 1662 м3-ден -4653,3 м абсолюттік белгіге дейін мұнай ағыны алынды (ПЛТ зерттеуіне сәйкес). 3483 ұңғымада Ока шөгінділерінің төменгі бөлігінің ашық саңылауларында, сондай-ақ Тула, Турней және девон шөгінділерінің кішкене қалыңдығында бірлескен сынақ жүргізілді. Тәулігіне 684 м3-ден абсолютті -4649,3 м-ге дейін мұнай ағыны алынды.
9-шы ұңғымада Серпухов, Ока, Төменгі Визеан және Турнейский кен орындарын бірлесіп сынау кезінде тәулігіне 1283 м3 мұнай ағыны абсолюттік белгіге -4809,4 м дейін жеткізілді.
12-ұңғымада Серпухов кен орнынан көлбеу оңтүстік-шығыс бөлігінде абсолютті -4934,5 м биіктікте, мұнайдың белгілері жоқ өндірілген судың әлсіз ағымы алынды. 13 ұңғымада, абсолюттік белгісі -4940,4 м болатын Турней шөгінділерінен тәулігіне 0,96 м3 су ағынымен су ағыны алынды. 14-ұңғымада, девон шөгінділерінен 5191-5248 м (-5207.7-5264.7) аралықта өндірілген судың ерітілген газбен тәулігіне 72 м3 шығыны алынды.
Тұзды шөгінділермен шектелген мұнай кен орнының мұнай-су байланысы сенімді түрде орнатылмаған, бұл бүкіл Каспий аймағына тән, сусыз мұнай өндірудің төменгі шегі де белгіленбеген, өйткені ашық ұңғыларда бірге сынақ жүргізу кезінде PLT зерттеу нәтижелі аралықтардың жоғарғы бөліктерінде ғана жүргізілген. 3882 және 3483 ұңғымаларында, гидродинамикалық каротаждың (MDT) деректері бойынша -4933 м абсолюттік белгіде қысым градиентінің өзгеруі орын алады, бұл учаскенің майлы қаныққан бөлігінің сулы қабатқа өзгеруін көрсетеді.
3882 ұңғымада, ұңғымалар журналының мәліметтері бойынша, IR қисық сызығындағы қарсыласудың біртіндеп төмендеуі үшін учаскенің мұнай және су өткізгіш бөлігі арасында өтпелі аймақ (4810-4960 м) құрылды.
Кен орнының учаскесін геологиялық зерттеудің осы кезеңінде шектеулі іріктеме мәліметтерін ескере отырып, мұнай-су байланысы шартты түрде -4933 м абсолюттік белгі бойынша қабылданады.

1.4 Мұнай газының физикалық және химиялық қасиеттері

Тұз астындағы палеозой шөгінділеріндегі аймақтарға ұқсас мұнай гигантын жоғары тұзды сулармен қарастыруға алуға болады.Көмірсутегі газымен, күкіртсутекпен және көмірқышқыл газымен қаныққан калий хлориді және магний типі 280 г л. Мүмкіндік жоққа шығарылмайды тұндырылған сулармен мұнай кенорындарының минералдануы 70 - 100 г л және йод пен бромның төмен концентрациясы.Өнімді горизонттар суының гидроминералды шикізаты ретінде қызығушылық білдірмейді, өйткені сирек микроқұрамдастардыңолардың құрамы өнеркәсіптік деңгейден төмен.
Осылайша, солтүстік Каспий теңізінің палеозой шөгінділерін мұнай-газ әлеуетіне қарай екі геохимиялық аймаққа бөлуге болады. Каспий тұзды күмбез бассейнінің оңтүстік бөлігі дамыған солтүстік аймақта палеозойда күкірт сутегі газдары мен конденсат болуы керек.
Мұнайдың тығыздығы - 0,797 г см3;
Газ факторы - 589 м3 т;
Көлем коэффициенті - 2.1845;
Газсыздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы - 2,02 МПа·с
Технологиялық зерттеулер Королевское кен орнының мұнайының күкірті (күкірттің жаппай құрамы 0,72%), аздап шайырлы (1,21%), парафин (4,6%). Дистилляция кезіндегі жарық фракцияларының көлемдік шығымы 300 0С дейін 70% құрайды. Меркаптан күкірттің массалық құрамына дейін 0,208%. Мұнайдың бу қысымы - 238 мм рт.ст. Яғни. осы параметрдегі мұнайдың сапасы тапсырылған мұнай үшін ГОСТ 9956-76 сәйкес келеді.
Королевское кен орнындағы мұнайдың өндірістік ағындары тәулігіне 140-тан 1329 м3-ге дейін өзгереді.
Рп қат қысымының және Тпл қат температурасының мәні перфорация аралығының ортасына келтірілген 84,6 және 80,9 МПа және 105 және 98,8 ºС.Тереңдік бойынша қысым мен температураның таралуы сызықтық тәуелділіктермен сипатталады:
Rpl = 0.0056 Nabs + 57.723 (МПа),
Mp = 0.0169 nbs + 29.001 (0C).
Қарастырылатын өнімді деңгейжиектердің бастапқы қабаттық қысымының шартты гидростатикалық қысымнан (немесе коэффицициент аномальности 166) жетеді 1,83. Геотермиялық саты100 метрге 1,55 ºС
Өнімділік коэффициенті ұңғымалар бойынша 34,0-ден 72,5 м3 с МПа дейін өзгереді,өткізгіштік коэффициенті-0,022729-тен 0,021203 Д дейін, гидроөткізгіштік коэффициенті-210,45-тен 157,06 Д см спз, коэффициент қозғалыс-0,0842-ден 0,0785 Дспз дейін.
Тереңдіктің және резервуардағы қысымның, тереңдік пен температураның арасындағы байланыс белгілі тереңдіктің мәндерінен анықтауға мүмкіндік береді. Рпл және Тпл параметрлері. Шоғырдың төбесінде Рнабс= 3871 м болғанда олар 79,5 МПа құрайды және 95,1 БС, БМК - ге.Рнабс = 4863 метрден-85 МПа және 106,1 ºС дейін, сондай-ақ орташа Набс кезінде қысым мен температура мәндерінің шоғырлануы үшін.Рнабс = 4535 метрден -83,1 МПа дейін және102,5 ºС сәйкесінше.

2 Техникка ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.