Рационалдық қабат қысымы
АҢДАТПА
Осы дипломдық жобада бес негізгі бөлім қарастырылған.
Бірінші бөлімде кен орынның геологиялық құрылымдық сипаттамасы,
коллекторлардың бөлінуі, кеуектілік, мұнайға қанығушылық, өткізгіштік
коэффициенттері, физикалық-гидродинамикалық сипаттамасы, мұнай мен газдың
қорлары туралы айтылған.
Технологиялық бөлімінде Жаңажол кен орнында ұңғыманың түп аймағын тұз
қышқылымен өңдеу, тұз қышқылын дайындау және өңдеу жұмыстарын жұргізу реті
көрсетілген.
Экономикалық бөлімінде кен орнын пайдаланудағы техника-
экономикалық көрсеткіштеріне талдау көрсетілді.
Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік
факторларды талдау және қышқыл ерітінділермен жұмыс жасау кезіндегі
қауіпсіздік көрсетілген көрсетілген.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде атмосфераны, гидросфераны және
ластайтын көздер ретінде технологиялық үрдістер көрсетілген.
АННОТАЦИЯ
Этот дипломный проект состоит из пети основных частей.
В первой части изложены следующие основные параметры: строение,
выделение коллекторов, пористость, нефтенасыщенность, коэффициенты
проницаемости, физико-гидродинамические характеристики, запасы нефти и
газа.
В части технологии приведены технологии проведения соляно-кислотной
обработки, подготовки соляно-кислотного раствора на месторождений Жанажол.
Административные свойства технико–экономические показатели
эксплуатации месторождения рассмотрены в экономической части.
В части охраны труда указаны анализ опасных и вредных
производственных факторов и опасность использования скважин газлифтным
методом.
В части охраны окружающей среды рассмотрены технологические процессы
которые являются источниками загрязнения атмосферы и гидросферы.
ANNOTATION
This diploma project considers five main sections.
The first section is about geological structured description of
deposit, division of collectors, porous, satiation of oil, permeation
coefficients, physical – hydrodynamic description, oil and gauze reserves.
In order to project the cultivation in the third and fourth sections I
have considered geological – industrial and technical – economic bases of
deposit versions in Zhanazhol deposit.
Organizing analyze technique – economic parameters by using deposit
are mentioned in the economic section.
Dangerous and harmful industrial factors and danger of gauze – slit
using of slits are shown in the labour protection section.
Environment protection section includes sources that pollute
atmosphere and hydrosphere.
The science section is about that compressor gauze lift method is
advantageous method after using fountain, main problems that appeared by
using gauze lift, offers and conclusions.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..9
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... .. 11
1 Геологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 11
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы ... ... ... ... ... 11
1.2 Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . .. 15
1.3 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 20
1.4 Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 22
2 Технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 24
2.1 Кен орынды игеру жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 24
2.1.1 Игерудің ағымды жағдайын талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 24
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы шығынын, игерудің 27
технологиялық көрсеткіштерін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 28
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау ... ... ... ... .. 31
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының көрсеткіші ... ... ... ... ... ... .. 35
2.1.5 Қабат қысымын ұстау жүйесі және қоланыстағы қабаттардың мұнай
бергіштігін арттыру әдістері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 37
2.2 Мұнай және газды өндірудің техникасы мен технологиясы ... ... ... ... 37
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы..37
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын – алу шаралары және
олармен күрес ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 43
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары
мен оларға ұсыныстар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 45
2.3 Арнайы бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.3.1 Жаңажол кен орнында ұңғының түп аймағын тұз қышқылымен өңдеу 52
бойынша қысқаша шолу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.3.2 Ұңғының түп аймағын тұзқышқылмен өңдеудің есебі ... ... ... ...
2.3.3 Компьютерлік бағдарламаны пайдаланып есептеу ... ... ... ... ... ... 52
3 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.1 Кен орнын игерудің техника-экономикалық көрсеткіші ... ... ... ... ... .
3.2 Экономикалық тиімділік 55
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..60
... 62
4 Еңбекті қорғау 62
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..63
... ... ... ... ... .. 64
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды 65
факторлар ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... 66
4.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету 68
шаралары ... ... ... ... ... 68
5 Қоршаған ортаны 69
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..73
... ... ... ... . 73
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау ... ... ... 74
5.2 Су ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... . 75
5.3 Жер ресурстарын қорғау ... .
ҚОРЫТЫНДЫ ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ...
ӘДЕБИЕТТЕР
ТІЗІМІ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ...
Қосымша
А ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ..
Қосымша
Б ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ..
Қосымша
В ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ...
Қосымша
Г ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ..
Қосымша
Д ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ..
КІРІСПЕ
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға
жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға
дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Жаңажол кен орны таскөмір жүйесінде қалыптасқан, кеуек пен
жарықшақтардан, кеуек пен ұсақ қуыстардан тұратын карбонатты коллектор
болып табылады. Кен орынды игеру екі карбонатты қалыңдық бойынша
жүргізіледі – КТ-І және КТ-ІІ. Бұл жердегі ұңғымалар мынадай сипаттарға ие:
терең, газ факторы жоғары және күкіртті сутегінің пайыздық мөлшері жоғары.
Мұнай және газ кен орнында ұңғымалардың өнімділігін арттыру кезіндегі
тиімді әдістердің бірі және айдау ұңғымаларының қабылдағыштығы болып
карбонатты коллекторларда орналасқан ұңғымалардың түпаймақ ауданын
тұзқышқылымен өңдеу болып табылады. Дегенмен тұзқышқылымен өңдеу әдісі әр
уақытта тиімді бола бермейді.
ВНИИГаз, КазНИГРИ, British Gas және Agip лабораторияларының
зерттеушілерімен өндірісте өнімді қабаттарды өңдеу әдісі енгізілген.Бұл
әдісте қабаттың түпаймақ ауданы қарапайым тұзқышқылының орнына
тұзқышқылындағы аэрирленген беттік әрекеттік заттардың ерітіндісімен
өңделеді, көбік қышқылды әдісті пайдалана отырып, ұңғының өнімділігін
арттыру.
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
Мұнайгазконденсатты Жаңажол кен орны Ақтөбе қаласынан оңтүстікке қарай
240 шақырым жерде, Ақтөбе облысының Мұғалжар ауданында, Мұғалжар таулары
мен Ембі өзенінің дала аймақтарының арасында орналасқан. Жақын қоныстанған
бекеттер болып, кен орыннан солтүстік – шығысқа қарай 15 шақырым жердегі
Жаңажол совхозының аумағы және солтүстік-батысқа қарай 35 шақырым жердегі
жұмыс істеп тұрған Кеңқияқ мұнай кәсіпшілігі саналады. Жақын маңындағы
теміржол станциясы болып, кен орынның ауданынан 100 шақырым жердегі Мәскеу
– Орталық Азия теміржол торабында орналасқан Ембі станциясы болып табылады.
Жаңажол кен орынынан солтүстікке қарай 130 шақырым жерде, Ақтөбе қаласында
МГӨБ АҚ “Ақтөбемұнайгаз” өндірістік кәсіпорыны орналасқан. Кен орынды игеру
1983 жылдан басталды.
Жер бедері әлсіз жоталы жазықтан тұрады. Жер бедерінің абсолютті
белгілері +125 – 270 м аралығында болса, ал минималды белгілері кен орынды
оңтүстік – батыстан шектейтін Ембі өзенінің маңында кездеседі.
Ауданның гидрографиялық бөлігі Ембі өзенімен байланысты сипатталады. Ол
кен орынның оңтүстік – батысында 2 – 14 шақырымға созылған. Суы
минералданған, техникалық мақсаттарда пайдаланады. Ал тұрмыстық мақсаттарда
құдықтардан алынатын су пайдаланады. Ембі өзенінің және құдықтарда судың
деңгейі 2 м немесе оданда көп құрайды. Ембінің сол саласы – Атжақсыда
тұрақты су ағынының болмауынан, суға тек қана көктем мезгіліндегі су
тасқындарының арқасында толады.
Ауданның ауа-райы құрғақ, жоғары континентальды және жылдық пен
тәуліктік температуралардың болуымен, аса төмен ылғалдықпен сипатталады.
Қожай метеостанциясының мәліметтеріне сүйенсек, қыстағы температура
минимумы –40 градусқа жетсе, ал жаздағы температура максимумы +40 градусқа
жетеді. Ең суық қаңтар мен ақпан айлары болса,ал ең ыстық шілде айы болып
табылады. Қатты желдер мен борандардың соғуы, қаңтар мен ақпан айлары үшін
тән.
Топырақтың қату тереңдігі 1,5-1,8 м-ді құрайды. Ортажылдық,
атмосфералық жауын – шашын мөлшері үлкен емес және жылына 140 – 200 мм-ге
жетеді.
Барлаулық бұрғылаудың мәліметтері бойынша, төменгі тас көмір кезеңінен,
төрттік кезеңіне дейін зерттеу жүргізіліп,соның негізінде стратегиялық –
аймақтық бірізділік жасалды. Осы аудандағы ең кәрі қабаттар болып,барлау
ұңғыларымен ашылған төменгі карбондағы визей ярусы саналады. Гжел
ярусының,касимов ярусының және жоғарғы мәскеу ярустық бөліміндегі қалың
қабаттарды (қалыңдығы 386-717 м), кәдімгідей жоғарғы карбонаттың қабаттарын
– КТ-1 қабаттары деп атауға болады. Визей ярусының, серпухов ярусының және
төменгі мәскеу ярустық
бөліміндегі,төменгі волихир ярустық бөліміндегі аса қалың қабаттарды
(қалыңдығы 509 – 930 м), кәдімгідей төменгі карбонаттың қабаттарын – КТ – 2
қабаттары деп атауға болады. Берілген аудандағы мұнай газ белгілері
негізінен осы карбонатты қалыңдықтарда (КТ – 1 мен КТ – 2) шоғырланған.
Стратиграфиялық жағынан А жиынтығы гжель ярусының төменгі бөлігіне, Б
жиынтығы Касимов ярусына, В және В1 Мәскеу ярусындағы подоль горизонтының
жоғарғы бөлігіне негізделген. Олардың көмірсутектерімен қанығу
сипаттамалары әр түрлі:А жиынтығында газды шоғыр төменде мұнаймен
байланысқан, сәйкесінше биіктіктері 203 және 90 м-лерді құрайды,Б жиынтығы
биіктігі 90 м болатын мұнай газды шоғырдан және биіктігі 110 м болатын
газды бөлігінің қабатынан құралады. В жиынтығы газды телпегінен (газды
бөлігінің биіктігі 30 – 50 м) тұратын мұнайлы шоғырға (мұнайлы қабатының
биіктігі 83 – 91 м) негізделген. В1 жиынтығы биіктігі 87 м – ге жететін
үлкен емес екі мұнайлы шоғырлардан тұрады.
Барлық анықталған өнімді жиынтықтар өзара гидродинамикалық жүйемен
біріктірілген, практикалық жүзінде –2560 м абсолютті белгіде, ортақ газ
мұнайлы байланысы бар, бір қабатты – массивті газ мұнайлы шоғырды
келтіреді және СМЖ ауданы бойынша –2630-2650 м абсолютті белгілерде
өзгереді.
СМЖ-ның жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік периклиналда (-
2630–2640 м – де ), ал төменгі жағдайы шығыс қанатта және солтүстік
периклиналда (-2640 – 2650 м – де) байқалады.Бірақ 182,154,383 ұңғымалары
жататын Б, В мен В1 жиынтықтардың қабаттарында тығыз бөліп тұратын
қабатшалар болмағандықтан, олар ортақ қалың қабатты құрайды.Бұл тағы да
анықталған жиынтықтардың тұтастығын дәлелдей түседі. Газ мұнайлы жапсар
4,5,10,16,17,18,19,22 мен 26 ұңғымаларды сынау кезінде қабылданды, сонымен
қатар –2560 м тереңдіктен газ, ал одан төменгі тереңдіктен мұнай алынды.
Г стратиграфиялық жиынтығы өзінің негізгі қима бөлігінде, мәскеу
ярусындағы кашир горизонтының жыныстарынан құралады, ал Д жиынтығында
мәскеу ярусындағы верестік горизонтының сонымен қатар башкир, серпухов
(протвинский, стешевский, тарусский горизонттары) пен визей (веневский,
окский горизонттары) ярустарының жыныстары шөгеді.Алдында атап өткендей,
КТ – 2 қалыңдығы тектоникалық бұзылыстары бар блоктарға бөлінеді. В1,2
және 3 блоктарда мұнайдың бөлінуі анықталды.
3 блоктағы ГМЖ-ның газ мұнайлы шоғырында, 36-шы ұңғыманы сынағаннан
кейін алынған нәтижелері мен газды каротаж мәліметтері бойынша, -3385 метр
абсолютті белгісінде жүргізілген перфорацияның нәтижесінде мұнай мен газдың
ағыны алынды. 14-ші ұңғымада, -3399 метр тереңдікте мұнай алынды,ал 36-шы
мен 45-ші ұңғымаларда, -3371 метр тереңдікте құрамында конденсаты бар газ
алынды.
Су мұнайлы жапсар –3603 метр абсолютті белгісінен (шоғырдың батыс
бөлігіндегі 43 – ші ұңғыма бойынша), –3573 метр абсолютті белгісіне дейінгі
(блоктың оңтүстік – шығысындағы В6 ұңғымасынан осы белгіге дейін сусыз
мұнай алынды) аралықты қамтиды. 72 ұңғыманың тұщы сулы бөлігінде, қабаттың
мұнайлы бөлігі –3589 м белгіге дейін орныққан, ал солтүстік периклиналдағы
73-ші ұңғымадан, –3597 м белгісінен су алынды.
6 – шы және 14 – ші ұңғымалардың, –2637 м мен –2631м абсолютті
белгілерінде қабат суы алынды, бұл алынған геофизикалық мәліметтердің дұрыс
екенін көрсетеді. Шығыс периклинал ауданында және солтүстік күмбездің
оңтүстіктегі 11 – ші мен 5 – ші ұңғымаларының,- 2645 м мен –2644 м
абсолютты белгілері сусыз мұнай берді. ПГИС – тің мәліметтері бойынша
мұнайға қанығушылық бөлігінің табаны –2651 м абсолютті белгісінде
байқалады. Қабаттарды нақты корреляциялау және жаңа жетілген ұңғымалар мен
кен орны ішіндегі ұңғылардың мәліметтерін бірлестіріп, құрылымдарды зерттеу
нәтижелерінің негізінде құрылымдық морфологияны терең зерттеу жүргізілді.
Құрылымды зерттеу үшін КТ-І-ден 520 ұңғыма және КТ-ІІ-ден 220 ұңғыма
пайдаланылды.
80-жылдар басында Жаңажол ауданында екі өлшемді 4х4 км-лік барлау
жүргізілді, ал жергілікті жерлерде сейсмопрофильдің тығыздығы 2х4 км
құрады. Осы жолы екі өлшемді сейсмика мәліметтерінің бөлігі жиналды. Жалпы
екі өлшемді сейсмиканың мәліметтері берілген ауданның тіректік
горизонттарын сипаттайды, бірақ ығысуларды және олардың таралуын анық
сипаттамайды, әсіресе жүргізілген екі өлшемді сейсмиканың нәтижесінде кен
орнының батыс қанатының шектік ығысулары анық көрсетілмеген.
Түптердің едәуір орын ауыстыруы әсерінен, құрылымның сипаттамасын дәл
түсінуге пайдалану ұңғылары бөлігінің белгілі деңгейінің әсері пайда
болады. 409 ұңғыманың (кесте 1.1) қисаюы туралы алынған нақты мәліметтердің
негізінде қисаюы туралы толық мәліметтері бар ұңғымалардың қисаюын қайта
түзету жүргізілді.
Кесте 1.1
Горизоннтардағы қисайған ұңғыларды түзеу
Горизонт Тігінен көлбеу ығысу, м Ұңғы-мал
ар
саны
0-30 0-50
Сұйықтық мың.т Су, мың.т Газ, млн.м3
2006 3618,8 4278 10636,8 1571
2007 3428,1 4191,1 10277,9 1442
2008 3225,6 4076,2 9855,1 1397
2009 3062,1 4023,1 9497,3 1355
2010 2893,5 3968,7 9152,8 1308
2011 2711,9 3899,2 8831,6 1250
2012 2505,5 3800,4 8378,2 1162
2013 2320,6 3721,4 8133,2 1091
2014 2176,9 3691,6 7786,5 1033
2015 2047,1 3654,7 7418,9 960
2016 1908,1 3614,1 7097,6 892
2017 1778,2 3581,4 6808,1 831
2018 1658,2 3570,5 6575,9 784
2019 1557,4 3519,8 6381,6 743
2020 1458,9 3473,4 6165,8 703
2021 1384,2 3486,3 6089 674
2022 1297,9 3460,6 5959,8 647
2023 1209,6 3438,1 5821,7 631
2024 1146,8 3465,3 5731,5 605
2025 1106,9 3790,1 5721,3 596
2026 1051,2 3543,1 5693,4 584
2027 1006,5 3621,5 5704,8 562
2028 971,6 3715,5 5765,7 552
2029 932,1 3817 5802,8 532
2030 894,9 3940,4 5874,7 515
2031 866,7 4102,5 6012,5 499
2032 796,2 3748,2 5450,1 497
2033 761 3974,5 5624,2 478
2034 716,6 4052,5 5633,6 463
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
Қабаттағы мұнай қорының құрымында, еріген газдан басқа да, әр түрлі
қоспалар болады – құм, балшық, тұзды кристалдары және су болады.
Қайта өндеуге түспейтің мұнайда, қатты заттардың мөлшері 1,5 %
аспайды, ал құрамындағы судын мөлшері көлемге байланысты өзгеріп
отырады.Кен орынның игерілу ұзақтығына байланысты, өнімнің құрамында су
мөлшері де көбейеді.Кейбір ескі ұңғымаларда өңімнің 90 % су болуы
мүмкін.Өндеуге түсетің мұнайдың құрамында кемінде 0,3 % - ға жуық су болуы
керек.Мұнайдағы механикалық қосылыстар, оның құбыр жолы арқылы тасмалдауына
кері әсерін тигізеді, мұнай құбарларындағы ішкі эрозияларды тудырады.
Көбінесе, мұнайды тасымалдау кезінде жеңіл компоненттердің ( метан,
этан, пропан және т.б.)жоғалуы байқалады, жуықтап – 5% -ға дейін, 100 С
температурадағы фракциялардың қайнауында.Шығымды өтеу мақсатында; жеңіл
компоненттер және ескірген құбырлар мен игеру аппараттары қайта жөндеу
жұмыстарын жүргізу керек.
Жеңіл компоненттерді жоғалтпау үшін және мұнайды резервуарда сақтау
үшін, мұнайға арнайы сүзгіштер қолданады.Мұнайдағы негізгі су және қатты
заттар бөлшектерін резервуарлар қыздыру және суыту арқылы тұңдырады.Ақырғы
тұндыру арнайы қондырғылар арқылы жүзеге асады.Су және мұнай бір – бірінен
қиын ажырайтын эмульсия тудырады да, мұнайды сусыздануын
бәсендетеді.Мұнайды деэмульсиялау процесі екі жүйеде жүреді, оның біреуі
кішкентай тамшылар күйінде болады.Мұнай эмульсиясының екі түрі болады;
судағы мұнай немесе гидрофильді эмульсия және мұнайдағы су немесе
гидрофобты эмульсия. Көбінесе гидрофобты мұнай эмульсиясы
кездеседі.Дисперсті фазалардың адсорбты қабатындағы жоғарғы шекарасында
эмульсия көбіршектері байқалады.Осындай қабаттар үшінші процес –
эмульгатор.Гидрофильді эмульгаторға ерігіш қасиеті жоғары желотин, крахмал
т.б жатады.Гидрофонды ол – мұнай өнімдерінде жақсы ерігіш органикалық тұз
кислотасы, шайыр, ұсақ дисперсті түп бөлшектері,балшық, металл қышқылдары
және т.б.мұнаймен тез шайылатын сұйықтар.Осы көрсетілген әдістердің
нәтижесінде сапалы мұнай қорын алуға болады.
Пайдалану басында газ шапкасының энергиясын, шеткі және табан
суларының энергияларын толық пайдалануға байланысты, табиғи газды
пайдаланудың жағымды тиімділігі болды, бұл сатыда мұнайдың жинақталған
өндірісі 8,19 млн.т құрайды. Сандық модельдеу нәтижелері мұнай жұрынының
(оторочка) қысымының құлау және газ бүркемесі көлемінің кеңею мөлшері
бойынша мұнайгаз шекарасы азайып, біруақытта газ мұнай аймағына енетінін
көрсетті. Соңғы уақытта енгізілген барьерлік су айдау газдың мұнай
оторочкасына енуіне жол бермеуінде рөл атқарғанымен, газ бүркемесіндегі
бақылау ұңғыларының қысымдары мәндері бойынша газ бүркемесінің қысымы кен
орнын игерудің басындағы мәндерімен салыстырғанда күрт төмендеуі байқалады.
Газ кенішінің техникасының әдісін қолдана отырып, І-КҚ мұнайгазды шекарасы
7,2м-ге төмендегенін (ІІ-КҚ мұнайгаз шекарасы бұдан да төмендеуі мүмкін)
анықтаған.
Қабаттан мұнай алуды талдау.
Кен орны объектілері бойынша объектілерден бірқалыпсыз қор алу
байқалған. Мұнай алу коэффициенттерінің және қорды алудың 2011 жылғы
жағдайы бойынша мәндері көрсетілген. Осыдан І-КҚ бойынша Всолт және Воңт
объектілерінен қор көп алынған. ІІ-КҚ кенішінде алғашқы алынатын қор алымы
10,78% дейін төмен болатыны байқалды.
Қабаттардың көп бөлігі әлі толық бұрғыланбаған және қордың бөлігі
дренаждалмай қалған (кесте 2.3).
Кесте 2.3
Игеруге қатысты қор деңгейі
Кеніш Қабат Игеруге Мұнайға Игеруге Игеруге Игеруге
қатысты қаныққан қатысты қатысты қатысты
алаң, км2аймақ аудан геологиялық қор
ауданы, деңгейі, қорлар,млн.т деңгейі,%
км2 %
І-КҚ А 18,07 74,6 25,1 7,5171 14,70
Б 33,06 71,48 46,3 30,9696 50,79
В 42,97 54,53 78,9 39,5828 72,90
ІІ-КҚ Гсев 60,46 107,60 56,19 77,8560 62,40
Дюг 24,41 77,15 31,6 58,2830 68,48
Дсев 7,66 30,09 25,6 5,1919 32,02
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
Қабатқа әсер ету агенттері ретінде МЕСТ-39225-88 Мұнай қабатын
суландыруға арналған су сапасына қойылатын талаптарға сәйкес қабат суы
және альб-сеномандық сулар таңдалған.
Жаңажол кен орнының барлық кеніштерінде қабат қысымын ұстау шаралары
жүргізіледі.
Всолт объектісінің кенішінде су айдау 1986 жылы басталды. Айдау
ұңғымалары барьерлік қатар құрып, газдың кеніштің мұнай бөлігіне өтуіне жол
бермейді. Су айдау 1996 жылы 820 мың.м3 құрады, бұл жабаның 92%-ын құрайды.
Негізінде су айдау деңгейі жоба деңгейінен біршама жоғары болды. Мысалы
максималды су айдау 1993 жылы жүргізілді, айдалған судың мөлшері 1542,3
мың.м3 болды, бұл жобадан 48,2%-ға жоғары.
Су айдаудың жоғары мөлшеріне қарамастан жобалық деңгейлер орындалмайды.
Бұл кенішке су айдау тиімділігінің жеткіліксіздігін көрсетеді. Игеру
басынан бастап, 8971,6 мың.м3 су айдалды. Жылдық орнын толтыру 217,2%, ал
жинақталған орнын толтыру 69,8% құрады. Су айдау мөлшерінің жоғары болуы
ұңғымалардың жоғары қабылдағыштығымен қамтамасыз етіледі.
Воңт объектісінің кенішінде су айдау 1991 жылы басталды. Айдау
ұңғымалары барьерлік қатар құрып, газ бүркемесінің жылжуына жол бермейді.
Игеру басынан бастап, 4544,9 мың.м3 су айдалды. Жылдық орнын толтыру
163,9%, жинақталған орнын толтыру 67,9% құрады. Айдау ұңғымасының орташа
қабылдағыштығы 285,7 м3тәул, бұл жобадан 3,4 есе жоғары. Су айдаудың
жоғары мөлшеріне қарамастан мұнай өндірудің жобалық деңгейлері
орындалмайды. Бұл кенішке су айдау тиімділігінің жеткіліксіздігін
көрсетеді.
Кеніштерде қысым төмендеген кезде өндіру ұңғымаларының өнімділігінің
өзгеруі.
Төменде кен орынның солтүстік күмбезіне жалпы су айдау нәтижесіндегі
сулану диаграммасы келтірілген. 2.1 диаграмма
Рационалдық қабат қысымы. Алғашқы 5 жылда Жаңажол кен орнын игеру
табиғи режимде жүзеге асырылды. Кейін барьерлік және ошақтап су айдау
кезіндегі игеру жүйесі қабылданды. Айдау және өндіру ұңғыларының біртексіз
торда орналасуының әсерінен қабат қысымы едәуір төмендеді, осыған сәйкес
өнімділік те төмендеді. Басқа елдердің карбонатты кен орындарында сумен
ығыстыру кезінде, қабат қысымы әдетте 80% деңгейінде және бастапқы қабат
қысымынан жоғары ұсталады. Жаңажол кен орнында бастапқы қабат қысымының
гидростатикалық қысымнан жоғары (1,031-1,039) болуын, фонтандау
аяқталғандағы жоғары түп қысымын және КТ-І және Гсолт бумасындағы қанығудың
жоғарғы қысымын ескергенде, КТ-І кенішінде және Гсолт бумасындағы
рационалды қабат қысымы бастапқы қабат қысымының 80-90% құрау керек, яғни
КТ-І кенішінде – 23,42-26,4МПа, ал Гсолт бумасында – 31,60-35,55МПа. КТ-ІІ
горизонтының Д бумасы – толық қанықпаған кеніш, оның қабат қысымы.
Қатпарлардың түзілу үрдісі барысында мысалға, өзен арнасының,
аймағындағы орналасқан кеуекті және өткізгіш қабаттар беттік жаққа шығуға
мүмкіншілік алады, осы өзен арнасынан ұңғыма арқылы мұнайды алу кезінде,
қабаттың сумен үздіксіз қоректенуі жүреді. Қабат–коллектор, шоғырдан бастап
беттік суларды жұту орнына дейін созылу бойымен жетерліктей өткізгіштікке
ие болуға тиісті. Бұл нұсқа сыртындағы судың қарқындылығын шарттайды.
Әдетте бұндай шоғырларда қабаттық қысым, суды бағанасының биіктігі қабаттың
шоғырлану тереңдігімен бірдей гидростатикалық қысымға тең болады. Игерудің
бастапқы сатысында төмендеген қысым, алдыңғы уақытта сұйықты алудың
орнатылған жылдамдығында (жылына алынатын қордан 2-8 %) тұрақты болып
қалады.
Суарынды режим кезінде мұнайды алу орны нұсқа сырты немесе айдалатын
сумен толтырылады, ол уақыт аралығында ұңғы шығымының қабат қысымының және
газ факторының тұрақтылығымен түсіндіріледі. Газ факторының тұрақтылығы
келесі жағдайлармен шартталады, Рқаб Рқан кезде қабаттан газ бөлінуі
жүрмейді, сондықтан әр тонна мұнайдан, қабаттық шарттарда (Сурет 2.4)
мұнайда еріген газ мөлшері ғана өндіріледі. Алайда қабаттың қатты қатпарлы
біртексіздігінде ұңғымалардың сулануы уақыт ішінде созылуы мүмкін, өйткені
жақсы өтімді қатпарлардан қабаттық су ұңғы түбіне тез, ал нашар өтімді
қабаттардан–баяу жетеді. Суарынды режим кезінде мұнайдың жетерліктей тиімді
ығысуы жүреді және мұнай бергіштіктің жоғарғы коэффициенті іске асады.
Сурет 2.4 Уақыт аралығында суарынды режимнің негізгі сипаттамаларының
өзгерісі.
Табиғи суарынды режимнен қарағанда, жасанды режимде мұнайды ығыстыратын
судың үздіксіз арыны, жер бетінен айдау ұңғымаларының жүйесі арқылы іске
асады.
Суарынды режим кезінде шоғырдан алынған сұйық (мұнай, су) үнемі
қабаттық термодинамикалық шарттарда шоғырға неген нұсқа сыртындағы су
мөлшеріне тең. Ұңғымадан сұйықты алу кезінде жүретін қысымның қайта
реттелуі, бұл режим кезінде тез жүруі тиіс (теориялық жағынан жедел),
сондықтан бұл режимді тағы да қатты деп атайды. Ұңғы шеңберінде
депрессионды воронка осылайша тез жедел орнатылды.Бұл режим
теориялықтұрғыдан толық зерттелген. Қазіргі кезде өндірілетін мұнайдың 80%
жоғарысы кен орыннан суарынды режим шарттарында (басты түрде жасанды)
өндіріледі.
Серпімді режим. Бұл режим кезде мұнайдың ығысуы, шоғырды қоршап тұрған
судың және қабат қаңқасының серпімді ұлғаюының әсерінен жүреді. Бұл
режимнің іске асуының негізгі шарты (суарынды сияқты) қабаттық қысымның
қанығу қысымнан жоғары болуы (Рқаб Рқан). Қабат тұйықталған, бірақ үлкен
болуы тиіс, өйткенің оның серпімді энергиясы мұнайдың негізгі қорын алуға
жететіндей болуы тиіс.
Ортаның серпімділігінің көлемдік коэффициенті осы ортаның алғашқы
көлемінің үлесі болып анықталады, оған қысымның бірлікке өзгерісі кезінде,
осы көлем өзгереді, яғни:
,
(2.4.)
мұндағы -көлемінің өсуі (серпімді режим есебінен);
-қысымның өсуі (қысымның төмендеуі);
V-ортаның алғашқы көлемі.
Теріс қысымның өсуіне, кең көлемнің өсуі сәйкес болғандықтан, алдыңа
минус таңбасы қойылады. Қабат жабынынң шөгу бөлшектерінің көлемінің
өзгерісі салдарынан, кеуекті қабаттық қатты қаңқасы ішкі қысымның
өзгерісінен деформацияланады, ол кеуектіліктің төмендеуіне және қосымша
сұйықтың ығысуына әкеледі. Сынақтық мәліметтерден келесілер белгілі:
Су үшін
Мұнай үшін
Жыныс үшін
Әдетте қабат ығысуын бағалау үшін ығысудың келтірілген коэффициентін
пайдаланады, оны қабаттың серпімділік коэффициенті деп те атайды. Бұл
кейбір фиктивті ортаның орталандырылган көлемдік мкоэффициенті, сұйықпен
қанығатын нақты қабаттың көлеміне тең, олардың серпімді өсуінің қосындысы
фиктивті ортаның көлемінің сернпімді өсуіне тең.
Анықтамаға сәйкес, қабат көлемінің бірлік элементіне судың, мұнайдың
және жыныстың көлемінің серпімді өсуін табуға болады.
, (2.5)
мұндағы V–қабаттың қатты қалқасының, мұнайдың және судың көлемінің
қосындысына тең, фиктивті ортаның көлемі;
Vп, Vв, Vн -қабаттың жалпы қатты қаңқасының және оны
қанықтыратын судың және мұнайдың көлемдері;
-қабат серпімділігінің келтірілген коэффициенті.
m, dв, dн белгілеп, сәйкес қабаттың кеуектілігін, су және мұнай
қаныққандығын (4.1) формуласының орнына жаза аламыз.
, (2.6)
немесе
, (2.7)
Бұл қабаттық жүйенің серпімділігінің келтірілген көлемдік коэффициенті
үшін жалпы түрлену болып табылады. Таусылу режиміне жататын серпімді режим
елеулі түрде тұрақтанбаған. Қабатта қысым сұйықтың алуына қарай түседі.
Оған ұңғы шеңберіңде үздіксіз воронка депрессияның өсуі, депрессияны
сақтаудың тұрақтылығында уақыт аралығында жүйелі түрде шығымның төмендеуі
немесе шығымды сақтау кезінде уақыт аралығында депрессияның жүйелі өсуі
сияқты сипаттар тән болады. Алайда барлық жағдайларда серпімді режим
кезінде газ факторы суарынды режимдегі сияқты себептер үшін тұрақты болып
қалуы тиіс.
Сурет 2.5Серпімді режим кезіндегі уақыт арлығында өлшемсіз орташа
интегралды қабат қысымының өзгеруі.
Орташа қабат қысымның төмендеу жылдамдығы, қабатта серпімді энергия
қорының жалпы қорына (шоғырды қоршап тұрған су бассейінің мөлшеріне)
тәуелді болуына байланысты әртүрлі болуы мүмкін.
Уақыт аралығында серпімді режим және тұрақты жылдамдықта сұйықты алу
кезінде (q=const) өлшемсіз орташа интегралды қабаттық қысымның қалуын
сипаттайтын жуық формуланы шығару қиынға соқпас. Сұйық алудың айнымалы
жылдамдығы кезінде, яғни сұйық алудың функциясы берілгенде ұқсас формуланы
алуға болады, мысалы сызықты түрде немесе басқа да бір заңмен өзгереді.
(q=const) кезінде қысымның өзгеруі түзу сызықты заңға сәйкес болады, яғни
координата басынан емес түзу сызық бойымен. Сұйық алудың айнымалы
жылдамдығы кезінде, орташа интегралды қысымның өзгеру заңы, қабатта қисық
сызықты болады.
Серпімді режимге қолайлы жағдай туғыздыратын геологиялық шарттар болып,
келесілер табылады:
1) үнемі қорек көзі болмайтын, жабық шоғыр.
2) Мұнайлылық нұсқасының сыртында орналасқан, ауқымды су қаныққан
аймақ; газ телпегінің болмауы.
3) қабат мұнай қаныққан бөлігінің нұсқа сырты аймағымен тиімді
гидродинамикалық байланыста болуы.
4) Қабат қысымының қанығу қысымынан жоғары болуы.
Қабатта орташа қысымның Pқаб тиімді түсу жылдамдығы кезінде, белгілі
бір уақыт ішінде мұнай қорын алу үшін геологиялық мұнай қорына, серпімді
жүйенің үлкен қатынасына ие болу керек.
Аталғандардан, серпімді режим және онымен байланысты үрдістер мұнай
өндіру кезінде елеусіз роль атқарады деп ойлаудың қажеті жоқ. Белгілі бір
қолайлы шарттрда мұнай қорының барлығы серпімді режим арқылы да алынуы
мүмкін (үлкен серпімді-суарынды жүйе болса). Соңғы фактор ұңғы жұмысының
режимінің өзгері нәтижесінде пайда болатын ауыспалы үрдістерде елеулі роль
атқарады. Бұл кезде қабатта серпімді режим заңы бойынша өтетін қысымның
қайта реттелу үрдістері, тежеулі түрде өтетін болады.
Шоғырды серпімді режим шарттарында игеру барысында қысымның төмендеуі
шоғырдың шегінде жүреді, ал бүкіл жүйеде шоғырды қоректендіріп тұратын
қысымның серпімді энергиясы (нұсқа сырты) баяу төмендейді.
Суреттен, қабаттық қысымның қисық сызықтық заңмен өзгеретін және
қысымның қисық сызықтық заңмен өзгеретінін және қысымның төмендеу темпі
жоғары болған сайын, газ телпегінің мұнай шоғырына қатысты аз болатынын
көреміз (n-болған сайын). Мұнай көлемінің газ телпегінің алғашқы көлемінен
төрт есе жоғары болу кезінде, он жылдан кейін қысым 50% (Р=0.5) төмендейді.
Кесте 2.3
Қабат қысымдары
Жылдар Боңт Бсолт Воңт Всолт Гсолт Дн Дв
2010 25,3 25,3 26,0 25,6 28,4 29,4 29,4
2009 24,8 24,8 24,1 25,4 27,4 27,9 27,8
2008 24,6 24,5 23,6 24,6 27,5 27,2 27,0
2007 24,3 24,2 23,8 24,9 27,4 27,3 27,0
2006 24,1 24,0 23,6 24,7 27,2 27,1 26,8
2007 ж бастапқы қабат 83,3 82,8 81,7 85,3 71,3 71,6 71,2
қысы- мынан қолдау
пайызы, %
Газ телпегінің режимі. Бұл режим газ шапкасында тұрақталған қабаттық
энергияның көзі, серпімді газ болатын, геологиялық шарт барысында іске
асады. Ол үшін шоғыр шеткі жағынан өткізгіштігі нашар жыныстармен немесе
тектоникалық бұзылыстармен шектелуі керек. Егер нұсқа сыртында су болса, ол
қарқынды болмауы керек. Мұнай шоғыры газ шапкасымен әсерлесуде болуы керек.
Бұндай жағдайларда алғашқы қабат қысымы, қанығу қысымына тең болады,
өйткені шоғырдың дренаждалуы газ шапкасының үздіксіз ұлғаюының есебімен
жүреді және мұнай үнемі газбен әсерлесуде болады.
Бұндай шоғырды игеру барысында орташа қабаттық қысымның өзгеру
жылдамдығы, игерудің жылдамдығына, газ шапкасының және шоғырдың
мұнайқаныққан бөлігіне тәуелді әр түрлі болуы мүмкін.
Бұндай шоғырды сұйық және газы бар сауыт ретінде қарастыруға болады,
бұл кезде сұйықты алу газдың ұлғаюымен жүреді. Сурет 2.4 Газ шапкасының
режимінде, шоғырда игеру үрдісінде, уақыт аралығында қабаттық қысымның
өзгеруінің есептік нәтижелері келтірілген.
2.1.6 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай
бергіштігін арттыру әдістері
Судың сапа нормасын құрастыру үшін екі мәселені есте сақтау керек, яғни
жүйенің коррозиясы, бітелген жүйелерді және су айдау ұңғымаларын басқару
боп келеді. Су сапасын жоғарлату керек. Қазіргі кезде ҚҚҰ үшін қолданылатын
су керекті тазартудан өтпейді. Су тазарту , ҚҚҰ үшін қолданылатын тек тұрып
қалу ретінде негізделген. Құрамында еріген газдың өте жоғары (құрамында
H2S-106мгл, CO2-74 мгл, оттегі-6 мгл) болғандықтан жүйенің коррозиясының
және бітеп қалуына әкеп соғады. Жүйе химиялық өңдеуге керекті қондырғысымен
жабдықталмаған, айдалатын судың қорғаныс қабілеті (коррозиядан,
бактериядан) жетілмеген.
Қоршаған ортаны ластауды азайту үшін ағынды сулар қайта айдау үшін
қолдану қорек көзі ретінде пайдаланылады. Жоба басқаруына сәйкес кен
орнында су айдау қабілетін 30x103 м 3 тәу - 41x103 м3тәу дейін
жоғарлату керек. Су қорек көзі сенімді, қазіргі кезде 20 су алатын ұңғыма
салынған. Ортақ сумен қамтамасыздандыру 18x103 м3 тәу қамтылған. Судың
ортақ шығыны қанағаттанарлық болу үшін тағы да оңтүстік бөлігінде қорек
көзі бар 20 су алу ұңғымаларын бұрғылау керек, жаңа сумен қамтамасыз ететін
43 км желіні және су көтеру сорап станциясын салу керек.
Су айдау қысымын зерттеп, айдаудың қысымын әр бумаларға төмен етіп
салынады: оңтүстік бөлігінде КТ-1 үшін ұңғыма сағасында қысым 13 МПа; КТ-2
үшін ұңғыма сағасында қысым 15 МПа, солтүстік бөлігіндегі КТ-1 үшін ұңғыма
сағасында қысым 13,5 МПа, КТ-2 үшін ұңғыма сағасында қысым 16 МПа.
Айдау станциялардың айдау қабілеттілігі жоғарлау тиіс. Шоғырлама сорап
станциясы №3 солтүстік бөлігінде және блокты шоғырлама сорап станциясы №3
қайта қарау керек, негізінен 4 айдау қысым талаптарын қанағаттандыру және
жек сорап литражын жоғарлату үшін. Шоғырлама сорап станциясын және блокты
шоғырлама сорап станциясын қайта құрастырып және олардың су айдаудың ортақ
қуаты оңтүстік бөлігінде 6,3x103 м3 тәу - 12,96x103 м3 тәу дейін және су
айдаудың ортақ қуаты солтүстік бөлігінде 23,7x103 м3 тәу - 28x103 м3 тәу
дейін болу керек.
Айдалатын судың сапасы жоғары болу үшін шоғырлама сорап станциясында
және блокты шоғырлама сорап станциясында қосымша оттегі изоляциялық
комплекс қондырғысымен су сақтау үшін және диаэроцион реагенттерін қосу
үшін комплекс қондырғылармен жабдықталады, өте жұқа фильтрмен жабдықталып,
коллекторлардың айдалатын судан ластануы мен әсерлесуі азаяды.
Айдаудың қысымы мен көлеміне қойылатын талаптарын қанағаттандыру үшін
магистраль жүйесіндегі 15 айдау желілерін ортақ ұзындығы 45 км қайта
қарастыру керек. Жаңа айдау ұңғымалары және айдауға ауыстырылған ұңғымалар
жақын орналасқан сумен қамтамасыздандыру пунктерімен қосуға болады, су
айдау үшін 2 сумен қамтамасыздандыру пунктері, 40 айдау ұңғымалары мен
айдау ұңғымалардың сағасынан 66 км лақтыру желілері салынып жатыр.
Қыс кезінде айдау жүйесі кен орында дұрыс жұмыс жасау үшін айдау
ұңғымалардың сағасында керекті шаралар істелініп жатыр.
Қоршаған ортаны ластауды азайту үшін, ағынды сулар қайта айдау
үшін,екінші қорек көзі ретінде, тек қана дайындаудан кейін қолдану керек.
Кен орынды игеру қарқыны бойынша ағынды судың көлемі жыл сайын
көбейеді.Сондықтан ағынды суды дайындау құрылысын келесі түрде : бірінші
құрылыс көлемі 2000-2010 жж, қуаты 3500 м3тәу жобаланған, екінші құрылыс
көлемі 2010-2028 жж, қуаты 5800м3тәу жобаланған. Жобада дайындаудың
минимал керек мөлшері көлемі қарастырылған.
Десульфация кезінде қондырғы арасынан көрсеткіштерінің жетіспеушілігі
байқалған кезде ,қажетті таблица ішінде, онда қазіргі көрсеткіштер алынады
(200мгл кіші).
Дайындалған мұнайлы судың қабат суына сәйкестігін ескере отырып , құбыр
желілерінде коррозияны болдырмау үшін және қабатта бірігіп су айдауда
әркелкі су айдау блокты шоғырлама сорап станциясы № 1,3 бойынша
жүргізіледі.
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы
2.2.1Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
Жаңажол кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес
қабат қысымы түсіп, өндіру көлемі азайып келуде.
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 ұңғы бар.
Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді. Олардағы
ұңғылар:
В (солтүстік) бөлігінде 76 ұңғы
В (оңтүстік) бөлігінде 50 ұңғы
Б бөлігінде 91 ұңғы
А бөлігінде 13 ұңғы
Дасты бөлігінде 24 ұңғы
Дүсті бөлігінде 36 ұңғы
Д (Ш) бөлігінде 19 ұңғы
Г (Ш) бөлігінде 65 ұңғы
Жалпы өндіру қорында 374 ұңғы бар.
Жұмыс істеп тұрған қорда 359 ұңғы мұнай өндірумен тұрғызылғаны
10 ұңғы, бұрғылаудан кейін 3 ұңғы қосылуға дайындалуда.
Бақылау қорында 10 ұңғы, геологиялық бақылау орнының бұйрығы
бойынша 8 ұңғы конверциялауда.
Су айдау қорында 62 ұңғы, оның 54 ұңғысы ғана су айдауда.
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 ұңғыда жүргізілу керек. Осы
қордың 8 ұңғысының алтауы геологиялық, ал 2 ұңғысы техникалық
себептермен істен шығарылады.
Өндіру ұңғыларының істемей тұрған себептері мына жағдайларға
байланысты:
-көтеру құбырларында парафин тығындарының пайда болуынан;
-күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан ұңғы жер асты
жабдықтарының коррозияға ұшырауына, штуцер және жер асты
құбырларының коррозияға ұшырағаннан кейін ауыстыруға байланысты
жөндеу жұмыстарына кетуге байланысты болуда.
2007 жылы 2345,941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол жылғы кен
орын бойынша мұнайдың орташа шығымы тәу. Ұңғылардағы мұнай
шығымы 0,2-1тәу-тен 170 тәу-ке дейін өзгереді, 5 тәу-
тен төмен шығыммен 9 скважина жұмыс істейді. Саға қысымына 62
ұңғы ие.
Барлық ұңғы таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ су
құрайды.
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін
қабатқа су айдау 1986 жылдан бастап су газ әрекеті сақиналы
кедергі жүйесі бойынша жүргізілуде. Игеруден бастап қабатқа
3351,788 мың м3 су айдалды.
Кедергілі қатарда 14 айдау ұңғысы, солтүстік кеңістікте 1 ұңғы
ошақты су айдау жетілік жүйе бойынша қабатқа су айдауда. Дегенмен
бұл әдіс техникалық судың, қондырғылардың жетіспеуіне байланысты, су
айдау жоспары біршама қиыншылықтармен орындалуда.
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 2001 жылы 3 су айдайтын
ұңғы бұрғылау, 16 су айдау ұңғы енгізу жоспарланып отыр. Осы
бағытта, яғни қабат қысымын ұстау жүйесі бойынша мұнай және газды
механикаландырылған игеру әдістері жобаланған.
2000 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің
штангілі терең сораппен игеру әдісі бойынша, ұңғыға штангілі
терең сорап орнатылды. Әзірге осы әдіс бойынша 2 ұңғы жұмыс
істеуде. Кезекті жабдықталғаннан кейін 2 ұңғы қосылуға дайындалуда.
Осы екі ұңғымен жыл бойына 11072 тонна мұнай өндірілді.
2001 жылдың 4-тоқсаннан бастап газлифт әдісімен мұнайды
өндіруде. Қазіргі таңда осы игеру әдісіне қажетті құрал-жабдықтарды,
ұңғыларға қондыруға дайындық жұмыстары жүргізілуде.
Осы мәліметтерді алдыңғы жылдың қаңтарындағы көрсеткіштермен
салыстыра келіп ұңғы қоры өсуде. Мұның себебі: жаңа өнімді
қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының
жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген ұңғылар есебінен
болады, ал ұңғылар шығарылуы басқа пайдаланудан.
Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын 2.4 кестеде
көрсетілгендей талдай келе мұнай өндіру көлемі азайып келе жатқанын
көруге болады.
Кесте 2.4
Жолаушы су, жолаушы газ және мұнай өндірудің қозғалысы
Жылдар Су өндіру Газ өндіруМұнай өндіру
(тың. м3) (млн. м3)
жоспарлы (мың нақты (мың. т)
т.)
2008 2528336 36 2342.0 2342.0
2009 28456 37.2 2345.4 2350.1
2010 3736.2 36.9 2415.0 2338.6
2011 3848.1 37.8 2486.5 2447.0
Дегенмен 2011 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын
көруге болады. Газ өндіру жоспарының орындалуы 37,8% жетті.
Кесте 2.5
Жаңажол кен орнының пайдалану коэффициентінің қозғалысы
Жылдар 2008 2009 2010 2011
жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты
Пайдалану 0,859 0,895 0,873 0,873 0,883 0,883 0,891 0,891
Коэффциенті(
мыңдық
дәлдік)
2.5- кестеден мынадай қорытынды жасауға болады: Жаңажол кен
орыны бойынша ұңғыларды пайдалану тиімді түрде жүргізілуде.
Барлық ұңғы таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ
су құрайды.
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды ұңғылар қорының сипаттамасы.
Мұнай өндіру ұңғылары қорының барлығы дерлік фонтанды игеру
әдісімен өндіруде. Сұйықты жер бетіне көтеру сорапты компрессорлы
құбырлар (СКҚ) арқылы жүргізілуде. Олар С – 75 маркалы болаттан
дайындалған.
Қазіргі таңда осы сорапты компрессор құбырларды жапондық Лифтис
фирмасынан алуда. Себебі бұл ресейлік сорапты компрессорлы құбырларға
қарағанда арзандау. Дегенмен Жаңажол кен орнында отандық сорапты
компрессорлы құбырлар әлі күнге дейін қолданылады.
Ұңғы өнімділігіне орай мынадай диаметрлі құбырлар қолданылады:
Сорапты компрессорлы құбырлар (СКҚ) шығым: 40 м3тәу. Аз болса, Ф
48 мм; 40 м3тәу - 80 м3тәу. Арасында Ф 60 мм; және 80 м3тәу жоғары
болса, Ф 73 мм, сонымен қатар жапондық Ф 73х7,1-С-75, және Ф 88,9 х
6,45-С-75 құбырларынан жинақталады.
Мұнай ұңғыларындағы түп суларын шығару үшін пайдалану басынан
СКҚ-дың 5 кестеден көріп отырғандай жөндеу аралық кезең уақыты
ұлғайып, соның есебінен фонтанды ұңғы қорын тиімді пайдалануды
көрсететін, пайдалану коэффициентінің өзгеруіне жақсы жағдай
туғызады.
Ұңғыны фонтанды пайдалану.
Жаңажол кен орыны үшінші кезеңде игеру жағдайында болғандықтан
қазіргі кезде штангілі терең сораппен игеруге газ факторы аз
ұңғыларды көшірді. Сонымен қатар болашақта газ факторы жоғары,
дегенмен қабат қысымы төмен ұңғыларды газлифт әдісімен игеру
жүргізілмек.
Қазіргі таңда КТ – ІІ қабатының Г - Д бөліктерін ашу және әлі
де фонтандау аяқталмағандықтан игеру фонтанды әдісімен жүргізілуде.
Фонтанды ұңғылардың қондырғыларына жер асты және жер үсті
қондырғыларына бөлінеді.
Жер асты қондырғыларында фонтанды көтергіш ретінде, ингибитор
алынатын болса, ингибитордың меншікті жұмсалуын 200 гт көлемінде
жұмсайтын, ұңғының сорапты компрессорлы құбырындағы (СКҚ) ингибиторлаушы-
қақпағы арқылы жүргізетін КОКУ-8973-136-36 кг тәріздес камерасы
қондырғысын жатқызады.
Ұңғыға түсірілетін фонтанды құбырларының тізбегі: газ және
сұйықты көтеру қызметін атқарады. Құрамында күкіртті сутек және су
кездесетін мұнайды өндіру кезінде шеген құбырларының коррозияға және
эрозияға ұшырауынан сақтау үшін, сұйықты айдау арқылы ұңғыны
өшіреміз.
Қабаттың туы маңының аймағын өңдеу және ұңғыны жуу үшін
(әртүрлі әдістермен, мысалға: ұңғыны өңдеу кезінде пайда болатын
жоғары қысымнан шеген құбырларды сақтау үшін) қажет.
Фонтанды ұңғы қондырғыларына диаметрлері 38:50:63:73:89:102 және
144 мм; қабырғалар қалыңдығы 4-тен 7 метр, ұзындығы 5,5-10 метр
болатын СКҚ қолданылады.
Құбырлардың сапасы Д, К, Е, Л, М топтарынан болатын жоғары
механикаландырылған құрамда болаттан дайындайды.
Фонтанды ұңғылар қондырғылары сақиналы кеңістігін сығымдау үшін,
ұңғы аузынан шығып тұрған шеген құбырлардың байланыстырмалы жоғарғы
шектерін байланыстыру үшін және олардың арасындағы қысымды бақылау
үшін фонтанды және газлифтті ұңғылардың аузын сығымдау үшін,
скважина жұмысы кезеңін бақылау және қалыптандыру үшін фонтанды
арматурасының шығару желілерінде ұңғы өнімдерінің ағынын тоқтату
немесе бірінен - екіншісіне ауыстыру үшін, құбыр желісін жалғау
ұңғы қысымын, температурасын өлшеу үшін және түптік орналастыру,
сонымен қатар скважинаға қажетті технологиялық шараларды жүргізу
үшін қажет.
Ұңғыны механикалық пайдалану.
1990 жылы маусымда N724 ұңғы штангілі –терең сораппен пайдалануға
ауыстырылды.
Сол жылдың желтоқсан айында N332 тағы бір ұңғы ШТС-қа ауысты.
1996 жылы желтоқсанда Дт текшесінде екі ұңғы N2024 және N2043
механикаландыру тәсіліне көшті. Оларда АҚШ-та өндірілген “Лафкин”
фирмасының тербелмелі станогы орнатылды.
1997 жылы маусымда В текшесімен N16 ұңғы және Дж текшесімен екі ұңғы
N2028;2yt N2124 ШТС-қа ауыстырылды.
Оларға Қытайда өндірілген “ROTAFLEX” тербелмелі станогы орнатылды.
2000 жылы ақпанда ШТСқа Б текшесінен Т352 ұңғы ауыстырылды. ОЛ ұңғыда
8СК12-3,5-8000 тербелмелі станогы ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Осы дипломдық жобада бес негізгі бөлім қарастырылған.
Бірінші бөлімде кен орынның геологиялық құрылымдық сипаттамасы,
коллекторлардың бөлінуі, кеуектілік, мұнайға қанығушылық, өткізгіштік
коэффициенттері, физикалық-гидродинамикалық сипаттамасы, мұнай мен газдың
қорлары туралы айтылған.
Технологиялық бөлімінде Жаңажол кен орнында ұңғыманың түп аймағын тұз
қышқылымен өңдеу, тұз қышқылын дайындау және өңдеу жұмыстарын жұргізу реті
көрсетілген.
Экономикалық бөлімінде кен орнын пайдаланудағы техника-
экономикалық көрсеткіштеріне талдау көрсетілді.
Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік
факторларды талдау және қышқыл ерітінділермен жұмыс жасау кезіндегі
қауіпсіздік көрсетілген көрсетілген.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде атмосфераны, гидросфераны және
ластайтын көздер ретінде технологиялық үрдістер көрсетілген.
АННОТАЦИЯ
Этот дипломный проект состоит из пети основных частей.
В первой части изложены следующие основные параметры: строение,
выделение коллекторов, пористость, нефтенасыщенность, коэффициенты
проницаемости, физико-гидродинамические характеристики, запасы нефти и
газа.
В части технологии приведены технологии проведения соляно-кислотной
обработки, подготовки соляно-кислотного раствора на месторождений Жанажол.
Административные свойства технико–экономические показатели
эксплуатации месторождения рассмотрены в экономической части.
В части охраны труда указаны анализ опасных и вредных
производственных факторов и опасность использования скважин газлифтным
методом.
В части охраны окружающей среды рассмотрены технологические процессы
которые являются источниками загрязнения атмосферы и гидросферы.
ANNOTATION
This diploma project considers five main sections.
The first section is about geological structured description of
deposit, division of collectors, porous, satiation of oil, permeation
coefficients, physical – hydrodynamic description, oil and gauze reserves.
In order to project the cultivation in the third and fourth sections I
have considered geological – industrial and technical – economic bases of
deposit versions in Zhanazhol deposit.
Organizing analyze technique – economic parameters by using deposit
are mentioned in the economic section.
Dangerous and harmful industrial factors and danger of gauze – slit
using of slits are shown in the labour protection section.
Environment protection section includes sources that pollute
atmosphere and hydrosphere.
The science section is about that compressor gauze lift method is
advantageous method after using fountain, main problems that appeared by
using gauze lift, offers and conclusions.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..9
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... .. 11
1 Геологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 11
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы ... ... ... ... ... 11
1.2 Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . .. 15
1.3 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 20
1.4 Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 22
2 Технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 24
2.1 Кен орынды игеру жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 24
2.1.1 Игерудің ағымды жағдайын талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 24
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы шығынын, игерудің 27
технологиялық көрсеткіштерін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 28
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау ... ... ... ... .. 31
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының көрсеткіші ... ... ... ... ... ... .. 35
2.1.5 Қабат қысымын ұстау жүйесі және қоланыстағы қабаттардың мұнай
бергіштігін арттыру әдістері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 37
2.2 Мұнай және газды өндірудің техникасы мен технологиясы ... ... ... ... 37
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы..37
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын – алу шаралары және
олармен күрес ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 43
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары
мен оларға ұсыныстар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 45
2.3 Арнайы бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.3.1 Жаңажол кен орнында ұңғының түп аймағын тұз қышқылымен өңдеу 52
бойынша қысқаша шолу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.3.2 Ұңғының түп аймағын тұзқышқылмен өңдеудің есебі ... ... ... ...
2.3.3 Компьютерлік бағдарламаны пайдаланып есептеу ... ... ... ... ... ... 52
3 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.1 Кен орнын игерудің техника-экономикалық көрсеткіші ... ... ... ... ... .
3.2 Экономикалық тиімділік 55
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..60
... 62
4 Еңбекті қорғау 62
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..63
... ... ... ... ... .. 64
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды 65
факторлар ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... 66
4.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету 68
шаралары ... ... ... ... ... 68
5 Қоршаған ортаны 69
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..73
... ... ... ... . 73
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау ... ... ... 74
5.2 Су ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... . 75
5.3 Жер ресурстарын қорғау ... .
ҚОРЫТЫНДЫ ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ...
ӘДЕБИЕТТЕР
ТІЗІМІ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ...
Қосымша
А ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ..
Қосымша
Б ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ..
Қосымша
В ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ...
Қосымша
Г ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ..
Қосымша
Д ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... .. ..
КІРІСПЕ
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға
жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға
дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Жаңажол кен орны таскөмір жүйесінде қалыптасқан, кеуек пен
жарықшақтардан, кеуек пен ұсақ қуыстардан тұратын карбонатты коллектор
болып табылады. Кен орынды игеру екі карбонатты қалыңдық бойынша
жүргізіледі – КТ-І және КТ-ІІ. Бұл жердегі ұңғымалар мынадай сипаттарға ие:
терең, газ факторы жоғары және күкіртті сутегінің пайыздық мөлшері жоғары.
Мұнай және газ кен орнында ұңғымалардың өнімділігін арттыру кезіндегі
тиімді әдістердің бірі және айдау ұңғымаларының қабылдағыштығы болып
карбонатты коллекторларда орналасқан ұңғымалардың түпаймақ ауданын
тұзқышқылымен өңдеу болып табылады. Дегенмен тұзқышқылымен өңдеу әдісі әр
уақытта тиімді бола бермейді.
ВНИИГаз, КазНИГРИ, British Gas және Agip лабораторияларының
зерттеушілерімен өндірісте өнімді қабаттарды өңдеу әдісі енгізілген.Бұл
әдісте қабаттың түпаймақ ауданы қарапайым тұзқышқылының орнына
тұзқышқылындағы аэрирленген беттік әрекеттік заттардың ерітіндісімен
өңделеді, көбік қышқылды әдісті пайдалана отырып, ұңғының өнімділігін
арттыру.
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
Мұнайгазконденсатты Жаңажол кен орны Ақтөбе қаласынан оңтүстікке қарай
240 шақырым жерде, Ақтөбе облысының Мұғалжар ауданында, Мұғалжар таулары
мен Ембі өзенінің дала аймақтарының арасында орналасқан. Жақын қоныстанған
бекеттер болып, кен орыннан солтүстік – шығысқа қарай 15 шақырым жердегі
Жаңажол совхозының аумағы және солтүстік-батысқа қарай 35 шақырым жердегі
жұмыс істеп тұрған Кеңқияқ мұнай кәсіпшілігі саналады. Жақын маңындағы
теміржол станциясы болып, кен орынның ауданынан 100 шақырым жердегі Мәскеу
– Орталық Азия теміржол торабында орналасқан Ембі станциясы болып табылады.
Жаңажол кен орынынан солтүстікке қарай 130 шақырым жерде, Ақтөбе қаласында
МГӨБ АҚ “Ақтөбемұнайгаз” өндірістік кәсіпорыны орналасқан. Кен орынды игеру
1983 жылдан басталды.
Жер бедері әлсіз жоталы жазықтан тұрады. Жер бедерінің абсолютті
белгілері +125 – 270 м аралығында болса, ал минималды белгілері кен орынды
оңтүстік – батыстан шектейтін Ембі өзенінің маңында кездеседі.
Ауданның гидрографиялық бөлігі Ембі өзенімен байланысты сипатталады. Ол
кен орынның оңтүстік – батысында 2 – 14 шақырымға созылған. Суы
минералданған, техникалық мақсаттарда пайдаланады. Ал тұрмыстық мақсаттарда
құдықтардан алынатын су пайдаланады. Ембі өзенінің және құдықтарда судың
деңгейі 2 м немесе оданда көп құрайды. Ембінің сол саласы – Атжақсыда
тұрақты су ағынының болмауынан, суға тек қана көктем мезгіліндегі су
тасқындарының арқасында толады.
Ауданның ауа-райы құрғақ, жоғары континентальды және жылдық пен
тәуліктік температуралардың болуымен, аса төмен ылғалдықпен сипатталады.
Қожай метеостанциясының мәліметтеріне сүйенсек, қыстағы температура
минимумы –40 градусқа жетсе, ал жаздағы температура максимумы +40 градусқа
жетеді. Ең суық қаңтар мен ақпан айлары болса,ал ең ыстық шілде айы болып
табылады. Қатты желдер мен борандардың соғуы, қаңтар мен ақпан айлары үшін
тән.
Топырақтың қату тереңдігі 1,5-1,8 м-ді құрайды. Ортажылдық,
атмосфералық жауын – шашын мөлшері үлкен емес және жылына 140 – 200 мм-ге
жетеді.
Барлаулық бұрғылаудың мәліметтері бойынша, төменгі тас көмір кезеңінен,
төрттік кезеңіне дейін зерттеу жүргізіліп,соның негізінде стратегиялық –
аймақтық бірізділік жасалды. Осы аудандағы ең кәрі қабаттар болып,барлау
ұңғыларымен ашылған төменгі карбондағы визей ярусы саналады. Гжел
ярусының,касимов ярусының және жоғарғы мәскеу ярустық бөліміндегі қалың
қабаттарды (қалыңдығы 386-717 м), кәдімгідей жоғарғы карбонаттың қабаттарын
– КТ-1 қабаттары деп атауға болады. Визей ярусының, серпухов ярусының және
төменгі мәскеу ярустық
бөліміндегі,төменгі волихир ярустық бөліміндегі аса қалың қабаттарды
(қалыңдығы 509 – 930 м), кәдімгідей төменгі карбонаттың қабаттарын – КТ – 2
қабаттары деп атауға болады. Берілген аудандағы мұнай газ белгілері
негізінен осы карбонатты қалыңдықтарда (КТ – 1 мен КТ – 2) шоғырланған.
Стратиграфиялық жағынан А жиынтығы гжель ярусының төменгі бөлігіне, Б
жиынтығы Касимов ярусына, В және В1 Мәскеу ярусындағы подоль горизонтының
жоғарғы бөлігіне негізделген. Олардың көмірсутектерімен қанығу
сипаттамалары әр түрлі:А жиынтығында газды шоғыр төменде мұнаймен
байланысқан, сәйкесінше биіктіктері 203 және 90 м-лерді құрайды,Б жиынтығы
биіктігі 90 м болатын мұнай газды шоғырдан және биіктігі 110 м болатын
газды бөлігінің қабатынан құралады. В жиынтығы газды телпегінен (газды
бөлігінің биіктігі 30 – 50 м) тұратын мұнайлы шоғырға (мұнайлы қабатының
биіктігі 83 – 91 м) негізделген. В1 жиынтығы биіктігі 87 м – ге жететін
үлкен емес екі мұнайлы шоғырлардан тұрады.
Барлық анықталған өнімді жиынтықтар өзара гидродинамикалық жүйемен
біріктірілген, практикалық жүзінде –2560 м абсолютті белгіде, ортақ газ
мұнайлы байланысы бар, бір қабатты – массивті газ мұнайлы шоғырды
келтіреді және СМЖ ауданы бойынша –2630-2650 м абсолютті белгілерде
өзгереді.
СМЖ-ның жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік периклиналда (-
2630–2640 м – де ), ал төменгі жағдайы шығыс қанатта және солтүстік
периклиналда (-2640 – 2650 м – де) байқалады.Бірақ 182,154,383 ұңғымалары
жататын Б, В мен В1 жиынтықтардың қабаттарында тығыз бөліп тұратын
қабатшалар болмағандықтан, олар ортақ қалың қабатты құрайды.Бұл тағы да
анықталған жиынтықтардың тұтастығын дәлелдей түседі. Газ мұнайлы жапсар
4,5,10,16,17,18,19,22 мен 26 ұңғымаларды сынау кезінде қабылданды, сонымен
қатар –2560 м тереңдіктен газ, ал одан төменгі тереңдіктен мұнай алынды.
Г стратиграфиялық жиынтығы өзінің негізгі қима бөлігінде, мәскеу
ярусындағы кашир горизонтының жыныстарынан құралады, ал Д жиынтығында
мәскеу ярусындағы верестік горизонтының сонымен қатар башкир, серпухов
(протвинский, стешевский, тарусский горизонттары) пен визей (веневский,
окский горизонттары) ярустарының жыныстары шөгеді.Алдында атап өткендей,
КТ – 2 қалыңдығы тектоникалық бұзылыстары бар блоктарға бөлінеді. В1,2
және 3 блоктарда мұнайдың бөлінуі анықталды.
3 блоктағы ГМЖ-ның газ мұнайлы шоғырында, 36-шы ұңғыманы сынағаннан
кейін алынған нәтижелері мен газды каротаж мәліметтері бойынша, -3385 метр
абсолютті белгісінде жүргізілген перфорацияның нәтижесінде мұнай мен газдың
ағыны алынды. 14-ші ұңғымада, -3399 метр тереңдікте мұнай алынды,ал 36-шы
мен 45-ші ұңғымаларда, -3371 метр тереңдікте құрамында конденсаты бар газ
алынды.
Су мұнайлы жапсар –3603 метр абсолютті белгісінен (шоғырдың батыс
бөлігіндегі 43 – ші ұңғыма бойынша), –3573 метр абсолютті белгісіне дейінгі
(блоктың оңтүстік – шығысындағы В6 ұңғымасынан осы белгіге дейін сусыз
мұнай алынды) аралықты қамтиды. 72 ұңғыманың тұщы сулы бөлігінде, қабаттың
мұнайлы бөлігі –3589 м белгіге дейін орныққан, ал солтүстік периклиналдағы
73-ші ұңғымадан, –3597 м белгісінен су алынды.
6 – шы және 14 – ші ұңғымалардың, –2637 м мен –2631м абсолютті
белгілерінде қабат суы алынды, бұл алынған геофизикалық мәліметтердің дұрыс
екенін көрсетеді. Шығыс периклинал ауданында және солтүстік күмбездің
оңтүстіктегі 11 – ші мен 5 – ші ұңғымаларының,- 2645 м мен –2644 м
абсолютты белгілері сусыз мұнай берді. ПГИС – тің мәліметтері бойынша
мұнайға қанығушылық бөлігінің табаны –2651 м абсолютті белгісінде
байқалады. Қабаттарды нақты корреляциялау және жаңа жетілген ұңғымалар мен
кен орны ішіндегі ұңғылардың мәліметтерін бірлестіріп, құрылымдарды зерттеу
нәтижелерінің негізінде құрылымдық морфологияны терең зерттеу жүргізілді.
Құрылымды зерттеу үшін КТ-І-ден 520 ұңғыма және КТ-ІІ-ден 220 ұңғыма
пайдаланылды.
80-жылдар басында Жаңажол ауданында екі өлшемді 4х4 км-лік барлау
жүргізілді, ал жергілікті жерлерде сейсмопрофильдің тығыздығы 2х4 км
құрады. Осы жолы екі өлшемді сейсмика мәліметтерінің бөлігі жиналды. Жалпы
екі өлшемді сейсмиканың мәліметтері берілген ауданның тіректік
горизонттарын сипаттайды, бірақ ығысуларды және олардың таралуын анық
сипаттамайды, әсіресе жүргізілген екі өлшемді сейсмиканың нәтижесінде кен
орнының батыс қанатының шектік ығысулары анық көрсетілмеген.
Түптердің едәуір орын ауыстыруы әсерінен, құрылымның сипаттамасын дәл
түсінуге пайдалану ұңғылары бөлігінің белгілі деңгейінің әсері пайда
болады. 409 ұңғыманың (кесте 1.1) қисаюы туралы алынған нақты мәліметтердің
негізінде қисаюы туралы толық мәліметтері бар ұңғымалардың қисаюын қайта
түзету жүргізілді.
Кесте 1.1
Горизоннтардағы қисайған ұңғыларды түзеу
Горизонт Тігінен көлбеу ығысу, м Ұңғы-мал
ар
саны
0-30 0-50
Сұйықтық мың.т Су, мың.т Газ, млн.м3
2006 3618,8 4278 10636,8 1571
2007 3428,1 4191,1 10277,9 1442
2008 3225,6 4076,2 9855,1 1397
2009 3062,1 4023,1 9497,3 1355
2010 2893,5 3968,7 9152,8 1308
2011 2711,9 3899,2 8831,6 1250
2012 2505,5 3800,4 8378,2 1162
2013 2320,6 3721,4 8133,2 1091
2014 2176,9 3691,6 7786,5 1033
2015 2047,1 3654,7 7418,9 960
2016 1908,1 3614,1 7097,6 892
2017 1778,2 3581,4 6808,1 831
2018 1658,2 3570,5 6575,9 784
2019 1557,4 3519,8 6381,6 743
2020 1458,9 3473,4 6165,8 703
2021 1384,2 3486,3 6089 674
2022 1297,9 3460,6 5959,8 647
2023 1209,6 3438,1 5821,7 631
2024 1146,8 3465,3 5731,5 605
2025 1106,9 3790,1 5721,3 596
2026 1051,2 3543,1 5693,4 584
2027 1006,5 3621,5 5704,8 562
2028 971,6 3715,5 5765,7 552
2029 932,1 3817 5802,8 532
2030 894,9 3940,4 5874,7 515
2031 866,7 4102,5 6012,5 499
2032 796,2 3748,2 5450,1 497
2033 761 3974,5 5624,2 478
2034 716,6 4052,5 5633,6 463
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
Қабаттағы мұнай қорының құрымында, еріген газдан басқа да, әр түрлі
қоспалар болады – құм, балшық, тұзды кристалдары және су болады.
Қайта өндеуге түспейтің мұнайда, қатты заттардың мөлшері 1,5 %
аспайды, ал құрамындағы судын мөлшері көлемге байланысты өзгеріп
отырады.Кен орынның игерілу ұзақтығына байланысты, өнімнің құрамында су
мөлшері де көбейеді.Кейбір ескі ұңғымаларда өңімнің 90 % су болуы
мүмкін.Өндеуге түсетің мұнайдың құрамында кемінде 0,3 % - ға жуық су болуы
керек.Мұнайдағы механикалық қосылыстар, оның құбыр жолы арқылы тасмалдауына
кері әсерін тигізеді, мұнай құбарларындағы ішкі эрозияларды тудырады.
Көбінесе, мұнайды тасымалдау кезінде жеңіл компоненттердің ( метан,
этан, пропан және т.б.)жоғалуы байқалады, жуықтап – 5% -ға дейін, 100 С
температурадағы фракциялардың қайнауында.Шығымды өтеу мақсатында; жеңіл
компоненттер және ескірген құбырлар мен игеру аппараттары қайта жөндеу
жұмыстарын жүргізу керек.
Жеңіл компоненттерді жоғалтпау үшін және мұнайды резервуарда сақтау
үшін, мұнайға арнайы сүзгіштер қолданады.Мұнайдағы негізгі су және қатты
заттар бөлшектерін резервуарлар қыздыру және суыту арқылы тұңдырады.Ақырғы
тұндыру арнайы қондырғылар арқылы жүзеге асады.Су және мұнай бір – бірінен
қиын ажырайтын эмульсия тудырады да, мұнайды сусыздануын
бәсендетеді.Мұнайды деэмульсиялау процесі екі жүйеде жүреді, оның біреуі
кішкентай тамшылар күйінде болады.Мұнай эмульсиясының екі түрі болады;
судағы мұнай немесе гидрофильді эмульсия және мұнайдағы су немесе
гидрофобты эмульсия. Көбінесе гидрофобты мұнай эмульсиясы
кездеседі.Дисперсті фазалардың адсорбты қабатындағы жоғарғы шекарасында
эмульсия көбіршектері байқалады.Осындай қабаттар үшінші процес –
эмульгатор.Гидрофильді эмульгаторға ерігіш қасиеті жоғары желотин, крахмал
т.б жатады.Гидрофонды ол – мұнай өнімдерінде жақсы ерігіш органикалық тұз
кислотасы, шайыр, ұсақ дисперсті түп бөлшектері,балшық, металл қышқылдары
және т.б.мұнаймен тез шайылатын сұйықтар.Осы көрсетілген әдістердің
нәтижесінде сапалы мұнай қорын алуға болады.
Пайдалану басында газ шапкасының энергиясын, шеткі және табан
суларының энергияларын толық пайдалануға байланысты, табиғи газды
пайдаланудың жағымды тиімділігі болды, бұл сатыда мұнайдың жинақталған
өндірісі 8,19 млн.т құрайды. Сандық модельдеу нәтижелері мұнай жұрынының
(оторочка) қысымының құлау және газ бүркемесі көлемінің кеңею мөлшері
бойынша мұнайгаз шекарасы азайып, біруақытта газ мұнай аймағына енетінін
көрсетті. Соңғы уақытта енгізілген барьерлік су айдау газдың мұнай
оторочкасына енуіне жол бермеуінде рөл атқарғанымен, газ бүркемесіндегі
бақылау ұңғыларының қысымдары мәндері бойынша газ бүркемесінің қысымы кен
орнын игерудің басындағы мәндерімен салыстырғанда күрт төмендеуі байқалады.
Газ кенішінің техникасының әдісін қолдана отырып, І-КҚ мұнайгазды шекарасы
7,2м-ге төмендегенін (ІІ-КҚ мұнайгаз шекарасы бұдан да төмендеуі мүмкін)
анықтаған.
Қабаттан мұнай алуды талдау.
Кен орны объектілері бойынша объектілерден бірқалыпсыз қор алу
байқалған. Мұнай алу коэффициенттерінің және қорды алудың 2011 жылғы
жағдайы бойынша мәндері көрсетілген. Осыдан І-КҚ бойынша Всолт және Воңт
объектілерінен қор көп алынған. ІІ-КҚ кенішінде алғашқы алынатын қор алымы
10,78% дейін төмен болатыны байқалды.
Қабаттардың көп бөлігі әлі толық бұрғыланбаған және қордың бөлігі
дренаждалмай қалған (кесте 2.3).
Кесте 2.3
Игеруге қатысты қор деңгейі
Кеніш Қабат Игеруге Мұнайға Игеруге Игеруге Игеруге
қатысты қаныққан қатысты қатысты қатысты
алаң, км2аймақ аудан геологиялық қор
ауданы, деңгейі, қорлар,млн.т деңгейі,%
км2 %
І-КҚ А 18,07 74,6 25,1 7,5171 14,70
Б 33,06 71,48 46,3 30,9696 50,79
В 42,97 54,53 78,9 39,5828 72,90
ІІ-КҚ Гсев 60,46 107,60 56,19 77,8560 62,40
Дюг 24,41 77,15 31,6 58,2830 68,48
Дсев 7,66 30,09 25,6 5,1919 32,02
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
Қабатқа әсер ету агенттері ретінде МЕСТ-39225-88 Мұнай қабатын
суландыруға арналған су сапасына қойылатын талаптарға сәйкес қабат суы
және альб-сеномандық сулар таңдалған.
Жаңажол кен орнының барлық кеніштерінде қабат қысымын ұстау шаралары
жүргізіледі.
Всолт объектісінің кенішінде су айдау 1986 жылы басталды. Айдау
ұңғымалары барьерлік қатар құрып, газдың кеніштің мұнай бөлігіне өтуіне жол
бермейді. Су айдау 1996 жылы 820 мың.м3 құрады, бұл жабаның 92%-ын құрайды.
Негізінде су айдау деңгейі жоба деңгейінен біршама жоғары болды. Мысалы
максималды су айдау 1993 жылы жүргізілді, айдалған судың мөлшері 1542,3
мың.м3 болды, бұл жобадан 48,2%-ға жоғары.
Су айдаудың жоғары мөлшеріне қарамастан жобалық деңгейлер орындалмайды.
Бұл кенішке су айдау тиімділігінің жеткіліксіздігін көрсетеді. Игеру
басынан бастап, 8971,6 мың.м3 су айдалды. Жылдық орнын толтыру 217,2%, ал
жинақталған орнын толтыру 69,8% құрады. Су айдау мөлшерінің жоғары болуы
ұңғымалардың жоғары қабылдағыштығымен қамтамасыз етіледі.
Воңт объектісінің кенішінде су айдау 1991 жылы басталды. Айдау
ұңғымалары барьерлік қатар құрып, газ бүркемесінің жылжуына жол бермейді.
Игеру басынан бастап, 4544,9 мың.м3 су айдалды. Жылдық орнын толтыру
163,9%, жинақталған орнын толтыру 67,9% құрады. Айдау ұңғымасының орташа
қабылдағыштығы 285,7 м3тәул, бұл жобадан 3,4 есе жоғары. Су айдаудың
жоғары мөлшеріне қарамастан мұнай өндірудің жобалық деңгейлері
орындалмайды. Бұл кенішке су айдау тиімділігінің жеткіліксіздігін
көрсетеді.
Кеніштерде қысым төмендеген кезде өндіру ұңғымаларының өнімділігінің
өзгеруі.
Төменде кен орынның солтүстік күмбезіне жалпы су айдау нәтижесіндегі
сулану диаграммасы келтірілген. 2.1 диаграмма
Рационалдық қабат қысымы. Алғашқы 5 жылда Жаңажол кен орнын игеру
табиғи режимде жүзеге асырылды. Кейін барьерлік және ошақтап су айдау
кезіндегі игеру жүйесі қабылданды. Айдау және өндіру ұңғыларының біртексіз
торда орналасуының әсерінен қабат қысымы едәуір төмендеді, осыған сәйкес
өнімділік те төмендеді. Басқа елдердің карбонатты кен орындарында сумен
ығыстыру кезінде, қабат қысымы әдетте 80% деңгейінде және бастапқы қабат
қысымынан жоғары ұсталады. Жаңажол кен орнында бастапқы қабат қысымының
гидростатикалық қысымнан жоғары (1,031-1,039) болуын, фонтандау
аяқталғандағы жоғары түп қысымын және КТ-І және Гсолт бумасындағы қанығудың
жоғарғы қысымын ескергенде, КТ-І кенішінде және Гсолт бумасындағы
рационалды қабат қысымы бастапқы қабат қысымының 80-90% құрау керек, яғни
КТ-І кенішінде – 23,42-26,4МПа, ал Гсолт бумасында – 31,60-35,55МПа. КТ-ІІ
горизонтының Д бумасы – толық қанықпаған кеніш, оның қабат қысымы.
Қатпарлардың түзілу үрдісі барысында мысалға, өзен арнасының,
аймағындағы орналасқан кеуекті және өткізгіш қабаттар беттік жаққа шығуға
мүмкіншілік алады, осы өзен арнасынан ұңғыма арқылы мұнайды алу кезінде,
қабаттың сумен үздіксіз қоректенуі жүреді. Қабат–коллектор, шоғырдан бастап
беттік суларды жұту орнына дейін созылу бойымен жетерліктей өткізгіштікке
ие болуға тиісті. Бұл нұсқа сыртындағы судың қарқындылығын шарттайды.
Әдетте бұндай шоғырларда қабаттық қысым, суды бағанасының биіктігі қабаттың
шоғырлану тереңдігімен бірдей гидростатикалық қысымға тең болады. Игерудің
бастапқы сатысында төмендеген қысым, алдыңғы уақытта сұйықты алудың
орнатылған жылдамдығында (жылына алынатын қордан 2-8 %) тұрақты болып
қалады.
Суарынды режим кезінде мұнайды алу орны нұсқа сырты немесе айдалатын
сумен толтырылады, ол уақыт аралығында ұңғы шығымының қабат қысымының және
газ факторының тұрақтылығымен түсіндіріледі. Газ факторының тұрақтылығы
келесі жағдайлармен шартталады, Рқаб Рқан кезде қабаттан газ бөлінуі
жүрмейді, сондықтан әр тонна мұнайдан, қабаттық шарттарда (Сурет 2.4)
мұнайда еріген газ мөлшері ғана өндіріледі. Алайда қабаттың қатты қатпарлы
біртексіздігінде ұңғымалардың сулануы уақыт ішінде созылуы мүмкін, өйткені
жақсы өтімді қатпарлардан қабаттық су ұңғы түбіне тез, ал нашар өтімді
қабаттардан–баяу жетеді. Суарынды режим кезінде мұнайдың жетерліктей тиімді
ығысуы жүреді және мұнай бергіштіктің жоғарғы коэффициенті іске асады.
Сурет 2.4 Уақыт аралығында суарынды режимнің негізгі сипаттамаларының
өзгерісі.
Табиғи суарынды режимнен қарағанда, жасанды режимде мұнайды ығыстыратын
судың үздіксіз арыны, жер бетінен айдау ұңғымаларының жүйесі арқылы іске
асады.
Суарынды режим кезінде шоғырдан алынған сұйық (мұнай, су) үнемі
қабаттық термодинамикалық шарттарда шоғырға неген нұсқа сыртындағы су
мөлшеріне тең. Ұңғымадан сұйықты алу кезінде жүретін қысымның қайта
реттелуі, бұл режим кезінде тез жүруі тиіс (теориялық жағынан жедел),
сондықтан бұл режимді тағы да қатты деп атайды. Ұңғы шеңберінде
депрессионды воронка осылайша тез жедел орнатылды.Бұл режим
теориялықтұрғыдан толық зерттелген. Қазіргі кезде өндірілетін мұнайдың 80%
жоғарысы кен орыннан суарынды режим шарттарында (басты түрде жасанды)
өндіріледі.
Серпімді режим. Бұл режим кезде мұнайдың ығысуы, шоғырды қоршап тұрған
судың және қабат қаңқасының серпімді ұлғаюының әсерінен жүреді. Бұл
режимнің іске асуының негізгі шарты (суарынды сияқты) қабаттық қысымның
қанығу қысымнан жоғары болуы (Рқаб Рқан). Қабат тұйықталған, бірақ үлкен
болуы тиіс, өйткенің оның серпімді энергиясы мұнайдың негізгі қорын алуға
жететіндей болуы тиіс.
Ортаның серпімділігінің көлемдік коэффициенті осы ортаның алғашқы
көлемінің үлесі болып анықталады, оған қысымның бірлікке өзгерісі кезінде,
осы көлем өзгереді, яғни:
,
(2.4.)
мұндағы -көлемінің өсуі (серпімді режим есебінен);
-қысымның өсуі (қысымның төмендеуі);
V-ортаның алғашқы көлемі.
Теріс қысымның өсуіне, кең көлемнің өсуі сәйкес болғандықтан, алдыңа
минус таңбасы қойылады. Қабат жабынынң шөгу бөлшектерінің көлемінің
өзгерісі салдарынан, кеуекті қабаттық қатты қаңқасы ішкі қысымның
өзгерісінен деформацияланады, ол кеуектіліктің төмендеуіне және қосымша
сұйықтың ығысуына әкеледі. Сынақтық мәліметтерден келесілер белгілі:
Су үшін
Мұнай үшін
Жыныс үшін
Әдетте қабат ығысуын бағалау үшін ығысудың келтірілген коэффициентін
пайдаланады, оны қабаттың серпімділік коэффициенті деп те атайды. Бұл
кейбір фиктивті ортаның орталандырылган көлемдік мкоэффициенті, сұйықпен
қанығатын нақты қабаттың көлеміне тең, олардың серпімді өсуінің қосындысы
фиктивті ортаның көлемінің сернпімді өсуіне тең.
Анықтамаға сәйкес, қабат көлемінің бірлік элементіне судың, мұнайдың
және жыныстың көлемінің серпімді өсуін табуға болады.
, (2.5)
мұндағы V–қабаттың қатты қалқасының, мұнайдың және судың көлемінің
қосындысына тең, фиктивті ортаның көлемі;
Vп, Vв, Vн -қабаттың жалпы қатты қаңқасының және оны
қанықтыратын судың және мұнайдың көлемдері;
-қабат серпімділігінің келтірілген коэффициенті.
m, dв, dн белгілеп, сәйкес қабаттың кеуектілігін, су және мұнай
қаныққандығын (4.1) формуласының орнына жаза аламыз.
, (2.6)
немесе
, (2.7)
Бұл қабаттық жүйенің серпімділігінің келтірілген көлемдік коэффициенті
үшін жалпы түрлену болып табылады. Таусылу режиміне жататын серпімді режим
елеулі түрде тұрақтанбаған. Қабатта қысым сұйықтың алуына қарай түседі.
Оған ұңғы шеңберіңде үздіксіз воронка депрессияның өсуі, депрессияны
сақтаудың тұрақтылығында уақыт аралығында жүйелі түрде шығымның төмендеуі
немесе шығымды сақтау кезінде уақыт аралығында депрессияның жүйелі өсуі
сияқты сипаттар тән болады. Алайда барлық жағдайларда серпімді режим
кезінде газ факторы суарынды режимдегі сияқты себептер үшін тұрақты болып
қалуы тиіс.
Сурет 2.5Серпімді режим кезіндегі уақыт арлығында өлшемсіз орташа
интегралды қабат қысымының өзгеруі.
Орташа қабат қысымның төмендеу жылдамдығы, қабатта серпімді энергия
қорының жалпы қорына (шоғырды қоршап тұрған су бассейінің мөлшеріне)
тәуелді болуына байланысты әртүрлі болуы мүмкін.
Уақыт аралығында серпімді режим және тұрақты жылдамдықта сұйықты алу
кезінде (q=const) өлшемсіз орташа интегралды қабаттық қысымның қалуын
сипаттайтын жуық формуланы шығару қиынға соқпас. Сұйық алудың айнымалы
жылдамдығы кезінде, яғни сұйық алудың функциясы берілгенде ұқсас формуланы
алуға болады, мысалы сызықты түрде немесе басқа да бір заңмен өзгереді.
(q=const) кезінде қысымның өзгеруі түзу сызықты заңға сәйкес болады, яғни
координата басынан емес түзу сызық бойымен. Сұйық алудың айнымалы
жылдамдығы кезінде, орташа интегралды қысымның өзгеру заңы, қабатта қисық
сызықты болады.
Серпімді режимге қолайлы жағдай туғыздыратын геологиялық шарттар болып,
келесілер табылады:
1) үнемі қорек көзі болмайтын, жабық шоғыр.
2) Мұнайлылық нұсқасының сыртында орналасқан, ауқымды су қаныққан
аймақ; газ телпегінің болмауы.
3) қабат мұнай қаныққан бөлігінің нұсқа сырты аймағымен тиімді
гидродинамикалық байланыста болуы.
4) Қабат қысымының қанығу қысымынан жоғары болуы.
Қабатта орташа қысымның Pқаб тиімді түсу жылдамдығы кезінде, белгілі
бір уақыт ішінде мұнай қорын алу үшін геологиялық мұнай қорына, серпімді
жүйенің үлкен қатынасына ие болу керек.
Аталғандардан, серпімді режим және онымен байланысты үрдістер мұнай
өндіру кезінде елеусіз роль атқарады деп ойлаудың қажеті жоқ. Белгілі бір
қолайлы шарттрда мұнай қорының барлығы серпімді режим арқылы да алынуы
мүмкін (үлкен серпімді-суарынды жүйе болса). Соңғы фактор ұңғы жұмысының
режимінің өзгері нәтижесінде пайда болатын ауыспалы үрдістерде елеулі роль
атқарады. Бұл кезде қабатта серпімді режим заңы бойынша өтетін қысымның
қайта реттелу үрдістері, тежеулі түрде өтетін болады.
Шоғырды серпімді режим шарттарында игеру барысында қысымның төмендеуі
шоғырдың шегінде жүреді, ал бүкіл жүйеде шоғырды қоректендіріп тұратын
қысымның серпімді энергиясы (нұсқа сырты) баяу төмендейді.
Суреттен, қабаттық қысымның қисық сызықтық заңмен өзгеретін және
қысымның қисық сызықтық заңмен өзгеретінін және қысымның төмендеу темпі
жоғары болған сайын, газ телпегінің мұнай шоғырына қатысты аз болатынын
көреміз (n-болған сайын). Мұнай көлемінің газ телпегінің алғашқы көлемінен
төрт есе жоғары болу кезінде, он жылдан кейін қысым 50% (Р=0.5) төмендейді.
Кесте 2.3
Қабат қысымдары
Жылдар Боңт Бсолт Воңт Всолт Гсолт Дн Дв
2010 25,3 25,3 26,0 25,6 28,4 29,4 29,4
2009 24,8 24,8 24,1 25,4 27,4 27,9 27,8
2008 24,6 24,5 23,6 24,6 27,5 27,2 27,0
2007 24,3 24,2 23,8 24,9 27,4 27,3 27,0
2006 24,1 24,0 23,6 24,7 27,2 27,1 26,8
2007 ж бастапқы қабат 83,3 82,8 81,7 85,3 71,3 71,6 71,2
қысы- мынан қолдау
пайызы, %
Газ телпегінің режимі. Бұл режим газ шапкасында тұрақталған қабаттық
энергияның көзі, серпімді газ болатын, геологиялық шарт барысында іске
асады. Ол үшін шоғыр шеткі жағынан өткізгіштігі нашар жыныстармен немесе
тектоникалық бұзылыстармен шектелуі керек. Егер нұсқа сыртында су болса, ол
қарқынды болмауы керек. Мұнай шоғыры газ шапкасымен әсерлесуде болуы керек.
Бұндай жағдайларда алғашқы қабат қысымы, қанығу қысымына тең болады,
өйткені шоғырдың дренаждалуы газ шапкасының үздіксіз ұлғаюының есебімен
жүреді және мұнай үнемі газбен әсерлесуде болады.
Бұндай шоғырды игеру барысында орташа қабаттық қысымның өзгеру
жылдамдығы, игерудің жылдамдығына, газ шапкасының және шоғырдың
мұнайқаныққан бөлігіне тәуелді әр түрлі болуы мүмкін.
Бұндай шоғырды сұйық және газы бар сауыт ретінде қарастыруға болады,
бұл кезде сұйықты алу газдың ұлғаюымен жүреді. Сурет 2.4 Газ шапкасының
режимінде, шоғырда игеру үрдісінде, уақыт аралығында қабаттық қысымның
өзгеруінің есептік нәтижелері келтірілген.
2.1.6 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай
бергіштігін арттыру әдістері
Судың сапа нормасын құрастыру үшін екі мәселені есте сақтау керек, яғни
жүйенің коррозиясы, бітелген жүйелерді және су айдау ұңғымаларын басқару
боп келеді. Су сапасын жоғарлату керек. Қазіргі кезде ҚҚҰ үшін қолданылатын
су керекті тазартудан өтпейді. Су тазарту , ҚҚҰ үшін қолданылатын тек тұрып
қалу ретінде негізделген. Құрамында еріген газдың өте жоғары (құрамында
H2S-106мгл, CO2-74 мгл, оттегі-6 мгл) болғандықтан жүйенің коррозиясының
және бітеп қалуына әкеп соғады. Жүйе химиялық өңдеуге керекті қондырғысымен
жабдықталмаған, айдалатын судың қорғаныс қабілеті (коррозиядан,
бактериядан) жетілмеген.
Қоршаған ортаны ластауды азайту үшін ағынды сулар қайта айдау үшін
қолдану қорек көзі ретінде пайдаланылады. Жоба басқаруына сәйкес кен
орнында су айдау қабілетін 30x103 м 3 тәу - 41x103 м3тәу дейін
жоғарлату керек. Су қорек көзі сенімді, қазіргі кезде 20 су алатын ұңғыма
салынған. Ортақ сумен қамтамасыздандыру 18x103 м3 тәу қамтылған. Судың
ортақ шығыны қанағаттанарлық болу үшін тағы да оңтүстік бөлігінде қорек
көзі бар 20 су алу ұңғымаларын бұрғылау керек, жаңа сумен қамтамасыз ететін
43 км желіні және су көтеру сорап станциясын салу керек.
Су айдау қысымын зерттеп, айдаудың қысымын әр бумаларға төмен етіп
салынады: оңтүстік бөлігінде КТ-1 үшін ұңғыма сағасында қысым 13 МПа; КТ-2
үшін ұңғыма сағасында қысым 15 МПа, солтүстік бөлігіндегі КТ-1 үшін ұңғыма
сағасында қысым 13,5 МПа, КТ-2 үшін ұңғыма сағасында қысым 16 МПа.
Айдау станциялардың айдау қабілеттілігі жоғарлау тиіс. Шоғырлама сорап
станциясы №3 солтүстік бөлігінде және блокты шоғырлама сорап станциясы №3
қайта қарау керек, негізінен 4 айдау қысым талаптарын қанағаттандыру және
жек сорап литражын жоғарлату үшін. Шоғырлама сорап станциясын және блокты
шоғырлама сорап станциясын қайта құрастырып және олардың су айдаудың ортақ
қуаты оңтүстік бөлігінде 6,3x103 м3 тәу - 12,96x103 м3 тәу дейін және су
айдаудың ортақ қуаты солтүстік бөлігінде 23,7x103 м3 тәу - 28x103 м3 тәу
дейін болу керек.
Айдалатын судың сапасы жоғары болу үшін шоғырлама сорап станциясында
және блокты шоғырлама сорап станциясында қосымша оттегі изоляциялық
комплекс қондырғысымен су сақтау үшін және диаэроцион реагенттерін қосу
үшін комплекс қондырғылармен жабдықталады, өте жұқа фильтрмен жабдықталып,
коллекторлардың айдалатын судан ластануы мен әсерлесуі азаяды.
Айдаудың қысымы мен көлеміне қойылатын талаптарын қанағаттандыру үшін
магистраль жүйесіндегі 15 айдау желілерін ортақ ұзындығы 45 км қайта
қарастыру керек. Жаңа айдау ұңғымалары және айдауға ауыстырылған ұңғымалар
жақын орналасқан сумен қамтамасыздандыру пунктерімен қосуға болады, су
айдау үшін 2 сумен қамтамасыздандыру пунктері, 40 айдау ұңғымалары мен
айдау ұңғымалардың сағасынан 66 км лақтыру желілері салынып жатыр.
Қыс кезінде айдау жүйесі кен орында дұрыс жұмыс жасау үшін айдау
ұңғымалардың сағасында керекті шаралар істелініп жатыр.
Қоршаған ортаны ластауды азайту үшін, ағынды сулар қайта айдау
үшін,екінші қорек көзі ретінде, тек қана дайындаудан кейін қолдану керек.
Кен орынды игеру қарқыны бойынша ағынды судың көлемі жыл сайын
көбейеді.Сондықтан ағынды суды дайындау құрылысын келесі түрде : бірінші
құрылыс көлемі 2000-2010 жж, қуаты 3500 м3тәу жобаланған, екінші құрылыс
көлемі 2010-2028 жж, қуаты 5800м3тәу жобаланған. Жобада дайындаудың
минимал керек мөлшері көлемі қарастырылған.
Десульфация кезінде қондырғы арасынан көрсеткіштерінің жетіспеушілігі
байқалған кезде ,қажетті таблица ішінде, онда қазіргі көрсеткіштер алынады
(200мгл кіші).
Дайындалған мұнайлы судың қабат суына сәйкестігін ескере отырып , құбыр
желілерінде коррозияны болдырмау үшін және қабатта бірігіп су айдауда
әркелкі су айдау блокты шоғырлама сорап станциясы № 1,3 бойынша
жүргізіледі.
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы
2.2.1Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
Жаңажол кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес
қабат қысымы түсіп, өндіру көлемі азайып келуде.
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 ұңғы бар.
Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді. Олардағы
ұңғылар:
В (солтүстік) бөлігінде 76 ұңғы
В (оңтүстік) бөлігінде 50 ұңғы
Б бөлігінде 91 ұңғы
А бөлігінде 13 ұңғы
Дасты бөлігінде 24 ұңғы
Дүсті бөлігінде 36 ұңғы
Д (Ш) бөлігінде 19 ұңғы
Г (Ш) бөлігінде 65 ұңғы
Жалпы өндіру қорында 374 ұңғы бар.
Жұмыс істеп тұрған қорда 359 ұңғы мұнай өндірумен тұрғызылғаны
10 ұңғы, бұрғылаудан кейін 3 ұңғы қосылуға дайындалуда.
Бақылау қорында 10 ұңғы, геологиялық бақылау орнының бұйрығы
бойынша 8 ұңғы конверциялауда.
Су айдау қорында 62 ұңғы, оның 54 ұңғысы ғана су айдауда.
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 ұңғыда жүргізілу керек. Осы
қордың 8 ұңғысының алтауы геологиялық, ал 2 ұңғысы техникалық
себептермен істен шығарылады.
Өндіру ұңғыларының істемей тұрған себептері мына жағдайларға
байланысты:
-көтеру құбырларында парафин тығындарының пайда болуынан;
-күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан ұңғы жер асты
жабдықтарының коррозияға ұшырауына, штуцер және жер асты
құбырларының коррозияға ұшырағаннан кейін ауыстыруға байланысты
жөндеу жұмыстарына кетуге байланысты болуда.
2007 жылы 2345,941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол жылғы кен
орын бойынша мұнайдың орташа шығымы тәу. Ұңғылардағы мұнай
шығымы 0,2-1тәу-тен 170 тәу-ке дейін өзгереді, 5 тәу-
тен төмен шығыммен 9 скважина жұмыс істейді. Саға қысымына 62
ұңғы ие.
Барлық ұңғы таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ су
құрайды.
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін
қабатқа су айдау 1986 жылдан бастап су газ әрекеті сақиналы
кедергі жүйесі бойынша жүргізілуде. Игеруден бастап қабатқа
3351,788 мың м3 су айдалды.
Кедергілі қатарда 14 айдау ұңғысы, солтүстік кеңістікте 1 ұңғы
ошақты су айдау жетілік жүйе бойынша қабатқа су айдауда. Дегенмен
бұл әдіс техникалық судың, қондырғылардың жетіспеуіне байланысты, су
айдау жоспары біршама қиыншылықтармен орындалуда.
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 2001 жылы 3 су айдайтын
ұңғы бұрғылау, 16 су айдау ұңғы енгізу жоспарланып отыр. Осы
бағытта, яғни қабат қысымын ұстау жүйесі бойынша мұнай және газды
механикаландырылған игеру әдістері жобаланған.
2000 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің
штангілі терең сораппен игеру әдісі бойынша, ұңғыға штангілі
терең сорап орнатылды. Әзірге осы әдіс бойынша 2 ұңғы жұмыс
істеуде. Кезекті жабдықталғаннан кейін 2 ұңғы қосылуға дайындалуда.
Осы екі ұңғымен жыл бойына 11072 тонна мұнай өндірілді.
2001 жылдың 4-тоқсаннан бастап газлифт әдісімен мұнайды
өндіруде. Қазіргі таңда осы игеру әдісіне қажетті құрал-жабдықтарды,
ұңғыларға қондыруға дайындық жұмыстары жүргізілуде.
Осы мәліметтерді алдыңғы жылдың қаңтарындағы көрсеткіштермен
салыстыра келіп ұңғы қоры өсуде. Мұның себебі: жаңа өнімді
қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының
жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген ұңғылар есебінен
болады, ал ұңғылар шығарылуы басқа пайдаланудан.
Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын 2.4 кестеде
көрсетілгендей талдай келе мұнай өндіру көлемі азайып келе жатқанын
көруге болады.
Кесте 2.4
Жолаушы су, жолаушы газ және мұнай өндірудің қозғалысы
Жылдар Су өндіру Газ өндіруМұнай өндіру
(тың. м3) (млн. м3)
жоспарлы (мың нақты (мың. т)
т.)
2008 2528336 36 2342.0 2342.0
2009 28456 37.2 2345.4 2350.1
2010 3736.2 36.9 2415.0 2338.6
2011 3848.1 37.8 2486.5 2447.0
Дегенмен 2011 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын
көруге болады. Газ өндіру жоспарының орындалуы 37,8% жетті.
Кесте 2.5
Жаңажол кен орнының пайдалану коэффициентінің қозғалысы
Жылдар 2008 2009 2010 2011
жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты
Пайдалану 0,859 0,895 0,873 0,873 0,883 0,883 0,891 0,891
Коэффциенті(
мыңдық
дәлдік)
2.5- кестеден мынадай қорытынды жасауға болады: Жаңажол кен
орыны бойынша ұңғыларды пайдалану тиімді түрде жүргізілуде.
Барлық ұңғы таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ
су құрайды.
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды ұңғылар қорының сипаттамасы.
Мұнай өндіру ұңғылары қорының барлығы дерлік фонтанды игеру
әдісімен өндіруде. Сұйықты жер бетіне көтеру сорапты компрессорлы
құбырлар (СКҚ) арқылы жүргізілуде. Олар С – 75 маркалы болаттан
дайындалған.
Қазіргі таңда осы сорапты компрессор құбырларды жапондық Лифтис
фирмасынан алуда. Себебі бұл ресейлік сорапты компрессорлы құбырларға
қарағанда арзандау. Дегенмен Жаңажол кен орнында отандық сорапты
компрессорлы құбырлар әлі күнге дейін қолданылады.
Ұңғы өнімділігіне орай мынадай диаметрлі құбырлар қолданылады:
Сорапты компрессорлы құбырлар (СКҚ) шығым: 40 м3тәу. Аз болса, Ф
48 мм; 40 м3тәу - 80 м3тәу. Арасында Ф 60 мм; және 80 м3тәу жоғары
болса, Ф 73 мм, сонымен қатар жапондық Ф 73х7,1-С-75, және Ф 88,9 х
6,45-С-75 құбырларынан жинақталады.
Мұнай ұңғыларындағы түп суларын шығару үшін пайдалану басынан
СКҚ-дың 5 кестеден көріп отырғандай жөндеу аралық кезең уақыты
ұлғайып, соның есебінен фонтанды ұңғы қорын тиімді пайдалануды
көрсететін, пайдалану коэффициентінің өзгеруіне жақсы жағдай
туғызады.
Ұңғыны фонтанды пайдалану.
Жаңажол кен орыны үшінші кезеңде игеру жағдайында болғандықтан
қазіргі кезде штангілі терең сораппен игеруге газ факторы аз
ұңғыларды көшірді. Сонымен қатар болашақта газ факторы жоғары,
дегенмен қабат қысымы төмен ұңғыларды газлифт әдісімен игеру
жүргізілмек.
Қазіргі таңда КТ – ІІ қабатының Г - Д бөліктерін ашу және әлі
де фонтандау аяқталмағандықтан игеру фонтанды әдісімен жүргізілуде.
Фонтанды ұңғылардың қондырғыларына жер асты және жер үсті
қондырғыларына бөлінеді.
Жер асты қондырғыларында фонтанды көтергіш ретінде, ингибитор
алынатын болса, ингибитордың меншікті жұмсалуын 200 гт көлемінде
жұмсайтын, ұңғының сорапты компрессорлы құбырындағы (СКҚ) ингибиторлаушы-
қақпағы арқылы жүргізетін КОКУ-8973-136-36 кг тәріздес камерасы
қондырғысын жатқызады.
Ұңғыға түсірілетін фонтанды құбырларының тізбегі: газ және
сұйықты көтеру қызметін атқарады. Құрамында күкіртті сутек және су
кездесетін мұнайды өндіру кезінде шеген құбырларының коррозияға және
эрозияға ұшырауынан сақтау үшін, сұйықты айдау арқылы ұңғыны
өшіреміз.
Қабаттың туы маңының аймағын өңдеу және ұңғыны жуу үшін
(әртүрлі әдістермен, мысалға: ұңғыны өңдеу кезінде пайда болатын
жоғары қысымнан шеген құбырларды сақтау үшін) қажет.
Фонтанды ұңғы қондырғыларына диаметрлері 38:50:63:73:89:102 және
144 мм; қабырғалар қалыңдығы 4-тен 7 метр, ұзындығы 5,5-10 метр
болатын СКҚ қолданылады.
Құбырлардың сапасы Д, К, Е, Л, М топтарынан болатын жоғары
механикаландырылған құрамда болаттан дайындайды.
Фонтанды ұңғылар қондырғылары сақиналы кеңістігін сығымдау үшін,
ұңғы аузынан шығып тұрған шеген құбырлардың байланыстырмалы жоғарғы
шектерін байланыстыру үшін және олардың арасындағы қысымды бақылау
үшін фонтанды және газлифтті ұңғылардың аузын сығымдау үшін,
скважина жұмысы кезеңін бақылау және қалыптандыру үшін фонтанды
арматурасының шығару желілерінде ұңғы өнімдерінің ағынын тоқтату
немесе бірінен - екіншісіне ауыстыру үшін, құбыр желісін жалғау
ұңғы қысымын, температурасын өлшеу үшін және түптік орналастыру,
сонымен қатар скважинаға қажетті технологиялық шараларды жүргізу
үшін қажет.
Ұңғыны механикалық пайдалану.
1990 жылы маусымда N724 ұңғы штангілі –терең сораппен пайдалануға
ауыстырылды.
Сол жылдың желтоқсан айында N332 тағы бір ұңғы ШТС-қа ауысты.
1996 жылы желтоқсанда Дт текшесінде екі ұңғы N2024 және N2043
механикаландыру тәсіліне көшті. Оларда АҚШ-та өндірілген “Лафкин”
фирмасының тербелмелі станогы орнатылды.
1997 жылы маусымда В текшесімен N16 ұңғы және Дж текшесімен екі ұңғы
N2028;2yt N2124 ШТС-қа ауыстырылды.
Оларға Қытайда өндірілген “ROTAFLEX” тербелмелі станогы орнатылды.
2000 жылы ақпанда ШТСқа Б текшесінен Т352 ұңғы ауыстырылды. ОЛ ұңғыда
8СК12-3,5-8000 тербелмелі станогы ... 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