Мұнайдың топтық құрамы

Жұмыс түрі: Курстық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 34 бет
Таңдаулыға:

Мазмұны
Кіріспе
1 Геологиялық бөлім
1.1 Өзен кен орны туралы жалпы мәліметтер
1.2 Кен орынның геологиялық құрлымы
1.2.1 Стратиграфиясы
1.2.2Тектоникасы
1.3 Мұнайгаздылығы
1.3.1 Сулылығы
2 Техника-технологиялық бөлім
2.1 Мұнай өндіруде штангалы сорапты қондырғыны пайдалану жұмысын зерттеу
және оның құрал-жабдықтары
2. 2 Штангілі тереңдік сорапқа газдың, ұңғыдағы құмның, парафиннің әсері
2.3 Штангалы терең сорапты қондырғының түрі мен жұмыс режимін таңдау.
2.4 Қысымның таралу қисығын тұрғызу арқылы сораптың түсірілу тереңдігін
анықтау
Қорытынды
Қолданылған әдебиеттер тізімі

Кіріспе

Мұнайды тұтыну әлемде жанар жағар май және энергетика көздерінің
бірден бірі болып табылады. Өзен мұнай газ басқармасына қарасты өзен кен
орны текқана Қазақстанға ғана белгілі емес сонымен қатар шет елге де
белгілі.
Осы кен орында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары
Ресейге жөнелтіледі. Өндірілген мұнай, ілеспе газы және табиғи
газ
Қазақ газ өңдеу зауытына, және сондай-ақ Ақтау қаласының
пластмасса зауытына, маңғыстау энерго комбинатына (МАЭК)
тасымалданады.
Қазіргі кезде мұнайды өдірудің әр түрлі әдістері болғанымен, штангелі
терең сорапты қондырғымен игеру Өзен кен орнына осы тәсілді пайдалану
тиімдірек. Мұнайды игеру кезіндегі кең тараған тәсілдердің бірі – штангілі
тереңдік сорапты қондырғы болып табылады. Бұл штангілі сорап арқылы
скважиналарды игеруге болады. Соңғы жылдары терең сорапты қондырғылар
жетілдіріліп әртүрлі жүккөтергіштік қондырғылары жасалынды. Қазіргі
жетілдірілген штангілі тереңдік сораппен 3000м тереңдіктен мұнайды игеруге
болады.

1. Геологиялық бөлім

1.1 Өзен кен орны туралы жалпы мәліметтер

Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде
Оңтүстік Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде
орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орын территориясы Маңғыстау облысы
құрамына кіреді. Ең жақын елді мекен Жаңаөзен қаласы, ол кен
орнынан оңтүстікке қарай 8 – 15 км – де орналасқан. Батысында 80 км –
Жетібай қаласы, ал 150 км – Ақтау қаласы.
Орфографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа,
оңтүстік-батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде,
оның абсолютті белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24
м. Ауданның орталық және оңтүстік бөлігінде үлкен ойпаттар бар,
олардың ішіндегі ең ірісі минималды абсолюттік белгісі – 132м
"Қарагие" ойпаты.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Орталық
бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт
алады. Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және
оңтүстігінде +200 м. Батысы мен солтүстік-батысында кен орынның
аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты жағынан қарай кемерлер түрінде
күрт үзіледі.
Өзен ойпаты 500 км² ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
кескіленген. Минималды абсолюттік белгісі +31 м.
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына
қарай шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалары негізінен су
көзі жетіспеушілігінен және өсімдік жабынының маусымдылығынан
пайдаланылмайды. Аудан климаты күрт континенталды, шөлейтті,
тәуліктік температураның күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен
және салыстырмалы суық қысымен сипатталады. Жазда максималды
температура +45 ºС, минималды температура қыста -30 ºС.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-
шашын сирек және негізінен көктем-күз мезгіліне келеді.
Атмосфералық жауын- шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм
шамасында, және қардан жаңбыр көп жауады.
Жаңаөзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне
бұрғыланған геологиялық ұңғылардан 70 км суөткізгіш құбырлармен
тасымалданады. Техникалық сумен қамтамасыз ету альбсеноман
горизонттарының жер асты сулары арқылы іске асырылады.
Ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады. Облыстың аудан
орталықтарын байланыстыратын темір жол бар. [5].
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары
Ресейге жөнелтіледі. Өндірілген мұнай, ілеспе газы және табиғи газ
Қазақ газ өңдеу зауытына, және сондай-ақ Ақтау қаласының
пластмасса зауытына, маңғыстау энерго комбинатына (МАЭК)
тасымалданады.

2. Кен орынның геологиялық құрлымы

Өзен кенорыны Жетібай-Өзен тектоникалық қатпарының солтүстік Өзен-
Қарамандыбас антаклиналь сызығында орналасқан және субшироттық сызыңқы ірі
антиклиналь қатпармен байланысты.
Юра өнімді горизонттар жамылғысы бойынша құрылымның өлшемдері 33х10 км,
ал амплитудасы 175 м-ден (туран жамылғысы бойынша) 300м-ге дейін (келловей
өнімді горизонты бойынша) өзгереді. Өзен қатпары брахиантиклинальді,
асимметриялы ХІІІ горизонты жамылғысы бойынша қатпардың құлау бұрышы
оңтүстік қанатында 60-80, солтүстігінде 10-қа дейін және шығысында 40.
Өлшемі бойынша ірі емес Парсумун күмбезі Өзен құрлымының Оңтүстік
қанатын қиындатады. ХVІІІ горизонттың жамылғысы бойынша көтерілу
амплитудасы 30м-ге жетеді, ал соңғы тұйық изгипсі-1300 бойынша құрылымның
өлшемдері 2,9х0,9 км құрайды.

1.2.1 Стратиграфиясы

Жер қабатының үздіксіз өсуін, оның пайда болған уақытынан зерттейтін
ғылым стратиграфия деп аталады.
Стратиграфия - (латынша стратюм – төсеніш қабат және графия) гелогия
ғылымының тақ жыныстары қалыптасуының тек еместігін және кеңістіктегі
бастапқы өзара қатынасын зерттеу арқылы бұлардың салыстырмалы жасын
анықтайтын бөлігі. Бұл үшін өткен геологиялық кезеңдер бассейіндерінде
жиылған, шөгінді жыныстар мүмкін болғанша ажыратылып өзгерулері зерттеледі.
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен 3600 м
шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрлымында
триас, юра, бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын
алады. Олардың былай белгіленуі скважина үлгітастарын зерттегенде
алынған палеонтологиялық мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа
аудандарының ұқсас шөгінділерімен салыстыруға негізделген. Бөлімдер,
ярустар және подярустар арасындағы шекаралар шартты, негізінен
электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде микрофауна мен т. б.
зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық үлгілерді өзгертуге
және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор
шөгінділеріне байланысты.
Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне
қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. I-XII горизонттар
(жоғарыдан төмен қарай) жасы бор-газды, XIII-XVIII горизонтар –
жоғарғы және орта юра – кен орнының негізгі мұнай – газды қабаты,
жеке күмбездерде төменгі юраның XIX – XXIV горизонттары мұнайгазды.

Пермь – триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне
жыныстары болып табылады.
Пермь – триас жүйесі (РТ)

Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т)
шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен
орын алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалындығы 440
метрге жетеді, жабынында шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар,
алевролиттердің біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл шөгінділер
жалпы қалыңдығы 1500 – 1600м болатын біртұтас оңтүстік Маңғыстау
тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі:
төменгі, орта және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және
орта түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері
қоспасымен бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл
сұр алевролиттерге немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды –
кремнийлі. Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар
әдетте аргиллитке ұқсас және көмір тектес затпен байытылған.
Құмтастар, алевролиттер мен саздардың алмасуы негізінен қиғаш
қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек тәрізді құрлымы
дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт өзгерістерге
ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120 – 130 м. Төменгі
юра қимасында XXIV – XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан
ең ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу
өнімді горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз
байланысты. Орта юрада жалпы қалыңдылығы 700 м аален,байос және бат
ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 а)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды – галькалы жыныстардан
құралған және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде
қарастырылуы мүмкін. Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі
түйіршікті құмтастар басым, олардың арасында орта және ірі
түйіршіктілері кең жайылған. Кейде соңғылары гравелиттермен алмасады.
Аален құмтастары мен гравелиттерінің цементі негізінен сазды, кейде
карбонатты және байланысқыш түрлі болады. Біршама көп жұқа
қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ галькалы
конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте , сұр, қарасұр, кейде
қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары
арасындағы шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b)

Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос
ярусының шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар
алевролиттер мен саздардан құралған континентальды фациялармен
белгіленді. Байос ярусы қимасының төменгі бөлігінде сазды және
алевролитті жыныстар жоғарғы бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың
қалыңдығы 500 – ден 520 м-ге дейін өзгереді. Зерттеулер кешені
бойынша байос ярусының шөгінділері екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470м, және саздар,
құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың қабатшалары
алмасуымен көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен қатталады.
Құмтастар мен алевролиттердің түсі негізінен сұр және ақшыл сұр,
кейде қоңыр және сары да болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-
алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар көбіне қарасұр, тіпті
қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX,
XIX, XVIII және XVII горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-
сұр, нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түиіршікті және құрамы айқын
емес. Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің
арасындағы шекара шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді.
Жоғарғы байос-бат шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфод және
кембридж ярустары ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан
сазды қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары
сұр, қарасұр, күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті. Құмтастар
мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр.
Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XIV
горизонттың жоғарғы бөлігі мен XIII горизонт орналасқан. Оның
қалыңдығы 50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3O-km)

2. Тектоникасы

Оңтүстік Маңғыстау ойыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта
біршама құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ
кен орындары байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай,
Қарамандыбас, Теңге, Тасболат, Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс
Жетібай кіреді.

Солтүстігінде Өзен құрлымы оңтүстік – шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік
қанатта жыныстардың құлау бұрышы 3º. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6º
болатын оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге
көтерілуінен бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының
периклиналі үлкен емес белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен
жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде, Түнқарақшы ойпатының шығыс
шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның
өлшемдері 9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі
шығысқа ығысқан, соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған
солтүстік-батыс периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы
тіктеу. Мұнда XIV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6–8º.
Қатпардың солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың
батыс жартысында XII горизонтың жабыны бойынша құлау бұрышы 1- 3º.
Құрылымның батыс бөлігінде мұнай кеніштері бар күмбездер
ерекшеленеді: Солтүстік – батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының
оңтүстік қанатын күрделіндіреді. XVIII горизонттың жабыны бойынша
көтерілу амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық
изогипс бойынша құрылым өлшемдері 2.9-0.9 км.
Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м
изогипс бойынша көтерілу өлшемдері 3.5-2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналы де симетриялы емес. Солтүстік-батыс
периклиналдің оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ,
қатты созылған. Өзен қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда XIII
горизонт жабынында 1700 м изогипспен ерелекшеленеді. Келесі
изогипстер Өзен және Қарамандыбас қатпарларын 58 скважина ауданында
кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге біріктіріледі. Шығыс
периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда XIII горизонттың жабыны
бойынша құлау бұрышы 3-4º.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде
негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес
көтерілулер қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне
Құсмұрын күмбезі кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XIV
горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері 10.8-4.5 км, амплитудасы
105 м. [7].
Өзен кенорны көп қабатты, күрделі құрылымды. Бор және Юра қимасында 25
өнімді қабаттар бөлінген. Олардың I-XI қабаттары стратиграфиялыққа
туралдыққа (I-қабат) сенамалды (II-қабат), альбекині (III-XI қабат) тұратын
аралас кездесетін құм, алевролит және газды жыныстар жатады. XIII-XVIII
негізгі мұнайлы қабаттар Юра жасанды мұнай газдылық қиманың жоғарғы
сатысына жатады, тереңдігі 1080 – 1370 метр. Бұларда құрамы және қасиеттері
жағынан өте жоғары дәрежеде мұнайдың негізгі қоры бар.
XIX – XXV өнімді қабаттар мұнай газдылығының төменгі қатарына жатады.
Оларды кейде жаппай мұнайлы, мұнай – газды және газды кеніштер дейді. XIII-
XVIII қабаттарының мұнайлылығының алғашқы нұсқасын гидрогеологиялық

және геофизикалық зерттеулер кезінде олардың қозғалыссыз жағдайда
жатқандығы анықталды.
XIII-XVIII қабаттардың геологиялық құрылымының жалпы сипаттамасы
жобадағы берілгенмен салыстырғанда аз өзгерген. Қабаттар үшін берілген
кесте 1.1 кестеде көрсетілген.
Мұнай газдылығының төменгі қатарындағы XIX-XXIV өнімді қабаттардың
геологиялық құрылысы қабаттардың газдылығының жоғарғы қатарының құрылысы
ерекшеленеді, актиментальды құрылысының негізгі қорын күрделендіре түседі.
Ал оның Батыс пен Оңтүстік Батысын Барсымұрын, Шығыс Қарамандыбас
күрделендіре түседі [2].

Кесте 1
Жоғарғы қатардағы өнімді қабаттардың сипаттамасы

РН Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолюттік
орналасу тиімді белгі
тереңдігі қалыңдығы
Кеніш Өткізгіш СМШ ГМШ
1 XIII 1080 Қабат Терригенді 100 1126
суы
2 XIV 1200 253 1136
3 XV 1200 153 1140
4 XVI 1240 195 1140
5 XVII 1280 242 1141 1036
6 XVIII 1370 178 1145

Мұнайлылықтың төменгі қатардағы мұнай қасиеті күмбезден күмбезге өзгереді.
Сондықтан әрбір күмбез бойынша орташа мағына берілген
(1.2 кестеде көрсетілген).
XIX-XXIV қабаттардағы мұнай қабат жағдайында жеңіл, аз тұтқырлықты, оның
газ құрамына орташа мұнайға жақын.
кесте – Төменгі қатардағы өнімді қабаттардың сипаттамасы

Кесте 2
Төменгі қатардағы өнімді қабаттардың сипаттамасы

РН Қабат-тОрташа Түрі Орташа Абсолюттік белгі
ар орналасу тиімді
тереңдігі қалың-дығы
Кеніш Өткізгіш СМШ ГМШ
1 XIX 1390 Қабат Терриген-д3,3 1150 1153
суы і
2 XIX 1480 1372
3 XX 1490 Газды 8,4
4 XX 1560 5,2
5 XXI 1607 Қабат 1520
суы
6 XXI 1640 1569
7 XXII 1690 1608
8 XXII 1730 1533
9 XXIII 1780 1593
10 XXIV 1840 1731
11 XXV 1990 1807

1.3 Мұнайгаздылығы

2012 жылы Өзен кен орнынан 4306100 тонна мұнай өндірілді. Мұнай
өнімінің қабаттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): XVI қабат 10,9, XVII
қабат 5,7, XVIII қабат 1,7, қумұрын күмбезі 1,2, Парсымұрын күмбезі 1,2.
1980 жылдарда Құсмұрын солтүстік батыс және Парсымұрын күмбездерінің өнімді
қабаттары қарқындата бұрғыланды. Бұл олардан мұнай өндірудің 4,66 және 58%-
ке өсуіне әсер етті. XIII-XIV қабаттардан мұнай мен сұйықтың басым бөлігі
өндірілді. Олардан өндірілген өнім барлық кен орнындағы өнімінің 64%-тін
құрайды. Кен орнында қабаттар бойынша бір өндіру ұңғымасының орташа
тәуліктік шығыны мұнай бойынша 3,1-5,4 тоннатәулік, сұйықтық бойынша 6,7-
15,8 тоннатәулік. XIII-XIV қабаттар айдау ұңғымалары қатарымен 64 жеке
игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір қабаттың бөліктері бір-бірімен
бастапқы баланстық игерілген қорлармен және өнімді қабаттарының
қасиеттерімен бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді және сондықтан мұнай мен
сұйық өндіру кең аралықта өзгереді. 01.01.2006 жылы мұнай мен газ өнімінің
өндіру сипаттамасына қарасақ кен орнынан мұнай негізінен механикалық
тәсілмен (97%) өндірілді, терең сорапты (ШТС) сыртында және газлифт
ұңғымаларының қоры барлық өндіру қорының 92% -тін құрайтынына қарамастан
газлифт тәсілмен бірге қорының 16,6%, ал сұйық өндіру 24%. Бұл газлифт
ұңғымасындағы шығынның 3,5 есе көптігі мен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын
этан көбейеді. Газды қабаттарды негізінен азот, көмірқышқыл газды қоспасы
бар құрғақ сыртында метан газы кездеседі. Газ тығыздығы
0,562-0,622 кгм3 шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторларының таралуы тиімді. Мұнайлы қалыңдықтар
игеру кешендері және тұтас қабаттар карталары бойынша анықталады. [7].
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне,
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полиметрлік құрамды коллекторға
жатады. Бұл коллектордың осы түрге жатуын межелейтін негізгі фактор

жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын химиялық және
механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95% құраса, ал Өзен кен орнынан
полиметал коллекторларында кварц құрамы 30% шамасында, жыныстарда кварц
құрамы 70% болса минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қаңқа порциясын көбейтуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына соқтырады.
Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30%-ке жетеді. Өткізгіштіктің
салыстырмалы төмен шаралары суға қаныққандықтың жоғары болуы да кішкене
қуыстардың көптігімен түсіндіріледі. 1.3 кестеде келтірілген.

Кесте 3
Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары

Рс Қабаттар m, %
1 XIII 21
2 XIV 22
3 XV, XVI 23
4 XVII, XVIII 24

Өткізгіштік өзен кен орны қабат коллекторларының негізгі сипаты. Бұл
шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік геофизикалық материалдар қолданылады.
Өткен жылдары зерттеулері негізінде үлгі тасты талдау бойынша табылған
қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың геофизикалық
параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені
анықталды.
Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма - әдіс көрсеткіштерімен
байланысы көрсетіледі. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді белгіленген
аймақтарды және тұтас қабаттарды сипаттауға пайдаланылады. Мәліметтерді ары
қарай қолдану оңай болу үшін және есептеу операцияларын механикаландыру
үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарда түсірілді. Кейін
ЭЕМ арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі және тұтас қабаттарға
әрбір қабат будақ бойынша статикалық қатарлар мен көрсеткіштер анықталады.

Кесте 4

Бөліктер мен қабаттар бойынша есептеу нәтижелері

Рс Қабаттар Қор, мкм2 Ұңғыма саны h, м, бор, м
1 XIII 0.200 458 10.8
2 XIV 0.290 349 24
3 XV 0.167 373 15.5
4 XVI 0.207 311 18.4
5 XVII 0.76 96 23.4
6 XVIII 0.178 63 19.8

Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткізгіштіктің
орташа шамасының ауытқулары әрбір қабатқа сипатты. 1.4 кестеде сондай-ақ
ұңғымалар саны мен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа
арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ қабаттар мен
бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. XIII қабат ең
аз қалыңдықпен сипатталады.
XVI қабат құрлысында белгілі геологиялық заңдылық бар. Ұсақ түйіршікті
құмтастар алевролиттер, саздар әктастардың жұқа қабаттарымен мергерлердің
астарласуы түрлеріндегі анық құрылыс қатарларында қалыңдығы 10-47 метрге
жететін барынша сұрыпталған ортақ және түйіршікті құмтастар аймақтары
ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 метр жұқа жолақтар түрінде
біртекті құмтастар үшін өткізгіштігі жоғары (0,2-1,2 мкм2) шамасы мен қабат
коллекторларының қалыңдығының 10-51 метрден 0,5-1,6 метрге күрт азаюы мен
0,05 мкм2 өткізгіштікті болуымен байланысты қабаттардың негізгі бөлімі мен
нашар гидродинамикалық байланыс сипатты.
Мұнайдың құрамы жөнінде нақтылы қысқа жауап беру қиын. Құрамында
бензин, мазут, май, смола болады. Жалпы жауабы мұнай таза көмірсутектер
ертіндісі және оттегі, азот, күкіртті көмірсутектер ертіндісі болып
есептеледі. Кейінгілер қоспа ретінде емес, күрделі, судағы қант секілді,
ертіндісі болып кездеседі. Мұнайдың құрамы элементтік, топтық және
фракциялық жолмен анықталады.
Мұнайдың элементтік құрамы. Мұнайдың негізінен көміртегі мен сутегінен
құралады. Көміртегі 83-87%, сутегі 11-14% қалған процент бөлігін күкірт,
азот, өттегі өзара бөліседі. Мұнайды жақсақ күлінде сирек кездесетін құнды
металл болады. Металдарды мұнайдан айырып мөлшерін анықтау қиын емес.
Мұнайдың химиялық құрамын молекулада қанша атом қалай орналасқан,
көмірсутегі мен сутегі тіркестерінің түрлері, басқа элементтердің олармен
жалғасуы немесе алмасу жолымен белгілейді. [4].
Мұнайдың топтық құрамы. Мұнайдың топтық құрамы қайнату әдісімен
анықталады. Қайнату жолы екіге бөлінген: 3600С-қа дейін және одан жоғары
температурада қайнату. Бірінші бөлігі негізі таза көмірсутектерінен тұрады.
Екіншісі, 3600С-тан жоғары температурада қайнатылып алынатын бөлігі дара
атомды оттегі, күкірт, азот және аздау дәрежеде көмірсутекті парафиндер
және гибрид көмірсутектері болады.
Мұнайдың фракциялық құрамы. Мұнайдың фракциялық құрамы қайнату
температурасына қарай қосылыстарының бөлінуі арқылы анықталады. Белгілі
температура аралығында қайнап шыққан мұнай бөлік үлесін фракция деп атайды.
Барлық фракциялар қайнап шыққаннан кейінгі мұнай қалдығы мазут болады. Бұл
да фракцияланып майға және смолаға бөлінеді. Мазутты фракциялау процесі жай
атмосфералық қысымда және вакууммда жүргізіледі. Май фракциясынан соляр
майы, ветеран, вазилин, ал смоладан битум немесе қара май алынады.
Мұнайдың химиялық құрылым түрлері. Мұнайдың химимялық құрылымы толық
анықталмаған. Бүгінге дейін мұнайда 425 жеке көмірсутектері және құрамында
азот отттегі бар 380 көмірсутектер анықталып отыр. Қосылыстарды мұнайдан
тек қана ажырату жолымен алғандықтан, оның құрамын анықтау қиынға соғуда.
Мұнайдың құрылысын ажырату кезінде әр түрлі реакциялардың нәтижесінде
едәуір көп өзгеріске ұшырауы мүмкін. Мұнайды бөлшек құрамдарға ажыратудың

өте ұқыпты жолдары әзірге жоқ. Мұнайдың физикалық қасиетіне оның иісі,
түсі, тығыздығы, тұтқырлығы, оптикалық белсенділігі, диэлектрлік қасиеті,
температурасы, еру және еріту қасиеттері, беттік керілуі т.б. тиісті.
Мұнайдың иісі керосин, бензин иісі тектес, бірақ та оларға түгелдей
ұқсамайтын, жұмсақтау, күрделі ұзақ сақталатын иістің жинағы болып келеді.
Мұнай түсі әртүрлі, мөлдіреген бензин сияқтысынан қара түске дейінгісі
кездеседі. Затқа жұққан шашырандысы қоңыр және көк болып құлпырады, әр
жердің мұнайы әр түсті. Мұнайды аса күлгін жарық сәулесімен қарасақ, ашық
көкшілдеу, қаралау, сарылау, кейде қызыл қоңыр болып, шағылысқан сәулелері
жарқылдайды.
Мұнайдың тығыздығы су тығыздығынан кем болады. Мөлдір мұнайдың
тығыздығы – 0,777,0798, сары түсі – 0,792-0,820, қызыл-қошқыл мұнайдыкі –
0,802-0,840 ттш.м шамасында кездеседі. өте сирек кездесетін тығыздығы
-1,040 ттш.м болатын ауыр мұнайда болады.
Мұнай суда ерімейді, осыған сәйкес су мұнайда да ерімейді. Мұнайда
күкірт, йод, смоланың көпшілігі, каучук ериді. Газдар метан, этан, пропан,
азот, оттегі мұнайда шапшаң ериді. Жоғары жылылықта мұнай металды да
ерітеді. Терең ұңғыманың құбыры жоғарғы температурадан бұзылуы ықтимал.
Лигроин мұнайда аз болса да (0,027%) ериді. Трансформатор майы мұнайдың
өнімі бола тұра, күтпеген жерден суды бойына жеңіл сіңіріп алады.
Мұнайдың меншікті беттік керілуі. Су бетіндегі араласпай жүрген мұнай
тамшылары немесе мұнайда араласпай жүрген су көрінісі мұнайдың меншікті
беттік керілісі бар екенін көрсетеді. Эмульсияның пайда болуы осы күштің
әсері. Үш құрамды эмульсия: су, мұнай және қатты заттардан (құм, саз,
парафин түйіршіктері) құралады. Эмульсия мұнай тазалығын төмендетеді.
Эмульсиялы мұнайды құбырмен айдау қиынға түседі және құбырдың қабырғасын
тоздырады. Сондықтан, ең алдымен мұнайды тұндыру, жылыту, әртүрлі реагент
қосу арқылы тазартады.
Тазаланған мұнай және мұнай өнімдері электр тогын өткізбейді. Мұнайдың
диэлектрлік қасиеті ауамен тең, шөлмек және слюданікінен 2-3 есе жоғары.
Мұнайдан сұйық жақсы диэлектрик жасауға болады. Мұнайда электродтардың ара
қашықтығы тек 25 мм болған күнде 25 мың Вольт кернеуіне кедергі бола алады.
Трансформатор майы осының дәлелі. Мұнай және оның өнімдері сақаталатын
темір ыдыста 2 киловольт электр заряды пайда болады, ол қопарылысқа
соқтырады. Резрвуарда, цистернада болатын зарядтарды жерге жіберіп тұру
керек. Бензин тасушысының сүйретіліп жүретін шынжыры сол үшін керек.
Мұнайдың тұтқырлығы. Сұйықтың қозғалысында болатын кедергі күшті оның
тұтқырлығы дейді. Ол температура және қысым мөлшеріне қарай өзгеріп тұрады.
Тұтқырлық жағар майда мәнді келеді.
Газ құрамында жеңіл газдар (метан және этан) көп болған сайын оның
салмағы жеңіл келуімен қатар тез қызу бөледі, ал ауыр газдар құрамында
метан мен этан газ күйінде кездеседі. Пропан мен бутан газ күйінде кездессе
де шамалы қысым арқылы сұйық көмірсутегіне тез айналады.
Газ – көлеміндегі жеңіл және ауыр (пропанның жоғары) көмірсутек-терінің
құрамына байланысты – құрғақ және майлы газдар болып екі топқа бөлінеді.
Құрғақ газдар қатарына ауыр көмірсутектерінен арылған, тек қана метаннан
тұратын газдар ғана жатады.

Кесте 5
Табиғи газдың физикалық қасиеті
Р-с Газ Форму- Темпера- Қысымы Тығызды- Салмағы
Ласы турасы ғы
0 1 2 3 4 5 6
1 Метан СН4 -161,6 45,8 0,7166 16,043
2 Этан С2Н6 -88,7 48,2 1,3561 30,070
3 Пропан С3Н3 -47,7 45,5 2,0193 44,097
4 Бутан С4Н10 11,7 37,0 2,6720 58,124
5 Пентан С5Н12 36,4 33,0 3,2159 72,147
6 Сутегі Н2 -252,7 12,8 0,0899 2,016
7 Оттегі О2 -182,9 49,2 1,4289 32,000
8 Азот N2 -195 33,5 1,2505 28,016

Майлы газдарға ауыр көмірсутектеріне қанық, айыру прцесінде олардан сұйық
газ бен бензинді газдар алуға болатын газдар жатады.
Тәжірибе - өндірісте 1м құрғақ газ құрамында мөлшері 60г-ға дейін газды
бензин болса, ал 1м3 майлы газ құрамында 70г-нан артығырақ газды бензин
кездеседі. Майлы газдар көбінесе жеңіл мұнаймен, құрғақ газдар ауыр
мұнаймен аралас келеді.

1.3.1 Сулылығы

1965 ж. Өзен кен орнының қимасында стратиграфия, литология мәліметтері
және де Оңтүстік Маңғышлақ ойысының мезозойлық шөгіндісінің бөлігін терең
бұрғылау барысында алынған коллекторлық қасиеттері бойынша екі
гидрогеологиялық қабаттар: бор және юра қабаттары анықталған. Олардың
аралығында қалыңдығы 100 м-ден көп саздардан, сазды-мергельдерден,
оксфордтік және жоғарғы келловейлік ярустардан құралған суарынды қабат
орналасқан.
Юра кешенінің сулылығы. Юра кешендерінің қабаттарында екі сулы кешен
бар. Олар терригенді және келловей ярусы, жоғарғы, ортаңғы және төменгі
юраның коллекторларын қосқанда жоғарғы юраның карбонатты коллекторлары.
Терригендік сулы кешен. Жалпы қалыңдығы 800-1000 м болатын неогендік
және сазды жыныстардың реттеліп орналасуымен сипатталады. Юралық терригенді
сулы кешеннің суының жалпы минералдылығы 12,7-15,2 мг.л-ге дейін жетеді.
Хлордың құрамы – 2700-2900 мг.экв.л, кальций – 400-500 мг.экв.л, ал
магний – 140-180 мг.экв.л, йод гидрокарбонаты – 2-3 мг.экв.л-ді құрайды.
Йодтың концентрациясы аз ғана және де ол 3-8 мг.л аралығында өзгеріп
отырады.
Өзен кен орнының юралық сулары үшін аммонидің құрамы едәуір жоғары, ол
60-70 мг.экв.л-ге дейін жетеді.
Карбонаттық сулы кешен. Кешен литологиялық қатынаста сазды-мергельді
қалыңдықтан бөлінген құмтасты қабатшалары бар әктастар түрінде келтірілген.
Қарастырылған шөгінді қабаттың суы терригендіден жалпы минералдылығы
бойынша да, сондай-ақ жеке компоненттер құрамы бойынша да ерекшеленеді.
Жалпы минералдылығы – 23,3-36,8 мг.л-ді құрайды. Йод құрамы – 2-3 мг.л.
Су сульфатты-натрилі түрге (типке) жатады. Оңтүстік Маңғышлақ
жағдайлары үшін су кешендерінің негізгі көздерінің бірі болып
гидростатикалық қысым астындағы саздардың тығыздалуы саналады.
Бор кешені. Бор қабаты 700-800 м болатын құмтасты-алевролитті
шөгіндінің қат-қабатталып орналасуымен күрделенген. Бор жасындағы
терригендік шөгінділерде екі сулы кешен бар, олар: неокомдық және
альбсеномандық. Бір-бірінен бөлінген аймақтың суарыны тұрақты апт
саздарынан тұратын будақ (пачка) болып табылады. Неоком суларының жалпы
минералдылығы – 19,3-21,7 гл-ді құрайды. 45 мг.л-ге дейін бром, 10 мг.л
– алюминий, сульфаттар – 5-10мгл бар. Түрі бойынша олар хлоридтікальцилі.
Альб-сеноман сулы кешенінің қабаттық сулары неокомнан гөрі жақсырақ
зерттелген. Қабаттық судың жалпы минералдылығы – 11,32-14,71 мг.л-ді
құрайды. Сульфат құрамы 40-тан 50 мг.экв.л-ге дейінгі аралықта болады,
әйткенмен оның концентрациясының құрамы жоғарыдан-төмен қарай азайып 5-10
мг.экв.л-ді құрайды, йод 1-3мг.л-ден көп емес, алюминий шамамен 40
мг.л.. Су – гидрокарбонатты-натрилі, сульфатты-натрилі және
хлоридтімагнилі түрге жатады.
Өзен кен орнындағы қабаттық сулардың химиялық құрамы екі топқа
бөлінеді: бірінші топ – бор сулары, екінші топ – юра шөгінділерінің сулары.
Бор горизонтының сулары негізінен минералдылығы 10 мг.л-ге дейінгі
сульфатты-натрилі түрге жатады.
Юралық өнімді горизонттардың (XIII-XXIII) қабаттық суларының
минералдылығы – 130-170 гл. болатын хлоридтікальцилі ерітінділер құрамы
бойынша біртекті болып келеді.
Сулар сульфатсыз және де бромның кәсіпшілік құрамы 500 мг.л-ге дейін
жетеді, ал йод және басқа да бағалы компоненттер 20 мг.л.. Көлемдік газ
факторы мұнай және газ шоғырлары жапсарының жанында ғана 0,5-0,9 м³м³-тен
аспайды, сонымен қатар тереңде шөккен горизонт сулары үшін ол 1,0-1,2 м³м³-
ке жетеді.
Суда еріген газ 80-90 %, метан 4-8 %, ауыр көмірсутектер 3,2-13 %, азот
0,5-7,3 %, Күкіртсутегі кездеспейді.
Қабаттық сулардың тығыздығының орташа мәні 1081-ден (XIII горизонт)
1105 кгм³-қа (XXIV горизонт) дейінгі аралықта өзгереді, ал барлық
горизонттар үшін қалыпты жағдайда шамамен 1098 кгм³-қа тең.

2. Техника-технологиялық бөлім

2.1 Мұнай өндіруде штангалы сорапты қондырғыны пайдалану жұмысын
зерттеу және оның құрал-жабдықтары

Мұнайды игеру кезіндегі кең тараған тәсілдердің бірі – штангілі
тереңдік сорапты қондырғы болып табылады. Бұл штангілі сорап арқылы кіші
дебитті скважиналарды игеруге болады. Соңғы жылдары терең сорапты
қондырғылар жетілдіріліп әртүрлі жүккөтергіштік қондырғылары жасалынды.
Қазіргі жетілдірілген штангілі тереңдік сораппен 3000м тереңдіктен мұнайды
игеруге болады. Көбінесе тереңдік сорапты аз дебитті және орта дебитті
скважиналарда қолданады.
Штангалы сорапты қондырғылар жер ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.