Қарашығанақ мұнай газ конденсат кен орнында ұңғымаларды пайдалану барысындағы қиындықтар
КІРІСПЕ
Дипломдық жұмыстың мақсаты мен міндеті
Қарашығанақ кен орнындағы ұңғымаларда, құбырлар мен
технологиялық желілерде коррозиялық және бұзылмайтын бақылау бойынша,
механикалық және металлографиялық сынақтар мен ингибиторлық қорғаудың
тиімділігі бойынша барлық жұмыстар төмендегідей мақсатта жүргізілуі тиіс:
Мұнайкәсіпшілік жабдықтары мен ортаның коррозиялық жағдайын бақылау
мен талдау.
Кен орнының құбырлары мен жабдықтарының техникалық жағдайын
бұзылмайтын бақылау әдісімен бақылау және талдау.
Жабдықтар материалдарының физика-механикалық қасиеттерінің өзгеруін
және олардың бұзылуының себептерін бақылау мен талдау.
Коррозиялық әсерге едәуір жиі ұшырайтын элементтерді, пісіру
қосылыстарын бақылау мен талдау.
Жер асты жөндеу жұмыстары (ЖАЖ) жүргізу кезіндегі жабдықтар
материалдарының тұтастығының коррозиялық жағдайын бақылау мен талдау.
Құрамында күкіртсутегі, көмірқышқыл газы бар коррозиялық-агрессивті
орталарда жұмыс жасауға арналған жабдықтарға кіріс бақылауды жүргізу.
Жаңа объектілерді құрастыру мен монтаждау кезінде жылжымалы рентген-
құрылғыларының көмегімен радиациялық әдіс арқылы пісіру қосылыстарын
бақылау мен талдау.
Дипломдық жұмыстың міндеті.
Мұнай кәсіпшілік жабдықтарын ингибиторлық қорғаудың тиімділігін
бақылау мен талдау және ұсыныстар беру.
Кен орны объектілерінің жабдықтары мен құрылғыларының қалдық
ресурстарын анықтау және болжау.
Мұнайкәсіпшілік жабдықтарын сенімді пайдалану мен болжау облысында
потенттік ізденістерді жүргізу.
Жүргізілген бұзылмайтын және коррозиялық бақылаудың зерттеулері,
механикалық және металлографиялық сынақтардың және мұнайкәсіпшілік
жабдықтарын ингибиторлық қорғаудың тиімділігі және оның жағдайы бойынша
мәліметтер банкін құру.
Зерттеу объектілері болып табылады:
Ұңғымалардың жабдықтары, құбырлар, шлейфтер, газдың төмен
температуралы сепарация құрылғылары мен блокаралық құбырлары, бақылау
сепараторы желісінің бас сораптық станциясы, Порта-тест қондырғылары және
т.б.
Сұйық кәсіпшілік орталар (конденсат пен суметанолды орта),
ингибиторлар және оның кешенді ерітінділері және т.б.
Мұнай кәсіпшілік объектілеріне келіп түсетін барлық жаңа жабдықтар.
Қарашығанақ кен орнын пайдаланудың басынан бастап құбырлар мен жабдықтарды
техникалық бақылауды жүргізу кезінде алынған барлық нәтижелері және Ғылыми-
Техникалық құжаттар.
Ұңғымаларды пайдалану мұнай және газ игерудегі негізгі орындардың
бірін иеленеді. Онымен өндіру байланысты болса, ал өндіруден жинау, ұңғы
өнімін дайындау, тасымалдау, өңдеу, іске асыру және тағы басқа болады.
Соңғы жылдары газға қаныққан коллекторларды газогидродинамикалық зерттеулер
нәтижесіне - табиғи газ, газды конденсатты кен орындарын игеру жобасын
жасау кезінде - аса үлкен мән беріліп жүр. Негізінде қабат туралы
ақпараттарды алу әдістермен (геофизикалық, физико – химиялық және т.б.)
іске асырылады. Бұл әдістер кен орны жұмысын дұрыс бақылау және игеруді өз
уақытында іске асыру жағдайын қарастырады.
Қолайлы технологиялық режимді іріктеп таңдау, өзіне ерекше көңіл
аударуды талап етеді, себебі ол сорапты – сығымдағыш құбырлар жүйесі,
пакерлер және белгілі бір қысым мен қолайлы диаметр және шығымға есептелген
басқа жер асты және сағалық жабдықтар жүйесі болып саналады. Мұның барлығы
өздіксіз өндіру үшін ғана емес, сонымен қатар, пайдалануды бақыламау
салдарынан кері әсерінің болуы, тіпті апатқа әкеліп соғуы мүмкін
болғандықтан да өзіне ерекше бақылаумен күтімді қажет етеді.
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
Қарашығанақ МГККО Батыс – Қазақстан облысының батысында, Бөрлі
ауданының территориясында орналасқан. Аудан климаты континентальды.
Температура қыста -400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады.
Оңтүстік – шығыс және солтүстік – батыс бағытындағы желдер басым. Орташа
жылдық жауын – шашын мөлшері 300 – 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі
арақашықтық 160 км., Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ
дейінгі газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты
пункттар: Қарашығанақ ауылы 10 км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3
км.
Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан
тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен,
Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс
ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені қиып
өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи су қоймалары
кездеседі.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады.
Сулы горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас және мергель
жарықшақтарында орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас
кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3тл
ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м3тәу.
Аудан климаты төте континентальды. Ауа температурасы -40 (қыста) +40
(жаз) дейін өзгереді.
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады,
күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950 мм-
ді құрайды.
Грунттың қалыңдығы, қар табанына байланысты 1-ден 1,5 метрге дейін
өзгереді. Жылыту маусымының ұзақтылығы 176 күн (1510 - 1504)
1.2 Стратиграфия
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған шөгінді
болып төменгі девон шөгіндісі табылады. (скв 15, Д-5).
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс - Орынбор және
Соль - Илецк тұз күмбездері аудандарына байланысты бөлінеді.
Кристалды іргетас.
Шығыс - Орынбор тұз күбезі маңайларында іргетас 4.1 км тереңдігінде
ашылған. (Землянская ауданы) Соль - Илецк тұз күбезінде (Росточинская),
Бузулук ойпатында (Зайкинская), 4,5 - 4,7 км тереңдікте ал Булатов
дөңесінде 5260 м. тереңдікте (П - 9 Чинаревская ұңғысы) ашылған.
Іргетас гранитті жыныстардан құралған, оның жасы архейлік-
ортапротерозойлық.
Сейсмобарлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында
іргетас жату жадайы (горизонт ф) шамамен 7 - 9 км құрайды.
Жоғары протерозой тобы - PR
Жергілікті таралу осы ауданды екі үлкен комплекс рифей және венд
комплекстерінен тұрады.
Рифей комплексі Волга - Урал антиклизасында архей протерезой
магмамоторфтық жынысты іргетастан тұратын массивтерін бөліп жатқан
опырықтарда (грабен) дамыған.
Рифей шөгінділері 300 - 400 м тереңдікте Үлкен - Өзен, Рожков,
Землянская аудандарында ашылған. Комплекстің қалыңдығы қолда бар
сейсмоборлар деректеріне сүйенсек 1000 м шамасында.
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз күмбезі
маңында ашылған. Комплекстің қалыңдығы 600 – 800 м құрайды. Шөгінділер
іргетас трансагрессивті жатқан немесе рифей шөгіндісі сұры түсті
құмтастармен және аргилиттермен қосылған карбонатты жыныстар
қабықшаларынан тұрады.
Қарашығанақ ауданында, сейсмобарлау нәтижесіне байланысты
фундаментпен және қарастырылған Пэ горизонтының арасы 2 км-ге жетеді.
Бұл жоспарланған қимада тек девон ғана емес және де көптеген ескі, соның
ішінде рифей - вендтік шөгінділердің бар екендігін дәлелдеуге болатын
шешімдер шығаруға негіз бола алады.
Палеозой тобы - PZ
Ордовик шөгіндісі Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің шығысында және
оңтүстігінде, Соль-Илецк тұз күмбезі маңында және оларды бөліп тұрған
ойпатта анықталған. Табылған шөгіндінің максималды қалыңдығы ұңғы 1 арқылы
ашылған.
Қызыл Яр Соль - Илецк тұз күбізінің көлденең тұсында ордовик
шөгінділерінің скважиналары 2020 м-ден асып және толық қуатымен оларды әлі
ашып үлгерген жоқ. Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің оңтүстігінде және
шығысында да силур шөгіндісі ашылған, оны максималды қалыңдығы 40 м-ді
құрайды.
Төменгі палеозой шөгіндісі тығыз құмтастардан және сұр түсті
аргилиттерден құралған.
Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м. қалыңдығындағы
төменгі плезой шөгінділерінің бар екендігін мөлшерлеуге болады.
Қарашығанақ кен орнында терең бұрғылау кезінде тұз асты, тұзды, тұз
үсті кешендерінің шөгінділері ашылған.
Девон жүйесі - D
Девон шөгінділері орта және жоғарғы бөлімдерімен берілген. Орта
бөлімі: Ортадевон шөгінділері эйфель және живет ярустары көлеміндебірлік
ұңғыларымен (15, Д5) ашылған. Эйфел ярусы төменгі жағында аргеллит қара,
жоғары қарай ізбестас және тығыс, микро жіңішке қабатшалы аргелликтер.
Ярустың ашылған қалыңдығы 59 метр. Живет ярусы – қалыңдығы 64 метр. Жоғарғы
бөлім: Жоғарыдевон шөгінділері тек фамен ярусымен берілген.
Төменгі девон - D1
Жоспардың уақытын құрастыру үшін тек бір ғана іздеу ұңғымасы Д – 5
-пен ерте девон жасындағы шөгінділерді ашқан.
6245 - 6248 м интервалынан алынған керн - аргилиттен және қара - сұры
бурыл түстен құралған.
Төменгі девон шөгіндісі шамамен 30 м қашықтықты құрайды.
Орта девон – D2
Живет ярусы шөгінділері қара - сұры тіпті қара әктастардан жиі
органогенді аргилиттерден құралған. Сонымен қатар қиманың жоғары жағында
3 мм жететін ашық - сұры ұсақ кристалды әктастар қабықша ретінде
орналасқан.
Жоғарғы девон – D3
Төменгі - орта фаменді бөлшектенбеген шөгінділер стратиграфиялық
үзілістермен орта девон шөгінділерін жауып жатыр. Нақты толық қима 15
-ұңғымасында зерттелген. Бұнда сұры және қара - сұры органогенді
түйіршікті әктастар және қара түсті ұсақ кристалды доломиттер қабықша
ретінде кездеседі.
Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд мүшелерінің
кесектері кездеседі. Ерте - орта фамен ярусы бір камералық форминифер
комплексі бойынша тұрақталады.
Максимал қалыңдығы 368 м. (ұңғыма 15)
Жоғары фоменді шөгінділер келісім бойынша төменгі - орта фамен
шөгінділерін жауып жатыр. Олар орталық батыс және шығыс бөліктерінен
-кристалды әктастар бар жерлерінен ашылған. Тек кен орнының оңтүстік
бөлігінде әктастар қосымша мәнде есептелінеді.
Таскөмір жүйесі - C
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге.
Қалыңдығы 80 метр. Орта бөлімі краснополян горизонтымен берілген, қалыңдығы
9 дан 55 метрге дейін.
Пермь жүйесі - Р
Пермь жүйесі ұңғылармен ашылған, қиманың негізгі бөлігін алып жатыр.
Төменгі бөлімі: Ассель ярусы (известняк, доломит), қалыңдығы 290-390 метр.
Сакмар ярусы 5-25 метр, Артин ярусы 15-280 метрге дейін, Кунгур ярусы:
төменгісі ангидритті 4-20 метрден 300-ге дейін. Жоғарғысы тұзды – қалыңдығы
3178 метрге дейін. Жоғарғы бөлімі: Уфим ярусының шөгінділері (84-1252-1630
метр), Қазан ярусы: төменгі литологиялық пачка қалыңдығы 138-299 метр,
жоғарғысы 192-1118 метр, Татар ярусы 700-1925 метр.
Пермь жасының шөгінділері кен орны аумағының стратиграфиялық үзілісті
таскөмірде орналасқан. Пермь жүйесі төменгі карбонат, орта тұзды және
жоғары терригенді қалыңдықтардан құралған.
Төменгі бөлімі – Р1
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын
ашып зерттейміз.
Асссель ярусы – үш түрлі қима негізінде құралған.
Бірінші - биогермді әктас. Екіншісі - дөңес биоморфты – детритті
әктастар. Үшіншісі - терең сулы, қара битуминозды жыныстар. Ассельде
шөгінділердің максималды қалыңдығы 557 м–ге дейін жетеді, дөңес түрі 42м-
ден 216м-ге дейін барады. Терең сулы ассельді артин шөгінділерінің
жалпы қалыңдығы 20 м-ден 40м-ге дейін болатындары ярустарға бөлінбейді.
Сакмар ярусы - рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес түрлерінде
органогенді детритті және пемитаморфты әктастардан тұрады. Бірінші түрінің
қалыңдығы 23м-ден 30 м-ге дейін, ал екіншісінікі 15 м-ден 56 м-ге дейін
ұзарады.
Артин ярусы - рифті және дөңес қималар негізінде екі подярусқа
бөлінеді: төменгі және жоғарғы артиндік болып. Біріншісі екі түрлі рифтің
қимасынан (биоморфно - детриттік әктастар) және дөңес түріндегі (екінші
даламиттер). Бұлардың қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді. Екіншісі
литологиясы жағынан бірінші подярусқа ұқсас. Артин шөгінділерінің биогенді
түрінің қалыңдығы 143 м-ден 303 м-ге дейін, ал дөңес түрінде 5 м-ден 217 м-
ге дейін өзгереді.
Конгур ярусы - толық қималарының төменгі қабаттарында карбонат
сульфатты сұры, көкшіл сұры ангидриттер доломит қабықшаларымен, жоғарғы
жағында тұзды тас тұздарымен және тұзды терригенді жыныстармен
құрастырылған. Алғашқысының қалыңдығы 1 м-ден 300 м шамасында, ал тұзды
шөгінділер 172 метрден 3028 м-ге дейін ұзарады.
Жоғарғы бөлім – Р3
Бөлімнің шөгінділері уфимдік, қазандық және татар ярустары белгілі
шарттармен анықталған. Олар қызғылт, қоңыр сұры саздармен және тұз, гипс,
ангидрит ұяшықтарымен көмкерілген. Уфим ярусының қалыңдығы 84 м-ден 1630 м-
ге дейінгі қашықтықта. Қазан ярусы – 138 м-ден 180 м-ге дейін, ал татар
ярусы 700 м-ден 1925 м-ге дейін ұзарады.
Мезозой тобы - MZ
Триас жүйесі - Т
Триас жүйесінің шөгінділері жыныстың терригенді қалыңдығымен, ұсақ
бөлшектерге бөлінбейтін қасиетіне ие. Бұлар қызыл - қоңыр түсті саздар,
песчаниктер және алевролиттер.
Триас шөгінділерінің қалыңдығы 1068 - 2040 метр, Қарашығанақ
күмбезінде 60 - 578 метрге дейін азаяды.
Юра жүйесі - J
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (песчанник, құм, саз, құмтас) –
121 - 392 метр; жоғарғы бөлімі: Волж ярусы (сазды мергель, фосфорит),
шөгінділер қалыңдығы 53 - 132 метр.
Бор жүйесі - K
Бор жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім – валонянин, готерев, баррем
және апт ярустарымен берілген. Волонянин – готорев ярусының қалыңдығы 13 -
44 метр (саз, мергель және фосфорит). Баррем ярусы (қара саз, мергель,
сидерит) – 24 - 80 метр. Апт ярусы (қара саз, сидерит, мергель,
фосфориттары бар құм тастар), қалыңдығы 76 метр.
Неоген жүйесі - N
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің
қалыңдығы 20-125 метр (сұр саз, құм, құм тастар, алевролит).
Төрттік жүйесі - Q
Төрттік жүйесінің шөгінділері (суглинка, супесь, құм, галечник, саз),
қалыңдығы 8-20 метр.
1.3 Тектоника
Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне
негізделген. Ол Қарашығанық – Қобланды зонасында, Каспий ойпатының
солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан. Мұнда үш құрылымдық комплекс
көрінеді. Төменгі құрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі
бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын – кунгур – сульфат – галоген
қалыңдамасын, жоғарғысы – жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып
алады.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно – седиментациондық
құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15*30
км. , биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680
метр.
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық –
литологиялық комплексте күрт дисгормониялық құрылымдар құрылған. Солардың
ішіндегі: тұзды антиклинальдар, ассиметриялы диапир құрылымдары, тұзды
штоктар, күмбездер және күмбез аралық дипрессиялар. Кен орында үш тұзды
құрылым бар: Қарашығанақ тұз көтерілімі – солтүстікте, Сухореченск тұзды
күмбезі – оңтүстік – шығыста, Қоншыбай тұз күмбезі – оңтістік – батысында.
Жоғары құрылымдық – литологиялық комплекстік құрылымдардың
формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді. Жоғары пермь және триастың қызыл
түсті қалыңдамасында пайда болған. Кен орын жүйесінде үлкен Қарашығанақ
күмбез аралық мулдасы дамыған, ол Қарашығанақ, Қоншыбай және Сухореченск
тұзды күмбездерінің арасында орналасқан. Қарашығанақ күмбез аралық
мульдасының өлшемі 5*20 км., максимал қалыңдығы 3500 – 4871 метр құрайды.
Ең жоғарғы қиманың бөлігі – неогенді және төрттік жайылым бұрышының
келіспеушілігімен бұдан ежелгі басқа шөгінділерді жабады.
1.4 Мұнайгаздылығы
Каспий ойпатының солтүстік аудандарында мұнайгаздылықтың негізгі
перспективалары тұз асты палеозоймен байланысты. 1979 жылы прибортовой
зонасының ішкі бөлігімен Қарашығанақ ауданында, П – 10 ұңғысында төменгі
пермь шөгінділерінен, 3908 метр тереңдіктен газ фонтаны алынған.
Қаршығанақ кен орнында барлау және эксплуатациялық ұңғыларында
жүргізілген комплексті газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер
ашылған төменгі пермь және карбон карбонатты қимасының өнеркәсіптік
өнімділігін дәлелдеді (5217 метрге дейін 13 ұңғы). Жалпы кен орын бойынша
бұрғылаумен дәлелденген көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 метр
(3660-5217 метр).
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 метр
интервалында, орта девон шөгінділерінден мұнай кеніші ашылды. Орта девон
кенінің дамыту кен орнының орталық бөлігінде және негізгі мұнайгазконденсат
кенішінен солтүстікке қарай негізделген.
Стратиграфиялық жағынан ең зерттелгені пермь шөгіндлері. №112
ұңғысынан мұнай 3528 метр тереңдіктен алынған.
Мұнай жиналымдары мұнайға қаныққан жарықшақты ашық - сұр түсті
ангидриттерге негізделген. Мұнайға қаныққан кеуектілігі 6,5% құрайды.
Ирен горизонтының сульфатно – карбонатты жыныстарында мұнайға
қаныққан жыныстардың бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622,
625 ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді. Бұл кезде бұрғылау сұйығында
мұнай қабыршағы пайда болған.
Филиппов горизонтының сульфатно – карбонатты шөгінділерінде газдылық
№30 ұңғысында дәлелдеген. 4755 – 4765 метр аралығынан дебитті 47,7 мың
м3тәулік газ, және дебиті 47,5 мың м3тәулік конденсат арыны алынған.
Кен орында таза күйінде қабат сулары алынбаған. Бірақ №13 ұңғыдан
алынған мұнай және сұйық қоспасы негізінен қабат суынан тұрады – 70-80%
(5202-5217 м.). 5125-5190 метр интервалынан сусыз мұнай алынған.
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша
Қарашығанақ кен орны мұнайгазконденсатты болып саналады.
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме
Қарашығанақ кен орнын тергейтін жер асты сулары Солтүстік – Касий су
арынды жүйесінің қосалқы элементі болып табылады.
Көтерілімнің геологиялық қимасында екі ірі гидрогеологиялық этажға
біріккен, кунгур ярусының хемогендік құрылыстарының күшті регионалды су
ұстарымен бөлінген сулы горизонттар сериясы бөлінеді.
Жоғарғы этажжоғарғы пермьнен неоген – төрттік шөгінділерді қосады.
Бұлардың жалпы қалыңдығы күмбезаралық мульдалар шегінде 3604-4485 м.
Бұл қалыңдықтың сукүкіртті жыныстары сазбен араласқан әр түрлі қуатты
құмдыжыныстар пачкаларымен берілген. Триас шөгінділері ең құмды болып
келеді, олардың сүзгішті – сыйымдылық қасиеттері жоғары: кеуектілігі – 25-
30%, өткізгіштігі – 606,8*10 м2-қа дейін.
Пермьшөгінділерінің құмды пачкалары керісінше, жоғары сазды және
кеуектілік көрсеткіштері төмен - 16%-ке дейін, өткізгіштігі 40*10 м2. тұз
асты этажының сукүкіртті жыныстары карбонатты жыныстарының (известняк,
доломит) әртүрлі модификацияларымен берілген, әдетте күрт литологиялық
фациалды алмасу және деңгей айырмалы, бұл кен орынның гидродинамикалық
режимін қиындатады. Бұл қалыңдықты екі ірілінген гидрогеологиялық
комплекске бөлігу болады: карбонды және девонды, бұлардың жалпы қалыңдығы
3200 метрге дейін жетеді.
Тұз асты этажының сулы комплекстері аз зерттелген. Қиманың ашылған
бөлігінің жер асты сулары хлор кальцийлі тұздықтарымен берілген,
құрамындағы тұзы 115 – 190 гл, тығыздығы 1,0789-ден 1,206 гл дейін, бұл
3900 – 6270 мг-экв. дейін жалпы минерализацияға сәйкес келеді.
Төрттік және неоген шөгінділерінің сулары негізінен тұщы және аз
тұздалған, минерализациясы 580 мг-экв. дейін, құрамындағы еріген тұздар 4
-20 гл дейін. Су типі хлор натрийлі немесе хлорнатрий магнийлі.
Триас горизонты сулары ең жоғары минерализацияланған болып келеді.
9800 мг-экв. дейін. Бұл сулар жоғары концентрацияланған тұздықтар,
тығыздығы 10185 гсм3 дейін, хлорнатрийлі құрамы бар, хлоркальцийлі немесе
хлормагнийлі типке жатады. Натрий концентрациясы жоғары – 96 гл, калий -
0,56 гл, магний – 2,4 гл, жоғары сульфаттылығымен (15,7 мг-экв.),
құрамында бромның жоғарылығымен (250 мгл-ден жоғары), йодтың (3 мгл-ден
аз) және бордың (1 мгл-ге дейін) аздығымен сипатталады.
Тұз массивтерімен тікелей контакт зоналарында (тұзаралық линзалар)
одан да жоғары тығыздықты (1,2-1,28 гсм3) және тұздылығы 365 гл дейін
күшті тұздықтар дамыған.
Еріген газ құрамында мүлдем аз – 270 нсм3л, оның ішінде: азот
концентрациясы – 98%, метан – 0,8-1,75%, көмірқышқыл газы – 1,03-1,12%.
Тұз асты карбонатты шөгінділерінің төменгі гидрогеологиялық қабаты
Қарашығанақ МГККО контур сырты зонасында 4900 метрге дейін, контурлық
зонасында 5333 метр тереңдікке дейін зерттелген.
П – 2 ұңғысының төрт интервалын сынау кезінде су дебиттері 2 – 5,5
м3тәу. дейін, тығыздығы – 1,161-1,19 гсм3 арасында, минерализациялануы
232,5-279 гл, рН 5,5-5,6; йонды құрамы хлор-натрийлі және хлор-кальцийлі-
натрийлі, гидрохимиялық түрі – хлоркальцийлі.
Мұнайгазконденсат кенішінің төсеніш сулары контур сырты суларымен
салыстырғанда тұщыланған, 1,5-2 есе аз минерализацияланған және оған сәйкес
құрамындағы негізгі йондар концентрациясы аздау болады.
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің
қабат газы, орта есеппен 10 МПа, жоғары қайнау көмірсутектерімен
қанықпағандығы анықталды. Оның құрамында: этан – 6%, пропан – 2,5%, бутан –
1,7% шамасында.
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан.
Пермь және карбон шөгінділерінен алынатын конденсат қасиеттері әртүрлі. Кен
орын қимасы бойынша конденсаттың фракционды құрамы ауырлай түседі: қиманың
жоғарғы жағындағы конденсаттың 50%-і 2030С температурасында қайнайды, ал
төменгі жағы 2390С; 3600С жоғары конденсат қалдығы 13,8 – 23 %-ке дейін
көбейеді. Молекулярлы массасының шамасы 20 бірлікке көбейеді. Конденсаттың
қату температурасы екі еседен көп өседі. Пермь шөгінділерінен алынған
конденсатты ароматты көмірсутектер 19,1% масс. бойынша, ал карбоннан
алынған конденсатта 25,1% масс. бойынша. Дистилянтты фракциялардың ароматты
көмірсутектер мөлшері фракциялардың алу температурасы өскен сайын ұлғаяды.
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842
гсм3, тұтқырлығы 200С кезінде 9,12 м2см; құрамы: жалпы күкірт 1,18%,
қатты парафиндер 3,37%, шайырлар 3,08%, асфальтендер 0,39% масс. бойынша;
ароматты көмірсутектердің жалпы мөлшері 35% масс. Бүкіл мұнайларға бір,
фракция алу температурасы өскен сайын құрамында ароматты көмірсутек
мөлшерінің жоғарылау тенденциясы байқалады. Бірінші кестеде №33 және 44
ұңғыларындағы қабат мұнайының құрамы берілген. Ұңғылардың өзара орналасу
арақашықтығы үдкен болғанымен кестеде келтірілген мәліметтер бүкіл кен
ауданындағы мұнай құрамының өзгешелігінің шамасы аз екенін көрсетеді.
Кесте 1.1
Ұңғы өнімінің құрамы.
Ұңғы номері 33 44
Перфорация интервалы, м. 5120-5155 5127-5156
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2 8,22 5,71
С3 3,08 3,06
С4 1,65 1,40
С5 14,39 15,73
N2 1,03 0,41
CO2 4,62 6,05
H2S 4,32 4,81
Қабаттағы мұнай қасиеттері.
Қабат мұнайының барлық параметрлері Солтүстік - шығыс және Оңтүстік
- батыс бөлімдеріне байланысты жасалған мұнайдың флюидтік моделдерінде
анық көрсетілген.
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негігі тәуелділік
параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған. Осы берілген мәндер
арқылы мұнайдың орташа анықтамаларын (5050 м.) арнайы мұнай алаңдары үшін
1.2 кестеде көрсетілген.
Кесте 1.2
Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель бойынша есептелген
мұнайдың параметрлері
Алаң Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат қысымы,58,7 58,7
Мпа
Қанығу қысымы, Мпа 58,1 55,3
Газ құрамы, м3 т 625 449
Көлемдік 2,28 1,99
коэффициенті, бірлік 2,28 1,99
үлес
Қабат мұнайының 601 651
ты-ғыздығы, кгм3
Қабат мұнайының 0,28 0,57
тұт-қырлығы, МПа * с
Сығылу коэффициенті, 26,8 21,5
1 МПа *104
Кесте 1.3
Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа параметрлері.
Параметрлері Конденсат Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
алаң мұнайы алаң мұнайы
20 0С-тегі 782 844 805
тығыздығы,кгм3
20 0С-тен 1,69 7,5 13,5
тұтқырлығы,
мПа*с
Құрамындағы 0,9 0,7 0,9
күкірт, % масса
Құрамындағы 2,29 3,8 5,0
парафин,% масса
Құрамындағы 0,07 0,08 0,24
асфальтендер, %
масса
Құрамындағы 0,70 1,23 3,68
шайыр % масса
Қату -10 төмен -10 төмен -28 +11
темпетурасы, 0С
Таблицадан көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап
парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан
жылы температура кезінде солтустік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат
ағысын сақтап, -10 0С-тан төмен температураларда қата бастайды.
КНГДУ баллансында (1.07.1997ж. жағдайы) 266 ұңғы бар. Олардың ішінде
өнімді шөгінділер 179 ұңғы. Қалғандары, 87 ұңғы тереңдігі 150 м-ден 2000
метрге дейін, арнайы ұңғылар:
179 терең ұңғылардың: 33 – игерілуде; 85 – консервацияланған; 12 – бақылау;
49 – қазір игеріліп жатқан жоқ (КРС, КРС күтілуде, немесе қабат қысымының
тұрақталуында).
2 Технико-технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 ашылды, онда 4171-4262
м. аралығында П – 10 іздеу ұғңымасында ашық оқпанды сынау кезінде газ
шығымы 698 мың м3тәу. және 16 мм. штуцер арқылы конденсат шығымы 708
м3тәу. фонтан алынды. Қабат қысымы 50,4 МПа құрады. өнімді қабаттың табаны
ұңғымамен ашылған.
Кен орынды меңгеруді жылдамдату мақсатында КСРО Мингазөндірісі
барлама жымыстарды тәжірибелік - өндірістік пайдаланумен біріктіруге шешім
қабылдады. ВолгоУралНИПИГазбен бірге ВНИИГаздың қорды есептеу және барлау
жүргізу мәліметтерінің негізінде 1981 жылы Қарашығанақ кен орнын
тәжірибелік - өндірістік пайдалану (ТӨП) жобасы жасалды. Кен орынды
пайдалануға енгізуді жеделдету үшін КСРО Министрлер Кеңесінің №822 1981
жылдың төртінші тамызында Қаулы негізінде КСРО геология министрлігі газ
өндірісінің министрлігіне пайдаланушы ұңғымалар ретінде 8 іздеу – барлама
ұңғымаларын беруі керек болатын. Бірақ, барлама ұңғымалардың конструциясы
қауіпсіз пайдалану талаптарына сәйкес келмегендіктен оларды жойған.
Пайдалану қорына барлама ұңғымаларды өткізген. Кен орында газ және
конденсат өндіру тек 1984 жылы басталған, кейін осы уақыт ішінде барлау
нәтижесінде көптеген қосымша ақпараттар алынған, кен орынының геологиялық
құрылымы ақпараттар айтарлықтай анықталған.
Резервуар жайлы бар ақпараттарға жоба (1980 жылы) сәйкес келмеуіне
байланысты, 1984 жылы ВНИИГаз институты ОПЭ КИГИМ анықталған жобасын
жасады. Жоба 1984 жылы Мәскеу қаласында ЦКРМГП отырысында ескертулермен
(Протокол №2784) қабылданған болатын. Ескертулер есепке алынғаннан кейін
Қарашығанақ кен орнын ТӨП жоспары жасалынды. Жоба ЦКРНГП-мен 15.01.85
жылы қабылданды. (Протокол №185, 15.01.85). және мақұлданған, ТӨП
жобасында келтірілген (1984 жылы) Қарашығанақ кен орнын ТӨП кезеңінде
зерттеу бойынша ғылыми – зерттеулік және тәжірибелік жұмыстардың кешенді
бағдарламасы.
1985 жылы 28 тамызда Орла қаласынада болған КСРОГКЗ отырысында
Қарашығанақ кен орнының газ, конденсат, мұнай, еріген газ және олардың
құрамында бар компоненттер қорын есептеу бойынша есеп беру қаралған,
сонымен бірге ТӨП жобасының ... шешімдерінің орындалуы қарастырылған.
Қорын бекіту жайлы, кен орынды зерттеу алдын – ала барлау жүргізу кезеңіне
сәйкес келетіндіктен, кен орынды тек тәжірибелік - өндірістік пайдалануға
дайындалған деп есептеуге шешім қабылданған.
ГКЗ КСРО ПГО Оралмұнайгазгеология шешіміне сәйкесті 1985-86 жылдары
1988 жылы ГКЗ КСРО-ға ұсынуға барлауды аяқтау және қорын дайындаудың
кешенді бағдарламасы жасалған. 1986 жылы тамызда бұл бағдарламаны КСРО
Мингеологияда қабылданды.
1986,1987,1988 жылдарында қабылданған бағдарлама орындалып және
көмірсутектер қорын қайтадан есептеу жүргізілген. 30.11.88. жылы КСРО ГКЗ
ПГО Оралмұнайгазгеологиясының көмірсутектер қорын есептеу бойынша есеп
беруін қарастырылған. Газ, конденсат, мұнай қорын бекіткен және кен орынды
өндірістік игеруге дайындалған деп таныған. Кейін 1989 жылы тамызда НТС
және КСРО ЦКР Мингазпром, ТӨП нәтижелерін және геология, игеру, жобалау,
жабдықтарды орналастыру, жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау,
аймағындағы жұмыстарды, кен орынды игеру перспективаларын және орындалған
жұмыстардың жобаға сәйкестігін қарастырған. КСРО ГКЗ және
Минмұнайгазөндіріс шешімдері жаңа жобалық құжатты жасауға негіз болып
табылады, сондықтан ВНИИГаз бастапқыда 1991 – 2001 жылдарға сайклинг үрдіс
режимінде Қарашығанақ кен орнын игерудің технологиялық үлгісін орындады,
бұл перспективаға технико – экономикалық ойларды (ТЭО) және кен орынды
орналастырудың технико – экономикалық есебін (ТЭЕ) жасауға арналған уақытша
құжат борлды, ал 1990 жылы Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнын
тәжірибелік - өндірістік пайдаланудың анықталған жобасы жасалды.
Жобалық құжатта игерудің үш объектісібөлінген. Бөлудің негізінде
жабынынан сумұнай нұсқасына дейін қабат флюидтерінің физико – химиялық
қасиеттері заңды өзгеретін гидродинамикалық бірегей және термодинамикалық
тепе-тең жүйе түрінде өнімді шөгінділерді көрсету жатыр. Мұнда бір текті
еместігі жоғары дәрежемен сипатталатын кеніштің геолгиялық құрылысының
ерешелігі, қабат сұйықтарының қасиеттерінің өзгеру сипаттамалары
ескерілген.
1 объект – біртекті еместігі жоғары дәрежемен сипатталатын пермь
шөгінділерімен байланысты, газконденсатты пермь және карбон шөгінділерінің
шегінде бөлінген тығыз сазды – карбонатты қабат барлық жерде дамымаған,
сондықтан флюидті болып табылмайды. Қабат қысымының (Рпл) конденсация
басталу қысымынан артуы (Ркон) игеру басталғанда 4500 м. тереңдікте объект
жабынында 12 МПа-дан 10 МПа-ға дейін өзгерген, объекттер бойынша орташа
қысым – 10 МПа.
2 объект – орта карбон шегінде кеніштің газконденсатты бөлігінде
ұштастырылған. Бұл кеніштің коллекторлық қасиеттері бойынша анағұрлым
біртекті бөлігі. Қабат флюидтері шектік жағдайға жақын сипатта болады.
Қабат қысымының конденсация басталуының орташа қысымынан артуы 7 МПа
құрайды.
3 объект – таскөмір және жоғарғы девон шөгінділеріне ұштастырылған
мұнай жиегі.
Объектіні игеру жеке ұңғыма торларымен жобаланған. 1 объект үшін
рифтің еркін бөлігінде айдау ұңғымаларының қатарын және оның екі жағында
пайдалану ұңғымаларын орналастыру ойластырылған. 2 объектіні игеру үшін
ұңғыманы орналастырудың алаңдық жеті нүктелік жүйесі жоспарланған. Айдау
ұңғымалары бастапқы уақытта пайдалану ұңғымалары ретінде жұмыс жасайды,
сондықтан ұңғымалар торын тығыз орналастыруға болады. Сондай-ақ 3 объет
үшін де алаңдық жеті нүктелік жеке ұңғымалар торы жоспарланған. Бірақ 1
және 3 объектілеріндегі кеніштердің қалыңдығы елеусіз бөліктенуде және
өнімді шөгінділерден үлкен қуатты ағындар жағдайын зерттеу үшін, кейбір
ұңғымалармен 1 және3 объектілерді бірге, ал ұңғымалардың басым бөлігімен 2
және 3 объектілердің ашылған барлық қимасын пайдалану болжанған.
2.2 Қарашығанақ мұнай газ конденсат кен орнында ұңғымаларды пайдалану
барысындағы қиындықтар
2.2.1 Тотығу және оны ескерту әдістері
Жоғары күкіртті көмірсутектер, табушы ұңғымалардың өнімі болып табылады
және Қарашығанақ кенішінің жұмысшы ортасында мұнай және газ өндіруде,
тотығу-басқыншылық құрамдас бөліктері : күкіртсутек, меркаптан, көмірқышқыл
газ, механикалық қоспаларын ұстайды. Сонымен қатар, тазалауға арналған
қолданылатын амин ертінді қышқыл газы және қышқыл сулары да тотығу-
белсенділікті болып табылады. Құбыр өткізу байланысы салынған топырақ,
маңызды тотығу басқыншылығын көрсетеді.
Төменде көрсетілген 8 және 9 кестелерде, табылатын өнімнің кейбір
физикалық және химиялық қасиеттері және жұмысшы ортасы тізбеленген.
Мұнайдың қатты белесі (мұнай суспензиясы):
● жинау жүйелерін тазарту бойынша оталаудан кейін балауызды бөліп
шығарады;
● бұрғылау ертінділерінің сазды бөлшектерін;
● ұңғымаларды бітеу өнімдерін (барит және т.б.);
● құм ;
● құбыр және жабдықтар тотығу өнімдерін.
Кесте 2.1
Топтары және жіктері бойынша Т-1 ұңғымада күкірт ұстау
Жалпы Күкірт ұстау
Жіктері күкірттіңМеркаптан % Дисульфид Сульфид Қалдық
% салмағыжалпыдан % жалпыдан % жалпыдан % жалпыдан
Мұнай 0,77 11,73 17,84 40,37 30,06
90 - 120 оС 0,085 51,40 33,80 14,80 -
120 - 150 оС0,094 29,63 60,90 9,50 -
150 - 200 оС0,256 23,06 28,46 25,93 22,55
200 - 250 оС0,308 2,55 12,88 37,61 46,96
250 - 300 оС0,547 0,43 3,65 38,90 57,02
300 - 350 оС1,077 0,33 1,88 42,04 55,75
350 – 400 оС1,864 0,24 1,00 43,16 55,60
Кесте 2.2
Қойнауқаттық судың қасиеті
Параметрлері Мағынасы
Тығыздығы, кгм3 1,17
РН 3 – 6
2.2 кестенің жалғасы
Химиялық құрамы, мгл
Cl 141283,0
SO4 5147,0
HCO3 6022,0
CO3 1680,0
Ca 5110,0
Na + K 91771,0
Анион және катиондары 251213,0
H2S 4000,0
Топырақ сипаттамалары :
● тотығушылығы ;
● лайлы, сорлы ;
● қатып қалу тереңдігі : 1,2 м.
Үгілу түрлері.
Күкірт сутегі (Н2() ең басқыншылықты үгілуші агенті болуы мүмкін.
Үйлестіруде күкірт сутегі сұйық түрде дербес сумен үгілушілік қиратулардың
келесі түрлерін жасайды :
● күшпенен күкірт сутек жарылуын ;
● сутекті жарылуын ;
Үйлестіру күкірт сутегі СО2 –мен және сумен қарқынды жалпы үгілушілік
себебімен мүмкін болады
Мұнай газ кәсіпшілігінің жабдықтарын коррозиядан қорғаудың
неғұрлым тиімді әдістеріне коррозия ингибиторларын қолданып қораудың
әдістері жатады. Бұл қорғаныс пайдалану жабдықтарының жоғары сенімділігі
сақталатын деңгейге дейін ингибиторлардың коррозиялық үрдістерді басу
қасиетіне негізделген. Агрессивті ортаның әрбір түрі үшін өзіндік
коррозия ингибиторларын таңдау керек. Қарашығанақ кен орнында коррозиямен
күресудің негізгі әдісі ингибиторлық қорғаныс болып табылады.
Қарашығанақ кен орнының 5 жыл ішіндегі негізгі коррозия
ингибиторларын енгізу көлемінің динамикасы 2.1 – суретте көрсетілген.
Сурет 2.1 Қарашығанақ кен орнының 5 жыл ішіндегі негізгі коррозия
ингибиторларын енгізу көлемінің динамикасы
Айдалған индибитор көлемінің құбырлар жарылысының жиілігіне тәуелділігі
2.2- суретте көрсетілген.
Сурет 2.2 Айдалған индибитор көлемінің құбырлар жарылысының жиілігіне
тәуелділігі
Жыл сайын Мұнай кәсіпшілігінің жабдықтары мен құбырларын
коррозиядан ингибиторлық қорғаудың кешенді бағдарламасы жасалады.
Оған мыналар кіреді: Қарашығанақ кен орнының жағдайына сәйкес келетін
коррозия мен күресудің әдістерін таңдау және неғұрлым тиімді корозия
ингибиторларын іздеу бойынша ғылыми зерттеу жұмыстарын жүргізу;Жаңа
жабдықтармен тиімділігі жоғары технолгияларды игеру. Берілген тақырып
бойынша ғылыми зерттеу жұмыстарының нәтижелері төменде көрсетілген.
Зерттеулер мұнай құбырлары мен мұнай жинау корректорларын қорғауға
арналған неғұрлым тиімді ингибиторларды таңдау, болаттардың коррозиялық
тиімділігіне сыртқы және ішкі факторлар әсерінің дәрежесін анықтау, оларды
қолданудың техникасы мен технологиясы бойынша практикалық кепілдеме беру
мақсатымен орындалады. Тиімді ингибиторларды таңдау еліміздің басқа
аймақтарында ингибиторлардың көп жылдық қолдануын ескеріп өткізілді. Ең
тиімді және табиғаты бойынша жақын, мүмкіндігінше жиі ауыстырылмайтын
реагенттерді таңдау қажет болды. Өйткені соңғысы коррозиялық әсердің
уақытша жоғарылауына әкелуі мүмкін.
Алдын ала зерттеулер ОСТ 39- 099 – 79 бойынша гравиметриялық әдіспен
жүргізілді. Бұл кезде ингибиторлардың конструкциясы 50, 75,100,150,
200,250, 300 немесе 350 мг литр құрайды.
Жалпы коррозиямен ингибиторлардың қорғаныстық әсерінің жылдамдығын
жазық үлгілердің массалық шығыны бойынша есептейді. Болат үлгілердегі
сутекті ВД- 4 вакуумді декриптомерде вакуумді экстракция әдісімен
анықтаған. Сутектену үрдісінің ингибитормен тежелудің тиімділігін мына
формула бойынша есептейді:
Zн = (C0н - Син)С0н * 100%
Мұндағы Сон, Син,- - сәйкесінше коррозиялық ортада және құрамында
ингибиторы бар ортада ұсталған металл үлгідегі сутектің құрамы.
Аз циклді шаршағыштық зерттеулерін күкірт сутекпен қаныққан ортада
NaCl үлгінің таза иілуі кезінде ИН-2 машинасында маркасы К, Д , Л, Е
отандық болатүлгілерімен жүргізді.
Көп циклді коррозиялық шаршағыштық болаттың кедергісін NP үлгілерінің
толық бұзылуға дейінгі циклдер санымен бағаланады. Ингибиторлардың
тиімділігін қорғаныс коэффицентімен бағалайды:
KNp = NирN0p
Мұндағы Nир- ингиберленбеген ортадағы үлгілердің толық бұзылуға
дейінгі циклдер саны; N0р - ингиберленген ортадағы үлгілердің толық
бұзылуға дейінгі циклдер саны.
Коррозиялық жарылуларға қатысты зерттеулерді Л мен Д маркалы отандық
үлгілерге жасады. FORCTER- 1011 қондырғысында болаттың аққыштық шектері
өлшенді. Коррозиялық жарылу кезіндегі созылу кернеуі 0,95 т құрады.
Сызықтық тәеулділіктерді математикалық өңдеу ең шағын квадраттар әдісімен
жүргізілген.
Түрлі температураларда орындалатын коррозиялық зерттеулердің
нәтижелері 2.3- кестеде көрсетілген.
Кесте 2.3
Коррозия ингибиторларының салыстымалы сынағы
Ингибитор Уақыт, сағ Темп, о С Коррозия Тежелу Қорғаныс
жылдамдығы қозғалысы дәрежесі
Ингибиторсыз59 20 0,0155 4,84 -
59 20 0,0032 2,92 79
ВНПП – 1 59 20 0,0053 7,38 66
ВНПП-2 59 20 0,0023 1,76 86
ВНПП-1Н 59 20 0,0088 1,31 43
Мұнайхим-1 59 20 0,0118 2,18 24
Диагазфен-2 59 20 0,0071 3,11 54
Мұнайхим-3 5 40 0,137 1,57 68
Ингибиторсыз5 40 0,044 2,18 36
ВНПП – 1 5 40 0,087 3,11 60
ВНПП-2 5 40 0,055 1,57 36
ВНПП-1Н 5 40 0,087 2,49 17
Мұнайхим-1 5 40 0,0114 1,57 36
Диагазфен-2 5 40 0,088 1,20 49
Мұнайхим-3 5 60 0,312 1,56 28
Ингибиторсыз5 60 0,160 1,95 42
ВНПП – 1 5 60 0.225 1,39 11
ВНПП-2 5 60 0,180 1,73 9
ВНПП-1Н 5 60 0,278 1,1 17
Мұнайхим-1
Бұдан 200 С кезінде ингибиторлардың тиімділігі ВНПП- 1Н ВНПП -1
ВНПП – 2 Мұнай хим – 1 Дигазфен – 2 қатарында төмендейтінін көреміз.
Температураның артуымен ингибиторлар тиімділігінің азаюы байқалады.
Тәжірибелік нәтижелерін математикалық өңдеу жолымен алынған мәліметтер
бойынша зерттелетін ортадағы коррозия кинетикалық бақылаумен өтетіні
көрсетілген. Барлық қолданылатын ингибиторлар коррозия үрдісінің тиімді
белсенділік энергиясын арттырады.
Кесте 2.4
Ст3 белсенділік энергиясының мәні NaCl+H2S (200 мг л)+ керосин
Ингибитор Белсенділік энергиясыБелсенділік Коррозияция
КДж моль энергиясының коэффиценті
өзгерісі КДж моль
Ингибиторсыз 49 - 0,961
ВНПП – 1 68 19 0,980
ВНПП-2 63 13 0,963
ВНПП-1Н 74 25 0.965
Мұнайхим-1 57 8 0,972
Диагазфен-2 53 4 0,966
Мұнайхим-3 59 10 0,967
Зерттелетін қоспалар арасындағы максимальды қорғаныстық әсері бар ВНПП-
1Н пен ВНПП -1 ингибиторлары үшін белсенділік энергиясының үлкен
өзгеріс тән.
Күкірт сутек орталарында қолданылатын ингибиторлар жалпы коррозиямен
қатар сутектену үрдісін тиімді бастыру қажет, сондықтан коррозиялық ортаның
әсерінен кейін сутектік құрамына сараптама өткізіледі. (2.5 – кесте). 200
мг л концентрациясы кезінде ВНПП 1 – 1 ингибиторы едәуір тиімді.
Кесте 2.5
Ингибиторлардың ортадағы NaCl+H2S (200 мг л) сутектенуден
ингибиторлық қорғаныс тиімділігін анықтаудың нәтижелері
Ингибитор Сутек К Z,% ингибитор Сутек К Z,%
құрамы құрамы
см3 кг см3 кг
Ингибиторсыз 13,40 - - Мұнайхим-1 3,94 3,4 70
5,36 2,5 60 Диагазфен-2 5,82 2,3 56
ВНПП – 1 7,05 1,9 47 Мұнайхим-3 12,8 1,1 5
ВНПП-2 3,35 4,0 75
ВНПП-1Н
ВНПП сериялы ингибиторларды мөлшерлеу үшін механикалық жүйелері ағымды
техникасының элементтерімен алмастырылған арнайы ағымды мөлшерлеу
сораптары құрастырылды. Бұл жабдықтар габариттерін қысқартуға және
герметикалық жүйені жасауға мүмкіндік береді.
Қондырғы сұлбасы 2.3- суретте көрсетілген.
Сурет 2.3 Ағынды мөлшерлеу қондырғысының сұлбасы:
1- Төмен қысымды кіріс құбыры; 2-Сорапты станция; 3-Жоғары қысымды шығыс
құбыры; 4- Шығын реттегіші; 5-Жылу алмастырғыш;
6-Ингибитор беру желісі; 7 -Жұмыс камерасы; 8 -Қабылдау камерасы; 9
–Саптама.
Сұйықтығының ағыны сорап станциясын айдау ұңғымаларымен
байланыстыратын жоғары қысымды шығыс құбырынан ағынды сорап саптамасына
беріледі.Ингибиторларды беру желісі жылу алмастырғышпен шығын реттегіш
арқылы ағын сорабының қабылдағыш камерасына жеткізіледі.
Жұмыс сұйықтығы мен ингибитордың ағыны ағын сорабының жұмыс
камерасынан төмен қысымды кіріс құбырына жеткізіледі. ВНПП сериялы
ингбиторларын зерттеген кезде ағынды мөлшерлеу сорабының шығысындағы қысым
0,5 – 3,0 МПа аралығында өзгереді. Ингибиторлардың берілуі 2,0 – 15,0 лсағ
аралығында таңдалады, алайда бұл көрсеткіш 50 ,0 лсағ ұлғайтылуы
мүмкін.
КИНГ ингибиторлық клапан құрылысы 2.4 суреттінде көрсетілген.
КИНГ ингибиторлық клапан ( 9) көтеру құбырларының тізбегімен ұңғымаға
түсіріледі. Ингибитор құбыраралық кеңістіктен корпуска (9) кигізілген
фильтр арқылы ерден (7) шариктен (6) және серіппеден тұратын (5) өтеді.
Екінші клапан (3) және шарик (2) ингибиторды көтергіш құбырларға
өткізеді, алайда егер ингибитор берілмесе керіағысты тоқтатады.
Клапанның ашылу қысымы серпіпенің (5) көмегімен реттейді.
Клапандар жүйесі екі есемен және головкада диаметрге (1) қарсы
орнатылған.
Сурет 2.4 КИНГ ингибиторлық клапан құрылысы
Кесте 2.6
Ингибиторлық клапандардың техникалық сипаттамасы.
Көрсеткіш КИНГ - 75-350 КИНГ -150-140
Жұмыс қысымы, 35 МПа 14
Клапан ашылуының қысым
өзгерісі, МПа
Минимум 0,5 0,5
Максимум 5,0 5,0
Өту саңылауының мм 76 150
диаметрі,
Жұмыс ортасының 373 373
максимальды
температурасы, К
Гарбиттік өлшемдері, мм
Диаметрі 125 220
Ұзындығы 995 475
Масса, кг 14,5 45,0
Жабдықтарды қорғау бойынша өндіру жүйелерінің өлшемдері.
Өндіру жүйесіндегі шамалармен үгілушілік қиратуларды ескертумен,
басқыншылық құрамдас бөліктерді шақырумен, жоғары күкіртті газда
ұстаушылармен болады :
● үгілушілікке қарсы атқару және ұңғымалардың жер асты жабдықтау
катодтық қорғанышы ;
● табылатын өнім ағымын үгілушілікке қарсы тәртіптік сүйемелдеуі ;
● үгілушіліктің химиялық ингибриттауы ;
● үгілушік-берік жадығаттардан қорытпаларды іріктеп алу ;
● болатты түрлендіру ;
● құбырлардың ішкі жабуы ;
Ұңғыма құрастырмасы және пайдалану бағаналары үгілушілікке қарсы
атқаруда орындалған. НКҚ құбырлары катодтық полярлануымен қорғалынады.
Құбыр сырттық кеңестік жаңа кешендік ингтбмтор (тонна өнімге 17 граммнан)
балауыз бөлініп шығуларын қақпайлайды және үгілушілік ингибиторымен қатар
қызмет етеді. Ұңғымалардың жер асты жабдықтары катодтық полярлану
әдістерімен қорғалынады. Бұдан басқа, құбырлардың металлургиясына үлкен
назар бөлінеді.
Құбырлардың металлургиясында қолданылатын, құбыр қондырғысы және
бөлімдерінің диаметрі, жоғары күкіртті ағымды байланысушылары, сутекті
жарылуларға сезгіштік азаюлары мақсатымен түрлендірілген және жоғары
күкіртті ортадағы жағдайлардағы жұмыстары үшін NACE MR-01-75 талаптарына
сәйкес болады.
Болат металлургиясын іріктеу болат беріктігінің үгілушілік жарылу
құбырына NACE ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Дипломдық жұмыстың мақсаты мен міндеті
Қарашығанақ кен орнындағы ұңғымаларда, құбырлар мен
технологиялық желілерде коррозиялық және бұзылмайтын бақылау бойынша,
механикалық және металлографиялық сынақтар мен ингибиторлық қорғаудың
тиімділігі бойынша барлық жұмыстар төмендегідей мақсатта жүргізілуі тиіс:
Мұнайкәсіпшілік жабдықтары мен ортаның коррозиялық жағдайын бақылау
мен талдау.
Кен орнының құбырлары мен жабдықтарының техникалық жағдайын
бұзылмайтын бақылау әдісімен бақылау және талдау.
Жабдықтар материалдарының физика-механикалық қасиеттерінің өзгеруін
және олардың бұзылуының себептерін бақылау мен талдау.
Коррозиялық әсерге едәуір жиі ұшырайтын элементтерді, пісіру
қосылыстарын бақылау мен талдау.
Жер асты жөндеу жұмыстары (ЖАЖ) жүргізу кезіндегі жабдықтар
материалдарының тұтастығының коррозиялық жағдайын бақылау мен талдау.
Құрамында күкіртсутегі, көмірқышқыл газы бар коррозиялық-агрессивті
орталарда жұмыс жасауға арналған жабдықтарға кіріс бақылауды жүргізу.
Жаңа объектілерді құрастыру мен монтаждау кезінде жылжымалы рентген-
құрылғыларының көмегімен радиациялық әдіс арқылы пісіру қосылыстарын
бақылау мен талдау.
Дипломдық жұмыстың міндеті.
Мұнай кәсіпшілік жабдықтарын ингибиторлық қорғаудың тиімділігін
бақылау мен талдау және ұсыныстар беру.
Кен орны объектілерінің жабдықтары мен құрылғыларының қалдық
ресурстарын анықтау және болжау.
Мұнайкәсіпшілік жабдықтарын сенімді пайдалану мен болжау облысында
потенттік ізденістерді жүргізу.
Жүргізілген бұзылмайтын және коррозиялық бақылаудың зерттеулері,
механикалық және металлографиялық сынақтардың және мұнайкәсіпшілік
жабдықтарын ингибиторлық қорғаудың тиімділігі және оның жағдайы бойынша
мәліметтер банкін құру.
Зерттеу объектілері болып табылады:
Ұңғымалардың жабдықтары, құбырлар, шлейфтер, газдың төмен
температуралы сепарация құрылғылары мен блокаралық құбырлары, бақылау
сепараторы желісінің бас сораптық станциясы, Порта-тест қондырғылары және
т.б.
Сұйық кәсіпшілік орталар (конденсат пен суметанолды орта),
ингибиторлар және оның кешенді ерітінділері және т.б.
Мұнай кәсіпшілік объектілеріне келіп түсетін барлық жаңа жабдықтар.
Қарашығанақ кен орнын пайдаланудың басынан бастап құбырлар мен жабдықтарды
техникалық бақылауды жүргізу кезінде алынған барлық нәтижелері және Ғылыми-
Техникалық құжаттар.
Ұңғымаларды пайдалану мұнай және газ игерудегі негізгі орындардың
бірін иеленеді. Онымен өндіру байланысты болса, ал өндіруден жинау, ұңғы
өнімін дайындау, тасымалдау, өңдеу, іске асыру және тағы басқа болады.
Соңғы жылдары газға қаныққан коллекторларды газогидродинамикалық зерттеулер
нәтижесіне - табиғи газ, газды конденсатты кен орындарын игеру жобасын
жасау кезінде - аса үлкен мән беріліп жүр. Негізінде қабат туралы
ақпараттарды алу әдістермен (геофизикалық, физико – химиялық және т.б.)
іске асырылады. Бұл әдістер кен орны жұмысын дұрыс бақылау және игеруді өз
уақытында іске асыру жағдайын қарастырады.
Қолайлы технологиялық режимді іріктеп таңдау, өзіне ерекше көңіл
аударуды талап етеді, себебі ол сорапты – сығымдағыш құбырлар жүйесі,
пакерлер және белгілі бір қысым мен қолайлы диаметр және шығымға есептелген
басқа жер асты және сағалық жабдықтар жүйесі болып саналады. Мұның барлығы
өздіксіз өндіру үшін ғана емес, сонымен қатар, пайдалануды бақыламау
салдарынан кері әсерінің болуы, тіпті апатқа әкеліп соғуы мүмкін
болғандықтан да өзіне ерекше бақылаумен күтімді қажет етеді.
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
Қарашығанақ МГККО Батыс – Қазақстан облысының батысында, Бөрлі
ауданының территориясында орналасқан. Аудан климаты континентальды.
Температура қыста -400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады.
Оңтүстік – шығыс және солтүстік – батыс бағытындағы желдер басым. Орташа
жылдық жауын – шашын мөлшері 300 – 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі
арақашықтық 160 км., Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ
дейінгі газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты
пункттар: Қарашығанақ ауылы 10 км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3
км.
Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан
тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен,
Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс
ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені қиып
өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи су қоймалары
кездеседі.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады.
Сулы горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас және мергель
жарықшақтарында орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас
кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3тл
ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м3тәу.
Аудан климаты төте континентальды. Ауа температурасы -40 (қыста) +40
(жаз) дейін өзгереді.
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады,
күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950 мм-
ді құрайды.
Грунттың қалыңдығы, қар табанына байланысты 1-ден 1,5 метрге дейін
өзгереді. Жылыту маусымының ұзақтылығы 176 күн (1510 - 1504)
1.2 Стратиграфия
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған шөгінді
болып төменгі девон шөгіндісі табылады. (скв 15, Д-5).
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс - Орынбор және
Соль - Илецк тұз күмбездері аудандарына байланысты бөлінеді.
Кристалды іргетас.
Шығыс - Орынбор тұз күбезі маңайларында іргетас 4.1 км тереңдігінде
ашылған. (Землянская ауданы) Соль - Илецк тұз күбезінде (Росточинская),
Бузулук ойпатында (Зайкинская), 4,5 - 4,7 км тереңдікте ал Булатов
дөңесінде 5260 м. тереңдікте (П - 9 Чинаревская ұңғысы) ашылған.
Іргетас гранитті жыныстардан құралған, оның жасы архейлік-
ортапротерозойлық.
Сейсмобарлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында
іргетас жату жадайы (горизонт ф) шамамен 7 - 9 км құрайды.
Жоғары протерозой тобы - PR
Жергілікті таралу осы ауданды екі үлкен комплекс рифей және венд
комплекстерінен тұрады.
Рифей комплексі Волга - Урал антиклизасында архей протерезой
магмамоторфтық жынысты іргетастан тұратын массивтерін бөліп жатқан
опырықтарда (грабен) дамыған.
Рифей шөгінділері 300 - 400 м тереңдікте Үлкен - Өзен, Рожков,
Землянская аудандарында ашылған. Комплекстің қалыңдығы қолда бар
сейсмоборлар деректеріне сүйенсек 1000 м шамасында.
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз күмбезі
маңында ашылған. Комплекстің қалыңдығы 600 – 800 м құрайды. Шөгінділер
іргетас трансагрессивті жатқан немесе рифей шөгіндісі сұры түсті
құмтастармен және аргилиттермен қосылған карбонатты жыныстар
қабықшаларынан тұрады.
Қарашығанақ ауданында, сейсмобарлау нәтижесіне байланысты
фундаментпен және қарастырылған Пэ горизонтының арасы 2 км-ге жетеді.
Бұл жоспарланған қимада тек девон ғана емес және де көптеген ескі, соның
ішінде рифей - вендтік шөгінділердің бар екендігін дәлелдеуге болатын
шешімдер шығаруға негіз бола алады.
Палеозой тобы - PZ
Ордовик шөгіндісі Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің шығысында және
оңтүстігінде, Соль-Илецк тұз күмбезі маңында және оларды бөліп тұрған
ойпатта анықталған. Табылған шөгіндінің максималды қалыңдығы ұңғы 1 арқылы
ашылған.
Қызыл Яр Соль - Илецк тұз күбізінің көлденең тұсында ордовик
шөгінділерінің скважиналары 2020 м-ден асып және толық қуатымен оларды әлі
ашып үлгерген жоқ. Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің оңтүстігінде және
шығысында да силур шөгіндісі ашылған, оны максималды қалыңдығы 40 м-ді
құрайды.
Төменгі палеозой шөгіндісі тығыз құмтастардан және сұр түсті
аргилиттерден құралған.
Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м. қалыңдығындағы
төменгі плезой шөгінділерінің бар екендігін мөлшерлеуге болады.
Қарашығанақ кен орнында терең бұрғылау кезінде тұз асты, тұзды, тұз
үсті кешендерінің шөгінділері ашылған.
Девон жүйесі - D
Девон шөгінділері орта және жоғарғы бөлімдерімен берілген. Орта
бөлімі: Ортадевон шөгінділері эйфель және живет ярустары көлеміндебірлік
ұңғыларымен (15, Д5) ашылған. Эйфел ярусы төменгі жағында аргеллит қара,
жоғары қарай ізбестас және тығыс, микро жіңішке қабатшалы аргелликтер.
Ярустың ашылған қалыңдығы 59 метр. Живет ярусы – қалыңдығы 64 метр. Жоғарғы
бөлім: Жоғарыдевон шөгінділері тек фамен ярусымен берілген.
Төменгі девон - D1
Жоспардың уақытын құрастыру үшін тек бір ғана іздеу ұңғымасы Д – 5
-пен ерте девон жасындағы шөгінділерді ашқан.
6245 - 6248 м интервалынан алынған керн - аргилиттен және қара - сұры
бурыл түстен құралған.
Төменгі девон шөгіндісі шамамен 30 м қашықтықты құрайды.
Орта девон – D2
Живет ярусы шөгінділері қара - сұры тіпті қара әктастардан жиі
органогенді аргилиттерден құралған. Сонымен қатар қиманың жоғары жағында
3 мм жететін ашық - сұры ұсақ кристалды әктастар қабықша ретінде
орналасқан.
Жоғарғы девон – D3
Төменгі - орта фаменді бөлшектенбеген шөгінділер стратиграфиялық
үзілістермен орта девон шөгінділерін жауып жатыр. Нақты толық қима 15
-ұңғымасында зерттелген. Бұнда сұры және қара - сұры органогенді
түйіршікті әктастар және қара түсті ұсақ кристалды доломиттер қабықша
ретінде кездеседі.
Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд мүшелерінің
кесектері кездеседі. Ерте - орта фамен ярусы бір камералық форминифер
комплексі бойынша тұрақталады.
Максимал қалыңдығы 368 м. (ұңғыма 15)
Жоғары фоменді шөгінділер келісім бойынша төменгі - орта фамен
шөгінділерін жауып жатыр. Олар орталық батыс және шығыс бөліктерінен
-кристалды әктастар бар жерлерінен ашылған. Тек кен орнының оңтүстік
бөлігінде әктастар қосымша мәнде есептелінеді.
Таскөмір жүйесі - C
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге.
Қалыңдығы 80 метр. Орта бөлімі краснополян горизонтымен берілген, қалыңдығы
9 дан 55 метрге дейін.
Пермь жүйесі - Р
Пермь жүйесі ұңғылармен ашылған, қиманың негізгі бөлігін алып жатыр.
Төменгі бөлімі: Ассель ярусы (известняк, доломит), қалыңдығы 290-390 метр.
Сакмар ярусы 5-25 метр, Артин ярусы 15-280 метрге дейін, Кунгур ярусы:
төменгісі ангидритті 4-20 метрден 300-ге дейін. Жоғарғысы тұзды – қалыңдығы
3178 метрге дейін. Жоғарғы бөлімі: Уфим ярусының шөгінділері (84-1252-1630
метр), Қазан ярусы: төменгі литологиялық пачка қалыңдығы 138-299 метр,
жоғарғысы 192-1118 метр, Татар ярусы 700-1925 метр.
Пермь жасының шөгінділері кен орны аумағының стратиграфиялық үзілісті
таскөмірде орналасқан. Пермь жүйесі төменгі карбонат, орта тұзды және
жоғары терригенді қалыңдықтардан құралған.
Төменгі бөлімі – Р1
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын
ашып зерттейміз.
Асссель ярусы – үш түрлі қима негізінде құралған.
Бірінші - биогермді әктас. Екіншісі - дөңес биоморфты – детритті
әктастар. Үшіншісі - терең сулы, қара битуминозды жыныстар. Ассельде
шөгінділердің максималды қалыңдығы 557 м–ге дейін жетеді, дөңес түрі 42м-
ден 216м-ге дейін барады. Терең сулы ассельді артин шөгінділерінің
жалпы қалыңдығы 20 м-ден 40м-ге дейін болатындары ярустарға бөлінбейді.
Сакмар ярусы - рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес түрлерінде
органогенді детритті және пемитаморфты әктастардан тұрады. Бірінші түрінің
қалыңдығы 23м-ден 30 м-ге дейін, ал екіншісінікі 15 м-ден 56 м-ге дейін
ұзарады.
Артин ярусы - рифті және дөңес қималар негізінде екі подярусқа
бөлінеді: төменгі және жоғарғы артиндік болып. Біріншісі екі түрлі рифтің
қимасынан (биоморфно - детриттік әктастар) және дөңес түріндегі (екінші
даламиттер). Бұлардың қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді. Екіншісі
литологиясы жағынан бірінші подярусқа ұқсас. Артин шөгінділерінің биогенді
түрінің қалыңдығы 143 м-ден 303 м-ге дейін, ал дөңес түрінде 5 м-ден 217 м-
ге дейін өзгереді.
Конгур ярусы - толық қималарының төменгі қабаттарында карбонат
сульфатты сұры, көкшіл сұры ангидриттер доломит қабықшаларымен, жоғарғы
жағында тұзды тас тұздарымен және тұзды терригенді жыныстармен
құрастырылған. Алғашқысының қалыңдығы 1 м-ден 300 м шамасында, ал тұзды
шөгінділер 172 метрден 3028 м-ге дейін ұзарады.
Жоғарғы бөлім – Р3
Бөлімнің шөгінділері уфимдік, қазандық және татар ярустары белгілі
шарттармен анықталған. Олар қызғылт, қоңыр сұры саздармен және тұз, гипс,
ангидрит ұяшықтарымен көмкерілген. Уфим ярусының қалыңдығы 84 м-ден 1630 м-
ге дейінгі қашықтықта. Қазан ярусы – 138 м-ден 180 м-ге дейін, ал татар
ярусы 700 м-ден 1925 м-ге дейін ұзарады.
Мезозой тобы - MZ
Триас жүйесі - Т
Триас жүйесінің шөгінділері жыныстың терригенді қалыңдығымен, ұсақ
бөлшектерге бөлінбейтін қасиетіне ие. Бұлар қызыл - қоңыр түсті саздар,
песчаниктер және алевролиттер.
Триас шөгінділерінің қалыңдығы 1068 - 2040 метр, Қарашығанақ
күмбезінде 60 - 578 метрге дейін азаяды.
Юра жүйесі - J
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (песчанник, құм, саз, құмтас) –
121 - 392 метр; жоғарғы бөлімі: Волж ярусы (сазды мергель, фосфорит),
шөгінділер қалыңдығы 53 - 132 метр.
Бор жүйесі - K
Бор жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім – валонянин, готерев, баррем
және апт ярустарымен берілген. Волонянин – готорев ярусының қалыңдығы 13 -
44 метр (саз, мергель және фосфорит). Баррем ярусы (қара саз, мергель,
сидерит) – 24 - 80 метр. Апт ярусы (қара саз, сидерит, мергель,
фосфориттары бар құм тастар), қалыңдығы 76 метр.
Неоген жүйесі - N
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің
қалыңдығы 20-125 метр (сұр саз, құм, құм тастар, алевролит).
Төрттік жүйесі - Q
Төрттік жүйесінің шөгінділері (суглинка, супесь, құм, галечник, саз),
қалыңдығы 8-20 метр.
1.3 Тектоника
Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне
негізделген. Ол Қарашығанық – Қобланды зонасында, Каспий ойпатының
солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан. Мұнда үш құрылымдық комплекс
көрінеді. Төменгі құрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі
бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын – кунгур – сульфат – галоген
қалыңдамасын, жоғарғысы – жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып
алады.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно – седиментациондық
құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15*30
км. , биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680
метр.
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық –
литологиялық комплексте күрт дисгормониялық құрылымдар құрылған. Солардың
ішіндегі: тұзды антиклинальдар, ассиметриялы диапир құрылымдары, тұзды
штоктар, күмбездер және күмбез аралық дипрессиялар. Кен орында үш тұзды
құрылым бар: Қарашығанақ тұз көтерілімі – солтүстікте, Сухореченск тұзды
күмбезі – оңтүстік – шығыста, Қоншыбай тұз күмбезі – оңтістік – батысында.
Жоғары құрылымдық – литологиялық комплекстік құрылымдардың
формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді. Жоғары пермь және триастың қызыл
түсті қалыңдамасында пайда болған. Кен орын жүйесінде үлкен Қарашығанақ
күмбез аралық мулдасы дамыған, ол Қарашығанақ, Қоншыбай және Сухореченск
тұзды күмбездерінің арасында орналасқан. Қарашығанақ күмбез аралық
мульдасының өлшемі 5*20 км., максимал қалыңдығы 3500 – 4871 метр құрайды.
Ең жоғарғы қиманың бөлігі – неогенді және төрттік жайылым бұрышының
келіспеушілігімен бұдан ежелгі басқа шөгінділерді жабады.
1.4 Мұнайгаздылығы
Каспий ойпатының солтүстік аудандарында мұнайгаздылықтың негізгі
перспективалары тұз асты палеозоймен байланысты. 1979 жылы прибортовой
зонасының ішкі бөлігімен Қарашығанақ ауданында, П – 10 ұңғысында төменгі
пермь шөгінділерінен, 3908 метр тереңдіктен газ фонтаны алынған.
Қаршығанақ кен орнында барлау және эксплуатациялық ұңғыларында
жүргізілген комплексті газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер
ашылған төменгі пермь және карбон карбонатты қимасының өнеркәсіптік
өнімділігін дәлелдеді (5217 метрге дейін 13 ұңғы). Жалпы кен орын бойынша
бұрғылаумен дәлелденген көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 метр
(3660-5217 метр).
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 метр
интервалында, орта девон шөгінділерінден мұнай кеніші ашылды. Орта девон
кенінің дамыту кен орнының орталық бөлігінде және негізгі мұнайгазконденсат
кенішінен солтүстікке қарай негізделген.
Стратиграфиялық жағынан ең зерттелгені пермь шөгіндлері. №112
ұңғысынан мұнай 3528 метр тереңдіктен алынған.
Мұнай жиналымдары мұнайға қаныққан жарықшақты ашық - сұр түсті
ангидриттерге негізделген. Мұнайға қаныққан кеуектілігі 6,5% құрайды.
Ирен горизонтының сульфатно – карбонатты жыныстарында мұнайға
қаныққан жыныстардың бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622,
625 ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді. Бұл кезде бұрғылау сұйығында
мұнай қабыршағы пайда болған.
Филиппов горизонтының сульфатно – карбонатты шөгінділерінде газдылық
№30 ұңғысында дәлелдеген. 4755 – 4765 метр аралығынан дебитті 47,7 мың
м3тәулік газ, және дебиті 47,5 мың м3тәулік конденсат арыны алынған.
Кен орында таза күйінде қабат сулары алынбаған. Бірақ №13 ұңғыдан
алынған мұнай және сұйық қоспасы негізінен қабат суынан тұрады – 70-80%
(5202-5217 м.). 5125-5190 метр интервалынан сусыз мұнай алынған.
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша
Қарашығанақ кен орны мұнайгазконденсатты болып саналады.
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме
Қарашығанақ кен орнын тергейтін жер асты сулары Солтүстік – Касий су
арынды жүйесінің қосалқы элементі болып табылады.
Көтерілімнің геологиялық қимасында екі ірі гидрогеологиялық этажға
біріккен, кунгур ярусының хемогендік құрылыстарының күшті регионалды су
ұстарымен бөлінген сулы горизонттар сериясы бөлінеді.
Жоғарғы этажжоғарғы пермьнен неоген – төрттік шөгінділерді қосады.
Бұлардың жалпы қалыңдығы күмбезаралық мульдалар шегінде 3604-4485 м.
Бұл қалыңдықтың сукүкіртті жыныстары сазбен араласқан әр түрлі қуатты
құмдыжыныстар пачкаларымен берілген. Триас шөгінділері ең құмды болып
келеді, олардың сүзгішті – сыйымдылық қасиеттері жоғары: кеуектілігі – 25-
30%, өткізгіштігі – 606,8*10 м2-қа дейін.
Пермьшөгінділерінің құмды пачкалары керісінше, жоғары сазды және
кеуектілік көрсеткіштері төмен - 16%-ке дейін, өткізгіштігі 40*10 м2. тұз
асты этажының сукүкіртті жыныстары карбонатты жыныстарының (известняк,
доломит) әртүрлі модификацияларымен берілген, әдетте күрт литологиялық
фациалды алмасу және деңгей айырмалы, бұл кен орынның гидродинамикалық
режимін қиындатады. Бұл қалыңдықты екі ірілінген гидрогеологиялық
комплекске бөлігу болады: карбонды және девонды, бұлардың жалпы қалыңдығы
3200 метрге дейін жетеді.
Тұз асты этажының сулы комплекстері аз зерттелген. Қиманың ашылған
бөлігінің жер асты сулары хлор кальцийлі тұздықтарымен берілген,
құрамындағы тұзы 115 – 190 гл, тығыздығы 1,0789-ден 1,206 гл дейін, бұл
3900 – 6270 мг-экв. дейін жалпы минерализацияға сәйкес келеді.
Төрттік және неоген шөгінділерінің сулары негізінен тұщы және аз
тұздалған, минерализациясы 580 мг-экв. дейін, құрамындағы еріген тұздар 4
-20 гл дейін. Су типі хлор натрийлі немесе хлорнатрий магнийлі.
Триас горизонты сулары ең жоғары минерализацияланған болып келеді.
9800 мг-экв. дейін. Бұл сулар жоғары концентрацияланған тұздықтар,
тығыздығы 10185 гсм3 дейін, хлорнатрийлі құрамы бар, хлоркальцийлі немесе
хлормагнийлі типке жатады. Натрий концентрациясы жоғары – 96 гл, калий -
0,56 гл, магний – 2,4 гл, жоғары сульфаттылығымен (15,7 мг-экв.),
құрамында бромның жоғарылығымен (250 мгл-ден жоғары), йодтың (3 мгл-ден
аз) және бордың (1 мгл-ге дейін) аздығымен сипатталады.
Тұз массивтерімен тікелей контакт зоналарында (тұзаралық линзалар)
одан да жоғары тығыздықты (1,2-1,28 гсм3) және тұздылығы 365 гл дейін
күшті тұздықтар дамыған.
Еріген газ құрамында мүлдем аз – 270 нсм3л, оның ішінде: азот
концентрациясы – 98%, метан – 0,8-1,75%, көмірқышқыл газы – 1,03-1,12%.
Тұз асты карбонатты шөгінділерінің төменгі гидрогеологиялық қабаты
Қарашығанақ МГККО контур сырты зонасында 4900 метрге дейін, контурлық
зонасында 5333 метр тереңдікке дейін зерттелген.
П – 2 ұңғысының төрт интервалын сынау кезінде су дебиттері 2 – 5,5
м3тәу. дейін, тығыздығы – 1,161-1,19 гсм3 арасында, минерализациялануы
232,5-279 гл, рН 5,5-5,6; йонды құрамы хлор-натрийлі және хлор-кальцийлі-
натрийлі, гидрохимиялық түрі – хлоркальцийлі.
Мұнайгазконденсат кенішінің төсеніш сулары контур сырты суларымен
салыстырғанда тұщыланған, 1,5-2 есе аз минерализацияланған және оған сәйкес
құрамындағы негізгі йондар концентрациясы аздау болады.
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің
қабат газы, орта есеппен 10 МПа, жоғары қайнау көмірсутектерімен
қанықпағандығы анықталды. Оның құрамында: этан – 6%, пропан – 2,5%, бутан –
1,7% шамасында.
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан.
Пермь және карбон шөгінділерінен алынатын конденсат қасиеттері әртүрлі. Кен
орын қимасы бойынша конденсаттың фракционды құрамы ауырлай түседі: қиманың
жоғарғы жағындағы конденсаттың 50%-і 2030С температурасында қайнайды, ал
төменгі жағы 2390С; 3600С жоғары конденсат қалдығы 13,8 – 23 %-ке дейін
көбейеді. Молекулярлы массасының шамасы 20 бірлікке көбейеді. Конденсаттың
қату температурасы екі еседен көп өседі. Пермь шөгінділерінен алынған
конденсатты ароматты көмірсутектер 19,1% масс. бойынша, ал карбоннан
алынған конденсатта 25,1% масс. бойынша. Дистилянтты фракциялардың ароматты
көмірсутектер мөлшері фракциялардың алу температурасы өскен сайын ұлғаяды.
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842
гсм3, тұтқырлығы 200С кезінде 9,12 м2см; құрамы: жалпы күкірт 1,18%,
қатты парафиндер 3,37%, шайырлар 3,08%, асфальтендер 0,39% масс. бойынша;
ароматты көмірсутектердің жалпы мөлшері 35% масс. Бүкіл мұнайларға бір,
фракция алу температурасы өскен сайын құрамында ароматты көмірсутек
мөлшерінің жоғарылау тенденциясы байқалады. Бірінші кестеде №33 және 44
ұңғыларындағы қабат мұнайының құрамы берілген. Ұңғылардың өзара орналасу
арақашықтығы үдкен болғанымен кестеде келтірілген мәліметтер бүкіл кен
ауданындағы мұнай құрамының өзгешелігінің шамасы аз екенін көрсетеді.
Кесте 1.1
Ұңғы өнімінің құрамы.
Ұңғы номері 33 44
Перфорация интервалы, м. 5120-5155 5127-5156
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2 8,22 5,71
С3 3,08 3,06
С4 1,65 1,40
С5 14,39 15,73
N2 1,03 0,41
CO2 4,62 6,05
H2S 4,32 4,81
Қабаттағы мұнай қасиеттері.
Қабат мұнайының барлық параметрлері Солтүстік - шығыс және Оңтүстік
- батыс бөлімдеріне байланысты жасалған мұнайдың флюидтік моделдерінде
анық көрсетілген.
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негігі тәуелділік
параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған. Осы берілген мәндер
арқылы мұнайдың орташа анықтамаларын (5050 м.) арнайы мұнай алаңдары үшін
1.2 кестеде көрсетілген.
Кесте 1.2
Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель бойынша есептелген
мұнайдың параметрлері
Алаң Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат қысымы,58,7 58,7
Мпа
Қанығу қысымы, Мпа 58,1 55,3
Газ құрамы, м3 т 625 449
Көлемдік 2,28 1,99
коэффициенті, бірлік 2,28 1,99
үлес
Қабат мұнайының 601 651
ты-ғыздығы, кгм3
Қабат мұнайының 0,28 0,57
тұт-қырлығы, МПа * с
Сығылу коэффициенті, 26,8 21,5
1 МПа *104
Кесте 1.3
Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа параметрлері.
Параметрлері Конденсат Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
алаң мұнайы алаң мұнайы
20 0С-тегі 782 844 805
тығыздығы,кгм3
20 0С-тен 1,69 7,5 13,5
тұтқырлығы,
мПа*с
Құрамындағы 0,9 0,7 0,9
күкірт, % масса
Құрамындағы 2,29 3,8 5,0
парафин,% масса
Құрамындағы 0,07 0,08 0,24
асфальтендер, %
масса
Құрамындағы 0,70 1,23 3,68
шайыр % масса
Қату -10 төмен -10 төмен -28 +11
темпетурасы, 0С
Таблицадан көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап
парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан
жылы температура кезінде солтустік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат
ағысын сақтап, -10 0С-тан төмен температураларда қата бастайды.
КНГДУ баллансында (1.07.1997ж. жағдайы) 266 ұңғы бар. Олардың ішінде
өнімді шөгінділер 179 ұңғы. Қалғандары, 87 ұңғы тереңдігі 150 м-ден 2000
метрге дейін, арнайы ұңғылар:
179 терең ұңғылардың: 33 – игерілуде; 85 – консервацияланған; 12 – бақылау;
49 – қазір игеріліп жатқан жоқ (КРС, КРС күтілуде, немесе қабат қысымының
тұрақталуында).
2 Технико-технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 ашылды, онда 4171-4262
м. аралығында П – 10 іздеу ұғңымасында ашық оқпанды сынау кезінде газ
шығымы 698 мың м3тәу. және 16 мм. штуцер арқылы конденсат шығымы 708
м3тәу. фонтан алынды. Қабат қысымы 50,4 МПа құрады. өнімді қабаттың табаны
ұңғымамен ашылған.
Кен орынды меңгеруді жылдамдату мақсатында КСРО Мингазөндірісі
барлама жымыстарды тәжірибелік - өндірістік пайдаланумен біріктіруге шешім
қабылдады. ВолгоУралНИПИГазбен бірге ВНИИГаздың қорды есептеу және барлау
жүргізу мәліметтерінің негізінде 1981 жылы Қарашығанақ кен орнын
тәжірибелік - өндірістік пайдалану (ТӨП) жобасы жасалды. Кен орынды
пайдалануға енгізуді жеделдету үшін КСРО Министрлер Кеңесінің №822 1981
жылдың төртінші тамызында Қаулы негізінде КСРО геология министрлігі газ
өндірісінің министрлігіне пайдаланушы ұңғымалар ретінде 8 іздеу – барлама
ұңғымаларын беруі керек болатын. Бірақ, барлама ұңғымалардың конструциясы
қауіпсіз пайдалану талаптарына сәйкес келмегендіктен оларды жойған.
Пайдалану қорына барлама ұңғымаларды өткізген. Кен орында газ және
конденсат өндіру тек 1984 жылы басталған, кейін осы уақыт ішінде барлау
нәтижесінде көптеген қосымша ақпараттар алынған, кен орынының геологиялық
құрылымы ақпараттар айтарлықтай анықталған.
Резервуар жайлы бар ақпараттарға жоба (1980 жылы) сәйкес келмеуіне
байланысты, 1984 жылы ВНИИГаз институты ОПЭ КИГИМ анықталған жобасын
жасады. Жоба 1984 жылы Мәскеу қаласында ЦКРМГП отырысында ескертулермен
(Протокол №2784) қабылданған болатын. Ескертулер есепке алынғаннан кейін
Қарашығанақ кен орнын ТӨП жоспары жасалынды. Жоба ЦКРНГП-мен 15.01.85
жылы қабылданды. (Протокол №185, 15.01.85). және мақұлданған, ТӨП
жобасында келтірілген (1984 жылы) Қарашығанақ кен орнын ТӨП кезеңінде
зерттеу бойынша ғылыми – зерттеулік және тәжірибелік жұмыстардың кешенді
бағдарламасы.
1985 жылы 28 тамызда Орла қаласынада болған КСРОГКЗ отырысында
Қарашығанақ кен орнының газ, конденсат, мұнай, еріген газ және олардың
құрамында бар компоненттер қорын есептеу бойынша есеп беру қаралған,
сонымен бірге ТӨП жобасының ... шешімдерінің орындалуы қарастырылған.
Қорын бекіту жайлы, кен орынды зерттеу алдын – ала барлау жүргізу кезеңіне
сәйкес келетіндіктен, кен орынды тек тәжірибелік - өндірістік пайдалануға
дайындалған деп есептеуге шешім қабылданған.
ГКЗ КСРО ПГО Оралмұнайгазгеология шешіміне сәйкесті 1985-86 жылдары
1988 жылы ГКЗ КСРО-ға ұсынуға барлауды аяқтау және қорын дайындаудың
кешенді бағдарламасы жасалған. 1986 жылы тамызда бұл бағдарламаны КСРО
Мингеологияда қабылданды.
1986,1987,1988 жылдарында қабылданған бағдарлама орындалып және
көмірсутектер қорын қайтадан есептеу жүргізілген. 30.11.88. жылы КСРО ГКЗ
ПГО Оралмұнайгазгеологиясының көмірсутектер қорын есептеу бойынша есеп
беруін қарастырылған. Газ, конденсат, мұнай қорын бекіткен және кен орынды
өндірістік игеруге дайындалған деп таныған. Кейін 1989 жылы тамызда НТС
және КСРО ЦКР Мингазпром, ТӨП нәтижелерін және геология, игеру, жобалау,
жабдықтарды орналастыру, жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау,
аймағындағы жұмыстарды, кен орынды игеру перспективаларын және орындалған
жұмыстардың жобаға сәйкестігін қарастырған. КСРО ГКЗ және
Минмұнайгазөндіріс шешімдері жаңа жобалық құжатты жасауға негіз болып
табылады, сондықтан ВНИИГаз бастапқыда 1991 – 2001 жылдарға сайклинг үрдіс
режимінде Қарашығанақ кен орнын игерудің технологиялық үлгісін орындады,
бұл перспективаға технико – экономикалық ойларды (ТЭО) және кен орынды
орналастырудың технико – экономикалық есебін (ТЭЕ) жасауға арналған уақытша
құжат борлды, ал 1990 жылы Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнын
тәжірибелік - өндірістік пайдаланудың анықталған жобасы жасалды.
Жобалық құжатта игерудің үш объектісібөлінген. Бөлудің негізінде
жабынынан сумұнай нұсқасына дейін қабат флюидтерінің физико – химиялық
қасиеттері заңды өзгеретін гидродинамикалық бірегей және термодинамикалық
тепе-тең жүйе түрінде өнімді шөгінділерді көрсету жатыр. Мұнда бір текті
еместігі жоғары дәрежемен сипатталатын кеніштің геолгиялық құрылысының
ерешелігі, қабат сұйықтарының қасиеттерінің өзгеру сипаттамалары
ескерілген.
1 объект – біртекті еместігі жоғары дәрежемен сипатталатын пермь
шөгінділерімен байланысты, газконденсатты пермь және карбон шөгінділерінің
шегінде бөлінген тығыз сазды – карбонатты қабат барлық жерде дамымаған,
сондықтан флюидті болып табылмайды. Қабат қысымының (Рпл) конденсация
басталу қысымынан артуы (Ркон) игеру басталғанда 4500 м. тереңдікте объект
жабынында 12 МПа-дан 10 МПа-ға дейін өзгерген, объекттер бойынша орташа
қысым – 10 МПа.
2 объект – орта карбон шегінде кеніштің газконденсатты бөлігінде
ұштастырылған. Бұл кеніштің коллекторлық қасиеттері бойынша анағұрлым
біртекті бөлігі. Қабат флюидтері шектік жағдайға жақын сипатта болады.
Қабат қысымының конденсация басталуының орташа қысымынан артуы 7 МПа
құрайды.
3 объект – таскөмір және жоғарғы девон шөгінділеріне ұштастырылған
мұнай жиегі.
Объектіні игеру жеке ұңғыма торларымен жобаланған. 1 объект үшін
рифтің еркін бөлігінде айдау ұңғымаларының қатарын және оның екі жағында
пайдалану ұңғымаларын орналастыру ойластырылған. 2 объектіні игеру үшін
ұңғыманы орналастырудың алаңдық жеті нүктелік жүйесі жоспарланған. Айдау
ұңғымалары бастапқы уақытта пайдалану ұңғымалары ретінде жұмыс жасайды,
сондықтан ұңғымалар торын тығыз орналастыруға болады. Сондай-ақ 3 объет
үшін де алаңдық жеті нүктелік жеке ұңғымалар торы жоспарланған. Бірақ 1
және 3 объектілеріндегі кеніштердің қалыңдығы елеусіз бөліктенуде және
өнімді шөгінділерден үлкен қуатты ағындар жағдайын зерттеу үшін, кейбір
ұңғымалармен 1 және3 объектілерді бірге, ал ұңғымалардың басым бөлігімен 2
және 3 объектілердің ашылған барлық қимасын пайдалану болжанған.
2.2 Қарашығанақ мұнай газ конденсат кен орнында ұңғымаларды пайдалану
барысындағы қиындықтар
2.2.1 Тотығу және оны ескерту әдістері
Жоғары күкіртті көмірсутектер, табушы ұңғымалардың өнімі болып табылады
және Қарашығанақ кенішінің жұмысшы ортасында мұнай және газ өндіруде,
тотығу-басқыншылық құрамдас бөліктері : күкіртсутек, меркаптан, көмірқышқыл
газ, механикалық қоспаларын ұстайды. Сонымен қатар, тазалауға арналған
қолданылатын амин ертінді қышқыл газы және қышқыл сулары да тотығу-
белсенділікті болып табылады. Құбыр өткізу байланысы салынған топырақ,
маңызды тотығу басқыншылығын көрсетеді.
Төменде көрсетілген 8 және 9 кестелерде, табылатын өнімнің кейбір
физикалық және химиялық қасиеттері және жұмысшы ортасы тізбеленген.
Мұнайдың қатты белесі (мұнай суспензиясы):
● жинау жүйелерін тазарту бойынша оталаудан кейін балауызды бөліп
шығарады;
● бұрғылау ертінділерінің сазды бөлшектерін;
● ұңғымаларды бітеу өнімдерін (барит және т.б.);
● құм ;
● құбыр және жабдықтар тотығу өнімдерін.
Кесте 2.1
Топтары және жіктері бойынша Т-1 ұңғымада күкірт ұстау
Жалпы Күкірт ұстау
Жіктері күкірттіңМеркаптан % Дисульфид Сульфид Қалдық
% салмағыжалпыдан % жалпыдан % жалпыдан % жалпыдан
Мұнай 0,77 11,73 17,84 40,37 30,06
90 - 120 оС 0,085 51,40 33,80 14,80 -
120 - 150 оС0,094 29,63 60,90 9,50 -
150 - 200 оС0,256 23,06 28,46 25,93 22,55
200 - 250 оС0,308 2,55 12,88 37,61 46,96
250 - 300 оС0,547 0,43 3,65 38,90 57,02
300 - 350 оС1,077 0,33 1,88 42,04 55,75
350 – 400 оС1,864 0,24 1,00 43,16 55,60
Кесте 2.2
Қойнауқаттық судың қасиеті
Параметрлері Мағынасы
Тығыздығы, кгм3 1,17
РН 3 – 6
2.2 кестенің жалғасы
Химиялық құрамы, мгл
Cl 141283,0
SO4 5147,0
HCO3 6022,0
CO3 1680,0
Ca 5110,0
Na + K 91771,0
Анион және катиондары 251213,0
H2S 4000,0
Топырақ сипаттамалары :
● тотығушылығы ;
● лайлы, сорлы ;
● қатып қалу тереңдігі : 1,2 м.
Үгілу түрлері.
Күкірт сутегі (Н2() ең басқыншылықты үгілуші агенті болуы мүмкін.
Үйлестіруде күкірт сутегі сұйық түрде дербес сумен үгілушілік қиратулардың
келесі түрлерін жасайды :
● күшпенен күкірт сутек жарылуын ;
● сутекті жарылуын ;
Үйлестіру күкірт сутегі СО2 –мен және сумен қарқынды жалпы үгілушілік
себебімен мүмкін болады
Мұнай газ кәсіпшілігінің жабдықтарын коррозиядан қорғаудың
неғұрлым тиімді әдістеріне коррозия ингибиторларын қолданып қораудың
әдістері жатады. Бұл қорғаныс пайдалану жабдықтарының жоғары сенімділігі
сақталатын деңгейге дейін ингибиторлардың коррозиялық үрдістерді басу
қасиетіне негізделген. Агрессивті ортаның әрбір түрі үшін өзіндік
коррозия ингибиторларын таңдау керек. Қарашығанақ кен орнында коррозиямен
күресудің негізгі әдісі ингибиторлық қорғаныс болып табылады.
Қарашығанақ кен орнының 5 жыл ішіндегі негізгі коррозия
ингибиторларын енгізу көлемінің динамикасы 2.1 – суретте көрсетілген.
Сурет 2.1 Қарашығанақ кен орнының 5 жыл ішіндегі негізгі коррозия
ингибиторларын енгізу көлемінің динамикасы
Айдалған индибитор көлемінің құбырлар жарылысының жиілігіне тәуелділігі
2.2- суретте көрсетілген.
Сурет 2.2 Айдалған индибитор көлемінің құбырлар жарылысының жиілігіне
тәуелділігі
Жыл сайын Мұнай кәсіпшілігінің жабдықтары мен құбырларын
коррозиядан ингибиторлық қорғаудың кешенді бағдарламасы жасалады.
Оған мыналар кіреді: Қарашығанақ кен орнының жағдайына сәйкес келетін
коррозия мен күресудің әдістерін таңдау және неғұрлым тиімді корозия
ингибиторларын іздеу бойынша ғылыми зерттеу жұмыстарын жүргізу;Жаңа
жабдықтармен тиімділігі жоғары технолгияларды игеру. Берілген тақырып
бойынша ғылыми зерттеу жұмыстарының нәтижелері төменде көрсетілген.
Зерттеулер мұнай құбырлары мен мұнай жинау корректорларын қорғауға
арналған неғұрлым тиімді ингибиторларды таңдау, болаттардың коррозиялық
тиімділігіне сыртқы және ішкі факторлар әсерінің дәрежесін анықтау, оларды
қолданудың техникасы мен технологиясы бойынша практикалық кепілдеме беру
мақсатымен орындалады. Тиімді ингибиторларды таңдау еліміздің басқа
аймақтарында ингибиторлардың көп жылдық қолдануын ескеріп өткізілді. Ең
тиімді және табиғаты бойынша жақын, мүмкіндігінше жиі ауыстырылмайтын
реагенттерді таңдау қажет болды. Өйткені соңғысы коррозиялық әсердің
уақытша жоғарылауына әкелуі мүмкін.
Алдын ала зерттеулер ОСТ 39- 099 – 79 бойынша гравиметриялық әдіспен
жүргізілді. Бұл кезде ингибиторлардың конструкциясы 50, 75,100,150,
200,250, 300 немесе 350 мг литр құрайды.
Жалпы коррозиямен ингибиторлардың қорғаныстық әсерінің жылдамдығын
жазық үлгілердің массалық шығыны бойынша есептейді. Болат үлгілердегі
сутекті ВД- 4 вакуумді декриптомерде вакуумді экстракция әдісімен
анықтаған. Сутектену үрдісінің ингибитормен тежелудің тиімділігін мына
формула бойынша есептейді:
Zн = (C0н - Син)С0н * 100%
Мұндағы Сон, Син,- - сәйкесінше коррозиялық ортада және құрамында
ингибиторы бар ортада ұсталған металл үлгідегі сутектің құрамы.
Аз циклді шаршағыштық зерттеулерін күкірт сутекпен қаныққан ортада
NaCl үлгінің таза иілуі кезінде ИН-2 машинасында маркасы К, Д , Л, Е
отандық болатүлгілерімен жүргізді.
Көп циклді коррозиялық шаршағыштық болаттың кедергісін NP үлгілерінің
толық бұзылуға дейінгі циклдер санымен бағаланады. Ингибиторлардың
тиімділігін қорғаныс коэффицентімен бағалайды:
KNp = NирN0p
Мұндағы Nир- ингиберленбеген ортадағы үлгілердің толық бұзылуға
дейінгі циклдер саны; N0р - ингиберленген ортадағы үлгілердің толық
бұзылуға дейінгі циклдер саны.
Коррозиялық жарылуларға қатысты зерттеулерді Л мен Д маркалы отандық
үлгілерге жасады. FORCTER- 1011 қондырғысында болаттың аққыштық шектері
өлшенді. Коррозиялық жарылу кезіндегі созылу кернеуі 0,95 т құрады.
Сызықтық тәеулділіктерді математикалық өңдеу ең шағын квадраттар әдісімен
жүргізілген.
Түрлі температураларда орындалатын коррозиялық зерттеулердің
нәтижелері 2.3- кестеде көрсетілген.
Кесте 2.3
Коррозия ингибиторларының салыстымалы сынағы
Ингибитор Уақыт, сағ Темп, о С Коррозия Тежелу Қорғаныс
жылдамдығы қозғалысы дәрежесі
Ингибиторсыз59 20 0,0155 4,84 -
59 20 0,0032 2,92 79
ВНПП – 1 59 20 0,0053 7,38 66
ВНПП-2 59 20 0,0023 1,76 86
ВНПП-1Н 59 20 0,0088 1,31 43
Мұнайхим-1 59 20 0,0118 2,18 24
Диагазфен-2 59 20 0,0071 3,11 54
Мұнайхим-3 5 40 0,137 1,57 68
Ингибиторсыз5 40 0,044 2,18 36
ВНПП – 1 5 40 0,087 3,11 60
ВНПП-2 5 40 0,055 1,57 36
ВНПП-1Н 5 40 0,087 2,49 17
Мұнайхим-1 5 40 0,0114 1,57 36
Диагазфен-2 5 40 0,088 1,20 49
Мұнайхим-3 5 60 0,312 1,56 28
Ингибиторсыз5 60 0,160 1,95 42
ВНПП – 1 5 60 0.225 1,39 11
ВНПП-2 5 60 0,180 1,73 9
ВНПП-1Н 5 60 0,278 1,1 17
Мұнайхим-1
Бұдан 200 С кезінде ингибиторлардың тиімділігі ВНПП- 1Н ВНПП -1
ВНПП – 2 Мұнай хим – 1 Дигазфен – 2 қатарында төмендейтінін көреміз.
Температураның артуымен ингибиторлар тиімділігінің азаюы байқалады.
Тәжірибелік нәтижелерін математикалық өңдеу жолымен алынған мәліметтер
бойынша зерттелетін ортадағы коррозия кинетикалық бақылаумен өтетіні
көрсетілген. Барлық қолданылатын ингибиторлар коррозия үрдісінің тиімді
белсенділік энергиясын арттырады.
Кесте 2.4
Ст3 белсенділік энергиясының мәні NaCl+H2S (200 мг л)+ керосин
Ингибитор Белсенділік энергиясыБелсенділік Коррозияция
КДж моль энергиясының коэффиценті
өзгерісі КДж моль
Ингибиторсыз 49 - 0,961
ВНПП – 1 68 19 0,980
ВНПП-2 63 13 0,963
ВНПП-1Н 74 25 0.965
Мұнайхим-1 57 8 0,972
Диагазфен-2 53 4 0,966
Мұнайхим-3 59 10 0,967
Зерттелетін қоспалар арасындағы максимальды қорғаныстық әсері бар ВНПП-
1Н пен ВНПП -1 ингибиторлары үшін белсенділік энергиясының үлкен
өзгеріс тән.
Күкірт сутек орталарында қолданылатын ингибиторлар жалпы коррозиямен
қатар сутектену үрдісін тиімді бастыру қажет, сондықтан коррозиялық ортаның
әсерінен кейін сутектік құрамына сараптама өткізіледі. (2.5 – кесте). 200
мг л концентрациясы кезінде ВНПП 1 – 1 ингибиторы едәуір тиімді.
Кесте 2.5
Ингибиторлардың ортадағы NaCl+H2S (200 мг л) сутектенуден
ингибиторлық қорғаныс тиімділігін анықтаудың нәтижелері
Ингибитор Сутек К Z,% ингибитор Сутек К Z,%
құрамы құрамы
см3 кг см3 кг
Ингибиторсыз 13,40 - - Мұнайхим-1 3,94 3,4 70
5,36 2,5 60 Диагазфен-2 5,82 2,3 56
ВНПП – 1 7,05 1,9 47 Мұнайхим-3 12,8 1,1 5
ВНПП-2 3,35 4,0 75
ВНПП-1Н
ВНПП сериялы ингибиторларды мөлшерлеу үшін механикалық жүйелері ағымды
техникасының элементтерімен алмастырылған арнайы ағымды мөлшерлеу
сораптары құрастырылды. Бұл жабдықтар габариттерін қысқартуға және
герметикалық жүйені жасауға мүмкіндік береді.
Қондырғы сұлбасы 2.3- суретте көрсетілген.
Сурет 2.3 Ағынды мөлшерлеу қондырғысының сұлбасы:
1- Төмен қысымды кіріс құбыры; 2-Сорапты станция; 3-Жоғары қысымды шығыс
құбыры; 4- Шығын реттегіші; 5-Жылу алмастырғыш;
6-Ингибитор беру желісі; 7 -Жұмыс камерасы; 8 -Қабылдау камерасы; 9
–Саптама.
Сұйықтығының ағыны сорап станциясын айдау ұңғымаларымен
байланыстыратын жоғары қысымды шығыс құбырынан ағынды сорап саптамасына
беріледі.Ингибиторларды беру желісі жылу алмастырғышпен шығын реттегіш
арқылы ағын сорабының қабылдағыш камерасына жеткізіледі.
Жұмыс сұйықтығы мен ингибитордың ағыны ағын сорабының жұмыс
камерасынан төмен қысымды кіріс құбырына жеткізіледі. ВНПП сериялы
ингбиторларын зерттеген кезде ағынды мөлшерлеу сорабының шығысындағы қысым
0,5 – 3,0 МПа аралығында өзгереді. Ингибиторлардың берілуі 2,0 – 15,0 лсағ
аралығында таңдалады, алайда бұл көрсеткіш 50 ,0 лсағ ұлғайтылуы
мүмкін.
КИНГ ингибиторлық клапан құрылысы 2.4 суреттінде көрсетілген.
КИНГ ингибиторлық клапан ( 9) көтеру құбырларының тізбегімен ұңғымаға
түсіріледі. Ингибитор құбыраралық кеңістіктен корпуска (9) кигізілген
фильтр арқылы ерден (7) шариктен (6) және серіппеден тұратын (5) өтеді.
Екінші клапан (3) және шарик (2) ингибиторды көтергіш құбырларға
өткізеді, алайда егер ингибитор берілмесе керіағысты тоқтатады.
Клапанның ашылу қысымы серпіпенің (5) көмегімен реттейді.
Клапандар жүйесі екі есемен және головкада диаметрге (1) қарсы
орнатылған.
Сурет 2.4 КИНГ ингибиторлық клапан құрылысы
Кесте 2.6
Ингибиторлық клапандардың техникалық сипаттамасы.
Көрсеткіш КИНГ - 75-350 КИНГ -150-140
Жұмыс қысымы, 35 МПа 14
Клапан ашылуының қысым
өзгерісі, МПа
Минимум 0,5 0,5
Максимум 5,0 5,0
Өту саңылауының мм 76 150
диаметрі,
Жұмыс ортасының 373 373
максимальды
температурасы, К
Гарбиттік өлшемдері, мм
Диаметрі 125 220
Ұзындығы 995 475
Масса, кг 14,5 45,0
Жабдықтарды қорғау бойынша өндіру жүйелерінің өлшемдері.
Өндіру жүйесіндегі шамалармен үгілушілік қиратуларды ескертумен,
басқыншылық құрамдас бөліктерді шақырумен, жоғары күкіртті газда
ұстаушылармен болады :
● үгілушілікке қарсы атқару және ұңғымалардың жер асты жабдықтау
катодтық қорғанышы ;
● табылатын өнім ағымын үгілушілікке қарсы тәртіптік сүйемелдеуі ;
● үгілушіліктің химиялық ингибриттауы ;
● үгілушік-берік жадығаттардан қорытпаларды іріктеп алу ;
● болатты түрлендіру ;
● құбырлардың ішкі жабуы ;
Ұңғыма құрастырмасы және пайдалану бағаналары үгілушілікке қарсы
атқаруда орындалған. НКҚ құбырлары катодтық полярлануымен қорғалынады.
Құбыр сырттық кеңестік жаңа кешендік ингтбмтор (тонна өнімге 17 граммнан)
балауыз бөлініп шығуларын қақпайлайды және үгілушілік ингибиторымен қатар
қызмет етеді. Ұңғымалардың жер асты жабдықтары катодтық полярлану
әдістерімен қорғалынады. Бұдан басқа, құбырлардың металлургиясына үлкен
назар бөлінеді.
Құбырлардың металлургиясында қолданылатын, құбыр қондырғысы және
бөлімдерінің диаметрі, жоғары күкіртті ағымды байланысушылары, сутекті
жарылуларға сезгіштік азаюлары мақсатымен түрлендірілген және жоғары
күкіртті ортадағы жағдайлардағы жұмыстары үшін NACE MR-01-75 талаптарына
сәйкес болады.
Болат металлургиясын іріктеу болат беріктігінің үгілушілік жарылу
құбырына NACE ... 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