Қабаттарды өндіруді талдау
ТР Ғылым және білім министрлігі
Лениногорск мұнай техникумы
ДИПЛОМДЫҚ ЖҰМЫС
Тақырыбы: "Ромашкин кен орнының Батыс Лениногорск алаңы мысалында қабат қысымын ұстап тұру"
Мазмұны
Кіріспе
1. Бастапқы деректер
1.1. Пайдалану объектісінің геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.2. Қабаттың коллекторлық қасиеттері
1.3. Қабат флюидтерінің физикалық-химиялық қасиеттері
1.4. Шоғырдың табиғи режимі
1.5. Мұнай қорлары
2. Ағымдағы жай-күйін талдау әзірлеу
2.1. Игерудің технологиялық көрсеткіштерінің сипаттамасы
2.2. Ұңғымалар қорларының және ағымдағы дебиттердің сипаттамасы
2.3.Қабаттарды өндіруді талдау
2.4.Әзірлеу процесін бақылаудағы іс-шаралар
3. Технологиялық бөлім
3.1. ППД жүйесінің ағымдағы жай-күйін талдау
3.1.1.Батыс-Лениногорск алаңындағы су басудың қолданыстағы жүйесі
3.1.2.ППД сумен жабдықтау жүйесінің көздері
3.1.3. ППД үшін қабаттарға айдалатын суға қойылатын заманауи талаптар
3.1.4. Су өткізгіштерді коррозиядан қорғау
3.1.5. Айдау ұңғымаларын зерттеу
3.2. Батыс-Лениногорск алаңындағы қолданыстағы ППД жүйесін талдау
3.2.1. Батыс-Лениногор алаңында өнімділігі аз жеке сорғыларды енгізуді талдау
3.2.2. Айдау ұңғымасына суды айдауға арналған жеке сорғыларды енгізуді талдау
3.2.3. Сорғылардың арынды сипаттамаларын реттеу (штуцирлеу, әртүрлі қысымды сорғылар мен ұңғымалар бойынша су таратқыштарды "тігу").
3.2.4.Каскадты Су дайындау технологиясын іске асыру
3.2.5."Лениногоскнефть" МГӨБ-де өнімділігі төмен сорғыларды және жеке сорғыларды дамыту перспективалары
3.2.6. Қорытындылар мен ұсыныстар
4. Есептеу бөлігі
4.1. Батыс-Лениногорск алаңының жоғары қысымды учаскесінде айдамалау ұңғымаларының қабылдағыштығын есептеу
4.2. Құбырдағы және ұңғымадағы қысымның жоғалуын есептеу
5. Еңбекті қорғау және өртке қарсы қорғау
5.1. ППД кезіндегі қауіпсіздік техникасы және еңбекті қорғау
6. Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау
6.1. Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау жөніндегі іс-шаралар
Кіріспе
Татарстан Республикасының негізгі кен орындары өнімнің жоғары сулануымен, мұнай өндіру деңгейінің табиғи төмендеуімен сипатталатын игерудің кеш кезеңіне өтті. Бұл кезеңде ұзақ уақыт бойы (20-25 жыл) қол жеткізілген деңгейде мұнай өндіру деңгейін тұрақтандыру міндеті қойылады. Бұл міндет республиканың барлық ресурстарын, оның ішінде қиын алынатын қорлары бар кен орындарын игеруге қосуды талап етеді, Ромашкин кен орнының Батыс Лениногор алаңы осындай кен орындарының бірі болып табылады. Бұл алаңды дәстүрлі әдістермен пайдалану тиімсіз. Бұл жұмыста мұнай өндіру коэффициентін арттырудың жаңа әдістерін әзірлеудің қолданыстағы жаңа технологияларын таңдасаңыз, кен орнының қалай тиімді болатындығын көрсетуге әрекет жасалады.
1. БАСТАПҚЫ ДЕРЕКТЕР
1.1 Негізгі пайдалану объектісінің геологиялық құрылымының сипаттамасы
Батыс Лениногор алаңы Ромашкин мұнай кен орнының оңтүстік бөлігінде орналасқан. Ауданның бөлімі Девон көмір және Пермь палеозой жүйелерінің шөгінділерімен ұсынылған. Батыс-Ленинград алаңын игеруді жобалау ғылыми-зерттеу институтында 1954 жылы орын алды. 1968 жылы Батыс-Лениногор алаңы дербес игеру объектісі болып бөлінді, онда тек Батыс-Лениногор алаңы үшін қорлар есептелді. Осы жобада 6-7 жыл бойы сақтай отырып, мұнай өндірудің ең жоғары деңгейі 3,4 млн.т. көзделген. Іс жүзінде өндірудің максималды деңгейіне 1971 жылы қол жеткізілді және 3,89 млн. тоннаны құрады.қабылданған игеру нұсқасында аумақты одан әрі дамытудың бірқатар шаралары қарастырылған: Ұңғымаларды бұрғылау, фокустық су тасқыны, 90 атмосфераның жұмыс қысымын төмендету, жоғарғы қабаттар үшін айдау қысымын 18-20 МПа-ға дейін арттыру, резервтік мүмкіндіктерді арттыру 100.
Батыс Лениногор алаңы Ромашкин кен орнының оңтүстігінде орналасқан. Солтүстікте алаң Оңтүстік-Ромашкинскі, батысында Шығыс-Лениногор алаңдарымен түйіседі.
Географиялық тұрғыдан алғанда Батыс Лениногор алаңы көптеген қырлары мен белдемдері бар ойлы-қырлы жер. Абсолютті белгілер 100-ден 250 метрге дейін. Үлкен алаңның бір бөлігі тиеді, орман алқаптары.
Ауданның климаты шұғыл континентті. Қатты боран мен ыстық жазы бар қатал, суық қыс.Желдің басым бағыты - оңтүстік-батыс. Ең суық ай - қаңтар, орташа айлық температурасы-13,7-14,4 с.с. Ең жылы ай - шілде 18-19 бірге. Температураның абсолютті минимумы кейбір жылдары-49 С-қа дейін жетеді. Максималды жаз - 38С. Жауын-шашынның ең көп мөлшері маусым айында түседі (60 мм-ге дейін). Ең азы(17 мм-ге дейін ). Найзағай қызметі жылына 40-тан 60 минутқа дейін.
Игерудің негізгі объектісі D1 горизонтының жартысына жуығы терригендік коллекторлармен шектелген мұнай қорлары болып табылады, олар екі топтан тұрады: өткізгіштігі 0,100 мкм2 - ден асатын жоғары өнімді және өткізгіштігі 0,30-0,100 мкм2 болатын өнімділігі аз. Өз кезегінде, бірінші топ аясында көлемі 2% - дан аз және одан да көп коллекторлар бөлінді. Осылайша, D1 дамыту объектісі әртүрлі сүзгілеу сипаттамалары бар үш түрлі тау жыныстарының жиынтығы болып табылады, олар құрылыстың үзіліссіз сипатына ие, коллекторлардың бір түрін екіншісіне ауыстырумен, сондай - ақ оларды коллекторлармен толық ауыстырумен көрінеді.
Коллекторлардың фациальды құрамы құмды фракциялардың гомодисперсті алевролиттерінен өзгереді.
Сурет 1. Ромашкин кен орнының Д1 горизонтын суландыру схемалары бар алаңдарды орналастыру
I - Д1 көкжиегі шоғырының контуры; II - кесу сызықтары; III, V-алаңдардың шекаралары; IV-алаңдардағы су басу ошақтары.
Алаңдар: 1 - Миннибаевская, 2 - Абдрахмановская, 3 - Павловская, 4 - Зеленогорская, 5 - Оңтүстік Ромашкинская, 6-Зай - Қаратай, 7-Альметьевская, 8 - Солтүстік Альметьевская, 9 - Алькеевская, 10-Шығыс Сулеевская, 11 - Солтүстік Азнакаевская, 12 - Орталық Азнакаевская, 13-Оңтүстік Азнакаевская, 14 - Чишминская, 15-Березовская, 16 - Ташлияр, 17-Батыс - Лениногор, 18-Куакбаш, 19 - Холмовская, 20 - Кармалин, 21 - Оңтүстік, 22 - Шығыс-Лениногор, 23 - Сармановская, 24 - Орал.
Площадный-төменгі площадтың жоғарғы бумасының көзге көрінетін құрылымы туралы қазіргі түсінік ауданның үздіксіз бұрғылау процесінде өзгерген жоқ.
Бөлінген блоктар тау жыныстарының тойилина тобының өкілдігі бойынша бірдей емес. Салыстыру үшін осы топтардың әр блок ішіндегі қабаттар бойынша таралу аудандарын салыстыру нәтижелері келтірілген. Тұтастай алғанда, резервуарда да, блоктарда да коллектордың үлесі жоғарыдан төменге қарай артады. Екінші және үшінші блоктардағы "а" қабаты жалпы заңдылықтан түседі, әр жағдайда коллектордың үлесі " б "пакетінің төменгі қабаттарынан жоғары болады.
Ұқсас үлгі жоғары өнімді сазды емес коллекторлардан, бірақ қабаттардың әр түрлі өкілдігімен байқалады.
Әрине, тау жыныстарының түзілуінің әр түрлі дәрежесі мұнай қорларын өндірудің жай-күйін анықтайтын негізгі дәлелдердің бірі болып табылады. Бұл сонымен қатар блоктар бойынша қорларды өндірудің маңызды себептерінің бірі екені анық.
D1 горизонтының көптеген қабаттық құрылымына байланысты әр түрлі графикалық деңгейлерде орналасқан коллекторлардың әртүрлі топтарымен ұсынылған қабаттардың әртүрлі комбинациясымен кважинс кесінділерінің көп пайда болуы айқын болады. Ұңғымалар бойынша барлық кесінділерді өңдеу нәтижесінде олар 1-ден 6 қабатқа дейін өкілдікпен 6 түрге жүйеленген. Сонымен қатар, түрлердің әрқайсысы жоғары және өнімділігі төмен коллекторларды біріктірудің мүмкін нұсқалары тұрғысынан қарастырылды. Бөлінген типтер шеңберінде С тіліктері объектіні салуға олардың қатысу үлесімен типтерге топтастырылған.
D1 горизонтының геологиялық құрылымының ерекшеліктерін зерттеу барысында қабаттар арасындағы шамалитологиялық байланыс бағаланды. Жоғарыда келтірілген мәліметтерден және басқа көрші аудандармен салыстырғанда, қабаттар бір-бірінен айтарлықтай ерекшеленеді деп нақты айтуға болады. Басқа аудандардағыдай," б1 "және" б2 "-41%;" г1 "және" г2 " - 34% қабаттарының арасында салыстырмалы түрде жоғары байланыс байқалады және қалған қабаттардың арасында біршама аз байланыс бар. Бір жағынан, бірігу аймақтарының болуы су басудың табиғи ошақтарының пайда болуына ықпал ететіні белгілі, бұл мұнай қорларын өндіруді қарқындатуға ықпал етеді. Екінші жағынан, жеткілікті оқшаулау резервуарлардың дамуға дифференциалды қосылуын тиімді пайдалануға ықпал етеді. Осыған байланысты бұл аймақ көршілес Оңтүстік Ромашкин алаңынан жақсы ерекшеленеді.
1.2 Қабаттардың коллекторлық қасиеттері
Қазіргі уақытта ауданды дамыту таңдалған блоктарды ескере отырып жүзеге асырылатындықтан, қалыңдығын, сыйымдылық-сүзу қасиеттерін, қанықтылығын анықтау нәтижелері, сондай-ақ осы параметрлердің өзгергіштігін бағалау қорытындыланады. Жалпы алғанда, блоктар бойынша D1 горизонтының өнімді шөгінділері қарастырылған параметрлер бойынша ерекшеленбейді, екінші блоктың коллекторларының орташа өткізгіштігі 0,492 мкм2, ал бірінші және үшінші 0,387 және 0,379 мкм2 сәйкесінше. Бұл тұқым топтарының өкілдігіне сәйкес әр түрлі өндіріс көлемімен түсіндіріледі.
Сондай-ақ, коллекторлардың сүзу қасиеттерінің жоғарыдан төменге қарай ұлғаюын атап өткен жөн. Тағы да, бұл жоғарыда аталған себептерге байланысты. Коллекторлық топтар арасындағы бірдей параметрлерді салыстырудың мағынасы жоқ екені анық. Селье оларды резервуарларды бір-бірімен салыстыру кезінде коллекторлар тобының ішінде көрнекі түрде қарастырады.
Сонымен, жоғары өнімді сазды емес коллекторлармен ұсынылған қабаттардың орташа қалыңдығы" B1 "қабаты бойынша 2,6-дан 3,8 м-ге дейін өзгереді. Бұл жағдайда орташа мәндердің өзгергіштік параметрі 0,43-0,53 құрайды. Қойнауқаттағы мұнай қанықтылығының орташа мәні шамалы ерекшеленеді. Сүзгілеу қасиеттері бойынша қабаттардың айтарлықтай айырмашылығына назар аудару керек. Жоғарыда келтірілген мәліметтерден көруге болады:" G1 "қабатының өткізгіштігі 0,666 мкм2, ал" B3 " қабатының өткізгіштігі 0,939 мкм2 құрайды, бұл тау жыныстарының орташа өткізгіштігі 0,76 мкм2 құрайды.
Жоғары өнімді және аз өнімді сазды қабаттардың коллекторлық қасиеттері жоғарыда сипатталған топқа қарағанда біртекті. Кеуектілік, мұнай қанықтылығы параметрлерінің абсолютті мәндері, сондай-ақ топтар ішіндегі қабаттардың қалыңдығы топтар арасындағы мәндерге қарағанда аз ерекшеленеді. Коллекторлық топтар, оның ішінде бұрын қарастырылғандары да сүзу қасиеттері бойынша айтарлықтай ерекшеленеді. Өнімділігі жоғары коллекторлар шегінде саздылығы 2% - дан кем қаттар саздылығы 2% - дан астам қаттардан 2 есе жоғары. Аз өнімді коллекторлардың өткізгіштігі сазға қарағанда 5 есе аз.
Осылайша, жүргізілген геологиялық негіздеме қабаттың жоғарғы қорабының жоғары өнімді сазды емес коллекторлары екінші блокта жақсы дамығанын көрсетті. Үшінші блокта сазды өнімділігі жоғары Категория басым. Төменгі бума қабаттарының ішінен " г2 " қабаты, мысалы, бірінші блокта ауданның 92% - ын құрайтын сазды емес жоғары өнімді коллекторлардың ең үлкен өкілдігімен ерекшеленеді.
Сазды жоғары өнімді коллекторлардың үлесі болмашы және ең жоғарғы шамасы (7%)" в "қабаты бойынша байқалады. Үшінші блокта өнімділігі төмен коллекторлар көп кездеседі.
Таңдалған топтар шеңберіндегі өнімді қабаттар коллекторлық қасиеттері бойынша, сондай-ақ қалыңдығы бойынша айтарлықтай ерекшеленбейді, бұл резервардағы мұнай қорларын өндіруді талдау кезінде оларды тең жағдайға қоюға мүмкіндік береді.
1.3 Қабат флюидтерінің физикалық-химиялық қасиеттері
Қойнауқаттық және газсыздандырылған мұнай мен ілеспе газдардың физикалық-химиялық қасиеттерін зерттеу "ТатНИПИнефть" институтында және "Лениногорскнефть" МГӨБ зертханаларында жүргізілді.
Қаттық мұнай УПН-2миасм-30 қондырғыларында зерттелді; газсыздандыру кезінде мұнайдан бөлінген газ ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8мд аппараттарында талданды. Жер үсті мұнайлары бар МЕМСТ-та зерттелді.
Өнімді горизонттағы мұнай аз күкірт тобына жатады. Дифференциалды газсыздандыру кезіндегі зерттеу нәтижелері мен газдың компоненттік құрамы келесі бетте келтірілген.
Қойнауқаттық мұнайдың қасиеттері
Газбен қанығу қысымы, МПа 4,8-9,3
Газ құрамы, %52,2-66,2
Жиынтық газ факторы,50,0
Тығыздығы, кг м3768, 0-818, 0
Тұтқырлығы, мПа с2, 4-10, 4
Көлемдік коэффициент
Дифференциалды газсыздандыру 1, 128-1, 196
Газсыздандырылған мұнайдың тығыздығы, кгм 3795,0-879,0
Газдың компоненттік құрамы
Азот + сирек
Оның ішінде гелий, %10,36
Метан, %39,64
Этан, %22,28
Пропан, %18,93
Изобутан, %1,74
Н.Бутан, %4,36
Изопентан, %0,67
Н.Пентан, %0,65
Гексан, %0,46
Күкіртсутегі, %0,02
Көмірқышқыл газы, %0,89
Газдың тығыздығы,кг\м31, 2398
Қойнауқаттық сулар өзінің химиялық құрамы бойынша жалпы минералдануы 252 - 280 г л хлор - кальций типтес тұздықтар, орташа 270 г л.ионды-тұзды құрамда хлоридтер (орташа 168 г л )және натрий( 70,8 г л) басым. Судың тығыздығы орта есеппен 1,186 г\см3 , тұтқырлығы 1,9 мПа с. Жер асты суларының газбен қанықтылығы 0,248-0, 368м3 м3, мұнай шоғырларынан алыстаған сайын төмендейді. Суда еріген газдың құрамында метан басым болады.
1.4 Шоғырдың Табиғи режимі
Кен орнының энергетикалық жағдайы оның даму қарқынын және мұнай мен газды өндірудің толықтығын шектейтін негізгі фактор болып табылады. Сондықтан, даму процесінде басым энергия түрін сипаттау үшін резервуардың жұмыс режимі ұғымы енгізілді.
Батыс-Лениногор алаңын пайдалану су тегеурінді және серпімді су тегеурінді режимде жүргізіледі.
Су қысымы жағдайында негізгі қозғаушы күш - бұл шекті сулар мен плантациялық сулардың қысымы. Су режимі кен орнының сулы аймағы жер бетімен байланысқан кезде және үнемі жаңбыр мен еріген сулармен толтырылған кезде көрінеді. Резервуардың бетіне шығатын жері немесе оны сумен толтыру аймақ немесе қуат тізбегі деп аталады. Қуат аймағы резервуардың қанықпаған бөлігінен жүздеген шақырым қашықтықта болуы мүмкін. Қойнауқаттың сулы бөлігін қоректену аймағы арқылы тұрақты толықтыру қорек тізбегінде келтірілген қойнауқаттық қысымның тұрақтылығын қамтамасыз етеді, оның мұнайға қаныққан бөлігімен гидродинамикалық байланысы жақсы болғанда бұл шоғырды игеру үшін неғұрлым қолайлы жағдай жасайды. Кен орнын игерудің бастапқы кезеңінде мұнайды таңдау резервуардың мұнай бөлігіндегі қысымның біршама төмендеуіне әкеледі.
Қуат тізбегіндегі және таңдау аймағындағы қысым арасындағы айырмашылық судың қозғалысын тудырады, оның мұнай бөлігіне түсуі ондағы қысымды тұрақтандырады. Ол су ағыны резервуардан сұйықтықтың алынуын толығымен өтейтін деңгейде орнатылады. Қойнауқаттағы қысым төмендеген кезде көлем бірлігіне жатқызылған тау жынысы мен сұйықтықтың серпімді өзгерістері елеусіз болады. Бірақ егер резервуардың көлемі және оны сумен қамтамасыз ететін су жүйесі үлкен болуы мүмкін екенін ескерсек, онда Сұйықтықтар мен газдар жыныстарының серпімді энергиясы мұнайдың мұнай ұңғымаларының түбіне жылжуын анықтайтын маңызды фактор болуы мүмкін.
Қысымның төмендеуі неғұрлым үлкен болса, сұйықтықтың үлкен массалары ұңғымаларға қарай серпімді қозғалысқа қатысады. Ұңғымалардың түбіне жақын жерде пайда болған депрессия аймағы үнемі бүкіл кен орнына және оның шектеріне таралады, бұл массаның серпімді кеңеюіне әкеледі
сұйықтық-алдымен мұнай, содан кейін су, мұнайды ығыстырып, алмастырады.
Серпімді су-қысым режимінің негізгі белгісі пайдаланудың бастапқы кезеңінде қабат қысымының айтарлықтай төмендеуі болып табылады. Болашақта сұйықтықты үнемі таңдау кезінде құлау қарқыны баяулайды. Бұл қысымның төмендеу аймағы уақыт өте келе резервуардың барлық үлкен аудандарын қамтитындығымен және сұйықтықтың бірдей ағынын қамтамасыз ету үшін қысымның бастапқы кезеңге қарағанда аз мөлшерге төмендеуі жеткілікті.
1.5 Мұнай қорлары
1.01.02 ж. жағдай бойынша Батыс-Лениногор алаңының Д1 көкжиегінің өнімді қабатынан 73,599 млн.т. мұнай немесе бастапқы алынатын қорлардың 89,7% - ы іріктеп алынды. Мұнай өндірудің ағымдағы коэффициенті-0,498. Мұнаймен бірге 156,8 млн. т. су алынды. Өндірілетін өнімнің орташа сулануы әзірлеу кезеңінде 68,9% - ды құрады. Су-мұнай факторы-1,76.
2002 жылы алаңнан 420 мың тонна мұнай алынды. Мұнайды іріктеу қарқыны бастапқы қорлардың 0,6% - ын және шығарылатын қорлардың 3,48% - ын құрады. Мұнаймен бірге 3046 мың т. су алынды. Өндірілетін өнімнің сулануы 86,8% - ға тең. Жұмыс істеп тұрған өндіру ұңғымаларының қоры 364 құрады, оның ішінде 14 ұңғыма жұмыс істемейді. Мұнай бойынша бір ұңғыманың орташа тәуліктік дебиті тәулігіне 3,6 т-ға тең., сұйықтық бойынша тәулігіне 27,3 т. Жылдық су-мұнай факторы-6,6. Іріктеу аймағындағы орташа қабат қысымы және өндіруші ұңғымалардың кенжар қысымы 16,0 және 9,6 Мпа құрайды.
2. ДАМУДЫҢ АҒЫМДАҒЫ ЖАҒДАЙЫН ТАЛДАУ
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштерінің сипаттамасы
1.01.02 ж. жағдай бойынша Батыс-Лениногор алаңының Д1 көкжиегінің өнімді қабатынан 73,599 млн.т. мұнай немесе бастапқы алынатын қорлардың 89,7% - ы іріктеп алынды. Мұнай өндірудің ағымдағы коэффициенті-0,498. Мұнаймен бірге 156,8 млн. т. су алынды. Өндірілетін өнімнің орташа сулануы әзірлеу кезеңінде 68,9% - ды құрады. Су-мұнай факторы-1,76.
2002 жылы алаңнан 420 мың тонна мұнай алынды. Мұнайды іріктеу қарқыны бастапқы қорлардың 0,6% - ын және шығарылатын қорлардың 3,48% - ын құрады. Мұнаймен бірге 3046 мың т. су алынды. Өндірілетін өнімнің сулануы 86,8% - ға тең. Жұмыс істеп тұрған өндіру ұңғымаларының қоры 364 құрады, оның ішінде 14 ұңғыма әрекетсіз. Мұнай бойынша орташа тәуліктік дебитодты ұңғыма тәулігіне 3,6 т-ға тең., сұйықтық бойынша тәулігіне 27,3 т. Жылдық су-мұнай факторы-6,6. Іріктеу аймағындағы орташа қабат қысымы және өндіруші ұңғымалардың кенжар қысымы 16,0 және 9,6 Мпа құрайды. Өнімді қабаттарға алдымен 209298 млн. м3 су, қойнауқаттық жағдайда сұйықтық алу өтемі 109,1% - ды құрады. 1.01.02 ж. қор айдау ұңғымасы 155-ке тең, оның 21-і технологиялық себептерге байланысты тоқтатылған. 3,893 млн. т. мұнайды максималды өндіруге 1971 жылы қол жеткізілді.өндіру 3-3,9 млн. т. 10 жыл бойы сақталды. 1972 жылдан бастап мұнай өндірудің тұрақты төмендеуі және 1986 жылға дейін суландырудың өсуі байқалды. 1997 жылы мұнай өндіру қол жеткізілген максимуммен салыстырғанда 8,5 есе аз болды. Қазіргі уақытта мұнай өндірісінің төмендеу қарқыны төмендеп, аудан дамудың 4-ші кезеңіне өтті. Сұйықтықты өндірудің максималды деңгейі шамамен 8,0 млн. т. 10 жыл бойы сақталды, соңғы жылдары ол тез төмендеді.
2.2 Ұңғымалар қорларының және ағымдағы дебиттердің сипаттамасы
Екінші блок алаңның орталық бөлігінде орналасқан. Талдау күніне ұңғымалардың жұмысы бойынша жинақталған мұнай өндіру 24,234 млн.т. немесе бастапқы алынатын қорлардың 96,2% - ын құрады. Мұнай өндірудің ағымдағы коэффициенті-0,469. Мұнаймен бірге 46,475 млн. т. су алынды. Өндірілетін өнімнің орташа сулануы 82,9% - ды құрады. Су-мұнай факторы-1,90. Өндірудің ең жоғары деңгейіне 1971 - 1972 жылдары бастапқы алынатын қорлардың 6,5% - ын іріктеу қарқыны кезінде 1,4 млн.т мөлшерінде қол жеткізілді. 1991 жылы 117 мың тонна іріктелді(темп0,5% төмен). Өнімнің орташа жылдық сулануы 82,8% құрады, айдау арқылы сұйықтықты алудың өтемақысы: ағымдағы - 106,9 %, бірінші игеру - 105,8%. 1.01.2003 ж. жағдай бойынша 919 ұңғыма бұрғыланды, оның ішінде 659 - пайдаланушылық 217-айдағыш, 12-арнайы және 31-дублер .
Есепті жылы 4 ұңғыма бұрғыланды , оның ішінде 3 ұңғыма айдамалау санаты бойынша, 1 ұңғыма мұнай санаты бойынша бұрғыланды.
Мұнайға 3 ұңғыма енгізілді (39484, 39485-айдау., 39486-экспл.) 39487 ұңғыма айдамалау үшін игерілген.
Мұнай өндіруді арттыру мақсатында Ұңғымаларды бұрғылау қоры үнемі жаңарып отырады. Өз мақсатын орындаған немесе техникалық жарамсыз ұңғымалар пьезометриялық ұңғымаларға, консервацияға және ликвидацияға кетеді.
Санитарлық-қорғау аймақтарында ұңғыманың бір бөлігі, ал оларды ауыстыру үшін СҚА шегінен тыс бұрғыланған ұңғымалар тұрғызылды. Рентабельді емес жоғары суландырылған ұңғымалар мерзімді іске қосу арқылы" уақытша консервациялау"санатына ауыстырылады.
№ 1 кесте. Бұрғыланған ұңғымалар қорының сипаттамасы
Қордың толық жазылуы
1.01.2002ж.
1.01.2003ж.
1. Мұнай беру, барлығы сағ.іш. айдамалау
а) фонтан сағ.іш. айдамалау.
б) ЭЦН сағ.іш. айдамалау.
в) СКН сағ.іш. айдамалау .
2. Әрекетсіз қор сағ.іш. айдамалау
3. Игерілген йодид. игеру сағ.іш. айдамалау.
4. Пайдалану қоры сағ.іш. айдамалау.
34759
-
573
28956
326
22
37965
32858
-
501
27857
568
-
38466
5.Техникалық су беру.
6. Айдау қоры.
а) жүктеу астында сағ.іш. қалд. техник бойынша. себептері.
б) айдаудан кейін әрекетсіздікте.
в) бұрғылаудан кейін игеруді күту.
г) күту игерілген. мұнайға пайдаланғаннан кейін.
7. Бақылау
8. Пьезометриялық
9. Консервацияда
10. Жоюды күту
11. Жойылған сағ.іш.
а) геологиялық себептер бойынша
б) техникалық себептер бойынша
12. Басқа көкжиектерге ауыстырылды
13. Барлығы бұрғыланды
3
203
18049
21
1
1
-
24
30
1
222
165
57
51
915
3
208
19242
15
-
1
-
25
26
1
221
164
57
51
919
Жұмыс істеп тұрған қор 311 ұңғыманы құрайды, барлық Қордың 99,2% - ын құрайтын механикалық ұңғымалардан тұрады. Айдау астында 145 ұңғыма бар, оның 57-сі өндіруші ұңғыманы айдау үшін ауыстырылды. Мұнай бойынша бір ұңғыманың орташа тәуліктік дебиті 3,4 ттәул. Сұйықтық бойынша тәулігіне 23,8 т. 1982 жылмен салыстырғанда мұнай дебиті тәулігіне 11 т төмендеді. Өндіру ұңғымаларының кенжар қысымы 9,8 МПа-ға тең. 1982-2003 жылдар аралығында ол 0,7 МПа-ға төмендеді. Осы кезеңде қойнауқаттық қысым бір деңгейде қалды және 16,7 МПа-ға тең.
2.3 Қабаттарды өндіруді талдау
Блокты әзірлеу басталған сәттен бастап 1959 млн. т. мұнай іріктеп алынды. Бұл бастапқы геологиялық 43,0% және алынатын қорлардың 89,9% - ы. Мұнайды негізгі өндіру жоғары өнімді сазды емес коллекторлардың қорларын дренаждау нәтижесінде жүзеге асырылады, саздан іріктеу 21% - ды, измал өнімділерінен-4% - ды құрайды.
Осы блоктағы Мұнай қабаттарының қорларын өндіру жағдайы көп жағдайда в басқаларға қарағанда жақсы, бұл коллекторлардың барлық санаттары бойынша барлық қабаттарға қатысты. Бұл жерде "ипластының" "бумасының қабаттары бойынша сазды емес коллекторлардың бірінші тобының мұнай қорларын игерудің жоғары дәрежесін атап өткен жөн. Мысалы," б1" табластына алынатын қорлардың 0,3% - ын," в " қабаты бойынша-1,6% - ын іріктеп алу қалды.
"А "," б2 "," б3 "қабаттары бойынша сазды жоғары өнімді коллекторлармен байланысты мұнай қорлары белсенді игеруге тартылған, бұл туралы алынатын қалдық қорлардың салыстырмалы шамасы куәландырады. Қалған қабаттар бойынша айқын артта қалу үрдісі.
"А" қабатынан ауданы бойынша 13,3% мұнай бар. Алдымен қойнауқат бойынша игерулер мұнайдың 71,9% - ын іріктеп алды. Мұнайға 39484, 39485, 39486 ұңғымалары енгізілді. 6028 в, 39477, 39487 ұңғымалары игерілген. Есепті жылы 22 мың тонна өндірілетін мұнай қоры белсенді игеруге тартылды.
"Б1" қабаты ауданы бойынша мұнайдың 10,1% - ын құрайды, мұнайдың жинақталған іріктелуі мұнай түбінің 70,7% - ын құрайды. Мұнайға 39484, 39486 ұңғымалары енгізілді. 39477, 39487 ұңғымалары игерілген. 4 мың тонна өндірілетін мұнай қоры белсенді игеруге тартылды.
"Б2" қойнауқатының 12,9% мұнайдан тұрады. Игерудің басынан бастап алынатын қорлардың 77,8% іріктелді. Мұнайға 39484, 39486 ұңғымалары енгізілді. 6076а, 6304а, 39468, 39487 ұңғымалары суды айдауға игерілді. Қойнауқаттың құрылысы 6025б айдау ұңғымасында жүргізілді, жылына 34 мың тонна өндірілетін мұнай қоры белсенді игеруге тартылды.
"Б3" қойнауқатында мұнайдың 24,1% - ы бар. Алдымен төменгі қабаттың 97,1% - ы алынды. Мұнайға 39485 ұңғымасы енгізілді. Есепті жылы айдау үшін 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487 ұңғымалары игерілді. 6019б өндіру ұңғымасын өшіру жүргізілді. белсенді игеруге жыл ішінде 24 мың тонна өндірілетін мұнай қоры енгізілді.
"В" қойнауқатында мұнайдың 20,6% - ы бар. Жинақталған мұнай іріктеуі попласт қорының 89,8% - ын құрады. Суды айдауға 6076 а ұңғымасы игерілген.
"Г1" қабатының ауданы бойынша 14,9% төмен мұнай бар. Игеру басталғаннан бері қойнауқат бойынша алынатын мұнай қорының 95,9% - ы іріктелді. 39485 Мұнай ұңғымасы іске қосылды.Суландыру салдарынан қойнауқат 6149а, 6144б, 6156а ұңғымаларында ажыратылды.
"Г2+3" қойнауқатында мұнай көлемінің 4,0% - ы бар. Жинақталған іріктеу қойнауқат бойынша қорлардың 99,8% - ын құрайды. Жалпы алғанда, 3078 мың тоннадан тұратын блок бойынша ағымдағы алынатын қорлардың шамамен 50% - ы сазды жоғары өнімді коллекторлармен байланысты, 30% - дан астамы өнімді емес. Осылайша, қорлардың құрылымы олардың айтарлықтай нашарлауына қарай өзгерді және, әрине, барлық технологиялық шешімдер негізінен осы қорларды өндіруге бағытталуы керек.
Жоғары өнімді сазды емес коллекторлардағы мұнайдың қалдық қорлары негізінен жартылай су басу аймақтарымен байланысты және резервуарға әсер етудің белгілі гидродинамикалық әдістерімен алынуы мүмкін.
2.4 Әзірлеу процесін бақылаудағы іс-шаралар
Батыс-Лениногор алаңы төртінші әзірлену сатысында. 1968-1974 жылдар аралығында іріктеу жылына 3,5 - 3,9 млн.т. деңгейінде болды. Осы кезеңде суландыру 18-ден 44,1% - ға дейін көтерілді. Алынатын қорларды іріктеу қарқыны 5,5-тен 4,9% - ға дейін төмендеді. Іріктеудің төмендеуі негізінен судың өсуімен байланысты. Алдымен мұнайдың 80,2% - ы алынды. Ағымдағы мұнай қайтару 0,404 тең. Қойнауқат бойынша жалпы орташа өлшенген қойнауқаттық қысым 16,7 МПа-ға тең. Попластқа сұйықтық өндіру 1955 жылы со196 мың тоннаға дейін өсті. 2002 жылы Т.Алдымен әзірлемелер 46849 мың м3 жүктелді.
Алаңға 3 блок бөлінген. Тәуелсіз даму блоктарын бөлу тау жыныстарының геологиялық құрылымының айырмашылығынан, сондай-ақ әр блоктың даму ерекшеліктерін анықтау үшін оларды егжей-тегжейлі зерттеу қажеттілігінен туындайды.
Өндірістің әртүрлі дәрежесі мен даму қарқындылығы әртүрлі геологиялық құрылымдармен, әртүрлі коллекторлық сипаттамалармен, қорлардың әртүрлі бөліктерімен түсіндіріледі.
Әзірлеуді талдау Батыс - Лениногор алаңының ұңғымаларында сұйықтықты іріктеу 1985 жылға дейін артқанын көрсетті. Ұңғымалардың бір торымен су басуды қолдана отырып, бірнеше табиғи қабаттарды игеру жағдайында ілеспе суды өндірудің өсуіне байланысты сұйықтық алудың артуы табиғи құбылыс екені анық. Қабаттар мен ұңғымалардың үдемелі сулануы кезінде сұйықтық өндіру көлемін ұлғайтпай, объект бойынша мұнайдың жоғары ағымдағы іріктеуін ұстап тұру мүмкін емес. Ұңғыманы пайдалану 98 - 99% суландыру айтарлықтай су көлемін алуды талап етеді, бұл игерудің кеш сатысына тән.
80-жылдардың басында өндіруші ұйымның алдында мұнай өнеркәсібі министрлігі мұнайды ғана емес, сұйықтықты да өндірудің қатаң жоғары жоспарын белгіледі. Көбінесе тиімділікке зиян келтіретін ілеспе су таңдалды, ол мұнайды ығыстыруға қатыспады, сәйкесінше үлкен көлемде резервуарға құйылды, сонымен қатар өндіруші ұңғымалардан мұнай мен суды іріктеуді реттеуге, резервуарларға су айдауға жеткілікті көңіл бөлінбеді.
Ромашкин мұнай кен орнының бірқатар аудандарын игеру нәтижелері соңғы 5-6 жыл ішінде мұнай өндірудің жоғары деңгейіне мұнай өндірудің оңтайлы технологиясын қолдана отырып, өнімді қабаттардан ілеспе суды шамадан тыс жинамай-ақ қол жеткізуге болатындығын көрсетті. Мұнай қабатын оңтайлы өндірудің қолданылатын технологиясының принциптерін Н.Н. Непмеров тұжырымдады. Ұңғымалар торының қашықтығы мен тығыздығын оңтайландыру арқылы ұңғыма аралығын тыңдау және игеру объектілерін кеңейту арқылы әр қабаттың аудан бойынша өндірілуін реттеу мүмкіндігі жасалады. Қойнауқаттық қысымды бастапқы (оңтайлы) деңгейде ұстай отырып және сұйықтықты іріктеу кезінде депрессияның практикалық мәнінен аспай және су айдынын басу репрессиясы кезінде қабаттардың қалыңдығы бойынша ең аз суландырумен біркелкі өңделуі қамтамасыз етіледі.
Батыс-Лениногор алаңында ілеспе су алуды төмендетудің дәстүрлі тәсілдері тиімді қолданылады, мысалы:
Мұнайдың ең төменгі рентабельді дебитіне және өнімнің жоғары сулануына жеткен суландырылған Ұңғымаларды тоқтату.
Ұңғымалардағы су басқан қабаттарды игеруден ажырату.
Ағынды суларды оқшаулау бойынша жұмыстар жүргізу.
Тұрақты емес су басуды қолдану және резервуардағы сұйықтық ағындарының бағытын өзгерту.
Сонымен қатар, қолданыстағы даму режиміне көшу бірқатар ГТМ-мен бірге жүреді:
Су айдауға жыл сайын игерілетін ұңғымалар санының артуы жұмыс істеп тұрған өндіруші және айдаушы ұңғымалардың қатынасынан 4,0-ден 3,0-ге дейін төмендеуіне қол жеткізді.
Жаңа ұңғымаларда тек 1-2 қабатты ашу және тордың тығыздығын оңтайландыру арқылы пайдалану объектілерін кеңейту.
Қыс мезгілінде КСС консервациялаумен стационарлық емес су басуды кеңінен түсінбеу және ППД неғұрлым икемді жүйесін құру.
Осы іс-шаралардың нәтижесінде ілеспе суды өндіру және, тиісінше, резервуарға суды екі есе дерлік айдау қысқартылды, бұл сұйықтықты өндіруге және резервуарларға суды айдауға энергия шығындарының төмендеуіне әкелді.
Жүргізілген есептеулер ілеспе су өндірудің қысқаруын есепке ала отырып, алаңқайдың пайдалану шығындары жылына 2,5 млн. - ға азайғанын көрсетті. Жоғарыда айтылғандардан объектінің дамуын мұқият реттеу арқылы мұнайды резервуардан шығаруға қатыспайтын үлкен су алуды болдырмауға болады деп қорытынды жасауға болады.
Татарстанның көптеген кен орындарын игерудің кеш сатысына жетуіне байланысты соңғы жылдары жоғары су ұңғымаларынан сұйықтықты мәжбүрлі түрде алу көбірек қолданыла бастады. Бұл әдіс мұнай өндірудің төмендеу қарқынын төмендетудің және мұнай өндіру коэффициентін арттыру үшін резервуарлардан мұнай қорларын өндіруді арттырудың бір әдісі болып табылады.
Батыс Лениногор алаңында сұйықтықты үдемелі іріктеудің тиімділігін анықтау мақсатында талдау жүргізілді
сорғыларды кезең-кезеңімен неғұрлым өнімді ұңғымаларға ауыстыру жүргізілген 32 ұңғыманы мәжбүрлеу, яғни сұйықтықты алу қарқыны дәйекті түрде өсті. Сұйықтықты мәжбүрлеп іріктеудің нақты бөлімі жоқ. Осы мақсатта жоғары су ұңғымалары пайдаланылды. Қараудан мәжбүрлі іріктеу жағдайында бір жылдан аз жұмыс істеген ұңғымалар алынып тасталды.
Талдау екі бағыт бойынша жүргізілді.
Бірінші бағыт: мұнайды іріктеудің ағымдағы ұлғаюы тұрғысынан, неғұрлым өнімді сорғы ауыстырылғанға дейін және одан кейін бірдей жұмыс кезеңіндегі (жыл) әрбір ұңғыманың жұмыс көрсеткіштерін салыстыру теріске шығарылды.
21 ұңғымада мұнай өндірудің ұлғаюы, 11 ұңғымада - төмендеу байқалды. Мұнай өндірудің жалпы өсімі 12,7 мың тоннаны құрады. Қосымша өндірілген мұнайдың сулануы-97,7%.
3. ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
3.1 ППД жүйесінің ағымдағы жай-күйін талдау
3.1.1 Батыс-Лениногор алаңындағы су басудың қолданыстағы жүйесі
Мұнай өнеркәсібінің дамуының көптеген онжылдықтарында кен орындарын игеру тек өндіруші Ұңғымаларды бұрғылау және резервуарлық энергияның барлық табиғи түрлерінің ресурстарын пайдалану арқылы олардан мұнай алу арқылы жүзеге асырылды. Қойнауқаттық энергияның сарқылуы және өндіруші ұңғымалардағы кенжарлық қысымның төмендеуі бойынша кен орны кейде қойнауқаттағы мұнайдың бастапқы қорының 25-30% - нан аспайтын кен орнын нөлге дейін түсіріледі.
Дегенмен су - спутник мұнай сәттен бастап оның пайда болуы, суды өндіруші ұңғымаларда ретінде қаралды апаттық жағдайын және ұңғыма тоқтап. Тек 20-шы жылдардың аяғы мен 30-шы жылдардың басында су пайда болған ұңғымалардан көбірек мұнай өндіріліп, сусыз ұңғымаларға қарағанда өндіріс тұрақты болды. 1932 жылы ақад басқарған комиссия. И. М. Губкина контурлы резервуар суларымен қабаттардан мұнайды ығыстыру мүмкіндігі мен тиімділігін анықтады. Табиғи водонапорный режимін әзірлеу мұнай шоғырларының былпризнан неғұрлым тиімді.
30-шы жылдардан бастап мұнай қабатының теориясы, су айдау режимі және ұңғымалардың кедергісі дами бастады. Алайда, мұнайды ығыстыруға және жер бетінен ұңғымалар арқылы резервуарларға суды айдауға жұмсалатын резервуарлық энергияны толтыру идеясы біздің елімізде алғаш рет соғыстан кейінгі жылдары ғана акад басшылығымен ұсынылды және жүзеге асырылды. Жасанды су басу кең таралды. Кен орындарын суландыру арқылы игерілетін кен орындарында қазіргі уақытта мұнай өндірудің жалпы деңгейінің 90% - ға жуығы өндіріледі, қабаттарға жылына 2 млрд.м3 астам айдалады. Мұнай кен орындарын жасанды суландырудың танымалдылығы оның келесі артықшылықтарына байланысты:
- судың қол жетімділігі мен еркіндігі;
- суды айдаудың салыстырмалы қарапайымдылығымен;
- мұнайды сумен ығыстырудың салыстырмалы түрде жоғары тиімділігі.
Бастапқыда су басуды қолдану негізінен кен орнының контурлы бөлігінде орналасқан айдау ұңғымаларына суды айдаумен байланысты болды (су басу). Жаппай су басу принциптері - көп сатылы игеру, айдау, аз су басқан Ұңғымаларды өшіру және басқалары-таралмады.
Су тасқынының дамуы ішкі су тасқыны жүйесін құру болды. Бұл жағдайда кен орны айдамалау ұңғымаларының қатарларымен жеке жолақтарға, блоктарға немесе дербес игеру алаңдарына "кесіледі" және мұнай айдамаланатын сумен ығыстырылады. Алғаш рет игерудің ішкі контурлық жүйесі 1955 жылы Ромашкин кен орнында жасалды.
60-жылдардың басында "Гипровостокнефть" институты контурішілік су басудың блок жүйелерін негіздеді. Бұл жүйелерде мұнай кен орнын оңтайлы мөлшердегі блоктарға кесу қажет, бұл ішкі аймақтардағы мұнай қорларын сақтауды болдырмайды.
Контурға жақын су басқан жағдайда айдау ұңғымалары кен шоғырларының ішінде Мұнайлы сыртқы контурға тікелей жақын орналасады. Ол салыстырмалы түрде тұрақты қабаттарда, жоғары өткізгіштікте және мұнайдың төмен тұтқырлығында мұнай контурларының белгілі позициясы бар шағын кен орындарын (ені 4-5 км-ден аспайды) игеру үшін қолданылады.
Ұңғыманы осьтік кесу кезінде айдау қатары құрылымның ұзын осі бойымен орналастырылады. Осьтік кесу кен орындарының ені 4-5 км-ден асады және әдетте контурлы су басумен біріктіріледі.
Ауданды суландыру әсіресе өткізгіштігі төмен және үзік-үзік қабаттарды өңдеуде тиімді қолданылады.
Су басудың ошақты-селективті жүйесі өнімді қаттардың жоғары гетерогенділігі мен үзілгіштігі бар кен орындарын игеруге арналған. Ромашкин кен орнында төменгі карбонның мұнай кен орындары осы жүйе бойынша жұмыс істейді.
Қатты гетерогенді қабаттарда айдалатын су өткізгіштігі жоғары қабаттар мен аймақтар бойымен тау-кен ұңғымаларына өтіп, өткізгіштігі төмен қабаттарда, аудандарда және т. б. ығыстырылмаған мұнайды қалдырады.-
аз өткізгіш қабаттар мен аймақтар.
Бұл жағдай девонның жоғарғы қабаттарын игеруге енгізе отырып, Батыс Лениногор алаңында байқалады.
Қатыспаған аймақтар мен учаскелерді суландыру арқылы қосымша қамтудың тиімді әдістерінің бірі қабатты гетерогенді өнімді қабаттарды циклдік, стационарлық емес суландыру және біртектес емес қабаттарды созу арқылы ұңғымалар жүйесіне сұйықтық ағындарының бағытын, кинематикасын өзгерту әдісі болуы мүмкін.
Қабаттарға циклдік әсер капиллярлық күштердің көріну сипатын жеңуге, қанықтылықты теңестіруге, яғни гетерогенді қабаттарды суландыру арқылы қамтуды арттыруға көмектеседі.
Батыс Лениногор алаңында ауданды 3 блокқа сызықтық кесуді ошақтық су басумен үйлестіретін аралас әзірлеу жүйесі қалыптасты. Қойнауқаттық қысым ұңғымалардың жалпы айдау Қорымен 7 КСС 135 ұсталады. Айдау қысымы 150-ден 195 кгсм3-ге дейін өзгереді. КСС ағынды мұнайға қаныққан сулармен де, тұщы сумен де қамтамасыз етіледі. Жалпы айдау көлемі шамамен 7500 м3 тәул. Оның 5000 м3тәул.
Айдау қысымын ұстап тұру үшін сорғы қондырғыларының әртүрлі түрлері қолданылады: сериялық CNS-180-ден бастап, Red GNU және CNS-45-1800 өнімділігі төмен сорғыларға дейін. Әзірлеу жүргізілуде негізінен жоғарғы қабаттарының қабаты Д1.
Жақында әлсіз өткізгіш қабаттарды сәтті дамыту үшін жеке суасты сорғы қондырғылары (VECNV) енгізілді. Олар айдау қысымын жоғарылату және дамуға тарту үшін енгізілуде
слабопроницаемых қабаттарының.
Батыс-Лениногор алаңын игеру жүйесі қабаттардың мұнай беруін арттыру үшін химиялық реагенттерді айдауды көздейді.
3.1.2 ППД сумен жабдықтау жүйесінің көздері
Мұнай қабаттарын суландыру үшін көбінесе қолжетімді және оларды мұнай кен орындарына айдауға дайындаудың күрделі әдістерін қажет етпейтін көздер бетіндегі сулар қолданылады. Сонымен, өзендер және басқа да табиғи немесе жасанды Тұщы су қоймалары мұнай кен орындарының қабаттарын суландыру үшін сумен жабдықтау көзі болып табылады. Өзен және теңіз суларымен қатар, таяз сулы қабаттардан жер асты сулары су қабаттарын суландыру үшін қолданылады. Мұнай кен орындарын суландыру кезінде сумен жабдықтаудың ықтимал көздері ретінде мұнай өндіруші кәсіпорындардың сарқынды суларына да елеулі көңіл бөлінеді.
Мұнай өндіруші кәсіпорындардың сарқынды суларын суландыру жүйесінде пайдалану қаттарға айдау үшін тапшы тұщы су шығынын қысқартуға және су айдындарының ластануын болдырмауға мүмкіндік береді. Сонымен қатар, мұнай өндіретін кәсіпорындардың ағынды сулары жоғары температураға ие және беткі кернеуі төмен, сондықтан өзен суларымен салыстырғанда мұнай өндіру қабілетіне ие. И. Г. Мархасин мен И. Ф. Глумовтың айтуынша, ағынды сулар өзен суларына қарағанда кеуекті ортадан шамамен 5% көп мұнай шығарады.
Жоғарыда айтылғандардан өнімді қабаттарды су басқан кезде, ең алдымен, мұнай өндіретін кәсіпорындардың ағынды суларын пайдалану керек. Кейбір жағдайларда тұрмыстық ағынды суларды қолдануға болады.
Мұнай кен орындарына жақын орналасқан мұнай-газ өңдеу зауыттарының сарқынды сулары қабаттарды суландыру көздерін іздестіру тұрғысынан үлкен практикалық қызығушылық тудырады.
3.1.3 ППД үшін қабаттарға айдалатын суға қойылатын заманауи талаптар
Тұщы судың сапасына қойылатын талаптар. Су басу процесін сәтті жүзеге асыру үшін судың сапасына белгілі бір талаптар қойылады. Айдалатын судың құрамындағы механикалық қоспалар мен микроорганизмдер сүзгілеу бетін жабады және айдау ұңғымаларының қабылдау қабілетін төмендетіп, өнімді қабаттың кеуек арналарын тұндырады. Мысалы, сульфатты суды хлоркальций тұздары бар қабаттарға айдау ерімейтін гипс тұнбасының пайда болуына әкеледі:
SO42- + Ca2+ + 2H2O = ↓ CaSO4 :: 2H2O
Күкіртсутек сұйықтығымен қаныққан қабаттарды суландыру үшін құрамында сутегі бар су пайдаланылған жағдайда кеуекті ортада Fes шала тотығы гидратының және элементар күкірттің қатты тұнбасы пайда болуы мүмкін.
Қолданыстағы ережелер мен нұсқауларға сәйкес қабаттарға айдауға арналған судың құрамында 2 мгл артық емес қатты бөлшектер және 0,3 мгл темір болуы керек. Бізде де, шетелде де мұнай кен орындарын суландыру бойынша жинақталған тәжірибе суды тазартудың мұндай терең дәрежесі талап етілмейтінін көрсетеді. Сонымен қатар, бөлшектердің мөлшері маңызды фактор болып табылады, ал олардың мгл - мен көрсетілген мөлшері екінші реттік болып табылады. Суландыруға арналған судың сапасын қаттардың коллекторлық қасиеттерін, қолданылатын суландыру әдісін - контурішілік немесе контурлық және бірқатар басқа факторларды ескере отырып, әрбір нақты кен орны үшін нормалау керек.
Механикалық қоспалардан басқа, айдалатын суда орналасқан әртүрлі микроорганизмдер мен балдырлар өнімді қабаттардың тесіктерін бітеуге белсенді қатысады. Олардың ішіндегі ең қауіптісі-сульфатты төмендететін бактериялар, олардың дамуы мен қызметі көптеген аймақтардың кен орындарында байқалады. Сульфатты төмендететін бактериялардың белсенді белсенділігі резервуарларға су құйылғаннан кейін бір жылдан кейін байқалады. Сонымен қатар, бактериялар 100 мгл дейін күкіртсутекті түзе отырып, айдалатын судағы сульфаттарды толығымен қалпына келтіре алады.
Кен орнына құйылған Тұщы су кейде тау жыныстарының құрамына кіретін сазды материалдардың ісінуіне байланысты қабаттардың коллекторлық қасиеттерінің нашарлауының басты себебі болып табылады. Маңызды боладыеглинпластецел қолдануға боладыүшін күн
таза және минералданған сулар, олар іс жүзінде саздың ісінуіне әкелмейді, сондықтан айдау ұңғымаларының қабылдағыштығын төмендетпейді.
Айдау ұңғымаларының қабылдағыштығының төмендеуі, сонымен қатар, резервуарға су сорылатын құбырлардың коррозия өнімдерімен қабат тесіктерін коллатациялаудан туындайды. Резервуарға Су дайындау және айдау кезінде құбыр металының химиялық және электрохимиялық коррозиясы жүреді. Ұңғыманың төменгі шұңқырына түсіп, оның сүзгі бөлігіне түсетін құбырлардың коррозия өнімдері қысқа уақыт ішінде осы ұңғыманың қабылдағыштығын нөлге дейін төмендетуі мүмкін.
Айдау ұңғымаларының қабылдағыштығының төмендеуі қабаттарға өте таза су құйылса да орын алуы мүмкін екенін есте ұстаған жөн. Бұл резервуардың табиғи деградациясына және бастапқыда қабаттың өзінде орналасқан жылжымалы бөлшектермен кеуек арналарының кольматациясына байланысты. Көптеген жағдайларда қабат таза сүзгі жүйесі ретінде жұмыс істемейтінін елемеуге болмайды, өйткені ол бірнеше сағат ішінде кольматизацияланған болар еді. Сұйықтықтың қозғалысы, ең алдымен, жоғары өткізгіштігі бар жарықтар мен каналдар арқылы жүзеге асырылады.
Су басу үшін судың сапасы туралы және айдау қысымының оңтайлы мәні туралы ең сенімді деректерді өнімді горизонтты құрайтын жеке қабаттардың сіңіру қабілетін тіркейтін терең ағынды өлшегіштерді қолдана отырып, резервуарларға судың сынамалы құйылуы нәтижесінде алуға болады. Сынақ айдау кезінде судағы механикалық қоспалардың рұқсат етілген мөлшерін ғана емес, сонымен қатар өлшемдік шектердегі саңылауларды төмендетпестен тесіктер мен өткізгіш каналампл арқылы өтетін тоқтатылған бөлшектердің оңтайлы мөлшерін де анықтауға болады.
Жылдың әртүрлі мезгілдеріндегі тұщы судың сапасы өте кең ауқымда өзгеруі мүмкін екенін есте ұстаған жөн. Сонымен, тұщы жер үсті суларындағы суспензиялардың ең жоғары концентрациясы көктемде қардың еруі кезінде қол жеткізіледі. Суспензиялар негізінен саздан және балшықтан тұрады, бөлшектердің мөлшері 60 мкм - ге дейін, тығыздығы 2,65 гсм3. Жазда тығыздығы бірлікке жақын және бірнеше жүз мкм болатын планктон пайда болады. Бұл практикалық іс-әрекеттерде білу және ескеру өте маңызды.
Жалпы алғанда, тұщы судың жалпы түрінде келесі талаптар қойылады:
- судағы оттегінің мөлшері алынып тасталуы керек;
- суда планктон мен балдырлар болмауы керек;
- сульфатты төмендететін бактериялардың концентрациясы бір миллилитр суға бір бірліктен аспауы керек;
- негізгі аэробты бактериялардың мөлшері 10 млнмл-ден аспауы керек;
- бактериялардың белсенділігін басу үшін тиісті бактерицидтер қолданылуы керек;
- айдалатын судағы ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Лениногорск мұнай техникумы
ДИПЛОМДЫҚ ЖҰМЫС
Тақырыбы: "Ромашкин кен орнының Батыс Лениногорск алаңы мысалында қабат қысымын ұстап тұру"
Мазмұны
Кіріспе
1. Бастапқы деректер
1.1. Пайдалану объектісінің геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.2. Қабаттың коллекторлық қасиеттері
1.3. Қабат флюидтерінің физикалық-химиялық қасиеттері
1.4. Шоғырдың табиғи режимі
1.5. Мұнай қорлары
2. Ағымдағы жай-күйін талдау әзірлеу
2.1. Игерудің технологиялық көрсеткіштерінің сипаттамасы
2.2. Ұңғымалар қорларының және ағымдағы дебиттердің сипаттамасы
2.3.Қабаттарды өндіруді талдау
2.4.Әзірлеу процесін бақылаудағы іс-шаралар
3. Технологиялық бөлім
3.1. ППД жүйесінің ағымдағы жай-күйін талдау
3.1.1.Батыс-Лениногорск алаңындағы су басудың қолданыстағы жүйесі
3.1.2.ППД сумен жабдықтау жүйесінің көздері
3.1.3. ППД үшін қабаттарға айдалатын суға қойылатын заманауи талаптар
3.1.4. Су өткізгіштерді коррозиядан қорғау
3.1.5. Айдау ұңғымаларын зерттеу
3.2. Батыс-Лениногорск алаңындағы қолданыстағы ППД жүйесін талдау
3.2.1. Батыс-Лениногор алаңында өнімділігі аз жеке сорғыларды енгізуді талдау
3.2.2. Айдау ұңғымасына суды айдауға арналған жеке сорғыларды енгізуді талдау
3.2.3. Сорғылардың арынды сипаттамаларын реттеу (штуцирлеу, әртүрлі қысымды сорғылар мен ұңғымалар бойынша су таратқыштарды "тігу").
3.2.4.Каскадты Су дайындау технологиясын іске асыру
3.2.5."Лениногоскнефть" МГӨБ-де өнімділігі төмен сорғыларды және жеке сорғыларды дамыту перспективалары
3.2.6. Қорытындылар мен ұсыныстар
4. Есептеу бөлігі
4.1. Батыс-Лениногорск алаңының жоғары қысымды учаскесінде айдамалау ұңғымаларының қабылдағыштығын есептеу
4.2. Құбырдағы және ұңғымадағы қысымның жоғалуын есептеу
5. Еңбекті қорғау және өртке қарсы қорғау
5.1. ППД кезіндегі қауіпсіздік техникасы және еңбекті қорғау
6. Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау
6.1. Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау жөніндегі іс-шаралар
Кіріспе
Татарстан Республикасының негізгі кен орындары өнімнің жоғары сулануымен, мұнай өндіру деңгейінің табиғи төмендеуімен сипатталатын игерудің кеш кезеңіне өтті. Бұл кезеңде ұзақ уақыт бойы (20-25 жыл) қол жеткізілген деңгейде мұнай өндіру деңгейін тұрақтандыру міндеті қойылады. Бұл міндет республиканың барлық ресурстарын, оның ішінде қиын алынатын қорлары бар кен орындарын игеруге қосуды талап етеді, Ромашкин кен орнының Батыс Лениногор алаңы осындай кен орындарының бірі болып табылады. Бұл алаңды дәстүрлі әдістермен пайдалану тиімсіз. Бұл жұмыста мұнай өндіру коэффициентін арттырудың жаңа әдістерін әзірлеудің қолданыстағы жаңа технологияларын таңдасаңыз, кен орнының қалай тиімді болатындығын көрсетуге әрекет жасалады.
1. БАСТАПҚЫ ДЕРЕКТЕР
1.1 Негізгі пайдалану объектісінің геологиялық құрылымының сипаттамасы
Батыс Лениногор алаңы Ромашкин мұнай кен орнының оңтүстік бөлігінде орналасқан. Ауданның бөлімі Девон көмір және Пермь палеозой жүйелерінің шөгінділерімен ұсынылған. Батыс-Ленинград алаңын игеруді жобалау ғылыми-зерттеу институтында 1954 жылы орын алды. 1968 жылы Батыс-Лениногор алаңы дербес игеру объектісі болып бөлінді, онда тек Батыс-Лениногор алаңы үшін қорлар есептелді. Осы жобада 6-7 жыл бойы сақтай отырып, мұнай өндірудің ең жоғары деңгейі 3,4 млн.т. көзделген. Іс жүзінде өндірудің максималды деңгейіне 1971 жылы қол жеткізілді және 3,89 млн. тоннаны құрады.қабылданған игеру нұсқасында аумақты одан әрі дамытудың бірқатар шаралары қарастырылған: Ұңғымаларды бұрғылау, фокустық су тасқыны, 90 атмосфераның жұмыс қысымын төмендету, жоғарғы қабаттар үшін айдау қысымын 18-20 МПа-ға дейін арттыру, резервтік мүмкіндіктерді арттыру 100.
Батыс Лениногор алаңы Ромашкин кен орнының оңтүстігінде орналасқан. Солтүстікте алаң Оңтүстік-Ромашкинскі, батысында Шығыс-Лениногор алаңдарымен түйіседі.
Географиялық тұрғыдан алғанда Батыс Лениногор алаңы көптеген қырлары мен белдемдері бар ойлы-қырлы жер. Абсолютті белгілер 100-ден 250 метрге дейін. Үлкен алаңның бір бөлігі тиеді, орман алқаптары.
Ауданның климаты шұғыл континентті. Қатты боран мен ыстық жазы бар қатал, суық қыс.Желдің басым бағыты - оңтүстік-батыс. Ең суық ай - қаңтар, орташа айлық температурасы-13,7-14,4 с.с. Ең жылы ай - шілде 18-19 бірге. Температураның абсолютті минимумы кейбір жылдары-49 С-қа дейін жетеді. Максималды жаз - 38С. Жауын-шашынның ең көп мөлшері маусым айында түседі (60 мм-ге дейін). Ең азы(17 мм-ге дейін ). Найзағай қызметі жылына 40-тан 60 минутқа дейін.
Игерудің негізгі объектісі D1 горизонтының жартысына жуығы терригендік коллекторлармен шектелген мұнай қорлары болып табылады, олар екі топтан тұрады: өткізгіштігі 0,100 мкм2 - ден асатын жоғары өнімді және өткізгіштігі 0,30-0,100 мкм2 болатын өнімділігі аз. Өз кезегінде, бірінші топ аясында көлемі 2% - дан аз және одан да көп коллекторлар бөлінді. Осылайша, D1 дамыту объектісі әртүрлі сүзгілеу сипаттамалары бар үш түрлі тау жыныстарының жиынтығы болып табылады, олар құрылыстың үзіліссіз сипатына ие, коллекторлардың бір түрін екіншісіне ауыстырумен, сондай - ақ оларды коллекторлармен толық ауыстырумен көрінеді.
Коллекторлардың фациальды құрамы құмды фракциялардың гомодисперсті алевролиттерінен өзгереді.
Сурет 1. Ромашкин кен орнының Д1 горизонтын суландыру схемалары бар алаңдарды орналастыру
I - Д1 көкжиегі шоғырының контуры; II - кесу сызықтары; III, V-алаңдардың шекаралары; IV-алаңдардағы су басу ошақтары.
Алаңдар: 1 - Миннибаевская, 2 - Абдрахмановская, 3 - Павловская, 4 - Зеленогорская, 5 - Оңтүстік Ромашкинская, 6-Зай - Қаратай, 7-Альметьевская, 8 - Солтүстік Альметьевская, 9 - Алькеевская, 10-Шығыс Сулеевская, 11 - Солтүстік Азнакаевская, 12 - Орталық Азнакаевская, 13-Оңтүстік Азнакаевская, 14 - Чишминская, 15-Березовская, 16 - Ташлияр, 17-Батыс - Лениногор, 18-Куакбаш, 19 - Холмовская, 20 - Кармалин, 21 - Оңтүстік, 22 - Шығыс-Лениногор, 23 - Сармановская, 24 - Орал.
Площадный-төменгі площадтың жоғарғы бумасының көзге көрінетін құрылымы туралы қазіргі түсінік ауданның үздіксіз бұрғылау процесінде өзгерген жоқ.
Бөлінген блоктар тау жыныстарының тойилина тобының өкілдігі бойынша бірдей емес. Салыстыру үшін осы топтардың әр блок ішіндегі қабаттар бойынша таралу аудандарын салыстыру нәтижелері келтірілген. Тұтастай алғанда, резервуарда да, блоктарда да коллектордың үлесі жоғарыдан төменге қарай артады. Екінші және үшінші блоктардағы "а" қабаты жалпы заңдылықтан түседі, әр жағдайда коллектордың үлесі " б "пакетінің төменгі қабаттарынан жоғары болады.
Ұқсас үлгі жоғары өнімді сазды емес коллекторлардан, бірақ қабаттардың әр түрлі өкілдігімен байқалады.
Әрине, тау жыныстарының түзілуінің әр түрлі дәрежесі мұнай қорларын өндірудің жай-күйін анықтайтын негізгі дәлелдердің бірі болып табылады. Бұл сонымен қатар блоктар бойынша қорларды өндірудің маңызды себептерінің бірі екені анық.
D1 горизонтының көптеген қабаттық құрылымына байланысты әр түрлі графикалық деңгейлерде орналасқан коллекторлардың әртүрлі топтарымен ұсынылған қабаттардың әртүрлі комбинациясымен кважинс кесінділерінің көп пайда болуы айқын болады. Ұңғымалар бойынша барлық кесінділерді өңдеу нәтижесінде олар 1-ден 6 қабатқа дейін өкілдікпен 6 түрге жүйеленген. Сонымен қатар, түрлердің әрқайсысы жоғары және өнімділігі төмен коллекторларды біріктірудің мүмкін нұсқалары тұрғысынан қарастырылды. Бөлінген типтер шеңберінде С тіліктері объектіні салуға олардың қатысу үлесімен типтерге топтастырылған.
D1 горизонтының геологиялық құрылымының ерекшеліктерін зерттеу барысында қабаттар арасындағы шамалитологиялық байланыс бағаланды. Жоғарыда келтірілген мәліметтерден және басқа көрші аудандармен салыстырғанда, қабаттар бір-бірінен айтарлықтай ерекшеленеді деп нақты айтуға болады. Басқа аудандардағыдай," б1 "және" б2 "-41%;" г1 "және" г2 " - 34% қабаттарының арасында салыстырмалы түрде жоғары байланыс байқалады және қалған қабаттардың арасында біршама аз байланыс бар. Бір жағынан, бірігу аймақтарының болуы су басудың табиғи ошақтарының пайда болуына ықпал ететіні белгілі, бұл мұнай қорларын өндіруді қарқындатуға ықпал етеді. Екінші жағынан, жеткілікті оқшаулау резервуарлардың дамуға дифференциалды қосылуын тиімді пайдалануға ықпал етеді. Осыған байланысты бұл аймақ көршілес Оңтүстік Ромашкин алаңынан жақсы ерекшеленеді.
1.2 Қабаттардың коллекторлық қасиеттері
Қазіргі уақытта ауданды дамыту таңдалған блоктарды ескере отырып жүзеге асырылатындықтан, қалыңдығын, сыйымдылық-сүзу қасиеттерін, қанықтылығын анықтау нәтижелері, сондай-ақ осы параметрлердің өзгергіштігін бағалау қорытындыланады. Жалпы алғанда, блоктар бойынша D1 горизонтының өнімді шөгінділері қарастырылған параметрлер бойынша ерекшеленбейді, екінші блоктың коллекторларының орташа өткізгіштігі 0,492 мкм2, ал бірінші және үшінші 0,387 және 0,379 мкм2 сәйкесінше. Бұл тұқым топтарының өкілдігіне сәйкес әр түрлі өндіріс көлемімен түсіндіріледі.
Сондай-ақ, коллекторлардың сүзу қасиеттерінің жоғарыдан төменге қарай ұлғаюын атап өткен жөн. Тағы да, бұл жоғарыда аталған себептерге байланысты. Коллекторлық топтар арасындағы бірдей параметрлерді салыстырудың мағынасы жоқ екені анық. Селье оларды резервуарларды бір-бірімен салыстыру кезінде коллекторлар тобының ішінде көрнекі түрде қарастырады.
Сонымен, жоғары өнімді сазды емес коллекторлармен ұсынылған қабаттардың орташа қалыңдығы" B1 "қабаты бойынша 2,6-дан 3,8 м-ге дейін өзгереді. Бұл жағдайда орташа мәндердің өзгергіштік параметрі 0,43-0,53 құрайды. Қойнауқаттағы мұнай қанықтылығының орташа мәні шамалы ерекшеленеді. Сүзгілеу қасиеттері бойынша қабаттардың айтарлықтай айырмашылығына назар аудару керек. Жоғарыда келтірілген мәліметтерден көруге болады:" G1 "қабатының өткізгіштігі 0,666 мкм2, ал" B3 " қабатының өткізгіштігі 0,939 мкм2 құрайды, бұл тау жыныстарының орташа өткізгіштігі 0,76 мкм2 құрайды.
Жоғары өнімді және аз өнімді сазды қабаттардың коллекторлық қасиеттері жоғарыда сипатталған топқа қарағанда біртекті. Кеуектілік, мұнай қанықтылығы параметрлерінің абсолютті мәндері, сондай-ақ топтар ішіндегі қабаттардың қалыңдығы топтар арасындағы мәндерге қарағанда аз ерекшеленеді. Коллекторлық топтар, оның ішінде бұрын қарастырылғандары да сүзу қасиеттері бойынша айтарлықтай ерекшеленеді. Өнімділігі жоғары коллекторлар шегінде саздылығы 2% - дан кем қаттар саздылығы 2% - дан астам қаттардан 2 есе жоғары. Аз өнімді коллекторлардың өткізгіштігі сазға қарағанда 5 есе аз.
Осылайша, жүргізілген геологиялық негіздеме қабаттың жоғарғы қорабының жоғары өнімді сазды емес коллекторлары екінші блокта жақсы дамығанын көрсетті. Үшінші блокта сазды өнімділігі жоғары Категория басым. Төменгі бума қабаттарының ішінен " г2 " қабаты, мысалы, бірінші блокта ауданның 92% - ын құрайтын сазды емес жоғары өнімді коллекторлардың ең үлкен өкілдігімен ерекшеленеді.
Сазды жоғары өнімді коллекторлардың үлесі болмашы және ең жоғарғы шамасы (7%)" в "қабаты бойынша байқалады. Үшінші блокта өнімділігі төмен коллекторлар көп кездеседі.
Таңдалған топтар шеңберіндегі өнімді қабаттар коллекторлық қасиеттері бойынша, сондай-ақ қалыңдығы бойынша айтарлықтай ерекшеленбейді, бұл резервардағы мұнай қорларын өндіруді талдау кезінде оларды тең жағдайға қоюға мүмкіндік береді.
1.3 Қабат флюидтерінің физикалық-химиялық қасиеттері
Қойнауқаттық және газсыздандырылған мұнай мен ілеспе газдардың физикалық-химиялық қасиеттерін зерттеу "ТатНИПИнефть" институтында және "Лениногорскнефть" МГӨБ зертханаларында жүргізілді.
Қаттық мұнай УПН-2миасм-30 қондырғыларында зерттелді; газсыздандыру кезінде мұнайдан бөлінген газ ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8мд аппараттарында талданды. Жер үсті мұнайлары бар МЕМСТ-та зерттелді.
Өнімді горизонттағы мұнай аз күкірт тобына жатады. Дифференциалды газсыздандыру кезіндегі зерттеу нәтижелері мен газдың компоненттік құрамы келесі бетте келтірілген.
Қойнауқаттық мұнайдың қасиеттері
Газбен қанығу қысымы, МПа 4,8-9,3
Газ құрамы, %52,2-66,2
Жиынтық газ факторы,50,0
Тығыздығы, кг м3768, 0-818, 0
Тұтқырлығы, мПа с2, 4-10, 4
Көлемдік коэффициент
Дифференциалды газсыздандыру 1, 128-1, 196
Газсыздандырылған мұнайдың тығыздығы, кгм 3795,0-879,0
Газдың компоненттік құрамы
Азот + сирек
Оның ішінде гелий, %10,36
Метан, %39,64
Этан, %22,28
Пропан, %18,93
Изобутан, %1,74
Н.Бутан, %4,36
Изопентан, %0,67
Н.Пентан, %0,65
Гексан, %0,46
Күкіртсутегі, %0,02
Көмірқышқыл газы, %0,89
Газдың тығыздығы,кг\м31, 2398
Қойнауқаттық сулар өзінің химиялық құрамы бойынша жалпы минералдануы 252 - 280 г л хлор - кальций типтес тұздықтар, орташа 270 г л.ионды-тұзды құрамда хлоридтер (орташа 168 г л )және натрий( 70,8 г л) басым. Судың тығыздығы орта есеппен 1,186 г\см3 , тұтқырлығы 1,9 мПа с. Жер асты суларының газбен қанықтылығы 0,248-0, 368м3 м3, мұнай шоғырларынан алыстаған сайын төмендейді. Суда еріген газдың құрамында метан басым болады.
1.4 Шоғырдың Табиғи режимі
Кен орнының энергетикалық жағдайы оның даму қарқынын және мұнай мен газды өндірудің толықтығын шектейтін негізгі фактор болып табылады. Сондықтан, даму процесінде басым энергия түрін сипаттау үшін резервуардың жұмыс режимі ұғымы енгізілді.
Батыс-Лениногор алаңын пайдалану су тегеурінді және серпімді су тегеурінді режимде жүргізіледі.
Су қысымы жағдайында негізгі қозғаушы күш - бұл шекті сулар мен плантациялық сулардың қысымы. Су режимі кен орнының сулы аймағы жер бетімен байланысқан кезде және үнемі жаңбыр мен еріген сулармен толтырылған кезде көрінеді. Резервуардың бетіне шығатын жері немесе оны сумен толтыру аймақ немесе қуат тізбегі деп аталады. Қуат аймағы резервуардың қанықпаған бөлігінен жүздеген шақырым қашықтықта болуы мүмкін. Қойнауқаттың сулы бөлігін қоректену аймағы арқылы тұрақты толықтыру қорек тізбегінде келтірілген қойнауқаттық қысымның тұрақтылығын қамтамасыз етеді, оның мұнайға қаныққан бөлігімен гидродинамикалық байланысы жақсы болғанда бұл шоғырды игеру үшін неғұрлым қолайлы жағдай жасайды. Кен орнын игерудің бастапқы кезеңінде мұнайды таңдау резервуардың мұнай бөлігіндегі қысымның біршама төмендеуіне әкеледі.
Қуат тізбегіндегі және таңдау аймағындағы қысым арасындағы айырмашылық судың қозғалысын тудырады, оның мұнай бөлігіне түсуі ондағы қысымды тұрақтандырады. Ол су ағыны резервуардан сұйықтықтың алынуын толығымен өтейтін деңгейде орнатылады. Қойнауқаттағы қысым төмендеген кезде көлем бірлігіне жатқызылған тау жынысы мен сұйықтықтың серпімді өзгерістері елеусіз болады. Бірақ егер резервуардың көлемі және оны сумен қамтамасыз ететін су жүйесі үлкен болуы мүмкін екенін ескерсек, онда Сұйықтықтар мен газдар жыныстарының серпімді энергиясы мұнайдың мұнай ұңғымаларының түбіне жылжуын анықтайтын маңызды фактор болуы мүмкін.
Қысымның төмендеуі неғұрлым үлкен болса, сұйықтықтың үлкен массалары ұңғымаларға қарай серпімді қозғалысқа қатысады. Ұңғымалардың түбіне жақын жерде пайда болған депрессия аймағы үнемі бүкіл кен орнына және оның шектеріне таралады, бұл массаның серпімді кеңеюіне әкеледі
сұйықтық-алдымен мұнай, содан кейін су, мұнайды ығыстырып, алмастырады.
Серпімді су-қысым режимінің негізгі белгісі пайдаланудың бастапқы кезеңінде қабат қысымының айтарлықтай төмендеуі болып табылады. Болашақта сұйықтықты үнемі таңдау кезінде құлау қарқыны баяулайды. Бұл қысымның төмендеу аймағы уақыт өте келе резервуардың барлық үлкен аудандарын қамтитындығымен және сұйықтықтың бірдей ағынын қамтамасыз ету үшін қысымның бастапқы кезеңге қарағанда аз мөлшерге төмендеуі жеткілікті.
1.5 Мұнай қорлары
1.01.02 ж. жағдай бойынша Батыс-Лениногор алаңының Д1 көкжиегінің өнімді қабатынан 73,599 млн.т. мұнай немесе бастапқы алынатын қорлардың 89,7% - ы іріктеп алынды. Мұнай өндірудің ағымдағы коэффициенті-0,498. Мұнаймен бірге 156,8 млн. т. су алынды. Өндірілетін өнімнің орташа сулануы әзірлеу кезеңінде 68,9% - ды құрады. Су-мұнай факторы-1,76.
2002 жылы алаңнан 420 мың тонна мұнай алынды. Мұнайды іріктеу қарқыны бастапқы қорлардың 0,6% - ын және шығарылатын қорлардың 3,48% - ын құрады. Мұнаймен бірге 3046 мың т. су алынды. Өндірілетін өнімнің сулануы 86,8% - ға тең. Жұмыс істеп тұрған өндіру ұңғымаларының қоры 364 құрады, оның ішінде 14 ұңғыма жұмыс істемейді. Мұнай бойынша бір ұңғыманың орташа тәуліктік дебиті тәулігіне 3,6 т-ға тең., сұйықтық бойынша тәулігіне 27,3 т. Жылдық су-мұнай факторы-6,6. Іріктеу аймағындағы орташа қабат қысымы және өндіруші ұңғымалардың кенжар қысымы 16,0 және 9,6 Мпа құрайды.
2. ДАМУДЫҢ АҒЫМДАҒЫ ЖАҒДАЙЫН ТАЛДАУ
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштерінің сипаттамасы
1.01.02 ж. жағдай бойынша Батыс-Лениногор алаңының Д1 көкжиегінің өнімді қабатынан 73,599 млн.т. мұнай немесе бастапқы алынатын қорлардың 89,7% - ы іріктеп алынды. Мұнай өндірудің ағымдағы коэффициенті-0,498. Мұнаймен бірге 156,8 млн. т. су алынды. Өндірілетін өнімнің орташа сулануы әзірлеу кезеңінде 68,9% - ды құрады. Су-мұнай факторы-1,76.
2002 жылы алаңнан 420 мың тонна мұнай алынды. Мұнайды іріктеу қарқыны бастапқы қорлардың 0,6% - ын және шығарылатын қорлардың 3,48% - ын құрады. Мұнаймен бірге 3046 мың т. су алынды. Өндірілетін өнімнің сулануы 86,8% - ға тең. Жұмыс істеп тұрған өндіру ұңғымаларының қоры 364 құрады, оның ішінде 14 ұңғыма әрекетсіз. Мұнай бойынша орташа тәуліктік дебитодты ұңғыма тәулігіне 3,6 т-ға тең., сұйықтық бойынша тәулігіне 27,3 т. Жылдық су-мұнай факторы-6,6. Іріктеу аймағындағы орташа қабат қысымы және өндіруші ұңғымалардың кенжар қысымы 16,0 және 9,6 Мпа құрайды. Өнімді қабаттарға алдымен 209298 млн. м3 су, қойнауқаттық жағдайда сұйықтық алу өтемі 109,1% - ды құрады. 1.01.02 ж. қор айдау ұңғымасы 155-ке тең, оның 21-і технологиялық себептерге байланысты тоқтатылған. 3,893 млн. т. мұнайды максималды өндіруге 1971 жылы қол жеткізілді.өндіру 3-3,9 млн. т. 10 жыл бойы сақталды. 1972 жылдан бастап мұнай өндірудің тұрақты төмендеуі және 1986 жылға дейін суландырудың өсуі байқалды. 1997 жылы мұнай өндіру қол жеткізілген максимуммен салыстырғанда 8,5 есе аз болды. Қазіргі уақытта мұнай өндірісінің төмендеу қарқыны төмендеп, аудан дамудың 4-ші кезеңіне өтті. Сұйықтықты өндірудің максималды деңгейі шамамен 8,0 млн. т. 10 жыл бойы сақталды, соңғы жылдары ол тез төмендеді.
2.2 Ұңғымалар қорларының және ағымдағы дебиттердің сипаттамасы
Екінші блок алаңның орталық бөлігінде орналасқан. Талдау күніне ұңғымалардың жұмысы бойынша жинақталған мұнай өндіру 24,234 млн.т. немесе бастапқы алынатын қорлардың 96,2% - ын құрады. Мұнай өндірудің ағымдағы коэффициенті-0,469. Мұнаймен бірге 46,475 млн. т. су алынды. Өндірілетін өнімнің орташа сулануы 82,9% - ды құрады. Су-мұнай факторы-1,90. Өндірудің ең жоғары деңгейіне 1971 - 1972 жылдары бастапқы алынатын қорлардың 6,5% - ын іріктеу қарқыны кезінде 1,4 млн.т мөлшерінде қол жеткізілді. 1991 жылы 117 мың тонна іріктелді(темп0,5% төмен). Өнімнің орташа жылдық сулануы 82,8% құрады, айдау арқылы сұйықтықты алудың өтемақысы: ағымдағы - 106,9 %, бірінші игеру - 105,8%. 1.01.2003 ж. жағдай бойынша 919 ұңғыма бұрғыланды, оның ішінде 659 - пайдаланушылық 217-айдағыш, 12-арнайы және 31-дублер .
Есепті жылы 4 ұңғыма бұрғыланды , оның ішінде 3 ұңғыма айдамалау санаты бойынша, 1 ұңғыма мұнай санаты бойынша бұрғыланды.
Мұнайға 3 ұңғыма енгізілді (39484, 39485-айдау., 39486-экспл.) 39487 ұңғыма айдамалау үшін игерілген.
Мұнай өндіруді арттыру мақсатында Ұңғымаларды бұрғылау қоры үнемі жаңарып отырады. Өз мақсатын орындаған немесе техникалық жарамсыз ұңғымалар пьезометриялық ұңғымаларға, консервацияға және ликвидацияға кетеді.
Санитарлық-қорғау аймақтарында ұңғыманың бір бөлігі, ал оларды ауыстыру үшін СҚА шегінен тыс бұрғыланған ұңғымалар тұрғызылды. Рентабельді емес жоғары суландырылған ұңғымалар мерзімді іске қосу арқылы" уақытша консервациялау"санатына ауыстырылады.
№ 1 кесте. Бұрғыланған ұңғымалар қорының сипаттамасы
Қордың толық жазылуы
1.01.2002ж.
1.01.2003ж.
1. Мұнай беру, барлығы сағ.іш. айдамалау
а) фонтан сағ.іш. айдамалау.
б) ЭЦН сағ.іш. айдамалау.
в) СКН сағ.іш. айдамалау .
2. Әрекетсіз қор сағ.іш. айдамалау
3. Игерілген йодид. игеру сағ.іш. айдамалау.
4. Пайдалану қоры сағ.іш. айдамалау.
34759
-
573
28956
326
22
37965
32858
-
501
27857
568
-
38466
5.Техникалық су беру.
6. Айдау қоры.
а) жүктеу астында сағ.іш. қалд. техник бойынша. себептері.
б) айдаудан кейін әрекетсіздікте.
в) бұрғылаудан кейін игеруді күту.
г) күту игерілген. мұнайға пайдаланғаннан кейін.
7. Бақылау
8. Пьезометриялық
9. Консервацияда
10. Жоюды күту
11. Жойылған сағ.іш.
а) геологиялық себептер бойынша
б) техникалық себептер бойынша
12. Басқа көкжиектерге ауыстырылды
13. Барлығы бұрғыланды
3
203
18049
21
1
1
-
24
30
1
222
165
57
51
915
3
208
19242
15
-
1
-
25
26
1
221
164
57
51
919
Жұмыс істеп тұрған қор 311 ұңғыманы құрайды, барлық Қордың 99,2% - ын құрайтын механикалық ұңғымалардан тұрады. Айдау астында 145 ұңғыма бар, оның 57-сі өндіруші ұңғыманы айдау үшін ауыстырылды. Мұнай бойынша бір ұңғыманың орташа тәуліктік дебиті 3,4 ттәул. Сұйықтық бойынша тәулігіне 23,8 т. 1982 жылмен салыстырғанда мұнай дебиті тәулігіне 11 т төмендеді. Өндіру ұңғымаларының кенжар қысымы 9,8 МПа-ға тең. 1982-2003 жылдар аралығында ол 0,7 МПа-ға төмендеді. Осы кезеңде қойнауқаттық қысым бір деңгейде қалды және 16,7 МПа-ға тең.
2.3 Қабаттарды өндіруді талдау
Блокты әзірлеу басталған сәттен бастап 1959 млн. т. мұнай іріктеп алынды. Бұл бастапқы геологиялық 43,0% және алынатын қорлардың 89,9% - ы. Мұнайды негізгі өндіру жоғары өнімді сазды емес коллекторлардың қорларын дренаждау нәтижесінде жүзеге асырылады, саздан іріктеу 21% - ды, измал өнімділерінен-4% - ды құрайды.
Осы блоктағы Мұнай қабаттарының қорларын өндіру жағдайы көп жағдайда в басқаларға қарағанда жақсы, бұл коллекторлардың барлық санаттары бойынша барлық қабаттарға қатысты. Бұл жерде "ипластының" "бумасының қабаттары бойынша сазды емес коллекторлардың бірінші тобының мұнай қорларын игерудің жоғары дәрежесін атап өткен жөн. Мысалы," б1" табластына алынатын қорлардың 0,3% - ын," в " қабаты бойынша-1,6% - ын іріктеп алу қалды.
"А "," б2 "," б3 "қабаттары бойынша сазды жоғары өнімді коллекторлармен байланысты мұнай қорлары белсенді игеруге тартылған, бұл туралы алынатын қалдық қорлардың салыстырмалы шамасы куәландырады. Қалған қабаттар бойынша айқын артта қалу үрдісі.
"А" қабатынан ауданы бойынша 13,3% мұнай бар. Алдымен қойнауқат бойынша игерулер мұнайдың 71,9% - ын іріктеп алды. Мұнайға 39484, 39485, 39486 ұңғымалары енгізілді. 6028 в, 39477, 39487 ұңғымалары игерілген. Есепті жылы 22 мың тонна өндірілетін мұнай қоры белсенді игеруге тартылды.
"Б1" қабаты ауданы бойынша мұнайдың 10,1% - ын құрайды, мұнайдың жинақталған іріктелуі мұнай түбінің 70,7% - ын құрайды. Мұнайға 39484, 39486 ұңғымалары енгізілді. 39477, 39487 ұңғымалары игерілген. 4 мың тонна өндірілетін мұнай қоры белсенді игеруге тартылды.
"Б2" қойнауқатының 12,9% мұнайдан тұрады. Игерудің басынан бастап алынатын қорлардың 77,8% іріктелді. Мұнайға 39484, 39486 ұңғымалары енгізілді. 6076а, 6304а, 39468, 39487 ұңғымалары суды айдауға игерілді. Қойнауқаттың құрылысы 6025б айдау ұңғымасында жүргізілді, жылына 34 мың тонна өндірілетін мұнай қоры белсенді игеруге тартылды.
"Б3" қойнауқатында мұнайдың 24,1% - ы бар. Алдымен төменгі қабаттың 97,1% - ы алынды. Мұнайға 39485 ұңғымасы енгізілді. Есепті жылы айдау үшін 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487 ұңғымалары игерілді. 6019б өндіру ұңғымасын өшіру жүргізілді. белсенді игеруге жыл ішінде 24 мың тонна өндірілетін мұнай қоры енгізілді.
"В" қойнауқатында мұнайдың 20,6% - ы бар. Жинақталған мұнай іріктеуі попласт қорының 89,8% - ын құрады. Суды айдауға 6076 а ұңғымасы игерілген.
"Г1" қабатының ауданы бойынша 14,9% төмен мұнай бар. Игеру басталғаннан бері қойнауқат бойынша алынатын мұнай қорының 95,9% - ы іріктелді. 39485 Мұнай ұңғымасы іске қосылды.Суландыру салдарынан қойнауқат 6149а, 6144б, 6156а ұңғымаларында ажыратылды.
"Г2+3" қойнауқатында мұнай көлемінің 4,0% - ы бар. Жинақталған іріктеу қойнауқат бойынша қорлардың 99,8% - ын құрайды. Жалпы алғанда, 3078 мың тоннадан тұратын блок бойынша ағымдағы алынатын қорлардың шамамен 50% - ы сазды жоғары өнімді коллекторлармен байланысты, 30% - дан астамы өнімді емес. Осылайша, қорлардың құрылымы олардың айтарлықтай нашарлауына қарай өзгерді және, әрине, барлық технологиялық шешімдер негізінен осы қорларды өндіруге бағытталуы керек.
Жоғары өнімді сазды емес коллекторлардағы мұнайдың қалдық қорлары негізінен жартылай су басу аймақтарымен байланысты және резервуарға әсер етудің белгілі гидродинамикалық әдістерімен алынуы мүмкін.
2.4 Әзірлеу процесін бақылаудағы іс-шаралар
Батыс-Лениногор алаңы төртінші әзірлену сатысында. 1968-1974 жылдар аралығында іріктеу жылына 3,5 - 3,9 млн.т. деңгейінде болды. Осы кезеңде суландыру 18-ден 44,1% - ға дейін көтерілді. Алынатын қорларды іріктеу қарқыны 5,5-тен 4,9% - ға дейін төмендеді. Іріктеудің төмендеуі негізінен судың өсуімен байланысты. Алдымен мұнайдың 80,2% - ы алынды. Ағымдағы мұнай қайтару 0,404 тең. Қойнауқат бойынша жалпы орташа өлшенген қойнауқаттық қысым 16,7 МПа-ға тең. Попластқа сұйықтық өндіру 1955 жылы со196 мың тоннаға дейін өсті. 2002 жылы Т.Алдымен әзірлемелер 46849 мың м3 жүктелді.
Алаңға 3 блок бөлінген. Тәуелсіз даму блоктарын бөлу тау жыныстарының геологиялық құрылымының айырмашылығынан, сондай-ақ әр блоктың даму ерекшеліктерін анықтау үшін оларды егжей-тегжейлі зерттеу қажеттілігінен туындайды.
Өндірістің әртүрлі дәрежесі мен даму қарқындылығы әртүрлі геологиялық құрылымдармен, әртүрлі коллекторлық сипаттамалармен, қорлардың әртүрлі бөліктерімен түсіндіріледі.
Әзірлеуді талдау Батыс - Лениногор алаңының ұңғымаларында сұйықтықты іріктеу 1985 жылға дейін артқанын көрсетті. Ұңғымалардың бір торымен су басуды қолдана отырып, бірнеше табиғи қабаттарды игеру жағдайында ілеспе суды өндірудің өсуіне байланысты сұйықтық алудың артуы табиғи құбылыс екені анық. Қабаттар мен ұңғымалардың үдемелі сулануы кезінде сұйықтық өндіру көлемін ұлғайтпай, объект бойынша мұнайдың жоғары ағымдағы іріктеуін ұстап тұру мүмкін емес. Ұңғыманы пайдалану 98 - 99% суландыру айтарлықтай су көлемін алуды талап етеді, бұл игерудің кеш сатысына тән.
80-жылдардың басында өндіруші ұйымның алдында мұнай өнеркәсібі министрлігі мұнайды ғана емес, сұйықтықты да өндірудің қатаң жоғары жоспарын белгіледі. Көбінесе тиімділікке зиян келтіретін ілеспе су таңдалды, ол мұнайды ығыстыруға қатыспады, сәйкесінше үлкен көлемде резервуарға құйылды, сонымен қатар өндіруші ұңғымалардан мұнай мен суды іріктеуді реттеуге, резервуарларға су айдауға жеткілікті көңіл бөлінбеді.
Ромашкин мұнай кен орнының бірқатар аудандарын игеру нәтижелері соңғы 5-6 жыл ішінде мұнай өндірудің жоғары деңгейіне мұнай өндірудің оңтайлы технологиясын қолдана отырып, өнімді қабаттардан ілеспе суды шамадан тыс жинамай-ақ қол жеткізуге болатындығын көрсетті. Мұнай қабатын оңтайлы өндірудің қолданылатын технологиясының принциптерін Н.Н. Непмеров тұжырымдады. Ұңғымалар торының қашықтығы мен тығыздығын оңтайландыру арқылы ұңғыма аралығын тыңдау және игеру объектілерін кеңейту арқылы әр қабаттың аудан бойынша өндірілуін реттеу мүмкіндігі жасалады. Қойнауқаттық қысымды бастапқы (оңтайлы) деңгейде ұстай отырып және сұйықтықты іріктеу кезінде депрессияның практикалық мәнінен аспай және су айдынын басу репрессиясы кезінде қабаттардың қалыңдығы бойынша ең аз суландырумен біркелкі өңделуі қамтамасыз етіледі.
Батыс-Лениногор алаңында ілеспе су алуды төмендетудің дәстүрлі тәсілдері тиімді қолданылады, мысалы:
Мұнайдың ең төменгі рентабельді дебитіне және өнімнің жоғары сулануына жеткен суландырылған Ұңғымаларды тоқтату.
Ұңғымалардағы су басқан қабаттарды игеруден ажырату.
Ағынды суларды оқшаулау бойынша жұмыстар жүргізу.
Тұрақты емес су басуды қолдану және резервуардағы сұйықтық ағындарының бағытын өзгерту.
Сонымен қатар, қолданыстағы даму режиміне көшу бірқатар ГТМ-мен бірге жүреді:
Су айдауға жыл сайын игерілетін ұңғымалар санының артуы жұмыс істеп тұрған өндіруші және айдаушы ұңғымалардың қатынасынан 4,0-ден 3,0-ге дейін төмендеуіне қол жеткізді.
Жаңа ұңғымаларда тек 1-2 қабатты ашу және тордың тығыздығын оңтайландыру арқылы пайдалану объектілерін кеңейту.
Қыс мезгілінде КСС консервациялаумен стационарлық емес су басуды кеңінен түсінбеу және ППД неғұрлым икемді жүйесін құру.
Осы іс-шаралардың нәтижесінде ілеспе суды өндіру және, тиісінше, резервуарға суды екі есе дерлік айдау қысқартылды, бұл сұйықтықты өндіруге және резервуарларға суды айдауға энергия шығындарының төмендеуіне әкелді.
Жүргізілген есептеулер ілеспе су өндірудің қысқаруын есепке ала отырып, алаңқайдың пайдалану шығындары жылына 2,5 млн. - ға азайғанын көрсетті. Жоғарыда айтылғандардан объектінің дамуын мұқият реттеу арқылы мұнайды резервуардан шығаруға қатыспайтын үлкен су алуды болдырмауға болады деп қорытынды жасауға болады.
Татарстанның көптеген кен орындарын игерудің кеш сатысына жетуіне байланысты соңғы жылдары жоғары су ұңғымаларынан сұйықтықты мәжбүрлі түрде алу көбірек қолданыла бастады. Бұл әдіс мұнай өндірудің төмендеу қарқынын төмендетудің және мұнай өндіру коэффициентін арттыру үшін резервуарлардан мұнай қорларын өндіруді арттырудың бір әдісі болып табылады.
Батыс Лениногор алаңында сұйықтықты үдемелі іріктеудің тиімділігін анықтау мақсатында талдау жүргізілді
сорғыларды кезең-кезеңімен неғұрлым өнімді ұңғымаларға ауыстыру жүргізілген 32 ұңғыманы мәжбүрлеу, яғни сұйықтықты алу қарқыны дәйекті түрде өсті. Сұйықтықты мәжбүрлеп іріктеудің нақты бөлімі жоқ. Осы мақсатта жоғары су ұңғымалары пайдаланылды. Қараудан мәжбүрлі іріктеу жағдайында бір жылдан аз жұмыс істеген ұңғымалар алынып тасталды.
Талдау екі бағыт бойынша жүргізілді.
Бірінші бағыт: мұнайды іріктеудің ағымдағы ұлғаюы тұрғысынан, неғұрлым өнімді сорғы ауыстырылғанға дейін және одан кейін бірдей жұмыс кезеңіндегі (жыл) әрбір ұңғыманың жұмыс көрсеткіштерін салыстыру теріске шығарылды.
21 ұңғымада мұнай өндірудің ұлғаюы, 11 ұңғымада - төмендеу байқалды. Мұнай өндірудің жалпы өсімі 12,7 мың тоннаны құрады. Қосымша өндірілген мұнайдың сулануы-97,7%.
3. ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
3.1 ППД жүйесінің ағымдағы жай-күйін талдау
3.1.1 Батыс-Лениногор алаңындағы су басудың қолданыстағы жүйесі
Мұнай өнеркәсібінің дамуының көптеген онжылдықтарында кен орындарын игеру тек өндіруші Ұңғымаларды бұрғылау және резервуарлық энергияның барлық табиғи түрлерінің ресурстарын пайдалану арқылы олардан мұнай алу арқылы жүзеге асырылды. Қойнауқаттық энергияның сарқылуы және өндіруші ұңғымалардағы кенжарлық қысымның төмендеуі бойынша кен орны кейде қойнауқаттағы мұнайдың бастапқы қорының 25-30% - нан аспайтын кен орнын нөлге дейін түсіріледі.
Дегенмен су - спутник мұнай сәттен бастап оның пайда болуы, суды өндіруші ұңғымаларда ретінде қаралды апаттық жағдайын және ұңғыма тоқтап. Тек 20-шы жылдардың аяғы мен 30-шы жылдардың басында су пайда болған ұңғымалардан көбірек мұнай өндіріліп, сусыз ұңғымаларға қарағанда өндіріс тұрақты болды. 1932 жылы ақад басқарған комиссия. И. М. Губкина контурлы резервуар суларымен қабаттардан мұнайды ығыстыру мүмкіндігі мен тиімділігін анықтады. Табиғи водонапорный режимін әзірлеу мұнай шоғырларының былпризнан неғұрлым тиімді.
30-шы жылдардан бастап мұнай қабатының теориясы, су айдау режимі және ұңғымалардың кедергісі дами бастады. Алайда, мұнайды ығыстыруға және жер бетінен ұңғымалар арқылы резервуарларға суды айдауға жұмсалатын резервуарлық энергияны толтыру идеясы біздің елімізде алғаш рет соғыстан кейінгі жылдары ғана акад басшылығымен ұсынылды және жүзеге асырылды. Жасанды су басу кең таралды. Кен орындарын суландыру арқылы игерілетін кен орындарында қазіргі уақытта мұнай өндірудің жалпы деңгейінің 90% - ға жуығы өндіріледі, қабаттарға жылына 2 млрд.м3 астам айдалады. Мұнай кен орындарын жасанды суландырудың танымалдылығы оның келесі артықшылықтарына байланысты:
- судың қол жетімділігі мен еркіндігі;
- суды айдаудың салыстырмалы қарапайымдылығымен;
- мұнайды сумен ығыстырудың салыстырмалы түрде жоғары тиімділігі.
Бастапқыда су басуды қолдану негізінен кен орнының контурлы бөлігінде орналасқан айдау ұңғымаларына суды айдаумен байланысты болды (су басу). Жаппай су басу принциптері - көп сатылы игеру, айдау, аз су басқан Ұңғымаларды өшіру және басқалары-таралмады.
Су тасқынының дамуы ішкі су тасқыны жүйесін құру болды. Бұл жағдайда кен орны айдамалау ұңғымаларының қатарларымен жеке жолақтарға, блоктарға немесе дербес игеру алаңдарына "кесіледі" және мұнай айдамаланатын сумен ығыстырылады. Алғаш рет игерудің ішкі контурлық жүйесі 1955 жылы Ромашкин кен орнында жасалды.
60-жылдардың басында "Гипровостокнефть" институты контурішілік су басудың блок жүйелерін негіздеді. Бұл жүйелерде мұнай кен орнын оңтайлы мөлшердегі блоктарға кесу қажет, бұл ішкі аймақтардағы мұнай қорларын сақтауды болдырмайды.
Контурға жақын су басқан жағдайда айдау ұңғымалары кен шоғырларының ішінде Мұнайлы сыртқы контурға тікелей жақын орналасады. Ол салыстырмалы түрде тұрақты қабаттарда, жоғары өткізгіштікте және мұнайдың төмен тұтқырлығында мұнай контурларының белгілі позициясы бар шағын кен орындарын (ені 4-5 км-ден аспайды) игеру үшін қолданылады.
Ұңғыманы осьтік кесу кезінде айдау қатары құрылымның ұзын осі бойымен орналастырылады. Осьтік кесу кен орындарының ені 4-5 км-ден асады және әдетте контурлы су басумен біріктіріледі.
Ауданды суландыру әсіресе өткізгіштігі төмен және үзік-үзік қабаттарды өңдеуде тиімді қолданылады.
Су басудың ошақты-селективті жүйесі өнімді қаттардың жоғары гетерогенділігі мен үзілгіштігі бар кен орындарын игеруге арналған. Ромашкин кен орнында төменгі карбонның мұнай кен орындары осы жүйе бойынша жұмыс істейді.
Қатты гетерогенді қабаттарда айдалатын су өткізгіштігі жоғары қабаттар мен аймақтар бойымен тау-кен ұңғымаларына өтіп, өткізгіштігі төмен қабаттарда, аудандарда және т. б. ығыстырылмаған мұнайды қалдырады.-
аз өткізгіш қабаттар мен аймақтар.
Бұл жағдай девонның жоғарғы қабаттарын игеруге енгізе отырып, Батыс Лениногор алаңында байқалады.
Қатыспаған аймақтар мен учаскелерді суландыру арқылы қосымша қамтудың тиімді әдістерінің бірі қабатты гетерогенді өнімді қабаттарды циклдік, стационарлық емес суландыру және біртектес емес қабаттарды созу арқылы ұңғымалар жүйесіне сұйықтық ағындарының бағытын, кинематикасын өзгерту әдісі болуы мүмкін.
Қабаттарға циклдік әсер капиллярлық күштердің көріну сипатын жеңуге, қанықтылықты теңестіруге, яғни гетерогенді қабаттарды суландыру арқылы қамтуды арттыруға көмектеседі.
Батыс Лениногор алаңында ауданды 3 блокқа сызықтық кесуді ошақтық су басумен үйлестіретін аралас әзірлеу жүйесі қалыптасты. Қойнауқаттық қысым ұңғымалардың жалпы айдау Қорымен 7 КСС 135 ұсталады. Айдау қысымы 150-ден 195 кгсм3-ге дейін өзгереді. КСС ағынды мұнайға қаныққан сулармен де, тұщы сумен де қамтамасыз етіледі. Жалпы айдау көлемі шамамен 7500 м3 тәул. Оның 5000 м3тәул.
Айдау қысымын ұстап тұру үшін сорғы қондырғыларының әртүрлі түрлері қолданылады: сериялық CNS-180-ден бастап, Red GNU және CNS-45-1800 өнімділігі төмен сорғыларға дейін. Әзірлеу жүргізілуде негізінен жоғарғы қабаттарының қабаты Д1.
Жақында әлсіз өткізгіш қабаттарды сәтті дамыту үшін жеке суасты сорғы қондырғылары (VECNV) енгізілді. Олар айдау қысымын жоғарылату және дамуға тарту үшін енгізілуде
слабопроницаемых қабаттарының.
Батыс-Лениногор алаңын игеру жүйесі қабаттардың мұнай беруін арттыру үшін химиялық реагенттерді айдауды көздейді.
3.1.2 ППД сумен жабдықтау жүйесінің көздері
Мұнай қабаттарын суландыру үшін көбінесе қолжетімді және оларды мұнай кен орындарына айдауға дайындаудың күрделі әдістерін қажет етпейтін көздер бетіндегі сулар қолданылады. Сонымен, өзендер және басқа да табиғи немесе жасанды Тұщы су қоймалары мұнай кен орындарының қабаттарын суландыру үшін сумен жабдықтау көзі болып табылады. Өзен және теңіз суларымен қатар, таяз сулы қабаттардан жер асты сулары су қабаттарын суландыру үшін қолданылады. Мұнай кен орындарын суландыру кезінде сумен жабдықтаудың ықтимал көздері ретінде мұнай өндіруші кәсіпорындардың сарқынды суларына да елеулі көңіл бөлінеді.
Мұнай өндіруші кәсіпорындардың сарқынды суларын суландыру жүйесінде пайдалану қаттарға айдау үшін тапшы тұщы су шығынын қысқартуға және су айдындарының ластануын болдырмауға мүмкіндік береді. Сонымен қатар, мұнай өндіретін кәсіпорындардың ағынды сулары жоғары температураға ие және беткі кернеуі төмен, сондықтан өзен суларымен салыстырғанда мұнай өндіру қабілетіне ие. И. Г. Мархасин мен И. Ф. Глумовтың айтуынша, ағынды сулар өзен суларына қарағанда кеуекті ортадан шамамен 5% көп мұнай шығарады.
Жоғарыда айтылғандардан өнімді қабаттарды су басқан кезде, ең алдымен, мұнай өндіретін кәсіпорындардың ағынды суларын пайдалану керек. Кейбір жағдайларда тұрмыстық ағынды суларды қолдануға болады.
Мұнай кен орындарына жақын орналасқан мұнай-газ өңдеу зауыттарының сарқынды сулары қабаттарды суландыру көздерін іздестіру тұрғысынан үлкен практикалық қызығушылық тудырады.
3.1.3 ППД үшін қабаттарға айдалатын суға қойылатын заманауи талаптар
Тұщы судың сапасына қойылатын талаптар. Су басу процесін сәтті жүзеге асыру үшін судың сапасына белгілі бір талаптар қойылады. Айдалатын судың құрамындағы механикалық қоспалар мен микроорганизмдер сүзгілеу бетін жабады және айдау ұңғымаларының қабылдау қабілетін төмендетіп, өнімді қабаттың кеуек арналарын тұндырады. Мысалы, сульфатты суды хлоркальций тұздары бар қабаттарға айдау ерімейтін гипс тұнбасының пайда болуына әкеледі:
SO42- + Ca2+ + 2H2O = ↓ CaSO4 :: 2H2O
Күкіртсутек сұйықтығымен қаныққан қабаттарды суландыру үшін құрамында сутегі бар су пайдаланылған жағдайда кеуекті ортада Fes шала тотығы гидратының және элементар күкірттің қатты тұнбасы пайда болуы мүмкін.
Қолданыстағы ережелер мен нұсқауларға сәйкес қабаттарға айдауға арналған судың құрамында 2 мгл артық емес қатты бөлшектер және 0,3 мгл темір болуы керек. Бізде де, шетелде де мұнай кен орындарын суландыру бойынша жинақталған тәжірибе суды тазартудың мұндай терең дәрежесі талап етілмейтінін көрсетеді. Сонымен қатар, бөлшектердің мөлшері маңызды фактор болып табылады, ал олардың мгл - мен көрсетілген мөлшері екінші реттік болып табылады. Суландыруға арналған судың сапасын қаттардың коллекторлық қасиеттерін, қолданылатын суландыру әдісін - контурішілік немесе контурлық және бірқатар басқа факторларды ескере отырып, әрбір нақты кен орны үшін нормалау керек.
Механикалық қоспалардан басқа, айдалатын суда орналасқан әртүрлі микроорганизмдер мен балдырлар өнімді қабаттардың тесіктерін бітеуге белсенді қатысады. Олардың ішіндегі ең қауіптісі-сульфатты төмендететін бактериялар, олардың дамуы мен қызметі көптеген аймақтардың кен орындарында байқалады. Сульфатты төмендететін бактериялардың белсенді белсенділігі резервуарларға су құйылғаннан кейін бір жылдан кейін байқалады. Сонымен қатар, бактериялар 100 мгл дейін күкіртсутекті түзе отырып, айдалатын судағы сульфаттарды толығымен қалпына келтіре алады.
Кен орнына құйылған Тұщы су кейде тау жыныстарының құрамына кіретін сазды материалдардың ісінуіне байланысты қабаттардың коллекторлық қасиеттерінің нашарлауының басты себебі болып табылады. Маңызды боладыеглинпластецел қолдануға боладыүшін күн
таза және минералданған сулар, олар іс жүзінде саздың ісінуіне әкелмейді, сондықтан айдау ұңғымаларының қабылдағыштығын төмендетпейді.
Айдау ұңғымаларының қабылдағыштығының төмендеуі, сонымен қатар, резервуарға су сорылатын құбырлардың коррозия өнімдерімен қабат тесіктерін коллатациялаудан туындайды. Резервуарға Су дайындау және айдау кезінде құбыр металының химиялық және электрохимиялық коррозиясы жүреді. Ұңғыманың төменгі шұңқырына түсіп, оның сүзгі бөлігіне түсетін құбырлардың коррозия өнімдері қысқа уақыт ішінде осы ұңғыманың қабылдағыштығын нөлге дейін төмендетуі мүмкін.
Айдау ұңғымаларының қабылдағыштығының төмендеуі қабаттарға өте таза су құйылса да орын алуы мүмкін екенін есте ұстаған жөн. Бұл резервуардың табиғи деградациясына және бастапқыда қабаттың өзінде орналасқан жылжымалы бөлшектермен кеуек арналарының кольматациясына байланысты. Көптеген жағдайларда қабат таза сүзгі жүйесі ретінде жұмыс істемейтінін елемеуге болмайды, өйткені ол бірнеше сағат ішінде кольматизацияланған болар еді. Сұйықтықтың қозғалысы, ең алдымен, жоғары өткізгіштігі бар жарықтар мен каналдар арқылы жүзеге асырылады.
Су басу үшін судың сапасы туралы және айдау қысымының оңтайлы мәні туралы ең сенімді деректерді өнімді горизонтты құрайтын жеке қабаттардың сіңіру қабілетін тіркейтін терең ағынды өлшегіштерді қолдана отырып, резервуарларға судың сынамалы құйылуы нәтижесінде алуға болады. Сынақ айдау кезінде судағы механикалық қоспалардың рұқсат етілген мөлшерін ғана емес, сонымен қатар өлшемдік шектердегі саңылауларды төмендетпестен тесіктер мен өткізгіш каналампл арқылы өтетін тоқтатылған бөлшектердің оңтайлы мөлшерін де анықтауға болады.
Жылдың әртүрлі мезгілдеріндегі тұщы судың сапасы өте кең ауқымда өзгеруі мүмкін екенін есте ұстаған жөн. Сонымен, тұщы жер үсті суларындағы суспензиялардың ең жоғары концентрациясы көктемде қардың еруі кезінде қол жеткізіледі. Суспензиялар негізінен саздан және балшықтан тұрады, бөлшектердің мөлшері 60 мкм - ге дейін, тығыздығы 2,65 гсм3. Жазда тығыздығы бірлікке жақын және бірнеше жүз мкм болатын планктон пайда болады. Бұл практикалық іс-әрекеттерде білу және ескеру өте маңызды.
Жалпы алғанда, тұщы судың жалпы түрінде келесі талаптар қойылады:
- судағы оттегінің мөлшері алынып тасталуы керек;
- суда планктон мен балдырлар болмауы керек;
- сульфатты төмендететін бактериялардың концентрациясы бір миллилитр суға бір бірліктен аспауы керек;
- негізгі аэробты бактериялардың мөлшері 10 млнмл-ден аспауы керек;
- бактериялардың белсенділігін басу үшін тиісті бактерицидтер қолданылуы керек;
- айдалатын судағы ... 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