Кен орынның геологиялық құрлымы

Жұмыс түрі: Курстық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 36 бет
Таңдаулыға:

КІРІСПЕ

Ұңғыларды 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.
Бұл дипложобаның мақсаты - Қарашығанақ кен орын жағдайына қарай үлестіре іріктелінген жабдықтар, жүргізілген зерттеулермен таңдап алынған технологиялық тәртіптің қолайлығын техникалық және экономикалық тұрғыдан дәлелдеп беру.

ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ

0.1 Кенорынның геологиялық құрлымы

Қарашығанақ МГККО Батыс - Қазақстан облысының батысында, Бөрлі ауданының территориясында орналасқан. Аудан климаты континентальды. Температура қыста -40[0]С-қа дейін жазда +40[0]С 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 м[3]тәу.
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 Өнім қабаттарының жинауыштық қасиеттері

Өнімді қабат горизонтының фильтрациялық коллекторлық касиеттері математио-статикалық анализбен есептеледі. Коллекторлардың кеуектілігі жоғарғы горизонттан төменгі горизонтқа карай шамасы түседі. Ең үлкен кеуектілік 1-ші горизонтта керннін анализі арқылы табылып мына шаманы құрайды -0,218, ал ең кіші шамасы -0,173-0,175, ХІІ,ХІП горизонтында орналасқан.
Өткізгіштігі 0,001 мкм2 пен ондық бөлігін құрайды. Жалпы оның шамасы 0,1 мкм2 шамасынан аспайды. Мұнай қабатының коллекторлары өткізгіштігінің төменгі шегі -0,003 мкм2 , ал газ үшін 0,001 мкм2.
Мұнай қанықтылық газды қабатта қалдығы 0,06 мен 0,1 арасында. Есептеуге арналған мұнай және газдық қанықтылық 1.3-кестеде берілген.
1.3-кесте. Қабат параметрінің сипаттамасы
№
Горизонттар
Өткізгіштігі мкм[2]
Кеуектілігі мөл ед
Бастапқы мөлшері
Ед
Су бойынша
қуаттылық
ед

Мұнайлылы-ғы
Газдылылы-ғы
тылық

1
I
0,21
0,21

0,54
0.46
2
II
0,26
0,2
0,6
0,53
0.4
3
III
0,08
0,21
0,6
0,51
0.4
4
IV
0,08
0,21
0.55
0,47
0.45
5
Vа
0,17
0,18
0,6
0,5
0.4
6
VБ
0,17
0.19
0.61

0.39
7
VВ
0,17
0,2
0.57

0.42
8
V1а
0,13
0,19
0,53
0,48
0.42
9
V1б
0,13
0,19
0,6
0,5
0.4
10
VІІ(1-6)
0,1
0.19
0,57

0.43
11
VІІ(8-9)
0,1
0.18
0,56

0.44
12
VІПа
0,1
0.18
0,59
0,5
0.4
13
VПІЪ
0,1
0,17
0,6
0,5
0.4
14
IX(1-2)
0,06
0,17
0,62
0,52
0.38
15
ІХ(3-4)
0,06
0,17
0.61

0.39
16
X
0,06
0,17
0.63

0.37
17
ХІ(1-4)
0,17
0,17
0,6
0,5
0.4
18
ХІ(5-9)
0,17
0,17
0,61

0.39
19
XII
0,16
0,17
0,69

0.31
20
XIII
0,24
0,17
0,7
0,62
0.3

1.5 Мұнай, газ және қабат суларының 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.

1.7.1 кесте. 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
1.7.1 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 1.7.1 кестеде көрсетілген.
1.7.1 кесте. Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель бойынша есептелген мұнайдың параметрлері
Алаң
Солтүстік-шығыс
Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат қысымы, Мпа
58,7
58,7
Қанығу қысымы, Мпа
58,1
55,3
Газ құрамы, м3 т
625
449
Көлемдік коэффициенті, бірлік үлес
2,28
1,99
Қабат мұнайының ты-ғыздығы, кгм3
601
651
Қабат мұнайының тұт-қырлығы, МПа * с
0,28
0,57
Сығылу коэффициенті, 1 МПа *104
26,8
21,5
1.7.2 кесте. Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа параметрлері.
Параметрлері
Конденсат
Солтүстік-шығыс алаң мұнайы
Оңтүстік-батыс алаң мұнайы
20 [0]С-тегі тығыздығы,кгм[3]
782
844
805
20 [0]С-тен тұтқырлығы, мПа*с
1,69
7,5
13,5
Құрамындағы күкірт, % масса
0,9
0,7
0,9
Құрамындағы парафин,% масса
2,29
3,8
5,0
Құрамындағы асфальтендер, % масса
0,07
0,08
0,24
Құрамындағы шайыр % масса
0,70
1,23
3,68
Қату темпетурасы, [0]С
-10 төмен
-10 төмен
-28 +11

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 [0]С-тан төмен температураларда қата бастайды.

1.7.2 Ұңғылар қоры жағдайы

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)

2.1 Газды және газ конденсатты кәсіпшілік ішінде жинау және тасмалдау жүйесі
Газ және газ конденсат тасмалдауға арналған құбырөткізгішті газ құбыры деп атайды. Газ құбырлары жұмысына қарай 3-ке бөлінеді: ішкі, жергілікті және магистралды болып бөлінеді. Ішкі газ құбырлары іште болады мысалы: мұнай базаларында, мұнай өңдеу зауыттарында. Ішкі газ құбырларының ұзындығы көп емес. Жергілікті мұнай құбырлары әр түрлі транспортты тізбекті, элементтерді жалғайды. Жергілікті газ құбырлары ішкі газ құбырларына қарағанда ұзын болады олар 10 нан 100 км-ге дейін жетеді. Магистралды мұнай құбырларына ұзындығы 50 км-ден жоғары және диаметірі 219дан 1220мм болатын құбырлар жатады. Бұлар газды кенорыннан тұтыну немесе басқа тасмалдау транспорттарына тасмалдайды.
Магисталды газқұбырлары диаметіріне байланысты 4-классқа бөлінеді:
І- 1000-1200 мм-ге дейін
ІІ- 500-1000 мм-ге дейін
ІІІ-300-500 мм-ге дейін
ІV- 300 мм-ден төмен
Бұған қоса газ құбырларының қабырға қалыңдығы есептелінеді бұлар пісіру мен құбыр ішіндегі қысымға байланысты.
Магистралды газ құбырлары келесідей қондырғылардан тұрады:
- Жеткізу құбырөткізгіштер
- Бастапқы газ құбыры
- Соңғы нүкте
- Аралық газ құбыры
Бастапқы газ құбыры- газды араластыру немесе оларды сорттап бөліп және оның резеруардан құбырөткізгішке жіберуін есептейді. Бастапқы газ құбырлары жұмысалатын қуатты қалыпқа келтіріп отырады. Бұл қуат ағу кезіндегі жүру күшінің үйкелісінің нәтижесінде пайда болып газдың тасмадауын қамтамасыз етеді.
Аралық газ құбыры- құбырөткізгіштің жолына гидравликалық есепке байланысты әр 50-200 км аралықтарында орнатылады.
Магистралды газ құбырлары болаттан жасалады себебі болат арзан, мықты және жақсы сваркаланатын болып келеді.
Сваркаланбаған тұтас құбырларды диаметірі 529 мм болатын құбырөткізгіштерде пайдаланады, ал сваркаланған құбырларды диаметірі
219 мм-де қолданады.
Климатқа байланысты құбырлар 2-ге бөлінеді оңтүстік және солтүстік болып. Оңтүстік құбырлары жылы жақтарға арналған олар 0°С-тан -40°С есептелген. Ал солтүстік құбырлары суық жаққа есептелген олар -20; -40; -60°С есептелген.
Диаметірлері үлкен құбырларды Челябинскта трубопрокатный завод жасайды.
Құбырөткізгіш арматура- бұл құбырөткізгіш құбырларды тасмалдайтын мұнайды басқару үшін қажет. Жұмыс істеуіне байланысты арматура 3-классқа бөлінеді.
Олар:
- тығынды
- реттегіш
- сақтандырғыш
Тығын арматура- құбырөткізгіштегі ағынды толығымен тоқтатуға арналған.
Реттеуіш арматура- ағып жатқан сұйықтың қысымын немесе шығын өлшеу үшін қажет.
Сақтандырғыш- құбырөткізгішті қорғау үшін және қысымды жоғарылап кетуі мен сұйықтың кері ағуын алдын алады.

2.2 Газды және газ конденсатты өңдеуге дайындаудың негізі
Белгіленген вариант бойынша сайклинг ұрдістің жүзеге асырылуы қарастырылды. Құрғақ газды айдауды 1993 жылдан бастау жобаланды. 12,5 млн. т. сұйық көмірсутектерді өндірудің максималды деңгейі 2000 жылы жетіледі, мұнда газды айдау 17,8 млрд. м3 құрайды. Сайклинг үрдісті жүзеге асырмас бұрын қабатта конденсат шығындарын болдырмау үшін кен орын сарқылу режимінде игеріледі, пайдаланушы ұңғымалар жұмысының технологиялық режиміне келесі шектеулер енгізілген:
oo қабат қысымы төмен және конденсатция басталу қысымына жақын қысымды ұңғымалар тобы енгізілген;
oo пайдаланудағы және жаңа енгізілген ұңғымалар бойынша шығымдар шектелген;
oo пайдаланушы ұңғымалар қабат қысымын конденсация басталу қысымы депрессиясының төрттен бір бөлігінен артатын қысымға дейін төмендету;
Қабат қысымдары есептік жылдың соңында конденсатция басталу қысымынан төмен шамаға дейін азайған ұңғымалар тоқтатылады. Барлық ұңғымалармен айдау басталғанда шектеулер күшін жояды.
Бекітілген варианттар бойынша ұңғымалардың жалпы қоры 343 ұңғыманы құрайды, олардың 226-сы өндіруші, 117-сі айдау ұңғымалары. Қордың өсуі негізінен 3 объектіге келеді. Пайдалану бұрғылаудың орташа екпіні 23 ұңғыжыл. құрайды.
30.11.93 жылы Ақсай қаласындағы ғылыми - техникалық жиналыста Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнының негізгі кеніштерін игерудің жағдайын талдау, тоқтатылған ұңғымаларда кешенді зерттеулер жүргізу нәтижесі және оларды периодты пайдалану бойынша жұмыстар бағдарламасы қарастырылған болатын.
01.12.93 жылы жағдай бойынша Қарашығанақ ГПУ-ң үлесінде 249 ұңғыма бар, олардың 41-і пайдалану қорын құрайды, 91-і тоқтап тұр. Пайдаланудың барлық кезеңінде 72 ұңғыма жұмыста болған. Рнк параметрі бойынша 15 ұңғыма тоқтатылған, олардың 11 ұңғымасы 1-ші объектіден, 4 ұңғыма 2-ші объектіден. ВолгоУралНИПИГаз игеру бөлімімен орныдалған судан құрғатылған қорларды талдау кен орынды пайдаланудың барлық уақытында игерілуге жалпы жұмылдырылған қорлар 847 млрд. м3 құрағанын көрсетті. Ерте тоқтатылған ұңғымалар бойынша судан құрғатылған қорлар 451,3 млрд. м3 құраған. 1993 жылы арнайы бағдарлама бойынша жүргізілген ұңғымаларды кешенді газодинамикалық зерттеулер нәтижесі негізінде, ерте тоқтатылған ұңғымалар аймағындағы ағымдағы қабат қысымы қайтадан қалпына келгені және конденсатция басталу қысымынан 2.0 - 8.0 МПа-ға артық екені анықталған. Осы аймақтар бойынша судан құрғатылған қорлар 225 млрд. м3 тең екені есептелген.
1-ші пайдалану объектісінің жоғары біртекті еместігі жайында тұжырым жасалған. Алаңдық сайклинг үрдісті қолдану жайлы мәселелер кешенін қарастыруда, оның жеке участкілерде тиімді екендігін жайлы тұжырым жасалған. Қабат қысымының шық нүктесінен төмен азаюы жағдайында ұңғыманы пайдалануда конденсатты шығару мәселелерін қосымша зерттеу мақсатымен 105-ші ұңғымада кешенді зерттеулер орындалған. Жүргізілген негізінде фазалы өзгертулермен көп компонентті сүзудің математикалық үлгісінде бұрынырақ ВолгоУралНИПИГаз орындаған есептеулерге тәжірибелік дәлел алынды. Сарқылу режимінде жұмыс жасайтын ұңғыманы пайдалану режимі және технологиялық әдісі жасалған.
Осы жиналыстың шешімі бойынша табиғи сарқылу режимінде газконденсатты кенішті игеру мерзімі 1997 жылға дейін ұзартылған, конденсатция басталу деңгейіндегі қысым бойынша шектеулермен 1-ші объекті ұңғымаларын сарқылу режимінде пайдалануға рұқсат етілген, 1994 жылға ұңғымаларды зерттеу бағдарламасында қабат қысымының шық нүктесінен төмен азаю жағдайында ұңғымаларды мезгіл - мезгіл пайдалануда сұйық көмірсутектерді шығару мәселерін зертеуге бағытталған жұмыстар кешенін жүргізуді қарастыру ұсынылған. Келесі ТӨП-ті 30.11.93 жылғы НТС қаулысына сәйкесті жалғастыру керек. Бірақ осы уақытқа дейін әртүрлі себептерге байланысты скайклинг үрдіс басталмаған, ал кен орынды игеру ТӨП-ң анықталған жобасына ... , 3а вариантына сәйкесті қабат қысымының конденсатция басталу қысымынан төмен құлауын болдырмаудың технологиялық шектеулерін сақтаумен табиғи сарқылу режимінде жалғастырылған. Игеруге авторлық бақылауды ВолгоУралНИПИГаз институты жүзеге асырады.
Қарашығанақ мұнайгазконденсат кен орнын меңгеруді жалғастыру үшін шет елдік партнерлерді таңдаумен конкурстар жүргізу бойынша Қазақстан Республикасының Ұйымдастыру Комитетінің басқаруымен 1992 жылы жүргізілген конкурстар нәтижесі бойынша шет елдік партнерлер ретінде Бритиш Газ және Аджип компаниялары таңдалынған болатын. Кен орынның флюидтік, геологиялық және экономикалық үлгілері жасалынды, көмірсутектер қоры бағаланды, коллекторлардың сыйымдылықты - сүзгіштік қасиеттері және оны толтырып тұрған флюидтердің қасиеттерін анықтау бойынша зерттеу жұмыстары басталған, сондай-ақ гидродинамика, коррозия, экология аймағында зертханалық және кәсіпшілік зерттеулердің бағдарламалары жасалған. Экономикалық зерттеулердің қазақ - европалық тобының (ЭЗҚЕТ) зерттеулерінің нәтижесін дәлелдеу үшін, газды айдауға жарамсыз аймақта орналасуына байланысты конденсатция басталу қысымы бойынша шектеусіз табиғи сарқылу режимінде пермь қабатындағы ұңғымалар қатарын (101, 102, 103, 105, 108, 109, 110, 113, 146, 153) пайдалану ұсынылды. 29.05.95 жылы НТС МНГП ҚР Қарашығанақ кен орнын игеру жағдайын қарастырды және 1995 - 1997 жылдар аралығында кен орынды қабат қысымының конденсатция басталу қысымынан төмен құлауын болдырмаудың технологиялық шектеулерін сақтаумен табиғи сарқылу режимінде игеруді қарастыратын ТӨП-ң анықталған жобасы ... 3а вариант бойынша кен орынды игеруді жалғастыруды шешті. Кен орныды игерудің толық жоспары жасалғанша, НТС-де сәйкесті зерттеу жұмыстарын жүргізумен ЭЗҚЕТ зерттеулерінің мәліметтерімен сайклинг үрдісті жүзеге асыру тиімсіз участкілерде орналасуынабайланысты конденсатция басталу қысымы бойынша шектеусіз табиғи сарқылу режимінде 101, 102, 103, 105, 108, 109, 110, 113, 146, 153 ұңғымаларын пайдалану туралы шешім қабылданды. ГХК Қазақгазға 410 бар қабат қысымды төмендеткенде қабат жағдайындағы конденсат мінезін және конденсатция басталу қысымы бойынша технологиялық шектеусіз жұмысында пермь қабатындағы ұңғымаларды зерттеулер жүргізу тапсырылған.
ҰМК Қазақойл өкілдерінің және бақылаушыларының қатысуымен болған жиынның шешімімен ТӨП-ң анықталған жобасының ... әрекет ету уақыты 1998 жылдың аяғына дейін ұзартылған. (Протокол №11 06.11.97 ж.) Осы жиналыста 1994 жылдан бастап кен орында авторлық бақылау жүргізілмейтіні және кен орынды игеруді талдау жасалмағаны айтылып өтті.
1997 жылы ҚР Президенті Н.Ә. Назарбаев Қазақстан Республикасымен жер қойнауын пайдаланушылар арасында өндіру бөлінетіні жайлы соңғы келісімге қол қойды, мұнда кенішті игерудің түрлері анықталған болатын. Осы құжатқа байланысты газды қабатқа қайтадан айдау есебінен артуы мүмкін сұйықты өндіру приоритетті болып табылады. Мұнда алынатын газдың 40%-ін тек кеніштің газконденсатты бөлігіне айдау жобаланды, ал мұнайлы жиекті игеру - ағысты қарқындату тәсілін қолданумен көлденең ұңғылармен жүргізу қарастырылды.
Жер қойнауын пайдаланушылар КРМТ құрылымын жасады, ол кейін Қарашығанақ Интеграциялық Ұйымына (ҚИҰ) өзгертілді, бұл ұйым Қарашығанақ өнеркәсіптік кешенінің дамуымен кен орынды игеруге жобалық құжаттарды дайындаумен айналысады.
ҚИҰ өкілдерімен ҚР ГКЗ-ң біріккен шешімімен 28.05.99 жылы ГКЗ-да мұнайдың, газдың, конденсаттың және көмірсутектерді алу коэффициентінің қорын қайтадан есептеу орындалып және анықталған болатын.

2.3 Газды және конденсатты дайындаудың технологиялық сипаттамасы
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 жұмыстарды 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 ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.