Ұңғыма қорының жағдайы
Аңдатпа
Дипломдық жобаның басты мақсаты Өзен кен орнындағы мысалында ұңғы өнімдерін жинау, кәсіпшілік ішінде тасымалдау және дайындаудың жетілдірілген жүйесін талдау болып табылады. Қазіргі таңда ұңғы өнімдерін жинақтау мен дайындау жүйесінің негізі қарастырылған, сонымен қатар жинақтау жүйесінің кемелдендірудің жаңа бағыттарының анализі жасалған. Жинақтау жүйесін кеңейту мен қайта құру және тауарлы мұнайды дайындаудың технологиялық процесін әрі қарай дамыту туралы кеңестер берілді. Экономикалық бөлімде экономикалық сипаттағы сұрақтар мен ұсынылған орналастыру нұсқаның тиімділігі қарастырылады.
Annotation
The main objective of the diploma project is selection of an optimal variant for arranging the Uzen oilfield with production gathering and treatment system. Current state of the existing gathering and treatment system was studied in detail, and new directions in improvement of the system were analyzed. Recommendations for expanding and reconstruction of the existing gathering system and further improvement of the oil treatment process were made as well. In the economical part issues of economic nature and efficiency of the proposed options were considered.
Аннотация
Главной целью данного дипломного проекта является выбор оптимального варианта обустройства месторождения Узень системой промыслового сбора и подготовки скважинной продукции. Было детально изучено текущее состояние действующей системы сбора и подготовки, а также проведен анализ новых направлений в совершенствовании системы промыслового сбора продукции скважин. Даны рекомендации по расширению и реконструкции действующей системы промыслового сбора и по дальнейшему совершенствованию технологического процесса подготовки товарной нефти. В экономической части рассматриваются вопросы экономического характера и эффективности предложенного варианта обустройства.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 10
1.Геологиялық бөлім 11
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат 11
1.2 Кен орынның геологиялық құрылымның сипаттамасы 13
1.2.1 Стратиграфия 13
1.2.2 Тектоника 15
1.3 Кен орынның энергетикалық күйінің сипаттамасы 21
2. Техникалық-технологиялық бөлім 22
2.1 Кен орынның жобалануы мен игеру тарихы 22
2.2 Кен орынның қазіргі даму жағдайы 24
2.2.1 Ұңғыма қорының жағдайы 28
2.3 Қабат қысымын ұстап тұру жүйесі 29
2.4 Ұңғыманы пайдалану 30
2.5 Ұңғымаларды және қабаттарды сынау 30
3. АРНАЙЫ БӨЛІМ 33
3.1 Ұңғымалық өнімді далалық жинау жүйесіне қойылатын талаптар 33
3.2 Ұңғы өнімін далалық жинаудың ағымдағы жүйесінің жағдайы 34
3.3 Ұңғыма өнімдерін кен орындарын жинау жүйесін жетілдірудің жаңа бағыттарын жүзеге асыру 39
3.4 Кен орнындағы мұнай жинау жүйесін жетілдіру бойынша ұсыныстар 45
3.5 Мұнай жинау жүйесінің кен орындарын игеру жұмыстары 50
3.6 Қолданыстағы кен орнынының мұнай жинау жүйесін кеңейту және қайта құру бойынша ұсыныстар 56
3.7 Мұнайды тауарлық өңдеудің технологиялық процесін одан әрі жетілдіру бойынша шараларды жүзеге асыру 60
4. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 65
4.1 Мұнай жинау жүйесімен кен орнын игерудің оңтайлы нұсқасының техникалық-экономикалық негіздемесі 65
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ ЖӘНЕ ЕҢБЕК ҚАУІПСІЗДІГІ
5.1 Өзен кен орнындағы қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау
5.2 Өзен кен орнындағы мұнай мен газды жинау және өңдеу кезіндегі қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау
ҚОРЫТЫНДЫ 67
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 90
Кіріспе
Өзен мұнай кен орны 1961 жылы ашылып, 1965 жылы өнеркәсіптік пайдалануға берілді.
Кен орны оңтүстік шөлейт бөлігінде Маңғышлақ түбегінде орналасқан. Әкімшілік жағынан кен орнының аумағы Қазақстан Республикасының Маңғыстау облысының құрамына кіреді.
Өзен кен орнын Өзенмұнайгаз АҚ басқарады, ол құрылымдық жағынан 2 мұнай-газ өндіру басқармасынан (МГӨБ), қабат қысымын ұстау цехынан (ҚҚҚБ), мұнай дайындау және өңдеу цехынан (МӨЗ), Қазақ газ өңдеу зауытынан (ҚазГӨЗ), өндірістік қызметтен тұрады. Бұрғылау ұйымы - бұрғылау жұмыстарын қызмет басқарады.
Игеру басталғаннан бері кен орнының тереңінен 380 миллион тоннадан астам мұнай өндірілді, ал қалған алынатын қорлар шамамен 100 миллион тоннаны құрайды. Кен орны парафиннің жоғары мөлшерімен (салмағы бойынша 20%-дан астам) және +30ºС; +32ºС температурасымен сипатталады.
Кен орнының мұнайы Маңғышлақ-Самара магистральдық мұнай құбыры арқылы әрі қарай өңдеу үшін тасымалданады. Ағын желілерінде мұнайдың қатып қалуын болдырмау үшін ұңғымалардың айтарлықтай санын бірлесіп пайдалану қажет, бұл ұңғымалардың дебиттерін жедел өлшеу мүмкіндігін теріске шығарады. Кен орындарын жинау жүйесінің сенімділігін арттыру және ұңғыманың жұмысын жедел бақылауды қамтамасыз ету қажет.
Кен орнының қызмет ету мерзімі ұзақ болғандықтан, мұнайды дайындаудың техникалық процесін де жетілдіру қажет. Байланысты электрмен жабдықтау желілері, телемеханика және автоматты басқару, пайдалану кезінде мұнай дайындауға арналған жабдықтар айтарлықтай тозған, соның нәтижесінде тауарлық мұнайдағы хлоридті тұздар мен механикалық қоспалардың мөлшері артты.
Қойылған міндеттерді орындау үшін кен орнындағы ұңғыма өнімдерін жинау және дайындау жүйесінің ағымдағы жай-күйін жан-жақты талдау, сондай-ақ оны кеңейту мен реконструкциялаудың анағұрлым жетілдірілген шешімдерін іздеу қажет. Ұсынылған жұмыстарды қарастырып өту қажет.
Осы дипломдық жобаны әзірлеу үшін құжаттар мен материалдар жоғарыда аталған бірлестікке қарасты және Маңғыстау облысына, Өзен қаласында орналасқан Өзенмұнайгаз АҚ және Өзенмұнай мұнай-газ өндіру басқармасы бірлестігінде таңдалды.
ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын туралы жалпы мағұлмат
Өзен кен орны Оңтүстік Маңғышлақтың далалық бөлігінде орналасқан және әкімшілік жағынан Қазақстан Республикасы Маңғыстау облысы Қарақия ауданының құрамына кіреді.
Ауданда халық аз қоныстанған. Облыс орталығы Ақтау қаласы Өзен кен орнынан 150 шақырым жерде орналасқан.
Жаңаөзен қаласы Өзен және Қарамандыбас кен орындарын игеретін Өзенмұнайгаз АҚ орналасқан кен орнына жақын орналасқан және қала құраушы кәсіпорын болып табылады. Жаңаөзен қаласының 50 мыңнан астам халқы бар және инфрақұрылымы жеткілікті дамыған. Қалалық типтегі Жетібай және Құрық елді мекендері кен орнынан сәйкесінше 70 және 150 км қашықтықта орналасқан. Уақытша қоныстар сирек кездеседі, әдетте бірнеше киіз үй - қой өсірушілердің лагерінен тұрады.
Кен орнына тікелей жақын жерден Өзен-Ақтау мұнай құбыры мен Теңге-Жетібай-Ақтау газ құбыры өтеді.
Қала үлгісіндегі елді мекендер мен мұнай кәсіпшіліктерін сумен қамтамасыз ету Ақтау қаласының тұщытылған суымен, сондай-ақ Ту-Су, Сауысқан тұщы су кен орындарының құбырлары арқылы жүзеге асырылады. Бұрғылауға арналған техникалық суды беру арнайы ұңғымалардан альб-сеноман дәуірінің аздап тұщы су қоймалары есебінен жүзеге асырылады, ал тұщы су Еділ-Атырау-Өзен реcурстары су құбыры арқылы беріледі.
Жүктерді тасымалдау автомобиль және теміржол көлігімен жүзеге асырылады. Өзен-Маңғышлақ темір жолы бір жолды және аздаған еңістеріден тұрады. Көлік құралдарының қозғалысы қалаларды, елді мекендерді, сондай-ақ мұнай және газ кен орындарын байланыстыратын асфальтталған магистральдар бойымен жүзеге асырылады. Мұнай және газ кен орындарымен қамтылмаған аумақтың қалған бөлігінде көлік қозғалысы далалық жолдармен жүзеге асырылады.
Территория рельефі күшті жарылғандықтан күрделі құрылымға ие. Орталық бөлігін негізінен сармат дәуіріндегі әктастардан тұратын және оңтүстік-батыс бағытта аймақтық еңісі бар кең таулы үстірт алып жатыр. Солтүстікте максималды абсолютті белгілер 260 м дейін жетеді, ал оңтүстік бөлігінде олар 200 м дейін төмендейді.
Рельефтің тағы бір маңызды элементі - екі ағынсыз ойпаты бар. Оларда көбінесе жартастартардан тұрады. Өзен ойпатының түбі кең дамыған борпылдақ шөгінділерден, топырақтар және тығызырақ құм түзілімдері бар терең жыралар алып жатыр. Оның табанының ең төменгі абсолютті биіктігі 31 м. Тунгракшин ойпаты әлдеқайда жоғары орналасқан және бұл ойпаттың түбінің абсолюттік биіктігі 137 м-ге жетеді.
Кен орнында су ағындарының құрап жатқандары өте сирек кездеседі. Кейбір ойпаттарда жаңбыр немесе қар ерігеннен кейін су аз уақытқа қалады. Кен орны аумағында кейбір ірі алаптардың түбінде өтетін және өтпейтін сортаңдар да бар.
1.1- сурет. Маңғыстау облысының кенорындар бойынша жалпылама картасы
1.2 Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы
Өзен құрылымы Оңтүстік Маңғышлақ шұңқырлар жүйесінің солтүстік жағында шектелген Жетібай-Өзен тектоникалық сатысында орналасқан.
Өзен кен орнында барлау бұрғылау жұмыстары кезінде қалыңдығы 3000 м-ге дейінгі шөгінді кен орындары анықталды.Кен орнының учаскесі триас, юра, бор, палеоген, неоген және антропоген кезеңдерінің тау жыныстарынан құралған.
Кен орнының өнімді қабаты жоғарғы бор, төменгі юраға дейінгі стратиграфиялық диапазонды қамтиды. Сонымен қатар, газ кен орындары бор шөгінділерімен, ал мұнай және ұсақ газ және мұнай-газ кен орындары негізінен юра шөгінділерімен байланысты. Оның үстіне мұнай қорының 95%-ға жуығы XIII-XVIII өндірістік горизонттармен шектелген. Өзен кен орнындағы юраның өнімді қабаты төменгі юраға дейінгі қалыңдығы 1000 м дерлік терригенді шөгінділермен ұсынылған.
Өнімді қабат терригендік жыныстардың, алевролиттердің және саздардың аралық қабаты болып табылады. Ең біркелкі ауданы бар саздар горизонттардың арасындағы учаскелер болып табылады және олардың ішінде резервуарлар пакеттері ерекшеленеді.
Кен орнының қарастырылған бөлігі негізгі доғаның ішінде орналасқан 2а - 3 блоктарымен біріктірілген. XIII-XVIII горизонттағы мұнай кен орындары өнеркәсіптік игеруде.
1.2.1 Стратиграфия
Өзен кен орны көпқабатты және ерекше күрделі құрылымға ие. Бор және юра шөгінділерінің учаскесінде 25 өнімді горизонт (I-XXV) анықталды.
Олардың ішінде I-XII горизонттары (төменгі бор шөгінділерінде) турондық (I-горизонт), сеномандық (II-горизонт), альбтық (III-XI горизонт) және неокомдық (XII-горизонт) шөгінділерімен стратиграфиялық жағынан байланысты. Олар: қабат аралық құмды, алевролит және сазды жыныстардан тұрады. Бұл шөгінділер литологиялық белгілері бойынша екі кешенге анық бөлінеді: жоғарғы терригендік (II-XI горизонт) және төменгі терригенді-карбонатты (XII-горизонт). Бұл горизонттардың коллекторлары газға қаныққан, газдық деңгейі 700м-ден астам.
ХІІІ-ХXІІІ, негізінен мұнайға қаныққан юра горизонттары мұнай-газ учаскесінің жоғарғы сатысына жатады және 1080-1370 м тереңдікте жатыр. Оларда құрамы мен қасиеті жағынан бірегей мұнайдың негізгі қорлары бар. Көрсетілген горизонттардың мұнай шөгінділері қабат типіне жатады.
Қатпар осі бойымен ұзындығы енінен 4-5 есе үлкен болатын негізгі өнімді горизонттарда (XIII-XVIII) 51 мұнай қабаты анықталды.
Төменгі триас шөгінділері (Т) қоңыр балшықты және орташа түйіршікті құмтастардан құралған. Оңтүстік Маңғышлақтағы бұл шөгінділердің қалыңдығы 440 метрге жетеді, олардың төбесінде эрозия іздері бар.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесінің шөгінділерінде үш бөлім де ерекшеленеді: төменгі, орта, жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300 м.
Төменгі бөлім (J1)
Құмтастар сұр және ашық сұр түсті, негізінен ұсақ және орташа түйіршікті. Қиыршық түйіршіктердің айтарлықтай қоспасы бар ірі түйіршікті түрлері азырақ таралған. Кейде құмтастар ашық сұр алевролиттерге немесе аргиллді құмтастарға айналады. Құмтастар мен алевролиттердің цементі сазды немесе сазды кремнийлі. Саздар сұр және қою, сирек қоңыр түсті. Олар әдетте аргиллит тәрізді және көміртекті заттармен байытылған. Құмтастардың, алевролиттердің және саздардың тұрады. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120-130м. Төменгі юра бөлімінде XXIV-XXV екі өнімді горизонттары анықталған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Орта юра шөгінділерінде алендік, бажокийлік және батониандық кезеңдері ерекшеленеді, олардың жалпы қалыңдығы 700 м.
Бор жүйесі (К)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің эрозияға ұшыраған бетінде жатыр және төменгі және жоғарғы бөлімдерімен және барлық сатыларымен бейнеленген. ХІІ горизонт төменгі бөлікте, ал I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X және XI газды горизонттар орта және жоғарғы бөліктермен шектеледі. Бор шөгінділерінің қалыңдығы шамамен 1100 метр. Бор шөгінділерінің өнімді қабаты құмды-алевролиттік және сазды қабаттар мен бумалардың монотонды аралық қабаттарымен ұсынылған.
Палеогендік жүйе (F)
Палеогендік шөгінділерге мергельді-әкті жыныстар мен саздың монотонды қабаты жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 метр.
Неогендік жүйе (N)
Неоген жүйесі тортон және сармат кезеңдерімен ұсынылған. Тортон сатысының қалыңдығы 19-25 метр, сармат 80-95 метр. Тортон кезеңі саздар, мергельдер, құмтастар және әктастардың тізбегі арқылы ұсынылған. Сармат кезеңінің шөгіндісі әктастардың, мергельдердің және саздардың интеркаляциясымен ұсынылған. Неогендік жүйенің жалпы қалыңдығы 115 метрге жетеді.
Төрттік жүйе (Q)
Төрттік шөгінділер эмовиалды-демовиалды текті саздақтар, құмдар, саздармен ұсынылған. Шөгінділердің қалыңдығы 5-7 метрге дейін жетеді.
Тектоника
Өзен құрылымы Жетібай-Өзен тектоникалық қадамының солтүстік бөлігінде, Оңтүстік Маңғышлақ ойпатының солтүстік көкжиегімен шектелген. Ол ең жоғары құрылымдық орынды алады және өзінің үлкен өлшемімен ерекшеленеді. Өзен құрылымы шығыс пен оңтүстік-шығыстан батыс пен солтүстік-батысқа қарай созылып жатты. Солтүстікте көршілес Теңіз сілемінен оңтүстік-шығыс периклинамен шектеседі. Батыста Өзен қатпары Қарамандыбас құрылымымен іргелес жатыр. Ауданның шығыс бөлігінде Тұңғырақшын ойпатының шығыс бөлігіндегі аймақта Өзен құрылымдық қабаты тік құлап жатыр.
Өзен кен орны өлшемдері 45*10 км, амплитудасы 340 м болатын үлкен субендік антиклинальды қатпармен қоршалған. Қатпардың құрылымы асимметриялы, оңтүстік қаптал солтүстікке қарағанда біршама тік. Егер соңғысының шегінде тау жыныстарының түсу бұрышы 3-4 градустан аспаса, оңтүстікте олар 5-6 градусқа жетеді. Тереңдікпен, еңіс бұрыштарының ұлғаюынан басқа, көтерілудің құрылымдық жоспарында айтарлықтай өзгерістер болмайды.
Құрылымның батыс бөлігінде мұнай шөгінділері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік-Батыс және Парсумұрын.
Парсумұрын күмбезі шағын көлемді, оңтүстікке қарай Өзен құрылымының қанатын қиындатады. XVIII горизонттың жоғарғы жағында көтерілу амплитудасы 32 метрге жетеді, ал өлшемдері 2,8 x 0,8 км.
Солтүстік-батыс күмбез Өзен құрылымының солтүстік қапталын күрделендіреді. Көтерілудің өлшемдері 3,5 x 2 км, амплитудасы 33км.
Құмурын күмбезі Өзен көтерілімінің орталық бөлігіне іргелес, онда да мұнай кен орындары баршылық. XIV горизонттың төбесіндегі күмбездің көлемі 10,8 x 4,5 км, амплитудасы 105 м.
Таблица 1.1 Шоғырлар сипаттамасы
Шаршы, блок, күмбез
горизонт
Шоғыр
Шоғыр түрі
Кен орнының қанығу сипаты
Шоғыр өлшемі
Мұнайлы ауданы мың.м2
Шоғыр биіктігі,м
Басты аудан
13
А
Қабат доғалы
мұнайлы
178758
335
Б
Қабат доғалы
мұнайлы
106748
323
В
Қабат доғалы
мұнайлы
225327
314
Г
Қабат доғалы
мұнайлы
203733
305
Д
Қабат доғалы
мұнайлы
167340
295
14
А
Қабат доғалы
мұнайлы
187879
279
Б
Қабат доғалы
мұнайлы
188261
273
В
Қабат доғалы
мұнайлы
129789
247
15
А
Қабат доғалы
мұнайлы
93727
221
Б
Қабат доғалы
мұнайлы
92252
208
В
Қабат доғалы
мұнайлы
44547
184
16
1
Қабат доғалы
мұнайлы
65231
171
16
2
Қабат доғалы
мұнайлы
48595
149
17
А
Қабат доғалы
мұнайгазды
37456
137
17
Б
Қабат доғалы
мұнайгазды
33240
130
18
А
Қаб.күм.тек.қал.
мұнайлы
14311
72
Б
Қаб.күм.тек.қал.
мұнайлы
9128
50
В
Қаб.күм.тек.қал.
мұнайлы
7635
40
1.4 Кен орнының энергетикалық күйінің сипаттамасы
Белгілі болғандай, Өзен кен орнының кен орнын игеру мен мұнай өндіру процесін айтарлықтай қиындататын бірқатар ерекшеліктері бар.
Қорлардың біркелкі игерілмеуі және өнімді горизонттардың су басуы игеруді мұқият бақылауды қажет етеді. Кен орындарын игеруді бақылаудың негізгі шаралары ұңғымаларға жүйелі зерттеулер жүргізуге дейін қысқарады және олардың материалдары бойынша процесті реттеуге болады.
Игеру процесі кезінде қабаттың әрекетін бақылау үшін қабат қысымының өзгеру және таралу сипатын зерттеу қажет. Ол үшін изобарлық карталар құрастырылады, яғни қабат қысымының бірдей карталары және блоктар мен горизонттардың орташа өлшенген қабат қысымдарының анықтамаларын есептеу.
Қабат қысымының орташа динамикасына сәйкес айдау аймағында және алу аймағында қабат қысымының жоғарылауы көрінеді. Сәйкесінше, соңғы жылдары осы горизонттардың орташа өлшенген қабат қысымының шамалы өсуі байқалды.
Қабаттың орташа салмақтық қысымының артуы соңғы жылдары қабатқа су айдау көлемінің ұлғаюымен, бұрғылаудан жаңа айдау ұңғымаларының іске қосылуымен, ұңғымаларды бақылау және мұнай ұңғымаларын айдау санының артуы.
Жылдар
Белсенді айдау ұңғымаларының саны
XIII горизонт
2017
302
2018
332
2019
376
XIII горизонт үшін қабаттың орташа өлшенген қысымын бастапқы қабат қысымымен салыстыру, қабаттың орташа өлшенген ток қысымының бастапқы қабат қысымынан 0,12 МПа төмен екенін көрсетеді.
Жылдар
Белсенді айдау ұңғымаларының саны
XIV горизонт
2017
313
2018
364
2019
394
XIV горизонт үшін қабаттың орташа өлшенген қысымын бастапқы қабат қысымымен салыстыру, қабаттың орташа өлшенген ток қысымының бастапқы қабат қысымынан 0,08 МПа төмен екенін көрсетеді.
2 ТЕХНИКАЛЫҚ - ТКХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2. Кен орнын игеру және жобалау тарихы
Өзен кен орны 1961 жылы ашылып, кен орнын игерудің, бас схемасына сәйкес 1965 жылы өнеркәсіптік игеруге берілді.
Бас схеманың бекітілген нұсқасының негізгі ережелері мыналар:
1) төрт пайдалану объектісін бөлу:
I нысан - XIII-XIV горизонттар;
II нысан - XV-XVI горизонттары;
III нысан - XVII горизонты;
IV нысан - XVIII горизонты;
2) кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен қабат температурасын ұстап тұру маңызды міндеті;
а) ені 4 км блоктарға айдау ұңғымаларының қатарларымен кесу арқылы I және II объектілерді игеруді жүзеге асыру;
б) 8 айдау ұңғымасы арқылы шетінен су басуды қолдана отырып, бірінші рет XVII горизонтты игеруді жүргізу;
в) қабат қысымын сақтамай XVIII горизонттың дамуын жүзеге асыру;
г) XVII және XVIII горизонттардың қабылданған шарттарда оларды игеру тиімділігі және жоғарғы объектілерге ыстық және суық суды контурішілік айдау нәтижелері туралы мәліметтерді алғаннан кейін одан әрі дамыту жүйесін нақтылау;
д) I объектiде әр блоктың iшiнде 5 қазу қатары, II объектiде - 7 қазу қатары; айдау ұңғымалары арасындағы қашықтық I объекті үшін - 500м, II объекті үшін - 250 м;
е) технологиялық көрсеткіштерді нақтылау және барлық көкжиектерді ұзақ мерзімді сынақтық пайдалану деректері негізінде кен орындарын игеру жүйесін жетілдіру.
Кен орнының өнімді горизонттарына суды айдау үшін тұз құрамы қабат суына өте ұқсас, бірақ минералдануы 10 есе аз Каспий теңізінің суын пайдалану ұсынылды.
1977 жылы Өзен кен орнының (XIII-XXIV) барлық мұнай горизонттарын игерудің Кешенді жобасы жасалды, онда технологиялық мәселелерден басқа техникалық мәселелер де қамтылды. Кен орнын пайдалануды жақсарту мақсатында ғылыми-техникалық мәселелерді шешудің ұйымдастыру-техникалық шаралары мен ғылыми-зерттеу бағдарламасы дайындалды.
Төменгі мұнайлы деңгейдің (XIX-XXIV) өнімді горизонттарының геологиялық құрылымының нақтылануына және баланстық және алынатын мұнай қорларының бекітілуіне байланысты 1982 ж. Өзен кен орнының Парсумұрын, Солтүстік-Батыс және Хумурун күмбездері қарастырылды.
1976-1978 жылдары қабат қысымы мен температурасын ұстап тұру үшін ыстық суды айдау тиімділігін арттыру және игеру үдерісін - сатылы термиялық су басуды күшейту мақсатында аномальді мұнайлардың көп қабатты шөгінділеріне әсер етудің жаңа жүйесі ұсынылды. 1979 жылы кезеңдік термиялық тасқынмен (СТЗ) III, IIIа, IV блоктарда тәжірибелік аймақта XIII-XIV горизонттарды игерудің техникалық сызбасы жасалды.
1983 жылы парафинмен қаныққан мұнай кен орындарының өнімділігі төмен (өңдеу зауыты) және жоғары өнімді аймақтарын игерудің жаңа технологиясы ұсынылды. Мұнай өңдеу зауыты мен жоғары өнімді аймақтарын игеру ұңғымалардың тәуелсіз торларымен бөлек дамыту қарастырылды. Аймақтық су басудың қарқынды жүйесін 15 МПа-ға дейінгі жоғары айдау қысымында ыстық суды айдау және қабаттың қосылу аймақтарындағы қысымды біркелкі сумен қамтамасыз ету үшін суық су айдауды қолдану арқылы өнімділігі төмен аймақтарға әсер етудің жаңа әдісін енгізу ұсынылады. өткізгіштігі жоғары, біртекті пакеттер. 1984 жылы Өзен кен орнының XIII горизонтының Vа блогын жаңа технологиялық процесті қолдана отырып тәжірибелік игерудің технологиялық схемасы жасалды.
1988 жылы Орталық игеру комиссиясы мұнай өндіруді арттырудың жаңа технологияларын енгізуді көздейтін Өзен кен орнын игеру жобасын бекітті. Кен орнын игеру жобасына сәйкес, мұнайды жоғарылатудың гидродинамикалық әдістерін қарастыратын экономикалық тиімді нұсқа, атап айтқанда, кен орындарының барлық ауданына СТЗ кеңеюі, біріктірілген ынталандыру жүйесі, СТЗ мен СТЗ үйлесімі. жоғары өнімді және төмен өнімді аймақтарды дамытудың жеке жүйесін құру, сондай-ақ беттік белсенді заттарды (БАЗ) айдау.
Өзен кен орнының өнімді горизонттарының геологиялық құрылымын егжей-тегжейлі зерттеу қабат қабаттарының таралу сипатын нақтылауға, үлкен біртексіздігімен және үзіліссіздігімен сипатталатын мұнай кен орындарының экстенсивті төмен өнімді аймақтарының болуын анықтауға мүмкіндік берді. Қабат қабаттарының литологиялық гетерогенділігінің мұндай сипаты жекелеген қабаттардан мұнай қорларының біркелкі емес өндірілуін тудырады. Осыған байланысты мұнай кен орындарына әсер ету әдістерін үнемі жетілдіріп отыру қажет, өйткені қолданыстағы блок жүйесі жоғарыда аталған қабаттар мен кен орындары аймақтарын белсенді игеруге барынша толық тартуға мүмкіндік бермейді.
Сонымен қатар, Өзен кен орнын игеру кезінде қабат мұнайының параметрлерінің өзгерістері анықталды, олар шамамен.
2.2 Қазіргі даму жағдайы
Игеру басынан бері Өзен кен орнының өнімді горизонттарынан 368 309,2 мың тонна мұнай және 729 421,5 мың тонна сұйық іріктелді, оның ішінде XIV (39%) горизонттан 140 874,4 мың тонна өндірілді. Мұнайдың жиынтық өндірісіндегі басқа өндіріс орындарының үлесі 1,3%-дан (Солтүстік-Батыс күмбез) 24%-ға дейін (XIII горизонт). Кен орны бойынша ағымдағы мұнай алу коэффициенті 27,3% құрады. Негізгі горизонттар үшін мұнай беру коэффициенті 33,8%-дан (XIII горизонт) 11,4%-ға дейін (Хумурун күмбезі) ауытқиды.
01.01.2018 жылға Өзен кен орнының мұнайға қаныққан қабаттарынан жылдық өндіру 4660,2 мың тонна мұнай, 25616,3 мың тонна сұйықтық орташа сумен 79,9%. Оның ішінде XIII (32,3%) және XIV (32,7%) горизонттарынан 1580,5 мың тонна мұнай алынды, басқа өндіріс орындарының үлесі 1,3%-дан (Хумурун күмбезі) 12,1%-ға (XV горизонт) дейін. 2017 жылы Хумурун күмбезінің өндірістік қуаттарынан мұнай өндіру үлесі жалпы кен орны бойынша өндірілген өнімнің 1,4%, Солтүстік-Батыс күмбезі бойынша - 1,9% құрайды.
Өндірістік қордағы 2017 жылғы мұнай өндіру келесідей бөлінді: пайдаланылған ұңғымалар бойынша - 5 113 мың тонна (96,1%), жаңалары бойынша - 133,8 мың тонна (2,6%), әрекетсіздіктен шыққан ұңғымалар бойынша - 58 мың тонна ( 1,1%)).
2.1-кестеден көріп отырғанымыздай, 2017 жылы бір ұңғымадан орташа мұнай өндіру көрсеткіші 4,8 ттәу (Хумурун күмбезіндегі 3,0 ттәуден XVIII горизонттағы 5 ттәу-ге дейін өсті) және орташа тәуліктік сұйықтық өндіруді құрады. қарқыны 0 ,3 ттәу төмендеді (2013 ж. - 23,8 ттәу, 2012 ж. - 24,1 ттәу). Сұйықтықтың ең төменгі орташа тәуліктік шығыны Хумурун және Солтүстік-Батыс күмбездерінің өндірістік объектілерінде байқалады - 11,5 тоннатәу, XVII горизонттағы су қоймаларындағы сұйықтықтың ең жоғары орташа тәуліктік көлемі - 31,7 тоннатәу.
Тұтастай алғанда горизонттардың дамуын талдау мұнай өндірудің жеке технологиялық көрсеткіштерінің өзгеруінің жалпы тенденцияларын анықтауға мүмкіндік береді. Нақтырақ идея жекелеген блоктардың игерілу жағдайын талдау арқылы беріледі, одан жекелеген блоктардың мұнай қорының біркелкі емес игерілуі көрінеді. Блоктар бір-бірінен кен орындарының геологиялық құрылымының біркелкі еместігіне байланысты бастапқы алынатын және баланстық қорлары бойынша да, ұңғыма сұлбасының тығыздығы мен қабаттың су басу арқылы қабатының жабылуының айырмашылығына байланысты игеру қарқыны бойынша да айтарлықтай ерекшеленеді.
2017 жылы тұтастай алғанда кен орны бойынша мұнай өндірудің максималды көлеміне IIIа (608,5 мың тонна), IIа (529,5 мың тонна) блоктарында 82% судың кесілуімен қол жеткізілді. Кен орнындағы бір ұңғыманың мұнайға арналған ең жоғары орташа тәуліктік өндіру көрсеткіші Х (9,6 ттәу), I (8,6 ттәу) блоктарында, сұйық үшін - Ia (58,1 ттәу) және IIIа (35) блоктарында байқалады. ,9 ттәу). Жылдық мұнай өндіру көлеміне ең аз үлес (3,1%) мұнай өндіру қарқыны 0,3 ттәу және су ағыны 78,6% IVa блогында мұнайдың шектеулі болуына байланысты байқалады.
Кесте 2.1 - Өзен кен орнын игерудің негізгі көрсеткіштерінің динамикасы
Көрсеткіштер
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Мұнай өндіру оның ішінде өтпелі ұңғымалардан бос тұрғаннан,мың.т жылына
8322
8016
174,9
8127
7856
74,6
7869
7643
160,9
6874
6526
271,3
5630
5364
190,5
4708
4512
56,4
3825
3642
64,9
3044
2905
27
2727
2490
14,6
2619
2369
28,3
2885
2715
17,2
2743
2650
1,1
3023
2829
2,7
3387
3207
51,6
3887
3759
74,5
4614
4402
75,4
4970
4779
133,8
Жиналған мұнай өндіру мың.т
214817
222944
230813
237687
243317
248026
251828
254872
257598
260217
263101
265844
268867
272254
276142
280756
285726
Сұйықтық өнліру мың.тжыл
2291
2174
1933
1661
1352
1094
1039
8157
7242
7848
8906
8764
9236
1365
1858
2304
2476
Жиналған сұйықтық өндіру мың.т
394608
416352
435745
452386
465898
476892
487231
495388
502630
510478
519384
528147
537383
551068
569627
592681
617398
Орташа жылдық су шығыны,%
63,8
62,6
59,4
58,7
58,3
57,2
63,2
62,7
62,3
66,6
67,6
68,7
67,3
75,3
79,1
80
79,9
Орташа тәуліктік дебит 1 ұңғыма (жыл соңында)ттәу
9,1
25,1
8,4
23,2
8,7
21,4
6,4
15,4
8,6
15,8
5,4
12,7
4,7
12,5
4,5
12,1
4,4
13,3
3,9
10,9
4
12,6
4,7
15,9
3,6
10,8
3,9
17
4,2
20,1
4,8
24,1
4,8
23,8
Бастапқы баланстық қорлардан өтеу коэффиценті,%
0,8
0,78
0,75
0,66
0,54
0,45
0,37
0,29
0,26
0,25
0,28
0,26
0,29
0,32
0,37
0,44
0,48
Бастапқы өтелетін қорлардан алу коэф.%
1,77
1,73
1,67
1,46
1,2
1
0,81
0,65
0,58
0,56
0,61
0,58
0,64
0,72
0,83
0,98
1,06
Ағымдағы өтелетін қорлардан алу коэф.%
4,47
4,36
4,22
3,69
3,02
2,53
2,05
1,63
1,46
1,41
1,55
1,47
1,62
1,82
2,09
2,48
2,67
Ағымдағы коэф.қабат қор.мұнай алу%
20,5
21,3
22,1
22,7
23,3
23,7
24,1
24,4
24,6
24,9
25,2
25,4
25,7
26
26,4
26,8
27,3
Газ өндіру, млн.м[3]жыл
336,1
325
316
278,1
221,4
184,7
152
121,8
108,6
105,6
115,2
109,8
120,7
134,9
155,5
184,3
198,6
Жиналған газ өндіру, млн.м[3]
18141
18467
18782
19060
19304,2
19474
19626
19747
19856
19962
20077
20186
20307
20442
20597
20782
20980,3
Орташа газ фактор, м[3]т
40
40
41
41
40
40
40
40
40
45
40
40
40
40
40
40
40
Жұмыс агентін айдау мың.м3жыл
40502
37267
36857
37894
34798
34473
36678
37163
27375
23705
20468
18075
18221
25329
32120
38613
46591,2
Жиынтық айдау мың м3
591773
629040
665897
703790
738589
773062
809740
846903
874278
897983
918450
936526
954747
980076
1012197
1050810
1097401
Айдау компенсациясы жалпы,%
154
123
149
124
164
126
195
129
221
131
268
134
309
138
396
142
329
144
266
146
203
147
183
148
174
148
168
149
160
149
155
149
174
150
Кесте 2.2 - 01.01.2018ж. жағдай бойынша жұмыс әдістері бойынша мұнай мен сұйықтықтарды алу сипаттамасы
Жұмыс әдісі
Мұнай өндіру
Жалпымұнай өндірудің пайызы
Сұйықтық өндіру
Жалпы сұйықтық өдірудің пайызы
Ұңғы дебиті ттәу
Орташа тәуліктік
Максималды
Минималды
Жылдық мың.тон
Игеруден бастап
Жылдық
Игеруден бастап
Жылдық мың.тон
Игеруден бастап
Жылдық
Игеруден бастап
Мұнай
Сұйықтық
Мұнай
Сұйықтық
Мұнай
Сұйықтық
XIII горизонт
Фонтан
108,0
68919,3
6,7
402,3
153555,2
5,9
26,5
118,6
100
192,5
1,0
12,2
ШГН
1501,5
93,3
6425,7
94,1
5,2
21,1
35,5
137,3
0,1
0,1
XIV горизонт
Фонтан
33,7
110779,6
2,1
267,4
241601
3,1
28,2
136,6
64,4
225,0
1,8
6,2
ШГН
1595,3
97,9
8314,9
96,9
4,0
21,3
37,2
104,2
0,1
0,2
XV горизонт
Фонтан
12,6
29929,14
2,1
49,7
62582,7
1,6
12,8
96,5
30,7
105,0
4,2
66,3
ШГН
589,334
97,9
3114,2
98,4
3,9
20,3
49,0
116,3
0,1
0,5
XVI горизонт
Фонтан
0
32800,9
0
0
66794,1
0
-
-
-
-
-
-
ШГН
482,1
100
2780,4
100
3,9
22,6
24,6
116,9
0,1
0,9
XVII горизонт
Фонтан
5,0
25034,2
1,6
97,5
57771,6
5,1
10,1
83,5
35,1
195,3
1,9
19,0
ШГН
301,6
98,4
1809,7
94,9
4,5
30,5
25,7
145,2
0,1
2,6
XVIII горизонт
Фонтан
0
4861,7
0
0
8252,9
0
-
-
-
-
-
-
ШГН
71,7
100
340,5
100
5,1
20,3
42,7
105,8
0,3
3,3
Қумұрын күмбезі
Фонтан
0
5317,8
0
0
9055,4
0
-
-
-
-
-
-
ШГН
71,7
100
340,5
100
1,9
12,4
29,4
75,0
0,1
1,4
Солтүстік-батыс күмбезі
Фонтан
0
3773,9
0
0
7546,3
0
-
-
-
-
-
-
ШГН
96,4
100
358,5
100
2,8
11,5
20,6
82,0
0,1
0,1
Парсымұрын күмбезі
Фонтан
0
4309,9
0
0
10238,5
0
-
-
-
-
-
-
ШГН
67,2
100
344,2
100
3,0
15,0
21,8
60,9
0,1
0,5
Жалпы Өзен кен орны бойынша
Фонтан
159,3
285726,4
3,2
816,9
617397,7
3,3
70,0
372,6
100,0
225,0
1,0
6,2
ШГН
4811,5
96,8
23899,6
96,7
31,6
161,7
49,0
145,2
0,1
0,1
2.2.1 Ұңғыма қорының жағдайы
01.01.2018 жылғы жағдай бойынша кен орнында игеру басталғаннан бері 5840 ұңғыма (оның ішінде 12 су ұңғымасы) бұрғыланды, 122 бақылау санатында, 1222 қараусыз қалды.
2007 жылдың соңындағы жағдай бойынша өндіру қоры 3220 ұңғыма, оның ішінде 3091 жұмыс істеп тұрған ұңғыма. Жұмыс істеп тұрған өндірістік қордың 3058 ұңғымасы механикаландырылған әдіспен жұмыс істейді, 33 ұңғыма ағып жатыр. Фонтандық ұңғымалардың негізгі үлесі (52%) (17 бірлік) XIII горизонтқа, 24% - XIV горизонтқа келеді. XVI, XVIII горизонттардың қабаттары, Солтүстік-Батыс және Парсумұрын күмбездері толығымен механикаландырылған әдіспен пайдаланылған.
Әрекетсіз қор - 129 ұңғыма. Барлық кен орны бойынша өндіруші ұңғыма қорын ағымдағы пайдалану коэффициенті 0,88, пайдалану коэффициенті 0,854 құрайды.
Кетсе 2.3 - Ұңғыма қорының сипаттамасы
Горизонт, күмбез
Ұңғыманың қорын пайдалану коэффиценті
Жұмыс коэффиценті
2015
2016
2017
2015
2016
2017
XIII
XIV
XV
XVI
XVII
XVIII
Қумұрын
Солтүстік-батыс
Парсымұрын
Кен орын
0,800
0,788
0,811
0,817
0,749
0,877
0,656
0,774
0,695
0,790
0,850
0,840
0,850
0,860
0,800
0,860
0,770
0,870
0,780
0,880
0,877
0,889
0,902
0,889
0,866
0,903
0,840
0,925
0,880
0,912
0,939
0,953
0,947
0,957
0,923
0,953
0,868
0,878
0,885
0,933
0,912
0,928
0,926
0,948
0,888
0,890
0,922
0,937
0,879
0,955
0,950
0,966
0,968
0,959
0,946
0,968
0,962
0,966
0,941
0,960
Жалпы кен орны бойынша жоғарыда аталған коэффициенттердің жылдан жылға өсу тенденциясы мұнай өндіруді ұлғайту бойынша геологиялық-техникалық шаралардың нәтижесінде ұңғыма қоры жұмысының жақсаруымен байланысты.
2017 жылы қорды кәдеге жарату мен пайдаланудың айтарлықтай өсуі Солтүстік-Батыс күмбез ұңғымаларында, сондай-ақ XVIII горизонттағы ұңғымаларда байқалады. Пайдалану коэффициенттерінің ең төменгі мәндері Хумурун күмбезінің ұңғымаларында (Кф - 0,840), пайдалану - Парсумұрын күмбезінің ұңғымаларында (Ке - 0,941) байқалады.
Айдау ұңғымаларының жұмыс істеп тұрған қоры 1263, оның ішінде 1124 жұмыс істеп тұрған ұңғыма, 139 әрекетсіз ұңғыма.
Жұмыссыз тұрған ұңғымалардың көпшілігі жер асты жабдықтарының апаттарын жою және өндіру тізбегіндегі саңылауларды жою үшін күрделі жөндеу жұмыстарын күтіп тұр.
Кесте 2.4 - Өзен кен орнының 01.01.2018ж. ұңғыма қорының жай күйі
Қор
Категория
Саны
Өндірістік ұңғыма қоры
2017 жылға бұрғыланған
60
2017 жылға басқа горизонттардан қайтарылды
70
Эксплуатациялық қор
3220
Оның ішінде жұмыс істеп тұрған
3091
Оның ішінде фонтанды
33
ШГН
3058
Газлифт
0
Тоқтап тұрған
129
Басқа горизонттарға ауыстырылған 2017 жылға
70
2017 жылға жүктеуге жіберілді
30
Тоқтап,жабылғандары
463
Айдау ұңғмаларының қоры
2017 жылға бұрғыланған
30
2017 жылға басқа горизонттардан қайтарылды
10
2017 жылы кен өндіруші компаниялардан ауыстырылды
30
Эксплуатациялық қор
1263
Оның ішінде жүктеп алу астында
1124
Тоқтап тұрған
139
Мұнай үшін жұмыс істеп тұрған(эксплуатац.)
-
Басқа горизонттарға ауыстырылған 2017 жылға
10
Тоқтап,жабылғандары
759
Арнайы ұңғымалар
Барлығы
134
Оның ішәнде бақылаудағы
122
Су қабылдау(водозаборные)
12
Жалпы қорлар
5839
2.3 Қабат қысымын ұстап тұру жүйесі
Ұзақ игеру кезеңінде кен орнында 16 қондырғыны қоса алғанда, қабат қысымын сақтаудың кең ауқымды жүйесі құрылды. БКНС және ВРБ 1100-ден астам айдау ұңғымалары бар, олардың сіңіру қабілетін және пайдалану объектілеріне тиесілігін есепке алмай, аумақтық негізде.
01.01.2018 жылғы жағдай бойынша кен орнындағы айдау ұңғымаларының қолданыстағы қоры 1263 құрады, оның ішінде 1124 жұмыс істеп тұрған ұңғыма және 139 әрекетсіз ұңғыма.
Кен орнындағы қабат қысымын ұстау жүйесі мыналарды қамтиды:
:: құбырлар 300-1000 мм;
:: блоктық кластерлік сорғы станциялары (БҚНС) № 1, 1а, 2, 2а, 2в, 3, 3а, 4, 4а, 4г, 5, 5а, 6, 6а, 7, 89;
:: су тарату блоктары (СҚБ) - 131 бірлік;
:: блок тарақтары (БГ) - 80 бірлік;
Су құбырлары арқылы 0,5 МПа қысыммен қабылдау коллекторларынан су БҚНС-ке түседі, онда сүзу қондырғысы мен су есептегіш қондырғыдан өтіп, ЦНС-1801422 типті орталықтан тепкіш сорғылар ВРБ және БГ арқылы жоғары құбырлар арқылы беріледі. -10,5 -14,0 МПа қысымдағы айдау ұңғымаларына қысымды су өткізгіштер.
2.4 Ұңғыманы пайдалану
Өзен кен орнының игерілгеніне 55 жылдан астам уақыт болды және пайдалану шарттары өте қиын. Парафиндік шөгінділер, жер асты және жер үсті жабдықтарындағы шөгінділері (ағын желілері), күкіртсутектің болуына байланысты коррозия және судың жоғары кесілуі жұмысты қиындатады және өндірісті азайтады. Және бұл жабдықты таңдау кезінде белгілі бір шарттар мен шектеулерді тудырады.
Кеніш деректері негізінде кен орнында мұнай өндірудің техникасы мен технологиясына талдау жүргізілді. 2а блогының қолданыстағы ұңғыма қоры 284 ұңғыма, 3 блок - 222 ұңғыма. Қазіргі уақытта бұл блоктар механикаландырылған әдіспен, қондырғыларын қолдана отырып жұмыс істейді (1103, 2052 ағынды ұңғымалар механикаландырылған өндіріске ауыстырылған), сондықтан ұңғымалардың жұмысы және олардың сипаттамалары диаметріне байланысты негізгі ток параметрлері бойынша бағаланды. сорғы ұңғымаға түсірілді.
Штангалы ұңғыма айдау қондырғысының (ШСНУ) жерүсті жабдығы жүк көтергіштігі 6, 8, 12 сорғы қондырғылары (СК) 6СК6, ПШНГ, 7СК8, СК12, (ИР12 - румын), Лафкин (американ) болып табылады. , 10 тонна, тиісінше.
Жер асты жабдықтарының (құбырлар, штангалар және ұңғымалық сорғылар) жағдайы кен орны жағдайында жұмысқа қабілеттілік және пайдаланудың ұтымдылығы тұрғысынан талданды.
2.5 Ұңғымаларды және коллекторларды зерттеу
Горизонттар бойынша орташа алынған қабаттардың ағымдағы өнімділік және сүзу сипаттамаларын бағалау 2014-2015 жылдары өндірісте (ағынды, механикаландырылған: СРП, ЭСП бар) және айдау ұңғымаларында орындалған гидродинамикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша жүргізілді. Бағалау үшін тұрақты фильтрацияны зерттеу нәтижелері де (тұңқырдың түбіндегі режимдік қысымды өлшеумен немесе динамикалық деңгейлерді соғумен тұрақты өндіру әдісі, тұрақты айдау режимдері әдісі) және өтпелі фильтрацияны зерттеу деректері (әдіс) ұңғымадағы қысымды қалпына келтіру қисығын (PBU) жазу арқылы қысымды қалпына келтіру, деңгейді қалпына келтіру қисығын (LCR) бекіту арқылы деңгейді қалпына келтіру әдісі, қысымның төмендеуі қисығын (PDC) бақылай отырып, қысымның төмендеуі әдісін пайдалануды қамту Ұңғыманың қоры: 13-ші горизонт бойынша - 25%, 14-ші горизонт бойынша - 23%, 15-ші горизонт бойынша - 26%, 16-шы горизонт бойынша - 11%, 17-ші горизонт бойынша - 28%, 18-ші горизонт бойынша - 83% құрады. %.
2014-2015 жылдары 13-18 горизонт блоктарының 3, 3а, 4, 5 ұңғымаларында жүргізілген гидродинамикалық зерттеулердің елеулі бөлігін СиамМұнайСервис ЖШС сервистік компаниясы кейіннен Pressure, BD SIAM, TestSHGNU, PanSystem және арнайы бағдарламалық өнімдерді пайдалана отырып, деректерді өңдеумен орындады. қосымша интерпретация нәтижелері.
Тереңдікті өлшеу АМТ-0,8 және ППС-25 типті электронды тереңдік өлшегіштерімен жүргізілді. Ұңғыма сағасындағы қысымды өлшеу MTU-0,4 электронды ұңғыма сағасының манометрімен жүргізілді. Динамикалық және статикалық деңгейлер Sudos-mini2 және Sudos-avtomat2 типтерінің деңгей өлшегіштерімен анықталды. SRP диагностикалық зерттеулері Siddos-автоматты динамографпен жүргізілді.
Өндіру ұңғымаларын қысымды қалпына келтіру (деңгей) әдісімен және айдау ұңғымаларын қысымның төмендеуі әдісімен зерттеу деректері негізінде әрбір зерттеу үшін қысымның көтерілу графигі (ҚҚҚ), логарифмдік координаттардағы ПӘК-і алынды. салынған. Қабаттардың геологиялық және физикалық ерекшеліктерін ескере отырып, қысым туынды қисығының мінез-құлқының сипатына сәйкес, қабат геометриясы мен шекарасын және сыйымдылық-фильтрацияны қоса алғанда, ұңғымаға сұйықтық ағуының сәйкес моделі таңдалды. су қоймасының қасиеттері анықталды. Таңдалған ағын режимінің сенімділігін, сондай-ақ есептелген параметрлердің мәндерін тексеру үшін келесі тәуелділіктер алынды: декарттық координаттардағы қысымның жоғарылау қисығы; су қоймасындағы ағынның сипатын көрсететін Хорнер координатасында график; кіріс графигі (индикатор қисығы). Әрбір жағдайда алынған деректердің сенімділік дәрежесі нақты және имитацияланған қисықтардың жақындасуымен бағаланды. Жүргізілген талдаулар бойынша ең көп тараған модель ұңғыма түбіне радиалды сұйықтық құйылатын шектеусіз радиалды біртекті қабат моделі болып табылады. Неғұрлым сирек жағдайларда мыналар жазылады: ұңғыма маңындағы аймақтағы жылжымалылыққа қатысты ұңғымадан аз қашықтықта сұйықтықтың қозғалғыштығының жоғарылауымен радиалды-композициялық қабат үлгісі; сынықтар жүйесі бойымен сұйықтықтың қозғалысын сипаттайтын қос кеуектілік моделі. Сондай-ақ ұңғыма маңындағы аймақта осы кен орнының ұңғымаларына тән сфералық ағын бар, бұл не өнімді қабаттың толық ашылмауын, не қабат суының ықтимал кері суын білдіреді. Инжекторлық зерттеулердің интерпретациясы (50% -дан астам жағдайда) шектеулі немесе шектеусіз өткізгіштіктің тік сыну моделінің болуын көрсетеді, бұл қабаттың төмен өткізгіштігі бар гидравликалық сыну қысымымен салыстырылатын шамадан тыс жоғары айдау қысымымен түсіндіріледі.
Алынған нәтижелер бойынша ұңғымаларды ағызу қабаттары 15, 17 және 18 жоғары өнімділікке ие. Осылайша, тиімді қабат қалыңдығының 1 м орташа мұнай өнімділігі сәйкесінше 0,34 м3тәуМПам, 0,29 м3тәуМПам және 0,39 м3тәуМПам құрады. Сұйықтықтың меншікті өнімділігі 1,26 м3тәуМПам, 1,02 м3тәуМПам, 1,13 м3тәуМПам.
Бұл горизонттардың түзілімдері басқа объектілерге қатысты жақсартылған резервуар қасиеттерімен де сипатталады. Осылайша, өткізгіштік коэффициенті, зерттелетін қабат интервалдарының тиімді қалыңдығы бойынша орташа өлшенген: 0,057 мкм2 (15 сағат), 0,076 мкм2 (17 сағ.), 0,060 мкм2 (18 сағ.).
Өндірістік нысандар бойынша зерттелетін ұңғымалардың ағымдағы суды кесу орта есеппен 61,8-77,2% аралығында ауытқиды.
Гидравликалық өткізгіштік коэффициентінің минимумы 18-ші горизонтқа (0,12 мкм2*ммПа*с), максимумы 17-ші горизонтқа (0,33 мкм2*мМПа*с) келеді.
Резервуардағы қысымды қайта бөлудің ең жоғары жылдамдығы сәйкесінше 0,037 м2с және 0,038 м2с, 0,031 м2с максималды көрінісімен 15, 16, 17 горизонттарда тіркеледі.
Есептеулер бойынша 13 және 14 горизонттар үшін орташа өткізгіштік коэффициенттері іс жүзінде жақын және 0,043 мкм2 және 0,048 мкм2 құрайды.
Су қоймаларының ағымдағы өнімділік және фильтрациялық сипаттамаларын бастапқы параметрлермен салыстыру кезінде барлық пайдалану объектілерінде олардың нашарлауы анықталды. Осылайша, меншікті өнімділіктің максималды (11-11,5 есе) төмендеуі 13, 16 және 17-ші горизонттарда, минимумы (5,6 есе) 15-ші горизонттарда байқалады. Гидравликалық өткізгіштік коэффициентінің төмендеу дәрежесі орта есеппен горизонттар үшін 1,9 еседен (15-ші горизонт) 5,1 есеге (18-ші горизонт) дейін ауытқиды. Ағымдағы коллектордың өткізгіштігі 34%-дан (18-ші горизонт) 61%-ға (15-ші горизонт) төмендеді. Кен орнының өнімді және фильтрациялық сипаттамаларының байқалған төмендеуі кен орнын пайдаланудың 40 жылдан астам уақытында 290 млн тоннадан астам мұнай іріктеу кезінде қабаттардың табиғи сарқылу процесіне байланысты, бұл алынатын мұнайдың 27,36% құрайды. кен орнының қорлары.
3 АРНАЙЫ БӨЛІМ
3.1 Ұңғымалық өнімді далалық жинау жүйесіне қойылатын талаптар
Кен орнының өндірілген өнімдерін кен орнында жинау, тасымалдау және дайындау жүйесі - ұңғымалардан жинауға, өндірілген өнімді жеке өлшеуге және далалық тасымалдауға арналған күрделі металлы көп және еңбекті көп қажет ететін пайдалану қондырғыларының жиынтығы. Оны коммерциялық стандартқа дейін дайындау және тұтынушыға жеткізу, газды тазарту және кәдеге жарату және сарқынды су объектілеріне жеткізу қажет.
Қазақстан Республикасының мұнай және газ кен орындарын игерудің бірыңғай қағидаларына сәйкес ұңғыма өнімдерін кеніште жинау, тасымалдау және дайындау жүйесінің технологиясы келесі талаптарға сай болуы керек:
:: өндірілген өнімдердің мөрленген коллекциясы;
:: ұңғыманың өндіру жылдамдығын сенімді өлшеу және гидродинамикалық зерттеулер жүргізу мүмкіндігі;
:: жалпы кен орнының коммерциялық өндірісінің есебі;
:: өз қажеттіліктеріне тұтынылатын ілеспе газ көлемін есепке алу;
:: барлық технологиялық буындардың жұмыс істеу сенімділігі;
:: барлық технологиялық процестерді автоматтандыру;
:: мұнай мен газдың ең аз технологиялық ысыраптары.
Мұнайды кен орнында жинау және тасымалдаудың қолданыстағы жүйесі өндірілген өнімді герметикалық түрде жинауға, оларды өлшеуге, бөлудің бірінші кезеңіне және одан әрі сұйық пен газды оны алдын ала өңдеу объектілеріне құбыр арқылы бөлек тасымалдауға қойылатын талаптарға жауап береді. коммерциялық дайындық. Бұған айтарлықтай күрделі технология мен технологиялық жабдықты қолдану арқылы қол жеткізіледі. Сонымен қатар, мұнай және су-мұнай эмульсиясының спецификалық ерекшеліктеріне байланысты кенішішілік жинау жүйесі күрделі жұмыс жағдайларымен сипатталуын жалғастыруда:
:: парафинді-асфальтты-шайырлы заттардың жоғары мөлшері;
:: жоғары парафинді мұнайдың жоғары төгілу температурасы;
:: өндірілген өнімдегі судың үзілу деңгейінің тұрақты өсуі;
:: өндірілген мұнайдағы газдың төмен деңгейі;
:: шекті ұңғымалардың айтарлықтай қорының болуы;
:: кен орнының кең аумағы.
Кен орнында көптеген егістік нысандарын құру барысында іздестіру жұмыстары жүргізіліп, далалық жиынды өткізу жүйесін одан әрі жетілдіру шаралары құрылып, жүзеге асырылды.
3.2 Ұңғымалық өнімді далалық жинаудың қазіргі жүйесінің қазіргі жағдайы
Өнеркәсіптік игерудің ұзақ кезеңінде кен орнында кен орындарының кең ауқымды желісі құрылды, оның ішінде кен орындарын жинау жүйесіне қосылған мыңдаған ұңғымалар, әртүрлі диаметрлер мен мақсаттағы жүздеген мың километр мұнай және газ құбырлары, шамамен 240 топтық және есепке алу қондырғылары, ұңғыма сағасы мен жолды жылыту пештері, мұнай мен ағынды суларды алдын ала тазарту қондырғылары, мұнайды өнеркәсіптік дайындаудың орталық пункті.
Температурасы төмендеген кен орнының жоғары парафинді мұнайы тұтқырлықтың күрт жоғарылауымен сипатталады, ал плюс 32 ºС төмен температурада ол сұйықтығын жоғалтады. Бірдей жағдайларда мұнай-су эмульсиясының тұтқырлығы мұнайдың тұтқырлығынан үлкен дәрежеде болады. Сондықтан кен орнын игеру басталғаннан-ақ мұнайды жинау және тасымалдау жүйесінің ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Дипломдық жобаның басты мақсаты Өзен кен орнындағы мысалында ұңғы өнімдерін жинау, кәсіпшілік ішінде тасымалдау және дайындаудың жетілдірілген жүйесін талдау болып табылады. Қазіргі таңда ұңғы өнімдерін жинақтау мен дайындау жүйесінің негізі қарастырылған, сонымен қатар жинақтау жүйесінің кемелдендірудің жаңа бағыттарының анализі жасалған. Жинақтау жүйесін кеңейту мен қайта құру және тауарлы мұнайды дайындаудың технологиялық процесін әрі қарай дамыту туралы кеңестер берілді. Экономикалық бөлімде экономикалық сипаттағы сұрақтар мен ұсынылған орналастыру нұсқаның тиімділігі қарастырылады.
Annotation
The main objective of the diploma project is selection of an optimal variant for arranging the Uzen oilfield with production gathering and treatment system. Current state of the existing gathering and treatment system was studied in detail, and new directions in improvement of the system were analyzed. Recommendations for expanding and reconstruction of the existing gathering system and further improvement of the oil treatment process were made as well. In the economical part issues of economic nature and efficiency of the proposed options were considered.
Аннотация
Главной целью данного дипломного проекта является выбор оптимального варианта обустройства месторождения Узень системой промыслового сбора и подготовки скважинной продукции. Было детально изучено текущее состояние действующей системы сбора и подготовки, а также проведен анализ новых направлений в совершенствовании системы промыслового сбора продукции скважин. Даны рекомендации по расширению и реконструкции действующей системы промыслового сбора и по дальнейшему совершенствованию технологического процесса подготовки товарной нефти. В экономической части рассматриваются вопросы экономического характера и эффективности предложенного варианта обустройства.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 10
1.Геологиялық бөлім 11
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат 11
1.2 Кен орынның геологиялық құрылымның сипаттамасы 13
1.2.1 Стратиграфия 13
1.2.2 Тектоника 15
1.3 Кен орынның энергетикалық күйінің сипаттамасы 21
2. Техникалық-технологиялық бөлім 22
2.1 Кен орынның жобалануы мен игеру тарихы 22
2.2 Кен орынның қазіргі даму жағдайы 24
2.2.1 Ұңғыма қорының жағдайы 28
2.3 Қабат қысымын ұстап тұру жүйесі 29
2.4 Ұңғыманы пайдалану 30
2.5 Ұңғымаларды және қабаттарды сынау 30
3. АРНАЙЫ БӨЛІМ 33
3.1 Ұңғымалық өнімді далалық жинау жүйесіне қойылатын талаптар 33
3.2 Ұңғы өнімін далалық жинаудың ағымдағы жүйесінің жағдайы 34
3.3 Ұңғыма өнімдерін кен орындарын жинау жүйесін жетілдірудің жаңа бағыттарын жүзеге асыру 39
3.4 Кен орнындағы мұнай жинау жүйесін жетілдіру бойынша ұсыныстар 45
3.5 Мұнай жинау жүйесінің кен орындарын игеру жұмыстары 50
3.6 Қолданыстағы кен орнынының мұнай жинау жүйесін кеңейту және қайта құру бойынша ұсыныстар 56
3.7 Мұнайды тауарлық өңдеудің технологиялық процесін одан әрі жетілдіру бойынша шараларды жүзеге асыру 60
4. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 65
4.1 Мұнай жинау жүйесімен кен орнын игерудің оңтайлы нұсқасының техникалық-экономикалық негіздемесі 65
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ ЖӘНЕ ЕҢБЕК ҚАУІПСІЗДІГІ
5.1 Өзен кен орнындағы қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау
5.2 Өзен кен орнындағы мұнай мен газды жинау және өңдеу кезіндегі қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау
ҚОРЫТЫНДЫ 67
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 90
Кіріспе
Өзен мұнай кен орны 1961 жылы ашылып, 1965 жылы өнеркәсіптік пайдалануға берілді.
Кен орны оңтүстік шөлейт бөлігінде Маңғышлақ түбегінде орналасқан. Әкімшілік жағынан кен орнының аумағы Қазақстан Республикасының Маңғыстау облысының құрамына кіреді.
Өзен кен орнын Өзенмұнайгаз АҚ басқарады, ол құрылымдық жағынан 2 мұнай-газ өндіру басқармасынан (МГӨБ), қабат қысымын ұстау цехынан (ҚҚҚБ), мұнай дайындау және өңдеу цехынан (МӨЗ), Қазақ газ өңдеу зауытынан (ҚазГӨЗ), өндірістік қызметтен тұрады. Бұрғылау ұйымы - бұрғылау жұмыстарын қызмет басқарады.
Игеру басталғаннан бері кен орнының тереңінен 380 миллион тоннадан астам мұнай өндірілді, ал қалған алынатын қорлар шамамен 100 миллион тоннаны құрайды. Кен орны парафиннің жоғары мөлшерімен (салмағы бойынша 20%-дан астам) және +30ºС; +32ºС температурасымен сипатталады.
Кен орнының мұнайы Маңғышлақ-Самара магистральдық мұнай құбыры арқылы әрі қарай өңдеу үшін тасымалданады. Ағын желілерінде мұнайдың қатып қалуын болдырмау үшін ұңғымалардың айтарлықтай санын бірлесіп пайдалану қажет, бұл ұңғымалардың дебиттерін жедел өлшеу мүмкіндігін теріске шығарады. Кен орындарын жинау жүйесінің сенімділігін арттыру және ұңғыманың жұмысын жедел бақылауды қамтамасыз ету қажет.
Кен орнының қызмет ету мерзімі ұзақ болғандықтан, мұнайды дайындаудың техникалық процесін де жетілдіру қажет. Байланысты электрмен жабдықтау желілері, телемеханика және автоматты басқару, пайдалану кезінде мұнай дайындауға арналған жабдықтар айтарлықтай тозған, соның нәтижесінде тауарлық мұнайдағы хлоридті тұздар мен механикалық қоспалардың мөлшері артты.
Қойылған міндеттерді орындау үшін кен орнындағы ұңғыма өнімдерін жинау және дайындау жүйесінің ағымдағы жай-күйін жан-жақты талдау, сондай-ақ оны кеңейту мен реконструкциялаудың анағұрлым жетілдірілген шешімдерін іздеу қажет. Ұсынылған жұмыстарды қарастырып өту қажет.
Осы дипломдық жобаны әзірлеу үшін құжаттар мен материалдар жоғарыда аталған бірлестікке қарасты және Маңғыстау облысына, Өзен қаласында орналасқан Өзенмұнайгаз АҚ және Өзенмұнай мұнай-газ өндіру басқармасы бірлестігінде таңдалды.
ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын туралы жалпы мағұлмат
Өзен кен орны Оңтүстік Маңғышлақтың далалық бөлігінде орналасқан және әкімшілік жағынан Қазақстан Республикасы Маңғыстау облысы Қарақия ауданының құрамына кіреді.
Ауданда халық аз қоныстанған. Облыс орталығы Ақтау қаласы Өзен кен орнынан 150 шақырым жерде орналасқан.
Жаңаөзен қаласы Өзен және Қарамандыбас кен орындарын игеретін Өзенмұнайгаз АҚ орналасқан кен орнына жақын орналасқан және қала құраушы кәсіпорын болып табылады. Жаңаөзен қаласының 50 мыңнан астам халқы бар және инфрақұрылымы жеткілікті дамыған. Қалалық типтегі Жетібай және Құрық елді мекендері кен орнынан сәйкесінше 70 және 150 км қашықтықта орналасқан. Уақытша қоныстар сирек кездеседі, әдетте бірнеше киіз үй - қой өсірушілердің лагерінен тұрады.
Кен орнына тікелей жақын жерден Өзен-Ақтау мұнай құбыры мен Теңге-Жетібай-Ақтау газ құбыры өтеді.
Қала үлгісіндегі елді мекендер мен мұнай кәсіпшіліктерін сумен қамтамасыз ету Ақтау қаласының тұщытылған суымен, сондай-ақ Ту-Су, Сауысқан тұщы су кен орындарының құбырлары арқылы жүзеге асырылады. Бұрғылауға арналған техникалық суды беру арнайы ұңғымалардан альб-сеноман дәуірінің аздап тұщы су қоймалары есебінен жүзеге асырылады, ал тұщы су Еділ-Атырау-Өзен реcурстары су құбыры арқылы беріледі.
Жүктерді тасымалдау автомобиль және теміржол көлігімен жүзеге асырылады. Өзен-Маңғышлақ темір жолы бір жолды және аздаған еңістеріден тұрады. Көлік құралдарының қозғалысы қалаларды, елді мекендерді, сондай-ақ мұнай және газ кен орындарын байланыстыратын асфальтталған магистральдар бойымен жүзеге асырылады. Мұнай және газ кен орындарымен қамтылмаған аумақтың қалған бөлігінде көлік қозғалысы далалық жолдармен жүзеге асырылады.
Территория рельефі күшті жарылғандықтан күрделі құрылымға ие. Орталық бөлігін негізінен сармат дәуіріндегі әктастардан тұратын және оңтүстік-батыс бағытта аймақтық еңісі бар кең таулы үстірт алып жатыр. Солтүстікте максималды абсолютті белгілер 260 м дейін жетеді, ал оңтүстік бөлігінде олар 200 м дейін төмендейді.
Рельефтің тағы бір маңызды элементі - екі ағынсыз ойпаты бар. Оларда көбінесе жартастартардан тұрады. Өзен ойпатының түбі кең дамыған борпылдақ шөгінділерден, топырақтар және тығызырақ құм түзілімдері бар терең жыралар алып жатыр. Оның табанының ең төменгі абсолютті биіктігі 31 м. Тунгракшин ойпаты әлдеқайда жоғары орналасқан және бұл ойпаттың түбінің абсолюттік биіктігі 137 м-ге жетеді.
Кен орнында су ағындарының құрап жатқандары өте сирек кездеседі. Кейбір ойпаттарда жаңбыр немесе қар ерігеннен кейін су аз уақытқа қалады. Кен орны аумағында кейбір ірі алаптардың түбінде өтетін және өтпейтін сортаңдар да бар.
1.1- сурет. Маңғыстау облысының кенорындар бойынша жалпылама картасы
1.2 Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы
Өзен құрылымы Оңтүстік Маңғышлақ шұңқырлар жүйесінің солтүстік жағында шектелген Жетібай-Өзен тектоникалық сатысында орналасқан.
Өзен кен орнында барлау бұрғылау жұмыстары кезінде қалыңдығы 3000 м-ге дейінгі шөгінді кен орындары анықталды.Кен орнының учаскесі триас, юра, бор, палеоген, неоген және антропоген кезеңдерінің тау жыныстарынан құралған.
Кен орнының өнімді қабаты жоғарғы бор, төменгі юраға дейінгі стратиграфиялық диапазонды қамтиды. Сонымен қатар, газ кен орындары бор шөгінділерімен, ал мұнай және ұсақ газ және мұнай-газ кен орындары негізінен юра шөгінділерімен байланысты. Оның үстіне мұнай қорының 95%-ға жуығы XIII-XVIII өндірістік горизонттармен шектелген. Өзен кен орнындағы юраның өнімді қабаты төменгі юраға дейінгі қалыңдығы 1000 м дерлік терригенді шөгінділермен ұсынылған.
Өнімді қабат терригендік жыныстардың, алевролиттердің және саздардың аралық қабаты болып табылады. Ең біркелкі ауданы бар саздар горизонттардың арасындағы учаскелер болып табылады және олардың ішінде резервуарлар пакеттері ерекшеленеді.
Кен орнының қарастырылған бөлігі негізгі доғаның ішінде орналасқан 2а - 3 блоктарымен біріктірілген. XIII-XVIII горизонттағы мұнай кен орындары өнеркәсіптік игеруде.
1.2.1 Стратиграфия
Өзен кен орны көпқабатты және ерекше күрделі құрылымға ие. Бор және юра шөгінділерінің учаскесінде 25 өнімді горизонт (I-XXV) анықталды.
Олардың ішінде I-XII горизонттары (төменгі бор шөгінділерінде) турондық (I-горизонт), сеномандық (II-горизонт), альбтық (III-XI горизонт) және неокомдық (XII-горизонт) шөгінділерімен стратиграфиялық жағынан байланысты. Олар: қабат аралық құмды, алевролит және сазды жыныстардан тұрады. Бұл шөгінділер литологиялық белгілері бойынша екі кешенге анық бөлінеді: жоғарғы терригендік (II-XI горизонт) және төменгі терригенді-карбонатты (XII-горизонт). Бұл горизонттардың коллекторлары газға қаныққан, газдық деңгейі 700м-ден астам.
ХІІІ-ХXІІІ, негізінен мұнайға қаныққан юра горизонттары мұнай-газ учаскесінің жоғарғы сатысына жатады және 1080-1370 м тереңдікте жатыр. Оларда құрамы мен қасиеті жағынан бірегей мұнайдың негізгі қорлары бар. Көрсетілген горизонттардың мұнай шөгінділері қабат типіне жатады.
Қатпар осі бойымен ұзындығы енінен 4-5 есе үлкен болатын негізгі өнімді горизонттарда (XIII-XVIII) 51 мұнай қабаты анықталды.
Төменгі триас шөгінділері (Т) қоңыр балшықты және орташа түйіршікті құмтастардан құралған. Оңтүстік Маңғышлақтағы бұл шөгінділердің қалыңдығы 440 метрге жетеді, олардың төбесінде эрозия іздері бар.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесінің шөгінділерінде үш бөлім де ерекшеленеді: төменгі, орта, жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300 м.
Төменгі бөлім (J1)
Құмтастар сұр және ашық сұр түсті, негізінен ұсақ және орташа түйіршікті. Қиыршық түйіршіктердің айтарлықтай қоспасы бар ірі түйіршікті түрлері азырақ таралған. Кейде құмтастар ашық сұр алевролиттерге немесе аргиллді құмтастарға айналады. Құмтастар мен алевролиттердің цементі сазды немесе сазды кремнийлі. Саздар сұр және қою, сирек қоңыр түсті. Олар әдетте аргиллит тәрізді және көміртекті заттармен байытылған. Құмтастардың, алевролиттердің және саздардың тұрады. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120-130м. Төменгі юра бөлімінде XXIV-XXV екі өнімді горизонттары анықталған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Орта юра шөгінділерінде алендік, бажокийлік және батониандық кезеңдері ерекшеленеді, олардың жалпы қалыңдығы 700 м.
Бор жүйесі (К)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің эрозияға ұшыраған бетінде жатыр және төменгі және жоғарғы бөлімдерімен және барлық сатыларымен бейнеленген. ХІІ горизонт төменгі бөлікте, ал I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X және XI газды горизонттар орта және жоғарғы бөліктермен шектеледі. Бор шөгінділерінің қалыңдығы шамамен 1100 метр. Бор шөгінділерінің өнімді қабаты құмды-алевролиттік және сазды қабаттар мен бумалардың монотонды аралық қабаттарымен ұсынылған.
Палеогендік жүйе (F)
Палеогендік шөгінділерге мергельді-әкті жыныстар мен саздың монотонды қабаты жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 метр.
Неогендік жүйе (N)
Неоген жүйесі тортон және сармат кезеңдерімен ұсынылған. Тортон сатысының қалыңдығы 19-25 метр, сармат 80-95 метр. Тортон кезеңі саздар, мергельдер, құмтастар және әктастардың тізбегі арқылы ұсынылған. Сармат кезеңінің шөгіндісі әктастардың, мергельдердің және саздардың интеркаляциясымен ұсынылған. Неогендік жүйенің жалпы қалыңдығы 115 метрге жетеді.
Төрттік жүйе (Q)
Төрттік шөгінділер эмовиалды-демовиалды текті саздақтар, құмдар, саздармен ұсынылған. Шөгінділердің қалыңдығы 5-7 метрге дейін жетеді.
Тектоника
Өзен құрылымы Жетібай-Өзен тектоникалық қадамының солтүстік бөлігінде, Оңтүстік Маңғышлақ ойпатының солтүстік көкжиегімен шектелген. Ол ең жоғары құрылымдық орынды алады және өзінің үлкен өлшемімен ерекшеленеді. Өзен құрылымы шығыс пен оңтүстік-шығыстан батыс пен солтүстік-батысқа қарай созылып жатты. Солтүстікте көршілес Теңіз сілемінен оңтүстік-шығыс периклинамен шектеседі. Батыста Өзен қатпары Қарамандыбас құрылымымен іргелес жатыр. Ауданның шығыс бөлігінде Тұңғырақшын ойпатының шығыс бөлігіндегі аймақта Өзен құрылымдық қабаты тік құлап жатыр.
Өзен кен орны өлшемдері 45*10 км, амплитудасы 340 м болатын үлкен субендік антиклинальды қатпармен қоршалған. Қатпардың құрылымы асимметриялы, оңтүстік қаптал солтүстікке қарағанда біршама тік. Егер соңғысының шегінде тау жыныстарының түсу бұрышы 3-4 градустан аспаса, оңтүстікте олар 5-6 градусқа жетеді. Тереңдікпен, еңіс бұрыштарының ұлғаюынан басқа, көтерілудің құрылымдық жоспарында айтарлықтай өзгерістер болмайды.
Құрылымның батыс бөлігінде мұнай шөгінділері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік-Батыс және Парсумұрын.
Парсумұрын күмбезі шағын көлемді, оңтүстікке қарай Өзен құрылымының қанатын қиындатады. XVIII горизонттың жоғарғы жағында көтерілу амплитудасы 32 метрге жетеді, ал өлшемдері 2,8 x 0,8 км.
Солтүстік-батыс күмбез Өзен құрылымының солтүстік қапталын күрделендіреді. Көтерілудің өлшемдері 3,5 x 2 км, амплитудасы 33км.
Құмурын күмбезі Өзен көтерілімінің орталық бөлігіне іргелес, онда да мұнай кен орындары баршылық. XIV горизонттың төбесіндегі күмбездің көлемі 10,8 x 4,5 км, амплитудасы 105 м.
Таблица 1.1 Шоғырлар сипаттамасы
Шаршы, блок, күмбез
горизонт
Шоғыр
Шоғыр түрі
Кен орнының қанығу сипаты
Шоғыр өлшемі
Мұнайлы ауданы мың.м2
Шоғыр биіктігі,м
Басты аудан
13
А
Қабат доғалы
мұнайлы
178758
335
Б
Қабат доғалы
мұнайлы
106748
323
В
Қабат доғалы
мұнайлы
225327
314
Г
Қабат доғалы
мұнайлы
203733
305
Д
Қабат доғалы
мұнайлы
167340
295
14
А
Қабат доғалы
мұнайлы
187879
279
Б
Қабат доғалы
мұнайлы
188261
273
В
Қабат доғалы
мұнайлы
129789
247
15
А
Қабат доғалы
мұнайлы
93727
221
Б
Қабат доғалы
мұнайлы
92252
208
В
Қабат доғалы
мұнайлы
44547
184
16
1
Қабат доғалы
мұнайлы
65231
171
16
2
Қабат доғалы
мұнайлы
48595
149
17
А
Қабат доғалы
мұнайгазды
37456
137
17
Б
Қабат доғалы
мұнайгазды
33240
130
18
А
Қаб.күм.тек.қал.
мұнайлы
14311
72
Б
Қаб.күм.тек.қал.
мұнайлы
9128
50
В
Қаб.күм.тек.қал.
мұнайлы
7635
40
1.4 Кен орнының энергетикалық күйінің сипаттамасы
Белгілі болғандай, Өзен кен орнының кен орнын игеру мен мұнай өндіру процесін айтарлықтай қиындататын бірқатар ерекшеліктері бар.
Қорлардың біркелкі игерілмеуі және өнімді горизонттардың су басуы игеруді мұқият бақылауды қажет етеді. Кен орындарын игеруді бақылаудың негізгі шаралары ұңғымаларға жүйелі зерттеулер жүргізуге дейін қысқарады және олардың материалдары бойынша процесті реттеуге болады.
Игеру процесі кезінде қабаттың әрекетін бақылау үшін қабат қысымының өзгеру және таралу сипатын зерттеу қажет. Ол үшін изобарлық карталар құрастырылады, яғни қабат қысымының бірдей карталары және блоктар мен горизонттардың орташа өлшенген қабат қысымдарының анықтамаларын есептеу.
Қабат қысымының орташа динамикасына сәйкес айдау аймағында және алу аймағында қабат қысымының жоғарылауы көрінеді. Сәйкесінше, соңғы жылдары осы горизонттардың орташа өлшенген қабат қысымының шамалы өсуі байқалды.
Қабаттың орташа салмақтық қысымының артуы соңғы жылдары қабатқа су айдау көлемінің ұлғаюымен, бұрғылаудан жаңа айдау ұңғымаларының іске қосылуымен, ұңғымаларды бақылау және мұнай ұңғымаларын айдау санының артуы.
Жылдар
Белсенді айдау ұңғымаларының саны
XIII горизонт
2017
302
2018
332
2019
376
XIII горизонт үшін қабаттың орташа өлшенген қысымын бастапқы қабат қысымымен салыстыру, қабаттың орташа өлшенген ток қысымының бастапқы қабат қысымынан 0,12 МПа төмен екенін көрсетеді.
Жылдар
Белсенді айдау ұңғымаларының саны
XIV горизонт
2017
313
2018
364
2019
394
XIV горизонт үшін қабаттың орташа өлшенген қысымын бастапқы қабат қысымымен салыстыру, қабаттың орташа өлшенген ток қысымының бастапқы қабат қысымынан 0,08 МПа төмен екенін көрсетеді.
2 ТЕХНИКАЛЫҚ - ТКХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2. Кен орнын игеру және жобалау тарихы
Өзен кен орны 1961 жылы ашылып, кен орнын игерудің, бас схемасына сәйкес 1965 жылы өнеркәсіптік игеруге берілді.
Бас схеманың бекітілген нұсқасының негізгі ережелері мыналар:
1) төрт пайдалану объектісін бөлу:
I нысан - XIII-XIV горизонттар;
II нысан - XV-XVI горизонттары;
III нысан - XVII горизонты;
IV нысан - XVIII горизонты;
2) кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен қабат температурасын ұстап тұру маңызды міндеті;
а) ені 4 км блоктарға айдау ұңғымаларының қатарларымен кесу арқылы I және II объектілерді игеруді жүзеге асыру;
б) 8 айдау ұңғымасы арқылы шетінен су басуды қолдана отырып, бірінші рет XVII горизонтты игеруді жүргізу;
в) қабат қысымын сақтамай XVIII горизонттың дамуын жүзеге асыру;
г) XVII және XVIII горизонттардың қабылданған шарттарда оларды игеру тиімділігі және жоғарғы объектілерге ыстық және суық суды контурішілік айдау нәтижелері туралы мәліметтерді алғаннан кейін одан әрі дамыту жүйесін нақтылау;
д) I объектiде әр блоктың iшiнде 5 қазу қатары, II объектiде - 7 қазу қатары; айдау ұңғымалары арасындағы қашықтық I объекті үшін - 500м, II объекті үшін - 250 м;
е) технологиялық көрсеткіштерді нақтылау және барлық көкжиектерді ұзақ мерзімді сынақтық пайдалану деректері негізінде кен орындарын игеру жүйесін жетілдіру.
Кен орнының өнімді горизонттарына суды айдау үшін тұз құрамы қабат суына өте ұқсас, бірақ минералдануы 10 есе аз Каспий теңізінің суын пайдалану ұсынылды.
1977 жылы Өзен кен орнының (XIII-XXIV) барлық мұнай горизонттарын игерудің Кешенді жобасы жасалды, онда технологиялық мәселелерден басқа техникалық мәселелер де қамтылды. Кен орнын пайдалануды жақсарту мақсатында ғылыми-техникалық мәселелерді шешудің ұйымдастыру-техникалық шаралары мен ғылыми-зерттеу бағдарламасы дайындалды.
Төменгі мұнайлы деңгейдің (XIX-XXIV) өнімді горизонттарының геологиялық құрылымының нақтылануына және баланстық және алынатын мұнай қорларының бекітілуіне байланысты 1982 ж. Өзен кен орнының Парсумұрын, Солтүстік-Батыс және Хумурун күмбездері қарастырылды.
1976-1978 жылдары қабат қысымы мен температурасын ұстап тұру үшін ыстық суды айдау тиімділігін арттыру және игеру үдерісін - сатылы термиялық су басуды күшейту мақсатында аномальді мұнайлардың көп қабатты шөгінділеріне әсер етудің жаңа жүйесі ұсынылды. 1979 жылы кезеңдік термиялық тасқынмен (СТЗ) III, IIIа, IV блоктарда тәжірибелік аймақта XIII-XIV горизонттарды игерудің техникалық сызбасы жасалды.
1983 жылы парафинмен қаныққан мұнай кен орындарының өнімділігі төмен (өңдеу зауыты) және жоғары өнімді аймақтарын игерудің жаңа технологиясы ұсынылды. Мұнай өңдеу зауыты мен жоғары өнімді аймақтарын игеру ұңғымалардың тәуелсіз торларымен бөлек дамыту қарастырылды. Аймақтық су басудың қарқынды жүйесін 15 МПа-ға дейінгі жоғары айдау қысымында ыстық суды айдау және қабаттың қосылу аймақтарындағы қысымды біркелкі сумен қамтамасыз ету үшін суық су айдауды қолдану арқылы өнімділігі төмен аймақтарға әсер етудің жаңа әдісін енгізу ұсынылады. өткізгіштігі жоғары, біртекті пакеттер. 1984 жылы Өзен кен орнының XIII горизонтының Vа блогын жаңа технологиялық процесті қолдана отырып тәжірибелік игерудің технологиялық схемасы жасалды.
1988 жылы Орталық игеру комиссиясы мұнай өндіруді арттырудың жаңа технологияларын енгізуді көздейтін Өзен кен орнын игеру жобасын бекітті. Кен орнын игеру жобасына сәйкес, мұнайды жоғарылатудың гидродинамикалық әдістерін қарастыратын экономикалық тиімді нұсқа, атап айтқанда, кен орындарының барлық ауданына СТЗ кеңеюі, біріктірілген ынталандыру жүйесі, СТЗ мен СТЗ үйлесімі. жоғары өнімді және төмен өнімді аймақтарды дамытудың жеке жүйесін құру, сондай-ақ беттік белсенді заттарды (БАЗ) айдау.
Өзен кен орнының өнімді горизонттарының геологиялық құрылымын егжей-тегжейлі зерттеу қабат қабаттарының таралу сипатын нақтылауға, үлкен біртексіздігімен және үзіліссіздігімен сипатталатын мұнай кен орындарының экстенсивті төмен өнімді аймақтарының болуын анықтауға мүмкіндік берді. Қабат қабаттарының литологиялық гетерогенділігінің мұндай сипаты жекелеген қабаттардан мұнай қорларының біркелкі емес өндірілуін тудырады. Осыған байланысты мұнай кен орындарына әсер ету әдістерін үнемі жетілдіріп отыру қажет, өйткені қолданыстағы блок жүйесі жоғарыда аталған қабаттар мен кен орындары аймақтарын белсенді игеруге барынша толық тартуға мүмкіндік бермейді.
Сонымен қатар, Өзен кен орнын игеру кезінде қабат мұнайының параметрлерінің өзгерістері анықталды, олар шамамен.
2.2 Қазіргі даму жағдайы
Игеру басынан бері Өзен кен орнының өнімді горизонттарынан 368 309,2 мың тонна мұнай және 729 421,5 мың тонна сұйық іріктелді, оның ішінде XIV (39%) горизонттан 140 874,4 мың тонна өндірілді. Мұнайдың жиынтық өндірісіндегі басқа өндіріс орындарының үлесі 1,3%-дан (Солтүстік-Батыс күмбез) 24%-ға дейін (XIII горизонт). Кен орны бойынша ағымдағы мұнай алу коэффициенті 27,3% құрады. Негізгі горизонттар үшін мұнай беру коэффициенті 33,8%-дан (XIII горизонт) 11,4%-ға дейін (Хумурун күмбезі) ауытқиды.
01.01.2018 жылға Өзен кен орнының мұнайға қаныққан қабаттарынан жылдық өндіру 4660,2 мың тонна мұнай, 25616,3 мың тонна сұйықтық орташа сумен 79,9%. Оның ішінде XIII (32,3%) және XIV (32,7%) горизонттарынан 1580,5 мың тонна мұнай алынды, басқа өндіріс орындарының үлесі 1,3%-дан (Хумурун күмбезі) 12,1%-ға (XV горизонт) дейін. 2017 жылы Хумурун күмбезінің өндірістік қуаттарынан мұнай өндіру үлесі жалпы кен орны бойынша өндірілген өнімнің 1,4%, Солтүстік-Батыс күмбезі бойынша - 1,9% құрайды.
Өндірістік қордағы 2017 жылғы мұнай өндіру келесідей бөлінді: пайдаланылған ұңғымалар бойынша - 5 113 мың тонна (96,1%), жаңалары бойынша - 133,8 мың тонна (2,6%), әрекетсіздіктен шыққан ұңғымалар бойынша - 58 мың тонна ( 1,1%)).
2.1-кестеден көріп отырғанымыздай, 2017 жылы бір ұңғымадан орташа мұнай өндіру көрсеткіші 4,8 ттәу (Хумурун күмбезіндегі 3,0 ттәуден XVIII горизонттағы 5 ттәу-ге дейін өсті) және орташа тәуліктік сұйықтық өндіруді құрады. қарқыны 0 ,3 ттәу төмендеді (2013 ж. - 23,8 ттәу, 2012 ж. - 24,1 ттәу). Сұйықтықтың ең төменгі орташа тәуліктік шығыны Хумурун және Солтүстік-Батыс күмбездерінің өндірістік объектілерінде байқалады - 11,5 тоннатәу, XVII горизонттағы су қоймаларындағы сұйықтықтың ең жоғары орташа тәуліктік көлемі - 31,7 тоннатәу.
Тұтастай алғанда горизонттардың дамуын талдау мұнай өндірудің жеке технологиялық көрсеткіштерінің өзгеруінің жалпы тенденцияларын анықтауға мүмкіндік береді. Нақтырақ идея жекелеген блоктардың игерілу жағдайын талдау арқылы беріледі, одан жекелеген блоктардың мұнай қорының біркелкі емес игерілуі көрінеді. Блоктар бір-бірінен кен орындарының геологиялық құрылымының біркелкі еместігіне байланысты бастапқы алынатын және баланстық қорлары бойынша да, ұңғыма сұлбасының тығыздығы мен қабаттың су басу арқылы қабатының жабылуының айырмашылығына байланысты игеру қарқыны бойынша да айтарлықтай ерекшеленеді.
2017 жылы тұтастай алғанда кен орны бойынша мұнай өндірудің максималды көлеміне IIIа (608,5 мың тонна), IIа (529,5 мың тонна) блоктарында 82% судың кесілуімен қол жеткізілді. Кен орнындағы бір ұңғыманың мұнайға арналған ең жоғары орташа тәуліктік өндіру көрсеткіші Х (9,6 ттәу), I (8,6 ттәу) блоктарында, сұйық үшін - Ia (58,1 ттәу) және IIIа (35) блоктарында байқалады. ,9 ттәу). Жылдық мұнай өндіру көлеміне ең аз үлес (3,1%) мұнай өндіру қарқыны 0,3 ттәу және су ағыны 78,6% IVa блогында мұнайдың шектеулі болуына байланысты байқалады.
Кесте 2.1 - Өзен кен орнын игерудің негізгі көрсеткіштерінің динамикасы
Көрсеткіштер
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Мұнай өндіру оның ішінде өтпелі ұңғымалардан бос тұрғаннан,мың.т жылына
8322
8016
174,9
8127
7856
74,6
7869
7643
160,9
6874
6526
271,3
5630
5364
190,5
4708
4512
56,4
3825
3642
64,9
3044
2905
27
2727
2490
14,6
2619
2369
28,3
2885
2715
17,2
2743
2650
1,1
3023
2829
2,7
3387
3207
51,6
3887
3759
74,5
4614
4402
75,4
4970
4779
133,8
Жиналған мұнай өндіру мың.т
214817
222944
230813
237687
243317
248026
251828
254872
257598
260217
263101
265844
268867
272254
276142
280756
285726
Сұйықтық өнліру мың.тжыл
2291
2174
1933
1661
1352
1094
1039
8157
7242
7848
8906
8764
9236
1365
1858
2304
2476
Жиналған сұйықтық өндіру мың.т
394608
416352
435745
452386
465898
476892
487231
495388
502630
510478
519384
528147
537383
551068
569627
592681
617398
Орташа жылдық су шығыны,%
63,8
62,6
59,4
58,7
58,3
57,2
63,2
62,7
62,3
66,6
67,6
68,7
67,3
75,3
79,1
80
79,9
Орташа тәуліктік дебит 1 ұңғыма (жыл соңында)ттәу
9,1
25,1
8,4
23,2
8,7
21,4
6,4
15,4
8,6
15,8
5,4
12,7
4,7
12,5
4,5
12,1
4,4
13,3
3,9
10,9
4
12,6
4,7
15,9
3,6
10,8
3,9
17
4,2
20,1
4,8
24,1
4,8
23,8
Бастапқы баланстық қорлардан өтеу коэффиценті,%
0,8
0,78
0,75
0,66
0,54
0,45
0,37
0,29
0,26
0,25
0,28
0,26
0,29
0,32
0,37
0,44
0,48
Бастапқы өтелетін қорлардан алу коэф.%
1,77
1,73
1,67
1,46
1,2
1
0,81
0,65
0,58
0,56
0,61
0,58
0,64
0,72
0,83
0,98
1,06
Ағымдағы өтелетін қорлардан алу коэф.%
4,47
4,36
4,22
3,69
3,02
2,53
2,05
1,63
1,46
1,41
1,55
1,47
1,62
1,82
2,09
2,48
2,67
Ағымдағы коэф.қабат қор.мұнай алу%
20,5
21,3
22,1
22,7
23,3
23,7
24,1
24,4
24,6
24,9
25,2
25,4
25,7
26
26,4
26,8
27,3
Газ өндіру, млн.м[3]жыл
336,1
325
316
278,1
221,4
184,7
152
121,8
108,6
105,6
115,2
109,8
120,7
134,9
155,5
184,3
198,6
Жиналған газ өндіру, млн.м[3]
18141
18467
18782
19060
19304,2
19474
19626
19747
19856
19962
20077
20186
20307
20442
20597
20782
20980,3
Орташа газ фактор, м[3]т
40
40
41
41
40
40
40
40
40
45
40
40
40
40
40
40
40
Жұмыс агентін айдау мың.м3жыл
40502
37267
36857
37894
34798
34473
36678
37163
27375
23705
20468
18075
18221
25329
32120
38613
46591,2
Жиынтық айдау мың м3
591773
629040
665897
703790
738589
773062
809740
846903
874278
897983
918450
936526
954747
980076
1012197
1050810
1097401
Айдау компенсациясы жалпы,%
154
123
149
124
164
126
195
129
221
131
268
134
309
138
396
142
329
144
266
146
203
147
183
148
174
148
168
149
160
149
155
149
174
150
Кесте 2.2 - 01.01.2018ж. жағдай бойынша жұмыс әдістері бойынша мұнай мен сұйықтықтарды алу сипаттамасы
Жұмыс әдісі
Мұнай өндіру
Жалпымұнай өндірудің пайызы
Сұйықтық өндіру
Жалпы сұйықтық өдірудің пайызы
Ұңғы дебиті ттәу
Орташа тәуліктік
Максималды
Минималды
Жылдық мың.тон
Игеруден бастап
Жылдық
Игеруден бастап
Жылдық мың.тон
Игеруден бастап
Жылдық
Игеруден бастап
Мұнай
Сұйықтық
Мұнай
Сұйықтық
Мұнай
Сұйықтық
XIII горизонт
Фонтан
108,0
68919,3
6,7
402,3
153555,2
5,9
26,5
118,6
100
192,5
1,0
12,2
ШГН
1501,5
93,3
6425,7
94,1
5,2
21,1
35,5
137,3
0,1
0,1
XIV горизонт
Фонтан
33,7
110779,6
2,1
267,4
241601
3,1
28,2
136,6
64,4
225,0
1,8
6,2
ШГН
1595,3
97,9
8314,9
96,9
4,0
21,3
37,2
104,2
0,1
0,2
XV горизонт
Фонтан
12,6
29929,14
2,1
49,7
62582,7
1,6
12,8
96,5
30,7
105,0
4,2
66,3
ШГН
589,334
97,9
3114,2
98,4
3,9
20,3
49,0
116,3
0,1
0,5
XVI горизонт
Фонтан
0
32800,9
0
0
66794,1
0
-
-
-
-
-
-
ШГН
482,1
100
2780,4
100
3,9
22,6
24,6
116,9
0,1
0,9
XVII горизонт
Фонтан
5,0
25034,2
1,6
97,5
57771,6
5,1
10,1
83,5
35,1
195,3
1,9
19,0
ШГН
301,6
98,4
1809,7
94,9
4,5
30,5
25,7
145,2
0,1
2,6
XVIII горизонт
Фонтан
0
4861,7
0
0
8252,9
0
-
-
-
-
-
-
ШГН
71,7
100
340,5
100
5,1
20,3
42,7
105,8
0,3
3,3
Қумұрын күмбезі
Фонтан
0
5317,8
0
0
9055,4
0
-
-
-
-
-
-
ШГН
71,7
100
340,5
100
1,9
12,4
29,4
75,0
0,1
1,4
Солтүстік-батыс күмбезі
Фонтан
0
3773,9
0
0
7546,3
0
-
-
-
-
-
-
ШГН
96,4
100
358,5
100
2,8
11,5
20,6
82,0
0,1
0,1
Парсымұрын күмбезі
Фонтан
0
4309,9
0
0
10238,5
0
-
-
-
-
-
-
ШГН
67,2
100
344,2
100
3,0
15,0
21,8
60,9
0,1
0,5
Жалпы Өзен кен орны бойынша
Фонтан
159,3
285726,4
3,2
816,9
617397,7
3,3
70,0
372,6
100,0
225,0
1,0
6,2
ШГН
4811,5
96,8
23899,6
96,7
31,6
161,7
49,0
145,2
0,1
0,1
2.2.1 Ұңғыма қорының жағдайы
01.01.2018 жылғы жағдай бойынша кен орнында игеру басталғаннан бері 5840 ұңғыма (оның ішінде 12 су ұңғымасы) бұрғыланды, 122 бақылау санатында, 1222 қараусыз қалды.
2007 жылдың соңындағы жағдай бойынша өндіру қоры 3220 ұңғыма, оның ішінде 3091 жұмыс істеп тұрған ұңғыма. Жұмыс істеп тұрған өндірістік қордың 3058 ұңғымасы механикаландырылған әдіспен жұмыс істейді, 33 ұңғыма ағып жатыр. Фонтандық ұңғымалардың негізгі үлесі (52%) (17 бірлік) XIII горизонтқа, 24% - XIV горизонтқа келеді. XVI, XVIII горизонттардың қабаттары, Солтүстік-Батыс және Парсумұрын күмбездері толығымен механикаландырылған әдіспен пайдаланылған.
Әрекетсіз қор - 129 ұңғыма. Барлық кен орны бойынша өндіруші ұңғыма қорын ағымдағы пайдалану коэффициенті 0,88, пайдалану коэффициенті 0,854 құрайды.
Кетсе 2.3 - Ұңғыма қорының сипаттамасы
Горизонт, күмбез
Ұңғыманың қорын пайдалану коэффиценті
Жұмыс коэффиценті
2015
2016
2017
2015
2016
2017
XIII
XIV
XV
XVI
XVII
XVIII
Қумұрын
Солтүстік-батыс
Парсымұрын
Кен орын
0,800
0,788
0,811
0,817
0,749
0,877
0,656
0,774
0,695
0,790
0,850
0,840
0,850
0,860
0,800
0,860
0,770
0,870
0,780
0,880
0,877
0,889
0,902
0,889
0,866
0,903
0,840
0,925
0,880
0,912
0,939
0,953
0,947
0,957
0,923
0,953
0,868
0,878
0,885
0,933
0,912
0,928
0,926
0,948
0,888
0,890
0,922
0,937
0,879
0,955
0,950
0,966
0,968
0,959
0,946
0,968
0,962
0,966
0,941
0,960
Жалпы кен орны бойынша жоғарыда аталған коэффициенттердің жылдан жылға өсу тенденциясы мұнай өндіруді ұлғайту бойынша геологиялық-техникалық шаралардың нәтижесінде ұңғыма қоры жұмысының жақсаруымен байланысты.
2017 жылы қорды кәдеге жарату мен пайдаланудың айтарлықтай өсуі Солтүстік-Батыс күмбез ұңғымаларында, сондай-ақ XVIII горизонттағы ұңғымаларда байқалады. Пайдалану коэффициенттерінің ең төменгі мәндері Хумурун күмбезінің ұңғымаларында (Кф - 0,840), пайдалану - Парсумұрын күмбезінің ұңғымаларында (Ке - 0,941) байқалады.
Айдау ұңғымаларының жұмыс істеп тұрған қоры 1263, оның ішінде 1124 жұмыс істеп тұрған ұңғыма, 139 әрекетсіз ұңғыма.
Жұмыссыз тұрған ұңғымалардың көпшілігі жер асты жабдықтарының апаттарын жою және өндіру тізбегіндегі саңылауларды жою үшін күрделі жөндеу жұмыстарын күтіп тұр.
Кесте 2.4 - Өзен кен орнының 01.01.2018ж. ұңғыма қорының жай күйі
Қор
Категория
Саны
Өндірістік ұңғыма қоры
2017 жылға бұрғыланған
60
2017 жылға басқа горизонттардан қайтарылды
70
Эксплуатациялық қор
3220
Оның ішінде жұмыс істеп тұрған
3091
Оның ішінде фонтанды
33
ШГН
3058
Газлифт
0
Тоқтап тұрған
129
Басқа горизонттарға ауыстырылған 2017 жылға
70
2017 жылға жүктеуге жіберілді
30
Тоқтап,жабылғандары
463
Айдау ұңғмаларының қоры
2017 жылға бұрғыланған
30
2017 жылға басқа горизонттардан қайтарылды
10
2017 жылы кен өндіруші компаниялардан ауыстырылды
30
Эксплуатациялық қор
1263
Оның ішінде жүктеп алу астында
1124
Тоқтап тұрған
139
Мұнай үшін жұмыс істеп тұрған(эксплуатац.)
-
Басқа горизонттарға ауыстырылған 2017 жылға
10
Тоқтап,жабылғандары
759
Арнайы ұңғымалар
Барлығы
134
Оның ішәнде бақылаудағы
122
Су қабылдау(водозаборные)
12
Жалпы қорлар
5839
2.3 Қабат қысымын ұстап тұру жүйесі
Ұзақ игеру кезеңінде кен орнында 16 қондырғыны қоса алғанда, қабат қысымын сақтаудың кең ауқымды жүйесі құрылды. БКНС және ВРБ 1100-ден астам айдау ұңғымалары бар, олардың сіңіру қабілетін және пайдалану объектілеріне тиесілігін есепке алмай, аумақтық негізде.
01.01.2018 жылғы жағдай бойынша кен орнындағы айдау ұңғымаларының қолданыстағы қоры 1263 құрады, оның ішінде 1124 жұмыс істеп тұрған ұңғыма және 139 әрекетсіз ұңғыма.
Кен орнындағы қабат қысымын ұстау жүйесі мыналарды қамтиды:
:: құбырлар 300-1000 мм;
:: блоктық кластерлік сорғы станциялары (БҚНС) № 1, 1а, 2, 2а, 2в, 3, 3а, 4, 4а, 4г, 5, 5а, 6, 6а, 7, 89;
:: су тарату блоктары (СҚБ) - 131 бірлік;
:: блок тарақтары (БГ) - 80 бірлік;
Су құбырлары арқылы 0,5 МПа қысыммен қабылдау коллекторларынан су БҚНС-ке түседі, онда сүзу қондырғысы мен су есептегіш қондырғыдан өтіп, ЦНС-1801422 типті орталықтан тепкіш сорғылар ВРБ және БГ арқылы жоғары құбырлар арқылы беріледі. -10,5 -14,0 МПа қысымдағы айдау ұңғымаларына қысымды су өткізгіштер.
2.4 Ұңғыманы пайдалану
Өзен кен орнының игерілгеніне 55 жылдан астам уақыт болды және пайдалану шарттары өте қиын. Парафиндік шөгінділер, жер асты және жер үсті жабдықтарындағы шөгінділері (ағын желілері), күкіртсутектің болуына байланысты коррозия және судың жоғары кесілуі жұмысты қиындатады және өндірісті азайтады. Және бұл жабдықты таңдау кезінде белгілі бір шарттар мен шектеулерді тудырады.
Кеніш деректері негізінде кен орнында мұнай өндірудің техникасы мен технологиясына талдау жүргізілді. 2а блогының қолданыстағы ұңғыма қоры 284 ұңғыма, 3 блок - 222 ұңғыма. Қазіргі уақытта бұл блоктар механикаландырылған әдіспен, қондырғыларын қолдана отырып жұмыс істейді (1103, 2052 ағынды ұңғымалар механикаландырылған өндіріске ауыстырылған), сондықтан ұңғымалардың жұмысы және олардың сипаттамалары диаметріне байланысты негізгі ток параметрлері бойынша бағаланды. сорғы ұңғымаға түсірілді.
Штангалы ұңғыма айдау қондырғысының (ШСНУ) жерүсті жабдығы жүк көтергіштігі 6, 8, 12 сорғы қондырғылары (СК) 6СК6, ПШНГ, 7СК8, СК12, (ИР12 - румын), Лафкин (американ) болып табылады. , 10 тонна, тиісінше.
Жер асты жабдықтарының (құбырлар, штангалар және ұңғымалық сорғылар) жағдайы кен орны жағдайында жұмысқа қабілеттілік және пайдаланудың ұтымдылығы тұрғысынан талданды.
2.5 Ұңғымаларды және коллекторларды зерттеу
Горизонттар бойынша орташа алынған қабаттардың ағымдағы өнімділік және сүзу сипаттамаларын бағалау 2014-2015 жылдары өндірісте (ағынды, механикаландырылған: СРП, ЭСП бар) және айдау ұңғымаларында орындалған гидродинамикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша жүргізілді. Бағалау үшін тұрақты фильтрацияны зерттеу нәтижелері де (тұңқырдың түбіндегі режимдік қысымды өлшеумен немесе динамикалық деңгейлерді соғумен тұрақты өндіру әдісі, тұрақты айдау режимдері әдісі) және өтпелі фильтрацияны зерттеу деректері (әдіс) ұңғымадағы қысымды қалпына келтіру қисығын (PBU) жазу арқылы қысымды қалпына келтіру, деңгейді қалпына келтіру қисығын (LCR) бекіту арқылы деңгейді қалпына келтіру әдісі, қысымның төмендеуі қисығын (PDC) бақылай отырып, қысымның төмендеуі әдісін пайдалануды қамту Ұңғыманың қоры: 13-ші горизонт бойынша - 25%, 14-ші горизонт бойынша - 23%, 15-ші горизонт бойынша - 26%, 16-шы горизонт бойынша - 11%, 17-ші горизонт бойынша - 28%, 18-ші горизонт бойынша - 83% құрады. %.
2014-2015 жылдары 13-18 горизонт блоктарының 3, 3а, 4, 5 ұңғымаларында жүргізілген гидродинамикалық зерттеулердің елеулі бөлігін СиамМұнайСервис ЖШС сервистік компаниясы кейіннен Pressure, BD SIAM, TestSHGNU, PanSystem және арнайы бағдарламалық өнімдерді пайдалана отырып, деректерді өңдеумен орындады. қосымша интерпретация нәтижелері.
Тереңдікті өлшеу АМТ-0,8 және ППС-25 типті электронды тереңдік өлшегіштерімен жүргізілді. Ұңғыма сағасындағы қысымды өлшеу MTU-0,4 электронды ұңғыма сағасының манометрімен жүргізілді. Динамикалық және статикалық деңгейлер Sudos-mini2 және Sudos-avtomat2 типтерінің деңгей өлшегіштерімен анықталды. SRP диагностикалық зерттеулері Siddos-автоматты динамографпен жүргізілді.
Өндіру ұңғымаларын қысымды қалпына келтіру (деңгей) әдісімен және айдау ұңғымаларын қысымның төмендеуі әдісімен зерттеу деректері негізінде әрбір зерттеу үшін қысымның көтерілу графигі (ҚҚҚ), логарифмдік координаттардағы ПӘК-і алынды. салынған. Қабаттардың геологиялық және физикалық ерекшеліктерін ескере отырып, қысым туынды қисығының мінез-құлқының сипатына сәйкес, қабат геометриясы мен шекарасын және сыйымдылық-фильтрацияны қоса алғанда, ұңғымаға сұйықтық ағуының сәйкес моделі таңдалды. су қоймасының қасиеттері анықталды. Таңдалған ағын режимінің сенімділігін, сондай-ақ есептелген параметрлердің мәндерін тексеру үшін келесі тәуелділіктер алынды: декарттық координаттардағы қысымның жоғарылау қисығы; су қоймасындағы ағынның сипатын көрсететін Хорнер координатасында график; кіріс графигі (индикатор қисығы). Әрбір жағдайда алынған деректердің сенімділік дәрежесі нақты және имитацияланған қисықтардың жақындасуымен бағаланды. Жүргізілген талдаулар бойынша ең көп тараған модель ұңғыма түбіне радиалды сұйықтық құйылатын шектеусіз радиалды біртекті қабат моделі болып табылады. Неғұрлым сирек жағдайларда мыналар жазылады: ұңғыма маңындағы аймақтағы жылжымалылыққа қатысты ұңғымадан аз қашықтықта сұйықтықтың қозғалғыштығының жоғарылауымен радиалды-композициялық қабат үлгісі; сынықтар жүйесі бойымен сұйықтықтың қозғалысын сипаттайтын қос кеуектілік моделі. Сондай-ақ ұңғыма маңындағы аймақта осы кен орнының ұңғымаларына тән сфералық ағын бар, бұл не өнімді қабаттың толық ашылмауын, не қабат суының ықтимал кері суын білдіреді. Инжекторлық зерттеулердің интерпретациясы (50% -дан астам жағдайда) шектеулі немесе шектеусіз өткізгіштіктің тік сыну моделінің болуын көрсетеді, бұл қабаттың төмен өткізгіштігі бар гидравликалық сыну қысымымен салыстырылатын шамадан тыс жоғары айдау қысымымен түсіндіріледі.
Алынған нәтижелер бойынша ұңғымаларды ағызу қабаттары 15, 17 және 18 жоғары өнімділікке ие. Осылайша, тиімді қабат қалыңдығының 1 м орташа мұнай өнімділігі сәйкесінше 0,34 м3тәуМПам, 0,29 м3тәуМПам және 0,39 м3тәуМПам құрады. Сұйықтықтың меншікті өнімділігі 1,26 м3тәуМПам, 1,02 м3тәуМПам, 1,13 м3тәуМПам.
Бұл горизонттардың түзілімдері басқа объектілерге қатысты жақсартылған резервуар қасиеттерімен де сипатталады. Осылайша, өткізгіштік коэффициенті, зерттелетін қабат интервалдарының тиімді қалыңдығы бойынша орташа өлшенген: 0,057 мкм2 (15 сағат), 0,076 мкм2 (17 сағ.), 0,060 мкм2 (18 сағ.).
Өндірістік нысандар бойынша зерттелетін ұңғымалардың ағымдағы суды кесу орта есеппен 61,8-77,2% аралығында ауытқиды.
Гидравликалық өткізгіштік коэффициентінің минимумы 18-ші горизонтқа (0,12 мкм2*ммПа*с), максимумы 17-ші горизонтқа (0,33 мкм2*мМПа*с) келеді.
Резервуардағы қысымды қайта бөлудің ең жоғары жылдамдығы сәйкесінше 0,037 м2с және 0,038 м2с, 0,031 м2с максималды көрінісімен 15, 16, 17 горизонттарда тіркеледі.
Есептеулер бойынша 13 және 14 горизонттар үшін орташа өткізгіштік коэффициенттері іс жүзінде жақын және 0,043 мкм2 және 0,048 мкм2 құрайды.
Су қоймаларының ағымдағы өнімділік және фильтрациялық сипаттамаларын бастапқы параметрлермен салыстыру кезінде барлық пайдалану объектілерінде олардың нашарлауы анықталды. Осылайша, меншікті өнімділіктің максималды (11-11,5 есе) төмендеуі 13, 16 және 17-ші горизонттарда, минимумы (5,6 есе) 15-ші горизонттарда байқалады. Гидравликалық өткізгіштік коэффициентінің төмендеу дәрежесі орта есеппен горизонттар үшін 1,9 еседен (15-ші горизонт) 5,1 есеге (18-ші горизонт) дейін ауытқиды. Ағымдағы коллектордың өткізгіштігі 34%-дан (18-ші горизонт) 61%-ға (15-ші горизонт) төмендеді. Кен орнының өнімді және фильтрациялық сипаттамаларының байқалған төмендеуі кен орнын пайдаланудың 40 жылдан астам уақытында 290 млн тоннадан астам мұнай іріктеу кезінде қабаттардың табиғи сарқылу процесіне байланысты, бұл алынатын мұнайдың 27,36% құрайды. кен орнының қорлары.
3 АРНАЙЫ БӨЛІМ
3.1 Ұңғымалық өнімді далалық жинау жүйесіне қойылатын талаптар
Кен орнының өндірілген өнімдерін кен орнында жинау, тасымалдау және дайындау жүйесі - ұңғымалардан жинауға, өндірілген өнімді жеке өлшеуге және далалық тасымалдауға арналған күрделі металлы көп және еңбекті көп қажет ететін пайдалану қондырғыларының жиынтығы. Оны коммерциялық стандартқа дейін дайындау және тұтынушыға жеткізу, газды тазарту және кәдеге жарату және сарқынды су объектілеріне жеткізу қажет.
Қазақстан Республикасының мұнай және газ кен орындарын игерудің бірыңғай қағидаларына сәйкес ұңғыма өнімдерін кеніште жинау, тасымалдау және дайындау жүйесінің технологиясы келесі талаптарға сай болуы керек:
:: өндірілген өнімдердің мөрленген коллекциясы;
:: ұңғыманың өндіру жылдамдығын сенімді өлшеу және гидродинамикалық зерттеулер жүргізу мүмкіндігі;
:: жалпы кен орнының коммерциялық өндірісінің есебі;
:: өз қажеттіліктеріне тұтынылатын ілеспе газ көлемін есепке алу;
:: барлық технологиялық буындардың жұмыс істеу сенімділігі;
:: барлық технологиялық процестерді автоматтандыру;
:: мұнай мен газдың ең аз технологиялық ысыраптары.
Мұнайды кен орнында жинау және тасымалдаудың қолданыстағы жүйесі өндірілген өнімді герметикалық түрде жинауға, оларды өлшеуге, бөлудің бірінші кезеңіне және одан әрі сұйық пен газды оны алдын ала өңдеу объектілеріне құбыр арқылы бөлек тасымалдауға қойылатын талаптарға жауап береді. коммерциялық дайындық. Бұған айтарлықтай күрделі технология мен технологиялық жабдықты қолдану арқылы қол жеткізіледі. Сонымен қатар, мұнай және су-мұнай эмульсиясының спецификалық ерекшеліктеріне байланысты кенішішілік жинау жүйесі күрделі жұмыс жағдайларымен сипатталуын жалғастыруда:
:: парафинді-асфальтты-шайырлы заттардың жоғары мөлшері;
:: жоғары парафинді мұнайдың жоғары төгілу температурасы;
:: өндірілген өнімдегі судың үзілу деңгейінің тұрақты өсуі;
:: өндірілген мұнайдағы газдың төмен деңгейі;
:: шекті ұңғымалардың айтарлықтай қорының болуы;
:: кен орнының кең аумағы.
Кен орнында көптеген егістік нысандарын құру барысында іздестіру жұмыстары жүргізіліп, далалық жиынды өткізу жүйесін одан әрі жетілдіру шаралары құрылып, жүзеге асырылды.
3.2 Ұңғымалық өнімді далалық жинаудың қазіргі жүйесінің қазіргі жағдайы
Өнеркәсіптік игерудің ұзақ кезеңінде кен орнында кен орындарының кең ауқымды желісі құрылды, оның ішінде кен орындарын жинау жүйесіне қосылған мыңдаған ұңғымалар, әртүрлі диаметрлер мен мақсаттағы жүздеген мың километр мұнай және газ құбырлары, шамамен 240 топтық және есепке алу қондырғылары, ұңғыма сағасы мен жолды жылыту пештері, мұнай мен ағынды суларды алдын ала тазарту қондырғылары, мұнайды өнеркәсіптік дайындаудың орталық пункті.
Температурасы төмендеген кен орнының жоғары парафинді мұнайы тұтқырлықтың күрт жоғарылауымен сипатталады, ал плюс 32 ºС төмен температурада ол сұйықтығын жоғалтады. Бірдей жағдайларда мұнай-су эмульсиясының тұтқырлығы мұнайдың тұтқырлығынан үлкен дәрежеде болады. Сондықтан кен орнын игеру басталғаннан-ақ мұнайды жинау және тасымалдау жүйесінің ... 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