Газ өндіру техникасы мен технологиясы
Қазақстан республикасы ғылым және білім министрлігі
Қ.И.Сатбаев атындағы Қазақ ұлттық техникалық зерттеу университеті
Қ.Тұрысов атындағы геология және мұнай-газ ісі институты
Мұнай инженериясының кафедрасы
Тақырыбы:" Х кен орнында газ көтергіш ұңғымаларының жұмыс режимін талдау және есептеу "
Дипломдық жобаға
Түсініктемелік жазба
5В070800-Мұнай-газ ісі
Алматы 2023
Қазақстан республикасы ғылым және білім министрлігі
Қ.И.Сатбаев атындағы Қазақ ұлттық техникалық зерттеу университеті
Қ.Тұрысов атындағы геология және мұнай-газ ісі институты
Мұнай инженериясының кафедрасы
Қорғауға жіберілді
Кафедра меңгерушісі
_______________
Г.Ж.Елигбаева
_________2023ж
Х кен орнында газ көтергіш ұңғымаларының жұмыс режимін талдау және есептеу
Дипломдық жобаға
Түсініктемелік жазба
5В070800-Мұнай-газ ісі
Орындаған:
Керімжанов Ақансері,Әбжал Еркебұлан
Ғылыми жетекші:
Ғылыми жетекші,канд.
Физ.-мат.наук,доцент
__________ Баймухаметов.М.А
Алматы 2023
Аңдатпа
Біз бұл жобада Қарашығанақ мұнай-газ конденсатты кен орнын жан-жақты зерттей отырып,ондағы ұңғылардың игеру режимдерін қарастырамыз.Барынша тиімділікті іздей отырып,жаңа техника-технологиялық көрсеткіштерді есептейміз.Сонымен қоса кен орынның геологиялық бөлімін қарастыра отырып,игерудің қазіргі кездегі жағдайын толық зерттейміз. Жабдықтардың тиімді нұсқасын таңдау арқасында көптеген кері әсерін тигізетін негізгі қиыншылықтардың алдын ала отырып, шығынды азайтуға болады. Қарашығанақ кен орнын пайдалану ерекшеліктері ескеріле отырып, көтергіш лифті, сағалық және құбыр іші жабдықтар таңдалады. Сондықтан Қарашығанақ кен орнында ұңғының оптималды режимін орнату мен жабдығын таңдау - негізгі мәселе болып табылады. Осыған орай, ұңғыманың жұмыс режимін талдау мен қолданыстағы жабдықтардың тиімділігін арттыру жолдарын ұсыну маңызды.
Аннотация
В данном проекте мы рассмотрим режимы разработки скважин на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении,всесторонне изучив его.В поисках максимальной эффективности рассчитываем новые технико-технологические показатели.Вместе с тем,рассматривая геологическую часть месторождения, мы полностью изучаем текущее состояние разработки. Благодаря выбору выгодного варианта оборудования, можно снизить затраты, предвидя основные неприятности, которые могут привести к многочисленным негативным последствиям. С учетом особенностей эксплуатации Карачаганакского месторождения выбирается подъемное, Устьевое и трубопроводное оборудование. Поэтому установка оптимального режима и выбор оборудования скважины на Карачаганакском месторождении - ключевой вопрос. В этой связи важно проанализировать режим работы скважины и предложить пути повышения эффективности существующего оборудования.
Annotation
In this project, we will consider the modes of well development at the Karachaganak oil and gas condensate field, having thoroughly studied it.In search of maximum efficiency, we calculate new technical and technological indicators.At the same time, considering the geological part of the field, we fully study the current state of development. Thanks to the choice of an advantageous equipment option, it is possible to reduce costs, anticipating the main troubles that can lead to numerous negative consequences. Taking into account the specifics of the operation of the Karachaganak field, lifting, wellhead and pipeline equipment is selected. Therefore, the installation of the optimal mode and the choice of well equipment at the Karachaganak field is a key issue. In this regard, it is important to analyze the operating mode of the well and suggest ways to improve the efficiency of existing equipment.
Мазмұны
Кіріспе
1 Геологиялық бөлім
Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Стратиграфия
Тектоника
Мұнайгаздылығы
Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
2 Технологиялық бөлім
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
2.2 Газ өндіру техникасы мен технологиясы
2.3 Өндіру техникасын таңдау және тағайындау
2.4 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы
2.5 Жаңа техника және технологияны қолдану
3 Экономикалық бөлім
3.1 Қарашығанақ кен орнын игерудің технико-экономикалық көрсеткіштері
3.2 Енгізілген жаңа техника мен технологияның экономикалық тиімділігін анықтау әдісі
4 Еңбекті қорғау
4.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлар
4.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғау шаралары
5 Қоршаған ортаны қорғау
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау
5.2 Су ресурстарын қорғау
5.3 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық құжаттар
5.4 Кәсіпшілік қалдықтар, қалдықтар көлемі және оларды жою шаралары
Қорытынды
Пайдаланылған әдебиеттер
Кіріспе
Мұнай және газ өндірісі қазіргі таңда Қазақстан Республикасының ең маңызды салаларының бірі болып табылады. Энергетикалық және химиялық өндіріс саласы үшін мұнай, табиғи газ және конденсат бағалы шикі зат болып табылады. Қарашығанақ газконденсатты кен орыны Оралдың мұнайбарлау экспедициясының көмегімен ең бірінші барлау ұнғымасын бұрғылау барысында 1979 жылы ашылды. Ол дүние жүзіндегі ең ірі газоконденсаты кен орындарының бірі болып табылады. Кеніш 280 шаршы километр аумақты алып жатыр, оның қойнауында 1,2 миллиард тонна мұнай мен конденсат және 1,35 триллион текше метр газ бар.
Қазіргі таңда Қарашығанақ игерудің барлық кезеңін сәтті жүріп отыр, өндіріс көлемі жылдан жылға кең өріс алуда. Игерудің технологиялық сызбасы Қазақстан Республикасының нормативті құжаты және жобалаудың техникалық тапсырмасына сәйкес КИО және НИПО мұнай және газ мамандарымен жүзеге асырылды.
Барлық кен орындарға тиеселі маселенің бірі ол - өнім көлемінің азаюы. Қарашығанақ кен орнында да ең негізгі мәселенің бірі - өнім көлемінің азаюы. Осыған орай, Карачиганак Петролеум Оперейтинг Б.В. компаниясы ұңғыма дебитін арттырудың альтернативті шараларын жургізеді және шет елдік компаниялармен біріге отырып осы мәселеге ерекше көңіл бөледі. Яғни негізгі шаралардың бірі ұңғының оптималды жұмыс режимін орнату және жабдықтарды таңдау болып табылады.
Технологиялық режим газ бен конденсаттың оптималды дебиттері, сонымен қатар шектеуші факторларды және жер қойнауын қорғау, қауіпсіздік техника ережелерін ескере жүргізілетін ұңғымалар мен ұңғымалар жабдықтарының дұрыс пайдаланылуын қамтамасыз ететін өндіру ұңғымаларының жұмыс шарттарын анықтайды. Технологиялық режимнің оптималды нұсқасы - қабат энергиясының минималды шығындары кезінде конденсаттың максималды үлестік шығуын алу.
Жабдықтардың тиімді нұсқасын таңдау арқасында көптеген кері әсерін тигізетін негізгі қиыншылықтардың алдын ала отырып, шығынды азайтуға болады. Қарашығанақ кен орнын пайдалану ерекшеліктері ескеріле отырып, көтергіш лифті, сағалық және құбыр іші жабдықтар таңдалады.
Сондықтан Қарашығанақ кен орнында ұңғының оптималды режимін орнату мен жабдығын таңдау - негізгі мәселе болып табылады. Осыған орай, ұңғыманың жұмыс режимін талдау мен қолданыстағы жабдықтардың тиімділігін арттыру жолдарын ұсыну маңызды.
1 Геологиялық бөлім
Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Қарашығанақ МГККО Батыс - Қазақстан облысының батысында, Бөрлі ауданының территориясында, Ақсай қаласынан солтүстік-батысқа қарай 30 км және Орал қаласынан шығысқа қарай 150 км қашықтықта орналасқан. Кен орын 1979 жылы ашылып, 1984 жылы игеріле бастады.
Қарашығанақ мұнай-газконденсатты кен орнын игеру жоба бойынша төрт халықаралық серіктестер - әр біреуі акциялардың 32, 5 % иеленетін Бритиш Газ (Англия) және Аджип Карачиганак б.в. (Италия), 20 % иеленетін Шеврон Тексако Интернэшнл Петролеум Компани (АҚШ) және 15 % иеленетін ААҚ Мұнай Компаниясы Лукойл компаниялары басшылығымен жүргізіледі. Бұл компаниялар Қарашығанақ Интегралданған Мекемесіне (ҚИМ) біріккен. Қазақстанда ҚИМ өзінің іскерлігін Карачиганак Петролеум оперейтинг б.в. ЖТАҚ (КПО б.в.) ретінде жүзеге асырады.
Аудан климаты континентальды. Температура қыста -400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады. Оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағытындағы желдер басым. Орташа жылдық жауын - шашын мөлшері 300 - 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі арақашықтық 160 км., Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты пункттар: Қарашығанақ ауылы 10 км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3 км. Бөрлі ауданының территориясы 5,6 мың. км2 құрайды. Ауданда 1 қала, 1 аудандық кент және 35 ауылдық елді мекендері орналасқан. Бөрлі ауданынын халық саны 01.01.2010 жылғы мәліметтерге сәйкес 56452 адам құрады, соның ішінде Ақсай қаласында - 31983 адам [13].
Гидрографиялық жүйе кен орыннан солтүстікке қарай Орал өзенімен, солтүстік-шығысқа қарай Ілек өзенімен, батысқа қарай Утва өзенімен келтірілген. Ауданда шағын табиғи су қоймалары кездеседі. Техникалық түрде сумен қамтамасыз ету негізінен жер асты сулары арқылы жүзеге асырылады. 5-110м тереңдіктегі сулы горизонттар жарықшақты мергельдерге және әктастарға, сонымен бірге құмтастарға ұштастырылған.
Оңтүстік-шығыс және солтүстік-батыс бағыттағы желдер басым болады. Негізінде жазда, күзде және қыста жауатын жауын-шашынның орта жылдық мөлшері 0,3-0,35м құрайды. Қар жабыны әдетте елеусіз, көтеріңкі жерлерде мүлдем жоқ болады. Грунттың қату тереңдігі қар жабынының қалыңдығына байланысты 1-1,5 м аралығында болады. Жылыту маусымының ұзақтығы 176 күн, 15 қазаннан бастап 15 сәуірге дейін. Орфографиялық қатыста аудан сирек кездесетін аңғарлар мен арқалықтар жүйесі бар жазық болып табылады. Жер бедерінің абсолютті белгілері 80-130м аралығында өзгереді. Құрғақ далаларға тән өсімдіктер өседі.
Ақсай - Орынбор, Орал - Орынбор секілді үлкен қатты жабынды автомабильді жол тораптары жане Ақсай қаласынан өтетін Батыс Қазақстан темір жолы орналасқан.
Стратиграфия
1988 жылғы қорды есептеу кезіндегі, есеп беруде қиманың литологиялық-стратиграфиялық мінездемесі палентология, литология және гамма-термолюминисценция мәліметтері негізіндегі кәсіпшілік-геофизикалық сипаттамалармен байланысты барлау процессінде алынған бөлу сұлбасына сәйкес келтірілген. Ары қарай каротажды реперлер 1988 жылдан кейін бұрғыланған, 140-қа жуық ұңғымамен ашылған қиманы ыдыратуға арналды. Бұл ерте стратиграфиялық бөлімдерде байқалған қабаттардың қалыңдық диапазонын анықтауға мүмкіндік берді.
Қарашығанақ кен орнында бұрғылау арқылы кайнозой, мезозой және палеозой топтарының шөгінділері ашылған [4].
Қарашығанақ кен орнының литологиялық-стратиграфиялық қимасы 2-суретте келтірілген. Суреттен төменгідевон шөгінділері ең көне шөгінді екенін көрсек болады, ал 3-суретте кен орынның схемалық геологиялық профилі келтірілген.
Палеозой тобы - PZ
Девон жүйесі - D
Бұрғылау арқылы ашылған ең көне шөгінділер - төменгі, орта және жоғарғы бөлімдерімен келтірілген девон шөгінділері болып табылады.
Төменгі бөлім - D1
Д3, ДР7 және ДР8 ұңғымаларының салынуын негіздеу кезіндегі Оралмұнай-газгеология өнеркәсіптік-геологиялық бірлестігінің мамандары (Матлошинский Н.Г., Марченко О.Н., Бахтиаров Р.Б.) жүргізген бөлшекті корреляция негізінде девон шөгінділерінің литологиялық-стратиграфиялық тілімделуі жүргізілді. Бұл зерттеулерге сәйкес Д5 ұңғымасында 6219м тереңдігінен және 6245м тереңдіктегі түпке дейін төменгі девонның эмс ярусының сазды-карбонатты жыныстары ашылады. Кейін бұрғыланған Д4 және ДР6 ұңғымаларында төменгі девон шөгінділері сәйкесінше 6169м және 6028м тереңдіктерде ашылған. Жыныстар күңгірт, тіпті қара әкті аргиллиттермен келтірілген.
Бұрғылау арқылы ашылған төменгі девон шөгінділерінің максималды қалыңдығы 430м жетеді (ДР6 ұңғымасы).
Орта бөлім - D2
Орта девон шөгінділері эйфель және живет жікқабаттары көлемінде анықталған және 15, Д1, Д2, Д4, Д5, ДР6 ұңғымаларымен ашылған.
Эйфель жікқабаты - D2ef
Төменгі, дифференциалданбаған афон, жарым-жартылай бий және койвен горизонттарының құрамында келтірілген. Қиманың төменгі бөлігі карбонатты-сынықты айырмалардың қабаттасуымен келтірілген. Терең сулы шөгінділер тығыз, микро- және жұқа қабатты, күңгірт, тіпті қара аргиллиттердің пелоидтары, балдырлы құрылымдары және онколиттері бар әктастармен кезектесуімен сипатталады. Эйфель жікқабатының шөгінділерінің қалыңдығы 315 м-ден (Д5 ұңғымасы) 380 м-ге (Д4 ұңғымасы) дейін жетеді.
Живе жікқабаты - D2g
Жиі органогенді, кониконхилді күңгірт, тіпті қара әктастардан, сирек жерлерде, сонымен бірге қиманың жоғарғы бөлігінде боз сұр микрокристалды әктастардың қабатшалары кездесетін алевролиттерден құралған. Живе шөгінділерінің қалыңдығы №15 ұңғымадағы 64м мен Д2 ұңғымасындағы 92м аралығында өзгеріп отырады. Қарашығанақ құрылымының оңтүстік еңісіндегі Д5 ұңғымасында живе шөгінділері табылмаған.
Жоғарғы бөлім - D3
Жоғарғы девон шөгінділері фран және фамен жікқабаттарымен келтірілген.
Фран жікқабаты - D3f
Д1 және Д2 ұңғымаларында сәйкесінше 5701-5916м және 5934-6093м интервалдарында фран шөгінділері анықталған. Кейін бұрғыланған Д4 және ДР6 ұңғымаларында фран жікқабатының жыныстары сәйкесінше 5503-5722м және 5498-5595м интервалдарында ашылды. Жікқабаттың төменгі бөлігі негізінен қима бойынша жоғарыда таяз сулы фациалды келбетті әктастармен алмастырылатын аргиллитер мен құмтастар қабатшалары бар алевролиттерден құрылған. Фран жікқабатының шөгінділерінің қалыңдығы 159м (Д2 ұңғымасы) және 219м (Д4 ұңғымасы) аралығында өзгереді.
Фамен жікқабаты - D3fm
Фамен жыныстары кен орнында көптеген ұңғымалармен ашылған, бірақ түгел қалыңдыққа тек №15, Д1, Д2, Д4, Д5 және ДР6 ұңғымаларымен өткен. Фамен шөгінділері негізінен органогенді-детритті сферолитті әктастардан, екінші ретті доломиттардан және доломиттендірілген әктастардан құралған. Толық көлемде ашылған фамен шөгінділерінің қалыңдығы 293м (ДР6 ұңғымасы) және 386м (Д4 ұңғымасы) аралығында өзгереді.
Таскөмір жүйесі - С
Таскөмір жүйесінің шөгінділері кен орынның барлық территориясында ашылған және төменгі және орта бөлімдерімен келтірілген.
Төменгі бөлім - С1
Төменгі таскөмір түзілімдеріне турне, визе және серпухов жікқабаттары кіреді.
Турне жікқабаты - С1t
Турне жікқабатының жыныстары литологиясы бойынша біршама ғана өзгешеліктері бар фамен жікқабатының жайылатын шөгінділерінде жатады. Оның төменгі шекарасы фораминифер және конодонт қосылулары бойынша белгіленеді және анық құрылмаған. Палеонтологиялық анықтамалары жоқ ұңғымалардың көбісінде таскөмір жүйесінің төменгі бөліміндегі турне жікқабаты мен жоғарғы девонның фамен жікқабаты арасындағы шекара жүргізілмейді және сонда бұл түзілімдер тілімделмеген турне-фамен түзілімдерінің көлемінде бөлінеді. Турне жікқабатының қалыңдығы 2м (№26 ұңғыма) және 108м (№7 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Визе жікқабаты - C1v
Визе жікқабаты балдырлы-сферолитті әктастардың органогенді-сынықты немесе қошқыл түсті сазды-битумды доломиттендірілген әктастармен кенетттен алмастырылуы бойынша ерекшеленеді. Жікқабат табанына қалыңдығы бірліктен 32 м-ге дейінгі аргиллит қабатының бар болуы тән. Аргиллит қара, тақталы, кей жерлерде әлсіз әкті болып келеді. Жалпы алғанда визе жікқабатына жоғары гамма-белсенділігі бар, негізінен аргиллиттерде жататын, қалыңдығы 5-235м болатын буда сәйкес болады.
Серпухов жікқабаты - C1s
Ол таяз сулы, кедертастық және салыстырмалы терең сулы қималар түрлерінің карбонатты жыныстарынан құралған. Шөгінділердің таяз сулы түрі биоморфты-детритті, қайта кристалданған, ангидриттелген әктастармен келтірілген. Серпухов жікқабатының таяз сулы шөгінділерінің қалыңдығы 400-700м құрайды. Қиманың кедертастық түрі құрылымның шеткі бөліктерінде ерекшеленеді және боз, мшан-балдырлы, стромалитті, доломиттелген әктастармен келтірілген. Кедертас түрлі шөгінділерінің қалыңдығы 244м (№44 ұңғыма) және 872м (№804 ұңғыма) аралығында өзгереді. Қиманың салыстырмалы терең сулы түрі қошқыл түске боялған тақталы және микроқабатты әктастар мен доломиттер айырмасымен келтірілген. Салыстырмалы терең сулы шөгінділер қалыңдығы 15м (№47 ұңғыма) және 63м (№48 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Орта бөлім - C2
Башқұрт жікқабаты - С2b
Орта бөлімінің шөгінділері тек башқұрт жікқабатымен келтірілген. Бұрғылау арқылы бұл шөгінділердің құрылымның тек шеткі бөліктерінде дамығаны анықталды, күмбезді бөлікте олар шайылған. Башқұрт жыныстарының құрамында доломиттер қабатшалары бар биоморфты-детритті, органогенді-кесекті, сонымен қатар балдырлы әктастармен келтірілген таяз сулы-теңізді түрлі қиманың шөгінділері басым болады. Олардың қалыңдығы 4м (№28 ұңғыма) және 55м (№17 ұңғыма) аралығында өзгереді. Құрылымның шығыс бөлігінде 21 ұңғымасымен депрессионды шөгінділер - қабатты құрылымның сазды материал қосылған терең сулы қошқыл түсті әктастар мен доломиттер. Бұл шөгінділер қалыңдығы 38 м-ге дейін жетеді.
Пермь жүйесі - P
Пермь шөгінділері кен орнында бұрғыланған тіпті барлық ұңғымалар қималарында ерекшеленеді және литологиялық-формациялы құрамның ең үлкен әр түрлілігімен сипатталады. Пермь жүйесі екі бөлімдермен келтірілген.
Төменгі бөлім - P1
Пермь жүйесінің төменгі бөлімінің құрамында ассель, сақмар, артин және кунгур жікқабаттары ерекшеленеді. Бірінші үш жікқабаттардың карбонатты жыныстары қималардың үш түрін құрайды - биогермді, беткейлі және салыстырмалы терең сулы.
Ассель жікқабаты - P1a
Ассель жасты биогермді әктастар, сирек кездерде доломиттер мен олардың биоморфты-детритті айырмалары негізінен үлкен рифогенді массивтің орталық күмбезді бөлігінде кездеседі. Шөгінділердің бұл түрінің максималды қалыңдығы 728 м-ге дейін жетеді (№180 ұңғыма). Кедертастық беткейдің шөгінділері негізінен долмиттендірілген биоморфты-детритті, сирек кездерде биохемогенді мен кесекті жыныстардың қабатшалары бар биогермді және биоморфты айырмаларының дамуымен сипатталады. Беткейлі түрлі шөгінділердің қалыңдығы 42-216м аралығында өзгереді. Салыстырмалы терең сулы ассель шөгінділері сазды және кремнийлі материал қоспасы бар қошқыл, тіпті қара түсті жұқа және микроқабатты битумды карбонатты жыныстармен келтірілген.
Сақмар жікқабаты - P1s
Кедертастық фикцияда балдырлы, мшанды, тубифитті және криноидті-балдырлы боз әктастардың түрлерімен келтірілген. Шөгінділер бұл түрінің қалыңдығы 23м (№10 ұңғыма) және 90м (№6 ұңғыма) аралығында өзгереді. Қиманың беткейлі түрі қалыңдығы 15-56м аралығында өзгеретін органогенді-детритті, брекчия түрлі, жұқа кристалды және пелитоморфты әктастарынан құрылған.
Артин жікқабаты - P 1ar
Қиманың кедертастық түрінде биоморфты-детритті әктастармен, сирек кездерде екінші ретті биогермді, балдырлы доломиттермен келтірілген. Бұл түрдің артин шөгінділерінің қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді (№2 ұңғыма). Қиманың беткейлі түрі негізінен екінші ретті доломиттермен, сирек кездерде биоморфты-детритті, органогенді-кесекті әктастармен келтірілген. Беткейлі түрлі қималарда жікқабат қалыңдығы кенеттен кішірейеді және бірінші бірліктер (№ 1, 27 ұңғымалар) мен 217м (№7 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Кунгур жікқабаты - P1k
Кен орын шегінде барлық жерлерде дамыған. Палеонтологиялық және палинологиялық мәліметтер бойынша онда филипп және ирень горизонттары ерекшеленеді.
Филлипов горизонты - P1kf
Филлипов горизонтының шөгінділері кен орында бұрғыланған барлық ұңғымалармен ашылған. Одан әрі толық қималарда олар екі литологиялық қатқабаттардан құралады - карбонатты және карбонатты-сульфатты қатқабаттарынан. Карбонатты қатқабат негізінен қайта кристалданған, ангидридтелген доломиттермен келтірілген. Филлипов горизонтының карбонатты-сульфатты қалыңдығы негізінен доломиттер қабатшалары бар сұр, боз сұр және көкшіл түсті ангидриттармен келтірілген. Филлипов горизонтының қалыңдығы рифогенді құрылымның одан әрі батырылған бөліктерінде бірнеше метрден палеорифтің орталық бөлігінде 150-300 м-ге дейін өзгереді.
Ирень горизонты - P1kir
Терригенді қабатшалары бар тұздылы шөгінділермен келтірілген. Горизонт қалыңдығы кең аралықта өзгереді. Мульданың орталық бөлігінде горизонт қалыңдығы әдетте бірнеше бірлік және 250м аралығында өзгереді, ал № 18, 102, 111, 215 және 913 ұңғымаларда ирень шөгінділері мүлдем жоқ.
Жоғарғы бөлім - P2
Пермь жүйесінің жоғарғы бөлімінің шөгінділері уфа, қазан және татар жікқабаттарының көлемінде ерекшеленеді.
Уфа жікқабаты - P2u
Ұңғымалармен күмбезаралық мульданың шегінде ашылады және литологиялық қатыста аргиллиттер, саздар, алевролиттер, тұздар және ангидридтер кезектесуімен келтірілген. Жікқабат қалыңдығы 48м (№433 ұңғыма) және 1284м (№24 ұңғыма) аралығында, кейбір жағдайларда 1630 м-ге дейін (№8 ұңғыма) мульданың солтүстік қанатының Қарашығанақ күмбезімен жанасу аймағының бағытында үлкейе отырып өзгереді.
Қазан жікқабаты - P2kz
Күмбезаралық мульданың даму шегінде әр түрлі жерлерде таралған. Литологиясы бойынша қазан жікқабаты калиналық және гидрохимиялық пен қарағай свиталарының тілімделмеген шөгінділеріне бөлінеді. Калиналық свитаның шөгінділері қызыл-қоңыр, қоңыр-сұр түсті, тығыздалған, алевритті, ангидридтер мен тас тұзының ұсақ ұяшықтары бар, сазды әктастар мен доломиттердің қабатшалары бар саздармен келтірілген. Свита қалыңдығы 25м (№1000 ұңғыма) және 300м (№913 ұңғыма) аралығында өзгереді. Тілімделмеген гидрохимиялық және қарағай свиталарына тас тұзының және ангидриттердің, сирек кездерде алевролиттер, әктастар мен доломиттердің қабатшалары бар қошқыл қою қызыл түсті, қатты тығыздалған саздар жатады. Бұл шөгінділердің қалыңдығы 152-742м аралығында өзгереді.
Татар жікқабаты - P2t
Көкшіл дақтары бар қоңыр түсті, тығыз, еңкіш қабатты полимикті құмтастардың, алевролиттердің және әлсіз цементтелген құмдардың, сирек жерлерде әктастардың қабатшалары бар, аргиллиттерге ұқсас, әктасты, құмтасты саздармен келтірілген. Жікқабат қалыңдығы 148м (№163 ұңғыма) және 1925м (№31 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Мезозой тобы - MZ
Триас жүйесі - T
Кен орын шегіндегі триас жүйесінің шөгінділері әр жерлерде таралған. Литологиялық қатыста триас жасының жыныстары саздардың, құмтастардың, құмдардың, алевролиттердің және аргиллиттердің әркелкі қабаттасуымен келтірілген. Территорияның үлкен бөлігінде триас шөгінділерінің қалыңдығы территорияның батыс бөлігінде 2183 м-ге дейін үлкейе отырып, 1068-2040м құрайды (№45 ұңғыма). Тұзды күмбездеріне ұштастырылған триас жыныстарының қысқартылған қалыңдықтары мұнда 63м (№13 ұңғыма) және 600м (№31 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Юра жүйесі - J
Қарашығанақ кен орнының шегіндегі юра жүйесінің түзілімдері орта және жоғарғы бөлімдермен келтірілген және күмбезаралық аймақта таралған. Тұзды күмбездер дөңестерінде юра шөгінділері мүлдем жоқ.
Орта бөлім - J2
Төменгі бөліктегі орта юралық шөгінділердің терригенді қатқабаты шартты түрде байосс жікқабатымен салыстырылатын ұсақ түйірлі құмтастардың, сазды құмдардың және саздардың қабаттасуымен келтірілген. Жоғарғы бөлігі әкті емес, қалың қабатты, болжаммен алғанда бат жасты саздардан құралған.
Жоғарғы бөлім - J3
Жоғарғы юра шөгінділері келловей-оксфорд-кембридж жыныстарымен фосфорлы тақта және волга жікқабатының сазды-мергельді қатқабаты түрінде келтірілген.
Юра жүйесі шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 22 м (№126 ұңғыма) және 560м (№37 ұңғыма) аралығында өзгереді. Қоншыбай күмбезімен шекарасындағы жыныстар қалыңдығы 495 м-ден (№477 ұңғыма) 148 м-ге дейін (№213 ұңғыма) қысқарады.
Бор жүйесі - K
Бор жүйесінің шөгінділері шартты түрде тілімделген валанжин-готер түзілімдері, баррем және апт жікқабаттарына бөлінетін төменгі бөлім көлемінде келтірілген. Бор жыныстары күмбезаралық мульданың тек орталық және оңтүстік бөліктерінде таралған.
Валанжин-готер шөгінділері сирек кездесетін мергель қабатшалары бар саздар будасымен келтірілген. Буда негізінде ұсақ фосфорлы жалбырлар жатыр. Баррем жікқабаты мергель мен сидерит конкрецияларының сирек, жұқа қабатшалары бар қара түсті, тығыз, қатал қабатты саздармен келтірілген. Көбінесе кен орынның оңтүстік-батыс бөлігінде таралған.
Апт жікқабаты негізінде фосфориттері бар ұсақ түйірлі құмтас қабаты жатқан қара түсті, әкті емес, тығыздалған саздармен келтірілген.
Бор жүйесі шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 12м (№ 12, 28 ұңғымалар) және 319м (№45 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Неогендік жүйе - N
Неоген шөгінділері төменгі бор, юра және триас әр түрлі жасты жыныстарды жатыр және екі жікқабаттармен келтірілген - ақшағыл және апшерон жікқабаттары. Керндік материалдың жоқ болуына және кәсіпшілік-геофизикалық зерттеулер кешенінің жеткіліксіздігіне байланысты неогендік шөгінділер негізінен әр түйірлі құмтастар мен алевролиттер қабатшалары бар сұр және жасыл-сұр саздармен келтірілген тілімделмеген қатқабат ретінде ерекшеленген. Плиоцендік шөгінділерінің қалыңдығы 20м (№8 ұңғыма) және 115м (№32 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Төрттік жүйе - Q
Антропогенді жүйенің жыныстары, малтатас линзалары және саздар қабатшалары бар саздақтардан, құмдақтардан, құмдардан құралатын қалыңдықтары 8-20м аралығында өзгеретін аллювиалды және делювиалды түзілімдерімен келтірілген.
Қарашығанақ кен орнының өнімді горизонтының жамылғысы бойынша құрылымдық карта қосымшада көрсетілген
1.3 Тектоника
Қарашығанақ кен орны Каспий маңы ойпаңының шөгінді тысының үлкен қалыңдығымен және тұзды тектониканың көріністерімен сипатталатын солтүстік ерену аймағының ішкі бөлігінде орналасқан.
Кен орын, амлитудасы 400м аралығындағы, солтүстіктен доға тәрізді ойпаң жермен шектелген, фундемент көтерілуімен кеңістікті келісілген. Түсіру амплитудасы батыс бағытында 1200м дейін өседі. Көне орының тектоникалық элементерінің субендік және субмеридианалды бағытталуы теригенді девон шөгінділерінің көтерілімдерінде көрініс табады.
Каспи маңы ойпаңының шөгінді қабат қималарында тектоникалық әсерлерге әр түрлі әсер еткен үш структуралық этаж бөлінеді. Төменгі структуралық этаж жоғарғыдевонды артинді ярусқа дейінгі шөгінділерімен қосады, ортанғысы - кунгурлы сульфатты-галогенді қабатты қосады және жоғарғысы - жоғарғы перм мен триастың түзілуін қамтиды [4].
Қарашығанақ мұнай-газоконденсатты кен орнының негізгі карбонатты массиві Каспий маңы ойпаңының ернеуіне параллель бағдарланған еңдік созылымның үлкен тұз асты массивін құрайтын фамен-артин құрылымдық этажымен байланыстырылған. Жоспардағы массив өлшемдері 14,5 х 28м, биіктігі 1600м құрайды, ал массивтен тыс жерлерде биіктік 600 м-ден аспайды. Құрылымдық этаж үш этаждыққа бөлінеді: жоғарғы девон-турне, визе-башқұрт ерте пермь этаждықтары, және де әрбір этаждық басқалардан өзгеше құрылымдық жоспармен өзгешеленеді [1.2].
Визе-башқұрт этаждығының құрылымы, одан көнелермен салыстырғанда, кен орнында едәуір жақсы зерттелген. Жоғарыдан этаждық шөгінденудегі пермьге дейінгі үзілістің бетімен шектелген. Карбон шөгінділерінің құрылымдық беті денудационды үрдістердің белсенді әсер етуімен пайда болған. Жоспарда массив шығыс бөлігі кең және батыс бөлігі тарылатын пішінге ие болады.
Ерте пермь құрылымдық этаждығына кедертас салу таскөмір негізінің шығыс кеңейтілген бөлігі төбесінің өсуі тән.
2004 жылғы мәліметтерден көретініміз төменгі перм құрылымдары 135 м-ден 170 м-ге дейін 423, 424, 912 пайдалану ұңғыларымен ашылған, нәтижесінде шығыс жане батыс бөліктері қатар ені 6км төменгі пермді карбонатты түзілімдермен қосылады.
Орта құрылымдық этаж тұзды тектониканың дамуымен ерекшеленеді және Қарашығанақ кен орнының жапқышы ролін ойнайды. Тұзды тектониканың көрінісінің ерекшеліктері бел тәрізді көтерілімдердің және тұзды күмбездердің пайда болуына әкелді.
Тұз асты құрылымның орталық бөлігі жоспарда күмбезаралық мульдаға сәйкес келеді, мұнда тұз мүлдем жоқ, ал кунгурдың сульфатты будасы уфа және қазан қызыл түстілермен жабылған.
Мұнайгаздылығы
Негізгі игерілетін мұнай-газоконденсатты кеніш жоғарғы девон (фамен), таскөмір және төменгі пермь (артин жікқабатын қоса) карбонатты шөгінділерімен байланысты. Кеніш қалыңдығы шамамен 1600м, оның жабыны жатысының минималды тереңдігі 3680м. Бұл кеніштің су-мұнай жапсары орта есеппен минус 5150м абсолюттік белгісінде немесе жер бетінен шамамен 5250м тереңдікте орналасқан.
№ 15 барлау унгысында 5630-5754 м терендик интервалында негізгі мұнай-газоконденсатты кенішинин томенги бөлігінде орта девон шөгіндісине жататын мунай кабат ашылган. Әктас қатпарлары бар қара-сұр аргелиттер мұнайға қаныққан. Кен орынның орталық бөлігінде және мұнайгазконденсатты шөгіндінің біршама солтүстік контурында мұнайлы ортадевонды шөгінділерінің дамуы байқалады.
Кунгур шөгінділерінің мұнайлығы №112 пайдалану ұңғысымен орнатылған. Бұл ұңғыда мұнай 3528 м тереңдікті бұрғылау барысында алынған. 100 м3тәу дебитпен мұнай фонтаны алынған. Фонтандауды тығыздығы 1,56 гсм3 сазды ертіндімен бастыру арқылы тоқтатқан. Осыдан кейін ұңғыдан 3594 м-не дейін керн ала отырып ары қарай бұрғылауды жалғастырған. Ұңғыны сынау үшін Ұңғыны тәжірибелік пайдалану үшін 3588 м тереңдікке дейінгі пайдалану колонасымен жабдықтаған, оны сағасына дейін цементеген. Сынау үшін 3515-3534 м (I объект), 3485-3495 м (II объект), 3465-3475 м (III объект), 3556-3568 м (IV объект) интервалдарында колоннаға перфорация жүргізген. Мұнай ағыны IV объекттен алынған, мұнай дебиті тәулігіне 30 м3-ты қамтыды. Басқа объекттер құрғақ күйде болды.
Минус 5000м белгісінен төмен қарай мұнай аймағы жатыр. 500 м3м3-тан асатын жоғары газ-сұйықтық факторы және сұйық көмірутектердің физикалық-химиялық қасиеттері бойынша жеңіл, тұтқырлығы төмен мұнай (әсіресе аймақтың жоғарғы қабаттарында) минус 5130 белгісіне қарай одан әрі тығыз және тұтқыр мұнайға айналады.
№13 ұңғыма зерттеулерінің нәтижелері бойынша минус 5130 белгісінен төмен өтпелі су-мұнай аймағы бар деген болжам жасалды.
Қарашығанақ кен орнының барлау және пайдалану ұңғымаларында жүргізілген кешендік газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер төменгі пермь мен карбонның 5217м тереңдігіне дейін (№13 ұңғыма) ашылған карбонатты қиманың өнеркәсіптік өнімділігін дәлелдеді. Жалпы алғанда, кен орын бойынша бұрғылау арқылы анықталған көмірсуға қаныққан жыныстар этажы 1557 м-ге дейін жетеді (3660-5217м; абсолюттік белгілерде 3567,8-5137,8м).
2004 жылы П-13, 20 жане 9 уңғыларында 5152-5217м тереңдік аралығында мұнай ағыны конденсатпен бірге алынып жатты. 1979 жылы Қарашығанақ алаңындағы ернеу маңы аймағының ішкі бөлігінде П-10 ұңғымасында 3908 м тереңдіктегі төменгі пермь шөгінділерінен газ бен газоконденсат фонтаны алынды.
Ұнғыны игерудің алғашқы кезеңдерінде қабат суының пайда болуы, сонымен қоса, тұрақты мұнай-сулы эмульсиясының бар болуы перфорация тесіктеріне жақын аралықта судың бар екендігін көрсетеді, олай болса, 13 ұңғысы 5202-5217м перфорация интервалының жоғарғы бөлігінде өтпелі сумұнайлы зонаны ашты. Өйткені осы ұңғының 5125-5190м интервал аралығынан сусыз мұнай алынған болатын.
1.5 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің қабат газы, орта есеппен 10 МПа, жоғары қайнау көмірсутектерімен қанықпағандығы анықталды. Оның құрамында: этан - 6%, пропан - 2,5%, бутан - 1,7% шамасында.
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан. Пермь және карбон шөгінділерінен алынатын конденсат қасиеттері әртүрлі. Кен орын қимасы бойынша конденсаттың фракционды құрамы ауырлай түседі: қиманың жоғарғы жағындағы конденсаттың 50%-і 2030С температурасында қайнайды, ал төменгі жағы 2390С; 3600С жоғары конденсат қалдығы 13,8 - 23 %-ке дейін көбейеді. Молекулярлы массасының шамасы 20 бірлікке көбейеді. Конденсаттың қату температурасы екі еседен көп өседі. Пермь шөгінділерінен алынған конденсатты ароматты көмірсутектер 19,1% масс. бойынша, ал карбоннан алынған конденсатта 25,1% масс. бойынша. Дистилянтты фракциялардың ароматты көмірсутектер мөлшері фракциялардың алу температурасы өскен сайын ұлғаяды.
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842 гсм3, тұтқырлығы 200С кезінде 9,12 м2см; құрамы: жалпы күкірт 1,18%, қатты
парафиндер 3,37%, шайырлар 3,08%, асфальтендер 0,39% масс. бойынша; ароматты көмірсутектердің жалпы мөлшері 35% масс. Бүкіл мұнайларға бір, фракция алу температурасы өскен сайын құрамында ароматты көмірсутек мөлшерінің жоғарылау тенденциясы байқалады. Бірінші кестеде №33 және 44 ұңғыларындағы қабат мұнайының құрамы берілген. Ұңғылардың өзара орналасу арақашықтығы үдкен болғанымен кестеде келтірілген мәліметтер бүкіл кен ауданындағы мұнай құрамының өзгешелігінің шамасы аз екенін көрсетеді (1.1 - кесте).
2 Технологиялық бөлім
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
Қазіргі таңда Қарашығанақ кен орнында газконденсатты және мұнай ұңғыларын пайдалану фонтанды тәсілмен жүзеге асырылады. Ұңғымалардың фонтандауы қабат энергиясының мол қорымен және оқпандағы ұңғымада газ-сұйықтық бағанының гидростатикалық қысымын, сағадағы қысым қарсылығын және бұл сұйықтықтың қозғалуынан пайда болатын үйкеліске жұмсалатын қысымын асыра алатын жеткілікті шамада үлкен қысымдармен түсіндіріледі.
Қабат қысымы мен газ факторы мәндерінің жоғары болуы, жобаланатын қабат қысымын бөлшекті түрде ұстау, сонымен бірге өндіруші ұңғымалардың өнімінде судың көп мөлшерде жоқ болуы ескерілгенде, кен орынды игерудің тіпті бүкіл мерзімінде сұықтық пен қоспаның (газ+конденсат) көтерілуі қабат энергиясының есебінен жүргізіледі, яғни ұңғымалар фонтанды режимде жұмыс істейді. Бұл жағдайда мұнай объектісінің ұңғымалары сағалық және түп қысымдары өндірудің рентабельды шегіне дейін төмендетілген кезде пайдаланылады, одан кейін жоғарыдағы объектілерге алмастырылады.
Кен орынның игеру көрсеткіштері уақыт бойынша өзгеру сипаты, жалғыз қабат қасиеті және оны қанықтыратын сұйықтардан, игерудің әрбір сатысында жүзеге асыратын технологиялық операцияларға байланысты.
Қарашығанақ кен орнын игеру кезеңдеріндегі негізгі көрсеткіштер: 1-игеру кезеңінде газконденсатты интервалында 178 ұңғыма бұрғыланған. 2-игеру кезеңінде ұңғыларға геофизикалық зерттеу жүргізу арқылы, керн алу арқылы, ұңғыларды тереңдету және бүйірлік оқпандарды бұрғылау арқылы кен орынға қосымша бағалау жүргізген. Осы кезеңде 25 ұңғыма бұрғыланды.
Қазіргі таңда Қарашығанақ кен орнында 2М игеру кезеңі жүріп жатыр. 2М игеру кезеңнің негізгі мақсаты сұйықкөмірсутектерді өндірудің максималды деңгейін сақтау мақсатында бір, екі және үш оқпанды көлденең ұңғыларды бұрғылау, яғни мұнайлы горизонтты (3 объект) приориттеті пайдалану болып табылады. Ал болашақта 3-игеру кезеңінде өндіру көлемін және газ дайындауды үлкейту мақсатында ұңғылар қорын көбейту көзделіп отыр:
газды максималды өндіру 27,5 млрд. ст. м3жыл;
газ айдау 2001 жылдан басталды. Қазіргі таңда айдау көлемі 16 ұңғыманы құрайды, айдау көлемі 6,2 млрд. м3жыл көрсеткішті құрайды. 2007 жылдан бастап 53 айдау ұңғымасын пайдалану кезінде 11 млрд. ст. м3жыл көрсеткішке жетті;
4-14,4 млрд. ст. м3жылына газ сату бойынша жоба 2005 жылдан бастау алды;
басқа да газды қолдану нарығы, ОГП және Батыс Қазақстан облысы;
сұйықты максималды өндіру 27,5 млн тоннажыл;
КТК-ға 7 млн тоннажыл 12.2001 жылдан басталды;
ОГП-ға 4млн тоннажыл;
артық өнім Самараға және кен орынның өзінде орналасқан Минимұнайөңдеуші зауытқа жөнелтіледі;
мұнай ұңғымаларынан өнімді өндіру кезінде приоритизациялау арқылы кен орынның газ факторын төмендету;
І және ІІ объект ұңғымаларынан газды өндіруді қысқартып, 2005 жылға дейін төменгі көрсеткіште ұстап тұрды;
газдың 40%-ын айдау арқылы қабат қысымын ұстау және құрғақ газдың рецеркуляция жасауына мүмкіндік берді.
Осы қойылған талаптарды орындау үшін контракттық периодтың алғашқы 15 жылына арналған бұрғылау және күрделі жөндеу жұмыстарының кестесі жасалынған. Жұмыс жасап тұрған 100 ұңғымаға бесжылдықта күрделі жөндеу жасау жоспарланған. Сонымен бірге 124 пайдалану және 37 адай ұңғымаларын 12 жыл арасында бұрғылау (2002 жылдан 2014 жылға дейін) жоспары бар.
Жүйе жағдайының картасының анализі көрсеткендей [4]:
коллектордың жалпы және гомогенді құлдырауы өндірудің 40 жылынан кейін басталады;
коллектордың жоғарғы бөлігінде газға қанығу жоғары мөлшерде болады. өйткені айдарған құрғақ газ шикі газдан ауыр болады;
газ телпегінің кейбір аумақтарында сұйық мөлшерінің көп болуы (40 - 70%). Ол тік дренаждалуына мүмкіндік беретін коллектордың гетерогенділігіне байланысты болады;
мұнай отрочкасының көп бөлігінде сұйық мөлшерінің көп болуы.
2.2 Газ өндіру техникасы мен технологиясы
Қазірігі уақытта Қарашығанақ мұнайгазконденсат кен орынында жоба бойынша ұңғыма өнімі фонтанды тәсілмен өндіріледі.
Газконденсатты кен орындарын түп қысымы конденсация қысымынан төмен игеру кезінде флюид екі фазаға, газ және конденсатқа, бөлініп, сұйық фазаның көтерілу қарқыны азаяды. Егер осы уақытта газ фазасының сұйық фазаны көтеруге шамасы келмесе, яғни газдың жылжу жылдамдығы жеткіліксіз болса, ұңғыма түбінде конденсаттың жиналу эффектісі пайда болады. Бұндай жағдай қабатқа кері қысым түсіріп, өнім алу көлемі азайып кетуі мүмкін. Кей жағдайда осының әсерінен ұңғыма жұмысы тоқтап та қалуы мүмкін.
Келтірілген жағдай Қарашығанақ кен орынында қазіргі уақытта және келешекте түп қысымы конденсация қысымынан төмен болуына байланысты өте маңызды мәселе болып отыр.
Бұл жағдайдан шығар жалғыз жол - ол газды алу жылдамдығын төмендетпей, конденсатты ұңғыма түбінен толығымен шығару.
Конденсатты ұңғыма түбінен шығаруға керекті газдың критикалық жылдамдығы Тернер формуласы бойынша анықталады.
Егер газ ағынының жылдамдығын қамтамассыз ету мүмкіндігі, мысалы, қабат қысымын ретке, қалаты жағдайға келтіру үшін ұңғымны периодты тоқтатып тұру және оны қайта іске қосқанда үрлеу әдісін қолданумызға болады.
Әдісті таңдау ұңғымаға жүргізілген геолого-кәсіпшіліктік зерттеу нәтижесіне, ұңғыма конструкциясына, сонымен бірге түпте жиналған сұйықтың құрамы мен сапасына байланысты болады. Осының бәрін арнайы зерттеулер анықтайды.
2.3 Өндіру техникасын таңдау және тағайындау
Газ-сұйықтық көтергішті есептеу - бұл кәсіпшілік жағдайларға сәйкес оның диаметрін, ұзындығын және жұмыстың оптималды режимін таңдау. Мұндай есептеулер графикалық тәсіл арқылы есептеледі. Бұл тәсіл өнімнің дебиттерінің әр түрлілігі және сулану кезіндегі диаметрлері әр түрлі құбырлар үшін СКҚ бойымен қысым өзгеруінің P=f(H) қисығына негізделген. Алынған P=f(H) тәуелділіктері бойынша көтергіш жұмысының сипаттамалық қисықтары тұрғызылады, яғни түп қысымның сағалық қысымның белгіленген мәндері кезінде дебиттен өзгеруі.
СКҚ компоновкасын және ұңғыма жұмысының режимін таңдау кезіндегі негізгі критериі СКҚ колоннасы бойымен флюидтің қозғалысы кезіндегі қысым жоғалтуларын азайту болып табылады, яғни көтергіштің бойындағы қысым өзгерісі минималды, ал оның өткізу қабілеттілігі және сәйкесінше өндіру максималды болу қажет.
Қазіргі кезде кәсіпшілік есептеулер үшін дербес ЭЕМ бағдарламалары қолданылады. Бұл бағдарламалар көтергіш құбырлар колоннасындағы газ-сұйықтық қоспаның қозғалысын гидродинамикалық есептеу үшін арналған корреляцияға негізделген.
Фонтанды көтергішті есептеу үшін негізінен газоконденсатты объектілеріне арналған Duns & Ros (1963) gas корреляциясы бар PERFORMance Analysis Ver.2.20 және мұнай кенішіне арналған Hagedorn & Brown (1963) oil бағдарламалары қолданылады.
Қарашығанақ кен орнының жағдайы үшін бұл бағдарламаның қолдану мүмкіндігін дәлелдеу үшін І-ші, ІІ-ші және ІІІ-ші объектілері үшін ұңғыма оқпаны бойымен қысымның орташа градиентінің дебитке тәуелділігінің графиктері тұрғызылады. Бұл графикті тұрғызу үшін ұңғымаларды кәсіпшілік зерттеу бойынша фактілік берілімдер және бағдарламадан алынған есептік градиенттер пайдаланылады. Градиенттердің фактілік және есептік мәндері шамамен 2-3% өзгешеленеді, бұл қысымға аударғанда 0,0001-0,0002 МПа құрайды. Мұндай өзгешелік берілген кен орны жағдайында маңызды емес.
І объект ұңғылары үшін үйлесімдік 18-ден 45 МПа болғанда мүмкін, онда газ дебиті 900-дан 200мың м3тәу дейін өзгереді, ал ІІ объект ұңғылары үшін ол қысым 20-дан 49 МПа-ға дейін болғанда, дебит 1300-ден 100 мың м3тәу дейін өзгереді.
Әр түрлі лифтілік колонналар құрылымдарының жұмысын салыстыру үшін 5.1.3 суретінде сағалық қысымы 15 МПа, ІІ объект ұңғылары үшін КГФ 900 м3Мм3, 1000 м тереңдікке 114 мм және бүкіл СКҚ колонналар бойына 114 мм құбырлары мен құрылымы 114*89*73 болатын сипаттамалық қисықтар графигі берілген. Осы графиктен дебиті 300 м3тәу тең лифтің құрылымдарға бірдей түптік қысым тән екенін байқаймыз. Қолданыстағы және жаңа құрылымдардың дебитінің 300-ден 900 м3тәу-ке өскен кезде түп қысымының күрт өзгеруін байқаймыз. Газдың максималды дебиті кезінде қоладаныстағы құрылым түп қысымы 45 МПа-ға дейін жетеді, ол өз кезегінде қысым ауытқуына 30 МПа тең. Ұсынылған құрылымдарда максималды дебитке 34 МПа түп қысым сәйкес келіп, тек 14 МПа сұйықты көтеруге жұмсалады. Сол себепті жаңа СКҚ құрылымы аз қысым шығындарымен үлкен көлемдердегі газ және конденсатты өткізіп, пайдалырақ болып табылады.
1- cурет. Ұсынылған және қолданыстағы құрылымдар сипаттамалық қисықтары
Газконденсат объектілерінің колонна диаметрі газконденсатты шығару барысында конденсация қысымынан аз қабат қысымында түсіп қалған конденсатты шығарумен ерекшелінеді. Графиктен өнімділік орташа коэффициенттері негізінде көтергіш диаметрін өзгерту арқылы дебиттің артуы:
суланбаған өнім кезінде - 170 м3тәу;
суланған өнім кезінде - 90 м3тәу-ті құрайды.
Лифттік колонна құрылымдарын таңдау келесілерге негізделеді:
ұңғы максималды беруі;
ұңғы ішінде өнімді және қауіпсіз ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Қ.И.Сатбаев атындағы Қазақ ұлттық техникалық зерттеу университеті
Қ.Тұрысов атындағы геология және мұнай-газ ісі институты
Мұнай инженериясының кафедрасы
Тақырыбы:" Х кен орнында газ көтергіш ұңғымаларының жұмыс режимін талдау және есептеу "
Дипломдық жобаға
Түсініктемелік жазба
5В070800-Мұнай-газ ісі
Алматы 2023
Қазақстан республикасы ғылым және білім министрлігі
Қ.И.Сатбаев атындағы Қазақ ұлттық техникалық зерттеу университеті
Қ.Тұрысов атындағы геология және мұнай-газ ісі институты
Мұнай инженериясының кафедрасы
Қорғауға жіберілді
Кафедра меңгерушісі
_______________
Г.Ж.Елигбаева
_________2023ж
Х кен орнында газ көтергіш ұңғымаларының жұмыс режимін талдау және есептеу
Дипломдық жобаға
Түсініктемелік жазба
5В070800-Мұнай-газ ісі
Орындаған:
Керімжанов Ақансері,Әбжал Еркебұлан
Ғылыми жетекші:
Ғылыми жетекші,канд.
Физ.-мат.наук,доцент
__________ Баймухаметов.М.А
Алматы 2023
Аңдатпа
Біз бұл жобада Қарашығанақ мұнай-газ конденсатты кен орнын жан-жақты зерттей отырып,ондағы ұңғылардың игеру режимдерін қарастырамыз.Барынша тиімділікті іздей отырып,жаңа техника-технологиялық көрсеткіштерді есептейміз.Сонымен қоса кен орынның геологиялық бөлімін қарастыра отырып,игерудің қазіргі кездегі жағдайын толық зерттейміз. Жабдықтардың тиімді нұсқасын таңдау арқасында көптеген кері әсерін тигізетін негізгі қиыншылықтардың алдын ала отырып, шығынды азайтуға болады. Қарашығанақ кен орнын пайдалану ерекшеліктері ескеріле отырып, көтергіш лифті, сағалық және құбыр іші жабдықтар таңдалады. Сондықтан Қарашығанақ кен орнында ұңғының оптималды режимін орнату мен жабдығын таңдау - негізгі мәселе болып табылады. Осыған орай, ұңғыманың жұмыс режимін талдау мен қолданыстағы жабдықтардың тиімділігін арттыру жолдарын ұсыну маңызды.
Аннотация
В данном проекте мы рассмотрим режимы разработки скважин на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении,всесторонне изучив его.В поисках максимальной эффективности рассчитываем новые технико-технологические показатели.Вместе с тем,рассматривая геологическую часть месторождения, мы полностью изучаем текущее состояние разработки. Благодаря выбору выгодного варианта оборудования, можно снизить затраты, предвидя основные неприятности, которые могут привести к многочисленным негативным последствиям. С учетом особенностей эксплуатации Карачаганакского месторождения выбирается подъемное, Устьевое и трубопроводное оборудование. Поэтому установка оптимального режима и выбор оборудования скважины на Карачаганакском месторождении - ключевой вопрос. В этой связи важно проанализировать режим работы скважины и предложить пути повышения эффективности существующего оборудования.
Annotation
In this project, we will consider the modes of well development at the Karachaganak oil and gas condensate field, having thoroughly studied it.In search of maximum efficiency, we calculate new technical and technological indicators.At the same time, considering the geological part of the field, we fully study the current state of development. Thanks to the choice of an advantageous equipment option, it is possible to reduce costs, anticipating the main troubles that can lead to numerous negative consequences. Taking into account the specifics of the operation of the Karachaganak field, lifting, wellhead and pipeline equipment is selected. Therefore, the installation of the optimal mode and the choice of well equipment at the Karachaganak field is a key issue. In this regard, it is important to analyze the operating mode of the well and suggest ways to improve the efficiency of existing equipment.
Мазмұны
Кіріспе
1 Геологиялық бөлім
Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Стратиграфия
Тектоника
Мұнайгаздылығы
Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
2 Технологиялық бөлім
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
2.2 Газ өндіру техникасы мен технологиясы
2.3 Өндіру техникасын таңдау және тағайындау
2.4 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы
2.5 Жаңа техника және технологияны қолдану
3 Экономикалық бөлім
3.1 Қарашығанақ кен орнын игерудің технико-экономикалық көрсеткіштері
3.2 Енгізілген жаңа техника мен технологияның экономикалық тиімділігін анықтау әдісі
4 Еңбекті қорғау
4.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлар
4.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғау шаралары
5 Қоршаған ортаны қорғау
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау
5.2 Су ресурстарын қорғау
5.3 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық құжаттар
5.4 Кәсіпшілік қалдықтар, қалдықтар көлемі және оларды жою шаралары
Қорытынды
Пайдаланылған әдебиеттер
Кіріспе
Мұнай және газ өндірісі қазіргі таңда Қазақстан Республикасының ең маңызды салаларының бірі болып табылады. Энергетикалық және химиялық өндіріс саласы үшін мұнай, табиғи газ және конденсат бағалы шикі зат болып табылады. Қарашығанақ газконденсатты кен орыны Оралдың мұнайбарлау экспедициясының көмегімен ең бірінші барлау ұнғымасын бұрғылау барысында 1979 жылы ашылды. Ол дүние жүзіндегі ең ірі газоконденсаты кен орындарының бірі болып табылады. Кеніш 280 шаршы километр аумақты алып жатыр, оның қойнауында 1,2 миллиард тонна мұнай мен конденсат және 1,35 триллион текше метр газ бар.
Қазіргі таңда Қарашығанақ игерудің барлық кезеңін сәтті жүріп отыр, өндіріс көлемі жылдан жылға кең өріс алуда. Игерудің технологиялық сызбасы Қазақстан Республикасының нормативті құжаты және жобалаудың техникалық тапсырмасына сәйкес КИО және НИПО мұнай және газ мамандарымен жүзеге асырылды.
Барлық кен орындарға тиеселі маселенің бірі ол - өнім көлемінің азаюы. Қарашығанақ кен орнында да ең негізгі мәселенің бірі - өнім көлемінің азаюы. Осыған орай, Карачиганак Петролеум Оперейтинг Б.В. компаниясы ұңғыма дебитін арттырудың альтернативті шараларын жургізеді және шет елдік компаниялармен біріге отырып осы мәселеге ерекше көңіл бөледі. Яғни негізгі шаралардың бірі ұңғының оптималды жұмыс режимін орнату және жабдықтарды таңдау болып табылады.
Технологиялық режим газ бен конденсаттың оптималды дебиттері, сонымен қатар шектеуші факторларды және жер қойнауын қорғау, қауіпсіздік техника ережелерін ескере жүргізілетін ұңғымалар мен ұңғымалар жабдықтарының дұрыс пайдаланылуын қамтамасыз ететін өндіру ұңғымаларының жұмыс шарттарын анықтайды. Технологиялық режимнің оптималды нұсқасы - қабат энергиясының минималды шығындары кезінде конденсаттың максималды үлестік шығуын алу.
Жабдықтардың тиімді нұсқасын таңдау арқасында көптеген кері әсерін тигізетін негізгі қиыншылықтардың алдын ала отырып, шығынды азайтуға болады. Қарашығанақ кен орнын пайдалану ерекшеліктері ескеріле отырып, көтергіш лифті, сағалық және құбыр іші жабдықтар таңдалады.
Сондықтан Қарашығанақ кен орнында ұңғының оптималды режимін орнату мен жабдығын таңдау - негізгі мәселе болып табылады. Осыған орай, ұңғыманың жұмыс режимін талдау мен қолданыстағы жабдықтардың тиімділігін арттыру жолдарын ұсыну маңызды.
1 Геологиялық бөлім
Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Қарашығанақ МГККО Батыс - Қазақстан облысының батысында, Бөрлі ауданының территориясында, Ақсай қаласынан солтүстік-батысқа қарай 30 км және Орал қаласынан шығысқа қарай 150 км қашықтықта орналасқан. Кен орын 1979 жылы ашылып, 1984 жылы игеріле бастады.
Қарашығанақ мұнай-газконденсатты кен орнын игеру жоба бойынша төрт халықаралық серіктестер - әр біреуі акциялардың 32, 5 % иеленетін Бритиш Газ (Англия) және Аджип Карачиганак б.в. (Италия), 20 % иеленетін Шеврон Тексако Интернэшнл Петролеум Компани (АҚШ) және 15 % иеленетін ААҚ Мұнай Компаниясы Лукойл компаниялары басшылығымен жүргізіледі. Бұл компаниялар Қарашығанақ Интегралданған Мекемесіне (ҚИМ) біріккен. Қазақстанда ҚИМ өзінің іскерлігін Карачиганак Петролеум оперейтинг б.в. ЖТАҚ (КПО б.в.) ретінде жүзеге асырады.
Аудан климаты континентальды. Температура қыста -400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады. Оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағытындағы желдер басым. Орташа жылдық жауын - шашын мөлшері 300 - 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі арақашықтық 160 км., Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты пункттар: Қарашығанақ ауылы 10 км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3 км. Бөрлі ауданының территориясы 5,6 мың. км2 құрайды. Ауданда 1 қала, 1 аудандық кент және 35 ауылдық елді мекендері орналасқан. Бөрлі ауданынын халық саны 01.01.2010 жылғы мәліметтерге сәйкес 56452 адам құрады, соның ішінде Ақсай қаласында - 31983 адам [13].
Гидрографиялық жүйе кен орыннан солтүстікке қарай Орал өзенімен, солтүстік-шығысқа қарай Ілек өзенімен, батысқа қарай Утва өзенімен келтірілген. Ауданда шағын табиғи су қоймалары кездеседі. Техникалық түрде сумен қамтамасыз ету негізінен жер асты сулары арқылы жүзеге асырылады. 5-110м тереңдіктегі сулы горизонттар жарықшақты мергельдерге және әктастарға, сонымен бірге құмтастарға ұштастырылған.
Оңтүстік-шығыс және солтүстік-батыс бағыттағы желдер басым болады. Негізінде жазда, күзде және қыста жауатын жауын-шашынның орта жылдық мөлшері 0,3-0,35м құрайды. Қар жабыны әдетте елеусіз, көтеріңкі жерлерде мүлдем жоқ болады. Грунттың қату тереңдігі қар жабынының қалыңдығына байланысты 1-1,5 м аралығында болады. Жылыту маусымының ұзақтығы 176 күн, 15 қазаннан бастап 15 сәуірге дейін. Орфографиялық қатыста аудан сирек кездесетін аңғарлар мен арқалықтар жүйесі бар жазық болып табылады. Жер бедерінің абсолютті белгілері 80-130м аралығында өзгереді. Құрғақ далаларға тән өсімдіктер өседі.
Ақсай - Орынбор, Орал - Орынбор секілді үлкен қатты жабынды автомабильді жол тораптары жане Ақсай қаласынан өтетін Батыс Қазақстан темір жолы орналасқан.
Стратиграфия
1988 жылғы қорды есептеу кезіндегі, есеп беруде қиманың литологиялық-стратиграфиялық мінездемесі палентология, литология және гамма-термолюминисценция мәліметтері негізіндегі кәсіпшілік-геофизикалық сипаттамалармен байланысты барлау процессінде алынған бөлу сұлбасына сәйкес келтірілген. Ары қарай каротажды реперлер 1988 жылдан кейін бұрғыланған, 140-қа жуық ұңғымамен ашылған қиманы ыдыратуға арналды. Бұл ерте стратиграфиялық бөлімдерде байқалған қабаттардың қалыңдық диапазонын анықтауға мүмкіндік берді.
Қарашығанақ кен орнында бұрғылау арқылы кайнозой, мезозой және палеозой топтарының шөгінділері ашылған [4].
Қарашығанақ кен орнының литологиялық-стратиграфиялық қимасы 2-суретте келтірілген. Суреттен төменгідевон шөгінділері ең көне шөгінді екенін көрсек болады, ал 3-суретте кен орынның схемалық геологиялық профилі келтірілген.
Палеозой тобы - PZ
Девон жүйесі - D
Бұрғылау арқылы ашылған ең көне шөгінділер - төменгі, орта және жоғарғы бөлімдерімен келтірілген девон шөгінділері болып табылады.
Төменгі бөлім - D1
Д3, ДР7 және ДР8 ұңғымаларының салынуын негіздеу кезіндегі Оралмұнай-газгеология өнеркәсіптік-геологиялық бірлестігінің мамандары (Матлошинский Н.Г., Марченко О.Н., Бахтиаров Р.Б.) жүргізген бөлшекті корреляция негізінде девон шөгінділерінің литологиялық-стратиграфиялық тілімделуі жүргізілді. Бұл зерттеулерге сәйкес Д5 ұңғымасында 6219м тереңдігінен және 6245м тереңдіктегі түпке дейін төменгі девонның эмс ярусының сазды-карбонатты жыныстары ашылады. Кейін бұрғыланған Д4 және ДР6 ұңғымаларында төменгі девон шөгінділері сәйкесінше 6169м және 6028м тереңдіктерде ашылған. Жыныстар күңгірт, тіпті қара әкті аргиллиттермен келтірілген.
Бұрғылау арқылы ашылған төменгі девон шөгінділерінің максималды қалыңдығы 430м жетеді (ДР6 ұңғымасы).
Орта бөлім - D2
Орта девон шөгінділері эйфель және живет жікқабаттары көлемінде анықталған және 15, Д1, Д2, Д4, Д5, ДР6 ұңғымаларымен ашылған.
Эйфель жікқабаты - D2ef
Төменгі, дифференциалданбаған афон, жарым-жартылай бий және койвен горизонттарының құрамында келтірілген. Қиманың төменгі бөлігі карбонатты-сынықты айырмалардың қабаттасуымен келтірілген. Терең сулы шөгінділер тығыз, микро- және жұқа қабатты, күңгірт, тіпті қара аргиллиттердің пелоидтары, балдырлы құрылымдары және онколиттері бар әктастармен кезектесуімен сипатталады. Эйфель жікқабатының шөгінділерінің қалыңдығы 315 м-ден (Д5 ұңғымасы) 380 м-ге (Д4 ұңғымасы) дейін жетеді.
Живе жікқабаты - D2g
Жиі органогенді, кониконхилді күңгірт, тіпті қара әктастардан, сирек жерлерде, сонымен бірге қиманың жоғарғы бөлігінде боз сұр микрокристалды әктастардың қабатшалары кездесетін алевролиттерден құралған. Живе шөгінділерінің қалыңдығы №15 ұңғымадағы 64м мен Д2 ұңғымасындағы 92м аралығында өзгеріп отырады. Қарашығанақ құрылымының оңтүстік еңісіндегі Д5 ұңғымасында живе шөгінділері табылмаған.
Жоғарғы бөлім - D3
Жоғарғы девон шөгінділері фран және фамен жікқабаттарымен келтірілген.
Фран жікқабаты - D3f
Д1 және Д2 ұңғымаларында сәйкесінше 5701-5916м және 5934-6093м интервалдарында фран шөгінділері анықталған. Кейін бұрғыланған Д4 және ДР6 ұңғымаларында фран жікқабатының жыныстары сәйкесінше 5503-5722м және 5498-5595м интервалдарында ашылды. Жікқабаттың төменгі бөлігі негізінен қима бойынша жоғарыда таяз сулы фациалды келбетті әктастармен алмастырылатын аргиллитер мен құмтастар қабатшалары бар алевролиттерден құрылған. Фран жікқабатының шөгінділерінің қалыңдығы 159м (Д2 ұңғымасы) және 219м (Д4 ұңғымасы) аралығында өзгереді.
Фамен жікқабаты - D3fm
Фамен жыныстары кен орнында көптеген ұңғымалармен ашылған, бірақ түгел қалыңдыққа тек №15, Д1, Д2, Д4, Д5 және ДР6 ұңғымаларымен өткен. Фамен шөгінділері негізінен органогенді-детритті сферолитті әктастардан, екінші ретті доломиттардан және доломиттендірілген әктастардан құралған. Толық көлемде ашылған фамен шөгінділерінің қалыңдығы 293м (ДР6 ұңғымасы) және 386м (Д4 ұңғымасы) аралығында өзгереді.
Таскөмір жүйесі - С
Таскөмір жүйесінің шөгінділері кен орынның барлық территориясында ашылған және төменгі және орта бөлімдерімен келтірілген.
Төменгі бөлім - С1
Төменгі таскөмір түзілімдеріне турне, визе және серпухов жікқабаттары кіреді.
Турне жікқабаты - С1t
Турне жікқабатының жыныстары литологиясы бойынша біршама ғана өзгешеліктері бар фамен жікқабатының жайылатын шөгінділерінде жатады. Оның төменгі шекарасы фораминифер және конодонт қосылулары бойынша белгіленеді және анық құрылмаған. Палеонтологиялық анықтамалары жоқ ұңғымалардың көбісінде таскөмір жүйесінің төменгі бөліміндегі турне жікқабаты мен жоғарғы девонның фамен жікқабаты арасындағы шекара жүргізілмейді және сонда бұл түзілімдер тілімделмеген турне-фамен түзілімдерінің көлемінде бөлінеді. Турне жікқабатының қалыңдығы 2м (№26 ұңғыма) және 108м (№7 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Визе жікқабаты - C1v
Визе жікқабаты балдырлы-сферолитті әктастардың органогенді-сынықты немесе қошқыл түсті сазды-битумды доломиттендірілген әктастармен кенетттен алмастырылуы бойынша ерекшеленеді. Жікқабат табанына қалыңдығы бірліктен 32 м-ге дейінгі аргиллит қабатының бар болуы тән. Аргиллит қара, тақталы, кей жерлерде әлсіз әкті болып келеді. Жалпы алғанда визе жікқабатына жоғары гамма-белсенділігі бар, негізінен аргиллиттерде жататын, қалыңдығы 5-235м болатын буда сәйкес болады.
Серпухов жікқабаты - C1s
Ол таяз сулы, кедертастық және салыстырмалы терең сулы қималар түрлерінің карбонатты жыныстарынан құралған. Шөгінділердің таяз сулы түрі биоморфты-детритті, қайта кристалданған, ангидриттелген әктастармен келтірілген. Серпухов жікқабатының таяз сулы шөгінділерінің қалыңдығы 400-700м құрайды. Қиманың кедертастық түрі құрылымның шеткі бөліктерінде ерекшеленеді және боз, мшан-балдырлы, стромалитті, доломиттелген әктастармен келтірілген. Кедертас түрлі шөгінділерінің қалыңдығы 244м (№44 ұңғыма) және 872м (№804 ұңғыма) аралығында өзгереді. Қиманың салыстырмалы терең сулы түрі қошқыл түске боялған тақталы және микроқабатты әктастар мен доломиттер айырмасымен келтірілген. Салыстырмалы терең сулы шөгінділер қалыңдығы 15м (№47 ұңғыма) және 63м (№48 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Орта бөлім - C2
Башқұрт жікқабаты - С2b
Орта бөлімінің шөгінділері тек башқұрт жікқабатымен келтірілген. Бұрғылау арқылы бұл шөгінділердің құрылымның тек шеткі бөліктерінде дамығаны анықталды, күмбезді бөлікте олар шайылған. Башқұрт жыныстарының құрамында доломиттер қабатшалары бар биоморфты-детритті, органогенді-кесекті, сонымен қатар балдырлы әктастармен келтірілген таяз сулы-теңізді түрлі қиманың шөгінділері басым болады. Олардың қалыңдығы 4м (№28 ұңғыма) және 55м (№17 ұңғыма) аралығында өзгереді. Құрылымның шығыс бөлігінде 21 ұңғымасымен депрессионды шөгінділер - қабатты құрылымның сазды материал қосылған терең сулы қошқыл түсті әктастар мен доломиттер. Бұл шөгінділер қалыңдығы 38 м-ге дейін жетеді.
Пермь жүйесі - P
Пермь шөгінділері кен орнында бұрғыланған тіпті барлық ұңғымалар қималарында ерекшеленеді және литологиялық-формациялы құрамның ең үлкен әр түрлілігімен сипатталады. Пермь жүйесі екі бөлімдермен келтірілген.
Төменгі бөлім - P1
Пермь жүйесінің төменгі бөлімінің құрамында ассель, сақмар, артин және кунгур жікқабаттары ерекшеленеді. Бірінші үш жікқабаттардың карбонатты жыныстары қималардың үш түрін құрайды - биогермді, беткейлі және салыстырмалы терең сулы.
Ассель жікқабаты - P1a
Ассель жасты биогермді әктастар, сирек кездерде доломиттер мен олардың биоморфты-детритті айырмалары негізінен үлкен рифогенді массивтің орталық күмбезді бөлігінде кездеседі. Шөгінділердің бұл түрінің максималды қалыңдығы 728 м-ге дейін жетеді (№180 ұңғыма). Кедертастық беткейдің шөгінділері негізінен долмиттендірілген биоморфты-детритті, сирек кездерде биохемогенді мен кесекті жыныстардың қабатшалары бар биогермді және биоморфты айырмаларының дамуымен сипатталады. Беткейлі түрлі шөгінділердің қалыңдығы 42-216м аралығында өзгереді. Салыстырмалы терең сулы ассель шөгінділері сазды және кремнийлі материал қоспасы бар қошқыл, тіпті қара түсті жұқа және микроқабатты битумды карбонатты жыныстармен келтірілген.
Сақмар жікқабаты - P1s
Кедертастық фикцияда балдырлы, мшанды, тубифитті және криноидті-балдырлы боз әктастардың түрлерімен келтірілген. Шөгінділер бұл түрінің қалыңдығы 23м (№10 ұңғыма) және 90м (№6 ұңғыма) аралығында өзгереді. Қиманың беткейлі түрі қалыңдығы 15-56м аралығында өзгеретін органогенді-детритті, брекчия түрлі, жұқа кристалды және пелитоморфты әктастарынан құрылған.
Артин жікқабаты - P 1ar
Қиманың кедертастық түрінде биоморфты-детритті әктастармен, сирек кездерде екінші ретті биогермді, балдырлы доломиттермен келтірілген. Бұл түрдің артин шөгінділерінің қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді (№2 ұңғыма). Қиманың беткейлі түрі негізінен екінші ретті доломиттермен, сирек кездерде биоморфты-детритті, органогенді-кесекті әктастармен келтірілген. Беткейлі түрлі қималарда жікқабат қалыңдығы кенеттен кішірейеді және бірінші бірліктер (№ 1, 27 ұңғымалар) мен 217м (№7 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Кунгур жікқабаты - P1k
Кен орын шегінде барлық жерлерде дамыған. Палеонтологиялық және палинологиялық мәліметтер бойынша онда филипп және ирень горизонттары ерекшеленеді.
Филлипов горизонты - P1kf
Филлипов горизонтының шөгінділері кен орында бұрғыланған барлық ұңғымалармен ашылған. Одан әрі толық қималарда олар екі литологиялық қатқабаттардан құралады - карбонатты және карбонатты-сульфатты қатқабаттарынан. Карбонатты қатқабат негізінен қайта кристалданған, ангидридтелген доломиттермен келтірілген. Филлипов горизонтының карбонатты-сульфатты қалыңдығы негізінен доломиттер қабатшалары бар сұр, боз сұр және көкшіл түсті ангидриттармен келтірілген. Филлипов горизонтының қалыңдығы рифогенді құрылымның одан әрі батырылған бөліктерінде бірнеше метрден палеорифтің орталық бөлігінде 150-300 м-ге дейін өзгереді.
Ирень горизонты - P1kir
Терригенді қабатшалары бар тұздылы шөгінділермен келтірілген. Горизонт қалыңдығы кең аралықта өзгереді. Мульданың орталық бөлігінде горизонт қалыңдығы әдетте бірнеше бірлік және 250м аралығында өзгереді, ал № 18, 102, 111, 215 және 913 ұңғымаларда ирень шөгінділері мүлдем жоқ.
Жоғарғы бөлім - P2
Пермь жүйесінің жоғарғы бөлімінің шөгінділері уфа, қазан және татар жікқабаттарының көлемінде ерекшеленеді.
Уфа жікқабаты - P2u
Ұңғымалармен күмбезаралық мульданың шегінде ашылады және литологиялық қатыста аргиллиттер, саздар, алевролиттер, тұздар және ангидридтер кезектесуімен келтірілген. Жікқабат қалыңдығы 48м (№433 ұңғыма) және 1284м (№24 ұңғыма) аралығында, кейбір жағдайларда 1630 м-ге дейін (№8 ұңғыма) мульданың солтүстік қанатының Қарашығанақ күмбезімен жанасу аймағының бағытында үлкейе отырып өзгереді.
Қазан жікқабаты - P2kz
Күмбезаралық мульданың даму шегінде әр түрлі жерлерде таралған. Литологиясы бойынша қазан жікқабаты калиналық және гидрохимиялық пен қарағай свиталарының тілімделмеген шөгінділеріне бөлінеді. Калиналық свитаның шөгінділері қызыл-қоңыр, қоңыр-сұр түсті, тығыздалған, алевритті, ангидридтер мен тас тұзының ұсақ ұяшықтары бар, сазды әктастар мен доломиттердің қабатшалары бар саздармен келтірілген. Свита қалыңдығы 25м (№1000 ұңғыма) және 300м (№913 ұңғыма) аралығында өзгереді. Тілімделмеген гидрохимиялық және қарағай свиталарына тас тұзының және ангидриттердің, сирек кездерде алевролиттер, әктастар мен доломиттердің қабатшалары бар қошқыл қою қызыл түсті, қатты тығыздалған саздар жатады. Бұл шөгінділердің қалыңдығы 152-742м аралығында өзгереді.
Татар жікқабаты - P2t
Көкшіл дақтары бар қоңыр түсті, тығыз, еңкіш қабатты полимикті құмтастардың, алевролиттердің және әлсіз цементтелген құмдардың, сирек жерлерде әктастардың қабатшалары бар, аргиллиттерге ұқсас, әктасты, құмтасты саздармен келтірілген. Жікқабат қалыңдығы 148м (№163 ұңғыма) және 1925м (№31 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Мезозой тобы - MZ
Триас жүйесі - T
Кен орын шегіндегі триас жүйесінің шөгінділері әр жерлерде таралған. Литологиялық қатыста триас жасының жыныстары саздардың, құмтастардың, құмдардың, алевролиттердің және аргиллиттердің әркелкі қабаттасуымен келтірілген. Территорияның үлкен бөлігінде триас шөгінділерінің қалыңдығы территорияның батыс бөлігінде 2183 м-ге дейін үлкейе отырып, 1068-2040м құрайды (№45 ұңғыма). Тұзды күмбездеріне ұштастырылған триас жыныстарының қысқартылған қалыңдықтары мұнда 63м (№13 ұңғыма) және 600м (№31 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Юра жүйесі - J
Қарашығанақ кен орнының шегіндегі юра жүйесінің түзілімдері орта және жоғарғы бөлімдермен келтірілген және күмбезаралық аймақта таралған. Тұзды күмбездер дөңестерінде юра шөгінділері мүлдем жоқ.
Орта бөлім - J2
Төменгі бөліктегі орта юралық шөгінділердің терригенді қатқабаты шартты түрде байосс жікқабатымен салыстырылатын ұсақ түйірлі құмтастардың, сазды құмдардың және саздардың қабаттасуымен келтірілген. Жоғарғы бөлігі әкті емес, қалың қабатты, болжаммен алғанда бат жасты саздардан құралған.
Жоғарғы бөлім - J3
Жоғарғы юра шөгінділері келловей-оксфорд-кембридж жыныстарымен фосфорлы тақта және волга жікқабатының сазды-мергельді қатқабаты түрінде келтірілген.
Юра жүйесі шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 22 м (№126 ұңғыма) және 560м (№37 ұңғыма) аралығында өзгереді. Қоншыбай күмбезімен шекарасындағы жыныстар қалыңдығы 495 м-ден (№477 ұңғыма) 148 м-ге дейін (№213 ұңғыма) қысқарады.
Бор жүйесі - K
Бор жүйесінің шөгінділері шартты түрде тілімделген валанжин-готер түзілімдері, баррем және апт жікқабаттарына бөлінетін төменгі бөлім көлемінде келтірілген. Бор жыныстары күмбезаралық мульданың тек орталық және оңтүстік бөліктерінде таралған.
Валанжин-готер шөгінділері сирек кездесетін мергель қабатшалары бар саздар будасымен келтірілген. Буда негізінде ұсақ фосфорлы жалбырлар жатыр. Баррем жікқабаты мергель мен сидерит конкрецияларының сирек, жұқа қабатшалары бар қара түсті, тығыз, қатал қабатты саздармен келтірілген. Көбінесе кен орынның оңтүстік-батыс бөлігінде таралған.
Апт жікқабаты негізінде фосфориттері бар ұсақ түйірлі құмтас қабаты жатқан қара түсті, әкті емес, тығыздалған саздармен келтірілген.
Бор жүйесі шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 12м (№ 12, 28 ұңғымалар) және 319м (№45 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Неогендік жүйе - N
Неоген шөгінділері төменгі бор, юра және триас әр түрлі жасты жыныстарды жатыр және екі жікқабаттармен келтірілген - ақшағыл және апшерон жікқабаттары. Керндік материалдың жоқ болуына және кәсіпшілік-геофизикалық зерттеулер кешенінің жеткіліксіздігіне байланысты неогендік шөгінділер негізінен әр түйірлі құмтастар мен алевролиттер қабатшалары бар сұр және жасыл-сұр саздармен келтірілген тілімделмеген қатқабат ретінде ерекшеленген. Плиоцендік шөгінділерінің қалыңдығы 20м (№8 ұңғыма) және 115м (№32 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Төрттік жүйе - Q
Антропогенді жүйенің жыныстары, малтатас линзалары және саздар қабатшалары бар саздақтардан, құмдақтардан, құмдардан құралатын қалыңдықтары 8-20м аралығында өзгеретін аллювиалды және делювиалды түзілімдерімен келтірілген.
Қарашығанақ кен орнының өнімді горизонтының жамылғысы бойынша құрылымдық карта қосымшада көрсетілген
1.3 Тектоника
Қарашығанақ кен орны Каспий маңы ойпаңының шөгінді тысының үлкен қалыңдығымен және тұзды тектониканың көріністерімен сипатталатын солтүстік ерену аймағының ішкі бөлігінде орналасқан.
Кен орын, амлитудасы 400м аралығындағы, солтүстіктен доға тәрізді ойпаң жермен шектелген, фундемент көтерілуімен кеңістікті келісілген. Түсіру амплитудасы батыс бағытында 1200м дейін өседі. Көне орының тектоникалық элементерінің субендік және субмеридианалды бағытталуы теригенді девон шөгінділерінің көтерілімдерінде көрініс табады.
Каспи маңы ойпаңының шөгінді қабат қималарында тектоникалық әсерлерге әр түрлі әсер еткен үш структуралық этаж бөлінеді. Төменгі структуралық этаж жоғарғыдевонды артинді ярусқа дейінгі шөгінділерімен қосады, ортанғысы - кунгурлы сульфатты-галогенді қабатты қосады және жоғарғысы - жоғарғы перм мен триастың түзілуін қамтиды [4].
Қарашығанақ мұнай-газоконденсатты кен орнының негізгі карбонатты массиві Каспий маңы ойпаңының ернеуіне параллель бағдарланған еңдік созылымның үлкен тұз асты массивін құрайтын фамен-артин құрылымдық этажымен байланыстырылған. Жоспардағы массив өлшемдері 14,5 х 28м, биіктігі 1600м құрайды, ал массивтен тыс жерлерде биіктік 600 м-ден аспайды. Құрылымдық этаж үш этаждыққа бөлінеді: жоғарғы девон-турне, визе-башқұрт ерте пермь этаждықтары, және де әрбір этаждық басқалардан өзгеше құрылымдық жоспармен өзгешеленеді [1.2].
Визе-башқұрт этаждығының құрылымы, одан көнелермен салыстырғанда, кен орнында едәуір жақсы зерттелген. Жоғарыдан этаждық шөгінденудегі пермьге дейінгі үзілістің бетімен шектелген. Карбон шөгінділерінің құрылымдық беті денудационды үрдістердің белсенді әсер етуімен пайда болған. Жоспарда массив шығыс бөлігі кең және батыс бөлігі тарылатын пішінге ие болады.
Ерте пермь құрылымдық этаждығына кедертас салу таскөмір негізінің шығыс кеңейтілген бөлігі төбесінің өсуі тән.
2004 жылғы мәліметтерден көретініміз төменгі перм құрылымдары 135 м-ден 170 м-ге дейін 423, 424, 912 пайдалану ұңғыларымен ашылған, нәтижесінде шығыс жане батыс бөліктері қатар ені 6км төменгі пермді карбонатты түзілімдермен қосылады.
Орта құрылымдық этаж тұзды тектониканың дамуымен ерекшеленеді және Қарашығанақ кен орнының жапқышы ролін ойнайды. Тұзды тектониканың көрінісінің ерекшеліктері бел тәрізді көтерілімдердің және тұзды күмбездердің пайда болуына әкелді.
Тұз асты құрылымның орталық бөлігі жоспарда күмбезаралық мульдаға сәйкес келеді, мұнда тұз мүлдем жоқ, ал кунгурдың сульфатты будасы уфа және қазан қызыл түстілермен жабылған.
Мұнайгаздылығы
Негізгі игерілетін мұнай-газоконденсатты кеніш жоғарғы девон (фамен), таскөмір және төменгі пермь (артин жікқабатын қоса) карбонатты шөгінділерімен байланысты. Кеніш қалыңдығы шамамен 1600м, оның жабыны жатысының минималды тереңдігі 3680м. Бұл кеніштің су-мұнай жапсары орта есеппен минус 5150м абсолюттік белгісінде немесе жер бетінен шамамен 5250м тереңдікте орналасқан.
№ 15 барлау унгысында 5630-5754 м терендик интервалында негізгі мұнай-газоконденсатты кенішинин томенги бөлігінде орта девон шөгіндісине жататын мунай кабат ашылган. Әктас қатпарлары бар қара-сұр аргелиттер мұнайға қаныққан. Кен орынның орталық бөлігінде және мұнайгазконденсатты шөгіндінің біршама солтүстік контурында мұнайлы ортадевонды шөгінділерінің дамуы байқалады.
Кунгур шөгінділерінің мұнайлығы №112 пайдалану ұңғысымен орнатылған. Бұл ұңғыда мұнай 3528 м тереңдікті бұрғылау барысында алынған. 100 м3тәу дебитпен мұнай фонтаны алынған. Фонтандауды тығыздығы 1,56 гсм3 сазды ертіндімен бастыру арқылы тоқтатқан. Осыдан кейін ұңғыдан 3594 м-не дейін керн ала отырып ары қарай бұрғылауды жалғастырған. Ұңғыны сынау үшін Ұңғыны тәжірибелік пайдалану үшін 3588 м тереңдікке дейінгі пайдалану колонасымен жабдықтаған, оны сағасына дейін цементеген. Сынау үшін 3515-3534 м (I объект), 3485-3495 м (II объект), 3465-3475 м (III объект), 3556-3568 м (IV объект) интервалдарында колоннаға перфорация жүргізген. Мұнай ағыны IV объекттен алынған, мұнай дебиті тәулігіне 30 м3-ты қамтыды. Басқа объекттер құрғақ күйде болды.
Минус 5000м белгісінен төмен қарай мұнай аймағы жатыр. 500 м3м3-тан асатын жоғары газ-сұйықтық факторы және сұйық көмірутектердің физикалық-химиялық қасиеттері бойынша жеңіл, тұтқырлығы төмен мұнай (әсіресе аймақтың жоғарғы қабаттарында) минус 5130 белгісіне қарай одан әрі тығыз және тұтқыр мұнайға айналады.
№13 ұңғыма зерттеулерінің нәтижелері бойынша минус 5130 белгісінен төмен өтпелі су-мұнай аймағы бар деген болжам жасалды.
Қарашығанақ кен орнының барлау және пайдалану ұңғымаларында жүргізілген кешендік газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер төменгі пермь мен карбонның 5217м тереңдігіне дейін (№13 ұңғыма) ашылған карбонатты қиманың өнеркәсіптік өнімділігін дәлелдеді. Жалпы алғанда, кен орын бойынша бұрғылау арқылы анықталған көмірсуға қаныққан жыныстар этажы 1557 м-ге дейін жетеді (3660-5217м; абсолюттік белгілерде 3567,8-5137,8м).
2004 жылы П-13, 20 жане 9 уңғыларында 5152-5217м тереңдік аралығында мұнай ағыны конденсатпен бірге алынып жатты. 1979 жылы Қарашығанақ алаңындағы ернеу маңы аймағының ішкі бөлігінде П-10 ұңғымасында 3908 м тереңдіктегі төменгі пермь шөгінділерінен газ бен газоконденсат фонтаны алынды.
Ұнғыны игерудің алғашқы кезеңдерінде қабат суының пайда болуы, сонымен қоса, тұрақты мұнай-сулы эмульсиясының бар болуы перфорация тесіктеріне жақын аралықта судың бар екендігін көрсетеді, олай болса, 13 ұңғысы 5202-5217м перфорация интервалының жоғарғы бөлігінде өтпелі сумұнайлы зонаны ашты. Өйткені осы ұңғының 5125-5190м интервал аралығынан сусыз мұнай алынған болатын.
1.5 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің қабат газы, орта есеппен 10 МПа, жоғары қайнау көмірсутектерімен қанықпағандығы анықталды. Оның құрамында: этан - 6%, пропан - 2,5%, бутан - 1,7% шамасында.
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан. Пермь және карбон шөгінділерінен алынатын конденсат қасиеттері әртүрлі. Кен орын қимасы бойынша конденсаттың фракционды құрамы ауырлай түседі: қиманың жоғарғы жағындағы конденсаттың 50%-і 2030С температурасында қайнайды, ал төменгі жағы 2390С; 3600С жоғары конденсат қалдығы 13,8 - 23 %-ке дейін көбейеді. Молекулярлы массасының шамасы 20 бірлікке көбейеді. Конденсаттың қату температурасы екі еседен көп өседі. Пермь шөгінділерінен алынған конденсатты ароматты көмірсутектер 19,1% масс. бойынша, ал карбоннан алынған конденсатта 25,1% масс. бойынша. Дистилянтты фракциялардың ароматты көмірсутектер мөлшері фракциялардың алу температурасы өскен сайын ұлғаяды.
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842 гсм3, тұтқырлығы 200С кезінде 9,12 м2см; құрамы: жалпы күкірт 1,18%, қатты
парафиндер 3,37%, шайырлар 3,08%, асфальтендер 0,39% масс. бойынша; ароматты көмірсутектердің жалпы мөлшері 35% масс. Бүкіл мұнайларға бір, фракция алу температурасы өскен сайын құрамында ароматты көмірсутек мөлшерінің жоғарылау тенденциясы байқалады. Бірінші кестеде №33 және 44 ұңғыларындағы қабат мұнайының құрамы берілген. Ұңғылардың өзара орналасу арақашықтығы үдкен болғанымен кестеде келтірілген мәліметтер бүкіл кен ауданындағы мұнай құрамының өзгешелігінің шамасы аз екенін көрсетеді (1.1 - кесте).
2 Технологиялық бөлім
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
Қазіргі таңда Қарашығанақ кен орнында газконденсатты және мұнай ұңғыларын пайдалану фонтанды тәсілмен жүзеге асырылады. Ұңғымалардың фонтандауы қабат энергиясының мол қорымен және оқпандағы ұңғымада газ-сұйықтық бағанының гидростатикалық қысымын, сағадағы қысым қарсылығын және бұл сұйықтықтың қозғалуынан пайда болатын үйкеліске жұмсалатын қысымын асыра алатын жеткілікті шамада үлкен қысымдармен түсіндіріледі.
Қабат қысымы мен газ факторы мәндерінің жоғары болуы, жобаланатын қабат қысымын бөлшекті түрде ұстау, сонымен бірге өндіруші ұңғымалардың өнімінде судың көп мөлшерде жоқ болуы ескерілгенде, кен орынды игерудің тіпті бүкіл мерзімінде сұықтық пен қоспаның (газ+конденсат) көтерілуі қабат энергиясының есебінен жүргізіледі, яғни ұңғымалар фонтанды режимде жұмыс істейді. Бұл жағдайда мұнай объектісінің ұңғымалары сағалық және түп қысымдары өндірудің рентабельды шегіне дейін төмендетілген кезде пайдаланылады, одан кейін жоғарыдағы объектілерге алмастырылады.
Кен орынның игеру көрсеткіштері уақыт бойынша өзгеру сипаты, жалғыз қабат қасиеті және оны қанықтыратын сұйықтардан, игерудің әрбір сатысында жүзеге асыратын технологиялық операцияларға байланысты.
Қарашығанақ кен орнын игеру кезеңдеріндегі негізгі көрсеткіштер: 1-игеру кезеңінде газконденсатты интервалында 178 ұңғыма бұрғыланған. 2-игеру кезеңінде ұңғыларға геофизикалық зерттеу жүргізу арқылы, керн алу арқылы, ұңғыларды тереңдету және бүйірлік оқпандарды бұрғылау арқылы кен орынға қосымша бағалау жүргізген. Осы кезеңде 25 ұңғыма бұрғыланды.
Қазіргі таңда Қарашығанақ кен орнында 2М игеру кезеңі жүріп жатыр. 2М игеру кезеңнің негізгі мақсаты сұйықкөмірсутектерді өндірудің максималды деңгейін сақтау мақсатында бір, екі және үш оқпанды көлденең ұңғыларды бұрғылау, яғни мұнайлы горизонтты (3 объект) приориттеті пайдалану болып табылады. Ал болашақта 3-игеру кезеңінде өндіру көлемін және газ дайындауды үлкейту мақсатында ұңғылар қорын көбейту көзделіп отыр:
газды максималды өндіру 27,5 млрд. ст. м3жыл;
газ айдау 2001 жылдан басталды. Қазіргі таңда айдау көлемі 16 ұңғыманы құрайды, айдау көлемі 6,2 млрд. м3жыл көрсеткішті құрайды. 2007 жылдан бастап 53 айдау ұңғымасын пайдалану кезінде 11 млрд. ст. м3жыл көрсеткішке жетті;
4-14,4 млрд. ст. м3жылына газ сату бойынша жоба 2005 жылдан бастау алды;
басқа да газды қолдану нарығы, ОГП және Батыс Қазақстан облысы;
сұйықты максималды өндіру 27,5 млн тоннажыл;
КТК-ға 7 млн тоннажыл 12.2001 жылдан басталды;
ОГП-ға 4млн тоннажыл;
артық өнім Самараға және кен орынның өзінде орналасқан Минимұнайөңдеуші зауытқа жөнелтіледі;
мұнай ұңғымаларынан өнімді өндіру кезінде приоритизациялау арқылы кен орынның газ факторын төмендету;
І және ІІ объект ұңғымаларынан газды өндіруді қысқартып, 2005 жылға дейін төменгі көрсеткіште ұстап тұрды;
газдың 40%-ын айдау арқылы қабат қысымын ұстау және құрғақ газдың рецеркуляция жасауына мүмкіндік берді.
Осы қойылған талаптарды орындау үшін контракттық периодтың алғашқы 15 жылына арналған бұрғылау және күрделі жөндеу жұмыстарының кестесі жасалынған. Жұмыс жасап тұрған 100 ұңғымаға бесжылдықта күрделі жөндеу жасау жоспарланған. Сонымен бірге 124 пайдалану және 37 адай ұңғымаларын 12 жыл арасында бұрғылау (2002 жылдан 2014 жылға дейін) жоспары бар.
Жүйе жағдайының картасының анализі көрсеткендей [4]:
коллектордың жалпы және гомогенді құлдырауы өндірудің 40 жылынан кейін басталады;
коллектордың жоғарғы бөлігінде газға қанығу жоғары мөлшерде болады. өйткені айдарған құрғақ газ шикі газдан ауыр болады;
газ телпегінің кейбір аумақтарында сұйық мөлшерінің көп болуы (40 - 70%). Ол тік дренаждалуына мүмкіндік беретін коллектордың гетерогенділігіне байланысты болады;
мұнай отрочкасының көп бөлігінде сұйық мөлшерінің көп болуы.
2.2 Газ өндіру техникасы мен технологиясы
Қазірігі уақытта Қарашығанақ мұнайгазконденсат кен орынында жоба бойынша ұңғыма өнімі фонтанды тәсілмен өндіріледі.
Газконденсатты кен орындарын түп қысымы конденсация қысымынан төмен игеру кезінде флюид екі фазаға, газ және конденсатқа, бөлініп, сұйық фазаның көтерілу қарқыны азаяды. Егер осы уақытта газ фазасының сұйық фазаны көтеруге шамасы келмесе, яғни газдың жылжу жылдамдығы жеткіліксіз болса, ұңғыма түбінде конденсаттың жиналу эффектісі пайда болады. Бұндай жағдай қабатқа кері қысым түсіріп, өнім алу көлемі азайып кетуі мүмкін. Кей жағдайда осының әсерінен ұңғыма жұмысы тоқтап та қалуы мүмкін.
Келтірілген жағдай Қарашығанақ кен орынында қазіргі уақытта және келешекте түп қысымы конденсация қысымынан төмен болуына байланысты өте маңызды мәселе болып отыр.
Бұл жағдайдан шығар жалғыз жол - ол газды алу жылдамдығын төмендетпей, конденсатты ұңғыма түбінен толығымен шығару.
Конденсатты ұңғыма түбінен шығаруға керекті газдың критикалық жылдамдығы Тернер формуласы бойынша анықталады.
Егер газ ағынының жылдамдығын қамтамассыз ету мүмкіндігі, мысалы, қабат қысымын ретке, қалаты жағдайға келтіру үшін ұңғымны периодты тоқтатып тұру және оны қайта іске қосқанда үрлеу әдісін қолданумызға болады.
Әдісті таңдау ұңғымаға жүргізілген геолого-кәсіпшіліктік зерттеу нәтижесіне, ұңғыма конструкциясына, сонымен бірге түпте жиналған сұйықтың құрамы мен сапасына байланысты болады. Осының бәрін арнайы зерттеулер анықтайды.
2.3 Өндіру техникасын таңдау және тағайындау
Газ-сұйықтық көтергішті есептеу - бұл кәсіпшілік жағдайларға сәйкес оның диаметрін, ұзындығын және жұмыстың оптималды режимін таңдау. Мұндай есептеулер графикалық тәсіл арқылы есептеледі. Бұл тәсіл өнімнің дебиттерінің әр түрлілігі және сулану кезіндегі диаметрлері әр түрлі құбырлар үшін СКҚ бойымен қысым өзгеруінің P=f(H) қисығына негізделген. Алынған P=f(H) тәуелділіктері бойынша көтергіш жұмысының сипаттамалық қисықтары тұрғызылады, яғни түп қысымның сағалық қысымның белгіленген мәндері кезінде дебиттен өзгеруі.
СКҚ компоновкасын және ұңғыма жұмысының режимін таңдау кезіндегі негізгі критериі СКҚ колоннасы бойымен флюидтің қозғалысы кезіндегі қысым жоғалтуларын азайту болып табылады, яғни көтергіштің бойындағы қысым өзгерісі минималды, ал оның өткізу қабілеттілігі және сәйкесінше өндіру максималды болу қажет.
Қазіргі кезде кәсіпшілік есептеулер үшін дербес ЭЕМ бағдарламалары қолданылады. Бұл бағдарламалар көтергіш құбырлар колоннасындағы газ-сұйықтық қоспаның қозғалысын гидродинамикалық есептеу үшін арналған корреляцияға негізделген.
Фонтанды көтергішті есептеу үшін негізінен газоконденсатты объектілеріне арналған Duns & Ros (1963) gas корреляциясы бар PERFORMance Analysis Ver.2.20 және мұнай кенішіне арналған Hagedorn & Brown (1963) oil бағдарламалары қолданылады.
Қарашығанақ кен орнының жағдайы үшін бұл бағдарламаның қолдану мүмкіндігін дәлелдеу үшін І-ші, ІІ-ші және ІІІ-ші объектілері үшін ұңғыма оқпаны бойымен қысымның орташа градиентінің дебитке тәуелділігінің графиктері тұрғызылады. Бұл графикті тұрғызу үшін ұңғымаларды кәсіпшілік зерттеу бойынша фактілік берілімдер және бағдарламадан алынған есептік градиенттер пайдаланылады. Градиенттердің фактілік және есептік мәндері шамамен 2-3% өзгешеленеді, бұл қысымға аударғанда 0,0001-0,0002 МПа құрайды. Мұндай өзгешелік берілген кен орны жағдайында маңызды емес.
І объект ұңғылары үшін үйлесімдік 18-ден 45 МПа болғанда мүмкін, онда газ дебиті 900-дан 200мың м3тәу дейін өзгереді, ал ІІ объект ұңғылары үшін ол қысым 20-дан 49 МПа-ға дейін болғанда, дебит 1300-ден 100 мың м3тәу дейін өзгереді.
Әр түрлі лифтілік колонналар құрылымдарының жұмысын салыстыру үшін 5.1.3 суретінде сағалық қысымы 15 МПа, ІІ объект ұңғылары үшін КГФ 900 м3Мм3, 1000 м тереңдікке 114 мм және бүкіл СКҚ колонналар бойына 114 мм құбырлары мен құрылымы 114*89*73 болатын сипаттамалық қисықтар графигі берілген. Осы графиктен дебиті 300 м3тәу тең лифтің құрылымдарға бірдей түптік қысым тән екенін байқаймыз. Қолданыстағы және жаңа құрылымдардың дебитінің 300-ден 900 м3тәу-ке өскен кезде түп қысымының күрт өзгеруін байқаймыз. Газдың максималды дебиті кезінде қоладаныстағы құрылым түп қысымы 45 МПа-ға дейін жетеді, ол өз кезегінде қысым ауытқуына 30 МПа тең. Ұсынылған құрылымдарда максималды дебитке 34 МПа түп қысым сәйкес келіп, тек 14 МПа сұйықты көтеруге жұмсалады. Сол себепті жаңа СКҚ құрылымы аз қысым шығындарымен үлкен көлемдердегі газ және конденсатты өткізіп, пайдалырақ болып табылады.
1- cурет. Ұсынылған және қолданыстағы құрылымдар сипаттамалық қисықтары
Газконденсат объектілерінің колонна диаметрі газконденсатты шығару барысында конденсация қысымынан аз қабат қысымында түсіп қалған конденсатты шығарумен ерекшелінеді. Графиктен өнімділік орташа коэффициенттері негізінде көтергіш диаметрін өзгерту арқылы дебиттің артуы:
суланбаған өнім кезінде - 170 м3тәу;
суланған өнім кезінде - 90 м3тәу-ті құрайды.
Лифттік колонна құрылымдарын таңдау келесілерге негізделеді:
ұңғы максималды беруі;
ұңғы ішінде өнімді және қауіпсіз ... 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