Қарашығанақ мұнай-газ конденсат кен орны
Кіріспе
1 Геолого.технологиялық бөлім
1.1 Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Кен орын жайлы жалпы мәлімет
1.1.2 Өнімді қабаттардың коллекторларлық қасиеттері, кеуектілігі, өткізгіштігі және мұнайға қанығуы
1.1.3 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
1.1.4 Мұнай, газ және конденсат қорлары
1.2 Кен орнын игеру жүйесі
1.2.1 Игерудің ағымдағы жағдайын талдау
1.2.2 Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы шығымын талдау
1.2.3 Қабаттан мұнай қорын алуды талдау
1.2.3.1 Кен орнына ұңғыларды орналастыру
1.2.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының көрсеткіші
1.2.5 Қабат қысымын ұстау жүйесі
1.2.5.1 Газды қабатқа айдаудың техникасы мен технологиясы
1.2.5.2 Қабатқа әсер етуге арналған жұмыс агенттерін анықтау
1.3 Мұнай және газды өндірудің техникасы мен технологиясы
1.3.1 Ұңғыны пайдаланудың тәсілдерінің сипатамасы
1.3.2 Ұңғыны пайдалану кезінде кезлесетін қиыншылықтар мен олармен күресу
1.3.2.1 Кәсіпшілік құрылғыларды коррозиядан қорғау
1.3.2.2 Гидрат түзілудің алдын алу мен оларды жою
1.3.2.3 Парафин шөгінділерімен күресу шаралары
1.3.3 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесіне және кәсіпшілік дайындауға қойылатын талаптар мен ұсыныстар
1.3.3.1 ГКДК.2
1.3.3.2 ГКДК.3
1.4 Арнайы бөлім
1.4.1 Газ ұңғымаларының технологиялық режимдері
1.4.1.1 Газ ұңғымаларының технологиялық режимдеріне жалпы сипаттама
1.4.1.2 Қарашығанақ кен орнында газ ұңғымаларының тиімді технологиялық режимі
1.4.2.1 Газ кен орнын игеру режимін есептеу
1.4.2 ЭЕМ.ді қолдану
1.4.2.1 Есептеуді Excel бағдарламасында шығару
1.4.2.2 Графиктік сұлбалары
2 Экономикалық бөлім
2.1 Кен орынды игерудің техника.экономикалық көрсеткіштері
2.2 Кен орнында қабатқа құрғақ газ айдау үрдісін қолдану кезіндегі жылдық шығындардың есебі
2.2.1 Амортизацияны есептеу
2.2.2 Еңбек ақы қорын есептеу
2.2.3Әлеуметтік сақтандыру төлемдері
2.2.4 Энергетикалық шығындар
2.2.5 Ұңғыны жерасты жөндеуге кеткен шығындар
2.2.6 Жабдықтарды жөндеу шығындары
2.2.7 Өндірісті дайындау және меңгеру шығындары
2.2.8 Жоспарлы жұмыстарға арналған шығындар
2.2.9 Жылдық эксплуатациялық шығындар
2.2.10 Өзіндік құн үлесі
3 Еңбекті қорғау
3.1 Қарашығанақ кен орнында қауіпті және зиянды факторларды талдау
3.2 Өндірістік санитария
3.3 Қауіпсіздік техникасы
3.4 Өрт қауіпсіздігі
4 Қоршаған ортаны қорғау
4.1 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық құжаттар
4.2 Мекемелерде қоршаған ортаға байланысты қысқаша мәліметтер
4.3 Атмосфералық ауаны қорғау
4.3.1 Атмосфералық ауаны ластаушы көздердің болуын талдау. Олардың сипаттамасы
4.3.2 Ластаушы заттардың номенклатурасын анықтау
4.3.3 Ластаушы заттардың сандық көрсеткіштері
4.3.4 Атмосфераға шығарылатын зиянды қалдықтарды азайту шаралары
4.3.5 Санитарлы . қорғау аймағы
4.4 Су ресурстарын қорғау
4.4.1 Суды тұтыну. Өндірістік ағынды сулардың көлемі, олардың құрамы және ағынды суды тазалау
4.5 Жер ресурстарын қорғау
4.5.1 Жер ресурстарының жағдайы туралы жалпы мәлімет және жердің бүлінуін алдын алу шаралары
ҚОРЫТЫНДЫ
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
1 Геолого.технологиялық бөлім
1.1 Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Кен орын жайлы жалпы мәлімет
1.1.2 Өнімді қабаттардың коллекторларлық қасиеттері, кеуектілігі, өткізгіштігі және мұнайға қанығуы
1.1.3 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
1.1.4 Мұнай, газ және конденсат қорлары
1.2 Кен орнын игеру жүйесі
1.2.1 Игерудің ағымдағы жағдайын талдау
1.2.2 Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы шығымын талдау
1.2.3 Қабаттан мұнай қорын алуды талдау
1.2.3.1 Кен орнына ұңғыларды орналастыру
1.2.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының көрсеткіші
1.2.5 Қабат қысымын ұстау жүйесі
1.2.5.1 Газды қабатқа айдаудың техникасы мен технологиясы
1.2.5.2 Қабатқа әсер етуге арналған жұмыс агенттерін анықтау
1.3 Мұнай және газды өндірудің техникасы мен технологиясы
1.3.1 Ұңғыны пайдаланудың тәсілдерінің сипатамасы
1.3.2 Ұңғыны пайдалану кезінде кезлесетін қиыншылықтар мен олармен күресу
1.3.2.1 Кәсіпшілік құрылғыларды коррозиядан қорғау
1.3.2.2 Гидрат түзілудің алдын алу мен оларды жою
1.3.2.3 Парафин шөгінділерімен күресу шаралары
1.3.3 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесіне және кәсіпшілік дайындауға қойылатын талаптар мен ұсыныстар
1.3.3.1 ГКДК.2
1.3.3.2 ГКДК.3
1.4 Арнайы бөлім
1.4.1 Газ ұңғымаларының технологиялық режимдері
1.4.1.1 Газ ұңғымаларының технологиялық режимдеріне жалпы сипаттама
1.4.1.2 Қарашығанақ кен орнында газ ұңғымаларының тиімді технологиялық режимі
1.4.2.1 Газ кен орнын игеру режимін есептеу
1.4.2 ЭЕМ.ді қолдану
1.4.2.1 Есептеуді Excel бағдарламасында шығару
1.4.2.2 Графиктік сұлбалары
2 Экономикалық бөлім
2.1 Кен орынды игерудің техника.экономикалық көрсеткіштері
2.2 Кен орнында қабатқа құрғақ газ айдау үрдісін қолдану кезіндегі жылдық шығындардың есебі
2.2.1 Амортизацияны есептеу
2.2.2 Еңбек ақы қорын есептеу
2.2.3Әлеуметтік сақтандыру төлемдері
2.2.4 Энергетикалық шығындар
2.2.5 Ұңғыны жерасты жөндеуге кеткен шығындар
2.2.6 Жабдықтарды жөндеу шығындары
2.2.7 Өндірісті дайындау және меңгеру шығындары
2.2.8 Жоспарлы жұмыстарға арналған шығындар
2.2.9 Жылдық эксплуатациялық шығындар
2.2.10 Өзіндік құн үлесі
3 Еңбекті қорғау
3.1 Қарашығанақ кен орнында қауіпті және зиянды факторларды талдау
3.2 Өндірістік санитария
3.3 Қауіпсіздік техникасы
3.4 Өрт қауіпсіздігі
4 Қоршаған ортаны қорғау
4.1 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық құжаттар
4.2 Мекемелерде қоршаған ортаға байланысты қысқаша мәліметтер
4.3 Атмосфералық ауаны қорғау
4.3.1 Атмосфералық ауаны ластаушы көздердің болуын талдау. Олардың сипаттамасы
4.3.2 Ластаушы заттардың номенклатурасын анықтау
4.3.3 Ластаушы заттардың сандық көрсеткіштері
4.3.4 Атмосфераға шығарылатын зиянды қалдықтарды азайту шаралары
4.3.5 Санитарлы . қорғау аймағы
4.4 Су ресурстарын қорғау
4.4.1 Суды тұтыну. Өндірістік ағынды сулардың көлемі, олардың құрамы және ағынды суды тазалау
4.5 Жер ресурстарын қорғау
4.5.1 Жер ресурстарының жағдайы туралы жалпы мәлімет және жердің бүлінуін алдын алу шаралары
ҚОРЫТЫНДЫ
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Қарашығанақ мұнай газ конденсат кен орны 1979 ашылып, 1984 жылдан бастап тәжірибелік өндірістік игерілуде. Қазіргі кезде 1991 жылдың 5 – ші шілдесінде бекітілген «Тәжірибелі – өндірістік игерудің айқындалған жобасына» сәйкес игеру жұмыстары жүріп жатыр.
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік аймағында орналасқан. Мұнайгазконденсатты кеніш терең жатқат тұз күмбезінің астында 25х12 км көлемінде орналасқан.
Мұнайгаздылық қабаты 300 метр – ден 1600-ге дейін, соның ішінде 200 метр қалыңдығында. Газмұнай шегі 4950 метр тереңдіңгінде, ал су мұнай шегі – 5150 метр.
1983 жылы мұнай газ конденсат қоры туралы есеп жүргізілді. Осы құжат негізінде 1984 жылы ВНИИГаз арқылы тәжірибелі - өндірістік пайдалану (ТӨП) жобасы жасалынды. 1988 жылы көмірсутектер қоры нақты дәлелденіп есептелінді.
Кен орны үш пайдалану объектісіне бөлінеді: 1 және 2 объектілері газды конденсатты және 3 – мұнайлы бөлімі болып, тереңдеген сайын конденсат мөлшері ұлғая бастайды.
1992 жылы Қазақстан Республикасының үкіметі өнімді бөлісу жөніндегі келісімге қол қоюға шетелдік серіктестермен келіссөз жүргізе бастады. Бес жылдан кейін ҚОҚ (КПО) Қарашығанақты игеруге 40 жыл мерзімге лицензия алды.
2002 жылы жобаны игерудің негізгі – 2 фазасы басталды. Оның шеңберінде газ бен сұйық көмір сутектерін қайта өңдейтін, газды жер асты қабатына қайта айдайтын КПК және УКПГ-2, сондай-ақ, кенішті Каспий құбыр консорциумы жүйесімен қосатын және Қарашығанақ мұнайын одан әрі қаратеңіздегі Новороссийск портына дейін тасымалдауға мүмкіндік беретін 635 шақырымдық Қарашығанақ – Үлкен Шаған – Атырау экспорттың құбыры сияқты жаңа өндірістік объектілер салынып, іске қосылды. Бұған қоса КПО ескі
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік аймағында орналасқан. Мұнайгазконденсатты кеніш терең жатқат тұз күмбезінің астында 25х12 км көлемінде орналасқан.
Мұнайгаздылық қабаты 300 метр – ден 1600-ге дейін, соның ішінде 200 метр қалыңдығында. Газмұнай шегі 4950 метр тереңдіңгінде, ал су мұнай шегі – 5150 метр.
1983 жылы мұнай газ конденсат қоры туралы есеп жүргізілді. Осы құжат негізінде 1984 жылы ВНИИГаз арқылы тәжірибелі - өндірістік пайдалану (ТӨП) жобасы жасалынды. 1988 жылы көмірсутектер қоры нақты дәлелденіп есептелінді.
Кен орны үш пайдалану объектісіне бөлінеді: 1 және 2 объектілері газды конденсатты және 3 – мұнайлы бөлімі болып, тереңдеген сайын конденсат мөлшері ұлғая бастайды.
1992 жылы Қазақстан Республикасының үкіметі өнімді бөлісу жөніндегі келісімге қол қоюға шетелдік серіктестермен келіссөз жүргізе бастады. Бес жылдан кейін ҚОҚ (КПО) Қарашығанақты игеруге 40 жыл мерзімге лицензия алды.
2002 жылы жобаны игерудің негізгі – 2 фазасы басталды. Оның шеңберінде газ бен сұйық көмір сутектерін қайта өңдейтін, газды жер асты қабатына қайта айдайтын КПК және УКПГ-2, сондай-ақ, кенішті Каспий құбыр консорциумы жүйесімен қосатын және Қарашығанақ мұнайын одан әрі қаратеңіздегі Новороссийск портына дейін тасымалдауға мүмкіндік беретін 635 шақырымдық Қарашығанақ – Үлкен Шаған – Атырау экспорттың құбыры сияқты жаңа өндірістік объектілер салынып, іске қосылды. Бұған қоса КПО ескі
1. Проект разработки месторождения Карачаганак
2. Ширковский А.И. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторожденй». Москва, «Недра» 1987 ж.
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для ВУЗов – Москва: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2003 ж.
4. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев В.М., Коротаев Ю.П., Левакин Е.В., Сахаров В.А. Разработка и эксплуатация нефтияных, газовых и газоконденсатных месторождений – Москва: Недра; 1998ж.
5. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для ВУЗов; Москва: Недра; 1986 ж.
6. Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М., Хасаев А.М., Гусев В.И. Технология и техника добычи – Под ред. Проф. Мирзаджанзаде А.Х. – Москва: Недра; 1986 ж
7. Нұрсұлтанов Ғ.М., Абайұлданов Қ.Н. Мұнай және газды өндіріп, өндеу: Оқулық, - Алматы: «Өлке», 2000 ж.
8. Нұрбекова К.С. Газ және газконденсатты кен орындарын игеру мен пайдалану. Алматы, КазҰТУ, 2006 ж.
9. Джиембаева Қ.І., Насибуллин Б.М. Мұнай кен орындарында ұңғы өнімдерін жинау және дайындау. ЖОО – на арналған оқулық, Алматы: 2005 ж.
10. Нормотивно-технические документы (по состоянию на 01.03.08 г.)
11. Өтепов Е.Б., Тәжин Ж.Т. Еңбекті қорғау: Әдістемелік нұсқау, Алматы, ҚазҰТУ, 2003
12. ПУЭ-85 Правила устройства электроустановок. – М.:Энергоатомиздат, 1982 г.
13. Қауіпсіздік және еңбек қорғау туралы заң. 28.02.2004
14. СНиП 2.09.04.87. Өндірістік процестердің санитарлы тобы
15. МЕСТ 12.1.011.78. Жарылғыш қоспалардың категориясы
2. Ширковский А.И. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторожденй». Москва, «Недра» 1987 ж.
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для ВУЗов – Москва: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2003 ж.
4. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев В.М., Коротаев Ю.П., Левакин Е.В., Сахаров В.А. Разработка и эксплуатация нефтияных, газовых и газоконденсатных месторождений – Москва: Недра; 1998ж.
5. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для ВУЗов; Москва: Недра; 1986 ж.
6. Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М., Хасаев А.М., Гусев В.И. Технология и техника добычи – Под ред. Проф. Мирзаджанзаде А.Х. – Москва: Недра; 1986 ж
7. Нұрсұлтанов Ғ.М., Абайұлданов Қ.Н. Мұнай және газды өндіріп, өндеу: Оқулық, - Алматы: «Өлке», 2000 ж.
8. Нұрбекова К.С. Газ және газконденсатты кен орындарын игеру мен пайдалану. Алматы, КазҰТУ, 2006 ж.
9. Джиембаева Қ.І., Насибуллин Б.М. Мұнай кен орындарында ұңғы өнімдерін жинау және дайындау. ЖОО – на арналған оқулық, Алматы: 2005 ж.
10. Нормотивно-технические документы (по состоянию на 01.03.08 г.)
11. Өтепов Е.Б., Тәжин Ж.Т. Еңбекті қорғау: Әдістемелік нұсқау, Алматы, ҚазҰТУ, 2003
12. ПУЭ-85 Правила устройства электроустановок. – М.:Энергоатомиздат, 1982 г.
13. Қауіпсіздік және еңбек қорғау туралы заң. 28.02.2004
14. СНиП 2.09.04.87. Өндірістік процестердің санитарлы тобы
15. МЕСТ 12.1.011.78. Жарылғыш қоспалардың категориясы
КІРІСПЕ
Қарашығанақ мұнай газ конденсат кен орны 1979 ашылып, 1984 жылдан
бастап тәжірибелік өндірістік игерілуде. Қазіргі кезде 1991 жылдың 5 – ші
шілдесінде бекітілген Тәжірибелі – өндірістік игерудің айқындалған
жобасына сәйкес игеру жұмыстары жүріп жатыр.
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік аймағында орналасқан.
Мұнайгазконденсатты кеніш терең жатқат тұз күмбезінің астында 25х12 км
көлемінде орналасқан.
Мұнайгаздылық қабаты 300 метр – ден 1600-ге дейін, соның ішінде 200
метр қалыңдығында. Газмұнай шегі 4950 метр тереңдіңгінде, ал су мұнай шегі
– 5150 метр.
1983 жылы мұнай газ конденсат қоры туралы есеп жүргізілді. Осы құжат
негізінде 1984 жылы ВНИИГаз арқылы тәжірибелі - өндірістік пайдалану (ТӨП)
жобасы жасалынды. 1988 жылы көмірсутектер қоры нақты дәлелденіп
есептелінді.
Кен орны үш пайдалану объектісіне бөлінеді: 1 және 2 объектілері газды
конденсатты және 3 – мұнайлы бөлімі болып, тереңдеген сайын конденсат
мөлшері ұлғая бастайды.
1992 жылы Қазақстан Республикасының үкіметі өнімді бөлісу жөніндегі
келісімге қол қоюға шетелдік серіктестермен келіссөз жүргізе бастады. Бес
жылдан кейін ҚОҚ (КПО) Қарашығанақты игеруге 40 жыл мерзімге лицензия алды.
2002 жылы жобаны игерудің негізгі – 2 фазасы басталды. Оның шеңберінде
газ бен сұйық көмір сутектерін қайта өңдейтін, газды жер асты қабатына
қайта айдайтын КПК және УКПГ-2, сондай-ақ, кенішті Каспий құбыр консорциумы
жүйесімен қосатын және Қарашығанақ мұнайын одан әрі қаратеңіздегі
Новороссийск портына дейін тасымалдауға мүмкіндік беретін 635 шақырымдық
Қарашығанақ – Үлкен Шаған – Атырау экспорттың құбыры сияқты жаңа өндірістік
объектілер салынып, іске қосылды. Бұған қоса КПО ескі өндірістік қауаттарды
қайта жабдықтау мақсатында кең көлемді жұмыстар жүргізу. Атап айтақанда 100-
ден астам ұнғыма күрделі жөндеуден өтті, қуаты 120 мегаваттық газтурбиналық
электростансасын салып, іске қосты.
Қазіргі кезде пайдалануда тек бір ғана газды кешенді дайындау
қондырғысы (ГКДҚ) бар. Оның құрамында LGA (Германия) жабдығымен
жабдықталған үш технологиялық тізбек кіреді. Ол 1984 жылдан бері
пайдаланылуда және ТМД елдерінен жабдықталынған төртінші технологиялық
тізбек бар. Ол 1989 жзылдан бері пайдаланылуда. Сонымен бірге, Орынбор газ
өңдеу заводыа өнім жіберілетін 377 мм диаметріндегі үш конденсат желісі
және 720 мм диаметірінде тазартылмаған газды айдайтын екі газ желісі
пайдаланылуда.
Газды кешенді дайындау қондырғысын ұзақ уақыт пайдалану нәтижесінде
жабдықтар өз ресурстарын және қызмет көрсетудің нормативті уақытын толық
істеп, қондырғыны қайтадан жасап шығу қажеттілігі туды.
Қарашығанақты игерумен айналысатын консорциумның құрамына, яғни ҚПО
б.в. мекемесінің аясына ағылшындық BG GROUP (32,5 % үлеспен), италиялық
ENІ (32,5 % үлеспен) және америкалық CHEVRON (20% үлеспен), сондай-ақ
ресейлік ЛУКОЙЛ (15% үлеспен) енді. Осыдан он жыл бұрын Қазақстан Үкіметі
мен Қарашығанақтың қазынасын игеруге бел буған шетелдік компаниялар
бірлестігі арасындағы түпкілікті келісімге қол қойылған болатын.
Кен орнын қалпына келтіру үрдісі – ұзақ үрдіс, сондықтан кен орнындағы
жұмыс бағдарламалары өте нақты және кен орнының жұмыс қуатын қалпына
келтіру кезеңдерге есептелінген және қауіпсіздіктің жоғарғы деңгейіне жету
қарастырылған.
1 Геолого-технологиялық бөлім
1.1 Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Кен орын жайлы жалпы мәлімет
Қарашығанақ МГККО Батыс-Қазақстан облысының батысында, Бөрлі ауданының
территориясында орналасқан. Аудан климаты континентальды. Температура қыста
-400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады. Оңтүстік – шығыс және
солтүстік – батыс бағытындағы желдер басым. Орташа жылдық жауын – шашын
мөлшері 300 – 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі арақашықтық 160 км.,
Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі газ құбырларының
орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты пункттар: Қарашығанақ ауылы 10
км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3 км.
Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан
тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен,
Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс
ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені қиып
өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи су қоймалары
кездеседі.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады.
Сулы горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас және мергель
жарықшақтарында орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас
кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3тл
ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м3тәу.
Аудан климаты төте континентальды. Ауа температурасы -40 (қыста) +40
(жаз) дейін өзгереді
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады,
күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950 мм-
ді құрайды.
Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне
негізделген. Ол Қарашығанық - Қобланды зонасында, Каспий ойпатының
солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан. Мұнда үш қүрылымдық комплекс
көрінеді. Төменгі күрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі
бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын - кунгур -сульфат - галоген
қалыңдамасын, жоғарғысы - жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып
алады.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно седиментациондық
құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15*30
км., биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680
метр.
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық -
литологиялық комплексте күрт дисгормониялық құрылымдар құрылған. Солардың
ішіндегі: тұзды антиклинальдар, ассиметриялы диапир құрылымдары, тұзды
штоктар, күмбездер және күмбез аралық дипрессиялар. Кен орында үш тұзды
құрылым бар: Қарашығанақ тұз көтерілімі -солтүстікте, Сухореченск тұзды
күмбезі - оңтүстік - шығыста, Қоншыбай тұз күмбезі - оңтістік - батысында.
Жоғары құрылымдық - литологиялық комплекстік құрылымдардың
формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді. Жоғары пермь және триастың қызыл
түсті қалыңдамасында пайда болған. "Кен орын жүйесінде үлкен Қарашығанақ
күмбез аралық мулдасы дамыған, ол Қарашығанақ, Қоншыбай және Сухореченск
түзды күмбездерінің арасында орналасқан. Қарашығанақ күмбез аралық
мульдасының өлшемі 5*20 км., максимал қалыңдығы 3500 - 4871 метр қүрайды.
Ең жоғарғы қиманың бөлігі - неогенді және төрттік жайылым бұрышының
келіспеушілігімен бүдан ежелгі басқа шөгінділерді жабады.
1.1.2 Өнімді қабаттардың коллекторларлық қасиеттері, кеуектілігі,
өткізгіштігі және мұнайға қанығуы
Төменгі пермьдік, тас көмірлі және девонды өнімді түзушілер терригенді
қоспасы жоқ немесе олардың аз көлемі бар органогенді карбонатты жыныстармен
берілген. Өнімді қабаттың жыныстары постседиментациялық өзгерістермен
сипатталады: доломиттеліну, ангидритталу, кальцилану, кремнилену,
кристализациялану, сілтілену, жарықшақ тәріздену. Екінші рет түрлену
түзілімнің заттық құрамына едәуір әсер етті, карбонатты жыныстардың
құрылымдық – текстуралық ерекшеліктерін шарттады, жинауыштың бірінші бос
кеңістіктерінің трансформациялануына әкеледі. Өнімді комплекстің
жыныстарында кен орнын барлау процесі кезінде жақсы зерттелген түраралық,
түрішілік, түйіршік аралық кеуектер және сілтілену кеуектері, түр,
өлшемдері және бөтен сипаттамалар байқалады. Қуыстық кеңістік құрылымында
басты рольді каверндікке жатады, сондай – ақ каверн пермьдікке қарағанда
таскөмірлік түзілімдерде көп кездеседі. Екінші ретті каверндер бірінші
реттіге қарағанда едәуір кең тараған. Карбонатты массивте сондай – ақ
Жарықшақтық та кең тараған. Өнімді комплексте жарықшақтар біркелкі
орналаспаған, бірақ жарықшақты жыныстар көбіне массивтің шеткі бөліктерінде
кездеседі деп айтуға болады. Кеуекті жинауыштарға кеуектілігі 6% - дан
жоғары жыныстар жатқызылған.
Жинауыш жыныстар фациялық, статиграфиялық, литологиялық шектелмейтіні
орнатылған. Керн бойынша анықталған жинауыштар кеуектілігі 7,3 тен 15,4%
-ға дейін ауытқып отырады және орташа Пермь үшін 10,6 карбонның газға
қаныққан бөлігінде 10,4, мұнайға қанығушылық – 9,5% құрайды. Шоғырдың әр
бөлігі үшін ұңғымаларды геофизикалық зерттеулер арқылы анықталған
кеуектіліктің орташа мәні 8,9, 8,6 және 8,9% - ды құрайды.Эффективті
қалыңдық бойынша орташа өлшенген кеуектілік мәні 9,6, 9,2 және 9,2%-ға
сәйкес тең болады, ал геологиялық қорларды есептеу процесінде көлем бойынша
өлшенгенде ГИС ойынша кеуектіліктің орташа мәні объектілер бойынша
сәйкесінше 9,3, 9,6 және 8,9%-ға тең.
Нақты қабат қиылыстарында кеуектілік мәнін ГИС және керн бойынша ұқсас
болғанда және ГИС бойынша анықталған мәндер саны көптеу болса, қорды
есептеу және игеру жобасын жасау үшін ГИС материалдарымен есептелген
кеуектіліктің орташа мәндері қабылданады. Мұндай шешім қабылдау ұтымды
болады. Өйткені ГИС бойынша кеуектілікті бағалау жинауыштардың эффективті
қалыңдықтарының аралықтарын анықтау негізінде жатыр.
Керн анализі бойынша орташа мәні ретінде анықталған әр объект бойынша
өтімділік мәні 1, 2, 3 объектілері бойынша (1,1 кестесін қараңыз) 11,01,
22,45, 15,91*10-3 мкм2 сәйкес құрайды, жинауыштың беруші бөлігінің
өтімділігі 0,015 мкм2 – пен сипатталады, ауытқушылықта өтімділік мәні
төменгі шектен 2 мкм2 дейін, және де 1 – 2 мкм2 мәндері бірлік үлгілерде
ғана белгіленеді, бірақ орташа мәндері едәуір ұлғайтады. Сондықтан
жинауыштың қуыс кеңістігінің күрделі құрылымы мен жоғары біртексіз
жағдайында кеуектіліктің барлық диапозонда оның ауытқуының орташа мәндерін
емес жинауыш кеуектілігінің шынайы мәндерінің аралығындағы өтімділік
сипаттамасын айту нақты болады. Осыған байланысты керннің анализінің
нәтижелерінің статистикалық қайта өңделген мәндері пайдаланылған. Мұнда
кеуектілік өзгеруінің (кеуектілік өзгеру интервалы – 2%) әр интервалы үшін
белгіленген класстарда өтімділіктің бөлшектенуі есептелген. Келесі
өтімділік класстары алынған: (0,01 – 0,02)*10-3 мкм2, (0,02 – 0,05)*10-3
мкм2, (0,05 – 0,1)*10-3 мкм2 және әрі қарай 10 - қ өсумен. Керн материалын
талдаудың пайдаланылған әдісінің нәтижесі бойынша барлық объектіде
кеуектіліктің сәкес мәні үшін өтімділік 0,3*10-3 мкм2 – тан өзгереді деп
айтуға ьолады. Керн бойынша горизонтальды (қабаттыққа паралельді) және
вертикальды (қабаттыққа перпендикуляр) өтімділік анықталды. Карбон бойынша
өтімділік түп тереңінен бастап азаяды, горизонтальды өтімділіктің орташа
мәні 29,1%-ға азаяды, ал вертикальды – 32,2%-ға. Вертикальды (Кпр.верт)
және горизонтальды (Кпр.гор) өтімділіктердің байланысы – жұмыста қабаттың
бір интервалында алынған түрлі литологиялық құрамды керннің жарықшақты емес
үлгілерімен бағаланды. Кпр.гор (n=343) 14.7*10-3 мкм2 – қа тең, вертикальды
(n=898) Кпр.верт – 10.3*10-3 мкм2 – қа тең. Матрицалық өтімділікті
изотроптыға жақын деп санауға болатын қорытынды жасалды.
Өтімділігі 0.01*10-3 мкм2 – тан жоғары жыныстар үшін Кпр.верт
Кпр.гор байланысын бағалау игеру объектісінің аралықтарында үш нұсқа
бойынша жүргізілген:
Нұсқа 1. Кпр.гор мен Кпр.верт орташа ретінде мәні бойынша ұңғымаларда:
А) Объект үшін ұңғымалар бойынша орташа ретінде есептелген Кпр.гор
және Кпр.верт шамалары бойынша;
Б) Ұңғымаларда орташа мәндер үшін тұрғызылған Кпр.гор мен Кпр.верт
тәуелділігі бойынша;
Нұсқа 2. Өтімділік керннің бір үлгісінде Кпр.гор мен Кпр.верт
тәуелділігі бойынша;
Нұсқа 3. Кпр.гор мен Кпр.верт келесі Кпр.гор өзгеру диапозонында
орташа ретінде саналғанда Кпр.верт тәуелділігі бойынша;
1 – нұсқамен салыстырғанда Кпр.гор мен Кпр.верт барлық анықтамалары
жыныстың өлшемдері бір үлгіде жасалуына қарамай пайдаланады, және
анықтайтын арақатынас объект бойынша өтімділіктің орташа мәні үшін
анизотромия шамасына көрініс береді. Біртексіз жағдайда керннің бір
үлгісінде анықталған Кпр.гор мен Кпр.верт салыстырылу барлық диапозонда
өтімділіктің өзгеруі нақты және өтімділіктің анизотропиясын оның барлық
диапозон бойынша өзгеруіне көрініс береді. (нұсқа 2). Объект бойынша
Кпр.гор мен Кпр.верт байланысының Корреляция коэффициенті өте төмен. Сондай
– ақ өтімділіктің өзінің шамаларының Кпр.верт Кпр.гор байланысына әсері
белгіленеді. Сондықтан көрсетілген класстарға (нұсқа 3) вертикальды және
горизонтальды өтімділіктің орташалануы жүргізілді. Диапозон мынадай
жағдаймен алынған бірінші өтімділікті төменгі ішектен 1*10-3 мкм2 (орташа
мән 0,5*10-3 мкм2) қосады, келесілер класстың орташа өтімділігіне 2*10-3
мкм2 және 5*10-3 мкм2 тең, бұл ұңғыманы сыннан өткізгендегі бағалау орташа
өтімділікке сәйкес, 10*10-3 мкм2 объекті үшін керн мәліметтерінің орташа
мәндерін және әрі қарай 10 – дап өтімділіктің барлық өзгеру диапозоны
бойынша. Орташалауда жыныстың бір үлгідегі орындалған өтімділік өлшемі
қолданылған. Кпр.гор мен Кпр.верт 100 және 1000 рет құраған мәндер
жарамсыз болады. Бұл жағдайдағы техникалық қателік деп түсіндіруге болады.
Жинауыштардың эффективті қалыңдықтары ГИС мәліметтері бойынша 6%-ке
тең кеуектіліктің төменгі шегінен негізделіп алынады. 1,2 кестесінде әрбір
игеру объектісі бойынша жалпы және эффективті қалыңдықтың сипаттамасы
берілген. Кестеде өнімді қиманың игеру объектісі бойынша біртексіздігінің
сипаттамасы көрсетілген. Кестеден пермь бөлігіндегі қиманың (1 объект)
жинауышының үлгісі – 0,424 минальды болып табылады, карбон бөлігінде (2+3
объектілнр) пермьдіктен жоғары – 0,483, сонымен қатар жинауыштардың жоғары
саны карбонның газға қаныққан бөлігінде – 0,512 белгіленеді. Пермь
бөлігіндегі қиманың бөліну коэффициенті 32,1 карбондыкінен 38,3 азғантай
айырмашылықта, бірақ пермьде бір қойнауқаттың орташа эфективті қалыңдығы
3,6 м тең, ал кабонда 7,2м. Келтірілген параметрлер карбон бөлігінің
қимасын пермьдікіне қарағанда біртектірек қылып сипаттайды. Пермь бөлігінің
өнімдік қимасында жинауыштар жалпы қалыңдықтың карбонға қарағанда аз
көлемін алады.
1.1.3 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 үлкен болғанымен кестеде келтірілген мәліметтер бүкіл кен
ауданындағы мұнай құрамының өзгешелігінің шамасы аз екенін көрсетеді.
Кесте-1.1 – Ұңғы өнімінің құрамы
Ұңғы номері 33 44
Перфорация интервалы, м. 5120-5155 5127-5156
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2 8,22 5,71
С3 3,08 3,06
С4 1,65 1,40
С5 14,39 15,73
N2 1,03 0,41
CO2 4,62 6,05
H2S 4,32 4,81
Қабат мұнайының барлық параметрлері Солтүстік - шығыс және Оңтүстік
- батыс бөлімдеріне байланысты жасалған мұнайдың флюидтік моделдерінде
анық көрсетілген.
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негізгі тәуелділік
параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған. Осы берілген мәндер
арқылы мұнайдың орташа анықтамаларын (5050 м.) арнайы мұнай алаңдары үшін
1.2-кестеде көрсетілген.
Кесте-1.2 – Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель бойынша
есептелген мұнайдың параметрлері
Алаң Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат 58,7 58,7
қысымы, Мпа
Қанығу қысымы, Мпа 58,1 55,3
Газ құрамы, м3 т 625 449
Көлемдік коэффициенті,2,28 1,99
бірлік үлес
Қабат мұнайының 601 651
ты-ғыздығы, кгм3
Қабат мұнайының 0,28 0,57
тұт-қырлығы, МПа * с
Сығылу коэффициенті, 26,8 21,5
1 МПа *104
Кесте-1.3 – Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа параметрлері
Параметрлері Конденсат Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
алаң мұнайы алаң мұнайы
20 0С-тегі 782 844 805
тығыздығы,кгм3
20 0С-тен 1,69 7,5 13,5
тұтқырлығы, мПа*с
Құрамындағы күкірт, 0,9 0,7 0,9
% масса
Құрамындағы 2,29 3,8 5,0
парафин,% масса
Құрамындағы 0,07 0,08 0,24
асфальтендер, %
масса
Құрамындағы шайыр %0,70 1,23 3,68
масса
Қату темпетурасы, -10 төмен -10 төмен -28 +11
0С
Кестеден көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап
парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан
жылы температура кезінде солтүстік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат
ағысын сақтап, -10 0С-тан төмен температураларда қата бастайды.
1.1.4 Мұнай, газ және конденсат қорлары
31.12.2006 жылғы кен орындағы дәлелденген қор 1151 млн. баррель мұнай
және 227 млрд.м3 газды құрайды. Оның ішінде КПО Б.В. үлесі 173 млн.
баррель мұнайды және 1 203 млрд. фут3 газды құрайды.[7]
Төменгі пермдік және жоғарғы девондық көмірсутектердің бастапқы
геологиялық қоры 31.12.06 жылғы мәлімет бойынша есептеліп, ГКЗ РК 01.02.07
бойынша бекітілген.
1.4-кестеде ГКЗ РК 31.12.06ж бойынша бекітілген мұнай, газ, конденсат
және мұнайда еріген газдың бастапқы және геологиялық қоры көрсетілген.
Кесте-1.4 – 31.12.06ж. күй бойынша құрғақ газ бен конденсаттың қорлары
Объект
Объект Аймақ Қор катего
риясы
Пайдалану Бақылау Консервациядағы
жұмыс жұмыс
істейтін істемейті
н
15 6 3 3
15-10 66 19 26 4 17
10-5 98 15 26 5 52
5 5 1 1 3
Барлығы 175 35 56 12 72
31.12.06 ж. жағдайы бойынша Қарашығанақ кен орнында 311 ұңғы
бұрғыланды, соның ішінде кенішті ашқан ұңғылар саны – 222.
Мұнай ұңғыларының қоры – 29, газ ұңғыларының қоры – 68 ұңғы. Оның
ішінде жұмыс жасап тұрған ұңғылар қатарында – 38 ұңғы, ол пайдалану қорының
41% және ұңғылардың жалпы санының 22% құрайды. I объект 35 ұңғыны, II
объект 46 ұңғыны, III объект 16 ұңғыны пайдаланады. Тек № 905 ұңғы ғана
жалғыз ІІІ объектіде пайдаланылады, қалған 15 ұңғы бірігіп пайдаланылады.
1.7-кестеде 31.12.06ж ұңғылар қорының 1991-2006 жылдардағы динамикасы
көрсетілген.
Пайдалану қорын 92 ұңғы құрайды, олардың ішінде:
- қазргі әрекеттегі қорда – 38 ұңғы;
- әрекетсіз қорда – 54 ұңғы.
Консервацияда 67 ұңғы бар. Бақылаушы газ ұңғылары – 12, оның ішінде 5-
і күрделі жөндеуді керек етеді. Арнаулы қор 61 ұңғыны құрайды, олардың
ішінде:
- ағынды су ұңғылары – 13 ұңғы;
- түсіруші – 41ұңғы;
- Т және Р2-дегі бақылаушы – 7 ұңғы;
Ұңғыны күрделі жөндеуден кейін қайта құрылу үстінде – 20 ұңғы.
Жабылуын күтіп тұрған – 8 ұңғы, оның ішінде:
- арнаулы – 2 ұңғы;
- пайдаланушы – 3 ұңғы;
Жабылған ұңғылар – 35 ұңғы, оның ішінде:
- барлаушы – 31 ұңғы;
- пайдаланушы – 4 ұңғы;
Лира – 1,2 объектілерінің ұңғылар қоры 23 ұңғыны құрайды.
Кесте-1.7— Ұңғылар қорының динамикасы
1991 1992
1991 0,86 0,362
1992 1,00 0,471
1993 0,91 0,623
1994 0,69 0,652
1995 0,57 0,667
1996 0,44 0,861
1997 0,68. 0,684
1998 0,63 0,737
1999 0,69 0,809
2000 0,76 0,911
2001 0,29 0,591
2002 0,49 0,515
2003 0,41 0,537
2004 0,44 0,575
2005 0,38 0,528
31.12.06. 0,41 0,510
Кесте-1.7 1991-2006 жылдар аралығындағы ұңғы қорын игеру мен пайдалану
коэффициенттері келтірілген.
Кестеден көрініп тұрғандай, 2001 жылдан бастап ұңғылар қорын игеру мен
пайдалану коэффициенті азая бастаған. Бұл мәндердің аз болуы жұмыс
істемейтін ұңғылар санынының көп болуына және жұмыс жасап тұрған ұңғылардың
технологиялық шектеу мен әртүрлі техникалық себептер әскерінен тоқтап
қалуына байланысты. Ұңғылар қорының 31.12.06 жылғы жағдайы бойынша ұңғы
қорын игеру коэффициенті – 0,41, ал пайдалану коэффициенті – 0,51 құрайды.
Ұңғылардың жұмыс істеп тұрған қордан шығуы құбыраралық қысымның
болуына және қабат қысымының конденсация басталу қысымынан төмендеуіне
байланысты болады. Игерудің барлық периодында РқРк.б. шартына қатысты 60
ұңғы тоқтатылды. Консервацияда 67 ұңғы бар, олардың 51 перфорацияланған, 6
ұңғы перфорацияланып меңгеруді күтітуде, 10 ұңғы бұрғыланған, бірақ
перфорацияланбаған.
Бақылау қорында 12 ұңғы бар, олардың 7 ұңғысы әртүрлі себептерге
байланысты күрделі жөндеуді күтуде.
Арнайы қорда 61 ұңғы бар.
Жойылуды күтуде – 8 ұңғы бар, 7 ұңғы пайдалану қорынан (№№ 100, 114,
327, 212, 424, 333, 237), және 1 ұңғы арнайы қордан. Бұл жойылулар көбінесе
техникалық ақауларға байланысты. Пайдалану қорындағы 4 ұңғы (№№ 237, 424,
333, 212) пайдалануға енгізілмеген, 3 ұңғы (№№ 100, 114, 327) 2-4 жыл ғана
жұмыс істеген.
2003 жылы кен орнында 37 ұңғы жойылған – 31 барлау ұңғысы, 2 арнайы
ұңғы (№№ 9ртк, 12ртк), техникалық себептерге байланысты 4 пайдалану ұңғысы
(№№ 115, 305, 427, 431). Олардағы 2 ұңғы (№№ 427, 431) пайдалануға
енгізілмеген.
1.2.3 Қабаттан мұнай қорын алуды талдау
1.01.2006 жылы техникалық режим арқылы өндіруге дайын 68 ұңғыма болды.
Соның ішінде:
- I объект бойынша - 1 ұңғыма (№ 118);
- II объект бойынша - 15 ұңғыма (№ 106, 196, 243, 252, 320, 322, 326,
328, 340, 346, 348, 350, 432, 710, 817);
- II+III объект бойынша - 29 ұңғыма (№ 2д, 20д, 116, 117, 138, 162,
203, 205, 214, 223, 231, 232, 233, 239, 306, 310, 314, 319, 347, 351, 379,
420, 437, 439, 442, 452, 803, 806, 822);
- III объект бойынша - 23 ұңғыма (№ 15, 216, 220, 308, 312д, 419, 423,
430, 446, 449, 713, 718, 818, 905, 912, 915, 918, 920, 933, 5488, 5790,
6394, 5887).
Атап кету керек, 1999 жылдың майынан 2003 жыл аралығында бастапқы
конденсация қысымы критерия бойынша тоқтатылған жоқ. 2004–2005 жылдар
аралығында ұңғымада техникалық ақаулықтар бойынша тоқтатылады немесе барлау
жұмыстарын жүргізу үшін тоқтатылады. 2005 жылы сұйық көмірсутектерді
өндіруді арттыру мақсатында II және III объекттерге пайдалану ұңғымасын
енгізу жоспарланды. 2005 жыл ішінде барлығы 3 жаңа ұңғыма енгізілді, олар
III объектті игеруде (№ 15, 5887, және 6394). 2005 жылы пайдалануға 1 жаңа
айдау ұңғысы енгізілді (№ 330).
Кесте-1.9 – Объекттер бойынша ұңғымалардың орташа дебиті
2005 жыл I объект II объект III объект
газ, конд. газ, конд. Газ, мұнай,
мың.м3 тонн мың.м3 тонн мың.м3 тонн
Янв-05 630 331 686 579 287 360
Фев-05 675 351 714 591 288 326
Март-05 650 343 706 573 297 377
Апр-05 639 337 752 604 298 386
Май-05 643 333 797 609 293 382
Июнь-05 587 311 751 579 301 389
Июль-05 634 331 726 558 295 399
Авг-05 564 303 668 533 309 408
Сент-05 659 332 623 479 309 415
Окт-05 734 405 685 527 313 444
Нояб-05 642 337 736 564 318 436
Дек-05 732 393 770 592 328 428
Кесте-1.10 – 2005 жылғы объекттер бойынша өндірілетін газ, конденсат және
мұнай көлемі
2005 жылI объект II объект III объект
Ұңғысаны
1 II объектке 40% айдау
2 II объектке 60% айдау
3 II объектке 100% айдау
4 II объектке 40% айдау + III объектке қалған сапалы газды айдау
5 II объектке 40% айдау + III объектке сапалы газ бен суды
кезектеп айдау
6 II объектке 60% айдау + III объектке сапалы газ бен суды
кезектеп айдау
7 Табиғи сарқылу
8 II объектке 30% айдау + III объектке 10% айдау
1–3 нұсқалар сайклинг үрдісінің өндірілетін газдың әртүрлі дәрежедегі
компенсациясын модельдейді және әртүрлі дәрежедегі қабат қысымын ұстауды
көрсетеді.
Секторлы үлгілеумен сәйкес, 4 нұсқа үшін III объекттіге сұйытылған
газды айдау алғашқы 10 жыл ішінде жүреді. Содан кейінгі контракт бойынша
қалған уақытта газ айдау жалғасады.
Газ және суды кезектесіп айдау нұсқасы (5 және 6) үшін сапалы газды
жиек түрінде айдау болады. Бұл нұсқаларда газ 8 ай бойы айдалады, жылдық
цикл бойынша су 4 ай бойы айдалады. Су айдау циклында барлық газ II
объектке айдалады. Газ және суды кезектесіп айдау нұсқасында газды сату
қарастырылмаған. Сепарацияланған газ және сапалы газдардың тиімді
компазиционды құрамы секторлы үлгіні модельдеу барысында анықталады.III
Кесте-1.12– Айдалатын газдың компаненттіr құрамы
Компонент Сепарация газы, Сапалы газ, мольдік %
мольдік %
2002 + 2006 +
H2S 4.57 8.80 5.70
CO2 7.39 8.90 7.42
C1 76.97 59.72 70.21
C2 7.56 11.58 8.90
C3 2.44 8.58 5.35
C4 0.67 1.18 1.18
C5 - C6 0.36 1.01 1.01
C7-C9 0.04 0.23 0.23
1.2.5.2 Қабатқа әсер етуге арналған жұмыс агенттерін анықтау
Кен орынның толық симуляциялық үлгісінде игерудің бір вариантының
үлгісін жасау біршама уақытты қажет етеді. Қабатқа әсер ететін жүйе мен
технологияны таңдау біршама варианттарды есептеуге сауал қояды. Ол үшін
секторлық үлгі қолданылады. Бұл үлгі игеру объектісінің үлгі жасау деңгейін
жеңілдеткенде бір варианттың есептеу уақытын бірнеше сағатқа дейін
қысқартуға және кен орнын әртүрлі мүмкіндікте игеруіне бағалау жасауға
мүмкіндік береді. Есептеуден алынған нәтижелер жоғары деңгейде
салыстырылады. Бұл есептелген варианттарды маңыздылығына қарай біріктіруге
және сәйкес шешім қабылдауға мүмкіндік береді. Секторлық үлгімен есптеу
арқылы алынған көмірсутектерді алу коэффициентін шын нәтижеге жеттік деп
қарастыра алмаймыз. Өйткені мұнда мүмкіндік шамалармен геологилық құрылымын
дәріптегендіктен тым асырашылдықпен қарайды. Көбінесе мұнай жиегінің
секторлық үлгісі газ бөлігінен айырылған. Сондықтан да кен орнының
техналогиялық жоғары көрсеткіштерін алу үшін толық симуляциялық үлгінің
варианттарын қабылдап, көмірсутектерді алу коэффициенті бойынша ең қолайлы
ақырғы варианттарын қарайды.
Секторлық үлгіде горизонтальды қабаттар пайдаланылса, толық
симуляциялық үлгіде геологиялық қабаттар қарастырылады. Сонымен қатар
секторлық үлгіге қарағанда толық симуляциялық үлгі сазды баръермен
колекторлық қасиетінің қиынырақ бөлінулерін қарастырады.
Қабылдайтын вариантымыздың негізгі шарты алу коэффициентіне
байланысты.
Секторлық үлгі – мұнай жиегінің оңтүстік – батыс аумағындағы
горизонтальды қабаттардың коллекторлық қасиеттері мен қабаттық флюидтердің
физико – химиялық қасиеттерін есептеу арқылы құрастырылған. Секторлық
жүйеде ұңғымалар орналасуы 7 нүктелі жүйеде болады және осы ұңғымалар бір –
бірінен 800 метр қашықтықпен орналасады. Үлгі 1 айдаушы және 6 өндіруші
ұңғымадан тұрады. Үлгідегі әр өндіруші ұңғыма ұңғыманың жалпы дебитінің 13
бөлігін ғана алады. Сондықтан өндіруші ұңғыманың айдаушы ұңғымаға қатынасы
2 : 1 қүрайды.
Секторлы үлгінің өлшемі мынадай – Х өсі бойынша 9 ұяшық, Y өсі бойынша
9 ұяшық, Z өсі бойынша 4 қабат және 4950–5150 м аралығында мұнай бөлігін
өзіне қосады. Горизанталь бойынша әр ұяшықтың өлшемі 200х200 м. Қабат
қалыңдығы 50 м.
Үлгідегі қабаттардың сипаттамаларын (орташа кеуектілік, орташа
эффективті қуаттылық) қорды қайта есептегенде табылған қабаттардағы кеуек
көлемдеріне сәйкес қабылданды.
Әрбір қабаттың қабаттық сұйықтарының физико – химиялық қасиеттері
Қарашығанақ кен орнының флюидтік үлгілерінен алынған. Қарашығанақ кен
орнындағы флюидтердің үлгісін жасағанда алдын–ала флюидтерді тәжірибеде
өткізіп алынған шамалармен сәйкес келтірілген Пенга – Робинсон теңдеуі
қолданылды. Осы теңдеу кен орынның симуляциялық үлгісінде де қолданылды.
Есептеулер GeoQuest Eclipse-300 программасын қолданып шығарды. Мұнай
объектісін секторлық үлгісінде қайта айдайтын газ есебінде әртүрлі құрамда
газ айдағанда қарастыратын түрлі варианттарын талдап көрді. Барлық
қарастырылған варианттарда айдаушы және өндіруші үңғымалар бірінші қабаттан
төртінші қабатқа дейін тесілді. Айдаушы ұңғыманың түп маңындағы қысым 70
МПа - да шектеледі.
Айдаушы агенттің келесі құрамдары қарастырылды:
- DGAS – сепарация газы;
- RGAS – сапалы газ;
- SLUG – сапалы газ жиектері;
- WAG – су газдық репрессия.
Кесте-1.13 - Игеру барысында айдау газының құрамы
Компоненттар Сепарацияланған Сапалы газ
газ
2002-05 ж. 2006-11 ж.
H2S 0.0457 0.0880 0.0570
CO2 0.0739 0.0890 0.0742
C1 0.7697 0.5972 0.7021
C2 0.0756 0.1158 0.0890
C3 0.0244 0.0858 0.0535
C4 0.0067 0.0118 0.0118
C5+C6 0.0036 0.0101 0.0101
C7-C9 0.0004 0.0023 0.0023
C10-C14 0.00 0.00 0.00
C15-C25 0.00 0.00 0.00
Сәйкес вариант ретінде және экономикалық жағынан да тиімді сапалы
газдың жиегін айдау болып табылды. Сапалы газды айдау 10 жыл бойына, содан
кейін айырушының (сепарация) газын 30 жыл бойы (SLUG).
Қосымша су газдық репрессия (WAG) технологиясы қарастырылды – газбен
суды алма – кезек айдау. Жыл сайын бірінші 8 ай бойы газ айдалады, содан
кейін 4 ай бойына су айдалады.
Жоғарыда айтылған технологиялар бойынша өндірілген газдың 40 %- ы, 60
% - ы, 100 % - ы қайта айдау варианттары қарастырылған. Барлық варианттар
40 жылдық мерзімге есептелген.
Кесте-1.14 - Әр нұсқаның айдау агенттерінің көрсеткіштері
Варианттар КИН, % КИГ, % *
40%-тық айдау
DGAS40 18.35 52.61
RGAS40 18.53 51.13
SLUG40 18.54 51.64
WAG40 19.46 57.51
60%-дық айдау
DGAS60 22.88 48.99
RGAS60 23.45 46.44
SLUG60 23.37 47.97
WAG60 22.70 56.24
100%-дық айдау
DGAS100 37.72 0.51
RGAS100 40.79 0.51
SLUG100 39.38 0.51
WAG100 28.82 53.58
Сұйық көмірсутектерді өндірудегі үлкен көлемде кері айдаудың барлық
нұсқалары үшін артықшылығы айқын – газды кері айдау проценттің өсуімен,
сұйық көмірсутектердің алу коэффициенті өседі. (DGAS40, RGAS40, SLUG40)
әртүрлі құрамды 40% газды кері айдау нұсқасын қарастырғанда, мұнай
бергіштік коэффициенті өзгермейді. Сондықтан, 40% газды айдау кезіндегі
оның құрамы мұнай бергіштік коэффициентіне әсері өзгеріссіз. Су газды
(WAG40) репрессия нұсқасын қолданғанда мұнай бергіштік коэффициенті жоғары.
60% су газды репрессия (WAG60) нұсқасындағы мұнай бергіштік
коэффициент, газды кері айдау нұсқасымен салыстырғанда төмен.
Сепарацияланған газды (DGAS60) айдау кезіндегі мұнай бергіштік, сапалы газ
(RGAS60) және жиекті сапалы газды (SLUG60) айдау нұсқасымен салыстырғанда
төмен.
100% газды кері айдау кезінде ең үлкен артықшылық сапал газ (RGAS100)
айдау су газды репрессия (WAG100) төмен мұнай бергіштігімен сипатталады.
Қортынды:
- секторлық үлгі әртүрлі айдаушы агенттердің пайдалығын салыстыруға
арналған және алыну коэффициентінің шамаларын жеткілікті деп
қараймыз;
- 40% сапалы газды кері айдағанда алынатын нәтиже айырушының
газымен салыстырғанда төмен;
- 40% су газдық репрессия технологиясын қолдансақ басқа
технологиялардың әсер ету нәтижесіне қарағанда алыну коэффициенті жоғары
болады;
- 10 жыл бойы сапалы газ жиегін айдап әрі қарай 30 жылда айырушы
газын айдағанда мұнай бергіштік мөлшері 40 жыл бойы сапалы газ айдау
вариантын қолданған мен бірдей;
- сапалы газды қайтара айдау жоғарылаған сайын пайдалылығы да
жоғарылайды.
1.3 Мұнай және газды өндірудің техникасы мен технологиясы
1.3.1 Ұңғыны пайдаланудың тәсілдерінің сипатамасы
Қазірігі уақытта Қарашығанақ мұнай-газ-конденсат кен орынында жоба
бойынша ұңғыма өнімі фонтанды тәсілмен өндіріледі.
Газ-конденсатты 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.
Vo=5,73*(45-0,0455Pз)14*Pз-12
мұнда Vo – критикалық жылдамдық, мс;
Pз – түп қысымы, МПа.
Түп қысымының 45 – 35 МПа интервалында газ ағынының жылдамдығы 0,61
мен 0,79 мсек арасында болады. Сұйықты сенімді шығару мақсатында жиырма
пайыздық резерв ала отырып игергенде (VH=1,2*V0) керекті жылдамдық VH 0,73
пен 0,95 мсек арасында болады.
Егер газ ағынының жылдамдығын қамтамассыз ету мүмкіндігі болмаса
келесі әдістердің бірін қолдануымыз мүмкін:
– Қабат қысымын ретке, қалаты жағдайға келтіру үшін ұңғымны
периодты тоқтатып тұру және оны қайта іске қосқанда үрлеу керек
етіледі;
– Кіші диаметрдегі жүрдек калонналарды түсіру;
– Түпте эмульсия пайда болуы үшін БӘЗ қосу.
Әрбір 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.
1.3.2 Ұңғыны пайдалану кезінде кезлесетін қиыншылықтар мен олармен
күресу
1.3.2.1 Кәсіпшілік құрылғыларды коррозиядан қорғау
Коррозия ылғалданған газсұйықты ортада пайда болып, дамиды.
Күкіртсутекті коррозиядан қорғау жарылуға берік болаттарды қолданғанда және
технологиялық әдістерді қосып қолданғанда тиімді жүзеге асады.
Агресссивті ортамен байланысатын құбырөткізгіштер мен қондырғаларды
жалпы коррозиядан қорғау ингибитрлерді және басқа да технологиялық
тәсілдерді қолданумен жүргізіледі.
Жер асты құбыр желілерін грунттық коррзиядан қорғауда катоды
поляризация әдісі қолданылады.
Ұңғының шегендеу құбырлары А.Р.I. классификациясы бойынша С 90 иаркалы
болаттан жасалған. Материалдың қаттылығы жалпы коррозияға қарсылығы жағынан
NАСЕ нормативами стандартқа сәйкес келеді, бірақ кей жағдайда болаттың
қаттылығы мүмкін шектен асып кетеді. Ол қысымнан болатын сульфидті
коррозиялық жарылу қаупін туғызады. Көп жағдайда ұңғыларда Т90 маркалы
болаттан жасалған құбырларды қолданады. Насосты-компрессорлы құбырлар
тізбегінің 90%-і Sumitomo SM-90SS маркалы болаттан жасалған.
Пакерлер 9Сr1Мо маркалы болаттан, фонтанды арматура және клапандар
–Са3 және Са6 маркалы, ал құбыр алқасы инконель 718 материалынан
дайындалған.
Лақтыру желілері ТУ-8731-74 ресейлік стандартына сәйкес келетін аз
легирленетін 20 маркалы болаттан дайындалған.
Бұл техникалық жағдайлар қышқылдық коррозияға және сульфидті жарылуға
қарсылығы жағынан NACE стандартының MR-01-75 талаптарына сәйкес келеді.
Диаметрі 426 мм жоғары болатын құбыр желілерінің көбісі Х46 маркалы,
ағу шегі 320 МПа болатын, зиянды қоспалардан тазартыған болаттан жасалған.
Құбыр желілерінің ішкі коррозиясының алдын алу үшін газдың
ылғалдылығын төмендететін әртүрлі әдістер қолданылады: төменгі
температурада айыру әдісімен дайындау, абсорбциялық және адсорбциялық
құрғату.
Тазартылмаған газ құбырын пеиодты ингибирлеу кварталына 1 рет
метанолдағы ингибитор ерітіндісімен жүргізіледі.
Құбыр желілерін сыртқы элекрохмиялық коррозиядан қорғаудың активті
және пассивті жолдары қарастырылған. Пассивті қорғау ретінде изоляциялық
пленкалар қарастырылады. Активті қорғау КСС-1200 және УКЗВ типті катодты
станциямен қамтамасыз етіледі.
1.3.2.2 Гидрат түзілудің алдын алу мен оларды жою
Газ қабаттық жағдайда әрқашан су буымен қаныққан. Қарашығанақ кен
орнындағы газдың ылғал құрамы ВНИИгаз мәліметтері бойынша – 1,77 гм3 .
Сондықтан игеру кезінде ұңғы оқпанында, газоконденсатты қоспаны жинау және
тасымалдау кезінде, сондай-ақ газ дайындау қондырғысы мен алысқа тасымалдау
құбырлар желілерінде газды гидраттар түзіледі.
Қарашығанақ кен орнында гидрат түзілуге газ құрамында күкіртсутектің
(3,82%) және көмірқышқыл газының (6,57%). болуы әсер етеді. Күкіртсутек
0,86 МПа қысымда және 21.1ºС температурада гидрат түзе алады. Қарашығанақ
кен орнында табиғи газ алу кезінде C3H8·2СН4·17Н2О және C3H8·2Н2S·17Н2О
типті аралас гидрат түзіледі.
Кен орында газ ағынына гидрат түзу ингибиторын қосу қолданылады, ол
ұңғыны және құбыр желілерін ең тиімді әдісі болып саналады. Құбыр
желілеріндегі гидраттың газ ағынының температурасын гидрат түзілу
температурасынан жоғары ұстап тұру немесе ағынның қысымын гидрат
түзі қысымынан төмен ұстап тұру арқылы алдын алуға болады.
1.3.2.3 Парафин шөгінділерімен күресу шаралары
Қарашығанақ кен орнының мұнайы мен конденсаты парафин, шайыр және
асфальтенді заттардың көп болуымен сипатталады.
Қазіргі кезде кен орында мұнай ұңғыларының сағасына және ГДКҚ
технологиялық құбыр желілеріне химиялық реагенттері енгізу қолданылуда.
Парафин шөгінділерінің ингибиторы технологиялық болмағандығынан ЕС-
6426А ингибиторын пайдалана бастады. Бұл ингибитордың кемшілігі қату
температурасының салыстырмалы жоғары болуы (-12°С). Қысқы уақытта әртүрлі
себептермен реагент ағыны тоқтап қалған жағдайда ол қатып қалады.
Қарашығанақ кен орнында гидрат түзілу және коррозияға қарчы кешенді
ингибиторын қолдану парафин шөгінділерін белгілі бір дәредеге дейін
төмендетті.
ГДКҚ-3 қондырғысында қолданылатын басқа да шаралардан жылу
алмастырғыштарды жүйелі түрде жуып тұру қарастырылғанын көруге болады.
1.3.3 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесіне және кәсіпшілік дайындауға
қойылатын талаптар мен ұсыныстар
Конденсаттық ұңғымалардағы шлифтар, кіру кезіндегі УКГП-3
манифольдарға жасайды. Газдың көлемі 400-450 мың м3 күніне және абсалюттік
максимум 900 мың м3 күніне келеді.
Температура 400С жұмыс қысымы 130 бар тең. Ұңғымадағыдағы статикалық
қысымы, жабылған кезінде 350 бар тең. Монифолдық станциялары (Ж.М.С.),
стратегиялық скважиналардың учаскілерінде орналасып тұр. Манифольдтар 10
дюймдік сызықтарына қосылады. Әрбір орташа бөлігі сепаратормен және
факелдың системалармен жабдықталған.
Ұңғымадағы орташа газдың табуы 400 мың м3күніне (0,13Гм3жыл) болады.
Сондықтан газдық шығын 10 дюймдік магистральдың бағыты 2000 мың м3 күніне
(0,65Гм3жыл) болады. Фонтандық скважинадағы сағасының қысымы КӨЗ және
УКГП-2 учаскілерде 80-130 бар деуге болады. Астыңғы қысымының продукциясы
60-80 бар ДФУС деп атайды.. Солтүстік пен батыс кен орнының скважиналары
өте аласа дебиттер болады, сондықтан бұл скважиналардағы қысымы өте аз
болады. 1997ж промыслда парафиннің ингибитреріі сынаудан өтеді. Парафиннің
түсі тәуекелі болмау үшін барлық мұнай магистральдың бағытын скважинасы
термоизоляциясымен жабдықталады. Системада өнім жинау күнелтуі болмайды,
яғни мұнай оторочканың скважинасымен және скважинамен күнелту болмайды, бұл
скважиналардың құрғақ конденсатпен мұнайдың су маңызы өндіріледі. Барлық
флондтер бірге тапсырылады, өндіруге қыз-да. Мұнай мен кондесатты ГКДҚ-2
тапқанда, ол бөлшектенеді. Сепараттың сұйық заты ГКДҚ-3-келеді, одан ол
дегазаторға немесе 14 жаңа дюймдік мұнай проводқа келеді. Жаңа системалар
өте аз температуралармен жұмыс істейді, температуралардың ұшыратуына
мәжбүр, парафиннің пайда болуына тәуекел болды. Мұнай табудың сателитті
оңтүстікке қарай КПЗ-дан 6 км болды, ол тыңайған жерін көрсете алады,
сонымен бірге мұнай скважинасын көрсетеді. Сателит конденсатты қолдайды,
бірінші кезеңде құрал жабдықпен орналасады, бұл құралжабдық скважинадан
мұнайды табуға қолайлы болып тұрады, оның саны сегізге дейін келеді. Бұл
скважиналар эксплуатациялық монифольд мұнайымен қосылып тұрады. Бірінші
кезеңде сателит, табу системамен ГКДҚ-3 үш түрінің алты дюймдік шлейфпен
байланысып тұр. Егер скважинадағы заты мұнайымен үлкен болса-60%, қысқа
көлемі немесе 70% жазда, онда скважинадағы мұнайы және конденсаты өте үлкен
салқындаған температурасы болды. Мұнай шығару 500км қашықтықта, КТК
трубопроводқа дейін жабдықталған.
1. ГКДК-2
ГКДҚ-2 газдың сепарациясын және конденсатты УКПГ-3 үшке ұқсайтын
қондырғы болып саналады. Топырақтың және фундаменттің жаман жағдайы
болғандықтан бұл қондырғыны дұрыс салуға және жұмысқа келтіруге болмайды.
Қазіргі күнде бұл қондырғыны жаңа технологиялық жіптермен жасауға мүмкіндік
бар. Үшінші газдың жіпке орын қалдырды. Кейбір скважиналар шлейфтің
қондырғысымен байланысып тұр.Газ құрғаққа ие болады. Әрбір сеператордан
2млн тонн жылына КПЗ–ға әкелінеді. Конденсаттың бөлшегі УКПГ-3-менен
Орынборға әкеленеді. Күкірт газы тағы да тербеуге мәжбүр болды.
УКПГ-2 жүйесінде күндізгі қуаттылығы:
Газдың кетуі 19,8 млн. м3тәу (кері айдау 3
компрессоры)
Кептіру көлемі 19,8 млн. м3тәу (Дризо
қоңдырғысы 2)
ГКДҚ-2-де келесі жабдықтар орнатылған:
– Өрттен қорғау қондырғысы
– Электростанциялар (110 кВ, 6 кВ и 690 В)
– Авариялық генератор (2-480-MD-01)
– Ауа компрессорыазотты дайындайтын станция
– Газды факелде өрттеу қондырғысы (газа ВД и НД, нагнетаемого газа)
– Жабық дренаж және конденциялық емес мұнай жүйесі
– Жылулық жүйе (диэтиленгликоль)
– Ыссы мұнай жүйесі
– Химиялық реагенттерді айдау жүйесі
– Ауыз су жүйесі
– Коллекторлық жүйе (ливневая канализация)
– Газконденсаттың Технологиялық қондырғысы ГП-2:
– Шламоуловитель сепараторы (2-200-VQ-01, 02)
– Тестовые сепараторы (2-200-VP-01A, 01B)
– Приемник скребков
– ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Қарашығанақ мұнай газ конденсат кен орны 1979 ашылып, 1984 жылдан
бастап тәжірибелік өндірістік игерілуде. Қазіргі кезде 1991 жылдың 5 – ші
шілдесінде бекітілген Тәжірибелі – өндірістік игерудің айқындалған
жобасына сәйкес игеру жұмыстары жүріп жатыр.
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік аймағында орналасқан.
Мұнайгазконденсатты кеніш терең жатқат тұз күмбезінің астында 25х12 км
көлемінде орналасқан.
Мұнайгаздылық қабаты 300 метр – ден 1600-ге дейін, соның ішінде 200
метр қалыңдығында. Газмұнай шегі 4950 метр тереңдіңгінде, ал су мұнай шегі
– 5150 метр.
1983 жылы мұнай газ конденсат қоры туралы есеп жүргізілді. Осы құжат
негізінде 1984 жылы ВНИИГаз арқылы тәжірибелі - өндірістік пайдалану (ТӨП)
жобасы жасалынды. 1988 жылы көмірсутектер қоры нақты дәлелденіп
есептелінді.
Кен орны үш пайдалану объектісіне бөлінеді: 1 және 2 объектілері газды
конденсатты және 3 – мұнайлы бөлімі болып, тереңдеген сайын конденсат
мөлшері ұлғая бастайды.
1992 жылы Қазақстан Республикасының үкіметі өнімді бөлісу жөніндегі
келісімге қол қоюға шетелдік серіктестермен келіссөз жүргізе бастады. Бес
жылдан кейін ҚОҚ (КПО) Қарашығанақты игеруге 40 жыл мерзімге лицензия алды.
2002 жылы жобаны игерудің негізгі – 2 фазасы басталды. Оның шеңберінде
газ бен сұйық көмір сутектерін қайта өңдейтін, газды жер асты қабатына
қайта айдайтын КПК және УКПГ-2, сондай-ақ, кенішті Каспий құбыр консорциумы
жүйесімен қосатын және Қарашығанақ мұнайын одан әрі қаратеңіздегі
Новороссийск портына дейін тасымалдауға мүмкіндік беретін 635 шақырымдық
Қарашығанақ – Үлкен Шаған – Атырау экспорттың құбыры сияқты жаңа өндірістік
объектілер салынып, іске қосылды. Бұған қоса КПО ескі өндірістік қауаттарды
қайта жабдықтау мақсатында кең көлемді жұмыстар жүргізу. Атап айтақанда 100-
ден астам ұнғыма күрделі жөндеуден өтті, қуаты 120 мегаваттық газтурбиналық
электростансасын салып, іске қосты.
Қазіргі кезде пайдалануда тек бір ғана газды кешенді дайындау
қондырғысы (ГКДҚ) бар. Оның құрамында LGA (Германия) жабдығымен
жабдықталған үш технологиялық тізбек кіреді. Ол 1984 жылдан бері
пайдаланылуда және ТМД елдерінен жабдықталынған төртінші технологиялық
тізбек бар. Ол 1989 жзылдан бері пайдаланылуда. Сонымен бірге, Орынбор газ
өңдеу заводыа өнім жіберілетін 377 мм диаметріндегі үш конденсат желісі
және 720 мм диаметірінде тазартылмаған газды айдайтын екі газ желісі
пайдаланылуда.
Газды кешенді дайындау қондырғысын ұзақ уақыт пайдалану нәтижесінде
жабдықтар өз ресурстарын және қызмет көрсетудің нормативті уақытын толық
істеп, қондырғыны қайтадан жасап шығу қажеттілігі туды.
Қарашығанақты игерумен айналысатын консорциумның құрамына, яғни ҚПО
б.в. мекемесінің аясына ағылшындық BG GROUP (32,5 % үлеспен), италиялық
ENІ (32,5 % үлеспен) және америкалық CHEVRON (20% үлеспен), сондай-ақ
ресейлік ЛУКОЙЛ (15% үлеспен) енді. Осыдан он жыл бұрын Қазақстан Үкіметі
мен Қарашығанақтың қазынасын игеруге бел буған шетелдік компаниялар
бірлестігі арасындағы түпкілікті келісімге қол қойылған болатын.
Кен орнын қалпына келтіру үрдісі – ұзақ үрдіс, сондықтан кен орнындағы
жұмыс бағдарламалары өте нақты және кен орнының жұмыс қуатын қалпына
келтіру кезеңдерге есептелінген және қауіпсіздіктің жоғарғы деңгейіне жету
қарастырылған.
1 Геолого-технологиялық бөлім
1.1 Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Кен орын жайлы жалпы мәлімет
Қарашығанақ МГККО Батыс-Қазақстан облысының батысында, Бөрлі ауданының
территориясында орналасқан. Аудан климаты континентальды. Температура қыста
-400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады. Оңтүстік – шығыс және
солтүстік – батыс бағытындағы желдер басым. Орташа жылдық жауын – шашын
мөлшері 300 – 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі арақашықтық 160 км.,
Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі газ құбырларының
орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты пункттар: Қарашығанақ ауылы 10
км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3 км.
Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан
тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен,
Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс
ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені қиып
өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи су қоймалары
кездеседі.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады.
Сулы горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас және мергель
жарықшақтарында орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас
кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3тл
ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м3тәу.
Аудан климаты төте континентальды. Ауа температурасы -40 (қыста) +40
(жаз) дейін өзгереді
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады,
күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950 мм-
ді құрайды.
Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне
негізделген. Ол Қарашығанық - Қобланды зонасында, Каспий ойпатының
солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан. Мұнда үш қүрылымдық комплекс
көрінеді. Төменгі күрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі
бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын - кунгур -сульфат - галоген
қалыңдамасын, жоғарғысы - жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып
алады.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно седиментациондық
құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15*30
км., биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680
метр.
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық -
литологиялық комплексте күрт дисгормониялық құрылымдар құрылған. Солардың
ішіндегі: тұзды антиклинальдар, ассиметриялы диапир құрылымдары, тұзды
штоктар, күмбездер және күмбез аралық дипрессиялар. Кен орында үш тұзды
құрылым бар: Қарашығанақ тұз көтерілімі -солтүстікте, Сухореченск тұзды
күмбезі - оңтүстік - шығыста, Қоншыбай тұз күмбезі - оңтістік - батысында.
Жоғары құрылымдық - литологиялық комплекстік құрылымдардың
формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді. Жоғары пермь және триастың қызыл
түсті қалыңдамасында пайда болған. "Кен орын жүйесінде үлкен Қарашығанақ
күмбез аралық мулдасы дамыған, ол Қарашығанақ, Қоншыбай және Сухореченск
түзды күмбездерінің арасында орналасқан. Қарашығанақ күмбез аралық
мульдасының өлшемі 5*20 км., максимал қалыңдығы 3500 - 4871 метр қүрайды.
Ең жоғарғы қиманың бөлігі - неогенді және төрттік жайылым бұрышының
келіспеушілігімен бүдан ежелгі басқа шөгінділерді жабады.
1.1.2 Өнімді қабаттардың коллекторларлық қасиеттері, кеуектілігі,
өткізгіштігі және мұнайға қанығуы
Төменгі пермьдік, тас көмірлі және девонды өнімді түзушілер терригенді
қоспасы жоқ немесе олардың аз көлемі бар органогенді карбонатты жыныстармен
берілген. Өнімді қабаттың жыныстары постседиментациялық өзгерістермен
сипатталады: доломиттеліну, ангидритталу, кальцилану, кремнилену,
кристализациялану, сілтілену, жарықшақ тәріздену. Екінші рет түрлену
түзілімнің заттық құрамына едәуір әсер етті, карбонатты жыныстардың
құрылымдық – текстуралық ерекшеліктерін шарттады, жинауыштың бірінші бос
кеңістіктерінің трансформациялануына әкеледі. Өнімді комплекстің
жыныстарында кен орнын барлау процесі кезінде жақсы зерттелген түраралық,
түрішілік, түйіршік аралық кеуектер және сілтілену кеуектері, түр,
өлшемдері және бөтен сипаттамалар байқалады. Қуыстық кеңістік құрылымында
басты рольді каверндікке жатады, сондай – ақ каверн пермьдікке қарағанда
таскөмірлік түзілімдерде көп кездеседі. Екінші ретті каверндер бірінші
реттіге қарағанда едәуір кең тараған. Карбонатты массивте сондай – ақ
Жарықшақтық та кең тараған. Өнімді комплексте жарықшақтар біркелкі
орналаспаған, бірақ жарықшақты жыныстар көбіне массивтің шеткі бөліктерінде
кездеседі деп айтуға болады. Кеуекті жинауыштарға кеуектілігі 6% - дан
жоғары жыныстар жатқызылған.
Жинауыш жыныстар фациялық, статиграфиялық, литологиялық шектелмейтіні
орнатылған. Керн бойынша анықталған жинауыштар кеуектілігі 7,3 тен 15,4%
-ға дейін ауытқып отырады және орташа Пермь үшін 10,6 карбонның газға
қаныққан бөлігінде 10,4, мұнайға қанығушылық – 9,5% құрайды. Шоғырдың әр
бөлігі үшін ұңғымаларды геофизикалық зерттеулер арқылы анықталған
кеуектіліктің орташа мәні 8,9, 8,6 және 8,9% - ды құрайды.Эффективті
қалыңдық бойынша орташа өлшенген кеуектілік мәні 9,6, 9,2 және 9,2%-ға
сәйкес тең болады, ал геологиялық қорларды есептеу процесінде көлем бойынша
өлшенгенде ГИС ойынша кеуектіліктің орташа мәні объектілер бойынша
сәйкесінше 9,3, 9,6 және 8,9%-ға тең.
Нақты қабат қиылыстарында кеуектілік мәнін ГИС және керн бойынша ұқсас
болғанда және ГИС бойынша анықталған мәндер саны көптеу болса, қорды
есептеу және игеру жобасын жасау үшін ГИС материалдарымен есептелген
кеуектіліктің орташа мәндері қабылданады. Мұндай шешім қабылдау ұтымды
болады. Өйткені ГИС бойынша кеуектілікті бағалау жинауыштардың эффективті
қалыңдықтарының аралықтарын анықтау негізінде жатыр.
Керн анализі бойынша орташа мәні ретінде анықталған әр объект бойынша
өтімділік мәні 1, 2, 3 объектілері бойынша (1,1 кестесін қараңыз) 11,01,
22,45, 15,91*10-3 мкм2 сәйкес құрайды, жинауыштың беруші бөлігінің
өтімділігі 0,015 мкм2 – пен сипатталады, ауытқушылықта өтімділік мәні
төменгі шектен 2 мкм2 дейін, және де 1 – 2 мкм2 мәндері бірлік үлгілерде
ғана белгіленеді, бірақ орташа мәндері едәуір ұлғайтады. Сондықтан
жинауыштың қуыс кеңістігінің күрделі құрылымы мен жоғары біртексіз
жағдайында кеуектіліктің барлық диапозонда оның ауытқуының орташа мәндерін
емес жинауыш кеуектілігінің шынайы мәндерінің аралығындағы өтімділік
сипаттамасын айту нақты болады. Осыған байланысты керннің анализінің
нәтижелерінің статистикалық қайта өңделген мәндері пайдаланылған. Мұнда
кеуектілік өзгеруінің (кеуектілік өзгеру интервалы – 2%) әр интервалы үшін
белгіленген класстарда өтімділіктің бөлшектенуі есептелген. Келесі
өтімділік класстары алынған: (0,01 – 0,02)*10-3 мкм2, (0,02 – 0,05)*10-3
мкм2, (0,05 – 0,1)*10-3 мкм2 және әрі қарай 10 - қ өсумен. Керн материалын
талдаудың пайдаланылған әдісінің нәтижесі бойынша барлық объектіде
кеуектіліктің сәкес мәні үшін өтімділік 0,3*10-3 мкм2 – тан өзгереді деп
айтуға ьолады. Керн бойынша горизонтальды (қабаттыққа паралельді) және
вертикальды (қабаттыққа перпендикуляр) өтімділік анықталды. Карбон бойынша
өтімділік түп тереңінен бастап азаяды, горизонтальды өтімділіктің орташа
мәні 29,1%-ға азаяды, ал вертикальды – 32,2%-ға. Вертикальды (Кпр.верт)
және горизонтальды (Кпр.гор) өтімділіктердің байланысы – жұмыста қабаттың
бір интервалында алынған түрлі литологиялық құрамды керннің жарықшақты емес
үлгілерімен бағаланды. Кпр.гор (n=343) 14.7*10-3 мкм2 – қа тең, вертикальды
(n=898) Кпр.верт – 10.3*10-3 мкм2 – қа тең. Матрицалық өтімділікті
изотроптыға жақын деп санауға болатын қорытынды жасалды.
Өтімділігі 0.01*10-3 мкм2 – тан жоғары жыныстар үшін Кпр.верт
Кпр.гор байланысын бағалау игеру объектісінің аралықтарында үш нұсқа
бойынша жүргізілген:
Нұсқа 1. Кпр.гор мен Кпр.верт орташа ретінде мәні бойынша ұңғымаларда:
А) Объект үшін ұңғымалар бойынша орташа ретінде есептелген Кпр.гор
және Кпр.верт шамалары бойынша;
Б) Ұңғымаларда орташа мәндер үшін тұрғызылған Кпр.гор мен Кпр.верт
тәуелділігі бойынша;
Нұсқа 2. Өтімділік керннің бір үлгісінде Кпр.гор мен Кпр.верт
тәуелділігі бойынша;
Нұсқа 3. Кпр.гор мен Кпр.верт келесі Кпр.гор өзгеру диапозонында
орташа ретінде саналғанда Кпр.верт тәуелділігі бойынша;
1 – нұсқамен салыстырғанда Кпр.гор мен Кпр.верт барлық анықтамалары
жыныстың өлшемдері бір үлгіде жасалуына қарамай пайдаланады, және
анықтайтын арақатынас объект бойынша өтімділіктің орташа мәні үшін
анизотромия шамасына көрініс береді. Біртексіз жағдайда керннің бір
үлгісінде анықталған Кпр.гор мен Кпр.верт салыстырылу барлық диапозонда
өтімділіктің өзгеруі нақты және өтімділіктің анизотропиясын оның барлық
диапозон бойынша өзгеруіне көрініс береді. (нұсқа 2). Объект бойынша
Кпр.гор мен Кпр.верт байланысының Корреляция коэффициенті өте төмен. Сондай
– ақ өтімділіктің өзінің шамаларының Кпр.верт Кпр.гор байланысына әсері
белгіленеді. Сондықтан көрсетілген класстарға (нұсқа 3) вертикальды және
горизонтальды өтімділіктің орташалануы жүргізілді. Диапозон мынадай
жағдаймен алынған бірінші өтімділікті төменгі ішектен 1*10-3 мкм2 (орташа
мән 0,5*10-3 мкм2) қосады, келесілер класстың орташа өтімділігіне 2*10-3
мкм2 және 5*10-3 мкм2 тең, бұл ұңғыманы сыннан өткізгендегі бағалау орташа
өтімділікке сәйкес, 10*10-3 мкм2 объекті үшін керн мәліметтерінің орташа
мәндерін және әрі қарай 10 – дап өтімділіктің барлық өзгеру диапозоны
бойынша. Орташалауда жыныстың бір үлгідегі орындалған өтімділік өлшемі
қолданылған. Кпр.гор мен Кпр.верт 100 және 1000 рет құраған мәндер
жарамсыз болады. Бұл жағдайдағы техникалық қателік деп түсіндіруге болады.
Жинауыштардың эффективті қалыңдықтары ГИС мәліметтері бойынша 6%-ке
тең кеуектіліктің төменгі шегінен негізделіп алынады. 1,2 кестесінде әрбір
игеру объектісі бойынша жалпы және эффективті қалыңдықтың сипаттамасы
берілген. Кестеде өнімді қиманың игеру объектісі бойынша біртексіздігінің
сипаттамасы көрсетілген. Кестеден пермь бөлігіндегі қиманың (1 объект)
жинауышының үлгісі – 0,424 минальды болып табылады, карбон бөлігінде (2+3
объектілнр) пермьдіктен жоғары – 0,483, сонымен қатар жинауыштардың жоғары
саны карбонның газға қаныққан бөлігінде – 0,512 белгіленеді. Пермь
бөлігіндегі қиманың бөліну коэффициенті 32,1 карбондыкінен 38,3 азғантай
айырмашылықта, бірақ пермьде бір қойнауқаттың орташа эфективті қалыңдығы
3,6 м тең, ал кабонда 7,2м. Келтірілген параметрлер карбон бөлігінің
қимасын пермьдікіне қарағанда біртектірек қылып сипаттайды. Пермь бөлігінің
өнімдік қимасында жинауыштар жалпы қалыңдықтың карбонға қарағанда аз
көлемін алады.
1.1.3 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 үлкен болғанымен кестеде келтірілген мәліметтер бүкіл кен
ауданындағы мұнай құрамының өзгешелігінің шамасы аз екенін көрсетеді.
Кесте-1.1 – Ұңғы өнімінің құрамы
Ұңғы номері 33 44
Перфорация интервалы, м. 5120-5155 5127-5156
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2 8,22 5,71
С3 3,08 3,06
С4 1,65 1,40
С5 14,39 15,73
N2 1,03 0,41
CO2 4,62 6,05
H2S 4,32 4,81
Қабат мұнайының барлық параметрлері Солтүстік - шығыс және Оңтүстік
- батыс бөлімдеріне байланысты жасалған мұнайдың флюидтік моделдерінде
анық көрсетілген.
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негізгі тәуелділік
параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған. Осы берілген мәндер
арқылы мұнайдың орташа анықтамаларын (5050 м.) арнайы мұнай алаңдары үшін
1.2-кестеде көрсетілген.
Кесте-1.2 – Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель бойынша
есептелген мұнайдың параметрлері
Алаң Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат 58,7 58,7
қысымы, Мпа
Қанығу қысымы, Мпа 58,1 55,3
Газ құрамы, м3 т 625 449
Көлемдік коэффициенті,2,28 1,99
бірлік үлес
Қабат мұнайының 601 651
ты-ғыздығы, кгм3
Қабат мұнайының 0,28 0,57
тұт-қырлығы, МПа * с
Сығылу коэффициенті, 26,8 21,5
1 МПа *104
Кесте-1.3 – Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа параметрлері
Параметрлері Конденсат Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
алаң мұнайы алаң мұнайы
20 0С-тегі 782 844 805
тығыздығы,кгм3
20 0С-тен 1,69 7,5 13,5
тұтқырлығы, мПа*с
Құрамындағы күкірт, 0,9 0,7 0,9
% масса
Құрамындағы 2,29 3,8 5,0
парафин,% масса
Құрамындағы 0,07 0,08 0,24
асфальтендер, %
масса
Құрамындағы шайыр %0,70 1,23 3,68
масса
Қату темпетурасы, -10 төмен -10 төмен -28 +11
0С
Кестеден көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап
парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан
жылы температура кезінде солтүстік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат
ағысын сақтап, -10 0С-тан төмен температураларда қата бастайды.
1.1.4 Мұнай, газ және конденсат қорлары
31.12.2006 жылғы кен орындағы дәлелденген қор 1151 млн. баррель мұнай
және 227 млрд.м3 газды құрайды. Оның ішінде КПО Б.В. үлесі 173 млн.
баррель мұнайды және 1 203 млрд. фут3 газды құрайды.[7]
Төменгі пермдік және жоғарғы девондық көмірсутектердің бастапқы
геологиялық қоры 31.12.06 жылғы мәлімет бойынша есептеліп, ГКЗ РК 01.02.07
бойынша бекітілген.
1.4-кестеде ГКЗ РК 31.12.06ж бойынша бекітілген мұнай, газ, конденсат
және мұнайда еріген газдың бастапқы және геологиялық қоры көрсетілген.
Кесте-1.4 – 31.12.06ж. күй бойынша құрғақ газ бен конденсаттың қорлары
Объект
Объект Аймақ Қор катего
риясы
Пайдалану Бақылау Консервациядағы
жұмыс жұмыс
істейтін істемейті
н
15 6 3 3
15-10 66 19 26 4 17
10-5 98 15 26 5 52
5 5 1 1 3
Барлығы 175 35 56 12 72
31.12.06 ж. жағдайы бойынша Қарашығанақ кен орнында 311 ұңғы
бұрғыланды, соның ішінде кенішті ашқан ұңғылар саны – 222.
Мұнай ұңғыларының қоры – 29, газ ұңғыларының қоры – 68 ұңғы. Оның
ішінде жұмыс жасап тұрған ұңғылар қатарында – 38 ұңғы, ол пайдалану қорының
41% және ұңғылардың жалпы санының 22% құрайды. I объект 35 ұңғыны, II
объект 46 ұңғыны, III объект 16 ұңғыны пайдаланады. Тек № 905 ұңғы ғана
жалғыз ІІІ объектіде пайдаланылады, қалған 15 ұңғы бірігіп пайдаланылады.
1.7-кестеде 31.12.06ж ұңғылар қорының 1991-2006 жылдардағы динамикасы
көрсетілген.
Пайдалану қорын 92 ұңғы құрайды, олардың ішінде:
- қазргі әрекеттегі қорда – 38 ұңғы;
- әрекетсіз қорда – 54 ұңғы.
Консервацияда 67 ұңғы бар. Бақылаушы газ ұңғылары – 12, оның ішінде 5-
і күрделі жөндеуді керек етеді. Арнаулы қор 61 ұңғыны құрайды, олардың
ішінде:
- ағынды су ұңғылары – 13 ұңғы;
- түсіруші – 41ұңғы;
- Т және Р2-дегі бақылаушы – 7 ұңғы;
Ұңғыны күрделі жөндеуден кейін қайта құрылу үстінде – 20 ұңғы.
Жабылуын күтіп тұрған – 8 ұңғы, оның ішінде:
- арнаулы – 2 ұңғы;
- пайдаланушы – 3 ұңғы;
Жабылған ұңғылар – 35 ұңғы, оның ішінде:
- барлаушы – 31 ұңғы;
- пайдаланушы – 4 ұңғы;
Лира – 1,2 объектілерінің ұңғылар қоры 23 ұңғыны құрайды.
Кесте-1.7— Ұңғылар қорының динамикасы
1991 1992
1991 0,86 0,362
1992 1,00 0,471
1993 0,91 0,623
1994 0,69 0,652
1995 0,57 0,667
1996 0,44 0,861
1997 0,68. 0,684
1998 0,63 0,737
1999 0,69 0,809
2000 0,76 0,911
2001 0,29 0,591
2002 0,49 0,515
2003 0,41 0,537
2004 0,44 0,575
2005 0,38 0,528
31.12.06. 0,41 0,510
Кесте-1.7 1991-2006 жылдар аралығындағы ұңғы қорын игеру мен пайдалану
коэффициенттері келтірілген.
Кестеден көрініп тұрғандай, 2001 жылдан бастап ұңғылар қорын игеру мен
пайдалану коэффициенті азая бастаған. Бұл мәндердің аз болуы жұмыс
істемейтін ұңғылар санынының көп болуына және жұмыс жасап тұрған ұңғылардың
технологиялық шектеу мен әртүрлі техникалық себептер әскерінен тоқтап
қалуына байланысты. Ұңғылар қорының 31.12.06 жылғы жағдайы бойынша ұңғы
қорын игеру коэффициенті – 0,41, ал пайдалану коэффициенті – 0,51 құрайды.
Ұңғылардың жұмыс істеп тұрған қордан шығуы құбыраралық қысымның
болуына және қабат қысымының конденсация басталу қысымынан төмендеуіне
байланысты болады. Игерудің барлық периодында РқРк.б. шартына қатысты 60
ұңғы тоқтатылды. Консервацияда 67 ұңғы бар, олардың 51 перфорацияланған, 6
ұңғы перфорацияланып меңгеруді күтітуде, 10 ұңғы бұрғыланған, бірақ
перфорацияланбаған.
Бақылау қорында 12 ұңғы бар, олардың 7 ұңғысы әртүрлі себептерге
байланысты күрделі жөндеуді күтуде.
Арнайы қорда 61 ұңғы бар.
Жойылуды күтуде – 8 ұңғы бар, 7 ұңғы пайдалану қорынан (№№ 100, 114,
327, 212, 424, 333, 237), және 1 ұңғы арнайы қордан. Бұл жойылулар көбінесе
техникалық ақауларға байланысты. Пайдалану қорындағы 4 ұңғы (№№ 237, 424,
333, 212) пайдалануға енгізілмеген, 3 ұңғы (№№ 100, 114, 327) 2-4 жыл ғана
жұмыс істеген.
2003 жылы кен орнында 37 ұңғы жойылған – 31 барлау ұңғысы, 2 арнайы
ұңғы (№№ 9ртк, 12ртк), техникалық себептерге байланысты 4 пайдалану ұңғысы
(№№ 115, 305, 427, 431). Олардағы 2 ұңғы (№№ 427, 431) пайдалануға
енгізілмеген.
1.2.3 Қабаттан мұнай қорын алуды талдау
1.01.2006 жылы техникалық режим арқылы өндіруге дайын 68 ұңғыма болды.
Соның ішінде:
- I объект бойынша - 1 ұңғыма (№ 118);
- II объект бойынша - 15 ұңғыма (№ 106, 196, 243, 252, 320, 322, 326,
328, 340, 346, 348, 350, 432, 710, 817);
- II+III объект бойынша - 29 ұңғыма (№ 2д, 20д, 116, 117, 138, 162,
203, 205, 214, 223, 231, 232, 233, 239, 306, 310, 314, 319, 347, 351, 379,
420, 437, 439, 442, 452, 803, 806, 822);
- III объект бойынша - 23 ұңғыма (№ 15, 216, 220, 308, 312д, 419, 423,
430, 446, 449, 713, 718, 818, 905, 912, 915, 918, 920, 933, 5488, 5790,
6394, 5887).
Атап кету керек, 1999 жылдың майынан 2003 жыл аралығында бастапқы
конденсация қысымы критерия бойынша тоқтатылған жоқ. 2004–2005 жылдар
аралығында ұңғымада техникалық ақаулықтар бойынша тоқтатылады немесе барлау
жұмыстарын жүргізу үшін тоқтатылады. 2005 жылы сұйық көмірсутектерді
өндіруді арттыру мақсатында II және III объекттерге пайдалану ұңғымасын
енгізу жоспарланды. 2005 жыл ішінде барлығы 3 жаңа ұңғыма енгізілді, олар
III объектті игеруде (№ 15, 5887, және 6394). 2005 жылы пайдалануға 1 жаңа
айдау ұңғысы енгізілді (№ 330).
Кесте-1.9 – Объекттер бойынша ұңғымалардың орташа дебиті
2005 жыл I объект II объект III объект
газ, конд. газ, конд. Газ, мұнай,
мың.м3 тонн мың.м3 тонн мың.м3 тонн
Янв-05 630 331 686 579 287 360
Фев-05 675 351 714 591 288 326
Март-05 650 343 706 573 297 377
Апр-05 639 337 752 604 298 386
Май-05 643 333 797 609 293 382
Июнь-05 587 311 751 579 301 389
Июль-05 634 331 726 558 295 399
Авг-05 564 303 668 533 309 408
Сент-05 659 332 623 479 309 415
Окт-05 734 405 685 527 313 444
Нояб-05 642 337 736 564 318 436
Дек-05 732 393 770 592 328 428
Кесте-1.10 – 2005 жылғы объекттер бойынша өндірілетін газ, конденсат және
мұнай көлемі
2005 жылI объект II объект III объект
Ұңғысаны
1 II объектке 40% айдау
2 II объектке 60% айдау
3 II объектке 100% айдау
4 II объектке 40% айдау + III объектке қалған сапалы газды айдау
5 II объектке 40% айдау + III объектке сапалы газ бен суды
кезектеп айдау
6 II объектке 60% айдау + III объектке сапалы газ бен суды
кезектеп айдау
7 Табиғи сарқылу
8 II объектке 30% айдау + III объектке 10% айдау
1–3 нұсқалар сайклинг үрдісінің өндірілетін газдың әртүрлі дәрежедегі
компенсациясын модельдейді және әртүрлі дәрежедегі қабат қысымын ұстауды
көрсетеді.
Секторлы үлгілеумен сәйкес, 4 нұсқа үшін III объекттіге сұйытылған
газды айдау алғашқы 10 жыл ішінде жүреді. Содан кейінгі контракт бойынша
қалған уақытта газ айдау жалғасады.
Газ және суды кезектесіп айдау нұсқасы (5 және 6) үшін сапалы газды
жиек түрінде айдау болады. Бұл нұсқаларда газ 8 ай бойы айдалады, жылдық
цикл бойынша су 4 ай бойы айдалады. Су айдау циклында барлық газ II
объектке айдалады. Газ және суды кезектесіп айдау нұсқасында газды сату
қарастырылмаған. Сепарацияланған газ және сапалы газдардың тиімді
компазиционды құрамы секторлы үлгіні модельдеу барысында анықталады.III
Кесте-1.12– Айдалатын газдың компаненттіr құрамы
Компонент Сепарация газы, Сапалы газ, мольдік %
мольдік %
2002 + 2006 +
H2S 4.57 8.80 5.70
CO2 7.39 8.90 7.42
C1 76.97 59.72 70.21
C2 7.56 11.58 8.90
C3 2.44 8.58 5.35
C4 0.67 1.18 1.18
C5 - C6 0.36 1.01 1.01
C7-C9 0.04 0.23 0.23
1.2.5.2 Қабатқа әсер етуге арналған жұмыс агенттерін анықтау
Кен орынның толық симуляциялық үлгісінде игерудің бір вариантының
үлгісін жасау біршама уақытты қажет етеді. Қабатқа әсер ететін жүйе мен
технологияны таңдау біршама варианттарды есептеуге сауал қояды. Ол үшін
секторлық үлгі қолданылады. Бұл үлгі игеру объектісінің үлгі жасау деңгейін
жеңілдеткенде бір варианттың есептеу уақытын бірнеше сағатқа дейін
қысқартуға және кен орнын әртүрлі мүмкіндікте игеруіне бағалау жасауға
мүмкіндік береді. Есептеуден алынған нәтижелер жоғары деңгейде
салыстырылады. Бұл есептелген варианттарды маңыздылығына қарай біріктіруге
және сәйкес шешім қабылдауға мүмкіндік береді. Секторлық үлгімен есптеу
арқылы алынған көмірсутектерді алу коэффициентін шын нәтижеге жеттік деп
қарастыра алмаймыз. Өйткені мұнда мүмкіндік шамалармен геологилық құрылымын
дәріптегендіктен тым асырашылдықпен қарайды. Көбінесе мұнай жиегінің
секторлық үлгісі газ бөлігінен айырылған. Сондықтан да кен орнының
техналогиялық жоғары көрсеткіштерін алу үшін толық симуляциялық үлгінің
варианттарын қабылдап, көмірсутектерді алу коэффициенті бойынша ең қолайлы
ақырғы варианттарын қарайды.
Секторлық үлгіде горизонтальды қабаттар пайдаланылса, толық
симуляциялық үлгіде геологиялық қабаттар қарастырылады. Сонымен қатар
секторлық үлгіге қарағанда толық симуляциялық үлгі сазды баръермен
колекторлық қасиетінің қиынырақ бөлінулерін қарастырады.
Қабылдайтын вариантымыздың негізгі шарты алу коэффициентіне
байланысты.
Секторлық үлгі – мұнай жиегінің оңтүстік – батыс аумағындағы
горизонтальды қабаттардың коллекторлық қасиеттері мен қабаттық флюидтердің
физико – химиялық қасиеттерін есептеу арқылы құрастырылған. Секторлық
жүйеде ұңғымалар орналасуы 7 нүктелі жүйеде болады және осы ұңғымалар бір –
бірінен 800 метр қашықтықпен орналасады. Үлгі 1 айдаушы және 6 өндіруші
ұңғымадан тұрады. Үлгідегі әр өндіруші ұңғыма ұңғыманың жалпы дебитінің 13
бөлігін ғана алады. Сондықтан өндіруші ұңғыманың айдаушы ұңғымаға қатынасы
2 : 1 қүрайды.
Секторлы үлгінің өлшемі мынадай – Х өсі бойынша 9 ұяшық, Y өсі бойынша
9 ұяшық, Z өсі бойынша 4 қабат және 4950–5150 м аралығында мұнай бөлігін
өзіне қосады. Горизанталь бойынша әр ұяшықтың өлшемі 200х200 м. Қабат
қалыңдығы 50 м.
Үлгідегі қабаттардың сипаттамаларын (орташа кеуектілік, орташа
эффективті қуаттылық) қорды қайта есептегенде табылған қабаттардағы кеуек
көлемдеріне сәйкес қабылданды.
Әрбір қабаттың қабаттық сұйықтарының физико – химиялық қасиеттері
Қарашығанақ кен орнының флюидтік үлгілерінен алынған. Қарашығанақ кен
орнындағы флюидтердің үлгісін жасағанда алдын–ала флюидтерді тәжірибеде
өткізіп алынған шамалармен сәйкес келтірілген Пенга – Робинсон теңдеуі
қолданылды. Осы теңдеу кен орынның симуляциялық үлгісінде де қолданылды.
Есептеулер GeoQuest Eclipse-300 программасын қолданып шығарды. Мұнай
объектісін секторлық үлгісінде қайта айдайтын газ есебінде әртүрлі құрамда
газ айдағанда қарастыратын түрлі варианттарын талдап көрді. Барлық
қарастырылған варианттарда айдаушы және өндіруші үңғымалар бірінші қабаттан
төртінші қабатқа дейін тесілді. Айдаушы ұңғыманың түп маңындағы қысым 70
МПа - да шектеледі.
Айдаушы агенттің келесі құрамдары қарастырылды:
- DGAS – сепарация газы;
- RGAS – сапалы газ;
- SLUG – сапалы газ жиектері;
- WAG – су газдық репрессия.
Кесте-1.13 - Игеру барысында айдау газының құрамы
Компоненттар Сепарацияланған Сапалы газ
газ
2002-05 ж. 2006-11 ж.
H2S 0.0457 0.0880 0.0570
CO2 0.0739 0.0890 0.0742
C1 0.7697 0.5972 0.7021
C2 0.0756 0.1158 0.0890
C3 0.0244 0.0858 0.0535
C4 0.0067 0.0118 0.0118
C5+C6 0.0036 0.0101 0.0101
C7-C9 0.0004 0.0023 0.0023
C10-C14 0.00 0.00 0.00
C15-C25 0.00 0.00 0.00
Сәйкес вариант ретінде және экономикалық жағынан да тиімді сапалы
газдың жиегін айдау болып табылды. Сапалы газды айдау 10 жыл бойына, содан
кейін айырушының (сепарация) газын 30 жыл бойы (SLUG).
Қосымша су газдық репрессия (WAG) технологиясы қарастырылды – газбен
суды алма – кезек айдау. Жыл сайын бірінші 8 ай бойы газ айдалады, содан
кейін 4 ай бойына су айдалады.
Жоғарыда айтылған технологиялар бойынша өндірілген газдың 40 %- ы, 60
% - ы, 100 % - ы қайта айдау варианттары қарастырылған. Барлық варианттар
40 жылдық мерзімге есептелген.
Кесте-1.14 - Әр нұсқаның айдау агенттерінің көрсеткіштері
Варианттар КИН, % КИГ, % *
40%-тық айдау
DGAS40 18.35 52.61
RGAS40 18.53 51.13
SLUG40 18.54 51.64
WAG40 19.46 57.51
60%-дық айдау
DGAS60 22.88 48.99
RGAS60 23.45 46.44
SLUG60 23.37 47.97
WAG60 22.70 56.24
100%-дық айдау
DGAS100 37.72 0.51
RGAS100 40.79 0.51
SLUG100 39.38 0.51
WAG100 28.82 53.58
Сұйық көмірсутектерді өндірудегі үлкен көлемде кері айдаудың барлық
нұсқалары үшін артықшылығы айқын – газды кері айдау проценттің өсуімен,
сұйық көмірсутектердің алу коэффициенті өседі. (DGAS40, RGAS40, SLUG40)
әртүрлі құрамды 40% газды кері айдау нұсқасын қарастырғанда, мұнай
бергіштік коэффициенті өзгермейді. Сондықтан, 40% газды айдау кезіндегі
оның құрамы мұнай бергіштік коэффициентіне әсері өзгеріссіз. Су газды
(WAG40) репрессия нұсқасын қолданғанда мұнай бергіштік коэффициенті жоғары.
60% су газды репрессия (WAG60) нұсқасындағы мұнай бергіштік
коэффициент, газды кері айдау нұсқасымен салыстырғанда төмен.
Сепарацияланған газды (DGAS60) айдау кезіндегі мұнай бергіштік, сапалы газ
(RGAS60) және жиекті сапалы газды (SLUG60) айдау нұсқасымен салыстырғанда
төмен.
100% газды кері айдау кезінде ең үлкен артықшылық сапал газ (RGAS100)
айдау су газды репрессия (WAG100) төмен мұнай бергіштігімен сипатталады.
Қортынды:
- секторлық үлгі әртүрлі айдаушы агенттердің пайдалығын салыстыруға
арналған және алыну коэффициентінің шамаларын жеткілікті деп
қараймыз;
- 40% сапалы газды кері айдағанда алынатын нәтиже айырушының
газымен салыстырғанда төмен;
- 40% су газдық репрессия технологиясын қолдансақ басқа
технологиялардың әсер ету нәтижесіне қарағанда алыну коэффициенті жоғары
болады;
- 10 жыл бойы сапалы газ жиегін айдап әрі қарай 30 жылда айырушы
газын айдағанда мұнай бергіштік мөлшері 40 жыл бойы сапалы газ айдау
вариантын қолданған мен бірдей;
- сапалы газды қайтара айдау жоғарылаған сайын пайдалылығы да
жоғарылайды.
1.3 Мұнай және газды өндірудің техникасы мен технологиясы
1.3.1 Ұңғыны пайдаланудың тәсілдерінің сипатамасы
Қазірігі уақытта Қарашығанақ мұнай-газ-конденсат кен орынында жоба
бойынша ұңғыма өнімі фонтанды тәсілмен өндіріледі.
Газ-конденсатты 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.
Vo=5,73*(45-0,0455Pз)14*Pз-12
мұнда Vo – критикалық жылдамдық, мс;
Pз – түп қысымы, МПа.
Түп қысымының 45 – 35 МПа интервалында газ ағынының жылдамдығы 0,61
мен 0,79 мсек арасында болады. Сұйықты сенімді шығару мақсатында жиырма
пайыздық резерв ала отырып игергенде (VH=1,2*V0) керекті жылдамдық VH 0,73
пен 0,95 мсек арасында болады.
Егер газ ағынының жылдамдығын қамтамассыз ету мүмкіндігі болмаса
келесі әдістердің бірін қолдануымыз мүмкін:
– Қабат қысымын ретке, қалаты жағдайға келтіру үшін ұңғымны
периодты тоқтатып тұру және оны қайта іске қосқанда үрлеу керек
етіледі;
– Кіші диаметрдегі жүрдек калонналарды түсіру;
– Түпте эмульсия пайда болуы үшін БӘЗ қосу.
Әрбір 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.
1.3.2 Ұңғыны пайдалану кезінде кезлесетін қиыншылықтар мен олармен
күресу
1.3.2.1 Кәсіпшілік құрылғыларды коррозиядан қорғау
Коррозия ылғалданған газсұйықты ортада пайда болып, дамиды.
Күкіртсутекті коррозиядан қорғау жарылуға берік болаттарды қолданғанда және
технологиялық әдістерді қосып қолданғанда тиімді жүзеге асады.
Агресссивті ортамен байланысатын құбырөткізгіштер мен қондырғаларды
жалпы коррозиядан қорғау ингибитрлерді және басқа да технологиялық
тәсілдерді қолданумен жүргізіледі.
Жер асты құбыр желілерін грунттық коррзиядан қорғауда катоды
поляризация әдісі қолданылады.
Ұңғының шегендеу құбырлары А.Р.I. классификациясы бойынша С 90 иаркалы
болаттан жасалған. Материалдың қаттылығы жалпы коррозияға қарсылығы жағынан
NАСЕ нормативами стандартқа сәйкес келеді, бірақ кей жағдайда болаттың
қаттылығы мүмкін шектен асып кетеді. Ол қысымнан болатын сульфидті
коррозиялық жарылу қаупін туғызады. Көп жағдайда ұңғыларда Т90 маркалы
болаттан жасалған құбырларды қолданады. Насосты-компрессорлы құбырлар
тізбегінің 90%-і Sumitomo SM-90SS маркалы болаттан жасалған.
Пакерлер 9Сr1Мо маркалы болаттан, фонтанды арматура және клапандар
–Са3 және Са6 маркалы, ал құбыр алқасы инконель 718 материалынан
дайындалған.
Лақтыру желілері ТУ-8731-74 ресейлік стандартына сәйкес келетін аз
легирленетін 20 маркалы болаттан дайындалған.
Бұл техникалық жағдайлар қышқылдық коррозияға және сульфидті жарылуға
қарсылығы жағынан NACE стандартының MR-01-75 талаптарына сәйкес келеді.
Диаметрі 426 мм жоғары болатын құбыр желілерінің көбісі Х46 маркалы,
ағу шегі 320 МПа болатын, зиянды қоспалардан тазартыған болаттан жасалған.
Құбыр желілерінің ішкі коррозиясының алдын алу үшін газдың
ылғалдылығын төмендететін әртүрлі әдістер қолданылады: төменгі
температурада айыру әдісімен дайындау, абсорбциялық және адсорбциялық
құрғату.
Тазартылмаған газ құбырын пеиодты ингибирлеу кварталына 1 рет
метанолдағы ингибитор ерітіндісімен жүргізіледі.
Құбыр желілерін сыртқы элекрохмиялық коррозиядан қорғаудың активті
және пассивті жолдары қарастырылған. Пассивті қорғау ретінде изоляциялық
пленкалар қарастырылады. Активті қорғау КСС-1200 және УКЗВ типті катодты
станциямен қамтамасыз етіледі.
1.3.2.2 Гидрат түзілудің алдын алу мен оларды жою
Газ қабаттық жағдайда әрқашан су буымен қаныққан. Қарашығанақ кен
орнындағы газдың ылғал құрамы ВНИИгаз мәліметтері бойынша – 1,77 гм3 .
Сондықтан игеру кезінде ұңғы оқпанында, газоконденсатты қоспаны жинау және
тасымалдау кезінде, сондай-ақ газ дайындау қондырғысы мен алысқа тасымалдау
құбырлар желілерінде газды гидраттар түзіледі.
Қарашығанақ кен орнында гидрат түзілуге газ құрамында күкіртсутектің
(3,82%) және көмірқышқыл газының (6,57%). болуы әсер етеді. Күкіртсутек
0,86 МПа қысымда және 21.1ºС температурада гидрат түзе алады. Қарашығанақ
кен орнында табиғи газ алу кезінде C3H8·2СН4·17Н2О және C3H8·2Н2S·17Н2О
типті аралас гидрат түзіледі.
Кен орында газ ағынына гидрат түзу ингибиторын қосу қолданылады, ол
ұңғыны және құбыр желілерін ең тиімді әдісі болып саналады. Құбыр
желілеріндегі гидраттың газ ағынының температурасын гидрат түзілу
температурасынан жоғары ұстап тұру немесе ағынның қысымын гидрат
түзі қысымынан төмен ұстап тұру арқылы алдын алуға болады.
1.3.2.3 Парафин шөгінділерімен күресу шаралары
Қарашығанақ кен орнының мұнайы мен конденсаты парафин, шайыр және
асфальтенді заттардың көп болуымен сипатталады.
Қазіргі кезде кен орында мұнай ұңғыларының сағасына және ГДКҚ
технологиялық құбыр желілеріне химиялық реагенттері енгізу қолданылуда.
Парафин шөгінділерінің ингибиторы технологиялық болмағандығынан ЕС-
6426А ингибиторын пайдалана бастады. Бұл ингибитордың кемшілігі қату
температурасының салыстырмалы жоғары болуы (-12°С). Қысқы уақытта әртүрлі
себептермен реагент ағыны тоқтап қалған жағдайда ол қатып қалады.
Қарашығанақ кен орнында гидрат түзілу және коррозияға қарчы кешенді
ингибиторын қолдану парафин шөгінділерін белгілі бір дәредеге дейін
төмендетті.
ГДКҚ-3 қондырғысында қолданылатын басқа да шаралардан жылу
алмастырғыштарды жүйелі түрде жуып тұру қарастырылғанын көруге болады.
1.3.3 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесіне және кәсіпшілік дайындауға
қойылатын талаптар мен ұсыныстар
Конденсаттық ұңғымалардағы шлифтар, кіру кезіндегі УКГП-3
манифольдарға жасайды. Газдың көлемі 400-450 мың м3 күніне және абсалюттік
максимум 900 мың м3 күніне келеді.
Температура 400С жұмыс қысымы 130 бар тең. Ұңғымадағыдағы статикалық
қысымы, жабылған кезінде 350 бар тең. Монифолдық станциялары (Ж.М.С.),
стратегиялық скважиналардың учаскілерінде орналасып тұр. Манифольдтар 10
дюймдік сызықтарына қосылады. Әрбір орташа бөлігі сепаратормен және
факелдың системалармен жабдықталған.
Ұңғымадағы орташа газдың табуы 400 мың м3күніне (0,13Гм3жыл) болады.
Сондықтан газдық шығын 10 дюймдік магистральдың бағыты 2000 мың м3 күніне
(0,65Гм3жыл) болады. Фонтандық скважинадағы сағасының қысымы КӨЗ және
УКГП-2 учаскілерде 80-130 бар деуге болады. Астыңғы қысымының продукциясы
60-80 бар ДФУС деп атайды.. Солтүстік пен батыс кен орнының скважиналары
өте аласа дебиттер болады, сондықтан бұл скважиналардағы қысымы өте аз
болады. 1997ж промыслда парафиннің ингибитреріі сынаудан өтеді. Парафиннің
түсі тәуекелі болмау үшін барлық мұнай магистральдың бағытын скважинасы
термоизоляциясымен жабдықталады. Системада өнім жинау күнелтуі болмайды,
яғни мұнай оторочканың скважинасымен және скважинамен күнелту болмайды, бұл
скважиналардың құрғақ конденсатпен мұнайдың су маңызы өндіріледі. Барлық
флондтер бірге тапсырылады, өндіруге қыз-да. Мұнай мен кондесатты ГКДҚ-2
тапқанда, ол бөлшектенеді. Сепараттың сұйық заты ГКДҚ-3-келеді, одан ол
дегазаторға немесе 14 жаңа дюймдік мұнай проводқа келеді. Жаңа системалар
өте аз температуралармен жұмыс істейді, температуралардың ұшыратуына
мәжбүр, парафиннің пайда болуына тәуекел болды. Мұнай табудың сателитті
оңтүстікке қарай КПЗ-дан 6 км болды, ол тыңайған жерін көрсете алады,
сонымен бірге мұнай скважинасын көрсетеді. Сателит конденсатты қолдайды,
бірінші кезеңде құрал жабдықпен орналасады, бұл құралжабдық скважинадан
мұнайды табуға қолайлы болып тұрады, оның саны сегізге дейін келеді. Бұл
скважиналар эксплуатациялық монифольд мұнайымен қосылып тұрады. Бірінші
кезеңде сателит, табу системамен ГКДҚ-3 үш түрінің алты дюймдік шлейфпен
байланысып тұр. Егер скважинадағы заты мұнайымен үлкен болса-60%, қысқа
көлемі немесе 70% жазда, онда скважинадағы мұнайы және конденсаты өте үлкен
салқындаған температурасы болды. Мұнай шығару 500км қашықтықта, КТК
трубопроводқа дейін жабдықталған.
1. ГКДК-2
ГКДҚ-2 газдың сепарациясын және конденсатты УКПГ-3 үшке ұқсайтын
қондырғы болып саналады. Топырақтың және фундаменттің жаман жағдайы
болғандықтан бұл қондырғыны дұрыс салуға және жұмысқа келтіруге болмайды.
Қазіргі күнде бұл қондырғыны жаңа технологиялық жіптермен жасауға мүмкіндік
бар. Үшінші газдың жіпке орын қалдырды. Кейбір скважиналар шлейфтің
қондырғысымен байланысып тұр.Газ құрғаққа ие болады. Әрбір сеператордан
2млн тонн жылына КПЗ–ға әкелінеді. Конденсаттың бөлшегі УКПГ-3-менен
Орынборға әкеленеді. Күкірт газы тағы да тербеуге мәжбүр болды.
УКПГ-2 жүйесінде күндізгі қуаттылығы:
Газдың кетуі 19,8 млн. м3тәу (кері айдау 3
компрессоры)
Кептіру көлемі 19,8 млн. м3тәу (Дризо
қоңдырғысы 2)
ГКДҚ-2-де келесі жабдықтар орнатылған:
– Өрттен қорғау қондырғысы
– Электростанциялар (110 кВ, 6 кВ и 690 В)
– Авариялық генератор (2-480-MD-01)
– Ауа компрессорыазотты дайындайтын станция
– Газды факелде өрттеу қондырғысы (газа ВД и НД, нагнетаемого газа)
– Жабық дренаж және конденциялық емес мұнай жүйесі
– Жылулық жүйе (диэтиленгликоль)
– Ыссы мұнай жүйесі
– Химиялық реагенттерді айдау жүйесі
– Ауыз су жүйесі
– Коллекторлық жүйе (ливневая канализация)
– Газконденсаттың Технологиялық қондырғысы ГП-2:
– Шламоуловитель сепараторы (2-200-VQ-01, 02)
– Тестовые сепараторы (2-200-VP-01A, 01B)
– Приемник скребков
– ... 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