Айранкөл мұнай кен орны


Кіріспе
1 Геолого . технологиялық бөлім
1.1 Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
1.1.2 Өнімді объектілердің коллекторлық қасиеттері
1.1.2.1 Кеуектілік, өткізгіштік, мұнайға қанығушылық
коэффициенттері
1.1.3 Қабат мұнайы мен суының қасиеті мен құрамы
1.1.4 Мұнай қоры
1.2 Кен орынның игеру жүйесі
1.2.1 Игерудің ағымдағы жағдайын талдау
1.2.2 Айранкөл кен орны бойынша ұңғылар қорының жағдайы
1.2.3 Қорларды өндіруді талдау
1.2.4 Айранкөл кен орнының энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
1.2.5 Қабат қысымын ұстау жүйесінің жағдайы және мұнай шығуын арттыру әдістерін қолдану
1.3 Мұнайды және газды өндірудің техникасы мен технологиясы
1.3.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілінің көрсеткіштерінің сипаттамасы
1.3.2 Ұнғыны пайдалану кезінде кездесетін қиыншылықтардың алдын алу және олармен күресу шаралары
1.3.3 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесіне және кәсіпшіліктік дайындауға қойылатын талаптар мен ұсыныстар
1.4 Арнайы бөлім
1.4.1 Штангалы терең сорапты ұңғыларды пайдалану
1.4.2 Пайдалану коэффициенті, орташа.аралық перод динамикасы және терең сорапты ұңғылардың қалыпты жұмысы бұзылуының негізігі себептері
1.4.3 Терең сорапты ұңғыларды зерттеу жұмыстары
1.4.4 Терең сорапты ұңғыларды зерттеудің технологиясы мен әдістерін зерттеуде қолданылатын приборлар мен құралдар
1.4.5 Терең . сорапты ұңғыларды жөндеу және оның түрлері
1.4.6 Айранкөл кен орнындағы фонтанды ұңғыманың газлифтілі тәсілге ауысуының тұжырымдамасы
1.4.7 СК.Б.2,1.2500 терең сорапты қондырғының есебі және оның жабдықтарын таңдау
1.4.8 Штангілі терең сорапты қондырғының есебі
2 Экономикалық бөлім
2.1 Ұңғыларды газлифтке ауыстырғаннан кейінгі өнім көлемін анықтау
2.1.1 Ауыстыруға дейінгі пайдалану шығындарын табу
2.1.2 Ұңғыны газлифтке ауыстырғаннан кейінгі пайдалану шығындарын есептеу және бірлік өнімнің өзіндік құнын анықтау
3 Еңбек қорғау
3.1 Өндірістік қауіпті және зиянды факторларды талдау
3.2 Қорғаныс шаралары
3.2.1 Өндірістік санитария
3.2.2 Қауіпсіздік техникасы
4. Қоршаған ортаны қорғау
4.1 Атмосфералық ауаны қорғау
4.1.1 Атмосфералық ауаны ластаушы көздердің болуын талдау, олардың сипаттамасы
ҚОРЫТЫНДЫ
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Қазіргі таңда дүние жүзі экономикасында ауыр өнеркәсіптің, оның ішінде мұнай және газ өндірісіның атқаратын ролі өте үлкен. Сондықтан АҚШ, Франция, Англия, Италия, Германия және т.б. осы сынды алдыңғы қатарлы, дамыған алып мемлекеттер осы өндіріске көптеген күрделі қаржылар мен күнды қағаздарын салып, игеру, өндіру, өңдеу технологияларын дамытып, алынған мұнай, газ өнімдерін халық аралық нарыққа ұсынуда. Демек, халық аралық нарықта өте күшті бәсекелестік туындады.
Экономикасының 35-40% мұнай өндірісінен түскен табыс құрайтын Қазақстан сияқты мемлекет үшін бұл бәсекеге түсу, яғни халық аралық нарыққа өз өнімін ұсыну және өткізу үлкен бір сынақ болмақ.
Егемендігін жаңа алған біздің мемлекет осы қалыптасқан халық аралық нарыққа шығуы үшін, өзі ұсынатын өнімнің сапасына жіті көңіл бөлуі тиіс. Бұл мәселенің бірден бір шешімі болып мұнай, газ кен орындарының жинау және дайындау жүйесіне соңғы техника мен технологияны енгізу болып табылады.
Өйткені мұнайдың сапалы болуы, оның алғаш рет жер бетіне шыққан кезінде құрамындағы әртүрлі қоспалардан арылуына тіке байланысты.
1. Гиматутдинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев В.Н., Коротаев Ю.П. Разработка и эксцлуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1988.
2. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983. Юрчук A.M., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1979.
3. М.М. Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И. Брагин Нефтегазопромысловая геология, - М.: Недра, 2000.
4. М.Л.Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, - М.: Недра, 1985.
5. А.С. Сейткалиев. Деньги, кредит, банки, - Алматы: Экономикс, 1997.
6. Г. ,С. Тайкулакова. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. - Алматы: КазНТУ, 2000.
7. Куцын П. В. Охрана труда в нефтегазодобывающей промышленности. -М.:Недра, 1987.
8. Панов Г. Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1986.
9. Идрисов Н.И., Байгунчков Ж.Ж., Халиков Г.А. Эффективность жестконапорного газлифта при нефтедобычи.,-КБТУ
10. Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и техники нефтедобычи. -М.:Недра, 1988.,
11. Бойко В. С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», -М.: Недра, 1990.

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Көлемі: 47 бет
Бұл жұмыстың бағасы: 1300 теңге




КІРІСПЕ

Қазіргі таңда дүние жүзі экономикасында ауыр өнеркәсіптің, оның ішінде
мұнай және газ өндірісіның атқаратын ролі өте үлкен. Сондықтан АҚШ,
Франция, Англия, Италия, Германия және т.б. осы сынды алдыңғы қатарлы,
дамыған алып мемлекеттер осы өндіріске көптеген күрделі қаржылар мен күнды
қағаздарын салып, игеру, өндіру, өңдеу технологияларын дамытып, алынған
мұнай, газ өнімдерін халық аралық нарыққа ұсынуда. Демек, халық аралық
нарықта өте күшті бәсекелестік туындады.
Экономикасының 35-40% мұнай өндірісінен түскен табыс құрайтын
Қазақстан сияқты мемлекет үшін бұл бәсекеге түсу, яғни халық аралық нарыққа
өз өнімін ұсыну және өткізу үлкен бір сынақ болмақ.
Егемендігін жаңа алған біздің мемлекет осы қалыптасқан халық аралық
нарыққа шығуы үшін, өзі ұсынатын өнімнің сапасына жіті көңіл бөлуі тиіс.
Бұл мәселенің бірден бір шешімі болып мұнай, газ кен орындарының жинау және
дайындау жүйесіне соңғы техника мен технологияны енгізу болып табылады.
Өйткені мұнайдың сапалы болуы, оның алғаш рет жер бетіне шыққан
кезінде құрамындағы әртүрлі қоспалардан арылуына тіке байланысты.

1 Геолого – технологиялық бөлім
1.1 Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
Айранкөл кен орыны Каспий маңы ойпатының оңтүстік-шығыс бөлігінде
ауданында орналасқан (сурет 1.1)
Әкімшілік басқару жағынан Қазақстан Республикасы, Атырау облысы Жылыой
ауданына қарайды.
Кен орынға жақын елді-мекендер солтүстік-шығысқа қарай 50км Құлсары
мұнай өндірісі, Жылыой ауданының орталықтары, оңтүстік-шығысқа қарай 30 км
Қосшағыл мен солтүстік-батысқа қарай 30 км Қорсақ орналасқан.
Аудандық орталық Атырау қаласы, жол бойынша солтүстік-батыста 200 км
арақашықтықта және ауамен 120 км орналасқан. Кен орын орналасқан жер
бетінің сипаты бойынша жазық, жергілікті Каспий теңізіне көлбеуленген
төбешіктермен айқындалады. Теңіздің жағалық шекарасы 90-100 км алшақталған.
Абсолютті көрсеткіштері 15-24м арасында өзгермелі.
Аймақтың климаты кенет-континеттік, тәуліктік және мезгілдік
температуыраның өзгеруі 20-3 0°С қыста, және +40°С жазда, күшті желдермен,
ұзақ уақытты құрғақшылықпен сипатталады. Өсімдіктер әлемі сән алуан-
жартылай шөлейтті (батыс жағы), шұратты өркенімен ерекшеленеді.
Аудандық орталықпен басқада түрлық пунктерімен байланыс грунтты және
асфальттық жолдармен жүзеге асады.

1.1.2 Өнімді объектілердің коллекторлық қасиеттері

Айранкөл кен орынының өнімді қабаты (горизонты) күрделі құрылымға ие.
Жыныс - коллекторының басты бөлігі алевролит, көбінесе алевролит пен құмнан
тұрады.
II өнімді горизонты
Қабат "А". Қабаттың жалпы қалыңдығы Зм-ден (№13. К-23 ұңғы) 6,2м-ге
дейін (№№25,26 ұңғылары). №№8.13,К-8,К-23 ұңғылардың тиімді Қалыңдығы Зм-
ден №26 үңгымада 5,6м-ге дейін өзгеріп, мұнай қанығу Калыңдығы Зм-ден (№8
ұңғымада) 5,5м-ге дейін (№2 ұңғымада) өзгермелі қабат "Б". Қабаттың жалпы
қалыңдығы 5,2м-ден (№25 ұнғы) және 13 5м-ге дейін (№10) тиімді қалыңдығы Зм-
ден (К-8 ұңғымасында) 1 Ім-ге дейін (}(о\0 ұңғьгмада), мұнай қанығу
қалыңдығы 1,5м-ден (№10 ұңғымада) бм-ге яейін (№2 ұңғымада) қалыптасқан.
II өнімді горизонты
Қабат "А ". №22-ші ұңғымасындағы жалпы қалындық 1,4 м-ден бастап
өзгеріп №25-ші ұңғыманаң 7 м-не дейін өзгерісті, ал мұнай қанығушылық
қалыңдығы К-51 ұңғымасының 1 м-нен бастап №24 ұңғымасының 5 м-не дейін
өзгермелі.
Қабат "Б". №12 ұңғымасының жалпы қабат қалындығы 3,5 м-ден бастап №8
ұңғыманың 7 м-не дейін жеткен екен, ал мұнай қанығу қалыңдығы 1,8 м-ден 3,2
м-ге дейін қалыптасқан.
Қабат "В". Қабаттың жалпы қалындығы 3,5 м-ден 11 м-ге дейін, тиімді
қалыңдығы 1,5 м-ден 7,4 м-ге дейін, мұнай қанығу қалыңдығы 1 м-ден 1,6 м-ге
дейін өзгермелі.
Қабат пен горизонт бойынша қалындықтардың сипаттамасы кесте 1.1 -де
келтірілген.
Құмтастың және бөлшектеуі, біртектес еместігінің қасиетінің
статистикалық көрсеткіші кесте 1.2-де келтірілген.
I өнімді гаризонты бойынша бөлшектеу коэффицентің орташа мәні-0,94,
кұмтастылық коэффиценті-0,85, өзгермелі коэффицент-0,152. Ал II өнімді
гаризонты бойынша бөлшектеу коэффициенті 1-ге тең, құмтастылық коэффиценті-
0,74, ал өзгермелі коэффициент-0,329-ға тең.
Кесте 1.1- Қабат қалындығының сипаттамасы
I өнімді II өнімді горизонты
Қалын-дыкБерлгені горизонты
тар
қабат А қабат Б
Орта мәніөзгермелі Орташа өзгермелі
коэф мән коэфф
1 2 3 4 5 6
І өнімді 17 0,85 0,152 0,94 -
ІІ өнімді18 0,74 0,329 1 -

1.1.2.1 Кеуектілік, өткізгіштік, мұнайға қанығушылық
коэффициенттері
Коллектор жынысының физико-литологиялык касиеті
керн, геофизикалық және кәсіпшілік мәліметтері бойынша анықталады. Барлығы
42 Үлгі зерттелген, соның ішінде 6-сы 1 өнімді
горизонтын горизонтынан, ал қалған мәліметтер жарамсыз болып қалды.
Коллектордың керні шамалы цементелген алевролит және көп сазды, сазды
алевролит не құмтасты және слюдалы сазбен ерекшеленеді. II өнімді
горизонтынан алынған кернеу тығыздалған саз және тығыз алевролит шөгіндісі
кіреді. Кернді зерттеу мәліметімен бірге геофизикалық және гидродинамикалық
мәліметі бойынша горизонт коллекторнының және қабаттың фильтрациялық-
көлемдік қасиеті анықтадған: кеуектілігі керн және геофизикалық мәліметі
бойынша анықталған, ал мұнайлық ГИЗ мәліметі бойынша, өткізгіштік керн
ясәне бағалау мәліметі бойынша анықталған.
Моделдің орташа өткізгіштігі және кеуектілігі мына формула арқылы
анықталған еді.

мұндағы Корт- моделдің орташа өткізгіштігі;
mорт - моделдің орташа кеуектілігі;
Кі – бірлік үлгінің өткізгіштігі;
Іі – бірлік үлгінің ұзындығы;
Түзу бойынша жылдамдығы мына формуламен анықталады:

мұндағы νлин – түзулі жылдамдық,смс;
Q – су айдаудың көлемдік жылдамдығы,см3с;
F – үлгінің қимасының ауданы,см2.
Бастапқы, ағымдағы және қалдық мұнайқанығушылық келесі формуламен
анықталған:

мұндағы SН- мұнай қанығушылық, бірлік.
Коллектор жыныстарының өткізгіштігін анықтау ретінде
керннін өткізгіштік коэффициентін анықтау және үлгілер бойынша ұңғылар
бойынша гидродинамикалық зерттеу болды. Аса кеуекті жыныстар шамалы
цементтелгені және алу кезінде тез бұзылғанын ескеру қажет.
Сондықтан кернді үлгі көрсеткіш ретінде қолдануға дәлді еместігін
көрсетеді. Керн бойынша қабат өткізгіштік 0,200-1,000 мкм2
шамасында өзгермелі. Ал өткізгіштікті анықтауда ұңғыманың стационарлы
режимде зерттеу жолымен өткізгіштік коэффициенті мәні 0,64-6,000 және
одан да көп шамасында жатыр. Сондықтан бұл тәсіл анықтауда алдынғы орында
жатыр.
II өнімді горизонты бойынша сығу коэффициенті 0,72, өйткені бұл
горизонт бойынша гидродинамикалық зерттеу ГЗ бойынша өткізгіштік
коэффициент 1,06 мкм. Ал егер де сурет 1.2 өткізгіштік мәні 1,1 мкм -не
дейін жалғастырсақ және сығылу коэффициенті түзуін өткізгіштік коэффициенті
түзуіне дейін жалғастырсақ және сығылу коэффициенті түзуін өткізгіштік
коэффициенті түзуіне дейін жалғастырып қиыстырсақ, онда сығу коэффициенті
мәні 0,72 екенін көреміз.
I өнімді горизонты бойынша орташа өткізгіштік коэффициенті (ГЗ
бойынша) 4,29 мкм болып саналады, бірақ жоғары мұнай тұтқырлығы (189,7)
болғанына бойланысты сығу коэффициенті мәнін 0,57 деп аламыз.
Мұнайлық қабатының кедергісі 1,1 м-ден 6 м-ге дейін өзгеріп, ал сулы
қабатының өткізгіштігі 0,25-0,6 мм-ге дейін өзгерісі байқалады.
І өнімді горизонты. Қабат "А". Керн бойынша кеуектілік коэффициенті
0,31-0,34 дейін өзгереді және орташа мәні 0,33 құрайды. ГИЗ мәліметі
бойынша кеуектілік коэффициенті 0,35-0,4-ке дейін мәнін құрайды, ал орташа
мәні 0,38 мм-ге тең. ГИЗ бойынша мұнайлық 0,5-0,78-ге дейін бөлшегін і
алады. Қабылданған мән 0,64. Керн бөйынша өткізгіштік 0,236-0,447 мкм2
шамасында жатыр, орташа мәні 0,316мкм2. Ал гидродинамикалық зертелген
мәліметі бойынша горизонттын орташа өткізгіштік 4,29мкм2 екен, блок бойынша
3,87мкм2 (5-блок) 5,14мкм2 (6-блок).
Қабат "Б". Керн бойынша өткізгіштік коэффициенті 0,299-дан - 0,35-ке
Дейін өзгеріп орташа мәнге 0,3 16 мәніне ие болады. ГИС мәліметі бойынша
кеуектілік коэффициенті 0,38-0,340 дейін орташа мәні 0,39 деп қабылданған.
Мұнайқанығушылық 0,70-тен 080 ге дейін. Және де қабылданған мәндер:0,79 V
блок, 0,7 VI блок. Керн бойынша өткізгіштік 0,2-1,15 мкм2 арасында,
гидродинамикалық мәліметке сай орташа өткізгіштік 2,81 мкм .
ІІ өнімді горизонты. Қабат "Л". Керн бойынша коэффициент 0,28 орта
мәні қабылданған. ГИС бойынша кеуектілік коэффициенті 0,31-0,4 бөлшек
мәнінде өзгермелі. Орташа мәні 0,36. Мұнайқанығушылық 0,60-тан 0,74-ге
дейін. Қабылданған мәндер: 0,66 II блок және 0,62 V блок үшін. №6 ұңғы
бойынша гидродинамикалық мәліметтер бойынша өткізгіштік 0,64 мкм ден 1 33
мкм"-ге дейш өзгереді, ал оның орташа мәні горизонт бойынша 1,06мкм2.
Қабат "Б". Керн бойынша анықталған кеуектілік коэффициенті 1,29 ГИС
бойынша кеуектілік коэффициенті 0,31-ден 0,35-ке дейін, орташа мәні І),33
деп алынған. Мұнай қанығушылық зерттелген емес. Шартты қабылданған мән
0,65. Керн бойынша өткізгіштік 0,277-0,358 мкм, гидродинамикалық есептеу
бойынша 1,24 мкм.
Қабат "В". Керн бойынша кеуектілік коэффициенті анықталған жоқ.
Орташа қабат мәнін 0,34 деп алды. Ал мұнай қанығушылық
мәні 0,60, өткізгіштігі зерттелмеген. Белгіленген мерзімде мәліметтің
алынуы бойынша калектторға қажетті ФҚК зерттеуін өткізгіштік
коэффициенті, гидроөткізгіштігін және пьезоөткізгіштігін нақтылау үшін
жүргізу қажет.

1.1.3 Қабат мұнайы мен суының қасиеті мен құрамы
Мұнай қасиеті стандартты жағдайда 13 анализді, қабат жағдайында 3
тереңдік үлгі бойынша №23, 24, 25 ұңғыдан алынған мәліметіне сай. Кен
орынның мұнайы ауыр, аз күкіртті, аз шайырлы және парафинді болып келеді.
Қабат мұнайынын тығыздығы 0,775-0,847гсм3 динамикалық
тұтқырлығы 34-191,7МПа . Қанығу қысымы 1,33-1,75 МПа, газ мөлшері 1,59-
13,52 м3 т. Көлемдік коэффициенті 1,06 - дан 1,17-ге дейін өзгермелі.
Газсыздандырылған мұнай тығыздығы 0,903-0,912гсм3, ал кинематикалық
тұтқырлығы 20°С температурасында 114,79-365,66мм21.
Парафиннің мөлшері 1,5-тен 3,35%-ға дейін, силикогельді смола мөлшері
9,5-14,38%, күкірт мөлшері 0,21-0,34%).
Фракциялық шығу температурасы 250°С-3,6-10,4%, 300°С-21,2-29,2%-га
дейін. Жанармайға және керосингазды фракциясында ароматты көмірсутек
мөлшері көп емес, парафиннафтен мөлшері 96,8%-ге дейін жетуі мүмкін.
Қабат суының физико-химиялық қасиеті 7 үлгі бойынша зертелген. Суы
хлорлы кальциге жатқызуға болады, тұздылығы 14*Бе.I өнімді горизонтының
суында жоғары иод мөлшері байқалады 15,12мгА және бром 326,65мгм мөлшерге
дейін. Су құрамында сирек әлементтер байқалады, олар литий, стронций,
цезий, және рубидий (өндірістік емес концентрацияда).

Кесте 1.3- Қабат мұнайының қасиеті
I өнімді II өнімді

Берілгені
Зерттелген Өзгеру Ор-
ұңғыма диапа-зоны та-
саны ша
мә-
ні
ұңғ. үлгі
1 2 3 4 5
Кинематикалық тұтқырлық 20 °С, мм 2 2 361,36-365,363,5
с кезде 66
Қату температурасы, °С 1 1 - -20,0
Массалық Күкірт, % 2 2 0,21-0,31 0,26
үлесі, %
Шайыр силикогел. 2 2 9,5-11,01 10,3
Асфальтен 2 2 0,02-0,09 0,055
Парафин 2 2 3,28-3,35 3,315
Фракцияны н.к. 2 2 226-231 228,5
Ң көлемдік
шығу, %
250°С дейін 2 2 3,6-4,8 4,2
300°С дейін 2 2 21,2-22,4 21,8
350°Сдейін

Кесте 1.5 - Газсыз мұнайдың физико-химиялық қасиеті және Фракциялық
құрамы. К1а
Зерттелген Өзгеру Орташа
Берілгені ұңғы саны аралығы мәні
ұңғ. үлгі
1 2 3 4 5
Кинематикалық тұтқырлык 20 °С, 2 2 114,79-170,142,88
мм2с кезде 97
Қату температурасы, °С 1 1 - -21,0


Кесте 1.6 - Қабат суындағы ион мен қоспаның құрамы. К1аl. (қабат А)
Ион мөлшері, Зерттелген ұңғы саны Өзгеру аралығыОрташа
мгл мәні

ұңғ. (№ұңғ.)үлгі
1 2 3 4 5
С1- 1(ұңғ.26) 1 85387,5 85387,5
804- 1 1 19,80 19,80
НС03- 1 1 5,5 5,5
Са++ 1 1 4469,3 4469,3
Mg++ 1 1 3254,4 3254,4
Na++ K+ 1 1 44106,7 44106,7
қоспалар рН 1 1 5,2 5,2

Кесте 1.7 - Қабат суындағы ион мен қоспаның құрамы. К1а
Ион мөлшері, Зерттелген ұңғы саны Өзгеру Орташа
мгл

ұңғ. (№үңг.)үлгі аралығы Мәні
1 2 3 4 5
Сl- 1(ұңғ.22) 1 47148,5 47148,5
S04 - 1 1 6068,8 6068,8
НСОз- 1 1 342,0 342,0
Са++ 1 1 801,6 801,6
Mg++ 1 1 3769,6 3769,6
Na++ K+ 1 1 25565,1 25565,1
қоспалар рН 1 1 8,0 8,0
1.1.4 Мұнай қоры
Алғаш рет Айранкөл кен орны бойынша қорын есептеу жұмыстары ЦЛ ЗКГУ
көмегімен 1989 жылы 1.01.1983 мәліметтері бойынша құрастырылды.
Кен орынды игерудің тиімсіздігі, алыстығы және қордың аз болуына
байланысты ЦЛ ЗКГУ МГИ ОН 02.02.1989 жылгы протоколы бойынша кен орын қоры
балансқа (1148 мың.т қоры) кіргізілді.
1992 жылы 5 терең ұңгы терең бұрғыланған соң алыңған жаңа геологиялық
мәліметке сай альб және апт горизонтының қорын қайта есептеу жұмыстары
жүргізілді. Сығу коэффициентін анықтау және КИН мәліметін анықтауда,
технико-экономикалық мәселесін қайта есептеп кен орынды игеруге тиімді деп
шешім қабылдады. Қайта есептелген мәліметке сай кен орын бойынша мұнай қоры
жалпы категориясы С1
Балансыға кіргізілген -1429 мың.т;
игерілуде -543,6 мың.т.
С2 категориясы бойынша (апт горизонты қабат В):
Балансыға кіргізілген -7 мың.т;
Игерілуде -2 мың.т
Соның ішінде альб горизонтының (қабат А және Б) мөлшері:
Балансыға кіргізілген -1160 мың.т
Игерілген -434,6 мың.т
Апт горизонты (қабат А және Б):
Балансыға кіргізілген - 269 мың.т
Игерілуде - 1 09 мың.т
1994 жылы көрсетілген мұнай қоры ЦКЗ РК балансына қойылды (протокол
№36-113-28.01.94 жыл).
01.01.06 жылына дейін кен орын бойынша 127.37 мың.т мұнай өндірілген,
калдық мұнай коры кен орын бойынша баланс - 1301,6 мың.т игерілуде - 416,2
мың.т.
Горизонт бойынша кернді есептеу мәліметі кесте 1.8-де келтірілген.
Кесте 1.8- Кен орнының есептемелік көрсеткіштер кестесі
Коэффиц., бөл
мөл.


Мұнай Тиімді мұнайлы лық қалындық,
ГоризҚор лылық м
онт катего аудан,
риясы 2мың.м

қабат A қабат Б
қабат A
Суық су айдау Ыстық су Суық су Ыстық су
кезінде айдау айдау айдау
кезінде кезінде кезінде
XШ 0,23 0,38 192,0 44,2 73,0

Ұңғыларды бұрғылау және пайдалануға енгізу 2 вариант бойынша 1973 жылы
аяқталды, 1980 жылы II вариант бойынша қабат қысымын ұстау жүйесін меңгеру
және 1976 жылы Б варианты бойынша қабат температурасын меңгеру, В варианты
бойынша 1978 жылы меңгеру аяқталды. Мұнай өндірудің максимальді деңгейі
1978 жылы III Б вариант бойынша – 12,72 млн.тжыл алынды. Бастапқы алынатын
қордан мұнайды алу қарқыны – 2,8 %, сұйықты өндіру денгейі және су айдаудың
көлемі 20,80 млн.тжыл және 34,41 млн.м3жыл.
Ыстық су айдау үшін суландыру жүйесінде және бұрғылаудың соңында сұйық
пен мұнай өндірудің деңгейі – 11,68 млн.тжыл және 23,18 млн.тжыл
(III Б варианты бойынша XIII горизонтты игерудің негізгі технологиялық
көрсеткіштері).
Ары қарай қабат қысымын ұстау жүйесін суық су айдау жолымен жүзеге
асыру (вариант IIIА кезінде мұнай өндірудің жылдық денгейі) 12,43-тен күрт
8,95 млн.т-ға төмендеп кетеді. III В вариант бойынша суық су айдауды ыстық
су айдауға ауыстыру уақыты бойынша мұнайды алу 1979 жылы максимальді
деңгейге жетеді.
Игеру кезінде бүкіл кен орын үшін мұнайбергіштің коэффициенті суық су
айдаған жағдайда 0,36-ке тең, ыстық су айдағанда 0,45-ке тең.
Мұнайбергіштіктің 0,45 ақырғы коэффициентіне жету үшін игеру уақытын
ұзартады. Оны қысқарту үшін игерудің жаңа әдістерін зерттеп және игерудің
қарқынды жүйесіне ауысуы керек (аймақтық, таңдаулы және т.б.). Игерудің
технологиялық көрсеткіштерінің кестесінде мұнай алудың темпі А вариантының
I-III вариантында ыстық су айдау кезінде алынатын қорға байланыстылығын
ескеру қажет.

5. Қабат қысымын ұстау жүйесінің жағдайы және мұнай шығуын
арттыру әдістерін қолдану

Технологиялық қажетті су айдау көлемі қабаттық жағдайдағы сұйық
өндіруден 1,2 есе болу керек, бірақ су айдаудың анық көлемі өндірілетін
сұйықтан 1,1 есе артық.
Қабатқа айдаланатын судың көп шығынға ұшырауының және тиімді
пайдаланбауының негізгі себебі, қабат қысымын ұстау жүйесінің
техниқалық жағдайының қанағаттанарлықсыздығынан, яғни магистральдік
құбырдың су айдайтын ұңғыға дейін жарамсыз болуынан.
Қабатқа айдауға пайдаланатын су өте жоғары агрессивтігімен
сипатталады. Бұл біріншіден сапалы су дайындалмағанын, екіншіден теңіз
суы мен қабат суының араласпайтындығы, яғни, олардың құрамындағы оттегі
мен белсенді (активтік) компонентердің жоғары болуынан.

Қабат қысымын ұстау жүйесіне таза су айдауды бақылау төмендегіні
көрсетті:
1) механикалық қоспалары жоғары мөлшерлі – 11-ден 62 гл. орташа
мөлшері 29 гл. (жобадағы мөлшері 0,04 гл.), тазаланбаған суды
пайдаланғаннан, құрамында механикалық қоспалардан басқа оттегі
болғандықтан қондырғылар (сораптар, жерасты жабдықтары, құбырлар)
қарқынды тозып, коррозиялық бүліну болуда;

2) бұралқы судың қабатқа айдалатын құрамында жоғары мұнай
өнімдерінің мөлшері 0,038-ден 1,44 гл-ді құрайды, орташа мөлшері 0,45
гл. (жобадағы мөлшері 0,01 гл.). Осы мұнай өнімдері айдалатын су
мен бірге БТСС-нан (БКНС) басқа, су айдайтын ұңғыларға барады. Бұдан да
басқа бұралқы су көмірсутегі газымен қаныққан, оның судан бөлінуі, жер
асты, үсті қондырғылармен жұмыс жасағанда қауіпті жағдай туғызады.

Қабатқа айдалатын судың механикалық қоспалардан тазаланбауынан, су
айдайтын ұңғылардың түбінде шөгінді пайда болып, қабаттың өтімділігін
азайтады және қабылдағыштығын төмендетеді. Осылардың әсерінен су айдайтын
ұңғыларды қайта қалпына келтіру жұмыстары жүргізіледі.
Су айдау қысымының төмен болуы 8,6-9,5 МПа, технологиялық қажет
қысымы 10-15 МПа болғандықтан айдау ұңғысының қабылдағыштығы азайып,
негізінен төмен өткізгішті учаскелерде, тіпті тұрып қалуға дейін
барады.
Айранкөл кен орнында қабатқа су айдау және ұңғыларды бұрғылау
үшін теңіз және бұралқы су пайдаланылады.
01.01.2003 ж. жағдай бойынша Айранкөл кен орнында қабатқа су
айдау 2 шоғырланған сораптық станциялар арқылы жүзеге асады.
2003 ж. қабатқа айдалмай қалған, мұнай кәсіпшіліктерінде және
бұрғылау басында жоғалған судың мөлшері – 2663 млн. м³, яғни барлық
судың көлемінен 11 %-ды құрайды.
Газлифт пайдалану кезінде жер бетінен айдалатын немесе қабаттан
келетін газ ұңғы өнімінің ағынына енгізіледі. Бұл жағдайда
газсұйық қоспасынын тығыздығы азайып, қысым белгіленген өнім өндіру мен оны
жинау пунктіне дейін апаруға жеткілікті болып келеді.
Газ дайындау қондырғысынан (УПГ) кейін 3,4МПа қысымды және 38°С
температуралы газдың бір бөлігі С-1301 сепараторға, кейін ГК-13011-2
газмоторлы компрессорға түседі және одан 11,5МПа қысыммен шығады.
Компримирлеудің әр сатысынан кейін газ кезекпен май айырғыштардан,
ауалық тоңазытқыштардан өтіп (бірінші сатыдан кейін 45°С-ға дейін, екінші
сатыдан кейін 70°С-ға дейін суылтылады), газлифтті компрессорлы станциясына
түседі.
Газ газлифтті компрессорлы станциясынан кейін 0І59х7мм газ
кұбырларымен орталық жинау пунктіне (ЦПС), сонан соң 089x5 мм газ
құбырларымен блокты газ тарататын пунктіне (БГРП) түседі. Газлифт
ұңғыларына газды тарату және газ шығынын реттеу мен басқару қызметін
газлифт пайдалану үшін арналған Газлифт блокты қондырғысы атқарады.

Кесте 1.12 УПГ-дан шыққан өнім OCT 5140-83 талаптарына сай болуы тиіс:
КөлемдіАзот Метан Этан Про-пан Изо-бутан 11 бутан
к
компоне
нттер,
%
1 Фонтанды Шт 115 195 310
ұңғылар
2 Сорапты Шт 9 15 24
ұңғылар
3 Газлифті Шт 4 3 7
ұңғылар
4 АТӨҚ Шт 26 24 30
5 Ұңғы Км 150 241 391 D108x9
сағасынан
лақтыру
құбыр желісі
6 Тасымалдау Км 43 70 113
құбыры
D159x9 Км 9 6,5 15,5
D219x11 Км 20 34 54
D273x12 Км 19 19
D325x14 Км 5,5 9 14,5
D377x14 Км 3,5 3,5
D426x15 Км 5 1,5 6
7 Мұнай айдау Шт 1 1
станциясы
8 Мұнай құбырыКм 13,5 13,5 D126x12
9 Газ құбыры Км 13,5 13,5 D325x10

Газлифтік жүйе
1999 жылы ГПЗ солтүстігінде компрессорлы газлифт станциясын құрды.
Оның ішінде 4 компрессор құрастырылған,олардың параметрлері: өрімбергіштігі
18600 м3сағ, кіру қысымы 4МПа, шығу қысымы 12-15 МПа, қуаты 1177 кВт.
Қазіргі газлифттін қуатты 180 мың м3 тәу.
Бір уақытта кен орынның солтүстігінде газды қамтамасыздандыру
станциясы, газлифт үшін (5,6, 29, 24 номерлі газлифтті ұңғылар) салынған.
Болашақта кен орынның солтүстігінде 24 ұңғының іске қосылуы қарастырылады.
Олар газлифттің эксперименталдық жұмыс істеуін бақылайды.
Қазіргі уақытта 7 ұңғыма газлифттілік тәсілмен жұмыс істейді. Оларда
үлкен қысымды газ, жақын тұрған үлкен қысымды газ ұңғыларынан алынып,
газлифтті ұңғының шегендеу құбырына газ тікелей енгізіледі.
Мұнай газды жинау және дайындау жүйесін қайта жөндеу
Мұнай газды жинау және дайындау жер үсті жүйесінде кері қысымы көп
болады. Соның нәтижесінде мұнайды өндірудің қиыншылығы туындайды. Игеру
проектісі бойынша көп сатылы (блокты және шоғырланған) станциялар және
техналогиялық құбырлар схемасының қайта жөндеу жұмыстары жүргізіліп жатыр.
9 мұнай жинау құбырлары 82,5км қашықтықпен, оңтүстігінде мұнай айдау
станцияларының қайта жинау жұмыстары жүргізіледі және де ГПЗ-ның
оңтүстігіндегі газдың өз қысымымен тасымалдану (сығусыз), мұнайды сығу
арқылы тасымалдануы үшін кен орынның солтүстігінде жаңа мұнай айдау
станциясы салынды.
Қайта жөндеу жұмыстарынан кейін осы мәліметтер алынған: АТӨҚ
соңындағы қысымы 1.3МПа төмен болады.
Көпшілік АТӨҚ үшін 0,9-1,2МПа арасында болады.
Соңғы жағында орналасқан, өндіретін ұңғыдағы кері саға қысымы 1,5МПа-
дан артық болмауы керек.
Кәдімгі өндірітін ұңғыдағы кері саға қысымы 1,0-1,3МПа маңында болу
керек.
АТӨҚ өлшеу қондырғыларының және лақтыру желілерінің құрылысы.
Толығымен қамтылмаған АТӨҚ болады, сондықтан жаңа өндіру ұңғыларының
көбісі жақын орналасқан АТӨҚ-ке қосу мүмкін. Кен орынның шетінде жаңа
ашылған ұңғылар АТӨҚ-тан алыс орналасқандықтан, жаңадан
6 АТӨҚ салынды. АТӨҚ-тардағы өлшеу қондырғыларында жөндеу жұмыстары
жүргізілген. Себебі жекеленген ұңғылар бойынша мұнай газды және суды
өлшейтін жүйелердің дұрыс жұмыс істеуі болу үшін.
Проект бойынша 92 фонтан ұңғыларын, 24 айдау ұңғыларын,14 сорап
ұңғыларын (тербелмелі сорап типі 14), Лақтыру желілері 96км-ге, қайта
жөнделетін лақтыру желілері 17км-ге ұлғайту керек. Ұңғы сағасында жылыту
қондырғысы орнатылмайды. Өндірілетін ұңғы жинау және тасымалдау жүйесі
керекті температурада игеріледі. Қысқы уақытта ұңғы дұрыс жұмыс істеуі
үшін, әр түрлі ұңғы сағасында жылыту шаралары орындалады.
Мұнай және газ дайындау жүйесі
Кен орынның солтүстігінде ГПЗ да мұнай дайындау қондырғысының қуаты
1000 мың тж , газ дайындау қондырғысында 700млн.м3ж және мұнайды ұлғайту
мүмкіншілігі 3000мын.тж, ал газды ұлғайту мүмкіншілігі 1000млн.м3ж
болады.
Берілген ГПЗ 1998 жылы 2350 мың тонна мұнай өндірген (сулылығы 1,46 %
), ал 1999 жылы 2100 мың тонна мұнай өндірген (сулылығы 2%) құраған.
Мұнайды дайындау
Ұсынған ІІ-ші вариант бойынша мұнайды өндіру 4,08x106тж, қазіргі
таңда ГПЗ қайту құрудан кейін қуаты шектен тыс болса да, ол максимал жылдық
мұнай өндіру қажеттілігін қанағаттандырмайды. Сондықтан ГПЗ қайта құру
жұмыстарынан кейін, мұнай дайындау қондырғыларының максимал қуатын тауып,
кен орынның өндіріс қуатының ұлғайюын ескере отырып өз мерзімінде бар
қондырғылардың кеңейту құрылысы және мұнайды белгілі қуатпен дайындау
қондырғыларын салу жұмыстары жүргізіліп жатыр.
Газды дайындау
2010 жылға дейін газдың шығымы оған қосылған газлифтке кететін газ
өндірудің шығыны максимал мәнінде, сол кезде газдың максимал көлемі,
дайындауға негізделген 1877х106м3ж. Сондықтан ГПЗ-дың өндіру қуаты
1000х106 м3ж (қайта құру жұмыстарынан кейін) және жаңадан құрылған ГПЗ
қуаты 700х106м3, кен орында газды дайындау қуаты 1700х106м3ж дей3н
жетеді, сонымен біз кен орнының реттеу қажеттілігін қанағаттандырамыз.

1.4 Арнайы бөлім
1.4.1 Штангалы терең сорапты ұңғыларды пайдалану

Мұнай скважиналарын штангалы терең сорапты әдіспен игеру, мұнай
өндіруде қолданылатын көп тараған, механикаландырған әдістердің бірі.
Штангалы сорапты скважиналардың түсірілу тереңдігі 5500м, шығыны 400
ттәулігіне келетін жағдайларда қолданылады.
Штангалы сорапты қалдығы жерасты және жер үсті құралдарынан тұрады.
Жер асты жабдықтарына кіретіндер штангілі скважина сорабы (сору клапынымен
бірге). Сору клапаны поршенді-плунжердің төменгі шетінде орналасқан,
штангалар мен құбырларда жер асты жабдықтарына кіреді.
Жер асты құралдарына кіретіндер: тербелме-станок. Ол
электрдвигательдерден, кривошлы-шатуннан, балансерден, сағаның сальниктен
және үштіктен тұрады.
Тербелме-станок электрдвигательдердің білігі айналысын балансер басы
немесе штанга іліну нүктесінің қайтымды-ілгермелі қозғалысына әкеледі.
Сорапты штангалар колонасына қайтымды-ілгермелі қозғалыс электрдвигательден
редуктор арқылы немесе креанлы-шатун механизмі арқылы және сол штангалармен
бірге қайтымдлы ілгермелі қозғалысқа келеді.
Цилиндрдің төменгі шетінде орнатылған сору клапаны жоғары жүріс
кезінде ашылады. Цилиндр құбырға ілінеді. Цилиндр ішінде ұзындығы 1-1,5 м
түрінде жоғары қарай ашылатын айдау клапаны бар пармень-плунжер қозғалыста
болады.
Плунжер штангаға ілінеді. Плунжердің жоғары қозғалысы кезінде, сұйық
сору клапаны арқылы, қысым күші әсерінен цилиндрдің ішкі төменгі бөлігін
толтырады.
Плунжердің төмен қозғалысы кезінде сору клапаны жабылады, плунжер
астындағы сұйықтың сығылады да айау клапаны ашады. Осындай жолмен ашық
клапанды плунжер сұйыққа толады. Келесі кезекті жоғары жүріс кезінде айдау
клапаны жабылады, ол плукжер үстіндегі сұйық қысымы әсерінен болады.
Плунжер поршенге айналады және сұйықтың биіктігі 0,6-6 метрге дейін
көтереді. Плунжер үстіне жиналған сұйықтың скважина сағасына дейін жетеді,
одан әрі қарай үштік арқылы мұнай жинау құбырлары арқылы жинау қазандарына
құйылады.

1.4.2 Пайдалану коэффициенті, орташа-аралық перод динамикасы және
терең сорапты ұңғылардың қалыпты жұмысы бұзылуының негізігі себептері

Жетібай кен орны өндірісінде, скважинаның қалыпты жұмысы бұзылуы сирек
емес. Олар электро-энергесиясының болмауы, жөндеу жұмыстары жүргізілуінен
болады.
Өндіру скважиналарының тоқтауы мыналарға байланысты: құбыр алмастыру,
скважинаның құмдардан тазартылуы, пакер түсіру, сорап ауыстыру және
жоғарылулармен штанга ағытуларын жоюға скважиналар тоқтады ұзақтығын
пайдалану коэффициенті бойынша талдауға болады.
Жоспар бойынша пайдалану коэффициенті 0,97 болуы керек. Пайдалану
коэффициентінің жоспар бойынша орындалуының басты себебі скважиналардың
тоқтап қалуы. Скважина жұмысы жөндеу аралық периодтық жоғарлауы – скважина
жөндеуімен айналысатын жұмысшылардың басты міндеті.
Негізгі мәліметтер бойынша 1999 жылы жөндеу аралық период 180 күн,
келесі жылдарда ол 2000 жылы 4 күнге, 2001 жылы 6 күнге, 2002 жылы 56 күнге
және 2003 жылы 64 күнге өсті.
Бұл жоғарлауды жер асты жөндеу жүргізуде, жаңа техника мен
технологияның қолданылуымен түсіндіруге болады.
Терең сораптармен игергенде, сорап шығынын түсіретін факторларды атап
көрсетуге болады.
А) ол жоғарғы кеңістікте еркін газ болып, оның сорапқа беретін кері
жері;
Б) цилиндр мен плунжер шеттерінің желініп олардың арасынан сұйық ағып
кетуі мүмкін.
Егер нақты мәліметтер бойынша қарайтын болсақ, жөндеу аралық периодтық
180 күннен 244 күнге дейін өсуі скважиналар жөндеу жұмыстары сапалы
жүргізіліп, олардың жөндеу аралық периодының өскенін көреміз.

1.4.3 Терең сорапты ұңғыларды зерттеу жұмыстары

Штангалы терең сорапты скважиналарды зерттеу, ағынды оқып-үйрену,
индикатордың қисық тұрғызу және сондай-ақ сораптың өзінің жұмысын және беру
коэффициенті өзгерісі себебін түсіндіреді.
Мұнай-газ және су шығындарының түп қысымына, терең сорапты
скважиналардағы динамикалық деңгейге тәуелдігі тұрақтандырылған сұйық алу
әдісі арқылы анықталады. Тұрғызылған тәуелділік негізінде, депрессия арқылы
ашылған өнімділік коэффициенті анықталады және скважиналарды игеру режимі
жасалады.
Штангалы – сорапта қондырғының алатын сұйығының - өзгерісіне қол
жеткізу: шток жүріс өзгерісі арқылы, кривошиптегі қойылуы арқылы болады.
Кейбір жағдайларда сұйық алудың өзгерісіне, сорап өлшемін ауыстыру арқылы
қол жеткізеді. Бірақ, бұл операция өте күрделі, өйткені скважинаға жер асты
жұмыстарын жүргізуге тура келеді.
Скважина шығыны зерттеу жұмысы кезінде, штоктың жүріс жүріс ұзындығы
кішірейту және үлкейту, балансир тербеліс санын өзгерту жолымен реттеліп
өзгертіледі.
Көп жағдайларда бірінші әдіс қолданылады. Мұнай шығынын жер бетіндегі
өлшегіштер және арқылы, ал газ шығынын газ өлшегіштер және дифференциалды
манометрмен өлшейді. Сұйық шығынына сәйкесті түп қысымы тереңдік
манометрлері және газды өлшегіштермен өлшенеді.
Терең сорапты скважиналардағы зерттеу жұмыстарын жүргізу үшін, арнайы
тереңдік. Мұржалы манометрлі қолданылады, олар сораптар бойынша
қондырылады. Бұндай манометрлер скважинаға сораптармен бірге, құбыр арқылы
түсіріледі.
Іздестіріліп-зерттеудің басты міндеті айдау, өндіру скваданаларының
сапалы зертелуі. Барлық скважиналар қоры бойынша өлшеу қондырғылары арқылы
жалпы шығын өлшенеді. (ПЗУ). Механикалық әдіспен жұмыс істейтін скважиналар
динамограммаға түсірілед. Қабат және түп қысымын анықтау үшін құбыраралық
қысым өлшенеді.
Барлық істейтін скважиналар қоры бойынша, механикалық қоспалар мен су
құрамын анықтауға айына 2 реттен сирек емес сынақ жүргізіледі. Газдың
факторы скважина бойынша газдану жолымен сынақ алу арқылы анықталады.

1.4.4 Терең сорапты ұңғыларды зерттеудің технологиясы мен әдістерін
зерттеуде қолданылатын приборлар мен құралдар

Айранкөл кен орнында зерттеудің гидровликалық әдісі қолданылады.
Кен орнында сорапты скажиналарды зерттеу үшін, негізінен гениксті
манометрлер қолданылады. Олар: МГН-2, дистанционды ДЛМП 2м, кіші габоритті
манометр МГМ-4.
Бұл манометрлер скважина түбіне көтергіш құбырлар колонасымен
түсіріледі. Өлшеу ұзақ уақыт алуы мүмкін, бірақ скважина алаңының кез-
келген бір нүктесіне құбыраралық кеңістік арқылы түсірілген прибор, аз ғана
уақыт ішінде скважина алаңының кез-келген нүктелеріндегі өлшеулерді
орындайды.
Скважинаның ағынға, яғни тұрақтандырылған айдау режимі кезіндегі
құбыраралық кеңістіктегі сұйықтық динамиканың деңгейі тереңдігі өлшемі,
арнайы прибор бойынша жұмыс істейді: құбыраралық кеңістікке дыбыс импульсын
жібереді, ал төменгі сұйық деңгейіне шағылып, скважина сағасына қайта
оралады. Қайта оралғанда ол диаграмма түріндегі қағаз бетке, қайтадан
отыратын қондырғысы бар микрофонға жазылады. Бұл қабылдағыш матасы тұрақты
жылдамдықты мата жинағыш механизм көмегі қозғалысқа келеді.
Диограммалық екі арашық сызықтың ортасын, сәйкесті бастапқы импульспен
деңгейден шағылған жерді өлшей отырып, осы деңгейдің тереңдігін анықтаймыз.
Көбіне ЭМС-2000 типті эхолот қолданылады.
Динамикалық деңгейді өлшеу үшін, кен орнында Яковлев аппарат да
қолданылады. Бұл аппарат сондай-ақ скважина тереңдігін, құбыр түсіру
тереңдігін және сұйықтың көтерілу жылдамдығын анықтау үшін де
пайдаланылады. Терең сорапты скважиналарды зерттеудің ең бір тиімді
әдістерінің бірі-динамограммаға түсіру. Бұл әдістің мәні алынғандарды
динамограммаға түсіру, ал теориялық жағынан сорапты қондырғының жұмысындағы
ақауларды және қондырғының жұмысының ауытқуын түсіндіреді. Динамографтық
теориялық динамограммасы – ол скважина ішіндегі сорап істеген жұмысын
көрсетеді.
Динамограмма алу үшін, динамограф приборын дайындау, тербеліс-
қондырғының басына орнатып жасалынады, ол сондай-ақ түсірілген тереңдікті
анықтайды.
Кен орында 2003 жылғы есеп бойынша, 74 скважина (терең сорапты өндіру
скважиналары) 195 рет динамограммаға түсірілді, бұл ескеретін
қиыншылықтардың алдын алуға барынша көмектеседі. Қолданылатын гидровликалық
динамиграф ТДМ-3.
Штанганы терең-сорапты скважиналарды зерттеу корпустың сыртқы диаметрі
25-32 мм болатын, кіші өлшенеді, приборлар көмегімен жүргізіледі.
Скважинаны құбыраралық ең үлкен диаметрі сорапты компрессоры құбырлар
колоннасы мен шегендеу құбыры арасындағы қуыс өлшемдері.
Приборды құбыраралық кеңістікке түсірер алдында, мынадай дайындық
жұмыстары жүргізіледі: тербелме-станокты жоқтау (балансир басын жоғарғы
шеткі жағдайға орнату) құбыр аралық кеңістік қысымын өлшеу. Қалдық қысым
кезінде, осы ысырма көмегімен төмендету, лианшайбадан тығынды ағыту, құбыр
аралық кеңістікке прибор түсіру, сальник қондырғысын ағыту. Одан әрі
приборды түсіріп, жалпы технология бойынша зерттеу жүргізіледі.
Штангалы терең сорапты қондырғының жұмысында қабат және түп қысымын
қабат қысымы айырмасын білу өте қажет. Осы қысымдарды өлшеу үшін арнайы
жылжымалы лубрикаторлы алаңда жасалады.
Айранкөл кен орны бойынша барлық айдау және өндіру скважиналарының
қабат қысымын өлшеу үшін лубрикатор станциялары болады.
Айранкөл кен орны бойынша айдалатын жалпы су көлемі “НОРД”
өлшегішіміен есептелеледі. Ол жалпы айдалатын тәуліктік су көлемін нақты
көрсетеді.

1.4.5 Терең – сорапты ұңғыларды жөндеу және оның түрлері

Жетібай кен орнында, терең сорапты скважиналарды күрделі және жер асты
жөндеу жұмыстарының бөлу себептері: шегендеу құбырларының бұзылуы,
пайдалану құбырларының сапасыз цементтелуі скважинада құм пайда болды.
Кен орны бойынша күрделі және жер асты жөндеу жұмыстарының негізгі
түрлері:

І Скважинаны күрделі жөндеу
1. Цементтеу және күрделі жөндеу.
2. Қысым астында цементтеу
3. Цемент көпіршесін тұрғызу
4. Колонна бұзылуын жою
5. Түп аймақты тұз қышқылымен өңдеу арқылы, скважина қабылғыштығын
арттыру.
ІІ Скважинаны жер асты жөндеу
1. Тереңдік сорапты ауыстыру, құм тығынын жою.
2. Сорап диаметрін үлкейту
3. Штокта ауыстыру
4. Құмшаларды жою
5. Плунжер жүрісін тексеру
6. Фланецтің отырғызу қабатшасын ауыстыру
7. Меңгеруден кейін сорап түсіру
Айдау скважиналарының күрделі жөндеуі.
Жоспар бойынша айдау скважиналарының күрделі жөндеуі 5 скважинада
өткізілуі керек, ал нақты түрде, артығымен 10 скважина күрделі жөндеуден
өткізілді, оның ішінде 2-і Айранкөл кен орны бойынша.

1.4.6 Айранкөл кен орнындағы фонтанды ұңғыманың газлифтілі
тәсілге ауысуының тұжырымдамасы

Айранкөл кен орыны үшінші кезеңде игеру жағдайында болғандықтан
қазіргі кезде штангілі терең сораппен игеруге газ факторы аз
ұңғыларды көшірді. Сонымен қатар болашақта газ факторы жоғары,
дегенмен қабат қысымы төмен ұңғыларды газлифт әдісімен игеру
жүргізілмек.
Қазіргі таңда КТ – ІІ қабатының Г - Д бөліктерін ашу және
әлі де фонтандалу аяқталмағандықтан игеру фонтанды әдісімен
жүргізілуде.
Фонтанды ұңғылардың қондырғыларына жер асты және жер үсті
қондырғыларына бөлінеді.
Жер асты қондырғыларында фонтанды көтергіш ретінде,
ингибиторланатын болса, ингибитордың меншікті жұмсалуын 200 гт
көлемінде жұмсайтын, ұңғының СКҚ-ындағы ингибиторлаушы-қақпағы арқылы
жүргізетін КОКУ-8973-136-36кг тәріздес камерасы қондырғысын
жатқызады.
Ұңғыға түсірілетін фонтанды құбырларының тізбегі: газ және
сұйықты көтеру қызметін атқарады. Құрамында күкіртті сутек және су
кездесетін мұнайды өндіру кезінде шеген құбырларының коррозияға және
эрозияға ұшырауынан сақтау үшін, сұйықты айдау арқылы ұңғыны
өшіреміз.
Фонтанды ұңғы қондырғыларына диаметрлері 38:50:63:73:89:102 және
144 мм; қабырғалар қалыңдығы 4-тен 7 метр, ұзындығы 5,5-10 метр
болатын СКҚ қолданылады.
Құбырлардың сапасы Д, К, Е, Л, М топтарынан болатын жоғары
механикаландырылған құрамда болаттан дайындайды.
Қазіргі уақытта Айранкөл кен орны жобада бекітілген технологиялық
жоба бойынша жұмыс істеуде. Отандық мұнай салаларының ұқсас келуіне
байланысты кен орындары өзгеше технологиямен жұмыс істейді. Осыған
байланысты құрамы күкірткөмірсутекті 0,8 – 1,21%, күкіртсутегі 1,99 –
4,34%, үлкен тереңдікте өнімді қабаттың түзілуі 2700-2840м (КҚ-І); 3800 –
3840м (КҚ-ІІ), бір қатар қысымға қанығуы 24,14 – 32,37МПа; өнімді қабаттың
газға қаныққандығы 235,3 – 382,3м3т болып келеді.
Игеру технологиясы мұнайды аралас ығыстырумен аяқталады, яғни газ
бүркемесіндегі еркін газ бен қабат қысымын ұстап тұру үшін су айдалады. Су
айдау жолдары оның ортаңғы бөлімі болып саналады. Бастапқы кезеңде ұңғыны
пайдалану қабат энергиясының есебінен фонтанды ретінде жұмыс істеу
қарастырылады. Мұнай ұңғысы фонтандау кезінде қабат қысымы ұңғыдағы сұйық
бағанадағы гидростатиканың қысымынан төмен келеді. Бұл мұнайда газдың еру
мөлшерінің көп болуына себеп болады. Ұңғы өнімін сыртқа көтеріп шығарған
уақытта қысымының төмендеуінен сорапты компрессорлы құбырлар (СКҚ)
тізбегінде еріген газ бөлініп шығады және тығыздығы Рқоспа (РқоспаРсұйық)
газсұйықты қоспа пайда болады.
Мұнай ұңғысының фонтандау шарты:
Рқаб Sқоспа • gН
(1.1)
Кен орнын игеру өлшемінде (ұңғының сулануы, өндіруші ұңғының іріктеу
аймағында қабат қысымының төмендеуі және т.б.) ұңғыны пайдалану жағдайы
төмендейді. Бұл мұнай ұңғысындағы табиғи фонтандау жағдайының ажырауына
әкеледі:
Рқаб ≤ ρқоспа • gН (1.2)
Гипровосткнефть институты жасанды фонтандауды жалғастыру варианты
бойынша сулану 20 –30% асқанда және тереңдік – сорапты пайдалану кезінде
сулану 90% асқанда фонтанды ұңғыны пайдалану әдісіне ауыстырып көрді.
Айранкөл кен орнында 94 ұңғыма үздіксіз компрессорлы газлифтпен
пайдалануға көшірілді.
Технологиялық жоба бойынша Айранкөл кен орнындағы 127 ұңғыны
ауыстыру көзделді.
Айранкөл кен орнында алғашқы кезде үздіксіз компрессорлы газлифт
жағдайын енгізуді жүргізуге жұмсалатын шығымы көп болды. Жаңажол кен
орнында газлифті пайдалану 1997ж (2086, 2133 ұңғы) байқаудан өтті, ол кезде
үздіксіз – дискретті газлифт әдісінің технологиясы қолданылды. Газлифт
технологиясы байқаудан өткенде, ұңғы көрсеткіші жақсы нәтижеге жетті. 2001ж
ұйымдастыру – технологиялық шараларында 25 ұңғы үздіксіз – дискретті
газлифт әдісінің үздіксіз газлифт әдісі газ факторы жоғары және түп қысымы
қанығу қысымынан төмен жоғары өнімді ұңғыларда қолданылады.
Осы жағдайға сәйкес орта өнімді және жоғары өнімді ұңғылардың арасында
үздіксіз газлифт әдісіне ауыстырылатын ұңғының минималды өнімділігін
анықтау үшін шекара жүргізуге болады:
Q = 4•104H
(1.3)
мұнда Q – ұңғыма өнімі, м3тәу;
Н – сұйықтың көтерілуінің биіктігі, егер ұңғының
динамикалық деңгейінің тереңдігі үшін:
Карбонатты қалыңдық – І (КҚ-І) : Н = 2800м, КҚ-ІІ : Н = 3840м.
КҚІ үшін: Q = 4•104 2800 = 14,3м3тәу •0,82=12ттәу.
Карбонатты қалыңдық - ІІ (КҚІІ) үшін: Q=4•1043840=10,4м3тәу
•0,82=9ттәу.
Демек, үздіксіз газлифт әдісіне ауыстырылған ұңғыма өнімі КҚІ және
КҚІІ үшін 9–12ттәу кем болмауы керек, газлифт әдісіне ауыстырылған
ұңғыманың пайдалану жағдайындағы газсұйықтың ағымын есептегенде растайды.
Газлифтілі әдіспен пайдалану кезіндегі ұңғыма конструкциясын
жоспарлауда газ ұңғымасы ұсынған талаптарды қанағаттандыру керек.
Түптік қысымды анықтайтын компрессорлы көтерудің есебі:
Ртүп = Р1 + Р2 + Р3 +Рб +Рпат
(1.4)

мұнда Р1 – төменгі интервалдағы қабат суының бағанадағы
гидростатикалық қысымы;
Рпат - ұзындығы 1600м болатын СКҚ ішіндегі үйкелуге
кететін қысым = 4кгсм2.

мұнда Р2 - ортаңғы интервалдағы газмұнай қоспасы бағанының
гидростатикалық қысымы.

мұнда Р3 – жоғарғы интервалдағы мұнайгаз қоспасы бағанының
гидростатикалық қысымы.

мұнда Рб - буферлі қысым = 12кгсм2;
Ртүп = түптік қысым = 252кгсм2.
Қабаттағы депрессия: ∆Р = Pқаб – Pтүп = 268 – 252 = 16кгсм2

1.4.7 СК-Б-2,1-2500 терең сорапты қондырғының есебі және оның
жабдықтарын таңдау

Есептеуге қажетті мәндер:
Н= 2250м;
Рпл= 11,5(106 Па;
Тпл = 316,15° К;
Дк = 0,15м;
(H = 3,8 мм2с;
(B = 0,98мм2с;
(и= 1082 кгм3;
(в= 1082 кгм3;
(в = 0,6 кгм3;
(r0 = 0,980 кгм3;
(д = 0,5(106 Па;
Ту = 291,5° К;
Рнас = 8,5(106 Па;
Go = 84 м3м3;
К' = 21,5м2сутмПа;
K=K’86400(10-10 = 2,49(10м3секПа;
Qж = 91 м3сут;
Q = 9186400 =1.053(10-3м3сек;
Тcр = (Т +Т)2 = 303,65
(возд = 1,293 кгм3;
(в = 71,5(10-3Нм.

1.4.8 Штангілі терең сорапты қондырғының есебі

Құбыраралық кеңістіктегі ҚТҚ-ның (қысымның таралу қисығы ) есебі.
Мұнайдың шығымын анықтаймыз:
qн=q(1-(в);
(1.1)
qн = 1.053(10-3(1-0.6)=0.42(10-3 [мсек];
Түп қысымын анықтаймыз
Рзаб = Рпл - qK;
(1.2)
Рзаб = 11,5-106- 1,053-10-32,49(10-6 = 7,27(10-6 [Па];
d=G0Рнас= 848,5(106 = 9.88-10-6 [м3м3Па];
(1.3)
(ж = (н ( (1 - (В) + (в((в = 8,38((1- 0,06) + 1082(0,6 = 984 [кгм3];

Sr = (г(возд- 0,981,293=0,758;
Рср.кр= (4,937 - 0,464 -Sr) (106 = 4,585(106 [Па];
Р=Рзаб(Ру6=(7,27(106-0,5(106)6=1, 13(106[Па];
(1.4)

Түптік қысымды анықтаймыз:
I 1 2 3 4 5 6
Р' = Рзаб-( i -1) 7.27(1066.14(1065.01(1063.88(10 62.75(1061.62(106
Р
Р' = Рзаб- iР 6.14(1065.01(1063.88(1062.75(10 61.62(1060.5(106

Аймақтардағы орташа және келтірілген қысымын анықтаймыз:
Рср = (Р' ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Айранкөл кен орны
Октябрьск мұнай кен орны
Кисымбай мунай кен орны
Алтыкөл мұнай кен орны
Кенқияқ мұнай кен орны
Арман мұнай-газ кен орны
Жетібай мұнай-газ кен орны
Өзен мұнай-газ кен орны
Боранқұл кен орны
Қарашығанақ мұнай - газ конденсаты кен орны
Пәндер

Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор №1 болып табылады.

Байланыс

Qazaqstan
Phone: 777 614 50 20
WhatsApp: 777 614 50 20
Email: info@stud.kz
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь