Октябрьск мұнай кен орны

КІРІСПЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1 Кен орнының геологиялық . физикалық сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ...
1.1 Геологиялық құрылымының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.2 Өнімді объектілердің қалыңдығының, коллекторлық қасиеттерінің сипаттамасы және олардың біртексіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.3 Коллекторларды бөлу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.4 Кеуектілік және өткізгіштік коэффициенттерін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ..
1.5 Мұнайға қанығушылық коэффициентін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.6 Мұнай, газ және судың қасиеті мен құрамы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.7 Физикалық . гидродинамикалық сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.8 Мұнай мен газдың қорлары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . .
2 Игеру обьектісін таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.1 Есептеу әдістемесін таңдау және дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.2 МКОИ есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.3 ЭЕМ қолдану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3 Игеруді жобалау үшін геологиялық . кәсіпшіліктік және техника . эканомикалық негіздемесін дайындау
3.1 Ұңғылар мен қабаттарды гидродинамикалық зерттеу нәтижелерін талдау және олардың өнімділігі мен режимдерінің сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2 Игерудің ағымдағы жағдайын және мұнайды өңдеу көлемін ұлғайту әдістерінің қолданылу тиімділігін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2.1 Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы шығымын, игерудің технологиялық көрсеткіштерін, өнім алу аймағындағы қабат қысымы
ның өзгерісін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.2.2 Қабаттан мұнай қорын алуды талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.2.3 Жүзеге асатын игеру жүйесін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.3 Қабаттың геологиялы.физикалық моделдерінің қабылданған есебін дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.3.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштерінің есебі үшін қабылданған қабаттардың есептік моделдерін және олардың геологиялы.физикалық сипаттамаларын дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.4 Пайдалану объектілерін бөлуді айқындау және игерудің есептік нұсқасын таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.4.1 Қабаттың геологиялы.физикалық сипаттамасы бойынша пайдалану объектілерін бөлуді дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.4.2 Игерудің есептік варианттарын және олардың бастапқы мәліметтерін айқындау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.4.3 Қабатқа әсер етуге арналған жұмыс агенттерін анықтау (дәлелдеу) ... ... ..
3.4.5 Ығыстыру процесімен қамтуды, және резервтегі ұңғылар санын анықтау
3.4.6 Кеніштерде қысым төмендеген кезде өндіру ұңғымаларының өнімділігінің өзгеруі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.4.7 Кен орнына ұңғыларды орналастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4 Игеру нұсқаларының технологиялық және техника.эконоикалық көрсеткіштері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.1 Игеру нұсқаларының экономикалық көрсеткіштері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.2 Игеру нұсқаларының технологиялық көрсеткіштері ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.3 Жер қойнауынан мұнай алудың есептік коэффициенттерін талдау ... ... ... ..
5 Мұнайды және газды өндірудің техникасы мен технологиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1 Ұңғыны пайдаланудың ұсынылған тәсілдерін және ұңғының саға және жер асты жабдықтарын таңдауды дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1.1 Ұңғыны фонтанды пайдалану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.1.2 Ұңғыны механикалық пайдалану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1.3 Кен орнындағы жабдықтардың жұмысын талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.2 Ұңғыны пайдалану кезінде кездесетін қиыншылықтардың алдын.алу және олармен күресу шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.3 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесіне және кәсіпшіліктік дайындауға қойылатын талаптар мен ұсыныстар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.4 ҚҚҰ жүйесіне және су айдау үшін қолданылатын судың сапасына қойылатын талаптар мен ұсыныстар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.5 Мұнай бергіштікті ұлғайту әдістерін қолдану кезінде қабатқа жұмыс агенттерін айдаудың және дайындаудың технологиясы мен техникасына қойылатын талаптар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.5.1 Мұнай бергіштікті ұлғайту әдістері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.5.2 Ұңғының түп аймағын тұз қышқылымен өңдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.5.3 Түп аймағын өңдейтін ұңғыны таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.5.4 Ұңғыманы өңдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.5.4.1 Қышқыл ерітіндісін дайындау тәртібі және қолданылатын агрегаттар ...
5.5.5.2 Тұз қышқылымен өңдеу жұмыстарының орындалу реті ... ... ... ... ... ... ...
5.5.4.3 Ұңғының түп аймағын тұзқышқылмен өңдеудің есебі ... ... ... ... ... ... ... ..
5.6 Жұмыс агентін дайындаудың технологиясының құрылымын салыстырмалы таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.1 "Октябрьск мұнай" мұнай.газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.2 "Октябрьск мұнай" мұнай.газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және еңбекті ұйымдастырудың жағдай.күйі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.2.1 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысының жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6.4 Техника.экономикалық көрсеткіштердің талдауы ... ... ... ... ... ... ... ...
6.5 Күрделі қаржыны есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6.6 Жобаның экономикалық тиімділігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7 Игеріліп жатқан қабатты және ұңғыманың пайдалану жағдайы мен оның жабдықтарын бақылау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7.1 Кен орнын игеруді бақылау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7.2 Кен орнын игеру процесін реттеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
8 Еңбекті қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
8.3 Қышқылмен өңдеу кезіндегі қауіпсіздік ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.2 Жуу агрегатында жұмыстың қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
8.1 Ұңғыны жуу кезіндегі және қышқылмен өңдеу кезіндегі жұмыстардың қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9 Қоршаған ортаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.1 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық құжаттар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.2 Мекемелерде қоршаған ортада байланысты қысқаша мәліметтер ... ... ... ...
9.3 Атмосфералық ауаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.3.1 Атмосфералық ауаны ластаушы көздерінің болуын талдау. Олардың сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.4 Су ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.4.1 Суды тұтыну. өндірістік ағынды сулардың көлемі, олардың құрамы және ағынды суды тазалау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.5 Жер ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.5.1 Жер ресурстарының жағдайы туралы жалпы мәлімет және жердің бүлінуін алдын алу шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.6 Жануарлар мен өсімдіктер әлемін қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.6.1 Флора мен фаунаның жағдайы туралы жалпы мәлімет және оларды қорғау шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.7 Кәсіпшілік қалдықтары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.7.1 Қалдық көлемі, қалдықтарды жою шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.8 Радиация ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
10 Ғылыми бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
ҚОРЫТЫНДЫ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

Қазақстан Республикасының мұнай өнеркәсібі экономиканың жетекші саласы болып табылады. Еліміз қазіргі таңда дүние жүзіндегі ірі мұнай өндіруші елдердің қатарына қосылып, дүние жүзі бойынша мұнайдың дәлелденген қорынан-13, газ және конденсаттан-15, мұнай өндіру көлемі жағынан 28 орын алады. Қазақстан дәлелденген қоры және мұнай өндіру көлемі бойынша ТМД елдерінің арасында екінші, ал газ бен конденсаттың қоры бойынша – төртінші орын алады.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Жаңажол кен орны таскөмір жүйесінде қалыптасқан, кеуек пен жарықшақтардан, кеуек пен ұсақ қуыстардан тұратын карбонатты коллектор болып табылады. Кен орынды игеру екі карбонатты қалыңдық бойынша жүргізіледі – КТ-І және КТ-ІІ. Бұл жердегі ұңғымалар мынадай сипаттарға ие: терең, газ факторы жоғары және күкіртті сутегінің пайыздық мөлшері жоғары. 1999 жылдан бастап «Ақтөбемұнайгаз» ААҚ экспериментальды газлифтті шоғыр құру жұмыстарын бастады. 2001 және 2002 жылдары барлығы 35 ұңғымада біртіндеп алғашқы газлифтті эксперимент жүргізілді. Эксперименттің табысты өтуі нәтижесінде 2003 жылдан бастап мұнайды газлифт әдісімен игеру пайдалануға енгізілді. Осы уақытқа дейін кен орнында 233 газлифтке ауыстырылған ұңғымалар бар. Газлифтті ұңғыма сұйықтығының жалпы тәуліктік шығымы – 8064т/тәу, газлифтті ұңғыманың мұнай бойынша тәуліктік шығымы – 6585 т/тәу, газдың шығыны – 247,2*104м3/тәу.
Газлифтілі жағдайдың компрессорлы және компрессорсыз түрі болады. Бірінші жағдайда, агент компрессорлық станцияларда сығылып дайындалып, ал екінші жағдайда агент ретінде кен орнының газы, табиғи қысыммен беріледі.
Газлифтілі пайдалану әдісінің басқа механизацияланған әдістерден ерекшелігі келесіде : құрал – жабдығының және оларды қолданудың қарапайымдылығы, жөндеуаралық мерзімнің ұзақтылығы, пайдалану

1. Амиян В,А. Амиян А,В “Повышение производительности скважин” –М; 1986 жыл.
2. “Жаңажол кен орнындағы №3577 ұңғымасында жүргізілген күрделі жөндеу жұмыстарының жоспары” - “Октябрьскмұнай” МГӨБ ; 2007 жыл.
3. Ибрагимов Л.Х, Мищенко И.Т, Челоянц Д.К “Интенсисификация добычи нефти” -М; 2000 жыл.
4. “Мұнай және газ” нормативтік құқықтық актілер жиынтығы – А, 2005 жыл.
5. Мұнай кәсіпшілігінің министрлігі “Технология заканчивания скважин, обеспечивающая сохранение коллекторских свойств продуктивной толщины КТ- ІІ месторождения Жанажол. РД- 39Р – 0147009 – 739 - 90 ” – ВНИИКР мұнай, 1990 жыл.
6. Муслимов Р.К. (“Татмұнай”), Орлов Г.А, Мусабиров М.С. (“ТатНИПИмұнай”) “Комплекс технологии обработки призабойных и удаленных зон карбонатных пластов” // Нефтяное хозяйство №2, 2006 жыл.
7. Нефедов Н.В (“ТатРИТЕКмұнай” МГӨБ) “Интенсификация добычи нефти методом обработки призабойный зоны кислотный микроэмульсией” // Нефтяное хозяйство №3, 1993 жыл.
8. “Руководство по кислотным обработкам компаний Клиарвортер” – М; 2006 жыл.
9. Сулейманов А.Б, Карапетов К.А, Яшин А,С “Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин” –М; “Недра” 1984 жыл.
10. Сургучев М.Л, Желтов Ю.В, Симкин Э.М “Физико химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах” –М; “Недра” 1984 жыл.
11. Ярушин В,В “О рациональной величине забойного и пластового давлений”
// “Месторождение Жанажол”, - Ақтөбе; 2003 жыл.

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 107 бет
Таңдаулыға:

АНДАТПА

Осы дипломдық жобада он негізгі бөлім қарастырылған.
Бірінші бөлімде кен орынның геологиялық құрылымдық сипаттамасы,
коллекторлардың бөлінуі, кеуектілік, мұнайға қанығушылық, өткізгіштік
коэффициенттері, физикалық-гидродинамикалық сипаттамасы, мұнай мен газдың
қорлары туралы айтылған.
Игеру объектісін таңдау бөлімінде игеру объектісі таңдалған, сол
объектінің гидродинамикалық есебі келтірілген.
Үшінші және төртінші бөлімде игеруді жобалау үшін Жаңажол кен орнының
геологиялық-кәсіпшіліктік және игеру варианттарының техникалық-экономикалық
негіздемелері қарастырылады.
Техника-технологиялық бөлімінде Жаңажол кен орнында үздіксіз
компрессорлы газлифті (ҮКГ) жабдығын қолдану, газлифтті ұңғыманы пайдалану
және газлифтілі ұңғының жер асты жабдығын жинастыру көрсетілген.
Экономикалық бөлімінде Октябрьмұнай МГӨБ ұйымдастырушылық
сипаты және кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне
талдау көрсетілді.
Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік
факторларды талдау және ұңғыларды газлифтілі пайдаланудың қауіптілігі
көрсетілген.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде атмосфераны, гидросфераны және
ластайтын көздер ретінде технологиялық үрдістер көрсетілген.
Ғылыми бөлімде компрессорлы газлифтілі тәсілдің фонтанды пайдаланудан
кейінгі ең тиімді әдіс екендігі, газлифтілі пайдалануда туындайтын ең
негізгі мәселер, ұсыныстар мен тұжырымдар жасалған.

АННОТАЦИЯ

Этот дипломный проект состоит из десяти основных частей.
В первой части изложены следующие основные параметры строение,
выделение коллекторов, пористость, нефтенасыщенность, коэффициенты
проницаемости, физико-гидродинамические характеристики, запасы нефти и
газа.
В части выбора объекта, мною выбран объект разработки и приведен его
гидродинамический расчет.
В третьей и четвертой частях для проектирования разработки расмотряны
геолого-промысловые и технико- экономические основы месторождения Жанажол.
В части техники-технологии приведены схема компоновки подземного
оборудования газлифтных скважин, газлифтная эксплуатация скважин и
применяемые оборудования при непрерывном компрессорном газлифте на
месторождение Жанажол.
Административные свойства НГДУ Октябрьск нефть технико –
экономические показатели эксплуатации месторождения рассмотрены в
экономической части.
В части охраны труда указаны анализ опасных и вредных
производственных факторов и опасность использования скважин газлифтным
методом.
В части охраны окружающей среды рассмотрены технологические процессы
которые являются источниками загрязнения атмосферы и гидросферы.
В научной части рассматриваются основные проблемы возникающие при
газлифтном использовании, эффективность компрессорно – газлифтного метода
после фантанного, выводы и предложения.

ANNOTATION

This diploma project considers ten main sections.
The first section is about geological structured description of
deposit, division of collectors, porous, satiation of oil, permeation
coefficients, physical – hydrodynamic description, oil and gauze reserves.
In the choice of object cultivation section object cultivation is
taken out and hydrodynamic estimate of object is put into.
In order to project the cultivation in the third and fourth sections I
have considered geological – industrial and technical – economic bases of
deposit versions in Zhanazhol deposit.
In technique – technological section continuous compressor gauze lift
equipments are used, utilization of gauze lift slit and joining underground
equipments of gauze lift slit are shown.
Organizing “Oktyabrskoil” oil – gauze mining administration and
analyze technique – economic parameters by using deposit are mentioned in
the economic section.
Dangerous and harmful industrial factors and danger of gauze – slit
using of slits are shown in the labour protection section.
Environment protection section includes sources that pollute
atmosphere and hydrosphere.
The science section is about that compressor gauze lift method is
advantageous method after using fountain, main problems that appeared by
using gauze lift, offers and conclusions.

МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1 Кен орнының геологиялық – физикалық
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ...
1.1 Геологиялық құрылымының
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.2 Өнімді объектілердің қалыңдығының, коллекторлық қасиеттерінің
сипаттамасы және олардың
біртексіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

1.3 Коллекторларды
бөлу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ...
1.4 Кеуектілік және өткізгіштік коэффициенттерін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ..
1.5 Мұнайға қанығушылық коэффициентін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.6 Мұнай, газ және судың қасиеті мен
құрамы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.7 Физикалық – гидродинамикалық
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.8 Мұнай мен газдың
қорлары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... .
2 Игеру обьектісін
таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1 Есептеу әдістемесін таңдау және
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.2 МКОИ
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ...
2.3 ЭЕМ
қолдану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ..
3 Игеруді жобалау үшін геологиялық - кәсіпшіліктік және техника -
эканомикалық негіздемесін дайындау
3.1 Ұңғылар мен қабаттарды гидродинамикалық зерттеу нәтижелерін талдау және
олардың өнімділігі мен режимдерінің
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2 Игерудің ағымдағы жағдайын және мұнайды өңдеу көлемін ұлғайту
әдістерінің қолданылу тиімділігін
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2.1 Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы шығымын, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін, өнім алу аймағындағы қабат қысымы
ның өзгерісін
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ...
3.2.2 Қабаттан мұнай қорын алуды
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2.3 Жүзеге асатын игеру жүйесін
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3 Қабаттың геологиялы-физикалық моделдерінің қабылданған есебін
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштерінің есебі үшін қабылданған
қабаттардың есептік моделдерін және олардың геологиялы-физикалық
сипаттамаларын
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ...
3.4 Пайдалану объектілерін бөлуді айқындау және игерудің есептік нұсқасын
таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.4.1 Қабаттың геологиялы-физикалық сипаттамасы бойынша пайдалану
объектілерін бөлуді
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ..
3.4.2 Игерудің есептік варианттарын және олардың бастапқы мәліметтерін
айқындау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.4.3 Қабатқа әсер етуге арналған жұмыс агенттерін анықтау
(дәлелдеу) ... ... ..
3.4.5 Ығыстыру процесімен қамтуды, және резервтегі ұңғылар санын анықтау
3.4.6 Кеніштерде қысым төмендеген кезде өндіру ұңғымаларының өнімділігінің
өзгеруі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.4.7 Кен орнына ұңғыларды
орналастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4 Игеру нұсқаларының технологиялық және техника-эконоикалық
көрсеткіштері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.1 Игеру нұсқаларының экономикалық
көрсеткіштері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.2 Игеру нұсқаларының технологиялық
көрсеткіштері ... ... ... ... ... .. ... ... ... ..
4.3 Жер қойнауынан мұнай алудың есептік коэффициенттерін
талдау ... ... ... ..
5 Мұнайды және газды өндірудің техникасы мен
технологиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1 Ұңғыны пайдаланудың ұсынылған тәсілдерін және ұңғының саға және жер
асты жабдықтарын таңдауды
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1.1 Ұңғыны фонтанды
пайдалану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ..
5.1.2 Ұңғыны механикалық
пайдалану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
.
5.1.3 Кен орнындағы жабдықтардың жұмысын
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.2 Ұңғыны пайдалану кезінде кездесетін қиыншылықтардың алдын-алу және
олармен күресу
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ...
5.3 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесіне және кәсіпшіліктік дайындауға қойылатын
талаптар мен
ұсыныстар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ...
5.4 ҚҚҰ жүйесіне және су айдау үшін қолданылатын судың сапасына қойылатын
талаптар мен
ұсыныстар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... .
5.5 Мұнай бергіштікті ұлғайту әдістерін қолдану кезінде қабатқа жұмыс
агенттерін айдаудың және дайындаудың технологиясы мен техникасына қойылатын
талаптар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ...
5.5.1 Мұнай бергіштікті ұлғайту
әдістері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.5.2 Ұңғының түп аймағын тұз қышқылымен
өңдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.5.3 Түп аймағын өңдейтін ұңғыны
таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.5.4 Ұңғыманы
өңдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... .
5.5.4.1 Қышқыл ерітіндісін дайындау тәртібі және қолданылатын
агрегаттар ...
5.5.5.2 Тұз қышқылымен өңдеу жұмыстарының орындалу
реті ... ... ... ... ... ... ...
5.5.4.3 Ұңғының түп аймағын тұзқышқылмен өңдеудің
есебі ... ... ... ... ... ... ... ..
5.6 Жұмыс агентін дайындаудың технологиясының құрылымын салыстырмалы
таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6 Экономикалық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ...
6.1 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру
құрылымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.2 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
еңбекті ұйымдастырудың жағдай-
күйі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
6.2.1 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысының
жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6.4 Техника-экономикалық көрсеткіштердің талдауы ... ... ... ... ... ... ... ...
6.5 Күрделі қаржыны
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... .
6.6 Жобаның экономикалық
тиімділігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
.
7 Игеріліп жатқан қабатты және ұңғыманың пайдалану жағдайы мен оның
жабдықтарын
бақылау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ...
7.1 Кен орнын игеруді
бақылау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ...
7.2 Кен орнын игеру процесін
реттеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

8 Еңбекті
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ...
8.3 Қышқылмен өңдеу кезіндегі
қауіпсіздік ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.2 Жуу агрегатында жұмыстың
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.1 Ұңғыны жуу кезіндегі және қышқылмен өңдеу кезіндегі жұмыстардың
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9 Қоршаған ортаны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... .
9.1 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық
құжаттар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.2 Мекемелерде қоршаған ортада байланысты қысқаша
мәліметтер ... ... ... ...
9.3 Атмосфералық ауаны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ...
9.3.1 Атмосфералық ауаны ластаушы көздерінің болуын талдау. Олардың
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.4 Су ресурстарын
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... .
9.4.1 Суды тұтыну. өндірістік ағынды сулардың көлемі, олардың құрамы және
ағынды суды
тазалау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ...
9.5 Жер ресурстарын
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ..
9.5.1 Жер ресурстарының жағдайы туралы жалпы мәлімет және жердің бүлінуін
алдын алу
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... .
9.6 Жануарлар мен өсімдіктер әлемін
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.6.1 Флора мен фаунаның жағдайы туралы жалпы мәлімет және оларды қорғау
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.7 Кәсіпшілік
қалдықтары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ...
9.7.1 Қалдық көлемі, қалдықтарды жою
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.8
Радиация ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10 Ғылыми
бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... .
ҚОРЫТЫНДЫ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР
ТІЗІМІ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

КІРІСПЕ

Қазақстан Республикасының мұнай өнеркәсібі экономиканың жетекші
саласы болып табылады. Еліміз қазіргі таңда дүние жүзіндегі ірі мұнай
өндіруші елдердің қатарына қосылып, дүние жүзі бойынша мұнайдың дәлелденген
қорынан-13, газ және конденсаттан-15, мұнай өндіру көлемі жағынан 28 орын
алады. Қазақстан дәлелденген қоры және мұнай өндіру көлемі бойынша ТМД
елдерінің арасында екінші, ал газ бен конденсаттың қоры бойынша – төртінші
орын алады.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға
жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға
дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Жаңажол кен орны таскөмір жүйесінде қалыптасқан, кеуек пен
жарықшақтардан, кеуек пен ұсақ қуыстардан тұратын карбонатты коллектор
болып табылады. Кен орынды игеру екі карбонатты қалыңдық бойынша
жүргізіледі – КТ-І және КТ-ІІ. Бұл жердегі ұңғымалар мынадай сипаттарға ие:
терең, газ факторы жоғары және күкіртті сутегінің пайыздық мөлшері жоғары.
1999 жылдан бастап Ақтөбемұнайгаз ААҚ экспериментальды газлифтті шоғыр
құру жұмыстарын бастады. 2001 және 2002 жылдары барлығы 35 ұңғымада
біртіндеп алғашқы газлифтті эксперимент жүргізілді. Эксперименттің табысты
өтуі нәтижесінде 2003 жылдан бастап мұнайды газлифт әдісімен игеру
пайдалануға енгізілді. Осы уақытқа дейін кен орнында 233 газлифтке
ауыстырылған ұңғымалар бар. Газлифтті ұңғыма сұйықтығының жалпы тәуліктік
шығымы – 8064ттәу, газлифтті ұңғыманың мұнай бойынша тәуліктік шығымы –
6585 ттәу, газдың шығыны – 247,2*104м3тәу.
Газлифтілі жағдайдың компрессорлы және компрессорсыз түрі
болады. Бірінші жағдайда, агент компрессорлық станцияларда сығылып
дайындалып, ал екінші жағдайда агент ретінде кен орнының газы, табиғи
қысыммен беріледі.
Газлифтілі пайдалану әдісінің басқа механизацияланған әдістерден
ерекшелігі келесіде : құрал – жабдығының және оларды қолданудың
қарапайымдылығы, жөндеуаралық мерзімнің ұзақтылығы, пайдалану
коэффициентінің және сұйықты шығарудың молдығы, көлбеу ұңғыларында
пайдалану мүмкіндігі, ұңғы өнімінде, газдың немесе құмның болғанына қарамай
әдісті қолдану мүмкіндігі.
Мұнай кенішінің мәліметтері бойынша жұмыс параметрлерінің
технологиясын қазіргі заманғы техникамен қамтамасыз етілді. Ауыстырылған
112 ұңғыма (41 жаңа ұңғыма, 71 көне ұңғыма) табысты түрде пайдалануға
берілді. Компрессорлы газлифтке ауыстырылған 41 жаңа ұңғымалардың бір
ұңғымасының орташа шығымы – 46,23 ттәу, бір ұңғыманың мұнай бойынша
көтерілген орташа шығымы – 26,53 ттәу, көтерілген шығымның жинақталған
мәні – 11,352*104тонна; техникалық шаралардан кейінгі 71 көне КГЛ
ұңғымалардағы сұйықтықтың көбейген орташа шығымы – 11,44ттәу, мұнай
бойынша көбейген орташа дебит – 9,21 ттәу, көтерілген шығымның жинақталған
мәні – 7,809*104 тонна.
Қазіргі таңда Жаңажол кен орнында 233 КГЛ ұңғымаларын компрессорлы
газлифт тәсілімен игеру тұрақты және қалыпты өнім беруді қамтамасыз етеді,
әрі газлифтті жүйенің тиімділігін көтереді.

1 КЕН ОРНЫНЫҢ ГЕОЛОГИЯЛЫ - ФИЗИКАЛЫҚ
СИПАТТАМАСЫ

1. Геологиялық құрылымның сипаттамасы
Қабаттарды нақты корреляциялау және жаңа жетілген ұңғымалар мен кен
орны ішіндегі ұңғылардың мәліметтерін бірлестіріп, құрылымдарды зерттеу
нәтижелерінің негізінде құрылымдық морфологияны терең зерттеу жүргізілді.
Құрылымды зерттеу үшін КТ-І-ден 520 ұңғыма және КТ-ІІ-ден 220 ұңғыма
пайдаланылды.
80-жылдар басында Жаңажол ауданында екі өлшемді 4х4 км-лік барлау
жүргізілді, ал жергілікті жерлерде сейсмопрофильдің тығыздығы 2х4 км
құрады. Осы жолы екі өлшемді сейсмика мәліметтерінің бөлігі жиналды. Жалпы
екі өлшемді сейсмиканың мәліметтері берілген ауданның тіректік
горизонттарын сипаттайды, бірақ ығысуларды және олардың таралуын анық
сипаттамайды, әсіресе жүргізілген екі өлшемді сейсмиканың нәтижесінде кен
орнының батыс қанатының шектік ығысулары анық көрсетілмеген.
Негізінен КТ-І кеніші, В бумасы, КТ-ІІ кеніші және Д бумасының
горизонттары зерттелді. Кен орны кенішінің геологиялық құрылымы туралы жаңа
түсініктері негізінен игерудің техсхемасымен салыстырғанда өзгермеген, тек
КТ-І горизонтының оңтүстік антиклиналь бөлігінде екі ығысулар анықталған.
КТ-І құрылымының сипаттамасы
КТ-І жабыны бойынша брахиантиклиналды құрылымның солтүстік және
оңтүстік қанаттарының еңкею бұрышы шамамен 1,7-2°, ал шығыс және батыс
қанаттарының бұрышы 3,0-13,1° (1.2-кесте). Солтүстік антиклиналь қанаттары
оңтүстік антиклинальға қарағанда тереңірек орналасқан. Солтүстік
антиклинальда шығыс қанатының қабаттарыбатыс қанатына қарағанда тереңірек
орналасқан. КТ-І кенішінің қалыңдығы батыстан шығысқа және оңтүстіктен
солтүстікке қарай өседі. КТ-І жабынының құрылымдық картасында оңтүстік және
солтүстік жиынтықтардың орналасуының абсолютті тереңдігі сәйкесінше минус
2340 және минус 2280м құрайды, Су мұнайлы шекара абсолютті белгіде минус
2650м, сныменқатар аудан 187 км2 , ал кеніш биіктігі – 370 м құрайды.
Бекітілген нұсқаны жүзеге асыру үрдісінде КТ-І кенішінің құрылымы туралы
жаңа түсінік алынды, нәтижесінде оңтүстік антиклиналдың батыс қанатында екі
шағын ығысулар анықталған.
КТ-ІІ құрылымының сипаттамасы
КТ-ІІ горизонтының құрылымы КТ-І горизонтына ұқсас, ең негізгі
айырмашылығы КТ-І горизонтындағы ығысулар КТ-ІІ-де кездеспейді, тек
оңтүстік антиклиналдың батыс қанатында үлкен шекті ығысу бар. Жазықтың
батыс және шығыс қанаттарының еңкею бұрышы шамамен 2-2,4º, едәуір тік батыс
және шығыс қанаттардың бұрышы 5,0-14,7º. Солтүстік антиклиналдың шығыс және
батыс қанаттарының еңкею бұрыштары оңтүстік антиклиналдың екі қанаттарының
қабаттарына қарағанда едәуір тік болып келеді. Құрылымдық картада КТ-ІІ
кеніші оңтүстік және солтүстік антиклинальда минус 3120м және минус 3100м
тереңдікте жатыр, кеніш биіктігі - 470 м,ауданы 320 км2 құрайды.

2. Өнімді объектілердің қалыңдығының, коллекторлық
қасиеттерінің сипаттамасы және олардың біртексіздігі
Жоғары карбонат қабаты қималарын салыстыру нәтижесінде газ, конденсат
және мұнай қорларының есебі көрсетілетін 3 өнімді коллектор бумасы бары
анықталды. (Жоғарыдан төмен қарай: “А”, “Б”, “В”). Стратиграфиялық
қатынаста “А” және “Б” бумалары жоғары карбонның Гжельск және Касимов жік
қабаттарын салыстыруға болады. 10, 13, 50 ұңғылар құрылымының солтүстік
күмбезінде төртінші “В” бумасы бөлінеді, оның өнімділігі шектеулі.
Барлық бумалардың литологиялық жыныстары әктастармен, доломиттермен
және олардың арасындағы айырыммен көрсетіледі. Әктастары: органогенді,
детритті, микрокристалды. Органогенді әктастар жоғары “А” бумасына тән.
Бұл әртүрлі түйіршікті кальцитпен цементтелген органикалық қалдықтар мен
детриттен тұратын сұр түсті жыныстар. Қайта кристалдану көбіне әктастардың
цементтелген бөлігін қамтиды. Жыныстардың негізгі сиымдылығын шаймалағыштық
пен қайта кристалдаудың туынды кеуектері құрайды. Қысаң, полигональды,
дұрыс емес пішімдегі кеуектер. Кеуектердің өлшемдері – 0,005 - 0,5мм, қуыс
кеуектер – 1-1,5мм.
Өнімді жыныстар тілігінде доломиттер кең таралған. Бұл битумнан
сіңірілген дақтары бар, біртүрлі массивті қоңырлау-сұр түсті жыныстар,
сирек жарықшақты, кеуекті. Доломиттер әктастарды алмастырады. Алмастыру
Касимов және Мячков көкжиектеріндегі түзілімдерінде жақсы дамыған (“В” және
“Б бумалары”). Кеуектілік, өтімділік (“А”, “Б” және “В”). Жоғары
карбонатты қабатты қабаттағы “А”, “Б” және “В” бумаларына керн
материалымен жарық түсірілген. “А” бумасы бойынша кеуектілік пен
өткізгіштіктің – 8 Мg анықтамасы жасалған. Кеуектілік ұңғымадағы НГК
бойынша да анықталған. НГК бойынша кеуектіліктің орташа мәні керндік
анықтамаларға жақын жобадлау үшін 12пайызға тең кеуектілік пен 8 Мg
өткізгіштік қабылданады. Мұнайға қаныққандылығы 80пайызға тең.
“В” бумасы бойынша кеуектілікке 164 анықтама, өткізгіштікке 82
анықтама жасалған. Кеуектіліктің орташа мәні – 10,2пайыз, өткізгіштік – 175
Мg. НГК бойынша кеуектілік 12 ұңғыда анықталған. Барлығы 65 анықтама
жасалған. Кеуектіліктің орташа мәні 11пайызды құрады. Керн тек 6 ұңғы
бойынша зерттелгенін, ал геофизикалық кеуектіліктің анықтамалары тек 12
ұңғы бойынша жүргізілгенін есепке алса, “В” бумасында кеуектілік НГК
бойынша 11пайызға тең делінді. Өткізгіштік 175 Мg, мұнайға қаныққандығы –
86пайыз.
“В” бумасы кернмен сипатталмайды. Оның барлық өлшемдері “В” бумасы
тәрізді қабылданады. Төменгі карбонат қабаты толық зерттелмеген. Кеуектілік
1 ұңғы үлгісі бойынша анықталған. Өткізгіштіктің анықтамасы жоқ. Керн
бойынша кеуектіліктің орташа мәні – 11пайыз. 4 ұңғы бойынша жүргізілген
геофизикалық зерттеулердің негізінде анықталған кеуектілік – 9,8пайыз.
Жобалауға қабылданатын кеуектілік – 10пайыз. Ал мұнайға қаныққандығы –
75пайыз.
Алғашқы карбонат қалыңдығы (КҚ-І) әктастармен, доломиттермен және
олардың алмаспалы түрлерімен көрсетілген. Саз қабатшалары сирек кездеседі.
КҚ-І карбонат қабаты қимасында коллекторлардың 3 өнімді түрі бары анықталды
(бумалары жоғарыдан төмен қарай “А”, “Б”, “В”). Стратиграфиялық тұрғыдан
“А” және “Б” бумалары жоғары карбонның Гжельск және Касимов жік
қабаттарымен, ал “В” бумасы орта карбонның Мәскеу жік қабатына
ұштастырылған.
Газ телпектеріндегі “А”, “Б” және “В” бумаларының газға қаныққандығы –
79пайыз, 82пайыз, 81пайыз.
Жобалауға өткізгіштіктің келесі мәндері ұсынылады: “Г” бумасы бойынша
– І-0,0185мкм2, ГВ-ІІІ, ГН-ІІІ-0,0824мкм2, ДН-1, ДВ-І-0,0603мкм2, Д-ІІІ-
0,0263мкм2.
Жалпы мұнай қаныққандылығы тек ұңғыларға жүргізілген зерттеулер
нәтижесіне байланысты анықталады және төмендегідей қабылданады: ДН-І-
89пайыз, Дв-І-85пайыз, Д-ІІІ-73пайыз, ГН-ІІІ және Гв-ІІІ газ телпектерінің
газ қаныққандылығы-78пайыз және 83пайыз.
Ұңғыны геофизикалық зерттеу нәтижесі бойынша кеуектіліктің орташа
мәні: “А” бумасы бойынша – 12пайыз. “Б” бумасы бойынша – 13,8пайыз. “В”
бумасы бойынша – 11,5пайыз. Жоғарыда келтірілген мәліметтерге назар
аударсақ, “А” және “Б” бумаларында керн және ұңғыны геофизикалық зерттеу
бойынша кеуектілік мәні ұқсас, сондықтан кеуектілік мәні “А” бумасында
12пайыз, ал “Б” бумасында 14пайыз деп алуымызға болады. “В” бумасындағы
керн тек 7 ұңғы бойынша зерттелгенін, ал кеуектіліктің геофизикалық
анықтамалары тек 12 ұңғыда жүргізілгенін есепке алсақ, НГК бойынша
кеуектілік 11пайызға тең деп қабылдау ұсынылады. “А”, “Б” және “В” өнімді
бумаларының өткізгіш сүзілу сипатын негіздеуге тек керн мәліметтері
пайдаланылды. “А”, “Б” және “В” бумаларындағы орташа өтімділік мәні –
0,008мкм2, 0,171мкм2, 0,114мкм2. “А” және “Б” бумаларының алғашқы мұнай
қаныққандылығы геофизикалық зерттеулер нәтижесінде анықталған және олар
80пайыз, 88пайызға тең. “В” бумасында мәліметтер керн және ұңғыны
геофизикалық зерттеу бойынша берілген. Шоғыр аумағы бойынша керн
мәліметтерінің шектеулілігінен ұңғыны геофизикалық зерттеу бойынша 86пайыз
деп сипатталатын алғашқы мұнай қаныққандылығына назар аударылады. “В”
бумасында керн аз сипатталады. Оның барлық өлшемдері “В” бумасымен
ұқсастырылып қабылданады. Литология бойынша екінші карбонат қабатының (КҚ-
ІІ) тау жыныстары әктастармен сипатталады, долмит сирек кездеседі.
Орташа есеппен мұнайға қаныққандылығының қалыңдылығы оңтүстік күмбезде
13метр, солтүстік күмбезде 20,9метр.
“В” бумасының қалыңдығы 28,2метрден 73метрге дейін, “В1” бумасының
мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы 30,8метрден 88,6метрге дейін жетеді.
Орташа есеппен мұнайға қаныққандылығының қалыңдылығы оңтүстік күмбезде
5,6метр, солтүстік күмбезде 7,4метр.
ГВ-ІІІ бумасының мұнайға қаныққандылығының максималды қалыңдығы
30,2метр, ГН-ІІ-71,2метр, Дв-І-115,4метр, Дн-І-83,8метр.

1.3 Коллекторларды бөлу
Игерудің қабылданған вариантына сәйкес шамамен 700 ұңғыманың (оның
ішінде 450-ден астам ұңғыма КҚ-І-де және 200 ұңғмадан көбі КҚ-ІІ-де)
қабаттарының тиянақты корреляциясы жүргізілді. Терең әрі тиянақты
корреляция және талдау қабаттарды бөлу туралы түсінікті өзгертті. Осы бөлу
мен 2000 жылдың варианты арасындағы айырмашылық А бумасының бұрыңғы 2
қабаттың орнына 3 қабатқа бөлінуінде, Б бумасы бір қабаттың орнына 2
қабатқа бөлінуінде және олардың арасында қалыңдығы үлкен емес сазды қабатша
анықталған. КҚ-І және КҚ-ІІ горизонттарының қабаттарға, бумаларға бөлу
нәтижесі 1.1 - кестеде көрсетілген.
Кесте 1.1 – Мұнай горизонттарының бумаларын және қабаттарын бөлу
нәтижелері.
Горизонт Бума Қабат
КТ-І А А1,А2,А3
Б Б1,Б2
В В1,В2,В3,В4,В5
КТ-ІІ Г Г1,Г2,Г3,Г4,Г5,Г6
Д Д1,Д2,Д3,Д4,Д5

4. Кеуектілік және өткізгіштік коэффициенттерін анықтау
Игерудің технологиялық схемасында коллекторладың кеуектілігі және
өткізгіштігі боынша интерпретациялау нәтижелері алынды. Бұл нәтижелер
акустикалық каротаж және өшу (затухание) бойынша акустикалық каротаж
берілгендері негізінде пайдалану ұңғымаларының коллекторларының кеуектілігі
мен өткізгіштігін интерпретациялау арқылы алынды, бұл нәтижелер 1.2 -
кестеде келтірілген.
Кесте 1.2– Коллекторлардың кеуектілігі мен өткізгіштігі.
Бумалар А Б В Г Д
Кеуектілік, % 13,7 12,2 10,6 12,4 12
Өткізгіштік, 10-3мкм270,3 138,0 118,0 45,0 13,1

Жаңажол коллекторлаының негізгі кеңістігі кеуектер мен каналдар болып
табылатындықтан, үш ұңғыманың керндері боынша жарықшақтары мен кеуектерінің
даму жағдайын тиянақты бақылау және шлиф жарықшақтары және кеуектерінің
мәндерімен бірлестіру негізінде керн алынған қабаттардың өткізгіштік пен
кеуектілік тәуелділігі алынды (1.3 - кесте).

Кесте 1.3– Коллекторлардың өткізгіштігі мен кеуектілігінің
тәуелділігі.
Қабат Өткізгіштік пен Корреляция коэффициенті
кеуектіліктің
тәуелділігі
В К=0,0007 Кп1,8956 0,6102
В К=0,0004 Кп1,8732 0,843
Г К=0,0003 ℮0,7703Кп 0,8736
Г К=0,0002 ℮0,795Кп 0,8463
Д К=0,0003 ℮0,812Кп 0,8962
Д К=0,0002 ℮0,7804Кп 0,8399
Карбон коллекторы К=0,0001 ℮0,8193Кп 0,7185

5. Мұнайгазға қанығушылық коэффициентін анықтау
Кен орнын игерудің бастапқы кезеңінде коллекторлардың мұнайға
қанығушылығы екі ұңғыманы инетерпретациялаудың талдауын салыстыру және
каротаж инетерпретациясының нәтижесінде алынды. (1.4 - кесте)
Кесте 1.4 – КҚ-І, КҚ-ІІ керндерін талдау және карротаж интерпретациясы
кезінднгі мұнайғақанығушылықты салыстыру
Керн талдауы Каротаж интерпретациясы Жыныстардың
Бумалар электрлік
қасиеттерінің
параметрлері
Ұңғы НұсқаОрташа Ұңғы Қабат Орташа
саны саны қанығушылық,саны cаны қанығушылық,
% %
А Газ 1
Кернді Суға Қалдық Мұнай Суға Қалдық Мұнай
герметикалық қанығушмұнайғагазға қанығу-мұнайға газға
алу ылық, қанығу-қанығу-шышылық, қанығу-шықанығу-шыл
% шылық,%лық, % % лық, % ық,
%
2092 Өзгеру 1,7-2,231,1-9498,3-78 0,9-16,35,6-96,899,1-83,8
интервалы 2
Орташа 6,61 77,0 93,4 6,4 75,0 93,6
2399A Өзгеру 1,6-19,20,6-9298,4-80,11,1-21, 12,8-77,598,9-98,3
интервалы 9 ,3 7
Орташа 6,1 39,9 93,9 7 4 93

Керн алынған үш ұңғымаға сынапты бастыру мәліметтері бойынша
қозғалмалы мұнай мен газ қанығушылық есебі жүзеге асырылды. (1.6 - кесте).
Кесте 1.6 – Қабаттар бойынша қозғалмалы мұнай және газдың
қанығушылығы
Ұңғыма номері 2092 3477
Қабат Д В Д В
орташа өзгеру интервалы
І 0,024 0,498
ІІ 0,0494 0,585
ІІІ 0,0946 0,662
ІV 0,1717 0,705
V 0,2388 0,758

Осы мәліметтер боынша мұнайды сумен ығыстыру коэффициентінің
коллекторлардың өткізгіштігіне тәуелділік графигі тұрғызылды, ол арқылы
А,Б,В бумалары үшін ығыстыру коэффициентінің мәндері анықталды. КТ–І игеру
объектісі үшін мұнайды сумен ығыстыру коэффициенті 0,67 деп қабылданған.

8. Мұнай, газ және конденсаттың қорлары
Жоғарғы КТ-I карбонатты қабаттың мұнай, газ және конденсат қорлары
1982жылдың 15 ақпан айының жағдайы бойынша есептеліп, ГКЗ СССР №9016
(1982ж. 23 маусым) протоколымен бекітілген.
Жаңажол кен орнындағы төменгі карбонатты қабаттың (КҚ-ІІ) мұнай, газ,
конденсаттың және ілеспе компоненттерінің қорлары 1985жыл 15 қыркүйек
жағдайына есептеліп, ГКЗ СССР №9895 (1985жыл 25 желтоқсан) протоколымен
бекітілген.
Жаңажол кен орнының қорлары есептеліп, мұнай 399922 мың.т, мұнадың
алынған қоры 118140 мың.т, еріген газдың баланстық қоры 109831 млн.м3, газ
бүркемесінің газ қоры 100481 млн.м3, конденсат қоры 40709 млн.т құрады
(1.8 - кесте).
Кесте 1.8 – Жаңажол кен орны бойынша мұнай, газ және конденсат қорлары
ГоризонтМұнай қоры, мың.тЕріген газ қоры, Газ Конденсат қоры,
млн,м3 бүркемесі мың.т
газының
баланстық
қоры,
млн,м3
БаланстықАлынғанБаланстықАлынға н Баланстық Алынған
қорлар қорлар қорлар қорлар қорлар қорлар
КТ-I 166423 47857 40637 11760 72502 21664 13210
КТ-ІІ 233499 70283 69194 20421 27979 19045 13332
Барлығы 399922 118140 109831 32181 100481 40709 26542

2 ИГЕРУ ОБЪЕКТІСІН ТАҢДАУ
2.1 Есептеу әдістемесін таңдау және дәлелдеу
Мұнайгазды кен орны — газ бөлігінде көп мөлшерде майлы газ – конденсат
бар мұнайгаз кен орны. Табиғи газ бүркемесіндегі 1м3 газдың 150-200 г
конденсат болса, онда кен орны мұнайгазды кен орындарына жатқызылады. Газ
бүркемесіндегі 1м3 газ құрамында 600 г кө мөлшерде болуы жоғары деп
саналады. Жаңажол кен орнының мұнайлы аймағында құрамында еріген газ бар
мұнай және табан сулары болады. Кен орынның газ аймағында газ бен табан
сулары болады. Мұндай кен орындарды игерудің негізгі шарты мұнай газ
бүркемесіне қарай қозғалмауы керек. Басқаша айтқанда, газмұнайлы нұсқа газ
бүркемесіне қарай қозғалмауы керек. Жаңажол кен орнын игеру барысында
газмұнайлы нұсқаның газ бүркемесіне қарай қозғалуының алдын алу шараларына
мұнай және газ арасындағы аймақта қабат қысымын қолдау жатады. Алайда
мұнайгазды кен орындарында газ бүркемесінен газды алудың толығымен алдын
алу қиын, өйткені газ бүркемесінің кен орны бойынша кеңеюі кезінде газ
конустары пайда болады. Газ конустарының ұңғымаға еніп кетпеуі ұңғымалар
дебиті аз болуымен байланысты. Бірақ, дебит аз болса, жалпы кен орны
бойынша өнім алу көрсеткіші азаяды, бұрғыланатын ұңғылар саны көбейеді. Бұл
кен орынды игерудің экономикалық тиімділігін азайтады. Сол сияқты табан
сулары бар кен орындарды игеру кезінде су конустарының пайда болуы, ұңғының
суланып, өнімнің азаюына әкелуі мүмкін. Сондықтан, сусыз және газсыз шектік
дебит алуды анықтау есебі туындайды.
Кен орынның КТ-І горизонтының Всолт бумасы үшін шектік сусыз және
газсыз дебит алу есебі үшін алдымен ұңғылар қорын, олардың орналасуын, яғни
олардың торын, ұңғылардың орташа жылдық мұнай қорын анықтау керек.

2.2 МКОИ есептеу
Келесі шарттарда мұнай газ кенішін игерудің технологиялық
көрсеткіштерін анықтау керек.
Мұнайлылық ауданы SH=136·105м2;
Газ бүркемесінің ауданы Sгш=58·105м2;
Қабаттың орташа қалыңдығы h=10 м;
Кеніш көлемі бойынша орташа кеуектілігі m=0,2;
Кеуек көлемінің байланыс суларымен қанығуы sсв =0,12;
Бастапқы қабат қысымы қанығу қысымына тең (Р0=Рнас=20 МПа);
Барлық кеніш бойынша орташаланған өткізгіштік k=0,2·10-12м2;
Қабат жағдайында мұнай мен судың тұтқырлығы μн =2,0·10-3 мПа·с;
μв = 1,0·10-3 мПа·с;
Мұнайдың көлемдік коэффициенті bн =1,5;
Судың көлемдік коэффициенті bг=1,028;
Бастапқы газға қанығушылық Г0 =150 м3т;
Газсыздандырылған мұнайдың тығыздығы ρн = 0,85 тм3;
Газдың көлемдік коэффициенті =170 м3м3;
Су мен мұнай тығыздықтарының қатынасы ρ*= ρвρн=1,337.
Кеніштің мұнайға қаныққан бөлігін өндіру және айдау ұңғыларын тығыздық
параметрі Sс=18·104м2скв болатын ұңғылардың бірқалыпты торына
орналастырып, нұсқаның ішінен су айдауды қолданып игеру вариантын
қарастырайық. Су айдау жүйесі 5 жыл ішінде енгізіледі. Мұнайды сумен
ығыстыру коэффициенті η1=0,85. өндіру ұңғыларындағы түп қысымы Рд=16 МПа;
ұңғылардың орташа өнімділік коэффициенті К=0,8 ·10-9 тПа ·с; ұңғылар
торының мұнайбергіштікке әсер ету көрсеткіші α=0,0305 ·10-4 сквм2. ұңғы
өнімінің шектік сулануы υпр =0,95. кенішті игеруге енгізу кезеңінде,
сұйықтық дебиті сызықтық заңымен өседі, ал кейін тұрақтанып, максимал мәнге
тең болып қалады.
Газ бүркемесіндегі газ тұрақты дебитпен өндіріледі, оның мәні қорды
алудың берілген қарқыны бойынша анықталады. Газды сумен ығыстыру кезіндегі
газбергіштік ηг = 0,85. Мұнайды өндірудің орны газдылық тұсында орналасқан
барьерлік қатардағы айдау ұңғымалары көмегімен толтырылады. Бір ұңғының
қабылдағыштығы qн1=390 м3тәул.
Мұнайлылық ауданда және барьерлік қатардағы ұңғылар санын, кеніштің
мұнай аймағын игеру кезінде мұнайды және суды өндіру динамикасын анықтау
керек.
1. Мұнай мен газ қорын және ұңғылар санын анықтау.
Қабат жағдайындағы мұнай қоры:
QH пл=SHhm (1-sсв)=136 ·105 ·10 ·0,2(1-0,12)=23,9 ·106 м3
Стандартты жағдайларда : Gн=23,9 ·106 ·(0,851,5)=13,6 ·106 т
Мұнайда ерітілген мұнай газының қоры,
Gг= GнГ0=13,6 ·106 ·150=2,03 ·109 м3.
Қабат жағдайында газ бүркемесіндегі газ қоры
Gгш пл=Sгhm (1-sсв)=58 ·105 ·10 ·0,2(1-0,12)=10,2 ·106 м3
Стандартты жағдайда: Gгш=Gгш пл =10,2 ·106 ·170=1,73 ·109 м3.
Стандартты жағдайларда газдың алынатын қорын берілген газбергіштік
есебімен анықтаймыз: Nгш=1,73 ·109 ·0,85=1,47 ·109 м3.
Сонда газ бүркемесіндегі газ дебиті келесі мөлшерде болуы керек:
qгш-zгNгш= 1.47·109·0.2=294 млн. м3жыл.
Бастапқы қабат қысымына келтірілген газ дебиті,
=qгшbг=(294·106)170=1.7·106 м3жыл.
Газ бүркемесінен газ алудың орнын толтыру үшін ұңғымаға суды осындай
қарқынмен айдау керек. Көлемдік коэффициентті ескерген кезде судың шығыны
келесідей болады:
qнв= =(1,7·106)1,028= 1,65·106 м3жыл.
Барьерлік қатардағы айдау ұңғыларының санын берілген орташа
қабылдағыштық және шығындар қосындысымен анықтаймыз:
nб=qнвqн1=(1,65·106390·365)≈12.
Кеніштің мұнай аймағын игеруге қажетті ұңғылар санын анықтау керек. Ол
үшін ұңғылар торының берілген тығыздығын қолданамыз:
n0=nн+nд=SнSс=(1360·104)(18·104)= 76 ұңғ.
Алынатын мұнай қорын анықтау үшін белгілі В.Н. Щелкачев формуласы
бойынша ұңғылар торының коэффициентін анықтаймыз:
η2=e-αSс.
Формулаға белгілі сан мәнін қойып, келесіні аламыз:

Сонда алынатын мұнай қоры:
N=GH·η1·η2=13,6·106·0,85·0,581=6.72 ·106 т.
Сұйықтықтың максималдық дебиті qmax ж=13.6·106·0.581·0.0837=0.66 млн.
м3жыл.
2. Кеніштің мұнай аймағын игеру кезінде мұнайды, суды және сұйықтықты
өндіру динамикасы.
Ұңғыларды бұрғылау кезеңінде сұйықтық дебиті сызықтық заңымен
келесідей қарқынмен ұлғаяды:
α= qmax жt*=(0.66 ·106)5=0.132 ·106 м3жыл2.
Кейін t t* болған кезде, сұйықтықты өндіру тұрақты әрі
qmax ж=1814м3тәул. тең болады. Алынатын қордан мұнайды алу кезінде
=19%, сулану көрсеткіші нольге тең болады. Қарастырылып отырған жағдай
үшін жинақталған мұнай өндіру:

мұндағы t – игеру уақыты;
t* - сусыз мұнай өндіру кезеңі.
Осыдан көріп отырғандай:
.
∆мұнай өндірілетін ∆ti уақыт аралығы ішінде сұйықтық дебиті мен
сулануы тұрақты болып қалады. Сонда жоғарыдағы өрнек келесі түрде
өзгереді:

Теңдіктің екі жағын (1-νі) шамаға бөлеміз:

мұндағы νі - ∆ti уақыт ішіндегі орташа сулану.
М қадам бойынша теңдіктің екі жағын қосып, келесі өрнекті аламыз:

∆= 0,05 қабылдап, бастапқы қисық (өнімнің игеру уақытына
тәуелділігінің графигі) әрбір интервалдың ортасына сәйкесті сулану мәнін
аламыз.Анықтау нәтижелері 2.1 кестеде көрсетілген.
Кенішті бұрғылау кезіндегі салыстырмалы жинақталған сұйықтық өндірісін
келесі формула бойынша анықтаймыз:
, 0≤t≤t* болған кезде
Кейінгі кезеңде:
, tt* болған кезде
Уақыттың келесі мәндері үшін игерудің бірінші кезеңінде өндірілетін
сұйықтықты анықтаймыз:
t1=1жыл (31,5 ·106с) кезде,
t2=2жыл (63 ·106с) кезде,
t3=3жыл (94,6 ·106с) кезде,
t4=4жыл (126,2 ·106с) кезде,
Көрсеткіштер Қадам номері
1
1 5 10 15 20 30
Сулану, ν - 0,012 0,48 0,77 0,86 0,93
qн мұнай дебиті, 346 16,42 864 346 173 86
м3тәул.
Qн жинақталған 0,12 1,76 3,98 4,94 5,45 5,94
мұнай өндіру, млн. т
qв су дебиті, - 26 778 12,96 13,82 15,55
м3тәул
Qв жинақталған су - 0,01 0,82 2,86 5,35 10,9
өндіру, млн. т

2.3 ЭЕМ қолдану
Қабат жағдайындағы мұнай қоры 23,9 ·106 м3 Игерудің бірінші кезеңінде өндірілетін
сұйықтықтар
Стандартты жағдайлардағы мұнай қоры 13,6 ·106 т 1жыл 0,01
Мұнайда ерітілген мұнай газының қоры 2,03 ·109 м3 2жыл 0,04
Қабат жағдайында газ бүркемесіндегі газ қоры 10,2 ·106 3жыл 0,09
Стандартты жағдайдағы газ бүркемесінің газ қоры1,73 ·109 4жыл 0,16
Газ бүркемесіндегі газ дебиті 294 млн. м3жыл 5жыл 0,25
Бастапқы қабат қысымына келтірілген газ дебиті 1.7·106
Көлемдік коэффициентті ескерген кездегі 1,65·106 м3жыл
судың шығыны
Барьерлік қатардағы айдау ұңғыларының саны 12
Кеніштің мұнай аймағын игеруге қажетті ұңғылар 76
саны
Алынатын мұнай қоры 6.72·106 т.

Жинақталған өнім өндіру
Игеру уақыты, 1 жыл жинақталған мұнай өндіру 0,12 млн. т жинақталған су өндіру -
Игеру уақыты, 5 жыл жинақталған мұнай өндіру 1,76 млн. т жинақталған су өндіру 0,01
Игеру уақыты, 10 жыл жинақталған мұнай өндіру 3,98 млн. т жинақталған су өндіру 0,82
Игеру уақыты,15 жыл жинақталған мұнай өндіру 4,94 млн. т жинақталған су өндіру 2,86
Игеру уақыты, 20 жыл жинақталған мұнай өндіру 5,45 млн. т жинақталған су өндіру 5,35
Игеру уақыты, 30 жыл жинақталған мұнай өндіру 5,94 млн. т жинақталған су өндіру 10,9
3 ИГЕРУДІ ЖОБАЛАУ ҮШІН ГЕОЛОГИЯЛЫ-КӘСІПШІЛІКТІК ЖӘНЕ ТЕХНИКАЛЫ
ЭКОНОМИКАЛЫҚ НЕГІЗДЕМЕСІН ДАЙЫНДАУ

3.1 Ұңғылар мен қабаттарды гидродинамикалық зерттеу нәтижелерін талдау
және олардың өнімділігі мен режимдерінің сипаттамасы

Жаңажол кен орны бойынша әртүрлі әдістермен алынған өнімділік
коэффициенттерінің айтарлықтай айырмашылығы жоқ. Коллекторлық қасиеті жақсы
қабаттар үшін, игерудің бастапқы сатысында олар салыстырмалы жоғары болады.
Игерудің бастапқы сатысында, формулалар бойынша жүргізілген теориялық
есептеулерді ескеріп, барлау ұңғылырын меңгеру, сынау мәліметтері және
пайдалану ұңғыларының қысымдары мен дебиттерінің мәліметтері бойынша
әртүрлі объектілерге пайдалану ұңғыларының өнімділік коэффициентінің орташа
мәндері анықталады (3.1-кесте). Негізінде, көрсеткіштер өзгеріссіз қалады
және 1992 жылғы толықтыруда көрсетілген зерттеулер мәліметтеріне сәйкес
келеді. КТ-І және КТ-ІІ кенішінің бумалары бойынша қысымдардың едәуір
айырмашылығы жоқ.
Кесте 3.1 - Ұңғыларды және қабаттарды зерттеу нәтижелері
Аталуы Объектілер
А Б Всев Вюг Гсев Дсев
КТ-І А 18,07 74,6 25,1 7,5171 14,70
Б 33,06 71,48 46,3 30,9696 50,79
В 42,97 54,53 78,9 39,5828 72,90
КТ-ІІГсев 60,46 107,60 56,19 77,8560 62,40
Дюг 24,41 77,15 31,6 58,2830 68,48
Дсев 7,66 30,09 25,6 5,1919 32,02

Мұнай және су үшін салыстырмалы өтімділік қисықтары бойынша
бағаланатын өтімділіктің бастапқы коэффициенті мұнай өнімділігінің
коэффициентінен 2 есе үлкен болып табылады. Игеру барысында барлық
бумалардың (Дн юг басқа) қабылдағыштық коэффициенті төмендейді. Бұл
қабаттың айдалатын су сапасының төмендігінен және ТҚӨ (СКО) қысқа мерзімдік
пайдасының әсерінен бітелуімен түсіндіріледі.

3.2.3 Жүзеге асатын игеру жүйесін талдау
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында 2000 жылдың Жаңажол мұнайгазды
конденсатты кен орнын игерудің технологиялық схемасы жүзеге асырылуда. Бұл
жоба боынша КҚ–І қабаттарында жаңа ұңғымалар бұрғылау қарастырылмады,
өндіруді көтеру негізінен газлифт жұмыс көлемін көбейту, қосымша перфорация
және тұз қышқылмен өңдеу сияқты технологиялық шаралар көмегімен
жүргізіледі. Жобаны жүзеге асыру процесінде, мұнайдың қалдық қоры көп
аймақтарда ұңғымалар торын тығыздау үшін және кейінгі мұнай өндіру қарқынын
жоғарылату үшін ұңғымадан мұнай өндіруді оңайлату мақсатында мұнайдың
қалдық қорларының таралуын ескеру қажет. КТ-ІІ горизонтында мұнай қабатының
қалыңдығы 16м және өткізгіштігі жоғары аймақтарда кен орнының игерілу
жағдаын жақсарту және өнім алу қарқынын жоғарылату үшін ұңғымалар торын
тығыздау қажет.
Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, олардың
ішінде: 92 ұңғыма өндіру, 24 ұңғыма айдау, 70 ұңғыма резервтегі, 16 ұңғыма
адауға ауыстырылатын, 49 ұңғыма өндіру ұңғымаларын қосымша перфорациялау
үшін, 36 ұңғыма айдау ұңғымаларын қосымша перфорациялау үшін, 136
газлифтілі және сорапты ұңғымалар, 193 ұңғыма өндіру ұңғыларында ТҚӨ
жүргізу үшін, 65 ұңғыма айдау ұңғыларында ТҚӨ жүргізу үшін. Игерудің
негізгі көрсеткіштері 13-кестеде көрсетілген. Жобамен жалпы кен орны
бойынша барлығы 572 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, оның ішінде 431 өндіру
және 141 айдау ұңғылары. Максималды жылдық мұнай өндіру 4,0844 млн.м3 (2004
жыл), мұнай алудың максималды қарқыны-1,02%. 2017 жыл соңына мұнай
өндірудің жалпы қосындысы 82,2525 млн.т. құрайды, КИН (мұнай алу
коэффициенті) - 20,57%, алынатын қордың алыну дәрежесі - 69,62% (3.3 -
кесте).
2000жылғы игерудің технологиялық схемасы жалпы кен орны (негізінен КТ-
І) бойынша өнімділікті және қабылдағыштықты жоғарылатуға бағытталған ТҚӨ,
қосымша перфорация, газлифт, сулы қабаттарды шектеу және сұйықпен жару
сияқты шаралар кеңінен қолданылды. Ал КТ – ІІ горизонтынды 2002 жылдың
соңына дейін ұңғымалар торын тығыздау және жетілдіру мақсатында негізінен
жаңа ұңғымалар бұрғыланды. Жалпы кен орын бойынша жаңа 80 ұңғыма
бұрғыланды, 76 ұңғыма падаланылуға еңгізілді. Гсолт бумасында 59 ұңғыма,
Дсолт – 12, Доңт – 4, Гсолт және Дсолт бумаларында бір ұңғыма.
2000жылғы техсхемаға сәйкес 4 жыл ішінде, яғни 2003 жылдың соңында
барлық жұмыстар көлемі аяқталады: өндіру ұңғымаларының өнімін жоғарылату
шараларымен 378 ұңғыма, айдау көлемін жоңарылату шараларымен 117ұңғыма,
бұрғылауы аяқталған 160 ұңғыма.
Кесте 3.3 – Бекітілген негізгі технологиялық көрсеткіштер
Жыл Өндіру ұңғыларының қоры Айдау ұңғы қоры
дар
жыныс-коллектор 24,25 53,36 54,0 22,12
көлемі, млн.м3
Бұрышы(рад) және с уг.(=2,44 с уг. с уг.(=2( с уг.(=2(рад
эквиваленттік радиусы рад (=2,44рад рад S=2,55*106м2
(м) бар сектор S=2,82*106 м2S=13,8*106 м2S=10,8*106м2Rr =900 м
схематизациясының Rr =590 м Rr =1308 м Rr =1855 м
элементтері

RкRr сәйкестігі нұсқа сыртындағы сулы аймақтың мөлшерінің
тәуелділігімен бағаланады, және қарастырылып отырған кеніштер үшін олар
ұңғыны пайдаланудың нақты мәліметтері бойынша – 2000-2005 жылдардағы қабат
қысымының динамикасы бойынша анықталған.

3.4 Пайдалану объектілерін бөлуді айқындау және игерудің есептік
вариантын таңдау

3.4.1 Қабаттың геологиялы-физикалық сипаттамасы бойынша пайдалану
объектілерін бөлуді дәлелдеу

Регионалдық геология көз қарасынан Жаңажол кен орнының мұнайгаз
кеніштері литология әсеріндегі антиклиналдық кеніш болып табылады.
Кеніштер флюидтерінің қозғалатын элементтері арасындағы байланыс
бойынша мұнай газ кеніші нұсқалық (контур) және табан сулары бар кенішке
жатқызылады.
Жер астында көмірсутектердің бастыпқы орналасуының негізінде кеніштер
бірфазалық және екіфазалық кеніштерге бөлінеді. Ал екіфазалық кеніштер
болса, мұнайға қаныққан көлемінің жалпы көмірсутектердің көлеміне
қатынасына сәйкес мұнай, газ және мұнайгаз кеніштеріне бөлінеді. Мұнай және
газ игеру кеніштерінің жіктелуіне сай, Жаңажол мұнайгаз кеніштері 3.5-
кестеде берілген.
Кесте 3.5 – Мұнай және газ кеніштерінің жіктелуі
Бума Мұнайдың Кеніштер түрі
көмірсутектерінің
көлеміне қатынасы
Аоңт 0,09 Мұнайлы жұрыны (оторочкасы) бар
газдыконденсатты
Асолт 0,27 Мұнайгаздыконденсатты
Боңт 0,41 Мұнайгаздыконденсатты
Бсолт 0,49 Мұнайгаздыконденсатты
Воңт 0,84 Газдыконденсатты бүркемесі бар
мұнайлы
Всолт 0,63 Газдыконденсаттымұнайлы
Гсолт 0,74 Газдыконденсаттымұнайлы
Доңт 1,00 мұнайлы
Дсолт 1,00 мұнайлы

КТ-І кеніштері өзінің фазалық күй сипатына сәйкес қаныққан болып
табылады, КТ-ІІ кеніштері газ бүркемесінде, бірақ мұнай сақинасында
қаныққан кеніш болып табылады. Дсолт және Доңт кеніштері мұнайға қаныққан
кеніштер болып табылады.
Коллекторлар құрылымының сипатына сәйкес, КТ-І және КТ-ІІ кеуекті
ортасы бар кеніштеріне жатқызылады.

3.4.2 Игерудің есептік варианттарын және олардың бастапқы мәліметтерін
айқындау

Барлық варианттарды оптимизациялау нәтижелерінің негізінде мұнай-газ
кен орнын реттеудің ең жақсы варианты игерудің барлық объектілерінің
оптималды варианттарының жиынтығы болуы керек. Қазіргі мұнай және газ
өндіру қуатының есебінен, Жаңажол кен орны бойынша игерудің үш варианты
қарастырылған.
І вариант. Игеру объектілерінің (А, Бсолт, Всев, Вюг) 2 вариантының
және Гсолт төртінші вариантының (жаңа 58 ұңғы бұрғылау), Доңт төртінші
вариантының (Дв юг және Дн юг бумаларының біріккен пайдалану аймақтарын
жеке пайдалануға ауыстыру, ұңғыларды тығыздау, жаңа 13 ұңғы бұрғылау),
Дсолт бумасының үшінші вариантының (тек қана 7 ұңғы бұрғылау және игеру
бойынша тәжірибелі–кәсіпшілік жұмыстар жүргізу) суммасы.
ІІ вариант. Игеру объектілерінің (А, Бсолт, Всолт, Воңт) екі
варианттарының, Гсолт бумасының төртінші вариантының (жаңа 74 ұңғы
бұрғылау), Доңт бумасының төртінші вариантының (Дв юг және Дн юг
бумаларының біріккен пайдалану аймақтарын жеке пайдалануға ауыстыру,
ұңғыларды тығыздау, жаңа 35 ұңғы бұрғылау) және Дсолт бумасының үшінші
вариантының (тек қана 7 ұңғы бұрғылау және игеру бойынша
тәжірибелі–кәсіпшілік жұмыстар жүргізу) суммасы.
ІІІ вариант. Игеру объектілерінің (А, Бсолт, Всолт, Воңт) екі
варианттарының, Гсолт бумасының төртінші вариантының (жаңа 88 ұңғы
бұрғылау), Доңт бумасының төртінші вариантының (Дв юг және Дн юг
бумаларының біріккен пайдалану аймақтарын жеке пайдалануға ауыстыру,
ұңғыларды тығыздау, жаңа 45 ұңғы бұрғылау) және Дсолт бумасының үшінші
вариантының (тек қана 7 ұңғы бұрғылау және игеру бойынша
тәжірибелі–кәсіпшілік жұмыстар жүргізу) суммасы.
Экономикалық тиімділік І вариант ВНП мәні базалық мінмен салыстырғанда
төмен (іс=10%), ІІ, ІІІ варианттарына қатысты ВНП мәні базалық мәннен
жоғары (іс=10%). Үш варианттың салығын төлеген соң, өтелу мерзімі
сәйкесінше 10,45; 8,68; 8,83 (кен орнын салу мерзімін – 3 жыл есептегенде),
бұл барлық салынған күрделі қаржының уақытында өтелетінін көрсетеді.
3.6 - кестеде кен орны бойынша реттеу жұмыстарының көлемі көрсетілген,
3.7 - кестеде кен орны бойынша ұсынылған вариантты игерудің техника-
экономикалық көрсеткіштері келтірілген.
Үш вариант экономикасының және игеру көрсеткіштерін жалпылай отырып,
әсіресе олардың инвистицияларының тиімділік көрсеткіштерін және Жаңажол кен
орнында ГӨЗ бар болуының есепке алып, Жаңажол кен орны үшін ең тиімді
вариант ретінде ІІ вариант ұсынылады.
Кесте 3.6 – варианттар бойынша кен орны жобасының жұмыстар көлемі
Атауы І вариант ІІ вариант ІІІ вариант
ТҰӨ арналған Өндіру 193 193 193
ұңғымалар
Айдау 65 65 65
Газлифтілі ұңғылар 122 122 122
ШТС ауыстырылатын ұңғылар 14 14 14
Қосымша Өндіру 49 49 49
перфорация
жасалатын
ұңғылар
Айдау 36 36 36
Айдауға ауыстырылатын ұңғылар 16 16 16
Жобадағы Өндіру 60 92 112
бұрғыланатын
ұңғылар
Айдау 18 24 28
Барлығы 78 116 140
Резервтегі ұңғылар 107 70 46

Ұсынылған ІІ вариант бойынша келесілер қарастырылды: 116 жаңа
ұңғымалар, соның ішінде 92 өндіру, 24 айдау, 70 резервтегі. Үлкен ұңғыларды
шаралар жүргізу, соның ішінде 16 ұңғыны айдауға ауыстыру, 49 өндіру және
36 айдау ұңғысына қосымша перфорация жасау, 136 өндіру ұңғысын газлифтіге
жіне ШТС ауыстыру, 193 айдау және 65 өндіру ұңғыларын тұз қышқылымен өңдеу.
Кесте 3.7 – варианттар бойынша кен орнының техника-экономикалық
көрсеткіштері
Атауы І ІІ ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.