Арман мұнай-газ кен орны
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .9
1 Техника.технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.1 Арман кен орны туралы жалпы мағлұматтар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.2 Кен орнының геологиялық құрлымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..11
1.2.1 Стратиграфиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..14
1.2.2 Тектоникасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .17
1.3 Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...19
1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .25
1.5 Кен орнын жобалау және игеру тарихы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..27
1.6 Кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ..29
1.6.1 Мұнай, газ және суды өндіру динамикасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..29
1.6.2 Ұңғылар қорының динамикасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .41
1.6.3 Қабат қысымын ұстау жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 43
1.6.4 Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...48
1.7 Арман кен орнындағы батырмалы ортадан тепкіш сораппен жабдықталған ұңғыны пайдалану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .50
1.7.1 Ұңғыны пайдалану кезінде туындайтын қиыншылықтардың алдын.алу және олармен күресу шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..53
1.8 ОТЭС.қа арналған жабдықтарды таңдау және оның тиімді жұмыс режимін орнату есептері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..54
1.8.1 Сорапты құбырлар диаметрін таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...55
1.8.2 ОТЭС.тың қажетті арынын анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 56
1.8.3 Сорапты таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 58
1.8.4 Кабельді таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 59
1.8.5 Қозғалтқышты таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .60
1.8.6 Агрегаттың негізгі диаметрін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .61
1.8.7 Автотрансформаторды таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...62
1.8.8 Бір тонна сұйықты өндіруге кететін электр энергиясының меншікті шығынын анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..64
1.8.9 Қысымның таралу қисығын есептеу арқылы ОТЭС.тың түсірілу тереңдігін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...64
2 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...77
2.1 «Арман» біріккен кәсіпорнының өндірістік.ұйымдастырушылық
құрылымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...77
2.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .77
2.1.2 Техникалық жабдықталуы. Телемеханикаландыру және автоматтандырылу дәрежесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..79
2.1.3 Материалды.техникалық жабдықтауды ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... .79
2.1.4 Кәсіпорынның көлік құралдарын ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .80
2.1.5 Ұңғыларды жөндеу қызметін ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...81
2.1.6 «Арман» БК бойынша еңбек және еңбек ақыны ұйымдастыру ... ... ... ... ...81
2.2 Жаңа техника мен технологияны енгізудегі батырмалы ортадан тепкіш электросораптың экономикалық тиімділігін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .82
2.2.1 Жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі өнім өндіру көлемін есептеу ... ... ... .83
2.2.2 Еңбек ақы қорының есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...84
2.2.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындарды анықтау ... ... ... ... ... ... .84
2.2.4 Қосымша материалдарға кететін шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...85
2.2.5 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын шығындар ... ... ... ... ... ... ..85
2.2.6 Энергетикалық шығындарды есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..86
2.2.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға жұмсалатын шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...86
2.2.8 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...86
2.2.9 Еңбек ақы қорынан төленетін төлемдер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...87
2.2.10 Басқа да ақшалай шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 87
2.3 Мұнай өндірудегі жаңа техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .87
3 Еңбек қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .89
3.1 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптарды пайдалану кезіндегі қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 89
3.2 Қорғаныс шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 91
3.2.1 Өндірістік санитария ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 91
3.2.2 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптармен жабдықталған ұңғыларды пайдалану кезіндегі техника қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 92
3.2.3 Электр қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 94
3.2.4 Өрттік.жарылыстық қауіпсіздік ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .95
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 100
4.1 Мұнай кәсіпшілігінің биосфераға әсерін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...100
4.1.1 Кәсіпорынның атмосфералық ауаға әсер етуінің түрлері мен көздері ... ...101
4.1.2 Атмосфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...101
4.1.3 Гидросфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .103
4.1.4 Литосфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...105
4.2 Ұйымдастырылған шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .106
4.3 Қоршаған ортаны қорғаудағы инженерлік және табиғатты қорғау іс. шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...108
4.3.1 Атмосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..108
4.3.2 Гидросфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .109
4.3.3 Литосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...110
4.4 Өсімдік және жануарлар әлемі күйінің мониторингі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...111
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...113
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..114
Қосымша ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 115
1 Техника.технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.1 Арман кен орны туралы жалпы мағлұматтар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.2 Кен орнының геологиялық құрлымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..11
1.2.1 Стратиграфиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..14
1.2.2 Тектоникасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .17
1.3 Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...19
1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .25
1.5 Кен орнын жобалау және игеру тарихы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..27
1.6 Кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ..29
1.6.1 Мұнай, газ және суды өндіру динамикасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..29
1.6.2 Ұңғылар қорының динамикасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .41
1.6.3 Қабат қысымын ұстау жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 43
1.6.4 Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...48
1.7 Арман кен орнындағы батырмалы ортадан тепкіш сораппен жабдықталған ұңғыны пайдалану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .50
1.7.1 Ұңғыны пайдалану кезінде туындайтын қиыншылықтардың алдын.алу және олармен күресу шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..53
1.8 ОТЭС.қа арналған жабдықтарды таңдау және оның тиімді жұмыс режимін орнату есептері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..54
1.8.1 Сорапты құбырлар диаметрін таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...55
1.8.2 ОТЭС.тың қажетті арынын анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 56
1.8.3 Сорапты таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 58
1.8.4 Кабельді таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 59
1.8.5 Қозғалтқышты таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .60
1.8.6 Агрегаттың негізгі диаметрін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .61
1.8.7 Автотрансформаторды таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...62
1.8.8 Бір тонна сұйықты өндіруге кететін электр энергиясының меншікті шығынын анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..64
1.8.9 Қысымның таралу қисығын есептеу арқылы ОТЭС.тың түсірілу тереңдігін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...64
2 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...77
2.1 «Арман» біріккен кәсіпорнының өндірістік.ұйымдастырушылық
құрылымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...77
2.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .77
2.1.2 Техникалық жабдықталуы. Телемеханикаландыру және автоматтандырылу дәрежесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..79
2.1.3 Материалды.техникалық жабдықтауды ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... .79
2.1.4 Кәсіпорынның көлік құралдарын ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .80
2.1.5 Ұңғыларды жөндеу қызметін ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...81
2.1.6 «Арман» БК бойынша еңбек және еңбек ақыны ұйымдастыру ... ... ... ... ...81
2.2 Жаңа техника мен технологияны енгізудегі батырмалы ортадан тепкіш электросораптың экономикалық тиімділігін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .82
2.2.1 Жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі өнім өндіру көлемін есептеу ... ... ... .83
2.2.2 Еңбек ақы қорының есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...84
2.2.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындарды анықтау ... ... ... ... ... ... .84
2.2.4 Қосымша материалдарға кететін шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...85
2.2.5 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын шығындар ... ... ... ... ... ... ..85
2.2.6 Энергетикалық шығындарды есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..86
2.2.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға жұмсалатын шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...86
2.2.8 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...86
2.2.9 Еңбек ақы қорынан төленетін төлемдер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...87
2.2.10 Басқа да ақшалай шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 87
2.3 Мұнай өндірудегі жаңа техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .87
3 Еңбек қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .89
3.1 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптарды пайдалану кезіндегі қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 89
3.2 Қорғаныс шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 91
3.2.1 Өндірістік санитария ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 91
3.2.2 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптармен жабдықталған ұңғыларды пайдалану кезіндегі техника қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 92
3.2.3 Электр қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 94
3.2.4 Өрттік.жарылыстық қауіпсіздік ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .95
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 100
4.1 Мұнай кәсіпшілігінің биосфераға әсерін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...100
4.1.1 Кәсіпорынның атмосфералық ауаға әсер етуінің түрлері мен көздері ... ...101
4.1.2 Атмосфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...101
4.1.3 Гидросфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .103
4.1.4 Литосфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...105
4.2 Ұйымдастырылған шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .106
4.3 Қоршаған ортаны қорғаудағы инженерлік және табиғатты қорғау іс. шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...108
4.3.1 Атмосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..108
4.3.2 Гидросфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .109
4.3.3 Литосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...110
4.4 Өсімдік және жануарлар әлемі күйінің мониторингі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...111
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...113
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..114
Қосымша ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 115
Арман кен орны 1979 жылы Қаламқас кен орнындағы іздеу және барлау ұңғыларын бұрғылау үрдісі кезінде № 25-Қаламқас іздеу ұңғысын бұрғылау нәтижесінде ашылған.
Кен орнында терең бұрғылау және де ұңғыларды сынау «Мангышлакнефтеразведка» кешенді экспедициясымен жүргізілді.
01.10.89 ж. жағдай бойынша Арман кен орнының мұнай қорын, газ және ілеспе компоненттерді есептеу «Гурьевнефтегазгеология» және КазНИГРИ қызметкерлерімен орындалып, пайдалы қазбалар қоры бойынша ССРО Министрлер кеңесінің мемлекеттік комиссиясының мәжілісінде бекітілді (ГКЗ СССР № 10906, 24 тамыз 1990 ж.).
1995 жылдың наурыз айында Арман БК мамандарының жүргізген жөндеу жұмыстарынан кейін, сынамалы-өндірістік пайдалануға № 13, 25, 35 ұңғылары енгізілді. 1995 жылдың сәуір айында кен орнында нақты тереңдігі 1569 м, көлбеу бағытталған № 14 барлау ұңғысы бұрғыланды, бұл ұңғы да сынамалы-өндірістік пайдалануға берілді.
1995 ж. «НИПИнефтегаз» институтымен «Арман кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы» құрастырылып, Қазақстан Республикасының мұнай кен орындарын игеру бойынша Орталық комиссиясымен бекітілді (№ 1 құжаттама, 13.06.1996 ж.) және игерудің екі нұсқасы қабылданды.
«Арман кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы» бойынша кен орнын игеру 1996 жылдан бастап қазіргі уақытқа дейін іске асырылуда.
Мұнай алу коэффициентінің техника-экономикалық негізі «Арман кен орнындағы мұнай қорын, газ және ілеспе компоненттерді есептеу» есеп беру құжатындағы ақпараттарға, сонымен қатар пайдалану кезеңіндегі кен орнын игерудің талдамына сүйенеді.
Бұл жобада Арман кен орнының геологиялық құрылымы туралы негізгі мәліметтер, өнімді горизонттардың сипаттамасы, сонымен қатар кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының қысқаша сипаттамасы келтірілген.
Кен орнында терең бұрғылау және де ұңғыларды сынау «Мангышлакнефтеразведка» кешенді экспедициясымен жүргізілді.
01.10.89 ж. жағдай бойынша Арман кен орнының мұнай қорын, газ және ілеспе компоненттерді есептеу «Гурьевнефтегазгеология» және КазНИГРИ қызметкерлерімен орындалып, пайдалы қазбалар қоры бойынша ССРО Министрлер кеңесінің мемлекеттік комиссиясының мәжілісінде бекітілді (ГКЗ СССР № 10906, 24 тамыз 1990 ж.).
1995 жылдың наурыз айында Арман БК мамандарының жүргізген жөндеу жұмыстарынан кейін, сынамалы-өндірістік пайдалануға № 13, 25, 35 ұңғылары енгізілді. 1995 жылдың сәуір айында кен орнында нақты тереңдігі 1569 м, көлбеу бағытталған № 14 барлау ұңғысы бұрғыланды, бұл ұңғы да сынамалы-өндірістік пайдалануға берілді.
1995 ж. «НИПИнефтегаз» институтымен «Арман кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы» құрастырылып, Қазақстан Республикасының мұнай кен орындарын игеру бойынша Орталық комиссиясымен бекітілді (№ 1 құжаттама, 13.06.1996 ж.) және игерудің екі нұсқасы қабылданды.
«Арман кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы» бойынша кен орнын игеру 1996 жылдан бастап қазіргі уақытқа дейін іске асырылуда.
Мұнай алу коэффициентінің техника-экономикалық негізі «Арман кен орнындағы мұнай қорын, газ және ілеспе компоненттерді есептеу» есеп беру құжатындағы ақпараттарға, сонымен қатар пайдалану кезеңіндегі кен орнын игерудің талдамына сүйенеді.
Бұл жобада Арман кен орнының геологиялық құрылымы туралы негізгі мәліметтер, өнімді горизонттардың сипаттамасы, сонымен қатар кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының қысқаша сипаттамасы келтірілген.
1. Технологическая схема разработки месторождения Арман
2. Г. Ж. Жолтаев, Т. X. Парагульгов. Геология нефтегазоносных
областей Казахстана, Алматы: КазНТУ, 1998 г.
3. Месторождения нефти и газа Казахстана. Под ред. А.М.Кажегелъдина, Алматы, 1996 г.
4. Справочное руководство по проектированию разработки и
эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. III Г. Гиматудинова, Москва: Недра, 1983 г.
5. А. М, Юрчук, А. 3. Истомин. Расчеты в добыче нефти.
Москва: Недра, 1979 г.
6. К. Г, Оркин, А. М. Юрчук. Расчеты в технологии и техники
добычи нефти. Москва: Недра, 1967 г.
7. И. Т. Мищенко. Расчеты в добыче нефти. Москва: Недра, 1989 г.
8. В. И. Щуров. Технология и техника добычи нефти, Москва: Недра, 1983 г.
9. К.И. Джиембаева, Н.В. Лалазарян. Сбор и подготовка
скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Алматы, 2000 г.
10. Г.С. Тайқұлақова. Дипломдық жобалауға арналған әдістемелік нұсқау. Алматы: ҚазҰТУ, 2002 ж.
2. Г. Ж. Жолтаев, Т. X. Парагульгов. Геология нефтегазоносных
областей Казахстана, Алматы: КазНТУ, 1998 г.
3. Месторождения нефти и газа Казахстана. Под ред. А.М.Кажегелъдина, Алматы, 1996 г.
4. Справочное руководство по проектированию разработки и
эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. III Г. Гиматудинова, Москва: Недра, 1983 г.
5. А. М, Юрчук, А. 3. Истомин. Расчеты в добыче нефти.
Москва: Недра, 1979 г.
6. К. Г, Оркин, А. М. Юрчук. Расчеты в технологии и техники
добычи нефти. Москва: Недра, 1967 г.
7. И. Т. Мищенко. Расчеты в добыче нефти. Москва: Недра, 1989 г.
8. В. И. Щуров. Технология и техника добычи нефти, Москва: Недра, 1983 г.
9. К.И. Джиембаева, Н.В. Лалазарян. Сбор и подготовка
скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Алматы, 2000 г.
10. Г.С. Тайқұлақова. Дипломдық жобалауға арналған әдістемелік нұсқау. Алматы: ҚазҰТУ, 2002 ж.
АҢДАТПА
Дипломдық жоба 4 негізгі бөлімнен тұрады:
- техника-технологиялық бөлім;
- экономикалық бөлім;
- еңбек қорғау бөлімі;
- қоршаған ортаны қорғау бөлімі.
Техника-технологиялық бөлімде кен орнының геологиялық зерттелуі,
мұнайгаздылығы, стратиграфиясы, тектоникасы, ұңғылар қоры, игерудің
ағымдағы жағдайы, сонымен қатар ОТЭС-қа жабдық таңдау есебі келтірілген.
Экономикалық бөлімде Арман БК-ның өндірістік-ұйымдастырушылық
құрылымы, жаңа техника мен технологияны енгізудегі негізгі экономикалық
көрсеткіштер мен жылдық экономикалық тиімділікті есептеу қарастырылды.
Еңбек қорғау бөлімінде батырмалы ортадан тепкіш электросорапты
пайдалану кезінде туындайтын қауіпті де зиянды факторлар және техника
қауіпсіздігі келтірілген.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде батырмалы ортадан тепкіш
электросорапты пайдалану кезіндегі оның биосфераға тигізетін зиянды әсері
қарастырылды.
АННОТАЦИЯ
Дипломный проект состоит из 4 основных частей:
- технико-технологическая часть;
- экономическая часть;
- охрана труда;
- охрана окружающей среды.
В технико-технологической части подробно описывается геологическая
изученность, нефтегазоносность, стратиграфия, тектоника, фонд скважин,
приведен анализ текущего состояния разработки, а также расчет подбора
оборудования.
В экономической части описаны разделы производственая структура СП
Арман, расчет экономической эффективности при использование новой
технологии до внедрения и после внедрения, расчет объема производственной
продукции после внедрения мероприятия, а также расчет экономической
эффективности при внедрени новой технологии.
В разделе охрана труда описаны опасные и вредные факторы, а также
техника безопасности при эксплуатации ЭЦН.
В разделе охрана окружающей среды рассмотрены влияние различных
вредных факторов на биосферу при эксплуатации ЭЦН.
МАЗМҰНЫ
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .9
1 Техника-технологиялық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... .10
1.1 Арман кен орны туралы жалпы
мағлұматтар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.2 Кен орнының геологиялық
құрлымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...11
1.2.1
Стратиграфиясы ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... .14
1.2.2
Тектоникасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .17
1.3
Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ..19
1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .25
1.5 Кен орнын жобалау және игеру
тарихы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .27
1.6 Кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ..29
1.6.1 Мұнай, газ және суды өндіру
динамикасы ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... .29
1.6.2 Ұңғылар қорының
динамикасы ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...41
1.6.3 Қабат қысымын ұстау
жүйесі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ..43
1.6.4 Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау
жүйесі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ..48
1.7 Арман кен орнындағы батырмалы ортадан тепкіш сораппен жабдықталған
ұңғыны
пайдалану ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...50
1.7.1 Ұңғыны пайдалану кезінде туындайтын қиыншылықтардың алдын-алу және
олармен күресу
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ..53
1.8 ОТЭС-қа арналған жабдықтарды таңдау және оның тиімді жұмыс режимін
орнату
есептері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...54
1.8.1 Сорапты құбырлар диаметрін
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ..5 5
1.8.2 ОТЭС-тың қажетті арынын
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .56
1.8.3 Сорапты
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ..58
1.8.4 Кабельді
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ..59
1.8.5 Қозғалтқышты
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...60
1.8.6 Агрегаттың негізгі диаметрін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .61
1.8.7 Автотрансформаторды
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... .62
1.8.8 Бір тонна сұйықты өндіруге кететін электр энергиясының меншікті
шығынын
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ..64
1.8.9 Қысымның таралу қисығын есептеу арқылы ОТЭС-тың түсірілу тереңдігін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..64
2 Экономикалық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... 77
2.1 Арман біріккен кәсіпорнының өндірістік-ұйымдастырушылық
құрылымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 77
2.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті
ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .77
2.1.2 Техникалық жабдықталуы. Телемеханикаландыру және автоматтандырылу
дәрежесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...79
2.1.3 Материалды-техникалық жабдықтауды
ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... .79
2.1.4 Кәсіпорынның көлік құралдарын
ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .80
2.1.5 Ұңғыларды жөндеу қызметін
ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...81
2.1.6 Арман БК бойынша еңбек және еңбек ақыны
ұйымдастыру ... ... ... ... ...81
2.2 Жаңа техника мен технологияны енгізудегі батырмалы ортадан тепкіш
электросораптың экономикалық тиімділігін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .82
2.2.1 Жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі өнім өндіру көлемін
есептеу ... ... ... .83
2.2.2 Еңбек ақы қорының
есебі ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... 84
2.2.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындарды
анықтау ... ... ... ... ... ... .84
2.2.4 Қосымша материалдарға кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 85
2.2.5 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын
шығындар ... ... ... ... ... ... ..8 5
2.2.6 Энергетикалық шығындарды
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..8 6
2.2.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға жұмсалатын
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 86
2.2.8 Ағымдағы жөндеуге кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 86
2.2.9 Еңбек ақы қорынан төленетін
төлемдер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 87
2.2.10 Басқа да ақшалай
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 87
2.3 Мұнай өндірудегі жаңа техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .87
3 Еңбек қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ...89
3.1 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптарды пайдалану кезіндегі қауіпті
және зиянды өндірістік факторларды
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ...89
3.2 Қорғаныс
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... 91
3.2.1 Өндірістік
санитария ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... .91
3.2.2 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптармен жабдықталған ұңғыларды
пайдалану кезіндегі техника
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... 92
3.2.3 Электр
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... 94
3.2.4 Өрттік-жарылыстық
қауіпсіздік ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 95
4 Қоршаған ортаны қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ..100
4.1 Мұнай кәсіпшілігінің биосфераға әсерін
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ..100
4.1.1 Кәсіпорынның атмосфералық ауаға әсер етуінің түрлері мен
көздері ... ...101
4.1.2 Атмосфераға
әсері ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... 101
4.1.3 Гидросфераға
әсері ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ..103
4.1.4 Литосфераға
әсері ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... 105
4.2 Ұйымдастырылған
шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... 106
4.3 Қоршаған ортаны қорғаудағы инженерлік және табиғатты қорғау іс-
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 108
4.3.1 Атмосфераны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... 108
4.3.2 Гидросфераны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...109
4.3.3 Литосфераны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... .110
4.4 Өсімдік және жануарлар әлемі күйінің
мониторингі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...111
Қорытынды ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .113
Пайдаланылған әдебиеттер
тізімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 114
Қосымша ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 115
КІРІСПЕ
Арман кен орны 1979 жылы Қаламқас кен орнындағы іздеу және барлау
ұңғыларын бұрғылау үрдісі кезінде № 25-Қаламқас іздеу ұңғысын бұрғылау
нәтижесінде ашылған.
Кен орнында терең бұрғылау және де ұңғыларды сынау
Мангышлакнефтеразведка кешенді экспедициясымен жүргізілді.
01.10.89 ж. жағдай бойынша Арман кен орнының мұнай қорын, газ және
ілеспе компоненттерді есептеу Гурьевнефтегазгеология және КазНИГРИ
қызметкерлерімен орындалып, пайдалы қазбалар қоры бойынша ССРО Министрлер
кеңесінің мемлекеттік комиссиясының мәжілісінде бекітілді (ГКЗ СССР №
10906, 24 тамыз 1990 ж.).
1995 жылдың наурыз айында Арман БК мамандарының жүргізген жөндеу
жұмыстарынан кейін, сынамалы-өндірістік пайдалануға № 13, 25, 35 ұңғылары
енгізілді. 1995 жылдың сәуір айында кен орнында нақты тереңдігі 1569 м,
көлбеу бағытталған № 14 барлау ұңғысы бұрғыланды, бұл ұңғы да сынамалы-
өндірістік пайдалануға берілді.
1995 ж. НИПИнефтегаз институтымен Арман кен орнын игерудің
технологиялық сұлбасы құрастырылып, Қазақстан Республикасының мұнай кен
орындарын игеру бойынша Орталық комиссиясымен бекітілді (№ 1 құжаттама,
13.06.1996 ж.) және игерудің екі нұсқасы қабылданды.
Арман кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы бойынша кен орнын
игеру 1996 жылдан бастап қазіргі уақытқа дейін іске асырылуда.
Мұнай алу коэффициентінің техника-экономикалық негізі Арман кен
орнындағы мұнай қорын, газ және ілеспе компоненттерді есептеу есеп беру
құжатындағы ақпараттарға, сонымен қатар пайдалану кезеңіндегі кен орнын
игерудің талдамына сүйенеді.
Бұл жобада Арман кен орнының геологиялық құрылымы туралы негізгі
мәліметтер, өнімді горизонттардың сипаттамасы, сонымен қатар кен орнын
игерудің ағымдағы жағдайының қысқаша сипаттамасы келтірілген.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Арман кен орны туралы жалпы мағлұматтар
Арман кен орны Қазақстан Республикасы, Маңғыстау облысында
орналасқан. Кен орнына жақын орналасқан елді-мекендер Қаламқас елді мекені
(15 км), Шебір (95 км) және мал шаруашылығымен айналысатын Тұщықұдық
совхозы болып табылады.
Кен орны географиялық жағдайы бойынша, Ақтау қаласынан 210 км
қашықтықта жатқан, Бұрыншық тік жарына жақын Қаламқас мұнай-газды кен
орнының солтүстік-батыс бөлігінде орналасқан. Жақын елді-мекенге кен
орнынан 150 км қашықтықта орналасқан темір жол станциясы бар Шетпе жатады.
Бозащы жарты аралының солтүстік-батыс бөлігі тартылып қалған теңіз
түбі болып табылады және рельефтің әртүрлілігімен ерекшеленеді. Бұл - 19 м-
ден + 28 м-ге дейінгі белгімен сипатталатын, Каспий теңізі жағына қарай
жолақты иілген жазық болып табылады. Ландшафтының сипатты белгісі –
автокөлік қиын өтетін әртүрлі көптеген сорлар болып табылады, рельефтің
жақсы пішіні бархандар және түйірлі жыныс қалдықтары түрінде келтірілген.
Климаты – күрт континентальді. Ауаның температурасы қыс мезгілінде -
30 0С, ал жазда + 30 + 45 0С-ге дейінгі аралықта өзгереді.
Атмосфералық жауын-шашындар негізінен күз-қыс мезгілінде түседі және
жылына 150-180 мм-ден аспайды.
Ауыз су көздері ретінде сирек те аз шығымды құдықтар қолданылады. Ал,
техникалық сумен қамтамасыз ету үшін альб сулы горизонттарынан бұрғыланған
ұңғы, сонымен қатар Каспий теңізінің суы қолданылады. Қаламқас кен орнына
су Еділ өзенінен тартылады. Кен орны жанында Ақтау-Қаламқас магистральді
мұнай құбыры жұмыс жасауда. Елді мекендер арасындағы
байланыс грунтты жолдар бойынша автокөлікпен іске асырылады.
1.2 Кен орнының геологиялық құрылымы
Арман кен орнының юра өнімді горзонттары барлық пайдалану
ұңғыларымен ашылған. Өнімді горизонт жынысының коллекторлық қасиеті мен
литолого-петрофизикалық сипаттамалары барлық пайдалану ұңғыларынан алынған
он төрт (14) ұңғы үлгі тасы (керн) және шлам бойынша, сонымен қатар каратаж
мәліметтері бойынша зерттелген. Өнімді горизонт бағынышты алевролит
қабатшалары және сирек кездесетін әктас пен мергельден тұратын, сазды-құмды
жыныстармен күрделенген көмірдің жұқа қабатшалары кеңінен таралған.
Аудан бойынша шыдамды алевролитті-құмды және сазды жыныстар
пачкасымен қатар, олардың біркелкісіз қабатталуынан әртүрлі саздармен толық
ауысқанға дейінгі аймақтармен келтірілген.
Келтірілген өнімді горизонттар қалындығы 2-15 м-ге дейінгі өзгеретін
берік сазды бөлімдермен байланысқан. Саздар қара-сұр, сирек, кейде
алевролиттер, құмтастар, кейде көмір қабаттары бар. Көптеген горизонтальді
және иілген, тік сызықты және толқынды қабаттары бар сұр саздар, сирек
кездесетін фауна қалдықтарының қабатталу жазықтығы бойынша, өнімділікті
органикамен бұрышталған жіңішке детрит құрамды болып табылады. Әктастар
және мергельдер қабатшалары саз материалының айтарлықтай қоспасы әртүрлі
микро түйршік түрінде келтірілген.
Ю-II горизонты. Шектеулі таралған және №9 және №13 ұңғыларда ғана
белгіленеді. Коллекторлар екі құмды қабат ретенде келтірілген олардың
мұнайғақаныққан тиімді қалындығы 7,4 м (9 ұңғы) 14,6 м дейінгі (13 ұңғы)
аралықта өзгереді.
Ю-III горизонты. 1-4 құмды қабаттар ретінде келтірілген мұнайға
қаныққан тиімді қалындығы 0,8 (104 ұңғы) 9 м дейін (34 ұңғы) дейінгі
аралықты өзгереді. Құмдылығы 0,1-0,38 шектерінде алмасады. Қалындық бойынша
орташа алынған кеуектіліктің мәні 0,88-0,29 дейін мұнайға қаныққандық 0,57-
0,682 дейін өзгереді.
Ю-IV горизонты. 1-2 қабат-коллекторы ретінде келтірілген олардың
газғақаныққан қалындығы 8,8 (13 ұңғы) 9,5м (102 ұңғы) дейін өзгереді.
Кеуектіліктің орташа мәні 0,226-0,23, ал газға қаныққандық орташа мәні 0,74-
0,806 дейінгі аралықта өзгереді.
Ю-V горизонты. 1-3 қабат-коллекторы ретінде көрсетілген.
Коллекторлардың газғақаныққан тиімді қалындықтары I блокта 2,4-9,2м дейін
ауысып отырады.
II блок бойынша №2 ұңғыда газғақаныққан қалындық 7,6 м, ал мұнайға
қаныққандық қалындық 5,4 м құрайды.
Горизонт бойынша құмтастылық 0,1-0,86 аралығында алмасады.
Кеуектіліктің қалындық бойынша орташа мәні 0,24-0,3 дейін, ал
газғақаныққандық 0,5-0,6 дейін өзгереді. №2 ұңғы бойынша мұнайға
қаныққандық 0,61-ге тең болған.
Ю-VII горизонты. Коллекторлары барлық аудан бойынша таралған және
жеке ұңғылардың өзара қойылып, бір гидродинамикалық резервуар (109 ұңғы)
түзетін құмтасты қабаттар болып табылады, 3,9 дейін құмтасты коллекторлар
келтірілген. Горизонт бойынша мұнайғақаныққандық тиімді қалындық 2,2-20,4
м аралығында, құмтастылық 0,13-0,8 шектерінде өзгереді.
Кеуектілік мәні (қалындық бойынша орталанған) 0,182-0,28 дейін,
мұнайғақаныққандық 0,565-0,855 дейін, ал өткізгіштік 60-564 мД дейін
өзгереді.
Ю-VIII горизонты. 1-4 құмтасты қабаттардан тұрады. Мұнайға
қаныққандық тиімді қалындық 1,4-7,4 дейін өзгереді. Ал, құмтастылық 0,1-
0,56 дейін. Қалындық бойынша орташа алынған кеуектіліктің мәні 0,203-0,3
дейінгі аралықта, мұнайғақаныққандық 0,546-0,788 аралықта өзгереді.
Ю-IХ горизонты. 2-3 құмтасты қабаттардан тұрады. Мұнайға қаныққандық
тиімді қалындық мәні 1,3-9,2 м тең. Құмтастылық 0,11-0,87 дейін. Қалындық
бойынша орташа алынған кеуектіліктің мәні 0,21-0,236 дейінгі,
мұнайғақанығушылық 0,54-0,702 дейінгі аралықта.
Ю-Х горизонты. 1-4 қабат-коллекторынан тұрады. Мұнайға қаныққандық
тиімді қалындық 3-7,1 аралығында, құмтастылық 0,64-0,73 дейінгі аралықта
өзгереді. Қалындық бойынша орташа алынған 0,59-0,663 аралығында өзгереді.
Ю-ХI горизонты. 2 қабат-коллекторынан құралған. Мұнайғақаныққан
тиімді қалындық 1,2-7,8 м, құмтастылық 0,41-0,79 дейінгі аралықта өзгереді.
Қалындық бойынша орталанған кеуектілік мәні 0,176-0,32 дейін,
мұнайғақанығушылық 0,552-0,69 аралығында өзгереді.
Ю-ХIIа горизонты. I блокта 1-ден 4-ке дейін құмтасты коллектор, II
блокта 1-8 дейін қабат-коллекторы бар. Мұнайғақаныққан тиімді қалындық I
блокта 1,0-8,9 м, құмтастылығы 0,7-0,96 м, II блокта мұнайғақаныққан
қалындық 5,3-13,5 м, құмтастылық 0,2-0,69 аралығында өзгереді. Қалындық
бойынша орталанған кеуектілік №1 горизонт үшін 0,19-0,295, мұнайғақаныққан
0,619-0,785 аралығында, ал II блок бойынша кеуектілік 0,155-0,27,
мұнайғақаныққандық 0,54-0,757 аралығында өзгереді.
Ю-ХIII ст горизонты. №103 ұңғының аймағында иілетін, кен орнының
батыс бөлігінде (№9 ұңғы) максималды қалындығы 28 м тең. Линза тәрізді
денелі құмтас түрінде таралған,тиімді мұнайғақаныққан қалындық 1,5 м (№ 103
ұңғы) 13,6 м дейін (№9 ұңғы), құмтастылығы 0,14-1,0 аралығында өзгереді.
Қалындық бойынша орташа алынған кеуектілік мәні 0,2-0,31 дейін,
мұнайғақаныққандық 0,56-0,67 аралығында өзгереді.
Ю-ХII b горизонты. Бұл горизонттың коллекторлары аудан бойынша Ю-
ХIIа горизонты сияқты және барлық ұңғыларда кездеседі.
I блокта 1-7 құмтасты коллектор, ал II блокта 2-6 дейін қабатты-
коллектор келтірілген. Мұнайғақаныққан тиімді қалындық I блокта 1,0-12,7м
аралығында, құмтастылығы 0,45-1,0 м аралығында,ал II блоктағы
мұнайғақаныққан қалындық 10-13,3 м аралығында, құмтастылығы 0,45-0,63 дейін
өзгереді, қалындық бойынша орталанған. Кеуектілік мәні I блок бойынша
0,155-0,295 дейін, мұнайғақанығушылық 0,575-0,721 дейінгі аралықта, ал II
блок бойынша кеуектілік 0,219-0,277 аралығында, мұнайғақаныққандық 0,59-
1,783 аралығында, ГИС бойынша өткізгіштік 66-892 мД дейін өзгереді.
Ю-ХIII горизонтында. 1-8 дейін қабатты коллектор бар. №13 ұңғыны
олар құюлып бір жоғары өткігіштікті резервуар түзеді. Мұнайғақаныққан
тиімді қалындық 1,3-26,6 м дейін, құмтастылық 0,14-0,94 дейін өзгереді,
қалындық бойынша алынған кеуектіліктің орташа мәні 0,191-0,29 дейін,
мұнайғақанығушылық 0,598-0,836 дейін, ал өткігіштік 110-850 мД аралығында
өзгереді.
Ю-ХIV горизонты. 1-4-ке дейінгі қабатты-коллектордантұрады.
Мұнайғақаныққан тиімді қалындық 2,1-7,4 м дейін, ал құмтастылығы 0,4-0,87
аралығында өзгеріп отырады. Қалындық бойынша орташа алынған кеуектілік мәні
0,175-0,27 дейін, мұнайғақанығушылық 0,62-0,775 аралығында болады.
Өнімділік нұсқасы шегінде №2, 104, 110, 117st және 122 ұңғылары орналасқан.
1.2.1 Стратиграфиясы
Арман кен орнының бұрғылау нәтижесінде ашылған қимасының шөгінділері
Мезо-Кайназой жасына жатады. Ұңғымен ашылған ең ескі жыныс – триас
түзілімдері болып табылады. Ашылған шөгінділердің максималды қалындығы –
4000 м.
Триас жүйесі. Триастық жыныстар барлау ұңғылармен ашылған
литологиялық қатынаста қара-сұр және тығыз жасылды, сұр аз кеуекті ұсақ
түйірлі құмтастармен қара-сұр және қоңыр-сұр аргилиттері бар, алевралиттің
біркелкісіз қабатталған түрінде келтірілген. Жыныстың түсіне қарап және де
қолда бар фаунистиалық (острокоды),поленологиялық (харовтық болдырлар),
анықтау мәліметтері бойынша жыныстың жасы орта триас деп пайымдалған.
Олардың максималды ашылған қалындығы (№2, 10) 143 м құрайды.
Юра жүйесі. Юра жасындағы шөгінділерде кеуекті пыльцтік кешенін
анықтау және азғана табылған пелецинетке сүйене отырып тек қана
мүшеленбеген байос және бат ярустарымен көрсетілген ортаңғы сораға жатады.
Олар триасты түзілімдердің эрозионды бетінде шөккен.
Литологиялық қатынаста олар құмтасты-сазды жыныстармен күрделенген,
құмтасты сұрдан қара сұрға дейін, колимитті, кеуек типті сазды цементтелген
кеуекті болып келеді.
Саздар-өсімдік шөгінділері бар слюдалы алевролитті,қара-сұр түстен
кейде жасыл сұр түске дейін болады.
Ұңғылар бойынша юра шөгінділері пачкасының қалындығы 489-538м
құрайды.
Бор жүйесі. Арман ауданындағы бор жүйесі екі бөлімнен келтірілген:
жоғарғы және төменгі.
Төменгі бөлім-шөгінділерінде готерив, баррема,апыт және альб
шөгінділері кездеседі.
Ал, жоғарғы бөлім- шөгінділерінде сеноман, турон, каньякский ярусы
сантон және кампана шөгінділері кездеседі. Валакжинский, Маастрихитский
және датский шөгінділері ауданда шойылған.
Төменгі бор. Гетерив ярусы. Гетерив түзілімдері Юра түзілімдерінде
стратиграфиялық сәйкессіздік бойынша жатыр, Гетерив жыныстары литологиялық
қатынаста Теңіздің ұсақ шөгінділердің едәуірлігімен-негізінен алевролит
және сирек құмтастармен қабатшаланған саздар болып табылады. Жасын
полентологиялық негізіне сүйене отырып көптеген жас бойынша анықтамалармен
бекітілген жас көрші аудандармен Арман ауданының қимасының
электрокаратаждық сипаттамаға негізделеді.
Гетерив ярусының қалындығы 51-62 м аралығында өзгереді.
Барриемский ярусы. Барриемский ярусы сарғаш түсті,саздар,алевролитер және
құмтастардан тұрады. Құмтастардан ұсақ түйіршікті, полимитті,
алевролитті. Алевролит әдетте ұсақ ірі түйіршікке дейін саздармен жұқа аз
қабаттарымен қабатталған. Ярус қалындығы 116-129 м құрайды.
Апт ярусы. Апт ярусы барлық жерде кең таралған және баррием
жыныстарында шайылыммен шөккен. Апттың табаны кейде қара түске дейін
болатын сарғыш-қара шөгінділермен белгіленеді.
Аптқа сүйене отырып ұсақ галка және гравиі бар алевролитті-құмтасты
негізгі қабат белгіленген (1-2,5 м). Қиманың жоғарғы жағында таза
қабатшаланбаған қара саздардан тұратын қалындық дамыған. Ярустың жоғарғы
бөлігі аз немесе көп алевролитті, сирек құмтасты қабатшалы саздардың
біркелкі реттелуімен сипатталады. Апт шөгінділерінің қалындығы 120-129 м
құрайды.
Апт ярусы, Альб ярусымен апыт және альб арасындағы жапсар электрлік
каратаж диограммаларында нақты белгіленген айтарлықтай шайылмаған апыт
түзілімдерінде шөгеді. Альб литологиялық тұрғыдан алғанда саздар,
алевролитттер, құмтастардың қабатталуымен күрделенген. Саздар қара-сұр
түсті, тығыз әлсіз алевролитті. Құмтастар ұсақ және орта түйіршікті
полимикті. Альб түзілімдердің қалындығы 322 м дейін жетеді (12 ұңғы).
Жоғарғы Бор. Сеноман ярусы.Сеноман ярусының шөгінділері үзілістің
көрінбейтін іздерімен және альб жыныстарының бетін жаба шөгеді. Жасыл-сұр
құм немесе құмтас шөккен фосфоритті желвакты қабат белгіленген. Сеноманның
қалған барлық бөлігі қара-сұр саздар және ұсақ түйіршікті құмтастармен
келтірілген. Сеноман қалындығы 106-115 м шектерінде өзгеріп отырады.
Турон-Сенон мүшеленбеген. Турон және коньяксий ярус түзілімдерінің,
сонымен қатар сантонский және кампанский ярустарын біріктіреді.
Турон-Сенонның табаны КС-ң жоғарғы мәнімен сипатталып сазды
карбонатты терригенді жыныстарының ауысуы бойынша белгіленеді
(келтіріледі). Кешен ашық- сұр кейде ақ түске дейінгі мергельдермен, құмды-
борлармен сирек әктастар және мергелитті немесе әктасты саздармен
күрделенген.
Турон-Сенонның қалыңдығы 153-183 м аралығында өзгереді.
Төрттік жүйе, төрттік жүйенің түзілімдері ракушкалы және сорлы түзілімдерге
айтарлықтай ие, жоғарғы бор түзілімдерінің шайылған бетінде шөккен. Оның
қалыңдығы шамамен 10 м жетеді.
1.2.2 Тектоникасы
Тектоникалық қатынаста Арман кен орнының солтүстік үстірт синеклизі
құрамына жататын ірі тектоникалық элемент болып табылатын Бозащы күмбезінің
шектерінде орналасқан. Арман көтерілімі Қаламқас иірімінің батыс бөлігін
күрделендіреді және соңғысынан триас түзілімдерінің беті бойынша
амплитудасы 45-100 м дейін болатын Р1, жарылысты бұзылымымен бөлектенеді
бұрғылау нәтижесінде алынған және оның негізінде құрастырылған реперлік
беттер негізі бойынша құрылымдық карталар, нақты айтатын болсақ триас және
юра шөгінділерінің жабыны бойынша алынған мәліметтерге сүйене отырып жұмыс
объектісі структуралық айтқанда оңтүстік батыстан, солтүстік-шығысқа
ориентирленген тор антиклиналды иірімге жатады. Құрылымның ең негізгісі F1,
түсірілімі болып табылатын көптеген тектоникалық бұзылыстармен күрделенген.
Ал, қалған F2, F3 және F4 түсірілімдері тірек ретінде келтіріледі. F1
және F2 түсілімдері Арман ауданының шегінде Манғышлақ мұнай геофизика
мекемесінің жүргізілген сейсмикалық зерттеулері барысында бекітілді. Тек
қана 288008 сейсмикалық профилінің уақытша қимасында жыныстардың ығысуы
белгіленген.
Жоспарда бұл бұзылу аймағы №35 және (9 ұңғыма) аралығында
орналасқан. Келтірілген нүкте түсірлімін жүргізу кезінде анықталған.
Жалпы айта кететін жайт, жоғарыда айтылып өтілген жоғары түсірілімдердің
жүргізілуі нәтижесінде жеке ұңғыларда өнімді қабат ең жоғарғы
белгісі бар сулы қабат болып шыққан.
Юра және триас шөгінділерінің жабыны бойынша тұрғызылған құрылымдық
карталардың талдамы жалпылай алғанда Арман құрылым дамуының негізін
көрсетті. Арман құрылымы триас шөгінділердің жабыны бойынша айтарлықтай
анық көрінеді, құрылым жоғарыда айтылған шөгінділер бойынша оңтүстік-
батыстан, солтүстік-шығысқа қарай созылған және №2, 13, 25, 35, 4 ұңғылары
жататын жеке күмбездік бөліктермен сипатталады.
Бұл кезде ең жоғарғы гипсометриалық белгілерге №2, 4 ұңғыларында
белгіленген. F1, F3, F4 тектоникалық бұзылыстармен шектелген және күмбездік
аймақтар беттік ауданға ие, бұл жерде жыныстардың құлау бұрышы 30-ты
құрайды және де қанатты аймақтарына қарай бұл шама өседі. Тұйықталатын
изогипс бойынша олардың өлшемдері – 1430 м (I блок) – 1440 (II блок) және
де 1430 м (III блок) сәйкесіше мыналарды құрайды: 1000 м х 750 м; 1750 м х
900 м; 3125 м х 850 м.
Алдын-ала айтылғандай Арман көтерілімі ірі Қаламқас иірімінен Р1,
тектоникалық бұзылыс арқылы бөлектенеді. Ең нақты олардың мүшелену сипаты
солтүстік-батыс бөлігінде көбірек сипатталады (№2, 5 ұңғы Арман және №36,
66 ұңғы Қаламқас) және нақты мәліметтердің жоқтығына байланысты ең азы
батыс бөлігі болып табылады. Жалпы алғанда Арман құрылымы жүргізілген
тектоникалық төрт (IV) блокқа бөлінген. Ең көтеріңкісі №13 ұңғыма
орналасқан төртінші блокта болып табылады. Соңғы құрылымның негізгісі
бөлінген өнімді горизонт бойынша жоғары белгідегі сулы қабат болуына
байланысты бөлінген. Арман құрылымның негізгі бөлігін айтар болсақ, I және
III түсірілген блок фонындағы горст түрінде келтірілген, II блок ең жоғарғы
гипсометрияға ие екендігін айта кеткен жөн. Ең жас шөгінділер бойынша соның
ішінде юра шөгінділерін жабыны бойынша Арман құрылымының морфологиясы
негізінен сақталынып отыр.
Бұл жердегі күмбездегі аймақтар №13, 5, 35 ұңғымалары айналасында
шоғырланған. Құрылым триаспен салыстырғанда жатыңқы болып келеді. Бұл
шөгінділер бойынша жыныстардың құлау бұрышы 20-тан аспайды. F3 және F4
тектоникалық бұзылыстарының амплитудасының аздығы юра уақытының аяғына
қарай олардың өлшеміндігін көрсетеді, осыған байланысты юра шөгінділерінің
жабыны бойынша тұрғызылған құрылымдық картада олар орын таппаған. Жалпы
алғанда Арман иілімдері өте күрделі сипатқа ие.
1.3 Мұнайгаздылығы
Арман кен орны 1979 жылы Қаламқас кен орнының батыс және солтүстік-
батыс бөліктеріндегі құрылымды, нақтылау кезінде геологиялық барлау
жұмыстары нәтижесінде ашылған.Осы аймақта бұрғыланған Қаламқас №25 барлау
ұңғымасы бойынша 1300-1320 м аралығынан (интервалы) мұнайдың фонтанды ағыны
алынған.
Арман кен орнының юра қалындығында анықталған мұнай және газ
кеніштері, Қаламқас кен орнымен салыстырғанда тіпті өзгеше сипаттқа ие
болған. Қаламқастағы қиманың жоғарғы бөлігінде шөккен юралық өнімділік VII
горизонттарда дәлелденсе, ал Арман кен орнында өнімді горизонты оның
төменгі бөлігінен шыққан. Онымен, негізгі мұнай қоры бар шоғырға (кеніш)
байланысты болып келеді.
Ю-II горизонты. Бұл горизонт жеті ұңғылардан (№2, 5, 10, 11, 12, 9,
25) сыналған. Бұл кезде мұнайдың өндірістік ағыны тек № 9 және 10
ұңғымаларда ғана алынған. №9 ұңғыдағы (перфорация аралығы 966-978м) мұнай
шығымы (дебиты) 20 м3тәу компрессорлы тәсілмен игеріліп жатқан №10 ұңғы
(917-931 м)-41,6 м3тәу құраған.
Су мұнай жапсар сынау кезінде мұнайдың өндірістік ағынын берген,
өнімді қабат табанына сәйкес келетін белгілерде шартты түрде қабылданған. №
9 ұңғыма ауданы үшін ол 922 м-ді құрайды, ал №10 ұңғыма ауданы үшін-955 м.
Қабылданған су, мұнай жапсары (СМЖ) ескеріп шоғырдың биіктігі сәйкесінше
10,6м және 18м-ге тең. Шоғырлар-қабаттық, күмбездік, литологиялық және
тектоникалық экрандалған.
Ю-III горизонты мұнайдың өндірістік ағыны Qn26=9,6м3тәу-тен
Qn7=33,6м3тәу-ке дейінгі шығымдарымен үш ұңғыда: №9, 10 және 35 алынған.
СМШ шарты түрде №11 ұңғыма араласқан мұнайлы қабатының табаны бойынша
белгісі – 1014,8 м деп қабылданған, бұл ұңғыны сынау кезінде мұнайдың
өндірістік ағыны алынған. СМЖ-ң осы қабылданған мәнінде шоғырдың биіктігі
25 м-ге тең. Шоғыр-қабатты, күмбезді, литологиялық экрандалған.
Ю-IV горизонты ешқандай ұңғымен сыналмаған. ГИС мәліметтері бойынша
горизонт мұнай шоғыры бар деп есептелетін, №10 ұңғыда ғана
бағаланады.Каратажы бойынша өнімді қабат табанына сәйкес (шекарасы) 1004 м
белгіде қабылданған.
Қабылданған СМЖ кезінде шоғыр биіктігі 10 м-ге тең.
Ю-V горизонты I, II блоктардағы №25,12 ұңғыларды сынау нәтижесінде
газ шоғырлары анықталды. Төменде ТСШ-ң қабылданған жағдайларының негізі
келтірілген, II блок.
Өнімділік 1014-1027 м аралығында (абсолюттік белгісі – 1036,6-1049,6
м) орналасқан №25 ұңғыманы сынау кезінде Qгn=28400 м3тәу шығынды газдың
фонтанды ағыны алынды. ГИС мәліметтері бойынша №13 ұңғы қабат-коллекторлары
өнімді қабат ретінде бағаланған. Газ алудың төменгі белгісі-1050,2 м тең,
ал ГСШ ретінде қабылданған №25 ұңғы III блокта.
Бұл блокта ГИС мәліметі бойынша қабат-коллекторлары №2 ұңғыда
белгіленген, бірақта ол сыналмаған. ГМШ №2 ұңғымасының өнімді горизонтының
табаны бойынша шартты түрде абсолюттік белгісі кезінде 1045,5 м
қабылданған. ГСШ-ң қабылданған мәндері кезінде шоғып биіктігі мыналарды
құрайды, II блок үшін-18 м, III блок үшін 8,6 м түрі бойынша шоғыр қабатты
күмбезді тектоникалық экрандалған түрге жатады.
Ю-VI горизонттың өнімділігі III блокты сынау нәтижесінде дәлелденген.
ГИС мәліметтері бойынша шоғырдың II блокта да болуы болжалады. Төменде ГСШ,
ГМШ және СМШ-ң блоғы бойынша мәндері келтірілген ГСШ II блокта каратажы
бойынша газды бағаланатын №13 ұңғы қабатының табаны бойынша белгі-шоғырдың
биіктігі 7 м-ге тең.
III блокта 1029-1034 м (абсолюттік белгісі: 1052,5-1056 м)
аралығындағы №2 ұңғыны сынау кезінде үлкен газды факторына ие (5000 м3м3)
Qnn=2,2 м3тәу, Qгn=9200 м3тәу газды шығымды мұнайдың фонтанды ағыны
алынды. ГИС мәліметтерін сынау нәтижесінде бекітілген 1053,5 м абсолюттік
белгідегі газ-мұнай бөлімін белгілеуге мүмкіндік берді. Су мұнай шекарасы-
1059,9 м абсолюттік белгідегі өндірістік мұнай ағыны №2 ұңғыманы сынау
кезінде өнімді қабаттың табаны бойынша қабылданған. ГМШ-ң және СМШ-ң
қабылданған жағдайы кезінде шоғыр биімтігі 7,2 м-ге тең, ал газ телпегінің
биіктігі 1 м-ді құраған.
Ю-VII горизонты газды телпегі бар мұнай шоғыры анықталған II және III
блоктарда өнімді болып табылған. Төменде ГМШ және СМШ-ң блок бойынша
мәндері көрсетілген:
II блокта үш ұңғы сыналған: №9, №13, №25.
1065-1073 м аралығын (абсолюттік белгісі 1079,2-1086,2) сынау кезінде №13
ұңғыдан мұнай алынған. 1057-1064 м аралығын қосымша ату кезінде мұнайдағы
газдың құрамы айтарлықтай ұлғайған. Газ факторы 1500 м3тәу тең болған.
Газ- мұнай бөлігі ГИС мәліметтері бойынша 1086,2 м белгідегі №13
ұңғыманың газды қабатының табаны бойынша қабылданған.
Су, мұнай шекарасы ГИС мәліметтері бойынша 1127 м белгідегі №25
ұңғыманың мұнайлы қабатының табаны бойынша қабылданған мәндері 1074-1085 м
(абсолюттік белгісі 1096,7 м) аралықта шығымы
Qn7=16 м3тәу құрайтын мұнай ағыны алынған №25 ұңғының зерттеу
нәтижелерімен сәйкес келеді. III блок 1065-1090 м аралығында (абсолюттік
белгісі 1088,5-1113,5 м) аралығында №2 ұңғыны сынау кезінде мұнайлы, газдың
Qгn=159800 м3тәу шығымды фонтаны алынған. Сыналған аралықтың ішкі
жағы ГИС мәліметтері бойынша 1094,7 м (абсолюттік белгісі Газ-мұнай
бөлімі нақты айқындалған, бұл сынау нәтижелерімен сәйкес келеді). Бұл блок
үшін ГМШ көрсетілген белгіде қабылданған.
1114,5 м абсолюттік белгідегі ұңғыманың сыналған мұнайға қаныққан
қабатының табаны бойынша қабылданған, бұл №5 ұңғы сулы қабатының жабынына
сәйкес келеді. Шоғыр түрі қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған болып
келеді. Ю-VIII горизонты.
II және III блоктарға №2 ұңғы (II блок) және №25 (III блок) блок ұңғыманы
сынау кезінде орнатылған мұнай шоғырына сәйкес келеді.
Гис мәліметтері бойынша №13 ұңғыманың қабат-коллекторы негізінен
өнімді қабат ретінде бағаланған.
Төменгі блок бойынша СМШ-ң сипаттамасы келтірілген.
II блок СМШ ГИС мәліметтері бойынша абсолюттік белгісі 1151,6 м болатын №13
ұңғын бойынша қабылданған 1108-1126 м (абсолюттік белгісі 1130,6-1148 м)
аралығындағы осы ұңғыны сынау кезінде Qnком=17,2 м3тәу шығымды сусыз мұнай
ағыны алынған.
1105-1115 м (абсолюттік белгісі 1127,2-1137,2 м) аралығындағы №13
ұңғыны сынау кезінде Нор.дин =754,5 м кезіндегі Qn=22,1 м3тәу шығымды
мұнай ағыны осы блокта қабылданған сумұнайшекарасының мәніне тең екендігі
анықталды. СМШ-ң қабылданған мәні кезінде шоғырдың биіктігі 20 м құрайды.
III блок 1115-1130 м (абсолюттік белгісі 1138,5-1153,5 м)
аралығындағы №2 ұңғыманың сынау кезінде Qnком =8,8 м3тәу шығымға тең мұнай
ағыны алынған. СМШ шарты түрде абсолюттік белгісі-1146,3 м болатын сыналған
өнімді болатын қабат-коллекторының табаны бойынша қабылданған. СМШ
қабылданған жағдайы бойынша шоғыр биіктігі 3,8 м тең, түрі бойынша шоғыр
қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған.
Ю-IХ горизонты. ГИС мәліметтері бойынша өнімді қабат горизонты
құрамында тек қана №13 ұңғымада (II блок) ғана белгіленген және мұнайлы
горизонт ретінде бағаланған.СМШ 1156,2 м абсолюттік белгісі қабаттың ГИС
мәліметтері бойынша алынған және қабылданған мәнінде шоғырдың биіктігі 10,2
м тең.
Ю-Х горизонты. Горизот үш блокта, яғни I, II, III блоктарда мұнай
шоғыры белгіленген өнімді горизонт ретінде қабылданған.
I блокта мұнай шоғыры №35 ұңғы аймағында кеңінен тараған су, мұнай
шекарасы 1231-1237 м аралығы (абсолюттік белгісі 1202-1256,2 м) сынау
кезінде абсолюттік белгісі 1265,6 м шығымы Qn =1200 м3тәу болатын мұнай
ағыны алынды. СМШ-ң қабылданған мәнінде 15,8 м құрайды.
II блок 1179-1189 м аралығын сынау кезінде №13 ұңғымадан (абсолюттік
белгісі 1201-1211,2 м) шығымы Qnком=9,6 м3тәу-ке тең. Мұнайдың өндірістік
ағыны алынды. СМШ белгісі осы сыналған ұңғы қабатының табаны бойынша шартты
түрде қабылданған шоғырдың биіктігі 9,8 м-ге тең.
III блоктағы мұнай шоғыры №2 ұңғы ауданында таралған. СМ бөлігі ГИС
материалдарында белгіленген және 1224,1 м-ге тең абсолюттік белгісі
қабылданған. СМШ-ң қабылданған бұл мәні 1188-1198 м (абсолюттік белгісі
1211-1221,5 м) аралығындағы Qnком =9,6 м3тәу-ке тең шығымы бар. Өндірістік
мұнай ағыны алынып сыналған осы ұңғының мәліметтерімен сәйкес келеді. Осы
қабылданған СМШ-ң жағдайы үшін шоғыр биіктігі 12,4 м құрайды.
Шоғыр-қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған.
Ю-VII горизонты. Горизонттың өнімділігі үш блокта орнатылған, мұнай
қорының негізгі бөлігі екінші блокта орналасқан.
I блокта мұнай шоғыры №35 ұңғы аймағында тараған СМШ шартты түрде ГИС
мәліметтері бойынша 1281,4 м тең, абсолюттік белгідегі өнімді қабаттың
табаны бойынша алынған 1243-1262 м (абсолюттік белгісі 1262,2-1281,2 м)
аралығын сынау кезінде шығымы Qnком =9,6 м3тәу-ке тең болатын өндірістік
мұнай ағыны алынған. СМШ-ң қабылданған жағдайы кезіндегі шоғыр биіктігі 20
м-ге тең.
II блок. Мұнай шоғыры №9, 13, 25 ұңғымалары ауданында таралған. СМШ
ГИС мәліметтері бойынша 1309,8 м-ге тең абсолюттік белгісі №9 ұңғысы
бойынша қабылданған. 1270-1283 м-ге тең (абсолюттік белгісі 1393,4-1306,4
м) аралығындағы, СМШ-дан 3 м-ге биік жатқан осы ұңғыны сынау кезінде Qnком
=21,4 м3тәу-ке тең шығымды мұнай өндірістік ағыны алынған. 1260-1274 м
(абсолюттік белгісі 1282,6-1296,6 м) және 1222-1249 м (абсолюттік белгісі
1244,6-1271,6 м) аралығындағы және одан да жоғары абсолюттік белгілер де
аралығында №25 ұңғы сынау кезінде шығымы сәйкесінше Qn5=9,6 м3тәу және
Qnком=41,6 м3тәу-ке тең. Мұнайдың фонтанды ағындары алынған, №13 ұңғыдағы
бұл горизонт ГИС мәліметтері бойынша өнімді қабаттың өзіне қосады, өнімді
қабаттар сыналмаған, себебі осы қабаттың ұңғысы табиғатты қорғау аймағында
орналасқандықтан және сынау объетілерін санын минимумға дейін шектеу керек
болды. Негізінен ГИС бойынша олардың қабаттың өнімділігін бекіту үшін ГИС
мәліметтері бойынша анағұрлым сенімдірек қабаттар сыналды. СМШ-ң
қабылданған мәні негізінде шоғырдың биіктігі 78,6 м-ге тең.
III блок. Екі объектіні белгілеу ГИС мәліметтері бойынша №5 ұңғыдағы
жағдайларымен байланысты қабаттар сулы қабат ретінде қолданылды, себебі №2
ұңғының өнімді қабат-коллекторы гипсометрялық тұрғыдан жоғары болып шықты
горизонт құрамында сазды бөлімдермен бөлінген және жеткілікті қалындықпен
төзімділікті А және Б құмды қабаттарына сәйкес келетін екі есептеу
объектісі ерекшеленеді.
А қабаты. ГИС бойынша су, мұнай шекарасы 1250,9 м тең абсолюттік
белгілері №2 ұңғы өнімді қабатының табаны бойынша қабылданған. 1215-1222 м
абсолюттік белгісі 1238,5-1245,5 м) аралығын сынау кезінде осы ұңғыдан
мұнай шығымы Qnком =41,6 м3тәу болатын өндірістік ағын алынды. СМШ-ң осы
қабылданған жағдайы кезінде шоғырдың биіктігі 12 м құрайды.
Б қабаты. №2 ұңғыдағы су, мұнайлы шекарасы абсолюттік белгісі 1285,5
м болатын өнімді қабаттың табаны бойынша қабылданған, 1250-1273 м
(абсолюттік белгісі 1273,5-1296,5 м) аралығында.
Ю-ХIII горизонтымен бірге шығымы Qn =54,2 м3тәу-ке тең мұнайдың
фонтанды ағыны алынған, СМШ-ң қабылданған осы мәні кезіндегі шоғырдың
биіктігі 21м-ге тең. Шоғыр түрі бойынша – қабатты-күмбезді, тектоникалық
экрандалған.
Ю-Х 1П горизонты. Горизонттың өнімділігі мұнай шоғыры табылған, I,
II, III блоктарда дәлелдейді. Блок бойынша СМШ-ң мағыналары төменде
берілген.
I блок. Мұнай шоғыры №2 ұңғының маңайында тараған, қабат-
коллекторлары горизонттың жоғарғы бөлігінде орналасқан және №35 ұңғыны 1312-
1317 м (абсолюттік белгісі 1331,2-1337,2 м) аралықта сынау кезінде шығымы
Qnком =3,6 м3тәу-ке тең мұнай ағыны алынған. СМШ шартты түрде 1336,4м-ге
тең абсолюттік белгідегі берілген ұңғының қабат коллекторының табаны
бойынша қабылданған СМШ-ң мәні кезінде осы блоктағы шоғырдың биіктігі – 4,8
м-ге тең.
II блокқа осы горизонттың негізгі мұнай қорының бөлігі жатады. №13
ұңғы (перфорация аралығы – 1278-1303 м абсолюттік белгісі 1300-1308 м;
абсолюттік белгісі 1300-1308 м; абсолюттік белгісі 1226,6-1330,6 м) сынау
кезінде мұнай шығымы сәйкесінше Qn5 =72 м3тәу және Qn5=35,8 м3тәу-ті
құрайтын фонтанды ағын алынған. СМШ-ң сыналған №13 ұңғының өнімді қабатының
табаны бойынша 1330,6 м-ге тең болатын абсолюттік белгіде қабылданған.СМШ-ң
қабылданған осы мәні кезінде шоғырдың биіктігі 30,8 м-ді құрайды.
II блоктың өнімді қабаттары тек қана №5 және №2 ұңғыларда ғана
дамыған. 1305-1311 м аралығындағы №5 ұңғыны сынуа кезінде (абсолюттік
белгісі 1328,9-1334,9 м) аралығында. Мұнай шығымы Qnком =9,6 м3тәу-ке тең
ағын алынды. №2 ұңғыны Ю-ХII горизонттарымен бірге сынау кезінде қабаттың
табаны бойынша осы берілген СМШ-ң мәні кезінде шоғырдың биіктігі 41,2 м-ге
тең. Шоғыр түрі бойынша қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған болып
келеді.
Ю-ХIV горизонтты. Бұл горизонт тек №2-ші ұңғымада ғана өнімді болып келеді,
СМШ-ң ГИС мәліметтері бойынша №2 ұңғымадағы 1344,7 м болатын абсолюттік
белгісі қабылданған. Бұл ұңғыны сынау кезінде 1307-1316 (абсолюттік белгісі
1330,5-1339,5 м) аралығында мұнай шығымы Qn7=32,4 м3тәу болатын фонтанды
ағын алынған. СМШ-ң қабылданған мәні кезінде шоғырдың биіктігі 13,2 м-ге
тең.
1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы Арман
кен орнының қабат қысымын анықтау ұңғыларды меңгеру кезеңі мен бөлек оларды
пайдалану үрдісі кезінде жүргізілді. Зерттеулер негізінен тоқтатылған
ұңғылардығы қысымның қалпына келуі немесе статикалық қысымда өлшеу әдісімен
жүргізілді. Жеке жағдайларда орнатылған жинау әдісі қолданылды. Зерттеудің
нәтижесінде өндеу өнімділік коэффициенті, өткізгіштік коэффициенті, скин-
фактор сияқты қабат параметрлері анықталды. Қабат қысымының динамикасы
пайдалану уақытынан және мұнаймен сұйықтың жинақталуын алынуынан тәуелді
болады.
Ұңғымалар бойынша қабат қысымының жинақталған сұйық алудан
тәуелділігі нұсқа сырты аймағы белсенделігінің сипаттамасын және білінетін
суарынды режимді орнату үшін қолданады. Созылмалы игеру тарихы бар №13,14,
25 ұңғылар үшін нұсқа сырты аймағының қисыққа әсері қысымымен өсінен қарай
бастапқы аймақ түзуінен ауытқитыны байқалады.
Кен орның игерудің алғашқы жылдарында қабат қысымының өзгеру сипаты
горизонттар бойынша негізінен №13, 14, 25 ұңғымаларынан алу бойынша
анықталып отыр. Осы ұңғымалардан белгілі-бір қашықтықта бұрғыланаған жаңа
ұңғымалар қысымы бастапқыдан төмен, бірақта №13, 14, 25 ұңғымалардағы
ағымдағы қабат қысымынан жоғары, қабат аймақтарында ашылды.
1999-2000 жылдары Ю-ХIII, Ю-ХIV горизонттарына сәйкесті айдаудың
әсерінеде тұрған №13, 14, 25 ұңғылар және 117, 122 ұңғымалардағы қабат
қысымының өсуі байқалған.
Тек қана табиғи режимде игеріліп жатқан және айдаумен қамтылмайтын
аймақтармен горизонттағы ұңғымалар бойынша салыстырмалы тұрақты қарқынды
қабат қысымының төмендуі байқалды. Жеке тектоникалық блоктың үстінде
орналасқан және игерілетін мұнайдың аз ғана қоры бар №113 ұңғыда қабат
қысымын тұрақты төмендеуі байқалады.
Қабат қысымы динамикалық талдамы көрсеткендей барлық ұңғылар бойынша
ағымдағы қабат қысымы бастапқы қабат қысымынан 1,8-5,24 МПа-ға (орташа
шаманың төмендеуі 3,2 МПа-ды құрайды) төмендеген және де жеке ақшауланған
блокта бұрғыланған (Рпл=8,56 МПа) №113 ұңғыдан басқалары критикалық қабат
қысымынан жоғары.
1999 жылы ұңғымалар бойынша қабаттың ағымды депрессиясы минималды
мәнінен 1,18 МПа (№121 ұңғы) 8,43 МПа-ға дейін өзгерген №25 ұңғы, орташа
4,73 МПа-ды құрайды. Өнімділік коэффициенті жоғарғы мәндерге ие ұңғымалар
төменгі депрессия кезінде 1,0-2,5 МПа, өнімділік коэффициенті төменгі
мәндеріне ие ұңғылар жоғарғы депрссия кезінде пайдалануда.
Уақыт сәйкесінше мұнай бойынша өнімділік коэффициентінің өзгеруінің
талдамы көрсеткендей кейбір ұңғылар бойынша (№13, 14, 25, 108, 110) ұңғылар
оның төмендеуі байқалды. Уақытқа сйкес өнімділік коэффициентінің төмендеуі
ығыстыру үрдісімен және ұңғы өнімінің сулануының өсуімен сипатталады.
1.5 Кен орнын жобалау және игеру тарихы
Арман кен орнын пайдалану басы кезінде Қаламқас кен орнындағы №25, 34
ұңғыларын ескергенде (14) он төрт іздеу ұңғылары бұрғыланды. Үш ұңғы (№9,
10, 11 ұңғы) концервацияда болды, жеті (7) ұңғы геологиялық себептерге
байланысты, соның ішінде төрт ұңғы (№1, 2, 5, 14 ) пайдалану тізбегіндегі
объектілерді сынаудан кейін, үш ұңғының (№4, 6, 36) пайдалану тізбегін
түсірмей-ақ жойылды. Мұнай шоғырындағы аралығынан тоғыз ұңғы бұрғыланып,
бес ұңғы (№1, 4, 6, 12, 34) мұнайлық нұсқасынан тыста орналасты.
Арман кен орнын игерудің сынамалы пайдалану жоспарына сәйкес №13, 25,
35 бардау ұңғымаларының күрделі жөндеуінен кейін пайдалануға енгізгеннен
бастап басталды. 1995 жылдың сәуір айында ең алғаш еңісті бағытталған №14
ұңғы бұрғыланды.
Төрт ұңғы бойынша мұнаймен газдың физика-химиялық қасиеттері,
қабаттың коллекторлық қасиеттері және де гидродинамикалық параметрі туралы
жаңа мәліметтер алынып, өнімді горизонттар өндіру мүмкіндігі және ұңғыны
табиғи режимде пайдалану кезіндегі шоғырдағы қабат қысымының құлауының
қарқыны бағаланды. Айта кететін жайт, алынған ұңғы жұмысының сипаттамалары
алғашқы сынау кезімен салыстырғанда біршама жақсарған.
1995 жылғы барлау ұңғымаларын сынамалы пайдалану аяқталған соң НИПИ
мұнай газ институты мен Арман кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы
құрастырылып Қазақстан Республикасының мұнай кен орындарын игеру бойынша
орталық комиссиясымен бекітілді, (№1 хаттама, 13.06.96 жылы) және келесі
жағдайлармен техника-экономикалық көрсеткіштері бар игерудің екі нұсқасы іс-
жүзінде енгізілді :
- төрт пайдалану объектілері бөлінді – Ю-VII, Ю-Х, Ю-ХII, Ю-ХIII
горизонттары ;
- Ю-II, Ю-VIII, Ю-IV, Ю-VIII, Ю- IХ, Ю-Х горизонттары негізгі
объектілерден қайтарымды қормен игеріліп жатыр;
- Halliburton фирмасының жабдығының қолданып ұңғыларды бір мезгілді
бөлек-бөлек пайдалану технологиясы бойынша барлық пайдалану
объектілеріндегі ұңғыларды бір торлы игеру;
- тығыздығы 16 гаұңғы бірқалыпты квадратты торды қолдану;
- су айдаудың аударылатын тоғыз нүктелі жүйесін қолдану;
- су айдау үрдісінің басталуы – 1997 ж.;
- су айдау кезінде Ю-VII горизонтының өндіру ұңғыларындағы түп қысымы
қанығу қысымының деңгейінде ұстап тұру, Ю-Х, Ю-ХII, Ю-ХIII
горизонттарының өндіруші ұңғымалардағы түп қысымының қанығу
қысымынан 4 МПа-дан көп емес салысырмалы төмен ұстау;
- айдау ұңғымасындағы түп қысымынан қабатты гидро жару қысымынан
төмен 0,5 МПа деңгейде ұстап тұру;
- игерудің алғашқы кезенінде ұңғысы фонтанды пайдалану жоспарлануы,
ұңғының сулануы шамасына сәйкес батырмалы ортадан тепкіш
электосораптарды қолдана отырып пайдаланудың механикаландырылған
әдісіне көшу;
- айдау қажетті суды альб-сеноман шөгінділерінің суы, сонымен қатар
ағымды суларды қолдану;
Жеке ұңғымалар орымен игеруге арналған технологиялық сұлбада төрт
горизонттары Ю-VII, Ю-Х, Ю-ХII, Ю-ХIII келтірілген, олар келесідей
пайдалану объектілеріне біріктірілген:
I-объект - Ю-VII горизонты;
II-объект- Ю-ХII горизонты;
III-объект- Ю-Х және Ю-ХIII горизонттары.
Алғашқы геологиялық мәліметтерін және игерудің ағымдағы жағдайының
талдамын негізге ала отырып Арман кен орнында келесідей пайдалану
объектілеріне бөлінеді:
I-объект - Ю-VII және VIII горизонты;
II-объект- Ю-ХII горизонты;
III-объект- Ю-Х және Ю-ХIV горизонттары.
1.6 Кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының сипаттамасы
Арман кен орны игерудің технологиялық сұлбасына сәйкес игеріліп
жатыр. Кен орнының бұрғылану дәрежесінің жоғарығылығымен және мұнай
өндірудің төмендеуінің басталуымен сипатталатын игерудің үшінші кезенінде
тұр.
1.6.1 Мұнай, газ және суды өндіру динамикасы
Арман кен орнынан 2001 жылдың басына қарай 1009 мың тн. мұнай, 1860
мың тн. сұйық, 101,3 млн.м3 ілеспе газ өндірілді. Алынатын қордың 15,9 %-ы
алынған, мұнайбергіштік коэффициенті 5,2 %-ды құрады, өнімнің ағымдағы
сулануы 72,4 %-ға жетті. Кен орны бойынша мұнайдың орта тәуліктік шығымы
(дебиты) 50,1 ттәу, сұйық бойынша-183,2 ттәу құрады.
Мұнай өндіру игеруден бастап 1999 жылға дейін тұрақты өсті және 1998
жылы максималды мәнге жетті-255,8 мың тн.
1995-96 жылдары Арман кен орны негізгі әсер етуші энергия қабатты
жүйесінің серпімді күштері болып табылатын, табиғи режимдегі технологиялық
сұлбаға сәйкес игерілді.
Кен орны бойынша игерудің негізгі технологиялық көрсеткіштері, бұл
жылдары жобадағыдан асып кеткен. 1995 жылы мұнай өндіру жобадағыдан 10,9
мың тоннаға көп болған (7,8 %), 1996 жылы бұл көрсеткіш 68,1 мың тн. құрады
(57,7 %), бұл негізінен жобадағы 117 ттәу кезіндегі ұңғының орташа шығымы
129,1 ттәу-ке тең болған және бұдан басқа 1996 жылы ұңғымалардың шығымы
жоспарланған орташа 336 ттәу-тен 360,3 ттәу-ке артық жұмыс жасаған. 1997
жылы мұнай өндіру 189,4 мың тн. құрап жобадағыдан төмен болып шыққан (290
ттәу).
Бұл кезде мұнай өндіру ауыстырылатын ұңғытар (№13, 14, 25, 35
ұңғымалар) әсетінен жоспардағыдан 130,3 – 78,0 =52,3 мың тн.-ға немесе
37,1 % -ға асып түсті. Жаңа ұңғымалардан мұнай өндіру жоспардағыдан 59,1 –
211,0 = - 151,9 мың тн-ға төмен болды.
Осылайша жоспарлы өндірудің орындалмау себебі негізінен жаңа ұңғылар
есебінен болды:
- жаңа ұңғымалардағы шығымның жоба бойынша 148 ттәу-тен
өндірілмеген;
- жаңа ұңғымалар жұмыс уақытының жоба бойынша 1425,7 ттәу-тен 913,7
ттәу-ке дейін төмендеуі әсерәнен, нақты 34,3 мың тн. мұнай
өндірілмеген.
Жаңа ұңғымалар бойынша жұмыс көрсеткіштердің ауытқуының негізгі
себебі ретінде келесідей мәліметтер келтірілген:
- жаңа ұңғымалар жұмыс уақыты төмендеуі 1997 жылы бұрғылаудан жаңа
ұңғымаларды енгізу бойынша жоспардың орындалмау салдарынан болды.
Сегіз өндіру ұңғымасы орнына бес өндіру ұңғымасы ғана (№108, 103,
104, 110, 111) бұрғыланды және бір айдау ұңғымасының орнына үш
айдау ұңғымасы (№102, 105, 121) бұрғыланды;
- өндіруге алты (6) ұңғымасы енгізілді: №111 ұңғымасы геологиялық
себептерге байлагысты жойылды, №102 ұңғымасы айдаудан өндіруге
ауытырылды, №10 ұңғымасы барлауға енгізілді;
- жаңа ұңғымалардың орташа шығымының төмендуі негізінен №10 және №104
ұңғымалары есебінен, яғни бастапқы мұнйа шығымы екінші қайтарымды
горизонтта пайдаланылуға енгізілді;
- №104 ұңғыма тербелмелі станок қондырғысына ауыстыруды қажет етіп
ұзақ уақыт тұрып қалды.
1.1 кесте – Арман кен орны бойынша мұнай өндіру, агентті айдау, бұрғылаудың
жобалық және нақты көрсеткіштері
№ Көрсеткіш Өлшем 2000 2001
Рн бірлігі
жоспар нақты жоспар нақты
1 Мұнай өндіру, барлығы мың т. 505,0 255,8 819,0 227,4
соның ішінде:
ауыстырылатын
ұңғылардан 328 220,7 560 ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Дипломдық жоба 4 негізгі бөлімнен тұрады:
- техника-технологиялық бөлім;
- экономикалық бөлім;
- еңбек қорғау бөлімі;
- қоршаған ортаны қорғау бөлімі.
Техника-технологиялық бөлімде кен орнының геологиялық зерттелуі,
мұнайгаздылығы, стратиграфиясы, тектоникасы, ұңғылар қоры, игерудің
ағымдағы жағдайы, сонымен қатар ОТЭС-қа жабдық таңдау есебі келтірілген.
Экономикалық бөлімде Арман БК-ның өндірістік-ұйымдастырушылық
құрылымы, жаңа техника мен технологияны енгізудегі негізгі экономикалық
көрсеткіштер мен жылдық экономикалық тиімділікті есептеу қарастырылды.
Еңбек қорғау бөлімінде батырмалы ортадан тепкіш электросорапты
пайдалану кезінде туындайтын қауіпті де зиянды факторлар және техника
қауіпсіздігі келтірілген.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде батырмалы ортадан тепкіш
электросорапты пайдалану кезіндегі оның биосфераға тигізетін зиянды әсері
қарастырылды.
АННОТАЦИЯ
Дипломный проект состоит из 4 основных частей:
- технико-технологическая часть;
- экономическая часть;
- охрана труда;
- охрана окружающей среды.
В технико-технологической части подробно описывается геологическая
изученность, нефтегазоносность, стратиграфия, тектоника, фонд скважин,
приведен анализ текущего состояния разработки, а также расчет подбора
оборудования.
В экономической части описаны разделы производственая структура СП
Арман, расчет экономической эффективности при использование новой
технологии до внедрения и после внедрения, расчет объема производственной
продукции после внедрения мероприятия, а также расчет экономической
эффективности при внедрени новой технологии.
В разделе охрана труда описаны опасные и вредные факторы, а также
техника безопасности при эксплуатации ЭЦН.
В разделе охрана окружающей среды рассмотрены влияние различных
вредных факторов на биосферу при эксплуатации ЭЦН.
МАЗМҰНЫ
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .9
1 Техника-технологиялық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... .10
1.1 Арман кен орны туралы жалпы
мағлұматтар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.2 Кен орнының геологиялық
құрлымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...11
1.2.1
Стратиграфиясы ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... .14
1.2.2
Тектоникасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .17
1.3
Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ..19
1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .25
1.5 Кен орнын жобалау және игеру
тарихы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .27
1.6 Кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ..29
1.6.1 Мұнай, газ және суды өндіру
динамикасы ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... .29
1.6.2 Ұңғылар қорының
динамикасы ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...41
1.6.3 Қабат қысымын ұстау
жүйесі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ..43
1.6.4 Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау
жүйесі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ..48
1.7 Арман кен орнындағы батырмалы ортадан тепкіш сораппен жабдықталған
ұңғыны
пайдалану ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...50
1.7.1 Ұңғыны пайдалану кезінде туындайтын қиыншылықтардың алдын-алу және
олармен күресу
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ..53
1.8 ОТЭС-қа арналған жабдықтарды таңдау және оның тиімді жұмыс режимін
орнату
есептері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...54
1.8.1 Сорапты құбырлар диаметрін
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ..5 5
1.8.2 ОТЭС-тың қажетті арынын
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .56
1.8.3 Сорапты
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ..58
1.8.4 Кабельді
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ..59
1.8.5 Қозғалтқышты
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...60
1.8.6 Агрегаттың негізгі диаметрін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .61
1.8.7 Автотрансформаторды
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... .62
1.8.8 Бір тонна сұйықты өндіруге кететін электр энергиясының меншікті
шығынын
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ..64
1.8.9 Қысымның таралу қисығын есептеу арқылы ОТЭС-тың түсірілу тереңдігін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..64
2 Экономикалық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... 77
2.1 Арман біріккен кәсіпорнының өндірістік-ұйымдастырушылық
құрылымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 77
2.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті
ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .77
2.1.2 Техникалық жабдықталуы. Телемеханикаландыру және автоматтандырылу
дәрежесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...79
2.1.3 Материалды-техникалық жабдықтауды
ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... .79
2.1.4 Кәсіпорынның көлік құралдарын
ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .80
2.1.5 Ұңғыларды жөндеу қызметін
ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...81
2.1.6 Арман БК бойынша еңбек және еңбек ақыны
ұйымдастыру ... ... ... ... ...81
2.2 Жаңа техника мен технологияны енгізудегі батырмалы ортадан тепкіш
электросораптың экономикалық тиімділігін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .82
2.2.1 Жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі өнім өндіру көлемін
есептеу ... ... ... .83
2.2.2 Еңбек ақы қорының
есебі ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... 84
2.2.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындарды
анықтау ... ... ... ... ... ... .84
2.2.4 Қосымша материалдарға кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 85
2.2.5 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын
шығындар ... ... ... ... ... ... ..8 5
2.2.6 Энергетикалық шығындарды
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..8 6
2.2.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға жұмсалатын
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 86
2.2.8 Ағымдағы жөндеуге кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 86
2.2.9 Еңбек ақы қорынан төленетін
төлемдер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 87
2.2.10 Басқа да ақшалай
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 87
2.3 Мұнай өндірудегі жаңа техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .87
3 Еңбек қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ...89
3.1 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптарды пайдалану кезіндегі қауіпті
және зиянды өндірістік факторларды
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ...89
3.2 Қорғаныс
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... 91
3.2.1 Өндірістік
санитария ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... .91
3.2.2 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптармен жабдықталған ұңғыларды
пайдалану кезіндегі техника
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... 92
3.2.3 Электр
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... 94
3.2.4 Өрттік-жарылыстық
қауіпсіздік ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 95
4 Қоршаған ортаны қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ..100
4.1 Мұнай кәсіпшілігінің биосфераға әсерін
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ..100
4.1.1 Кәсіпорынның атмосфералық ауаға әсер етуінің түрлері мен
көздері ... ...101
4.1.2 Атмосфераға
әсері ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... 101
4.1.3 Гидросфераға
әсері ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ..103
4.1.4 Литосфераға
әсері ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... 105
4.2 Ұйымдастырылған
шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... 106
4.3 Қоршаған ортаны қорғаудағы инженерлік және табиғатты қорғау іс-
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 108
4.3.1 Атмосфераны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... 108
4.3.2 Гидросфераны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...109
4.3.3 Литосфераны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... .110
4.4 Өсімдік және жануарлар әлемі күйінің
мониторингі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...111
Қорытынды ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .113
Пайдаланылған әдебиеттер
тізімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 114
Қосымша ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 115
КІРІСПЕ
Арман кен орны 1979 жылы Қаламқас кен орнындағы іздеу және барлау
ұңғыларын бұрғылау үрдісі кезінде № 25-Қаламқас іздеу ұңғысын бұрғылау
нәтижесінде ашылған.
Кен орнында терең бұрғылау және де ұңғыларды сынау
Мангышлакнефтеразведка кешенді экспедициясымен жүргізілді.
01.10.89 ж. жағдай бойынша Арман кен орнының мұнай қорын, газ және
ілеспе компоненттерді есептеу Гурьевнефтегазгеология және КазНИГРИ
қызметкерлерімен орындалып, пайдалы қазбалар қоры бойынша ССРО Министрлер
кеңесінің мемлекеттік комиссиясының мәжілісінде бекітілді (ГКЗ СССР №
10906, 24 тамыз 1990 ж.).
1995 жылдың наурыз айында Арман БК мамандарының жүргізген жөндеу
жұмыстарынан кейін, сынамалы-өндірістік пайдалануға № 13, 25, 35 ұңғылары
енгізілді. 1995 жылдың сәуір айында кен орнында нақты тереңдігі 1569 м,
көлбеу бағытталған № 14 барлау ұңғысы бұрғыланды, бұл ұңғы да сынамалы-
өндірістік пайдалануға берілді.
1995 ж. НИПИнефтегаз институтымен Арман кен орнын игерудің
технологиялық сұлбасы құрастырылып, Қазақстан Республикасының мұнай кен
орындарын игеру бойынша Орталық комиссиясымен бекітілді (№ 1 құжаттама,
13.06.1996 ж.) және игерудің екі нұсқасы қабылданды.
Арман кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы бойынша кен орнын
игеру 1996 жылдан бастап қазіргі уақытқа дейін іске асырылуда.
Мұнай алу коэффициентінің техника-экономикалық негізі Арман кен
орнындағы мұнай қорын, газ және ілеспе компоненттерді есептеу есеп беру
құжатындағы ақпараттарға, сонымен қатар пайдалану кезеңіндегі кен орнын
игерудің талдамына сүйенеді.
Бұл жобада Арман кен орнының геологиялық құрылымы туралы негізгі
мәліметтер, өнімді горизонттардың сипаттамасы, сонымен қатар кен орнын
игерудің ағымдағы жағдайының қысқаша сипаттамасы келтірілген.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Арман кен орны туралы жалпы мағлұматтар
Арман кен орны Қазақстан Республикасы, Маңғыстау облысында
орналасқан. Кен орнына жақын орналасқан елді-мекендер Қаламқас елді мекені
(15 км), Шебір (95 км) және мал шаруашылығымен айналысатын Тұщықұдық
совхозы болып табылады.
Кен орны географиялық жағдайы бойынша, Ақтау қаласынан 210 км
қашықтықта жатқан, Бұрыншық тік жарына жақын Қаламқас мұнай-газды кен
орнының солтүстік-батыс бөлігінде орналасқан. Жақын елді-мекенге кен
орнынан 150 км қашықтықта орналасқан темір жол станциясы бар Шетпе жатады.
Бозащы жарты аралының солтүстік-батыс бөлігі тартылып қалған теңіз
түбі болып табылады және рельефтің әртүрлілігімен ерекшеленеді. Бұл - 19 м-
ден + 28 м-ге дейінгі белгімен сипатталатын, Каспий теңізі жағына қарай
жолақты иілген жазық болып табылады. Ландшафтының сипатты белгісі –
автокөлік қиын өтетін әртүрлі көптеген сорлар болып табылады, рельефтің
жақсы пішіні бархандар және түйірлі жыныс қалдықтары түрінде келтірілген.
Климаты – күрт континентальді. Ауаның температурасы қыс мезгілінде -
30 0С, ал жазда + 30 + 45 0С-ге дейінгі аралықта өзгереді.
Атмосфералық жауын-шашындар негізінен күз-қыс мезгілінде түседі және
жылына 150-180 мм-ден аспайды.
Ауыз су көздері ретінде сирек те аз шығымды құдықтар қолданылады. Ал,
техникалық сумен қамтамасыз ету үшін альб сулы горизонттарынан бұрғыланған
ұңғы, сонымен қатар Каспий теңізінің суы қолданылады. Қаламқас кен орнына
су Еділ өзенінен тартылады. Кен орны жанында Ақтау-Қаламқас магистральді
мұнай құбыры жұмыс жасауда. Елді мекендер арасындағы
байланыс грунтты жолдар бойынша автокөлікпен іске асырылады.
1.2 Кен орнының геологиялық құрылымы
Арман кен орнының юра өнімді горзонттары барлық пайдалану
ұңғыларымен ашылған. Өнімді горизонт жынысының коллекторлық қасиеті мен
литолого-петрофизикалық сипаттамалары барлық пайдалану ұңғыларынан алынған
он төрт (14) ұңғы үлгі тасы (керн) және шлам бойынша, сонымен қатар каратаж
мәліметтері бойынша зерттелген. Өнімді горизонт бағынышты алевролит
қабатшалары және сирек кездесетін әктас пен мергельден тұратын, сазды-құмды
жыныстармен күрделенген көмірдің жұқа қабатшалары кеңінен таралған.
Аудан бойынша шыдамды алевролитті-құмды және сазды жыныстар
пачкасымен қатар, олардың біркелкісіз қабатталуынан әртүрлі саздармен толық
ауысқанға дейінгі аймақтармен келтірілген.
Келтірілген өнімді горизонттар қалындығы 2-15 м-ге дейінгі өзгеретін
берік сазды бөлімдермен байланысқан. Саздар қара-сұр, сирек, кейде
алевролиттер, құмтастар, кейде көмір қабаттары бар. Көптеген горизонтальді
және иілген, тік сызықты және толқынды қабаттары бар сұр саздар, сирек
кездесетін фауна қалдықтарының қабатталу жазықтығы бойынша, өнімділікті
органикамен бұрышталған жіңішке детрит құрамды болып табылады. Әктастар
және мергельдер қабатшалары саз материалының айтарлықтай қоспасы әртүрлі
микро түйршік түрінде келтірілген.
Ю-II горизонты. Шектеулі таралған және №9 және №13 ұңғыларда ғана
белгіленеді. Коллекторлар екі құмды қабат ретенде келтірілген олардың
мұнайғақаныққан тиімді қалындығы 7,4 м (9 ұңғы) 14,6 м дейінгі (13 ұңғы)
аралықта өзгереді.
Ю-III горизонты. 1-4 құмды қабаттар ретінде келтірілген мұнайға
қаныққан тиімді қалындығы 0,8 (104 ұңғы) 9 м дейін (34 ұңғы) дейінгі
аралықты өзгереді. Құмдылығы 0,1-0,38 шектерінде алмасады. Қалындық бойынша
орташа алынған кеуектіліктің мәні 0,88-0,29 дейін мұнайға қаныққандық 0,57-
0,682 дейін өзгереді.
Ю-IV горизонты. 1-2 қабат-коллекторы ретінде келтірілген олардың
газғақаныққан қалындығы 8,8 (13 ұңғы) 9,5м (102 ұңғы) дейін өзгереді.
Кеуектіліктің орташа мәні 0,226-0,23, ал газға қаныққандық орташа мәні 0,74-
0,806 дейінгі аралықта өзгереді.
Ю-V горизонты. 1-3 қабат-коллекторы ретінде көрсетілген.
Коллекторлардың газғақаныққан тиімді қалындықтары I блокта 2,4-9,2м дейін
ауысып отырады.
II блок бойынша №2 ұңғыда газғақаныққан қалындық 7,6 м, ал мұнайға
қаныққандық қалындық 5,4 м құрайды.
Горизонт бойынша құмтастылық 0,1-0,86 аралығында алмасады.
Кеуектіліктің қалындық бойынша орташа мәні 0,24-0,3 дейін, ал
газғақаныққандық 0,5-0,6 дейін өзгереді. №2 ұңғы бойынша мұнайға
қаныққандық 0,61-ге тең болған.
Ю-VII горизонты. Коллекторлары барлық аудан бойынша таралған және
жеке ұңғылардың өзара қойылып, бір гидродинамикалық резервуар (109 ұңғы)
түзетін құмтасты қабаттар болып табылады, 3,9 дейін құмтасты коллекторлар
келтірілген. Горизонт бойынша мұнайғақаныққандық тиімді қалындық 2,2-20,4
м аралығында, құмтастылық 0,13-0,8 шектерінде өзгереді.
Кеуектілік мәні (қалындық бойынша орталанған) 0,182-0,28 дейін,
мұнайғақаныққандық 0,565-0,855 дейін, ал өткізгіштік 60-564 мД дейін
өзгереді.
Ю-VIII горизонты. 1-4 құмтасты қабаттардан тұрады. Мұнайға
қаныққандық тиімді қалындық 1,4-7,4 дейін өзгереді. Ал, құмтастылық 0,1-
0,56 дейін. Қалындық бойынша орташа алынған кеуектіліктің мәні 0,203-0,3
дейінгі аралықта, мұнайғақаныққандық 0,546-0,788 аралықта өзгереді.
Ю-IХ горизонты. 2-3 құмтасты қабаттардан тұрады. Мұнайға қаныққандық
тиімді қалындық мәні 1,3-9,2 м тең. Құмтастылық 0,11-0,87 дейін. Қалындық
бойынша орташа алынған кеуектіліктің мәні 0,21-0,236 дейінгі,
мұнайғақанығушылық 0,54-0,702 дейінгі аралықта.
Ю-Х горизонты. 1-4 қабат-коллекторынан тұрады. Мұнайға қаныққандық
тиімді қалындық 3-7,1 аралығында, құмтастылық 0,64-0,73 дейінгі аралықта
өзгереді. Қалындық бойынша орташа алынған 0,59-0,663 аралығында өзгереді.
Ю-ХI горизонты. 2 қабат-коллекторынан құралған. Мұнайғақаныққан
тиімді қалындық 1,2-7,8 м, құмтастылық 0,41-0,79 дейінгі аралықта өзгереді.
Қалындық бойынша орталанған кеуектілік мәні 0,176-0,32 дейін,
мұнайғақанығушылық 0,552-0,69 аралығында өзгереді.
Ю-ХIIа горизонты. I блокта 1-ден 4-ке дейін құмтасты коллектор, II
блокта 1-8 дейін қабат-коллекторы бар. Мұнайғақаныққан тиімді қалындық I
блокта 1,0-8,9 м, құмтастылығы 0,7-0,96 м, II блокта мұнайғақаныққан
қалындық 5,3-13,5 м, құмтастылық 0,2-0,69 аралығында өзгереді. Қалындық
бойынша орталанған кеуектілік №1 горизонт үшін 0,19-0,295, мұнайғақаныққан
0,619-0,785 аралығында, ал II блок бойынша кеуектілік 0,155-0,27,
мұнайғақаныққандық 0,54-0,757 аралығында өзгереді.
Ю-ХIII ст горизонты. №103 ұңғының аймағында иілетін, кен орнының
батыс бөлігінде (№9 ұңғы) максималды қалындығы 28 м тең. Линза тәрізді
денелі құмтас түрінде таралған,тиімді мұнайғақаныққан қалындық 1,5 м (№ 103
ұңғы) 13,6 м дейін (№9 ұңғы), құмтастылығы 0,14-1,0 аралығында өзгереді.
Қалындық бойынша орташа алынған кеуектілік мәні 0,2-0,31 дейін,
мұнайғақаныққандық 0,56-0,67 аралығында өзгереді.
Ю-ХII b горизонты. Бұл горизонттың коллекторлары аудан бойынша Ю-
ХIIа горизонты сияқты және барлық ұңғыларда кездеседі.
I блокта 1-7 құмтасты коллектор, ал II блокта 2-6 дейін қабатты-
коллектор келтірілген. Мұнайғақаныққан тиімді қалындық I блокта 1,0-12,7м
аралығында, құмтастылығы 0,45-1,0 м аралығында,ал II блоктағы
мұнайғақаныққан қалындық 10-13,3 м аралығында, құмтастылығы 0,45-0,63 дейін
өзгереді, қалындық бойынша орталанған. Кеуектілік мәні I блок бойынша
0,155-0,295 дейін, мұнайғақанығушылық 0,575-0,721 дейінгі аралықта, ал II
блок бойынша кеуектілік 0,219-0,277 аралығында, мұнайғақаныққандық 0,59-
1,783 аралығында, ГИС бойынша өткізгіштік 66-892 мД дейін өзгереді.
Ю-ХIII горизонтында. 1-8 дейін қабатты коллектор бар. №13 ұңғыны
олар құюлып бір жоғары өткігіштікті резервуар түзеді. Мұнайғақаныққан
тиімді қалындық 1,3-26,6 м дейін, құмтастылық 0,14-0,94 дейін өзгереді,
қалындық бойынша алынған кеуектіліктің орташа мәні 0,191-0,29 дейін,
мұнайғақанығушылық 0,598-0,836 дейін, ал өткігіштік 110-850 мД аралығында
өзгереді.
Ю-ХIV горизонты. 1-4-ке дейінгі қабатты-коллектордантұрады.
Мұнайғақаныққан тиімді қалындық 2,1-7,4 м дейін, ал құмтастылығы 0,4-0,87
аралығында өзгеріп отырады. Қалындық бойынша орташа алынған кеуектілік мәні
0,175-0,27 дейін, мұнайғақанығушылық 0,62-0,775 аралығында болады.
Өнімділік нұсқасы шегінде №2, 104, 110, 117st және 122 ұңғылары орналасқан.
1.2.1 Стратиграфиясы
Арман кен орнының бұрғылау нәтижесінде ашылған қимасының шөгінділері
Мезо-Кайназой жасына жатады. Ұңғымен ашылған ең ескі жыныс – триас
түзілімдері болып табылады. Ашылған шөгінділердің максималды қалындығы –
4000 м.
Триас жүйесі. Триастық жыныстар барлау ұңғылармен ашылған
литологиялық қатынаста қара-сұр және тығыз жасылды, сұр аз кеуекті ұсақ
түйірлі құмтастармен қара-сұр және қоңыр-сұр аргилиттері бар, алевралиттің
біркелкісіз қабатталған түрінде келтірілген. Жыныстың түсіне қарап және де
қолда бар фаунистиалық (острокоды),поленологиялық (харовтық болдырлар),
анықтау мәліметтері бойынша жыныстың жасы орта триас деп пайымдалған.
Олардың максималды ашылған қалындығы (№2, 10) 143 м құрайды.
Юра жүйесі. Юра жасындағы шөгінділерде кеуекті пыльцтік кешенін
анықтау және азғана табылған пелецинетке сүйене отырып тек қана
мүшеленбеген байос және бат ярустарымен көрсетілген ортаңғы сораға жатады.
Олар триасты түзілімдердің эрозионды бетінде шөккен.
Литологиялық қатынаста олар құмтасты-сазды жыныстармен күрделенген,
құмтасты сұрдан қара сұрға дейін, колимитті, кеуек типті сазды цементтелген
кеуекті болып келеді.
Саздар-өсімдік шөгінділері бар слюдалы алевролитті,қара-сұр түстен
кейде жасыл сұр түске дейін болады.
Ұңғылар бойынша юра шөгінділері пачкасының қалындығы 489-538м
құрайды.
Бор жүйесі. Арман ауданындағы бор жүйесі екі бөлімнен келтірілген:
жоғарғы және төменгі.
Төменгі бөлім-шөгінділерінде готерив, баррема,апыт және альб
шөгінділері кездеседі.
Ал, жоғарғы бөлім- шөгінділерінде сеноман, турон, каньякский ярусы
сантон және кампана шөгінділері кездеседі. Валакжинский, Маастрихитский
және датский шөгінділері ауданда шойылған.
Төменгі бор. Гетерив ярусы. Гетерив түзілімдері Юра түзілімдерінде
стратиграфиялық сәйкессіздік бойынша жатыр, Гетерив жыныстары литологиялық
қатынаста Теңіздің ұсақ шөгінділердің едәуірлігімен-негізінен алевролит
және сирек құмтастармен қабатшаланған саздар болып табылады. Жасын
полентологиялық негізіне сүйене отырып көптеген жас бойынша анықтамалармен
бекітілген жас көрші аудандармен Арман ауданының қимасының
электрокаратаждық сипаттамаға негізделеді.
Гетерив ярусының қалындығы 51-62 м аралығында өзгереді.
Барриемский ярусы. Барриемский ярусы сарғаш түсті,саздар,алевролитер және
құмтастардан тұрады. Құмтастардан ұсақ түйіршікті, полимитті,
алевролитті. Алевролит әдетте ұсақ ірі түйіршікке дейін саздармен жұқа аз
қабаттарымен қабатталған. Ярус қалындығы 116-129 м құрайды.
Апт ярусы. Апт ярусы барлық жерде кең таралған және баррием
жыныстарында шайылыммен шөккен. Апттың табаны кейде қара түске дейін
болатын сарғыш-қара шөгінділермен белгіленеді.
Аптқа сүйене отырып ұсақ галка және гравиі бар алевролитті-құмтасты
негізгі қабат белгіленген (1-2,5 м). Қиманың жоғарғы жағында таза
қабатшаланбаған қара саздардан тұратын қалындық дамыған. Ярустың жоғарғы
бөлігі аз немесе көп алевролитті, сирек құмтасты қабатшалы саздардың
біркелкі реттелуімен сипатталады. Апт шөгінділерінің қалындығы 120-129 м
құрайды.
Апт ярусы, Альб ярусымен апыт және альб арасындағы жапсар электрлік
каратаж диограммаларында нақты белгіленген айтарлықтай шайылмаған апыт
түзілімдерінде шөгеді. Альб литологиялық тұрғыдан алғанда саздар,
алевролитттер, құмтастардың қабатталуымен күрделенген. Саздар қара-сұр
түсті, тығыз әлсіз алевролитті. Құмтастар ұсақ және орта түйіршікті
полимикті. Альб түзілімдердің қалындығы 322 м дейін жетеді (12 ұңғы).
Жоғарғы Бор. Сеноман ярусы.Сеноман ярусының шөгінділері үзілістің
көрінбейтін іздерімен және альб жыныстарының бетін жаба шөгеді. Жасыл-сұр
құм немесе құмтас шөккен фосфоритті желвакты қабат белгіленген. Сеноманның
қалған барлық бөлігі қара-сұр саздар және ұсақ түйіршікті құмтастармен
келтірілген. Сеноман қалындығы 106-115 м шектерінде өзгеріп отырады.
Турон-Сенон мүшеленбеген. Турон және коньяксий ярус түзілімдерінің,
сонымен қатар сантонский және кампанский ярустарын біріктіреді.
Турон-Сенонның табаны КС-ң жоғарғы мәнімен сипатталып сазды
карбонатты терригенді жыныстарының ауысуы бойынша белгіленеді
(келтіріледі). Кешен ашық- сұр кейде ақ түске дейінгі мергельдермен, құмды-
борлармен сирек әктастар және мергелитті немесе әктасты саздармен
күрделенген.
Турон-Сенонның қалыңдығы 153-183 м аралығында өзгереді.
Төрттік жүйе, төрттік жүйенің түзілімдері ракушкалы және сорлы түзілімдерге
айтарлықтай ие, жоғарғы бор түзілімдерінің шайылған бетінде шөккен. Оның
қалыңдығы шамамен 10 м жетеді.
1.2.2 Тектоникасы
Тектоникалық қатынаста Арман кен орнының солтүстік үстірт синеклизі
құрамына жататын ірі тектоникалық элемент болып табылатын Бозащы күмбезінің
шектерінде орналасқан. Арман көтерілімі Қаламқас иірімінің батыс бөлігін
күрделендіреді және соңғысынан триас түзілімдерінің беті бойынша
амплитудасы 45-100 м дейін болатын Р1, жарылысты бұзылымымен бөлектенеді
бұрғылау нәтижесінде алынған және оның негізінде құрастырылған реперлік
беттер негізі бойынша құрылымдық карталар, нақты айтатын болсақ триас және
юра шөгінділерінің жабыны бойынша алынған мәліметтерге сүйене отырып жұмыс
объектісі структуралық айтқанда оңтүстік батыстан, солтүстік-шығысқа
ориентирленген тор антиклиналды иірімге жатады. Құрылымның ең негізгісі F1,
түсірілімі болып табылатын көптеген тектоникалық бұзылыстармен күрделенген.
Ал, қалған F2, F3 және F4 түсірілімдері тірек ретінде келтіріледі. F1
және F2 түсілімдері Арман ауданының шегінде Манғышлақ мұнай геофизика
мекемесінің жүргізілген сейсмикалық зерттеулері барысында бекітілді. Тек
қана 288008 сейсмикалық профилінің уақытша қимасында жыныстардың ығысуы
белгіленген.
Жоспарда бұл бұзылу аймағы №35 және (9 ұңғыма) аралығында
орналасқан. Келтірілген нүкте түсірлімін жүргізу кезінде анықталған.
Жалпы айта кететін жайт, жоғарыда айтылып өтілген жоғары түсірілімдердің
жүргізілуі нәтижесінде жеке ұңғыларда өнімді қабат ең жоғарғы
белгісі бар сулы қабат болып шыққан.
Юра және триас шөгінділерінің жабыны бойынша тұрғызылған құрылымдық
карталардың талдамы жалпылай алғанда Арман құрылым дамуының негізін
көрсетті. Арман құрылымы триас шөгінділердің жабыны бойынша айтарлықтай
анық көрінеді, құрылым жоғарыда айтылған шөгінділер бойынша оңтүстік-
батыстан, солтүстік-шығысқа қарай созылған және №2, 13, 25, 35, 4 ұңғылары
жататын жеке күмбездік бөліктермен сипатталады.
Бұл кезде ең жоғарғы гипсометриалық белгілерге №2, 4 ұңғыларында
белгіленген. F1, F3, F4 тектоникалық бұзылыстармен шектелген және күмбездік
аймақтар беттік ауданға ие, бұл жерде жыныстардың құлау бұрышы 30-ты
құрайды және де қанатты аймақтарына қарай бұл шама өседі. Тұйықталатын
изогипс бойынша олардың өлшемдері – 1430 м (I блок) – 1440 (II блок) және
де 1430 м (III блок) сәйкесіше мыналарды құрайды: 1000 м х 750 м; 1750 м х
900 м; 3125 м х 850 м.
Алдын-ала айтылғандай Арман көтерілімі ірі Қаламқас иірімінен Р1,
тектоникалық бұзылыс арқылы бөлектенеді. Ең нақты олардың мүшелену сипаты
солтүстік-батыс бөлігінде көбірек сипатталады (№2, 5 ұңғы Арман және №36,
66 ұңғы Қаламқас) және нақты мәліметтердің жоқтығына байланысты ең азы
батыс бөлігі болып табылады. Жалпы алғанда Арман құрылымы жүргізілген
тектоникалық төрт (IV) блокқа бөлінген. Ең көтеріңкісі №13 ұңғыма
орналасқан төртінші блокта болып табылады. Соңғы құрылымның негізгісі
бөлінген өнімді горизонт бойынша жоғары белгідегі сулы қабат болуына
байланысты бөлінген. Арман құрылымның негізгі бөлігін айтар болсақ, I және
III түсірілген блок фонындағы горст түрінде келтірілген, II блок ең жоғарғы
гипсометрияға ие екендігін айта кеткен жөн. Ең жас шөгінділер бойынша соның
ішінде юра шөгінділерін жабыны бойынша Арман құрылымының морфологиясы
негізінен сақталынып отыр.
Бұл жердегі күмбездегі аймақтар №13, 5, 35 ұңғымалары айналасында
шоғырланған. Құрылым триаспен салыстырғанда жатыңқы болып келеді. Бұл
шөгінділер бойынша жыныстардың құлау бұрышы 20-тан аспайды. F3 және F4
тектоникалық бұзылыстарының амплитудасының аздығы юра уақытының аяғына
қарай олардың өлшеміндігін көрсетеді, осыған байланысты юра шөгінділерінің
жабыны бойынша тұрғызылған құрылымдық картада олар орын таппаған. Жалпы
алғанда Арман иілімдері өте күрделі сипатқа ие.
1.3 Мұнайгаздылығы
Арман кен орны 1979 жылы Қаламқас кен орнының батыс және солтүстік-
батыс бөліктеріндегі құрылымды, нақтылау кезінде геологиялық барлау
жұмыстары нәтижесінде ашылған.Осы аймақта бұрғыланған Қаламқас №25 барлау
ұңғымасы бойынша 1300-1320 м аралығынан (интервалы) мұнайдың фонтанды ағыны
алынған.
Арман кен орнының юра қалындығында анықталған мұнай және газ
кеніштері, Қаламқас кен орнымен салыстырғанда тіпті өзгеше сипаттқа ие
болған. Қаламқастағы қиманың жоғарғы бөлігінде шөккен юралық өнімділік VII
горизонттарда дәлелденсе, ал Арман кен орнында өнімді горизонты оның
төменгі бөлігінен шыққан. Онымен, негізгі мұнай қоры бар шоғырға (кеніш)
байланысты болып келеді.
Ю-II горизонты. Бұл горизонт жеті ұңғылардан (№2, 5, 10, 11, 12, 9,
25) сыналған. Бұл кезде мұнайдың өндірістік ағыны тек № 9 және 10
ұңғымаларда ғана алынған. №9 ұңғыдағы (перфорация аралығы 966-978м) мұнай
шығымы (дебиты) 20 м3тәу компрессорлы тәсілмен игеріліп жатқан №10 ұңғы
(917-931 м)-41,6 м3тәу құраған.
Су мұнай жапсар сынау кезінде мұнайдың өндірістік ағынын берген,
өнімді қабат табанына сәйкес келетін белгілерде шартты түрде қабылданған. №
9 ұңғыма ауданы үшін ол 922 м-ді құрайды, ал №10 ұңғыма ауданы үшін-955 м.
Қабылданған су, мұнай жапсары (СМЖ) ескеріп шоғырдың биіктігі сәйкесінше
10,6м және 18м-ге тең. Шоғырлар-қабаттық, күмбездік, литологиялық және
тектоникалық экрандалған.
Ю-III горизонты мұнайдың өндірістік ағыны Qn26=9,6м3тәу-тен
Qn7=33,6м3тәу-ке дейінгі шығымдарымен үш ұңғыда: №9, 10 және 35 алынған.
СМШ шарты түрде №11 ұңғыма араласқан мұнайлы қабатының табаны бойынша
белгісі – 1014,8 м деп қабылданған, бұл ұңғыны сынау кезінде мұнайдың
өндірістік ағыны алынған. СМЖ-ң осы қабылданған мәнінде шоғырдың биіктігі
25 м-ге тең. Шоғыр-қабатты, күмбезді, литологиялық экрандалған.
Ю-IV горизонты ешқандай ұңғымен сыналмаған. ГИС мәліметтері бойынша
горизонт мұнай шоғыры бар деп есептелетін, №10 ұңғыда ғана
бағаланады.Каратажы бойынша өнімді қабат табанына сәйкес (шекарасы) 1004 м
белгіде қабылданған.
Қабылданған СМЖ кезінде шоғыр биіктігі 10 м-ге тең.
Ю-V горизонты I, II блоктардағы №25,12 ұңғыларды сынау нәтижесінде
газ шоғырлары анықталды. Төменде ТСШ-ң қабылданған жағдайларының негізі
келтірілген, II блок.
Өнімділік 1014-1027 м аралығында (абсолюттік белгісі – 1036,6-1049,6
м) орналасқан №25 ұңғыманы сынау кезінде Qгn=28400 м3тәу шығынды газдың
фонтанды ағыны алынды. ГИС мәліметтері бойынша №13 ұңғы қабат-коллекторлары
өнімді қабат ретінде бағаланған. Газ алудың төменгі белгісі-1050,2 м тең,
ал ГСШ ретінде қабылданған №25 ұңғы III блокта.
Бұл блокта ГИС мәліметі бойынша қабат-коллекторлары №2 ұңғыда
белгіленген, бірақта ол сыналмаған. ГМШ №2 ұңғымасының өнімді горизонтының
табаны бойынша шартты түрде абсолюттік белгісі кезінде 1045,5 м
қабылданған. ГСШ-ң қабылданған мәндері кезінде шоғып биіктігі мыналарды
құрайды, II блок үшін-18 м, III блок үшін 8,6 м түрі бойынша шоғыр қабатты
күмбезді тектоникалық экрандалған түрге жатады.
Ю-VI горизонттың өнімділігі III блокты сынау нәтижесінде дәлелденген.
ГИС мәліметтері бойынша шоғырдың II блокта да болуы болжалады. Төменде ГСШ,
ГМШ және СМШ-ң блоғы бойынша мәндері келтірілген ГСШ II блокта каратажы
бойынша газды бағаланатын №13 ұңғы қабатының табаны бойынша белгі-шоғырдың
биіктігі 7 м-ге тең.
III блокта 1029-1034 м (абсолюттік белгісі: 1052,5-1056 м)
аралығындағы №2 ұңғыны сынау кезінде үлкен газды факторына ие (5000 м3м3)
Qnn=2,2 м3тәу, Qгn=9200 м3тәу газды шығымды мұнайдың фонтанды ағыны
алынды. ГИС мәліметтерін сынау нәтижесінде бекітілген 1053,5 м абсолюттік
белгідегі газ-мұнай бөлімін белгілеуге мүмкіндік берді. Су мұнай шекарасы-
1059,9 м абсолюттік белгідегі өндірістік мұнай ағыны №2 ұңғыманы сынау
кезінде өнімді қабаттың табаны бойынша қабылданған. ГМШ-ң және СМШ-ң
қабылданған жағдайы кезінде шоғыр биімтігі 7,2 м-ге тең, ал газ телпегінің
биіктігі 1 м-ді құраған.
Ю-VII горизонты газды телпегі бар мұнай шоғыры анықталған II және III
блоктарда өнімді болып табылған. Төменде ГМШ және СМШ-ң блок бойынша
мәндері көрсетілген:
II блокта үш ұңғы сыналған: №9, №13, №25.
1065-1073 м аралығын (абсолюттік белгісі 1079,2-1086,2) сынау кезінде №13
ұңғыдан мұнай алынған. 1057-1064 м аралығын қосымша ату кезінде мұнайдағы
газдың құрамы айтарлықтай ұлғайған. Газ факторы 1500 м3тәу тең болған.
Газ- мұнай бөлігі ГИС мәліметтері бойынша 1086,2 м белгідегі №13
ұңғыманың газды қабатының табаны бойынша қабылданған.
Су, мұнай шекарасы ГИС мәліметтері бойынша 1127 м белгідегі №25
ұңғыманың мұнайлы қабатының табаны бойынша қабылданған мәндері 1074-1085 м
(абсолюттік белгісі 1096,7 м) аралықта шығымы
Qn7=16 м3тәу құрайтын мұнай ағыны алынған №25 ұңғының зерттеу
нәтижелерімен сәйкес келеді. III блок 1065-1090 м аралығында (абсолюттік
белгісі 1088,5-1113,5 м) аралығында №2 ұңғыны сынау кезінде мұнайлы, газдың
Qгn=159800 м3тәу шығымды фонтаны алынған. Сыналған аралықтың ішкі
жағы ГИС мәліметтері бойынша 1094,7 м (абсолюттік белгісі Газ-мұнай
бөлімі нақты айқындалған, бұл сынау нәтижелерімен сәйкес келеді). Бұл блок
үшін ГМШ көрсетілген белгіде қабылданған.
1114,5 м абсолюттік белгідегі ұңғыманың сыналған мұнайға қаныққан
қабатының табаны бойынша қабылданған, бұл №5 ұңғы сулы қабатының жабынына
сәйкес келеді. Шоғыр түрі қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған болып
келеді. Ю-VIII горизонты.
II және III блоктарға №2 ұңғы (II блок) және №25 (III блок) блок ұңғыманы
сынау кезінде орнатылған мұнай шоғырына сәйкес келеді.
Гис мәліметтері бойынша №13 ұңғыманың қабат-коллекторы негізінен
өнімді қабат ретінде бағаланған.
Төменгі блок бойынша СМШ-ң сипаттамасы келтірілген.
II блок СМШ ГИС мәліметтері бойынша абсолюттік белгісі 1151,6 м болатын №13
ұңғын бойынша қабылданған 1108-1126 м (абсолюттік белгісі 1130,6-1148 м)
аралығындағы осы ұңғыны сынау кезінде Qnком=17,2 м3тәу шығымды сусыз мұнай
ағыны алынған.
1105-1115 м (абсолюттік белгісі 1127,2-1137,2 м) аралығындағы №13
ұңғыны сынау кезінде Нор.дин =754,5 м кезіндегі Qn=22,1 м3тәу шығымды
мұнай ағыны осы блокта қабылданған сумұнайшекарасының мәніне тең екендігі
анықталды. СМШ-ң қабылданған мәні кезінде шоғырдың биіктігі 20 м құрайды.
III блок 1115-1130 м (абсолюттік белгісі 1138,5-1153,5 м)
аралығындағы №2 ұңғыманың сынау кезінде Qnком =8,8 м3тәу шығымға тең мұнай
ағыны алынған. СМШ шарты түрде абсолюттік белгісі-1146,3 м болатын сыналған
өнімді болатын қабат-коллекторының табаны бойынша қабылданған. СМШ
қабылданған жағдайы бойынша шоғыр биіктігі 3,8 м тең, түрі бойынша шоғыр
қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған.
Ю-IХ горизонты. ГИС мәліметтері бойынша өнімді қабат горизонты
құрамында тек қана №13 ұңғымада (II блок) ғана белгіленген және мұнайлы
горизонт ретінде бағаланған.СМШ 1156,2 м абсолюттік белгісі қабаттың ГИС
мәліметтері бойынша алынған және қабылданған мәнінде шоғырдың биіктігі 10,2
м тең.
Ю-Х горизонты. Горизот үш блокта, яғни I, II, III блоктарда мұнай
шоғыры белгіленген өнімді горизонт ретінде қабылданған.
I блокта мұнай шоғыры №35 ұңғы аймағында кеңінен тараған су, мұнай
шекарасы 1231-1237 м аралығы (абсолюттік белгісі 1202-1256,2 м) сынау
кезінде абсолюттік белгісі 1265,6 м шығымы Qn =1200 м3тәу болатын мұнай
ағыны алынды. СМШ-ң қабылданған мәнінде 15,8 м құрайды.
II блок 1179-1189 м аралығын сынау кезінде №13 ұңғымадан (абсолюттік
белгісі 1201-1211,2 м) шығымы Qnком=9,6 м3тәу-ке тең. Мұнайдың өндірістік
ағыны алынды. СМШ белгісі осы сыналған ұңғы қабатының табаны бойынша шартты
түрде қабылданған шоғырдың биіктігі 9,8 м-ге тең.
III блоктағы мұнай шоғыры №2 ұңғы ауданында таралған. СМ бөлігі ГИС
материалдарында белгіленген және 1224,1 м-ге тең абсолюттік белгісі
қабылданған. СМШ-ң қабылданған бұл мәні 1188-1198 м (абсолюттік белгісі
1211-1221,5 м) аралығындағы Qnком =9,6 м3тәу-ке тең шығымы бар. Өндірістік
мұнай ағыны алынып сыналған осы ұңғының мәліметтерімен сәйкес келеді. Осы
қабылданған СМШ-ң жағдайы үшін шоғыр биіктігі 12,4 м құрайды.
Шоғыр-қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған.
Ю-VII горизонты. Горизонттың өнімділігі үш блокта орнатылған, мұнай
қорының негізгі бөлігі екінші блокта орналасқан.
I блокта мұнай шоғыры №35 ұңғы аймағында тараған СМШ шартты түрде ГИС
мәліметтері бойынша 1281,4 м тең, абсолюттік белгідегі өнімді қабаттың
табаны бойынша алынған 1243-1262 м (абсолюттік белгісі 1262,2-1281,2 м)
аралығын сынау кезінде шығымы Qnком =9,6 м3тәу-ке тең болатын өндірістік
мұнай ағыны алынған. СМШ-ң қабылданған жағдайы кезіндегі шоғыр биіктігі 20
м-ге тең.
II блок. Мұнай шоғыры №9, 13, 25 ұңғымалары ауданында таралған. СМШ
ГИС мәліметтері бойынша 1309,8 м-ге тең абсолюттік белгісі №9 ұңғысы
бойынша қабылданған. 1270-1283 м-ге тең (абсолюттік белгісі 1393,4-1306,4
м) аралығындағы, СМШ-дан 3 м-ге биік жатқан осы ұңғыны сынау кезінде Qnком
=21,4 м3тәу-ке тең шығымды мұнай өндірістік ағыны алынған. 1260-1274 м
(абсолюттік белгісі 1282,6-1296,6 м) және 1222-1249 м (абсолюттік белгісі
1244,6-1271,6 м) аралығындағы және одан да жоғары абсолюттік белгілер де
аралығында №25 ұңғы сынау кезінде шығымы сәйкесінше Qn5=9,6 м3тәу және
Qnком=41,6 м3тәу-ке тең. Мұнайдың фонтанды ағындары алынған, №13 ұңғыдағы
бұл горизонт ГИС мәліметтері бойынша өнімді қабаттың өзіне қосады, өнімді
қабаттар сыналмаған, себебі осы қабаттың ұңғысы табиғатты қорғау аймағында
орналасқандықтан және сынау объетілерін санын минимумға дейін шектеу керек
болды. Негізінен ГИС бойынша олардың қабаттың өнімділігін бекіту үшін ГИС
мәліметтері бойынша анағұрлым сенімдірек қабаттар сыналды. СМШ-ң
қабылданған мәні негізінде шоғырдың биіктігі 78,6 м-ге тең.
III блок. Екі объектіні белгілеу ГИС мәліметтері бойынша №5 ұңғыдағы
жағдайларымен байланысты қабаттар сулы қабат ретінде қолданылды, себебі №2
ұңғының өнімді қабат-коллекторы гипсометрялық тұрғыдан жоғары болып шықты
горизонт құрамында сазды бөлімдермен бөлінген және жеткілікті қалындықпен
төзімділікті А және Б құмды қабаттарына сәйкес келетін екі есептеу
объектісі ерекшеленеді.
А қабаты. ГИС бойынша су, мұнай шекарасы 1250,9 м тең абсолюттік
белгілері №2 ұңғы өнімді қабатының табаны бойынша қабылданған. 1215-1222 м
абсолюттік белгісі 1238,5-1245,5 м) аралығын сынау кезінде осы ұңғыдан
мұнай шығымы Qnком =41,6 м3тәу болатын өндірістік ағын алынды. СМШ-ң осы
қабылданған жағдайы кезінде шоғырдың биіктігі 12 м құрайды.
Б қабаты. №2 ұңғыдағы су, мұнайлы шекарасы абсолюттік белгісі 1285,5
м болатын өнімді қабаттың табаны бойынша қабылданған, 1250-1273 м
(абсолюттік белгісі 1273,5-1296,5 м) аралығында.
Ю-ХIII горизонтымен бірге шығымы Qn =54,2 м3тәу-ке тең мұнайдың
фонтанды ағыны алынған, СМШ-ң қабылданған осы мәні кезіндегі шоғырдың
биіктігі 21м-ге тең. Шоғыр түрі бойынша – қабатты-күмбезді, тектоникалық
экрандалған.
Ю-Х 1П горизонты. Горизонттың өнімділігі мұнай шоғыры табылған, I,
II, III блоктарда дәлелдейді. Блок бойынша СМШ-ң мағыналары төменде
берілген.
I блок. Мұнай шоғыры №2 ұңғының маңайында тараған, қабат-
коллекторлары горизонттың жоғарғы бөлігінде орналасқан және №35 ұңғыны 1312-
1317 м (абсолюттік белгісі 1331,2-1337,2 м) аралықта сынау кезінде шығымы
Qnком =3,6 м3тәу-ке тең мұнай ағыны алынған. СМШ шартты түрде 1336,4м-ге
тең абсолюттік белгідегі берілген ұңғының қабат коллекторының табаны
бойынша қабылданған СМШ-ң мәні кезінде осы блоктағы шоғырдың биіктігі – 4,8
м-ге тең.
II блокқа осы горизонттың негізгі мұнай қорының бөлігі жатады. №13
ұңғы (перфорация аралығы – 1278-1303 м абсолюттік белгісі 1300-1308 м;
абсолюттік белгісі 1300-1308 м; абсолюттік белгісі 1226,6-1330,6 м) сынау
кезінде мұнай шығымы сәйкесінше Qn5 =72 м3тәу және Qn5=35,8 м3тәу-ті
құрайтын фонтанды ағын алынған. СМШ-ң сыналған №13 ұңғының өнімді қабатының
табаны бойынша 1330,6 м-ге тең болатын абсолюттік белгіде қабылданған.СМШ-ң
қабылданған осы мәні кезінде шоғырдың биіктігі 30,8 м-ді құрайды.
II блоктың өнімді қабаттары тек қана №5 және №2 ұңғыларда ғана
дамыған. 1305-1311 м аралығындағы №5 ұңғыны сынуа кезінде (абсолюттік
белгісі 1328,9-1334,9 м) аралығында. Мұнай шығымы Qnком =9,6 м3тәу-ке тең
ағын алынды. №2 ұңғыны Ю-ХII горизонттарымен бірге сынау кезінде қабаттың
табаны бойынша осы берілген СМШ-ң мәні кезінде шоғырдың биіктігі 41,2 м-ге
тең. Шоғыр түрі бойынша қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған болып
келеді.
Ю-ХIV горизонтты. Бұл горизонт тек №2-ші ұңғымада ғана өнімді болып келеді,
СМШ-ң ГИС мәліметтері бойынша №2 ұңғымадағы 1344,7 м болатын абсолюттік
белгісі қабылданған. Бұл ұңғыны сынау кезінде 1307-1316 (абсолюттік белгісі
1330,5-1339,5 м) аралығында мұнай шығымы Qn7=32,4 м3тәу болатын фонтанды
ағын алынған. СМШ-ң қабылданған мәні кезінде шоғырдың биіктігі 13,2 м-ге
тең.
1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы Арман
кен орнының қабат қысымын анықтау ұңғыларды меңгеру кезеңі мен бөлек оларды
пайдалану үрдісі кезінде жүргізілді. Зерттеулер негізінен тоқтатылған
ұңғылардығы қысымның қалпына келуі немесе статикалық қысымда өлшеу әдісімен
жүргізілді. Жеке жағдайларда орнатылған жинау әдісі қолданылды. Зерттеудің
нәтижесінде өндеу өнімділік коэффициенті, өткізгіштік коэффициенті, скин-
фактор сияқты қабат параметрлері анықталды. Қабат қысымының динамикасы
пайдалану уақытынан және мұнаймен сұйықтың жинақталуын алынуынан тәуелді
болады.
Ұңғымалар бойынша қабат қысымының жинақталған сұйық алудан
тәуелділігі нұсқа сырты аймағы белсенделігінің сипаттамасын және білінетін
суарынды режимді орнату үшін қолданады. Созылмалы игеру тарихы бар №13,14,
25 ұңғылар үшін нұсқа сырты аймағының қисыққа әсері қысымымен өсінен қарай
бастапқы аймақ түзуінен ауытқитыны байқалады.
Кен орның игерудің алғашқы жылдарында қабат қысымының өзгеру сипаты
горизонттар бойынша негізінен №13, 14, 25 ұңғымаларынан алу бойынша
анықталып отыр. Осы ұңғымалардан белгілі-бір қашықтықта бұрғыланаған жаңа
ұңғымалар қысымы бастапқыдан төмен, бірақта №13, 14, 25 ұңғымалардағы
ағымдағы қабат қысымынан жоғары, қабат аймақтарында ашылды.
1999-2000 жылдары Ю-ХIII, Ю-ХIV горизонттарына сәйкесті айдаудың
әсерінеде тұрған №13, 14, 25 ұңғылар және 117, 122 ұңғымалардағы қабат
қысымының өсуі байқалған.
Тек қана табиғи режимде игеріліп жатқан және айдаумен қамтылмайтын
аймақтармен горизонттағы ұңғымалар бойынша салыстырмалы тұрақты қарқынды
қабат қысымының төмендуі байқалды. Жеке тектоникалық блоктың үстінде
орналасқан және игерілетін мұнайдың аз ғана қоры бар №113 ұңғыда қабат
қысымын тұрақты төмендеуі байқалады.
Қабат қысымы динамикалық талдамы көрсеткендей барлық ұңғылар бойынша
ағымдағы қабат қысымы бастапқы қабат қысымынан 1,8-5,24 МПа-ға (орташа
шаманың төмендеуі 3,2 МПа-ды құрайды) төмендеген және де жеке ақшауланған
блокта бұрғыланған (Рпл=8,56 МПа) №113 ұңғыдан басқалары критикалық қабат
қысымынан жоғары.
1999 жылы ұңғымалар бойынша қабаттың ағымды депрессиясы минималды
мәнінен 1,18 МПа (№121 ұңғы) 8,43 МПа-ға дейін өзгерген №25 ұңғы, орташа
4,73 МПа-ды құрайды. Өнімділік коэффициенті жоғарғы мәндерге ие ұңғымалар
төменгі депрессия кезінде 1,0-2,5 МПа, өнімділік коэффициенті төменгі
мәндеріне ие ұңғылар жоғарғы депрссия кезінде пайдалануда.
Уақыт сәйкесінше мұнай бойынша өнімділік коэффициентінің өзгеруінің
талдамы көрсеткендей кейбір ұңғылар бойынша (№13, 14, 25, 108, 110) ұңғылар
оның төмендеуі байқалды. Уақытқа сйкес өнімділік коэффициентінің төмендеуі
ығыстыру үрдісімен және ұңғы өнімінің сулануының өсуімен сипатталады.
1.5 Кен орнын жобалау және игеру тарихы
Арман кен орнын пайдалану басы кезінде Қаламқас кен орнындағы №25, 34
ұңғыларын ескергенде (14) он төрт іздеу ұңғылары бұрғыланды. Үш ұңғы (№9,
10, 11 ұңғы) концервацияда болды, жеті (7) ұңғы геологиялық себептерге
байланысты, соның ішінде төрт ұңғы (№1, 2, 5, 14 ) пайдалану тізбегіндегі
объектілерді сынаудан кейін, үш ұңғының (№4, 6, 36) пайдалану тізбегін
түсірмей-ақ жойылды. Мұнай шоғырындағы аралығынан тоғыз ұңғы бұрғыланып,
бес ұңғы (№1, 4, 6, 12, 34) мұнайлық нұсқасынан тыста орналасты.
Арман кен орнын игерудің сынамалы пайдалану жоспарына сәйкес №13, 25,
35 бардау ұңғымаларының күрделі жөндеуінен кейін пайдалануға енгізгеннен
бастап басталды. 1995 жылдың сәуір айында ең алғаш еңісті бағытталған №14
ұңғы бұрғыланды.
Төрт ұңғы бойынша мұнаймен газдың физика-химиялық қасиеттері,
қабаттың коллекторлық қасиеттері және де гидродинамикалық параметрі туралы
жаңа мәліметтер алынып, өнімді горизонттар өндіру мүмкіндігі және ұңғыны
табиғи режимде пайдалану кезіндегі шоғырдағы қабат қысымының құлауының
қарқыны бағаланды. Айта кететін жайт, алынған ұңғы жұмысының сипаттамалары
алғашқы сынау кезімен салыстырғанда біршама жақсарған.
1995 жылғы барлау ұңғымаларын сынамалы пайдалану аяқталған соң НИПИ
мұнай газ институты мен Арман кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы
құрастырылып Қазақстан Республикасының мұнай кен орындарын игеру бойынша
орталық комиссиясымен бекітілді, (№1 хаттама, 13.06.96 жылы) және келесі
жағдайлармен техника-экономикалық көрсеткіштері бар игерудің екі нұсқасы іс-
жүзінде енгізілді :
- төрт пайдалану объектілері бөлінді – Ю-VII, Ю-Х, Ю-ХII, Ю-ХIII
горизонттары ;
- Ю-II, Ю-VIII, Ю-IV, Ю-VIII, Ю- IХ, Ю-Х горизонттары негізгі
объектілерден қайтарымды қормен игеріліп жатыр;
- Halliburton фирмасының жабдығының қолданып ұңғыларды бір мезгілді
бөлек-бөлек пайдалану технологиясы бойынша барлық пайдалану
объектілеріндегі ұңғыларды бір торлы игеру;
- тығыздығы 16 гаұңғы бірқалыпты квадратты торды қолдану;
- су айдаудың аударылатын тоғыз нүктелі жүйесін қолдану;
- су айдау үрдісінің басталуы – 1997 ж.;
- су айдау кезінде Ю-VII горизонтының өндіру ұңғыларындағы түп қысымы
қанығу қысымының деңгейінде ұстап тұру, Ю-Х, Ю-ХII, Ю-ХIII
горизонттарының өндіруші ұңғымалардағы түп қысымының қанығу
қысымынан 4 МПа-дан көп емес салысырмалы төмен ұстау;
- айдау ұңғымасындағы түп қысымынан қабатты гидро жару қысымынан
төмен 0,5 МПа деңгейде ұстап тұру;
- игерудің алғашқы кезенінде ұңғысы фонтанды пайдалану жоспарлануы,
ұңғының сулануы шамасына сәйкес батырмалы ортадан тепкіш
электосораптарды қолдана отырып пайдаланудың механикаландырылған
әдісіне көшу;
- айдау қажетті суды альб-сеноман шөгінділерінің суы, сонымен қатар
ағымды суларды қолдану;
Жеке ұңғымалар орымен игеруге арналған технологиялық сұлбада төрт
горизонттары Ю-VII, Ю-Х, Ю-ХII, Ю-ХIII келтірілген, олар келесідей
пайдалану объектілеріне біріктірілген:
I-объект - Ю-VII горизонты;
II-объект- Ю-ХII горизонты;
III-объект- Ю-Х және Ю-ХIII горизонттары.
Алғашқы геологиялық мәліметтерін және игерудің ағымдағы жағдайының
талдамын негізге ала отырып Арман кен орнында келесідей пайдалану
объектілеріне бөлінеді:
I-объект - Ю-VII және VIII горизонты;
II-объект- Ю-ХII горизонты;
III-объект- Ю-Х және Ю-ХIV горизонттары.
1.6 Кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының сипаттамасы
Арман кен орны игерудің технологиялық сұлбасына сәйкес игеріліп
жатыр. Кен орнының бұрғылану дәрежесінің жоғарығылығымен және мұнай
өндірудің төмендеуінің басталуымен сипатталатын игерудің үшінші кезенінде
тұр.
1.6.1 Мұнай, газ және суды өндіру динамикасы
Арман кен орнынан 2001 жылдың басына қарай 1009 мың тн. мұнай, 1860
мың тн. сұйық, 101,3 млн.м3 ілеспе газ өндірілді. Алынатын қордың 15,9 %-ы
алынған, мұнайбергіштік коэффициенті 5,2 %-ды құрады, өнімнің ағымдағы
сулануы 72,4 %-ға жетті. Кен орны бойынша мұнайдың орта тәуліктік шығымы
(дебиты) 50,1 ттәу, сұйық бойынша-183,2 ттәу құрады.
Мұнай өндіру игеруден бастап 1999 жылға дейін тұрақты өсті және 1998
жылы максималды мәнге жетті-255,8 мың тн.
1995-96 жылдары Арман кен орны негізгі әсер етуші энергия қабатты
жүйесінің серпімді күштері болып табылатын, табиғи режимдегі технологиялық
сұлбаға сәйкес игерілді.
Кен орны бойынша игерудің негізгі технологиялық көрсеткіштері, бұл
жылдары жобадағыдан асып кеткен. 1995 жылы мұнай өндіру жобадағыдан 10,9
мың тоннаға көп болған (7,8 %), 1996 жылы бұл көрсеткіш 68,1 мың тн. құрады
(57,7 %), бұл негізінен жобадағы 117 ттәу кезіндегі ұңғының орташа шығымы
129,1 ттәу-ке тең болған және бұдан басқа 1996 жылы ұңғымалардың шығымы
жоспарланған орташа 336 ттәу-тен 360,3 ттәу-ке артық жұмыс жасаған. 1997
жылы мұнай өндіру 189,4 мың тн. құрап жобадағыдан төмен болып шыққан (290
ттәу).
Бұл кезде мұнай өндіру ауыстырылатын ұңғытар (№13, 14, 25, 35
ұңғымалар) әсетінен жоспардағыдан 130,3 – 78,0 =52,3 мың тн.-ға немесе
37,1 % -ға асып түсті. Жаңа ұңғымалардан мұнай өндіру жоспардағыдан 59,1 –
211,0 = - 151,9 мың тн-ға төмен болды.
Осылайша жоспарлы өндірудің орындалмау себебі негізінен жаңа ұңғылар
есебінен болды:
- жаңа ұңғымалардағы шығымның жоба бойынша 148 ттәу-тен
өндірілмеген;
- жаңа ұңғымалар жұмыс уақытының жоба бойынша 1425,7 ттәу-тен 913,7
ттәу-ке дейін төмендеуі әсерәнен, нақты 34,3 мың тн. мұнай
өндірілмеген.
Жаңа ұңғымалар бойынша жұмыс көрсеткіштердің ауытқуының негізгі
себебі ретінде келесідей мәліметтер келтірілген:
- жаңа ұңғымалар жұмыс уақыты төмендеуі 1997 жылы бұрғылаудан жаңа
ұңғымаларды енгізу бойынша жоспардың орындалмау салдарынан болды.
Сегіз өндіру ұңғымасы орнына бес өндіру ұңғымасы ғана (№108, 103,
104, 110, 111) бұрғыланды және бір айдау ұңғымасының орнына үш
айдау ұңғымасы (№102, 105, 121) бұрғыланды;
- өндіруге алты (6) ұңғымасы енгізілді: №111 ұңғымасы геологиялық
себептерге байлагысты жойылды, №102 ұңғымасы айдаудан өндіруге
ауытырылды, №10 ұңғымасы барлауға енгізілді;
- жаңа ұңғымалардың орташа шығымының төмендуі негізінен №10 және №104
ұңғымалары есебінен, яғни бастапқы мұнйа шығымы екінші қайтарымды
горизонтта пайдаланылуға енгізілді;
- №104 ұңғыма тербелмелі станок қондырғысына ауыстыруды қажет етіп
ұзақ уақыт тұрып қалды.
1.1 кесте – Арман кен орны бойынша мұнай өндіру, агентті айдау, бұрғылаудың
жобалық және нақты көрсеткіштері
№ Көрсеткіш Өлшем 2000 2001
Рн бірлігі
жоспар нақты жоспар нақты
1 Мұнай өндіру, барлығы мың т. 505,0 255,8 819,0 227,4
соның ішінде:
ауыстырылатын
ұңғылардан 328 220,7 560 ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz