Қаражанбас кен орны туралы

Жоспар
Кіріспе

Кіріспе
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
1.2 Литологиялық. стратиграфиялық сипаттамасы
1.3 Тектоникасы
1.4 Мұнайгаздылығы
1.4.1 Өнімді горизонттардың геологиялық . өндірістік сипаттамасы
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
2.1.1 Игерудің ағымдағы жағдайын, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау
2.1.2 Мұнайжәне газ қорларының өндіруін талдау
2.1.3 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
3 Экономикалық бөлім
3.1 Кен орнын игерудің технико.экономикалық көрсеткіштері

Қаражанбас кен орны Қазақстан Республикасы Маңғыстау облысы территориясындағы Бозашы түбегінің солтүстік-батыс бөлігінде орналасқан.
Облыстық орталығы Ақтау қаласы болып саналатын жерден 210 км қашықтықта орналасып, қаламен асфальтті жолмен байланыста тұр. 150 км қашықта орналасқан темір жол станцциясы бар ең жақын мекенді қоныс Шетпе ауылы болып саналады. Бозашы түбегінің солтүстік-батыс бөлігі абсолюттік белгісі минус 19-дан плюс 28 м шектелген жазықтық жер болып келеді. Жергілікті ландшафттың аса танымал белгісі, автотранспорттың өтіп жүруне кедергі жасайтын көптеген сорлардың болуы. Рельеф пішіндері бархан және байырғы жыныстардан тұрады. Аудан климаты күрт континентальлды. Ауа температурасы қыста минус 30°-дан жазда плюс 45°-қа дейін жетеді.Атмосфералық жауын-шашындар күз және қыс мерзімдеріне сай келеді.

Пән: Тау-кен ісі
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 73 бет
Таңдаулыға:

Кіріспе

Қаражанбас кен орны Қазақстан Республикасы Маңғыстау облысы территориясындағы Бозашы түбегінің солтүстік-батыс бөлігінде орналасқан.
Облыстық орталығы Ақтау қаласы болып саналатын жерден 210 км қашықтықта орналасып, қаламен асфальтті жолмен байланыста тұр. 150 км қашықта орналасқан темір жол станцциясы бар ең жақын мекенді қоныс Шетпе ауылы болып саналады. Бозашы түбегінің солтүстік-батыс бөлігі абсолюттік белгісі минус 19-дан плюс 28 м шектелген жазықтық жер болып келеді. Жергілікті ландшафттың аса танымал белгісі, автотранспорттың өтіп жүруне кедергі жасайтын көптеген сорлардың болуы. Рельеф пішіндері бархан және байырғы жыныстардан тұрады. Аудан климаты күрт континентальлды. Ауа температурасы қыста минус 30°-дан жазда плюс 45°-қа дейін жетеді. Атмосфералық жауын-шашындар күз және қыс мерзімдеріне сай келеді.
Қаражанбас кен орны Бозашы түбегінің солтүстік-батыс аймағында орналасқан. Қаражанбас кен орны Бозашы түбегінің солтүстік-батысында орналасқан. Түбектің ойпат жазығы аккумулятивті теңіз жазықтар типіне жатаы. Түбек Каспий маңы ойпатының бөлігіне кіреді де онымен геоструктуралық палеографиялық қатынас байланысында. Ойпаттың солтүстік бөлігі эол құмдар массиві және сор беткейі бар дефляциялық жағдайларда пайда болған ұсақ арынсыз ойыстары бар толқын тәріздес абразивті-аккумулятивті жазық болып келеді. Оңтүстік бөлігі ірі түйірлі-тізбекті денудациялы-еңісті, жыралармен қатты тілінген жазықтық ретінде көрсетілген. Құм массивтері дөңестерінің салыстырмалы биіктігі 3-6 м болатын кішкене дөңесті рельеф құрады.

1 Геологиялық бөлім

1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер

Қаражанбас кен орны Қазақстан Республикасы Маңғыстау облысы территориясындағы Бозашы түбегінің солтүстік-батыс бөлігінде орналасқан.
Облыстық орталығы Ақтау қаласы болып саналатын жерден 210 км қашықтықта орналасып, қаламен асфальтті жолмен байланыста тұр. 150 км қашықта орналасқан темір жол станцциясы бар ең жақын мекенді қоныс Шетпе ауылы болып саналады. Бозашы түбегінің солтүстік-батыс бөлігі абсолюттік белгісі минус 19-дан плюс 28 м шектелген жазықтық жер болып келеді. Жергілікті ландшафттың аса танымал белгісі, автотранспорттың өтіп жүруне кедергі жасайтын көптеген сорлардың болуы. Рельеф пішіндері бархан және байырғы жыныстардан тұрады. Аудан климаты күрт континентальлды. Ауа температурасы қыста минус 30°-дан жазда плюс 45°-қа дейін жетеді. Атмосфералық жауын-шашындар күз және қыс мерзімдеріне сай келеді.
Қаражанбас кен орны Бозашы түбегінің солтүстік-батыс аймағында орналасқан. Қаражанбас кен орны Бозашы түбегінің солтүстік-батысында орналасқан. Түбектің ойпат жазығы аккумулятивті теңіз жазықтар типіне жатаы. Түбек Каспий маңы ойпатының бөлігіне кіреді де онымен геоструктуралық палеографиялық қатынас байланысында. Ойпаттың солтүстік бөлігі эол құмдар массиві және сор беткейі бар дефляциялық жағдайларда пайда болған ұсақ арынсыз ойыстары бар толқын тәріздес абразивті-аккумулятивті жазық болып келеді. Оңтүстік бөлігі ірі түйірлі-тізбекті денудациялы-еңісті, жыралармен қатты тілінген жазықтық ретінде көрсетілген. Құм массивтері дөңестерінің салыстырмалы биіктігі 3-6 м болатын кішкене дөңесті рельеф құрады.
Кен орын Бозашы түбегінің солтүстік-батысында орналасып, ауданы 7777,48 га алқапты алып жатыр. Бұл адам қоныстарынан қашық орналасқан теңіз деңгейінен 22-27 м төмен орналасқан шөл дала. Жұмысшылардың мекенді қонысы кен орынның игеріліп жатқан орталық аймағынан жобалап 15 км қашықтықта орналасқан. Жұмысшылардың тұратын жерінде тұрғын үйлер, әлеуметтік-мәдени комплекстер, қоймалар, жылыту кұрылғылары, т.б. көмекші кұрылыстар. Санитарлы қорғау бақылауы бар зоналар аймағында тұрғылықты мекенді қоныстар, одан басқа да арнайы табиғи қорғау жағдайларын талап ететін түрлі объектілер де кездеспейді. Негізгі өндіріс объектілерінің орналасуы негізінен өндірістің оңтүстік-шығыс бөлігіне келеді. Аудан климаты күрт қоңыржайлы, жауынсыз, өте құрғақ, ыстық, ұзақ жазымен және салқын, қысқа қары аз қысымен.
Шоғырлардың барлығы мұнайлы, тек бір блогында ғана газ-мұнайлы шоғыр орналасқан. Коллекторлар құмтастар мен алевролиттерден құралған, ашық кеуектері 27 - 29%, өткізгіштігі 0,0136 - 0,351 мкм2. қалыңдығы 2 - 126 м сазды жыныстар жаппа қызметін атқарады. Блоктардағы мұнай шоғырларының биіктіктері 3,9 - 75,4 м. Коллекторлардың жалпы Қалыңдығы 1,5 - 26,1 м, тиімді Қалыңдығы 4 - 18,6 м, мұнайға қаныққан Қалыңдығы 2 - 14,6 м. Газ-мұнай шоғырындағы коллекторлардың газға қаныққан Қалыңдығы 2,4 м. Мұнайға қаныққандық коэффициенті 0,63 - 0,75. Мұнайдың тығыздығы 0,939 - 0,944 гсм3, 1,6 - 2,2% күкірт, 0,7 - 1,4% парафин бар, шайырлығы жоғары. Блоктардағы бастапқы қабаттық қысымдар 3 - 5,75 МПа аралығында, температура 25°С-тан 37°С-қа дейін өзгереді. Мұнайлардың шығымы 1,2 - 76,8 м3тәулік. Құрамында ванадий мен никель кездеседі. Қабат сулары химиялық құрамы жағынан хлоркальций типті, тығыздығы 1,03 гсм3, минералдары 40 - 76 гл, бром, бор, йод микроэлементтері мол кездеседі. Кен орны 1980 жылдан игерілуде.

1.1- сурет. Қаражанбас кенорынының шолу картасы

1.2 Литологиялық- стратиграфиялық сипаттамасы

Қаражанбас кен орнында іздеу, барлау және пайдалану ұңғымаларымен полеогенді, неогенді және төрттік шөгінділерімен қимасы ашылды.
Шөгінділер кешенінің шекараларының арасы үлкен үзілістермен және шұғыл бұрыштық келіспеушілікпен сипатталады.
Төменгі триас шөгіндісі көптеген ұңғымалармен толық ашылмаған. Жыныс жасы оленеке ретінде анықталады. Триастың төменгі құмтасты қимасы, шартты түрде индты ярусқа жатады. Кен орынның жинақтауыш бөлігінде триасты жыныстар төменгі бор шөгінділерінің астында шоғырланған.
Бұрғылау кезінде орта юра шөгінділері тек переклинальдарда және қанаттардың жүктелген аймақтарында құрылымның 390 м- ден 500 м-ге дейінгі тереңдігінде кездескен, ал жиналымның үлкен бөлігінде көтерілімдер шайылған. Ашылған шөгінділер байос және батс ярусына жатады және максимальды қалыңдығы 125 м (ұңғыма105).
Төменгі бор жаппай таралған стратиграфиялық бұрыштық келіспеушілікпен төменгі триас және юраның әр түрлі горизонттарының шайылған беттік жағында шоғырланған. Шоғырлану тереңдігі 20 м-ден 480 м-ге дейін құбылып тұрады. Ұңғымалармен ашылған қимада неокомды жасты шөгінділер бар (берриас-валанжин, готерив, баррем) жалпы қалыңдығы 170-190 м және апта шөгінділері (қалыңдығы 75-90 м) және альба (қалыңдығы 140 м-ге дейін барады).
Қаражанбас кен орнында іздеу, зерттеу және пайдалану ұңғымалары көмегімен төменгі триас, орта юра және төменгі мел шөгінділері бар тілімдері алынған.
Шөгінділер комплексі арасындағы шекаралар шөгін жинаудағы үлкен үзілістермен және үлкен бұрыштық келіспеушіліктермен сипатталған.
Төменгі триас шөгінділері көп ұңғымамен толық қалыңдықта алынбаған. Шөгін жастары оленектік деп алынған. Төменгі, триас тілігінің анағұрлым құмды бөлігі, шартты түрде инд ярусына жатқызылды. Кен орынның күмбезді бөлігінде триас шөгінділері тікелей төменгі мел шөгінділері астында орналасқан.
Орта юралық шөгінділер бұрғылау кезінде тек переклинальдарда және 390 м-ден 500 м-ге дейінгі тереңдіктегі структура қанаттарының терең учаскілерінде кездескен, ал күмбез көтерілуінің көп бөлігінде олар дұрыс көрінбеген. Ашылған шөгінділер байос және бат ярустарына жатады. Олардың максималды қалыңдығы 125 м-ге дейін (105 ұңғыма).
Төменгі мел шөгінділері стратиграфиялық және бұрыш келісімсіздіктерімен жергілікті таралады. Олар томенгі триас және юра әр түрлі горизонттарының бұзылған бттерінді жатыр. Жату тереңдігі 20 м-ден 480м-ге дейін орналасқан. Ұңғылар көмегімен алынған тілім құрамында 170-190 м қалыңдықтағы неоком жасының(берриас-валанжин, готерив, баррем) шөгінділері, сонымен қатар апта(қалыңдығы 75-90) және альба(қалыңдығы 140) шөгінділері кездеседі.
Алынған нәтижелердің нақты зерттелуі бойынша 1992-93 ж және кейін алынған тереңдіктегі сынақ мұнайлары барлау және сынақ игеру мерзімі кезінде алынған мұнайға қарағанда газ құрамының азаюы және қанығу қысымының төмендеуі байқалды. Игеру процессіндегі қабаттағы мұнайдың газ құрамының азаю себебі, я қысымның қанығу қысымынан төмен түскендегі қабат мұнайының газсыздануы, я ұңғы өнімдерінің жаппай сулану процессі.(бұл кезде мұнай газының бір бөлігі жолаушы алынып жатқан суда ериді) Бұл екі процесс те Қаражанбас кен орнының учаскілерінде қолданған оның бәрі қарқынды игеріліп жатқан аймақтарда қабат мұнайы күрт өзгерген, және бастапқы мұнай қалпымен мүлдем сәйкес келмейді.
Қазіргі кездегі, әсіресе кен орынның шығыс учаскілеріндегі, жаңа учаскілердегі қарқынды бұрғылаулармен және газсызданумен кен орынның аз бөлігі аумақталғандықтан, I және II объектілеріндегі қабат мұнайының қасиеттері бастапқы жағдайларға да, пайдалану кезіндегі жағдайларға да орнықты.
Қаражанбас кен орнының мұнай қоры бір рет қана бағаланбаған еді. 1977 ж қорды есептеу жүргізілген іздеу-барлау жұмыстарының материалдары бойынша жүргізілген. 1993 және 1997 жылдары қор 1500 ұңғыманы эксплуатациялық бұрғылау нәтижелерінен алынған.
Шығыс бөлігі үшін 1997 ж-мен салыстырғанда 25 жаңа ұңғыма бұрғылау материалдары бойынша геологиялық құрылымын нақтылау нәтижесінде өзгерістер пайда болды. Мұнай қоры қайта есептеліп 01.01.2001 ж жағдайы бойынша жалпы кен орынның қоры өзгерген.
Кен орынның игеріліп жатқан бөлігі бойынша мұнай қоры В категориясы бойынша бағаланады, ал барлау ұңғыларының алып жатқан аймағында С1 және С2 категориялары бойынша бағаланады. Сонымен қатар, Б және В қабаттарында бұрғыланбаған бөлігі үшін структураның переклиналінда, қабаттардың өндірістік өнімділігі бекітілмеген жерде, ГКЗ СССР есептеулерінің варианты сақталған, мұнайдың өндірістік ағындары алынатын аймақтарда С1 категориясы бойынша бағаланады, басқа аудандарда - С2 категориясы бойынша.
Әртүрлі қанығу аймақтары мен жалпы кен орынның бастапқы және қалдық балансты мұнай қоры 1.1 кестеде келтірілген.

0.1- кесте. Қаражанбас кен орны. Мұнайдың геологиялық қоры
фронт, қабат
Қор категориясы
2012 ж бағалау бойынша мұнайдың балансты қоры, тыс.т

Игеріліп жатқан қабат
Игерілмеген қабат
Барлығы
игерген+игерілмеген

бастапқы
қалдық
01.01.2011
бастапқы
бастапқы
Қалдық 01.01.2011
А1
В
С1
С2
13914
0
0
12779
0
0
0
43709
4102
13914
43709
4102
12779
43709
4102
А2
С1
0
0
2500
2500
2500
Б
В
С1
С2
12473
0
0
11533
0
0
0
10987
8690
12473
10987
8690
11533
10987
8690
В
В
С1
С2
10958
0
0
10630
0
0
0
5845
10819
10958
5845
10819
10630
5845
10819
фронт, қабат
Қор категориясы
2012 ж бағалау бойынша мұнайдың балансты қоры, тыс.т

Игеріліп жатқан қабат
Игерілмеген қабат
Барлығы
игерген+игерілмеген

бастапқы
қалдық
01.01.2011
бастапқы
бастапқы
Қалдық 01.01.2011
І объект бойынша барлығы
В
С1
С2
37345
0
0
34942
0
0
0
63041
23611
37345
63041
23611
34942
63041
23611
1.1-кесте жалғасы Қаражанбас кен орны. Мұнайдың геологиялық қоры
Г+Гп
В
С1
С2
70904
0
0
5967
0
0
0
26251
14342
70904
26251
14342
59617
26251
14342
Д
В
С1
7195
0
6352
0
0
552
7195
552
6352
552
І объект бойынша барлығы
В
С1
С2
78099
0
0
65969
0
0
0
26803
14342
78099
26803
14342
65969
26803
14342
Ю-I
В*
С1
С2
4532

0
3893

0
0

1753
4532
35425
1753
3893

1753
Ю-II
В*
С1
С2
4465
0
0
4376
0
0
0
15967
6516
4465
15967
6516
4376
15967
6516
ІІІ объект бойынша барлығы
В
С1
С2
8997
0
0
8269
0
0
0
51392
8269
8998
51392
8269
8269
51392
8269
Кен орын бойынша барлығы
В
С1
В+С1
С2
В+С1+С2
124441
0
124441
0
124441
109180
0
109180
0
109180
0
141236
141236
46222
187458
124441
141236
265677
46222
311899
109180
141236
250416
46222
296638

1.3 Тектоникасы

Қаражанбас кен орны, тектоникалық тұрғыдан қарағанда Бозашы көтерілімінің күмбезді бөлігінде орналасқан және суб ендік жатыста тұрған антиклинальдық қатпарына жатқызылады. Тұйық изогипса контурындағы құрылым көлемі минус 330м көтерілу амплитудасы 90 м кезінде 23*4.2 км құрайды. Қатпардың оңтүстік қанаты солтүстіктігіне қарағанда жазықтау және қанаттарындағы жыныстардың құлау бұрышы сәйкесінше 2- 4 құрайды.
Қатпар екі күмбезбен : батыс және шығыс, және түрлі ориентирдегі дизъюнктивті бұзылыс қатарымен: ендіктен меридиандыққа дейін.
1977 жылғы мұнай қорларн есептеу жұмысында көтеру әр түрлі қанығу сипаттамасымен толықтырылған өнімді қабат тілімі бар жеті тектоникалық блокқа бөлінген тектоникалық бұзылулармен көрсетілген. Көп жағдайларда шартты болып саналатын, бұзылулардың негізіне мұнай су жапсарысыныың байланссыздығы болады. 1993 жылы мұнай көтерудің анағұрлым қарапайым түрі қабылданды, ал көршілес ұңғылардағы бір гипсометрлік деңгейдегі аттас қабаттар қанығу сипаттамасының келісімсіздігі, мұнай су жапсарысының еңістігімен тусуіндіріледуі. Бұл екі вариантта да мұнаймен қанығу бағасы бірдей болады деп санағанда, 1997 ж қорлар есебінде ең қарапайым екінші вариант қабылданды.
Қаражанбастағы мұнай көтеруіне қабылданған варианттың құрылымы бойынша, структура тектоникалық жарылыыстармен жеті емес, төрт блокқа бөлінген. I Блок I I, II, III, V блоктарын біріктіреді, 1977 ж. схемасы, блок II IV-қа сәйкес келеді, блок III - VII блогына және блок IV - VI блогына.
Мел комплексінің көтеру құрылыстар блоктарн қарапайымдатумен қатар, юра дәуірінің шөгінділер құрылымына да көзқарас өзгерді, себебі 1977ж әр түрлі шөгінділер комплекстер арасындағы бұрыштық келісімсіздіктер есепке алынбайтын және орта юралық шөгінділер планы төменгі мел шөгінділер планымен сай келді.
Жаңа ұңғылар 5019 және 3175 (шығыс периклиналь) бұрғылау көмегімен алынған коллекторлардың қанығу сипаттамасы туралы ақпараттар, және 120 м жететін өнімді қабат горизонттар тереңдігінің күрт өзгеруі, Қаражанбас кен орнының IV блогын Солтүстік Бозашы кен орнынан бөліп тұрған жарылыс бұзылуының орнын өзгертуге ықпалын тигізді. Одан басқа 5109 скважинасындағы А, Б, В, Г, горизонттарының барлық коллекторлары су қаныққан болып шықты, және тәжірибеде де су алынып шықты. ГИС берген ақпараттар бойынша 3175 ұңғымада өнімді болып А(2,2 м), қабаттың тек үстінгі жағы еді, қалған горизонттар су қаныққан.
Тектоникалық жағынан Қаражанбас кен орны Бұзашы көтерілімнің жинақтауыш бөлігінде орналасқан және суб ауқымды жайылымның антиклинальды қатпарына ұштастырылған. Құрылым мөлшері тұйықталған изогипс контурында минус 330 м және амплитуданың 90 м-ге көтерілген кезде 234,2 км құрайды. Қатпардың оң қанаты солынан қарағанда төмен құлау бұрыштары қанаттарында 2º және 4º.
Қатпар екі күмбезбен күрделенген: батыс және шығыс, жанында әр түрлі дизъюнктивті бұзылымдар ендіктен меридианға дейін.
1977 жылы қорды есептеу кезінде көтерілім өнімді қиманың әр түрлі қанығу сипатты жеті блокқа бөлінгені берілген сумұнайлы байланыстың байланыссыздығы бұзылымдарға әкелген, ол көптеген жағдайда шартты. Болашақта құрылымның переклинальді бөлімдерін бұрғылағаннан кейін үш өлшемді сейсмиканы орындауды жер қойнауын пайдаланушылармен жүргізу 2001-2002 жылдары жоспарланған, ал үзілген бұзылымдардың орналасуы дәлірек жасалады.
Қаражанбас көтерілімнің келісілген нұсқасына сәйкес, құрылым жеті тектоникалық бұзылымдарға емес, төртке бөлінген. I-ші блок I,II, III, V блоктарды біріктіретін сұлба 1977 жыл, II блок IV-ші блокқа сәйкес, III-ші блок VII-ге, IV-блок VI-ға сәйкес.
Бор кешені бойынша блоктық құрылымдар қарапайымдылығынан кейін, юра шөгінділерінің құрылымы туралы көзқарас өзгерді, өйткені 1977 жылы әр түрлі шөгінділер арасында келіспеушіліктер ескерілмеді және құрылымдық жоба орта юра шөгінділермен төменгі борға сәйкес келген.
5019 және 3175 жаңа ұңғымаларды бұрғылаудың берілгендері бойынша алынған коллектордың қанығу сипаты туралы мәліметтер, сонымен қатар өнімді қабаттардың шоғырлану тереңдігінің 120 м-ге дейін шұғыл құлауы, Қаражанбас кен орнының IV блогын солтүстік Бұзашыдан ашыратып тұрған үзілісті бұзылымның орналасу жағдайын өзгертуге мүмкіншілік берді. Құрылымның шығыс переклиналындағы I және IV блоктарды ажыратып тұрған үзілісті бұзылым, 3601, 3607, 3611 ұңғымаларының солтүстігіне қарай жүргізілді. Оның орналасуының өзгеруінің себебі Ю-I және Ю-II қабаттары бойынша қабылданған сумұнай әсерлесуін (ВНК) коллекторлардың қанығу сипатының сәйкестігіне келтіруінің қажеттілігімен туындаған.

1.2 - кесте - Қаражанбас кен орнының геофизикалық сипаттамасы. Г қабаты

Параметрлер

Г қабаты
Орташа жатыс тереңдігі, м.
Кеніш түрі
Орта есеппен алынған қабат қалыңдығы, м.
Мұнайлылық ауданы , га.
Орташа өткізгіштігі, мкм2
Орташа кеуеутілік, %
Бастапқы мұнайлылық, %
Мұнайдың баланс қорлары, млн.т.
Еріген газдың баланс қорлары, млн.м3
қабат қысымы, МПа.: бастапқы
ағымдағы
Қабат температурасы, [0]С
366
пластовая

6
2677
160,1
28
67
12818
102
4,5
26

1.2 - кесте жалғасы
Параметрлер
Г қабаты
Мұнай сипаттамасы

Қабат жағдайларында: тығыздық, кгм3
тұтқырлық, мПа*с
Жер үсті жағдайларында: плотность, кгм[3]
тұтқырлық ( t=323,2К),мПа*с
Құрамындағы: күкірт, % вес
Парафин, % вес
930
272
941
164,7
1,9
0,7

I топ. Қабат қалыңдығы 10м жоғары, бір текті құмтасты, өткізгіштігі жоғары [ (0,5-0,7)10м ] ұңғымалар бұрғылау. Олар қарапайым әдістермен игеріледі, мысалы мұқият жуылғаннан кеиін, қабаттың түпкі бөлігінде дренажды арнаны тазарту үшін поршенді интенсивтілік кезеңі жүргізіледі.Мұндай ұңғымалар әдетті меншікті қабылдау коэффициенті жоғары болады және жоғарғы тұрақты шығынмен жұмыс жасйды,700-1000мтәул асады.
II топ. Ұңғымалар, сазды қабыршақты, құмтасты қабаттарды ашылады және олардың өткізгіштігі төмен болады.Әдетте кұмтасты қатпарлардың қалыңдығы 6 дан 12 м дейін.Орташа меншікті қабылдау коеффициенті, мұндай ұңғымаларда I топқа қарағанда 2есе аз болады. II топтағы ұңғымалар қиын меңгеріледі және арнайы меңгеру әдісі немесе бүтін кешенді әдіс қолданылады.
III топ . Ұңғымалар, сазды қатпарлы, құмтаспен кезектесіп,аз қалыңдықта және төмен өткізгішті.Меншікті қабылдау коэффициенті 0,1 м(тәулМПа) төмен.
Мұндай ұңғымаларды меңгеру бірнеше айларға созылады және түп аймағына тиімді әсер қолдануды талап етеді,мысалға қабат аралығын сұйықпен жару, тұз қышқылымен өңдеу және үлкен қысыммен айдау.III топта ұңғыманың бітелуі тез және 2-3 айдан соң қалпына келтіру туындайды.Мұндай ұңғымаларда айдалатын суға талап жоғары болады,судың құрамында темір гидроокисі болмауы тиіс. Немесе диференциялды түрде үлкен болған жағдайда қабаттағы қысым аз болғанда, қабатқа мөлшер-мен су айдалады. Бұл қабат қысымын ұстауға керекті энергия шығынын,қосым-ша айдау ұңғымаларын азайтуға әкеледі.

1.4 Мұнайгаздылығы

Мұнайдың газбен қанығу қысымы - негізгі параметрлердің бірі болып саналады. Көп жағдайларда кен орынның игеру түрін сипаттайды, оның дұрыстығынан ұңғылардың пайдалану қасиеттері де байланысты. Ұңғыманың табу мүмкіндіктері кен орнын игеру сипатын анықтайтын және анықтау дұрыстығына байланысты. I және II игеру объектісі қанығу қысымының үлкен диапазонды өзгерістері осы параметрді орташа алуға мүмкіндік бермейді (1,14,18 МПа и 1,23,9 МПа сәйкесінше). Осы объектілер бойынша қанығу қысымдары газқұрамды мұнаймен кестелі түрде өзара байланыспен анықталған және орташа сәйкестікпен 2,65 же 2,75 МПа құрайды. Қарастырылатын параметрлердің жоғары деңгейдегі корреляциясы (0,92 және 0,89 сәйкесінше) осы ұғымды сенімділікпен қабылдауды қажет етеді. Мұнайдың газбен қанығу қысымы юрлық тынығу жерлерінің батысында орташа 3,2 МПа-ға тең, шығыста - 2,0 МПа.
Қабатты мұнайдың тығыздығы мен жабысқақтығының өзгеру диапазондары үлкен. Корреляциялық байланыстылықты алу үшін барлық зерттеулердің нәтижелері қолданылған. Газ құрамымен тәуелділігін сипаттайтын осы екі параметрдегі корреляцилық теңдеулер I объектінің қабатты мұнайы 8,9 м3т газқұрамымен игеруі орташа 919,5 кгм3 тығыздық пен 240 мПа*с жабысқақтықты құрайды, II объектінің қабатты мұнайы 8,9 м3т газқұрамымен игеруі орташа 918,5 кгм3 тығыздық пен 340мПа*с жабысқақтықты құрайды.

1.3-кесте - Қабатты мұнайдың параметрлері

Атауы
Мағынасы

Қабат

А
Б
Г
Д
Мұнай.газ.қысымы МПа
2,31
1,99
2,68
2,66
Көлемді коэффициент
1,021
1,015
1,025
1,043
Мұнай тығыздығы, кгм3

927

930

919

920

Қысым коэффициенті
9,3

86

5,8
50

Бірақ қабатты мұнайдың төменгі газдықұрамдылығына байланысты мұнайлы газды барлық терең сынамалардан анықтау қиын болды.
Газданбаған мұнайдың құраушы құрамы қабатты мұнайдың бір дүркін газдануынан алынған сынама бойынша жүргізілді. Жалпы алғанда 7 сынау зерттелді, олар оның ауыр құрамын растайды. Метан мен пентан арасындағы көмірқышқыл құрамы 1% мол.
Бір дүркін газдандыру газының құраушы құрамымен, газданбаған мұнайдың құраушы құрамымен және газқұрамдылыққа қабаттың бастапқы жағдайларында қабатты мұнайды игеру қарастырылған (белсенді игеру бөлшектері).
Қабатты мұнайдың құраушы құрамы төменгі газқұрамдылығымен газданбаған мұнайдың құраушы құрамынан аз ғана ерекшеленеді және 85% мол құрайтын С6+высш қалдықтың жоғарғы құрамымен сипатталады.
Газданбаған мұнай қасиеттері.
Газданған мұнай қасиеттері қабатты мұнай сынамаларын газдау сынауларымен бағаланған. Игеру объектілеріндегі орташа диапазондары мен параметрлері берілген.
Кен орнын игеру уақытында газданған мұнай қасиеттерінің өзгерісі болған жоқ. Қаражанбас кен орнының мұнайы ауыр, жоғарыжабысқақты, азбалауызды, жоғарышайырлы. Жеңіл фракцияда төменгі шығысты ( 300°С - 1820% об.), суу үшін төменгі температуралы және күкіртті категориясына ( 15°С төмен) жатады.
Газданған мұнай қасиеттеріне термикалық әдістердің әсер етуін зерттеу мақсатында 2010 ж қарашада қабатқа әсер ететін түрлі термикалық әдістері бар 25 сынамалы жерлерде іріктеу жүргізілді. Қолданылатын технологиға мұнайдың қандай-да бір тәуелді қасиеттері байқалмады. Бұл бүгінге қабатқа әсер етудің бірде бір әдіс қолданбағандықтан болуы мүмкін. Әртүрлі технологиялардың бірінен соң бірі кезектесуі мұнай параметрлерінің кең диапазонда өзгеретіндіктен оларды байланыстыруға мүмкіндік бермейді.

1.4-кесте - Газдалған мұнайдың физ-химиялық қасиеттері мен фракциясы
Атауы
I Объект

Өзгеріс диапазоны
Орташа мағынасы
Тығыздық, 20°С, кгм[3]
932-949
939
Жабысқақтық, мПа*с
при 20 °С
50 °С
Суу температурасы, °С
Массалық құрамы, %
күкірт
балауыз
асфальтты-шайыр
заттар
Фракцияның көлемді шығыны, %
н.к. - 100 °С
до 150 °С
до 200 °С
до 300 °С

-
97,7-256,0
-
1,68 - 2,00
0,3 - 3,6
18,0 - 34,6

0
0 - 1
0 - 5
15 - 22

-
150,3
ниже - 15
1,9
1,7
24,9

0
0,1
2
20

Химиялық құрамы бойынша қабат сулары В.А.Сулин бойынша хлоридті топтың натрийлі топшаның хлоркальцийлі типі түрінде болады. Олар жалпы алғанда аз метаморфизделген болады, rNarCl қатынасы 0,84 - 0,98 аралықта болады, ал сульфаттылық коэффициенті 0,06-1,7 аралығында өзгереді. Су құрамындағы кальций иондарының саны 125 мг-эквл-ден көп болғанына қарамастан, rCarMg қатынасы бірден жоғары.
1.5-кесте - Газданған мұнайдың ағымдағы физико-химиялық қасиеттері
Атауы
I объект

Өзгеріс диапазоны
Орташа мағынасы
Тығыздық при 20 0С, кгм3
930 - 943,6
937
Жабысқақтық, мПа∙с, при
20 [0]С
50 [0]С

825,4 - 987,8
94,9 - 167,7

-
126,7

Юра мен неоком суларының аудан бойынша минералдануы белгілі заңдылық бойынша оңтүстіктен солтүстікке қарай 40-тан 70 гл дейін ұлғаяды.
Жүргізілген 8 су анализдері бойынша (3 проба юра және 5 проба неоком) жеке микрокомпоненттердің салыстырмалы көп мөлшері анықталған: бром 75-209 мгл және йод 1,48-5,56 мгл. Бромның мөлшері судың минералдануына тікелей байланысты. Бұл параметр өскен сайын бромның мөлшері елеулі түрде жылдам өсетіні, ал тереңдеген сайын кемитіні анықталған.
Суда еріген газдың құрамы жекелеген анализ бойынша ВНИГРИ және ЦЛ КНГР лабораторияларында анықталған. ВНИГРИ мәліметтері бойынша готеривадан Долгинец аймағынан (7 ұңғыма) 316 м тереңдіктен алынған газ типі бойынша метанды-азотты болып табылады. Оның құрамында (көлемдік үлес бойынша): СН4 - 52,99; N2 - 42,9; CO2 - 3,8; С2Н6 - 0,31. Сирек газдардың мөлшері (Ar+Kr+Xe) 0,2 пайызды құрайды.

1.6-кесте - Юра мен неоком дәуірлерінің өнімді горизонттарының гидрогеологиялық параметрлері

Горизонт
Нұсқаның орташа тереңдігі, м
Су дебиті, м[3]сут
Тқ, [0]С
Рқ, атм
Статистикалық деңгей
Ю-I
385 - 480
105 - 340
28 - 31
45,9 - 56
Перелив

"Д"
"Г"
"В"
"Б"
"А"
338 - 380
300 - 405
265 - 385
307
240 - 312
-
14 - 360
-
9,6
86,4
24 - 34
26 - 33
24 - 28
28 - 30
24 - 39
45 - 46,5
38 - 51
21 - 52
44,5 - 47
29,6 - 52,1

- " -
- " -
- " -
- " -
- " -

132 ұңғыдан алынған еріген газ нұсқасында жоғары азотты көмірсутегі бар екендігі анықталған (көлемдік %): метан - 9,8; пропан - 0,2; CO2 - 4; биогенді азот - 21; ауадан шыққан азот - 52 және оттегі - 13.

1.4.1 Өнімді горизонттардың геологиялық - өндірістік сипаттамасы

Қаражанбас кен орнының газ су мұнай жапсарысы орта юра және төменгі мел шөгінділерімен байланысты.
Төменгі мел шөгінділернің тілігінде келесі қабаттар бөлек қаралды: А1, А2, Б, В, Г, Гп және Д. Төменгі мел шөгінділері бірқалыпсыз орналасқан. Көбінесе, генезисі бойынша теңізді, құмтастардың кішкене қуыстары бар, қабат-қабаттасып жатқан алевролит және сазды жыныстар. Неокома және төменгі апта жыныс коллекторлары орташа ұсақ бұршақты, қатпарсыз құмтастармен; ұсақ бұршақты құмтастармен, ірі және түрлі бұршақты, қатпарсыз немесе сирек сазды қабатшалары және саз ұяшықтары бар алевролиттермен көрсетілген.
Орта юра шөгінділерінде Ю-I және Ю-II өнімді қабаттары есепке алынды. 1993 ж. Пайдалану ұңғыларының тығыз торының бұрғылау материалдары бойынша структураның батыс переклиналь құрамындағы Ю-I горизонтында үш дербес объект бөлініп алынды: үстінгі, төменгі және ортаңғы пласттар; Ю-II горизонтында негізгі қабат және оның астында линза тәріздес қабаттар байқалды.
Орта юралық өнімді қалыңдық континентальды және аллювиальді-көлді генезисі бойынша ұсақсынықты және сазды жыныстармен қосылған. Олардың бірқалыпсыз қатпарлануында сазды топталанулармен бөлінген жыныстар пайда болады. Коллектор-жыныстардың құрылысы ұсақ бұршақты құмтастар, алевролиттер, ұсақ және ірі түйірлі құмтасты алевролиттерден тұрады.
Қабат сипаттамалары 1.7-1.8 кестелерінде көрсетілген.
Бастапқы мұнайлылық (Кбм) 1-Кқм секілді анықталған. Мұндағы Кқм - әктасты битумды ерітіндіде бұрғыланып, 145 ұңғыманың кернінің анықтамалары бойынша алынған қалдық мұнайлылық. Бастапқы мұнайлылық коэффицентінің орташа мәнін есептеу үшін, керн консервациясы методикасын сақтай отырып, тілімнің мұнайлылық бөлігінен жыныс коллекторлары үшін алынған мәліметтер қолданды. Шекті мәндерінен жоғары кеуектілік және өткізгіштігі бар үлгілер қолданды, және де кеуектіліктің анықталуысыз, бірақ өткізгіштігі 0.02мкм2 көп. Керн бойынша мұнайлылық тек Г қабаты және Ю-I, Ю-II горизонттары үшін анықталды және сәйкесінше 0.73, 0.74, 0.79-ды құрайды (кесте 1.7). ГИС бойынша ол игерудің барлық объектілері бойынша анықталған, және I - 0,72, II - 0,74, III - 0,69 тең. Бастапқы мұнайлылықтың максималды айырылысы юра дәуірінің өнімді қабатынан байқалады. Ол керн бойынша ақпараттың жетіспеушілігіне байланысты.
Гидрогеоелогиялық тұрғыдан Қаражанбас кен орны Батыс Қазақстандағы қаралып жатқан бөліктерінің ең түбегейлі зерттелген альб-сеноманды комплексі бойынша орнатылған, салыстырмалы түрде жоғары емес минерализациялы хлоркальцийлі сулар зонасының дамуына жатқызылады. Стратиграфиялық тілімде алты сулы горизонт ашылып сыналған. Барлық өнімді горизонттардың жер асты қабат сулары фонтандалады немесе 9 дан 340 м3тәу дебитімен құйылады. Неком және юра дәуірінің гидродинамикалық жүйесі суарынды болып сипатталады. Ең суы мол болып Ю-I, Г и А өнімді горизонттар саналады.

1.7-кесте - Қабаттар бірқалыпсыздығының сипаттамасы
Параметр
(сорташа мәні
Қабат, горизонт

А
Б
В
Об. I
Г
Гп
Д
Об. II
Ю-Iорт,
Ю-Iн,
Ю-I, шығ
Ю-IIо, б
Ю-II,
Об. III
Таралу коэффиценті
0,97
0,81
0,86
1,00
1,00
0,52
0,88
1,00
1,00
0,83
0,69
0,97
0,86
0,90
Құмтастық коэффиценті
0,81
0,73
0,65
0,34
0,77
0,88
0,89
0,59
0,79
0,87
0,80
0,83
0,72
0,62
Бөлшектену коэффиценті
1,39
1,32
1,54
3,73
3,05
1,20
1,33
4,24
2,50
1,70
2,20
1,98
2,20
4,71

Қабат өткізгіштігі 1,02*10-15м2 - 6*10-15м2 .
Гидрогеоелогиялық тұрғыдан Қаражанбас кен орны Батыс Қазақстандағы қаралып жатқан бөліктерінің ең түбегейлі зерттелген альб-сеноманды комплексі бойынша орнатылған, салыстырмалы түрде жоғары емес минерализациялы хлоркальцийлі сулар зонасының дамуына жатқызылады.

1.8-кесте - Қалыңдықтар сипаттамасы
Қалыңдық, м
(орташа мәні)
Қабат, горизонт

А
Б
В
Объект I
Г
Гп
Д
Объект II
Ю-Iср, батыс
Ю-Iн, батыс
Ю-I, шығ.
Ю-IIо, батыс
Ю-II, батыс
Объект III
Жалпы
5.0
6.0
5.9
29.7
15.7
2.7
4.4
27.4
11.9
7.3
14.8
14.6
17.4
35.8
Пайдалы
3.7
3.9
3.1
9.3
12.2
2.2
3.8
15.2
8.6
6.2
10.6
11.9
10.4
20.6
Мұнайлы
3.7
3.9
3.1
9.3
11.7
2.1
2.9
14.6
8.5
6.6
11.8
12.2
7.4
19.2
Газды

3.6

3.6

2 Технологиялық бөлім

2.1 Кен орынды игеру жүйесі

2.1.1 Игерудің ағымдағы жағдайын, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау

Кен орынды игеру үрдісінің тиімділігі көп жағдайда оның геологиялық құрылымының қаншалықты дәрежеде зерттелгеніне байланысты екені белгілі. Сол себепті 2001 жылы кен орынның шығыс және батыс аудандарында 3D сейсмикалық зерттеулері жүргізілді. 2005 жылы 3D сейсмикалық зерттеулері кен орынның солтүстік және орталық бөліктерінде жүргізілді және қазіргі кезде сол зерттеулерді интерпритациялау нәтижелері алынды.
Қазір пайдаланып жүрген Қаражанбас кен орнын игеру жобасын дайындаған кезде(01.01.2001ж.) кен орнында бұрғыланған ұңғылардың саны 1636 еді. Олар негізінен ВВГ және ПТВ аудандарында орналасты.
2003 жылдың сәуіріне дейін кен орнында 100-ден аса жаңа ұңғы бұрғыланды. Оның жартысы жаңа аумақтың шығысында III игеру объектісін пайдалануға арналды. 2002 жылы жаңа ұңғылардың орташа шығымы жобадағыдан 7,6 есе, ал шығыс аумақтағы III объектіден мұнай өндіру жобадағыдан 9 есе артық болды.
01.07.2005 ж. жағдай бойынша кен орнындағы ұңғылар саны 1962-ге жетті, яғни игеру жобасы бекітілгеннен кейін 326 жаңа ұңғы бұрғыланды. Олардың барлығы дерлік жаңа аумақта орналасқан.
Жаңа ұңғыларды бұрғылаудан кейін алынған геологиялық-өндірістік материалдарды, 2001 жылы және 2005 жылы жүргізілген 3D сейсмикалық зерттеулер нәтижелерін жан-жақты талдау нәтижесінде бүкіл кен орынның сейсмикалық моделі жасалды. Алынған нәтижелер Қаражанбас кен орнының құрылымы көптеген тектоникалық бұзылыстарға байланысты бұрын қарастырылып жүргеннен күрделі екенін көрсетті.
2000 жылдан бастап мұнай өндірудің барлық объектілер бойынша артуы байқалады. Ол істеп тұрған ұңғылар санының және айдалатын жұмыс агенттері көлемінің артуына байланысты. Өндірудің ең көп артуы ВВГ ауданында I объектіден және ПТВ ауданында II объектіден байқалған.
Игеру жобасы бойынша 2005 жылы кен орыннан 13120 мың т сұйық, 3015 мың т мұнай, 17,2 млн. м3 газ өндіру көзделген. Ағымдағы мұнай алу коэффициенті 10 пайызды құрайды. Өнімнің сулануы 77 пайыз, айдалатын бу мөлшері 2650 мың м3, су мөлшері 5324 мың м3 болады деп жоспарланған.
Қазіргі таңда кен орынды игеру негізінен 2001 жылы қабылданған Қаражанбас кен орнын игеру жобасын басшылыққа ала отырып жүргізілуде. Оған сәйкес кен орнында үш игеру объектісі бөлінеді: I объект-А, Б, В қабаттары, II объект-Г және Д қабаттары, III объект-Ю-I және Ю-II қабаттары. Кен орын аумағы бұрғыланған және жаңа деп екіге бөлінеді. Бұрғыланған аумақта ВВГ (қабат ішінде ылғалды жану) және ПТВ (бужылулық әсер ету) аудандары, ал жаңа аумақта шығыс және батыс аудандар ерекшеленеді. Бұрғыланған аумақта ұңғылардың қалыптасқан орналасу сұлбасы(ұңғылар мен қатарлар арасындағы қашықтық 150 м болатын үш қатарлы сұлба) сақталған. Жаңа аумақта ұңғылар мен ұңғы қатарлары арасындағы қашықтық 300 м болатын бір қатарлы сұлба бойынша бұрғылау қарастырылған. Бұрғыланған аумақта әсер ету агентітері-бу және су, жаңа аумақ қабат энергиясының табиғи сарқылу режимінде игерілуде.
Игеру жобасын талдау нәтижесінде нақты көрсеткіштердің жобадағылардан айырмашылықтары бар екені анықталды. Соған байланысты 2003-2007 жылдарға арналған кен орынның технологиялық және экономикалық көрсеткіштерінің түзетілген жобасы дайындалды.

2.1.2 Мұнайжәне газ қорларының өндіруін талдау

Қаражанбас кен орнында 01.07.2005 жылғы жағдай бойынша 1962 ұңғы бұрғыланған. Оның ішінде 1344 өндіру ұңғысы, 442 айдау ұңғысы, 89 бақылау ұңғысы, 43 жұту ұңғысы, 43 жойылған ұңғы және 1 консервациядағы ұңғы.
Объектілер және жалпы кен орын бойынша ұңғылар қоры 9-кестеде көрсетілген.
Кесте 9-Қаражанбас кен орнындағы ұңғылар қорының жағдайы
Ұңғылар
қоры
Категория
Объектілер бойынша ұңғылар саны

Барлығы

I
II
III
I+II
I+II+III
I+III
II+III

Өндіру ұңғылары
барлығы
310
670
199
149
1
3
12
1344

істеп тұрған
204
520
144
130
1
1
9
1009

фонтанды
5
17
0
0
0
0
0
22

ҰШСҚ
70
161
54
71
0
1
1
358

ВШСҚ
129
342
90
59
1
0
8
629

істен шыққан
94
143
49
19
0
2
3
310

фонтанды
30
58
8
7
0
2
0
105

ҰШСҚ
58
79
37
12
0
0
2
188

ВШСҚ
6
6
4
0
0
0
1
17

игерілуде
12
7
6
0
0
0
0
25
Айдау ұңғылары

барлығы
144
257
40
1
0
0
0
442

істеп тұрған
61
81
23
0
0
0
0
165

істен шыққан
69
156
17
1
0
0
0
243

игерілуде
14
20
0
0
0
0
0
34
Арнайы ұңғылар
бақылау
6
78
5
0
0
0
0
89

жұту
0
19
10
0
0
0
14
43
Консер-вацияда
барлығы
1
0
0
0
0
0
0
1
Жойылған
барлығы
30
10
2
1
0
0
0
43
Барлығы

491
1034
256
151
1
3
26
1962

Кестеден көрініп тұрғандай ұңғы қорының басым бөлігін II игеру объектісінің ұңғылары құрайды. Өндіру және айдау ұңғыларының нақты қоры жобалық қордың сәйкесінше 95 және 72 пайызын құрайды. Жоба бойынша кен орынның жеке аудандарында бірнеше объектіден біріктіріп өнім алу қарастырылған. Ағымдағы уақытта ондай ұңғылардың саны 165, оның ішінде іске қосылып тұрғаны 141 ұңғы.
2004 жылдан бері істен шыққан ұңғылар қорының жақсаруы байқалады. Негізінен істен шыққан ұңғылар бұрғыланған аумақтың ПТВ және ВВГ аудандарында орналасқан. Өндіру және айдау ұңғыларының жұмыс істемеуінің негізгі себептері: құм тығынын жою үшін күрделі жөндеуді күту, жер асты жабдықтарын алмастыру, өнімнің жоғарғы деңгейде сулануы, ұңғыны механикалық тәсілге ауыстыруды күту, ұңғы герметикалығының бұзылуы және технологиялық себептер.
Объектілердегі ұңғылардың ағымдағы шығымдарының сипаттамасы
Бұрғыланған аумақта I объектіден өндіретін іске қосылып тұрған ұңғылар саны 253. Бұл жоба бойынша қарастырылған қордан 62 ұңғыға кем. Өндіру негізінен механикаландырылған тәсілмен жүзеге асырылады. 4 қана ұңғы фонтанды тәсілмен жұмыс істейді. Істен шыққан өндіруші ұңғылардың ағымдағы саны 112. Айдау ұңғыларының саны 145, оның ішінде 70 ұңғы істен шыққан. Сонымен бірге объект бойынша 5 арнайы ұңғы, 12 жойылған ұңғы және игеріліп жатқан 4 өндіру ұңғысы бар.
Бұрғыланған аумақта I объектіден өндіретін ұңғылардың мұнай және сұйық шығымы бойынша бөлінуі 10-кесте көрсетілген.

Кесте 10 - Қаражанбас кен орны. Бұрғыланған аумақ. I объект.
Ұңғылардың мұнай және сұйық шығымы бойынша бөлінуі.
Көрсеткіштер
Шығымдар диапазоны, ттәулік
Барлығы

2
2-5
5-10
10-20
20-50
50

мұнай шығымы бойынша
Ұңғылар саны
142
91
16
3
1
0
253
Пайызбен
56.1
36
6.3
1.2
0.4
0
100
сұйық шығымы бойынша
Ұңғылар саны
11
20
30
37
94
61
253
Пайызбен
4
8
12
15
37
24
100
Көрініп тұрғандай ұңғылардың барлығы дерлік(98,4 пайызы) тәулігіне 10 тоннадан кем орташа шығыммен жұмыс істеген.
Бұрғыланған аумақта II объектіден өндіруге арналған ұңғылардың жалпы саны 687. Іске қосылып тұрған өндіру ұңғыларының саны 521. Өндіру негізінен механикаландырылған тәсілмен іске асырылады. 16 ұңғы ғана фонтандайды. 4 өндіру ұңғысы меңгерілуде. 258 айдау ұңғысынан іске қосылып тұрғаны 81, 20 ұңғы меңгерілуде. Объект бойынша 78 арнайы ұңғы және 11 жойылған ұңғы бар.
II объектідегі өндіру ұңғыларының мұнай және сұйық шығымы бойынша бөлінуі 11- кестеде көрсетілген.

Кесте 11 - Қаражанбас кен орны. Бұрғыланған аумақ. II объект.
Ұңғылардың мұнай және сұйық шығымы бойынша бөлінуі.
Көрсеткіштер
Шығымдар диапазоны, ттәулік
Барлығы

2
2-5
5-10
10-20
20-50
50

мұнай шығымы бойынша
Ұңғылар саны
255
192
48
23
3
0
521
Пайызбен
49
37
9
4,4
0.6
0
100
сұйық шығымы бойынша
Ұңғылар саны
17
29
36
81
139
219
521
Пайызбен
3,3
5,6
6,9
15,5
26,7
42
100

Кестеде көрсетілгендей 3 қана ұңғы мұнай бойынша 20-50 ттәулік шығыммен, ал қалған ұңғылар тәулігіне 20 тоннаға дейінгі шығыммен жұмыс істеген. Жоба бойынша II объектіден өндіретін ұңғылардың орташа мұнай шығымы 4,9 ттәулік болу керек. Сұйық бойынша көпшілік ұңғы(42 пайыз) тәулігіне 50 тоннадан артық шығыммен жұмыс істеген. Сұйықтың орташа жобалық шығымы 44,9 ттәулік болуы керек.
Бұрғыланған аумақта III объектіден өндіруге арналған ұңғылар саны 110. Олардың тек 56-сы ғана іске қосылып тұр. 4 ұңғы меңгерілуде. Өндіру тек механикаландырылған тәсілмен жүргізіледі, себебі фонтанды ұңғылар істен шыққан. Айдау ұңғыларының саны 40, оның іске қосылып тұрғаны 23. Объекті бойынша 5 арнайы және 2 жойылған ұңғы бар.
III объектіні пайдалануға арналған ұңғылардың мұнай және сұйық шығымы бойынша жіктелуі 12-кестеде көрсетілген. Көрініп тұрғандай барлық дерлік ұңғылардың тәуліктік шығымы 10 тоннаға дейін болған. Олардың 65 пайызының шығымы 2 ттәуліктен кем болған. Сұйық бойынша да III объект ұңғылары аз шығыммен сипатталады. 42 пайыз ұңғыда сұйықтың орташа шығымы тәулігіне 10 тоннаға дейін болған.

Кесте 12 - Қаражанбас кен орны. Бұрғыланған аумақ. III объект.
Ұңғылардың мұнай және сұйық шығымы бойынша бөлінуі.
Көрсеткіштер
Шығымдар диапазоны, ттәулік
Барлығы

2
2-5
5-10
10-20
20-50
50

мұнай шығымы бойынша
Ұңғылар саны
37
15
4
1
0
0
57
Пайызбен
65
26
7
2
0
0
100
сұйық шығымы бойынша
Ұңғылар саны
8
11
5
12
11
10
57
Пайызбен
14
19
9
21
19
18
100

Жаңа, бұрынғы бұрғыланбаған аумақта барлығы 393 ұңғы бұрғыланған. Оның ішінде 329 өндіру ұңғысы, 43 жұту ұңғысы, 19 жойылған ұңғы, 1 бақылау ұңғысы және 1 консервациядағы ұңғы бар. Жаңа аумақта айдау ұңғылары жоқ, себебі пайдалану қабат энергиясы сарқылуының табиғи режимінде жүргізілуде. өндіру ұңғыларының көпшілігі II объектіні игеруге арналған.16 ұңғы бірнеше объектіден біріктіріп өнім алады.
Аудандар бойынша ұңғылар қоры келесідей бөлінген: батыс ауданда 87 ұңғы(22 пайыз), шығыс ауданда 297 ұңғы(76 пайыз), солтүстік ауданда 9 ұңғы(3 пайыз).
I объектіден өндіретін ұңғылардың жалпы саны 84. Одан 36 ұңғы шығыста, 43 батыста және 5 ұңғы солтүстікте орналасқан. Шығыстағы 36 ұңғыдан 20 ұңғы жаңадан бұрғыланған болып табылады. Жаңа ұңғылардан 3 ұңғы 100-150 ттәулік шығыммен, 6 ұңғы 40-80 ттәулік шығыммен, 6 ұңғы 5-20 ттәулік шығыммен жұмыс істеген. Тағы 5 ұңғы әлі меңгерілуде. Қалған 16 ұңғы 30 ттәулік мұнай шығымымен жұмыс істеді. Батыстағы ұңғылардан 42 ұңғы тәулігіне 50 тоннаға дейінгі орташа мұнай шығымымен, 1 ұңғы 72 ттәулік шығыммен жұмыс істеді. Солтүстіктегі ұңғылар 8-57 ттәулік мұнай шығымымен жұмыс істеген.
II объектіден өнім алатын, іске қосылып тұрған ұңғылардың саны 139. Олардан 122 ұңғы шығыс ауданда, 13 батыста, 4 ұңғы солтүстік ауданда орналасқан. Шығыстағы 12 ұңғы объектілерді біріктіріп пайдаланады, 16 ұңғы жаңадан бұрғыланған, 2 ұңғы меңгерілуден ауыстырылған. Жаңа ұңғылардан 1 ұңғы тәулігіне 2 тоннаға дейін, 7 ұңғы тәулігіне 10 тоннаға дейін, 7 ұңғы тәулігіне 50 тоннаға дейін, 1 ұңғы 115 ттәулік шығыммен жұмыс істеген. Шығыстағы ұңғылардың көпшілігі( ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.