Кен орындары


Қазақстан Республикасы үшін ең басты экономикалық мәселе материалдық – техникалық базаны жасаудан маңызды роль ауыр индустрияға тиесілі, және оның ішінде алдымен энергетика, қара металлургия, мұнай, газ, химия және мұнайхимия өнеркәсіптері, машина жасау.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде – бір саласы мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды.
Мұнай мен газдың мұнайхимия өндірістерде шикізат ретінде қолданудың өсуіне байланысты мұнай мен газ өнеркәсібінің ары қарай жетілуі қарастырылған.
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың техникалық жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін арттырудың қазіргі жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік технологиялық процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Қазіргі кезде су айдау – мұнай кен орындарын пайдаланғанда қолданылатын ең негізгі әдістердің бірі. Су айдаудың әртүрлі әдістері болады, бірақ олардың әрқайсысының артықшылықтары мен кемшіліктері бар. Жобалау кезінде су айдау жүйесін таңдау толығымен кеніштің құрылысына байланысты.
Өзен кен орны өнеркәсіптік игеруге 1965 ж. берілген. 1998 ж. мұнай өндіру жоспары орындалған жоқ, бұған ең басты себептердің бірі – игерудің басынан бастап ұсынылған жобалық технологиялық ережелердің сақталмауы (су айдауға көшірілудің тым кеш болуы, әсіресе ыстық суға).
Дипломдық жобада Өзен кен орнындағы осы және басқа да проблемалар шешімдерін табу көзделген.
1. Муравьев И.М. Техника и технология добычи нефти и газа. М:Недра 1971г.
2. Персиянцев М.Н. добыча нефти в осложненных условиях. ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000г.
3. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и техники добычи нефти. Недра, 1967г.
4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. ОАО Издательство "Недра", 1998г.
5. Туякбаев С.Т. Геология и разработка нефтяных месторождений на Мангышлаке.
6. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых и газоконденсатных месторождении – М. Недра, 1988 г.
7. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловые оборудование: Справочник – 2-е изд. М. Недра, 1990 г.
8. Джиенбаев К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважины продукции на нефтяных месторождениях. Алматы, 2000 г.
9. Уманский Л.М., Уманский М.М. Экономика нефтяной и газовый промышленности. М. Недра, 1974 г.
10. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной безопасности. 1985 г.
11. Домин П.А. Справочник по технике безопасности. 1985 г.
12↑ Орысша-қазақша заңдық түсіндірме сөздік-анықтамалық. - Алматы: Жеті жарғы, 2008. ISBN 9965-11-274-6
13↑ “ Құқықтану: Жалпы білім беретін мектептің қоғамдық-гуманитарлық бағытындағы 10-сыныбына арналған окулық /А. Ибраева, Г. Өлібаева, Қ. Айтхожин. — Алматы: "Мектеп" баспасы, 2006. ISBN 9965-33-638-5

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Көлемі: 49 бет
Бұл жұмыстың бағасы: 1300 теңге




КІРІСПЕ

Қазақстан Республикасы үшін ең басты экономикалық мәселе материалдық - техникалық базаны жасаудан маңызды роль ауыр индустрияға тиесілі, және оның ішінде алдымен энергетика, қара металлургия, мұнай, газ, химия және мұнайхимия өнеркәсіптері, машина жасау.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде - бір саласы мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды.
Мұнай мен газдың мұнайхимия өндірістерде шикізат ретінде қолданудың өсуіне байланысты мұнай мен газ өнеркәсібінің ары қарай жетілуі қарастырылған.
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың техникалық жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін арттырудың қазіргі жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік технологиялық процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Қазіргі кезде су айдау - мұнай кен орындарын пайдаланғанда қолданылатын ең негізгі әдістердің бірі. Су айдаудың әртүрлі әдістері болады, бірақ олардың әрқайсысының артықшылықтары мен кемшіліктері бар. Жобалау кезінде су айдау жүйесін таңдау толығымен кеніштің құрылысына байланысты.
Өзен кен орны өнеркәсіптік игеруге 1965 ж. берілген. 1998 ж. мұнай өндіру жоспары орындалған жоқ, бұған ең басты себептердің бірі - игерудің басынан бастап ұсынылған жобалық технологиялық ережелердің сақталмауы (су айдауға көшірілудің тым кеш болуы, әсіресе ыстық суға).
Дипломдық жобада Өзен кен орнындағы осы және басқа да проблемалар шешімдерін табу көзделген.

I. ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ

0.1 Кенорынды игеру кезендері мен дамуы

Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде Оңтүстік Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы құрамына кіреді. Ең жақын елді мекен Жаңаөзен қаласы, ол кен орнынан оңтүстікке қарай 8 - 15 км - де орналасқан. Батысында 80 км - Жетібай қаласы, ал 150 км - Ақтау қаласы.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа, оңтүстік-батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде, оның абсолютті белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24 м. Ауданның орталық және оңтүстік бөлігінде үлкен ойпаттар бар,олардың ішіндегі ең ірісі минималды абсолюттік белгісі - 132м "Қарагие" ойпаты.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Орталық бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт алады. Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +200 м. Батысы мен солтүстік-батысында кен орнының аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты жағынан қарай кемерлер түрінде күрт үзіледі.
Өзен ойпаты 500км² ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен кескіленген. Минималды абсолюттік белгісі +31 м.
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына қарай шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалары негізінен су көзі жетіспеушілігінен және өсімдік жабынының маусымдылығынан пайдаланылмайды. Аудан климаты күрт континенталды, шөлейтті, тәуліктік температураның күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен және салыстырмалы суық қысымен сипатталады. Жаздамаксималды температура +45 ºС, минималды температура қыста -30 ºС.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-шашын сирек және негізінен көктем-күз мезгіліне келеді.
Атмосфералық жауын- шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм шамасында, және қардан жаңбыр көп жауады.
Жаңаөзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне бұрғыланған геологиялық скважиналардан 70 км суөткізгіш құбырлармен тасымалданады. Техникалық сумен қамтамасыз ету альб-сеноман горизонттарының жер асты сулары арқылы іске асырылады.
Ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады. Облыстың аудан орталықтарын байланыстыратын темір жол бар.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары Ресейге жөнелтіледі. Өндірілген мұнай ілеспе газы және табиғи газ Қазақ газ өңдеу зауытына, және сондай-ақ Ақтау қаласының пластмасса зауытына, маңғыстау энерго комбинатына (МАЭК) тасымалданады.

0.2 Стратиграфия

Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен 3600 м шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрлымында триас, юра, бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын алады. Олардың былай белгіленуі скважина үлгітастарын зерттегенде алынған палеонтологиялық мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде микрофауна мен т. б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділері
байланысты. Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. I-XII горизонттар (жоғарыдан төмен қарай) жасы бор-газды, XIII-XVIII горизонтар - жоғарғы және орта юра - кен орнының негізгі мұнай - газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі юраның XIX - XXIV горизонттары мұнайгазды.
Пермь - триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне жыныстары болып табылады.
Пермь - триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т) шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалындығы 440 метрге жетеді, жабынында шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл шөгінділері жалпы қалыңдығы1500 - 1600м болатын біртұтас оңтүстік Маңғыстау тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері қоспасымен бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл сұр алевролиттерге немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды - кремнийлі. Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар әдетте аргиллитке ұқсас және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар, алевролиттер мен саздардың алмасуы негізінен қиғаш қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек тәрізді құрлымы дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120 - 130 м. Төменгі юра қимасында XXIV - XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан ең ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу өнімді горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз байланысты. Орта юрада жалпы қалыңдылығы 700 м аален,байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 а)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды - галькалы жыныстардан құралған және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы мүмкін. Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі түйіршікті құмтастар басым, олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең жайылған. Кейде соңғылары гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен гравелиттерінің цементі негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады. Біршама көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ галькалы конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте , сұр, қарасұр, кейде қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.

Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос ярусының шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар алевролиттер мен саздардан құралған континентальды фациялармен белгіленді. Байос ярусы қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті жыныстар жоғарғы бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы 500 - ден 520 м-ге дейін өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470м, және саздар, құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың қабатшалары алмасуымен көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен қатталады. Құмтастар мен алевролиттердің түсі негізінен сұр және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар көбіне қарасұр, тіпті қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX, XIX, XVIII және XVII горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр, нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түиіршікті және құрамы айқын емес. Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен

жануарлар қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфод және
кембридж ярустары ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан сазды қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары сұр, қарасұр, күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті. Құмтастар мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр. Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XIV горизонттың жоғарғы бөлігі мен XIII горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы 50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3O-km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-карбонатты жабын ретінде. Ол саз-мергель жыныстарының біршама қалың қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен әктастар жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-кембридж шөгінділерінің қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (K)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық ярустарымен орын алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор шөгінділері үш бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы терриген (альб, сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярусттары. Төменгі бөлікке XII горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ,IV, V, VI, VII, VIII, IX, X және XI газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы 1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.

Кайнозой тобы (KZ)
Кайназой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 м. Неоген жүйесі тортон және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат ярусы - 80 - 90 м.
Палеоген жүйесі (P)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар түрінде. Олигоцен бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың бірқалыпты қабаты түрінде. Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері түрінде кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен әктастар қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен саздардың астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115 м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.

0.3 Тектоника

Оңтүстік Маңғыстау ойыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай, Қарамандыбас, Теңге, Тасболат, Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрлымы оңтүстік - шығыс антиклиналь аймағымен шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта жыныстардың құлау бұрышы 3º. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6º болатын оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге көтерілуінен бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының периклиналі үлкен емес белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде, Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері 9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа ығысқан, соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған солтүстік-батыс периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы тіктеу. Мұнда XIV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6 - 8º. Қатпардың солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс жартысында XII горизонтың жабыны бойынша құлау бұрышы 1- 3º. Құрылымының батыс бөлігінде мұнай кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік - батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының оңтүстік қанатын күрделіндіреді. XVIII горизонттың жабыны бойынша көтерілу амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық изогипс бойынша құрылым өлшемдері 2.9-0.9 км. Солтүстік-батыс күмбез
Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс
бойынша көтерілу өлшемдері 3.5-2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналы де симетриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда XIII горизонт жабынында 1700 м изогипспен ерелекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және Қарамандыбас қатпарларын 58 скважина ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда XIII горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4º.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Құмұрын күмбезі кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XIV горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері 10.8-4.5 км, амплитудасы 105 м.

1.4 Өнім қабаттарының жинауыштық қасиеттері

Өнімді қабат горизонтының фильтрациялық коллекторлық касиеттері математио-статикалық анализбен есептеледі. Коллекторлардың кеуектілігі жоғарғы горизонттан төменгі горизонтқа карай шамасы түседі. Ең үлкен кеуектілік 1-ші горизонтта керннін анализі арқылы табылып мына шаманы құрайды -0,218, ал ең кіші шамасы -0,173-0,175, ХІІ,ХІП горизонтында орналасқан.
Өткізгіштігі 0,001 мкм2 пен ондық бөлігін құрайды. Жалпы оның шамасы 0,1 мкм2 шамасынан аспайды. Мұнай қабатының коллекторлары өткізгіштігінің төменгі шегі -0,003 мкм2 , ал газ үшін 0,001 мкм2.
Мұнай қанықтылық газды қабатта қалдығы 0,06 мен 0,1 арасында. Есептеуге арналған мұнай және газдық қанықтылық 1.3-кестеде берілген.
1.3-кесте. Қабат параметрінің сипаттамасы

Горизонттар
Өткізгіштігі мкм[2]
Кеуектілігі мөл ед
Бастапқы мөлшері
Ед
Су бойынша
қуаттылық
ед

Мұнайлылы-ғы
Газдылылы-ғы
тылық

1
I
0,21
0,21

0,54
0.46
2
II
0,26
0,2
0,6
0,53
0.4
3
III
0,08
0,21
0,6
0,51
0.4
4
IV
0,08
0,21
0.55
0,47
0.45
5

0,17
0,18
0,6
0,5
0.4
6

0,17
0.19
0.61

0.39
7

0,17
0,2
0.57

0.42
8
V1а
0,13
0,19
0,53
0,48
0.42
9
V1б
0,13
0,19
0,6
0,5
0.4
10
VІІ(1-6)
0,1
0.19
0,57

0.43
11
VІІ(8-9)
0,1
0.18
0,56

0.44
12
VІПа
0,1
0.18
0,59
0,5
0.4
13
VПІЪ
0,1
0,17
0,6
0,5
0.4
14
IX(1-2)
0,06
0,17
0,62
0,52
0.38
15
ІХ(3-4)
0,06
0,17
0.61

0.39
16
X
0,06
0,17
0.63

0.37
17
ХІ(1-4)
0,17
0,17
0,6
0,5
0.4
18
ХІ(5-9)
0,17
0,17
0,61

0.39
19
XII
0,16
0,17
0,69

0.31
20
XIII
0,24
0,17
0,7
0,62
0.3

1.5 Мұнай мен газдың физика- химиялық қасиеттері
Мұнай қабатының физикалық қасиетінің зерттеуі 1968 жылы басталды. Бірақ ең көп зерттеулер 12-ші горизонтқа түсті. Сонымен орай 5,6,11 горизонттары әлі физико-химиялық зерттеуді керек етеді.

Мұнай қабатының қасиеті
Жоғарғы горизонттан төменгі горизонтқа дейін қанығу қысымы өседі, темперратурасы, газ қанықтылығы (85 тен 161 м3т), көлемдік коэффициенті (1,25-1,41) және мұнай тығыздығы (0,77-0,7 гсм3), тұтқырлығының (3,04-1 СПЗ) азаюы байқалады. Горизонттардың әр деңгейдегі нәтижелерінің шамалары СМШ ауданы бойынша салыстырмалы болып келеді. Барлық горизонттарға арналған мұнай деңгей шамасы 50-60 кмсм2.
Дегазирленген мұнайдың қасиеті
Өнімді комплекстің мүнайы екі топқа жіктеуге болады. Бірінші топқа 4-6 горизонттарының динамикалық тұтқырлығы 50'С-та 25-30 СПЗ, тығыздығы (0,86-0,87 гсмЗ). Құрамы асфальт пен шайырдың мөлшері 15-17%.
Екінші топқа 8-13 горизонттары жатады. Олардың фильтрациялық қасиеті жақсы. Тығыздығы 0,866 ден 0,850 гсм3, тұтқырлығы 500С 8 ден 12 СПЗ, асфальт пен жоғары молекулалық көмірсутекті парафиннің (18-25%) болуы. Оның салдарынан мұнайдың қатуы 28-340С байқалады. Парафиннің бөлінуі 37-480С, күкірттің мөлшері аз -0,2%.
Тереңдікте жүргізген анализі бойынша ілеспе газдар 5-12 горизонтында меншікті салмағы 1,058-1,175гл. Метан қоспасы 62-67% көмір қышқыл газы 0-1,2%, азот 4,04-10,85%.

2. ТЕХНИКАЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Қабат қысымының түсінігі

Мұнай қабаттан ұңғыға қабат және ұңғыманың түп қысымдарының өзгеру әсеріне көтеріледі. Қабат қысымы-негізгі фактор, кеніштің ағымдағы энергетикалық қалпын анықтайды. Қысым күшін әртүрлі терминдер бар, олар мұнай кенорындары және ұңғыны пайдаланудағы барлық технологиялық процесстерге әсер ету немесе параметрлерді анықтауға байланысты болады.
Статикалық қысым- бұл ұңғы түбіндегі, ұзақ анықталудан кейінгі, тоқталған қысым. Ол өлшенетін ұңғы биіктігіндегі, сұйық дәрежесінің тереңдікке дейінгі арақашықтық сұйық дәрежесінің гидростатикалық қысымына тең. әдетте мұндай тереңдік үшін ашылған қабатқалыңдығының орта интервалы алынады. Басқа жағынан алғанда, бұл қысым ашылған ұңғының қабат іші қысымына тең, сондықтан ол қабат қысымы деп аталады.
Қалыпты ұңғы арнайы жағдайлардан тоқтатылып, ондағы сұйық бағана дәрежесі атмосфералық қысымның әсер еткен жағдайы-статикалық дәрежесі деп аталады. Егер ұңғы аузы гермотизациаланға болса, онда ұңғының жоғарғы бөлігінде газ жиналады, ол сұйық дәрежесіне әсер ететін қысым тығыздығы. Бұл жағдайда сұйық дәрежесі статикалық деп аталмайды, бірақ ұңғы статикалық ережелерге сәйкес келеді және ұңғының түп қысымы газ қысымы мен сұйық бағанасының гидростатикалық қысымы қосындысына тең.
Ұңғы түбіндегі динамикалық қысымы ұңғыға сұйық немесе газды таңдау уақытында анықталады. Динамикалық қысым түпте болғандықтан, түп қысым деп аталады. Статикалық-қысым қабат қысымы деп аталады. Бірақ статикалық та, динамикалық қысымдар түп қысымдар болып табылады.
Сұйықтың динамикалық қысымы деп, атмосфералық қысыммен қатынаста бар, іске қоысылып тұрған ұңғы дәрежесі. Герметизацияланған құбыр ішіндегі динамикалық қысым, түп деңгейінен басталған сұйық бағанасының гидростатикалық қысымы мен сол бағанаға әсер етуші газ қысымы қосындысына тең. Сұйық бағанасының биіктігі тік (вертикал) түрде өлшенеді. Сондықтан көлденең бұрғыланған ұңғыларда гидростатикалық қысымды есептегенде, оның қисығы түзетілген жағдайдағы мәндерді қолданады.
Орташа қабат қысымы қабат жағдайын және энергетикалық мінездемесін, ұңғыны пайдаланудың мүмкіндіктері мен игеру жолдарын бағалайды. Ұңғылар әр түрлі кеніштерде орналасқандықтан және қабат қысымдарын әртүрлі мінездегендіктен олардың статикалық қысымдары да әр түрлі болады, соның салдарынан қабат деңгейлерін әр түрлі дәрежеде игеру, оның біртексіз болуы, үзілмелі және басқада қиындықтарға әкелеп соқтырады. Сондықтан да орташа статикалық қысым деген түсінік қолданылады. Орташа статикалық қысым Рср статикалық замермен Р; жеке ұңғылардан анықталады.
Орташа қысым арифметикалық жолмен m ұңғы саны үшін былай анықталады:
(1)
Бұл формула орташа интегралды қабат қысымын нақты мінездемелйді, және оның нақты мәннен көп ауытқиды, мысалы, кеніштегі ұңғылар тобына байланысты ауытқулар.
Аудан бойынша қабылданған орташа қабат қысымы, ол:
(2)
Мұндағы -аудан, -скважина саны, -статикалық қысым, -скважина саны.
Бұл қысым қабаттың энергетикалық жағдайын дәлірек мінездейді, бірақта әр түрлі аудандардағы қалдығын есепке алмайды. Сондықтан орташа қабат қысымын анықтау үшін -әр ұңғыға келетін ауданнан басқа һі- әр ұңғы ауданында қабат қалыңдығы енгізіледі.
(3)
Орташа қабат қысымын изобар карталарымен анықтайды. Ол үшін планимермен әр екі изобарамен қосылған ауданды өлшеп, сол ауданның орташа қабат қысымын есептейді, сосын изобар арасындағы ауданға көбейтіп, барлығын қосады. Алынған қосындыны аудандар қосындысына бөледі. Осы жолмен табылған орташа қабат қысымы жуық және аудан бойынша есептелген болып табылады. Изобар картасын пайдаланып, қабат қалыңдығы бойынша да орташа қабат қысымын (3) формуламен анықтауға болады. Бұл жағдайда -бірдей қабат қалыңдығымен алынған екі изобар арасындағы аудан бөлігі. -екі изобар арасындағы орташа қысым. Бұл әдіс орташа қабат қысымын жоғары объективті бағалауға мүмкіндік береді.
Қабат қысымын ұстау үшін қабатқа айдау ұңғылары арқылы су айдалады, олар қабат бойынша орналастырылады. Айдау ұңғылары орналасқан аймақтарда қабат қысымы жоғары болады. Айдау процесінің мінездемесі және оның динамикасын бақылау үшін айдау аймағындағы қабат қысымы деген түсінік енгізілген. Осы мақсатпен изобар картасында айдау ұңғыларының орналасқан аймақтарын өгеше бөлектеп сызады, арнайы изобаралармен қоршайды, мысалы бастапқы қысым көрсеткіші. Осы изобараны қолданып қабат қысымында аудан бойынша есптегендей (2) формуланы қолданып анықтайды, немесе орташа көлемі бойынша (3) формуланы қолданып анықтайды.
Изобара картасындағы арнайы бөлінген сызықтардың сыртында, өндіру ұңғымалар аймағында да орташа қабат қысымын анықтауға болады, үш қабат қысымын анықтаудың бір түбі болып табылады. Және оны өндіру аймағындағы қабат қысымы деп атайды.
Игерудің ең басында барлау ұңғылар тобымен анықталған орташа қабат қысымы бастапқы қабат қысымы деп аталады.
Игеру және пайдалану процесінде қабат қысымы өзгереді. Қабат қысымының динамикасы кешенді пайдалану жағдайының басты информация көзі болып табылады. Сондықтан әр уақытта орташа қысым анықталып отырады және оның уақытқа байланысты қысым өзгерісінің графигі тұрғызылады. Бұл қысым ағымдағы қабат қысымы деп аталады.
Түп қысымын объективті бағалау үшін және оларды салыстыру үшін келтірілген қысым деген түсінік енгізілген.
Бір ұңғыдағы келтірілген қысым:
;
2-ші ұңғы үшін келтірілген қысым
;
мұндағы - қабаттағы мұнай тығыздығы; ұңғыдағы түптің әртүрлі гипсометриялық белгілері және келтіру жазықтықтары.
Егер мұнайлы-су қатынас -ке көтерілсе, ал келтірілген жазықтық өзгермей қалса, онда 1 және 2 ұңғыда келтірілген қысым мынаған тең:

Мұндағы және -ұңғы түп белгісінің және ағымдағы ұңғы түбі, ағымдағы су - мұнайлы қатынас әр-түрлі, -қабаттағы су тығыздығы.

2.2 Айдау ұңғыларының маңызы

Өзен кенорны Қазақстан Республикасы және бұрынғы КССРО аумағындағы ең үлкен бірігей кенорын. Бұл кенорын 1961 жылы ашылып, өндірістік игеруге 1965 жылы берілген. Өзен кенорны өзіне тән ерекшелігі, басқа мұнай кенорындарынан айырмашылығы бар және осыған байланысты ерекше жобалауды, тәжірибелік игеруді қажет етеді. Өзен кенорны - құрылысы өте күрделі көп қабатты. Мел және юра шөгіндісінде 25 өнімділік қабаттар анықталған (І-XXV) , негізгі мұнайлылық (XІІІ-XVІІІ) жоғарғы - орта жастағы юра қабаттарында шоғырланған. XІІІ-XVІІІ қабаттардың өнімділік қалыңдығы 18 текшеге бөлініп, 48 қабатты құрайды. Шағындау мұнай кеніштері XІX-XXІV өнімділік қабаттарында және оңаша үш дөңесте орналасқан: олар Хұмұрын, Солтүстік - батыс және Парсымұрын күмбездері. Кеніштегі XІІІ-XVІІІ қабаттары қалың біріккен су, мұнай түйісуін құрайды.
Негізгі мұнайлылық этажының өнімділік қабаттары (XІІІ-XVІІІ) орташа 7,8-21,1м аралығындағы мұнай қаныққан қалыңдықтармен айқындалады, орташа кеуектілігі 22-27 % және өткізгіштігі 0,167-0,276 мкм² .
Кенорынның қабат мұнайының тұтқырлығы негізінен 3,7-4,7мПа.с парафины орташа 22% және асфальтшайырлық құрамы 20% -ке дейін құрайды.
Өзен кенорнының ең соңғы бастапқы баланстық және жеке қабаттары бойынша мұнай қоры 1980 жылы анықталған. Соңғы кезде мұнай қорын анықтауға жүргізілген есептер, ешқандай әуелде қабылданған мөлшерге өзгеріс әкелген жоқ.
Осы уақытта бастапқы баланстық мұнай қоры Өзен кенорны бойынша 1054566 мың тонна құрайды, осы анықталған қор жер қабатынан алынат мұнайдың негізгі бағыты болып табылады.
Алғашқы жобалық құжаттарда негізгі өнімділік қабаттарында (XІІІ-XVІІІ) соңғы мұнай шығару коэффициенті 45% -деп, ал төменгі мұнайлылық (Хұмұрын, Солтүстік-батыс,Парсымұрын күмбездері) - 30-35%-деп анықталған.
Соңғы кездерде бірнеше рет жаңа анықталған геолого - геофизикалық ақпараттарды пайдалану және қалыптасқан өнімділік қабаттардың, блоктардың игеру жағдайын ескере отырып бастапқы шығару қорын анықтау жұмыстары жүргізілді. Бірақ анықталған қортындылар жеткіліксіз болғандықтан мұнай қабаттарды блоктардан алынған, мұнай қорын талдау үшін 1981 жылы бекітілген шығару қоры , яғни 464775 мың тонн пайдаланылды . Кенорынның алдағы уақытта дамуын анықтау үшін обьективтік мұнай шығару қорын әрқабат, блок бойынша және геолого - физикалық ерекшеліктерін, игеру тарихын ағымдағы мұнай өндіру жағдайын ескеру керек.
Көпқабаттылық ерекше геологиялық қүрылысы, көп көлемдегі өнімділік қабаттарының әртектілігі, мұнайының аномалдық қасиеті кенорында жобалау, игеруге қиыншылықтар туғызып отыр.
Отандық, шетелдік тәжірибеде кенорынды жобалау, игеру Өзен кенорны сияқты болған жоқ.
Кенорында игеру жобалық құжаттар арқылы негізінен жүргізіледі, осылардың ішінде үш үлкен жоба және бірнеше технологиялық схема жеке қиын игеру учаскілері қаралған. Бірінші жобалық құжат - бас игеру схемасы - 1965 жылы ВНИИ жасақтаған, оның негізгі бөлімдері төмендегідей:
кенорында бастапқы игеру барысында қабат қысымын, температурасын ұстау;
- төрт пайдалану обьектісіне бөлу: 1 обьект - XІІІ+XІV қабаттар; ІІ

- обьект - XV+XVІ қабаттар; ІІІ обьект -XVІІ қабат; ІVобьект - XVІІІ
қабат;
негізгі пайдалану обьектісі бойынша І-ІІ көлденең тілігі, кенорын блогының ені 4км су айдайтын скважиналар қатары:
барлық обьектілерді және жеке блоктарды бір мезгілде игеру:
барлық обьектілердегі жоспардағы тілік сызықтарын біріктіру яғни қабат - қабаттан сұйықтардың өтіп кетпеуі үшін;
ІІІ - обьектіне (XVІІ) нұсқаның сыртына су айдау арқылы игеру;
Мұнай өндіру скважиналарында түптің қысымын 25% мұнай газбен қаныққан қысымында ұстау;
Су айдау қысымын. бастапқы қабат қысымының деңгейінде ұстау;
Су айдау қысымы -10мПа.
Кенорынды пайдалануға бергенде үлкен қйыншылықтарға тап болды. Қабаттағы қысымды сақтау уақытында ұйымдастырылмағандықтан. бастапқы кезде кенорында игеру табиғи режимде жүргізілді, осыдан кейін салқын су айдалды, бірақ көлемі жобада қаралған көлемнен әлдеқайда аз болды , Осының салдарынан 1970-1971 жылдары қабат қысымы мұнай өндіретін өнімділік қабаттарында 1.0-2.8мПа -дейін төмендеген, мұнай өндіретін скважиналарда түптік қысым 55-65% мұнай газбен қаныққан қысымды құрайды. Осының нәтижесінде еріген газ үлкен газ зоналары пайда болды, негізінен мұнайдың күмбез кенішінде. Бастапқы мәліметтер көбейген сайын қосымша шешімдер қабылданып отырылды. олар өнімділік қабаттар жүйесінің жақсаруына бағытталған. Сонымен қатар қосымша су айдайтын скважиналардың қатарын тіліктеп , блоктардың енін 2км дейін азайту. І-ІІ обьектілерде мұнай өндіретін скважиналар қазу арқылы көбейту және әр қабатқа су айдайтын жүйені ұйымдастыру. ІІІ-ІV обьектілерді нұсқа ішімен су айдауға ауыстыру және қосымша блокты су айдауға көшіру. Тез арада кенорынға ыссы су айдау қажеттілігі туралы шешім бірнеше рет қабылданды. Бірақ ыссы су айдаитын қондырғының кешігуіне байланысты қабатқа салқын су айдау жалғаса берді, 1976 жылы қабатқа ыссы су айдау , барлық су айдаудың 13%, 1978 жылы 27.7%, ал 1979 жылы 31.2% құрады.
Кенорынның өнімділік қабаттарына нұсқа ішімен 1980 жылы басынан барлығы 300 млн м³ салқын су айдалды немесе барлық айдалған судың 85% құрайды. Барлығы 300 млн м³ өнімділік қабаттарының жыныстары салқындалды, температурасы 5-20°С төмендеді.
Мұнай өндірудің ең жоғарғы деңгейі 1975 жылы 16,249 млн. тоннаға жетті, ал 1976 жылы мұнайдың өсуіне экстенсивтік әсер ықпал етті, яғни жаңа алаңдар және учаскелер қазып енгізілді. Бірақ осы уақытта су айдағанды өсіргенмен мұнайдың дебиті төмен түсумен болды. Негізгі қабаттар, алаңдар қазып болғанан кейінде мұнай өнімі азайып, скважиналардың сулануы көбейе берді, бұл төмендегі 5-ші кестеде көрсетілген.

Кесте 2.1 - Өзен кенорны XV қабатты игерудің технологиялық
көрсеткіштерінің негізгі динамикасы

Көрсеткіштер
Жылдар

1965
1969
1979
1984
1994
1997
2001
2002
Мұнай өндіру,
мың. тонн.

1590

9006

9672

9028

3248

3461

3606

4137
Сұйық өндіру,
Мың. тонн.

1590

9075

2103

2394

8088

9263

1445

1957
Сулануы,
%

0

0.8

54.0

62.2

59.9

62.6

75,0

78.9
Мұнай бергіштік
Коэффициенті.

0

0.016

0.130

0.167

0.223

0.271

0.255

0.26

Мұнай өндірудің түсу коэффициенті 1976 жылы 5% құрады ал 1977-1979 жылдары - 15.6...10 %. Суланудың өсуі. игерудің жүйесін қарқынды пайдалынғаннан болды (блоктардың ені 2км дейін қысқартылды ). 1984 жылы XІІІ-XVІІІ қабаттардың игеру жобасы жасақталды, себебі көптеген қабылданған шешімдер , қаулылардың қортындысы бойынша кенорынды жетілдіру және жобалық технологиялық көрсеткіштер жобасын және игеру кезінде геология - промыселдық ақппаратты пайдаланып анықтау қажет болды.
Жобаның негізгі жағдайы мыналардан тұрады:
- әр қабат жеке игеру обьектісі өзіне тән су айдау жүйесімен;
- өнімділік қабаттары ені 2км блоктарға айдаитын скважиналар қатарына бөлінген;
- жаңа жобалық скважиналар , әр өнімділік қабаттарына қазылады;
- қозғалыстағы скважиналардың сеткасын тығыздау арқылы,бір скважинаға келетін бастапқы өндіру қорын азайту;
- жобалық ыссы су айдау көлемі көбейіп, кенорынды 1979 жылы толықтай ыссы су айдауға аудару жоспарланған.
1977 жылы кенорын бойынша қозғалыстағы қорда 1422 скважина, су айдау қорында 572 скважина болды. Жобалық көрсеткіштер мұнай өндірудің, ағымдағы мұнай шығару коэффициенті , бұрғылау артығымен орындалды, бірақ нақты сулану жобалық суланудан жоғары болды.
Осыдан кейінгі жылдары, яғни мұнай өндірудің бес жыл азайған жылдары ( 1976 - 1980 жылдары), скважиналардың дебитінің азайып, сулануының көбейгенінен кейін, кенорында бір қалыпты игеру мерзімі қалыптасып 1990 жылға дейін созылды. Осы мезгілде мұнай өндірудің бір қалыпты жылына 2-4% - ке және дебитінің азаюы, аздаған су көлемінің өсуі (34-40 млн. м³) , мұнай өнімінің аздап сулануына (1-2,5% жылына) тән.
Скважиналарды бұрғылау жұмыстары жалғастырылып. негізінен коллекторлық қасиеті төмен зоналарда жүргізілді. Осы зоналардан мұнай қорын игеру, қазіргі қолданып отырған су айдау жүйесі арқылы қамтамасыз ету қиын болып отыр. Сондықтан осы зоналарға су айдаудың қарқынды жүйесін ендіруді қажет етті.
1990 жылдан бастап мұнай өндіру жедел түрде кеми бастады. 1990 - 1996 жылдары мұнай өндіру қарқынының құлауы жыл сайын 4.3 - 20.4% құрады. Алайда 1997 жылы мұнай өндірудің құлау қарқыны тұрақтандырылды.
Мұнай өндірудің негізгі құлауының себебі:
- қозғалыста тұрған мұнай скважиналарының азайып, қозғалыссыз қорының көбейуі;
- қабат қысымын ұстау жүйесінің бүлінуі, технологиялық қондырғылардың жоғарғы суларын қабатқа алдын ала дайындамай айдалуы;
- жаңа-скважиналар бұрғылауды, сквжиналарды, қондырғыларды күрделі жөндеу жұмыстарын жүргізуді қысқарту, технологиялық процесстерді таттан, парафиннен. тұз түзілуінен қорғау және скважина қорымен профилактикалық жұмыстарын жүргізбеу;
- қабатқа су айдау жүйесін қайта құрастыру жайластырудың қаралмағаны және су айдау қысымын жобалық деңгейге дейін көтере алмауы;
- мұнай кәсіпшілігі қондырғысының және арнайы техниканың физиқалық, моралдық тозуы;
01. 01. 1994 жағдайы бойынша жылдық мұнай өндіру 80% азайып - 3248 мың. тонна құрады, өнімнің сулануы 59.9% жетті.
1987 жылдан бастап кенорынды игеру, соңғы рет жасалған игеру жобасы бойынша жүргізілуі қажет еді. Бірақ обьективтік себептерге байланысты, яғни МГӨБ жалпы экономикалық жән финанстық жағдайдың қиыншылығына, бұрғылау. жерасты қондырғыларын жөңдеу жұмыстарының қымбаттауы, жобалық шешімдердің орындалмауы, осыдан негізгі нақты көрсеткіштер жылдан жылға жобалық көрсеткіштерден кейін қалып отырды.
Бұрғылау жұмыстарының көлемінің азаюуы, мұнай,су айдайтын скважиналардың техникалық себептерге байланысты тоқтауы.осының салдарынан қозғалыстағы скважиналарының жөңдеу аралық кезеңі қысқарды.
Механикалық тәсілмен мұнай өндіруге, техникалық бөлшектердің және терең сорапты қондырғылардың жетпеуінен, қозғалыстағы скважиналар оптималдық режимді жұмыс жасай алмады, осының салдарын скважиналардың дебитінің азаюына әкелді.
Қортындысында мұнай өндірудің, скважиналарда бұрғылаудың жобалық көрсеткіштері қалыптасқан жағдайда орындалмады, сондықтан мұнай газ өндіру басқармаларының нақты мүмкіншіліктерін есептеп, жуық арада қайтадан қарау қажет. Сонымен қатар, экономикалық жағдайдың әр уақытта өзгеруіне байланысты, алыс болжам жасаудың әзірше мағынасы жоқ. 1997жылы жаңа тәсілдер енгізу арқылы қабаттың мұнай бергіштігі артты және сұйықты жеделдетіп алу және ыссы суды айдауда қолайландыру арқасында 777.2мың.тонна қосымша мұнай өндірілді, ол "Өзенмұнайгаз" ААҚ барлық өнімнің 25.3% құрайды.
Бастапқы баланстық қоры 1152млн. м³, Өзенкенорны бойынша 2001ж алынбаған қор -201.1млн. тонна құрайды "Өзенмұнай" кенорнының 2001ж негізгі игеру көрсеткіштерінің жобалық көрсеткіштерімен салыстыруы 6-шы кестеде көрсетілген.
Осы кестеде көрсетілгендей 2001ж мұнай өндіру 4137мың. тонн құрайды, ол 2000жылмен салыстырғанда 530.9мың. тоннаға артық.

Кесте 2.2 - Өзен кенорының 2001 - 2002ж.ж салыстырмалы игеру
көрсеткіштері
Көрсеткіштер

өлшемі

2001ж
2002ж
ауытқуы
+,-
1. Мұнай өндіру
мың тонн

3606,1
4137
+530.9
Оның ішінде жаңа скважиналар бойынша

5,.6
74,5
+22,9
2.Сұйықты өндіру

14451,5
19574,3
+5122,8
3.Жылдық сулану
%
75
78,9
+3,9
4. Орташа тәулікті мұнай дебиті
ттәулік
3,9
4,1
+0,2
5.Орташа тәуліктік сұйық дебиті

15,4
19,6
+4,2
6. Игеру басынан мұнай өндіру
мыңт
282652
286789

7.Игеру басынан сұйық өндіру

570659
590234

8. Игеру басынан суайдау
мың. м³
1016462
1050358

9. Бір жылда су айдау

25672.6
33895,7
+7323,1
10. Ағымдағы алынатын қордан өндіру қарқыны

%

1,75
2,01
+0,26
11.Бастапқы алынатын қордан өндіру қарқыны
%
0,73
0,84
+0,11
12.Жылдық су айдау компенсациясы
%
166,9
145.5
-21,4
Игеру басынан

%
148,4
144,7
-3,7

13.Мұнай скважиналарының пайдалану қоры

скв
3493
3466
-27
14.Өндіру скважиналарының қозғалыссыз қоры

2862
2932
+70
15.Қозғалыссыз қоры

631
533
-98
16.Су айдау қоры

1265
1330
+65
17Қозғалыстағы су айдау
Қоры

720

959

+239

18.Қозғалыссыз қоры

545

371

-174

19.Су айдау скважиналарын енгізу

17
19
+2
20.Жаңа өндіру скважиналарын енгізу

35

61

+26

21.Пайдалану коэффициенті

0,935

0,950

+0,015

22.Қолдану коэффициенті

0,749
0,805

+0,056

Бұл жетістік - қосымша мұнай өндірудің салдарынан, көрсеткіштері 7 кестеде берілген. Өзен кенорны бойынша орташа тәуліктік мұнай өндіру 2001 жылы 11334,2 тонн, ол өндірілген сұйық 19574,37 мың тоннаны құрайды. Өнімнің сулануы - 78,9%. Қозғалыстағы мұнай скважинасының орташа тәуліктік дебиті - 4,1 тнтәулігіне, ал сұйық бойынша - 19,6 тнтәулігіне. Мұнай өндірудің өсуімен бірге, сұйық өндірудің көлемі өсіп, 33895,7 мың м³ құрайды. Су айдау және сұйықты өндіруді ұлғаюына байланысты өндірілетін сұиықтың сулануы 75% - 79,9% дейін өсті. Тәуіліктік су айдау 92864.9 м³ тәулік құрайды. Қозғалыстағы су айдайтын скважинаның сыйымдылығы 123.5 м³ тәулік құрайды.
Осымен қатар жинақталған мұнай өндіру бастапқы пайдалану мерзімінен 286789 мың. тонна,сұйық өндіру - 590234 мың.тонна, су айдау - 1050358 мың. м³ құрайды. Қалған алынатын қор - 201.6 млн. тонн. Ағымдағы мұнай шығару коэффициенті 26% - тең . Ағымдағы өндіру компенсациясы - 145.5%, басынан игеру компенсациясы - 144,7%. Есепті мерзімде 4137 мың . тонн мұнай өндірілді, бұл 2001 жылымен салыстырғанда 10.3% артық.
Өзен кенорнында қабатқа су айдау және скважиналарды бұрғылау үшін теңіз және бұралқы су пайдаланады (8 кесте).
01.01.2002 жағдай бойынша Өзен кенорында қабатқа су айдау 17 шоғырланған сораптық станциялар арқылы жүзеге асады, оның ішінде 13 БКНС және 4 КНС. Барлығы 78 сорап орнатылған, жалпы өнімділігі 336970 тоннтәулік . 2002 жылы өнімді қабаттарға 21400 мың .м³ су айдалды, ал ыссы су айдау көлемі 2081 мың . м³ құрады. (8 кесте).
2002 жылы қабатқа айдалмай қалған, мұнай кәсіпшіліктерінде және бұрғылау басында жоғалған судың мөлшері - 2663 млн. м³, яғни барлық судың көлемінен 11% құрайды.

Кесте 2.3 - 2002 жылғы қосымша мұнай өндіру

Атауы

2001 ж.

2002 ж.

Скв.
саны
Мұнай өндіру мың.тн.
Скважинаның саны
Мұнай өндіру мың.
Геологиялық техникалық шараның есебінен қосымша мұнай өндіру.

3131

957,471

2670

1218,597
1 Бұрғылаудан енгізілген скважиналардан мұнай өндіру.

33

51.583

61

74.469

2 Қозғалыссыз қордан енгізілген скв. мұнай өндіру.

402

152

137

54.61
3 Алдыңғы жылы енгізілген скважиналардан биылғы жылы мұнай өндіру.

7

16.884

28

58.903

4 Алдыңғы жылы қозғалыссыз қордан енгізілген скв. биылғы жылы мұнай өндіру.

518

317.674

396

319.354

5 Қабат зонасына әрекет ету есебінен өндірілген мұнай.

973

52.5

1098

188.4
5.1 Еріткіштермен өңдеу
ЭКВ
ВУВЭ
ВУС
НCL

806
284
306
209
7

16.1
7.2
7.5
1.3
0.05

698
328
283
85
2

22.8
13.062
8.864
0.637
5.2 Қабатты қайта ату
102
19.8
212
68.262
5.3 Қабатты жеткізе ату
38
14.9
77
38.840

5.4 Жаңа технология енгізу
СПС
РИР
АРСиП
Депрессиялық перфорация
27
13
-
14
-
1.7
0.75
-
1.0
-
111
38
9
44
20
58.5
23.435
4.731
20.965
9.356

"Өзенмұнайгаз" бойынша қабат қысымын сақтау үшін су айдау жоспарының 4200 млн. м³ орындалмаған себебі УПТЖ мекемесіне электроэнергияны МАЭК отын жетпеуі әсерінен шектегенінен, теңіз суын қабатқа айдай алмады. Бұданда басқа су айдаудың жоспарының орындалмаған себебі, су құбырлары таттың әсерінен жиі - жиі жарылуы, судың КНС - ағуы, дренаж сораптың болмағаны және пайдалану коллонасының ақауы, колонналар сыртындағы бір қабаттан екінші қабатқа құйылулар .

Кесте 2.4 - Су айдау арқылы қабат қысымын ұстау (мың.м³)

Атауы

2002 жыл

2001 ж нақты
орындалуын
2002 ж
салыстыру

жоспар

нақты

%

"Өзенмұнайгаз" ААҚ
Барлығы
соның ішінде:
Теңіз суы

Бұралқы су

Қаланың суы

32940

20160

5440

-

33869

16008

4861

531

103

0,82

0,89

-

... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Маңғышлак мұнайгаздылық кен орындары
Қазақстандағы қорғасын – мырыш кен орындары
Химиялық энергия және шикізат. Қазақстандағы уран кен орындары, түсті металлургия және пайдалы қазба кен орындары
Бүкіл әлемнің және Қазақстанның ірі газ кен орындары
Алматының көрнекі орындары
Бурабай демалыс орындары
Қазақстандағы уран өндіріс орындары
Жобалаушылардың автоматтандырылған жұмыс орындары
Қазақстан Республикасының орналастыру орындары
Әскери оқу орындары
Пәндер

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

Байланыс

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

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь