Бектұрлы кен орны


Кіріспе.

І. Бектұрлы кен орнының жалпы мағлұматтары
II. Геологиялық бөлім.
2.1. Жұмыс ауданы туралы жалпы мәліметтер ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.2. Геологиялық зерттелгендігі және кен орынды пайдалану
тарихы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.3. Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.4. Мұнай газдылық ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

ІIІ. Техника . технологиялық бөлім.
3.1. Мұнай алуды жоғарлатудың әдістерін қолданудың тиімділігін
және игерілу жағдайын сараптау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2. Фонтанды ұңғының жабдықтары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3. Фонтанды ұңғының қалыпты жұмысының бұзылу себептері
және оны қалпына келтіру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.4. Сағалы және ұңғыма ішіндегі жабдықтармен ұңғымаларды пайдалануға ұсынылған таңдауды негіздеу ... ... .
3.5. Фонтандау ұңғысының зерттеу кезінде қолданылатын аспаптар
мен жабдықтар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.6. Сумен тоғытқанда қолданылатын су сапасына және қабат
қысымын сақтау (ҚҚС) жүйесіне ұсыныстар және талаптар ... ... ..
3.7. Бектұрлы мұнайгаз кен орындағы мұнай мен газды жинау ... ... ... .
3.8. Бектұрлы кен орнының Ю.ІІІ . горизонтындағы фонтандау
ұңғымасы қорының өзгеру динамикасы ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.9. Фонтанды көтергіштің түрін таңдау және штуцердің диаметрін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...


ІV. Экономикалық бөлім.
4.1. Өнім бірлігінің өзіндік құнын сараптау ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.2. МЖӘ бағалау тәжірибесін сараптау қазіргі кезде мұнай
кәсіпщілігінде ұзақ мерзімге есептелген қабат бергіштіктерін
жоғарлату бойынша жұмыстардың кешенді программасы
орындалуда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.3. Инвестициялардың экономикалық тиімділігі ... ... ... ... ... ... ... .
4.4. Күрделі қаржының пайданы болашақ құнын есептеу ... ... ... ... ..
4.5. Таза күнделікті құнның (ТКҚ) есептеуі ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.6. Кірістің ішкі нормаларының есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.7. Жобалық қаржының қайту кезені ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.8. Іс.шараларды енгізгеннен кейін өнімді өндіру көлемін
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.9. Жылдық өндірістік шығындарды есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... .

V. Еңбекті және қоршаған ортаны қорғау.
5.1 Еңбекті қорғау.. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.2 Сақтандырғыш іс. шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.3 Өртке қарсы іс шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.4 Қоршаған ортаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.5 Атмосфералық ауаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

Қолданылған әдебиеттер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Бектұрлы кен орны алғашқы болып бужылулық әсер ету технологиясын сынау үшін үлкен масштабты кәсіпті қалыптастырған кен орын болып табылады. Бектұрлыта технологиялық әсер ету технологиясын сынау «Эмбанефть» ұйымының ВНШИ және ЦНИПОН 1972 ж. Жасаған технологиялық сызба нұсқасы бойынша басталған.
Пайдаланудан жинаған тәжірибе және пайдалану объектісінің геологиялық құрылымы туралы жаңа мәліметтерді алу бірқатар ерекшеліктерді айқындауға мүмкіндік берді, бұл өз кезегінде «1972ж. Технологиялық сызба нұсқасында» ескерілмеген, алайда бұл мәліметтер кен орынды пайдалану бағытын таңдауға әсер етеді.
Бұл ерекшеліктер өнімді қабатқа әсер ету тәсілдермен, өнімді горизонттардың және оларды қанықтыратын фондтердің параметрлеріне тікелей тәуелді.
«1983 жылдың Технологиялық сызба нұсқасы» 3 вариант ұсынды ( 2 варинт қатарлық әсер ету жүйесін қолданатын БЖӘЕ және біреуі негізгі, бұл вариантта табиғи режим игеру қарастырылған). Бұл вариантардың бір-бірімен айырмашылығы, кен орынды бұрғылау екпіні және пайдалануға әсер ету элементтерін енгізу екпінімен ажыратылады.
Бұл кен орында тереңдік-сораптық тәсілмен игеру бір ғана тәсіл болып табылады, сондықтан дұрыс технологиялық режимді орнату және ұңғымаларға жабдықтарды таңдау кеніштен мұнайды алуды жоғарылатудын маңызды міндеттердің бірі. Бұл жоба осы сұрақтарды шешу үшін арналған.

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Көлемі: 36 бет
Бұл жұмыстың бағасы: 1300 теңге




Мұнайгаз өндіруші Бектұрлымұнай басқармасының құрылымы.

Мазмұны

Кіріспе.

І. Бектұрлы кен орнының жалпы мағлұматтары

II. Геологиялық бөлім.

2.1. Жұмыс ауданы туралы жалпы мәліметтер ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.2. Геологиялық зерттелгендігі және кен орынды пайдалану
тарихы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.3. Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.4. Мұнай газдылық ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

ІIІ. Техника – технологиялық бөлім.
3.1. Мұнай алуды жоғарлатудың әдістерін қолданудың тиімділігін
және игерілу жағдайын сараптау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2. Фонтанды ұңғының жабдықтары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3. Фонтанды ұңғының қалыпты жұмысының бұзылу себептері
және оны қалпына келтіру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.4. Сағалы және ұңғыма ішіндегі жабдықтармен ұңғымаларды пайдалануға
ұсынылған таңдауды негіздеу ... ... .
3.5. Фонтандау ұңғысының зерттеу кезінде қолданылатын аспаптар
мен жабдықтар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.6. Сумен тоғытқанда қолданылатын су сапасына және қабат
қысымын сақтау (ҚҚС) жүйесіне ұсыныстар және талаптар ... ... ..
3.7. Бектұрлы мұнайгаз кен орындағы мұнай мен газды жинау ... ... ... .
3.8. Бектұрлы кен орнының Ю-ІІІ – горизонтындағы фонтандау
ұңғымасы қорының өзгеру динамикасы ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.9. Фонтанды көтергіштің түрін таңдау және штуцердің диаметрін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

ІV. Экономикалық бөлім.
4.1. Өнім бірлігінің өзіндік құнын сараптау ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.2. МЖӘ бағалау тәжірибесін сараптау қазіргі кезде мұнай
кәсіпщілігінде ұзақ мерзімге есептелген қабат бергіштіктерін
жоғарлату бойынша жұмыстардың кешенді программасы
орындалуда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.3. Инвестициялардың экономикалық тиімділігі ... ... ... ... ... ... ... .
4.4. Күрделі қаржының пайданы болашақ құнын есептеу ... ... ... ... ..
4.5. Таза күнделікті құнның (ТКҚ) есептеуі ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.6. Кірістің ішкі нормаларының есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.7. Жобалық қаржының қайту кезені ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.8. Іс-шараларды енгізгеннен кейін өнімді өндіру көлемін
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.9. Жылдық өндірістік шығындарды есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... .

V. Еңбекті және қоршаған ортаны қорғау.
5.1 Еңбекті қорғау.. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.2 Сақтандырғыш іс- шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.3 Өртке қарсы іс шаралар
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.4 Қоршаған ортаны қорғау
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.5 Атмосфералық ауаны қорғау
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

Қолданылған әдебиеттер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

Кіріспе.

Бектұрлы кен орны алғашқы болып бужылулық әсер ету технологиясын
сынау үшін үлкен масштабты кәсіпті қалыптастырған кен орын болып табылады.
Бектұрлыта технологиялық әсер ету технологиясын сынау Эмбанефть ұйымының
ВНШИ және ЦНИПОН 1972 ж. Жасаған технологиялық сызба нұсқасы бойынша
басталған.
Пайдаланудан жинаған тәжірибе және пайдалану объектісінің
геологиялық құрылымы туралы жаңа мәліметтерді алу бірқатар ерекшеліктерді
айқындауға мүмкіндік берді, бұл өз кезегінде 1972ж. Технологиялық сызба
нұсқасында ескерілмеген, алайда бұл мәліметтер кен орынды пайдалану
бағытын таңдауға әсер етеді.
Бұл ерекшеліктер өнімді қабатқа әсер ету тәсілдермен, өнімді
горизонттардың және оларды қанықтыратын фондтердің параметрлеріне тікелей
тәуелді.
1983 жылдың Технологиялық сызба нұсқасы 3 вариант ұсынды ( 2
варинт қатарлық әсер ету жүйесін қолданатын БЖӘЕ және біреуі негізгі, бұл
вариантта табиғи режим игеру қарастырылған). Бұл вариантардың бір-бірімен
айырмашылығы, кен орынды бұрғылау екпіні және пайдалануға әсер ету
элементтерін енгізу екпінімен ажыратылады.
Бұл кен орында тереңдік-сораптық тәсілмен игеру бір ғана тәсіл болып
табылады, сондықтан дұрыс технологиялық режимді орнату және ұңғымаларға
жабдықтарды таңдау кеніштен мұнайды алуды жоғарылатудын маңызды
міндеттердің бірі. Бұл жоба осы сұрақтарды шешу үшін арналған.

I.Геологиялық бөлім.
1.1. Жұмыс ауданы туралы жалпы мәліметтер

Бектұрлы газоконденсатты кен орны Орал-Эмба тұзды күмбезді облысының
Солтүстік-Шығысында орналасқан, Атырау қаласынан оңтүстік-шығысқа қарай 250
шақырым жерде.
Территорияның климаттық шарттарын анықтайтын негізгі факторлары
мыналар: су бассейндерінен алыстығы, салыстырмалы алғанда төмен еңдіктер,
жазда арктикалық максимумның, түркістанның минимумының, ал қыста азнаттық
антициклонның әсер етуі, сонымен бірге жиі аңызақтар және борандар болып
тұрады.
Көрсетілген ерекшеліктерге байланысты климат күрт континентальды,
қысы суық, ал жазы ыстық, әрі құрғақ. Жылдық жауын-шашын мөлшері су, ауаның
мезгілдік және тәуліктік температураларды тұрақсыз, булануы жоғары жәнеде
желдер жиі болады.
Аудан климаты Темір қаласында, Қожасай, Эмбі және Қарауылкелді
ауылдарында орналасқан метеостанцияларды мәліметтері бойынша зерттелген.
Абсолютті ылғалдылық қыста 1,1метабардан, ал жазда 13 метабарға
дейін өзгереді. Жазда ауаның салыстырмалы ылғалдылығы 45-80% аралығында
болады. Шығыс және солтүстік желдері басымырақ. Жаз айларындағы желдің
жылдамдығы жоғары, көбіне құйындар және құмды дауылдар, ал қыста қар-
борандары болып тұрады.
Ауданда екі елді мекен бар: Сарыкөл және Бектұрлы ауылдары. Аудан
орталығы Шұбарқұдық болып табылады. Газ құбырларынан кен орынға дейінгі ең
жақын арақашықтық 82 шақырым. Қандыағаш-Атырау және Ақтөбе-Алматы темір жол
тораптары Бектұрлыдан 110 шақырым қашықтықта орналасқан.
Аудан тұрғындары көп ұлтты, қазақ ұлты басымырақ. Мал және егін
шаруашылығы жақмы дамыған

1.2. Геологиялық зерттелгендігі және кен орынды пайдалану тарихы.

1929-1933 ж.ж. В.И.Серова және П.М.Базюк Бектұрлы ауылының ауданында
гравиметриялық маршруттық түсіру жүргізді. Нәтижесінде Бектұрлы тұзды
күмбезіне сәйкес болатын Моблы-Берді гравиметриялық минимумы анықтайды.
1942-1948 ж.ж. аралығында Кенқияқ ауданында Л.К.Бувомкин, В.И.Яншин
және т.б. жетекшілігімен геологиялық және аэрологиялық суретке түсірулер
жүргізілді. Ауданның геологиялық карталары жасалынды. 1952ж. Л.Я.Пушканов
масштабы 1: 200000 болатын гравиметриялық түсіруді жүргізді.
Геологиялық құрылымын зерттеу меқсатында 1956жылдың қазан айында
Бектұрлы компимесінде-іздеме бұрғылау жұмыстары жүргізіле бастады. К-17, К-
27, К-34 ұңғымаларын бұрғылаған кезде газбен ылғалданған аралық және
төменгі триастық жастың құмдары және құмтастары көтерілді.
1960 жылдың жаз айында К-17 және К-34 ұңғымаларынан газдың ағыны
алынды. Бектұрлы күмбезінде газ ағынын алу аудандық құрылымдық-іздеу
жұмыстарын жүргізуде негіз болды. Кен орында құрылымдық-іздеме бұрғылау
жұмыстарымен бірге 1:25000 масштабымен толық геологиялық түсірулер
жүргізілді, сонымен бірге сынғын сәулелердің шағын әдісімен сеисмикалық
зерттеулер жүргізілді . 1960 жылы Атыраунефтеразведка тресті барлама
бұрғылауды бастады да, 1961 жылы тұз асты шөгінділерін де бұрғылауды
аяқтады. Осы кезенде Бектұрлы ауданында 42 барлама ұңғамасы бұрғыланды,
жалпы метражы 28019 м. Бұл ұңғымалардан басқа 1960 жылы ақпан айында П-12
параметрикалық ұңғымасы бұрғыланды.
Барлама бұрғылау жүргізу нәтижесінде Бектұрлы компимесі тұзды күмбез
екендігі дәлелденді.
Шөгінділердің стратиграфиялық тұз үсті қимасы бойынша газдың бар
екені анықталды. (триас, нора,бор).1962 жылы ұңғымаларды зерттеу және сынау
сонымен бірге сынамалы пайдалану жүргізілді.
Бектұрлы кен орнында тұз үсті қималарында ашылған газ горизонттарын
игеру мақсатында игеру бұрғылауы жүргізілуде. 1963-1965ж..ж. аралығында кен
орын уақытша тоқтап тұрды.
1966 жылдың желтоқсанынан бастап кен орынды сынамалы игеру басталды.
Пайдалану ұңғымалары ортааралық горизонтқа 350-400 м. треңдікке бұрғыланды.
1967-1990ж.ж. аралығында кен орында 50-ден астам бағалама ұңғымалары
бұрғыланды. Нәтижесінде Бектұрлы кен орынының геологиялық құрылымдық
картасы толығымен түзелді. Қазіргі уақытта кен орындағы геологиялық жұмыс
көлемі қаржыландырудың жетіспеушілігінен азайып қалды.
Pz Памозойлық тобы.

Бектұрлы ауданының игерілген бөлігіндегі памозойлық тобы қимасының
ашылған бөлігі тек пермь жүйесінің шөгінділерінен құралған.

Р Пермьдік жүйесі.
Пермьдік жүйенің шөгінділері төменгі және жоғарғы бөлімдерге
бөлінеді.
Р1 төменгі бөлімі.
Төменгі пермьдік бөлім ассель, сокмар және кунгур ярустарының
шөгінділерінен тұрады.
Р1к кунгур ярусы.
Кунгур ярусы екі метологиялық қалыңдықтарынан құралған: жоғарғы
терригенді-сульфатты және төменгі галогенді.
Терригенді-сульфатты қалыңдық саздан, ангидрит қабатшалары бар
аргиллиттерден, гипстерден және құмтастардан түзілген.
Галогендік гидрохимиялық шөгінділерден түзілген. Көмір тұздарының
түсі мөлдір-ақ түсті, кейде қызғылт-ақ, сұр және ақщыл-сұр түсті болып
келеді. Ярус қалыңдығы 150 м-ге дейін жетеді.

Р2 жоғарғы бөлімі.
Жоғарғы пермьдік бөлім қиманың жоғарғы бөлігіне жататын
алевролиттердің және құмтастардың қабатшалары бар саздан түзілген. Қиманың
төменгі бөлігінде кангломераттар, гравеллиттер, құмтастар бар. Бөлім
қалыңдығы 140-тан 400 м-ге дейін жетеді.

Mz мезозойлық тобы.
Бектұрлы кен орнындағы мезозой тобының қимасы бар болғаны 3 жүйеден
құралған: триастық, юралық және борлық.

Т триастық жүйесі.
Триастық жүйенің шөгінділері тек қана төменгі триастық бөлімнің
шөгінділерінен түзілген.
Т1 төменгі бөлімі.
Төменгі триастық бөлімі алевролиттердің, кангломераттардың және
эктастардың қатпарларынан түзілген. Оның табанында кварцтық тасманталары
бар кангломераттар және құмтастар бар. Саздар және аргилиттер ала түсті,
құмдақты және ізбесті тасты. Құмтастар ала түстүсті, көбіне сазды, слюдалы.
Кангламераттар әртүсті, аргиллиттің, құмтастың, кремнидік жыныстарды және
кварцтық тасманталарынан және гравийден тұратын әртүрлі малтасты. Бұл
жастың шөгінділері палеозой тобының жуылған жыныстарының беттерінде жатады.
Триас қалыңдығы 0-ден 390 м-ге дейін өзгереді.
J Юралық жүйесі
Юралық жүйенің шөгінділері төменгі және орташа бөлімдерінен
түзелген.
J1 төменгі бөлімі.
Төменгі юралық бөлімде шөгінділер триастық және пермьдік жүйенің
шөгінділерінде түзілген. Олар саздардан, құмдардан және құмтастардан
құралған. Саздар сұр, қоңыр-сұр, кейде ұстағанға майлы және де құрамында
көмірленген өсімдік қалдықтары және құм кездеседі. Құм және құмтастар ақ,
сұр, кварцтық, орташа түйіршікті, кейде сазды, смодалы. Төменгі юралық
бөлімнің қалыңдығы 68 м.

J2 Орта бөлімі.
Орта юралық бөлім қоңыр көмір және көмірленген өсімдік қалдықтарынан
құралған қатпарлары бар құм-сазды жыныстардың қабатынан түзілген. Орта
юралық шөгінділердің қабатында 3 мұнай горизонты бар. Саздар сұр, қоңыр-
сұр, қатпарлы, жасыл-сұр алевролиттер. Құмдар сұр, ашық-сұр ізбесті тасты.
Бөлім қалыңдығы 100 м-ден 134 м-ге дейін.
К Бор жүйесі.
Бұл жүйе төменгі және жоғарғы бөлімдерге бөлінеді.

К1 төменгі бөлімі.
Төменгі бөліміне мына ярустар кіреді: гетеривтік, барремдік, апттік
және альбтық ярустар.
К1 h готеривтік ярус.
Готеривтік ярус теңізден шыққан жасыл-сұр жыныстардың қалыңдығынан
құралған. Олар, негізінен алевролиттердің, құмдардың, құмтастардың,
мергельдердің және әк тастардың сирек қатпарлары бар саздан тұрады.
Готеривтік ярустың шөгінділері юралық жүйенің шойылған жыныстарының бетінде
орналасқан. Ярус қалыңдығы 60 м-ге жетеді.
К1 br барремдік ярусы.
Ала түсті, континентальды шөгінділердің қалыңдықтарынан барремдік
ярус түзілген. Қиманың жоғарғы бөлігі алевролиттердің, құмдардың және кейде
әк тастардың қатпарлары бар саздан тұрады. Құрылымның дөңбеккүмбезді
бөлігіндегі құмды горизонт мұнайлы. Ярус қалыңдығы 38 м-ден 82 м-ге дейін.
К1 а апттық ярусы.
Апттық ярустың шөгінділері баррем жыныстарында орналасқан және
құмтастар мен құмдардың қатпарлары бар саздардан құралған. Саздар қоңыр-
сұртүсті, қатпарлы, алевритті, людалы. Құм және құмтастар жасыл-сұр түсті,
кварцты, майда түйіршікті ярус қалыңдығы 68 м.
К1 аl Альбтық ярусы.
Альбтық ярустың шөгінділеріапт ярусының жыныстарында жатыр. Олар
континентальды құм-сазды шөгінділерден құралған. Құмдар сұр, күлгін-сұр
түсті, құм және майда көмірленген өсімдік қалдықтарының қатпарлары бар
сслюдалы. Ярус қалыңдығы 300 м. дейін.
К2 жоғарғы бөлігі.
Жоғарғы барлық бөлімі сантондық және компандық подъярустың
жыныстарынан құралған.
К2 st Сантондық ярусы.
Сантондық ярус төменгі және жоғарғы ярустарға бөлінеді. Төменгі
санктондық подъярус қоңыр-сұр түсті ірі түйіршікті құмтастардан және
фосфориттің тасмалталарынан құралған. Қима негізінде малтатастар қатпары
жатыр, бұл өз кезегінде жақсы маркерлеуші горизонт болып табылады. Жоғары
сантондық подъярустың мотологиялық шөгінділері жасыл-сұр түсті, қатты ізбес
тастыланғансаздардан құралған. Шөгінділер қалыңдығы шамамен 29 м.
K2 kp кампандық ярусы.
Кампандық ярусы Бектұрлы күмбезінің батқан учаскелеріне ғана
таралады, ол төменгі және жоғарғы подъярустарға бөлінеді. Төменгі кампандық
подъярус саздадан және мергель қатпарларынан түзілген. Оның негізінде
фаунасы және фосфориттер тасмалталары бар жасыл-сұр түсті қатпары бар.
Жоғары кампандық подъярус сұр түсті саздардан түзілген. Ярус қалыңдығы 76
м.
K z Кайнозойлық тобы.
Бектұрлы ауданындакайнозой шөгінділері тек қана сазды кремнийлі
шөгінді жынысының палеогендік жүйесінен құралған.
Q төрттік жүйесі.
Бұл жүйе аллювиальді, делювиальді және элювиальді құрылымдардың
жыныстарынан тұрады. Олар саздардан, құмнан тұрады. Саздар сұр, қоңыр түсті
және бір қалыпты. Құмдар ашық-сұр, сары түсті. Алювий қалыңдығы 41 м.
Делювиальды және элювиальді шөгінділері су айырықтарымен жыра баурайларын
жауып тұрады. Олар жасыл-сұр және сары-қоңыр түсті сугминоктардан тұрады.
Олардың қалыңдығы 0,5-1,7 м-ді құрайды.

1.3. Тектоника

Бектұрлы кен орны Орал-Эмба тұз-күмбезді облыстың солтүстік-шығыс
бөлігінде орналасқан. Тұзды массивті 25 барлама ұңғымасы және 1 құрылымдық
іздеме ұңғымасы ашты. Жет бетінен есептегенде тұздың жату тереңдігі 500-200
м. Барлама ұнғымаларды бұрғылау және сейсмобарлау мәліметтеріне қарағанда
тұзды массив овал формасында. Овалдың ұзын осі жазықтық бағытта созылған.
Ұзын ось бойынша күмбез өлшемдері 8,2 шақырымнан асады, ал қысқа ось
бойынша 3 шақырым. Тұзды бастаманың солтүстік баурайы оңтүстікке қарағанда
құламалы. Тұз жабындысының солтүстік қанатындағы құлау бұрышы 9-33 градус.
Геологиялық профильдерде 2 құрылымдық этаждар белгіленеді: төменгі және
жоғарғы. Төменгі құрылымдық этаж жоғарғы пермьдік және төменгі триастық
бөлімдерінің кунгур ярусындағы терригенді-сульфатты қалыңдығының
шөгінділеріне біріктіреді.
Жоғарғы құрылымдық этажға юралық және барлық жүйенің шөгінділері
кіреді. Этаждар бір-бірінен беттің бұрыштық үйлесімсіздік 15-18 градусты
құрайды және де Ю-5 және Г 34 ұңғымаларынң ауданында 32 градусқа дейін
жоғарлайды. Құрылымдық үйлеспеушілік төменгі юралық және ортаюралық
бөлімдердің шөгінділерінде байқалады. Төменгі құрылымдық этаждың
геологиялық құрылымы өте күрделі. Тектоникалық бұзылулар, стратиграфиялық
горизонттардың қалыңдықтарының біршама ауытқуымен сипатталады.
Жоғарғы құрылымдық этаждарда төменгі этаждарға қарағанда бұрыштық
үйлеспеушілік бар. 3 юралық горизонттар бойынша құрылған геологиялық
профильдермен құрылымдық карталарға сәйкес Бектұрлы кен орнының тұз үсті
шөгінділері солтүстік және оңтүстік қанаттарға бөлінеді. Оңтүстік қанат
батыстан шығысқа қарай созылған жазық брахнантиклинальды қатпар болып
келеді. Солтүстіктен оңтүстікке қанат грабеннен ығысуымен ажыратылады, оның
жазықтығы солтүстікке қарай 60-65 °С бұрышымен құлайды, амплитудасы 25м.

2. Техника – технологиялық бөлім
2.1. Газ алуды жоғарлатудың әдістерін қолданудың тиімділігін және
игерілу жағдайын сараптау

Бектұрлы кен орны игеруге 1966 жылы енгізілген. Алғашқы кезде
құрылымының оңтүстік қанатының батыс бөлігіне буды айдаудың технологиялық
сызба нұсқасы құрылған. Бұл тәжірибелік учаскені бұрғылау 1967 -1969 ж.ж.
аралығында жүргізілді. Қазіргі уақытта кен орын игерудің қайта
қарастырылған игерудің технологиялық сызба нұсқасы бойынша пайдаланылуда,
бұл сызба нұсқаны кен орындарды игерудің орталық комиссиясы (ИОК) бекіткен.
ИОК – сы пайдалануға бужылулық әсер етудің (БЖӘ) элементтерін
жеделдетіп енгізу вариантын қабылдады, ол төменгі негізгі жағдайлармен
сипатталады:
-пайдаланудың жеке 3 объектісінің белгілеу;
І объект – Ю-ІІ горизонты (А,Б және В топтамалары);
ІІ объект – Ю-ІІ горизонты (Г топтамасы);
ІІІ объект – Ю-ІІІ горизонты;
-І және ІІІ объектілердің ұңғыма торларының тығыздығы 2,25
гаұңғыма, ал ІІ пайдалану объектісі үшін 2,25 және 1,0 гаұңғыма.
- қысымы 5,5 мпа, температура 270 оС және құрғақтық дәрежесі 0,6
кезінде жылу сұйықтығын айдау;
- жасалған жылу оторочкасын қабат бойынша жылытылмаған сумен жылыту;
- айдалған буды температурасы 40-50 оС-қа жеткен кезде өндіру
ұңғымаларының бірінші қатарына ауыстыру.
Бектұрлы кен орны жоғары газды кен категориясына жатады. Ю-ІІ
горизонты бойынша газ қоры А+В+С1 категориялары бойынша – 72,194 млн.м3
құрайды, Ю-ІІІ горизонты бойынша 12,4 млн.м3 алудың бекітілген
коэффициенті – 0,409. Кен орынның өндірілетін қорларының 81%-ы юралық
жүйенің орта бөлігінң шөгінділерінде жиналған.
Бұл кеніштерді пайдалану БЖӘ әдісімен іске асырылады. Қалған
кеніштер табиғи режиммен игерілуде.

2.2. Кен орнының гидродинамикалық көрсеткіштерін талдап игеру

Қабаттардың қасиеттері мен ұңғының өнімділігін зерттеу үшін
гидродинамикалық зерттеулердің әр түрлі әдістерін қолданады, оларды екі
топқа жіктеуге болады. Бірінші топқа ұңғы өнімін қалыптасқан режимде алып
зерттеу әдісі жатады, екіншіге – ұңғы өнімін қалыптаспаған режимде алып
зерттеу әдісі.
Зерттеулерді жүзеге асырудың техникасы мен технологиясы мұнай мен
газды өндірудің тәсіліне байланысты, олар кітаптың сәйкес тарауларында
айтылады. Ұңғы жұмысын бақылаудың нәтижелері бойынша қабаттар қасиетін
жалпы теориялық негізін осы тарауда қарастырып өтеміз.

2.3. Ұңғыны қалыптасқан режимде зерттеу

Бұл әдістің негізі ұңғыны зерттеу пайдалану кезінде бірнеше өзгеріп
отыратын қалыпты режимде мұнай шығымын, газ факторын, ұңғыдағы қабат пен
түп арасындағы қысым айырмашылығынан (депрессия) ұңғыдан шығатын су мен
құмның мөлшерін анықтауға болады. Егер де оның шығымы және түптік қысымы
уақыт өтуіне байланысты өзгермей тұрақты болса – ұңғының пайдалану режимі
қалыптасқан деп есептейді.
Қалыптасқан шығымды өлшеп алғаннан кейін ұңғыны пайдаланудың басқа
режиміне көшіреді және жаңа режимде ұңғы жұмысының қалыптасқан шығымы орнау
уақытын күте тұрып, бұл параметрлердің жаңа мәндерін анықтайды. Бақылау
ұңғының жұмысының 3-4 режимі кезінде жүргізіледі және әдетте зерттейтін
Ұңғы аймағында динамикасы қабат қысымының тіркеуімен аяқталады. Ол кезде
ұңғыдағы түп қысым қалыптасты деп есептеп алынған мәліметтерді индикаторлық
диаграмма ретінде графигін тұрғызамыз. Онда негізінен қабат қысымы мен түп
қысым айырмашылығы депрессия және қалыптасқан режимде анықталған
ұңғы шығымы Q байланысын (қатынасын) Q=f(pпл – р3) индикаторлық
диаграмма түрінде көрсетеді.
Газ ұңғысы үшін индикаторлық диаграмманы формулаға сәйкес көлемдік Q
немесе жалпы газ шығымын G координаттарға бейнелейді. - қабат
қысымы мен түптік қысым квадраттарының айырмашылығы.
Айдайтын ұңғылар үшін, индикаторлық диаграмма – ұңғының түп қысымы
мен қабат қысым (р3 - рпл) арасындағы айырмашылыққа байланысты екенін
көрсетеді. 2.1 – суретте түрлі ұңғының индикаторлық диаграммасы
көрсетілген.
1-диаграмма - біртекті сұйықтар ағыны кезінде, қабатқа суды сығыммен
айдайтын режимдері кезінде. Пайданылатын ұңғылар үшін арынды, инерциялық
күштер аз болған кезде, түзу сызық түрінде болады. Қалыптасқан газ ағыны
сызықты болған жағдайында координатта тұрғызылған диаграмма сол
сияқты түзу сызық түрінде болады. Егер қабатқа депрессияның ұлғаюы және
сұйықпен газдың сүзгілеу жылдамдығының артуымен инерциялы күштер елеулі
өсетін болса, онда сызықты қозғалыс заңы бұзылады және индикаторлық
диаграмма-4 қисаяды. Қабатты ерітілген газ режимінде пайдалану немесе
қуыстарды мұнаймен қанықтырылған коллекторлар үшін 2-түрдегі диаграмма
мұнай ұңғыларына орынды. Соңғы жағдайда индикаторлық сызықтардың қисаюы
түптік қысым төмендеуі кезінде және сүзілу жылдамдығының ұлғаюымен
инерциялы күштердің пайда болуы әсерінен жарықтардың бұзылуы нәтижесінде
болады.
Ереже бойынша 3-түрдегі диаграмма зерттеу ақауының нәтижесі (газ
ұңғыларының жұмысы қалыптаспаған режим кезінде өлшенген – шығым мен түптік
қысым). Кейде осындай диаграммалар шарты біртекті емес қабаттар үшін
орынды. Депрессияның артуымен игеруге қосымша қабатшалар қосылады. Оларда
бұрын сұйық ағыны болмағандықтан, бірақ депрессия ұлғайған кезінде сұйық
ағыны басталып игеру үрдісіне қосылады.
Индикаторлық диаграмма тұрғызған жағдайда, оның математикалық
моделдері белгілі түрде алып сызылады. Диаграмманың сызықты жағдайында газ
ұңғылары үшін, ол үшін мына формуламен өрнектеледі.

Q = K (pпл – р3) (2.1)

Сызықты емес жағдайда – газ ұңғылар үшін

q = КГ () (2.2)

мұндағы: Q және q – мұнай және газ ұңғыларының сәйкес шығымы К және
Кг – индикаторлық сызықтардың бұрыштық коэффициенті. рпл, р3 – сәйкесінше
қабат және түп қысымы.
Қисық сызықты диаграмма-2 кезінде қалыптаспаған арынды режим
шартында индикаторлық сызықтық теңдеуін мына түрде жазады.

Газ ұңғысы үшін:

(2.3)
мұндағы: А, а және В, b - берілген газ ұңғысы үшін тұрақты
коэффициенттер.
Н.П.Боярчук, К.М.Донцов, Н.П.Лебединцевтердің мәліметтері бойынша
жарықты коллекторлар жағдайында сұйықтың ағынының теңдеуі мына түрде
болады:

(2.4)

мұндағы: аг – қысым өзгерісі кезінде қабаттағы сұйықтың және
коллектордың серпімді деформациясын ескеретін коэффициенттер, bm және сm –
коэффициенттер (2.3 және 2.4 теңдеулеріндегі А, а және В, b
тұрақтыларына ұқсас) Q – масса өлшеміндегі ұңғы шығымы.
Ерітілген газ режимінде сұйықтың ағыны – сызықтық индикаторлық
диаграмма үшін Q-∆H координатасында келесі формуламен өрнектеледі.

Q = K ( Hпл – Н3) (2.5)

Келтірілген формулаға кіретін тұрақты шамаларды индикаторлық
диаграмма бойынша табады.

К = Q∆p; КГ = q() (2.6)

Қисық сызықты индикаторлық диаграмма кезінде А, а және В, b
тұрақтылықтарын Е.М.Минск тәсілі бойынша табуға болады. Бұл кезде Q және q
тәжірибелік нүктелер шығым немесек депрессияға ∆р байланысты (немесе
-ға сәйкес) графикке түсіріледі. (2.2 –сурет).

Q-∆рQ немесе (2.3 – сурет) q-()q координаталарында графикке
түсіреді.
екені белгілі немесе

(2.7)

Сондықтан, егер ағын шарты (2.3) және (2.4) формулаларымен
есептелген болса, өрнектелген индикаторлық диаграмма ∆р-Q немесе ∆(р2)q-
q координаталарында түзу болуы керек және ордината өсіне А немесе а
кесіндісін кесіп өтуі керек. Индикатор сызығының tgα=B немесе tgα=b-ның
еңкею бұрышының тангенсі.

Газ ұңғысы үшін
(2.8)
,

мұндағы: z – газдың сығылу коэффициенті; рст – стандартты
(атмосфералық) қысым; Тпл, Тст - сәйкесінше қабаттағы және стандартты
температура; L – коллектордың макробұдырмақтылығы.
А және а коэффициентерін индикаторлық диаграмма бойынша тауып, оның
мәндерін (2.9) және (2.10) формулаларына қойып, қабат параметрлерін
табамыз (К немесе кһμ).
Жарықша коллекторлар жағдайында а, в және с тұрақтылықтарын сол
сияқты алынған нүктелер әдісімен индикаторлық диаграмма бойынша табады.
Бұл кезде бірқалыпты орналасқан үш нүктені алады және оларға сәйкес
мәндерді ∆р және Q мәндерін белгілейді. Оларды (2.5) формулаға қоя отырып,
үш теңдеу аламыз, оларды шешкеннен кейін аm, вm және сm мәндерін
табамыз. Жер асты гидравликасында дәлелдегендей.

;

(2.9)

мұнда к0 және ро – бастапқы қабат ро қысымы кезінде сұйықтың
тығыздығы, тау жынысының өткізгіштік коэффициенті – ко. Әдетте bm мәнін
координат басында индикаторлық сызыққа қатысты жанаманың бұрыштық
коэффициент бойынша табады.

(2.10)
Тау жынысының өткізгіштік коэффициентін ко немесе қабат өткізгіштігін
кһμ (2.11) формуламен есептейді. bm, h, μ, Rk және rc мәндері
белгілі болған кезде, am және сm коэффициенттерін табу үшін (2.5)
формулаға индикаторлық диаграмманың екі алынған нүктенің Q мен ∆р
мәндерін қоя отырып есептейді. Алынған екі теңдеуді аm және сm
салыстырмалы шешеді.

Газ ұңғысын ағынға зерттеудің берілгендері бойынша қисық сызықты
индикаторлық диаграмма тұрғызылған. Қабаттың 16 м қалыңдығының 10 м
тесілген (перфорацияланған) көршілес ұңғыға дейінгі ара қашықтықтың
жартысы σ=250 м. Қашау бойынша ұңғының диаметрі = 0,3 м.
Диаметрі d=0,012 м тесіктердің колоннадағы саны n=120 м. қабатқа
оқтың ену тереңдігі l=0,15 м. оның тығыздығы =800 кгм3. Қабат жынысының
өткізгіштік коэффициентін табу керек. С1 және С2 коэффициентін есептеу
үшін, ұңғының жетілмегендігін есепке алатын В.И.Шуровтың графигін
қолданамыз.
Құбырдың 1 м-гі тесіктер саны.

n=Nn=12010=12; nD=12*0,3=3,6
l=l'D=0,150,3=0,5;
a=dD=0,0120,3=0,04

Қисық бойынша а=0,04 және nD=3,6 үшін С1=0,9 табамыз.
С2 коэффициентін табу үшін параметрін анықтаймыз.

δ=(һН)*100=(1016)*100=62,5
α=НD=160,3=53,5

В.И.Шуровтың қисығы бойынша δ=62,5 және α=53,5 үшін С2=2
тьабамыз.
Сонда С=С1+С2=0,9+2=2,9

Индикаторлық диаграмманың көмегімен

А=0,0286 МПа(m*тәулік) =1,97*109 Па(м,с)

екенін табуға болады.

(2.8) формуланың нәтижесінде алатынымыз.

Жоғарыда көрсетілгендей, газ ұңғысын зерттеу әдістерімен олардың
теориялық негізі ұқсас. Газ ұңғысын зерттеу технологиясының өзіндік
ерекшелігі бар. Мысалы, оларды пайдалану сипатын зерттеу кезінде
бірқатар жағдайларда газды газ құбырына жіберу қолайсыз. Ұңғыны зерттеу
үрдісінде жиналу жүйесіне газды беру кезінде олардың өлшеу орнынан
қашықтығына байланысты және газбен бірге судың шығуын тікелей бақылаудың
мүмкін еместігінен, құм мен конденсат және ағынының салқандауынан дәл емес
нәтижелер кезінде пайдаланып зерттеледі. Сағадағы қысым мен температура
бойынша газ ұңғысының түбіндегі қысым жеткілікті дәлдікпен анықталады.
Тек айрықша жағдайларда ғана тереңдік аспаптарын қолданады. Газ ұңғылары
жағдайында түптік қысымды сағадағы ұңғының жұмысының көрсеткіштері бойынша
есептеу әдісімен баға беру жиірек жеткілікті дәл емес.
Газ ұңғысының түбіндегі қысымды байланыстың көмегімен сағадағы қысым
бойынша табады.

Газдың қозғалыссыз бағанасы кезінде

(2.11)

қозғалатын бағанасы кезінде

(2.12)

мұндағы р3 және ру – ұңғының түп пен сағасына сәйкес қысымдар, Мпа,
рг – газдың салыстырмалы тығыздығы өлшемсіз мән, Н –ұңғының тереңдігі, м; Z-
газдың ең жоғарғы сығу коэффициентінің орташа мәні, Т –ұңғының орташа
температурасы 0К; q – газ шығымы, м3с.

(2.13)

бұл жердегі: λ – гидравликалық кедергі коэффициенті, ол мәліметтерден
Рейнольдс функциясының саны сияқты және құбырдың салыстырмалы кеңдігінен
анықталады (есептеген кезде λ=0,014 – 0,018 деп қабылдауға болады); d-
фонтандық құбырдың ішкі диаметрі, см.
Қозғалыстың бір ізді жүйесі жағдайы келесіден тұрады. Газ ұңғысын
ашып тастайды және сол бойынша құбыр аралық қысыммен сағасындағы фонтандық
құбырдағы қысымның өзгеруінен бақылайды. Егер ұңғы пакермен жабдықталмаған
болса, бұл қысымдар бірдей болу керек. Егер олар бірдей болмаса, ұңғыны
үрлеп тазартады және олардың қысымы тұрақталғаннан кейін екінші қайтара
өлшейді. Содан кейін штуцер немесе диафрагма көмегімен газдың өнемді үлкен
емес шығынын орнатады. Ағын тұрақталуынан кейін және өлшеуді жүргізудің
айтарлықтай жаңа газ шығынына көшеді. Мұндай операцияларды 4-6 режимде
жүргізеді. Зерттеу соңында үлкен шығынды орнатады. Қайталама контурды өлшеу
үшін содан кейін ұңғыны жуып тастайды және ондағы қысымның өсуінен кейін
оның мәнін жазып алады. Егер қысым құбыр аралық кеңістікте және фонтандық
құбырда бастапқы мәніне дейін қалпына келсе, зерттеу қиындықсыз өтті деп
есептейді. Егер ұңғы қабат суы немесе құм келе бастаса немесе ұңғы қатты
дірілдей бастаса зерттеуді тоқтатады.
Оны қалыптасқан шығын алу әдісімен зерттеу кезінде газ ұңғысын
байланыстырудың сызба нұсқасы 2.4-суретте көрсетілген.
Газ шығынын, оның атмосфераға кете қалған жағдайында шекті ағып кету
диафрагмалық шығын өлшегіш ДШӨ немесе Пито құбырларының көмегімен өлшейді.
ДШӨ-ті аппаратты сепаратор арқылы ұңғыға қосылады. Ол қатаң
бекітілген болуы керек, өлшегішке газ сағасынан ағып шығатын реактив күш
әсер ететін болғандықтан қысым 0,35-0,5 дәлдік класындағы монометрмен
өлшейді, ол маймен толтырылған мыс құбыршалар көмегімен ұңғыға қосылады.
Диафрагманы ДШӨ-нің басына бұрандамен гайкы арқылы қатты бұрап
орналастырылады. (2.3-сурет). Қысым диафрагма алдындағы вентил арқылы
қосылатын монометр көмегімен өлшенеді. Газдың температурасын құбыршада
орналасқан термометр бойынша белгілейді.
Газ шығыны

(2.14)
мұнда: р1 – диафрагма алдындағы қысым, Мпа. С – нақты диафрагма үшін
алынған шығын коэффициенті. (2.1-кесте). Ρг, Т, z – сәйкесінше салыстырмалы
тығыздық, температура және газдың ең қатты сығылуы.
Газдың айтарлықтай ластануы кезінде немесе ДШӨ-ті қосу қиын болған
жағдайда, газ шығынын газ ағынына қойылатын ПИТО құбыршаымен анықтауға
болады.
Сонда
(2.15)
мұнда: D – ағын диаметрі, мм; Нрт – дифференциалды монометрмен
өлшенетін қысымның аралығы, мм.сын.бағ.

Шығым коэффициенті – С. 2.1-кесте

Диафрагма Өлшейтін аспаптардың Диафрагма Өлшейтін аспаптың
диаметрі, мм диаметрі, мм
Тесігінің 50 100 Тесігінің 50 100
диаметрі, мм диаметрі,
мм
1,59 0,0527 - 25,4 14,07 13,75
3,14 0,218 - 31,75 22,8 22,3
6.35 0,895 0,86 38,10 34,6 30,6
9,51 1,96 1,94 50,8 - 55,3
12,70 3,52 3,46 63,5 - 88,7
19,05 7,77 7,74 76,2 - 135,0

Егер газ зерттелетін ұңғыдан газбен қамтамасыз ету жүйесіне
бағытталса, онда шығынды стандартты шығын өлшегіш көмегімен өлшейді. ДП-
410, ДП-610, ДП-781 және т.б. түрдегі шектелмеген ағынды өлшегіштер. Бұл
жағдайда:

(2.16)

мұндағы: q – газ шығыны, м3с; α – шығын коэффициенті, диафрагма
функциясының модулі сияқты анықталады; m – ішкі диаметрдің құбыр
диаметріне қатынасы (α=0,6 – 0,7); ε – сағаның тарылу коэффициенті; m-нің
және ррm, Нрm – мағыналарының қатынасына байланысты. (ε=1 – 0,9; ррm және
Нрm – диафрагма алдындағы қысым және ондағы қысым айырмашылығы,
мм.сын.бағ.); Кm – есептелгеннен жоғары температура кезіндегі диафрагманың
ұлғаю коэффициенті (Кm=1); К – диафргама жиелігінің өткір еместігіне
дұрыстама коэффициенті; d- диафрагма тесігінің диаметрі, мм. Қалған
өлшемдер бұрынғы.
Ұңғының потенциалды мүмкіндіктері әдетте екі көрсеткішпен сипатталады
– еркін Qc (атмосфераға толық ашылған ұңғы шығымымен) және ақиқатты еркін
Qас (0,1 Мпа тең түптегі қарсы қысым кезіндегі шығыммен) газ
шығындарымен (2.4) және (2.14) формулаларынан байқап отырып, мынаны
табамыз.

(2.17)

(2.18)
Кеуектілігі төмен және өткізгіштігі төмен қабаттарды ашатын ұңғыларда,
қысымыды тұрақтандыру үрдісі баяу жүреді және зерттеуге жағдайда
жуықталған изохронды әдісті қолданады, ол бойынша әр режимде газды іріктеп
алу кезінде қысымның тұрақталуын күтпейді. Бұл кезде режимдердің
ұзақтылығын тұрақты деп алып, мына формуламен есептейді:

(2.19)

Режимдерді ауыстырудың арасында, қысымның толық қалпына келуін күтеді.
Режимдердің біреуін кәдімгі түрде, қысым мен газдың шығымының толық қалпына
келуіне дейін газдың ағымын өзгертіп отырып орындайды. Қалыптаспаған бірдей
іріктеліп газ алу режимі бойынша абцисса өсіне қатысты түзу бойынша
в табады.
Қалыптасқан режимдер кезінде а табамыз. Бұл үшін қалыптасқан
режимді сипаттайтын нүкте арқылы түзу жүргізеді, іздеп отырған а мәні
ордината өсін қиып өтеді – сол аралық а-ға тең болады. Сол сияқты мына
байланыстылықты қолдануға болады:

(2.20)

2.4. Ұңғыны қалыптаспаған режимде зерттеу

Пайдалану ұңғысын қалыптаспаған режимінде зерттеудің маңызы, олардың
режимдерін өзгертіп және сәйкес келетін түптік қысымының уақыт өтуіне қарай
өсуіне (немесе төмендеуіне) бақылау жүргізу болып табылады.
Көптеген жағдайларда ұңғыны тұрақты шығыммен Q ұзақ пайдаланғаннан
кейін тоқтауы және түп қысымының қалпына келу қисығы (ҚҚҚҚ) немесе құбыр
аралық кеңістіктегі сұйықтың деңгейін жазып тіркейді. Мұндай әдіспен газды
немесе суарынды режимде істеп тұрған қабатқа, бұрғыланған мұнай, газ және
су айдайтын ұңғылардың барлық түрі зерттеледі.
Тау жынысының және қабат сұйықтарының және газдың серпімді
қасиеттеріне байланысты тоқтатылған ұңғы түбіндегі қысым өзгереді.
Шексіз біртекті қабатта газ ұңғысына сұйықтың ағынын лезде тоқтатқан
жағдайда түптегі қысымның қалпына келу үрдісі мына өрнекпен суреттеледі:

(2.21)

Газ ұңғысы жағдайында:

(2.22)

мұндағы: Р0 , Р(t) - ұңғы түбіндегі қысым, сәйкесінше тоқтауға
дейінгі және тоқтауынан кейінгі кездегі уақыт – t: Q және q - газ
ұңғысына сәйкес тоқтауға дейінгі шығым; - қабаттың пьезо-өткізгіштік
коэффициенті, m – кеуектілік коэффициенті; μн, μг – қабат сұйықтығы мен
газдың динамикалық тұтқырлығы;
Газ қабаты үшін:

(2.23)

(2.23) және (2.24) формулалардан анықтайтынымыз: ∆p(t)-lnt және p2
с(t)-lnt координатасында тұрғызылған қысымның қалпына келу графигіне
сәйкес газ ұңғысы үшін түзу өсте қиып өтетін ординатасы мынаған тең
болады.

Газ ұңғысы үшін

(2.24)

(2.25)

∆p(t)-lnt немесе ∆p2 с(t)-lnt графиктері бойынша А’, i немесе β және α
мәндерін анықтап, жоғарыдағы формулалармен қабаттың параметрлерін табамыз
(гидроөткізгіштік, өткізгіштік және пьезоөткізгіштік)
Газ ұңғысы үшін:

(2.26)

(2.27)

Бұл жерде де rпр - ұңғының келтірілген радиусы.

rпр = rce-c (2.28)

Ұңғыға сүзілуідің сызықты емес заңы кезіндегі қалыптаспаған газ
ағынының таралуы - қиын есеп, шешімін ешкім таба алмағандықтан, жобалау
әдісін қолдануға тура келеді, оның принципі келесіден тұрады. Ұңғы маңында
қабат қалыңдығына тең радиусты – r0 аймаққа бөледі. Бұл ішкі бөлікте газ
ағыны орнаған және сүзілудің сызық емес заңы әсер етеді. Ал, сыртқы
аймағында қарама-қарсы, сүзілу қалыптаспаған, ал бірақ заң сызықты.
Бірінші аймақ үшін

(2.29)

Пайдаланылатын ұңғыдағы қысым төмендеуі кезінде емес, ол жабық
ұңғыдағы қысымның өсуін, оның ұзақ жұмыс істеуінен кейін зерттеу жүргізу
қолайлы. 2.4–суретте осыған ұқсас қысымның қалпына келу қисығы көрсетілген.
Қисықтың бастапқы бөлігіне назар аударған жөн. Бұл бөлік скважинаның
оқпанындағы оның жабылуынан кейінгі газдың жиналуын көрсетеді, ал ол
теңдеулерде ескерілмейді. Жетілген әдістемелерде бұл кемшілік шегерілген.
Жоғарыда айтылғандай қабаттан ұңғыға сұйық ағынын лезде тоқтату
жағдайы үшін қолайлы. Шындығында тоқтатқаннан кейінде ұңғыға газ келе
береді, ал ол формулада ескерілмеген. Ұңғыны тоқтатқаннан кейінде сұйықтың
ағыны түптегі қысымның қалпына келу үрдісін кемітеді және сондықтан түптік
қысымға тіркелген мәндерге қоса дұрыстама коэффициентті енгізе отырып,
ағынның әсерін ескеру өте орынды.
Фонтанды және газлифтілі ұңғыны тоқтатқаннан кейінгі тіркелген түбтік
қысымнан басқа құбыр аралық қысымменн және ұңғы сағасындағы қысымның
мәндері берілген болса, онда ағынның графигін жуықтап тұрғызуға болады.
Сорапты тәсілмен пайдаланылып жатқан ұңғы үшін құбыр аралық кеңістік
қысымының деңгейі қалпына келу қисығын тұрғызу қажет, оның тоқтауынан кейін
фонтанды ұңғыға келіп түсетін сұйықтың көлемінің өсу графигін, уақытқа
байланысты тұрғызуға болады.
Уақыт бойынша графикалық диференциялдау қисығы – таңдап алынған
уақыт кезіндегі мәнін бағалауға мүмкіндік береді.
Сұйықтың ағынының жылдамдығын да осылай, жуықтап көрсетуге болады.

2.5. Бектұрлы газ кен орындағы газды жинау.

Бектұрлыкен орынында ұңғы өнімін өндірістік жинау бір құбырлы
саңылаусыздандырылған жүйе бойынша жүргізіледі.
Газ ағыны қысым арқылы ұңғыдан диаметрі 1000 мм болатын бағыттаушы
құбырларға беріледі. Бағыттаушы құбыр өнімді өлшеу ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Боранқұл кен орны
Гамма теңіз кен орны
Ақшабұлақ кен орны
Амангелді газ кен орны
Құмкөл кен орны
Жаңажол кен орны
Ақшабұлақ кен орны туралы
Солтүстік Қарамұрын кен орны
Октябрьск мұнай кен орны
Жетібай кен орны
Пәндер

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

Байланыс

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

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь