Өзен кен орын туралы жалпы мағлұмат
КІРІСПЕ
1 Техника.технологиялық бөлім
1.1 Өзен кен орын туралы жалпы мағлұмат
1.2 Кен орынның геологиялық құрлымы
1.2.1 Стратиграфиясы
1.2.2 Тектоникасы
1.3 Мұнайгаздылығы
1.4 Өзен кен орыны бойынша XIII горизонттың игеру жүйесінің
жобасы және тарихы
1.5 Өзен кен орынын игеру жағдайын талдау
1.6 XIII горизонттың 2А блогін игерудің негізгі көрсеткіштер динамикасы
1.6.1 Өндіру және айдау ұңғылар қорының жағдайы
1.6.2 Өзен кен орынында газды өндіру
1.6.3 Қабат қысымын ұстау жүйеснің жағдайы
1.6.4 Мұнай мен газды жинау және дайындау
1.7 Өзен кен орынында ұңғыларды пайдалану тәсілдері және шарттары
1.7.1 Мұнай өндіруде ШТС қондырғысын пайдалану жұмысын
зерттеу және оның құрал.жабдықтары
1.7.2 Штангілі терең сорапқа газдың әсері
1.7.3 Қорғаныш құрылғы
1.7.4 Тереңдік сорапты ұңғыны зерттеу
1.8 Технологиялық есеп
1.8.1 СК.Б.2.1.2500 тереңдік сорапты қондырғының жабдықтарын
есептеу және іріктеу
1.8.2 ШТСҚ.ны есептеу
1.8.3 Айдау тәртібінің параметрлерін таңдау
1.8.4 Штангалық колонканың құрлымын таңдау
1.8.5 ШТСҚ.ны пайдалану көрсеткіштерінің есебі
2 Экономикалық бөлім
2.1 «Өзенмұнайгаз» ААҚ.ның өндірістік.ұйымдастыру сипаттамасы
2.2 Негізгі және көмекші өндірістің ұйымы
2.3 Жаңа технологияларды қолдануға дейін және қолданғаннан кейінгі
эко.номикалық тиімділікті есептку
2.3.1 Іс.шараларды жүргізгеннен кейін өндіріс өнімінің көлемін
есептеу методикасы
2.3.2 Еңбке.ақы төлеу қорының есебі
2.3.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындар
2.3.4 Көмекші материалдарға кеткен шығындар
2.3.5 Суды дайындауға кеткен технологиялық шығындар
2.3.6 Энергетикалық шығындар
2.3.7 Мұнайды технологиялық дайындауға және тасымалдауға кеткен шығындар
2.3.8 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар
2.3.9 Еңбекақы қорының аударым жарнасы
2.3.10 Басқадай шығындар
2.4 Мұнай өндіруде жаңа техниканы енгізгеннен кейін экономикалық тиімділік есебі
3 Еңбекті қорғау бөлімі
3.1 ШТСҚ.ны пайдаланғанда техника қауіпсіздігі
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
4.1 Табиғи ортаны қорғау
4.2 Атмосфераға әсері
4.2.1 Гидросфераға әсері
4.2.2 Литосфераға әсері
4.2.3 Мүмкін апаттық жағдайларды бағалау және олардың салдары
4.3 Инженерлік және табиғи қорғау шаралары
4.3.1 Радиациялық қауіпсіздік
Қорытынды
Пайдаланылған әдебиеттер
1 Техника.технологиялық бөлім
1.1 Өзен кен орын туралы жалпы мағлұмат
1.2 Кен орынның геологиялық құрлымы
1.2.1 Стратиграфиясы
1.2.2 Тектоникасы
1.3 Мұнайгаздылығы
1.4 Өзен кен орыны бойынша XIII горизонттың игеру жүйесінің
жобасы және тарихы
1.5 Өзен кен орынын игеру жағдайын талдау
1.6 XIII горизонттың 2А блогін игерудің негізгі көрсеткіштер динамикасы
1.6.1 Өндіру және айдау ұңғылар қорының жағдайы
1.6.2 Өзен кен орынында газды өндіру
1.6.3 Қабат қысымын ұстау жүйеснің жағдайы
1.6.4 Мұнай мен газды жинау және дайындау
1.7 Өзен кен орынында ұңғыларды пайдалану тәсілдері және шарттары
1.7.1 Мұнай өндіруде ШТС қондырғысын пайдалану жұмысын
зерттеу және оның құрал.жабдықтары
1.7.2 Штангілі терең сорапқа газдың әсері
1.7.3 Қорғаныш құрылғы
1.7.4 Тереңдік сорапты ұңғыны зерттеу
1.8 Технологиялық есеп
1.8.1 СК.Б.2.1.2500 тереңдік сорапты қондырғының жабдықтарын
есептеу және іріктеу
1.8.2 ШТСҚ.ны есептеу
1.8.3 Айдау тәртібінің параметрлерін таңдау
1.8.4 Штангалық колонканың құрлымын таңдау
1.8.5 ШТСҚ.ны пайдалану көрсеткіштерінің есебі
2 Экономикалық бөлім
2.1 «Өзенмұнайгаз» ААҚ.ның өндірістік.ұйымдастыру сипаттамасы
2.2 Негізгі және көмекші өндірістің ұйымы
2.3 Жаңа технологияларды қолдануға дейін және қолданғаннан кейінгі
эко.номикалық тиімділікті есептку
2.3.1 Іс.шараларды жүргізгеннен кейін өндіріс өнімінің көлемін
есептеу методикасы
2.3.2 Еңбке.ақы төлеу қорының есебі
2.3.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындар
2.3.4 Көмекші материалдарға кеткен шығындар
2.3.5 Суды дайындауға кеткен технологиялық шығындар
2.3.6 Энергетикалық шығындар
2.3.7 Мұнайды технологиялық дайындауға және тасымалдауға кеткен шығындар
2.3.8 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар
2.3.9 Еңбекақы қорының аударым жарнасы
2.3.10 Басқадай шығындар
2.4 Мұнай өндіруде жаңа техниканы енгізгеннен кейін экономикалық тиімділік есебі
3 Еңбекті қорғау бөлімі
3.1 ШТСҚ.ны пайдаланғанда техника қауіпсіздігі
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
4.1 Табиғи ортаны қорғау
4.2 Атмосфераға әсері
4.2.1 Гидросфераға әсері
4.2.2 Литосфераға әсері
4.2.3 Мүмкін апаттық жағдайларды бағалау және олардың салдары
4.3 Инженерлік және табиғи қорғау шаралары
4.3.1 Радиациялық қауіпсіздік
Қорытынды
Пайдаланылған әдебиеттер
1961жылы пайдалануға берілген Өзен кен орны 1975 жылы мұнай өндірудің ең жоғарғы шегіне жетті. Осыдан кейін алудың төмендеу қосымша қаржыландыру және материалды техникалық құралдарды жұмылдыру арқылы жаңа технологиялық шешімдерді енгізуді ұйымдастыру әсерінен тоқтатылды. Нәтижесінде 1981 жылдан бастап мұнай өндіру қарқынының жылдық төмендеуі 2-3% деңгейінде тұрақтандырылды. Шаруашылықтың жаңа түрінен аусу жабдықтарымен қызмет бағаларының бір жағынан және өндірілетін мұнайдың жіберу бағдарларының екінші жағынан әркелкілену 1976 жылғы кен орындағы орын алған жағдайды қайталады.
1993 жылдан бастап өндірудің төмендеу қарқыны 6-8 есеге ұлғайды. Кен орында орын алған критикалық жағдай жақын жылдарда оның толық тоқталуына әкелуі мүмкін. Қазақстан Республикасының үкіметі қабылдаған Өзен кен орнын қалпына келтіру бойынша жоспар осы кен орындағы өндіруге дейінгі тұрақтандыру және қалпына келтіру үшін шет ел инвестициясын шақыру шаралары қарастырылған.
Алға қойылған мақсаттарды орындау үшін кен орын игеру жағдайын талдау қажет, ол осы жобада қарастырылған.
1993 жылдан бастап өндірудің төмендеу қарқыны 6-8 есеге ұлғайды. Кен орында орын алған критикалық жағдай жақын жылдарда оның толық тоқталуына әкелуі мүмкін. Қазақстан Республикасының үкіметі қабылдаған Өзен кен орнын қалпына келтіру бойынша жоспар осы кен орындағы өндіруге дейінгі тұрақтандыру және қалпына келтіру үшін шет ел инвестициясын шақыру шаралары қарастырылған.
Алға қойылған мақсаттарды орындау үшін кен орын игеру жағдайын талдау қажет, ол осы жобада қарастырылған.
1. Протокол ГКЗ №7192. 1990г.
2. Уточнение строения залежей нефти на месторождении Узень. Коростышевский М.Н., Попова Л.А. 1990г.
3. Дополнение к технологической схеме разработки месторождение Узень. Минибаева Б., отчет по договору 34/99, фонд «НИПИ Мунайгаз», 2002г.
4. Мұнай және газды өндіріп, өңдеу – Алматы “Альманах”, Нұрсұлтанов Ғ.М., Абайұлданов Қ.Н.,1999ж.
5. Гиматудинова Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений-М., Недра.-1978.
6. Среда Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела – М., Недра-1980.
7. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти – М., Недра – 1967.
8. Тайкулакова Г.С. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов.- Алматы 2000г.
9. Бренц Н.Л., Тищенко В.Е. и др. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности- М.: Недра, 1986г.
10. Охрана труда в нефтяной промышленности. Сулейменов и др., М.: Недра, 1980г.
11. Экологически аудит нефтяного месторождения Узень. ТОО “КАПЭ”, 1997г.
12. Охрана окружающей среды. Степаненко А.С., Москва 2000г.
2. Уточнение строения залежей нефти на месторождении Узень. Коростышевский М.Н., Попова Л.А. 1990г.
3. Дополнение к технологической схеме разработки месторождение Узень. Минибаева Б., отчет по договору 34/99, фонд «НИПИ Мунайгаз», 2002г.
4. Мұнай және газды өндіріп, өңдеу – Алматы “Альманах”, Нұрсұлтанов Ғ.М., Абайұлданов Қ.Н.,1999ж.
5. Гиматудинова Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений-М., Недра.-1978.
6. Среда Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела – М., Недра-1980.
7. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти – М., Недра – 1967.
8. Тайкулакова Г.С. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов.- Алматы 2000г.
9. Бренц Н.Л., Тищенко В.Е. и др. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности- М.: Недра, 1986г.
10. Охрана труда в нефтяной промышленности. Сулейменов и др., М.: Недра, 1980г.
11. Экологически аудит нефтяного месторождения Узень. ТОО “КАПЭ”, 1997г.
12. Охрана окружающей среды. Степаненко А.С., Москва 2000г.
АҢДАТПА
Осы дипломдық жобада 4 негізгі бөлім қарастырылды.
1. Техника-технологиялық бөлім
2. Экономикалық бөлім
3. Еңбекті қорғау бөлімі
4. Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
Техника-технологиялық бөлімде кен орынының геологиялық жағдайы,
штангалы тереңдік сорапты қондырғының құрал – жабдықтары, өндіру
варианттары, штангалы тереңдік сорапты қондырғысын таңдау бойынша есеп
жүргізілді.
Экономикалық бөлімде “Өзенмұнайгаз” ААҚ-ның өндірістік құрылымы, жаңа
технологияларды қолдануға дейін немесе қолданғаннан кейінгі экономикалық
тиімділігін есептеу, іс-шараны жүргізгеннен кейін өндіріс көлемін есептеу
әдістемесі, жаңа технологияларды енгізгеннен кейінгі экономикалық
тиімділікті есептеу қарастырылды.
Еңбекті қорғау бөлімінде штангалы тереңді сорапты пайдаланудың
қауіпсіздігі ашып жазылған.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде штангалы тереңдік сорапты қондырғыны
игеру кезінде топырақтың мұнаймен ластануы қарастырылды.
АННОТАЦИЯ
В данном дипломном проекте рассмотрены 4 части.
1. Технико-технологическая часть
2. Экономическая часть
3. Охрана труда
4. Охрана окружающей среды
В технико-технологической части описаны разделы геологическое
состояние месторождения, оборудавание штанговой глубинной насосной
установки, варианты добычи, расчет выбора штанговой глубинной установки.
В экономической части описаны разделы производственая структура ОАО
“Узеньмунайгаз”, расчет экономической эффективности при использование новой
технологии до внедрения и после внедрения, расчет объема производственной
продукции после внедрения мероприятия, а также расчет экономической
эффективности при внедрени новой технологии.
В разделе охрана труда описана, безопасность эксплуатации штангавого
глубинного насоса .
В разделе охрана окружающей среды описано загрязнение почвы нефтью при
эксплуатации штанговым глубинным насосом.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
1 Техника-технологиялық бөлім
1.1 Өзен кен орын туралы жалпы мағлұмат
1.2 Кен орынның геологиялық құрлымы
1.2.1 Стратиграфиясы
1.2.2 Тектоникасы
1.3 Мұнайгаздылығы
1.4 Өзен кен орыны бойынша XIII горизонттың игеру жүйесінің
жобасы және тарихы
1.5 Өзен кен орынын игеру жағдайын талдау
1.6 XIII горизонттың 2А блогін игерудің негізгі көрсеткіштер динамикасы
1. Өндіру және айдау ұңғылар қорының жағдайы
2. Өзен кен орынында газды өндіру
1.6.3 Қабат қысымын ұстау жүйеснің жағдайы
1.6.4 Мұнай мен газды жинау және дайындау
1.7 Өзен кен орынында ұңғыларды пайдалану тәсілдері және шарттары
1.7.1 Мұнай өндіруде ШТС қондырғысын пайдалану жұмысын
зерттеу және оның құрал-жабдықтары
1.7.2 Штангілі терең сорапқа газдың әсері
1.7.3 Қорғаныш құрылғы
1.7.4 Тереңдік сорапты ұңғыны зерттеу
1.8 Технологиялық есеп
1.8.1 СК-Б-2.1-2500 тереңдік сорапты қондырғының жабдықтарын
есептеу және іріктеу
1.8.2 ШТСҚ-ны есептеу
1.8.3 Айдау тәртібінің параметрлерін таңдау
1.8.4 Штангалық колонканың құрлымын таңдау
1.8.5 ШТСҚ-ны пайдалану көрсеткіштерінің есебі
2 Экономикалық бөлім
2.1 Өзенмұнайгаз ААҚ-ның өндірістік-ұйымдастыру сипаттамасы
2.2 Негізгі және көмекші өндірістің ұйымы
2.3 Жаңа технологияларды қолдануға дейін және қолданғаннан кейінгі
эко-номикалық тиімділікті есептку
2.3.1 Іс-шараларды жүргізгеннен кейін өндіріс өнімінің көлемін
есептеу методикасы
2.3.2 Еңбке-ақы төлеу қорының есебі
2.3.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындар
2.3.4 Көмекші материалдарға кеткен шығындар
2.3.5 Суды дайындауға кеткен технологиялық шығындар
2.3.6 Энергетикалық шығындар
2.3.7 Мұнайды технологиялық дайындауға және тасымалдауға кеткен шығындар
2.3.8 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар
2.3.9 Еңбекақы қорының аударым жарнасы
2.3.10 Басқадай шығындар
2.4 Мұнай өндіруде жаңа техниканы енгізгеннен кейін экономикалық тиімділік
есебі
3 Еңбекті қорғау бөлімі
3.1 ШТСҚ-ны пайдаланғанда техника қауіпсіздігі
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
4.1 Табиғи ортаны қорғау
4.2 Атмосфераға әсері
4.2.1 Гидросфераға әсері
4.2.2 Литосфераға әсері
4.2.3 Мүмкін апаттық жағдайларды бағалау және олардың салдары
4.3 Инженерлік және табиғи қорғау шаралары
4.3.1 Радиациялық қауіпсіздік
Қорытынды
Пайдаланылған әдебиеттер
КІРІСПЕ
1961жылы пайдалануға берілген Өзен кен орны 1975 жылы мұнай
өндірудің ең жоғарғы шегіне жетті. Осыдан кейін алудың төмендеу қосымша
қаржыландыру және материалды техникалық құралдарды жұмылдыру арқылы жаңа
технологиялық шешімдерді енгізуді ұйымдастыру әсерінен тоқтатылды.
Нәтижесінде 1981 жылдан бастап мұнай өндіру қарқынының жылдық төмендеуі 2-
3% деңгейінде тұрақтандырылды. Шаруашылықтың жаңа түрінен аусу
жабдықтарымен қызмет бағаларының бір жағынан және өндірілетін мұнайдың
жіберу бағдарларының екінші жағынан әркелкілену 1976 жылғы кен орындағы
орын алған жағдайды қайталады.
1993 жылдан бастап өндірудің төмендеу қарқыны 6-8 есеге ұлғайды. Кен
орында орын алған критикалық жағдай жақын жылдарда оның толық тоқталуына
әкелуі мүмкін. Қазақстан Республикасының үкіметі қабылдаған Өзен кен орнын
қалпына келтіру бойынша жоспар осы кен орындағы өндіруге дейінгі
тұрақтандыру және қалпына келтіру үшін шет ел инвестициясын шақыру шаралары
қарастырылған.
Алға қойылған мақсаттарды орындау үшін кен орын игеру жағдайын талдау
қажет, ол осы жобада қарастырылған.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Өзен кен орны туралы жалпы мағлұмат
Өзен кен орны Маңғышылақ түбегінің оңтүстік Маңғышылақ деп аталатын
даланың оңтүстігінде орналасқан. Орфаграфиялық жағынан оңтүстік Маңғышылақ
ауданы оңтүстіктен батысқа иілген, теңіз жағынан абсолют өлшемі
солтүстікке қарай +260 метр. Ал оңтүстікке +24 метр болады. Ауданы бедерлі
қиын құрылымды. Өзен ойпатының көлемі 500 километр, солтүстікке, оңтүстік
шығысқа шығыс бөлігі күрт өзгереді. Ойпат түбі терең жыралармен
бөлінген, оның ең төменгі бөлігі +30 метр. Әкімшілік тарапынан кен орны
аймағы Қазақстан Республикалық Маңғыстау облысына кіреді.
Өзен кен орны Ақтау қаласынан 180-200 километр арақашықтықта
орналасқан. Кен орны көп қабатты, күрделі құрылымды. Бор және Юра
шөгінділері қимасында XXV өнімді қабатқа бөлінген.Олардың I-XII
қабаттарында (төменгі бор шөгінділері) стратиграфиялық І қабат және Юра
шөгінділерінен (XII-қабат) тұратын аралас кездесетін құм, аливралит және
газды жыныстардан тұрады. Бұл қабаттардың өткізгіштігі газбен қаныққан
негізгі өнімді қабаттарды, ал XIII-XVIII қабаттар жоғарғы қабатты газда,
XIX-XXV қабаттар төменгі қабатта газда мұнай [2].
Өзен кен орнының мұнайы ерекше қасиеттерімен де белгілі. Оның
құрамында парафин (24%), асфальт, смола сияқты заттар көптеп кездеседі.
Айналаның температурасы 320С ыстықтың өзінде парафин мұнайдан бөлініп шыға
бастайды. Әртүрлі құнарлы қабаттардың мұнайы бір-бірінен көп айырмашылығ
жоқ, жеңіл, меншікті салмағы 0,763-0,777 грсм3 болады.
Аудан климаты континентті, жазы ыстық, ал қысы аз қарлы, желі қатты
боранды. Аудан желді, оның орташа жылдамдығы 6-8 мс. Жауын-шашын аз,
өсімдіктері мен жануарлары мол және олар шөлейтке бейімделген.
Өзен кен орнында қабаты күрделі құрылымды. Бор және Юра шөгінділері
қимасында XXV өнімді қабаттарға бөлінген.Олардың I-XII қабаттары
стратиграфиялық турандық (І қабат), сеноионды (ІІ қабат), альбский (ІІІ-ХІ
қабаттар) және неокольский (ХІІ қабат) тұратын аралас кездесетін құм,
аливралит және газды жыныстардан жатады.
XIII-XVIII негізгі мұнайлы қабаттар Юра жасында мұнайгаздылық
қимасының жоғарғы батысына, жоғарғы сатысына жатады, тереңдігі 1800-1370
метр. Мұнайдың негізгі қоры бар. XIX-XXV өнімді қабатта мұнайгаздылығының
ең төменгі қатарына жатады. Оларда кейде жаппай мұнайлы, мұнайгазды және
газды кеніштер болады.
XIII-XXV – өнімді қабаттарының мұнайлылығының алғашқы нұсқасын
геологиялық және геофизикалық зерттеулер кезінде олардың қозғалыссыз
жағдайда жатқандығы анықталады. XIII-XVIII қабаттардың геологиялық
құрылымының жалпы сипаттамасы жобада берілгенмен тәжірибемен салыстырғанда
аз өзгерген. Қабаттар үшін кейбір берілгендер 1.1 кестеде көрсетілген.
Мұнайгаздылығының төменгі қатарындағы XIX-XXIV өнімді қабаттардың
геологиялық құрылысы, қабаттардың газдылығының жоғары қатардық құрылысы
ерекшеленеді, ал тенентальді құрылысының негізгі қор күрделендіре түседі.
Кесте 1.1 - Жоғарғы қатардың өнімді қабаттарының сипаттамасы
рс Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолют
тереңдегі қалыңды-ғыбелгі
Кеніш Өткізгіш ВНК ГНК
0 1 2 3 4 5 6 7
1 XIII 1080 Терриген 1126
2 XIV 1200 252 1136
3 XV 1200 153 1140
0 1 2 3 4 5 6 7
4 XVI 1240 Қабат cуы 95 1140
5 XVII 1280 242 1141 1036
6 XVIII 1370 178 1145
Мұнайлылықтың төменгі қатардағы мұнай қасиеті купалдан-купалға
өзгереді. Сондықтан әрбір купал бойынша орташа мағына берілген (кесте1.2).
Кесте 1.2 - Төменгі қатардың өнімді қабаттарының сипаттамасы
рсҚабат-таОрташа Түрі Орташа Абсолют белгі
р тереңді- қалыңды-ғы
гі
Кеніш Өткізгіш ВНК ГНК
0 1 2 3 4 5 6 7
1 XIX A 1390 Қабат суы Терригенді 3,3 1372 1143
2 XIX A 1480 Қабат суы Терригенді 1372 1143
3 XIX Б 1490 Газды 3,4
4 XX A 1560 5,2
5 XX Б 1607 Қабат суы 1520
6 XXI A 1640 1569
7 XXI Б 1690 1608
8 XXII A 1730 Терригенді 1533
9 XXII Б 1780 1543
10 XXIII A 1840 1731
11 XXIII Б 1990 1807
1.2 Кен орынның геологиялық құрлымы
Өзен кенорыны Жетібай-Өзен тектоникалық қатпарының солтүстік Өзен-
Қарамандыбас антаклиналь сызығында орналасқан және субшироттық сызыңқы ірі
антиклиналь қатпармен байланысты.
Юра өнімді горизонттар жамылғысы бойынша құрлымның өлшемдері 33х10 км,
ал амплитудасы 175 м-ден (туран жамылғысы бойынша) 300м-ге дейін (келловей
өнімді горизонты бойынша) өзгереді. Өзен қатпары брахиантиклинальді,
асимметриялы ХІІІ горизонты жамылғысы бойынша қатпардың құлау бұрышы
оңтүстік қанатында 60-80, солтүстігінде 10-қа дейін және шығысында 40.
Өлшемі бойынша ірі емес Парсумун күмбезі Өзен құрлымының Оңтүстік
қанатын қиындатады. ХVІІІ горизонттың жамылғысы бойынша көтерілу
амплитудасы30м-ге жетеді, ал соңғы тұйық изгипса-1300 бойынша құрлымның
өлшемдері 2,9х0,9 км құрайды.
1.2.1 Стратиграфиясы
Жер қабатының үздіксіз өсуін, оның пайда болған уақытынан зерттейтін
ғылым стратиграфия деп аталады.
Стратиграфия - (латынша стратюм – төсеніш қабат және графия) гелогия
ғылымының тақ жыныстары қалыптасуының тек еместігін және кеңістіктегі
бастапқы өзара қатынасын зерттеу арқылы бұлардың салыстырмалы жасын
анықтайтын бөлігі. Бұл үшін өткен геологиялық кезеңдер бассейіндерінде
жиылған, шөгінді жыныстар мүмкін болғанша ажыратылып өзгерулері зерттеледі.
Шөгінділер жыныстарының бірдейлілігімен әртүрлілігін анықтаудағы жердегі
органикалық дүние дамуының қайталанбайтынын көрсететін шөгінді жыныстар
қабатына сақталған қазба организмдер құрамының мәні зор қабаттаса жиылған
тау жыныстары жердің табиғи сипатын белгілейді. Ал бұлардың жүйесін,
тәртібін ашатын стратиграфия бүкіл геологиялық геохронологиялық картаның
негізі. Геологиялық карталардың дұрыстылығы, нақтылығы, дәлдігі тез іздеу
мен барлаудың нәтижелілігі, шөгінді жыныстар қабаттарының жеке
шектелінуіне, жыныс қатынастарының толық анықталуына байланысты.
Стратиграфиялық қалыптасу мәселелерін XVII ғасыр ортасында дат ғалымы
Стено зерттейді, жыныс қабаттары тиместігінің заңын ашты. Бұл заң бойынша
бастапқы жатыс қамы бұзылмаған жыныстардағы әрбір төменгі қабат өзінің
жоғарғы қабаттан көнелеп келеді. XVIII ғасырда стратиграфияның негізін
неміс ғалымдары И.Леман, Г.Тюнсель, М.Б.Ломоносов дамытты. XVIII-XIX
ғасырлардың арасында ағылшын инженері У.Смит жыныс қабаттарының
салыстырмалы жасын анықтау үшін бұларды тасқа айналып сақталған организмдер
қалдықтарын зерттеуді ұсынды, яғни қазіргі тең қолданылатын помотоногиялық
(биосаратиграфиялық) әдісінің негізі саналады.
Помотоногиялық әдісті XIX ғасырлардың І жартысында ағылшын ғалымдары
Р.Марчшан, А.Сюжлик біраз дамытты, әсіресе бұған француз ғалымы Ж.Кювьс
организмдердің өзгерулермен көп түрлі дүркінді апаттар нәтижесінде әрбір
апат бұрынғы организмдерді мүлде жойып жібереді, бұлардың орнына кейін
мүлде жаңалары қалыптасады деп түсіндірді. Кювьстің бұл теориясы ғылымға
діни көз қарастардың енуіне, катастрофизмге жол ашты. Халықаралық
конгрестің 1881 жылы Боснияда өткен сессиясында әр ел зерттеушілерінің
деректері негізінде жер тариғындағы жүйелер орналасуының жалпы нұсқасы
қабылданды.
Француз геологы Э.Рювье көптеген өзгерістер мен толықтырулар негізгі
жүйе бөлім ярустан тұратын жынысты хронографты ұсынды.
Биостратиграфиялық тәсілді қолданумен дамытуды Р. Мурчшан,
Ч. Бронер, А. Д. Орбини (Франция), Ф. Альберти, Л. Бан-Бух (неміс) және
тағы басқалар да үлес қосты.
Стратиграфияның бір сапасы жердің шөгінді қабаттарының геологиялық
жасын анықтау мақсаты мен ондағы организм қазба қалдықтарының таралуын
зерттейді. Биостратиграфия әртүрлі жердегі шөгінділерді салыстыра отырып,
қабаттардың жасы туралы аймақты жинала дайындалады. Ол үшін әсіресе
биозоналық деректер дайындалуда. Геологиялық қысқа да қатты жермелік еткен
бірақ кең таралған организмдердің, планетаның қалдықтарын зерттеудің маңызы
үлкен.
Теңіздік құрлықтық шөгінділерді бір-бірінен айыру үшін қазба
өсімдіктерінің тозуы мен сорпасының да едәуір маңызы бар. Полиэкологиялық
әдістердің көмегімен ердеде бір мезгілде бірақ әртүрлі жағдайларда тіршілік
еткен организмдерді ұқсас жағдайда әр мезгілде тіршілік еткен
организмдерден тұрады.
Триас жүйесі
Өзен ауданында ашылған триас шөгіндісі тек 2154-2120 метр тереңдіктен
көтерілген №53 ұңғыма кернеуі анықталады.
Тозаңды жыныс жиынтығында 42-63% жас, 37-56% тозаң.
Триас шөгіндісінің қуаттылығы № ұңғымада 39 метр, ал №53 ұңғымада 58
метр құрайды.
Юра жүйесі
Юра жүйеіндегі қима үш бөлімге бөлінеді. Төменгі Юра, орта Юра,
жоғарғы Юра.
Төменгі Юра шөгіндісі құмтас, аливралит, сазбалшық және оргалиттен
көрінеді. Құмтастар және аливралит, кварц кең дала сипатымен тығыз цемент
телген. Саз балшықтар мен оргалиттер құмтастарға қимасын үш ярусқа бөледі.
Байоск, Аален ярустары.
Байоск ярустары тірегінде жыныстар қалыңырақ келеді, құрамында
құмтасты аливралит және сазбалшық бар. Бұл ярустың қуаттылығы 515-520 метр.
Ален ярусының күйі өте алқындықпен орындалады. Бұл ярус шөгіндісіне
қуатты құмтасты граниттық қалыңдығына байланысты.
Жоғары юра шөгіндісі өзен аудандарында екі ярусқа бөлінеді Миловай
және Оксфорд.
Миловай ярусы сазбалшықты қалың жыныста анықталған, қуаттылығы 110
метр төменгі бөлігінде қатарласқан құмтастар аливралиттер және сазбалшық
орналасқан. Бұл ярусқа XVII және жоғары бөлігі XIX қабатымен ұштастырылған.
Оксворд ярусы сазбалшықты қалың жыныс пен мергилендірілген құрылған,
қуаттылығы 150 метрге дейін [1].
1.2.2 Тектоникасы
Өзен кенорны көп қабатты, күрделі құрылымды. Бор және Юра қимасында
25 өнімді қабаттар бөлінген. Олардың I-XI қабаттары стратеграфиялыққа
туралдыққа (I-қабат) сенамалды (II-қабат), альбекині (III-XI қабат) тұратын
аралас кездесетін құм, алевролит және газды жыныстар жатады. XIII-XVIII
негізгі мұнайлы қабаттар Юра жасанды мұнай газдылық қиманың жоғарғы
сатысына жатады, тереңдігі 1080 – 1370 метр. Бұларда құрамы және қасиеттері
жағынан өте жоғары дәрежеде мұнайдың негізгі қоры бар.
XIX – XXV өнімді қабаттар мұнай газдылығының төменгі қатарына жатады.
Оларды кейде жаппай мұнайлы мұнай – газды және газды кеніштер дейді. XIII-
XVIII қабаттарының мұнайлылығының алғашқы нұсқасын гидрогиологиялық және
геофизикалық зерттеулер кезінде олардың қозғалыссыз жағдайда жатқандығы
анықталды.
XIII-XVIII қабаттардың геологиялық құрылымының жалпы сипаттамасы
жобадағы берілгенмен салыстырғанда аз өзегрген. Қабаттар үшін берілген
кесте 1.3-де көрсетілген.
Мұнай газдылығының төменгі қатарындағы XIX-XXIV өнімді қабаттардың
геологиялық құрылысы қабаттардың газдылығының жоғарғы қатарының құрылысы
ерекшеленеді, актиментальды құрылысының негізгі қорын күрделендіре түседі.
Ал оның Батыс пен Оңтүстік Батыс, Барсымұрын, Шығыс Қарамандыбас
күрделендіре түседі [2].
Кесте 1.3 - Жоғарғы қатардағы өнімді қабаттарының сипаттамасы
РН Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолюттік
орналасу тиімді белгі
тереңдігі қалыңдығы
Кеніш Өткізгіш ВНК ГНК
0 1 2 3 4 5 6 7
1 XIII 1080 Қабат Терригенді 100 1126
суы
2 XIV 1200 253 1136
3 XV 1200 153 1140
4 XVI 1240 195 1140
5 XVII 1280 242 1141 1036
6 XVIII 1370 178 1145
Мұнайлылықтың төменгі қатардағы мұнай қасиеті купалдан купалға
өзгереді. Сондықтан әрбір купал бойынша орташа мағына
берілген
( кесте1.4).
XIX-XXIV қабаттардағы мұнай қабат жағдайында жеңіл, аз тұтқырлықты,
оның газ құрамына орташа мұнайға жақын.
Кесте 1.4 - Төменгі қатардың өнімді қабаттарының сипаттамасы
РН Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолюттік
орналасу тиімді белгі
тереңдігі қалыңдығы
Кеніш Өткізгіш ВНК ГНК
1 XIX 1390 Қабат терригенді 3,3 1150 1153
суы
2 XIX 1480 1372
3 XX 1490 Газды 8,4
4 XX 1560 5,2
5 XXI 1607 Қабат 1520
суы
6 XXI 1640 1569
7 XXII 1690 1608
8 XXII 1730 1533
9 XXIII 1780 1593
10 XXIV 1840 1731
11 XXV 1990 1807
2. Мұнайгаздылығы
2004 жылы Өзен кен орнынан 3606100 тонна мұнай өндірілді. Мұнай
өнімінің қабаттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%) [2].
XVI қабат 10,9, XVII қабат 5,7, XVIII қабат 1,7, қумұрын күмбезі 1,2,
Парсымұрын күмбезі 1,2. 1980 жылдарда Қумұрын солтүстік батыс және
Парсымұрын күмбездерінің өнімді қабаттары қарқындата бұрғыланды. Бұл
олардан мұнай өндірудің 4,66 және 58%-ке өсуіне әсер етті. XIII-XIV
қабаттардан мұнай мен сұйықтың басым бөлігі өндірілді. Олардан өндірілген
өнім барлық кен орнына өнімінің 64%-тін құрайды. Кен орнында қабаттар
бойынша бір өндіру ұңғымасының орташа тәуліктік шығыны мұнай бойынша 3,1-
5,4 тоннатәулік, сұйықтық бойынша 6,7-15,8 тоннатәулік. XIII-XIV қабаттар
айдау ұңғымалары қатарымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір
қабаттаң бөліктері бір-бірімен бастапқы баланстық игерілген қорлармен және
өнімді қабаттарының қасиеттерімен бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді және
сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта өзгереді. 01.01.2004 жылы
мұнай мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ кен орнынан мұнай
негізінен механикалық тәсілмен (97%) өндірілді, терең сорапты (ШТС)
сыртында және газлифт ұңғымаларының қоры барлық өндіру қорының 92% -тін
құрайтынына қарамастан газлифт тәсілмен бірге қорының 16,6%, ал сұйық
өндіру 24%. Бұл газлифт ұңғымасындағы шығынның 3,5 есе көптігі мен
түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын
этан көбейеді. Газды қабаттарды негізінен азот, көмірқышқыл газды қоспасы
бар құрғақ сыртында метан газы кездеседі. Газ тығыздығы
0,562-0,622 кгм3 шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторларының таралуы тиімді. Мұнайлы
қалыңдықтар игеру кешендері және тұтас қабаттар карталары бойынша
анықталады.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне,
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полиметрлік құрамды коллекторға
жатады. Бұл коллектордың осы түрге жатуын межелейтін негізгі фактор
жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын химиялық және
механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95% құраса, ал Өзен кен
орнынан полиметал коллекторларында кварц құрамы 30% шамасында, жыныстарда
кварц құрамы 70% болса минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қаңқа порциясын көбейтуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына соқтырады.
Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30%-ке жетеді. Өткізгіштіктің
салыстырмалы төмен шаралары суға қаныққандықтың жоғары болуы да кішкене
қуыстардың көптігімен түсіндіріледі. Кесте 1.5–те келтірілген.
Кесте 1.5 - Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Рс Қабаттар m, %
1 XIII 21
2 XIV 22
3 XV, XVI 23
4 XVII, XVIII 24
Өткізгіштік өзен кен орны қабат коллекторларының негізгі сипаты. Бұл
шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік геофизикалық материалдар қолданылады.
Өткен жылдары зерттеулері негізінде үлгі тасты талдау бойынша табылған
қабатар өткізгіштігі коэффициентті мен бұл қабаттардың геофизикалық
параметрлері арасында біршама, тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені
анықталды.
Өткізгіштіктің жеке потециалдар мен гамма - әдіс көрсеткіштерімен
байланысы көрсетіледі. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді белгіленген
аймақтарды және тұтас қабаттарды сипаттауға пайдаланылады. Мәліметтерді
арықарай қолдану оңай болу үшін және есептеу операцияларын механикаландыру
үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарда түсірілді. Кейін
ЭЕМ арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі және тұтас қабаттарға
әрбір қабат будақ бойынша статикалық қатарлар мен көрсеткіштер анықталады.
Кесте 1.6 - Бөліктер мен қабаттар бойынша есептеу нәтижелері
Рс Қабаттар Қор, мкм2 Ұңғыма саны h, м, бор, м
жалғасы
1 XIII 0.200 458 10.8
2 XIV 0.290 349 24
3 XV 0.167 373 15.5
4 XVI 0.207 311 18.4
5 XVII 0.76 96 23.4
6 XVIII 0.178 63 19.8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткізгіштіктің
орташа шамасының ауытқулары әрбір қабатқа сипатты. Кесте 1.6-да сондай-ақ
ұңғымалар саны мен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа
арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ қабаттар мен
бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. XIII қабат ең
аз қалыңдықпен сипатталады.
XVI қабат құрлысында белгілі геологиялық заңдылық бар. Ұсақ түйіршікті
құм тастар аливралиттер, саздар эктастардың жұқа қабаттарымен мергерлердің
астарласуы түрлеріндегі анық құрлыс қатарларында қалыңдығы 10-47 метрге
жететін барынша сұрыпталған ортақ және түйіршікті құм тастараймақтары
ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 метр жұқа жолақтар түрінде
біртекті құм тастар үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм2) шамасы мен қабат
коллекторларының қалыңдығының 10-51 метрден 0,5-1,6 метрге күрт азаюы мен
0,05 мкм2. Өткізгіштікті болуымен байланысты қабаттардың негізгі бөлімі мен
нашар гидродинамикалық байланыс сипатты.
Мұнайдың құрамы жөнінде нақтылы қысқа жауап беру қиын. Құрамында
бензин, мазут, май, смола болады. Жалпы жауабы мұнай таза көмірсутектер
ертіндісі және оттегі, азот, күкіртті көмірсутектер ертіндісі болып
есептеледі. Кейінгілер қоспа ретінде емес, күрделі, судағы қант секілді,
ертіндісі болып кездеседі. Мұнайдың құрамы элементтік, топтық және
фракциялық жолмен анықталады.
Мұнайдың элементтік құрамы. Мұнайдың негізінен көміртегі мен сутегінен
құралады. Көміртегі 83-87%, сутегі 11-14% қалған процент бөлігін күкірт,
азот, өттегі өзара бөліседі. Мұнайды жақсақ күлінде сирек кездесетін құнды
металл болады. Металдарды мұнайдан айырып мөлшерін анықтау қиын емес.
Мұнайдың химиялық құрамын молекулада қанша атом қалай орналасқан,
көмірсутегі мен сутегі тіркестерінің түрлері, басқа элементтердің олармен
жалғасуы немесе алмасу жолы белгіленеді.
Мұнайдың топтық құрамы. Мұнайдың топтық құрамы қайнату әдісімен
анықталады. Қайнату жолы екіге бөлінген: 3600С-қа дейін және одан жоғары
температурада қайнату. Бірінші бөлігі негізі таза көмірсутектерінен тұрады.
Екіншісі, 3600С-тан жоғары температурада қайнатылып алынатын бөлігі дара
атомды оттегі, күкірт, азот және аздау дәрежеде көмірсутекті парафиндер
және гибрид көмірсутектері болады.
Мұнайдың фракциялық құрамы. Мұнайдың фракциялық құрамы қайнату
температурасына қарай қосылыстарының бөлінуі арқылы анықталады. Белгілі
температура аралығында қайнап шыққан мұнай бөлік үлесін фракция деп атайды.
Барлық фракциялар қайнап шыққаннан кейінгі мұнай қалдығы мазут болады. Бұл
да фракцияланып майға және смолаға бөлінеді. Мазутты фракциялау процесі жай
атмосфералық қысымда және вакууммда жүргізіледі. Май фракциясынан соляр
майы, ветеран, вазилин, ал смоладан битум немесе қара май алынады.
Мұнайдың химиялық құрылым түрлері. Мұнайдың химимялық құрылымы толық
анықталмаған. Бүгінге дейін мұнайда 425 жеке көмірсутектері және құрамында
азот отттегі бар 380 көмірсутектер анықталып отыр. Қарапайым метан
тізбектері, бензолдың төменгі гомологі, күкіртті қосылыстардан меркаптардан
және төменгі температурада қайнайтын сульфидтер көбірек тексерілген
көмірсутектер. Қосылыстарды мұнайдан тек қана ажырату жолымен алғандықтан,
оның құрамын анықтау қиынға соғуда. Мұнайдың құрылысын ажырату кезінде әр
түрлі реакциялардың нәтижесінде едәуір көп өзгеріске ұшырауы мүмкін.
Мұнайды бөлшек құрамдарға ажыратудың өте ұқыпты жолдары әзірге жоқ.
Мұнайдың физикалық қасиетіне оның иісі, түсі, тығыздығы, тұтқырлығы,
оптикалық белсенділігі, диэлектрлік қасиеті, температурасы, еру және еріту
қасиеттері, сыртбет тартысы т.б. тиісті.
Мұнайдың иісі керосин, бензин иісі тектес, бірақ та оларға түгелдей
ұқсамайтын, жұмсақтау, күрделі ұзақ сақталатын иістің жинағы болып келеді.
Мұнай түсі әртүрлі, мөлдіреген бензин сияқтысынан қара түске дейінгісі
кездеседі. Затқа жұққан шашырандысы қоңыр және көк болып құлпырады. әр
жердің мұнайы әр түсті. Мұнайды аса күлгін жарық сәулесімен қарасақ, ашық
көкшілдеу, қаралау, сарылау, кейде қызыл қоңыр болып, шағылысқан сәулелері
жарқылдайды.
Мұнайдың тағы бір қасиеті оптикалық белсенділігі. Поляризацияланған
сәуле мұнайда оңға да, солға да бұрылады. Мөлдір мұнайдың мұндай қасиеті
болмайды. Тірі табиғаттың бәрінің жарықтық оптикалы белсенділігі болады.
Сондықтан бұл мұнайды органикалық жолмен пайда болды деушілердің бір дәлелі
болып есептеледі. Бірақ та кварц және космостан келген көміртекті материал
хондриттің жарықтық белсенділігі бар. Бұл жағдай мұнайдың органикалық
жаралуына күмән туғызады. Мұнайдың смолалы-асфальт қоспасы көбейген сайын
жарық қабылдау белсенділігі күшейе түседі.
Мұнайдың тығыздығы су тығыздығынан кем болады. Мөлдір мұнайдың
тығыздығы – 0,777,0798, сары түсі – 0,792-0,820, қызыл-қошқыл мұнайдыкі –
0,802-0,840 ттш.м шамасында кездеседі. өте сирек кездесетін тығыздығы
-1,040 ттш.м болатын ауыр мұнайда болады.
Мұнай суда ерімейді, осыған сәйкес су мұнайда да ерімейді. Мұнайда
күкірт, йод, смоланың көпшілігі, каучук ериді. Газдар метан, этан, пропан,
азот, оттегі, сонымен қатар көміртегінің мұнайда шапшаң ериді. Жоғары
жылылықта мұнай металды да ерітеді. Терең ұңғыманың құбыры жоғарғы
температурадан бұзылуы ықтимал. Лигроин мұнайда аз болса да (0,027%) ериді.
Трансформатор майы мұнайдың өнімі бола тұра, күтпеген жерден суды бойына
жеңіл сіңіріп алады.
Мұнайдың меншікті сыртбет тартысы. Су бетіндегі араласпай жүрген мұнай
тамшылары немесе мұнайда араласпай жүрген су көрінісі. Мұнайдың меншікті
сыртбет тартысы бар екенін көрсетеді. Эмульсияның пайда болуы осы күштің
әсері. Үш құрамды эмульсия: су, мұнай және қатты заттардан (құм, саз,
парафин түйіршіктері) құралады. Эмульсия мұнай тазалығын төмендетеді.
Эмульсиялы мұнайдықұбырмен айдау қиынға түседі және құбырдың қабырғасын
тоздырады. Сондықтан, ең алдымен мұнайды тұндыру, жылыту, әр-түрлі реагент
қосу арқылы тазартады.
Тазаланған мұнай және мұнай өнімдері электр тогын өткізбейді. Мұнайдың
диэлектрлік қасиеті ауамен тең, шөлмек және слюданікінен 2-3 есе жоғары.
Мұнайдан сұйық жақсы диэлектрик жасауға болады. Мұнайда электродтардың ара
қашықтығы тек 25 мм болған күнде 25 мың Вольт кернеуіне кедергі бола алады.
Трансформатор майы осының дәлелі. Мұнай және оның өнімдері сақаталатын
темір ыдыста 2 киловольт электр заряды пайда болады, ол қопарылысқа
соқтырады. Резрвуарда, цистернада болатын зарядтарды жерге жіберіп тұру
керек. Бензин тасушысының сүйретіліп жүретін шынжыры сол үшін керек.
Мұнайдың тұтқырлығы. Сұйықтың қозғалысында болатын кедергі күшті оның
тұтқырлығы дейді. Ол температура және қысым мөлшеріне қарай өзгеріп тұрады.
Тұтқырлық жағар майда мәнді келеді.
Газ құрамында жеңіл газдар (метан және этан) көп болған сайын оның
салмағы жеңіл келуімен қатар тез қызу бөледі, ал ауыр газдар құрамында
метан мен этан газ күйінде кездеседі. Пропан мен бутан газ күйінде
кездесседе шамалы қысым арқылы сұйық көмірсутегіне тез айналады.
Газ – көлеміндегі жеңіл және ауыр (пропанның жоғары) көмірсутектерінің
құрамына байланысты – құрғақ және майлы газдар болып екі топқа
бөлінеді.Құрғақ газдар қатарына ауыр көмірсутектерінен арылған, тек қана
метаннан тұратын газдар ғана жатады.
Майлы газдарға ауыр көмірсутектеріне қанық, айыру прцесінде олардан
сұйық газ бен бензинді газдар алуға болатын газдар жатады.
Тәжірибе - өндірісте 1м құрғақ гах құрамында мөлшері 60г-ға дейін
газды бензин болса, ал 1м3 майлы газ құрамында 70г-нан артығырақ газды
бензин кездеседі. Майлы газдар көбінесе жеңіл мұнаймен, құрғақ газдар ауыр
мұнаймен аралас келеді.
Кесте 1.7 - Табиғи газдың физикалық қасиеті
Р-с Газ Форму- Темпера- Қысымы Тығызды- Салмағы
ласы турасы ғы
0 1 2 3 4 5 6
1 Метан СН4 -161,6 45,8 0,7166 16,043
2 Этан С2Н6 -88,7 48,2 1,3561 30,070
3 Пропан С3Н3 -47,7 45,5 2,0193 44,097
4 Бутан С4Н10 11,7 37,0 2,6720 58,124
5 Пентан С5Н12 36,4 33,0 3,2159 72,147
6 Сутегі Н2 -252,7 12,8 0,0899 2,016
7 Оттегі О2 -182,9 49,2 1,4289 32,000
8 Азот N2 -195 33,5 1,2505 28,016
9 Көміртегі СО2 -78,5 73,0 1,9768 44,010
10 Күкіртті
сутегі Н2С -60,7 88,9 1,5392 34,070
4. Өзен кенорыны бойынша XIII горизонттың игеру жүйесінің
жобасы және тарихы
Бүкілодақтың Ғылыми Зерттеу институты құрған игерудің бас нұсқасы
бойынша және мұнай өндірісінің игеру бойынша Орталық комиссияның
бекітіліуімен 1965 жылы Өзен кенорны пайдалануға берілді.
Бас нұсқаның негізгі шарттары мыналар:
1) Төрт ірі обьектілерді шығару: I- обьектіге XIII-XIV горизонттар,
II- обьектіге XV- XVI горизонттар, III-обьектіге XVII горизонт, IV-
обьектке –XVIII- горизонттар қосылған.
2) I, II, III пайдалану обьектілері үшін қабат қысыммен
температурасын ұстау қатаңдығы.
I және II обьектілер үшін бұл шараларды айдау ұңғыларына нұсқа ішімен
ыстық су айдау арқылы жүзеге асырады.Ұңғылардың көлденең орналасу қатарына
құрлым осі сәйкес мұнай кенішінің ені 4км блоктарға бөледі.
3) Өздігінен игерудегі блоктарды бөлу:
I- обьект бойынша -9, II- обьект бойынша -5, III және IV обьектілерде
нұсқа ішімен сулану болмағандықтан болктар бөлінбейді, сондықтан бұл
горизонттардың әр кенішін 1блок ретінде қарастырамыз осылайша 16 блок
белгіленген.
4) I- обьект бойынша әр блокта 5 қатардан орналасқан және II- обьект
бойынша 600х700м және 550х600мсәйкес торы кезінде пайдалану ұңғыларының 7-
қатары, III және IV обьектіде ұңғылар торы 600х750м тең.
I- обьект бойынша пайдалану ұңғыларының жалпы саны -481, айдау -140,
II- обьект бойынша сәйкесінше 228 және 103, III-обьект бойынша -60 және 15,
IV- обьект бойынша -25 пайдалану ұңғысы бар[2].
1972ж ВНИИ директоры профессор Вахитов. ГГ басшылығымен бір топ
мамандары көрсеткендей, бас нұсқа бойынша қабылданған XIII, XIV, XV, және
XVI горизонттар үшін пайдалану обьектілерінің бөлу жүйесі игеруде өнімді
қабаттардың толық қамтылуын қамтамасыз етпейді, олардың саны I- обьектіде
-23 және II- обьектіде -12.Осылайша әр ұңғыға орташа шаққанда I-обьектіге
шамамен 660мың тонна бастапқы алынған мұнай қоры жоғары болады.
Рамашкинский, Арланский, Мухановский және т.б. кенорындарының игеру
тәжірибесі көрсеткендей, бірнеше қабаттарды (5-6) бір обьектегі
біріктіргенде де айдау ұңғыларымен ашылған қабаттарға су айдау жоғары
коэффициентке жетпейді.1 ұңғыға шаққанда бастапқы алынған мұнай қорына
келетін болсақ, мысал ретінде Абдрахмановский және Рамашкинский кен орнының
Шығыс-Сулеевский аймақтарында (олар кейбір жағдайда Өзен кенорының
горизонтарындағы қабаттың біртексіздігінен сәйкес келеді, бірақ
коллектордың орташа жоғары өткізгіштігі бар) олар сәйкесінше 260-280мың
тонна
Коллегия бекіткен және қарастырылғандай, жоғарыда көрсетілген
ұсыныстардың бірі бұл XIII, XIV, XV, XVI горизонттардың әрқайсысына бөлек
өздігінен сулану жүйесін жүргізіп әр горизонтқа бөлек пайдалану ұңғыларын
бұрғылап, I және II обьектілерді ірілендіру керектігін қарастырады.
Орталық коммисияның шешімі бойынша мұнай кенорындарын игеру жобасында
әрбір XIII-XVIII горизонттар игерудің бір обьектісі болып саналады.Соның
ішінде XIII горизонт –I обьект, XIV горизонт – II обьект, XV горизонт –III
обьект, XVI горизонт –IV обьект, XVII горизонт – V обьект және XVIII
горизонт – VI обьект болып орналасқан.
Барлық обьектілер үшн ҚҚҰ мақсатында нұсқа ішімен сулану жүйесі
қарастырылған қабат температурасын ұстау үшін су айдау жобаланған.
XIII горизонтты ені 4 км блоктарға бөлу кезінде айдау ұңғыларына су
айдау жолымен қабат қысымын ұстау жүйесі жеткілікті тиімсіз болды.1971жылы
ВНИИ мен “Мангышлакнефть” қоғаиының бір топ мамандары XIII горизонтты айдау
ұңғыларының көлденең қатары мен ені 2 км блокторға қосымша бөлуді ұсынды
(тек қана ені 2,6, 2,75, және 275 км VIII, IX, X горизонттар блогына тыйым
салынады).
Мұнайлылықтың сыртқы контуры бойынша үлкен ауданды алып жатқан XIII
горизонт үшін айдау ұңғыларының бөлу қатары мен блоктарды номерлациялау
алдын-ала жүргізіледі, және сәйкесінше төмен жатқан горизонттарға
көшіріледі (XIV-XVIII).
XIII горизонт үшін блоктарды былай белгілейді: айдау ұңғыларының
бөлу қатарлары I, Ia, II, IIa, III, IIIa, IV, IVa, V, Va, VI, VIa,
VII, VIII, IX, X цифрлармен (барлығы 16 бөлу қатары).
Ұңғылардың горизонттар бойынша орналасу картасына қарағанда әр блок
батыстан шығысқа айдау ұңғыларының қатарымен, ал солтүстіктен оңтүстікке
мұнайлық контурымен шектелген.Ал гидродинамикалық есептеулер үшін сызық
белгіленген, олардың пайдалану ұңғыларының қатары екі жақты қоректену
кезінде жұмыс жасайды, бөлу қатары арқылы өтетін қоректену контурына айдау
сызығы қабылданады.
Әр блок үшін мұнайлылық контурының есептері ішкі және сыртқы
мұнайлылық контурының арасындағы зоналарда орналасқан ұңғыларды есептеу
әдісі бойынша жүргізіледі.
Әр горизонттың блоктарында пайдалану ұңғысының қатары бар.Блоктардағы
пайдалану ұңғысының қатарындағы горизонттардың саны бөлек ұңғылардың
горизонттарын бұрғылау үшін ұңғы торының тығыздығына байланысты 3-тен 5-ке
дейін өзгеріп отырады.Бұл шығару коэффициентін жоғарлатып, мұнайбергіштікті
көбейтеді.
Жобада негізінен XIII-ші горизонттың пайдалану ұңғысының тығыздығы
бойынша игерудің үш варианты қарастырылған. 1- вариантта көрсетілген әрбір
горизонт үшін бұрғыланған пайдалану және айдау ұңғылары ескерілген, 2-
вариантта бұрғыланған және 1973 жылға дейін бекілтілген жобаланған
ұңғылар,3- вариантта бұрғыланған 1973 жылға дейін бекітілген жобаланған
ұңғылар және қазіргі жобада қосымша бекітілген ұңғылар ескерілген[2].
Ескеру керек, XIII горизонт үшін ұңғылар торының тығыздығы бойынша 2-
вариант деп саналады, бірақ игерудің көрсеткіштерін анықтаған кезде бүкіл
кенорын бойынша 3 вариант қарастырылады. 1.8-кестеде варианттардың
сипаттамасы көрсетілген.
Кесте 1.8 - Горизонттарды игерудің варианты
ГоризВариҰңғылардың Мұнайлық 1 ұңғыға шаққандағы бастапқы
онт ант максималь ауданығаұңғалынған қоры мыңтонна.
саны. .
Гориз
онт
Пайдалану Айдау
Суық су Ыстық су Суық су Ыстық су
айдау айдау айдау айдау кезінде
кезінде кезінде кезінде
XШ 0,23 0,38 192,0 44,2 73,0
Кесте 1.9 - Мұнайбергіштіктің ақырғы өлшемдері
Ұңғыларды бұрғылау және пайдалануға енгізу 2 вариант бойынша 1973 жылы
аяқталды, 1980жылы II вариант бойынша қабат қысымын ұстау жүйесін меңгеру
және 1976 жыл Б варианты бойынша қабат температурасын меңгеру,В варианты
бойынша 1978 жылы меңгеру аяқталды.Мұнай өндірудің максимальді деңгейі 1978
жылы III Б вариант бойынша -12,72 млн тжыл алынды.Бастапқы алынатын қордан
мұнайды алу темпі -2,8% сұйықты өндіру денгейі және су айдаудың көлемі
20,80 млн тжыл және 34,41 млн м3жыл.
Ыстық су айдау үшін сулану жүйесін және бұрғылаудың соңында сұйық пен
мұнай өндірудің деңгейі 11,68 млн тжыл және 23,18 млн тжыл.III Б варианты
бойынша XIII горизонтты игерудің негізгі технологиялық көрсеткіштері.
Ары қарай қабат қысымын ұстау жүйесін суық су айдау жолымен жүзеге
асыру (вариант IIIА кезінде мұнай өндірудің жылдық денгейі) 12,43-тен күрт
8,95 млн т түсіп кетеді.III В вариант бойынша суық су айдауды ыстық су
айдауға ауыстыру уақыты бойынша мұнайды алу 1979 жылы максимальді деңгейге
жетеді.
Игеру кезінде бүкіл кен орын үшін мұнайбергіштің коэффициенті суық су
айдаған жағдайда -0,36 тең ыстық су айдағанда -0,45тең. Мұнайбергіштіктің
0,45 ақырғы коэффициентіне жету үшін игеру уақытын ұзартады.Оны қысқарту
үшін игерудің жаңа әдістерін зерттеп және игерудің қарқынды жүйесіне ауысуы
керек.(аймақтық, таңдаулы және т.б.)Игерудің технологиялық көрсеткіштерінің
кестесінде мұнай алудың темпі А вариантының I-III вариантында ыстық су
айдау кезінде алынатын қорға байланыстылығын ескеру қажет [3].
1.5 Өзен кенорын игеру жағдайын талдау
01.01.2004 жылдың жағдайы бойынша кенорынан 196,35% баланстық қордан
және алынатын қордан 5,600 млн.тн мұнай алынды, сәйкесінше өндірілген
мұнайдың сулануы 80,3%, ұңғы қорының сулануы 12% құрады.Бастапқы өндірістік
кенорынды игеруде (1965) мұнай өндіру жылдан жылға қарқымды өсіп
отырды.Мұнай өндірудің максимальді деңгейі 1972 жылы 2млн тннаға жетті.1975
жылы мұнай өндірудің максимальді шегі 16,249 мың тн жетті.
17 жыл игерілгеннен кейін 1992жылы күрт және глобальды құлдырау
кезеңі өтті.1995-1997 жылдары мұнай өндірудің төмендеуі жылына 50-100 мың
тоннаға дейін азайып отырды.1998 жылы мұнайдың күрт сулануы салдарынан
жылына 70% және ұңғыалрдағы мұнай шығымның күрт төмендеуі, орташа 4,7 ттәу
жылына 1-2,4 мың тонна мұнай өндіру төмендей бастады 1.10 кестеде
көрсетілген.
Мұнай өндірудің төмендеу темпін азайтуға кенорында мұнайбергіштікті
көбейту үшін толықтай жаңа технологияны қолдану арқасында қол
жеткізді,олардың ішіне: ошақты таңдалуы суландыру, сатылы-терминальды
суландыру (СТС), су ертінділерін айдау БӘЗ, резервтегі ұңғыларды бұрғылау
жатады.
1998 жылы 2915,9 мың тн. Мұнай өндірілді,1997 жылға қарағанда 152 мың
тоннаға аз. Мұндай болу себебі 1998 жылы материалды-техникалық жабықтау,
өндірісті қаржылай қамтамасыз ету және т.б.күрт төмендеп кетті.
Қазіргі кезде Өзен кенорынын игеру айтарлықтай қиын
жағдайда.Кенорынның табиғи геологиялық ерекшеліктеріне дамушы елдерде
Тәуелсіз Мемлекеттер Достастығы (ТМД) жекеменшік кәсіпкерлердің формасының
өзгеруі әдісімен, осы төлемдердің артынан барлық елдердегі мұнай
индустриясының техникалық базасының глобальды құлдырауына әкеліп соқтырды.
Сол үшін осы уақыттан бастап кенорында мұнай өндіру бірқалыпты ұстау
бойынша барлық жұмыстар күрт қысқарып кетті.Ұңғыларды бұрғылау екі есеге
қысқарды, беттік әрекеттік заттар айдау тоқтатылды, мұнай өнеркәсібіндегі
барлық обьектілеріне жөндеу жүргізу көлемі азайды.
Жоғарыда белгіленгендей, 1994-2000 жылдар аралығындағы мұнай өндіру
динамикасының төмендеуі негіз және себепші болды.
Елдегі экономикалық жағдайдың бірден төмендеуі 1992 жылы басталды,
осыған байланысты өндірістің барлық саласында, соның ішінде Өзен
кенорындағы мұнай өндіру өнеркәсібі де кіреді. 1.1, 1.2 суретте
көрсетілген.
1.6 XIII горизонтының 2А блогын игерудің негізгі көрсеткіштер
динамикаcы
01.01.2004 жылы игерудің негізгі көрсеткіштері бойынша қабаттан
-900,313 мың тонна мұнай және 3012,2 мың тонна сұйықтық өндірілді.
Баланстық қордан 12,4144 мың тонна, алынатын қордан 42847 мың тонна
өндірілді.Мұнайдың сулануы -80%.Сулану ұңғыларының қоры 46.
Барлық бұрғыланған ұңғылар -1630. Жойылған ұңғылар -153.
1998-жылғы әрекеттегі өндіруші ұңғылар -443, әрекеттегі айдау ұңғылары
-141. Қалған ұңғылар әрекетсіз күйде. Кесте 1.11 көрсетілген.
Ұңғылардың орташа 4 ттәу құрайды.Қабат қысымы 10,2 МПа. Бірақ қабат
қысымының төмендеу салдарынан мұнай шығымы айтарлықтай төмендей
бастады.1996 жылдан 1997 жылға дейінмұнай шығымы 5,1ттәу-тен 3,8 ттәу
дейін төмендейді.Сонымен бірге бастапқы қабат қысымы 10,4 МПа-дан 9,8 МПа
дейін төмендеді.Қысымның төмендеуі қабат қысымын ұстау жүйесі құрлысының
тоқтау салдарынан болып отыр.1997 жылы минимальді түп қысымы 9,8 МПа.Нақты
таралу қысымы аймақтық сипатқа ие.
Қысымның айтарлықтай төмендеуі мұнайды қарқынды алу аймағында болады,
қабаттың өнімділік бөлігінің көп мөлшері, арнайы зерттеулер көрсеткендей
бұл аймақтарда пьезоөткізгіштік, өнімділік қабаттардағы өткізгіштік күрт
төмендейді.Қабат қысымының төмендеуіне байланысты бұрғыланған ұңғыларды
енгізу азайады,осы уақытқа дейін генеральді сызба бойынша жобадағы барлық
ұңғыларға тәжірибелік бұрғылау жүргізіледі.Олар 481 өндіруші, 140 айдау
ұңғылары, олар 1.4 суретте көрсетілген.
1996-1997 жыладры тоқтап қалған ұңғылар саны күрт өсті және сол
себепті су айдаудың өсуі 1998 жылы 1,2 мың м3 өндіріске еш әсерін
тигізбеді, зерттеулер көрсеткендей, әрбір екінші ұңғы жұмыс
жасайды.Қиыншылықты екі жолмен шешуге болады, ұңғы шығымын жоғарлату керек
немесе мұнай желісінің ұзындығын қысқарту қажет, сонымен бірге бір уақытта
топтық қондырғылар санын көбейту керек, екінші жағайда игеру жүйесін
ауыстыруға тура келеді –ұңғы торларын тығыз орналастыру, қатты емес құмайт
жағдайында пайдалану процесінде төмендейтін фильтрациялық мүмкіншілігі, түп
аймақты міндетті түрде бекіту кіреді.
Бұл жағдайда ұңғы кострукциясына қабата гидравикалық жару жұмыстарын
жүргізу мүмкіндігі, сол мезетте пайдалануға қоспастан алды, бұрғылау
біткенен кейін контрукция сапалы цементтеуді және қабатқа гидрожару
жүргізілгенен кейін салыстырмалы жоғарғы шығымды қамтамасыз етуі керек.
Ұңғыға міндетті түрде массивтігидрожару жүргізу керек.Қабатқа жасанды
жоғарлатылған өткізгіштік тудыру мақсатында ұңғыға міндетті түрде массивті
гидрожару жүргізу керек және коллектордың полимикті құмтасына қарағанда
созылмалыны (прояженности) оданда қатты материалдан дайындалған дұрыс.
Осылайша 46 млн тн мұнай алынуы, мұны іске асыру өте қиын,кеніште қалған
мұнай 23 бөлігінің ауданын қамтып жатыр. Қалған мұнай қорын шығару
үшін,өндірістік сынақтан кейін жаңа технологияларды міндетті түрде қолдануы
тиіс.
01.01.2004 жылдың жағдайы бойынша 2а блоктан 60,899 мың т. мұнай және
400,2 мың т. сұйықтық өндірілді. 2а блогының ағымдағы игеру жағдайының
жақсаруы айдау ұңғыларының жоғары қабылдағыштығына байланысты.
1.6.1 Өндіру және айдау ұңғылар қорының күйі
2003 жылы Өзен және Қараманды бас кен орындары бойынша орта
тәуіліктің мұнай өндірудің 7987 ттәу, сұйықтың 25305 ттәу, тәуліктік су
айдау 52180 м3с құрады.
1.01.03 жылы мұнай өндірудің қоры 275845 мың тонна сұйықтың 54649 мың
тонна, су айдау 970946,7 ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Осы дипломдық жобада 4 негізгі бөлім қарастырылды.
1. Техника-технологиялық бөлім
2. Экономикалық бөлім
3. Еңбекті қорғау бөлімі
4. Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
Техника-технологиялық бөлімде кен орынының геологиялық жағдайы,
штангалы тереңдік сорапты қондырғының құрал – жабдықтары, өндіру
варианттары, штангалы тереңдік сорапты қондырғысын таңдау бойынша есеп
жүргізілді.
Экономикалық бөлімде “Өзенмұнайгаз” ААҚ-ның өндірістік құрылымы, жаңа
технологияларды қолдануға дейін немесе қолданғаннан кейінгі экономикалық
тиімділігін есептеу, іс-шараны жүргізгеннен кейін өндіріс көлемін есептеу
әдістемесі, жаңа технологияларды енгізгеннен кейінгі экономикалық
тиімділікті есептеу қарастырылды.
Еңбекті қорғау бөлімінде штангалы тереңді сорапты пайдаланудың
қауіпсіздігі ашып жазылған.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде штангалы тереңдік сорапты қондырғыны
игеру кезінде топырақтың мұнаймен ластануы қарастырылды.
АННОТАЦИЯ
В данном дипломном проекте рассмотрены 4 части.
1. Технико-технологическая часть
2. Экономическая часть
3. Охрана труда
4. Охрана окружающей среды
В технико-технологической части описаны разделы геологическое
состояние месторождения, оборудавание штанговой глубинной насосной
установки, варианты добычи, расчет выбора штанговой глубинной установки.
В экономической части описаны разделы производственая структура ОАО
“Узеньмунайгаз”, расчет экономической эффективности при использование новой
технологии до внедрения и после внедрения, расчет объема производственной
продукции после внедрения мероприятия, а также расчет экономической
эффективности при внедрени новой технологии.
В разделе охрана труда описана, безопасность эксплуатации штангавого
глубинного насоса .
В разделе охрана окружающей среды описано загрязнение почвы нефтью при
эксплуатации штанговым глубинным насосом.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
1 Техника-технологиялық бөлім
1.1 Өзен кен орын туралы жалпы мағлұмат
1.2 Кен орынның геологиялық құрлымы
1.2.1 Стратиграфиясы
1.2.2 Тектоникасы
1.3 Мұнайгаздылығы
1.4 Өзен кен орыны бойынша XIII горизонттың игеру жүйесінің
жобасы және тарихы
1.5 Өзен кен орынын игеру жағдайын талдау
1.6 XIII горизонттың 2А блогін игерудің негізгі көрсеткіштер динамикасы
1. Өндіру және айдау ұңғылар қорының жағдайы
2. Өзен кен орынында газды өндіру
1.6.3 Қабат қысымын ұстау жүйеснің жағдайы
1.6.4 Мұнай мен газды жинау және дайындау
1.7 Өзен кен орынында ұңғыларды пайдалану тәсілдері және шарттары
1.7.1 Мұнай өндіруде ШТС қондырғысын пайдалану жұмысын
зерттеу және оның құрал-жабдықтары
1.7.2 Штангілі терең сорапқа газдың әсері
1.7.3 Қорғаныш құрылғы
1.7.4 Тереңдік сорапты ұңғыны зерттеу
1.8 Технологиялық есеп
1.8.1 СК-Б-2.1-2500 тереңдік сорапты қондырғының жабдықтарын
есептеу және іріктеу
1.8.2 ШТСҚ-ны есептеу
1.8.3 Айдау тәртібінің параметрлерін таңдау
1.8.4 Штангалық колонканың құрлымын таңдау
1.8.5 ШТСҚ-ны пайдалану көрсеткіштерінің есебі
2 Экономикалық бөлім
2.1 Өзенмұнайгаз ААҚ-ның өндірістік-ұйымдастыру сипаттамасы
2.2 Негізгі және көмекші өндірістің ұйымы
2.3 Жаңа технологияларды қолдануға дейін және қолданғаннан кейінгі
эко-номикалық тиімділікті есептку
2.3.1 Іс-шараларды жүргізгеннен кейін өндіріс өнімінің көлемін
есептеу методикасы
2.3.2 Еңбке-ақы төлеу қорының есебі
2.3.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындар
2.3.4 Көмекші материалдарға кеткен шығындар
2.3.5 Суды дайындауға кеткен технологиялық шығындар
2.3.6 Энергетикалық шығындар
2.3.7 Мұнайды технологиялық дайындауға және тасымалдауға кеткен шығындар
2.3.8 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар
2.3.9 Еңбекақы қорының аударым жарнасы
2.3.10 Басқадай шығындар
2.4 Мұнай өндіруде жаңа техниканы енгізгеннен кейін экономикалық тиімділік
есебі
3 Еңбекті қорғау бөлімі
3.1 ШТСҚ-ны пайдаланғанда техника қауіпсіздігі
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
4.1 Табиғи ортаны қорғау
4.2 Атмосфераға әсері
4.2.1 Гидросфераға әсері
4.2.2 Литосфераға әсері
4.2.3 Мүмкін апаттық жағдайларды бағалау және олардың салдары
4.3 Инженерлік және табиғи қорғау шаралары
4.3.1 Радиациялық қауіпсіздік
Қорытынды
Пайдаланылған әдебиеттер
КІРІСПЕ
1961жылы пайдалануға берілген Өзен кен орны 1975 жылы мұнай
өндірудің ең жоғарғы шегіне жетті. Осыдан кейін алудың төмендеу қосымша
қаржыландыру және материалды техникалық құралдарды жұмылдыру арқылы жаңа
технологиялық шешімдерді енгізуді ұйымдастыру әсерінен тоқтатылды.
Нәтижесінде 1981 жылдан бастап мұнай өндіру қарқынының жылдық төмендеуі 2-
3% деңгейінде тұрақтандырылды. Шаруашылықтың жаңа түрінен аусу
жабдықтарымен қызмет бағаларының бір жағынан және өндірілетін мұнайдың
жіберу бағдарларының екінші жағынан әркелкілену 1976 жылғы кен орындағы
орын алған жағдайды қайталады.
1993 жылдан бастап өндірудің төмендеу қарқыны 6-8 есеге ұлғайды. Кен
орында орын алған критикалық жағдай жақын жылдарда оның толық тоқталуына
әкелуі мүмкін. Қазақстан Республикасының үкіметі қабылдаған Өзен кен орнын
қалпына келтіру бойынша жоспар осы кен орындағы өндіруге дейінгі
тұрақтандыру және қалпына келтіру үшін шет ел инвестициясын шақыру шаралары
қарастырылған.
Алға қойылған мақсаттарды орындау үшін кен орын игеру жағдайын талдау
қажет, ол осы жобада қарастырылған.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Өзен кен орны туралы жалпы мағлұмат
Өзен кен орны Маңғышылақ түбегінің оңтүстік Маңғышылақ деп аталатын
даланың оңтүстігінде орналасқан. Орфаграфиялық жағынан оңтүстік Маңғышылақ
ауданы оңтүстіктен батысқа иілген, теңіз жағынан абсолют өлшемі
солтүстікке қарай +260 метр. Ал оңтүстікке +24 метр болады. Ауданы бедерлі
қиын құрылымды. Өзен ойпатының көлемі 500 километр, солтүстікке, оңтүстік
шығысқа шығыс бөлігі күрт өзгереді. Ойпат түбі терең жыралармен
бөлінген, оның ең төменгі бөлігі +30 метр. Әкімшілік тарапынан кен орны
аймағы Қазақстан Республикалық Маңғыстау облысына кіреді.
Өзен кен орны Ақтау қаласынан 180-200 километр арақашықтықта
орналасқан. Кен орны көп қабатты, күрделі құрылымды. Бор және Юра
шөгінділері қимасында XXV өнімді қабатқа бөлінген.Олардың I-XII
қабаттарында (төменгі бор шөгінділері) стратиграфиялық І қабат және Юра
шөгінділерінен (XII-қабат) тұратын аралас кездесетін құм, аливралит және
газды жыныстардан тұрады. Бұл қабаттардың өткізгіштігі газбен қаныққан
негізгі өнімді қабаттарды, ал XIII-XVIII қабаттар жоғарғы қабатты газда,
XIX-XXV қабаттар төменгі қабатта газда мұнай [2].
Өзен кен орнының мұнайы ерекше қасиеттерімен де белгілі. Оның
құрамында парафин (24%), асфальт, смола сияқты заттар көптеп кездеседі.
Айналаның температурасы 320С ыстықтың өзінде парафин мұнайдан бөлініп шыға
бастайды. Әртүрлі құнарлы қабаттардың мұнайы бір-бірінен көп айырмашылығ
жоқ, жеңіл, меншікті салмағы 0,763-0,777 грсм3 болады.
Аудан климаты континентті, жазы ыстық, ал қысы аз қарлы, желі қатты
боранды. Аудан желді, оның орташа жылдамдығы 6-8 мс. Жауын-шашын аз,
өсімдіктері мен жануарлары мол және олар шөлейтке бейімделген.
Өзен кен орнында қабаты күрделі құрылымды. Бор және Юра шөгінділері
қимасында XXV өнімді қабаттарға бөлінген.Олардың I-XII қабаттары
стратиграфиялық турандық (І қабат), сеноионды (ІІ қабат), альбский (ІІІ-ХІ
қабаттар) және неокольский (ХІІ қабат) тұратын аралас кездесетін құм,
аливралит және газды жыныстардан жатады.
XIII-XVIII негізгі мұнайлы қабаттар Юра жасында мұнайгаздылық
қимасының жоғарғы батысына, жоғарғы сатысына жатады, тереңдігі 1800-1370
метр. Мұнайдың негізгі қоры бар. XIX-XXV өнімді қабатта мұнайгаздылығының
ең төменгі қатарына жатады. Оларда кейде жаппай мұнайлы, мұнайгазды және
газды кеніштер болады.
XIII-XXV – өнімді қабаттарының мұнайлылығының алғашқы нұсқасын
геологиялық және геофизикалық зерттеулер кезінде олардың қозғалыссыз
жағдайда жатқандығы анықталады. XIII-XVIII қабаттардың геологиялық
құрылымының жалпы сипаттамасы жобада берілгенмен тәжірибемен салыстырғанда
аз өзгерген. Қабаттар үшін кейбір берілгендер 1.1 кестеде көрсетілген.
Мұнайгаздылығының төменгі қатарындағы XIX-XXIV өнімді қабаттардың
геологиялық құрылысы, қабаттардың газдылығының жоғары қатардық құрылысы
ерекшеленеді, ал тенентальді құрылысының негізгі қор күрделендіре түседі.
Кесте 1.1 - Жоғарғы қатардың өнімді қабаттарының сипаттамасы
рс Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолют
тереңдегі қалыңды-ғыбелгі
Кеніш Өткізгіш ВНК ГНК
0 1 2 3 4 5 6 7
1 XIII 1080 Терриген 1126
2 XIV 1200 252 1136
3 XV 1200 153 1140
0 1 2 3 4 5 6 7
4 XVI 1240 Қабат cуы 95 1140
5 XVII 1280 242 1141 1036
6 XVIII 1370 178 1145
Мұнайлылықтың төменгі қатардағы мұнай қасиеті купалдан-купалға
өзгереді. Сондықтан әрбір купал бойынша орташа мағына берілген (кесте1.2).
Кесте 1.2 - Төменгі қатардың өнімді қабаттарының сипаттамасы
рсҚабат-таОрташа Түрі Орташа Абсолют белгі
р тереңді- қалыңды-ғы
гі
Кеніш Өткізгіш ВНК ГНК
0 1 2 3 4 5 6 7
1 XIX A 1390 Қабат суы Терригенді 3,3 1372 1143
2 XIX A 1480 Қабат суы Терригенді 1372 1143
3 XIX Б 1490 Газды 3,4
4 XX A 1560 5,2
5 XX Б 1607 Қабат суы 1520
6 XXI A 1640 1569
7 XXI Б 1690 1608
8 XXII A 1730 Терригенді 1533
9 XXII Б 1780 1543
10 XXIII A 1840 1731
11 XXIII Б 1990 1807
1.2 Кен орынның геологиялық құрлымы
Өзен кенорыны Жетібай-Өзен тектоникалық қатпарының солтүстік Өзен-
Қарамандыбас антаклиналь сызығында орналасқан және субшироттық сызыңқы ірі
антиклиналь қатпармен байланысты.
Юра өнімді горизонттар жамылғысы бойынша құрлымның өлшемдері 33х10 км,
ал амплитудасы 175 м-ден (туран жамылғысы бойынша) 300м-ге дейін (келловей
өнімді горизонты бойынша) өзгереді. Өзен қатпары брахиантиклинальді,
асимметриялы ХІІІ горизонты жамылғысы бойынша қатпардың құлау бұрышы
оңтүстік қанатында 60-80, солтүстігінде 10-қа дейін және шығысында 40.
Өлшемі бойынша ірі емес Парсумун күмбезі Өзен құрлымының Оңтүстік
қанатын қиындатады. ХVІІІ горизонттың жамылғысы бойынша көтерілу
амплитудасы30м-ге жетеді, ал соңғы тұйық изгипса-1300 бойынша құрлымның
өлшемдері 2,9х0,9 км құрайды.
1.2.1 Стратиграфиясы
Жер қабатының үздіксіз өсуін, оның пайда болған уақытынан зерттейтін
ғылым стратиграфия деп аталады.
Стратиграфия - (латынша стратюм – төсеніш қабат және графия) гелогия
ғылымының тақ жыныстары қалыптасуының тек еместігін және кеңістіктегі
бастапқы өзара қатынасын зерттеу арқылы бұлардың салыстырмалы жасын
анықтайтын бөлігі. Бұл үшін өткен геологиялық кезеңдер бассейіндерінде
жиылған, шөгінді жыныстар мүмкін болғанша ажыратылып өзгерулері зерттеледі.
Шөгінділер жыныстарының бірдейлілігімен әртүрлілігін анықтаудағы жердегі
органикалық дүние дамуының қайталанбайтынын көрсететін шөгінді жыныстар
қабатына сақталған қазба организмдер құрамының мәні зор қабаттаса жиылған
тау жыныстары жердің табиғи сипатын белгілейді. Ал бұлардың жүйесін,
тәртібін ашатын стратиграфия бүкіл геологиялық геохронологиялық картаның
негізі. Геологиялық карталардың дұрыстылығы, нақтылығы, дәлдігі тез іздеу
мен барлаудың нәтижелілігі, шөгінді жыныстар қабаттарының жеке
шектелінуіне, жыныс қатынастарының толық анықталуына байланысты.
Стратиграфиялық қалыптасу мәселелерін XVII ғасыр ортасында дат ғалымы
Стено зерттейді, жыныс қабаттары тиместігінің заңын ашты. Бұл заң бойынша
бастапқы жатыс қамы бұзылмаған жыныстардағы әрбір төменгі қабат өзінің
жоғарғы қабаттан көнелеп келеді. XVIII ғасырда стратиграфияның негізін
неміс ғалымдары И.Леман, Г.Тюнсель, М.Б.Ломоносов дамытты. XVIII-XIX
ғасырлардың арасында ағылшын инженері У.Смит жыныс қабаттарының
салыстырмалы жасын анықтау үшін бұларды тасқа айналып сақталған организмдер
қалдықтарын зерттеуді ұсынды, яғни қазіргі тең қолданылатын помотоногиялық
(биосаратиграфиялық) әдісінің негізі саналады.
Помотоногиялық әдісті XIX ғасырлардың І жартысында ағылшын ғалымдары
Р.Марчшан, А.Сюжлик біраз дамытты, әсіресе бұған француз ғалымы Ж.Кювьс
организмдердің өзгерулермен көп түрлі дүркінді апаттар нәтижесінде әрбір
апат бұрынғы организмдерді мүлде жойып жібереді, бұлардың орнына кейін
мүлде жаңалары қалыптасады деп түсіндірді. Кювьстің бұл теориясы ғылымға
діни көз қарастардың енуіне, катастрофизмге жол ашты. Халықаралық
конгрестің 1881 жылы Боснияда өткен сессиясында әр ел зерттеушілерінің
деректері негізінде жер тариғындағы жүйелер орналасуының жалпы нұсқасы
қабылданды.
Француз геологы Э.Рювье көптеген өзгерістер мен толықтырулар негізгі
жүйе бөлім ярустан тұратын жынысты хронографты ұсынды.
Биостратиграфиялық тәсілді қолданумен дамытуды Р. Мурчшан,
Ч. Бронер, А. Д. Орбини (Франция), Ф. Альберти, Л. Бан-Бух (неміс) және
тағы басқалар да үлес қосты.
Стратиграфияның бір сапасы жердің шөгінді қабаттарының геологиялық
жасын анықтау мақсаты мен ондағы организм қазба қалдықтарының таралуын
зерттейді. Биостратиграфия әртүрлі жердегі шөгінділерді салыстыра отырып,
қабаттардың жасы туралы аймақты жинала дайындалады. Ол үшін әсіресе
биозоналық деректер дайындалуда. Геологиялық қысқа да қатты жермелік еткен
бірақ кең таралған организмдердің, планетаның қалдықтарын зерттеудің маңызы
үлкен.
Теңіздік құрлықтық шөгінділерді бір-бірінен айыру үшін қазба
өсімдіктерінің тозуы мен сорпасының да едәуір маңызы бар. Полиэкологиялық
әдістердің көмегімен ердеде бір мезгілде бірақ әртүрлі жағдайларда тіршілік
еткен организмдерді ұқсас жағдайда әр мезгілде тіршілік еткен
организмдерден тұрады.
Триас жүйесі
Өзен ауданында ашылған триас шөгіндісі тек 2154-2120 метр тереңдіктен
көтерілген №53 ұңғыма кернеуі анықталады.
Тозаңды жыныс жиынтығында 42-63% жас, 37-56% тозаң.
Триас шөгіндісінің қуаттылығы № ұңғымада 39 метр, ал №53 ұңғымада 58
метр құрайды.
Юра жүйесі
Юра жүйеіндегі қима үш бөлімге бөлінеді. Төменгі Юра, орта Юра,
жоғарғы Юра.
Төменгі Юра шөгіндісі құмтас, аливралит, сазбалшық және оргалиттен
көрінеді. Құмтастар және аливралит, кварц кең дала сипатымен тығыз цемент
телген. Саз балшықтар мен оргалиттер құмтастарға қимасын үш ярусқа бөледі.
Байоск, Аален ярустары.
Байоск ярустары тірегінде жыныстар қалыңырақ келеді, құрамында
құмтасты аливралит және сазбалшық бар. Бұл ярустың қуаттылығы 515-520 метр.
Ален ярусының күйі өте алқындықпен орындалады. Бұл ярус шөгіндісіне
қуатты құмтасты граниттық қалыңдығына байланысты.
Жоғары юра шөгіндісі өзен аудандарында екі ярусқа бөлінеді Миловай
және Оксфорд.
Миловай ярусы сазбалшықты қалың жыныста анықталған, қуаттылығы 110
метр төменгі бөлігінде қатарласқан құмтастар аливралиттер және сазбалшық
орналасқан. Бұл ярусқа XVII және жоғары бөлігі XIX қабатымен ұштастырылған.
Оксворд ярусы сазбалшықты қалың жыныс пен мергилендірілген құрылған,
қуаттылығы 150 метрге дейін [1].
1.2.2 Тектоникасы
Өзен кенорны көп қабатты, күрделі құрылымды. Бор және Юра қимасында
25 өнімді қабаттар бөлінген. Олардың I-XI қабаттары стратеграфиялыққа
туралдыққа (I-қабат) сенамалды (II-қабат), альбекині (III-XI қабат) тұратын
аралас кездесетін құм, алевролит және газды жыныстар жатады. XIII-XVIII
негізгі мұнайлы қабаттар Юра жасанды мұнай газдылық қиманың жоғарғы
сатысына жатады, тереңдігі 1080 – 1370 метр. Бұларда құрамы және қасиеттері
жағынан өте жоғары дәрежеде мұнайдың негізгі қоры бар.
XIX – XXV өнімді қабаттар мұнай газдылығының төменгі қатарына жатады.
Оларды кейде жаппай мұнайлы мұнай – газды және газды кеніштер дейді. XIII-
XVIII қабаттарының мұнайлылығының алғашқы нұсқасын гидрогиологиялық және
геофизикалық зерттеулер кезінде олардың қозғалыссыз жағдайда жатқандығы
анықталды.
XIII-XVIII қабаттардың геологиялық құрылымының жалпы сипаттамасы
жобадағы берілгенмен салыстырғанда аз өзегрген. Қабаттар үшін берілген
кесте 1.3-де көрсетілген.
Мұнай газдылығының төменгі қатарындағы XIX-XXIV өнімді қабаттардың
геологиялық құрылысы қабаттардың газдылығының жоғарғы қатарының құрылысы
ерекшеленеді, актиментальды құрылысының негізгі қорын күрделендіре түседі.
Ал оның Батыс пен Оңтүстік Батыс, Барсымұрын, Шығыс Қарамандыбас
күрделендіре түседі [2].
Кесте 1.3 - Жоғарғы қатардағы өнімді қабаттарының сипаттамасы
РН Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолюттік
орналасу тиімді белгі
тереңдігі қалыңдығы
Кеніш Өткізгіш ВНК ГНК
0 1 2 3 4 5 6 7
1 XIII 1080 Қабат Терригенді 100 1126
суы
2 XIV 1200 253 1136
3 XV 1200 153 1140
4 XVI 1240 195 1140
5 XVII 1280 242 1141 1036
6 XVIII 1370 178 1145
Мұнайлылықтың төменгі қатардағы мұнай қасиеті купалдан купалға
өзгереді. Сондықтан әрбір купал бойынша орташа мағына
берілген
( кесте1.4).
XIX-XXIV қабаттардағы мұнай қабат жағдайында жеңіл, аз тұтқырлықты,
оның газ құрамына орташа мұнайға жақын.
Кесте 1.4 - Төменгі қатардың өнімді қабаттарының сипаттамасы
РН Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолюттік
орналасу тиімді белгі
тереңдігі қалыңдығы
Кеніш Өткізгіш ВНК ГНК
1 XIX 1390 Қабат терригенді 3,3 1150 1153
суы
2 XIX 1480 1372
3 XX 1490 Газды 8,4
4 XX 1560 5,2
5 XXI 1607 Қабат 1520
суы
6 XXI 1640 1569
7 XXII 1690 1608
8 XXII 1730 1533
9 XXIII 1780 1593
10 XXIV 1840 1731
11 XXV 1990 1807
2. Мұнайгаздылығы
2004 жылы Өзен кен орнынан 3606100 тонна мұнай өндірілді. Мұнай
өнімінің қабаттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%) [2].
XVI қабат 10,9, XVII қабат 5,7, XVIII қабат 1,7, қумұрын күмбезі 1,2,
Парсымұрын күмбезі 1,2. 1980 жылдарда Қумұрын солтүстік батыс және
Парсымұрын күмбездерінің өнімді қабаттары қарқындата бұрғыланды. Бұл
олардан мұнай өндірудің 4,66 және 58%-ке өсуіне әсер етті. XIII-XIV
қабаттардан мұнай мен сұйықтың басым бөлігі өндірілді. Олардан өндірілген
өнім барлық кен орнына өнімінің 64%-тін құрайды. Кен орнында қабаттар
бойынша бір өндіру ұңғымасының орташа тәуліктік шығыны мұнай бойынша 3,1-
5,4 тоннатәулік, сұйықтық бойынша 6,7-15,8 тоннатәулік. XIII-XIV қабаттар
айдау ұңғымалары қатарымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір
қабаттаң бөліктері бір-бірімен бастапқы баланстық игерілген қорлармен және
өнімді қабаттарының қасиеттерімен бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді және
сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта өзгереді. 01.01.2004 жылы
мұнай мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ кен орнынан мұнай
негізінен механикалық тәсілмен (97%) өндірілді, терең сорапты (ШТС)
сыртында және газлифт ұңғымаларының қоры барлық өндіру қорының 92% -тін
құрайтынына қарамастан газлифт тәсілмен бірге қорының 16,6%, ал сұйық
өндіру 24%. Бұл газлифт ұңғымасындағы шығынның 3,5 есе көптігі мен
түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын
этан көбейеді. Газды қабаттарды негізінен азот, көмірқышқыл газды қоспасы
бар құрғақ сыртында метан газы кездеседі. Газ тығыздығы
0,562-0,622 кгм3 шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторларының таралуы тиімді. Мұнайлы
қалыңдықтар игеру кешендері және тұтас қабаттар карталары бойынша
анықталады.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне,
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полиметрлік құрамды коллекторға
жатады. Бұл коллектордың осы түрге жатуын межелейтін негізгі фактор
жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын химиялық және
механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95% құраса, ал Өзен кен
орнынан полиметал коллекторларында кварц құрамы 30% шамасында, жыныстарда
кварц құрамы 70% болса минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қаңқа порциясын көбейтуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына соқтырады.
Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30%-ке жетеді. Өткізгіштіктің
салыстырмалы төмен шаралары суға қаныққандықтың жоғары болуы да кішкене
қуыстардың көптігімен түсіндіріледі. Кесте 1.5–те келтірілген.
Кесте 1.5 - Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Рс Қабаттар m, %
1 XIII 21
2 XIV 22
3 XV, XVI 23
4 XVII, XVIII 24
Өткізгіштік өзен кен орны қабат коллекторларының негізгі сипаты. Бұл
шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік геофизикалық материалдар қолданылады.
Өткен жылдары зерттеулері негізінде үлгі тасты талдау бойынша табылған
қабатар өткізгіштігі коэффициентті мен бұл қабаттардың геофизикалық
параметрлері арасында біршама, тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені
анықталды.
Өткізгіштіктің жеке потециалдар мен гамма - әдіс көрсеткіштерімен
байланысы көрсетіледі. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді белгіленген
аймақтарды және тұтас қабаттарды сипаттауға пайдаланылады. Мәліметтерді
арықарай қолдану оңай болу үшін және есептеу операцияларын механикаландыру
үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарда түсірілді. Кейін
ЭЕМ арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі және тұтас қабаттарға
әрбір қабат будақ бойынша статикалық қатарлар мен көрсеткіштер анықталады.
Кесте 1.6 - Бөліктер мен қабаттар бойынша есептеу нәтижелері
Рс Қабаттар Қор, мкм2 Ұңғыма саны h, м, бор, м
жалғасы
1 XIII 0.200 458 10.8
2 XIV 0.290 349 24
3 XV 0.167 373 15.5
4 XVI 0.207 311 18.4
5 XVII 0.76 96 23.4
6 XVIII 0.178 63 19.8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткізгіштіктің
орташа шамасының ауытқулары әрбір қабатқа сипатты. Кесте 1.6-да сондай-ақ
ұңғымалар саны мен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа
арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ қабаттар мен
бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. XIII қабат ең
аз қалыңдықпен сипатталады.
XVI қабат құрлысында белгілі геологиялық заңдылық бар. Ұсақ түйіршікті
құм тастар аливралиттер, саздар эктастардың жұқа қабаттарымен мергерлердің
астарласуы түрлеріндегі анық құрлыс қатарларында қалыңдығы 10-47 метрге
жететін барынша сұрыпталған ортақ және түйіршікті құм тастараймақтары
ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 метр жұқа жолақтар түрінде
біртекті құм тастар үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм2) шамасы мен қабат
коллекторларының қалыңдығының 10-51 метрден 0,5-1,6 метрге күрт азаюы мен
0,05 мкм2. Өткізгіштікті болуымен байланысты қабаттардың негізгі бөлімі мен
нашар гидродинамикалық байланыс сипатты.
Мұнайдың құрамы жөнінде нақтылы қысқа жауап беру қиын. Құрамында
бензин, мазут, май, смола болады. Жалпы жауабы мұнай таза көмірсутектер
ертіндісі және оттегі, азот, күкіртті көмірсутектер ертіндісі болып
есептеледі. Кейінгілер қоспа ретінде емес, күрделі, судағы қант секілді,
ертіндісі болып кездеседі. Мұнайдың құрамы элементтік, топтық және
фракциялық жолмен анықталады.
Мұнайдың элементтік құрамы. Мұнайдың негізінен көміртегі мен сутегінен
құралады. Көміртегі 83-87%, сутегі 11-14% қалған процент бөлігін күкірт,
азот, өттегі өзара бөліседі. Мұнайды жақсақ күлінде сирек кездесетін құнды
металл болады. Металдарды мұнайдан айырып мөлшерін анықтау қиын емес.
Мұнайдың химиялық құрамын молекулада қанша атом қалай орналасқан,
көмірсутегі мен сутегі тіркестерінің түрлері, басқа элементтердің олармен
жалғасуы немесе алмасу жолы белгіленеді.
Мұнайдың топтық құрамы. Мұнайдың топтық құрамы қайнату әдісімен
анықталады. Қайнату жолы екіге бөлінген: 3600С-қа дейін және одан жоғары
температурада қайнату. Бірінші бөлігі негізі таза көмірсутектерінен тұрады.
Екіншісі, 3600С-тан жоғары температурада қайнатылып алынатын бөлігі дара
атомды оттегі, күкірт, азот және аздау дәрежеде көмірсутекті парафиндер
және гибрид көмірсутектері болады.
Мұнайдың фракциялық құрамы. Мұнайдың фракциялық құрамы қайнату
температурасына қарай қосылыстарының бөлінуі арқылы анықталады. Белгілі
температура аралығында қайнап шыққан мұнай бөлік үлесін фракция деп атайды.
Барлық фракциялар қайнап шыққаннан кейінгі мұнай қалдығы мазут болады. Бұл
да фракцияланып майға және смолаға бөлінеді. Мазутты фракциялау процесі жай
атмосфералық қысымда және вакууммда жүргізіледі. Май фракциясынан соляр
майы, ветеран, вазилин, ал смоладан битум немесе қара май алынады.
Мұнайдың химиялық құрылым түрлері. Мұнайдың химимялық құрылымы толық
анықталмаған. Бүгінге дейін мұнайда 425 жеке көмірсутектері және құрамында
азот отттегі бар 380 көмірсутектер анықталып отыр. Қарапайым метан
тізбектері, бензолдың төменгі гомологі, күкіртті қосылыстардан меркаптардан
және төменгі температурада қайнайтын сульфидтер көбірек тексерілген
көмірсутектер. Қосылыстарды мұнайдан тек қана ажырату жолымен алғандықтан,
оның құрамын анықтау қиынға соғуда. Мұнайдың құрылысын ажырату кезінде әр
түрлі реакциялардың нәтижесінде едәуір көп өзгеріске ұшырауы мүмкін.
Мұнайды бөлшек құрамдарға ажыратудың өте ұқыпты жолдары әзірге жоқ.
Мұнайдың физикалық қасиетіне оның иісі, түсі, тығыздығы, тұтқырлығы,
оптикалық белсенділігі, диэлектрлік қасиеті, температурасы, еру және еріту
қасиеттері, сыртбет тартысы т.б. тиісті.
Мұнайдың иісі керосин, бензин иісі тектес, бірақ та оларға түгелдей
ұқсамайтын, жұмсақтау, күрделі ұзақ сақталатын иістің жинағы болып келеді.
Мұнай түсі әртүрлі, мөлдіреген бензин сияқтысынан қара түске дейінгісі
кездеседі. Затқа жұққан шашырандысы қоңыр және көк болып құлпырады. әр
жердің мұнайы әр түсті. Мұнайды аса күлгін жарық сәулесімен қарасақ, ашық
көкшілдеу, қаралау, сарылау, кейде қызыл қоңыр болып, шағылысқан сәулелері
жарқылдайды.
Мұнайдың тағы бір қасиеті оптикалық белсенділігі. Поляризацияланған
сәуле мұнайда оңға да, солға да бұрылады. Мөлдір мұнайдың мұндай қасиеті
болмайды. Тірі табиғаттың бәрінің жарықтық оптикалы белсенділігі болады.
Сондықтан бұл мұнайды органикалық жолмен пайда болды деушілердің бір дәлелі
болып есептеледі. Бірақ та кварц және космостан келген көміртекті материал
хондриттің жарықтық белсенділігі бар. Бұл жағдай мұнайдың органикалық
жаралуына күмән туғызады. Мұнайдың смолалы-асфальт қоспасы көбейген сайын
жарық қабылдау белсенділігі күшейе түседі.
Мұнайдың тығыздығы су тығыздығынан кем болады. Мөлдір мұнайдың
тығыздығы – 0,777,0798, сары түсі – 0,792-0,820, қызыл-қошқыл мұнайдыкі –
0,802-0,840 ттш.м шамасында кездеседі. өте сирек кездесетін тығыздығы
-1,040 ттш.м болатын ауыр мұнайда болады.
Мұнай суда ерімейді, осыған сәйкес су мұнайда да ерімейді. Мұнайда
күкірт, йод, смоланың көпшілігі, каучук ериді. Газдар метан, этан, пропан,
азот, оттегі, сонымен қатар көміртегінің мұнайда шапшаң ериді. Жоғары
жылылықта мұнай металды да ерітеді. Терең ұңғыманың құбыры жоғарғы
температурадан бұзылуы ықтимал. Лигроин мұнайда аз болса да (0,027%) ериді.
Трансформатор майы мұнайдың өнімі бола тұра, күтпеген жерден суды бойына
жеңіл сіңіріп алады.
Мұнайдың меншікті сыртбет тартысы. Су бетіндегі араласпай жүрген мұнай
тамшылары немесе мұнайда араласпай жүрген су көрінісі. Мұнайдың меншікті
сыртбет тартысы бар екенін көрсетеді. Эмульсияның пайда болуы осы күштің
әсері. Үш құрамды эмульсия: су, мұнай және қатты заттардан (құм, саз,
парафин түйіршіктері) құралады. Эмульсия мұнай тазалығын төмендетеді.
Эмульсиялы мұнайдықұбырмен айдау қиынға түседі және құбырдың қабырғасын
тоздырады. Сондықтан, ең алдымен мұнайды тұндыру, жылыту, әр-түрлі реагент
қосу арқылы тазартады.
Тазаланған мұнай және мұнай өнімдері электр тогын өткізбейді. Мұнайдың
диэлектрлік қасиеті ауамен тең, шөлмек және слюданікінен 2-3 есе жоғары.
Мұнайдан сұйық жақсы диэлектрик жасауға болады. Мұнайда электродтардың ара
қашықтығы тек 25 мм болған күнде 25 мың Вольт кернеуіне кедергі бола алады.
Трансформатор майы осының дәлелі. Мұнай және оның өнімдері сақаталатын
темір ыдыста 2 киловольт электр заряды пайда болады, ол қопарылысқа
соқтырады. Резрвуарда, цистернада болатын зарядтарды жерге жіберіп тұру
керек. Бензин тасушысының сүйретіліп жүретін шынжыры сол үшін керек.
Мұнайдың тұтқырлығы. Сұйықтың қозғалысында болатын кедергі күшті оның
тұтқырлығы дейді. Ол температура және қысым мөлшеріне қарай өзгеріп тұрады.
Тұтқырлық жағар майда мәнді келеді.
Газ құрамында жеңіл газдар (метан және этан) көп болған сайын оның
салмағы жеңіл келуімен қатар тез қызу бөледі, ал ауыр газдар құрамында
метан мен этан газ күйінде кездеседі. Пропан мен бутан газ күйінде
кездесседе шамалы қысым арқылы сұйық көмірсутегіне тез айналады.
Газ – көлеміндегі жеңіл және ауыр (пропанның жоғары) көмірсутектерінің
құрамына байланысты – құрғақ және майлы газдар болып екі топқа
бөлінеді.Құрғақ газдар қатарына ауыр көмірсутектерінен арылған, тек қана
метаннан тұратын газдар ғана жатады.
Майлы газдарға ауыр көмірсутектеріне қанық, айыру прцесінде олардан
сұйық газ бен бензинді газдар алуға болатын газдар жатады.
Тәжірибе - өндірісте 1м құрғақ гах құрамында мөлшері 60г-ға дейін
газды бензин болса, ал 1м3 майлы газ құрамында 70г-нан артығырақ газды
бензин кездеседі. Майлы газдар көбінесе жеңіл мұнаймен, құрғақ газдар ауыр
мұнаймен аралас келеді.
Кесте 1.7 - Табиғи газдың физикалық қасиеті
Р-с Газ Форму- Темпера- Қысымы Тығызды- Салмағы
ласы турасы ғы
0 1 2 3 4 5 6
1 Метан СН4 -161,6 45,8 0,7166 16,043
2 Этан С2Н6 -88,7 48,2 1,3561 30,070
3 Пропан С3Н3 -47,7 45,5 2,0193 44,097
4 Бутан С4Н10 11,7 37,0 2,6720 58,124
5 Пентан С5Н12 36,4 33,0 3,2159 72,147
6 Сутегі Н2 -252,7 12,8 0,0899 2,016
7 Оттегі О2 -182,9 49,2 1,4289 32,000
8 Азот N2 -195 33,5 1,2505 28,016
9 Көміртегі СО2 -78,5 73,0 1,9768 44,010
10 Күкіртті
сутегі Н2С -60,7 88,9 1,5392 34,070
4. Өзен кенорыны бойынша XIII горизонттың игеру жүйесінің
жобасы және тарихы
Бүкілодақтың Ғылыми Зерттеу институты құрған игерудің бас нұсқасы
бойынша және мұнай өндірісінің игеру бойынша Орталық комиссияның
бекітіліуімен 1965 жылы Өзен кенорны пайдалануға берілді.
Бас нұсқаның негізгі шарттары мыналар:
1) Төрт ірі обьектілерді шығару: I- обьектіге XIII-XIV горизонттар,
II- обьектіге XV- XVI горизонттар, III-обьектіге XVII горизонт, IV-
обьектке –XVIII- горизонттар қосылған.
2) I, II, III пайдалану обьектілері үшін қабат қысыммен
температурасын ұстау қатаңдығы.
I және II обьектілер үшін бұл шараларды айдау ұңғыларына нұсқа ішімен
ыстық су айдау арқылы жүзеге асырады.Ұңғылардың көлденең орналасу қатарына
құрлым осі сәйкес мұнай кенішінің ені 4км блоктарға бөледі.
3) Өздігінен игерудегі блоктарды бөлу:
I- обьект бойынша -9, II- обьект бойынша -5, III және IV обьектілерде
нұсқа ішімен сулану болмағандықтан болктар бөлінбейді, сондықтан бұл
горизонттардың әр кенішін 1блок ретінде қарастырамыз осылайша 16 блок
белгіленген.
4) I- обьект бойынша әр блокта 5 қатардан орналасқан және II- обьект
бойынша 600х700м және 550х600мсәйкес торы кезінде пайдалану ұңғыларының 7-
қатары, III және IV обьектіде ұңғылар торы 600х750м тең.
I- обьект бойынша пайдалану ұңғыларының жалпы саны -481, айдау -140,
II- обьект бойынша сәйкесінше 228 және 103, III-обьект бойынша -60 және 15,
IV- обьект бойынша -25 пайдалану ұңғысы бар[2].
1972ж ВНИИ директоры профессор Вахитов. ГГ басшылығымен бір топ
мамандары көрсеткендей, бас нұсқа бойынша қабылданған XIII, XIV, XV, және
XVI горизонттар үшін пайдалану обьектілерінің бөлу жүйесі игеруде өнімді
қабаттардың толық қамтылуын қамтамасыз етпейді, олардың саны I- обьектіде
-23 және II- обьектіде -12.Осылайша әр ұңғыға орташа шаққанда I-обьектіге
шамамен 660мың тонна бастапқы алынған мұнай қоры жоғары болады.
Рамашкинский, Арланский, Мухановский және т.б. кенорындарының игеру
тәжірибесі көрсеткендей, бірнеше қабаттарды (5-6) бір обьектегі
біріктіргенде де айдау ұңғыларымен ашылған қабаттарға су айдау жоғары
коэффициентке жетпейді.1 ұңғыға шаққанда бастапқы алынған мұнай қорына
келетін болсақ, мысал ретінде Абдрахмановский және Рамашкинский кен орнының
Шығыс-Сулеевский аймақтарында (олар кейбір жағдайда Өзен кенорының
горизонтарындағы қабаттың біртексіздігінен сәйкес келеді, бірақ
коллектордың орташа жоғары өткізгіштігі бар) олар сәйкесінше 260-280мың
тонна
Коллегия бекіткен және қарастырылғандай, жоғарыда көрсетілген
ұсыныстардың бірі бұл XIII, XIV, XV, XVI горизонттардың әрқайсысына бөлек
өздігінен сулану жүйесін жүргізіп әр горизонтқа бөлек пайдалану ұңғыларын
бұрғылап, I және II обьектілерді ірілендіру керектігін қарастырады.
Орталық коммисияның шешімі бойынша мұнай кенорындарын игеру жобасында
әрбір XIII-XVIII горизонттар игерудің бір обьектісі болып саналады.Соның
ішінде XIII горизонт –I обьект, XIV горизонт – II обьект, XV горизонт –III
обьект, XVI горизонт –IV обьект, XVII горизонт – V обьект және XVIII
горизонт – VI обьект болып орналасқан.
Барлық обьектілер үшн ҚҚҰ мақсатында нұсқа ішімен сулану жүйесі
қарастырылған қабат температурасын ұстау үшін су айдау жобаланған.
XIII горизонтты ені 4 км блоктарға бөлу кезінде айдау ұңғыларына су
айдау жолымен қабат қысымын ұстау жүйесі жеткілікті тиімсіз болды.1971жылы
ВНИИ мен “Мангышлакнефть” қоғаиының бір топ мамандары XIII горизонтты айдау
ұңғыларының көлденең қатары мен ені 2 км блокторға қосымша бөлуді ұсынды
(тек қана ені 2,6, 2,75, және 275 км VIII, IX, X горизонттар блогына тыйым
салынады).
Мұнайлылықтың сыртқы контуры бойынша үлкен ауданды алып жатқан XIII
горизонт үшін айдау ұңғыларының бөлу қатары мен блоктарды номерлациялау
алдын-ала жүргізіледі, және сәйкесінше төмен жатқан горизонттарға
көшіріледі (XIV-XVIII).
XIII горизонт үшін блоктарды былай белгілейді: айдау ұңғыларының
бөлу қатарлары I, Ia, II, IIa, III, IIIa, IV, IVa, V, Va, VI, VIa,
VII, VIII, IX, X цифрлармен (барлығы 16 бөлу қатары).
Ұңғылардың горизонттар бойынша орналасу картасына қарағанда әр блок
батыстан шығысқа айдау ұңғыларының қатарымен, ал солтүстіктен оңтүстікке
мұнайлық контурымен шектелген.Ал гидродинамикалық есептеулер үшін сызық
белгіленген, олардың пайдалану ұңғыларының қатары екі жақты қоректену
кезінде жұмыс жасайды, бөлу қатары арқылы өтетін қоректену контурына айдау
сызығы қабылданады.
Әр блок үшін мұнайлылық контурының есептері ішкі және сыртқы
мұнайлылық контурының арасындағы зоналарда орналасқан ұңғыларды есептеу
әдісі бойынша жүргізіледі.
Әр горизонттың блоктарында пайдалану ұңғысының қатары бар.Блоктардағы
пайдалану ұңғысының қатарындағы горизонттардың саны бөлек ұңғылардың
горизонттарын бұрғылау үшін ұңғы торының тығыздығына байланысты 3-тен 5-ке
дейін өзгеріп отырады.Бұл шығару коэффициентін жоғарлатып, мұнайбергіштікті
көбейтеді.
Жобада негізінен XIII-ші горизонттың пайдалану ұңғысының тығыздығы
бойынша игерудің үш варианты қарастырылған. 1- вариантта көрсетілген әрбір
горизонт үшін бұрғыланған пайдалану және айдау ұңғылары ескерілген, 2-
вариантта бұрғыланған және 1973 жылға дейін бекілтілген жобаланған
ұңғылар,3- вариантта бұрғыланған 1973 жылға дейін бекітілген жобаланған
ұңғылар және қазіргі жобада қосымша бекітілген ұңғылар ескерілген[2].
Ескеру керек, XIII горизонт үшін ұңғылар торының тығыздығы бойынша 2-
вариант деп саналады, бірақ игерудің көрсеткіштерін анықтаған кезде бүкіл
кенорын бойынша 3 вариант қарастырылады. 1.8-кестеде варианттардың
сипаттамасы көрсетілген.
Кесте 1.8 - Горизонттарды игерудің варианты
ГоризВариҰңғылардың Мұнайлық 1 ұңғыға шаққандағы бастапқы
онт ант максималь ауданығаұңғалынған қоры мыңтонна.
саны. .
Гориз
онт
Пайдалану Айдау
Суық су Ыстық су Суық су Ыстық су
айдау айдау айдау айдау кезінде
кезінде кезінде кезінде
XШ 0,23 0,38 192,0 44,2 73,0
Кесте 1.9 - Мұнайбергіштіктің ақырғы өлшемдері
Ұңғыларды бұрғылау және пайдалануға енгізу 2 вариант бойынша 1973 жылы
аяқталды, 1980жылы II вариант бойынша қабат қысымын ұстау жүйесін меңгеру
және 1976 жыл Б варианты бойынша қабат температурасын меңгеру,В варианты
бойынша 1978 жылы меңгеру аяқталды.Мұнай өндірудің максимальді деңгейі 1978
жылы III Б вариант бойынша -12,72 млн тжыл алынды.Бастапқы алынатын қордан
мұнайды алу темпі -2,8% сұйықты өндіру денгейі және су айдаудың көлемі
20,80 млн тжыл және 34,41 млн м3жыл.
Ыстық су айдау үшін сулану жүйесін және бұрғылаудың соңында сұйық пен
мұнай өндірудің деңгейі 11,68 млн тжыл және 23,18 млн тжыл.III Б варианты
бойынша XIII горизонтты игерудің негізгі технологиялық көрсеткіштері.
Ары қарай қабат қысымын ұстау жүйесін суық су айдау жолымен жүзеге
асыру (вариант IIIА кезінде мұнай өндірудің жылдық денгейі) 12,43-тен күрт
8,95 млн т түсіп кетеді.III В вариант бойынша суық су айдауды ыстық су
айдауға ауыстыру уақыты бойынша мұнайды алу 1979 жылы максимальді деңгейге
жетеді.
Игеру кезінде бүкіл кен орын үшін мұнайбергіштің коэффициенті суық су
айдаған жағдайда -0,36 тең ыстық су айдағанда -0,45тең. Мұнайбергіштіктің
0,45 ақырғы коэффициентіне жету үшін игеру уақытын ұзартады.Оны қысқарту
үшін игерудің жаңа әдістерін зерттеп және игерудің қарқынды жүйесіне ауысуы
керек.(аймақтық, таңдаулы және т.б.)Игерудің технологиялық көрсеткіштерінің
кестесінде мұнай алудың темпі А вариантының I-III вариантында ыстық су
айдау кезінде алынатын қорға байланыстылығын ескеру қажет [3].
1.5 Өзен кенорын игеру жағдайын талдау
01.01.2004 жылдың жағдайы бойынша кенорынан 196,35% баланстық қордан
және алынатын қордан 5,600 млн.тн мұнай алынды, сәйкесінше өндірілген
мұнайдың сулануы 80,3%, ұңғы қорының сулануы 12% құрады.Бастапқы өндірістік
кенорынды игеруде (1965) мұнай өндіру жылдан жылға қарқымды өсіп
отырды.Мұнай өндірудің максимальді деңгейі 1972 жылы 2млн тннаға жетті.1975
жылы мұнай өндірудің максимальді шегі 16,249 мың тн жетті.
17 жыл игерілгеннен кейін 1992жылы күрт және глобальды құлдырау
кезеңі өтті.1995-1997 жылдары мұнай өндірудің төмендеуі жылына 50-100 мың
тоннаға дейін азайып отырды.1998 жылы мұнайдың күрт сулануы салдарынан
жылына 70% және ұңғыалрдағы мұнай шығымның күрт төмендеуі, орташа 4,7 ттәу
жылына 1-2,4 мың тонна мұнай өндіру төмендей бастады 1.10 кестеде
көрсетілген.
Мұнай өндірудің төмендеу темпін азайтуға кенорында мұнайбергіштікті
көбейту үшін толықтай жаңа технологияны қолдану арқасында қол
жеткізді,олардың ішіне: ошақты таңдалуы суландыру, сатылы-терминальды
суландыру (СТС), су ертінділерін айдау БӘЗ, резервтегі ұңғыларды бұрғылау
жатады.
1998 жылы 2915,9 мың тн. Мұнай өндірілді,1997 жылға қарағанда 152 мың
тоннаға аз. Мұндай болу себебі 1998 жылы материалды-техникалық жабықтау,
өндірісті қаржылай қамтамасыз ету және т.б.күрт төмендеп кетті.
Қазіргі кезде Өзен кенорынын игеру айтарлықтай қиын
жағдайда.Кенорынның табиғи геологиялық ерекшеліктеріне дамушы елдерде
Тәуелсіз Мемлекеттер Достастығы (ТМД) жекеменшік кәсіпкерлердің формасының
өзгеруі әдісімен, осы төлемдердің артынан барлық елдердегі мұнай
индустриясының техникалық базасының глобальды құлдырауына әкеліп соқтырды.
Сол үшін осы уақыттан бастап кенорында мұнай өндіру бірқалыпты ұстау
бойынша барлық жұмыстар күрт қысқарып кетті.Ұңғыларды бұрғылау екі есеге
қысқарды, беттік әрекеттік заттар айдау тоқтатылды, мұнай өнеркәсібіндегі
барлық обьектілеріне жөндеу жүргізу көлемі азайды.
Жоғарыда белгіленгендей, 1994-2000 жылдар аралығындағы мұнай өндіру
динамикасының төмендеуі негіз және себепші болды.
Елдегі экономикалық жағдайдың бірден төмендеуі 1992 жылы басталды,
осыған байланысты өндірістің барлық саласында, соның ішінде Өзен
кенорындағы мұнай өндіру өнеркәсібі де кіреді. 1.1, 1.2 суретте
көрсетілген.
1.6 XIII горизонтының 2А блогын игерудің негізгі көрсеткіштер
динамикаcы
01.01.2004 жылы игерудің негізгі көрсеткіштері бойынша қабаттан
-900,313 мың тонна мұнай және 3012,2 мың тонна сұйықтық өндірілді.
Баланстық қордан 12,4144 мың тонна, алынатын қордан 42847 мың тонна
өндірілді.Мұнайдың сулануы -80%.Сулану ұңғыларының қоры 46.
Барлық бұрғыланған ұңғылар -1630. Жойылған ұңғылар -153.
1998-жылғы әрекеттегі өндіруші ұңғылар -443, әрекеттегі айдау ұңғылары
-141. Қалған ұңғылар әрекетсіз күйде. Кесте 1.11 көрсетілген.
Ұңғылардың орташа 4 ттәу құрайды.Қабат қысымы 10,2 МПа. Бірақ қабат
қысымының төмендеу салдарынан мұнай шығымы айтарлықтай төмендей
бастады.1996 жылдан 1997 жылға дейінмұнай шығымы 5,1ттәу-тен 3,8 ттәу
дейін төмендейді.Сонымен бірге бастапқы қабат қысымы 10,4 МПа-дан 9,8 МПа
дейін төмендеді.Қысымның төмендеуі қабат қысымын ұстау жүйесі құрлысының
тоқтау салдарынан болып отыр.1997 жылы минимальді түп қысымы 9,8 МПа.Нақты
таралу қысымы аймақтық сипатқа ие.
Қысымның айтарлықтай төмендеуі мұнайды қарқынды алу аймағында болады,
қабаттың өнімділік бөлігінің көп мөлшері, арнайы зерттеулер көрсеткендей
бұл аймақтарда пьезоөткізгіштік, өнімділік қабаттардағы өткізгіштік күрт
төмендейді.Қабат қысымының төмендеуіне байланысты бұрғыланған ұңғыларды
енгізу азайады,осы уақытқа дейін генеральді сызба бойынша жобадағы барлық
ұңғыларға тәжірибелік бұрғылау жүргізіледі.Олар 481 өндіруші, 140 айдау
ұңғылары, олар 1.4 суретте көрсетілген.
1996-1997 жыладры тоқтап қалған ұңғылар саны күрт өсті және сол
себепті су айдаудың өсуі 1998 жылы 1,2 мың м3 өндіріске еш әсерін
тигізбеді, зерттеулер көрсеткендей, әрбір екінші ұңғы жұмыс
жасайды.Қиыншылықты екі жолмен шешуге болады, ұңғы шығымын жоғарлату керек
немесе мұнай желісінің ұзындығын қысқарту қажет, сонымен бірге бір уақытта
топтық қондырғылар санын көбейту керек, екінші жағайда игеру жүйесін
ауыстыруға тура келеді –ұңғы торларын тығыз орналастыру, қатты емес құмайт
жағдайында пайдалану процесінде төмендейтін фильтрациялық мүмкіншілігі, түп
аймақты міндетті түрде бекіту кіреді.
Бұл жағдайда ұңғы кострукциясына қабата гидравикалық жару жұмыстарын
жүргізу мүмкіндігі, сол мезетте пайдалануға қоспастан алды, бұрғылау
біткенен кейін контрукция сапалы цементтеуді және қабатқа гидрожару
жүргізілгенен кейін салыстырмалы жоғарғы шығымды қамтамасыз етуі керек.
Ұңғыға міндетті түрде массивтігидрожару жүргізу керек.Қабатқа жасанды
жоғарлатылған өткізгіштік тудыру мақсатында ұңғыға міндетті түрде массивті
гидрожару жүргізу керек және коллектордың полимикті құмтасына қарағанда
созылмалыны (прояженности) оданда қатты материалдан дайындалған дұрыс.
Осылайша 46 млн тн мұнай алынуы, мұны іске асыру өте қиын,кеніште қалған
мұнай 23 бөлігінің ауданын қамтып жатыр. Қалған мұнай қорын шығару
үшін,өндірістік сынақтан кейін жаңа технологияларды міндетті түрде қолдануы
тиіс.
01.01.2004 жылдың жағдайы бойынша 2а блоктан 60,899 мың т. мұнай және
400,2 мың т. сұйықтық өндірілді. 2а блогының ағымдағы игеру жағдайының
жақсаруы айдау ұңғыларының жоғары қабылдағыштығына байланысты.
1.6.1 Өндіру және айдау ұңғылар қорының күйі
2003 жылы Өзен және Қараманды бас кен орындары бойынша орта
тәуіліктің мұнай өндірудің 7987 ттәу, сұйықтың 25305 ттәу, тәуліктік су
айдау 52180 м3с құрады.
1.01.03 жылы мұнай өндірудің қоры 275845 мың тонна сұйықтың 54649 мың
тонна, су айдау 970946,7 ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz