Ақшабұлақ кен орны туралы
Кіріспе
1. Технологиялық бөлім
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Жалпы мәліметтер
1.1.2. Өнімді объектілердің коллекторлық қасиеттері
1.1.3 Мұнай, газ және судың қасиеттері мен құрамы
1.1.4. Мұнай мен газдың қорлары.
1.2. Кен орын игеру жүйесі.
1.2.1.Игерудің ағымдағы жағдайын талдау.
1.2.2. Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы шығымын, игерудің технологиялық көрсет кіштерін талдау
1.2.3. Қабаттан мұнай қорын алуды талдау.
1.2.4. Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері.
1.2.5. ҚҚҰ жүйесі және мұнай бергіштікті ұлғайту әдістерін қолдану.
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
1. Технологиялық бөлім
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Жалпы мәліметтер
1.1.2. Өнімді объектілердің коллекторлық қасиеттері
1.1.3 Мұнай, газ және судың қасиеттері мен құрамы
1.1.4. Мұнай мен газдың қорлары.
1.2. Кен орын игеру жүйесі.
1.2.1.Игерудің ағымдағы жағдайын талдау.
1.2.2. Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы шығымын, игерудің технологиялық көрсет кіштерін талдау
1.2.3. Қабаттан мұнай қорын алуды талдау.
1.2.4. Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері.
1.2.5. ҚҚҰ жүйесі және мұнай бергіштікті ұлғайту әдістерін қолдану.
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Мұнай мен газ өндіру еліміздің өнеркәсібінің ең маңызды салаларының бірі болып табылады. Оның дамуына біздің елімізде үлкен көңіл бөлінеді.
Еліміздің әлеуметтік─экономикалық жоспарында жаңа мұнай мен газ кен орындарын пайдалануды жеделдету қамтылуда. Олардың қатарына Ақшабұлақ кен орны жатады.
Ақшабұлақ кен орны 1987 жылы Тұрлан геофизикалық экспидициясының зерттеуімен ашылды. Фонтанды мұнай ағынын алу Қазақстан Республикасындағы Оңтүстік Торғай ойпатының өнеркәсіптік мұнай газдылығын растайды.
«Ақшабұлақ кен орнын игерудің технологиялық схемасына» сәйкес 1989 жылы кен орынды өндірістік игеру басталды.
1993 жылдың қараша айынан бастап кен орынды “ҚазГерМұнай” біріккен кәсіпорны игеруде.
Еліміздің әлеуметтік─экономикалық жоспарында жаңа мұнай мен газ кен орындарын пайдалануды жеделдету қамтылуда. Олардың қатарына Ақшабұлақ кен орны жатады.
Ақшабұлақ кен орны 1987 жылы Тұрлан геофизикалық экспидициясының зерттеуімен ашылды. Фонтанды мұнай ағынын алу Қазақстан Республикасындағы Оңтүстік Торғай ойпатының өнеркәсіптік мұнай газдылығын растайды.
«Ақшабұлақ кен орнын игерудің технологиялық схемасына» сәйкес 1989 жылы кен орынды өндірістік игеру басталды.
1993 жылдың қараша айынан бастап кен орынды “ҚазГерМұнай” біріккен кәсіпорны игеруде.
1. Кашелев Е.И. бумагафрезальные машины. М.: 1962
2. Постников О.К. Операции разрезки и подрезки листов в стопе, средство их механизации и автоматизации. М.: 1982
3. Дичина Г.К., Толоченко В.А. Автоматические линии в брошюровочно-переплетном производстве. М.: 1978
4. Гуськов П.С., Филиппов В.П. Брошюровочно-переплетные машины. М.: 1967
5. Кошелев Е.И. Современные брошюровочно-переплетное оборудование. М.: 1977
6. Купцова О.Б. Основы брошюровочно-переплетных процесс. М.: Книга 1969
7. Мордовин Б.М. Конструкции и расчет полиграфических машин. КН5, М.: Искусство 1954
8. Биткова К.М., Кузнецова А.Д. Брошюровочно-переплетного производства. М.: 1972
9. Волков П.Н., Галкин С.Н. Ремонт полиграфического оборудования. М.: 1982
2. Постников О.К. Операции разрезки и подрезки листов в стопе, средство их механизации и автоматизации. М.: 1982
3. Дичина Г.К., Толоченко В.А. Автоматические линии в брошюровочно-переплетном производстве. М.: 1978
4. Гуськов П.С., Филиппов В.П. Брошюровочно-переплетные машины. М.: 1967
5. Кошелев Е.И. Современные брошюровочно-переплетное оборудование. М.: 1977
6. Купцова О.Б. Основы брошюровочно-переплетных процесс. М.: Книга 1969
7. Мордовин Б.М. Конструкции и расчет полиграфических машин. КН5, М.: Искусство 1954
8. Биткова К.М., Кузнецова А.Д. Брошюровочно-переплетного производства. М.: 1972
9. Волков П.Н., Галкин С.Н. Ремонт полиграфического оборудования. М.: 1982
Кіріспе
Мұнай мен газ өндіру еліміздің өнеркәсібінің ең маңызды
салаларының бірі болып табылады. Оның дамуына біздің елімізде үлкен көңіл
бөлінеді.
Еліміздің әлеуметтік─экономикалық жоспарында жаңа мұнай мен газ кен
орындарын пайдалануды жеделдету қамтылуда. Олардың қатарына Ақшабұлақ кен
орны жатады.
Ақшабұлақ кен орны 1987 жылы Тұрлан геофизикалық экспидициясының
зерттеуімен ашылды. Фонтанды мұнай ағынын алу Қазақстан Республикасындағы
Оңтүстік Торғай ойпатының өнеркәсіптік мұнай газдылығын растайды.
Ақшабұлақ кен орнын игерудің технологиялық схемасына сәйкес 1989
жылы кен орынды өндірістік игеру басталды.
1993 жылдың қараша айынан бастап кен орынды “ҚазГерМұнай” біріккен
кәсіпорны игеруде.
1. Технологиялық бөлім
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Жалпы мәліметтер
Ақшабұлақ кен орны Қазақстан Республикасы, Қызылорда облысы,
Тереңөзек ауданында орналасқан. Кен орны Оңтүстік Торғай ойпатының оңтүстік
бөлігінде орналасқан. Облыс орталығы Қызылорда қаласына дейінгі қашықтық
120 км. . Кен орнынан шығысқа қарай 116 км тас жолы өтеді. Қызылорда
─Жезқазған линиялық электр жүйесі кен орнынан 20 км қашықтықта өтеді. Кен
орнынан шығысқа қарай 250 км қашықтықта Омбы-Павлодар-Шымкент мұнай құбыры
өтеді. Солтүстік-батыста 75 км қашықтықта Құмкөл кен орны орналасқан.
Алаңнан оңтүстікке қарай құмды Арысқұм массиві орналасқан. Ол түйіршік
құмнан құралған. Арыс тұзды көлі толық кеуіп қалған. Батысқа қарай 15 км
орналасқан, 60-70 м болатын Чинк биіктігі өзгермейтін тегіс жерді бедер
белгісі 150-200 м көтеріңкі плитасы бөліп тұр. Ауданның климаты жедел
континенталды, құрғақ болып келеді. Жазда 30-35ºC, қыста -35-38ºС, жылдық
жауын-шашын мөлшері 115-150 мм-ге дейін, негізінде қыс, күз мезгілдерінде
түседі. Оңтүстікте ағып жатқан Сырдария өзені кен орнынан 210 км қашықтықта
орналасқан. Жануарларды суару үшін, алаңға жақын жерден Қызылорда
гидрогеологиялық экспедициясымен өзгермейтін тегіс жерден артезиан ұңғысы
бұрғыланған.
Ауданда өзен және саяз су көздері жоқ. Су көзі болып жоғарғы бордың
артезианды сулары болып табылады. Олардың дебиті 5-16 лсек, минералдығы
3гл. Жануарлар және өсімдіктер әлемі жартылай шөлді аудандарға тән түрде
кездеседі.
Сурет 1. Ауданның жалпы орналасуының шолу картасы
1.1.2. Өнімді объектілердің коллекторлық қасиеттері
Ақшабұлақ кен орнында кәсіптік мұнайгаздылық бор мен юра
қабаттарында анықталған. Бұл қабаттар келесі горизонттарға бөлінген:М-ІІ-1,
М-ІІ-2, Ю-І, Ю-ІІ, Ю-ІІІ.
М-ІІ-1 горизонты. Горизонттың жалпы қалыңдығы 28-49,5 м.Горизонт
коллекторларының қалыңдығы 19-42,5 м. Бұл горизонт құм мен алевролиттен
құралған.
Бұл горизонтта 17 ұңғы жұмыс істейді. Максималды өнімділік 45
м3тәу*МПа(307-ұңғы). Эффективті мұнай қанығу қалыңдығы 6,6-26,4 м. Орташа
кеуектілік коэффициенті 0,13-0,23. Мұнайлылық коэффициенті 0,35-0,67.
М-ІІ-2 горизонты. Горизонт коллекторлары гравелит пен карбонат
қоспасы бар құмнан құралған. Горизонт қалыңдығы солтүстік күмбезде 3,6-13,3
м, оңтүстік күмбезде 3,2 м-ге дейін болады.Солтүстік күмбезде 4 ұңғы
орналасқан. Максималды өнімділік 14-ұңғыда анықталған(85 м3тәу*МПа).
Оңтүстік күмбез сыналмаған.
Тиімді мұнай қанығу қалыңдығы солтүстік күмбезде 2-8,8 м, ал
оңтүстік күмбезде 0,4-8 м. Орташа кеуектілік коэффициенті 0,1-0,22.
Ю-І горизонты. Горизонт қалыңдығы 84-107,2 м. 7-ұңғыда 50 м-ге
дейін төмендейді. Арналық коллекторлар алевролиттер мен құмнан құралған.
Арналық емес коллекторлар сазды және доломитті құмтастан тұрады. Мұнайдың
келуі 13-ұңғыда анықталған. 1682-1708 м аралығында сынау кезінде 390 м3тәу
дебитті 16 мм штуцерде мұнай келуі анықталған. 203-ұңғы арналық емес
аймақта орналасқан, оны сынау кезінде 10 мм штуцерде мұнай дебиті 53,5
м3тәу көрсеткен(К өнім=15 м3тәу*МПа). 7 және 204-ұңғылар қазіргі уақытта
сынақтан өтуде. 7-ұңғының өнімділігі 500 м3тәу*МПа асады. Арналық
шөгінділер аймағында коллектор қалыңдығы 12,8-39,2 м аралығында болса,
арналық емес шөгінділер аймағында 3,8-26,1 м аралығында болып келеді.
Мұнайға қаныққан қабаттың қалыңдығы 23-24 м аралығында. Арналық аймақтардың
сыртында 2-13 м аралығында болып келеді. Арналық аймақ ұңғыларында орташа
кеуектілік коэффициенті 0,181-0,26 аралығында, ал мұнайға қанығу
коэффициенті 0,45-0,61 аралығында болып келеді. Арналық емес аймақтарда
орташа кеуектілік коэффициенті 0,2-0,25, мұнайға қанығу коэффициенті 0,43-
0,6 арасында болады.
Солтүстік күмбездің арналық аймағында мұнайлылық ауданы 5951 мың м2
болса, арналық емес аймақта 12594 мың м2, оңтүстік күмбезде арналық аймақта
5375 мың м2, арналық емес аймақта 9501 мың м2 болып келеді.
Ю-ІІ горизонты. Бұл құрылымда оңтүстік және солтүстік күмбездерде
орналасқан мұнай қабаттары бар. Оңтүстік күмбезде горизонт қалыңдығы 12-
28,6 м аралығында болса, солтүстік күмбезде 14-33 м аралығында болады.
Оңтүстік күмбезде коллектор қалыңдығы 9-28,6 м аралығында болса, солтүстік
күмбезде 2,4-33 м аралығында болып келеді.
Бұл горизонтта тек қана 7-ұңғы сыналған. Оның өнімділігі 27,8
м3тәу*МПа. Орташа кеуектілік коэффициенті оңтүстік күмбезде 0,17-0,27
аралығында болса, солтүстік күмбезде 0,2 болып келеді. Мұнайға қанығу
коэффициенті оңтүстік күмбезде 0,525-0,58 аралығында болса, солтүстік
күмбезде 0,42 шамасында.
Оңтүстік күмбезде мұнайлылық ауданы 7457 мың м2, қабат қалыңдығы
60 м болса, солтүстік күмбезде мұнайлылық ауданы 850 мың м2, қабат
қалыңдығы 2,4 м болып келеді.
Ю-ІІІ горизонты. Горизонт қалыңдығы 5-39,4 м аралығында. Ю-ІІІ
горизонтының негізгі бөлігі іргетастың эрозиялық аймағында орналасқан. Тек
қана шығыс бөлігі Құмкөл свитасының төменгі бөлігінде орналасқан. Горизонт
коллекторлары аз цементтелген құмтастар мен гравий мен карбонат араласқан
құмнан құралған.
Бұл горизонтта 11 ұңғы сыналған. Олардың максималды өнімділігі 1697
м3тәу*МПа(13-ұңғы) екені анықталды. Коллектор қалыңдығы 2,8-39,4 м
аралығында болып келеді. Орташа кеуектілік коэффициенті 0,2-0,28 аралығында
болса, мұнайға қанығу коэффициенті 0,72-0,92 аралығында болады. Мұнайлылық
ауданы 40669 мың м2 болса, қабат қалыңдығы 98,6 м шамасында болып келеді.
Іргетас. Іргетастың мұнайлылығы екі ұңғыны сынау барысында
анықталған. 9 және 13-ұңғыларды тексеру кезінде мұнай дебиті 9-ұңғыда 7,6
м3тәу болса, 13-ұңғыда 29,4 м3тәу екені анықталды. Карбонатты доға Ю-ІІІ
горизонтымен бірдей деңгейде орналасқан. Карбонатты доға екі объектіде
орналасқан. І-объектіде мұнай мен су алынған, ІІ-объектіде дебиті 16,4
м3тәу болатын мұнай алынған.
1 кестеде өнімді қабаттардың қимасының біртексіздігінің параметрлері
горизонттар бойынша келтірілген.
Горизонт Құмтастық Бөліну Таралу
коэффициенті (орташа коэффициенті коэффициентті
мәні) (орташа мәні)
М-IІ-1 0,602 4,2 1
М-II-2 0,676 7,0 1
Ю-I 0,581 3,9 1
Ю-II 0,733 2,4 0,98
Ю-III 0,769 2,8 0,97
1.1.3 Мұнай, газ және судың қасиеттері мен құрамы
Қабаттың тереңінен алынған мұнай сынамаларының құрамында
газқұрамдылықтың барлау және сынама пайдалану кезеңімен салыстырғанда
азайғанын жүргізілген зерттеулер мен алынған нәтижелердің анализі
көрсетеді. Қабат мұнайының газқұрамдылықтың төмендеуінің себебі игеру
кезіндегі қабат мұнайының қысымның төмендеу әсерінен газсыздануы немесе
өнімнің жаппай сулануы болып табылады. Себебі сулану кезінде мұнай газының
бір бөлігі өндірілетін суда еріп кетеді. Бұл екі процесте Ақшабұлақ кен
орнында игеріліп жатқан алаңдарда орын алған. Ал қарқынды игеріліп жатқан
алаңдарда қабат жағдайындағы мұнайдың қасиеттері бастапқы қасиеттеріне
сәйкес келмейді.
Мұнай мен газдың физика-химиялық қасиеттері Ю-ІІІ горизонтында көп
зерттелген.
М-ІІ горизонты. Мұнайдың негізгі қасиеттері келесідей:
Газ құрамы 20,4-35,6 м3т
Газға қанығу қысымы 6,5-8,8 МПа
Тұтқырлық 2,4-6,9 МПа•с
Көлемдік коэффициент 1,05-1,15
Ю-ІІІ горизонты. Бұл горизонтта мұнайдың газға қанығу қысымы, көлемдік
коэффициенті, қысымы мен тұтқарлығы зерттелген. Оның қасиеттері келесідей:
Газ құрамы 40,8 м3т
Газға қанығу қысымы 13,74 МПа
Тұт қарлық 0,542 МПа•с
Көлемдік коэффициент 1,319
Газдалған мұнай қасиеттері.
Газсыздалған мұнайдың әр горизонттағы орташа мәндерінің
айырмашылықтары аз. Ю-ІІІ горизонтындағы мұнай жеңіл, оның тығыздығы 0,8-
0,836 аралығында. М-ІІ мен Ю-ІІ горизонтарында 0,821-0,835 мен 0,825-0,835
аралығында.
Мұнайдың басқа компоненттерінің құрамы төмендегідей:
М-ІІ горизонты:
Асфальтендер 0,03-1,3%
Парафин 3,1-20,3%
Шайыр 3,5-10,6%
Күкірт 0,07-0,32%
Ю-І горизонты:
Асфальтендер 0,2-12,5%
Парафин 9,1-16,1%
Шайыр 8,3-10,9%
Күкірт 0,06-0,2%
Еріген газ қасиеттері.
Зерттеу нәтижесінде газдың басты компоненті метан екендігі анықталды.
Газ құрамында ауытқулар көп. Бұл сынамалардың әр түрлі жағдайда
зерттелуімен байланысты болуы мүмкін. Газдың басты ерекшеліктері азоттың аз
болуы және қүкіртсутекттің көп мөлшері (0,05%).
Қабат суының қасиеттері.
Қабат суларының минерализациясы 70-80 гл аралығында. Ерітілген тұз
натрий хлоридінен (70-80%), кальцийден (20%) және магнийден (5-10%) тұрады.
Қабат суының тығыздығы 1,04-1,06 гсм3 аралығында. Осы мәндерге сәйкес
судың көлемдік коэффициенті (1,023) және судың қабат жағдайындағы
тұтқырлығы (0,447 МПа•с) анықталған, сығылу коэффициенті Ю-I, Ю-II
және Ю-III горизонттарының сулары тегеурінді. Қабаттың интервалдары күшті
ағындық қасиеттерге ие және динамикалық деңгейі тез қалпына келеді (1-5 күн
аралығында). Ю-I, Ю-II және Ю-III горизонттары тек төменгі шеткі су
қабаттарынан тұрады. Су тұздылығы 35 гл тең. В. А. Суллиннің
классификациясы бойынша су хлоркальцийлі типті болып табылады. Су құрамында
18мгл мөлшерінде стронций кездеседі. Қабаттың температурасы 32-ден 420С
аралығында өзгереді. Қабаттың қысымы шамамен 7,2 МПа тең.
Жоғарғы альб-сеноман шөгінділерінің сулы горизонты жергілікті жақсы
тараған. Қабаттың су сіңіруші жыныстары жасыл-сұр, қызыл-қоңыр түсті құм
болып табылады. Қабаттың қалыңдығы 46 м. № 13 ұңғысында дебиті 24,4 лс
болатын су ағыны алынған. Судың минералдығы 1,7 гл-ге; ал рН=7,45 тең.
Қабат температурасы 250С аралығында.Су құрамында 0,1 мгл мөлшерінде
қорғасын кездеседі. Жоғарыда аталған қабат суларын техникалық мақсаттарға
қолдануға болады.
Төменгі тұран-сенон сулы комплексі жергілікті жақсы жетілген.
Қабаттың су сіңіруші жыныстары 270 м тереңдікте жататын жасыл-сұр түсті
құмдар болып табылады. Су тұщы. Жалпы минерализациясы 0,6 гл тең. Суды
жалпы күнделікті ішуге, алдын-ала тазалаудан кейін жарамды болады.
1.1.4. Мұнай мен газдың қорлары.
Кен орнын зерттеу жұмыстарына сәйкес келесідей мәліметтер анықталды.
Мұнайдың бастапқы балансты қоры 41,272 млн.т.
Мұнайдың алынатын қоры 12,8 млн.т.
Еріген газдың балансты қоры 3,32 млрд.м3
Жоғарыда келтірілген көрсеткіштер С1 категориялы алынатын қормен
сәйкес.
Зерттеулерге сәйкес С1 категориялы алынатын мұнай қорлары әр
горизонтта:
М-ІІ горизонты 3,887 млн.т.
Ю-О горизонты 1,112 млн.т.
Ю-І горизонты 2,998 млн.т.
Ю-ІІ горизонты 0,064 млн.т.
1.2. Кен орын игеру жүйесі.
1.2.1.Игерудің ағымдағы жағдайын талдау.
Кен орнын игерудің барлық мерзімінде, игеру процесін
бақылауды жүзеге асыру. Бақылаудың негізгі есебі, бұл алу. Ұңғы жұмысы және
параметрлердің өзгеруі нақты ақпаратты өңдеп жалпыландыру ерекшеленеді.
Қабат жұмысын мына мақсаттармен сипаттаймыз:
• тыңайған жерді игерудің нәтижелі жүйенің фактілік тех-қ бағаның, тех-
қ іс-шаралардың жалпы жүзеге асырып, реттейді
• жүзеге асырылып жатқан игеру процестің, оптимикалық процестің,
жоспарлау іс-шараларын жақсарту бойынша
• жаңа тех-р нәтижесінің бағасы, тыңайған жерді бөлек учаскелерде
пайдалану.
Кен орнын игерудегі бақылау арқылы ақпарат алу негізгі
тәсіл болып келеді:
• дебит және ұңғы өнімін жер бетінде сумен емдеу
• ұңғы стволындағы ағын келуші және сұйықтық құрамын зерттеу
• ұңғы қиығындағы қабатты зерттеу.
Мұнай кен орнын игеру процесінде мыналар оқытылады:
• қазіргі жиналған мұнайдың және дебиттің, жолаушы су мен газ, және
жұмысшы агенттердің алу динамикасы кен орнындағы, бөлек ұңғылармен
бөлшектерде
• қорды игеруді қамту, бөлек қабаттардан қысушы агентті кіргізу
сипаттамасы тыңайған жерлер учаскесімен қамту деңгейінің бағасы
қабатты қысу процесімен сипатталады
• тыңайған жердің энерг-қ жағдайы, кіргізуші және қабат қысымының
сұрыптау және енгізу зоналарындағы динамикасы.
• ұңғының өнімділік және қалдықтық коэффициентінің өзгеруі, сонымен
қатар газ факторының, қабатты гидро өткізгіштігінде де болады
• пайдаланушы колоннаның герметикалық күйі, пайдаланушы объектілер
арасындағы өнімділік горизонттының көрші горизонты қиықтың
болуымен сипатталады
• өндірілген сұйықтық пен газдың физико-химиялық қасиеттерінің өзгеруі,
игеру процесінің жүргізілуі кезінде.
Игеру объектісінің барлық ауданын қамту игеруді бақылауға
байланысты. Шартты жүйелік жиынды зерттеу және өлшеу бақылаумен бірге
жүзеге асады, яғни өндіруші және айдаушы ұңғылардың қоры. Кен орнын
игерудегі реттеушінің мақсаты, мұнай өндірудің максималды нәтижелі қордың
жүзеге асырылатын шартта игеру. Игеру кезеңінің анализінің және пайдаланушы
объектілердің гидродинамикалық моделінің нәтижесінде іс-шаралар жиынтығын
бір бағытқа бағыттау үшін жасалған.
Берілген тех-қ сұлбамен, Ақшабұлақ кен орнын игерудің
реттеуші іс-шараларын жүргізу.
1. Өндіруші ұңғыларының жұмыс уақытының өзгеруі (жұмыстың оптималды болуы
өндіру мүмкіншіліктеріне байланысты).
2. Күшейткіш ұңғыларының жұмысын реттеу, күшейткіш газдың өтуін алдын алу
мақсатымен.
3. Пайдаланушы ескі ұңғылардың және кейбір ұңғыларды бұрғылауын енгізіп, 1
– пайдаланушы объектіні бөлшектеп ашу.
4. Ағынды қайтару технологиясын жүзеге асыру.
5. Игеру жүйесінің элементтері бойынша көлемді болу.
6. Әр түрлі ұңғылардың тазалаушы ағын бағытын өзгерту үшін кезеңдік
өшірулер.
7. Ұңғының гидродинамикалық мүлтіксіздігін арттыру, мына көмекпен:
• Өндіруші және күшейткіш ұңғылардың кіргізуші зонасын сұрыптау.
• Тыңайған жердің қабаттық бөлімінің аумағындағы қышқыл гидро-үзілудің
қабатта жүргізілуі.
• Ұңғылардың гидромеханикалық және гидроқұндық перформация-лардың
қосымша және саңылауларын анықтау.
8. Қабатты қамтудың артуы, мына әсерлесу нәтижесі:
• Мұнай қайтаруды арттыру үшін тұнбамен сірне жасайтын реагенттері
қолдану.
• Ағын қырын тегістеу және қалдықтық.
• Өндіруші ұңғыларға су және газ ағынын шектеу (физикалық әдіспен және
химиялық реагент).
• Резервті ұңғыларды бұрғылау.
Ақшабұлақ кен орнындағы пайдаланушы объектілерді басқа
маңызды әдісімен, кен орнын игерудегі геофизикалық зерттемелерді бақылау.
Компановка негізінде мына датчиктерді есептейді:
• муфта лакаторлары
• гамма-трикотаж құралы
• термометр
• манометр
• расхомер.
Кәсіптік геофизикалық зерттемелердің көмегімен объекттер
қиығында жұмысшы интервалдардың жүзеге асырылуы. Ерекше нәтижелі деректі
интерпретация жиынтығы MDT және PLT, бұл деректер маңызды деңгейде басқару
мәселесін шешеді және реттейді, ал ол болса Ақшабұлақ кен орнына тән
сипатта.
Ж.Ш.С СП КазГерМұнай 5 мұнай және газ кен орнын игеруде:
Орталық Ақшабұлақ, Оңтүстік Ақшабұлақ, Шығыс Ақшабұлақ, Нұралы және Ақсай.
Орталық Ақшабұлақ кен орнының 01.04.08 жылғы жағдайы:
- Орталық Ақшабұлақ кен орнында игеру жұмыстары басталғаннан 13,225
млн.тонна мұнай өндірілген. Қалдық мұнай қоры 27,782 млн. тонна және
3397,2 млн.м3 еріген газ өндірілген.
Ж.Ш.С СП КазГерМұнай-да 01.01.08 жылдағы барлық игерілудегі кен
орындарындағы қалдық қоры: геологиялық мұнай қоры 80,9 млн.тонна, алынатын
мұнай қоры 34,783 млн.тонна, игеру басынан жиналған мұнай шығымы 14,339
млн.тонна бастапқы алынатын қордың 29,1%-ы игерілген. 2008 жылдың 1-ші
ширегінде бастапқы алынатын қордың 6,23%-ы игерілді.
2008 –ші жылдың 1-ширегінде игерілудегі кен орындарда мұнай және газ
өндірудің нақты өндірілгені 3055,057 мың тоннаны құрады.
2008 ж 2008 ж 1 маусым жоспар
Кен орны жоспар
Жоспар Факт (+,-)
Ақшабұлақ 2 844,54 2 844,54 2 867,776 +23,236
1.2.2. Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы
шығымын, игерудің технологиялық
көрсет кіштерін талдау
01.04.08 ж. дейінгі есептеулер бойынша Ақшабұлақ кен орнындағы игеру
ұнғылары – 38, және 7 айдау ұңғысы анықталған:
Пайдалану ұңғы саны 38
Жұмыс істеп тұрған 31
Жұмыс істемей тұрған 5
Меңгерілуде 2
Айдау ұңғыларының саны 7
Жұмыс істеп тұрған 6
Жұмыс істемей тұрған 0
Меңгерілуде 1
Өндірудің технологиялық көрсеткіштері:
01.10.00-01.01.08 аралығында Ю-ІІІ горизонты бойынша 1859,83 мың.т.
мұнай алынған. Оның 904,6 мың тоннасы солтүстік күмбезде, ал 955,47 мың
тоннасы оңтүстік күмбезде алынған.
1.2.3. Қабаттан мұнай қорын алуды талдау.
М-ІІ горизонты пайдалану 1999 ж. басталған.
01.01.08 ж. дейін 1491 мың т. мұнай алынған.
Қазіргі мұнай алу коэффициенті В+С1 категориясындағы мұнайдың
геологиялық қорының 7% құрайды.
Ю-І горизонты 2001 ж. пайдалануға берілді.
01.01.08 ж. дейін 843 мың т. мұнай алынған.
Қазіргі мұнай алу коэффициенті мұнайдың балансты қорының 11% тең.
Ю-ІІІ пайдалануға 1999 ж. берілген.
01.01.08 ж. дейін 12696 мың т. мұнай алынды. Қазіргі МАК балансты
қордың 29% құрайды.
Демек, 01.01.08 ж. дейінгі алынған мұнай көлемі 15030 мың т. Оның
үлкен бөлігі 84,5% Ю-ІІІ горизонтына келеді.
1.2.4. Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру
режимдері.
Кен орнының энергетикалық жағдайын анықтау ұңғылардағы келтіру қисығы
арқылы жүргізілді.
Изобарлар картасын тұрғызу кезінде қабат қысымы оңтүстікте 17,57 МПа
екендігі анықталды. Қысым азаюының жинақталған өнім алудан тәуелділігін
қарастыру керек.
Солтүстік бөлік үшін теңдеу:
, корреляция коэффициенті R2=0,96
Оңтүстік бөлік үшін:
, корреляция коэффициенті R2=0,94
Осы графикті қолдану арқылы қабат қысымын ұстаусыз өнім алу
анықталады. Оның мөлшері 2,5 млн.т. мұнай.
Қазіргі уақытта қабат қысымының азаюы орын алуда. Сынақтың пайдалану
кезінде қабат қысымы 18,28-18,66 МПа аралығында болды. Қысым азаюы 0,5 МПа
құрады.
Ақшабұлақ кен орны үшін қазіргі уақытта қабат қысымын ұстау жүйесін
жетілдіру басты мақсат болып табылады.
Ақшабұлақ кен орны серпімді режимде игерілуде
Бұл режимде, мұнайды ығыстыру кенішті қоршаған су және қабат
қаңқаларындағы мұнай өзінің серпімді кеңею әсерінен болады. Бұл режимдегі
міндетті талап, ол қабат қысымын, қанығу қысымын жоғары ұстау. Қабат жабық
болуы керек, бірақ біршама үлкен болуы қажет, себебі оның серпімді
энергиясы негізгі мұнай қорын алу үшін.
Серпімді ортаның көлемдік коэффициенті сол ортаның бірінші көлемдік
бөлігі сияқты анықталаады.
(1)
Мұндағы
-бастапқы орта көлемі.
Кеуекті қабаттың қаңқасы ішкі қысымның өзгеруіне байланысты
деформацияланады. Ішкі қысымның өзгеруі, кеуектіліктің және қосымша сұйықты
ығыстырудың азаюына әкеліп соқтырады. Эксперименталды берілгендерден:
су үшін :
мұнай үшін :
жыныс үшін :
Қабаттың сығылуын бағалау үшін, сонымен бірге сығылу коэффициенті
келтірілген, олар қабаттың серпімді коэффиценті деп аталады. Ол кейдір
фиктивті ортадағы көлемдік сығылудың орташа коэффиценті, оның көлемі
сұйықпен қанықтырылған қабат көлеміне тең.
Серпімді (приращение) су, мұнай және жыныс көлемін анықтағанда, оның
қабат көлемінің бірлік элементі мынаған тең:
(2)
мұндағы V-фиктивті орта көлемі,
Vn,Vb,VH-қабат қаңқас, қабаттағы мұнай және су қанығу
көлемдері.
-қабаттың серпімді келтірілген коэффиценті.
-арқылы қабаттағы су және мұнай қанығу, және кезектілікті (2)
формуланы келесідей жазуға болады.
;
немесе
(3)
(3) формула көбіне қабат жүйесінің серпімділігін келтірілген көлем
коэффиценті үшін қолданылады.
1.2.5. ҚҚҰ жүйесі және мұнай бергіштікті ұлғайту әдістерін қолдану.
Әсер етудің мақсаттары мен әдістері. Мұнай кенішіне әсер етудің
мақсаты қабат қысымын ұстау болып табылады және маңыздысы ақырғы мұнай
бергіштікті арттыру. Соңғысында әсер ету әдісі өзгеше болуы мүмкін, және
игерудің соңғы сатыларында қолданылады.
Көп жағдайда әсер ету әдісі екі мақсатта да қолданылады:
Қабат қысымын ұстау және ақырғы мұнай бергіштік коэффициенттін
арттыру.
Мұнай кенішіне әсер ету әдісі үлкен масштабта қолданылады. Мұнайдың
шамамен 85%-ы қабаттан әсер ету арқылы өндіріледі. Әсер етудің көп
қолданылатын қабатка су айдау арқылы қабат қысымын ұстау болып табылады.
Қабатқа әсер етудің келесідей маңызды түрлері бар:
1. Қабатқа су айдау арқылы қабат қысымын ұстау, оларға жататыны:
- Контурдан тыс су айдау;
- Контурда су айдау;
- Контур ішінен су айдау;
Соңғысын былайша жіктеуге болады:
а) кенішті сызықтық немесе дөңгелек айдау ұңғылар қатарларымен кию.
б) блокты жүйеде су айдау.
в) ошақты су айдау.
г) таңдама су айдау.
д) ауданды су айдау.
2. Қабат қысымын газ айдау арқылы ұстау.
- Ауа айдау;
- Құрғақ газ айдау;
- Байытылған газ айдау;
- Параметрлері критикалыққа жақын газ айдау.
3. Жылулық әсер ету әдістері:
- Қабатқа ыстық су айдау;
- Қабатқа қыздырылған ауа айдау;
- Қабаттың түп аймағын жылулық өңдеу;
- Қабатта жылжымалы жану фронтын жасау.
Өте шектеулі масштабта басқа да әсер ету әдістері бар, олар жоғарыда
келтірілген әдістердің тіркестері болып келеді. Бұл әдістерге қабатқа түрлі
заттарды жатқызуға болады. Ол заттарға құрғақ газ немесе суға қосылатын
түрлі ерітінділерді жатқызамыз: карбондалған су, көмірқышқыл газ,
газдыгенераторлы газ.
Бұл әдістердің көбінің мақсаты – қабат қысымын ұстау емес, қабат
қысымын ұстауға әсерін тигізе отырып, мұнай бергіштік коэффициентін
арттыру.
Зерттеулер көрсеткендей, ерітіндіні айдағанда оның көлемі қабат
көлемінің 5-15% пайызын құрау керек.
Мұнай қабатына әсер етудің жасанды түрлері:
Көбінесе қабаттың өз энергиясы үлкен қарқын және кеніштен мұнайды
толық алуды қамтамасыз ете алмайды. Кенішті ең тиімді суарынды режиммен
игеру кезінде қабат қысымы төмендейді, бұл қабат энергиясының сарқылуын
көрсетеді. Бұл мұнай кенішіне келіп жатқан қабат суының көлемінің қабаттан
алынған мұнай көлеміне қарағанда аз екенімен түсіндіріледі, осының
салдарынан қабат қысымы төмендейді.
Мұнай өндірудің жоспарлы деңгейіне жету қабат қысымын ұстап
тұру үшін кен орны өнімді горизонтына су айдалады. Игеруге ұсынылған нұсқа
бойынша суландыру үшін айдаудың қажеттілігі 2004 жылы 1744 мың м3жыл
құрады. Жоғарыдағыны ескеріп айдаудың орталық пунктында қуаты 1100 м3тәу-
ке тең REDA фирмасының горизонттарды ортадан тепкіш екі сорабы орнатылған.
Айдалатын судың көлемі ұлғайту үшін қосымша плунжерлік сорап қолданылуы
мүмкін. Айдалатын су сорапқа буферлік су резервуарларынан гравитациялық
әсерінен беріледі және 152,4 мм диаметрі шыныталшықтан жасалған құбырлар
желісі бойымен айдау ұңғымалары беріледі. Коррозиямен күресу үшін
технолгиялық су резервуарына келіп түсетін суға коррозия ингибиторын
қосады, осылайша барлық қабат қысымының ұстау жүйесі тек қана химиялық
өнделген сумен әсерлі болады.
Айдау ұңғымалары барлық пайдалану объектілеріне бірқалыпты су
айдау үшін алатындай етіліп жабдықталады. Әр ұңғымаға келетін орташа
шығындар 285 м3тәу, 1400 м3тәу аралығынды өзгеріп отырады. Айдалатын
судың көлемі ұңғымалар арасында және әр ұңғымадағы әр түрлі горизоттардың
коллекторлық қасиеттеріне байланысты таралады.
Әр түлі горизонттарға суды бөлек айдау үшін ағын реттегіштері
қолданылуы мүмкін. Олар алдын-ала берілген көлем бойынша калибрленеді және
арналған горизонтқа қарсы СКҚ-ға орнатылады. Бұл регуляторлар орнатылады
және болат троспен алынады. Сонымен қатар әр түрлі горизонттағы жеке су
айдау үшін қосарланған пакер қолданылуыда мүмкін (екі сорапты компрессорлы
құбырлар тізбегіне арналған пакерлер). Диаметрі 168мм болатын пайдалану
тізбегі кезінде диаметрі қолдануы мүмкін. Коллекторлық қасиеттердің ескеріп
айдалатын суға келесідей талаптар қойылады:
- механикалық қоспалардың құрамы 1-2мгл-ден, мұнай өнімдері 6мгл
аспауы керек;
- темір тотығы 0,5мгл-ден аспауы керек;
- еріген оттегі 1мгл-ден кем болмауы керек;
- сулфатты қалыптастыратын бактериялар мөшері 104 жасушамл-ден
аспауы керек;
- күкірт сутегі мен көмірқышқылы болмауы керек.
Айдалатын сулар оларға қойылатын талаптарға сәйкес кен орнының
қабаттық суларына сәйкес болу қажет. Юра өнімді горизонттының қабаттарының
сулары хлор-кальцийлі типті әлсіз сульфатты метаморфизацияланған
ертінділерге жатады, сульфаттардың құрамы айтарлықтай бөлінуі және 3,3-21
мгл дейінгі аралықта өзгеруі мүмкін, стоций 177-275 мгл дейін, жалпы
миниралдылығы 148-173 гл дейін өзгереді. Метаморфизация, сульфаттылық
құрылымның гидрогеологиялық жабдықтығының коэффициенті сәйкесінше мыналарға
тең 0,80-0,14 және 159,9.
Юра қабатының сулары химиялық құрамы бойынша өте күшті дәрежеде
гипспен қанықпаған, сонымен қатар қабаттық жағдайда СаСо3 қанығуы керек. Су
айдаудың алғашқы кезенінде айдалатын судың негізгі көзі 300-500м терңдікте
орналасқан, бар жасындағы альб-сеноман суарынды горизонттары болып
табылады. Бұл сулар Ақшабұлақ кен орнының территориясында орналасқан. Су
айдау көлемін қамтамасыз ету үшін 1997 жылы бұл горизонттардан төрт су алу
ұңғысы бұрғыланды. Олардың екі ұңғымасы ғана қазылып бітті, бұл
ұңғымалардың өнімділігі 1100 м тәулікке тең TG-7000 батырмалы ортадан
тепкіш электросорап өондырғысымен жабдықталды. Су алу ұңғымаларынан
алынатын су диаметрі 200мм тең құбырлар желісі бойымен су құрамындағы
механикалық қоспаларды сүзіп алатын торда сүзгі арқылы өтіп технологиялық
су резервуарына келіп түседі.
Қазіргі кезде өнімді горизонттағы мұнаймен бірге өндірілетін Юра
қабатының сулары айдалды. Осыған байланысты альб-сеноман суларын алу
тоқтатылған және су алатын екі ұңғыма да мониторигтық зерттеуші қолданады.
Жоғарыда аталған хлор-кальций типті бор және юра сулы кешендерінің жоғары
минералды қабаттық суларынан басқа аидау ұңғымасына, сонымен қатар ағынды
сулар да қолданылады. Ол қабаттық сулармен сәйкес келуі және құрамы бойынша
минералдығы 157 гл дейін болатын хлор-калцилі типке жатады, ондағы
сульфаттар мөлшері 2,5 мгл аралығында өзгереді. Оны дайындау жабық жүйе
бойынша жүргізіледі.
Нұсқа бойымен су айдау Ю-III горизонтта екі ұңғымамен жүзеге
асырылады: №15 ұңғы 1999 жылдың ақпанынан бастап және №19 ұңғы 1999 жылдың
мамырынан бастап. 2000 жылдың басынан бастап №19 ұңғыдан Ю-I горизонтына су
айдау басталды.
2001 жылдың басына қарай кен орны қабаттарына 1045, 4 мың м3 су
айдалды. Айдаумен жинақталған алу компенсациясы 70,4 % жетті. Ағындағы
компенсация 116,4 % құрайды. Ю-I горизонтына 44,5 мың м3 су айдалды. Су
айдаумен жинақталған алу компенсациясы 17,9 % жетті. Ағындағы компенсация
26,4 % құрады.
1999 жылы ұңғымалардың максималды қабылдағыштығы мынаны құрады:
- №15 ұңғымасы бойынша айдау қысымы 7,8 МПа тең болған кездегі – 1740
м3тәу;
- №19ұңғымасы бойынша 7,8 МПа тең айдау қысымы кезінде 1146 м3тәу.
Ю- III горизонтына су айдау №13, №11 ұңғымалары (орталық бөлігі
Ю-I горизонтының жақсы дамыған коллекторы) және №14, №11, өндіру
ұңғымалары (орынның перфорацияланған бөлігі Ю-I горизонттарындағы әлсіз
коллектор) орналасқан, екінші аймақта, жүргізіліп жатыр. Екінші аймақтың
және өндіру ұңғымалары және бірінші аймақтың №25 ұңғымасы бойынша мұнай
шығымының, суланудың, қабаттық және түп қысымының қисығын талдау (бірінші
аймақ екінші аймақпен Ю-I горизонттының қабаттары бойынша нашар
гидродинамикалық байланыста) ұңғыманың айдауға кері әсерін көрсетті мұнай
шығымының өсуі суланудың төмендеуі және түп қысымының жоғарылауы байқалды.
Бұл 1999 жылы сәуір айында 318 м3тәу-тен 1590 м3тәу-ке дейін
су айдау байқалды, сонымен қатар орталық ауданнан және 232мм-лік коллектор
бойынша батыс ауданынан тасымалданады. Олар шамамен жерасты грунтында
жерленген. Тестілік желі әр жеке ұңғымадан тестілік айырғыштар арқылы
сұйықты өткізуге және мұнай, газ, су бойынша шығым өлшеуге мүмкіндік
береді.Орталық өндеу қондырғысына жалпы коллектормен берілетін жалпы өнім
алдын-ала суды түсіретін үш фазалық айырғышқа келіп түседі. Бұл жерде 0,414
МПа қысым және 480С температура кезінде сұйық ағынының мұнаймен газдың
айырылуы және 90 %-ға дейін, бас судың айырылуы жүреді. Бөлінген бос су
өндірілетін су тұрақтандырғыш резервуарына келіп түседі, содан соң
теңестіргішбуферлік резервуарға келіп басқа сулармен араласады және одан
әрі қабат қысымын ұстап тұру үшін айдау ұңғыларына айдалады. Суды одан әрі
бөлу үшін мұнай эмулсиясы қысымы 0,241 МПа-ға тең. Электростатикалық торы
бар айырғыш жылытқанша бағытталады.Бұл жерде ол 100с-ге дейін қыздырылады
және де электорстатикалық коалесценция әсерінен екі фазаға-су және мұнайға
бөлінеді. Газ жоғарғы қысымды факел желісіне бағытталып, ал өндірілетін су
тұрақандырғыш резервуарына барады.
Мұнай одан әрі электростатикалық торы бар айырғыш-
тұзсыздандырғышқа бағытталады, бұл жерде мұнай статикалық араластырғыш
арқылы араластырылып жуылады және Р=0,005МПа кезінде мұнайдың сусыздануы
жүреді. Бөлінген газ төменгі қысымды факелді желіге беріледі. Ал, тұз
ерітіндісі айдауға арналған сораптар көмегімен резервуар тұрақтандырғышқа
қарай айдалады. Мұнай дегидрациялық мұнай сораптар көмегімен сыйымдылығы
2000 м3 болатын тауарлы мұнай резервуарына айдалады Бұл жерде тауарлы мұнай
көлемінің шығымы және оның құрамындағы судың мөлшері әрдайым өлшеніп
отырады.
Аппараттардың жиналған тұрақтандырғыш резервуардағы су мұнайдан
тұну арқылы айырылып өндірілетін су буферлі резервуарына ағып келеді және
де ол жерден айдау ұңғымаларына айдау сораптары арқылы айдалады. Резервуар
тұрақтандырғыштан ұсталғаг мұнай жинау коллекторымен орталық өндеу
қондырғысына бағытталады. Аппараттардағы жерасты дренажды сыйымдылықтары
арқылы іске асырылады.
II айдау сорабын қосқаннан кейін. Осылайша айдаудың көлемін
екінші рет ұлғайту кезігде №13 ұңғымада түп қысымының 9,5 МПа-дан 10,2 МПа
дейін өсті, ал №14 ұңғымасы бойынша түп қысымының 2,7-ден 4,1МПа-ға дейін
өсті, суланудың 63 %-45 % дейін төмендеуі байқалды. №25 ұңғымасы бойынша
түп қысымының 3,1МПа-дан 4,1МПА-ға дейін өсті және мұнай шығымының 65,1-ден
87,7 м3тәу дейін,суланудың 13 %-дан 7 %-ға дейін азайған, ал №10 ұңғымасы
бойынша түп қысымының 47МПа-дан 51.3МПа-ға дейін өсті, мұнай шығымының 53-
54,2 м3тәу-ке дейін өсті,суланудың 56-58 % дейін төмендеуі байқалды. Ал,
№13 үңғымасы бойынша түп қысымының 7,5 МПа-дан 8,8 МПа-ға дейін өсуі
байқалды. Алудың ағындағы компенсациясы ( айдау есебінен бұл кезінде 250-
300 %) құрады.
Ю-I горизонты арқасындағы №12 және №17 пайдалану ұңғымалары
айдауға кері әсері айдаудың басында (2000 жылы мамыр айында) немесе айдау
көлемінің 190 м3тәу (2000 жылы шілде айында) ұлғайту кезінде №19 ұңғымада
байқалды.
№12 ұңғыманың айдаудан болған жақсы әсері түп қысымының артуымен
және суланудың 78 %-дан 64 %-ға дейін төмендеуімен байқалады. 2000 жылдың
шілде айында екінші жартысында айдаудың әсері №17 ұңғымасында түп қысымы
өседі, мұнай шығымының және суланудың төмендеуімен байқалды.
Шілде айында айдау көлемін ұлғайтудан кейін №12 ұңғымасы бойынша
түп қысымы біршама тұрақтанып, суланудың тұрақтануы және төмендуі басталды.
№17 ұңғымасы бойынша мұнай шығымы 16,9 м3тәу-31,7 м3тәу-ке өсуі және
суланудың 60 % - 96 %-ға төмендеуі байқалады.
1.3 МҰНАЙДЫ ЖӘНЕ ГАЗДЫ ӨНДІРУДІҢ ТЕХНИКАСЫ МЕН ТЕХНОЛОГИЯСЫ
1.3.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілінің көрсеткіштерінің сипаттамасы
Қазірігі уақытта Ақшабұлақ кен орынында жоба бойынша ұңғыма өнімі
фонтанды тәсілмен өндіріледі.
Үлкен мөлшердегі қабат қысымынан боатын энергияның және газ факторының
әсерінен, сонымен бірге қабат суының аз болуынан ұңғыманы өндірудің мүмкін
болған кезеңінде Ақшабұлақ кен орынындағы ұңғымалар фонтанды әдіспен
игеріледі. Технологиялық схеманың ұсынылған нұсқасы көмірсутекті алуға
байланысты келесі шектеулерді талап етеді:
– Максималды мүмкін дебит 800м3тәулік шамасында болуы керек;
– Пайдалану ұңғымаларының сағасындағы жобалық қысым жинауға,
алынған өнімді дайындауға байланысты шектеулі режимде жұмыс
жасайды. ГКДҚ-3 қысымы 15МПа-дан жоғары ағынды ғана өңдеуден
өткізеді. Ал ГКДҚ-2 және ҚӨК алғашында 8МПа, одан соң 6МПа, ал
контракттық периодтан соң 2МПа қысымда жұмыс жасайды. Осы
шектеулердің барлығы ұңғыма сағасындағы қысымға өз әсерін
тигізеді;
Фонтандалған мұнайлы кен орындарында сағалық құрылғылар головка
колоннасынан, фонтанды арматурадан және басқару жүйесінен тұрады.
Фонтанды арматура фонтанды ұңғыларды саңлаусыздандыру үшін, бақылау
үшін және оны пайдалануды реттеу үшін қолданылады.
Фонтанды арматураны таңдағанда келесі типтер қолданылады: МЕСТ 13846-
89 бойынша АФ6аВ-100100Х700К2. Олар негізінен 70 МПа (10000 PSI АНИ
бойынша) қысымда жұмыс істейді. Сонымен қатар АНИ классификациясы бойынша
осыған ұқсайтын суық климатқа және каррозиялы ортаға арналған фонтанды
арматуралар қолданылады.
Фонтанды арматураның құрылысы: құбырлық головка, бірі қолмен, екіншісі
автоматты түрде пневматикалық жұмыс жасайтын екі тығындау құралы бар фонтан
шыршасы, әрқайсысында екі ысырмадан бар екі шығару желісі (ысырмалардың
үшеуі қолмен басқарылынады ал біреуі дистанционды немесе автоматты түрде
пневматикалық басқарылынады).
Ұңғыма сағасы NACE MR-01-75 каррозиялық ортасына арналған AISI 4130
бойынша легирленіп жасалынған болат қалқандарымен құрыстырылады.
Ұңғыма сағасының құрылғыларына кіретін келесі заттарды да атап айту
керек:
– Басқару панелі;
– Парафинді тұнбалардың суық кезде қатып қалмауы үшін қолданылатын
парафин ингибиторы айдалынатын ингибитор айдау жүйесі;
– Апаттық тоқтау жағдайында кезекшіге хабар беру жүйесі;
Айдау ұңғымалары ҚҚҰ мақсатында газ айдауға бағытталған. Сондықтан
олардың жұмыс қысымы пайдалану ұңғымасымен салыстырғанда үлкен мәнге ие
болады. Және осы ұңғымалар арқылы зерттеу жұмыстары кезінде құралдырды
түсіру операциясы жүргізіледі. Айдау ұңғымаларының арматураларының жұмыс
қысымы 70 МПа-дан жоғары болуы шарт. Және ол каррозияға қарсы жасалынған
болуы керек. Өйткені айдалатын құрағақ газ құрамында аз мөлшерде күкірсутек
және көмірқышқыл газы бар.
Ақшабұлақ кен орынын пайдалану белгілі бір шарттарды алдыға қояды.
Оған себеп үлкен тереңдік, өнімді қабаттың қалыңдығы және күкіртсутектік
ортаның болуы.
H2S-тің көп болуына байланысты, үлкен мөлшерде қауіп бар. Ал бұның өзі
ұңғыма желілерінің саңлаусыз болуын және тоқтаусыз жұмыс істеуін керек
ететін жайт. Бұл жүйе фонтанды арматураны толық жою сияқты апаттық сәттерде
тиімді жұмыс істеуді қамтамасыз ету керек.
Әлемдік мұнай өндіру кәсіпорындарында көрсеткедей, осы шарттарға
сәйкесірек келетін құбырлық алынып-салынбалы клапандар. Бірақ оларды
қолдану басқа типтегі клапандарға қарағанда пайдалану құбырының өлшемін
үлкейту керектігін талап етеді.
Құбырлық пакерді таңдау да оның жұмыс істеу ортасымен анықталады:
– Каррозиялық орта;
– Өнімді арттыру мақсатындағы операциялрдың жүргізу керектігі;
Бұндай шараларға шыдас беретін алынып-салынбалы, коррозияға қарсы
тұратын, 90 тонна жүкке шамасы келетін пакерлер. Бұндай типтегі пакерлер 7”
колоннаға 3 ½” құйрықшасымен перфорациялық аймақтан 50 метрдей жоғарыда
орнатылады.
Осы зерттеулергесеп ала отырып ұңғыма ішіндегі құрылғылар кампановкасы
келесідей болатынын көреміз:
– Гидравликалық клапан-отсекатель. Ол арқан арқылы немесе СКҚ арқылы
аланып-салынады да, сақиналы кеңістікте орналасады.
– Құбырлық және сақиналық кеңістікті байланыстыратын, калоннаға
ауырлықты азайтатын, үлкен ішкі диаметрге ие алынып-салынбалы
гидравликалық пакер.
– Пакердің астында қондырғыш ниппель орналасады. Оған керекті
құрылғыларды орналастыруға, әртүрлі зерттеу құрылғыларын
орналастыруға, ағынды бақылайтын құрылғыны орналастыруға болады.
– СКҚ-ң башмагы бағыттауышпен жасақталынады. Бағыттаушының атқаратын
қызметі зерттеу және жөндеу жұмыстары кезінде кабельдер мен
проволкалардың үзіліп кетпеуін қамтамассыз етумен шектеледі.
Айдау ұңғымаларының құбыр желілерінің диаметрі айдау сорабының немесе
компрессорының күшіне байланысты болады.
Фонтандық ұңғының жабдықтары.
Мұнай және газ кен орындарының геологиялық шарты одан өндірілетін
мұнай және газ, олардың айырмашылығы ұзындық өнімділік қабаттың түзілуі,
мінездемелік және тау жынысының тұрақтылығы, қабат қысымы және
температурасы, газдылық фактор, мұнайдың тығыздығы қанықтырылған қысым және
т.б. мінездемелер. Осыған байланыты геологиялық мінездеме және ерекше
өнімділік қабат әртүрлі конструкциялық ұңғымен ауыстырылады. Осы
конструкция нақтылық элементтер қысқаша бағыттар (5-15м), кондуктор (100-
500м) және шегендеу-пайдалану құбыры (өндірілетін горизонтқа дейінгі).
Осындай қарапайым бір қатарлы конструкция айырмашылығы одан тереңдігі 2000м
тұрақтылық жыныс бұрғыланған және меңгеру ұғыма. Күрделі геологиялық шарт
бойынша көтеріп-жіберу қаттылығы жоба тереңдігімен тізбектеледі. Бұрғылау
қарқындылығы, қажетті аралық горизонт үлкен қабаттық қысыммен сонымен қатар
басқада себептер мен одан да қатты және қымбат көп салалы тізбектелген
конструкция бұрғылаумен ауыстырылады. Мысалы, Чечено-Ингушетиядағы бұрғылау
5300-6000м тереңдікте жатыр, олар көп колонналы конструкцияны қолдануға
тиіс 4-7 кондуктордан және хвастовиктен тұрады. т.б. Шегендеу колонналардан
тұрады. Мұнай газ кен орындарын пайдалану жағдайын және де жер қойнауын,
қоршаған ортаны қорғау ұңғыға СКҚ түсіру, өлшеу қондырғыларын түсіну ұңғы
жұмысын ретке келтіру, қысқа мерзімге ремонт жасау үшін жабу. Колонна басы:
ол ұңғы сағасын құбыр аралық кеңістік саңлауларын байланысьыру үшін құажет
1-2-3-5 басты колонналары бар: Колонна бастары үшін мынадай шарттар талап
ету қажет:
құбыр аралық кеңістіктегісаңлаусыздандырудың тиімділігі.
Барлық құбыр аралық кеңістіктегі қысымын бақылау.
Шегендеу колонналарының жылдан және тез аспасын бекіту.
Жылдан және тиімді монтаждау.
Орташа жеткілікті биіктік.
Фонтанды арматура:
Фонтанды арматура мыналар үшін берілген:
Бір немесе бірнеше фонтан құбырларын ілу үшін
Шегендеу колонналарымен фонтан құбырлар арасындағы кеңістіктегі
саңлаусыздандыруды бақылау
Технологиялық операцияларды өткізу кезіндегі ұңғыларды жөндеу
және пайдалану.
Фонтан арматурасы жоғары температурада және қысымды жұмыс
жасайды. Бірақ пайдалану мінездемесіне байланысты фонтан ұңғылары әртүрлі
болады.
Фонтан арматурасы конструкциясына байланытс және беріктік
қасиетіне байланысты болады.
Жұмыс қысымы 7-ден 105МПа дейін
Оқпан қима өткізгіштік өлшемі 50-ден 100мм-ға дейін.
Фонтан шырмасының конструкциясына байланысты. Трайник және төрт
жақты.
Ұңғы түбіне түсетін санына байланысты бірретті және екіретті.
Газды қоспаның физикалық процессі.
Скважинаны мұнай өндіру практикасында әрқашан газдың бөлінуі өтеді.
Механизмнің түсінігі скважиналық көтергіштің сұйықтылығы (ГЖС). Трубадағы
газды сұйықтықтың қозғалысын білу керек.
Көлденең құбырдың газды қоспасын сапалық қозғалыс жағынан түсіндіру
ыңғайлы, келесі жағдайда түсіндіруге болады.
Газды сұйықтықтың көтергіші.
Мұнда құбыр 1 ұзындығы L сұйықтың су өткізгіштігінің ұзындығы һ. К
құбырдың сонғы төменгі ашық жері, сондықтан анализ бойынша терминалогиялық
кәсіпті башмақ деп атайды.
Штуцерлер. Олар фонтанды шыршаның элементі болып табылады және
фонтанды ұңғыма жұмыс режимін және оның дебитін реттеуге арналған.
Штуцерлерді арматураның екі лақтырынды желісінде орнатады, және
реттелмейтін және реттелетін деп бөледі. Реттелмейтін штуцерлер өте жеңіл
және сенімді. Олар ұңғымадан құм немесе басқа абразивті зат шығатын
жағдайларда қолданылады. Реттелмейтін штуцерлердің көптеген конструкциясы
бар, олар қысқа конусты втулка түрінде легирленген болаттан немесе берілген
диаметрлі орталық каналы бар металлокерамикалық материалдан жасалады.
Штуцерлердің ескіруі сайын, ұңғыма жұмысындағы қалыптасқан режим бұзылады,
және штуцерды алмастыру қажет болады. Бұл үшін ұңғы жұмысын уақытша
лақтыруға аударады, мұнда берілген диаметрлі штуцер орнатылады, ал бұл
кезде негізгі жұмыс отводында ескірген штуцерді өзгертеді. Соған байланысты
тез алмасатын штуцерлердің көптеген түрлері ұсынылған. Жай штуцер
лақтырынды желісінің екі фланец арасында қысылатын, берілген диаметрлі
саңылауы бар диаграмма түрінде жасалады.
Реттелетін штуцерлерде-өту қимасы, қатты материалды седлодағы конусты
штокты орын ауыстыру арқылы өзгертіледі. Орын ауыстыру маховикті айналдыру
арқылы іске асады, мұндағы штокта, реттелетін штуцердің өту сақиналы
қимасының эквивалентті диаметрін көрсететін көрсеткіш болады. Мұндай
штуцерлер күрделі, қымбат, оның сальникті тығыздатқыштары бар және әдетте,
құм шығармайтын ұңғымаларда қолданылады. Әр штуцерде газсұйықты ағынның
энергиясын жұту болады, және қысымның төмендеуі, буфердегі қысымның, мұнай
газ жинау жүйесіне апаратын желідегі қысымда төмендейді. Егер қысымдар
айырмашылығы үлкен болса, онда бірнеше қатарлы жалғасқан штуцерлерді
қолданады, оның әрбіреуінде қысым төмендейді.
Манифольдтар. Манифольд фонтанды арматураны,ұңғы өнімін өлшеу
қондырғысына апаратын құбырмен байланыстыру үшін арналған. Мұндай
байланыстың әртүрлі сұлбалары жергілікті жағдайға және технолдогиялық
пайдалануға байланысты қолданылады. Сондықтан бұл сұлбалар стандартты емес,
бірақ оның түйіндері заводта жасалған элементтерден жабдықталады. Крестті
фонтанды арматура манифлоьдының жай сұлбасы (5 сурет) құбыраралық
кеңістіктегі байланысты қарастырмайды және ұңғыманы трапты немесе өлшеу
қондырғысымен байланыстыратын тек бір ғана лақтырынды желінің болуы
қарастырылған. Кейбір жағдайда, парафиннің интенсивті қабаттануы кезінде
екі лақтырынды желілер және екі желінің кез-келгеніне жұмыс жасауына
мүмкіндік ететін манифольд қарастырылған.
5-суретте заводтық жинаудың стандартты түйіндер көрсетілген. Олар
төртбұрыш болып, номерлермен (№1,№2,№3) белгіленген. Сұлбада екі реттелетін
штуцер, екі вентиль сұйықты және газды алу үшін, өнімді факелге лақтыру
үшін жабу құрылғылары 3 немесе жер амбары, тройник 4, крестовик
5,сақтандыру клапаны 6, фланецті қосылыс 7 қарастырылған. Манифольдтың
негізгі түйіндері фонтанды арматураның бөлшектерімен бір түрге келтірілген.
Манифольдтың ұшында 80 мм диаметрлі құбырмен жалғасу үшін фланецтер болады.
Манифольдтың белгіленуіне сұлба нөмірі, шартты өту диаметрі және жұмыс
қысымы, мысалы 1 МАТ-60х125 кіреді. Шығарынды шлейф манифольд арматурасын
мұнай газ жинау жүйесінің топтық өлшеу қондырғысымен (ТӨҚ) байланыстырады,
мұнда автоматты түрде ұңғы шығымы өлшенеді. ТӨҚ-на ұңғымалар тобы (24
дейін) қосылады, олардың шығымы белгілі бағдарлама бойынша кезегімен
өзгеріп отырады.
Жалғыз фонтанды ұңғымалар және әсіресе жоғары шығымды ұңғымалар жеке
трапты қондырғымен жалғасады, мұнда газды айыру (кейде екі сатылы) және
шығымды өлшеу жүреді. Содан кейін, ұңғы өнімі сумен және қалдық газбен
бірге, сусыздандыру және газды толық айыру үшін, мұнай газ жинау пунктіне
барады. Мұнай газ жинау пункті жиі, мұнайды жылыту арқылы сусыздандыру және
тұзсыздандыру қондырғыларымен біріктіреді, мұнда мұнай және судың ұсақ
тамшылары шекарасындағы беттік пленкасын бұзу, беттік активті затты-
деэмульгатор қосылған таза сумен жуу қолданылады.
Фонтанды ұңғыма жұмысын реттеу.
Игерудің бастапқы сатыларында фонтанды ұңғыма және әсіресе жоғары
шығымды ұңғылар мұнай игеру мекемесінің мүмкіндіктерін анықтайды. Сондықтан
олардың жұмысын зерттеу, реттеу және бақылауға үлкен көңіл аударады.
Сонымен қатар, фонтанды қондырғы тереңдік зеттеулерді жүргізуге, тереңдік
пробаларын алу, құйылу профилін түсіру және басқа зерттеулер жүргізуге
мүмкіндік береді. Фонтанды ұңғыманың дәлелді пайдалану режимін анықтау
үшін, әр түрлі тәжірибелі режимдердің жұмыс нәтижелерін білу маңызды.
Фонтанды ұңғыманың жұмыс режимін штуцерді алмастыру арқылы өзгертеді, яғни
оның өту саңылауының диаметрін өзгертеді. Бұл кезде ұңғыманы жаңа режимде,
басқа өлшеуді жүргізудің алдында кейбір уақыт ұстайды. Осы уақыт-штуцерді
ауыстыру кезінде және соған байланысты оның шығымы және түптік қысымы
өзгеруі нәтижесінде болатын возмущениядан кейін, қабат және ұңғыма
қалыптасқан режимге көшу ұзақтығы әртүрлі, және қабаттың гидроөткізгіштігі
және пьезоөткізгіштігіне, сонымен қатар шығымның салыстырмалы өзгеруіне
байланысты.
Ұңғыманың қалыптасқан режим белгілеріне-шығым тұрақтылығы ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Мұнай мен газ өндіру еліміздің өнеркәсібінің ең маңызды
салаларының бірі болып табылады. Оның дамуына біздің елімізде үлкен көңіл
бөлінеді.
Еліміздің әлеуметтік─экономикалық жоспарында жаңа мұнай мен газ кен
орындарын пайдалануды жеделдету қамтылуда. Олардың қатарына Ақшабұлақ кен
орны жатады.
Ақшабұлақ кен орны 1987 жылы Тұрлан геофизикалық экспидициясының
зерттеуімен ашылды. Фонтанды мұнай ағынын алу Қазақстан Республикасындағы
Оңтүстік Торғай ойпатының өнеркәсіптік мұнай газдылығын растайды.
Ақшабұлақ кен орнын игерудің технологиялық схемасына сәйкес 1989
жылы кен орынды өндірістік игеру басталды.
1993 жылдың қараша айынан бастап кен орынды “ҚазГерМұнай” біріккен
кәсіпорны игеруде.
1. Технологиялық бөлім
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Жалпы мәліметтер
Ақшабұлақ кен орны Қазақстан Республикасы, Қызылорда облысы,
Тереңөзек ауданында орналасқан. Кен орны Оңтүстік Торғай ойпатының оңтүстік
бөлігінде орналасқан. Облыс орталығы Қызылорда қаласына дейінгі қашықтық
120 км. . Кен орнынан шығысқа қарай 116 км тас жолы өтеді. Қызылорда
─Жезқазған линиялық электр жүйесі кен орнынан 20 км қашықтықта өтеді. Кен
орнынан шығысқа қарай 250 км қашықтықта Омбы-Павлодар-Шымкент мұнай құбыры
өтеді. Солтүстік-батыста 75 км қашықтықта Құмкөл кен орны орналасқан.
Алаңнан оңтүстікке қарай құмды Арысқұм массиві орналасқан. Ол түйіршік
құмнан құралған. Арыс тұзды көлі толық кеуіп қалған. Батысқа қарай 15 км
орналасқан, 60-70 м болатын Чинк биіктігі өзгермейтін тегіс жерді бедер
белгісі 150-200 м көтеріңкі плитасы бөліп тұр. Ауданның климаты жедел
континенталды, құрғақ болып келеді. Жазда 30-35ºC, қыста -35-38ºС, жылдық
жауын-шашын мөлшері 115-150 мм-ге дейін, негізінде қыс, күз мезгілдерінде
түседі. Оңтүстікте ағып жатқан Сырдария өзені кен орнынан 210 км қашықтықта
орналасқан. Жануарларды суару үшін, алаңға жақын жерден Қызылорда
гидрогеологиялық экспедициясымен өзгермейтін тегіс жерден артезиан ұңғысы
бұрғыланған.
Ауданда өзен және саяз су көздері жоқ. Су көзі болып жоғарғы бордың
артезианды сулары болып табылады. Олардың дебиті 5-16 лсек, минералдығы
3гл. Жануарлар және өсімдіктер әлемі жартылай шөлді аудандарға тән түрде
кездеседі.
Сурет 1. Ауданның жалпы орналасуының шолу картасы
1.1.2. Өнімді объектілердің коллекторлық қасиеттері
Ақшабұлақ кен орнында кәсіптік мұнайгаздылық бор мен юра
қабаттарында анықталған. Бұл қабаттар келесі горизонттарға бөлінген:М-ІІ-1,
М-ІІ-2, Ю-І, Ю-ІІ, Ю-ІІІ.
М-ІІ-1 горизонты. Горизонттың жалпы қалыңдығы 28-49,5 м.Горизонт
коллекторларының қалыңдығы 19-42,5 м. Бұл горизонт құм мен алевролиттен
құралған.
Бұл горизонтта 17 ұңғы жұмыс істейді. Максималды өнімділік 45
м3тәу*МПа(307-ұңғы). Эффективті мұнай қанығу қалыңдығы 6,6-26,4 м. Орташа
кеуектілік коэффициенті 0,13-0,23. Мұнайлылық коэффициенті 0,35-0,67.
М-ІІ-2 горизонты. Горизонт коллекторлары гравелит пен карбонат
қоспасы бар құмнан құралған. Горизонт қалыңдығы солтүстік күмбезде 3,6-13,3
м, оңтүстік күмбезде 3,2 м-ге дейін болады.Солтүстік күмбезде 4 ұңғы
орналасқан. Максималды өнімділік 14-ұңғыда анықталған(85 м3тәу*МПа).
Оңтүстік күмбез сыналмаған.
Тиімді мұнай қанығу қалыңдығы солтүстік күмбезде 2-8,8 м, ал
оңтүстік күмбезде 0,4-8 м. Орташа кеуектілік коэффициенті 0,1-0,22.
Ю-І горизонты. Горизонт қалыңдығы 84-107,2 м. 7-ұңғыда 50 м-ге
дейін төмендейді. Арналық коллекторлар алевролиттер мен құмнан құралған.
Арналық емес коллекторлар сазды және доломитті құмтастан тұрады. Мұнайдың
келуі 13-ұңғыда анықталған. 1682-1708 м аралығында сынау кезінде 390 м3тәу
дебитті 16 мм штуцерде мұнай келуі анықталған. 203-ұңғы арналық емес
аймақта орналасқан, оны сынау кезінде 10 мм штуцерде мұнай дебиті 53,5
м3тәу көрсеткен(К өнім=15 м3тәу*МПа). 7 және 204-ұңғылар қазіргі уақытта
сынақтан өтуде. 7-ұңғының өнімділігі 500 м3тәу*МПа асады. Арналық
шөгінділер аймағында коллектор қалыңдығы 12,8-39,2 м аралығында болса,
арналық емес шөгінділер аймағында 3,8-26,1 м аралығында болып келеді.
Мұнайға қаныққан қабаттың қалыңдығы 23-24 м аралығында. Арналық аймақтардың
сыртында 2-13 м аралығында болып келеді. Арналық аймақ ұңғыларында орташа
кеуектілік коэффициенті 0,181-0,26 аралығында, ал мұнайға қанығу
коэффициенті 0,45-0,61 аралығында болып келеді. Арналық емес аймақтарда
орташа кеуектілік коэффициенті 0,2-0,25, мұнайға қанығу коэффициенті 0,43-
0,6 арасында болады.
Солтүстік күмбездің арналық аймағында мұнайлылық ауданы 5951 мың м2
болса, арналық емес аймақта 12594 мың м2, оңтүстік күмбезде арналық аймақта
5375 мың м2, арналық емес аймақта 9501 мың м2 болып келеді.
Ю-ІІ горизонты. Бұл құрылымда оңтүстік және солтүстік күмбездерде
орналасқан мұнай қабаттары бар. Оңтүстік күмбезде горизонт қалыңдығы 12-
28,6 м аралығында болса, солтүстік күмбезде 14-33 м аралығында болады.
Оңтүстік күмбезде коллектор қалыңдығы 9-28,6 м аралығында болса, солтүстік
күмбезде 2,4-33 м аралығында болып келеді.
Бұл горизонтта тек қана 7-ұңғы сыналған. Оның өнімділігі 27,8
м3тәу*МПа. Орташа кеуектілік коэффициенті оңтүстік күмбезде 0,17-0,27
аралығында болса, солтүстік күмбезде 0,2 болып келеді. Мұнайға қанығу
коэффициенті оңтүстік күмбезде 0,525-0,58 аралығында болса, солтүстік
күмбезде 0,42 шамасында.
Оңтүстік күмбезде мұнайлылық ауданы 7457 мың м2, қабат қалыңдығы
60 м болса, солтүстік күмбезде мұнайлылық ауданы 850 мың м2, қабат
қалыңдығы 2,4 м болып келеді.
Ю-ІІІ горизонты. Горизонт қалыңдығы 5-39,4 м аралығында. Ю-ІІІ
горизонтының негізгі бөлігі іргетастың эрозиялық аймағында орналасқан. Тек
қана шығыс бөлігі Құмкөл свитасының төменгі бөлігінде орналасқан. Горизонт
коллекторлары аз цементтелген құмтастар мен гравий мен карбонат араласқан
құмнан құралған.
Бұл горизонтта 11 ұңғы сыналған. Олардың максималды өнімділігі 1697
м3тәу*МПа(13-ұңғы) екені анықталды. Коллектор қалыңдығы 2,8-39,4 м
аралығында болып келеді. Орташа кеуектілік коэффициенті 0,2-0,28 аралығында
болса, мұнайға қанығу коэффициенті 0,72-0,92 аралығында болады. Мұнайлылық
ауданы 40669 мың м2 болса, қабат қалыңдығы 98,6 м шамасында болып келеді.
Іргетас. Іргетастың мұнайлылығы екі ұңғыны сынау барысында
анықталған. 9 және 13-ұңғыларды тексеру кезінде мұнай дебиті 9-ұңғыда 7,6
м3тәу болса, 13-ұңғыда 29,4 м3тәу екені анықталды. Карбонатты доға Ю-ІІІ
горизонтымен бірдей деңгейде орналасқан. Карбонатты доға екі объектіде
орналасқан. І-объектіде мұнай мен су алынған, ІІ-объектіде дебиті 16,4
м3тәу болатын мұнай алынған.
1 кестеде өнімді қабаттардың қимасының біртексіздігінің параметрлері
горизонттар бойынша келтірілген.
Горизонт Құмтастық Бөліну Таралу
коэффициенті (орташа коэффициенті коэффициентті
мәні) (орташа мәні)
М-IІ-1 0,602 4,2 1
М-II-2 0,676 7,0 1
Ю-I 0,581 3,9 1
Ю-II 0,733 2,4 0,98
Ю-III 0,769 2,8 0,97
1.1.3 Мұнай, газ және судың қасиеттері мен құрамы
Қабаттың тереңінен алынған мұнай сынамаларының құрамында
газқұрамдылықтың барлау және сынама пайдалану кезеңімен салыстырғанда
азайғанын жүргізілген зерттеулер мен алынған нәтижелердің анализі
көрсетеді. Қабат мұнайының газқұрамдылықтың төмендеуінің себебі игеру
кезіндегі қабат мұнайының қысымның төмендеу әсерінен газсыздануы немесе
өнімнің жаппай сулануы болып табылады. Себебі сулану кезінде мұнай газының
бір бөлігі өндірілетін суда еріп кетеді. Бұл екі процесте Ақшабұлақ кен
орнында игеріліп жатқан алаңдарда орын алған. Ал қарқынды игеріліп жатқан
алаңдарда қабат жағдайындағы мұнайдың қасиеттері бастапқы қасиеттеріне
сәйкес келмейді.
Мұнай мен газдың физика-химиялық қасиеттері Ю-ІІІ горизонтында көп
зерттелген.
М-ІІ горизонты. Мұнайдың негізгі қасиеттері келесідей:
Газ құрамы 20,4-35,6 м3т
Газға қанығу қысымы 6,5-8,8 МПа
Тұтқырлық 2,4-6,9 МПа•с
Көлемдік коэффициент 1,05-1,15
Ю-ІІІ горизонты. Бұл горизонтта мұнайдың газға қанығу қысымы, көлемдік
коэффициенті, қысымы мен тұтқарлығы зерттелген. Оның қасиеттері келесідей:
Газ құрамы 40,8 м3т
Газға қанығу қысымы 13,74 МПа
Тұт қарлық 0,542 МПа•с
Көлемдік коэффициент 1,319
Газдалған мұнай қасиеттері.
Газсыздалған мұнайдың әр горизонттағы орташа мәндерінің
айырмашылықтары аз. Ю-ІІІ горизонтындағы мұнай жеңіл, оның тығыздығы 0,8-
0,836 аралығында. М-ІІ мен Ю-ІІ горизонтарында 0,821-0,835 мен 0,825-0,835
аралығында.
Мұнайдың басқа компоненттерінің құрамы төмендегідей:
М-ІІ горизонты:
Асфальтендер 0,03-1,3%
Парафин 3,1-20,3%
Шайыр 3,5-10,6%
Күкірт 0,07-0,32%
Ю-І горизонты:
Асфальтендер 0,2-12,5%
Парафин 9,1-16,1%
Шайыр 8,3-10,9%
Күкірт 0,06-0,2%
Еріген газ қасиеттері.
Зерттеу нәтижесінде газдың басты компоненті метан екендігі анықталды.
Газ құрамында ауытқулар көп. Бұл сынамалардың әр түрлі жағдайда
зерттелуімен байланысты болуы мүмкін. Газдың басты ерекшеліктері азоттың аз
болуы және қүкіртсутекттің көп мөлшері (0,05%).
Қабат суының қасиеттері.
Қабат суларының минерализациясы 70-80 гл аралығында. Ерітілген тұз
натрий хлоридінен (70-80%), кальцийден (20%) және магнийден (5-10%) тұрады.
Қабат суының тығыздығы 1,04-1,06 гсм3 аралығында. Осы мәндерге сәйкес
судың көлемдік коэффициенті (1,023) және судың қабат жағдайындағы
тұтқырлығы (0,447 МПа•с) анықталған, сығылу коэффициенті Ю-I, Ю-II
және Ю-III горизонттарының сулары тегеурінді. Қабаттың интервалдары күшті
ағындық қасиеттерге ие және динамикалық деңгейі тез қалпына келеді (1-5 күн
аралығында). Ю-I, Ю-II және Ю-III горизонттары тек төменгі шеткі су
қабаттарынан тұрады. Су тұздылығы 35 гл тең. В. А. Суллиннің
классификациясы бойынша су хлоркальцийлі типті болып табылады. Су құрамында
18мгл мөлшерінде стронций кездеседі. Қабаттың температурасы 32-ден 420С
аралығында өзгереді. Қабаттың қысымы шамамен 7,2 МПа тең.
Жоғарғы альб-сеноман шөгінділерінің сулы горизонты жергілікті жақсы
тараған. Қабаттың су сіңіруші жыныстары жасыл-сұр, қызыл-қоңыр түсті құм
болып табылады. Қабаттың қалыңдығы 46 м. № 13 ұңғысында дебиті 24,4 лс
болатын су ағыны алынған. Судың минералдығы 1,7 гл-ге; ал рН=7,45 тең.
Қабат температурасы 250С аралығында.Су құрамында 0,1 мгл мөлшерінде
қорғасын кездеседі. Жоғарыда аталған қабат суларын техникалық мақсаттарға
қолдануға болады.
Төменгі тұран-сенон сулы комплексі жергілікті жақсы жетілген.
Қабаттың су сіңіруші жыныстары 270 м тереңдікте жататын жасыл-сұр түсті
құмдар болып табылады. Су тұщы. Жалпы минерализациясы 0,6 гл тең. Суды
жалпы күнделікті ішуге, алдын-ала тазалаудан кейін жарамды болады.
1.1.4. Мұнай мен газдың қорлары.
Кен орнын зерттеу жұмыстарына сәйкес келесідей мәліметтер анықталды.
Мұнайдың бастапқы балансты қоры 41,272 млн.т.
Мұнайдың алынатын қоры 12,8 млн.т.
Еріген газдың балансты қоры 3,32 млрд.м3
Жоғарыда келтірілген көрсеткіштер С1 категориялы алынатын қормен
сәйкес.
Зерттеулерге сәйкес С1 категориялы алынатын мұнай қорлары әр
горизонтта:
М-ІІ горизонты 3,887 млн.т.
Ю-О горизонты 1,112 млн.т.
Ю-І горизонты 2,998 млн.т.
Ю-ІІ горизонты 0,064 млн.т.
1.2. Кен орын игеру жүйесі.
1.2.1.Игерудің ағымдағы жағдайын талдау.
Кен орнын игерудің барлық мерзімінде, игеру процесін
бақылауды жүзеге асыру. Бақылаудың негізгі есебі, бұл алу. Ұңғы жұмысы және
параметрлердің өзгеруі нақты ақпаратты өңдеп жалпыландыру ерекшеленеді.
Қабат жұмысын мына мақсаттармен сипаттаймыз:
• тыңайған жерді игерудің нәтижелі жүйенің фактілік тех-қ бағаның, тех-
қ іс-шаралардың жалпы жүзеге асырып, реттейді
• жүзеге асырылып жатқан игеру процестің, оптимикалық процестің,
жоспарлау іс-шараларын жақсарту бойынша
• жаңа тех-р нәтижесінің бағасы, тыңайған жерді бөлек учаскелерде
пайдалану.
Кен орнын игерудегі бақылау арқылы ақпарат алу негізгі
тәсіл болып келеді:
• дебит және ұңғы өнімін жер бетінде сумен емдеу
• ұңғы стволындағы ағын келуші және сұйықтық құрамын зерттеу
• ұңғы қиығындағы қабатты зерттеу.
Мұнай кен орнын игеру процесінде мыналар оқытылады:
• қазіргі жиналған мұнайдың және дебиттің, жолаушы су мен газ, және
жұмысшы агенттердің алу динамикасы кен орнындағы, бөлек ұңғылармен
бөлшектерде
• қорды игеруді қамту, бөлек қабаттардан қысушы агентті кіргізу
сипаттамасы тыңайған жерлер учаскесімен қамту деңгейінің бағасы
қабатты қысу процесімен сипатталады
• тыңайған жердің энерг-қ жағдайы, кіргізуші және қабат қысымының
сұрыптау және енгізу зоналарындағы динамикасы.
• ұңғының өнімділік және қалдықтық коэффициентінің өзгеруі, сонымен
қатар газ факторының, қабатты гидро өткізгіштігінде де болады
• пайдаланушы колоннаның герметикалық күйі, пайдаланушы объектілер
арасындағы өнімділік горизонттының көрші горизонты қиықтың
болуымен сипатталады
• өндірілген сұйықтық пен газдың физико-химиялық қасиеттерінің өзгеруі,
игеру процесінің жүргізілуі кезінде.
Игеру объектісінің барлық ауданын қамту игеруді бақылауға
байланысты. Шартты жүйелік жиынды зерттеу және өлшеу бақылаумен бірге
жүзеге асады, яғни өндіруші және айдаушы ұңғылардың қоры. Кен орнын
игерудегі реттеушінің мақсаты, мұнай өндірудің максималды нәтижелі қордың
жүзеге асырылатын шартта игеру. Игеру кезеңінің анализінің және пайдаланушы
объектілердің гидродинамикалық моделінің нәтижесінде іс-шаралар жиынтығын
бір бағытқа бағыттау үшін жасалған.
Берілген тех-қ сұлбамен, Ақшабұлақ кен орнын игерудің
реттеуші іс-шараларын жүргізу.
1. Өндіруші ұңғыларының жұмыс уақытының өзгеруі (жұмыстың оптималды болуы
өндіру мүмкіншіліктеріне байланысты).
2. Күшейткіш ұңғыларының жұмысын реттеу, күшейткіш газдың өтуін алдын алу
мақсатымен.
3. Пайдаланушы ескі ұңғылардың және кейбір ұңғыларды бұрғылауын енгізіп, 1
– пайдаланушы объектіні бөлшектеп ашу.
4. Ағынды қайтару технологиясын жүзеге асыру.
5. Игеру жүйесінің элементтері бойынша көлемді болу.
6. Әр түрлі ұңғылардың тазалаушы ағын бағытын өзгерту үшін кезеңдік
өшірулер.
7. Ұңғының гидродинамикалық мүлтіксіздігін арттыру, мына көмекпен:
• Өндіруші және күшейткіш ұңғылардың кіргізуші зонасын сұрыптау.
• Тыңайған жердің қабаттық бөлімінің аумағындағы қышқыл гидро-үзілудің
қабатта жүргізілуі.
• Ұңғылардың гидромеханикалық және гидроқұндық перформация-лардың
қосымша және саңылауларын анықтау.
8. Қабатты қамтудың артуы, мына әсерлесу нәтижесі:
• Мұнай қайтаруды арттыру үшін тұнбамен сірне жасайтын реагенттері
қолдану.
• Ағын қырын тегістеу және қалдықтық.
• Өндіруші ұңғыларға су және газ ағынын шектеу (физикалық әдіспен және
химиялық реагент).
• Резервті ұңғыларды бұрғылау.
Ақшабұлақ кен орнындағы пайдаланушы объектілерді басқа
маңызды әдісімен, кен орнын игерудегі геофизикалық зерттемелерді бақылау.
Компановка негізінде мына датчиктерді есептейді:
• муфта лакаторлары
• гамма-трикотаж құралы
• термометр
• манометр
• расхомер.
Кәсіптік геофизикалық зерттемелердің көмегімен объекттер
қиығында жұмысшы интервалдардың жүзеге асырылуы. Ерекше нәтижелі деректі
интерпретация жиынтығы MDT және PLT, бұл деректер маңызды деңгейде басқару
мәселесін шешеді және реттейді, ал ол болса Ақшабұлақ кен орнына тән
сипатта.
Ж.Ш.С СП КазГерМұнай 5 мұнай және газ кен орнын игеруде:
Орталық Ақшабұлақ, Оңтүстік Ақшабұлақ, Шығыс Ақшабұлақ, Нұралы және Ақсай.
Орталық Ақшабұлақ кен орнының 01.04.08 жылғы жағдайы:
- Орталық Ақшабұлақ кен орнында игеру жұмыстары басталғаннан 13,225
млн.тонна мұнай өндірілген. Қалдық мұнай қоры 27,782 млн. тонна және
3397,2 млн.м3 еріген газ өндірілген.
Ж.Ш.С СП КазГерМұнай-да 01.01.08 жылдағы барлық игерілудегі кен
орындарындағы қалдық қоры: геологиялық мұнай қоры 80,9 млн.тонна, алынатын
мұнай қоры 34,783 млн.тонна, игеру басынан жиналған мұнай шығымы 14,339
млн.тонна бастапқы алынатын қордың 29,1%-ы игерілген. 2008 жылдың 1-ші
ширегінде бастапқы алынатын қордың 6,23%-ы игерілді.
2008 –ші жылдың 1-ширегінде игерілудегі кен орындарда мұнай және газ
өндірудің нақты өндірілгені 3055,057 мың тоннаны құрады.
2008 ж 2008 ж 1 маусым жоспар
Кен орны жоспар
Жоспар Факт (+,-)
Ақшабұлақ 2 844,54 2 844,54 2 867,776 +23,236
1.2.2. Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы
шығымын, игерудің технологиялық
көрсет кіштерін талдау
01.04.08 ж. дейінгі есептеулер бойынша Ақшабұлақ кен орнындағы игеру
ұнғылары – 38, және 7 айдау ұңғысы анықталған:
Пайдалану ұңғы саны 38
Жұмыс істеп тұрған 31
Жұмыс істемей тұрған 5
Меңгерілуде 2
Айдау ұңғыларының саны 7
Жұмыс істеп тұрған 6
Жұмыс істемей тұрған 0
Меңгерілуде 1
Өндірудің технологиялық көрсеткіштері:
01.10.00-01.01.08 аралығында Ю-ІІІ горизонты бойынша 1859,83 мың.т.
мұнай алынған. Оның 904,6 мың тоннасы солтүстік күмбезде, ал 955,47 мың
тоннасы оңтүстік күмбезде алынған.
1.2.3. Қабаттан мұнай қорын алуды талдау.
М-ІІ горизонты пайдалану 1999 ж. басталған.
01.01.08 ж. дейін 1491 мың т. мұнай алынған.
Қазіргі мұнай алу коэффициенті В+С1 категориясындағы мұнайдың
геологиялық қорының 7% құрайды.
Ю-І горизонты 2001 ж. пайдалануға берілді.
01.01.08 ж. дейін 843 мың т. мұнай алынған.
Қазіргі мұнай алу коэффициенті мұнайдың балансты қорының 11% тең.
Ю-ІІІ пайдалануға 1999 ж. берілген.
01.01.08 ж. дейін 12696 мың т. мұнай алынды. Қазіргі МАК балансты
қордың 29% құрайды.
Демек, 01.01.08 ж. дейінгі алынған мұнай көлемі 15030 мың т. Оның
үлкен бөлігі 84,5% Ю-ІІІ горизонтына келеді.
1.2.4. Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру
режимдері.
Кен орнының энергетикалық жағдайын анықтау ұңғылардағы келтіру қисығы
арқылы жүргізілді.
Изобарлар картасын тұрғызу кезінде қабат қысымы оңтүстікте 17,57 МПа
екендігі анықталды. Қысым азаюының жинақталған өнім алудан тәуелділігін
қарастыру керек.
Солтүстік бөлік үшін теңдеу:
, корреляция коэффициенті R2=0,96
Оңтүстік бөлік үшін:
, корреляция коэффициенті R2=0,94
Осы графикті қолдану арқылы қабат қысымын ұстаусыз өнім алу
анықталады. Оның мөлшері 2,5 млн.т. мұнай.
Қазіргі уақытта қабат қысымының азаюы орын алуда. Сынақтың пайдалану
кезінде қабат қысымы 18,28-18,66 МПа аралығында болды. Қысым азаюы 0,5 МПа
құрады.
Ақшабұлақ кен орны үшін қазіргі уақытта қабат қысымын ұстау жүйесін
жетілдіру басты мақсат болып табылады.
Ақшабұлақ кен орны серпімді режимде игерілуде
Бұл режимде, мұнайды ығыстыру кенішті қоршаған су және қабат
қаңқаларындағы мұнай өзінің серпімді кеңею әсерінен болады. Бұл режимдегі
міндетті талап, ол қабат қысымын, қанығу қысымын жоғары ұстау. Қабат жабық
болуы керек, бірақ біршама үлкен болуы қажет, себебі оның серпімді
энергиясы негізгі мұнай қорын алу үшін.
Серпімді ортаның көлемдік коэффициенті сол ортаның бірінші көлемдік
бөлігі сияқты анықталаады.
(1)
Мұндағы
-бастапқы орта көлемі.
Кеуекті қабаттың қаңқасы ішкі қысымның өзгеруіне байланысты
деформацияланады. Ішкі қысымның өзгеруі, кеуектіліктің және қосымша сұйықты
ығыстырудың азаюына әкеліп соқтырады. Эксперименталды берілгендерден:
су үшін :
мұнай үшін :
жыныс үшін :
Қабаттың сығылуын бағалау үшін, сонымен бірге сығылу коэффициенті
келтірілген, олар қабаттың серпімді коэффиценті деп аталады. Ол кейдір
фиктивті ортадағы көлемдік сығылудың орташа коэффиценті, оның көлемі
сұйықпен қанықтырылған қабат көлеміне тең.
Серпімді (приращение) су, мұнай және жыныс көлемін анықтағанда, оның
қабат көлемінің бірлік элементі мынаған тең:
(2)
мұндағы V-фиктивті орта көлемі,
Vn,Vb,VH-қабат қаңқас, қабаттағы мұнай және су қанығу
көлемдері.
-қабаттың серпімді келтірілген коэффиценті.
-арқылы қабаттағы су және мұнай қанығу, және кезектілікті (2)
формуланы келесідей жазуға болады.
;
немесе
(3)
(3) формула көбіне қабат жүйесінің серпімділігін келтірілген көлем
коэффиценті үшін қолданылады.
1.2.5. ҚҚҰ жүйесі және мұнай бергіштікті ұлғайту әдістерін қолдану.
Әсер етудің мақсаттары мен әдістері. Мұнай кенішіне әсер етудің
мақсаты қабат қысымын ұстау болып табылады және маңыздысы ақырғы мұнай
бергіштікті арттыру. Соңғысында әсер ету әдісі өзгеше болуы мүмкін, және
игерудің соңғы сатыларында қолданылады.
Көп жағдайда әсер ету әдісі екі мақсатта да қолданылады:
Қабат қысымын ұстау және ақырғы мұнай бергіштік коэффициенттін
арттыру.
Мұнай кенішіне әсер ету әдісі үлкен масштабта қолданылады. Мұнайдың
шамамен 85%-ы қабаттан әсер ету арқылы өндіріледі. Әсер етудің көп
қолданылатын қабатка су айдау арқылы қабат қысымын ұстау болып табылады.
Қабатқа әсер етудің келесідей маңызды түрлері бар:
1. Қабатқа су айдау арқылы қабат қысымын ұстау, оларға жататыны:
- Контурдан тыс су айдау;
- Контурда су айдау;
- Контур ішінен су айдау;
Соңғысын былайша жіктеуге болады:
а) кенішті сызықтық немесе дөңгелек айдау ұңғылар қатарларымен кию.
б) блокты жүйеде су айдау.
в) ошақты су айдау.
г) таңдама су айдау.
д) ауданды су айдау.
2. Қабат қысымын газ айдау арқылы ұстау.
- Ауа айдау;
- Құрғақ газ айдау;
- Байытылған газ айдау;
- Параметрлері критикалыққа жақын газ айдау.
3. Жылулық әсер ету әдістері:
- Қабатқа ыстық су айдау;
- Қабатқа қыздырылған ауа айдау;
- Қабаттың түп аймағын жылулық өңдеу;
- Қабатта жылжымалы жану фронтын жасау.
Өте шектеулі масштабта басқа да әсер ету әдістері бар, олар жоғарыда
келтірілген әдістердің тіркестері болып келеді. Бұл әдістерге қабатқа түрлі
заттарды жатқызуға болады. Ол заттарға құрғақ газ немесе суға қосылатын
түрлі ерітінділерді жатқызамыз: карбондалған су, көмірқышқыл газ,
газдыгенераторлы газ.
Бұл әдістердің көбінің мақсаты – қабат қысымын ұстау емес, қабат
қысымын ұстауға әсерін тигізе отырып, мұнай бергіштік коэффициентін
арттыру.
Зерттеулер көрсеткендей, ерітіндіні айдағанда оның көлемі қабат
көлемінің 5-15% пайызын құрау керек.
Мұнай қабатына әсер етудің жасанды түрлері:
Көбінесе қабаттың өз энергиясы үлкен қарқын және кеніштен мұнайды
толық алуды қамтамасыз ете алмайды. Кенішті ең тиімді суарынды режиммен
игеру кезінде қабат қысымы төмендейді, бұл қабат энергиясының сарқылуын
көрсетеді. Бұл мұнай кенішіне келіп жатқан қабат суының көлемінің қабаттан
алынған мұнай көлеміне қарағанда аз екенімен түсіндіріледі, осының
салдарынан қабат қысымы төмендейді.
Мұнай өндірудің жоспарлы деңгейіне жету қабат қысымын ұстап
тұру үшін кен орны өнімді горизонтына су айдалады. Игеруге ұсынылған нұсқа
бойынша суландыру үшін айдаудың қажеттілігі 2004 жылы 1744 мың м3жыл
құрады. Жоғарыдағыны ескеріп айдаудың орталық пунктында қуаты 1100 м3тәу-
ке тең REDA фирмасының горизонттарды ортадан тепкіш екі сорабы орнатылған.
Айдалатын судың көлемі ұлғайту үшін қосымша плунжерлік сорап қолданылуы
мүмкін. Айдалатын су сорапқа буферлік су резервуарларынан гравитациялық
әсерінен беріледі және 152,4 мм диаметрі шыныталшықтан жасалған құбырлар
желісі бойымен айдау ұңғымалары беріледі. Коррозиямен күресу үшін
технолгиялық су резервуарына келіп түсетін суға коррозия ингибиторын
қосады, осылайша барлық қабат қысымының ұстау жүйесі тек қана химиялық
өнделген сумен әсерлі болады.
Айдау ұңғымалары барлық пайдалану объектілеріне бірқалыпты су
айдау үшін алатындай етіліп жабдықталады. Әр ұңғымаға келетін орташа
шығындар 285 м3тәу, 1400 м3тәу аралығынды өзгеріп отырады. Айдалатын
судың көлемі ұңғымалар арасында және әр ұңғымадағы әр түрлі горизоттардың
коллекторлық қасиеттеріне байланысты таралады.
Әр түлі горизонттарға суды бөлек айдау үшін ағын реттегіштері
қолданылуы мүмкін. Олар алдын-ала берілген көлем бойынша калибрленеді және
арналған горизонтқа қарсы СКҚ-ға орнатылады. Бұл регуляторлар орнатылады
және болат троспен алынады. Сонымен қатар әр түрлі горизонттағы жеке су
айдау үшін қосарланған пакер қолданылуыда мүмкін (екі сорапты компрессорлы
құбырлар тізбегіне арналған пакерлер). Диаметрі 168мм болатын пайдалану
тізбегі кезінде диаметрі қолдануы мүмкін. Коллекторлық қасиеттердің ескеріп
айдалатын суға келесідей талаптар қойылады:
- механикалық қоспалардың құрамы 1-2мгл-ден, мұнай өнімдері 6мгл
аспауы керек;
- темір тотығы 0,5мгл-ден аспауы керек;
- еріген оттегі 1мгл-ден кем болмауы керек;
- сулфатты қалыптастыратын бактериялар мөшері 104 жасушамл-ден
аспауы керек;
- күкірт сутегі мен көмірқышқылы болмауы керек.
Айдалатын сулар оларға қойылатын талаптарға сәйкес кен орнының
қабаттық суларына сәйкес болу қажет. Юра өнімді горизонттының қабаттарының
сулары хлор-кальцийлі типті әлсіз сульфатты метаморфизацияланған
ертінділерге жатады, сульфаттардың құрамы айтарлықтай бөлінуі және 3,3-21
мгл дейінгі аралықта өзгеруі мүмкін, стоций 177-275 мгл дейін, жалпы
миниралдылығы 148-173 гл дейін өзгереді. Метаморфизация, сульфаттылық
құрылымның гидрогеологиялық жабдықтығының коэффициенті сәйкесінше мыналарға
тең 0,80-0,14 және 159,9.
Юра қабатының сулары химиялық құрамы бойынша өте күшті дәрежеде
гипспен қанықпаған, сонымен қатар қабаттық жағдайда СаСо3 қанығуы керек. Су
айдаудың алғашқы кезенінде айдалатын судың негізгі көзі 300-500м терңдікте
орналасқан, бар жасындағы альб-сеноман суарынды горизонттары болып
табылады. Бұл сулар Ақшабұлақ кен орнының территориясында орналасқан. Су
айдау көлемін қамтамасыз ету үшін 1997 жылы бұл горизонттардан төрт су алу
ұңғысы бұрғыланды. Олардың екі ұңғымасы ғана қазылып бітті, бұл
ұңғымалардың өнімділігі 1100 м тәулікке тең TG-7000 батырмалы ортадан
тепкіш электросорап өондырғысымен жабдықталды. Су алу ұңғымаларынан
алынатын су диаметрі 200мм тең құбырлар желісі бойымен су құрамындағы
механикалық қоспаларды сүзіп алатын торда сүзгі арқылы өтіп технологиялық
су резервуарына келіп түседі.
Қазіргі кезде өнімді горизонттағы мұнаймен бірге өндірілетін Юра
қабатының сулары айдалды. Осыған байланысты альб-сеноман суларын алу
тоқтатылған және су алатын екі ұңғыма да мониторигтық зерттеуші қолданады.
Жоғарыда аталған хлор-кальций типті бор және юра сулы кешендерінің жоғары
минералды қабаттық суларынан басқа аидау ұңғымасына, сонымен қатар ағынды
сулар да қолданылады. Ол қабаттық сулармен сәйкес келуі және құрамы бойынша
минералдығы 157 гл дейін болатын хлор-калцилі типке жатады, ондағы
сульфаттар мөлшері 2,5 мгл аралығында өзгереді. Оны дайындау жабық жүйе
бойынша жүргізіледі.
Нұсқа бойымен су айдау Ю-III горизонтта екі ұңғымамен жүзеге
асырылады: №15 ұңғы 1999 жылдың ақпанынан бастап және №19 ұңғы 1999 жылдың
мамырынан бастап. 2000 жылдың басынан бастап №19 ұңғыдан Ю-I горизонтына су
айдау басталды.
2001 жылдың басына қарай кен орны қабаттарына 1045, 4 мың м3 су
айдалды. Айдаумен жинақталған алу компенсациясы 70,4 % жетті. Ағындағы
компенсация 116,4 % құрайды. Ю-I горизонтына 44,5 мың м3 су айдалды. Су
айдаумен жинақталған алу компенсациясы 17,9 % жетті. Ағындағы компенсация
26,4 % құрады.
1999 жылы ұңғымалардың максималды қабылдағыштығы мынаны құрады:
- №15 ұңғымасы бойынша айдау қысымы 7,8 МПа тең болған кездегі – 1740
м3тәу;
- №19ұңғымасы бойынша 7,8 МПа тең айдау қысымы кезінде 1146 м3тәу.
Ю- III горизонтына су айдау №13, №11 ұңғымалары (орталық бөлігі
Ю-I горизонтының жақсы дамыған коллекторы) және №14, №11, өндіру
ұңғымалары (орынның перфорацияланған бөлігі Ю-I горизонттарындағы әлсіз
коллектор) орналасқан, екінші аймақта, жүргізіліп жатыр. Екінші аймақтың
және өндіру ұңғымалары және бірінші аймақтың №25 ұңғымасы бойынша мұнай
шығымының, суланудың, қабаттық және түп қысымының қисығын талдау (бірінші
аймақ екінші аймақпен Ю-I горизонттының қабаттары бойынша нашар
гидродинамикалық байланыста) ұңғыманың айдауға кері әсерін көрсетті мұнай
шығымының өсуі суланудың төмендеуі және түп қысымының жоғарылауы байқалды.
Бұл 1999 жылы сәуір айында 318 м3тәу-тен 1590 м3тәу-ке дейін
су айдау байқалды, сонымен қатар орталық ауданнан және 232мм-лік коллектор
бойынша батыс ауданынан тасымалданады. Олар шамамен жерасты грунтында
жерленген. Тестілік желі әр жеке ұңғымадан тестілік айырғыштар арқылы
сұйықты өткізуге және мұнай, газ, су бойынша шығым өлшеуге мүмкіндік
береді.Орталық өндеу қондырғысына жалпы коллектормен берілетін жалпы өнім
алдын-ала суды түсіретін үш фазалық айырғышқа келіп түседі. Бұл жерде 0,414
МПа қысым және 480С температура кезінде сұйық ағынының мұнаймен газдың
айырылуы және 90 %-ға дейін, бас судың айырылуы жүреді. Бөлінген бос су
өндірілетін су тұрақтандырғыш резервуарына келіп түседі, содан соң
теңестіргішбуферлік резервуарға келіп басқа сулармен араласады және одан
әрі қабат қысымын ұстап тұру үшін айдау ұңғыларына айдалады. Суды одан әрі
бөлу үшін мұнай эмулсиясы қысымы 0,241 МПа-ға тең. Электростатикалық торы
бар айырғыш жылытқанша бағытталады.Бұл жерде ол 100с-ге дейін қыздырылады
және де электорстатикалық коалесценция әсерінен екі фазаға-су және мұнайға
бөлінеді. Газ жоғарғы қысымды факел желісіне бағытталып, ал өндірілетін су
тұрақандырғыш резервуарына барады.
Мұнай одан әрі электростатикалық торы бар айырғыш-
тұзсыздандырғышқа бағытталады, бұл жерде мұнай статикалық араластырғыш
арқылы араластырылып жуылады және Р=0,005МПа кезінде мұнайдың сусыздануы
жүреді. Бөлінген газ төменгі қысымды факелді желіге беріледі. Ал, тұз
ерітіндісі айдауға арналған сораптар көмегімен резервуар тұрақтандырғышқа
қарай айдалады. Мұнай дегидрациялық мұнай сораптар көмегімен сыйымдылығы
2000 м3 болатын тауарлы мұнай резервуарына айдалады Бұл жерде тауарлы мұнай
көлемінің шығымы және оның құрамындағы судың мөлшері әрдайым өлшеніп
отырады.
Аппараттардың жиналған тұрақтандырғыш резервуардағы су мұнайдан
тұну арқылы айырылып өндірілетін су буферлі резервуарына ағып келеді және
де ол жерден айдау ұңғымаларына айдау сораптары арқылы айдалады. Резервуар
тұрақтандырғыштан ұсталғаг мұнай жинау коллекторымен орталық өндеу
қондырғысына бағытталады. Аппараттардағы жерасты дренажды сыйымдылықтары
арқылы іске асырылады.
II айдау сорабын қосқаннан кейін. Осылайша айдаудың көлемін
екінші рет ұлғайту кезігде №13 ұңғымада түп қысымының 9,5 МПа-дан 10,2 МПа
дейін өсті, ал №14 ұңғымасы бойынша түп қысымының 2,7-ден 4,1МПа-ға дейін
өсті, суланудың 63 %-45 % дейін төмендеуі байқалды. №25 ұңғымасы бойынша
түп қысымының 3,1МПа-дан 4,1МПА-ға дейін өсті және мұнай шығымының 65,1-ден
87,7 м3тәу дейін,суланудың 13 %-дан 7 %-ға дейін азайған, ал №10 ұңғымасы
бойынша түп қысымының 47МПа-дан 51.3МПа-ға дейін өсті, мұнай шығымының 53-
54,2 м3тәу-ке дейін өсті,суланудың 56-58 % дейін төмендеуі байқалды. Ал,
№13 үңғымасы бойынша түп қысымының 7,5 МПа-дан 8,8 МПа-ға дейін өсуі
байқалды. Алудың ағындағы компенсациясы ( айдау есебінен бұл кезінде 250-
300 %) құрады.
Ю-I горизонты арқасындағы №12 және №17 пайдалану ұңғымалары
айдауға кері әсері айдаудың басында (2000 жылы мамыр айында) немесе айдау
көлемінің 190 м3тәу (2000 жылы шілде айында) ұлғайту кезінде №19 ұңғымада
байқалды.
№12 ұңғыманың айдаудан болған жақсы әсері түп қысымының артуымен
және суланудың 78 %-дан 64 %-ға дейін төмендеуімен байқалады. 2000 жылдың
шілде айында екінші жартысында айдаудың әсері №17 ұңғымасында түп қысымы
өседі, мұнай шығымының және суланудың төмендеуімен байқалды.
Шілде айында айдау көлемін ұлғайтудан кейін №12 ұңғымасы бойынша
түп қысымы біршама тұрақтанып, суланудың тұрақтануы және төмендуі басталды.
№17 ұңғымасы бойынша мұнай шығымы 16,9 м3тәу-31,7 м3тәу-ке өсуі және
суланудың 60 % - 96 %-ға төмендеуі байқалады.
1.3 МҰНАЙДЫ ЖӘНЕ ГАЗДЫ ӨНДІРУДІҢ ТЕХНИКАСЫ МЕН ТЕХНОЛОГИЯСЫ
1.3.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілінің көрсеткіштерінің сипаттамасы
Қазірігі уақытта Ақшабұлақ кен орынында жоба бойынша ұңғыма өнімі
фонтанды тәсілмен өндіріледі.
Үлкен мөлшердегі қабат қысымынан боатын энергияның және газ факторының
әсерінен, сонымен бірге қабат суының аз болуынан ұңғыманы өндірудің мүмкін
болған кезеңінде Ақшабұлақ кен орынындағы ұңғымалар фонтанды әдіспен
игеріледі. Технологиялық схеманың ұсынылған нұсқасы көмірсутекті алуға
байланысты келесі шектеулерді талап етеді:
– Максималды мүмкін дебит 800м3тәулік шамасында болуы керек;
– Пайдалану ұңғымаларының сағасындағы жобалық қысым жинауға,
алынған өнімді дайындауға байланысты шектеулі режимде жұмыс
жасайды. ГКДҚ-3 қысымы 15МПа-дан жоғары ағынды ғана өңдеуден
өткізеді. Ал ГКДҚ-2 және ҚӨК алғашында 8МПа, одан соң 6МПа, ал
контракттық периодтан соң 2МПа қысымда жұмыс жасайды. Осы
шектеулердің барлығы ұңғыма сағасындағы қысымға өз әсерін
тигізеді;
Фонтандалған мұнайлы кен орындарында сағалық құрылғылар головка
колоннасынан, фонтанды арматурадан және басқару жүйесінен тұрады.
Фонтанды арматура фонтанды ұңғыларды саңлаусыздандыру үшін, бақылау
үшін және оны пайдалануды реттеу үшін қолданылады.
Фонтанды арматураны таңдағанда келесі типтер қолданылады: МЕСТ 13846-
89 бойынша АФ6аВ-100100Х700К2. Олар негізінен 70 МПа (10000 PSI АНИ
бойынша) қысымда жұмыс істейді. Сонымен қатар АНИ классификациясы бойынша
осыған ұқсайтын суық климатқа және каррозиялы ортаға арналған фонтанды
арматуралар қолданылады.
Фонтанды арматураның құрылысы: құбырлық головка, бірі қолмен, екіншісі
автоматты түрде пневматикалық жұмыс жасайтын екі тығындау құралы бар фонтан
шыршасы, әрқайсысында екі ысырмадан бар екі шығару желісі (ысырмалардың
үшеуі қолмен басқарылынады ал біреуі дистанционды немесе автоматты түрде
пневматикалық басқарылынады).
Ұңғыма сағасы NACE MR-01-75 каррозиялық ортасына арналған AISI 4130
бойынша легирленіп жасалынған болат қалқандарымен құрыстырылады.
Ұңғыма сағасының құрылғыларына кіретін келесі заттарды да атап айту
керек:
– Басқару панелі;
– Парафинді тұнбалардың суық кезде қатып қалмауы үшін қолданылатын
парафин ингибиторы айдалынатын ингибитор айдау жүйесі;
– Апаттық тоқтау жағдайында кезекшіге хабар беру жүйесі;
Айдау ұңғымалары ҚҚҰ мақсатында газ айдауға бағытталған. Сондықтан
олардың жұмыс қысымы пайдалану ұңғымасымен салыстырғанда үлкен мәнге ие
болады. Және осы ұңғымалар арқылы зерттеу жұмыстары кезінде құралдырды
түсіру операциясы жүргізіледі. Айдау ұңғымаларының арматураларының жұмыс
қысымы 70 МПа-дан жоғары болуы шарт. Және ол каррозияға қарсы жасалынған
болуы керек. Өйткені айдалатын құрағақ газ құрамында аз мөлшерде күкірсутек
және көмірқышқыл газы бар.
Ақшабұлақ кен орынын пайдалану белгілі бір шарттарды алдыға қояды.
Оған себеп үлкен тереңдік, өнімді қабаттың қалыңдығы және күкіртсутектік
ортаның болуы.
H2S-тің көп болуына байланысты, үлкен мөлшерде қауіп бар. Ал бұның өзі
ұңғыма желілерінің саңлаусыз болуын және тоқтаусыз жұмыс істеуін керек
ететін жайт. Бұл жүйе фонтанды арматураны толық жою сияқты апаттық сәттерде
тиімді жұмыс істеуді қамтамасыз ету керек.
Әлемдік мұнай өндіру кәсіпорындарында көрсеткедей, осы шарттарға
сәйкесірек келетін құбырлық алынып-салынбалы клапандар. Бірақ оларды
қолдану басқа типтегі клапандарға қарағанда пайдалану құбырының өлшемін
үлкейту керектігін талап етеді.
Құбырлық пакерді таңдау да оның жұмыс істеу ортасымен анықталады:
– Каррозиялық орта;
– Өнімді арттыру мақсатындағы операциялрдың жүргізу керектігі;
Бұндай шараларға шыдас беретін алынып-салынбалы, коррозияға қарсы
тұратын, 90 тонна жүкке шамасы келетін пакерлер. Бұндай типтегі пакерлер 7”
колоннаға 3 ½” құйрықшасымен перфорациялық аймақтан 50 метрдей жоғарыда
орнатылады.
Осы зерттеулергесеп ала отырып ұңғыма ішіндегі құрылғылар кампановкасы
келесідей болатынын көреміз:
– Гидравликалық клапан-отсекатель. Ол арқан арқылы немесе СКҚ арқылы
аланып-салынады да, сақиналы кеңістікте орналасады.
– Құбырлық және сақиналық кеңістікті байланыстыратын, калоннаға
ауырлықты азайтатын, үлкен ішкі диаметрге ие алынып-салынбалы
гидравликалық пакер.
– Пакердің астында қондырғыш ниппель орналасады. Оған керекті
құрылғыларды орналастыруға, әртүрлі зерттеу құрылғыларын
орналастыруға, ағынды бақылайтын құрылғыны орналастыруға болады.
– СКҚ-ң башмагы бағыттауышпен жасақталынады. Бағыттаушының атқаратын
қызметі зерттеу және жөндеу жұмыстары кезінде кабельдер мен
проволкалардың үзіліп кетпеуін қамтамассыз етумен шектеледі.
Айдау ұңғымаларының құбыр желілерінің диаметрі айдау сорабының немесе
компрессорының күшіне байланысты болады.
Фонтандық ұңғының жабдықтары.
Мұнай және газ кен орындарының геологиялық шарты одан өндірілетін
мұнай және газ, олардың айырмашылығы ұзындық өнімділік қабаттың түзілуі,
мінездемелік және тау жынысының тұрақтылығы, қабат қысымы және
температурасы, газдылық фактор, мұнайдың тығыздығы қанықтырылған қысым және
т.б. мінездемелер. Осыған байланыты геологиялық мінездеме және ерекше
өнімділік қабат әртүрлі конструкциялық ұңғымен ауыстырылады. Осы
конструкция нақтылық элементтер қысқаша бағыттар (5-15м), кондуктор (100-
500м) және шегендеу-пайдалану құбыры (өндірілетін горизонтқа дейінгі).
Осындай қарапайым бір қатарлы конструкция айырмашылығы одан тереңдігі 2000м
тұрақтылық жыныс бұрғыланған және меңгеру ұғыма. Күрделі геологиялық шарт
бойынша көтеріп-жіберу қаттылығы жоба тереңдігімен тізбектеледі. Бұрғылау
қарқындылығы, қажетті аралық горизонт үлкен қабаттық қысыммен сонымен қатар
басқада себептер мен одан да қатты және қымбат көп салалы тізбектелген
конструкция бұрғылаумен ауыстырылады. Мысалы, Чечено-Ингушетиядағы бұрғылау
5300-6000м тереңдікте жатыр, олар көп колонналы конструкцияны қолдануға
тиіс 4-7 кондуктордан және хвастовиктен тұрады. т.б. Шегендеу колонналардан
тұрады. Мұнай газ кен орындарын пайдалану жағдайын және де жер қойнауын,
қоршаған ортаны қорғау ұңғыға СКҚ түсіру, өлшеу қондырғыларын түсіну ұңғы
жұмысын ретке келтіру, қысқа мерзімге ремонт жасау үшін жабу. Колонна басы:
ол ұңғы сағасын құбыр аралық кеңістік саңлауларын байланысьыру үшін құажет
1-2-3-5 басты колонналары бар: Колонна бастары үшін мынадай шарттар талап
ету қажет:
құбыр аралық кеңістіктегісаңлаусыздандырудың тиімділігі.
Барлық құбыр аралық кеңістіктегі қысымын бақылау.
Шегендеу колонналарының жылдан және тез аспасын бекіту.
Жылдан және тиімді монтаждау.
Орташа жеткілікті биіктік.
Фонтанды арматура:
Фонтанды арматура мыналар үшін берілген:
Бір немесе бірнеше фонтан құбырларын ілу үшін
Шегендеу колонналарымен фонтан құбырлар арасындағы кеңістіктегі
саңлаусыздандыруды бақылау
Технологиялық операцияларды өткізу кезіндегі ұңғыларды жөндеу
және пайдалану.
Фонтан арматурасы жоғары температурада және қысымды жұмыс
жасайды. Бірақ пайдалану мінездемесіне байланысты фонтан ұңғылары әртүрлі
болады.
Фонтан арматурасы конструкциясына байланытс және беріктік
қасиетіне байланысты болады.
Жұмыс қысымы 7-ден 105МПа дейін
Оқпан қима өткізгіштік өлшемі 50-ден 100мм-ға дейін.
Фонтан шырмасының конструкциясына байланысты. Трайник және төрт
жақты.
Ұңғы түбіне түсетін санына байланысты бірретті және екіретті.
Газды қоспаның физикалық процессі.
Скважинаны мұнай өндіру практикасында әрқашан газдың бөлінуі өтеді.
Механизмнің түсінігі скважиналық көтергіштің сұйықтылығы (ГЖС). Трубадағы
газды сұйықтықтың қозғалысын білу керек.
Көлденең құбырдың газды қоспасын сапалық қозғалыс жағынан түсіндіру
ыңғайлы, келесі жағдайда түсіндіруге болады.
Газды сұйықтықтың көтергіші.
Мұнда құбыр 1 ұзындығы L сұйықтың су өткізгіштігінің ұзындығы һ. К
құбырдың сонғы төменгі ашық жері, сондықтан анализ бойынша терминалогиялық
кәсіпті башмақ деп атайды.
Штуцерлер. Олар фонтанды шыршаның элементі болып табылады және
фонтанды ұңғыма жұмыс режимін және оның дебитін реттеуге арналған.
Штуцерлерді арматураның екі лақтырынды желісінде орнатады, және
реттелмейтін және реттелетін деп бөледі. Реттелмейтін штуцерлер өте жеңіл
және сенімді. Олар ұңғымадан құм немесе басқа абразивті зат шығатын
жағдайларда қолданылады. Реттелмейтін штуцерлердің көптеген конструкциясы
бар, олар қысқа конусты втулка түрінде легирленген болаттан немесе берілген
диаметрлі орталық каналы бар металлокерамикалық материалдан жасалады.
Штуцерлердің ескіруі сайын, ұңғыма жұмысындағы қалыптасқан режим бұзылады,
және штуцерды алмастыру қажет болады. Бұл үшін ұңғы жұмысын уақытша
лақтыруға аударады, мұнда берілген диаметрлі штуцер орнатылады, ал бұл
кезде негізгі жұмыс отводында ескірген штуцерді өзгертеді. Соған байланысты
тез алмасатын штуцерлердің көптеген түрлері ұсынылған. Жай штуцер
лақтырынды желісінің екі фланец арасында қысылатын, берілген диаметрлі
саңылауы бар диаграмма түрінде жасалады.
Реттелетін штуцерлерде-өту қимасы, қатты материалды седлодағы конусты
штокты орын ауыстыру арқылы өзгертіледі. Орын ауыстыру маховикті айналдыру
арқылы іске асады, мұндағы штокта, реттелетін штуцердің өту сақиналы
қимасының эквивалентті диаметрін көрсететін көрсеткіш болады. Мұндай
штуцерлер күрделі, қымбат, оның сальникті тығыздатқыштары бар және әдетте,
құм шығармайтын ұңғымаларда қолданылады. Әр штуцерде газсұйықты ағынның
энергиясын жұту болады, және қысымның төмендеуі, буфердегі қысымның, мұнай
газ жинау жүйесіне апаратын желідегі қысымда төмендейді. Егер қысымдар
айырмашылығы үлкен болса, онда бірнеше қатарлы жалғасқан штуцерлерді
қолданады, оның әрбіреуінде қысым төмендейді.
Манифольдтар. Манифольд фонтанды арматураны,ұңғы өнімін өлшеу
қондырғысына апаратын құбырмен байланыстыру үшін арналған. Мұндай
байланыстың әртүрлі сұлбалары жергілікті жағдайға және технолдогиялық
пайдалануға байланысты қолданылады. Сондықтан бұл сұлбалар стандартты емес,
бірақ оның түйіндері заводта жасалған элементтерден жабдықталады. Крестті
фонтанды арматура манифлоьдының жай сұлбасы (5 сурет) құбыраралық
кеңістіктегі байланысты қарастырмайды және ұңғыманы трапты немесе өлшеу
қондырғысымен байланыстыратын тек бір ғана лақтырынды желінің болуы
қарастырылған. Кейбір жағдайда, парафиннің интенсивті қабаттануы кезінде
екі лақтырынды желілер және екі желінің кез-келгеніне жұмыс жасауына
мүмкіндік ететін манифольд қарастырылған.
5-суретте заводтық жинаудың стандартты түйіндер көрсетілген. Олар
төртбұрыш болып, номерлермен (№1,№2,№3) белгіленген. Сұлбада екі реттелетін
штуцер, екі вентиль сұйықты және газды алу үшін, өнімді факелге лақтыру
үшін жабу құрылғылары 3 немесе жер амбары, тройник 4, крестовик
5,сақтандыру клапаны 6, фланецті қосылыс 7 қарастырылған. Манифольдтың
негізгі түйіндері фонтанды арматураның бөлшектерімен бір түрге келтірілген.
Манифольдтың ұшында 80 мм диаметрлі құбырмен жалғасу үшін фланецтер болады.
Манифольдтың белгіленуіне сұлба нөмірі, шартты өту диаметрі және жұмыс
қысымы, мысалы 1 МАТ-60х125 кіреді. Шығарынды шлейф манифольд арматурасын
мұнай газ жинау жүйесінің топтық өлшеу қондырғысымен (ТӨҚ) байланыстырады,
мұнда автоматты түрде ұңғы шығымы өлшенеді. ТӨҚ-на ұңғымалар тобы (24
дейін) қосылады, олардың шығымы белгілі бағдарлама бойынша кезегімен
өзгеріп отырады.
Жалғыз фонтанды ұңғымалар және әсіресе жоғары шығымды ұңғымалар жеке
трапты қондырғымен жалғасады, мұнда газды айыру (кейде екі сатылы) және
шығымды өлшеу жүреді. Содан кейін, ұңғы өнімі сумен және қалдық газбен
бірге, сусыздандыру және газды толық айыру үшін, мұнай газ жинау пунктіне
барады. Мұнай газ жинау пункті жиі, мұнайды жылыту арқылы сусыздандыру және
тұзсыздандыру қондырғыларымен біріктіреді, мұнда мұнай және судың ұсақ
тамшылары шекарасындағы беттік пленкасын бұзу, беттік активті затты-
деэмульгатор қосылған таза сумен жуу қолданылады.
Фонтанды ұңғыма жұмысын реттеу.
Игерудің бастапқы сатыларында фонтанды ұңғыма және әсіресе жоғары
шығымды ұңғылар мұнай игеру мекемесінің мүмкіндіктерін анықтайды. Сондықтан
олардың жұмысын зерттеу, реттеу және бақылауға үлкен көңіл аударады.
Сонымен қатар, фонтанды қондырғы тереңдік зеттеулерді жүргізуге, тереңдік
пробаларын алу, құйылу профилін түсіру және басқа зерттеулер жүргізуге
мүмкіндік береді. Фонтанды ұңғыманың дәлелді пайдалану режимін анықтау
үшін, әр түрлі тәжірибелі режимдердің жұмыс нәтижелерін білу маңызды.
Фонтанды ұңғыманың жұмыс режимін штуцерді алмастыру арқылы өзгертеді, яғни
оның өту саңылауының диаметрін өзгертеді. Бұл кезде ұңғыманы жаңа режимде,
басқа өлшеуді жүргізудің алдында кейбір уақыт ұстайды. Осы уақыт-штуцерді
ауыстыру кезінде және соған байланысты оның шығымы және түптік қысымы
өзгеруі нәтижесінде болатын возмущениядан кейін, қабат және ұңғыма
қалыптасқан режимге көшу ұзақтығы әртүрлі, және қабаттың гидроөткізгіштігі
және пьезоөткізгіштігіне, сонымен қатар шығымның салыстырмалы өзгеруіне
байланысты.
Ұңғыманың қалыптасқан режим белгілеріне-шығым тұрақтылығы ... 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