Жаңажол кен орны жайында


КІРІСПЕ
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат
1.2 Cтратиграфия
1.3 Мұнай газдылығы
1.4 Мұнай газ және конденсаттың қорлары
2 Кен орнындарын игерудің жүйесі
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткішінің жүйесі
2.1.1 Игеру кешенін талдау
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасу анализі
2.1.3
2.1.4 Жаңажол кен орындарын игеру режимдері
Игерілген кен орындарының жагдайын және реттелуын бақылау
2.2 Игерудың қазіргі кездегі жағдайы
2.3 Көмір сутекті қабатқа әсер етіу әдістері
3 Мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы
3.1 Өндірудің техникаға арналған таңдауы және белгілері
3.2 Технологиялық көрсеткіштердің,ұңғыманың фондының структурасының және олардың қазіргі дебиттерінің анализі
3.3 Мұнай және газдың технологиясы
3.4 Ұңғымаларды пайдалану түрлерінің көрсеткіштерінің мінездемесі

3.5 Ұңғыны пайдалану кезіндегі туындайтын қиындықтармен күресу және алдын алу жолдары
3.6 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары мен оларға ұсыныстар
4 Арнайы бөлім
4.1 Жаңажолдағы ілеспе газдың қазіргі заманғы қарастырылуы және анализі
4.2 Ілеспе газды утилизерлеу
4.3 Жаңа техника және технологияны қолдану
4.4 Компьютерлік бағдарлама қондырғының есебі
5 Экономикалық бөлім
5.1 "Ақтөбемұнайгаз" мұнай.газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
5.2 Ақтөбемұнайгаз" мұнай.газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және еңбекті ұйымдастырудың жағдай.күйі

5.3 Мұнай газ өндірубасқармасының қызметкерлерінің жол ақысының жағдайы
5.4 Техника . экономикалық көрсеткіштердің талдауы
5.5 Экономикалық тиімділік есебі
6 Еңбек қорғау
6.1 Жаңажол кен орнында қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау
6.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары
7 Қоршаған ортаны қорғау
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау
7.2 Су ресурстарын қорғау
7.3 Суды тұтыну. Өндірістік ағынды сулардың көлемі, олардың құрамы және ағынды суды тазалау
Қортынды
Пайдаланған әдебиеттер тізімі
Қосымша А
Қосымша Б
Қосымша В
Қосымша Г
Қосымша Д
Қосымша Е
Қосымша Ж
Мұнай және мұнай өнімдері біздің еліміз үшін негізгі экспорт көзі болғандықтан мұнайдың дүниежүзілік бағасы макроэкономикалық параметрлердің маңызды бірі болып табылады. Сыртқы рыногтағы жағдай қазақстандық мұнай компанияларының жағдайына да өз әсерін тигізеді. Мұнайдың дүниежүзілік бағасының дағдарысы тек қана мұнай өндірісіне ғана емес, сонымен қатар Қазақстанның бүкіл экономикасына қауіп төндіреді. Себебі, көптеген ұңғымалар қор бөлігінің қайтарымсыз жоғалтуларымен тоқтатылады. Осыған байланысты бюджеттің кірісінің азаюы, жұмыс орындарының қысқартылуы, экономиканың барлық салаларында салықтардың көбеюі, т.б. жағдайлар туындайды.
Қазақстан Республикасының мұнай өнеркәсібі экономиканың жетекші саласы болып табылады. Еліміз қазіргі таңда дүние жүзіндегі ірі мұнай өндіруші елдердің қатарына қосылып, дүние жүзі бойынша мұнайдың дәлелденген қорынан-13, газ және конденсаттан-15, мұнай өндіру көлемі жағынан 28 орын алады. Қазақстан дәлелденген қоры және мұнай өндіру көлемі бойынша ТМД елдерінің арасында екінші, ал газ бен конденсаттың қоры бойынша – төртінші орын алады.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Жаңажол кен орны таскөмір жүйесінде қалыптасқан, кеуек пен жарықшақтардан, кеуек пен ұсақ қуыстардан тұратын карбонатты коллектор болып табылады. Кен орынды игеру екі карбонатты қалыңдық бойынша жүргізіледі – КТ-І және КТ-ІІ. Бұл жердегі ұңғымалар мынадай сипаттарға ие: терең, газ факторы жоғары және күкіртті сутегінің пайыздық мөлшері жоғары.
Жаңажол кен орнында мұнай өндіру штангалы терең сорапты ұңғыларды пайдаланады. Мұнайды өндіру кезіндегі кең тараған тәсілдердің бірі –штангалы терең сорапты қондырғы. Бұл штангалы сорап арқылы кіші дебитті ұңғыларды игеруге болады. Арнайы бөлімде де ШТСҚ бойынша технологиялық есепке талдау жасалған.
Жаңажол кенорнының мұнайын өндіру қазіргі таңда үлкен мәселелердің бірі болып отыр.
Ендігі жерде Жаңажол кенорнының мұнайшыларының мақсаты – осы жер қойнауынан шығып жатырған қара алтынды тиімді өндіру.
Қазақстан мұнайының бастауы бар, тоқтауы жоқ себебі кең байтақ республикамыздың тұла бойы толған байлық.
1. А.И.Ширковский «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» М., «Недра», 1987г.
2. В.Ф. Шматов, Ю.М. Малышев «Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной промышленности». М., изд-во «Недра», 1990г.
3. В.С. Бойко «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», М., изд-во «Недра», 1990г.
4. В.И.Щуров «Технология и техника добичи нефти», М., изд-во «Недра», 1983г.
5. Годовой отчет НИИ ОАО «СНПС – Актобемунайгаз» за 2009 год.
6. Годовой отчет отдела по исследованию проблем добычи и бурения нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол за 2009 год.
7. Ғ.М.Нұрсұлтанов, Қ.Н.Абайұлданов «Мұнай және газды өндіріп, өңдеу», Алматы, 1999ж.
8. Джиембаева К.И., Насибуллин Б.М. «Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау». – Алматы, 2000ж.
9. И.М.Муравьев, В.И.Ямпольский «Основы газлифтной эксалуатации скважин», М., изд-во «Недра», 1973г.
10. «ҚР мұнайгаз өнеркәсіптік қауіпсіздік нормалары» – Алматы, 1995ж.
11. М.М Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И.Брагин, «Нефтегазопромысловая геология», М., изд-во « Недра», 2000г.
12. «Мұнай және газ» нормативтік құқықтық актілер жиынтығы, Алматы, «Юрист», 2005ж.
13. Научно-исследовательский институт по разработке нефтегазовых
месторождений ОАО «СНПС Актобемунайгаз» «Проект рабочей схемы по снижению давления в системе сбора нефти участка «Север» месторождения Жанажол». Г.Актобе, 2006 год.
14. Научно - исследовательский институт «Гипровостокнефть» «ехнологическая схема разработки нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол Актюбинской области», г.Куйбышев, 1986г.
15. Научно-исследовательский институт «Гипровостокнефть» «Дополнение к технологической схемы разработки нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол Актюбинской области», г.Самара, 1992г.
16. Тайкулакова Г. С. «Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов». – А.: КазНТУ, 2000.
17. Тяжин Ж.Т «Еңбекті қорғау» әдістемесі. А. ҚазҰТУ, 1999-2000 ж.
18. Х.А.Калабаев «Методические указания к выполнению организационно-экономической части проектов для студентов специальности 0907 «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» 1992г.

Пән: Тау-кен ісі
Жұмыс түрі:  Дипломдық жұмыс
Көлемі: 107 бет
Бұл жұмыстың бағасы: 1500 теңге
Таңдаулыға:   
Тегін:  Антиплагиат

Қандай қате таптыңыз?

Рақмет!






МАЗМҰНЫ

КІРІСПЕ 10
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 11
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат 11
1.2 Cтратиграфия 13
1.3 Мұнай газдылығы 18
1.4 Мұнай газ және конденсаттың қорлары 22
2 Кен орнындарын игерудің жүйесі 24
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткішінің жүйесі 24
2.1.1 Игеру кешенін талдау 25
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасу анализі 27
2.1.3 Жаңажол кен орындарын игеру режимдері 29
2.1.4 Игерілген кен орындарының жагдайын және реттелуын бақылау 32
2.2 Игерудың қазіргі кездегі жағдайы 34
2.3 Көмір сутекті қабатқа әсер етіу әдістері 35
3 Мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы 37
3.1 Өндірудің техникаға арналған таңдауы және белгілері 37
3.2 Технологиялық көрсеткіштердің,ұңғыманың фондының структурасының 48
және олардың қазіргі дебиттерінің анализі
3.3 Мұнай және газдың технологиясы 51
3.4 Ұңғымаларды пайдалану түрлерінің көрсеткіштерінің мінездемесі 55
3.5 Ұңғыны пайдалану кезіндегі туындайтын қиындықтармен күресу және 57
алдын алу жолдары
3.6 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары 60
мен оларға ұсыныстар
4 Арнайы бөлім 63
4.1 Жаңажолдағы ілеспе газдың қазіргі заманғы қарастырылуы және 63
анализі
4.2 Ілеспе газды утилизерлеу 65
4.3 Жаңа техника және технологияны қолдану 70
4.4 Компьютерлік бағдарлама қондырғының есебі 73
5 Экономикалық бөлім 77
5.1 "Ақтөбемұнайгаз" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру 77
құрылымы
5.2 Ақтөбемұнайгаз" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және 78
еңбекті ұйымдастырудың жағдай-күйі
5.3 Мұнай газ өндірубасқармасының қызметкерлерінің жол ақысының 79
жағдайы
5.4 Техника - экономикалық көрсеткіштердің талдауы 82
5.5 Экономикалық тиімділік есебі 83
6 Еңбек қорғау 90
6.1 Жаңажол кен орнында қауіпті және зиянды өндірістік факторларды 90
талдау
6.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары 92
7 Қоршаған ортаны қорғау 99
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау 99
7.2 Су ресурстарын қорғау 102
7.3 Суды тұтыну. Өндірістік ағынды сулардың көлемі, олардың құрамы 103
және ағынды суды тазалау
Қортынды 106
Пайдаланған әдебиеттер тізімі 107
Қосымша А 108
Қосымша Б 109
Қосымша В 110
Қосымша Г 111
Қосымша Д 112
Қосымша Е 113
Қосымша Ж 114

КІРІСПЕ

Мұнай және мұнай өнімдері біздің еліміз үшін негізгі экспорт көзі
болғандықтан мұнайдың дүниежүзілік бағасы макроэкономикалық параметрлердің
маңызды бірі болып табылады. Сыртқы рыногтағы жағдай қазақстандық мұнай
компанияларының жағдайына да өз әсерін тигізеді. Мұнайдың дүниежүзілік
бағасының дағдарысы тек қана мұнай өндірісіне ғана емес, сонымен қатар
Қазақстанның бүкіл экономикасына қауіп төндіреді. Себебі, көптеген
ұңғымалар қор бөлігінің қайтарымсыз жоғалтуларымен тоқтатылады. Осыған
байланысты бюджеттің кірісінің азаюы, жұмыс орындарының қысқартылуы,
экономиканың барлық салаларында салықтардың көбеюі, т.б. жағдайлар
туындайды.

Қазақстан Республикасының мұнай өнеркәсібі экономиканың жетекші саласы
болып табылады. Еліміз қазіргі таңда дүние жүзіндегі ірі мұнай өндіруші
елдердің қатарына қосылып, дүние жүзі бойынша мұнайдың дәлелденген қорынан-
13, газ және конденсаттан-15, мұнай өндіру көлемі жағынан 28 орын алады.
Қазақстан дәлелденген қоры және мұнай өндіру көлемі бойынша ТМД елдерінің
арасында екінші, ал газ бен конденсаттың қоры бойынша – төртінші орын
алады.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға
жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға
дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Жаңажол кен орны таскөмір жүйесінде қалыптасқан, кеуек пен
жарықшақтардан, кеуек пен ұсақ қуыстардан тұратын карбонатты коллектор
болып табылады. Кен орынды игеру екі карбонатты қалыңдық бойынша
жүргізіледі – КТ-І және КТ-ІІ. Бұл жердегі ұңғымалар мынадай сипаттарға ие:
терең, газ факторы жоғары және күкіртті сутегінің пайыздық мөлшері жоғары.
Жаңажол кен орнында мұнай өндіру штангалы терең сорапты ұңғыларды
пайдаланады. Мұнайды өндіру кезіндегі кең тараған тәсілдердің бірі
–штангалы терең сорапты қондырғы. Бұл штангалы сорап арқылы кіші дебитті
ұңғыларды игеруге болады. Арнайы бөлімде де ШТСҚ бойынша технологиялық
есепке талдау жасалған.
Жаңажол кенорнының мұнайын өндіру қазіргі таңда үлкен мәселелердің
бірі болып отыр.
Ендігі жерде Жаңажол кенорнының мұнайшыларының мақсаты – осы жер
қойнауынан шығып жатырған қара алтынды тиімді өндіру.
Қазақстан мұнайының бастауы бар, тоқтауы жоқ себебі кең байтақ
республикамыздың тұла бойы толған байлық.

1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ

1. Кен орын туралы жалпы мағлұмат

Жаңажол кен орны Орал үстірті аймағындағы Мұғаджар тауымен Ембі өзені
арасында орналасқан. Әкімшілік басқаруы жағынан Қазақстан Республикасы,
Ақтөбе облысы, Мұғалжар ауданына қарайды.
Жергілікті жер рельефі дөңес қыраттардан, сайлардан құралған және плюс
125-тен плюс 270 метрге дейінгі абсолюттік биіктігімен ерекшеленеді. Ең
кіші минималды белгісі Ембі өзеніне қарай, яғни кен орнының оңтүстік-батыс
бөлігіне қарай еңіс келеді және сол Ембі өзені Жаңажол кен орнынан оңтүстік-
батысқа қарай 2-14 шақырымға созылып жатыр. Өзен суы минералданған,
сондықтан техникалық қажеттіліктерге құдық сулары пайдаланылады. Құдық және
Ембі өзенінің суларының деңгейі 2 метр және одан да жоғары болып келеді.
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сондықтан қатар ылғалдылығы
өте төмен. Қыс мезгілінде температура минус 400 С-қа дейін жетеді. Ең суық
айларына қаңтар, ақпан айлары жатады. Алғашқы қар қарашаның ортасына таман
түсіп, наурыз айының аяғына дейін жатады. Орта жылдық атмосфералық жауын-
шашын мөлшері көп емес, ол жылына 120-140 мм шамасында. Ең ыстық айлары
шілде, тамыз айлары жатады. Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендеріне
кен орынның солтүстік-шығыс бағытында орналасқан 15 шақырымдық Жаңажол
совхозының орталығы және солтүстік-батыс бағытында орналасады.
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер
Е.К.Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектерінде көрсетіледі. Олар 1840
жылы Темір, Атжақсы, Ембі өзендерінің ауданын зерттеу барысында жазған еді.
Осыдан кейін зерттеулер маршруты одан әрі жалғасты. Территорияны барынша
бөлшектеніп және жобалау бойынша зерттеу 1944-і жылдан басталды. Сонымен
1944-1946 жылдар аралығында Каспий-Арал партияларын М40 парағында масштабқа
түсіруді Г.И. Водорезов басқарған геологиялық топ жүргізді [3].
Жұмыс қорытындысына геологиялық карта және территорияның тектоникасы
мен стратиграфиялық сұрағына жауап ретінде параққа түсіндірмелі жазба
берді. Бұл жұмыстар әлі күнге дейін өз құндылығын жойған жоқ.
1949-ы жылы В.И. Сомодуров және И.В. Иванов 1:200000 масштабында 40-
XXXIV парағын геологиялық түсіруді жүргізді. Осы көлемде Жаңажолда
енгізіліп, қамтылған еді. Авторлар ауданның геологиялық құрылымы туралы
барынша толық мәлімет берген 1952-і жылы аудан гравиметриялық түсірумен
алдыңғы масштабқа қамтылды.

1952-1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында карталық
бұрғылауды А.С. Зингер түсірді.
1960-ы жылы Жаңажол ауданында Ақтөбенің геофизикалық экспедициясы
толқынның шағылу әдісімен сейсмикалық зерттеулер жүргізді. Осы жұмыстардың
нәтижесімен П1 горизонты бойынша Жаңажол көтерілімі анықталды. 1961-і жылы
Ақтөбенің геофизикалық экспедициясы тереңірек бұрғылауды ескере отырып,
құрылымды дайындау мақсатында толқынның шағылу әдісімен детальды
сейсмикалық зерттеулер жүргізді. Жүргізілген зерттеулердің нәтижесімен К
(кунгур ярусының жабыны) және П1 (тұзасты жабының түзілімі) горизонттарының
құрылымдық карталары жасалды.
1961-і жылы Жаңажолдың тұзасты құрылымында жобаланған 3200 метр
тереңдіктегі №1 терең барлау ұңғысы бұрғылана бастады.
1976-ы жылдан бастап іздестіру жұмыстарын Ақтөбемұнайбарлау
экспедициясы, ал, 1978-і жылдан бастап Қазақмұнайгазгеология
бірлестігінің Кенқияқмұнайбарлау экспедициясы жүргізді.
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978-і жылы наурыз айында №4 ұңғыда
байқалды.
1981-і жылдан бастап Жаңажолдағы барлау ұңғыларын бұрғылау жұмыстарын
1981-і жылы құрылған құрамы айтылып өткен экспедициялардан жинақталған
Ақтөбемұнайгазгеология бірлестігі жүргізуде.
1981-і жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен
Ақтөбемұнай берлістігіне кен орында барлау ұңғыларын бұрғылау және оны
игеру тапсырылды.
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының Ақтөбемұнайгаз акционерлік
қоғамының Октябрьскмұнайгаз мұнай-газ өндіру басқармасының цехтары- мен
игеру жұмыстары атқарылуда.

1.2 Cтратиграфия

Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі таскөмір және
жоғарғы бор жасындағы жыныс жиынтығы анықталған.
Стратиграфиялық бөлшектеуде мұнай-газ қоры анықталғаннан кейінгі
уақыттың ішінде игерудің технологиялық схемасы жасалғаннан кейін
қарастырылып отырған кен орында 149 өндіру ұңғылары бұрғыланды. Сол ұңғылар
бойынша талданған материалдар кеніштің геологиялық құрылымын, таралу
шекарасын анықтауға мүмкіндік берді және өнімділік қабаттар параметрлерінің
есептелулері келтірілді. Бірақ бұдан кейін флюидтердің анықталған қорына
байланысты ешқандай өзгерулер болмады [10].
Қарастырылып отырған кен орынның анықталған қимасы жыныстардың
төрттік, төменгі бор, юра, триас, перм және таскөмір т.с.с. жастарымен
сипатталады. Қазақстандағы Каспий маңы ойпатының аймағындағы табылған
тұзасты шөгінділеріндегі соңғы түзілімдерде мұнай-газ кеніштерінің үлкен
бөлігінің бар екені анықталды. Ол кеніштер касимовтік, жоғарғы москвалық
ярустарында және КТ-ІІ қабатының төменгі москвалық (каширлік, верейлік),
башкирлік, серпуховтық (протвиндік, стешевтік және тарустық горизонттары)
және визе (вешевтік горизонт) ярустары интервалдарында жатыр.
Төменде кен орынды құрастыратын бөлімдердің және жүйелердің
анықтамалары келтірілген.
Pz – тобы
С - таскөмір жүйесі
С1 - төменгі бөлім
Жаңажол кен орны көлемінде анықталған барынша ерте шөгінді жыныс болып
орта визе жасындағы терригенді шөгінділер табылады. Осы жыныстар №1 – С
ұңғының 4190-4200 метр аралығында кездесті.
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі карбонатты қабатпен
ауысады. Олардың жасы жоғарғы визе және серпуховтық жастарымен белгіленіп,
құрамы қарасұр аргиллит аралас әктастар мен доломиттерден тұрады. Төменгі
карбон жыныс қабатының максималды анықталғаны қалыңдығы 308 метр.
С2 - ортаңғы бөлім
Ортаңғы карбон жыныстары башкирский және москвалық ярус құрамында
аршылды.
С2в - башкирлік ярус
Бұл жастағы жыныстар №1-С ұңғысының 3892-3668 метр аралығында толық
және 23 ұңғымен жиі-жиі қамтылды. Олардың толық қалыңдығы 224 метрге
жетеді.
Құрамында сұр және ақшыл-сұр әктастар органогенді-түйірлі, аргиллит
аралас массивті доломиттерден тұрады.
С2m1 - москвалық ярус
Мұның құрамы екі ярусқа бөлінеді. Төменгі москвалық ярусының №1-С
ұңғысында 3668-3560 метр және №23 ұңғысында 3807-3647 метр аралықтарында
верейлік және каширлік горизонттары кездескен. Жыныс қалыңдығы 106 метрден
156 метрге дейін жетеді. Бұл қабаттар карбонаттар және аргиллит аралас
шөгінділерден тұрады. Жоғарғы визе-төменгі москвалық ярусының карбонатты
жыныс комплекстерінің қалыңдығы №1-С ұңғысында 530 метрге жетіп, төменгі
карбонатты қабатын құрайды да өз алдына КТ-ІІ индексімен белгіленеді.
С2т2 - жоғарғы москвалық ярусы
Бұл ярус мячковтық және подольдық горизонттарымен сипатталады.
Подольдық горизонтының төменгі бөлігі көбіне көп терригенді қалыңдықты
қабаттар, яғни аргилиттер, қиыршық топырақ, гравелиттер және 266-366 метрлі
қалыңдықта жиі кездесетін әктастардан тұрады. Подольдық карбонатты
түзілімдердің қалыңдықтары 144-220 мерт аралында өзгеріп тұрады. Мячковтық
горизонт ұңғылардың барлығында анықталған және органогенді, органогенді-
үгілгіш, ұсақ түйіршікті әктас және доломиттерден құралған. Оның қалыңдығы
115 метрден 164 метрге дейінгі аралықты өзгермелі болып келеді.
Литологиялық байланыста бұл аргилиттер, қиыршық топырақтар,
алевролиттер, жиі-жиі гравелит және саз балшықты әктастардан тұрады.
С3 - жоғарғы бөлім
Жоғарғы карбонатты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы
геологиялық каротаж сызбасындағы өзгеруінен көрінеді. Жоғарғы карбонның
көптеген микрофауналарымен флоралардың табылуына байланысты касимовтік және
гжельдік ярустарына бөлінген.
Сэк - Касимовтық ярус
Жыныс жасы ұңғылардағы фораминиферлердің кешенінен, яғни 5 (2832-
2824), (2824-2819), 1 (2900-2896), 6 (2909-2906), (2899-2897), (2894-2888),
(2884-2879), 19 (3013-3001) және 5-і ұңғыдағы, яғни 5 (2832-2824), (2819-
2816) конодонттар кешенінен анықталды.
Литологиялық қатынаста ол ауданның көптеген бөлігінде әктастар және
доломиттерден құралған. Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден 97 метрге
дейінгі аралықтарда өзгеріп тұрады.
С3g - Гжельдік ярус
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден 136 метрге
дейін өзгереді.
Жыныс ішінде сульфатты және карбонатты қабаттар бар. Оның басқа
қабаттарға қарағанда айтарлықтай айырмашылығы құрамының 65-85% - і фауналар
мен су өсімдіктерінің қалдығынан тұратын әктастар болып табылады.
Қарастырылып отырған гжель ярусы бөлігінің жасы №12-і ұңғыда аралығы
2964,2-2890 метр және 2336,3-2930 метр болатын фораминифердің анықталуымен
дәлелденген.
Жоғарғы КТ-І карбонатты қабатында негізінен газоконденсатты қор
сақталған. Карбонатты қабаттың жалпылама қалыңдығы 427-573 метрлер
аралығында. Қиманың карбонат үсті бөлігі жиі кездеседі, яғни гравелит,
сазбалшық, алевролит қабаттарынан құралған терригенді гжельдік ярусының
қабатынан түзілген. Оның қалыңдығы 24-109 метрге дейін жетеді.
Р - Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері төменгі және жоғарғы бөлімдерден берілген.
Р1 - Төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі ассельдік, сакмардық, артиндік және кунгурлік
ярус шөгінділерінен тұрады.
Р1a+s - Ассельдік-сакмарлық ярус
Ассельдік-сакмарлық терригенді қабат қалыңдығы гжель терригенді карбон
қабатымен бірге Жаңажол кен орнында регионалды флюидті, кедергілі қабат
туғызады. Бұл қабыршықта қабат қалыңдығы белгілі дәрежеде құрылымды саз
балшықтың болуымен және кең ауқымды яғни, 16-598 метр аралығында өзгеріп,
солтүстіктен оңтүстікке қарай тенденциялы өзгеріп отырады.
Ассельдік ярусының қалыңдығының жасы 1-і ұңғының 2647-2645 және 2498-
2495 метрлер аралықтарында және 10-ы ұңғыда 2648-2458 метрлер аралықтарында
алынған фораминифер фауналармен қуатталып (93-і ұңғы) 9 метрден (8-і
ұңғыда) 359 метрге дейін өзгеріп отырады.

1.2-cурет. Жаңажол кен орнының ұңғы бойынша геологиялық қимасы
Р1К - Кунгурлік ярусы
Кунгурлік ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы карбонат үсті
терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға қаныққан
бөліктерінде өте зор флюидті, кедергілі қабат тудырады.
Кунгурлік ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді-
галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның қалыңдығы 10-60
метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді аргиллит аралас, жиі
қиыршық топырақ пен алевролит және ангидрит қабатшалары орналасқан.
Галогенді қабатының максималды қалыңдығы (12-і ұңғы) 996 метрден, минималды
қалыңдығы (3-і ұңғы) 7 метр аралығында.
Кен орынның кунгурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді-сульфатты
қабаттар жатыр.
Оның негізгі бөлігі 4 метрден 48 метр қалыңдықта кездескен
ангидриттерден жинақталған.
Р2 - жоғарғы бөлімі
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында жеке
ангидрит (3-0,5 метрлі - 10-15 метрлі) қабатшалары кездесетін терригенді
қабаттардан тұрады.
Жоғарғы пермь бөлігінің қалыңдығы солтүстік төбешіктерімен ұштасқан
жерде 633 метрге дейін өзгереді.
MZ - мезазой тобы
Т - триас жүйесі
Триас шөгіндісі Т1 төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық шұбар
боялған сазбалшық, қиыршық топырақ қабаттарынан көрінеді. Шөгінділердің
қалыңдықтары 65-371 метр аралығында өзгереді.
J - Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі, ортаңғы және жоғарғы болып құрамдарына
байланысты бөлінген. Олардың жалпы қалыңдықтары (13- ұңғыда) 60 метр мен (3-
ұңғыда) 246 метр аралығында өзгеріп отырады.
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қарасұр түсті, құм қиыршық топырақтардан,
тығыз алевролит және қоңыр қиыршық топырақ полимикті, әртүрлі түйіршікті
қабаттардан құрамдалған.
К - Бор жүйесі
Бұл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конгломерат аралас
қоңыр жасылды саздар есептеледі.
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28-132 метр аралығында өзгереді. Қалыңдықтың
минималды көрсеткіші 52-і ұңғыда, ал, максималды көрсеткіші 88-і ұңғыда
байқалады [3].
Q - Антропогенді жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің қалыңдықтары онша емес, небары 2 метр
немесе 3 метрлік 4 қатарлы қабат бөледі. Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен
орны Каспий маңы ойпатының оңтүстігінде орналасқан. Геологиялық дамуының
бір сипаттық қасиетті ауданның интенсивті түсуі және қалың шөгінділердің
қабатшаларда 7 шақырымнан 10 шақырымға дейінгі аралықтарында болуына
байланысты. Бұл қабаттың негізгі бөлігін кунгур ярусының галогенді табан
шөгінділері және кембрий іргетасына дейінгі жыныстардың жоғарғы бетінде
жатқан тұз асты жиынтығынан құрайды.
Солардың құрамдары саздың суглинкалары мен құмайт, құмдақтардан
түзілген.
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын маңда
2 немесе 2,5 шақырымнан Беттеу күмбезінің меридианына қарай 5,5 немес 6
шақырымға дейінгі, яғни батыс бағытына қарай моноклинальды қалыңдай береді.

Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары
бөлінген. Соңғысы төменгі горизонттарда мықты байқалып, соған сәйкес
ойпаттың ортаңғы бөлігіне қарай қалыңдай бастайды.
Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кенқияқ, Қожасай, Шұбарыш қатарларының
жүйесі бөлінеді және олардың көлемінде 3 немесе 3,5 шақырымдық
тереңдіктерде (П1) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.
Жаңажол қатарының бір ерекшелігі қуатты карбонат массивтерінің дамуы
болып табылады. Олар үлкен брохиантиклиналь тәріздес дөңбектерден құралған.
Сейсмикалық мәліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен
салыстырғанда әр түрлі локалды дөңестерінің морфологиясындағы өлшемдері,
шөгінділердің тереңдік қатынастарында әр түрлі өзгешеліктер байқалады.
Құрылым картасында жоғарғы карбон шөгінділерінің табаны бойынша екі
локалды дөңес анық көрсетіліп, 50-і ұңғы ауданына 2,5 шақырымдық изогипс
енгізуімен контурланған.
Жаңажол дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып, қабаттың
карбонатты массивінің ішінде субмеридианды құрылымдар құрайтын
брахиантиклиналды қырлардан тұрады.

1.3 Мұнайгаздылығы

Жаңажол кен орны Қазақстандағы өнімділігі карбонатты коллекторларға
байланысты алғаш ашылған кен орны болып табылады. Ол белгілі Кенқияқ,
Құмсай, Көкжиже, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және Қопа сияқты төменгі бор,
юра, триас, жоғарғы және төменгі пермь жүйелерінің шөгінділеріндегі мұнай
қабаттары бар ауданда орналасқан.
Жаңажол аймағының мұнайгаздылығы туралы алғашқы мәлімет 1- ұңғыда
бұрғылау жұмыстары жүріп жатқан кезде байқалған жоғары газкөрсеткіштігіне,
таскөмір жынысын керн бойынша зерттеген кездегі мұнай белгілеріне және
сазбалшықты ерітіндінің газдануына байланысты анықталды. 3050-3020 метр
аралықтарындағы тереңдікті тексеру барысында 62,5% метан 1% этан, 1% ауыр
көмірсутектер жиынтығынан құралған газды судың әлсіз ағыны байқалды. 1978-
жылдың 3- наурызында 4- ұңғыдағы орта карбон әктастарының ашық оқпанында
сыналған қабаттан газдалған мұнай табылды.
Кейін 1978-і жылы 31-і шілдеден 2-і тамызға дейінгі аралықта 2767-2884
метр аралығындағы тереңдіктен шығымы 66,8 м3с болатын мұнай және 107,6
м3с шығымды газ фонтандалды. Фонтанды ұңғыларда 3 және 8 миллиметрлік
штуцерлер қолданылды. Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында жоғарғы және
төменгі карбон жыныстарымен байланысты өндірістік өнімділігі бар екі
карбонатты қабат белгіленген және олар 206-417 м. қалыңдықты жыныстың
терригенді будасына бөлінген.
КТ-І бірінші карбонатты қабаты
Оның 398 метрден (92-і ұңғы) - 548 метрге (41- ұңғы) дейінгі болатын
қалыңдығы литологиялық жағынан әктас, доломит және олардың ауыспалы
өзгерістерінен кездеседі. Бұлардың ішіндегі өткізгіш жыныстар коллекторлық
қасиетті атқарады. Коллектор типі кеуекті-жарықшақты болып келеді.
КТ-І өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі жағын, касимов ярусының
үстіңгі карбонын, мячков горизонтының ортаңғы карбонын алып жатыр. Кен
орындағы флюидтердің тіреуіштері пермьнің сульфатты-терригенді және тұзды
қабаттары болып табылады. КТ-І қабатының көп бөлігі доломитті болып келеді.
Касимовтық және гжельдік ярустарында ангидрит қабаты және қуыстары
кездеседі. Қара аргиллит қалыңдықтарымен ангидриттерден тұратын жалпы
алғанда 120 метрге дейінгі қалыңдықпен ангидрит қабатының солтүстік-шығыс
бөлігін құрастырып, соңғы кезде карбонат қабатының созылуымен алмастыруға
болады.
Жоғарыда айтылғандай кен орынның мұнай-газдылығы айтылған екі
қабаттармен байланысты. Бірінші және екінші қабаттарды 206 метрден 417
метрге дейін қалыңдықтардан тұратын жыныстардың терригенді қабаттары бөліп
тұрады.
Қабат қимасында каротаж қисығы мәнінің сипаты бойынша жыныстардың
тығыздығы және саздылығы жоғары мәнге ие болатын реперлер сериясы бөлінген.
Бұл материалдар 2550-2900м тереңдікте жататын А, Б, В, В' шартты
түрдегі 4 өнімділік қабатқа бөлуге мүмкіндік берді.
Стратиграфиялық тұрғыдан алғанда А өнімділік қабаты гжель ярусының
төменгі бөлігін, ал, Б өнімділік қабаты касимовский ярусын, В және В'
москвалық ярусының подоль қабатының жоғарғы бөлігін қамтиды.
Төменде КТ-І карбонатты өнімділік қабатының қысқаша сипаттамасы
берілген.
А қабаты 650 метр қалың қабаттардан құралған, гжелдік және ассельдік-
сакмарлық ярустарының терригенді жыныстардан және кунгурлік ярусының
гидрохимиялық шөгінділерінен тұрады да, қалың қабатты кең газдыконденсатты
кенішін құрайды.
Б қабатында мұнай-газ қабатының көлемі жатыр, ол А қабатынан 2-60 метр
төменде жатыр. Коллекторлары кеніштің солтүстік бөлігінде шектеулі
сипатталады, 146-ы, 52-і, 117-і ұңғылар аумағында коллекторлар өткізгіштігі
жоқ карбонаттардан тұрады. Ал, 67-і, 103-і, 321-і және 8-і ұңғылар
аумағында коллекторлар ангидриттерден тұрады. Кеніш күмбезді, массивті және
литологиялық жағынан шектелген болып келеді. Кеніштің биіктігі 200 метр.
Газға қаныққан қабат ауданы 36516 мың м2, мұнайға қаныққан қабат ауданы
71475 мың м2.
В қабаты Б қабатынан 4-74 метр төменде орналасқан. Айтылып кеткен
қабаттарға қарағанда екі кеніштен тұрады, яғни оңтүстік және солтүстік
күмбездермен ұштасып жатыр.
В' қабаты жоғарыда айтылған қабаттардан 350 төменірек және екі мұнай
кеніштерімен сипатталады. Олардың биіктігі 60 және 87 метр.
В' қабатының қоры тек қана солтүстік бөлігінде анықталған, бұл
барлаудың аяқталмағанын көрсетеді. Кеніштердің екеуі де күмбезді.
КТ-ІІ екінші карбонатты қабаты
КТ-ІІ екінші карбонатты қабатының КТ-І екінші карбонатты қабатынан
айырмашылығын оның қимасындағы өте сирек кездесетін доломиттер және
әктастар көрсетеді. Коллекторларына олардың әртүрлі өткізгіштері болып
табылады. КТ-І және КТ-ІІ өнімділік қабаттарын әктас қабатшалары (және
карбонат арасындағы тұз асты қабаттары) бар терригенді жыныстары бөліп
тұрады, және КТ-ІІ өнімділік қабат кеніштеріне флюид тіреуіштер қызметін
атқарады.
Игеру объектілеріне бөлу мақсатымен КТ-ІІ өнімділік қабатының қорын
бөлек есептеу үшін шартты түрде екі өнімді қабатшаларына (Г және Д)
бөлінді. Осы қабатшалар 4-50 метрге дейін өткізгіштігі жоқ верейдік
горизонты қалыңдығымен төзімді қабат ауданы бойынша кең тараған. Осы
верейдік горизонты оңтүстігінде 50-65 метрге дейін әктасты және
солтүстігінде негізінен 15-20 метр қалыңдығымен әртүрлі сазды-балшықты
қабатшаларға бөлінген.
КТ-ІІ қабатында тектоникалық блоктардың бұзылуынан түзілген 1-ші және
2-ші блоктарда мұнай кеніштері және 3-ші (солтүстік) блогында
газдыконденсатты-мұнайлы кеніштері көп жерді алып жатыр.
2-ші блок кеніштері үшін су-мұнай байланысы қабаттың мұнайлы бөлігінің
табаны бойынша қабылданады. №61-ші ұңғыда ЖГҰЗ мәліметтері бойынша
абсолюттік белгісі минус 3534 метр болғанда сусыз мұнай алынды.
3-ші блокта газ мұнай жапсары (ГНК) №36-ы ұңғыны сынау нәтижелері
бойынша абсолюттік белгісі минус 3385 метр болғанда анықталған. Осы №36-ы
ұңғы перфорациясы интервалынан және газды каротаж материалынан мұнай мен
газ ағысы алыды (интервал ортасынан). №14- ұңғыдан №36-ы ұңғының
тереңдігінен 14 метр төмен жерден мұнай алынды, ал, сәл жоғары жерден газ
және конденсат алынды.
Кеніш өлшемі: мұнайлылық ауданы - 30,4 км2, биіктігі - 189 метр.
Кеніштер күмбезді, тектоникалық экрандалған, литологиялық шектеулі,
массивті болып келеді.
Бірінші карбонатты қабат (КТ-І) литологиялық жағынан әктастан,
доломиттерден және әртүрлі жыныстардан тұрады.
КТ-1 карбонатты қабат қимасында аздаған құмның қабатшалары кездеседі
және коллекторлардың үш өнімділік қабаттарының (пачек) болуы анықталды
(жоғарыдан төменге қарай А, Б және В) А және Б қабаттарының стратиграфиялық
жағын алғанда олар жоғарғы карбонның гжель және касимов қабатына (ярус)
жатады. Ал, В қабаты ортаңғы карбонның москвалық қабатына жатады.
Кеуектіліктің ҰГЗ(ГИС) нәтижелері бойынша анықталған мәндері А
қабатында 12%, Б қабатында 13,8% және В қабатында 11% болады. Жоғарыда
көрсетілген мәліметтерден А және Б қабаттарынан керн әдісімен анықталған
кеуектіліктің мәнінен және ҰГЗ мәліметтерінен алынған нәтижелерден
мәндердің бір-біріне жақын немесе аздап теңескенін көруге болады. Осыған
байланысты қабаттардың проекттік жобалаудағы кеуектіліктер А қабатында 12%,
Б қабатында 14% болады. В қабатында болса, керн №7-і ұңғы бойынша
зерттелді. Ал, кеуектіліктің геофизикалық зерттеулері №12-і ұңғы бойынша
зерттелді. Сонымен кеуектілікті МГБ(НГК) бойынша 11% деп қабылдауға болады.
А, Б және В өнімділік қабаттар өткізгіштігінің фильтрлік сипаттамаларын
анықтау үшін тек қана керндік мәліметтер қолданылды. А, Б және В
қабаттарының өткізгіштігінің орта мәндері мынандай қатынастарды құрайды:
0,008мкм2; 0,171мкм2; 0,116мкм2. Өткізгіштіктің осы мәндері проекттік
жобада қолданылады. А және Б қабаттарының бастапқы мұнайдың қанығушылығы
өндірістік-геофизикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша анықталады да 80%
және 88% деп қабылданады. Кеніштің ауданы бойынша керндік мәліметтердің
шектеулі түріне ҰГЗ(ГИС) бойынша бағаланған бастапқы мұнайға қанығушылық
жатады. Яғни мұнайға қанығушылық 86%. В' қабаты кернмен өте нашар
сипатталған. КТ-2 екінші карбонатты қабаттың литологиялық карбонатты
жыныстар негізінен әктастан тұнады, ал, доломиттер көп кездеспейді.
Кеуектіліктің параметрін есептеуді негіздеу үшін керндік және
геофизикалық зерттеулердің нәтижелері қолданылады. Г-І, Гн – ІІІ, Гв – ІІІ,
Дн – І, Дв – І және Д – ІІІ қабаттарының кеуектілік мәліметтерін талдау
кезінде геофизикалық мәліметтерге сүйене отырып өнімділік қабат қимасы
толығымен қаралды.
Проектілеу үшін кеуектіліктің келесі мәндері ұсынылады: Г – І қабаты
үшін 9,5%, Гв – ІІІ қабаты үшін 10,9%, Гн – ІІІ қабаты үшін 12,6%, Д – І
қабаты үшін 10,8% және Д – ІІІ қабаты үшін 9,8%. Өнімділік қабаттардың
өткізгіштігін негіздеу үшін ұңғыларды геофизикалық және гидродинамикалық
зерттеудің керндік мәліметтерінің мәндері қолданылды. Гидродинамикалық
есептеу кезінде проектілеу үшін геофизика арқылы кеуектілікке тәуелділігі
бойынша бағаланған өткізгіштікті бөлу қатарларын ұсынуға болады.

1.4 Мұнай, газ және конденсаттың қорлары

Жаңажол мұнайгазконденсатты кен орны (алынатын жалпы қор 121млн тонна,
қалған қор 70 млн тонна) 1978 жылы ашылды. Тәжірибелік – кәсіптік игеру
жұмыстары 1983 жылдан басталса, 1987 жылдан бері кәсіпшілік игеру
жүргізіліп келеді. 2008 жылы CNPC Ақтөбемұнайгаз өндіру көрсеткіші
бойынша рекордты көрсеткішке 5,9 млн тонна мұнай және 2,95 млрд текше метр
газ өндірді. Сонымен 3,6млн тонна қара алтын өндіріп, жоспарды 100 пайызға
орындап шықты.
Жаңажол кен орнының мұнай және газдың сипаттамасы Гипровостокнефть
институты орындаған тереңдік және беттік
Сатылатын мұнай сипаттама бойынша жеңіл, ал, тығыздығы 809-827 кгм3
болады, азтұтқырлықты, күкіртті (0,7 – 1,11%), парафинді (4,9 – 7,1%),
3000С-қа дейін ақшыл фракциялардың шығуы 50,7% -і құрайды. Қабат мұнайының
газға қаныққан 168,2-319,5 метр аралығында жатыр.
Г– ІІІ объектісі газ телпегі бар мұнай кеніші болып табылады. Бұл
кеніш екінші карбонатты қалыңдықта игерілетін негізгі объект. 01.10.2008
жылда өндіру ұңғымаларының жұмыс істеп тұрған қоры -131 ұңғыманы құрады.

1-кесте
Жаңажол кен орны бойынша мұнай, газ және конденсат қорлары

Горизонт Мұнай қоры, мың.тЕріген газ қоры, Газ Конденсат қоры,
млн,м3 бүркемесі мың.т
газының
баланстық
қоры,
млн,м3
БаланстыАлынған БаланстыАлынған БаланстыАлынған
қ қорларқорлар қ қорларқорлар қ қорларқорлар
КТ-ІІ 233499 70283 69194 20421 27979 19045 13332
Барлығы 399922 118140 109831 32181 100481 40709 26542

Жаңажол кен орнының қорлары есептеліп, мұнай 399922 мың.т, мұнайдың
алынған қоры 118140 мың.т, еріген газдың баланстық қоры 109831 млн.м3, газ
бүркемесінің газ қоры 100481 млн.м3, конденсат қоры 40709 млн.т құрады .

2 .КЕН ОРЫНДАРЫНЫҢ ИГЕРУДЫҢ ЖҮЙЕСІ

2.1 игерудің технологиялық көрсетіштің жүйесі

Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында 2000 жылдың Жаңажол
мұнайгаздыконденсатты кен орнын игерудің технологиялық схемасы жүзеге
асырылуда. Бұл жоба боынша КТ–І қабаттарында жаңа ұңғымалар бұрғылау
қарастырылмады, өндіруді көтеру негізінен газлифт жұмыс көлемін көбейту,
қосымша перфорация және тұз қышқылмен өңдеу сияқты технологиялық шаралар
көмегімен жүргізіледі. Жобаны жүзеге асыру процесінде, мұнайдың қалдық қоры
көп аймақтарда ұңғымалар торын тығыздау үшін және кейінгі мұнай өндіру
қарқынын жоғарылату үшін ұңғымадан мұнай өндіруді оңайлату мақсатында
мұнайдың қалдық қорларының таралуын ескеру қажет. КТ-ІІ горизонтында мұнай
қабатының қалыңдығы 16м және өткізгіштігі жоғары аймақтарда кен орнының
игерілу жағдаын жақсарту және өнім алу қарқынын жоғарылату үшін ұңғымалар
торын тығыздау қажет.

Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, олардың
ішінде: 92 ұңғыма өндіру, 24 ұңғыма айдау, 70 ұңғыма резервтегі, 16 ұңғыма
адауға ауыстырылатын, 49 ұңғыма өндіру ұңғымаларын қосымша перфорациялау
үшін, 36 ұңғыма айдау ұңғымаларын қосымша перфорациялау үшін, 136
газлифтілі және сорапты ұңғымалар, 193 ұңғыма өндіру ұңғыларында ТҚӨ
жүргізу үшін, 65 ұңғыма айдау ұңғыларында ТҚӨ жүргізу үшін. Игерудің
негізгі көрсеткіштері 13-кестеде көрсетілген. Жобамен жалпы кен орны
бойынша барлығы 572 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, оның ішінде 431 өндіру
және 141 айдау ұңғылары. Максималды жылдық мұнай өндіру 4,0844 млн.м3 (2004
жыл), мұнай алудың максималды қарқыны-1,02%. 2017 жыл соңына мұнай
өндірудің жалпы қосындысы 82,2525 млн.т. құрайды, КИН (мұнай алу
коэффициенті) - 20,57%, алынатын қордың алыну дәрежесі - 69,62%.
2000 жылғы игерудің технологиялық схемасы жалпы кен орны (негізінен КТ-
І) бойынша өнімділікті және қабылдағыштықты жоғарылатуға бағытталған ТҚӨ,
қосымша перфорация, газлифт, сулы қабаттарды шектеу және сұйықпен жару
сияқты шаралар кеңінен қолданылды. Ал КТ – ІІ горизонтынды 2002 жылдың
соңына дейін ұңғымалар торын тығыздау және жетілдіру мақсатында негізінен
жаңа ұңғымалар бұрғыланды. Жалпы кен орын бойынша жаңа 80 ұңғыма
бұрғыланды, 76 ұңғыма падаланылуға еңгізілді. Гсолт бумасында 59 ұңғыма,
Дсолт – 12, Доңт – 4, Гсолт және Дсолт бумаларында бір ұңғыма.
2000жылғы техсхемаға сәйкес 4 жыл ішінде, яғни 2003 жылдың соңында
барлық жұмыстар көлемі аяқталады: өндіру ұңғымаларының өнімін жоғарылату
шараларымен 378 ұңғыма, айдау көлемін жоңарылату шараларымен 117ұңғыма,
бұрғылауы аяқталған 160 ұңғыма.

2.1– Кесте
Бекітілген негізгі технологиялық көреткіштер

Жылдар ӨндіруұңғыларынАйдауұңғыларыныЖы лдық мұнай Жылдық сұйықтық
ың қоры ң қоры өндіру, 10мың.төндіру, 10мың.т
жоспар нақты жоспар нақты жоспар
1 Пайдалану қоры 295 348 362 374
2 Консервацияда 10 5 7 8
3 Барлық ұңғыма саны 270 332 354 364
4 Бұрғылануда 46 42 12 13
5 Игерілуде 2 5 13 4
6 Шығарылғаны 4 - 8 5

2.1.4 - кестеде көрсетілген мәліметтерге сүйене отырып 2002 жылдың 374
ұңғымасына пайдалану қорында 8 ұңғыма болды, консервацияда ұңғыма,
бұрғылануда ұңғыма. Осы кезеңде МГӨБ - дегі ұңғымаларының саны 374,
шығарылғаны 4 ұңғыма, игерілуде 3 ұңғыма болды.
Осы мәліметтерді алдыңғы жылғы яғни 1998 жылдың қаңтарындағы
көрсеткіштерімен салыстыра келіп ұңғыма қоры өсуде. Мұның себебі: жаңа
өнімді қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының
жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген ұңғымалар есебінен болады,
ал ұңғымалар шығарылуы басқа пайдаланудан.
Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын талдай келе мұнай
өндіру көлемі азайып келе жатқанын 2.1.5-кестеден көруге болады.
Дегенмен 2007 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын көруге
болады, газ өндіру жоспарының орындалуы 37.8 жетті.

2.1.5 - кесте
Ілеспе су, ілесп газ және мұнай өндірудің қозғалысы.

Жылдар Су өндіру Газ өндіру Мұнай өндіру
(тың.м3) (млн,м )
жоспарлы (мың.т)нақты (мың.т)
2004 25283 36 2342.0 2342.0
2005 28456 37.2 2345.4 2350.1
2006 3736.2 36.9 2415.0 2338.6
2007 3848.1 37.8

2.2 Игерудың қазіргі кездегі жағдайы

Соңғы жылдарда қаражат жағдайларының қиыншылықтарына сәйкес АСПО және
гидрат түзілуіне қарсы күресуге қажетті химиялық реагенттер, ұңғыны жер
асты жөндеу бригадаларын қажетті құрал-саймандармен қамтамасыз ете алмауына
байланысты жоспарлы-шұғыл жөндеу жұмыстарының саны азайтылып, кен орынның
мұнай өнімділігі азайған. Дәл осы себептермен 1990 жылдан бастап бұрғылау
жұмыстарының жобасы 2 есеге азайды. Ал бұл мұнай өнімділігінің деңгейінің
түсу көлемін жабатын қуатты пайдалану ұңғыларын қазуға кесірін тигізуде.
Осы айтылып өткен жағдайларды ескере келіп Жаңажол кен орынын игеру
барысын жалғастыру үшін (су айдау, газлифт, сорапты) механикаландырылған
игеру әдісіне көшірмей, қабат қысымының азаюы тоқтатылмайды.
Сондықтан мынадай шаралар мұнай өндіруді реттеуге септігін тигізеді:
-кем дегенде 10 ұңғыны терең сораппен өндіру әдісіне көшу керек;
-10 ұңғыны газлифтпен игеруге көшіру керек;
-2007 жылдың жоспарындағы енгізілетін 15 жаңа ұңғыны қосу керек;
-ұңғыны жер асты жөндеу және ұңғыны күрделі жөндеу бригадаларының
санын көбейтіп, қажетті құрал-саймандармен қамтамасыз ету керек;
-қажетті көлемде парафин және гидрат түзуге қарсы қолданылатын
химиялық реагенттерді жеткілікті көлемде сатып алу керек.
2.3 Көмірсутектердің қабатқа әсер етіу әдістері

Жаңажол кен орны 1982 жылы іске қосылған, 20 жылдан астам уақыт ішінде
өндіру және жетілдіру ұңғымасы көптеген қиындықтарға кездесті. Жаңажол кен
орнындағы қабаттардың мұнай өндіру көлемін көбейту әдістерін мына төмендегі
үш топқа бөлуге болады:
-физика- химиялық тұзды- қышқылды өңдеу, қоспаларды өңдеу;
-механикалық: қабатты гидро бөлу;
-комбинирлендірілген тұзды- қышқылды өңдеу қоспаларды өңдеу қабатты
гидро бөлу (жетідіру ұңғымаларына).
Ұңғыма аймағына әсер ету әдістері: литологиялық және минералдық құрам
және тау жыныстарындағы цементтелген материалдар, горизонттың өнімділік
қуаттылығына байланысты.
Қабатты гидро бөлу Жаңажол кен өндіру аймағында қытай маман- дарымен 9
ұңғымада жүргізілген.
Жаңажол кен орнындағы ұңғымаларға мұнай өндіру қабаттарының өсуіне
қышқылды өңдеу әсер етеді. Тұзды қышқыл карбонатты ерітеді, бұл төмендегі
химиялық реакциядан көрінеді:

әк балшықта: 2HCl + CaCO3 = CaCl2 + H2O + CO2;

доломитте: 4HCl + CaMg (CO3)2 = CaCl2+ MgCl2 + 2H2O + 2Co2

Қабат шарттарына байланысты тәжірибеде 8-15% тұзды қышқыл
пайдаланылады. Зауыттар концентрирленген техникалық тұзды қышқылды
жеткізеді. Өндіріс орнында оны қажетті концентрацияға жеткізеді. Металдық
жабдықтарда коррозия болмау үшін коррозия ингибиторлары қолданылады,
олардың құрамына: формалин, уротропинды уникол ПБ-5, И-1-А, сульфонол және
тағыда басқалар кіреді. Ұңғымаға су айдау кезінде қышқылға әр түрлі
реагенттерді қосу тәртібі: су, ингибиторлар, стабилизаторлар (уксус
қышқылы), техникалық тұзды қышқыл, хлорлы барий, интенсификаторлар. ЦА- 320
М агрегатының көмегімен ұңғымаға 0,5- 0,7 м³ тен 3- 4 м³ қышқыл құйылады.
Өңдеу жұмыстарын арнайы НКТ колонналары арқылы жүргізеді. Төмен өтімділігі
бар ұңғымаға бірінші толғанша мұнай айдайды және циркуляцияны қалпына
келтіреді. Кейін ұңғыманың сыйымдылығы анықталады. Осыдан кейін
ұңғымалардағы өңдеу қабаттарына тұзды қышқыл құйылады. Қышқыл насостағы
қысым көмегімен қабаттың каналдарына беріледі. Қышқылды айдап болғаннан
кейін мұнай қышқылды трубалардан бөлек алынады. Нәтижесінде тұзды қышқыл
қабат каналдарына үлкен жылдамдықпен және жоғары қысыммен кіреді. Әр
ұңғымаға тұзды қышқылды өңдеу жеке және реакция куақыты 5 – 6 сағаттан
аспауы қажет. Тұзды қышқылды өңдеу нәтижелері ұңғымадағы өңдеу жұмыстарын
бітіргеннен кейін анықталады.
Коллекторлар құрылымының сипатына сәйкес, КТ-І және КТ-ІІ кеуекті
ортасы бар кеніштеріне жатқызылады.
Қабатқа әсер ету рагенттері ретінде МЕСТ-39225-88 Мұнай қабатын
суландыруға араналған су. Спасына қойылатын талаптарға сәйкес қабат суы
және альб-сеномандық сулар таңдалған.

3. МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ ӨНДІРУДІҢ ТЕХНИКАСЫ ЖӘНЕ ТЕХНОЛОГИЯСЫ

3.1 Өндірудің техникаға арналған таңдауы және белгілер

Мұнагазды өндірудің көп жолдары бар фнотанды, газлифтілі, және
миханикалық өндіру әдістері бар.
Жаңадан алынған мұнай кен рындарында алғашқы кезде ұңғылардың барлығы
фонтандайды, өйткені қабат энергиясының қоры жеткілікті болады. Сондықтан
ұңғының түп қысымы – ұңғыдағы сұйық бағанасының гидростатикалық қысымын,
сағадағы қарсы қысымды, сұйықтың қозғалысы үйкелісіне жұмсалатын қысымды
жоюға мүмкіндігі болады.
Фонтандау шартын мына теңдеу анықтайды:

(3.1)

мұнда -ұңғының түбіндегі қысым; - ұңғыдағы сұйық бағанасының
гидростатикалық қысымы; - СКҚ үйкеліске қысымның жоғалуы; -
сағадағы қысым.
Ұңғының фонтандауының 2 түрі болады:
1) құрамында газ көбіктері болмайтын сұйықтардың фонтандауы,
-артезиянды фонтандау;
2) құрамында газ көбіктері болатын сұйықтардың фонтандауы-
фонтандаудың кең тараған түрі.
Мұндай операциялар кезінде белгілі құбыр диаметірлерін пайдаланамыз,
ондай құбырлар мынадай диаметрде болады : 48,60,70,89, және 102 мм
Бірақта бұл құбырларды пайдаланған кезде 48 және 102мм құбырлар түптен
қолданбайды. Кейіннен қолданылатын құбырларға 73 мм құбырлар жатады. Тек
кейбір фонтан ұңғылары үшін яғни, дебиті тәулігіне бірнеше жүз м3 фонтан
ұңғылары, 89мм құбырлар пайдаланады. Фонтан құбырларының дебиті ұңғы
дебитіне байланысты деп аталады.
Фонтанды арматура мыналар үшін берілген:
1) Бір немесе бірнеше фонтан құбырларын ілу үшін;
2) Шегендеу колонналарымен фонтан құбырлар арасындағы кеңістіктегі
саңлаусыздандыруды бақылау;
3) 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 шыршасының конструкциясына байланысты:
тройник 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.

3.1- сурет. Газды сұйықтықтың көтергіші.
мұнда: құбыр 1 ұзындығы L, сұйықтың су өткізгіштігінің ұзындығы һ.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.
Газлифтілі ұңғыма –бұл фонтанды ұңғыма, мұнда сұйықты газдандыруға
қажетті жеткіліксз газды жер бетінен арнайы канал арқылы беріледі. Таза жер
бетінен құбыр бағанасы 1 бойынша башмакқа 2 беріледі, мұнда сұйықпен
араласып, ГСҚ құрайды, ол жер бетіне көтеру құбыры 3 арқылы көтеріледі.
Айдалатын газ қабат сұйығынан шығатын газбен қосылады. Газдың сұйықпен
араласуы нәтижесінде ГСҚ пайда болады, оның ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Жаңажол кен орны жайлы
Жаңажол кен орны
Жаңажол кен орны «KKM Operating Company» АҚ
Жаңажол кен орнының автоматтандырылуын жобалау
Жаңажол кен орынындағы ұңғыны жобалау
Жаңажол кен орнының негізгі мәселелеріне талдау
Боранқұл кен орны
Октябрьск мұнай кен орны
Жаңажол кен орнының геологиялық құрылысы мен мұнайгаздылығы
Жаңажол мұнай-кен орнының радиациалық жағдайын бағалау
Пәндер
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь