Жетібай кен орнында өз мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері қолданылып игеріледі
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 3
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 5
1.1 Кен орны жайлы жалпы мәліметтер 5
1.2 Кен орнының геологиялық зерттеу және игеру тарихы 5
1.3. Стратиграфия 6
1.4 Тектоника 11
1.5 Мұнайгаздылық 14
1.6 Сулылығы 16
2 ТЕХНИКА .ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 18
2.1 Игерудің ағымдағы жағдайының негізгі көрсеткіштері мен олардың өзгеру динамикасы 18
2.5 Мұнай эмульсияларының түзелуі мен олардың негізгі қасиеттері 25
2.6 Мұнайды дайындауға арналған блокты автоматтандырылған жабдық 26
2.7 Жетібай кен орнында мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық үрдісі мен қолданылатын жабдықтардың технологиялық тәртібі 27
2.8 Мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық үрдісінің сипаты 28
2.10 Мұнай кен орнындағы құбырлардың жіктелуі 30
2.12 Тік гравитациялық сепаратордың сұйық өткізу қабілетін есептеу. 33
2.13 Кәсіпшіліктегі мұнай өткізгіш құбырларының гидравликалық есебі 35
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 39
3.1 “Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасының ұйымдық сипаттамасы 39
3.2 Негізгі және көмекші өндірісті ұйымдастыру 39
3.3 “Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасындағы еңбек ақы мен еңбекті ұйымдастыру ерекшеліктері 40
3.4 Еңбекақы қорының есебі 41
3.5 Жылдық өндірістік шығындардың есебі 44
4. ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 48
4.1 Технологиялық үрдісті жүргізудің негізгі қауіпсіздік ережелері. 48
4.2 Өндірістік басқарманың объектілерін статикалық электр қуаты мен найзағайдан қорғау 51
4.3 Топтап өлшейтін қондырғыларды найзағайдан қорғау 52
4.4 Найзағайдың екіншілік әсерінен қорғау 55
4.5 Жерсіңдіруші құрылғының есебі. 56
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 59
5.1 Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде технологиялық процестерді талдау 59
5.1.1 Атмосфераның ластану себептері 60
5.1.2 Гидросфераның ластану себептері 61
5.1.3 Литосфераның ластану себептері 61
5.2 Ұйымдастырылған шаралар 61
5.3 Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары 62
5.3.1 Атмосфераны қорғау 62
5.3.2 Гидросфераны қорғау 64
5.3.3 Литосфераны қорғау 65
ҚОРЫТЫНДЫ 68
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 70
КІРІСПЕ 3
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 5
1.1 Кен орны жайлы жалпы мәліметтер 5
1.2 Кен орнының геологиялық зерттеу және игеру тарихы 5
1.3. Стратиграфия 6
1.4 Тектоника 11
1.5 Мұнайгаздылық 14
1.6 Сулылығы 16
2 ТЕХНИКА .ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 18
2.1 Игерудің ағымдағы жағдайының негізгі көрсеткіштері мен олардың өзгеру динамикасы 18
2.5 Мұнай эмульсияларының түзелуі мен олардың негізгі қасиеттері 25
2.6 Мұнайды дайындауға арналған блокты автоматтандырылған жабдық 26
2.7 Жетібай кен орнында мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық үрдісі мен қолданылатын жабдықтардың технологиялық тәртібі 27
2.8 Мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық үрдісінің сипаты 28
2.10 Мұнай кен орнындағы құбырлардың жіктелуі 30
2.12 Тік гравитациялық сепаратордың сұйық өткізу қабілетін есептеу. 33
2.13 Кәсіпшіліктегі мұнай өткізгіш құбырларының гидравликалық есебі 35
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 39
3.1 “Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасының ұйымдық сипаттамасы 39
3.2 Негізгі және көмекші өндірісті ұйымдастыру 39
3.3 “Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасындағы еңбек ақы мен еңбекті ұйымдастыру ерекшеліктері 40
3.4 Еңбекақы қорының есебі 41
3.5 Жылдық өндірістік шығындардың есебі 44
4. ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 48
4.1 Технологиялық үрдісті жүргізудің негізгі қауіпсіздік ережелері. 48
4.2 Өндірістік басқарманың объектілерін статикалық электр қуаты мен найзағайдан қорғау 51
4.3 Топтап өлшейтін қондырғыларды найзағайдан қорғау 52
4.4 Найзағайдың екіншілік әсерінен қорғау 55
4.5 Жерсіңдіруші құрылғының есебі. 56
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 59
5.1 Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде технологиялық процестерді талдау 59
5.1.1 Атмосфераның ластану себептері 60
5.1.2 Гидросфераның ластану себептері 61
5.1.3 Литосфераның ластану себептері 61
5.2 Ұйымдастырылған шаралар 61
5.3 Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары 62
5.3.1 Атмосфераны қорғау 62
5.3.2 Гидросфераны қорғау 64
5.3.3 Литосфераны қорғау 65
ҚОРЫТЫНДЫ 68
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 70
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып табылып, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін қосады.
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің, ауылшаруашылығының және транспорттың дамуын жеделдетеді.
Қазқстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына өте бай мемлекеттердің бірі. Осындай көп орындардың басым көпшілігі Республиканың батыс бөлігінде орналасқан. Сонымен қатар осы батыста әлі де жаңа мұнай-газ кен орындары ашылуда.
Көп қабатты ірі мұнайгаз кен орны Жетібай 1961 жылы ашылған. Кен орны ХІ, ХІІ, ХІІІ горизонттар кіретін VI объектіге арналған игеру технологиялық схемасына сәйкес өнеркәсіптік пайдалануға 1969 жылы берілді; ені 2,4 км болатын блоктардағы ұңғыларда үш қатар орналастыра отырып ХІІ – объектінің базистік горизонтын және ХІІІ горизонтты 600х600 м бірдей сетка бойынша бұрғылау ұсынылды.
1972 жылы ІІІ объектінің (ІХб, Х горизонттар) игерілуінің технологиялық схемасы жасалды, соған сәйкес жер қыртысы 600х600 бірдей сетка бойынша бұрғыланады.
1974 жылы ВНИИ қыртыстың мұнай, сол секілді мұнайгаз аймақтарында суды ішкі контурлы түрде айдауды көздейтін ІХ. Х, ХI горизонттардың мұнайгаз қыртыстарын игерудің технологиялық схемасын жасады.
Жоғарыда аталған ескертпелерге сәйкес Жетібай кен орнын барлаудың нақты жобасы үш түрлі нұсқада ұсынылды: 1 нұсқа базалық – ВНИИ жобасы бойынша (1976 ж.) жалпы саны 1643, оның ішінде бұрғылауға арналғаны – 833 болатын ұңғымалармен бұрғылауды жалғастыру; 2 және 3 нұсқалар сеткаларының тығыздығымен ерекшеленеді, мұнда 2 нұсқа үшін барлығы 2279, оның ішінде бұрғылауға арналғаны – 1519 болды, ал 3 нұсқа үшін барлығы 2783, оның ішінде бұрғылауға арналғаны – 2023 ұңғыма болды.
Жер қыртыстарының геологиялық сипаттамасы, пайдалану объектілерінің бөлінуі, ұсынылған нұсқаларда барлауға арналған ұңғымалардың жалпы саны, сондай-ақ мұнай өндірудегі кедергілерді ескерту мәселелері сияқты негізгі ережелер мен қағидалар Барлау басқармасының 17.01.84 жылғы қаралған тиісті материалдарына ұқсас.
Ендіруге 18 жыл бойы тұрақты өндірумен және бекітілген қорларды алумен қамтамасыз ететін 2 нұсқа ұсынылды.
Осы "дипломдық жобаның" негізі болып отырған Жетібай кен орнында өз мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері қолданылып игеріледі.
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне талдау жасауға арналған
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып табылып, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін қосады.
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің, ауылшаруашылығының және транспорттың дамуын жеделдетеді.
Қазқстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына өте бай мемлекеттердің бірі. Осындай көп орындардың басым көпшілігі Республиканың батыс бөлігінде орналасқан. Сонымен қатар осы батыста әлі де жаңа мұнай-газ кен орындары ашылуда.
Көп қабатты ірі мұнайгаз кен орны Жетібай 1961 жылы ашылған. Кен орны ХІ, ХІІ, ХІІІ горизонттар кіретін VI объектіге арналған игеру технологиялық схемасына сәйкес өнеркәсіптік пайдалануға 1969 жылы берілді; ені 2,4 км болатын блоктардағы ұңғыларда үш қатар орналастыра отырып ХІІ – объектінің базистік горизонтын және ХІІІ горизонтты 600х600 м бірдей сетка бойынша бұрғылау ұсынылды.
1972 жылы ІІІ объектінің (ІХб, Х горизонттар) игерілуінің технологиялық схемасы жасалды, соған сәйкес жер қыртысы 600х600 бірдей сетка бойынша бұрғыланады.
1974 жылы ВНИИ қыртыстың мұнай, сол секілді мұнайгаз аймақтарында суды ішкі контурлы түрде айдауды көздейтін ІХ. Х, ХI горизонттардың мұнайгаз қыртыстарын игерудің технологиялық схемасын жасады.
Жоғарыда аталған ескертпелерге сәйкес Жетібай кен орнын барлаудың нақты жобасы үш түрлі нұсқада ұсынылды: 1 нұсқа базалық – ВНИИ жобасы бойынша (1976 ж.) жалпы саны 1643, оның ішінде бұрғылауға арналғаны – 833 болатын ұңғымалармен бұрғылауды жалғастыру; 2 және 3 нұсқалар сеткаларының тығыздығымен ерекшеленеді, мұнда 2 нұсқа үшін барлығы 2279, оның ішінде бұрғылауға арналғаны – 1519 болды, ал 3 нұсқа үшін барлығы 2783, оның ішінде бұрғылауға арналғаны – 2023 ұңғыма болды.
Жер қыртыстарының геологиялық сипаттамасы, пайдалану объектілерінің бөлінуі, ұсынылған нұсқаларда барлауға арналған ұңғымалардың жалпы саны, сондай-ақ мұнай өндірудегі кедергілерді ескерту мәселелері сияқты негізгі ережелер мен қағидалар Барлау басқармасының 17.01.84 жылғы қаралған тиісті материалдарына ұқсас.
Ендіруге 18 жыл бойы тұрақты өндірумен және бекітілген қорларды алумен қамтамасыз ететін 2 нұсқа ұсынылды.
Осы "дипломдық жобаның" негізі болып отырған Жетібай кен орнында өз мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері қолданылып игеріледі.
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне талдау жасауға арналған
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
1. Туякбаев С.Т. Геология и разработка нефтяных месторождений на Мангышлаке.
2. Отчет за 2002 год НГДУ «Жетибаймунайгаз».
3. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин – М. Недра, 1978г.
4. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых и газоконденсатных месторождении – М. Недра, 1988г.
5. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловые оборудование: Справочник – 2-е изд. М. Недра, 1990г.
6. Джиенбаев К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважины продукции на нефтяных месторождениях. Алматы, 2000г.
7. Уманский Л.М., Уманский М.М. Экономика нефтяной и газовый промышленности. М. Недра, 1974г.
8. Юрчук А.С. Расчет нефтегазовых добычи. М. Недра, 1976г.
9. Оркин К.Г. Расчеты в технологии и техники добычи нефти. Недра, 1967г.
10. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной безопасности. 1985г.
11. Домин П.А. Справочник по технике безопасности. 1985г.
1. Туякбаев С.Т. Геология и разработка нефтяных месторождений на Мангышлаке.
2. Отчет за 2002 год НГДУ «Жетибаймунайгаз».
3. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин – М. Недра, 1978г.
4. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых и газоконденсатных месторождении – М. Недра, 1988г.
5. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловые оборудование: Справочник – 2-е изд. М. Недра, 1990г.
6. Джиенбаев К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважины продукции на нефтяных месторождениях. Алматы, 2000г.
7. Уманский Л.М., Уманский М.М. Экономика нефтяной и газовый промышленности. М. Недра, 1974г.
8. Юрчук А.С. Расчет нефтегазовых добычи. М. Недра, 1976г.
9. Оркин К.Г. Расчеты в технологии и техники добычи нефти. Недра, 1967г.
10. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной безопасности. 1985г.
11. Домин П.А. Справочник по технике безопасности. 1985г.
Жетібай кен орнында өз мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері
қолданылып игеріледі
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 3
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 5
1.1 Кен орны жайлы жалпы мәліметтер 5
1.2 Кен орнының геологиялық зерттеу және игеру тарихы 5
1.3. Стратиграфия 6
1.4 Тектоника 11
1.5 Мұнайгаздылық 14
1.6 Сулылығы 16
2 ТЕХНИКА -ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 18
2.1 Игерудің ағымдағы жағдайының негізгі көрсеткіштері мен олардың өзгеру
динамикасы 18
2.5 Мұнай эмульсияларының түзелуі мен олардың негізгі қасиеттері 25
2.6 Мұнайды дайындауға арналған блокты автоматтандырылған жабдық 26
2.7 Жетібай кен орнында мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық
үрдісі мен қолданылатын жабдықтардың технологиялық тәртібі 27
2.8 Мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық үрдісінің сипаты 28
2.10 Мұнай кен орнындағы құбырлардың жіктелуі 30
2.12 Тік гравитациялық сепаратордың сұйық өткізу қабілетін есептеу. 33
2.13 Кәсіпшіліктегі мұнай өткізгіш құбырларының гидравликалық есебі
35
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 39
3.1 “Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасының ұйымдық сипаттамасы 39
3.2 Негізгі және көмекші өндірісті ұйымдастыру 39
3.3 “Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасындағы еңбек ақы мен еңбекті
ұйымдастыру ерекшеліктері 40
3.4 Еңбекақы қорының есебі 41
3.5 Жылдық өндірістік шығындардың есебі 44
4. ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 48
4.1 Технологиялық үрдісті жүргізудің негізгі қауіпсіздік ережелері. 48
4.2 Өндірістік басқарманың объектілерін статикалық электр қуаты мен
найзағайдан қорғау 51
4.3 Топтап өлшейтін қондырғыларды найзағайдан қорғау 52
4.4 Найзағайдың екіншілік әсерінен қорғау 55
4.5 Жерсіңдіруші құрылғының есебі. 56
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 59
5.1 Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде
технологиялық процестерді талдау 59
5.1.1 Атмосфераның ластану себептері 60
5.1.2 Гидросфераның ластану себептері 61
5.1.3 Литосфераның ластану себептері 61
5.2 Ұйымдастырылған шаралар 61
5.3 Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары 62
5.3.1 Атмосфераны қорғау 62
5.3.2 Гидросфераны қорғау 64
5.3.3 Литосфераны қорғау 65
ҚОРЫТЫНДЫ 68
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 70
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып
табылып, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін қосады.
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің,
ауылшаруашылығының және транспорттың дамуын жеделдетеді.
Қазқстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына
өте бай мемлекеттердің бірі. Осындай көп орындардың басым көпшілігі
Республиканың батыс бөлігінде орналасқан. Сонымен қатар осы батыста әлі де
жаңа мұнай-газ кен орындары ашылуда.
Көп қабатты ірі мұнайгаз кен орны Жетібай 1961 жылы ашылған. Кен орны
ХІ, ХІІ, ХІІІ горизонттар кіретін VI объектіге арналған игеру технологиялық
схемасына сәйкес өнеркәсіптік пайдалануға 1969 жылы берілді; ені 2,4 км
болатын блоктардағы ұңғыларда үш қатар орналастыра отырып ХІІ – объектінің
базистік горизонтын және ХІІІ горизонтты 600х600 м бірдей сетка бойынша
бұрғылау ұсынылды.
1972 жылы ІІІ объектінің (ІХб, Х горизонттар) игерілуінің
технологиялық схемасы жасалды, соған сәйкес жер қыртысы 600х600 бірдей
сетка бойынша бұрғыланады.
1974 жылы ВНИИ қыртыстың мұнай, сол секілді мұнайгаз аймақтарында
суды ішкі контурлы түрде айдауды көздейтін ІХ. Х, ХI горизонттардың
мұнайгаз қыртыстарын игерудің технологиялық схемасын жасады.
Жоғарыда аталған ескертпелерге сәйкес Жетібай кен орнын барлаудың
нақты жобасы үш түрлі нұсқада ұсынылды: 1 нұсқа базалық – ВНИИ жобасы
бойынша (1976 ж.) жалпы саны 1643, оның ішінде бұрғылауға арналғаны – 833
болатын ұңғымалармен бұрғылауды жалғастыру; 2 және 3 нұсқалар сеткаларының
тығыздығымен ерекшеленеді, мұнда 2 нұсқа үшін барлығы 2279, оның ішінде
бұрғылауға арналғаны – 1519 болды, ал 3 нұсқа үшін барлығы 2783, оның
ішінде бұрғылауға арналғаны – 2023 ұңғыма болды.
Жер қыртыстарының геологиялық сипаттамасы, пайдалану объектілерінің
бөлінуі, ұсынылған нұсқаларда барлауға арналған ұңғымалардың жалпы саны,
сондай-ақ мұнай өндірудегі кедергілерді ескерту мәселелері сияқты негізгі
ережелер мен қағидалар Барлау басқармасының 17.01.84 жылғы қаралған тиісті
материалдарына ұқсас.
Ендіруге 18 жыл бойы тұрақты өндірумен және бекітілген қорларды
алумен қамтамасыз ететін 2 нұсқа ұсынылды.
Осы "дипломдық жобаның" негізі болып отырған Жетібай кен орнында өз
мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері қолданылып игеріледі.
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне
талдау жасауға арналған.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орны жайлы жалпы мәліметтер
Жетібай кен орны Маңғышлақ түбегінің батыс бөлігінде орналасқан және
әкімшілік жағынан Қазақстан Республикасындағы Маңғышлақ облысының Ералиев
ауданының құрамына кіреді. Кен орнына жақын елді мекендер Жетібай кеңшары
(1 км), Ералиев аудан орталығы (60 км), Жаңа Өзен қаласында (70 км) және
Ақтау қаласы (80 км) болып табылады.
Географиялық жағынан аудан әлсіз өрнектелген кең (жазық), Оңтүстік-
батыс бағытында жазық болып осал айқындалған көрсетеді. Рельеф (жер бедері)
белгілері 140 тан 170 километрге дейінгі аралықта өзгереді. Ауданның
климаты лездік континенталдық. Атмосфералық жауын-шашын жылына 140 мм дейін
түседі. Абсолюттік минимум минус 33 ºС. Ауаның орташа жылдық температурасы
плюс 10 ºС. Аудан күшті желдермен және құмды борандармен сипатталады.
Солтүстік-батыс бағыттағы желдер басымырақ. Топырақтың тақ боп қату
тереңдігі 1 метрге жетеді.
Кен орнының өнеркәсіптік мұнай газдылығы 1961 ж. орнықтырылған. Кен
орнындағы мұнай өндіруді Мангышлакнефть Жетыбайнефть МГӨБ жүргізеді.
Пайдалану бұрғылауын Жетібай басқармасының бұрғылау жұмыстары жүргізлді.
Аудан жерінде Ақтау-Жетібай-Өзен-Мақат-Атырау темір жолы өтіп жатыр.
Жалпы ұзындығы 150 км болатын Өзен-Жетібай-Ақтау көлік жолы
тартылған. Мұнайды тасымалдау үшін мұнайды жолай қыздыруы бар: Өзен-Атырау
және Өзен-Жетібай-Ақтау мұнай құбыры тартылған. Ақтау теңіз портына
мұнайды танкерлермен құю айлағы тұрғызылған.
1.2 Кен орнының геологиялық зерттеу және игеру тарихы
Жетібай кен орны кіретін Оңтүстік-Маңғышлақ иілімінің Солтүстік беті
өткен жүз жылдықтың ортасынан бастап зерттеле бастады. Ауданды едәуір
жоспарлы геологиялық зерттеу 1950-ші жылдардың соңынан бастап басталды.
1962 жылы Казнефтегеофизика және Мангышлак-нефтегеофизика Жетібай
ауданында 1:50000 масштабында МОВ сейсмикалық жұмыстары жүргізілді, ІІІ-Г
жағылмалы горизонты бойынша солтүстік-батысқа өте жатық екенін ауқымды
құрылымдық терраса айқындалған.
1962-1964 жылдары іле геофизикалық экспедицисымен (А.В. Праршков,
В.А. Попов, В.Л. Рыбак) графометриялық және радиогеологиялық жұмыстар
жүргізілді. Батыс-Жетібайлық құрылымның сипаттамалары алынды.
Турандық геофизикалық экспедициясымен (Н.Я. Купик, А.О. Урсов, В.О.
Быкадоров) Оңтүстік-Маңғышлақ территориясында КМПВ әдісімен аудандық
сейсмикалық профилдеу жұмыстары жүргізілді.
1.3. Стратиграфия
Жетібай кен орнында терең барлау ұңғыларымен жоғарғы триастан неоген-
төрттік жастағы шөгінді жыныстардың шамамен үш километрлік қалыңдығы
ашылған және олардың Юра жүйесіндегі шөгінділері өнеркәсіптік-мұнайлы болып
табылады.
Мезазойлық топ - MZ
Триастық жүйе. (Т3)
Жоғарғы бөлім. Ұңғылармен 18, 28, 33, 63, 66, 71, 73, 92; НВО-2708
метр тереңдікте кезектесіп құмтастармен, алевро қабатшалары бар
алевролиттермен; саз балшықтар мен аргиллиттермен көрсетілген жоғарғы
триастың шөгінділері ашылған. Құмтастар тығыз, сұр ұсақ, түйірлі, саз
балшықты алевролитті. Құмтастардың құрамы кварцтық едәуір қоспасы бар
кварцты-полевошпаттық, мускавит және эффузивті жыныстардан құралған.
Құмтастар мен алевролиттер негізінен базальтті және қуысты типті сазды-
карбонаттық, сонымен қатар саз балшықты-хлораттық цементпен цементтеліп
кеткен.
Аргиллиттер күкірт-сұрлы, алевролитті; каолилит гидроқабатшалы. Тік
жарықшақтар кальцитпен көрсетілген. Ашылған қалыңдығы 253 метр.
Жоғарғы триастың ашылған бөлігінде (92 ұңғы) екі бума байқалады.
Аргиллиттер мен аргиллит тектес құмтастары бар сазбалшықтар басым төменгі
(2973-2875); жоғарғы (2875-2630) керісінше аргиллиттер мен саз балшықтарға
қарағанда құмтастық басымдылығымен сипатталады.
Юра жүйесі (J1)
Кен орнында юра жүйесінің шөгінділері барлық үш бөлімдермен
көрсетілген; орта, жоғарғы және төменгі: бір-бірінің арасындағы, сол сияқты
ярустардың арасындағы шек ара қазіргі уақытта аяғына дейін толық
орнықталмаған және әрі қарай нақтылауды, айқындауды қажет етеді. Юраның
жалпы қалыңдығы орташа алғанда 1300 метрді құрайды.
Төменгі бөлім (J1)
Төменгі юраның қимасы құм тастардың, алевриттердің, саз балшықтардың
және аргиллиттердің кезектелік келуімен сипатталған және де құм тасты
қабатшалар аудан бойынша ұсталмаған және аргиллиттердің, саздардың және
сазды алевролиттердің ірі линзаларымен орын ауыстырады.
Төменгі юралық құмтастар сұр, ашық-сұр, ұсақ-орташа-сирек-ірі
түйіршекті, нашар іріктелген бұрыштар айырмашылықтармен көрсетілген.
Құмтастар мен алевролиттердің иілімді материал кварцпен, далалық
шпатпен эффузив және мусковитпен көрсетілген.
Саз балшық пен аргиллиттер гидрослюдалы-каолилитті, сұр, қалың-сұр,
құмайтты және көмірлі затпен байытылған. Қазіргі уақытта А.А. Цатуровтың
микроскопиялық анализінің негізінде төменгі юралық қимасында төменгі юра
ярустарының төменгі және жоғарғы бөліктеріне тән екі кешен бөлініп
көрсетілген. Сәйкес кешендер Солтүстік Кавказдық төменгі юралық
шөгінділеріне (71 және 92 ұңғылары) өте ұқсас. Төменгі юралық шөгінділердің
жалпы қалыңдығы 100-120 метрді құрайды.
Ортаңғы бөлім (J2)
Ортаңғы юра бөлімі аалендік, байостық және баттық ярустармен
көрсетілген. Жалпы қалыңдығы 745-835 метрді құрайды.
Аалендік ярус (J2 а)
Аалендік ярустық шөгінділері негізінен сазды-алевролитті және
аргиллитті жыныстардың бағынышты линзалары бар қиыршық тасты қалыңдықпен
көрсетілген. Құмтастар орташа, ұсақ-орташа және ірі түйіршікті
ерекшеліктерден тұрады, олар төменгі қалыңдықтарда гравелиттер мен ұсақ
галечникті конгломераттарға жиі көшеді. Қима бойынша жоғары қарай иілмелі
материал жұқаланады және доминацияланатын орнын ұсақ түйіршікті құмтастар
алады.
Конгломераттар ұсақ, көмірлі, кварц, кремнидің нашар жұмырланған
үгінділерімен, эффузивпен және сирек болса да галькамен көрсетілген.
Әлсіз карбонатты, тығыз, бір шама байтылған, өсімдік қалдықтарымен
көмірленетін және жеке жағдайда олар дербес көмірлі қабатшаларды түзеді.
Ярустық жалпы қалыңдығы 165-200 метрді құрайды. Барлығы құрамында ХІІІ
және ХІІ өнімді горизонттары бар.
Байостық ярус (J2 в)
Байостық жыныстар қалыңдығы аудан бойынша ұсталмаған саз балшықтардың,
құмтастардың және алевролиттердің бір қалыпсыз кезектесіп келуімен
көрсетілген. Қиманың төменгі жақ бөлігі құмайытты алевролиттік жыныстар
бағынышты линза тектес қабатшалары бар едәуір саз балшық. Жоғарғы жақ
бөлігінде құмтасты кешендер басым. Барлық қима бойынша құмайтты-сазды
жыныстар шашырақты, көмірленген өсімдік қалдықтарымен байытылған, олар
қиманың төменгі жақ бөлігінде айтарлықтай мөлшерде қабатшаларды түзеді.
Ярустық негізінде құйылу орнықтырылған.
Құмтастар сұр, сарылау-сұр, бұрыл, ұсақ түйіршікті және сазды-
алевролитті, полимикті, нашар жұмырланған. Құмтастардың және
алевролиттердің иілмелі материал кварцтан, негізінен регенерацияланған,
шпаттардан, сонымен қатар кремнилік, эффузивті, слюалы және басқа да
жыныстардан құралған.
Цемент сазды-хлоритті және сирек-кварцты-регенерациялық. Саз балшықтар
негізінен, қанық-сұр, тіпті қара сирек болса да бұрыл түсті, құм тасты,
алевритті, көмірленген органикасымен едәуір күшті қанықтырылған, оларда жиі
монайлық топырақтың қалдықтары қатпарланады. Түпкі жүйелерде литологиялық
және фациалдық өзгергіштігі нақтылы қабаттық коорреляцияны айтарлықтай
дәрежеде қиындатады.
Байостық ярусқа ХІ,Х,ІХ,УШ өнімді және сулы горизонттары кіреді,
ярустық жалпы қалыңдығы 335-365 метр.
Баттық ярус (J2 bt)
Баттық ярус үшін олармен көтерілген саз балшықты қабатшалары бар
алевролитті бумалар қалыңдығы 30-50 метрге дейін болатын ірі құмтастардың
кезектесіп келуі тән. Құмтастар сұр, қанық-сұр, бұрыл-сорғыш-сұр, ұсақ
түйіршікті, алеврит-сазды, бұрышты, жартылай жұмырылған. Құмтастардың және
алевролиттердің құрамы полимикті, көпшілік бөлігі далалық сипатпен,
хлоридтенген слюидтермен және басқа да жыныстармен, жиі регенерацияланған
кварцпен көсетілген. Үгітілмелі материал жарықшақты. Цемент саз балшықты,
карбонатты, базальт тектес, кварцті-регенерациялық.
Баттық саз балшықтар қанық-сұр, қанық-қоңыр, жасыл-қанық-сұр, тығыз,
құмайытты және алевритті, каолинит-гидрослюидті-монтморилонит ті. Осы саз
балшықтардың ерекшеліктері жанартаулық шынымен байытылғандығы болып
табылады.
Баттық ярусқа VІ,V өнімді және ІV сулы горизонттары жатады, ярустық
жалпы қалыңдығы 225 метр.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юралық жүйе келловейлік, оксфордтық кимериджтік және титондық
ярустармен көрсетілген, олардың жалпы қалыңдығы шамамен 450 метрді құрайды.
Келловейлік ярус (J3 k)
Келловейлік ярустық шөгінділері бағынышты құмайтты-алевролиттік
жыныстардың қабатшасымен көрсетілген, олардың төменгі бөлімінде І және ІІ
өнімді горизонттар бөлінеді.
Келловейлік ярустық құмтастары сұр, жасыл-сұр, ұсақ түйіршікті, күшті
алевриттік, нашар іріктелген, көмір тектес. Иілмелі материал кварцпен,
далалық шпатпен, кварцпен, кремнилік, эффузивті және басқа да жыныстармен
көрсетілген.
Саз балшықтар жасыл-сұр, қанық-сұр, сирек бұрыл түсті, тығыз,
алевритті, құмтасты, монтмориллонитті гидрослюидті құрамды.
Саз балшықтардың карбонаттылығы мергел қабатшаларының және карбонат
сазды құм тастардың кездесетін жерлерінде, қима бойынша өседі.
Барлық қима бойынша көмірленегн өсімдік қалдықтары кездеседі. Ярустық
орталық бөлігінде түпкі жүйелердің қалдықтары бар қазбалы топырақ қабатшасы
жатыр. Ярустық жалпы қалыңдығы 87-113 метрді құрайды.
Оксфордтық ярус (J3 о)
Оксфордтық ярус үшін қиманың төменгі жақ бөлігінде саз балшықтар басым
сазды-карбонаттық жыныстардың қалыңдығы тән. Саздар тығыз, сұр, жасыл және
бұрыл түсті, мергел тектес, алевролиттік, гидрослюидті- монтмориллонитті.
Мергелдер пелигоморфті –микро түйіршікті, сазды-кальцитті, алеврит тектес.
Сол сияқты таза және сазды әктастар кездеседі пелитоморфті, ұсақ кристалды,
жарықшақты, сирек те болса алевролиттің және майда түйіршікті құмайттардың
қуаты аз қабықшалары кездеседі. Оксфордтық шөгінділері көрінбейтін
үйлесімсіз келловейлік ярустың жыныстарының үстінде жатыр. Ярустың
қалыңдығы 230-260 метр.
Кимериджтік ярус (J3 km)
Кимериджтік ярустың шөгінділері оксфордтыққа жатады және мергель мен
доломит қабатшалары бар 30-50 пайызға доломиттелген және қайтадан
кристалданған әктастармен, саз балшықтармен, алевролиттермен майда
түйіршікті құмтастар мен кристалдық әктастармен көрсетілген. Әктас тілік
ретінде шектелген. Ярустың қалыңдығы 8-93 метр.
Бор жүйесі (К)
Тез бұрыштық үйлесімсіз бор шөгінділері юра шөгінділерінің жуылған
бетінде жатыр және жүйенің сегіз бөлімдерімен көрсетілген. Өзінің
литологиялық ерекшелікетері бойынша бор шөгінділерінің барлық қималарын
төменгі терригенді-карбонаттық, орталық терригенге бөлуге болады. Жалпы
қалыңдығы 1200 метр.
Палеогендік жүйе (P)
Палеогендік шөгінділер лезді бұрыштық неогенмен бор шөгінділерінің
жуылған бетінде жатады. Палеогендік шөгінділердің қалыңдығын төменгі
карбонатты-терригендік және жоғарғы-терригендік деп бөлуге болады. Жалпы
қалыңдығы 163-203.
Неогендік жүйе (N)
Неогендік шөгінділер бұрышты үйлесімсіз қиманың төменгі жақ бөлігінде
терригенді-карбонаттық жыныстармен кезектесіп келген және жоғарғы жақ
бөлігінде тығыз шектелген әктастармен көрсетілген палеогендік шөгінділердің
жуылған бетінде жатыр. Жалпы қалыңдығы 100-150 метр.
Жоғарыда қима бойынша жалпы қалыңдығы 5-10 метрді құрайтын төрттік
жастағы құмдар мен саздар жатыр.
1.4 Тектоника
Жетібай кен орны белгілі болғандай, Оңтүстік-Маңғышлақ майысуының
шегінде тұр, оған тән ерекшелік, оның көлденең құмды-ракушкалы көтерілу
аймақтары. Қараудандық білек тәрізді тоқының және Қараудандық аңғарының
бірнеше тереңдік изомертлік ойысымен айырғандылық болып табылады. Майысудың
солтүстік бортында оңтүстік шекараның Жетібай-Өзендік-қақшабаттық
тектоникалық сатылары орналасқан, олар шағылмалы горизонт бойынша
тіркелетін тереңдік айырмашылық болып табылады. (Димаков А.И., Чвкабаев
С.Б., 1967 ж.)
Солтүстігінде Жетібай-Өзендік тектоникалық саты тереңдік сынулармен
(шығыс жақ бөлігі қазіргі уақытта әлі де болса айқындалмаған), өзінің
құрамына бір қатар ірі білік тәріздес көтерілулермен майысулар кіретін
Маңғышлақтық дислокация аймағын Оңтүстік-Маңғышлақ майысуын бөліп тұрады.
Жетібай-Өзендік тектоникалық сатысы едәуір айқын болып табылады, онда Өзен,
Қарамандыбас, Жетібай, Теңге, Тасболат, Ақтас сияқты бір қатар газ-мұнайлы
кен орындары анықталған, олар басқа да бір қатар құрылымдармен бірге үш
күмбез тәріздес орналасқан тік сызықтар түзеді, оларға өз кезегінде ІІ
кезекті құрылымдар үйлескен.
І Өзендік-Өзен-Қарамандыбас, Асар-Қарамандыбай, Солтүстік Жетібай
құрылымдарымен бірге.
ІІ Жетібайлық-шығыс Жетібай, Ақтас, Оңтүстік-Асарлық құрылымдармен
бірге.
ІІІ Теңгелік-Теңге, Тасболат, Тарлы, Атанбай құрылымдармен бірге.
Осы аймақтардың геологиялық құрылыстардың жалпы ерекшелігі Маңғышлақ
дислокация аймағына қарай бағытта тектоникалық сатыны бойлай сызықты
шығыңқылық болып табылады. Жетібай Өзендік тектоникалық сатының барлық
айқындалған құрылымдары антиклиналдық қатпарлары бар, өте тік, батыс шеті
бір шама жетілген және шығысында едәуір ауқымды ассиметриялық ақаулы болып
табылады. Сонымен қатар бөліктен нақты зерттеуден кейін бірнеше өстер
байқалды. Өзінің дамуында барлық құрылымдар зерттелген болып табылады.
Олардың құрылымдық қабаттарының өте толық сәйкес келуі және морфологиялық
лездік нақтылығы тереңдігіне байланысты. Геологиялық құрылыс тән болып
табылады. Жетібай тектоникалық жағынан ірі жатық, субендікті бағытта
шығыңқы қатпарларды білдірді. Турон неоком табаны бойынша құрылымдық
карталарға талдау жасау көрсететіндей қатпарлардың негізі пішіні және оның
кеңістіктегі орны әртүрлі стратиграфиялық горизонттар бойынша жақсы сәйкес
келеді, бірақ-та онша үлкен емес ауытқулар бар.
1- кесте Жетібай кен орнының Тектоникалық сипаттамалары
Құры-лым-Қабатқа Қатпарлы Қатпарлардың Иілуді
дық бет жыныстардың құлау қабаттар-дөлшемі, км соңғы
бұрыш-ының орташаың нұсқалау,
ампли-туда м
мәні, м сы
Ұзын өс Қысқа өс
бойынша бойынша
Туран 60 26 29 4,8 6,0 -270
Ауданы* 0 040*10100030 -290
Құмдық 20 *203010 115 25,3 4.10 -1275
аудан*
Жамылу* 2040*40101030 180 21,1 2,04,6 -2230
Үсті-батыс үшін
Асты-шығыс үшін
Кестеде көрсетілгендей тереңдеген сайын қатпарлардың құлау бұрышы
өседі, ал амплитуда кемиді. Туран табаны бойынша оның сызықты өлшемдері мен
құрылымының жазық төбеге және едәуір жатық қанаттарға ие, төбенің шығыс
және батыс бөлікетерінде өстің әсерінен оны туран табаны бойынша
контурлайтын екі онша үлкен емес күмбез тектес көтерілім байқалады. Оның
иілуі 240 метрді, неоком жату беті бойынша 1225 метрді құрайды. Олардың
арасындағы майысу амплитудасы үш және ондағанға жетеді, және сәйкесінше
батыс бөлігі -113, 3, 31, 27 ұңғылар аумағындағы шығыс жақ бөлігінше
салыстырғанда желінген. Оңтүстік бағытта жыныстардың құлауы Оңтүстік
қанаттың батыс және шығыс бөліктерімен салыстырғанда айқын бейнеленген.
Жыныс жамылтқы бетінің құрлымдық картасы бойынша шамамен бірдей, құрылымдық
мұрындығы байқалмайды, құрылымның пішіндері бірдей, батыс - қазір шығыстағы
төбе ауқымды кең. 92-ұңғы аумағында амплитудасы 5-7 метр болатын майысу
байқалады.
Әр бір қанаттағы көтерілу кеніштен тысқары жерде орналасқан.
1.5 Мұнайгаздылық
Жетібай кен орны субендікті жазықтықты ірі антиклиналдық қатпарға
үйлескен. Юра горизонтының құрылымдық бет бойынша оның өлшемдері 22х6
километр көтерілу амплитудасы 65 метр болған кезде. Құрылым айтарлықтай
жатық, құлау бұрышы тереңдік бойынша 2қ-тан 5қ-ққа дейін өседі.
Терең барлау ұңғыларымен кен орнында жоғары триастықтан бастап төртік
жасқа дейінгі шөгінді тау жыныстарының үш километрлік қалыңдығы, олардың
ішіндегі юра жүйесінің шөгінділері өнеркәсіптік мұнайлы болып табылады.
Юра жүйесі төменгі, ортаңғы және жоғарғы бөлімдермен көрсетілген. Юра
шөгінділері құмтастар, алевриттер, саз балшықтар, аргиллиттердің жалпы
қалыңдығы 1300 метр болатын қабатшалардың кезектесіп келуімен сипатталады.
Юра шөгінділерінің қалыңдығы 10-120 метр. Отаңғы юра бөлімдері аалендік,
байостық және баттық ярустардың шөгінділерінен тұрады. Аалендік ярустық
қимасында ХІІ және ХІІІ горизнттар бөлінген. Шөгінділердің жалпы қалыңдығы
165-200 метр. Байостық яруста ХІ, Х, ІХ, ХІІІ, ХІІ горизонттар бөлініп
көрсетілген. Шөгінделерінің жалпы қалыңдығы 335-365 метр.
Баттық яруста ХІ, V, ІV, ІІІ өнімді горизонттар бөлініп тұр, ярустың
жалпы қалыңдығы 225 метр. Келловейлік ярустың төменгі жақ бөлігінде І және
ІІ өнімді гоизонттары айқындалған. Жоғарғы бөлімнің жалпы қалыңдығы 450-460
метр. Бор жүйесінің шөгінділерінің қалыңдығы 1200 метр, палеогендік және
неогендік қабатта сәйкесінше – 170-200 метр және 100-125 метр. Кен орнының
өнімді қалыңдығы оның аудан және қима бойынша бір теңсіздігімен
сипатталатын күрделілікке ие. Юра шөгінділерінің қимасында 13 өнімді
горизонттары айқындалған, оларға мұнай және газ кеніштері үйлескен.
Газ кеніштері І горизонтта, мұнай кеніштері ІV горизонтта, V
(Б1+Б2+В1+В2+В3), VІ (Б2+Б3), VІІ (1-6,8+9), VІІІ (а4), ІХ (3+4), Х,Х2
(5,6+7,8+9) және ХІІ горизонттарда, ал мұнай кеніштері В11 (Б1+Б2), ІІІ
(1+2+3+4+5+6), VІ (а1+а2+а3,Б1+Б2+Б3), ІХ (1+2+3+4+5) және ХІІІ
горизонттарда. Қима мен аудан бойынша өнімді горизонттарының құрылысын
сипаттайтын мұнай кенішінің сыйымдылық-сүзгілену қасиеттерінің құрылысын
айқындап нақтылау 2-ші кестеде көрсетілген. ХІІІ горизонтта, оның қалыңдығы
орташа алғанда 53 метрді құрайды, А және Б екі бумасы көрінеді, олардың әр
қайсысында сәйкесінше төрт үш қабат орнықтырылған. А бумасының аң және
а2ң, а3ң, а4ң қабаттарына екі мұнайгаздылы және бір мұнайлы кеніштер
үйлескен. Олардың газдық бөлігінің өлшемдері 12,8х2,4 және кеніштікі
14,6х3,5.
Газ бөлігінің қуыстық көлемі Мпор=0,82; 5,8х1,2 километр және
кеніштікі 13,6х3,5 километр, Мпор=0,6 кеніштігі 12,5х4,0 километр.
Б-бумасының Б, Б2+Б3 қабатына екі мұнайгазды кеніне байланысты.
Олардың өлшемдері сәйкесінше газдық бөріктікі ІІХ,1,75 километр және
кеніштікі 17,2х5 километр, Мпор=0,16 газдық бөліктік 3;8х1,4 километр және
кеніштікі 16х4,2 километр Мпор=0,02.
VІІІ горизонт жоғарыда жатқан горизонттан қалыңдығы шамамен 4-17 метр
болатын сазды бөліммен бөлінген.
Горизонт, жалпы қалыңдығы 150-160 метр болатын горизонт бағынышты
мәнге ие, қуаты аз өткізбейтін ерекшеліктері бар бір текті тұтас
қалыңдықтықтағы құмтасты-алевролиттік жыныстармен көрсетілген. Коллектор
қима бойынша да және аудан бойынша да жақсы ұсталған, күнделікті тараумен
сипатталады. Кейін қабаттық, төбелі, табан суы бар мұнайгаздылығы. Газ
бөлігінің 6,2х2 километр, мұнайлы бөлігі 7,5х3,2 километр, Мпор=0,38
Горизонт астының тиімді қуаттылығы едәуір кең ауқымда толқиды 3,6-дан
20м дейінгі аралықта және орташа алғанда 8, м-ге тең. Горизонт асты VІІІ
а+б қабаттың, төбелі шекті суары бар мұнайгаздылы кенішті білдіреді.
Көтерілудің төбе алдындағы бөлігі солтүстік-батыстан, оңтүстік-шығысқа
қарай шығыңқы бұрыштармен күрделенген, олардың екеуі негізгі төбе келеді.
Нақтылы корреляциямен кеніштің нұсқа сыртындағы аумағындағы батыс
күшклинал (655 ұңғы) және оңтүстік қанат (68 ұңғы) ауданында VІІІ а+б
горизонт тастының жоғарыда жатқан УП горизонтымен бірігіп кеткендігінің екі
онша үлкен емес аймақтары белгілі болған.
2 кесте – Қима мен аудан бойынша қабаттардың құрылысы мен таралу
сипаттамасы
Гори-зБума КеніштеҚабаттар Бірге Бірге Горизонт-ң
онт р құйылу құйылу жату
Коэфф-тік.сл, тереңдігі
КРД, бірлік м,
бірлік
мөлшері индексі
АА Аа1 11 а1 0,98 0,18 2065
Аа2+а3 22 Аа2+а3 0,90 0,51 2170
Аа4 11 а4 0,63
0,06
ББ ББ1 11 ББ1 0,93
0,05
ББ2+Б3 22 ББ2+Б3 0,98 0,94
1.6 Сулылығы
Гидрохимия мен гидродинамика бойынша материалдардың негізінде Жетібай
кен орнының қимасындағы геологиялық құрылым мен мұнайлылықтың мәндерін
есепке алғанда екі гидрогеологиялық сатыға бөлуге болады: юра және бор.
Юра шөгінділерінің сулары бор шөгінділерінің суларынан ерекшеленеді.
Бұлар тығыздығы бойынша (1109-1110 кгм3) үлкен және минералдылығы 140-160
гдм3 хлоркальцийлі типті тұздықтар. Скважинаның орташа шығымы 50 м3тәу
құрайды. Юра қабат суларының химиялық құрамы біркелкі.
XІІ горизонттық табан суы №6 скважинаның ашық фонтандауы мүнаймен
бірге алынды. Оның жалпы сұйықтағы мөлшері 35-40 %.
Бор шөгінділері тең, апт және баррем горизонттарының суларың тығыздығы
1102 кгм3-ті құрайды. Төменгі бор сулары тоғыз горизонттан алынды, олардың
шығымы 0,2-ден 903,7 м3тәу дейін жетті. Бұл горизонттардың суларының
тығыздығы 1018-1020 кгм3 құрайды. Барлық сулар сульфатты-натрийлі типті.
Тек қана готерив ярусының суы хлор-кальцийлі. Құмтастар мен алевролиттер су
араластырғыш жыныстар және саздар мен аргиллиттер су тірегіш жыныстар болып
табылады.
Жетібай ауданындағы сормат шөгінділерінің сулары тұздылау, арынсыз,
тереңдігі 30 метрге жететін шығымы аз құдықтар. Құдықтардан алынатын судың
шығымы шамамен 260-330 м3тәу. Нақты талдаулардың мәндері бойынша Жетібай
кен орнының юра және бор горизонттары үшін корреляционды гидрохимиялық
графиктер тұрғызылды.
Графиктер бойынша иодтың концентрациясы 6-8 мгдм3 әдетте кездеспейді.
Жетібай үшін көбінесе иодтың құрамы 10-11 мгдм3, бірақ 15мгдм3-ден
аспайды. Жетібайдың өнімді горизонттарының (VІІІ-XІ горизонттар) төменгі
қабатында иод мөлшерінің ұлғаюына беталыс қатты байкалмайды. Ортаңғы юра
кешеніндегі суларда аммоний 60-тан 130 мгдм3 дейін мөлшерде кездеседі.
Әсіресе төменгі шегі тән.
Бор ортаңғы юра кешеніндегі сулардың барлық сынамаларынан тадылды.
Оның концентрациясы 20-52 мгдм3 шегінен аспайды. Көбіне жиі кездесетін бор
концентрациясы шамамен 30-40 мгдм3.
2 ТЕХНИКА -ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Игерудің ағымдағы жағдайының негізгі көрсеткіштері мен олардың
өзгеру динамикасы
Қазіргі уақытта Жетібай кен орнының қимасында 13 өнімді горизонттар
мен 26 кеніштер анықталды. Олардың: біреуі газды, он үші мұнайгазды және он
екісі мұнайлы кеніштер. Өлшемі мен қоры бойынша белгілісі XII горизонттың
мұнайлы кеніші болып табылады. Кен орынды игеруде төрт объект байқалды.
Олардың ішінде үшінші объект IX бен X, төртінші объект XI, XIII+XII
горизонттардың бірігуінен тұрады. Бірінші және екінші объектілер үшін
есептеулер жүргізілмеген.
1976 жылы игерудің кешенді жоспары жасалды. Осыған байланысты
скважиналардың өзіндік торлары бар игерудің алты объектісі анықталды.
Алайда, жоғарғы (V-VI) горизонттардың геологиялық құрылымының
күрделілігінен жобада қабылданған игерудің негізгі жағдайларынан бас
тартуға тура келді. VIII, X-XII горизонттарға нұсқа ішінен су айдаумен
игеріледі. XIII горизонт өзінің су арынды бассейні болғандықтан еш ықпалсыз
игеріледі. Су айдау XII және X горизонттарға 1973 жылы, ал XIII горизонтқа
1976 жылы басталды. Жұмыс істеп тұрған скважиналардың саны өскесін мұнай
өндіру де артты. Жетібайда мұнай өндіру 1979 жылы максимал мәніне жетті,
сосын кішкене құлдырау болды, ал 1987 жылдан бастап жылына 400 мың тонна
өндіріліп қарқынды дамиды. Бұл негізінен осы кезеңдегі кеніштің жоғары
өнімді қабатшаларын бұрғылаумен және өндіру скважиналарындағы депрессияның
ұлғаюымен түсіндіріледі.
Мұнай өндірудің өсуімен қатар 1972 жылы газ өндіру де өз максимумына
жетті. Су өндірудің шамасы 386,897 мың тоннаға жетіп барлық өндірілген
сұйықтың 10,2 пайызын құрады. 1983 жылдан бастап мұнай мен газ өндірудің
төмендеуі өнімділік коэффициенті, пайдалану скважиналар коэффициенті,
скважиналар қорын қолдану коэффициенті, сорапты компрессорлы құбырлар мен
шлейфтердегі, түп аймақтардағы қиыншылықтар сияқты табиғи және
технологиялық факторлармен байланысты
2.1.- кесте. Шикі мұнайдың физика-химиялық қасиеттері
Көрсеткіштер Толқын теңіз кен орны
1) Газ факторы
(сепарация кезіндегі), м3т 58
2) 50 оС- дегі тығыздығы ρ Н, гсм30,840
4,9
3) Тұтқырлық µН, π*с 34
4) Қату температурасы, оС
5) Құрамы, % 0,11
күкірт 9,2
шайырлар 1,74
асфальтендер 23,6
парафин
2.2 Жетібай кен орнында қолданылатын жинау жүйесі
Жетібай кен орнында “Гипровостокнефть” институты жасаған газды жинау
жүйесі қабылданған. Бұл жүйені таңдағанда келесі факторға мән берілген:
- максимал қабат қысымы және жазда 45 с-ге, қыста 30 с-ге жететін
климаттың шұғыл континенттігі;
- 155мм-ке тең мұнайдың жоғары газ факторы;
мұнайдың сулануы;
құбыр трассаларының созылыңқығы;
суланған өнімін тасымалдануын жақсарту мақсатында жүйеге жоғары
қысымның қажеттілігі.
Қабылданған жүйе үлгісі бойынша механикалық әдіспен өндіргенде
скважина өнімі қабат энергиясы немесе артық қысыммен лақтыру желістері
арқылы автоматтандырылған “Спутник” топтық өлшеу қондырғысына келіп түседі.
Берілген бағдарлама бойынша скважиналардың біреуі өлшеуге тұрады, ал қалған
скважиналардың өнімдері сыйымдылығы 50-80 м газмұнайлы көлденең сепараторға
түседі. Мұнда 0,3-0,4 МПа қысымда мұнайды сепарациялаудың бірінші сатысы
жүреді. Сипарацияланған мұнай құрамында қалған еріген газбен бірге
сораптардың қабылдауында болады да отты пештерде 50-60С-ге дейін
қыздырылады. Коллектор бойымен жасақтың басына айдалады. Буферлы ыдыстан
бөлінген газ толық тазалануы мен мұнайды қыздыруға арналған пештерге
бөліктеп қолданылуы үшін арнай вертикал сеператорға келіп түседі. Ал қалған
газ, газ өндіру зауытына (ГПЗ) берілу үшін газ тасымалдау желісінде (УТТ)
түседі. Бір топтық қондырғыға (ГУ) оннан 28 скважинаға дейін қосылады.
“Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасында 14 скважина қосылатын 3 23
типті топтық өлшеу қондырғылары да (ГЗУ) қолданылады. Скважиналардың барлық
өнімі ұзындығы 500 метрден аспайтын лақтыру желілері арқылы “Спутник” типті
өлшеу қондырғысына беріледі. Мұнда қосылған скважиналардың шығымдары
кезекпен өлшенеді. Басқа скважиналардың өлшенген өнімі отта, пеште 60-ге
дейін қыздырылады да ары қарай сәйкес нөмірлі топтық қондырғының (ГУ)
газмұнайлы сеператорына түседі. Ыдыста сеперацияның бірінші сатысы жүреді,
бұдан кейін мұнай бас жасақтарға айдалады. Өндірістік басқармада
қабылданған әдеттегі мұнайгаз жинау жүйесіне “Гипровостокнефт” институты
игерген қосымшалар мыналар:
- тасымалдауды жақсарту үшін топтық қондырғыларда сұйықты аралық
қыздыру;
- “НОРД” немесе “Турбоквант” типті турбинды өлшегіштермен әр топтық
қондырғыда сұйықты жалпы өлшеу.
Жетібай кен орнында жинау жүйесін көпжылдық пайдалануда төмендегідей
қиыншылықтар байқалды:
- мұнайды қыздыру пештерінің шар тәріздес құбырларының ирек
түтіктерінде, сонымен қатар “Спутник” қондырғыларында тұз жиналу;
коррозия салдарынан құбырлардың жарылуы құбырлардың ішкі беттерінде парафин
мен тұздың жиналуы олардың көлденең қимасын тарылтып, қалыпты жұмысын
бұзады. Бұл “Спутник” өлшеу қондырғысының жұмысының тоқтауына себепші
болады. Соның салдарынан скважиналардың көлемдік шығымдарының өлшеу
көрсеткіштері бұрмаланады. Әсіресе, құбырлардың жарылуынан көп өнімді
шығындаймыз. Тек 1984 жылдың өзінде жарылу салдарынан өндірістік басқарма
бойынша өнімнің шығыны 100 мың сомды құрады. Жоғарыда жазылған себептерге
байланысты өндірістік басқармада осы қиыншылықтардың алдын алуға үнемі
көңіл аударылды.
2.3 Кен орнында қолданылатын жеке скважиналардың өнімдерін өлшеу мен
есептеу жүйелері.
Кен орынның топтау қондырғыларында скважина шығымын өлшеу үшін
“Спутник” типтес өлшеу қондырғысы қолданылады. Ол келесі құрал-жабдықтардан
тұрады:
1) Скважинаның көп жүрісті айырып - қосқышы ПСМ-1;
2) Гидроциклонды сеператор;
3) Турбинды шығын өлшегіш ТОР-1;
4) Гидрожетек ГП-1;
5) Жергілікті автоматика блогы;
6) КПР-180; КПР-1-150 клапындары.
Өлшеу қондырғысы келесі ретпен жұмыс істейді. Скважиналардың
манифольдтары өлшеп-айырып-қосқыш блоктың келте құбырларына кері клапандар
арқылы қосылады. Скважина өнімі құбырлар байланысының бойымен ПСМ-1 айырып-
қосқышына келіп түседі де жалпы коллекторда КПР-80 ажыратқышы арқылы
өлшейтін гидроциклонды сеператорға бағытталады. Гидроциклонды сеператорда
сұйықтың газдан бөлінуі жүреді. Газ келте құбыр бойымен газ желісінде
қондырылған денгейді реттеуші кран арқылы жалпы коллекторға түсіп өлшенген
сұйықпен араласады. Сұйық сеператордың төменгі ыдысына құйылады. ТОР-1
өлшегіші сызықтағы мұнай деңгейінің жоғарғы шегінен жоғары
орналасқандығынан деңгейді реттегіштің қалытқысы берілген жоғарғы деңгейге
жеткенде қалқып шығады. Газ желісіндегі кранды ашып-жауып әсер етеді.
Сеператорда қысым жоғарылайды және ыдыстағы сұйық ТОР-1 өлшегіші арқылы
ығыстырылып шығарылады. Сұйықтың деңгейі төмендегенде қалытқы газ желісін
ашады, сеператорда қысым төмендейді де сұйық құйылудың жаңа циклы
басталады. Гидроциклонды сеператордағы деңгейді реттегіш ірі диапазонда
скважина шығымын өлшеуге болатын өлшегіш арқылы сұйықтық циклды өтуін
қамтамасыз етеді.
Сұйық мөлшері ТОР-1 өлшегішінде өлшеніп жалпы коллектормен бағытталады.
Өлшенген скважиналардың шығымы басқару блогындағы электромагнитті
өлшегіштерде бекітіледі. Басқару блогына ТОР-1 өлшегішінен дабылдар
беріледі. Сонымен қатар өлшегіштің стрелкалы циферблаты бар. Онда да
өлшеудің қорытындысы жазылады. Қазіргі кезде өндірістік басқармада газды
өлшеу негізінен ДСС типті сильфонды дифманометрлермен жүргізіледі.
Скважинаның газ факторын анықтау мақсатымен мұнайдан газдың бөлінуін
өлшеу көкейкесті мәселелердің бірі екенін айта кету керек. Осы мақсатта
қолданылатын дифманометрлер мұнай құйылып кетудің себебінен жалған
көрсеткіштер береді, жиі қатардан шығып қалады. “Спутник” қондырғысының газ
желісіне қондырылатын бұл шығын өлшегіштер “Агат” газ турбинды өлшегіштер
шықпастан бұрын газ факторын өлшеу үшін қолданыла бастады. Бірақ,
Маңғыстаудағы кен орындарда бұл өлшегіштер келесі себептерге байланысты өз
құнын анықтамады:
- градуирлі қондырғының болмауы;
- жұмыс жағдайларының (қысым, температура, тығыздық) градуирлі жұмыс
жағдайымен сәйкес келмеуі.
Бұл өлшегіштерге өлшеу кезінде газбен бірге сепараторда айырылып
үлгермеген сұйық та келіп түседі. Сол себепті градуирлі қондырғыда
қабылданған ортаның тығыздығына қарағанда өлшенетін жұмыс ортасының
тығыздығы тез өзгереді. Аспаптың өлшеу қателігі кейде 70-80 пайызға жетеді.
Мұндай жағдайдан шығудың бір жолы газ өлшеу үшін жылжымалы
қондырғыларды қолдану болып табылады. Қондырғы “Агат” өлшегіші мен
дифманометр - шығын өлшегіш қондырылатын жылжымалы платформада
монтаждалады. Өлшеу кезінде қондырғы “Спутниктің” газ желісіне қосылады.
2.4 Жинау жүйесінің жұмыстарындағы қиыншылықтар және олармен күресу
Жинау жүйесінің жұмыстарында коррозия, парафин және тұздардың шөгуінен
қиындықтар туындайды. Жабдықта тұздың шөгуінің негізгі себебі — мұнайды
өндіру мен тасымалдауда қабат қысымын ұстап тұру үшін теңіз суын қолдануға
байланысты.
Құрамында елеулі мөлшерде сульфат - иондары бар теңіз суы қабат суынан
айрықша ерекшеленеді. Қабат суларында кальций 10000 мглитрге дейін,
сонымен қатар барий 200 мглитрге дейін жетеді. Тұз шөгінділері тығыз,
қатпарлы, 79-89( барий сульфатынан тұрады. Органикалық емес тұздардың
түзілуін болдырмау мақсатында ингибиторлеу әдісі тұз түзілуімен күрестегі
әдістердің ең тиімдісі болып табылады. Зерттеулердің нәтижесінде Жетібай
кен орны үшін СНПХ-5301, “Виско” және “порексит-7647” реагенттерінің
ингибиторлеу қасиеті жоғары екені байқалды. Айдалатын сұйықпен бірге
қабатқа жіберілетін ілеспе - өндірілетін судың 1м көлеміне скважиналарды
өңдеген кезде 10 гр реагент қосылады. Жабдықтарды тұз шөгінділерінен қорғау
үшін мұнайды жинау мен дайындау жүйесінде ингибиторларды үнемі мөлшерлеу
жүргізіледі.
Парафинді шөгінділер жоғары молекулалы майлар, сулар, механикалық
қоспалар мен асфальтты – шайырлы заттары бар қатты көмірсулардың күрделі
қоспасы. Кәсіпшілік құбырларда парафин шөгінділерінің түзілуіне жағдай
жасайтын келесі факторлар:
- Мұнайда, оны суытқан кезде ерітіндіден түсетін парафиннің қатты
бөлшектерінің кездесуі (температура факторы);
- құбырда еркін газдың болуы.
Парафин шөгінділерін еріту СНПХ-7р-1, СНПХ-7р-2 типті еріткіштермен,
газконденсатпен, бумен, ыстық сумен жүргізіледі. Парафин шөгінділерін
болдырмау мақсатымен 1972 жылдан бастап Толқын кен орнындағы барлық
скважиналар қоры бокситті-эпокситті жабындылары бар құбырлармен
жабдықталды. 1984 жылдан бастап “КазНИПИнефть” институты коррозияға
қарсылық қасиеті жоғары, қышқыл мен қызуға беріктілігі бар эмаль жабындыны
игеруі ұсынды. Эмаль негізінен кремний, бор, натрий, амоний, титон және
тағы да басқа элементтердің қышқылдарынан тұратын силикатты шыны. Қазіргі
уақытта эмальдау цехында құбыр бөлшектерін осындай эмальмен жабу басталды.
Жабдықтардың парафинделуін азайтудың тағы бір әдісі салқын мұнайға
ыстық мұнайды араластыру жолымен температураны көтеру болып табылады.
Өндірістік басқармада қолданылатын коррозиядан қорғау әдістерінің реті
мынадай:
- ингибиторлеу;
- резервуарлардың ішкі беттерін желімді композициялармен жабу;
- құбырлардың сыртқы беттерін катодты қорғау.
“Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасында мұнайды дайындаудың орталық
пунктінен (ЦППН) блокты тармақталған сорапты станцияға (БКНС-3) дейінгі
ағынды судың су құбырлары ингибиторлеумен қорғалады. Қорғау үшін Норует-РА-
23Д шет ел ингибиторы қолданылады. Бұл реагенттің нәтижесінде 23 гм үнемі
мөлшерлеу кезінде қорғаудың тиімділігі 25-92 пайызды көрсетті. Сорапты
компрессорлы құбырлар да коррозияға ұшырайды. Бұзылудың сипаты язвалы,
коррозия жылдамдығы 3-5 мм жылына жетеді. Құбырлардың нақты қызмет ету
мерзімі 1,5-2 жылды құрайды. Шегендеу құбырларының тізбегін сыртқы
коррозиядан қорғау катодты қорғаудың көмегімен жүзеге асырылады.
“Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасында 576 скважина катодты қорғаумен
қамтылған. Қорғайтын құбырлардың ұзындығы 364 шақырымды құрайды. Құбырларда
жекелеу (шамамен 50() мен жекелеуші фланецтердің болмауының салдарынан
қорғау потенциалының нормативті шамасы толық қанағаттандырылмайды.
Скважиналар мен құбырлар катодты қорғаумен толық қамтылмаған. Диаметрі 300-
350 мм мұнай жинайтын коллекторлардың коррозиясы келесі себептерге
байланысты:
- тасымалданатын мұнай эмульсиясының мұнай мен су фазаларына бөлінуі;
- су фазасында еріген күкіртсутектің (10 мглитрге дейін) болуы;
“канавка” түріндегі электрохимиялық үрдістің күшеюіне әкелетін
құбырдың төменгі бөлігіндегі қорғау қабыршағының түсуіне жағдай жасайтын су
фазасынан механикалық қоспалардың (құм, саз, коррозия өнімдері) бөлінуі.
Мұнай қауіпті көрністерден қорғау шаралары зерттеу жұмыстарында жай
қарқынмен жүргізіледі.
2.5 Мұнай эмульсияларының түзелуі мен олардың негізгі қасиеттері
Мұнай эмульсиялары дегенде кен орынды игеру үрдісінде көлемдік
қатынасы үлкен шектерде өзгере алатын мұнай мен қабат суының механикалық
қоспасын түсінеміз. Қабат жағдайларында мұнай эмульсиялары түзілмейді.
Эмульсия скважинада түзіледі, олардың түзілу қарқыны терең сорапты-
компрессорлы және фонтанды скважиналарда әртүрлі.
Терең сораптармен мұнайды өндіргенде мұнайдың эмульсиялануына жағдай
жасайтын негізгі факторлар: плунжердің бір минуттағы жүріс саны мен жүріс
ұзындығы, сұйықты шығаратын және қабылдайтын клапандардың өлшемдері,
сораптағы газдың мөлшері, сораптың деңгейден төмен батуы, сорап жұмысының
тиімділік дәрежесі. Мұнаймен бірге су беретін фонтанды скважиналарда
сұйықтың қатты араласуы жүреді. Соның салдарынан қысым төмендеп, мұнайдан
газ қарқынды бөлінеді. Сол себепті фонтанды скважиналарда берік эмульсиялар
жиі түзіледі. Конпрессорлы скважиналарда да эмульсия түзілудің себептері
фонтанды скважиналардағыдай. Бірақ, газлифті, әсіресе эйрлифтіні
қолданғанда түзілетін эмульсиялардың беріктігі жоғарырақ келеді.
Эйрлифті әдісімен мұнай өндіргенде түзілетін эмульсияның жоғары
беріктігі кейін тиімді эмульгаторларға айналатын нафтенді қышқылдардың
қышқылдануымен түсіндіріледі. Сонымен қатар эмульсияның түзілуіне
құбырлардың қабырғаларындағы парафин шөгінділері әсер етеді. Нәтижесінде
құбырлардың көлденең қимасы кішірейеді және мұнай мен судың араласуын
күшейтетін ағынның жылдамдығы өседі. Сондықтан мұнай эмульсиялары
кәсіпшілік жағдайларда пайда болатын:
- механикалық энергия;
- газдың ұлғаю энергиясы;
- ауырлық күшінің әсерінен болған энергия түріндегі энергиялардың
әсерінен ғана түзіледі.
Мұнай эмульсиялары келесідей негізгі физика-химиялық қасиеттермен
ерекшеленеді: дисперстілігімен, тұтқрлығымен, тығыздығымен, электрлік
қасиеттерімен. Бұл шамалардың барлығы бір-бірімен байланысты.
2.6 Мұнайды дайындауға арналған блокты автоматтандырылған жабдық
Жетібай кен орнында УДО-2М және УДО-3М типті деэмульсациялаушы
қондырғылар қолданылады. УДО-3М қондырғысы мұнайды термохимиялық әдіспен
сусыздандыруға арналған. Қондырғы мұнайды дайындау пунктінде монтаждалады.
Деэмульгатормен араласқан эмульсиялы мұнай қыздыру мен тұтындыру блогының
бірінші бөлек жайының жоғарғы бөлігіне келіп түседі. Аппараттың корпусымен
қабығының арасындағы саңылаудан өтіп, ойықтар арқылы қабықтың ішкі қуысына
түседі.
Төменнен жоғары қарай ыстық судың қатпары арқылы өткенде мұнай
эмульсиясы берілген температураға дейін қыздырылады да таратушы коллектор
арқылы екінші бөлек жайға келіп түседі. Мұнда мұнайдан судың бөлінуі
жүреді. Бөлінген су реттегіш құрылғылармен кәсіпшілік конализацияға
жіберіледі. Ыстық сусыздандырылған мұнай тауарлы парктың резервуарларына
бағытталады. УДО- 3М сепараторының ерекшелігі оның негізгі тораптарының
конструктивтік шешімі болып табылады. Оның екі бөлек жайы бар, онда қабат
суын жинау мен аппараттан таза мұнайды бағыттау мәселесі шешілген. Бұл
аппараттың кемшілігіне мыналарды жатқызуға болады: алаулы қыздырғыштардың
қызу бетінің жеткіліксіз болуы, сол себепті қыздырғанда сығылатын газды
қолданудың төмен ПӘК-і, шар тәріздес құбырлардың қызып кетуі мүмкін, соның
салдарынан оларға күйіктер шөгеді. Бұл ұзақ уақытқа қондырғыны қатардан
шығаруы мүмкін. Аппараттарды ашу мен қарау шарт тәріздес құбырларда
механикалық қоспасы бар тығыз тұз қатпарынан тұратын шөгінділердің болуымен
олардың беттерінің түсуін көрсетті. Сонымен қатар қондырғыларда аппараттан
шыққан мұнайдың сулануын 35 пайыздан төмен көрсеткішке жеткізе алады.
Өндірістік басқармада қолданылатын мұнайды дайындау қондырғысының
технологиялық схемасында ОТ-200 тұндырғыштары, блокты ПТБ-10 типті құбырлы
пештер мен технологиялық резервуарды қолдану қарастырылған.
2.7 Жетібай кен орнында мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық
үрдісі мен қолданылатын жабдықтардың технологиялық тәртібі
“Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасында мұнайды дайындаудың аралас
әдісі қолданылады. Осы мақсатта кен орнында келесі құрал-жабдық
қондырғылары қолданылады:
1. “Турбоквант” типті турбинді өлшегіштерден мұнайды есепке алу пункті
(ПУНК) 2 дана
2. ОТ-200 тұңдырғыштары 4 дана
3. мұнайға арналған УНС-180(85 сораптары 4 дана
4. мұнайды қыздыру үшін ПТБ-1064 пештері 3 дана
5. РВС-5000 технологиялық резервуарлары 3 дана
6. РВС-5000 тауарлық резервуарлары 4 дана
7. РВС-5000 суды дайындауға арналған резервуарлар 2 дана
8. Суды қайта айдауға арналған 8НДВ сораптары 6 дана
ПТБ-10 пештің технологиялық тәртібі
Номиналь өнімділігі — 10000 ттәул.
Жылулық қуаты — 10 ккалсағ
Қыздыратын ортасы — мұнай, мұнай эмульсиясы.
Қыздырудың максимал температурсы — 90С-ге дейін.
Ортаның жұмысшы қысымы — 6,4МПа
Отыны — табиғи немесе ілеспе газ.
Отынның шығыны — 1600 Н. мг.
Электрлі қозғалтқыштың қуаты — 55 квт.
Блоктар саны — 3 дана
ОГ-200 тұндырғышының технологиялық тәртібі
Жұмыс ортасы — мұнай, газ, қабат суы.
Жұмысшы қысымы — 6 МПа
Сынау қысымы — 9 МПа
Ортаның температурасы — 100С-ге дейін
Эмульсияның сулануы — 30 пайызға дейін
Кері мұнайдың сулануы — 1 пайызға дейін
Өнімділігі — 3000-6000 ттәул
2.8 Мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық үрдісінің сипаты
Шикі мұнай екі кәсіпшілікпен (ЦДНГ-1 және ЦДНГ-2) жинау
корректорларымен (2 дана) мұнайды айдау мен дайындау цехына (ЦППН) келіп
түседі. Скважина өнімінің сулануы орта есеппен 50-60 пайызды құрайды,
температурасы 30С. Келіп түсетін сұйықтың көлемі тәулігіне 11-13 мың м3-ті
құрайды.
Мұнайды есепке алу пункті (ПУН) мен сүзгілердің алаңына өткесін сулы
мұнай ПТБ-10 пештеріне (2 дана) келіп түседі де 45-50 С температураға дейін
қыздырылады. Сосын құрамындағы қабат суынан айырылуы үшін ОГ-200
тұңдырғыштарында (4 дана) тұндырылады. Тұндырғыштардан кейін жартылай
сусыздандырылған мұнай (сулануы 30 пайыздан аспайды) соңғы сепарациялау
қондырғысына (КСУ) құйылады. Мұнда 0,098 МПа қысымда газдан мұнайдың
айырылуының екінші сатысы жүреді. Мұнайдан бөлінген газ сепараторлардың
қабылдау алаңынан өтіп, сығымдайтын компресорлар стансаның компресорларының
қабылдауына түседі. Газ 0,5 МПа қысыммен сығылғаннан кейін газ жинаушы
коллекторға бөлінеді.
Жартылай сусыздандырылған мұнай соңғы сепарациялау қондырғысынан кейін
технологиялық сораптардың қабылдауында болады. Технологиялық сораптар
арқылы ПТБ-1064 пештеріне (3 дана) беріліп, онда 60-70С температураға
дейін қыздырылады.
Ары қарай мұнай 11, 12, 13 РВС-5000 технологиялық резервуарларға (3
дана) түседі. Мұнда мұнайды биіктігі 5 метрден 7 метрге дейінгі ағынды
судың қабатымен жуу арқылы мұнайдан судың толық бөлінуі жүреді. Мұнай
технологиялық резервуарлардан сорап арқылы 10 РВС-5000 тауарлы парктің
резервуарларына (4 дана) беріледі. Тауарлы парк резервуарларынан кейін
мұнай тұтынушыға тапсырылады.
Тұндырғыштар мен технологиялық резервуарлардан бөлінген ағынды сулар
РВС-5000 тазартылмаған судың резервуары жиналады. Тазартылмаған судың
резервуарында тұндырылған су өз арынымен РВС-5000 тазартылған судың
резервуарлы - ыдысына құйылады. Резервуардан Жетібай кен орнының мұнайлы
қабатына су айдау үшін қабат қысымын ұстап тұру жүйесіне сораптар арқылы
сығылып беріледі. Резервуарда жиналған мұнай технологиялық резервуарларға
айдалу үшін ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
қолданылып игеріледі
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 3
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 5
1.1 Кен орны жайлы жалпы мәліметтер 5
1.2 Кен орнының геологиялық зерттеу және игеру тарихы 5
1.3. Стратиграфия 6
1.4 Тектоника 11
1.5 Мұнайгаздылық 14
1.6 Сулылығы 16
2 ТЕХНИКА -ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 18
2.1 Игерудің ағымдағы жағдайының негізгі көрсеткіштері мен олардың өзгеру
динамикасы 18
2.5 Мұнай эмульсияларының түзелуі мен олардың негізгі қасиеттері 25
2.6 Мұнайды дайындауға арналған блокты автоматтандырылған жабдық 26
2.7 Жетібай кен орнында мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық
үрдісі мен қолданылатын жабдықтардың технологиялық тәртібі 27
2.8 Мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық үрдісінің сипаты 28
2.10 Мұнай кен орнындағы құбырлардың жіктелуі 30
2.12 Тік гравитациялық сепаратордың сұйық өткізу қабілетін есептеу. 33
2.13 Кәсіпшіліктегі мұнай өткізгіш құбырларының гидравликалық есебі
35
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 39
3.1 “Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасының ұйымдық сипаттамасы 39
3.2 Негізгі және көмекші өндірісті ұйымдастыру 39
3.3 “Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасындағы еңбек ақы мен еңбекті
ұйымдастыру ерекшеліктері 40
3.4 Еңбекақы қорының есебі 41
3.5 Жылдық өндірістік шығындардың есебі 44
4. ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 48
4.1 Технологиялық үрдісті жүргізудің негізгі қауіпсіздік ережелері. 48
4.2 Өндірістік басқарманың объектілерін статикалық электр қуаты мен
найзағайдан қорғау 51
4.3 Топтап өлшейтін қондырғыларды найзағайдан қорғау 52
4.4 Найзағайдың екіншілік әсерінен қорғау 55
4.5 Жерсіңдіруші құрылғының есебі. 56
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 59
5.1 Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде
технологиялық процестерді талдау 59
5.1.1 Атмосфераның ластану себептері 60
5.1.2 Гидросфераның ластану себептері 61
5.1.3 Литосфераның ластану себептері 61
5.2 Ұйымдастырылған шаралар 61
5.3 Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары 62
5.3.1 Атмосфераны қорғау 62
5.3.2 Гидросфераны қорғау 64
5.3.3 Литосфераны қорғау 65
ҚОРЫТЫНДЫ 68
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 70
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып
табылып, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін қосады.
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің,
ауылшаруашылығының және транспорттың дамуын жеделдетеді.
Қазқстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына
өте бай мемлекеттердің бірі. Осындай көп орындардың басым көпшілігі
Республиканың батыс бөлігінде орналасқан. Сонымен қатар осы батыста әлі де
жаңа мұнай-газ кен орындары ашылуда.
Көп қабатты ірі мұнайгаз кен орны Жетібай 1961 жылы ашылған. Кен орны
ХІ, ХІІ, ХІІІ горизонттар кіретін VI объектіге арналған игеру технологиялық
схемасына сәйкес өнеркәсіптік пайдалануға 1969 жылы берілді; ені 2,4 км
болатын блоктардағы ұңғыларда үш қатар орналастыра отырып ХІІ – объектінің
базистік горизонтын және ХІІІ горизонтты 600х600 м бірдей сетка бойынша
бұрғылау ұсынылды.
1972 жылы ІІІ объектінің (ІХб, Х горизонттар) игерілуінің
технологиялық схемасы жасалды, соған сәйкес жер қыртысы 600х600 бірдей
сетка бойынша бұрғыланады.
1974 жылы ВНИИ қыртыстың мұнай, сол секілді мұнайгаз аймақтарында
суды ішкі контурлы түрде айдауды көздейтін ІХ. Х, ХI горизонттардың
мұнайгаз қыртыстарын игерудің технологиялық схемасын жасады.
Жоғарыда аталған ескертпелерге сәйкес Жетібай кен орнын барлаудың
нақты жобасы үш түрлі нұсқада ұсынылды: 1 нұсқа базалық – ВНИИ жобасы
бойынша (1976 ж.) жалпы саны 1643, оның ішінде бұрғылауға арналғаны – 833
болатын ұңғымалармен бұрғылауды жалғастыру; 2 және 3 нұсқалар сеткаларының
тығыздығымен ерекшеленеді, мұнда 2 нұсқа үшін барлығы 2279, оның ішінде
бұрғылауға арналғаны – 1519 болды, ал 3 нұсқа үшін барлығы 2783, оның
ішінде бұрғылауға арналғаны – 2023 ұңғыма болды.
Жер қыртыстарының геологиялық сипаттамасы, пайдалану объектілерінің
бөлінуі, ұсынылған нұсқаларда барлауға арналған ұңғымалардың жалпы саны,
сондай-ақ мұнай өндірудегі кедергілерді ескерту мәселелері сияқты негізгі
ережелер мен қағидалар Барлау басқармасының 17.01.84 жылғы қаралған тиісті
материалдарына ұқсас.
Ендіруге 18 жыл бойы тұрақты өндірумен және бекітілген қорларды
алумен қамтамасыз ететін 2 нұсқа ұсынылды.
Осы "дипломдық жобаның" негізі болып отырған Жетібай кен орнында өз
мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері қолданылып игеріледі.
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне
талдау жасауға арналған.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орны жайлы жалпы мәліметтер
Жетібай кен орны Маңғышлақ түбегінің батыс бөлігінде орналасқан және
әкімшілік жағынан Қазақстан Республикасындағы Маңғышлақ облысының Ералиев
ауданының құрамына кіреді. Кен орнына жақын елді мекендер Жетібай кеңшары
(1 км), Ералиев аудан орталығы (60 км), Жаңа Өзен қаласында (70 км) және
Ақтау қаласы (80 км) болып табылады.
Географиялық жағынан аудан әлсіз өрнектелген кең (жазық), Оңтүстік-
батыс бағытында жазық болып осал айқындалған көрсетеді. Рельеф (жер бедері)
белгілері 140 тан 170 километрге дейінгі аралықта өзгереді. Ауданның
климаты лездік континенталдық. Атмосфералық жауын-шашын жылына 140 мм дейін
түседі. Абсолюттік минимум минус 33 ºС. Ауаның орташа жылдық температурасы
плюс 10 ºС. Аудан күшті желдермен және құмды борандармен сипатталады.
Солтүстік-батыс бағыттағы желдер басымырақ. Топырақтың тақ боп қату
тереңдігі 1 метрге жетеді.
Кен орнының өнеркәсіптік мұнай газдылығы 1961 ж. орнықтырылған. Кен
орнындағы мұнай өндіруді Мангышлакнефть Жетыбайнефть МГӨБ жүргізеді.
Пайдалану бұрғылауын Жетібай басқармасының бұрғылау жұмыстары жүргізлді.
Аудан жерінде Ақтау-Жетібай-Өзен-Мақат-Атырау темір жолы өтіп жатыр.
Жалпы ұзындығы 150 км болатын Өзен-Жетібай-Ақтау көлік жолы
тартылған. Мұнайды тасымалдау үшін мұнайды жолай қыздыруы бар: Өзен-Атырау
және Өзен-Жетібай-Ақтау мұнай құбыры тартылған. Ақтау теңіз портына
мұнайды танкерлермен құю айлағы тұрғызылған.
1.2 Кен орнының геологиялық зерттеу және игеру тарихы
Жетібай кен орны кіретін Оңтүстік-Маңғышлақ иілімінің Солтүстік беті
өткен жүз жылдықтың ортасынан бастап зерттеле бастады. Ауданды едәуір
жоспарлы геологиялық зерттеу 1950-ші жылдардың соңынан бастап басталды.
1962 жылы Казнефтегеофизика және Мангышлак-нефтегеофизика Жетібай
ауданында 1:50000 масштабында МОВ сейсмикалық жұмыстары жүргізілді, ІІІ-Г
жағылмалы горизонты бойынша солтүстік-батысқа өте жатық екенін ауқымды
құрылымдық терраса айқындалған.
1962-1964 жылдары іле геофизикалық экспедицисымен (А.В. Праршков,
В.А. Попов, В.Л. Рыбак) графометриялық және радиогеологиялық жұмыстар
жүргізілді. Батыс-Жетібайлық құрылымның сипаттамалары алынды.
Турандық геофизикалық экспедициясымен (Н.Я. Купик, А.О. Урсов, В.О.
Быкадоров) Оңтүстік-Маңғышлақ территориясында КМПВ әдісімен аудандық
сейсмикалық профилдеу жұмыстары жүргізілді.
1.3. Стратиграфия
Жетібай кен орнында терең барлау ұңғыларымен жоғарғы триастан неоген-
төрттік жастағы шөгінді жыныстардың шамамен үш километрлік қалыңдығы
ашылған және олардың Юра жүйесіндегі шөгінділері өнеркәсіптік-мұнайлы болып
табылады.
Мезазойлық топ - MZ
Триастық жүйе. (Т3)
Жоғарғы бөлім. Ұңғылармен 18, 28, 33, 63, 66, 71, 73, 92; НВО-2708
метр тереңдікте кезектесіп құмтастармен, алевро қабатшалары бар
алевролиттермен; саз балшықтар мен аргиллиттермен көрсетілген жоғарғы
триастың шөгінділері ашылған. Құмтастар тығыз, сұр ұсақ, түйірлі, саз
балшықты алевролитті. Құмтастардың құрамы кварцтық едәуір қоспасы бар
кварцты-полевошпаттық, мускавит және эффузивті жыныстардан құралған.
Құмтастар мен алевролиттер негізінен базальтті және қуысты типті сазды-
карбонаттық, сонымен қатар саз балшықты-хлораттық цементпен цементтеліп
кеткен.
Аргиллиттер күкірт-сұрлы, алевролитті; каолилит гидроқабатшалы. Тік
жарықшақтар кальцитпен көрсетілген. Ашылған қалыңдығы 253 метр.
Жоғарғы триастың ашылған бөлігінде (92 ұңғы) екі бума байқалады.
Аргиллиттер мен аргиллит тектес құмтастары бар сазбалшықтар басым төменгі
(2973-2875); жоғарғы (2875-2630) керісінше аргиллиттер мен саз балшықтарға
қарағанда құмтастық басымдылығымен сипатталады.
Юра жүйесі (J1)
Кен орнында юра жүйесінің шөгінділері барлық үш бөлімдермен
көрсетілген; орта, жоғарғы және төменгі: бір-бірінің арасындағы, сол сияқты
ярустардың арасындағы шек ара қазіргі уақытта аяғына дейін толық
орнықталмаған және әрі қарай нақтылауды, айқындауды қажет етеді. Юраның
жалпы қалыңдығы орташа алғанда 1300 метрді құрайды.
Төменгі бөлім (J1)
Төменгі юраның қимасы құм тастардың, алевриттердің, саз балшықтардың
және аргиллиттердің кезектелік келуімен сипатталған және де құм тасты
қабатшалар аудан бойынша ұсталмаған және аргиллиттердің, саздардың және
сазды алевролиттердің ірі линзаларымен орын ауыстырады.
Төменгі юралық құмтастар сұр, ашық-сұр, ұсақ-орташа-сирек-ірі
түйіршекті, нашар іріктелген бұрыштар айырмашылықтармен көрсетілген.
Құмтастар мен алевролиттердің иілімді материал кварцпен, далалық
шпатпен эффузив және мусковитпен көрсетілген.
Саз балшық пен аргиллиттер гидрослюдалы-каолилитті, сұр, қалың-сұр,
құмайтты және көмірлі затпен байытылған. Қазіргі уақытта А.А. Цатуровтың
микроскопиялық анализінің негізінде төменгі юралық қимасында төменгі юра
ярустарының төменгі және жоғарғы бөліктеріне тән екі кешен бөлініп
көрсетілген. Сәйкес кешендер Солтүстік Кавказдық төменгі юралық
шөгінділеріне (71 және 92 ұңғылары) өте ұқсас. Төменгі юралық шөгінділердің
жалпы қалыңдығы 100-120 метрді құрайды.
Ортаңғы бөлім (J2)
Ортаңғы юра бөлімі аалендік, байостық және баттық ярустармен
көрсетілген. Жалпы қалыңдығы 745-835 метрді құрайды.
Аалендік ярус (J2 а)
Аалендік ярустық шөгінділері негізінен сазды-алевролитті және
аргиллитті жыныстардың бағынышты линзалары бар қиыршық тасты қалыңдықпен
көрсетілген. Құмтастар орташа, ұсақ-орташа және ірі түйіршікті
ерекшеліктерден тұрады, олар төменгі қалыңдықтарда гравелиттер мен ұсақ
галечникті конгломераттарға жиі көшеді. Қима бойынша жоғары қарай иілмелі
материал жұқаланады және доминацияланатын орнын ұсақ түйіршікті құмтастар
алады.
Конгломераттар ұсақ, көмірлі, кварц, кремнидің нашар жұмырланған
үгінділерімен, эффузивпен және сирек болса да галькамен көрсетілген.
Әлсіз карбонатты, тығыз, бір шама байтылған, өсімдік қалдықтарымен
көмірленетін және жеке жағдайда олар дербес көмірлі қабатшаларды түзеді.
Ярустық жалпы қалыңдығы 165-200 метрді құрайды. Барлығы құрамында ХІІІ
және ХІІ өнімді горизонттары бар.
Байостық ярус (J2 в)
Байостық жыныстар қалыңдығы аудан бойынша ұсталмаған саз балшықтардың,
құмтастардың және алевролиттердің бір қалыпсыз кезектесіп келуімен
көрсетілген. Қиманың төменгі жақ бөлігі құмайытты алевролиттік жыныстар
бағынышты линза тектес қабатшалары бар едәуір саз балшық. Жоғарғы жақ
бөлігінде құмтасты кешендер басым. Барлық қима бойынша құмайтты-сазды
жыныстар шашырақты, көмірленген өсімдік қалдықтарымен байытылған, олар
қиманың төменгі жақ бөлігінде айтарлықтай мөлшерде қабатшаларды түзеді.
Ярустық негізінде құйылу орнықтырылған.
Құмтастар сұр, сарылау-сұр, бұрыл, ұсақ түйіршікті және сазды-
алевролитті, полимикті, нашар жұмырланған. Құмтастардың және
алевролиттердің иілмелі материал кварцтан, негізінен регенерацияланған,
шпаттардан, сонымен қатар кремнилік, эффузивті, слюалы және басқа да
жыныстардан құралған.
Цемент сазды-хлоритті және сирек-кварцты-регенерациялық. Саз балшықтар
негізінен, қанық-сұр, тіпті қара сирек болса да бұрыл түсті, құм тасты,
алевритті, көмірленген органикасымен едәуір күшті қанықтырылған, оларда жиі
монайлық топырақтың қалдықтары қатпарланады. Түпкі жүйелерде литологиялық
және фациалдық өзгергіштігі нақтылы қабаттық коорреляцияны айтарлықтай
дәрежеде қиындатады.
Байостық ярусқа ХІ,Х,ІХ,УШ өнімді және сулы горизонттары кіреді,
ярустық жалпы қалыңдығы 335-365 метр.
Баттық ярус (J2 bt)
Баттық ярус үшін олармен көтерілген саз балшықты қабатшалары бар
алевролитті бумалар қалыңдығы 30-50 метрге дейін болатын ірі құмтастардың
кезектесіп келуі тән. Құмтастар сұр, қанық-сұр, бұрыл-сорғыш-сұр, ұсақ
түйіршікті, алеврит-сазды, бұрышты, жартылай жұмырылған. Құмтастардың және
алевролиттердің құрамы полимикті, көпшілік бөлігі далалық сипатпен,
хлоридтенген слюидтермен және басқа да жыныстармен, жиі регенерацияланған
кварцпен көсетілген. Үгітілмелі материал жарықшақты. Цемент саз балшықты,
карбонатты, базальт тектес, кварцті-регенерациялық.
Баттық саз балшықтар қанық-сұр, қанық-қоңыр, жасыл-қанық-сұр, тығыз,
құмайытты және алевритті, каолинит-гидрослюидті-монтморилонит ті. Осы саз
балшықтардың ерекшеліктері жанартаулық шынымен байытылғандығы болып
табылады.
Баттық ярусқа VІ,V өнімді және ІV сулы горизонттары жатады, ярустық
жалпы қалыңдығы 225 метр.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юралық жүйе келловейлік, оксфордтық кимериджтік және титондық
ярустармен көрсетілген, олардың жалпы қалыңдығы шамамен 450 метрді құрайды.
Келловейлік ярус (J3 k)
Келловейлік ярустық шөгінділері бағынышты құмайтты-алевролиттік
жыныстардың қабатшасымен көрсетілген, олардың төменгі бөлімінде І және ІІ
өнімді горизонттар бөлінеді.
Келловейлік ярустық құмтастары сұр, жасыл-сұр, ұсақ түйіршікті, күшті
алевриттік, нашар іріктелген, көмір тектес. Иілмелі материал кварцпен,
далалық шпатпен, кварцпен, кремнилік, эффузивті және басқа да жыныстармен
көрсетілген.
Саз балшықтар жасыл-сұр, қанық-сұр, сирек бұрыл түсті, тығыз,
алевритті, құмтасты, монтмориллонитті гидрослюидті құрамды.
Саз балшықтардың карбонаттылығы мергел қабатшаларының және карбонат
сазды құм тастардың кездесетін жерлерінде, қима бойынша өседі.
Барлық қима бойынша көмірленегн өсімдік қалдықтары кездеседі. Ярустық
орталық бөлігінде түпкі жүйелердің қалдықтары бар қазбалы топырақ қабатшасы
жатыр. Ярустық жалпы қалыңдығы 87-113 метрді құрайды.
Оксфордтық ярус (J3 о)
Оксфордтық ярус үшін қиманың төменгі жақ бөлігінде саз балшықтар басым
сазды-карбонаттық жыныстардың қалыңдығы тән. Саздар тығыз, сұр, жасыл және
бұрыл түсті, мергел тектес, алевролиттік, гидрослюидті- монтмориллонитті.
Мергелдер пелигоморфті –микро түйіршікті, сазды-кальцитті, алеврит тектес.
Сол сияқты таза және сазды әктастар кездеседі пелитоморфті, ұсақ кристалды,
жарықшақты, сирек те болса алевролиттің және майда түйіршікті құмайттардың
қуаты аз қабықшалары кездеседі. Оксфордтық шөгінділері көрінбейтін
үйлесімсіз келловейлік ярустың жыныстарының үстінде жатыр. Ярустың
қалыңдығы 230-260 метр.
Кимериджтік ярус (J3 km)
Кимериджтік ярустың шөгінділері оксфордтыққа жатады және мергель мен
доломит қабатшалары бар 30-50 пайызға доломиттелген және қайтадан
кристалданған әктастармен, саз балшықтармен, алевролиттермен майда
түйіршікті құмтастар мен кристалдық әктастармен көрсетілген. Әктас тілік
ретінде шектелген. Ярустың қалыңдығы 8-93 метр.
Бор жүйесі (К)
Тез бұрыштық үйлесімсіз бор шөгінділері юра шөгінділерінің жуылған
бетінде жатыр және жүйенің сегіз бөлімдерімен көрсетілген. Өзінің
литологиялық ерекшелікетері бойынша бор шөгінділерінің барлық қималарын
төменгі терригенді-карбонаттық, орталық терригенге бөлуге болады. Жалпы
қалыңдығы 1200 метр.
Палеогендік жүйе (P)
Палеогендік шөгінділер лезді бұрыштық неогенмен бор шөгінділерінің
жуылған бетінде жатады. Палеогендік шөгінділердің қалыңдығын төменгі
карбонатты-терригендік және жоғарғы-терригендік деп бөлуге болады. Жалпы
қалыңдығы 163-203.
Неогендік жүйе (N)
Неогендік шөгінділер бұрышты үйлесімсіз қиманың төменгі жақ бөлігінде
терригенді-карбонаттық жыныстармен кезектесіп келген және жоғарғы жақ
бөлігінде тығыз шектелген әктастармен көрсетілген палеогендік шөгінділердің
жуылған бетінде жатыр. Жалпы қалыңдығы 100-150 метр.
Жоғарыда қима бойынша жалпы қалыңдығы 5-10 метрді құрайтын төрттік
жастағы құмдар мен саздар жатыр.
1.4 Тектоника
Жетібай кен орны белгілі болғандай, Оңтүстік-Маңғышлақ майысуының
шегінде тұр, оған тән ерекшелік, оның көлденең құмды-ракушкалы көтерілу
аймақтары. Қараудандық білек тәрізді тоқының және Қараудандық аңғарының
бірнеше тереңдік изомертлік ойысымен айырғандылық болып табылады. Майысудың
солтүстік бортында оңтүстік шекараның Жетібай-Өзендік-қақшабаттық
тектоникалық сатылары орналасқан, олар шағылмалы горизонт бойынша
тіркелетін тереңдік айырмашылық болып табылады. (Димаков А.И., Чвкабаев
С.Б., 1967 ж.)
Солтүстігінде Жетібай-Өзендік тектоникалық саты тереңдік сынулармен
(шығыс жақ бөлігі қазіргі уақытта әлі де болса айқындалмаған), өзінің
құрамына бір қатар ірі білік тәріздес көтерілулермен майысулар кіретін
Маңғышлақтық дислокация аймағын Оңтүстік-Маңғышлақ майысуын бөліп тұрады.
Жетібай-Өзендік тектоникалық сатысы едәуір айқын болып табылады, онда Өзен,
Қарамандыбас, Жетібай, Теңге, Тасболат, Ақтас сияқты бір қатар газ-мұнайлы
кен орындары анықталған, олар басқа да бір қатар құрылымдармен бірге үш
күмбез тәріздес орналасқан тік сызықтар түзеді, оларға өз кезегінде ІІ
кезекті құрылымдар үйлескен.
І Өзендік-Өзен-Қарамандыбас, Асар-Қарамандыбай, Солтүстік Жетібай
құрылымдарымен бірге.
ІІ Жетібайлық-шығыс Жетібай, Ақтас, Оңтүстік-Асарлық құрылымдармен
бірге.
ІІІ Теңгелік-Теңге, Тасболат, Тарлы, Атанбай құрылымдармен бірге.
Осы аймақтардың геологиялық құрылыстардың жалпы ерекшелігі Маңғышлақ
дислокация аймағына қарай бағытта тектоникалық сатыны бойлай сызықты
шығыңқылық болып табылады. Жетібай Өзендік тектоникалық сатының барлық
айқындалған құрылымдары антиклиналдық қатпарлары бар, өте тік, батыс шеті
бір шама жетілген және шығысында едәуір ауқымды ассиметриялық ақаулы болып
табылады. Сонымен қатар бөліктен нақты зерттеуден кейін бірнеше өстер
байқалды. Өзінің дамуында барлық құрылымдар зерттелген болып табылады.
Олардың құрылымдық қабаттарының өте толық сәйкес келуі және морфологиялық
лездік нақтылығы тереңдігіне байланысты. Геологиялық құрылыс тән болып
табылады. Жетібай тектоникалық жағынан ірі жатық, субендікті бағытта
шығыңқы қатпарларды білдірді. Турон неоком табаны бойынша құрылымдық
карталарға талдау жасау көрсететіндей қатпарлардың негізі пішіні және оның
кеңістіктегі орны әртүрлі стратиграфиялық горизонттар бойынша жақсы сәйкес
келеді, бірақ-та онша үлкен емес ауытқулар бар.
1- кесте Жетібай кен орнының Тектоникалық сипаттамалары
Құры-лым-Қабатқа Қатпарлы Қатпарлардың Иілуді
дық бет жыныстардың құлау қабаттар-дөлшемі, км соңғы
бұрыш-ының орташаың нұсқалау,
ампли-туда м
мәні, м сы
Ұзын өс Қысқа өс
бойынша бойынша
Туран 60 26 29 4,8 6,0 -270
Ауданы* 0 040*10100030 -290
Құмдық 20 *203010 115 25,3 4.10 -1275
аудан*
Жамылу* 2040*40101030 180 21,1 2,04,6 -2230
Үсті-батыс үшін
Асты-шығыс үшін
Кестеде көрсетілгендей тереңдеген сайын қатпарлардың құлау бұрышы
өседі, ал амплитуда кемиді. Туран табаны бойынша оның сызықты өлшемдері мен
құрылымының жазық төбеге және едәуір жатық қанаттарға ие, төбенің шығыс
және батыс бөлікетерінде өстің әсерінен оны туран табаны бойынша
контурлайтын екі онша үлкен емес күмбез тектес көтерілім байқалады. Оның
иілуі 240 метрді, неоком жату беті бойынша 1225 метрді құрайды. Олардың
арасындағы майысу амплитудасы үш және ондағанға жетеді, және сәйкесінше
батыс бөлігі -113, 3, 31, 27 ұңғылар аумағындағы шығыс жақ бөлігінше
салыстырғанда желінген. Оңтүстік бағытта жыныстардың құлауы Оңтүстік
қанаттың батыс және шығыс бөліктерімен салыстырғанда айқын бейнеленген.
Жыныс жамылтқы бетінің құрлымдық картасы бойынша шамамен бірдей, құрылымдық
мұрындығы байқалмайды, құрылымның пішіндері бірдей, батыс - қазір шығыстағы
төбе ауқымды кең. 92-ұңғы аумағында амплитудасы 5-7 метр болатын майысу
байқалады.
Әр бір қанаттағы көтерілу кеніштен тысқары жерде орналасқан.
1.5 Мұнайгаздылық
Жетібай кен орны субендікті жазықтықты ірі антиклиналдық қатпарға
үйлескен. Юра горизонтының құрылымдық бет бойынша оның өлшемдері 22х6
километр көтерілу амплитудасы 65 метр болған кезде. Құрылым айтарлықтай
жатық, құлау бұрышы тереңдік бойынша 2қ-тан 5қ-ққа дейін өседі.
Терең барлау ұңғыларымен кен орнында жоғары триастықтан бастап төртік
жасқа дейінгі шөгінді тау жыныстарының үш километрлік қалыңдығы, олардың
ішіндегі юра жүйесінің шөгінділері өнеркәсіптік мұнайлы болып табылады.
Юра жүйесі төменгі, ортаңғы және жоғарғы бөлімдермен көрсетілген. Юра
шөгінділері құмтастар, алевриттер, саз балшықтар, аргиллиттердің жалпы
қалыңдығы 1300 метр болатын қабатшалардың кезектесіп келуімен сипатталады.
Юра шөгінділерінің қалыңдығы 10-120 метр. Отаңғы юра бөлімдері аалендік,
байостық және баттық ярустардың шөгінділерінен тұрады. Аалендік ярустық
қимасында ХІІ және ХІІІ горизнттар бөлінген. Шөгінділердің жалпы қалыңдығы
165-200 метр. Байостық яруста ХІ, Х, ІХ, ХІІІ, ХІІ горизонттар бөлініп
көрсетілген. Шөгінделерінің жалпы қалыңдығы 335-365 метр.
Баттық яруста ХІ, V, ІV, ІІІ өнімді горизонттар бөлініп тұр, ярустың
жалпы қалыңдығы 225 метр. Келловейлік ярустың төменгі жақ бөлігінде І және
ІІ өнімді гоизонттары айқындалған. Жоғарғы бөлімнің жалпы қалыңдығы 450-460
метр. Бор жүйесінің шөгінділерінің қалыңдығы 1200 метр, палеогендік және
неогендік қабатта сәйкесінше – 170-200 метр және 100-125 метр. Кен орнының
өнімді қалыңдығы оның аудан және қима бойынша бір теңсіздігімен
сипатталатын күрделілікке ие. Юра шөгінділерінің қимасында 13 өнімді
горизонттары айқындалған, оларға мұнай және газ кеніштері үйлескен.
Газ кеніштері І горизонтта, мұнай кеніштері ІV горизонтта, V
(Б1+Б2+В1+В2+В3), VІ (Б2+Б3), VІІ (1-6,8+9), VІІІ (а4), ІХ (3+4), Х,Х2
(5,6+7,8+9) және ХІІ горизонттарда, ал мұнай кеніштері В11 (Б1+Б2), ІІІ
(1+2+3+4+5+6), VІ (а1+а2+а3,Б1+Б2+Б3), ІХ (1+2+3+4+5) және ХІІІ
горизонттарда. Қима мен аудан бойынша өнімді горизонттарының құрылысын
сипаттайтын мұнай кенішінің сыйымдылық-сүзгілену қасиеттерінің құрылысын
айқындап нақтылау 2-ші кестеде көрсетілген. ХІІІ горизонтта, оның қалыңдығы
орташа алғанда 53 метрді құрайды, А және Б екі бумасы көрінеді, олардың әр
қайсысында сәйкесінше төрт үш қабат орнықтырылған. А бумасының аң және
а2ң, а3ң, а4ң қабаттарына екі мұнайгаздылы және бір мұнайлы кеніштер
үйлескен. Олардың газдық бөлігінің өлшемдері 12,8х2,4 және кеніштікі
14,6х3,5.
Газ бөлігінің қуыстық көлемі Мпор=0,82; 5,8х1,2 километр және
кеніштікі 13,6х3,5 километр, Мпор=0,6 кеніштігі 12,5х4,0 километр.
Б-бумасының Б, Б2+Б3 қабатына екі мұнайгазды кеніне байланысты.
Олардың өлшемдері сәйкесінше газдық бөріктікі ІІХ,1,75 километр және
кеніштікі 17,2х5 километр, Мпор=0,16 газдық бөліктік 3;8х1,4 километр және
кеніштікі 16х4,2 километр Мпор=0,02.
VІІІ горизонт жоғарыда жатқан горизонттан қалыңдығы шамамен 4-17 метр
болатын сазды бөліммен бөлінген.
Горизонт, жалпы қалыңдығы 150-160 метр болатын горизонт бағынышты
мәнге ие, қуаты аз өткізбейтін ерекшеліктері бар бір текті тұтас
қалыңдықтықтағы құмтасты-алевролиттік жыныстармен көрсетілген. Коллектор
қима бойынша да және аудан бойынша да жақсы ұсталған, күнделікті тараумен
сипатталады. Кейін қабаттық, төбелі, табан суы бар мұнайгаздылығы. Газ
бөлігінің 6,2х2 километр, мұнайлы бөлігі 7,5х3,2 километр, Мпор=0,38
Горизонт астының тиімді қуаттылығы едәуір кең ауқымда толқиды 3,6-дан
20м дейінгі аралықта және орташа алғанда 8, м-ге тең. Горизонт асты VІІІ
а+б қабаттың, төбелі шекті суары бар мұнайгаздылы кенішті білдіреді.
Көтерілудің төбе алдындағы бөлігі солтүстік-батыстан, оңтүстік-шығысқа
қарай шығыңқы бұрыштармен күрделенген, олардың екеуі негізгі төбе келеді.
Нақтылы корреляциямен кеніштің нұсқа сыртындағы аумағындағы батыс
күшклинал (655 ұңғы) және оңтүстік қанат (68 ұңғы) ауданында VІІІ а+б
горизонт тастының жоғарыда жатқан УП горизонтымен бірігіп кеткендігінің екі
онша үлкен емес аймақтары белгілі болған.
2 кесте – Қима мен аудан бойынша қабаттардың құрылысы мен таралу
сипаттамасы
Гори-зБума КеніштеҚабаттар Бірге Бірге Горизонт-ң
онт р құйылу құйылу жату
Коэфф-тік.сл, тереңдігі
КРД, бірлік м,
бірлік
мөлшері индексі
АА Аа1 11 а1 0,98 0,18 2065
Аа2+а3 22 Аа2+а3 0,90 0,51 2170
Аа4 11 а4 0,63
0,06
ББ ББ1 11 ББ1 0,93
0,05
ББ2+Б3 22 ББ2+Б3 0,98 0,94
1.6 Сулылығы
Гидрохимия мен гидродинамика бойынша материалдардың негізінде Жетібай
кен орнының қимасындағы геологиялық құрылым мен мұнайлылықтың мәндерін
есепке алғанда екі гидрогеологиялық сатыға бөлуге болады: юра және бор.
Юра шөгінділерінің сулары бор шөгінділерінің суларынан ерекшеленеді.
Бұлар тығыздығы бойынша (1109-1110 кгм3) үлкен және минералдылығы 140-160
гдм3 хлоркальцийлі типті тұздықтар. Скважинаның орташа шығымы 50 м3тәу
құрайды. Юра қабат суларының химиялық құрамы біркелкі.
XІІ горизонттық табан суы №6 скважинаның ашық фонтандауы мүнаймен
бірге алынды. Оның жалпы сұйықтағы мөлшері 35-40 %.
Бор шөгінділері тең, апт және баррем горизонттарының суларың тығыздығы
1102 кгм3-ті құрайды. Төменгі бор сулары тоғыз горизонттан алынды, олардың
шығымы 0,2-ден 903,7 м3тәу дейін жетті. Бұл горизонттардың суларының
тығыздығы 1018-1020 кгм3 құрайды. Барлық сулар сульфатты-натрийлі типті.
Тек қана готерив ярусының суы хлор-кальцийлі. Құмтастар мен алевролиттер су
араластырғыш жыныстар және саздар мен аргиллиттер су тірегіш жыныстар болып
табылады.
Жетібай ауданындағы сормат шөгінділерінің сулары тұздылау, арынсыз,
тереңдігі 30 метрге жететін шығымы аз құдықтар. Құдықтардан алынатын судың
шығымы шамамен 260-330 м3тәу. Нақты талдаулардың мәндері бойынша Жетібай
кен орнының юра және бор горизонттары үшін корреляционды гидрохимиялық
графиктер тұрғызылды.
Графиктер бойынша иодтың концентрациясы 6-8 мгдм3 әдетте кездеспейді.
Жетібай үшін көбінесе иодтың құрамы 10-11 мгдм3, бірақ 15мгдм3-ден
аспайды. Жетібайдың өнімді горизонттарының (VІІІ-XІ горизонттар) төменгі
қабатында иод мөлшерінің ұлғаюына беталыс қатты байкалмайды. Ортаңғы юра
кешеніндегі суларда аммоний 60-тан 130 мгдм3 дейін мөлшерде кездеседі.
Әсіресе төменгі шегі тән.
Бор ортаңғы юра кешеніндегі сулардың барлық сынамаларынан тадылды.
Оның концентрациясы 20-52 мгдм3 шегінен аспайды. Көбіне жиі кездесетін бор
концентрациясы шамамен 30-40 мгдм3.
2 ТЕХНИКА -ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Игерудің ағымдағы жағдайының негізгі көрсеткіштері мен олардың
өзгеру динамикасы
Қазіргі уақытта Жетібай кен орнының қимасында 13 өнімді горизонттар
мен 26 кеніштер анықталды. Олардың: біреуі газды, он үші мұнайгазды және он
екісі мұнайлы кеніштер. Өлшемі мен қоры бойынша белгілісі XII горизонттың
мұнайлы кеніші болып табылады. Кен орынды игеруде төрт объект байқалды.
Олардың ішінде үшінші объект IX бен X, төртінші объект XI, XIII+XII
горизонттардың бірігуінен тұрады. Бірінші және екінші объектілер үшін
есептеулер жүргізілмеген.
1976 жылы игерудің кешенді жоспары жасалды. Осыған байланысты
скважиналардың өзіндік торлары бар игерудің алты объектісі анықталды.
Алайда, жоғарғы (V-VI) горизонттардың геологиялық құрылымының
күрделілігінен жобада қабылданған игерудің негізгі жағдайларынан бас
тартуға тура келді. VIII, X-XII горизонттарға нұсқа ішінен су айдаумен
игеріледі. XIII горизонт өзінің су арынды бассейні болғандықтан еш ықпалсыз
игеріледі. Су айдау XII және X горизонттарға 1973 жылы, ал XIII горизонтқа
1976 жылы басталды. Жұмыс істеп тұрған скважиналардың саны өскесін мұнай
өндіру де артты. Жетібайда мұнай өндіру 1979 жылы максимал мәніне жетті,
сосын кішкене құлдырау болды, ал 1987 жылдан бастап жылына 400 мың тонна
өндіріліп қарқынды дамиды. Бұл негізінен осы кезеңдегі кеніштің жоғары
өнімді қабатшаларын бұрғылаумен және өндіру скважиналарындағы депрессияның
ұлғаюымен түсіндіріледі.
Мұнай өндірудің өсуімен қатар 1972 жылы газ өндіру де өз максимумына
жетті. Су өндірудің шамасы 386,897 мың тоннаға жетіп барлық өндірілген
сұйықтың 10,2 пайызын құрады. 1983 жылдан бастап мұнай мен газ өндірудің
төмендеуі өнімділік коэффициенті, пайдалану скважиналар коэффициенті,
скважиналар қорын қолдану коэффициенті, сорапты компрессорлы құбырлар мен
шлейфтердегі, түп аймақтардағы қиыншылықтар сияқты табиғи және
технологиялық факторлармен байланысты
2.1.- кесте. Шикі мұнайдың физика-химиялық қасиеттері
Көрсеткіштер Толқын теңіз кен орны
1) Газ факторы
(сепарация кезіндегі), м3т 58
2) 50 оС- дегі тығыздығы ρ Н, гсм30,840
4,9
3) Тұтқырлық µН, π*с 34
4) Қату температурасы, оС
5) Құрамы, % 0,11
күкірт 9,2
шайырлар 1,74
асфальтендер 23,6
парафин
2.2 Жетібай кен орнында қолданылатын жинау жүйесі
Жетібай кен орнында “Гипровостокнефть” институты жасаған газды жинау
жүйесі қабылданған. Бұл жүйені таңдағанда келесі факторға мән берілген:
- максимал қабат қысымы және жазда 45 с-ге, қыста 30 с-ге жететін
климаттың шұғыл континенттігі;
- 155мм-ке тең мұнайдың жоғары газ факторы;
мұнайдың сулануы;
құбыр трассаларының созылыңқығы;
суланған өнімін тасымалдануын жақсарту мақсатында жүйеге жоғары
қысымның қажеттілігі.
Қабылданған жүйе үлгісі бойынша механикалық әдіспен өндіргенде
скважина өнімі қабат энергиясы немесе артық қысыммен лақтыру желістері
арқылы автоматтандырылған “Спутник” топтық өлшеу қондырғысына келіп түседі.
Берілген бағдарлама бойынша скважиналардың біреуі өлшеуге тұрады, ал қалған
скважиналардың өнімдері сыйымдылығы 50-80 м газмұнайлы көлденең сепараторға
түседі. Мұнда 0,3-0,4 МПа қысымда мұнайды сепарациялаудың бірінші сатысы
жүреді. Сипарацияланған мұнай құрамында қалған еріген газбен бірге
сораптардың қабылдауында болады да отты пештерде 50-60С-ге дейін
қыздырылады. Коллектор бойымен жасақтың басына айдалады. Буферлы ыдыстан
бөлінген газ толық тазалануы мен мұнайды қыздыруға арналған пештерге
бөліктеп қолданылуы үшін арнай вертикал сеператорға келіп түседі. Ал қалған
газ, газ өндіру зауытына (ГПЗ) берілу үшін газ тасымалдау желісінде (УТТ)
түседі. Бір топтық қондырғыға (ГУ) оннан 28 скважинаға дейін қосылады.
“Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасында 14 скважина қосылатын 3 23
типті топтық өлшеу қондырғылары да (ГЗУ) қолданылады. Скважиналардың барлық
өнімі ұзындығы 500 метрден аспайтын лақтыру желілері арқылы “Спутник” типті
өлшеу қондырғысына беріледі. Мұнда қосылған скважиналардың шығымдары
кезекпен өлшенеді. Басқа скважиналардың өлшенген өнімі отта, пеште 60-ге
дейін қыздырылады да ары қарай сәйкес нөмірлі топтық қондырғының (ГУ)
газмұнайлы сеператорына түседі. Ыдыста сеперацияның бірінші сатысы жүреді,
бұдан кейін мұнай бас жасақтарға айдалады. Өндірістік басқармада
қабылданған әдеттегі мұнайгаз жинау жүйесіне “Гипровостокнефт” институты
игерген қосымшалар мыналар:
- тасымалдауды жақсарту үшін топтық қондырғыларда сұйықты аралық
қыздыру;
- “НОРД” немесе “Турбоквант” типті турбинды өлшегіштермен әр топтық
қондырғыда сұйықты жалпы өлшеу.
Жетібай кен орнында жинау жүйесін көпжылдық пайдалануда төмендегідей
қиыншылықтар байқалды:
- мұнайды қыздыру пештерінің шар тәріздес құбырларының ирек
түтіктерінде, сонымен қатар “Спутник” қондырғыларында тұз жиналу;
коррозия салдарынан құбырлардың жарылуы құбырлардың ішкі беттерінде парафин
мен тұздың жиналуы олардың көлденең қимасын тарылтып, қалыпты жұмысын
бұзады. Бұл “Спутник” өлшеу қондырғысының жұмысының тоқтауына себепші
болады. Соның салдарынан скважиналардың көлемдік шығымдарының өлшеу
көрсеткіштері бұрмаланады. Әсіресе, құбырлардың жарылуынан көп өнімді
шығындаймыз. Тек 1984 жылдың өзінде жарылу салдарынан өндірістік басқарма
бойынша өнімнің шығыны 100 мың сомды құрады. Жоғарыда жазылған себептерге
байланысты өндірістік басқармада осы қиыншылықтардың алдын алуға үнемі
көңіл аударылды.
2.3 Кен орнында қолданылатын жеке скважиналардың өнімдерін өлшеу мен
есептеу жүйелері.
Кен орынның топтау қондырғыларында скважина шығымын өлшеу үшін
“Спутник” типтес өлшеу қондырғысы қолданылады. Ол келесі құрал-жабдықтардан
тұрады:
1) Скважинаның көп жүрісті айырып - қосқышы ПСМ-1;
2) Гидроциклонды сеператор;
3) Турбинды шығын өлшегіш ТОР-1;
4) Гидрожетек ГП-1;
5) Жергілікті автоматика блогы;
6) КПР-180; КПР-1-150 клапындары.
Өлшеу қондырғысы келесі ретпен жұмыс істейді. Скважиналардың
манифольдтары өлшеп-айырып-қосқыш блоктың келте құбырларына кері клапандар
арқылы қосылады. Скважина өнімі құбырлар байланысының бойымен ПСМ-1 айырып-
қосқышына келіп түседі де жалпы коллекторда КПР-80 ажыратқышы арқылы
өлшейтін гидроциклонды сеператорға бағытталады. Гидроциклонды сеператорда
сұйықтың газдан бөлінуі жүреді. Газ келте құбыр бойымен газ желісінде
қондырылған денгейді реттеуші кран арқылы жалпы коллекторға түсіп өлшенген
сұйықпен араласады. Сұйық сеператордың төменгі ыдысына құйылады. ТОР-1
өлшегіші сызықтағы мұнай деңгейінің жоғарғы шегінен жоғары
орналасқандығынан деңгейді реттегіштің қалытқысы берілген жоғарғы деңгейге
жеткенде қалқып шығады. Газ желісіндегі кранды ашып-жауып әсер етеді.
Сеператорда қысым жоғарылайды және ыдыстағы сұйық ТОР-1 өлшегіші арқылы
ығыстырылып шығарылады. Сұйықтың деңгейі төмендегенде қалытқы газ желісін
ашады, сеператорда қысым төмендейді де сұйық құйылудың жаңа циклы
басталады. Гидроциклонды сеператордағы деңгейді реттегіш ірі диапазонда
скважина шығымын өлшеуге болатын өлшегіш арқылы сұйықтық циклды өтуін
қамтамасыз етеді.
Сұйық мөлшері ТОР-1 өлшегішінде өлшеніп жалпы коллектормен бағытталады.
Өлшенген скважиналардың шығымы басқару блогындағы электромагнитті
өлшегіштерде бекітіледі. Басқару блогына ТОР-1 өлшегішінен дабылдар
беріледі. Сонымен қатар өлшегіштің стрелкалы циферблаты бар. Онда да
өлшеудің қорытындысы жазылады. Қазіргі кезде өндірістік басқармада газды
өлшеу негізінен ДСС типті сильфонды дифманометрлермен жүргізіледі.
Скважинаның газ факторын анықтау мақсатымен мұнайдан газдың бөлінуін
өлшеу көкейкесті мәселелердің бірі екенін айта кету керек. Осы мақсатта
қолданылатын дифманометрлер мұнай құйылып кетудің себебінен жалған
көрсеткіштер береді, жиі қатардан шығып қалады. “Спутник” қондырғысының газ
желісіне қондырылатын бұл шығын өлшегіштер “Агат” газ турбинды өлшегіштер
шықпастан бұрын газ факторын өлшеу үшін қолданыла бастады. Бірақ,
Маңғыстаудағы кен орындарда бұл өлшегіштер келесі себептерге байланысты өз
құнын анықтамады:
- градуирлі қондырғының болмауы;
- жұмыс жағдайларының (қысым, температура, тығыздық) градуирлі жұмыс
жағдайымен сәйкес келмеуі.
Бұл өлшегіштерге өлшеу кезінде газбен бірге сепараторда айырылып
үлгермеген сұйық та келіп түседі. Сол себепті градуирлі қондырғыда
қабылданған ортаның тығыздығына қарағанда өлшенетін жұмыс ортасының
тығыздығы тез өзгереді. Аспаптың өлшеу қателігі кейде 70-80 пайызға жетеді.
Мұндай жағдайдан шығудың бір жолы газ өлшеу үшін жылжымалы
қондырғыларды қолдану болып табылады. Қондырғы “Агат” өлшегіші мен
дифманометр - шығын өлшегіш қондырылатын жылжымалы платформада
монтаждалады. Өлшеу кезінде қондырғы “Спутниктің” газ желісіне қосылады.
2.4 Жинау жүйесінің жұмыстарындағы қиыншылықтар және олармен күресу
Жинау жүйесінің жұмыстарында коррозия, парафин және тұздардың шөгуінен
қиындықтар туындайды. Жабдықта тұздың шөгуінің негізгі себебі — мұнайды
өндіру мен тасымалдауда қабат қысымын ұстап тұру үшін теңіз суын қолдануға
байланысты.
Құрамында елеулі мөлшерде сульфат - иондары бар теңіз суы қабат суынан
айрықша ерекшеленеді. Қабат суларында кальций 10000 мглитрге дейін,
сонымен қатар барий 200 мглитрге дейін жетеді. Тұз шөгінділері тығыз,
қатпарлы, 79-89( барий сульфатынан тұрады. Органикалық емес тұздардың
түзілуін болдырмау мақсатында ингибиторлеу әдісі тұз түзілуімен күрестегі
әдістердің ең тиімдісі болып табылады. Зерттеулердің нәтижесінде Жетібай
кен орны үшін СНПХ-5301, “Виско” және “порексит-7647” реагенттерінің
ингибиторлеу қасиеті жоғары екені байқалды. Айдалатын сұйықпен бірге
қабатқа жіберілетін ілеспе - өндірілетін судың 1м көлеміне скважиналарды
өңдеген кезде 10 гр реагент қосылады. Жабдықтарды тұз шөгінділерінен қорғау
үшін мұнайды жинау мен дайындау жүйесінде ингибиторларды үнемі мөлшерлеу
жүргізіледі.
Парафинді шөгінділер жоғары молекулалы майлар, сулар, механикалық
қоспалар мен асфальтты – шайырлы заттары бар қатты көмірсулардың күрделі
қоспасы. Кәсіпшілік құбырларда парафин шөгінділерінің түзілуіне жағдай
жасайтын келесі факторлар:
- Мұнайда, оны суытқан кезде ерітіндіден түсетін парафиннің қатты
бөлшектерінің кездесуі (температура факторы);
- құбырда еркін газдың болуы.
Парафин шөгінділерін еріту СНПХ-7р-1, СНПХ-7р-2 типті еріткіштермен,
газконденсатпен, бумен, ыстық сумен жүргізіледі. Парафин шөгінділерін
болдырмау мақсатымен 1972 жылдан бастап Толқын кен орнындағы барлық
скважиналар қоры бокситті-эпокситті жабындылары бар құбырлармен
жабдықталды. 1984 жылдан бастап “КазНИПИнефть” институты коррозияға
қарсылық қасиеті жоғары, қышқыл мен қызуға беріктілігі бар эмаль жабындыны
игеруі ұсынды. Эмаль негізінен кремний, бор, натрий, амоний, титон және
тағы да басқа элементтердің қышқылдарынан тұратын силикатты шыны. Қазіргі
уақытта эмальдау цехында құбыр бөлшектерін осындай эмальмен жабу басталды.
Жабдықтардың парафинделуін азайтудың тағы бір әдісі салқын мұнайға
ыстық мұнайды араластыру жолымен температураны көтеру болып табылады.
Өндірістік басқармада қолданылатын коррозиядан қорғау әдістерінің реті
мынадай:
- ингибиторлеу;
- резервуарлардың ішкі беттерін желімді композициялармен жабу;
- құбырлардың сыртқы беттерін катодты қорғау.
“Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасында мұнайды дайындаудың орталық
пунктінен (ЦППН) блокты тармақталған сорапты станцияға (БКНС-3) дейінгі
ағынды судың су құбырлары ингибиторлеумен қорғалады. Қорғау үшін Норует-РА-
23Д шет ел ингибиторы қолданылады. Бұл реагенттің нәтижесінде 23 гм үнемі
мөлшерлеу кезінде қорғаудың тиімділігі 25-92 пайызды көрсетті. Сорапты
компрессорлы құбырлар да коррозияға ұшырайды. Бұзылудың сипаты язвалы,
коррозия жылдамдығы 3-5 мм жылына жетеді. Құбырлардың нақты қызмет ету
мерзімі 1,5-2 жылды құрайды. Шегендеу құбырларының тізбегін сыртқы
коррозиядан қорғау катодты қорғаудың көмегімен жүзеге асырылады.
“Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасында 576 скважина катодты қорғаумен
қамтылған. Қорғайтын құбырлардың ұзындығы 364 шақырымды құрайды. Құбырларда
жекелеу (шамамен 50() мен жекелеуші фланецтердің болмауының салдарынан
қорғау потенциалының нормативті шамасы толық қанағаттандырылмайды.
Скважиналар мен құбырлар катодты қорғаумен толық қамтылмаған. Диаметрі 300-
350 мм мұнай жинайтын коллекторлардың коррозиясы келесі себептерге
байланысты:
- тасымалданатын мұнай эмульсиясының мұнай мен су фазаларына бөлінуі;
- су фазасында еріген күкіртсутектің (10 мглитрге дейін) болуы;
“канавка” түріндегі электрохимиялық үрдістің күшеюіне әкелетін
құбырдың төменгі бөлігіндегі қорғау қабыршағының түсуіне жағдай жасайтын су
фазасынан механикалық қоспалардың (құм, саз, коррозия өнімдері) бөлінуі.
Мұнай қауіпті көрністерден қорғау шаралары зерттеу жұмыстарында жай
қарқынмен жүргізіледі.
2.5 Мұнай эмульсияларының түзелуі мен олардың негізгі қасиеттері
Мұнай эмульсиялары дегенде кен орынды игеру үрдісінде көлемдік
қатынасы үлкен шектерде өзгере алатын мұнай мен қабат суының механикалық
қоспасын түсінеміз. Қабат жағдайларында мұнай эмульсиялары түзілмейді.
Эмульсия скважинада түзіледі, олардың түзілу қарқыны терең сорапты-
компрессорлы және фонтанды скважиналарда әртүрлі.
Терең сораптармен мұнайды өндіргенде мұнайдың эмульсиялануына жағдай
жасайтын негізгі факторлар: плунжердің бір минуттағы жүріс саны мен жүріс
ұзындығы, сұйықты шығаратын және қабылдайтын клапандардың өлшемдері,
сораптағы газдың мөлшері, сораптың деңгейден төмен батуы, сорап жұмысының
тиімділік дәрежесі. Мұнаймен бірге су беретін фонтанды скважиналарда
сұйықтың қатты араласуы жүреді. Соның салдарынан қысым төмендеп, мұнайдан
газ қарқынды бөлінеді. Сол себепті фонтанды скважиналарда берік эмульсиялар
жиі түзіледі. Конпрессорлы скважиналарда да эмульсия түзілудің себептері
фонтанды скважиналардағыдай. Бірақ, газлифті, әсіресе эйрлифтіні
қолданғанда түзілетін эмульсиялардың беріктігі жоғарырақ келеді.
Эйрлифті әдісімен мұнай өндіргенде түзілетін эмульсияның жоғары
беріктігі кейін тиімді эмульгаторларға айналатын нафтенді қышқылдардың
қышқылдануымен түсіндіріледі. Сонымен қатар эмульсияның түзілуіне
құбырлардың қабырғаларындағы парафин шөгінділері әсер етеді. Нәтижесінде
құбырлардың көлденең қимасы кішірейеді және мұнай мен судың араласуын
күшейтетін ағынның жылдамдығы өседі. Сондықтан мұнай эмульсиялары
кәсіпшілік жағдайларда пайда болатын:
- механикалық энергия;
- газдың ұлғаю энергиясы;
- ауырлық күшінің әсерінен болған энергия түріндегі энергиялардың
әсерінен ғана түзіледі.
Мұнай эмульсиялары келесідей негізгі физика-химиялық қасиеттермен
ерекшеленеді: дисперстілігімен, тұтқрлығымен, тығыздығымен, электрлік
қасиеттерімен. Бұл шамалардың барлығы бір-бірімен байланысты.
2.6 Мұнайды дайындауға арналған блокты автоматтандырылған жабдық
Жетібай кен орнында УДО-2М және УДО-3М типті деэмульсациялаушы
қондырғылар қолданылады. УДО-3М қондырғысы мұнайды термохимиялық әдіспен
сусыздандыруға арналған. Қондырғы мұнайды дайындау пунктінде монтаждалады.
Деэмульгатормен араласқан эмульсиялы мұнай қыздыру мен тұтындыру блогының
бірінші бөлек жайының жоғарғы бөлігіне келіп түседі. Аппараттың корпусымен
қабығының арасындағы саңылаудан өтіп, ойықтар арқылы қабықтың ішкі қуысына
түседі.
Төменнен жоғары қарай ыстық судың қатпары арқылы өткенде мұнай
эмульсиясы берілген температураға дейін қыздырылады да таратушы коллектор
арқылы екінші бөлек жайға келіп түседі. Мұнда мұнайдан судың бөлінуі
жүреді. Бөлінген су реттегіш құрылғылармен кәсіпшілік конализацияға
жіберіледі. Ыстық сусыздандырылған мұнай тауарлы парктың резервуарларына
бағытталады. УДО- 3М сепараторының ерекшелігі оның негізгі тораптарының
конструктивтік шешімі болып табылады. Оның екі бөлек жайы бар, онда қабат
суын жинау мен аппараттан таза мұнайды бағыттау мәселесі шешілген. Бұл
аппараттың кемшілігіне мыналарды жатқызуға болады: алаулы қыздырғыштардың
қызу бетінің жеткіліксіз болуы, сол себепті қыздырғанда сығылатын газды
қолданудың төмен ПӘК-і, шар тәріздес құбырлардың қызып кетуі мүмкін, соның
салдарынан оларға күйіктер шөгеді. Бұл ұзақ уақытқа қондырғыны қатардан
шығаруы мүмкін. Аппараттарды ашу мен қарау шарт тәріздес құбырларда
механикалық қоспасы бар тығыз тұз қатпарынан тұратын шөгінділердің болуымен
олардың беттерінің түсуін көрсетті. Сонымен қатар қондырғыларда аппараттан
шыққан мұнайдың сулануын 35 пайыздан төмен көрсеткішке жеткізе алады.
Өндірістік басқармада қолданылатын мұнайды дайындау қондырғысының
технологиялық схемасында ОТ-200 тұндырғыштары, блокты ПТБ-10 типті құбырлы
пештер мен технологиялық резервуарды қолдану қарастырылған.
2.7 Жетібай кен орнында мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық
үрдісі мен қолданылатын жабдықтардың технологиялық тәртібі
“Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасында мұнайды дайындаудың аралас
әдісі қолданылады. Осы мақсатта кен орнында келесі құрал-жабдық
қондырғылары қолданылады:
1. “Турбоквант” типті турбинді өлшегіштерден мұнайды есепке алу пункті
(ПУНК) 2 дана
2. ОТ-200 тұңдырғыштары 4 дана
3. мұнайға арналған УНС-180(85 сораптары 4 дана
4. мұнайды қыздыру үшін ПТБ-1064 пештері 3 дана
5. РВС-5000 технологиялық резервуарлары 3 дана
6. РВС-5000 тауарлық резервуарлары 4 дана
7. РВС-5000 суды дайындауға арналған резервуарлар 2 дана
8. Суды қайта айдауға арналған 8НДВ сораптары 6 дана
ПТБ-10 пештің технологиялық тәртібі
Номиналь өнімділігі — 10000 ттәул.
Жылулық қуаты — 10 ккалсағ
Қыздыратын ортасы — мұнай, мұнай эмульсиясы.
Қыздырудың максимал температурсы — 90С-ге дейін.
Ортаның жұмысшы қысымы — 6,4МПа
Отыны — табиғи немесе ілеспе газ.
Отынның шығыны — 1600 Н. мг.
Электрлі қозғалтқыштың қуаты — 55 квт.
Блоктар саны — 3 дана
ОГ-200 тұндырғышының технологиялық тәртібі
Жұмыс ортасы — мұнай, газ, қабат суы.
Жұмысшы қысымы — 6 МПа
Сынау қысымы — 9 МПа
Ортаның температурасы — 100С-ге дейін
Эмульсияның сулануы — 30 пайызға дейін
Кері мұнайдың сулануы — 1 пайызға дейін
Өнімділігі — 3000-6000 ттәул
2.8 Мұнай, газ және суды дайындаудың технологиялық үрдісінің сипаты
Шикі мұнай екі кәсіпшілікпен (ЦДНГ-1 және ЦДНГ-2) жинау
корректорларымен (2 дана) мұнайды айдау мен дайындау цехына (ЦППН) келіп
түседі. Скважина өнімінің сулануы орта есеппен 50-60 пайызды құрайды,
температурасы 30С. Келіп түсетін сұйықтың көлемі тәулігіне 11-13 мың м3-ті
құрайды.
Мұнайды есепке алу пункті (ПУН) мен сүзгілердің алаңына өткесін сулы
мұнай ПТБ-10 пештеріне (2 дана) келіп түседі де 45-50 С температураға дейін
қыздырылады. Сосын құрамындағы қабат суынан айырылуы үшін ОГ-200
тұңдырғыштарында (4 дана) тұндырылады. Тұндырғыштардан кейін жартылай
сусыздандырылған мұнай (сулануы 30 пайыздан аспайды) соңғы сепарациялау
қондырғысына (КСУ) құйылады. Мұнда 0,098 МПа қысымда газдан мұнайдың
айырылуының екінші сатысы жүреді. Мұнайдан бөлінген газ сепараторлардың
қабылдау алаңынан өтіп, сығымдайтын компресорлар стансаның компресорларының
қабылдауына түседі. Газ 0,5 МПа қысыммен сығылғаннан кейін газ жинаушы
коллекторға бөлінеді.
Жартылай сусыздандырылған мұнай соңғы сепарациялау қондырғысынан кейін
технологиялық сораптардың қабылдауында болады. Технологиялық сораптар
арқылы ПТБ-1064 пештеріне (3 дана) беріліп, онда 60-70С температураға
дейін қыздырылады.
Ары қарай мұнай 11, 12, 13 РВС-5000 технологиялық резервуарларға (3
дана) түседі. Мұнда мұнайды биіктігі 5 метрден 7 метрге дейінгі ағынды
судың қабатымен жуу арқылы мұнайдан судың толық бөлінуі жүреді. Мұнай
технологиялық резервуарлардан сорап арқылы 10 РВС-5000 тауарлы парктің
резервуарларына (4 дана) беріледі. Тауарлы парк резервуарларынан кейін
мұнай тұтынушыға тапсырылады.
Тұндырғыштар мен технологиялық резервуарлардан бөлінген ағынды сулар
РВС-5000 тазартылмаған судың резервуары жиналады. Тазартылмаған судың
резервуарында тұндырылған су өз арынымен РВС-5000 тазартылған судың
резервуарлы - ыдысына құйылады. Резервуардан Жетібай кен орнының мұнайлы
қабатына су айдау үшін қабат қысымын ұстап тұру жүйесіне сораптар арқылы
сығылып беріледі. Резервуарда жиналған мұнай технологиялық резервуарларға
айдалу үшін ... 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