Кен орнының геологиялық құрылымы


Мазмұны
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 7
1. Технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 9
1.1. Кен орнының геологиялық құрылымның қысқаша сипаттамасы ... ... .. .
1.1.1. Өнімді қабаттың сипаттамасы және қабат қалыңдығы ... ... ... ... ... . 12
1.1.2. Мұнайдың физика.химиялық қасиеті ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 15
1.1.3. Физико.гидродинамикалық сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 18
1.1.4. Мұнай және газдың қоры ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.2. Кен орнын игерудің қазіргі жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 19
1.2.1. Мұнай, газ және су өндіру сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 20
1.2.2. Кен орнының энергетикалық сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 25
1.2.3. Игеру процессін бақылау іс.шарасының орындалуы ... ... ... ... ... ... 26
1.3. Мұнай және газ өндірудің техникасы мен технологиясы бойынша жобалық шешімдердің орындалуы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 29
1.3.1. Ұңғыманы пайдаланудың технологиялық шарттағы сипаттамасы 31
1.3.2 Ұңғымаларды жер асты және күрделі жөндеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... 33
1.4. Қабат қысымын ұстау жүйесін сумен қамтамасыз ету ... ... ... ... ... ... 34
1.4.1. Су айдаудың сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 37
1.4.2 Түптік қысымды қалпына келтіру әдісімен өндіру және айдау ұңғымаларын зерттеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 38
1.5. Ұңғымаларды штангалы терең сорапты қондырғылар арқылы пайдалану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 40
1.5.1.Терең сорапты қондырғылардың классификациясы ... ... ... ... ... ... .. 41
1.5.2. Терең сорапты қондырғылардың қолданылу аумағы ... ... ... ... ... ... 42
1.5.3. Терең сорапты қондырғының жұмыс істеу принципі ... ... ... ... .. 46
2. Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 49
2.1 Қызылқия кен орнында механикалық әдіске ауыстыру арқылы
өндіру ұңғымаларының мұнай бергіштігін арттыру шараларын есептеу.. .
3. Еңбек қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 52
3.1. Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау ... ... ... ... ... ... .
3.2. Өндірістік санитария ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 54
3.3. Өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 56
3.4. Ұңғымаларды пайдалану кезіндегі техника қауіпсіздігі ... ... ... ... ... .. 58
4. Өндірістік экология бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 60
4.1. Мұнай газ өндіру кешендерінің экологиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. .
4.2. Мұнай және газ өндірісі нысандарының қоршаған ортаға әсер
етуінің негізгі заңдылықтары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 63
4.3. Атмосфералық ауаны қорғау және зиян заттардың шығу көздері ... 66
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 68
Қолданылған әдебиеттер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 70
Кіріспе

Кен орнында іздеу-барлау жұмыстарын Оңтүстік Қазақстан облысының ПГО “Южказгеология” мұнай барлау экспедициясы жүргізді. 1994 және 2001 жылдары «Туран-Петролеум» БК және «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» АҚ қосымша барлау-пайдалану жұмыстары жүргізілді. Ұңғымаларда өндірістік-геофизикалық зерттеу жұмыстарын Түлкібас мекемесі жүргізді.
Қызылқия мұнайгаз кен орнын игеру «Қызылқия мұнайгаз кен орнын игерудің технологиялық жүйесінің» ІІ-вариантымен келісе отырып, ЦКР РК (№23 хаттама, 26.06.2003ж.) бекітілген, жер қойнауын пайдаланушы «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» АҚ.
Берілген есептеме (РД 39-0147035-203-87) номерлі әдістемелік нұсқау бойынша 01.01.2005жылы жасалынған және Қызылқия мұнайгаз кен орнын игерудің технологиялық жүйесінің І-сатысы болып есептеледі.
Есептемеде:
- керн материалын зерттеу;
- кен орнының геологиялық құрылымы анықталды;
- мұнайдың тереңдік сынамалары зерттелді;
- кен орнының қазіргі энергетикалық жағдайы талданды;
- қабатқа айдалатын судың құрамы талданды;
- жобалық шешімдерді орындауға ұсыныс берілді.
Ұсынылып отырған жұмыста АҚ «Петро Казахстан Кумколь ресорсиз» мекемесінің жобалау бөлімінің және кен орнын игеру бөлімінің мамандарының көмегімен нақты мәліметтер алынды.
Қызылқия кен орны Қазақстан республикасы, Қызылорда облысы, Тереңөзек ауданының аумағында орналасқан. Кен орны 1986 жылы ашылды.
Кен орнының құрылымы Турлан геофизикалық экспедициясының терең бұрғылау нәтижесінде анықталды. 1986 жылы төменгі неоком (төменгі бор) шөгінді қабатынан ең бірінші №3 ұңғымадан мұнай ағыны алынды.
Кен орнының географиялық орналасуы Торғай ойпатының оңтүстік бөлігі және келесі координаттарымен шектелген: 46017/-460 30 /СШ және 640-59/ - 65010/ в.д. Ең жақын елді-мекен және теміржол оңтүстікке қарай 100 шақырым қашықтықта Жосалы станциясы орналасқан.
1994 жылы кен орнында «Туран-Петролеум» БК қосымша сеймобарлау жұмыстарын жүргізді. 2001 жылы ЖАҚ «Азимут Энерджи Сервис» компаниясы 3D сеймобарлау жұмыстарын жүргізді.
Қолданылған әдебиеттер тізімі

1. Максимов М.И. «Геологические основы разработки нефтяных месторождений» Москва «Недра», 1975 г.
2. Қызылқия кен орындарының игеру жобаларының құжаттама материалдары.
3. Желтов Ю.П. и др. «Сборник задач по разработке нефтяных месторождений». Учебное пособие для вузов. М.: «Недра», 1985 г.
4. Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти» М.: «Нефть и Газ», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 г.
5. Муравьев И.М. и др. «Техника и технология добычи нефти и газа», М.: «Недра», 1971г
6. Жұмағұлов Т.Ж., Абжаев М.М., Сейтқасымов Б.С., Сейтжанов С.С. Мұнай өндірудің техникасы мен технологиясы: Оқу құралы.- Қызылорда, 2006.
7. Таңжарықов П.А., Абдрахманов С.Т., Сарабекова Ұ.Ж. Мұнай газ саласындағы еңбекті және қоршаған ортаны қорғау.-Қызылорда, «Тұмар», 2009ж.
8. Арыстанбаев М.Ғ., Бахитова З. «Мұнай-газ терминдерінің орысша-қазақша сөздігі»-Алматы, «Өлке», 2006 ж.

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Көлемі: 66 бет
Бұл жұмыстың бағасы: 1300 теңге




Мазмұны
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 7
1. Технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 9
1.1. Кен орнының геологиялық құрылымның қысқаша сипаттамасы ... ... .. -
1.1.1. Өнімді қабаттың сипаттамасы және қабат қалыңдығы ... ... ... ... ... . 12
1.1.2. Мұнайдың физика-химиялық қасиеті ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 15
1.1.3. Физико-гидродинамикалық сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 18
1.1.4. Мұнай және газдың қоры ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . -
1.2. Кен орнын игерудің қазіргі жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 19
1.2.1. Мұнай, газ және су өндіру сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 20
1.2.2. Кен орнының энергетикалық сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 25
1.2.3. Игеру процессін бақылау іс-шарасының орындалуы ... ... ... ... ... ... 26
1.3. Мұнай және газ өндірудің техникасы мен технологиясы бойынша жобалық шешімдердің орындалуы ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 29
1.3.1. Ұңғыманы пайдаланудың технологиялық шарттағы сипаттамасы 31
1.3.2 Ұңғымаларды жер асты және күрделі жөндеу ... ... ... ... ... ... ... . ... ... 33
1.4. Қабат қысымын ұстау жүйесін сумен қамтамасыз ету ... ... ... ... ... ... 34
1.4.1. Су айдаудың сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 37
1.4.2 Түптік қысымды қалпына келтіру әдісімен өндіру және айдау ұңғымаларын зерттеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 38
1.5. Ұңғымаларды штангалы терең сорапты қондырғылар арқылы пайдалану ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 40
1.5.1.Терең сорапты қондырғылардың классификациясы ... ... ... ... ... ... .. 41
1.5.2. Терең сорапты қондырғылардың қолданылу аумағы ... ... ... ... ... ... 42
1.5.3. Терең сорапты қондырғының жұмыс істеу принципі ... ... ... ... .. 46
2. Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 49
2.1 Қызылқия кен орнында механикалық әдіске ауыстыру арқылы
өндіру ұңғымаларының мұнай бергіштігін арттыру шараларын есептеу.. -
3. Еңбек қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 52
Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау ... ... ... ... ... ... -
3.2. Өндірістік санитария ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 54
3.3. Өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 56
3.4. Ұңғымаларды пайдалану кезіндегі техника қауіпсіздігі ... ... ... ... ... .. 58
4. Өндірістік экология бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 60
4.1. Мұнай газ өндіру кешендерінің экологиясы ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... . -
4.2. Мұнай және газ өндірісі нысандарының қоршаған ортаға әсер
етуінің негізгі заңдылықтары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 63
4.3. Атмосфералық ауаны қорғау және зиян заттардың шығу көздері ... 66
Қорытынды ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 68
Қолданылған әдебиеттер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 70

Кіріспе

Кен орнында іздеу-барлау жұмыстарын Оңтүстік Қазақстан облысының ПГО “Южказгеология” мұнай барлау экспедициясы жүргізді. 1994 және 2001 жылдары Туран-Петролеум БК және ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз АҚ қосымша барлау-пайдалану жұмыстары жүргізілді. Ұңғымаларда өндірістік-геофизикалық зерттеу жұмыстарын Түлкібас мекемесі жүргізді.
Қызылқия мұнайгаз кен орнын игеру Қызылқия мұнайгаз кен орнын игерудің технологиялық жүйесінің ІІ-вариантымен келісе отырып, ЦКР РК (№23 хаттама, 26.06.2003ж.) бекітілген, жер қойнауын пайдаланушы ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз АҚ.
Берілген есептеме (РД 39-0147035-203-87) номерлі әдістемелік нұсқау бойынша 01.01.2005жылы жасалынған және Қызылқия мұнайгаз кен орнын игерудің технологиялық жүйесінің І-сатысы болып есептеледі.
Есептемеде:
- керн материалын зерттеу;
- кен орнының геологиялық құрылымы анықталды;
- мұнайдың тереңдік сынамалары зерттелді;
- кен орнының қазіргі энергетикалық жағдайы талданды;
- қабатқа айдалатын судың құрамы талданды;
- жобалық шешімдерді орындауға ұсыныс берілді.
Ұсынылып отырған жұмыста АҚ Петро Казахстан Кумколь ресорсиз мекемесінің жобалау бөлімінің және кен орнын игеру бөлімінің мамандарының көмегімен нақты мәліметтер алынды.
Қызылқия кен орны Қазақстан республикасы, Қызылорда облысы, Тереңөзек ауданының аумағында орналасқан. Кен орны 1986 жылы ашылды.
Кен орнының құрылымы Турлан геофизикалық экспедициясының терең бұрғылау нәтижесінде анықталды. 1986 жылы төменгі неоком (төменгі бор) шөгінді қабатынан ең бірінші №3 ұңғымадан мұнай ағыны алынды.
Кен орнының географиялық орналасуы Торғай ойпатының оңтүстік бөлігі және келесі координаттарымен шектелген: 46017-460 30 СШ және 640-59 - 65010 в.д. Ең жақын елді-мекен және теміржол оңтүстікке қарай 100 шақырым қашықтықта Жосалы станциясы орналасқан.
1994 жылы кен орнында Туран-Петролеум БК қосымша сеймобарлау жұмыстарын жүргізді. 2001 жылы ЖАҚ Азимут Энерджи Сервис компаниясы 3D сеймобарлау жұмыстарын жүргізді.


1. Технологиялық бөлім
1.1. Кен орнының геологиялық құрылымның қысқаша сипаттамасы

2001-2002 жылы Қызылқия кен орнында геологиялық құрылымын нақты бөліктеп анықтау үшін 3D сейсмикалық барлау жүргізілді. Сейсмоматериалдардың интерпретациясы нәтижесінде оңтүстік Торғай бассейніндегі Арысқұм құмды қабаты бойынша құрылым картасы талданды. Жұмыс Азимут Энерджи Сервисез ААҚ-ның қатысуымен жүргізілді.
Қызылқия кен орнын игерудің технологиялық схемасының есебі бойынша 45 ұңғыма бұрғыланды, оның ішінде 01.01.02ж.-01.01.05ж. аралығында 15 пайдаланушы ұңғыма (№№25, 26, 36, 104, 109, 112, 115, 116, 117, 118, 119, 122, 123, 202, 209) бұрғыланды.
Қызылқия кен орнында шөгінді тау жыныстарының қабаты мезозой іргетасы шөгінділерінің фундаменттерінен төрттік жүйе ірге тасына дейін қосылған. Стратиграфиялық бөліктеу үшін каротажды диаграммалар, шлифтер қолданылды. Арысқұм горизонтының коллекторлары болып құмды-алевролитті тау жыныстары, көлдер мен шөгінді түзілімдер табылады.
Қызылқия кен орны Ақсай горст-антиклиналының солтүстік жарты бөлігінің орталығында орналасқан, оның жоғарғы бөлігінде юра қабаты түзілген. Арысқұм горизонтының төменгі табанында ақшабұлақ свитасы (ОГ-PZ-OГ–III), ортаңғы және жоғарғы горизонттардың төменгі фундаменттің беткі бөлігіне қысылып, қабаттың құрылымдық деңгейінің өзгеруне байланысты құрылымдық жоспары күрт өзгерген. Осы себептен стратиграфиялық-құрылым төрт бөлікке бөлінеді: Солтүстік, Шығыс, Батыс және Оңтүстік Батыс Қызылқия.
Қарастырылып отырған пайдалану кешені М-ІІ горизонтымен арысқұм горизонтымен және мұнайгаздылық төрт блоктың барлық шектерімен стратиграфиялық байланыс жасап тұр. М-ІІ горизонты қабаттық-сводтармен, тектоникалық және литологиялық шектелген болып табылады.
Барлық бұрғыланған ұңғымалар геофизикалық зерттеуден (ГИС) өткен, керн алынып зерттелген және сумұнай шекарасын анықтау үшін қабат флюидтеріне талдау жасалған.
Қабат-коллекторлары жоғары бірқалыпсыздықпен сипатталады және бөлек қабатшаларға жіктеледі.
Геологиялық моделдің негізінде, 3D сейсмобарлау материалдарының қорытындысында, қосымша ұңғымаларды бұрғылау нәтижесінде құрылымдық модел алынды.
Солтүстік блокта М-ІІ өнімді қабатын ашатын 25 ұңғыма (№№3, 8, 9, 10, 13, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 36, 100, 104, 109, 110, 112, 115, 116, 117, 118, 119, 122, 123, 130) бұрғыланды, оның ішінде 21 ұңғымадан мұнай алынса, 4 ұңғымадан (№№10, 30, 13, 36) су алынды. Осы ұңғымаларды бұрғылап, 3D сейсмикалық барлау нәтижесінде блоктардың құрылымы анықталды.
Кеніштің ауданы 24,85 км2, оның ішінде ЧНЗ– 1,1 км2, ВНЗ – 23,75 км2. Сумұнай шекарасы -1397,34 м (№104 ұңғыма), -1405 м (№№112, 29, 110, 100), -1407 м (№118) аралықта ауытқиды.
Мұнай қанығу бөлігіндегі қабатшалардың саны 2 м-ден (№№13, 30, 36, 130) 10 м-ге (№25) дейін өзгереді.
Тиімді мұнайқанығу қабаттарының қалыңдығы 0,8 м-ден (№8), 18,4 м-ге дейін (№110) өзгереді (кесте 1.1).
М-II горизонтының өнімділігі сыналған ұңғымаларда 13,2 м3тәулік (№116), 125,4 м3тәулікке (№26) дейін өзгереді (кесте 1.2).
Шығыс блок мұнай кенішінің фундаментімен литологиялық-шектелген тұсқа сәйкес келеді. Блокта 8 ұңғыма бұрғыланған (№№2, 4, 11, 12, 17, 20, 21, 202), оның ішінде 4 ұңғыма (№№2, 4, 11, 20) сулылық қабатыны бұрғыланған. Кеніштің ауданы 14,928 км2 құрайды, оның ішінде ГНЗ-1,753 км2, ЧНЗ–5,775 км2, ВНЗ–7,4 км2. Су-мұнай шекарасы -1405 метр тереңдікте орналасқан.
Мұнайға қаныққан коллекторлар бөлігінде қабатшалар 1 метрден (№12 ұңғыма) 4 метрге дейін (№202 ұңғыма) өзгереді. Мұнайға қаныққан қабаттардың қалыңдығы 3,2 метрден (№2 ұңғыма) 15,8 метрге дейін (№12 ұңғыма) өзгереді. Блоктың өнімділігі №№12, 17, 21, 202 ұңғымаларды сынама бұрғылау кезінде анықталды.
Батыс блокта 5 ұңғыма бұрғыланды (№№7, 15, 19, 23, 209).
Фундаменттің ілгері шығуына байланысты блок шектеліп, екі аймаққа бөлінген: солтүстік мұнай кеніші (№7 ұңғыма аумағы) және оңтүстік газмұнай және мұнай кеніші (№15, 19).
Газмұнай шекарасы -1368 метр тереңдікте орналасқан.
Сумұнай шекарасы суға қаныққан қабатта №4 ұңғыма аумағында 1405 метр тереңдікте орналасқан.
Кеніштің ауданы 8,4 км2, оның ішінде ГНЗ – 2,2 км2, ЧНЗ – 4,125 км2, ВНЗ – 2,075 км2.
Мұнай бөлігінің тиімді қалыңдығы 4,2 метрден (№7, 209 ұңғыма) 7,2 метрге д ейін (№19 ұңғыма) өзгереді.
№15 ұңғымада -1477-1484 метр тереңдіктен 10,1 мм-лік штуцермен өнімділігі 22,9 м3тәу болатын газ алынды.
Оңтүстік-Батыс блок №23 ұңғымада ашылды. Блок басқаларымен салыстырғанда тектоникалық бұзылулармен қиын жағдайда орналасқан. Алдын-ала мұнай коллекторы қорын есептеу кезінде бұл қабат жоғары Юра шөгінділеріне жатқызылған, бірақ №23 ұңғыманы геолого-геофизикалық зерттеу барысында М-II өнімді қабатына жататыны анықталды.
Сумұнай шекарасы соңғы мұнайға қаныққан қабатта -1438 метр тереңдікте орналасқан (№23 ұңғыма).
Кеніштің ауданы 5,0 км2.
Мұнай коллекторының тиімді қабаты 2,2 метр.

1.1.1. Өнімді қабаттың сипаттамасы және қабат қалыңдығы

Жаңа ұңғымаларда геофизикалық зерттеу жұмыстарының материалдарын өңдеу барысында, алынған кернді зерттеу барысында өнімді қабат-коллекторларының сипаттамалары анықталды (1.1-1.3-кесте).
М-ІІ өнімді кешенінің жалпы қалыңдығы 5,8 метрден (№20 ұңғыма) 45 метрге дейін өзгереді (№110 ұңғыма). Жалпы тиімді қалыңдық 1,4 метрден (№11 ұңғыма) 36 метрге дейін өзгереді (№110 ұңғыма).
Газға қаныққан қабаттың қалыңдығы №15 ұңғымада 4 метр құрайды.
Тиімді мұнай қабатының қалыңдығы 0,8 метрден 18,4 метрге дейін өзгереді.
М-II кешенінің құмдылығы 0,12-ден 1-ге дейін. Орташа құмдылығы 0,70.
Кен орнында өнімді қабат төменгі бор кенішінің арысқұм шөгінділерінен құралған. М-II өнімді кешенінен алынған керндерді петрографиялық және петрогеофизикалық зерттеу нәтижесінде гравилит, құмтасты және алевролит түрінде, кейбір жерлері аз цементтелген аргилит қабатшаларынан тұратыны анықталды.
Барлау сатысында керн 18 ұңғымадан алынды.
Қызылқия кен орнында 2002-2005 жылдар аралығында 15 ұңғыма бұрғыланды.
Өнімді қабаттың сүзгіштік-қасиеттерін анықтау үшін кернді зертханалық зерттеу жұмыстары Қызылорда қаласындағы ЮКНРП қабат физикасы зертханасында және Атырау қаласының Core Laboratories LLP зертханасында зерттелді.
Мұнайға қаныққан коллектордың кеуектілігі 0,11- ден 0,3083 бірл.бөлігіне тең, орташа 0,2133 бірл. бөлікті құрайды. Өткізгіштік 0,0011 ден 3,2405 мкм2 құрайды, орташа 0,302 мкм2.
Мунайгазгеолсервис ЖШС (2004 ж.) кеуектілік коэффициентінің, қанығу коэффициентінің және суға қанығу коэффициентінің параметрлерін анықтау барысында 123 ұңғымада Рп=f(Кп) и Рн=f(Кв) теңдеуімен тәуелділіктер анықталды: Рп=Кп-1,5798 аппроксимация R2=0,9887 (сурет 1.1.)
Рн=0,9989Кв-1,9408 с R2=0,9879 (сурет 1.2.)

Сурет 1.2. Өткізгіштік параметрінің өткізгіштік коэффициентіне тәуелділігі

Қабат қалыңдығының сипаттамасы

Кесте 1.1.

Қалыңдығы
Аталуы
Горизонт
К1ne 1r

Жалпы
Орташа, м
23,9
Коэффициент вариации,
бірл. бөлігі
0,46
өзгеру аралығы , м
8,4-45
Тиімді мұнайға қанығу
Орташа, м
38
Коэффициент вариации,
бірл. бөлігі
8,0
өзгеру аралығы , м
0,58
Тиімді суға
қанығу
Орташа, м
0,8-18,4
Коэффициент вариации,
бірл. бөлігі
30
өзгеру аралығы , м
9,97
Жалпы тиімділігі
Орташа, м
0,58

Коэффициент вариации,
бірл. бөлігі
1-24,1
өзгеру аралығы , м
27

Кесте 1.2.Қабаттың біртексіздігі сипаттамасының статикалық көрсеткіштері

Қабат
Анықтау үшін арналған ұңғымалар саны
Құмдылық коэффициенті,
бірл. бөлігі
Бөліну коэффициенті
брл. бөлігі
Орташа мәні
өзгеру аралығы
вариация коэффициенті бірл. бөлігі.
Орташа мәні
өзгеру аралығы
вариация коэффициенті бірл. бөлігі.
М-II
39
0,70
0,12-1
0,217
3,77
1-10
0,469

1.1.2. Мұнайдың физика-химиялық қасиеті

Қызылқия кен орны бойынша мұнай-газдың физико-химиялық құрамын және қасиетін 2003 жылы НИПИнефтегаз ЖАҚ институты толық зерттеп, талдаудан өткізді. Сынамаға М-ІІ өнімді қабатының солтүстік бөлігінде орналасқан №9 ұңғымасынан 1485-1507 метр тереңдігінен мұнай алынды.
Алынған сынама бойынша қабаттағы мұнайдың физико-химиялық қасиеттері, яғни негізгі параметрлер алынды: тығыздығы, тұтқырлығы, қату температурасы, фракциялық және көміртегі құрамы, күкірт құрамығ парафинділігі, асфальтендер құрамы және т.б.
2004 жылы қабат жағдайындағы мұнайды және газды Пенкор ЖАҚ-ы шығыс бөлікте орналасқан №№12, 17, 202 ұңғымалар бойынша және солтүстік бөлікте орналасқан №№104, 109 ұңғымаларда зерттеу жұмыстарын жүргізді. Зерттеу нәтижесінде жер бетінде мұнайдың физико-химиялық қасиеттері жоқ болды. Сол себептен болашақта мұнай сынамасына толық талдау жүргізу керектігі ұсынылды.
Солтүстік блок
Қызылқия кен орнының мұнайының физико-химиялық сипаттамасы үш сынамалық ұңғымалар бойынша анықталды (№9 және №104,109 ұңғымалар).
Қабаттағы мұнайдың тығыздығы 685-715 кгм3, орташа қабат температурасы 63оС болғанда тығыздық 701 кгм3. Мұнайдың газбен қанығу қысымы 6,7 МПа-дан 8,9 МПа-ға дейін өзгереді, орташа 7,6 МПа. Газ құрамы 116,7 м3т - 134,1 м3т аралығында, орташа 126,9 м3т. Мұнайдың тұтқырлығы 0,43 мПа·с - 0,66 мПа·с аралығында өзгереді, орташа 0,57 мПас. Көлемдік коэффициенті 1,32 - 1,36 аралығында, орташа 1,34 құрайды.
Беттік жағдайдағы мұнайдың физико-химиялық қасиеті №9 ұңғымадан алынған сынама бойынша анықталды. Солтүстік блоктың мұнайы жеңіл, парафинді және аз күкіртті. Беттік жағдайдағы мұнайдың тығыздығы 801 кгм3. Мұнайдың кинематикалық тұтқырлығы 20оС-да 4,08 мм2с тең. Мұнай құрамындағы асфальтендер мөлшері 13,96%. Парафин мен күкірттің мөлшері 5,05% және 0,07% құрайды. 300оС температурада қайнату нәтижесінде жеңіл фракциялардың құрамы 63% құрайды.
Газ құрамындағы негізгі компоненттер метан болып табылады, оның мөлшері 42,55% моль-ден 63,84% моль-ге дейін өзгереді, орташа 50,07% моль. Этан - 14,7% мольден 16,52% мольге дейін, орташа 15,96% моль;
Пропан - 10,68% мольден 18,88% мольге дейін, орташа 15,82% моль.
Күкіртсутегі кездеспейді. Азот және көмірқышқыл газы орташа 3,15% моль және 0,11% моль құрайды. Ауа бойынша газдың бірлік салмағы 0,847 - 0,938, орташа 0,893 құрайды.
Шығыс блок
Мұнайдың физико-химиялық сипаттамасы үш сынамалық ұңғымалар бойынша анықталды (№12 және №№17,109 ұңғымалар). Зерттеу жұмыстары Пенкор ЖШС зертханасында жүргізілді.
Қабаттағы мұнайдың тығыздығы 636-659 кгм3, орташа қабат температурасы 69оС болғанда тығыздық 645 кгм3. Мұнайдың газбен қанығу қысымы 12,6 МПа-дан 15,1 МПа-ға дейін өзгереді, орташа 13,9 МПа. Газ құрамы 171,1 м3т – 208,5 м3т аралығында, орташа 195,8 м3т. Мұнайдың тұтқырлығы 0,29 мПа·с - 0,36 мПа·с аралығында өзгереді, орташа 0,26 мПас. Көлемдік коэффициенті 1,43 - 1,54 аралығында, орташа 1,50 құрайды
Беттік жағдайдағы мұнайдың физико-химиялық қасиеті жүргізілген жоқ. Мұнай құрамын толық талдаудан өткізу ұсынылады.
Газ құрамындағы негізгі компоненттер метан болып табылады, оның мөлшері 59,65% моль-ден 60,75% моль-ге дейін өзгереді, орташа 60,07% моль. Этан – 12,63 % мольден 13,92% мольге дейін, орташа 13,16% моль;
Пропан – 12,18% мольден 13,47 % мольге дейін, орташа 12,71% моль.
Азот және көмірқышқыл газы орташа 0,08% моль және 1,99% моль құрайды. Ауа бойынша газдың бірлік салмағы 0,935 - 0,961, орташа 0,948 құрайды.



1.1.3. Физико-гидродинамикалық сипаттамасы

Мұнайды сумен ығыстыру коэффициентін (Квн) анықтау үшін зертеу жұмыстары Мунайгазгеолсервис ЖШС зертханасында жүргізілді. Мұнайды сумен ығыстыру процесін моделдеу Қызылқия кен орнынының солтүстік блогындағы M-II кешенінен №№25, 28, 29 және 123 ұңғымалардан алынған 16 керн үлгісі бойынша керннің өткізгіштігін анықтауға арналған УИПК-1М қондырғысы арқылы анықталды.
Үлгілердің көлемі 25-26 см3 (№123), 71-76 см3 (№№25, 28, 29) құрайды. Алынған көлемдер өте аз болды, оларды практикада өлшеу мүмкін емес.
Салалық стандарт ОСТ 39-195-86 [4] бойынша ығыстыру коэффициентін анықтау үшін 5-7 үлгіден әрқайсысы 25 мм және 27 мм болуы керек.

1.1.4. Мұнай және газдың қоры

Қызылқия кен орнының 01.01.2002 жылы ГКЗ РК (хаттама №175-02-У) бектілген мұнайгаз қорын анықтаудың қорытындысы бойынша қор көлемі :
С1 категориясы:
- бастапқы баланстық қор: мұнай–12005,5 мың.т.,
еріген газ-1911,3 млн. м3;
- бастапқы алынатын қор: мұнай – 5540,3 мың.т.,
еріген газ - 882 млн. м3;
С2 категориясы:
- бастапқы баланстық қор: мұнай– 3184,2 мың.т.,
еріген газ - 398,7 млн. м3;
- бастапқы алынатын қор: мұнай – 970,3 мың.т.,
еріген газ - 121,5 млн. м3;
1.2. Кен орнын игерудің қазіргі жағдайы

Қызылқия мұнайгаз кен орнын игерудің технологияық жүйесі бойынша 01.01.2008 жылы 56 ұңғыма бұрғыланды.
Оның ішінде 1986-1995 жылдар аралығында ізеу-барлау жұмыстары кезінде 23 ұңғыма бұрғыланды: 10 іздеу ұңғымасы (№№1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10), және 13 барлау ұңғымасы (№№11, 12, 13, 15, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 27). Геологиялық себептерге байланысты 8 ұңғыма ликвидацияланды (№№1, 2, 4, 10, 11, 13, 22, 24).
2001 жылы 3 барлау ұңғымасы (№№28, 29, 30) және 3 өндіру ұңғымасы (№№100, 110, 130) бұрғыланды. №30 ұңғыма геофизикалық зерттеудің нәтижесінде мұнайлылықтың сыртқы нұсқасында орналасқандықтан жабылды.
2002-2003 жылдары кен орны бойынша 5 пайдалану ұңғымалары бұрғыланды (№№25, 104, 117, 118, 209).
2004 жылы кен орны бойынша 10 пайдалану ұңғымалары бұрғыланды (№№26, 36, 109, 112, 115, 116, 119, 122, 123, 202).
Өндіру қорынан су айдау қорына 1 ұңғыма ауыстырылды (№29), техникалық су өндіру қорында №230Д ұңғыма бар.
01.01.2005 жылы пайдалану қоры 32 ұңғыманы құрады.
01.01.2008 жылы пайдалану қоры 46 ұңғыманы құрады.
- оның ішінде 32 ұңғыма (№№3, 8, 9, 12, 25, 26, 27, 28, 100, 104, 109, 110, 112, 115, 116, 117, 118, 119, 122, 123, 130, 202) жұмыс жасап тұр.
- 5 ұңғыма фонтанды әдіспен (№№12, 109, 112, 122, 209) пайдаланылады;
- 17 ұңғыма механикалық әдіспен пайдаланылады:
оның ішінде:
- 6 ұңғыма (№№3, 27, 115, 116, 119, 130) штангалы терең сораппен (ШГН) жабдықталған;
- 11 ұңғыма (№№8, 9, 25, 26, 28, 100, 104, 110, 117, 118, 123) винтті сораппен (КУДУ) жабдықталған.
- №7 ұңғыма 2004 жылдан бері жоғары газ факторының болуына байланысты тоқтап тұр;
- 9 ұңғыма меңгеруде (№№5, 15, 17, 18, 19, 20, 21, 23, 209);
- 10 ұңғыма (№№1, 2, 4, 10, 11, 13, 22, 24, 30, 36) геологиялық жағдайларға байланысты тоқтатылды;
- 1 ұңғыма консервацияда (№6).

1.2.1 Мұнай, газ және су өндіру сипаттамасы

Солтүстік блок
2007 жылы солтүстік блок бойынша - 384,191 мың тонна сұйық, бастапқы өндірістік игеруден бастап - 1161,1 мың тонна мұнай және 1447,9 мың тонна сұйық өндірілді.
Мұнай газын өндіру - 31,0 млн.м3 құраса, бастапқы игеруден бастап 92,9 млн.м3 құрады. Ағымдағы газ факторы – 80,6 м3т.
Ұңғымалардың орташа тәуліктік өнімі мұнай бойынша - 70,9 ттәул, сұйық бойынша - 107,9 ттәул. құрады, сулану мөлшері - 34,3%.
Кейбір ұңғымаларда тәуліктік мұнай өндіру (№116 ұңғыма) 1,0 ттәул-тен (№117 ұңғыма) 125,8 ттәул. дейін өзгеріп тұрады.
Солтүстік блокта өнімділігі жоғары №№9, 28, 100, 110 ұңғымалар жатады, №9 ұңғымадан – 176,585 мың.т (15,2%), №28 ұңғымадан – 216,280 мың.т (18,2%), №100 ұңғымадан – 134,332 мың.т (11,6%), №110 ұңғымадан – 168,424 мың.т (14,5%) мұнай өндірілді. Жалпы солтүстік блоктан өндірілетіні (1161,074 мың.т) болса, осы ұңғымалардан – 695,623 мың т. (60%) мұнай өндірілді.
Өндіру қарқындылығы бастапқы және ағымдағы алынатын қордың – 8,4% және 11,2% құрады.
Шығыс блок, №№12, 17, 20 ұңғымалар ауданы
2007 жылы шығыс блок бойынша - 7,826 мың тонна сұйық, бастапқы өндірістік игеруден бастап - 15,127 мың тонна мұнай және 15,218 мың тонна сұйық өндірілді.
Мұнай газын өндіру - 3,2 млн.м3 құраса, бастапқы игеруден бастап 5,3 млн.м3 құрады. Ағымдағы газ факторы – 411,0 м3т.
Ұңғымалардың орташа тәуліктік өнімі мұнай бойынша - 17,6 ттәул, сұйық бойынша - 17,7 ттәул. құрады, сулану мөлшері – 0,5%.
Өндіру қарқындылығы бастапқы және ағымдағы алынатын қордың – 1,4% және 1,5% құрады.
Батыс блок, №7 ұңғыма ауданы
2007 жылы шығыс блок бойынша - 329,0 мың тонна сұйық, 209,4 мың тонна мұнай, бастапқы өндірістік игеруден бастап - 209,4 мың тонна мұнай және 329,0 мың тонна сұйық өндірілді.
Мұнай газын өндіру - 26,2 мың.м3 құраса, бастапқы игеруден бастап 26,2 мың.м3 құрады. Ағымдағы газ факторы – 125,2 м3т.
Ұңғымалардың орташа тәуліктік өнімі мұнай бойынша - 2,6 ттәул, сұйық бойынша – 3,6 ттәул. құрады, сулану мөлшері – 36,4%.
Өндіру қарқындылығы бастапқы және ағымдағы алынатын қордың – 1,9% және 2% құрады.
Батыс блок, №19, 209 ұңғымалар ауданы
2007 жылы шығыс блок бойынша - 1,261 мың тонна сұйық, 1,252 мың тонна мұнай, бастапқы өндірістік игеруден бастап - 6,113 мың тонна мұнай және 6,179 мың тонна сұйық өндірілді.
Мұнай газын өндіру – 0,264 мың.м3 құраса, бастапқы игеруден бастап 0,834 мың.м3 құрады. Ағымдағы газ факторы – 210,8 м3т.
Ұңғымалардың орташа тәуліктік өнімі мұнай бойынша - 6,17 ттәул, сұйық бойынша – 6,21 ттәул. құрады, сулану мөлшері – 0,7%.
Өндіру қарқындылығы бастапқы және ағымдағы алынатын қордың – 0,4% және 0,5% құрады.
№209 ұңғыма 2001 жылы кен орнының батыс блогынан С2 категориялы аумақтан бұрғыланды.
Солтүстік блок, №№25, 26 ұңғымалар ауданы
Кен орнының солтүстік блогынан екі №№25, 26 пайдалану ұңғымалары бұрғыланды.
№25 ұңғыма 2002 жылы, №26 ұңғыма 2007 жылы 3D сейсмикалық мәліметтер бойынша бұрғыланды.
Аталған ұңғымалар бойынша мұнай өндіру көлемі 2004 жылы – 61,228 мың тонна, сұйық өндіру 70,431 мың тонна құрады, бастапқы өндірістік игеруден бастап 129,859 мың тонна мұнай, 139,259 мың тонна сұйық өндірілді.
Шығыс блок, №202 ұңғыма ауданы
Кен орнының батыс блогында №202 барлау ұңғымасы бұрғыланды. Игерудің технологиялық схемасы бойынша бұл аудан С2 категориялы қорға жатады.
Ұңғыма 2007 жылы бұрғыланды және ол фонтанды әдіспен пайдаланылады. Мұнай өндіру 2004 жылы – 11,228 мың тонна, сұйық өндіру 11,252 мың тонна құрады.
Оңтүстік блок, №23 ұңғыма ауданы
№23 ұңғыма 1991 жылы кен орнының оңтүстік блогынан бұрғыланды, қазіргі уақытта меңгеруде тұр, осы уақыт аралығында сынама пайдалануда 1663,6 тонна мұнай, 2605,6 тонна сұйық өндірілді.
№23 ұңғыма ауданы С3 категориялы қорға жатады, қазіргі уақытқа дейін өндірістік мұнай қоры алынды және бұл ауданның мұнайын жоғары категориялы мұнай қорына жатқызу керек.
Жалпы кен орны бойынша
Жалпы кен орны бойынша 2007 жылы №№23, 25, 26, 202 ұңғымалар бойынша – 467,563 мың тонна мүнай, 678,254 мың тонна сұйық өндірілді. Бастапқы өндірістік игеруден бастап – 1325,275 мың тонна мұнай, 1622,751 мың тонна сұйық өндірілді.
Мұнай газын өндіру – 44,3 млн.м3, осыған байланысты жалпы өндірілгені – 118,3 млн.м3.
Жалпы кен орны бойынша орташа тәуліктік мұнай өндіру - 67,1 ттәу және газ өндіру 97,3 ттәу құрады. Кен орны бойынша сулану мөлшері - 31,1%.
Кен орны бойынша негізгі мұнай өндіру солтүстік блокта жүріп жатыр, яғни кен орны бойынша барлығы 445,419 мың т. болса, оның 95,3% осы блокта өндіріледі. Ең төменгі өндіру батыс блокта №7 ұңғыма ауданында.
Мұнай өндіру коэффициенті - 11%.
1.15-кестеде көрсетілгендей өнімділігі 5 ттәуліктен төмен өнім беретін №№116, 130 ұңғымалар, 120 ттәуліктен жоғары өнім беретін №25 және №117 ұңғымалар.
1.15-кестеде (1.3-сурет) алғашқы пайдаланудан бастап мұнай өндірудің нақты көрсеткіштері келтірілген және кен орны бойынша сұйық өндіру мен мұнай өндіру қисығы көрсетілген. Кестеден көріп отырғанымыздай 2004 жылы июльде ең жоғарғы өндіру көрсеткіші көрсетілген, 49,086 мың тонна мұнай және 71,102 мың тонна сұйық.


. Қызылқия кен орнын игерудің технологиялық көрсеткіштері


1.2.2 Кен орнының энергетикалық сипаттамасы

Кен орнының энергетикалық жағдайын бағалау үшін қабат қысымы өлшенеді. Өлшеу жұмыстары тереңдік манометрлермен, сонымен бірге динамикалық және статикалық деңгеймен анықталады.
Есептелген уақыт ішінде Қызылқия кен орны бойынша 21 ұңғыма (№№7, 9, 12, 17, 19, 21, 23, 25, 26, 31, 32, 104, 109, 112, 115, 116, 119, 122, 123, 202, 209) бойынша 42 рет тереңдік манометрмен қабат қысымы өлшенді, 18 ұңғыма (№№9, 12, 17, 19, 25, 26, 28, 100, 104, 109, 110, 112, 117, 118, 119, 122, 123, 202) бойынша 77 рет қабат қысымы өлшенді, сонымен бірге 118 рет статикалық және 932 рет динамикалық деңгей өлшенді.
1.17 – 1.18 кестелерде қабат қысымы мен түптік қысымдардың алынған өлшемдері көрсетілген.
Солтүстік блок бойынша қабат қысымын өлшеу үшін 20 рет және түптік қысымды өлшеу үшін 65 рет тереңдік манометрмен өлшеу жүргізілді.
Өлшеу жұмыстары нәтижесінде орташа қабаттық қысым – 10,7 МПа құрады. Қабат қысымының төмендеуі бастапқы қысымнан – 4,75 МПа құрады, осыған байланысты барлығы 25,2% (1161,1 мың т. мұнай) өндірілді.
Шығыс блок бойынша №№12, 17, 21, 202 ұңғымалар бойынша 14 рет тереңдік манометрмен қабат қысымы өлшенді, сонымен бірге 9 рет түптік қысым өлшенді.
№№12, 17, 20 ұңғыма ауданында орташа қабаттық қысым – 14,44 МПа құрады. Қабат қысымының төмендеуі 0,8 МПа құрады, №№12, 17, 20 ұңғымалар ауданында – 15,24 МПа құрады.
№№4, 21 ұңғыма ауданында орташа қабаттық қысым – 15,45 МПа құрады. Қабат қысымының төмендеуі №21 ұңғыма ауданында – 14,85 МПа құрады.
Батыс және оңтүстік блоктарда №№7, 19, 23, 209 ұңғымаларда тереңдік манометрмен 8 өлшем жүргізілді және №19 ұңғымада түптік қысы 3 рет өлшенді.
№19 ұңғыма ауданында тереңдік манометрмен 2 рет қабат қысымына өлшем жүргізілді, орташа қабаттық қысым – 14,8 МПа құрады. Алғашқы қабат қысымы 15,8 МПа құрады.
№7 ұңғыма ауданында тереңдік манометрмен 2 рет қабат қысымына өлшем жүргізілді, орташа қабаттық қысым – 14,7 МПа құрады. Алғашқы қабат қысымы 15,37 МПа құрады.
№209 барлау ұңғыма ауданында 3 өлшем жүргізілді, орташа қабаттық қысым – 14,5 МПа құрады. Алғашқы қабат қысымы 15,7 МПа құрады.
Кен орнының энергетикалық жағдайын сипаттау үшін келтірілген қабат қысымы бойынша және ВНК бойынша кен орнының изобар картасы құрылды.
Кен орнының батыс блогында изобар картасы бойынша №7, 19 ұңғымалардың келтірілген қабат қысымы 14,6-15,1 МПа құрады.
Кен орнының шығыс блогында изобар картасы бойынша №17, 21, 12, 202 ұңғымалардың келтірілген қабат қысымы 14,8, 14,9, 15,0, 15,1 МПа құрады.
Изобар картасын талдау арқылы кен орнының батыс және шығыс блогының энергетикалық жағдайы тұрақты деп айтуға болады. Кен орнының солтүстік блогында қабат қысымының қатты төмендеуіне байланысты игерудің технологиялық схемасына су айдау ұңғымаларын жобалауды енгізу керек.

1.2.3 Игеру процессін бақылау іс-шарасының орындалуы

Қызылқия кен орнында жүргізілетін игеру процессін бақылау келесі іс-шаралардан тұрады:
Қысымның қалпына келу қисығын алу әдісі;
ЭКСПРО қондырғысымен ұңғыманы тестілеу;
Ұңғыманың түптік және қабат қысымын манометрмен өлшенеді;
Статикалық және динамикалық деңгейлер эхолотпен өлшенеді;
Ұңғыма өнімін күнделікті өлшеу;
Газ факторы тәулік сайын өлшенеді;
Бұрғыланған ұңғыма қорының жағдайын бақылау;
Ұңғыманы күнделікті және күрделі жөндеу.

Судың пайда болу сипаттамасы
Солтүстік блокта сулану қарқындылығы жылдам өсуде. Кен орнының технологиялық көрсеткіштерінің геологиялық және динамикалық негізінде өндіру ұңғымаларында судың пайда болу тенденциясы бекітілді.
Қазіргі уақытта солтүстік блокта суланған ұңғымалардың саны 8 ұңғымаға жетті №№3, 26, 100, 110, 116, 117, 118, 123.
№3 ұңғыма бойынша перфорация аралығы 1467-1474; 1482-1488 м, ең жоғарғы өнім 1482-1488 м аралығынан алынды, абсолюттік белгі бойынша перфорация аралығы 1388-1394 м (1482-1488 м).
Ұңғыма механикалық әдіспен (ШГН) пайдаланылуда, орташа тәуліктік өнімі мұнай бойынша 9,3 ттәу, сұйық бойынша 13,6 ттәу, сулануы 31,4%.
Ұңғыманы геофизикалық зерттеудің мәліметтері бойынша мұнайға қаныққан коллектордың аралығы 1458,4-1459,6; 1472-1472,8; 1483,8-1484,2; 1484,7-1485,5 м. Су-мұнай шекарасының (ВНК) деңгейі 1405 м. тереңдікте орналасқан.
№26 ұңғыма бойынша перфорация аралығы 1479,3-1483,9; 1484,7-1485,4; 1495,9-1496,8 м, төменгі перфорация аралығы 1495,9-1496,8 м оқшауланған, себебі ол жерден 100% су алынды.
Ұңғыма механикалық әдіспен (ГВН) пайдаланылуда, орташа тәуліктік өнімі мұнай бойынша 89,9 ттәу, сұйық бойынша 190,3 ттәу, сулануы 52,8%.
Ұңғыманы геофизикалық зерттеудің мәліметтері бойынша мұнайға қаныққан коллектордың аралығы 1474,9-1476,1; 1479-1480,1; 1480,1-1485,0 м.
№100 ұңғыма бойынша перфорация аралығы 1491,5-1494,5; 1497,4-1501; 1503-1504,5; 1508-1513 м.
Ұңғыма механикалық әдіспен (ГВН) пайдаланылуда, орташа тәуліктік өнімі мұнай бойынша 44,8 ттәу, сұйық бойынша 59,2 ттәу, сулануы 24,4%.
Ұңғыманы геофизикалық зерттеудің мәліметтері бойынша мұнайға қаныққан коллектордың аралығы 1491,8 - 1517,2м., 1517,2-1531,6 м. аралығы суға қаныққан аймақ. Су-мұнай шекарасының (ВНК) деңгейі 1405 м. тереңдікте орналасқан.
№110 ұңғыма бойынша перфорация аралығы 1493,2-1494,2; 1498-1499; 1502-1503,5; 1506-1511 м.
Ұңғыма механикалық әдіспен (ГВН) пайдаланылуда, орташа тәуліктік өнімі мұнай бойынша 95,8 ттәу, сұйық бойынша 192,9 ттәу, сулануы 50,4%.
Су-мұнай шекарасының (ВНК) деңгейі 1405 м. тереңдікте орналасқан.
№116 ұңғыма бойынша перфорация аралығы 1492-1496 м., қазіргі уақытта ұңғыма механикалық әдіспен (ГВН) пайдаланылуда, орташа тәуліктік өнімі мұнай бойынша 1 ттәу, сұйық бойынша 3,4 ттәу, сулануы 73,7%.
Ұңғыманы геофизикалық зерттеудің мәліметтері бойынша мұнайға қаныққан коллектордың аралығы 1492 – 1494,5 м., 1498,7-1550,5 м. аралығы суға қаныққан аймақ. Су-мұнай шекарасының (ВНК) деңгейі 1405 м. тереңдікте орналасқан.
Осы жерден байқағанымыз, перфорация аралығы сулы аймақты қамтып тұр, сол себептен сулану мөлшері өте жоғары. Бұл ұңғыманың сулы аймағын саңылаусыздандырып, 1492-1494,5 м. аралығын қайта перфорациялау қажет.
Ұңғыманың 1403-1406 м (1499-1502 м) төменгі аралықтағы перфорацияланған жерді саңылаусыздандырып, 1499-1502 м. тереңдігінен қайта перфорациялау қажет.
Ұңғыманың 1406-1407 м (1497,5 - 1498,5 м) төменгі аралықтағы перфорацияланған жерді саңылаусыздандырып, 1497,5-1498,5 м. тереңдігінен қайта перфорациялау қажет.
Ұңғымалардың түп аумағына геофизикалық зерттеу жұмыстарын жүргізу ұңғымаға келетін сұйықтың құрамын, өнімді қабаттың қалыңдығын анықтауға мүмкіндік береді. Қамту коэффициенті - Кохв жұмыс жасап жатқан қабат қалыңдығының (hраб) перфорацияланған қабаттың тиімді қалыңдығына (hэф) қатынасымен анықталады.
1.3 Мұнай және газ өндірудің техникасы мен технологиясы бойынша жобалық шешімдердің орындалуы

Қызылқия мұнай-газ кен орнын игерудің технологиялық схемасының 01.01.2008ж. мәліметі бойынша кен орнында 60 ұңғыма болуы керек, оның нақты мұнай-газ өндіріп тұрғаны 56 ұңғыма.
Есептелген аралықта кен орнында 13 пайдалану ұңғымалары (№№26, 36, 104, 109, 112, 115, 116, 117, 118, 119, 122, 123, 202) бұрғыланды.
Оның ішінде 12 ұңғыма (№№26, 104, 109, 112, 115, 116, 117, 118, 119, 122, 123, 202) пайдалануға берілді, №36 ұңғыма геологиялық жағдайлармен жойылды.
Технологиялық схема бойынша жаңа ұңғымалар құрылысы:
Ұңғыма сағасы сығылудан қорғалу үшін Ø324 мм-лік кондуктор 50 м. тереңдікке дейін түсіріледі.
Техникалық колонна (Ø245мм) геологиялық шарттарға байланысты 700 м тереңдікке дейін түсіріліп, барлық тереңдігі бойынша сенон горизонтының және турон сулы қабатынан қорғану үшін цементтеледі.
Пайдалану тізбегі (Ø168 мм) түбіне дейін түсіріліп, сағаға дейін цементтеледі.
Кен орнында тұрақты түрде игеру процессіне, ұңғыманың технологиялық режиміне, қондырғылардың жағдайына бақылау жүргізілуі керек.
Кен орнында мұнайды жинау және дайындау келесі схема бойынша жүргізіледі: қабат-ұңғыма-шығару желісі- мұнайды жинау және дайындау бөлімі.
Газсұйық қоспасы ұңғымадан шыққаннан кейін ысырма арқылы топтық өлшеуіш қондырғыға келеді, содан кейін бір ұңғыма тестілік өлшегіш сепараторға, қалған ұңғымалар ARGO фирмасының көлемі (V-43 м3) болатын 3 фазалы сепараторына келіп түседі. Сепараторлық қондырғыда мұнай 0,6-0,7 МПа қысымда І сатылы сепарациядан (судан бөлінеді) өтеді. Әрі қарай мұнай ПП-0,63 пешіне келіп +650 температураға дейін қыздырылып, көлемі (V-100 м3) болатын сепараторға келіп түседі.
Толық бөліну үшін құрамына демульгатор қосылады, бөлінген мұнай көлемі РВС (V-1000 м3) болатын резервуар паркіне келіп жиналады, әрі қарай НБ-125 сораптарымен Арысқұм кен орнының мұнай жинау және дайындау бөліміне (ЦППН) тасымалданады.
Бөлінген су РВС (V-200 м3) резервуарына жиналып, әрі қарай №29 ұңғыма арқылы қабатқа айдалады.
Сепаратордан бөлінген газ жеке құбыр арқылы қыздыру бөліміне, қалғаны 2 факельге жағуға жіберіледі.



1.3.1 Ұңғыманы пайдаланудың технологиялық

шарттағы сипаттамасы

Қазіргі уақытта кен орнында ұңғымаларды пайдалану фонтанды және механикалық әдіспен жүргізіледі. Механикалық мұнай өндіру әдісі терең сорапты қондырғы арқылы (ШГН) және КУДУ фирмасының тереңдік винтті сораппен (ГВН) жүргізіледі.
Механикалық әдіс
Штангалы терең сорапты қондырғылар өнімі аз, сулығы көп ұңғымаларда қолданылады.
Механикалық ұңғымалар қоры жалпы қордың 70,6% құрайды. Қазіргі уақытта 17 ұңғыма (№№3, 8, 9, 25, 26, 27, 28, 100, 104, 110, 115, 116, 117, 118, 119, 123, 130) механикалық әдіспен пайдаланылады.
Барлық ұңғымалар солтүстік блокта пайдаланылады, №№3, 27, 115, 116, 119, 130 ұңғымалары терең сорапты қондырғымен пайдаланылады, ал №№8, 9, 25, 26, 28, 100, 104, 110, 117, 118, 123 ұңғымалары тереңдік винтті сораппен пайдаланылады.
Штангалы терең сорапты қондырғылар (ШГН)
Терең сорапты қондырғымен өндіретін ұңғымалардың өнімі №130 ұңғымада 5,9 ттәу –тен №115 ұңғымада 17,4 ттәу-ке дейін өзгереді, мұнай бойынша орташа өнімділік 8,1 ттәу құраса, сулану мөлшері – 19,9%.
Кен орнында терең сорапты қондырғымен – 13543тонна мұнай және 16916,8 тонна сұйық өндірілді.
Терең сорапты винтті сорапты қондырғылар (ГВН)
Винтті сораптар 73 мм-лік сорапты компрессорлық құбырға (НКТ) түсіріледі. Винтті сораптармен өндіретін ұңғымалар (№123 ұңғыма) 26,2 ттәу- тен 171,8 ттәу-ке (№25 ұңғыма) дейін мұнай өндіреді, ұңғымалар бойынша орташа тәуліктік мұнай өндіру 90,4 ттәу құрайды, ал сулану мөлшері – 42,3% құрайды.
Кен орны бойынша винтті терең сорапты әдіспен 252885,6 тонна мұнай және 438017,5 тонна сұйық өндірілді.
Винтті сораптың жұмысын бірқалыпты етіп қамтамасыз ету үшін кейбір ұңғымаларға газдысепараторлар орнатылды. Сораптағы газды сепераратор сорапқа келіп түсетін мұнай құрамындағы бос газдың 90% бөліп алады. Бұл дегеніміз сораптың ПӘК-ін шамалы бірнеше есе жоғарылатады.
Терең сорапты ұңғымалардың жер асты және жер үсті жабдықтары келесі пайдалану шарттарына жауап береді: тербегіш-қондырғы теңгергіштің басындағы нақты күшке сәйкес келеді; құбыр мен штанганың байланысуы өткізгіштік қасиеті мен беріктігі қажетті мәндері бойынша бір-бірімен сәйкес келеді; терең сораптар типтік өлшемі бойынша ұңғыманың өнімділігіне сәйкес келеді; сораптар барлық шарттарға сәйкес есептелген тереңдікке түсіріледі.
Сораптың қабылдау бөлігін механикалық қоспалардың тікелей келіп түсуінен сақтау үшін, ұңғымалардың көп бөлігі ұзындығы 4-тен 21 м-ге дейін, 73 мм жалғағыш хвостовиктермен жабдықталған.
Құммен парафиннің шөгуі барлық пайдалану ұңғымаларында кездеседі. Дегенмен бұл мәселе кен орны үшін өте маңызды қиын мәселелердің бірі болып тұр. Олармен күресіп, ұңғымалардың тиімділігін арттыру үшін бірқатар іс-шаралар жүргізілуде.
Фонтанды әдіс
Пайдалану қорында 4 фонтанды ұңғыма бар, 3 ұңғыма (№№109, 112, 122) солтүстік блокта пайдаланылып жатыр, №12 ұңғыма шығыс блокта пайдаланылып жатыр.
Мұнай өндіру әртүрлі аралықта №12 ұңғымада 15,7 ттәу, №112 ұңғымада 139,1 ттәу құрайды, фонтанды ұңғымалар бойынша орташа мұнай өндіру өнімділігі 80,7 ттәу және сұйық бойынша 89,7 ттәу құрайды.
Фонтанды әдіспен 2004 жылы-201134,4 тонна мұнай және 223319,8 тонна сұйық өндірілді, сулану мөлшері – 9,9%.
Фонтанды ұңғыманың құрылысы жобалық құжаттарға сәйкес келеді.
Кондуктор (Ø324 мм)- геологиялық шарттарға байланысты ұңғыма сағасын бекіту үшін 50 м тереңдікке дейін түсіріледі.
Техникалық колонна (Ø245) 700 м тереңдікке дейін түсіріледі.
Барлық жаңа ұңғымаларға Ø168 мм-лік пайдалану құбырлары түсірілген.
Фонтанды ұңғыманың сағасы төрт жақты УК АФК 1-210х65 маркалы фонтанды арматурамен жабдықталған, өткізгіш диаметрі 65 мм, орнатылған фонтанды арматура ұңғымаға зерттеу жұмыстарын жүргізуге мүмкіндік береді.
Сұйық жоғары қарай 73 мм-лік сорапты-компрессорлық құбыр арқылы көтеріледі. Сорапты компрессорлық құбыр тізбегінің башмагы воронкамен жабдықталған және перфорация аралығынан 2 – 35 м биіктікте орналасқан.
Кен орнында фонтанды ұңғымалардың жұмысына кедергі келтіретін негізгі факторлар болып: ұңғыманың сулануы, сорапты-компрессорлық құбырда парафиннің тұруы, қабат қысымының төмендеуінен ағынның азайып кетуі және т.б.
Фонтанды ұңғымалардың жұмысына кедергі келтіретін негізгі факторларды жою үшін (ұңғыманың сулануы, сорапты-компрессорлық құбырда парафиннің құмның шөгуі, қабат қысымының төмендеуінен ағынның азайып кетуі және т.б.) кен орнында ұңғымаларға жер асты және күрделі жөндеу жұмыстарын жүргізу керек.

1.3.2 Ұңғымаларды жер асты және күрделі жөндеу

Қызылқия кен орнының мұнайы парафинді мұнайға жатады (парафиннің массалық үлесі 1,08% - 8,5% , орташа 4,75 %).

Сол себепті кен орнындағы ұңғымаларда кездесетін бірден-бір қиыншылықтарға асфальт-шайыр-парафин шөгінділері (АСПО) түзілу болып табылады.
Асфальт шайыр-парафин шөгінділерінің (АСПО) түзілуі барлық ұңғымаларда кездеседі, олар ұңғыманың өнімділігін төмендетіп, тасымалдау құбырларының қабырғаларына тұрып қалады.
Кен орны бойынша парафиннен тазарту үшін 2944 өңдеу жұмыстары (ыстық мұнаймен жуу, скребокпен тазалау) №№9, 100, 104, 109, 110, 112, 115, 116, 117, 123 ұңғымаларда жүргізілді.
№№28, 110, 104, 118, 123 ұңғымаларда сораптар ауыстырылды, №119 ұңғыма механикалық пайдалану әдісіне ауыстырлады.
№№26, 104, 109, 112, 116, 119 ұңғымаларда меңгеру жұмыстары жүргізілді.
Ұңғымалардың құбыр аралық кеңістігін немесе фонтанды құбырларды сорапты-компрессорлық құбыр арқылы (НКТ) ыстық мұнаймен (ОГН) әр уақыт тазалау өзінің оң нәтижесін берді. дегенмен ұңғыманы ыстық мұнаймен жуу белгілі уақытқа дейін ұңғымаға судың келуін азайтады. Мұнай - пайдалану құбырының қабырғасындағы және сорапты-компрессорлық құбыр қабырғасындағы парафинді тазалап тұтқырлығын азайтады.

1.4. Қабат қысымын ұстау жүйесін сумен қамтамасыз ету

Су айдап қабат қысымын ұстаудың техникасы мен технологиясы бірнеше түсініктемелер мен анықтамалардан тұрады, оларға: сұйық өндіру мен су айдау көлеміні, қорды өндіру мерзімі және ұзақтығы, су айдау және мұнай өндіру ұңғымаларының саны және мұндай сипаттамаларға қабатқа айдалатын судың көлемі де жатады. Жасанды суарынды режимде, мұнай өндіру қабат қысымы әсерінен жүргізілген кезде, яғни қабат қысымы қанығу қысымынан жоғары болғанда, қабат жағдайына сәйкес өндірілетін сұйық көлемі қабатқа айдалатын сұйық көлеміне тең болуы керек, сонымен қатар сұйықтың температурасымен қысымына да сәйкес келуі керек. Дегенмен бұл шартта қабат өнімі тек мұнай мен судан тұрады, ал газ мұнайдың құрамында еріген күйде болады, онда қабат шартына келтірілген сұйық шығынының баланстық теңдеуін келесі түрде жазуға болады:
; (1)
Qнаг - стандартты жағдайдағы қабатқа айдалатын судың көлемдік шығыны,
bвод - қабат температурасына дейін қыздырылғанда көлемінің ұлғаюын және қабат қысымына дейін сыққанда көлемінің кішіреюін есептегендегі айдалатын судың көлемдік коэффициенті (қарапайым қабат температурасы мен қысымында bвод );
Qн - стандартты жағдайдағы мұнайдың көлемдік коэффициенті (жалпы
өндірілген тауарлы мұнай);
bн - газдың еруі әсерінен көлемінің ұлғаюын , қысымның әсерінен оның
сығылуын және температурасының жоғарылауын есептегендегі
мұнайдың көлемдік коэффициенті;
Qв - стандартты жағдайда есептелген, қабаттан өндірілген су көлемі;
- өндірілген минералды судың көлемдік коэффициенті ;
Qут - сыртқы аймаққа кеткен судың көлемдік шығыны;
k - су айдау ұңғымалары периодты жұмыс істеп тұрғандағы технология-
лық себептерге байланысты су шығынын есептеу коэффициенті;
k = 1.1 - 1.15 болады.
(1) - теңдеуден қабатқа айдалатын судың шығынын табамыз.
Су айдау ұңғымаларының саны - nнаг, оның орташа өнімділігі - qнаг және айдалатын судың шығыны - Qнаг келесі теңдікке қатысты болады:
Qнаг= qнаг*nнаг (2);
Су айдау ұңғымаларының пайдалану жылдарының қорытындысы бойынша немесе есептеу қорытындысы бойынша олардың өнімі - qнаг белгілі болса, онда (2) теңдеуінен су айдау ұңғымаларының санын - nнаг анықтауға болады. Егер, су айдау ұңғымаларының саны - nнаг ұңғымалардың орналасу схемасы бойынша алдын-ала анықталған болса (2) теңдеуінен су айдау ұңғымасының ауданындағы қабаттың сұйық өткізгіштігіне тәуелді болатын су айдау ұңғымасының орташа өнімділігін анықтаймыз.
Қабат қысымын ұстау жүйесін сумен қамтамасыз етудің негізгі қызметі – қабатқа айдауға жарайтын керекті су көлемін өндіріп, ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Құмкөл кен орнының геологиялық зерттелуі
Кен орнының геологиялық-өнеркәсіптік сипаттамасы
Жаңажол кен орнының геологиялық құрылысы мен мұнайгаздылығы
Кен орынды игеру жүйесі. Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
Кен орнының геологиясы
Кеңқияқ кен орнының топырақ мониторингі
Өзен кен орнының геологиясы
Кеңқияқ кен орнының игерілу жүйесі
Қазақстан Республикасы, жер бедері, геологиялық құрылымы, кен байлығы
Солтүстік Бозашы кен орнының игеру жағдайы
Пәндер

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

Байланыс

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

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь