Кеңкияқ тұз асты кен орнында карбонатты қабаттарды көмірсутекті сұйықтықпен жару

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 69 бет
Таңдаулыға:

Кіріспе

Кенкияк мұнай кен орны салыстырмалы түрде Қазақстан Республикасының солтүстік-батыс бөлігіндегі ірі кен орын болып табылады, қимада екі мұнай қатары бар, яғни тұзүсті және тұзасты. Кеңкияқ кен орнының тұзүсті бөлігі бойынша 1966 жылдан бері мезозой (бор, юра, триас) және жоғарғы перм түзілімдеріндегі кеніштер игерілуде.

1971жылы маусымда Кеңкияқ алаңында П-88 ұңғысында тұзасты терригенді төменгі перм түзілімдерінен өндірістік мұнай ағыны алынды, бұл Каспий маңы ойпатының солтүстік бөлігінде кен орынның тұзасты бөлігінің алғашқы ашылуын білдірді. 1979 жылы мамыр айының басында №107 ұңғыны сынау кезінде башқұр ярусының тұзасты карбонат түзілімдерінен фонтанды мұнай ағыны алынды, бұл кен орынның тұзасты бөлігі карбон түзілімінің ашылуы болды.

Кенкияк тұзасты кен орнында бұрғылау кезінде қалыңдығы 6000 м (төменнен жоғары қарай) болатын, девон, төменгі таскөмір, орта таскөмір, төменгі перм, жоғары перм, төменгі триас, юра, бор және төрттік қабаттардан тұратын девон-төрттік жасындағы қабаттар ашылды. Юра, төменгі перм және таскөмір қабаттары Кенкияк кен орнындағы негізгі мұнайлы қабаттар болып табылады. Тұзасты қабаттарда мұнай кеніштері литологиялық экрандалған түрдегі перм қабаттарында, және массивті-қабатты түрдегі таскөмір қабаттарында жақсы дамыған. Перм аймағында коллектор болып терригенді жыныстар табылады, ал таскөмір карбонатты қабатта - карбонатты жыныстар.

Ұңғының түп аймағына әсер ету екі әр түрлі мақсатта жүргізілуі мүмкін. Біріншіден, бұл ұңғының қабаттың мұнайбергіштік коэффициентінің сақталуы немесе көбеюі кезіндегі қабылдағыштығының немесе өнімбергіштігінің өсуі. Екіншіден, түп маңы аймағының бұзылуының алдын алу ретінде, оны бекіту. Егер екінші мақсат өзінің жүргізілуімен түсінікті болса: жынысты жеткілікті мөлшерде оның өткізгіштік қасиетін сақтап, бекіту керек болса, бірінші мақсаттың жүзеге асырылуы күрделі әрі қарама-қайшы болады. Егер бұл жағдайда да өткізгіштігі аз қабатшаның өнімділігінің меншікті коэффициенті өткізгіштігі жоғары қабатшаға қарағанда төмен болса, онда ығыстыру фронтын теңестіру үшін өткізгіштігі жақсы қабатшаның өнімділігін азайту қалады, бұл ұңғының өнімінің азаюына әкеледі. Сонымен, қабатшаның түп маңы аймағына жеке әсер ету кезінде біз мұнайбергіштік коэффициентін жоғарылату үшін барлық мүмкіндіктерді пайдаланбаймыз. пайдаланып немесе қабатшалардың өнімділігі әр түрлі болғанда ығыстыру фронтының жылжу жылдамдығын әр түрлі депрессия жасай отырып ұстауға болатын бір уақытта жеке пайдалануға арналған жабдықтарды қолданып жетуге болады.

Кенкияк тұз асты карбонатты кеніштерді игерудің тиімділігін арттыру үшін қабатты сұйықпен жару әдісі тиімді әдіс деп танылады.

1 Геологиялық бөлім

Кенкияк кен орнының геологиялық құрылымы

Кенкияк кен орнындағы төменгі перм қимасы ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарының қабаттарымен сипатталады.

Ассель ярусы. Ассель ярусының қабаттары таскөмір жынысының шайылған бетінде сәйкесінсіз жатыр. Литологиялық жағынан гравийлі-галечникті материалдан тұратын әктастың қалың емес қабатшалары бар құм-сазды жыныстың бумаларымен сипатталған. Құмайттар түрлі түйіршікті полимикті, берік, құрамында ОРО бар, әлсіз әктасты болып келеді. Аргиллиттер тығыз, қабатталған, қара түсті болады. ярус қалыңдығы 65-287 м аралығында ауытқиды.

Сакмар ярусы. Сакмар ярусының қабаттары құмды-сазды жыныстармен, линзалармен және аргиллит қабатшалары бар гравийлі-галечті материалдың қабатшаларымен сипатталады. Құмайттар орта түйіршікті, берік болады. қалыңдығы 122-185м аралығында өзгереді.

Артинді ярус. Артинді қабаттар литологиялық жағынан гравелит және конгломераттың бөлек қабатшалары бар күшті құм-аргиллитті қабатпен сипатталады, құмайттар берік цементтелген және тығыз болып келеді. Артинді қабаттардың қалыңдығы жоғарғы қабаттардың шайылуынан тұрақсыз және 240-377м аралығында өзгеріп тұрады. Артинді қабаттарға кен орын мұнайының негізгі қоры бар үш мұнайлы бума сәйкес.

Күнгүр ярусы. Күнгүр ярусы тұзды қабаттармен сипатталады. Тасты тұздың қалыңдығы 50-357м аралығында ауытқиды. Күнгүр қабаттарында үш бума бөлінеді: төменгі-сульфатты-терригенді, орта-галогенді және жоғарғы-сульфатты-терригенді.

Башқұр мезгілінде ұсақсулы фацияның шөгу ауданы бірте-бірте төменгі таскөмір мезгілімен салыстырғанда ұлғая береді. Осы мезгілде Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінде аудандық көтерілімдердің тектогникалық қозғалысы жиі болып тұрды. Пайда болған органогенді құрылыстар диагенетикалық немесе диагенетикалық емес сипаттағы процестердің әсеріне түсіп отырды. Жоғарғы- және ортабашқұр қабаттары толығымен шайылған. Бұл башқұр мезгілінде ойпаттың қысқару және кебу процесі аяқталып жатқанын білдіреді.

Төменгі башқұр ярусы. Литологиялық жағынан инклюзивті-түйіршікті, коралды әктастармен сипатталады. Төменгібашқұр подьярусында мұнай кеніші дамыған. Ярус қалыңдығы 45-100м аралығында өзгеріп тұрады.

Литологиялық жағынан фораминиферовты, инклюзивті-түйіршікті, тікентерілі детритті әктастармен сипатталады. Үлкен ауданда көкшіл-жасыл және жасыл балдырлы әктастар дамыған. Олар төменгі таскөмір бөлімінің карбонатты қабатының негізгі қасиеті болып табылады. Серпуховты яруста мұнай кеніші дамыған. Жыныс қалыңдығы 310м құрайды.

Визей ярусы. Визей ярусының қабаттарыдевон жынысының шайылған бетінде сәйкессіз орналасқан. Литологиялық жағынан қабаттар әктастар мен доломиттердің аргиллиттің қабатшаларымен қабаттануымен сипатталады. Әктастар ашық-күлгін түсті, аз кристалданған, тығыз, кей жері жарықшақталған болып келеді. Жыныс қалыңдығы 270м.

1. 2. 1 Өнімдік аймақтар мен қабаттарды бөлу

Карбондағы бумалар мен пермдегі өнімдік аймақтарды бөлу негізіне ҰГЗ материалдарын және үш өлшемді сейсмобарлау берілгендерін комплексті зерттеу енгізілген. Пермде тұзасты мұнайлы қабаттар құм-сазды жыныстармен сипатталады, ал карбонда - карбонатты қабаттармен және сондықтан бір-бірінен өндірістік-геофизикалық сипаттамасымен ерекшеленеді.

Ұңғылар қимасының корреляциясы кезінде перм қабаттарында екі тіректік қабат қолданылды. Бірінші тіректік қабат - ГК -ң төменгі мәніндегі және АК-ң жоғары мәніндегі күнгүр комплексінің тас тұзы, және екінші тіректік қабат - ГК-ң жоғары мәні бар перм қабаттарының табанындағы саз. Аз қалыңдықты және аудандық дамуы бар маркалаушы саз қолданылған жоғары детальды корреляция кезінде пермде 5 өнімдік горизонт (Р1-І, Р1-ІІ, Р1-ІІІ, Р1-ІV, Р1-V) және 2 карбонатты қабат (С2-І, С1-ІІ) карбонда бөлінді.

Жоғарыда айтылғандарды ескере отырып, өнімдік қабаттар мен бумаларды қабаттарға анағұрлым детальды бөлу бойынша жұмыстар жүргізілді: 5 перм бумасында 27 қабат (Р1-І, Р1-ІІ, Р1-ІІІ, Р1-ІV, Р1-V) және карбонның екі негізгі карбонат қабатында 6 қабат (С2-І, С1-ІІ) көрсетілді.

Перм қабаттарында Р1-V мұнай бумасы шөгінділердің седиментациясының циклы бойынша жоғарғы және төменгі бөліктерге бөлінетінін ескере кеткен жөн. Қабаттың жоғарғы бөлігі біркелкі дамыған және онда мұнайға қаныққан қабаттар белгіленген. Созылуы бойынша перм қабаттарының төменгі бөлігі жынысының қалыңдығының орналасуы біркелкі емес: құрылымының дөңестібөлігінде жыныс қалыңдығы үлкен емес, құрылымның батыс қанатында жыныс қалыңдығы анағұрлым үлкен және 30-180м аралығында өзгереді. Берілген бөлікте құмайттар тығыз және сондықтан қабаттарды белгілеу жүргізілмеген.

1. 2. 2 Тектоникасы

Кен орын аймағы Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінің Кенкияқ тектоникалық сатысы аумағында орналасқан. Зерттеліп жатқан ауданның шөгінді қабатында үш құрылымдық-тектоникалық қатар көрсетіледі: тұзасты, күнгүрлы-жоғары перм және мезозой. Ойпаттың шығыс бөлігінің геологиялық дамуының сипаттамалық ерекшелігі территорияның біртексіз ұзақ түсуі болды, ол дамушы Орал геосинклинальды ауданынан және қалыңдығы 8м. қалың күнгүрға дейінгі шөгінді қабаттың қалыптасуынан туындаған.

Ф және П ₁ тіректік сейсмикалық горизонттарының арасында орналасқан тұзасты кунгурға дейінгі комплексте визей-жоғарыдевон және өте ежелгі қабаттар бар, олардың седиментациясы ойпат ауданы бойымен меридиан бағытымен дамыған ертепалеозой Жоғарыембі каратон маңы ойпатының жағдайында болған.

Геофизикалық берілгендер бойынша Кенкияқ тұзасты комплексінің қимасында келесі тіректік сейсмикалық горизонттар көрсетіледі: П ₃ , П ₂ , П ₂ , П ₁ . П ₃ горизонты жоғары девонға дейінгі жастағы терригенді қабаттардың бетімен шартты түрде байланысады. П ₃ горизонтынан жоғары жоғарыдевондық-төменгіпермдік жастағы комплекс жатыр, оның құрылымдық жоспары П ₂ горизонтын көрсетеді. П ₂ горизонты төменгі карбонатты қабаттың жабынына сәйкес (КҚ-ІІ) . КҚ-ІІ қабаттары төменгі перм жасындағы терригенді комплекспен жабылады, оның құрылымдық жоспары П ₁ горизонтын сипаттайды.

Тұзасты қабаттардың беті моноклинальды түрде шығыстан батысқа қарай Ащысай ауданынан ойпаттың орталық бөлігі жағына қарай болады (батады) : Әлібекмолада 1, 7 км-ден, 2, 5 км Бештауда, 3, 4 км Башенколде және Шұбарқұдықта 5, 4 км-ге дейін. Тұзасты қабаттардың моноклинальды батуы кезінде құрылымдық жоспар тектоникалық сатылармен анағұрлым күрделенеді. Шығыстан батысқа қарай ені 15-20-дан 35-60 км болатын, бір-бірінен тереңдік құрылуымен ерекшеленетін Жаңажол, Кеңкияқ, Қоздысай және Шұбарқұдық сатылары көрсетіледі. Сатылардың құрылуы субмеридианды созылымның жергілікті және біліктүзгіш көтерілімдермен күрделенеді. Кеңкияқ тұзасты құрылымының құрылысын нақтылау үшін үшөлшемді сейсмикалық зерттеулер жүргізу кезінде, бұрғылау берілгендерінің комплексінде алынған интерпретацияланған материалдар қарастырылды.

1. 2. 3 Коллекторлардың литологиялық сипаттамасы

Пермді терригенді жыныстар конгломераттардан, құмайттардан, алевролиттерден және саздан тұрады, соның ішінде 66, 58% құрайтын ұсақ-орта түйіршікті псаммиттермен және галькоқұрамды ірі түйіршікті псаммиттермен (17, 86%) сипатталады. Жыныстың борпылдақ бөлігін құрайды: детрит (47, 8%), кварц (38, 6%), алаңдық шпаттың аз мөлшері (6, 4%) және фельдшпат (7, 9, %) .

Жыныс түйіршігіның формасы бұрышталған жарты дөңгелекті болып келеді, гранулометрлік құрам фракциясы үлкен аумақта ірі түйіршіктіден ұсақ түйіршіктіге дейін өзгереді, борпылдақ түйіршіктердің іріктелуі бойынша орташадан нашарға дейін сипатталады. Құмайттағы қосымша минералдарға жатады: пирит (1, 96%), слюдалар, граниттер, турмалиндер және қара түсті түрлі минералдар.

Құмайттағы цементтегіш заттардың құрамы жоғары, көбінесе кальций мен саз материалдары, кремний материалдары кездеседі. Толтырғыштар құрамы орташа алғанда 30, 2 % құрайды, сонымен қатар кальцит құрамы - 25, 4 %, ластанғыш қоспа - 4, 6 %. Цемент түрі - кеуекті. Негізінде берік құмайттар дамыған. Керндерде галькалар жиі кездеседі, олар жыныс сынығынан (60-65%) және кварцтардан (20-25%) құралған, сынық құрамында негізінде кремний мен карбонат жыныстары болады. Керндегі галектің ең үлкен өлшемі 5х9 см құрайды (интервал 4282, 3 - 4282, 37 м, №234 ұңғы), галекті жергілікті байыту нәтижесінде гравелит және конгломерат қабаты түзіледі.

Карбонның карбонатты коллекторлары таза, ірі құрамында сазы аз, сульфтасыз әктастар болып табылады. Кальцит құрамы орташа 97, 74% құрай отырып, 94, 71 - 99, 48 % аралығында өзгереді, доломит құрамы 0 -3, 51% және орташа 1, 08%, саз және т. б. минералдар 0, 08-1, 6% және орташа 0, 27% Карбонатты коллекторлар негізінде фораминиферленген әктастармен (24, 14%, ), инклюзивті әктастармен (20, 06%, ), инетерілі детритті әктастармен (12, 38%), балдырлы-борпылдақ әктастармен (9, 95%, ), оолитті әктастармен (6, 98%, ) сипатталады. Ішкітүйіршікті әктастардың (5, 07%, ), ішкідетритті әктастардың (4, 11%), брахиоподовты әктастардың (3, 3%, ), сферолитті әктастардың (2, 79%, ), цементтелген әктастардың (1, 37%, ) және микрокристалды әктастардың (0, 59%, ) үлкен емес мөлшері анықталды. Жыныстың борпылдақ бөлігі 81, 7% дейін жетеді, оның 52, 4% биогенді түйіршікке жатады. Ең жиі кездесетін фауна фораминифер, фузулинид, жасыл және қызыл балдырлар, одан кейін мшанка, строматопор, брюхоногты пластинчатты-жаберлі, брахиопод (плеченогие), остракодтар, губкалар және т. б. болып табылады.

1. 3 Өнімнің физика-химиялық қасиеттері

Тұзасты қабаттардың өндірістік мұнайлылығы 1971 және 1979 жылдары артин мен таскөмір қабаттарынан мұнай алынумен дәлелденді.

Бірінші ашылу ұңғылары болып табылады: артинді мұнай кеніші үшін - П-88 ұңғы өнімділігі - 9, 1 м³/тәу, карбонды мұнай кеніші үшін - №107 ұңғы өнімділігі - 46, 1 м³/тәу.

Түрі бойынша терригенді артин қабаттарында өнімдік горизонттан (Р1-І, Р1-ІІ, Р1-ІІІ, Р1-ІV, Р1-V) тұратын линзатүріндегі кеніштер қатары орнатылған, ал карбонатты қабаттарда шартты түрде 2 бумаға бөлінген массивті қабаттық мұнай кеніші белгіленген (С2-І, С1-ІІ) .

Кеңкияқ кен орнының карбонының тұзасты кеніші бұрғылаумен және ұңғыларды сынаумен зерттелген. Мұнай ағыны 25 обьектте алынды. Фонтанды мұнай ағынының өнімділігі 3, 95 м³/тәу -ден 3 мм штуцер кезінде №102 ұңғыда ауытқиды, 126 м³/тәу дейін 10 мм штуцерде №106 ұңғыда.

ҰГЗ материалдары бойынша ұңғылардың ашылған қимасында сумұнай жиегі көрінбейді. Сусыз мұнай алудың ең төменгі белгісі минус 4226м құрайды (№102 ұңғы) . №102 ұңғыдағы соңғы мұнайға қаныққан коллектор табаны ҰГЗ материалдары бойынша минус 4230м белгісінде тұр.

Минус 4225м абсолютті белгісінен сулы мұнай алынған жақын ұңғы - бұл Құмсай - 5 (К5) . Сондықтан карбонатты мұнай кеніші үшін шартты сумұнай жиегі (СМЖ) минус 4226м белгісінде қабылданған. Қабылданған СМЖ ескере отырып, мұнай кенішінің биіктігі 144м. Кеніш режимі серпімді-су арынды. Бір аудандық номенклатура бойынша жоғарыдан төменге қарай ашылған тұзасты төменгіпермдік терригенді қимада бес өнімдік горизонт бар, олардың үшеуі артин ярусының қабаттарына бейім, біреуі - сакмарға және біреуі - ассельге. Бөлінген өнімдік горизонттар құмайттар, алевролиттер мен аргиллиттердің қабаттануымен сипатталады. Коллекторлардың қабатшалары литологиялық жағынан ауданы бойынша тұрақталмаған және түрлі өлшемдегі линзалармен сипатталады. Мұнайға қаныққан қабат-коллекторлардың таралуының линзатәріздес сипаты және өнімдік горизонттар бойынша құрылымдық қақпандардың болмауы өнімдік бөліктердің, бөлек аймақтардың орналасуын анықтайды.

Пермнің өнімдік горизонттарының мұнайлылығы ұңғыларды сынау берілгендерімен дәлелденген. Мұнай ағыны 38 обьектте алынған. Өнімділік 0, 529 м³/тәу -тен (№113 ұңғы) 150 м³/тәу дейін (№116 ұңғы) өзгереді. ҰГЗ материалдары бойынша сумұнай жиегі орнатылмаған. Кеніш линзатәріздес, литологиялық жағынан экрандалған болғандықтан СМЖ мұнай қабатының табаны бойынша шартты түрде қабылданды. Кеніш режимі серпімді, еріген газ режиміне ауысады. Таскөмірді өнімдік горизонттың қабаттық мұанай анализінің берілгендері бойынша №110, 115 және К5 ұңғыларда оның физикалық қасиеттері шамамен бірдей, оның тығыздығы - 0, 6308-0, 6698 г/см³, тұтқырлығы - 0, 16-0, 66мПа*с; бастапқы газ факторы - 268, 8-417, 8м³/м³; қанығу қысымы -28, 42-38, 62МПа, көлемдік коэффициент - 1, 57-1, 74. Төменгі перм және таскөмір қабаттарының мұнайындағы еріген газдар мен қабат мұнайының анализдерінің нәтижелері бойынша мұнайдың физикалық қасиеттері мен қабат қысымының параметрлерінің арасындағы тәуелділікті анықтауға болады және олардың қатынастарының теңдеуін құруға болады. Бұл теңдеулерден Кеңкияқ кен орнының тұзасты кенішіндегі қабат мұнайының физикалық қасиеттерінің көрсеткіштерін шығаруға болады. Осылайша, Кеңкияқ кен орнының тұзасты кенішінің қабат мұнайының физикалық қасиеттері бойынша тығыздығы төмен, тұтқырлығы төмен, құрамындағы күкірт пен парафиндер аз, суу температурасы төмен, құрамында смоласы көп және жоғары газ факторымен сипатталады.

2 Техникалық-технологиялық бөлім

2. 1 Кен орнын игерудің технологиялық режимдерін қолдану

Кенкияк кен орнын игеру процесінде үш режим қолданылып келеді, яғни табиғи режим, қабатқа бумен әсер ету және су айдау режимдері. Кенкияк кен орнының тұз үсті қабаттарында белгілі бір серпінді су арынды режимі еріген газбен ығыстыру режимі солтүстік қанатта және оңтүстік қанаттың шығыс бөлігінде пайдалануда. Кен орын игерудің алғашқы кезеңінде (1966-1975) мұнай өндіру жоғары қарқында жүргізілді, ұңғының тәуліктік өнімі 3, 9-5, 3 тоннаға жетті. 1966-1975 жылдары пайдалануға берілген ұңғылардың орташа тәуліктік өнімі жоғары болды, 8, 3 тоннаға дейін жетті, ал өнімнің сулануы төмен болды. 1966-1972 жылдары пайдалануға берілген ұңғылардың орташа өнімі 5, 2 тоннаны құрады, сулануы 1, 4 % тең болды. Соңғы жылдары мұнайды сумен ығыстырудың тиімсіз екені анықталып келеді, себебі мұнай мен газдың тұтқырлығы әртүрлі болуына байланысты болып келеді. Кен орны игерудің алғашқы екі жылынан соң, көптеген өндіру ұңғылары су бере бастады, соған байланысты мұнай өндіру бірден төмендеді. Мысалы, 1983 жылы 408 ұңғы қабаттың табиғи режимімен жұмыс жасады, алғашқы тәуліктік мұнай өндіру 5, 5 тоннаны құрады, алты жылдан соң тәуліктік өнім алу 2 тоннаға түсті, сулану 5% -55% дейін жетті.

Кен орнын игеру көрсеткіштеріне мынадай технологиялық шаралар әсер етеді: буды сіңіру техникасының қолданылуы; будың сапасын жоғарлату және бу айдау көрсеткіштерінің тиімділігін жоғарлату; бу генераторының қысымы 6, 8МПа; саға қысымы- 5, 3 МПа; бу генераторының температурасы 282°C будың құрғақтылығы- 79%; бу айдау жылдамдылығы- 194 тонна тәулігіне; бір кезеңде бу айдау мөлшері -2692тонна; бу айдау жеделдігі- 122 т/м; Бу айдаған соң ұңғыны жабу уақыты- 2-3 тәулік.

Кенкияк кен орнының тұз үсті қабаттарында мұнайды өндіру орта юра J ₂ және жоғарғы перм Р ₂ аймақтарынан жүргізіледі.

2015 жылдың қаңтарына тұз үсті қабаттары бойынша пайдалану фонды 1457 ұңғыны құрайды, соның ішінде 988 ұңғы жұмыс жасап тұр. Тоқтап тұрған ұңғылар саны 519, айдау ұңғылары 31, бу айдауға 8 ұңғы, құрғақ бу айдауға 4 ұңғы, полимер ертіндісн айдауға 4 ұңғы, қабат қысымын ұстауға 11 ұңғы, тұрған 4 ұңғыны құрады. Бақылау ұңғыларының саны 18 тең.

Тұз асты қабаттарын игеруге 43 ұңғы пайдаланылып отыр. Олардың ішінде 33 ұңғы жұмыс жасап тұр, 10 ұңғы тоқтап тұр, 1 ұңғы бұрғылаудан кейін меңгерілуде. Тұз асты кеніштері бойынша орташа тәуліктік мұнай өндіру 4920 тоннадан 5020 тоннаға дейін болып келеді. Төменгі перм ұңғылары бойынша тәулігіне 40 тоннадан 51 тоннаға дейін мұнай өндірілуде. КТ-II қабаттары бойынша тәулігіне 4835 тоннадан 4914 тоннаға дейін өзгеруде, төменгі перм қабатының сакмар аймағы бойынша тәулігіне 45 тоннадан 55 тоннаға дейін болып отыр. Тұз асты қабаттары бойынша жинақталған мұнай өндіру 5 054 467 тонна мұнайды құрайды, бұл көрсеткіш өндірілген мұнайдың 17, 7 % құрайды. №№ 7011, 7010, 7016-Н ұңғылары бойынша бұрғылаудан ке йін меңгеру жұмыстарын жүргізу қиындап отыр, сонымен қатар көне тұз асты №№ Г-104, Г-106 ұңғыларына күрделі жөндеу жұмыстарынжүргізу қиындықтар туғызуда.

Жаңа тұз асты ұңғыларын бұрғылаудан уақытылы тапсырылмауына байланысты тұз асты кеніштері бойынша мұнай өндіру айтарлықтай төмендеп отыр. Ұңғыларды бұрғылау уақыты жоспар бойынша 240 тәулікті құрағанмен, негізінде 420-480 тәулікті құрайды.

Тұз асты кеніштерінің ұңғылары табиғи режиммен 3мм- 21мм диаметрлі штуцермен жұмыс жасап тұр. Түп аймағының қысымының динамикалық деңгейінің өзгеруін өлшеу және қалыптасқан режимде зерттеу жұмыстары жүргізілуде. Түп аймағының қысымының төмендеуі байқалады. Тұз асты кеніштерінің ұңғыларының саға қысымдары және құбыр сырты қысымдары Р құб. / қ. сырт 25//30 атм, 150// 190 атм аралығында өзгереді. Түп аймағының қысымы барлық өндіру ұңғылары бойынша квартал сайын өлшенуде. 3500 метр тереңдікте Р _түп. 327 атм. 473 атм. дейін өзгеруде. Есеп беру, яғни 2006 жыл бойынша № 7031 ұңғыға СКҚ түсіру кезінде башмакқа тереңдік зерттеуге камера қойылды. 4261метр тереңдікте 7мм штуцермен Р _түп. Түп аймағының қысымы 374 атм. тең болды. Ұңғының тәуліктік өнімі 134 тоннаны құрады. Кенкияк кен орнының тұз асты кеніштері бойынша өнімнің сулануы 3% құрайды.

«СНПС- Ақтөбемұнайгаз» АҚ бекітілген жоспары бойынша Кенкияк кен орны бойынша 2013 жылы тұз үсті комплексі бойынша мынадай техникалық шаралар жүргізілді: тұз үсті кеніші бойынша 100 ұңғыға бұрғылаудан кейін меңгерілді. Ұңғыларды свабтау арқылы 2 тонна мұнай өндірілді. ұңғыға полимер айдалды. Тұз асты кеніші бойынша: 14 ұңғыға меңгеру жұмыстары жүргізілді. 15 ұңғыға тұз қышқылымен өңдеу жұмыстары жүргізілді, соның ішінде жаңа 5 ұңғыға жүргізілді; Кенкияк кен орны бойынша 2013 жылдың қаңтар айына дейін мынадай ұйымдастырылған техникалық шаралар жүргізілді.

... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.