Барлау ұңғымаларын ашу мен қысқа уақытта пайдалану

2 Технологиялық бөлім

2. 1 Кен орынды игеру жүйесі

Барлау ұңғымаларын ашу мен қысқа уақытта пайдалану кезінде үлкен көлемді зерттеу жұмыстары жүргізілді. Мұнай газдылықтың үлкен көлемділігіне байланысты КҚ-I және KҚ-II объектілеріндегі шоғырлардың табаны мен дөңесіндегі қабат қысымы өзгеріп отырады. KҚ-I дөңесіндегі қысым- 19, 7МПа, табанында -20, 7МПа, КҚ-II дөңесіндегі -29, 6 МПа, табанында -36, 0МПа.

Қабат қысымының бастапқы орташа қысымы КҚ-I-19, 9МПа, КҚ-II-1-33, 5 МПа және KҚ-II-2-34, 8МПа. Ұңғымаларды сынамалау жалпы белгіленген методикаға сай жүргізілді: объектілерді ашу, ағынды шақыру, гидродинамикалық зерттеу жұмыстарын жүргізу, басу және изоляциялық жұмыстарды жүргізу.

Өндіру горизонттарын ашу 1метрге (жіберу метрі) 12-15 тесік жасау негізінде ПКС -80, ПКС-89, ППК-89 кумулятивті перфораторлар көмегімен жүзеге асырылды. Сынама кезінде 73мм-лі сорапты компрессорлы құбырлар қолданылды. Ағынды шақыру қабатта депрессияны тудыру мақсатымен түп қысымын төмендету жолымен жүзеге асырылды. Негізінен бұл бұрғылау ерітіндісін суға, кей жағдайда аэризация жүргізумен мұнайға ауыстыру негізінде жасалды. КҚ-II горизонтының сыналған қабаттары арасында мінездемесі мен құрамы бойынша 46 фонтанды (соның ішінде 42 мұнайгазды, 4 мұнайлы), 2 фонтанды емес. Мұнайдың фонтанды ағынын алу кезінде нақты фильтрациялық қасиеттерді қалпына келтіру мақсатында фонтанды жұмыс арқылы ұңғымаларды тазалау жүргізілді. Ұңғымаларды тазалаудан кейін фильтрацияның стационарлы және стационарлы емес режимінде зерттеулер жүргізілді. Зерттеулер ұзақтығы 10-нан 507 сағат 4-5 режиміндегі ағымның тұрақталуына дейін ұңғымаларды өңдеуден тұрады. Барлық ұңғымалар мен барлық режимдегі қабат және түп қысымы МГН түпті манометрлер мен «Кастер» фирмасының манометрлерімен өлшенеді. Тау жыныстардың нақты өнімділігін көбейту және ағымның интенсификациялануы үшін тұзды-қышқылды өңдеулер, ванналар, қосымша перфорациялар жасалды.

Жалпы бұл жұмыстар тиімді болып, ал бөлек жағдайларда өңдеуден кейін ұңғымалар дебиті 10 есеге дейін артты. Газоконденсатты және мұнайгазды объектілерді зерттеулер Порта-Тест газосепараторлы қондырғылар арқылы жасалды. КТ-I объектінің газоконденсатты қоспалар дебиті 3 мм-лі штуцерде 22, 397 мың м ³ /с-нан, 7мм-лі штуцерлерде 76, 044 м ³ /c-нан, сепарациялық газ дебиті-сәйкесінше 22, 063тен 75, 558мың м ³ /с. Фонтанды объектілерінің мұнай дебиттері 12 ұңғымадағы 3мм штуцерлі қабат қысымының депрессиясы 31, 5% - тегі 4, 4м ³ /с-нан 9ұңғымадағы 7мм штуцерлі қабат қысымының депрессиясы 38, 5%-тегі 74, 1м ³ /с дейін өзгереді, ілеспе газ дебиті сәйкесінше 0, 722-ден 7, 045мың м ³ /с дейін, қабат қысымынан түптегі депрессия 10, 54-тен 38, 46% дейін, өнімділік коэффициенті 1, 101-ден 11, 961м ³ /(тәу. МПа) дейін өзгереді. Егер кен орынның оңтүстік аймағындағы барлау ұңғымаларының дебиті максималды 259м ³ /с, 6, 4 МПа депрессия кезінде (10, 8 ұңғыма) болса, ал кен орынның орталық бөлігінде 12МПа депрессия 65м ³ /с тан аспайды, (9 ұңғыма) және тек қана бір ұңғыма (П-4 ұңғыма ) 13МПа депрессияға дейін 90м ³ /с дебит береді.

Кен орынның солтүстік бөлігі аз дебитті ұңғымалармен депрессиясы 10МПа дейінгі кезінде 2м ³ /с дебитімен сипатталады. Сонымен KҚ-II-1 горизонтының объектілері бойынша мұнай дебиті 15ұңғымада 3мм штуцерде 0, 3 м ³ /с 10 ұңғымадағы 10мм штуцердегі 259м ³ /с диапазонында өзгереді. Газ дебитінің минималды көрсеткіші 16 ұңғымадағы 3мм штуцердегі 0, 025 мың м ³ /с, ал максималды көрсеткіші 56, 271мың м ³ /с құрады(10 ұңғыма, d _шт =10мм) . KҚ-II-2 горизонтының объектілері бойынша мұнай дебиті 21 ұңғымадағы 3мм штуцердегі 0, 2 м ³ /с -тан П-4 ұңғымадағы 7мм штуцердегі 36, 6% депрессиясы кезіндегі 90 м ³ /с диапазонында өзгереді. Ілеспе газ дебиті сәйкесінше 0, 04 тен - 21, 335 мың м ³ /с өзгереді. Өндірудің әр варианттары үшін технологиялық көрсеткіштер 3 өлшемді компьютерлік модельдеу арқылы жасалған. Ең жоғарғы технологиялық көрсеткіштер КҚ-II жеке объект ретінде пайдаланғанда жүзеге асады.

Суды айдау 2004 жылдан басталуы тиіс. Барлық айдау ұңғылары бойынша қабылдау қасиеттерін арттыру мақсатында келесі шаралар жүргізіледі: тұзды қышқылды өңдеу, қабатты қышқылды гидрожару, перфорация, «Полисил» технологиясы бойынша өңдеу. Сонымен қатар, суды айдау 15МПа қысымда жүзеге асады. Қабат қысымын ұстап тұру жағдайында ұңғылардың фонтанды ұзақ уақытқа созылуы мүмкін, ал фонтандаудың тоқтатылуы өндірілетін өнімнің сулануына байланысты болады. Есептеулер көрсеткендей, мұнайды жинау жүйесінде қысым 2МПа аспаса және ұңғымалардың өнімділігін арттыру мақсатында түп аймаққа әсер ету комплексі жүзеге асырылса ұңғымалар 12-14жыл фонтандауы мүмкін. Фонтандау тоқтатылғаннан кейін ұңғыларды пайдалану винттік сораптар арқылы немесе газлифтілі тәсіл арқылы пайдалануға болады. Әр вариант бойынша ұңғыламаларды бұрғылау 4 бұрғылау станоктарымен жүргізіледі. Бұрғылау оңтүстік аймақтың орталық бөлігінен, 2-і солтүстікке және 2-і оңтүстікке бағытталады. Барлық ұңғымалар тік бұрғыланады.

Техникалық есепке сай КҚ-II мұнай шоғыры үшін қабат қысымын ұстап тұру вариант ретінде өндірілетін ілеспе газды қайтадан қабатқа айдау әдісі ұсынылды. Бірақ компьютерлік модельдеу көрсеткендей, тек ғана ілеспе газды айдау шоғырлардағы қабат қысымының төмендеуіне әкеледі, мұның өзі КҚ-II бойынша мұнай дебитінің төмендеуіне әкеп соқтырады. Сондықтан бұл вариант КҚ-II үшін тиімсіз екенін көрсетті.

Сол себептен ілеспе газды қайтару варианттары тек қана КҚ-1 объектілерінде, ал КҚ-II-2 объектісінде су айдау әдісін қолданған жөн екенін көрсетті. Бірақ компьютерлік модельдеу көрсеткендей, КҚ-II-1 объектісіне су айдау әдісі газ айдау әдісіне қарағанда әлдеқайда тиімді екенін көрсетті.

2. 1. 1 Игерудің ағымды жағдайын, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау

KҚ-II шоғырын пайдалану 26 және 28 ұңғымаларды пайдалануға қосқанда, яғни 2011жылдың қаңтарында №51 ұңғыма, ал 2012 жылдың мамырында №52 ұңғыма сынама пайдалануға берілді. Кестеде көрсетілгендей №26, №51, №52 ұңғымалар бойынша жоғары қабат қысымдарымен сипатталады, ал №28 ұңғыма бойынша қабат қысымы төмендеуін көрсетеді. Бұл келтірілген ұңғыма аймағында коллекторлардың қасиеттерінің нашарлауымен түсіндіріледі. Барлық ұңғымалар бойынша түптік қысым қанығу қысымынан жоғары болады, яғни қабаттағы мұнайдың газсыздануы бұл ұңғымалар аймағында жүрмейді. Ұңғымалардың өнімділік коэффициенті 7-ден 35м ³ /тәу диапазонында өзгереді.

01. 09. 2010 мерзіміне дейін кен орнында 48 ұңғы бұрғыланған. Пайдалану, өндіру және жұмыс істеп тұрған қоры - 25 ұңғы (№ 10, 26, 27, 28, 51, 52, 53, 55, 56, 58, 61, 62, 64, 113, 115, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 204, 207, 210, 211) . № 54 бір ұңғы айдау қорына ауыстырылды. №10, №27 ұңғылар пайдалануға консервациядан соң енгізілді. Геологиялық себептерге байланысты 22 барлау ұңғылары жойылған (№ 4, 5, 6, 7, 8, 9, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 32) . 3 ұңғы меңгеруде: № 8, № 109, № 121. 2 ұңғы бұрғылануда: № 135, №143.

2011 ж. пайдалануға 2 ұңғы: №26, № 28 енгізілді, жылдық мұнай өндіру көлемі 3280, 6т болды. Орта тәуліктік шығым 15, 11 т/тәул. 2002 ж. пайдалануға 4 ұңғы (№51, №52, №53, №54) енгізілді және 6 ұңғы бойынша жылдық мұнай өндіру көлемі 120, 11мыңт. құрады. Орта тәуліктік шығым 173, 1т/тәул. 2013 ж. пайдалануға 60 ұңғыма енгізілді (№ 55, 56, 58, 115, 204, 210) . 01. 01. 2004 ж. күніне пайдалану ұңғыларының қоры 12 ұңғы болды және жылдық мұнай өндіру көлемі 418, 31мың т. құрады. Орта тәуліктік шығым 173, 1т/тәу.

Әлібекмола құрылымының солтүстік күмбезінің мұнайлығын одан әрі барлау үшін және коллекторлардың литология-физикалық қасиеттерін нақтырақ нықтау үшін 61 және 64 бағалау ұңғылары бұрғыланған (25. 12. 2002 ж. ЦКР №20 хаттамасына сәйкес) .

2013 ж. Granherne және CBS мамандарымен жүргізілген сейсмобарлау зерттеулерін қайтадан интерпретациялауының нәтижесінде 61, 64 бағалау ұңғыларының орналасу жері жобалық орналасу орнына қатысты нақтылап анықталды (18. 06. 2012 ж. №77 хаттама) .

Оңтүстік күмбезде жаңа ұңғылардың орналасу жері түзетілген жоқ және жобалық орынға сәйкес келеді, яғни орналасу торының тығыздығы 42, 16 га/ұңғы. Жаңа ұңғылардың құрылысы күмбездің орталық бөлігінен бастап шет жағына қарай жүргізілуде, бұл технологиялық схеманы іске асыру ойына сәйкес келеді.

2012 жылдың сегіз айында пайдалануға қосымша 14 ұңғы енгізілді (№ 10, 27, 61, 62, 64, 113, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 207, 211) . Технологиялық схемамен 2004 жылы кен орынның оңтүстік бөлігінде 20 ұңғыны (15 өндіру және 5 айдау ұңғысы) бұрғылау және іске қосу қарастырылған. № 61, №64 ұңғылар кен орынның солтүстік күмбезінде бұрғыланған. 01. 09. 2004ж. (8 ай ішінде) 25 ұңғы бойынша мұнай өндіру 574, 342мың т. болды, бұл жобалық деңгейдің 38 %-н (жобалық мұнай өндіру көлемі кен орынның оңтүстік бөлігі бойынша 1477, 2мың т. ) құрайды. Игерудің басынан 01. 09. 2004 ж. дейін кен орын бойынша 1116, 047мың т. өндірілді, бұл жобалық деңгейдің (1999мың т. ) 55, 8%-н құрайды.

01. 09. 2012 ж. кен орын бойынша мұнайдың қалдық оры 52138, 9 мың т. құрады. 01. 09. 2011 ж, күні бір ұңғыға шаққанда мұнайдың меншікті қалдық қоры: баланстық - 4555, 9мың т., алынатын - 1988, 6мың т. құрады. Кен орын бойынша мұнай қорының өндірілуі 2, 8% құрады (есеп беру құжатын дайындау мерзіміне), ал жобалық деңгей 5, 2% құрайды. Бір өндіру ұңғысының орта тәуліктік шығымы 93, 6т/тәуліктен (№210 ұңғы) 537, 2т/тәулікке дейін (№55 ұңғы) өзгеріп, орташа 137, 6т/тәул құрады, бұл жобалық деңгей 207т/тәу болғанда, оның 38, 4%-н құрайды.

Жаңа ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығым 17, 6т/тәуліктен (№62 ұңғы) 196т/тәулікке дейін (№10 ұңғы) өзгеріп, орташа 92, 2т/тәулік болды және жобалық деңгейдің (240т/тәулік) 38, 4%-н құрады. Ауыспалы ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығым 93, 66 т/тәуліктен (№210 ұңғы) 537, 2 т/тәулікке дейін (№55 ұңғы) өзгеріп, жобалық деңгей 187т/тәулік кезінде орташа 160, 8 т/тәул құрады. 2004 жылдың сегіз айында өндіру ұңғылары бойынша газды фактор 74м ³ /т-дан (№142 ұңғы) 611м ³ /т -ға дейін (№55 ұңғы ) өзгеріп, орташа 379, 15 м ³ /т құрады, ал жобалық деңгей 242 м ³ /т.

Сонымен қатар, №26, 28, 53, 56, 204 ауыспалы ұңғылар бойынша игеру басынан шығымның өсуі байқалғанын айта кеткен жөн. Мысалы, №26 ұңғы бойынша 2002ж. орта тәуліктік шығым 74, 1м ³ /тәу болса, 2003ж. - 103, 2м ³ /тәу, ал 2004 жылдың ағымдағы айларында 165м ³ /тәулік болды. №28 ұңғы бойынша: 2002ж. орта тәуліктік шығым 33, 2м ³ /тәу, 2003ж. - 106, 1м ³ /тәу, 2004 ж. - 105м ³ /тәу; №53 ұңғы бойынша: 2002ж. орта тәуліктік шығым 92, 7м ³ /тәу, 2003ж. - 155, 2м ³ /тәу, 2004ж. - 125м ³ /тәу; №56 ұңғы бойынша: 2003ж. орта тәуліктік шығым 87, 2м ³ /тәу, 2004 ж. - 105м ³ /тәу; №204 ұңғы бойынша: 2003ж. орта тәуліктік шығым 132, м ³ /тәу, 2004ж. - 200м ³ /тәу болды.

Шығым өлшеу зерттеулерінің талдауы бойынша №51 ұңғыда 19мм штуцерде перфорацияланған аралықты дренаждаумен қамтылуы және шығым 11, 13, 15, 17мм штуцерлерге қарағанда жоғары. №52 ұңғы бойынша 11мм штуцерде дренаждаумен қамтылуы 13 мм штуцерге қарағанда жоғары болғанмен, шығым соңғысында жоғарырақ - 585, 9м ³ /тәу және 431, 5м ³ /тәул. №53 ұңғыда 15мм штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 7, 9, 11, 13мм штуцерге қарағанда жоғары, сонымен қатар ТҚӨ-ді жүргізуден де оң нәтиже алынды.

№56 ұңғыда 13мм штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 3, 5, 7, 11мм штуцерге қарағанда жоғары. №58 ұңғыда 13мм штуцерде дренаждаумен қамтылуы 15мм штуцерге қарағанда жоғары, ал шығым керісінше 15мм штуцерде жоғары. №113 ұңғыда 7мм штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 11мм штуцерге қарағанда жоғары.

11 өнімді қабатты дренаждаумен қамтылу тұрғысынан қарасақ, 8 және 9 өнімді қабаттар 12 ұңғымен: № 26, 52, 53, 54, 55, 56, 58, 61, 64, 113, 118, 204 жақсы қамтылған; қамту үлесі 0, 14%-тен (№61 ұңғы) 81%-ке (№26 ұңғы) дейін өзгеріп, орташа мәні 35% болады. Ал 3, 5, 11 қабаттар - бір, үш ұңғымен аз қамтылған. Қамтылу мөлшері бойынша 5, 6 қабаттар ең аз төмен. Қамтылу мөлшері бойынша екінші болып 4 қабат тұр - 0, 6%-тен (№204 ұңғы) 84, 1%-ке дейін өзгеріп, орташа мәні 29, 3% болды.

Ұңғыларды мұнай шығымдары бойынша жіктесек, ұңғылардың өндіру фондының 40%-і (10 ұңғы - №27, 61, 62, 113, 116, 118, 119, 210) 100 т/тәуліктен төмен шығыммен жұмыс істейді.

Өндіруші фондтың 32%-і 101-ден 150т/тәуліке дейін шығыммен жұмыс істейді (8 ұңғы - №26, 28, 53, 56, 58, 115, 207, 211) .

Өндіру ұңғылар фондының 20%-і 150-200т/тәул шығыммен (5 ұңғы - №10, 52, 136, 142, 204), 8%-і 200-537, 2т/тәул шығыммен (2ұңғы - №51, №52) жұмыс істейді.

Ең жоғары жиынтық мұнай алу №51 ұңғыда 186, 992 мың т мөлшерінде, ал ең аз жиынтық мұнай алу №51 ұңғыда 1, 081 мың т мөлшерінде болды.

2. 1. 2 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау

Мұнайбергіштікті және ұңғымалардың өнімділігін арттыру мақсатында көлденең ұңғымаларды пайдалану тиімді әдістерінің бірі болып табылады.

Сонымен, КҚ-II-1 объектісі бойынша тек қана көлденең учаскенің 76% ұзындығы аз өтімді тау жыныстар арқылы, ал 24% қабаттың тиімді мұнай қаныққан бөлікпен өтеді.

КҚ-II -2 (солтүстік) объектісі үшін сәйкесінше есептеулер: 81%- аз өтімді тау жыныстар және 19% -өтімді; КҚ -II-2 (оңтүстік) объектісі үшін 64% -аз өтімді тау жыныстар, 36%- өтімді тау жыныстар арқылы өтеді. (2. 2- кестеде)

Демек, Әлібекмола кен орны бойынша көлденең учаскілердің көбісі аз өтімді жыныстар арқылы өтеді, мұның өзі кен орнында көлденең ұңғымаларды қолдануын өнімділігін азайтады(2. 3- кесте)

Сонымен қатар, көлденең ұңғымалардың тиімді тау жыныстар мен коллекторлардың жарықшақтығына байланысты болады.

2. 2-кесте. Әлібекмола кенорнын тексермелі пайдалану кезеңінде мұнай өндіру

2. 2-кестенің жалғасы

2. 3-кесте. Мұнай өндірудің технологиялық параметрлері

Әлібекмола кен орнының коллекторлары әктас, доломитті болып келеді де, поров-казернозды түрге жатады (2. 4-кесте)

Әлібекмола кен орнының коллекторының аз өтімділігі жағдайында көлденең ұңғымаларды қолдану ұңғымалардың дебиттік арттырып, олардың санын азайтуға мүмкіндік береді.

Сонымен, Әлібекмола кен орнының пайдалану объектілерінің геолого-литологиялық құрылымын есепке ала отырып, объектілерді көлденең ұңғымалармен пайдалану тиімсіз екенін көрсетеді. Тау жыныстар мен коллекторлардың жарықшақтығы жоғары емес, 5-20 микрон өлшемінде әртүрлі аралықтағы микрожарықшақтар бар. Сондықтан бұл факт көлденең ұңғымалардың өнімділігін арттырады.

2. 4-кесте. Шикі мұнайдың физико-химиялық қасиеттері

Параметрлер атаулары

Өлш. бірлігі

Көрсеткіштер

Параметрлер атаулары: Құрамы (молярлық) :азот + сирек газдар

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 0, 82

Параметрлер атаулары: Гелий

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 0, 0206

Параметрлер атаулары: көмірқышқыл газы

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 0, 85

Параметрлер атаулары: Күкіртсутек

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 2, 37

Параметрлер атаулары: Метан

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 42, 61

Параметрлер атаулары: этан

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 8, 63

Параметрлер атаулары: Пропан

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 6, 78

Параметрлер атаулары: і-бутан

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 1, 41

Параметрлер атаулары: n-бутан

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 2, 86

Параметрлер атаулары: і -пентан

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 1, 96

Параметрлер атаулары: n- пентан

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 1, 54

2. 5-кесте. Қойнауқат мұнайының компонентті құрамы

2. 6-кесте. Мұнайлы газдың компонентті құрамы

Параметрлер атаулары

Өлш. бірлігі

Көрсеткіштер

Параметрлер атаулары: Стандартты жағдайлардағы тығыздық

Өлш. бірлігі: кг/ м³

Көрсеткіштер: 1, 043

Параметрлер атаулары: Құрамы(молярлық) :

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 1, 14

Параметрлер атаулары:

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 1, 18

Параметрлер атаулары:

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 2, 07

Параметрлер атаулары:

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 71, 71

Параметрлер атаулары:

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 10, 38

Параметрлер атаулары:

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 6, 94

Параметрлер атаулары:

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 1, 41

Параметрлер атаулары:

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 2, 40

Параметрлер атаулары:

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 1, 21

Параметрлер атаулары:

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 0, 81

2. 6-кестенің жалғасы

Параметрлер атаулары

Өлш. бірлігі

Көрсеткіштер

Параметрлер атаулары:

Өлш. бірлігі: %

Көрсеткіштер: 0, 67

Қатты бөлшектенген қабаттар жағдайында ең тиімдісі ретінде мұнай қаныққан қабатты 3-4 қиып өтетін толқын тәрізді оқпан қимасын қолдану екені анық. Мұның өзі мұнайбергіштіктті және мұнай алу коэффициентінің арттуына әкеледі.

Бірақ толқын тәрізді көлденең ұңғымаларды қолданудың тағы бір кемшілігі- ол горизонталь ұңғымалардың оқпан бойындағы көп бөлігі аз өтімді тау жыныстар арқылы өтеді, яғни оларды дренаждамайды.

Әлібекмола кен орнының пайдалану объектілер жағдайында бұл (2. 5, 2. 6, 2. 7-кестелерде) факторлар маңызды.

2. 7-кесте. Газды өндіру және тұтыну балансы

2. 1. 3 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері

Әлібекмола кен орынындағы кеніштер серпімді суарынды игеру режимінде жұмыс жасайды. Яғни, мұнай фильтрациясы шет немесе контур сырты қысымымен іске асады, олар әрдайым жаңбыр суы немесе басқа да сулар толықтыру арқылы немесе үзіліссіз айдау жүйесі арқылы су айдаудан қуат алып отырады. Сыйымдылығы бағалау ОСТ 39-228-89 бойынша айқындалады. Сыйымдылықты бағалау тау жыныстарының су өтімділік коэффицент мәндері мен тау жыныстарын салыстырумен анықталады. Келтірілген жағдайда өтімділікке 2 факторлардың әсер етуі зерттелуі:

1. бу кеңістінде ерімейтін тұздардың тұнуы;
2. сазды бөлшектердің ісінуі.

Су өтімділік коэффициенті Дарси формуласы бойынша анықталады

К _пр. =QµL/tF*∆P (2. 1)

мұндағы Q - су көлемі, см ³ ;

t - су фильтрациясының уақыты, сек;

µ -су тұтқырлығы, МПа*с;

L -қабат элементінің модель ұзындығы, см;

F - қабат элементінің модель қимасының ауданы, см;

∆Pө - орташа қысым, МПа.

Сонымен қатар, Дарси формуласы бойынша айдалатын су мен қабат суларының тау жыныстарымен әсерлесуінен кейін қабат элемент моделінің су өткізгіштік коэффициентін табуға болады. Жер қойнауынан мұнайды алу коэффициенті ретінде экономикалық рентабельдікке жету шегіндегі жиналған мұнай өндірудің алғашқы қор балансіне қатынасын айтамыз.

Бірақ қазіргі кезде Қазақстан, сонымен қатар Ресейде өтпелі кезеңнің болуына байланысты, салық жүйесінің тұрақсыз болуы, мұнай мен мұнай өнімдеріне бағалардың ішкі өзгеруі халықаралық нарықта мұнай бағасының секіріп тұруына әсерін тигізеді. Сондықтан мұндай жағдайда мұнай шоғырын өндірудің экономикалық рентабельдік шегін анықтау өте қиынға түседі немесе мүмкін емес.

Жалпы мұнайды алу коэффициентіне бірнеше онжылдықтан кейін өндірілетін өнімнің қатты сулануы жағдайында қол жеткізуге болады. Бірақ бұл уақытта мемлекетте салық жүйесі, ішкі және халықаралық нарықтағы мұнайдың бағасы қандай болатыны белгісіз. Сондықтан бұл бөлімде қазіргі экономикалық жағдайдағы экономикалық рентабельдікке жету шегіндегі мұнайбергіштік қарастырылған, мұның өзі өндріудің 40-ы жылында 6 сулану көрсеткіші 94-98% болғандағы технологиялық мұнайбергіштік өндірудің 80 жылынан кейін болуы мүмкін.

Екінші жағынан суланудың 94-98% кезіндегі технологиялық мұнайбергіштік 80 жылдан кейін қол жеткізіліп, белгіленген мұнайбергіштіктен асып түсуі мүмкін.

Халықаралық нарықта бағаның тиімді шарттарында Әлібекмола кен орнының KҚ-II объектісі бойынша жер қойнауынан мұнайды алу коэффициентінің жоспарлы коэффициенттің көрсеткіштеріне жақындауы бірден-бір айғақ.

2. 1. 4 Қабатты және ұңғыны гидродинамикалық зерттеу

Әлібекмола кен орнында игеруді бақылау мақсатында гидродинамикалық зерттеулердің екі түрі жүргізіледі:

---

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.

• 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