Жайық мұнай-газ өндіру басқармасының өндірістік – ұйымдастыру құрылысы

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Курстық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 48 бет
Таңдаулыға:

Кіріспе
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірін алады,
әсіресе энергетикалық тарапы өркендеуінде өзінің зор үлесін қосады.
Жалпы мұнай өнеркәсібінің дамуы ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің, жалпы
шаруашылық пен транспорттың дамуын жеңілдетті.
Қазақстан Республикасы мұнай-газ және газоконденсат кен орындарына өте
бай, олардың көпшілігі Қазақстанның Батыс бөлігінде орналасқан және қазіргі
уақытта да көптеген жаңа кен орындары ашылу үстінде.
Қазақстанның Батыс бөлігі бойынша ашылған кен орындары көбіне Каспий
маңы ойпатының тұз-күмбездегі құрылымда орналасқан.
Сондай-ақ Каспий маңы ойпатында терең жатқан мұнай кеніштерін игеруге
өнеркәсіптік жұмыстар мыналарға қол жеткізді: Континентальды шельфтегі
мұнай-газ кен орындарын меңгеруді жеделдету және осы үшін керекті
өндірістік-техникалық базаның жасақталуы.
Осы аудандағы мұнай-газ кен орындарының әртүрлі жағдайда орналасуы,
олардың мұнайларының әртүрлі қасиетке ие болуына себепкер. Мұнай
қасиеттерінің әртүрлі болуы, олардың жаңарған техника мен техника-
технологияны қолдануды қажет етеді. Осыған байланысты дипломдық жобаның
негізі болып отырған С. Балғымбаев кен орны да өз мәнінде игеру мен
пайдаланудың көптеген әдістерін қолданып игеріледі.
С. Балғымбаев кен орны 1968 жылдан өндірістік іске қосылды. Қазіргі
уақытта төрт өнімді горизонт бойынша өндіріледі: олар апт-неоком, неоком,
неоком және ортаюра.

1. Геологиялық бөлім
1.1 Мұнайауданының физика-географиялық және экономикалық
сипаттамасы.
С.Балғымбаев кен орнын өндірістік игеру 1968 жылдан басталған. Бұл кен
орны, Орал мен Еділ аралығында, теңізді зонада орналасқан.
Облыстық басқару және өндірістік орталығы Атырау каласы Аққыстау
поселкесінен 84 км қашықтықта, ал С.Балғымбаев кен орны 76 км шығыс жақ
бетте орналасқан. Бұл кен орны өте қолайлы экономикалық зонада, Ембі
мұнайлы аймағының батысында және Солтүстік Каспийдің жаңалық аймағында орын
тепкен.
С.Балғымбаев кен орны геологиялық барлау жұмыстарына сәйкес қолайлы
құрылымдардан: Қамысты, Жаңаталап, Шәліп, Бақсай, Манаш, Граннан тұрады.
Осылардың ішінде өндірістік мұнайлы деп табылған және мұнай игерілетіндер:
Қамысты, Жаңаталап, Гран, Ровное.
Геоморфологиялық жағынан алғанда, қарастырылып отырған аудан теңіздік
аккумулятивтік минус 20 метр белгіде, ал солтүстікте абсалюттік белгі минус
30 метр болады.
С.Балғымбаев тұз күмбездерінің төмен түсуіне байланысты ол жер рельефті
жаззықтармен сипатталады.
Топырағы құмды, кейбір жерлерінде саз балшықтармен алмасады.
Өсімдіктер әлемі тапшы, көбінесе қамысты типті өсімдіктер өседі.
Грунт суларының деңгейі 1,5-2 метр тереңдікте орналасқан. Құмды
бөліктеріндегі суы аз минералданған. С.Балғымбаевтың өз территориясында
өзен жоқ. Кен орны территориясынан Солтүстік-Шығысқа қарай, Орал өзенінің
бөлігі болып есептелетін Бақсай өзені ағып өтеді. Су тасыған уақытта ағынды
сулар молаяды,жазда ол, су айдау станциялары арқылы Орал өзенінің есебінен
болады.
Теңіз жағалауы С.Балғымбаевтан Оңтүстікке қарай 12-15 км қашықтықта
жатады.
Аудан климаты континентальды. Жазы ыстық, қысы суық. Жылына түсетін
жауын-шашын мөлшері 160 пен 300 мм аралығында ауытқып тұрады.
Ауданның жергілікті тұрғындары және өндірістік дені-қазақтар. Ауыл және
мал шаруашылықтары жақсы дамыған.

1.2 Геологиялық зерттеу тарихы.
С.Балғымбаев ауданында геофизикалық барлау жұмыстары 1957 жылдан бастап
жүргізіле бастады. 1960 жылы №15-60 сейсмикалық партия С.Балғымбаев
ауданында зерттеу жүргізді.
Бұл кен орны құрылымы солтүстік-шығыс бағытқа тартылған, оңтүстік-
шығыста бірте-бірте өзгеретін, солтүстік-батыста тік жар болып келетін тұз
күмбезі тәрізді.
1961 жылы маусымнан бастап зерттеу қорытындысы бойынша С.Балғымбаев
территориясының геологиялық құрылысын нақтылау үшін, төменгі бор
қабаттарында мұнай бар екені белгілі болғаннан кейін және құрылымды терең
барлама бұрғылауға дайындау үшін структуралық іздеу бұрғылауы басталды.
1961жылдың тамыз айынан бастап структуралық іздеу бұрғылауы арқылы
төменгі бор қабаттарда мұнай жиындары белгілі болған соң, барлама бұрғылау
жүргізуге тура келді.
Құрылымды іздеу және барлама бұрғылау арқылы, ол жерлерде апт-неокоммен
контактіде мұнай жиындары бар екені анықталды.

1.2.1 Стратиграфия
C.Балғымбаев мұнай кен орны тұзды күмбезді құрылымда орналасқан. Ондағы
тұз тереңдігі 1190 метрге дейін жетеді. Кен орны қимасында кунгур
жыныстарынан төрттікке дейінгі қабаттар алынған.

Төменгі пермь

Кунгур ярусі Р1К

Кунгур шөгіндісі пермдегі жыныстарын алмасып келетін кристальді тұздан
және гипстен тұрады. Кен орындағы 13 скважинадағы тұздың алынған қалыңдығы
80 метр.

Триас жүйесі Т

Триас жүйесінің қабаттары гипс, құм және құм тастарымен алмасып келген.
Қабат қалыңдығына 147 метрден 515 метрге дейін барады.

Юра жүйесі J

Юра жүйесі үш бөлімнен тұрады: олар төменгі, орта және жоғары.

Юра қабаты көбінен құм, құмтас және сазды болып келеді. Қиманың
саздануы төменнен жоғарыға қарай өседі. Жоғарғы бөлігінде мергел мен әктас
байқалады. Юра шөгінділерінің қалыңдығы 523 м.

Бор жүйесі К

Ашылған қабат қимасында бор жүйесінің төменгі бөлім (готелмь,апт, және
альб) және жоғарғы (туран, сантон, кампон, мастрик) бөлім ярустары
кездеседі. Туран жыныстары трансгрессивті сәйкессіздікпен альб ярусында
жатады. Төменгі бор қабаттары құмды сазды жыныстардан, сонымен қатар
қалыңдығы 715 метр құмды қабаттан тұрады. Апт және альб қималарында көбіне
саздар болады. Төменгі бор қабаттарының қалыңдығы 595,5 метрге дейін
жетеді. Жоғарғы бор қабаттары көбінесе ізбес тас пен бордан және құммен саз
қабаттасқан мергельден тұрады. Жоғарғы бор қабатының қалыңдығы 392 метрге
дейін жетеді.

Неоген жүйесі N
Неоген жүйесі шөгіндісі 2 ярусқа бөлінеді: ақшағыл және окшеронды. Олар
шұғыл сәйкессіздікпен бордың бетінде жатады, литологиялық қатынаста
қарастырылып отырған қабаталмасып келетін құм, саз, мергель және әк таспен
көрінген. Ноген қалыңдығы 24-124 метр болып табылады.

Төрттік жүйе Q
Төрттік системаға құмды болып келетін бакин ярусі жатады.
Төрттік шөгіндінің қалыңдығы 75 метр. Төрттік жүйе шөгінділернің
қалыптасуы. Каспий теңізі трансгрессиясына тәуелді, сондықтан да төрттік
жүйе шөгінділерін Каспий шөгінділері деп атайды. Каспий шөгінділері ашық-
қоңыр саз балшықтармен ашылған. Олар темірлі, тығыз, құм тасты, әктасты
болып келеді. Қиманың төменгі қабатшасы болатын саз балшықтары жатады. Бұл
саздар құмтасты, әрі әктасты болып келеді. Төрттік жүйе шөгінділерінің ең
кіші қалыңдығы 29 метр, ал үлкені 75 м.

1.2.2 Тектоника
Тұз үсті шөгінділерінің құрылысы тұзды ядро морфологиясымен тығыз
байланыста.
Ол құрылымды белгілеріне қарап Солтүстік және Оңтүстік С.Балғымбаев
болып бөлінеді.
Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке бөлінеді: солтүстік қанат
солтүстік қабаққа кіреді, ал оңтүстіктегі солтүстік тұзды биіктікке кіреді.
Осы қанаттар тұз биіктігі сводына қарсы жатқан грабенмен бөлінген. Кен
орнының құрылысын структуралық карта және геологиялық профильдері береді.

Солтүстік С.Балғымбаев
Құрылысының ең биік жері Солтүстік қанат. Оңтүстікте ал негізгі
амплитудасы 450-480 метр болатын грабеннің лықсуысен шектеледі. Осы
лықсудың құлау бұрышы 45-500. 13-ші скважинада 56 метр тереңдікте f2
лықсуы бар, амплитудасы 90 м. Осы лықсудың құлау бағыты солтүстікке 600
бұрыш жасайды. Осы лықсу 2-ші грабенмен лықсуы болып табылады.
Оңтүстік С.Балғымбаев
Тұз үсті шөгінділері құрылымы бойынша антиклиналь болады, ол грабеннің
бөлігінде. Осы жерде екі қанатты Солтүстік батыс және Оңтүстік қанаттар.
Оңтүстік қанат құрылымында ең көтеріңкі және жартылай тұйықталған формада
болады.
Тұз үсті шөгінділерінің құрылысы тұзды ядро морфологиясымен тығыз
байланыста.
Ол құрылымды белгілеріне қарап Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке
бөлінеді.
Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке бөлінеді: Солтүстік қанат
солтүстік қабаққа кіреді. Осы екі қанат тұз биіктігі сводына қарсы жатқан
грабенмен бөлінген.
Оңтүстік С.Балғымбаевда солтүстік батыс және оңтүстік қанаттар өзара
грабенмен бөлінген.
Кен орынның құрылысын структуралық карта және геологиялық қималармен
береді.

1.3 Мұнайгаздылық
Көп қабатты С.Балғымбаев кен орнының мұнайгаздылығы негізінен бес
өнімді қабатта ашылған. Олар төменгі бор (К1) және орта Юра (J2)
шөгінділерімен байланысты.

Апт-неоqком горизонты
Бұл горизонт жиыны солтүстік батыс қанатының барлық аумақтарында және
оңтүстік қанатта негізгі мұнайдың геологиялық қорын құрайды. Бұл горизонт
ауданы бойынша барынша үлкен.
Мұнай қоры құрамы әртүрлігімен де, қалыңдығымен де ерекшеленеді.
Бастапқы сумұнай контактісі белгісі минус 705-715 метр ішінде өзгеріп
отырады, ал мұнайлы қабаттың қалыңдығы 95 метр болады.

І неоком горизонты
І неоком горизонтының тиімді қалыңдығы 2... метр аралығында.
Горизонттың абсалюттік тереңдігі минус 654 метр, ал контурда минус 720
метр,қабат биіктігі 46 метр.
Горизонт литологиялық жағынан ұсақ түйіршікті құмтастардан құмнан және
ол қабат 2 қабатшаға бөлшектенеді. Бөлшектердің орташа коэффициенті 1.2
болады.
Жиын өнімділігі бойынша І неоком горизонты апт-неоком горизонтына жол
береді. Бастапқы шығын 2.80 ттәулігінің аралығында.

Аралық горизонт
Аралық горизонт оңтүстік қанаттың солтүстік шығыс бөлігінде және
орталығында 2 линзамен түзілген.
Горизонттың тиімді қалыңдығы 0,1 мен 1,5 метр аралығында. Литологиялық
жағынан алғанда аралық горизонттың жоғары жатқан горизонттан айырмашылығы
бар.

ІІ неоком горизонты
ІІ неоком горизонты өндірістік мәні жағынан апт-неокомнен кейін, 2-ші
жиын болып табылады. Бастапқы мұнай шығындары 5-120ттәулігіне, ал газдың
рокторларда 2-40 мм3. Бастапқы су мұнай контактісі 706 метрде анықталады.
Қабат биіктігі 49 метрге тең.
Горизонт 2-3 қабатшаға бөлінген. Мұнай мен қаныққан қалындық 6-10 метр
аралығында өзгереді. ІІ неоком горизонт жоғарғыларға қарағанда әртекті,
оның бөлшектеу коэффициенті 2,46-ға тең.

Орта Юра горизонты J2
Орта юра горизонты Солтүстік С.Балғымбаев өнеркәсіптік мұнайлы
горизонты. Горизонттың абсолютті тереңдігі, сводта минус 870 метр, ал
контурда минус 930 метр жиын биіктігі 60 метр.
Өндірістік геофизика бойынша өнімді қабаттар мұнаймен қанығуға
анықталған.
Төменде қабаттар бойынша мұнаймен қанығуы коэффициенттері
көрсетілеген.
Апт-неоком 0,76
І неоком 0,56
Аралық 0,67
ІІ неоком 0,67
Орта Юра 0,66

Кеуектілік
Коллекторлар кеуектілігін кері және басқа да, геофизикалық әдістермен
анықтайды. Кері арқылы параметрдің жоғарғы мәндерін алуға болады.
ІІ неоком горизонтынан басқа жерлерде кеуектілік аз мөлшерде, типті
өзгермейді деуге болады.
Нақты берілгендер әрбір блоктың орташа кеуектілігінің мәні бір
горизонтта, бір-бірінен айырмашылығы болмайтынын көрсетеді. Толығымен апт-
неоком горизонтының орташа мәні керімен алғанда 30,4 процент (%),
каротажбен 33,1 процент (%), кеңістілік мәнінің интегралы 23-35 процент (%)
болады. І неоком горизонты бойынша орташа кеуектілік кернмен 35,1 процент
(%) каротажбен 25,6 процент (%) кеуектілік мәнінің интегралы 23-35 процент
(%).
Аралық горизонттың кері бойынша орташа кеуектілік 32,8 %, каротаж
бойынша 28,5 %, кеуектілік мәнінің интегралы 25-35 %.
ІІ неоком бойынша орташа кеуектілік керімен алғанда 30,3%, каротажбен
29,3%.
Орта Юра горизонты бойынша орташа мәні керімен алғанда 27,6 %,
каротажбен 25,5 %, кеуектілік мәнінің интервалы 22-32 %.
Апт-неоком горизонты бойынша, скважинадан алғанда орташа арифметикалық
әдіспен анықталады, орташа кеуектілік 26,9-31,8 %-ң аралығында өзгереді.
І неоком горизонты бойынша орташа арифметикалық әдіспен есептелген ашық
кеуектіліктің мәні 31,9 % - 33,2 –ге дейін өзгереді.
І неоком горизонт бойынша ортша өлшенген әдіс бойынша орташа кеуектілік
25,4% - 34,9 %-ң аралығында.
ІІ неоком горизонты бойынша скважинамен алынған орташа арифметикалық
әдіспен есептелген, ашық кеуектіліктің орташа өлшенген мән 26 % пен 32,7 %
аралығында.
Орта Юра горизонты бойынша ашық кеуектілік орташа арифметикалық әдіспен
алынған 26,6 % - 31,1% арасында. Орташа өлшенген әдіс бойынша кеуектілік
скважинада 23,3 % пен 30,8 % аралығында өзгереді.

Өткізгіштік
Өткізгіштікті 36 скважинада зерттеуге мүмкіндік болды. Осы жағдайда
тұрақтандырылған сынақ алу арқылы 26 анықтама, қысым тарамау қисығын
тұрғызу арқылы 17 анықтама алынады және 7 скважина арқылы екі әдіспен де
есеп жүргізілді.
Ауа бойынша орташа арифметикалық өткізгіштің мәні 414 мг, ал су
бойынша 111,6 мг
І неоком бойынша ауамен коллектордың орташа арифметикалық өткішгіштігі
газбен 594,6, ал сумен 10 мг.
ІІ неоком горизонты бойынша орташа арифметикалық өткізгіштік ауамен
511, сумен 188,0.
Орта Юра горизонтының ауа бойынша өткізгіштігі 188,0, ал сумен 566,5.
осы берілгенге сүйенетін болсақ С.Балғымбаев кен орнының скважиналарының
өніміділігінің жоғары екенін көреміз. өнімділік коэффициенті үлкен шамада
өзгереді, яғни тәулігіне 1 млн 32 тонна аралығында. Бұл өнімді жыныстардың
фильтрациялық қасиеттерінің әртүрлі екенін көрсетеді.
Өндірістік геофизика матриалдары бойынша, өнімді қабаттардың мұнаймен
қанығуы кестедегідей ауқымды өзгереді.
Горизонттар бойынша мұнаймен қанығушылық коэффициентінің шамалары: апт-
неоком горизонты үшін 86 %-56 % ке дейін.
І неоком горизонты үшін 65 % -50%-ке дейін, аралық горизонты үшін 85 %
тен бастап соңы оның анықталмаған.
ІІ неоком горизонты үшін 71%-60%-ке дейін болады.

Мұнайдың құрамы мен қасиеті
С.Балғымбаев кен орнының өнімді шөгу қабаттарының екі түрлі группаға
сәйкес мұнай беретінін көреміз:
А) мұнайлы газ
Б) Бензинді мұнай
Апт-неоком және І,ІІ неоком горизонттарының беретін мұнайлары майлы,
Юра горизонтыныкі (Солтүстік С.Балғымбаев) бензинді мұнайға жатады. Барлық
горизонттардың мұнайлары өз құрамдарына сәйкес бар типті болып келеді. Олар
2177,66 ГОСТ-қа сәйкес аз күкіртті, аз парафинді және смолалы болып келеді.

Олардың меншікті салмағы 0,8090 –0,9375 (гсм3) аралығында.
Газсізденген мұнай тұтқырлығы 500С –да 23-45 ОСС-ң аралығында. Олардың бәрі
жоғары температурада көлемі ұлғайып төменгі температурада көлемі азаяды.
Юра горизонтының мұнай бар горизонттың мұнайына қарағанда, анағұрлым
жеңіл. Олардың меншікті салмағы 0,7785-0,1885 гсм3. бұл мұнайлар
тұтқырлығы аз, яғни тұтқырлығы 500С градуста 20,8-2,7 ССТ-ты болады.
Бұл Юра горизонты мұнайынан ашық түсті фракциялардың шығуы, бор
горизонтының мұнайларына қарағанда жоғары болады.
Күкірт пен парафиннің мөлшері онша үлкен емес. Күкірт 0,3% тен аз.
Парафиннен 0,6 %-тей және смола 20% - тей.

1.4 Сулы қабаттарының сипаттамасы
С.Балғымбаев алаңдарында қабаттар сулануы триас, юра, неоком, апт, альб
және үштік шөгінділерінде.
Орта Юра 2 сулы қабаттан тұрады. Оның біріншісі оңтүстік және солтүстік
С.Балғымбаев аралығында анықталған. Мұнда су тұздылығы 20-230 Бе.
Төменгі барлық сулы қабаттары мұнай кенінің контур сырты аймағында
төселген. Бұл қабат суларының тұздылығы (190 Бе-ға дейін және тығыздығы
1,16 гсм3) жоғары болуымен сипатталады.
Барлық айтылған шөгінділер суларының минералдануы жоғары (390-1040 Мг
эквм). Олар тығыз, тұзды. Пальмер бойынша ІІІ кластас.
Үштік шөгінділер негізінен су арасында қалыңдығы кішкене болатын, құмды
қабатшалар кездеседі. Осы аралық қабаттарда су алатын В-3, В-5, В-7, В-9
және В-16 скважиналары қазылған.
Бұл скважиналардан өндірілетін техникалық сулар, апт-неоком горизонты
бойынша қабат қысымын ұстау үшін және скважиналарды бұрғылау үшін
пайдаланады.
Үштік шөгінділер сулар тұздылығы төмен (100Бе) және тығыздығы 1,08
гсм3 шамасында. С.Балғымбаев кен орнында барлық шөгінділер сулары
қорректену аймақ суларымен салыстырғанда минералдану дәрежесі жоғары.
Барлық сулар тұзды, тығыз, пальмер бойынша үш классқа жатады.
Классификацияға сәйкес хлор кальцийлі типке, хлорлы топқа, натрийлі
топқа жатады.
Талдауға сәйкес С.Балғымбаев кен орындарының жер асты сулары
төмендегідей сипатқа ие:
Сулар минералдануы 388,14 Мг-ден, үштік шөгінділерде 1035,516 МГ және
орта Юра шөгінділерінде де сондай. Бұл кен орны ауданы тұз үсті
шөгінділеріне жатады. Және күрделі биологиялық құрылыс бола отырып,
келесідей үш түрлі энергетикалық типін сипаттайды. Ол негізінде су орынды
режимге жатады.
І пайдалану процесінде қабат қысымы айтарлықтай төмендейтін жиында
жоғары активті контур суы болады.
ІІ бұл типте де жоғары активті контур сулары болады, пайдалану
процесінде бірте-бірте төмендейді.
ІІІ аз активті тегеурінді контур сулары болатын қабат.
Бұл ауданның кен орындарының көпшілігі ІІ типті қабатқа жатады.
Игерудің аяғына дейін энергияның көзі болып контур сулары табылады.
С.Балғымбаев кен орнының аралық және Юра горизонттарынан басқа барлық
горизонттарда да контур суы болады және бос газ болмайды. Яғни кен орны
тектоникалық бұзылыстармен күрделенген. Сонымен қатар өнімді горизонттардың
қабатының және бөліктері айтарлықтай ауданда контур суларымен шектелген.
Өнімді қабаттарды игеруге байланысты жүргізілген талдау кен орнының ІІ
типті энергетикалық режимге жататынын көрсетеді.
Горизонттардың тереңдігі 618 литрден 706 литрдің аралығында. Игеру
объектісі бойынша орташа температура 300 –400 С өзгереді.
Аралық қабаттарда қазылған су алатын В-3, В-5, В-7, В-9 және В-16
скважина арқылы су алынып, олар әртүрлі мақсаттар үшін пайдаланылады. Тек
апт-неоком горизонты бойынша ғана емес, барлық өндіру горизонттары үшін
скважиналары бұрғылайды.

1 кесте-С.Балғымбаев кен орны мұнайлы горизонттарының геологиялық-
физиклық сипаттамасы
Горизонт тереңдігі Қабаттың Орташа Кері бойынша Қабат Қанығу Қабат
(м) тиімді қуатты- орташа қысымы қысымы температурасы 0С
қалыңдығы (м)лық өткізгіштік (мПа) (мПа)
% (мПа)
Апт-неоком 620...715 7...12 30,4 0,414 7,4 4,0 36
ІІ неоком 657...706 6...10 30,3 0,511 7,6 5,0 32
І неоком 634...720 2...4 31,1 0,143 7,4 4,2 31
Орта Юра 870...930 2...6 27,6 0,544 10,3 1,1 35

1.1 кесте - С.Балғымбаев кен орнының қабат мұнайы параметрлері.

Горизонт Қанығу Орташа Газдың фактор Мұнайдың көлемдік Тығыздығы гсм3 Тұтқырлы-ғы Газ
қысымы темпера-тум3т коэффициенті тығызды-ғы
расы 0С гл
Апт-неоком4,0 30 20 1,044 0,865 25,0 0,89
ІІ неоком 4,2 31 20 1,046 0,866 26,5 0,90
І неоком 5,0 32 22 1,049 0,864 18,0 0,90

Орта Юра 1,1 45 21 1,24 0,750 1,6 1,82

2.Технологиялық бөлім.
2.1.Кен орынның игерудің жағдайы.
Жайық мұнай-газ өндіру басқармасы алты негізгі мұнай кен орындарын
игереді: Мартышы, камышитовый, Жаңаталап, Ровнос, Гран, Оңтүстік-шығыс
Камышитовый.
Олардың өндіру қоры 482 скважина, олардың ішінде істеп тұрғандар 584
скважина, фонтанды 10, тереңсоратты 368.
Айдау скважиналары қоры мұнай-газ өндіру басқармасы бойынша 51
скважина, істеп тұрғандар 35, су алатын 34 скважина, бақылау скважиналары
саны да 34, ал консервацияда тұрғандар 46.
Мартыши кен орны бойынша, мұнай өндіру алдыңғы қатарлы жоғарғы
қарқынмен жүргізілді, сондықтан да гидродинамикалық және геофизикалық
зерттеулер игеруді бақылауда маңызды міндет болып табылады.
Механикалық тәсілмен жұмыс істейтін барлық скважиналар, графикке
сәйкес динаммограммаға түсіріледі. Барлық істейтін скважиналар қоры
бойынша, айына екі реттен сирек емес механикалық қоспа, су құрамына сынақ
өткізіледі. Ал барлық, айдау және бақылау скважиналар қоры бойынша қабат
және түп қысымына өлшеулер өткізілді.
Мартыши кен орны бойынша 1.01.94 жылда 125 скважинамен мұнай
игерілді, олардың ішінде біреуі тоқтап тұр. Тоқтап тұрғанмен пайдалануға үш
скважина кіргізілді, айдау скважиналары қорынан бір скважина, және бір
бақылау қорынан айдау скважинасы қорына ауыстырылды. Кен орын бойынша
қабатқа су айдау 30 скважинамен жүргізілуі керек болды, бірақ оның 10-ы
іске қосылмады.
3 кесте
Мартыши кен орны скважина қоры жағдайы 2003 жылға.
Скважиналар категориясы Саны Номері
Істеп тұрғандар 124
Уақытша тоқтап тұрғандар 4
а) жер асты жөндеуде 1 3
ә) күрделі жөндеуде 1 114
б) жөндеу күтіп тұрғандар 1 113
в) тіпті тұрғандар 1 42
Тоқтап тұрғандар 1 180
Пайдалану қоры 125

3 кесте жалғасы
Скважиналар категориясы Саны Номері
Су алатындар оның ішінде істеп 20
тұрғандар 13
Су айдау скважинасы 30
оның ішінде жұмыстағы 19
тоқтап тұрғандар 11
Бақылау скважинасы 114
Консервациядағылар
Жойылған скважиналар 16

1.6.1. Мұнай, газ және су алу сипаттамасы.
Мартыши кен орны өнімді қабаттары үш игеру объектісіне біріктірілген:
I объект – апт-неокош және I неокош горизонтынан тұрады, ол өзінде
жалпы алынатын мунайдың 82,6 процентін құрайды.
II объект – аралық және II неокош горизонттарын біріктіреді, бұл
объектіде жалпы қордың 16,9 проценті болады.
III объект – Солтүстік Мартышидағы ортаюра горизонтты, өзінде жалпы
алынатын қордың 1,5% -і.
Кен орында игеру бастап бастап, су алудың үздіксіз өсуі көрінеді,
соның қарқынды жоғарлауы болды. Бұл өндіру скважиналары аз кезінде суйықтың
жоғарғы қарқынмен алынуы.
Кен орын бойынша, мұнайдың ең үлкен шығымы 1973 жылы алынды. 1953 мың
тонна. Келесі жылдарда айдалатын су мөлшерінің өсуіне қарамастан, жылдық
өнім өндіру жылдан-жылға төмендеп отыр. Тек соңғы жылдарда айдалатын су
көлемі мен алынатын сұйық көлемінің өсуіне байланысты мунай өндіру өседі.
Игеру басынан бастап кен орын бойынша 12344,6 мың тонна мунай, 32875,4
мың тонна су және 257339,5 мың тонна су және 257339,5 мың м3 газ өндірілді,
оның ішінде 2003 жылда 226,2 мың тонна мунай, 2293,8 мың тонна су және 1886
мың м3 газ алынды. Орташа жылдық фактор 8 м3т.
Алынатын қордың 87,9%- і алынды, жобалау бойынша 89%. Мунай алу
коэффициенті 0,436, ал жобалау бойынша 0,44. Бастапқы алынатын қордан, өнім
алынатын қарқын 1,6 процент құрайды, экобалауда 1,87 процент. Кен орынның
қабаттар сулануы қазіргі уақытта 91 процентке жетті, жобалау бойынша 92,8
процент.
Игерудің I объектісі 1968 жылдан бастап игеріледі. Мунай жиыннан
меңгеру қарқынының жобалау деңгейінен қалып қоюы, игереудің технологиялық
корсеткіштеріне кері әсрін тигізеді.
Максимальды мунай өндеруге 1973 жылы қол жепкізілді. Ол 64 скважинаның
жұмысы кезінде, 778 мың тонна мұнай өндірген.
Игеру процесінде 1973 жылдан бастап, кейбір жылдарда жобалаудан нақты
өнім өндіру жоғары. Бірақ, бірте-бірте 1983 жылдан бастап жылдық өнім
өндіру жобаланғаннан аз мөлшерде болуда.
Мартыши бойынша игеру басынан бастап мұнай 1915325,8, су 5556231, газ
37918,8, 1994 жылы өндірілгендер: мұнай 19137,3, су 333046, газ 262.
2.3. Объектілер бойынша мұнай, газ және су өндірудің қысқаша талдануы.
I объект. Игеру басынан бастап I объект бойынша 8856,7 мың тонна
мұнай, 17950 мың тонна су және 190687,2 мың м3 газ, оның ішінде негізгі
алаңнан өндірілген 164567 тонна мұнай, 1346504 тонна су, 1978 мың м3 газ,
бөлікті жиындардан 42448,5 тонна мұнай, 36749 тонна су, 506 мың м3 газ
өндірілді. Орташа газдық фактор объект бойынша 9м3т құрайды. Сулану 89
процент, жобалауда 82,4 процент болды.
Мұнай бергіштік коэффициенті 0,379, жобалауда 0,377. Алғашқы алынаты
қордан алу қарқыны 1,8% процентін құрайды, жобалауда 2,4 процент. Бір
скважинаға келетік орташа тәуліктік шығын 6ттәулігіне мұнай, ал
58ттәулігіне сұйық. Барлық скважиналар механикалық әдіспен жұмыспен
жасайды.
I объектіде контур ішінен су айдау 1970 жылдың апрель айынан басталды.
Ол 4 айдау скважинасы арқылы жүргізілді. Ол скважиналар арқылы жиын ішінен
су айдау қабат қысымына әсер етін, ол 7,21 мПа-ға дейін жоғарылады. 1971
жылы объектіні одан әрі игеруде, бұл айдау скважиналарының жеткіліксіздігі
байқалды.
Фонтанды қамтамасыз ету, тағы басқалар есебінен 1973 жылы қысым
қайтадан 6,96 мПа-ға дейін төмендеді.
1973 жылы, тағы да 3 игеру скважинасының су айдауға берілді, қабат
қысымын 7,44 мПа-ға дейін жоғарылады да, ал 1975 жылы одан әрі айдау
скважиналары қорының 10-ға дейін жоғарылады, қабат қысымынан да жоғары 7,8
мПа-ға жеткізді. Айдау басталғаннан бастап I объект бойынша 34525,9 мың м3
су айдалды және 26806 мың тонна сұйық алынды.
II объкт бойынша скважина қоры 11-ден, 1976 жылы 21-ге дейін өсті.
Объект бойынша пайдалану қоры 1.01.2003 жылғы 16 скважина құрады, ал
жобалауда ол 20-ға дейін жетті.
Игеру басынан бастап, объект бойынша 1839,5 мың тонна мұнай, 2890,3
мың тонна су және 48057 мың м3 газ өндірілді.
Орташа газдық фактор 8,4м3т құрайды.
Айдаудан түскен фактор қосымша өнім 18548 тонна мунай. Бұл II объект
бойынша орташа тәуліктік айдау 1092 м3тәулігіне. Ол 5,8-3,9 мПа айдау
қысымында жүргізілді.
4 кесте
Мартыши кен орны бойынша мұнай, газ және су ондіру

2007 жыл игеру басынан 2007 жылға
Мартыши мұнай су газ
Мұнай өндіру, мың т. 228,8156,4 226,3150,4 219,3133,6
Су өндіру, мың т. 2896,11791,6 3034,71828 3083,91734
Сұйық өндіру, мың т. 3118,91948 32611978,4 133031867,5
Сулану, процент 92,991,9 93,192,3 93,492,8
Газдық фактор, процент 10
Жинақталған мұнай өндіру, 9739,89676 9966,19821,8 101859958,3
мың т.
Жинақталған су өндіру 3817426227,8 3108,9280555 34292297396
Жинақталған сұйық өндіру,
мың т. 37914359001,8 4117537880,3 4447739747,9
Мұнайдың орташа тәуліктік
шығымы, ттәулік 6,84,3 6,64,7 6,63,7
Сұйықтың шығымы, ттәу 9554 9592,3 9952,1
Өндіру скважина қоры, скв. 90101 94100 9198
Айдау скважинасы, скв. 3014 3027 3029
Айдау скважиналарының істеп
тұрағандары, скв. 3014 3016 3019
Бастапқы қордан алу қарқына,
прцент 1,941,3 21,3 1,91,18
Мұнайбергіштік, процент 41,742 42,6842 43,642,6
Су айдау, тм3 3965,92789,8 40253327,8 40173707,6
Жинақталған су айдау, тм3 5104349774,6 5506953172,4 59086,756880
Су айдаудың өнім алуға
қатынасы, бірлік үлес 1,341,41 1,331,43 1,3281,471
Су айдаудан түскен қосымша
өнім, мың т. -78,2 -75,2 66,7

2.4. Қабат қысымының динамикасы.
Жиын бойынша қабат қысымының таралуы, олардың игеру процесі кезіндегі
өзгерісі, және олардың басқа пайдалану көрсеткіштерімен салыстырылуы игеру
процесі ерекшеліктерік талдауға мүмкіндік береді.
Кен орнындағы контур аймағында бастапқы қабат қысымы 7.9...8,0 мПа-ға
тең болды. Бірінші және төртінші алу аймағы қатарларындағы, оның қысымы
сәйкесті 7,7 және 6,5 мПа болды.
1970 жылы контурдағы бастапқы қабат қысымы 7,6 мПа-ға дейін
томендеді, ал сұйық алу аймағында 6,34 мПа-ға дейін томендеді.
Жиынға су айдау 1970 жылдың апрель айында басталды. Олар 7,65, 67, 69
скважиналар арқылы іске асырылып жүргізілді.
Су айдауды енгіз, мұнай өнімдерін алуды барынша жоғарлату, қабат
қысымын арттыруға қол жеткізді.
Барлық өнімді қабаттар интервалында су қабылдайтын, тек жоғарғы апт-
кеоком горизонты. Кен ортындағы су айдау тиімділегі, көбіне айдаудың тиімді
қысымын таңдап алыуға тәуелді.
Қорыта келе, жылдық өнім қарқынына, сұйық алу қарқына мен айдау әсер
етті.
2.5. Қабат қысымын ұстау үшін айдалатын су динамикасы.
Қабаттың мұнай бергілгін жоғарлату проблемасы қажет ететін тиімді
шешімдердің, басты және актуальды маңызы зор мәселесі болып отыр.
Мартыши кен орны бойынша, қабаттың мұнайбергіштіген және қабатты
игеру қарқындылығын жоғарлату мақсатында, 1970 жылдан бастап су айдау
жүйесі енгізілді.
I объектіде контур ішінен су айдау 1970 жылдың апрель айында,
техсхемада жоспарланғанан кейік 8 ай ерте басталды. Бұл су айдаудың ерте
енгізілуі қабат қысымының қарқында төмен түсіп кетуіне байланысты.
1970 жылы апрель айында бүкіл объект бойынша, қабат қысымы 1,0-1,5
мПа-ға дейін төмендеді, ол скважина шығымы мен фонтандау шартына өзінің
кері әсерін тигізді. Су айдауды енгізу мұнай өндіруді өсірді және сұйықты
алу қарқындалығының тез жоғарлауына қабілеттендірді. Пайдаланатын өндіру
скважиналары су айдаудың жеткілікті таралуына, қабаттың барлық аймақтарында
контур аймағынан свод бөлігіне шейін таралуына ықпал етті. Контур ішінен су
айдау алғашында өнім жоғарлауына, соңынан қабат қысымының тұрақтануына
себеп болды. Су айдау негізгі алаңның горизоттарында, қабат қысымын алғашқы
деңгейіне әкелді. Қазіргі уақытта негізгі алаңнан көпшілік скважиналары
жартылай фонтанды режимде (сулануға қарамастан) жұмыс істейді.
I объект бойынша, су айдалғаннан бастап 56880 мың м3 су айдалды және
38663,8 мың м3 суйық алынды.
2006 жыл бойынша, I объектіде 3707,5 мың м3 су айлады, және су
айдаумен алынған суйық 22,04 процентті құрады.
2007 жылы су айдаудан алынған қосымына өнім 66,7 мың тонна, ал су
айдау скважиналарының саны 29. I объект бойынша орташа тәулігіне (3,6-4,7
мПа қысымда).
6 кесте
Су айдау көрсеткештерінің өзгерісі.
жылдар
Көрсеткіштер
2005 2006 2007
Айдау скважиналары, скв. 14 27 29
Су айдау, мың м3 2789,8 3397,8 3707,6
Жинақталған су айдау, мың м3 49774,6 33172,4 56880
Су айдаудың өнім алуға қатынасы, бірлік үлес 1,41 1,43 1,47
Су айдаудан түскен қосымша өнім, мың т. 78,2 75,2 66,7

2.6. Жинау жүйесінің қондырғылары.
Жинау жүйесінің негізгі қондырғыларына құбырлар мен коллекторлар
кіреді. Одан әрі автоматтандырылған топтамалы өлшегін қондырғылары
орналасатын қыздырғыштар. Соратты айдау қондырғылы станцияларында,
өндірісте коммуникация үшін немесі құбырлар қолданылады 57-426мм диаметрі.
Топтамалы өлшегіш қондырғылар блога скважина шығымын өлшейді, скважинаның
жұмыс жасауын тексереді. Автоматты жүрде әлде диспетчерлік пункттің нұсқауы
бойынша скважинаны тоқтанады, яғни қауіпті жағдай сезілсе.
2.7. Өз ағына арқылы мұнай және газ жинау жүйесі.
Мартыши кен орнында пайдаланылатын бұл жүйенің ең негізгісі әр
скважинаның қасына әлде бірнеше скважиналар қастарына жеке өлшегіш қазандар
қойылады.
Олар скважина шығымын өмшеуге негізделген. Газдың сепартциясы
0,2-0,4 мПа қысымда өтеді. Мұнда сұйықтар өз ағынымен жинайтын тораптарға,
ал қысым төмендеген уақытында сораптарумен мұнай жинау, яғни резервуалар
паркіне жеткізіледі.
Берілген кен орнында сепаратордан шыққан газ факельдермен көпшілігі
жағылып отырады. Ал негізінен сол жергілікті жердің қажеттілігіне, яғни
тұрмыстық қажеттіліктерге де қонданылады. бұдан былайғысы магистуралымен
Атырау қаласына қарай бағытталып айдалады.
Ендігі уақытта сепаратордан шыққан газды барынша қабат энергиясын
пайдалану және скважина сораптарының қысымын пайдаланумен, олардың барлығы
скважина өлімдерін жинау үшін қызмет етеді. Бұл қысым күшімен мұнайды,
газды, суды бір құбырмен айдауға, бірнеше сатылы сегарацияны өткізу және
барынша ұзақ жүрде компрессорлық станциясыз газды тасымалдау. Герметиканы
барлық мұнайдың жинайтын жолында сақтау.
Өз ағынымен ағатын бұл жүйеде құбырларда қарқын әр түрлі биіктіктен
пайда болады. Мұнай жүретін құбырдың басымен соңы болады. Басы өлшегіштер
жоғарыда болады да, сол арқылы, немесе дәлірек айтқанда соның арқасында
ағын жүреді.
2.7. Мұнай жинау жүйесі элементтерін тасымалдау және дайындау
есептері.
Скважиналардың өндірген мұнайын жинау, дайындау және тұтынушыларға
тасымалдау үшін қазіргі мұнай кәсіпшілгі күрделі техникалық құрумен
коммуникация комплекстерімен жабдықтанған.
Бұл жүйелердің негізгі және қажетті элементтері: топтық өлшеу
қондырғылар, сепараторлар, тұндырғыштар, өнімді су мен тұздан бөлгіш
қондырғылар, резервуарлар парктері, кәсіпшілік ішіндегі мұнай өткізгіш
тораптар, сораттар мен компрессорлар станциялары.
Әр жүйені техника-экономикалы тиімді қолдану мұнай кен орнының қандай
географиялық орында орналасуына, мұнай, газбен судық гидродинамикалық және
термодинамикалық қалыттасу жағдайына, онымен қоса олардың физика-химиялық
сипаттарына және скважиналардың өндіретін өніміне байланысты болды.
Кәсіпшілік құрудың санымен оның сапалылығын есептен шығаруға болады,
оған себеп болатындар табиғи байлығын тиімді пайдалану, онымен табиғи және
жасанды энерги көзін қолдану жағдайын ескерсе.
2.8. Мұнайдан газды айыру.
Кәсіпшілікте мұнай, газ, суды жинау жүйесі элементтерінің
негізгілерінің бірі айырғыш қондырғылар, мұнайдан санды әрі сапалы жүрде
айыру.
Скважиналардан шыққан өнім әртүрлі мақсатпен айырылады, Оның ішіндегі
ең маңыздылары:
а) Мұнайдан бөлінген газ, химиялық өте қажетті ішкі зат және жанар
май;
ә) Өндірілген өнімді тасымандағанда кездесетін гидровликалық
кедергілерді кеміту және құбырмен сұйықтар жылжығанда оның бұлқынуын
азайту.
б) Скважинадан шығатын көлемді және құбырмен келген, өнімнің газдан
бөлігенде сапалы болып шығуы.
Айырғыш қондырғылар жобасын игеріп және жасағанда негізгі керекті
деректері, оның қабілеті.
Қазіргі кезде кәсіпшілік сепараторларды есептеудің екі жолы бар:
- оның газды жіберуіне байланысты болады;
- оның сұйықты жіберу қабілетіне қарай.
Осы есептердің негізгі мақсаттары операциялық қондырғылардың сұйық пен
газдың неғұрлым көн жіберуін қамту.
1.8. Тік гравитациялық сепараторды газды жіберуіне байланысты
есептеу.
Гравитациялық принципте жұмыс жайтын сепараторлардың, мұнай мен
газды мұнай, су және қатты бөлшектердің, яғни механикалық қоспалардың
газ ағынан өз салмағымен айырылады. Сұйық пен қатты бөлшектерден
газдың бөлінуі мынадай жағдайда болады, егерде есептелген газ ағынының
қозғалу жылдамдығы газ ағынының сұйық пен қатты бөлшектерден тұратын
шогінділер өз салмағымен шығу жылдамдығы газ ағынының жылдамдығынан
артық болса, онда
(1)

мунда - шығатын газ жылдамдығы, мс;
- сұйық пен қатты болшектердің газды ағында шогу
жылдамдығы, мс.
Тік сепараторда оның қысымы мен температурасын газдың шығын көлемі
мен қондырғының диаметрін ескере өтырып газ ағынының шығу жылдамдығы мына
формула бойынша есептеледі:
(2)

мунда - газдың әдеттегі жағдайда
- 0,103 мПа, = 273шығымы, мтәу;
- атмосфералық қысым;
- әдетті жағдайдығы температура, ;
- сепаратордың қима ауданы, ;
- сепаратордың диаметрі, ;
- сепаратордағы бөліну қысымы, мПа;
- сепаратордағы бөліну температура, ;
- газдың нақты қасиетінің идеалды қасиетінен айқындайтын сығылу
коэффициенті;
- тәуліктік уақытты секундқа айналдырған шама (86400).
(2) формуланың кейбір сандық мәндерін қойсақ

; (3)

Сұйық тамшысының газдың ағында шөгу жылдамдығын есептегенде мынадай
жорамалдар жасаймыз:
а) болшектер формасы шар тәріздес;
ә) газдың қозғалысы қалыптасқан, басқаша айтқанда сепаратордағы газ
ағынының шығу жылдамдығы кез келген нүктесінде тұрақты;
б) газ ағынында болшектердің қозғалысы еркін, келесе олар бір-бірімен
соқтығыспайды.
Жоғарыдағы айтқан жорамалдарды ескере отырып, шар тәріздес
бөлшектердің шөгу жылдамдығын ескерсе, стокс формуласы бойынша табамыз
; (4)

мұнда = бөлшектердің газ ағынында шөгу жылдамдығы, мс;
- бөлшектердің берілген диаметрі, м.
- сұйық пен газдың, берілген қысым мен температурада айырылған
кезіндегі тығыздықтары, кгм3;
- еркін түсу удеуі, мс2;
- газдың, берілген қысым мен температурада айырылған кезіндегі
динамикалық тұтқырлығы, .
Кейбір кезде берілген динамикалық тұтқырлықтан орнына климатикалық
тұтқырлық қолданылады.
Сонда (4) теңдеу болайша өзгереді:
; (5)

мұнда - берілген қысым мен температурадағы газдың кинематикалық
тутқырлығы, м2с.
Практикалық есептерде бөлшектер мен газдың жылдамдығын мынадай
теңдестікпен алынады:
(6)

(3) пен (5) теңдеуін (6) қойып қарасақ:
; (7)

Әйтпесе (7) –ге сұйықтықтардың сандық мәндерін қойсақ, сона-соң теңдеудегі
- ді табамыз
; (8)

(8) – ші формуланы қолданын тік сепаратордың газ өткізетін ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.