Мұнай, газ және су ашу сипаттамасы

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Курстық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 52 бет
Таңдаулыға:

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.

2.Технологиялық бөлім

2.1 Кен орынның игеру жүйесі.

Жайық мұнай-газ өндіру басқармасы алты негізгі мұнай кен орындарын
игереді: С. Балғымбаев , Камышитовый, Жаңаталап, Ровное, Гран, Забурын,
Оңтүстік-Шығыс Камышытовый.
Айдау скважиналары қоры С. Балғымбаев кен орны бойынша істе тұрғандар
27, су алатын 15 скважина, бақылау скважиналары 12, консерванцияда 1
скважина.
С. Балғымбаев кен орны бойынша мұнай өндіру алдыңғы қатарлы жоғарғы
қарқынмен жүргізіледі, сондықтан да гидродинамикалық және геофизикалық
зерттеулер игеруді бақылауға маңызды міндет болып табылады.
Механикалық тәсілмен жұмыс істейтін барлық скважиналар, графика сәйкес
динамограммаға түсіріледі. Барлық істейтін скважиналар қоры бойынша, айына
2 реттен сирек емес механикалық қоспа, су құрамына сынақ өткізіледі. Ал
барлық айдау және бақылау скважиналар қоры бойынша қабат және түп қысымына
өлшеулер өткзіледі.
С. Балғымбаев кен орны бойынша 1.12.2003 жылда 125 скважинамен мұнай
игеріледі, олардың ішінде үшеуі тоқтап тұр. Тоқтап тұрғаннан пайдаланушыға
үш скважина кіргізіледі, 24, 40 және 130 айдау скважиналары қорынан бір
скважина (193) және бір скважина бақылау қорынан айдау скважинасы қорына
ауыстырылады (19).
Кен орны бойынша су айдау 30 скважина мен жүргізілуі керек болды,
бірақ оның 3-і іске қосылады.

3-кесте
С.Балғымбаев кен орны скважина қоры жағдайы 1.01.2007жылғы

Скважиналар категориясы Скважина саны Скважина нөмері

Істеп тұрғандар 115
Уақытша тоқатп тұрғандар 3
А) жер асты жөндеуде 1 3
Б) күрделі жөндеуде 1 164
В) жөндеу күтіп тұрған 1 104
Пайдалану қоры 118
Су алатындар оның ішінде істеп тұрған
Су айдау скважинасы оның ішінде
жұмыстағы тоқтап тұрған 27
Бақылау скважинасы
Консервациядағылар 4
Жойылған скважиналар 12
оның ішінде 1
геологиялық жағынан 32
техникалық жағынан
ШТС 19
Электровинтті сорап (ЭВС) 13
111
4

2.2 Мұнай, газ және су ашу сипаттамасы

С. Балғымбаев кен орны өтімді қабаттары үш игеру объектісіне
біріктірілген:
І объект – апт неоком және І неоком горизонтын мұнайдың (кен орны
бойынша) 62,6% құрайды.
ІІ объект аралық және ІІ неоком горизонталын біріктіреді, бұл
объектіде жалпы қордың 16,9%.
ІІІ объект Солтүстік С. Балғымбаев кен орны бойынша орта Юра
горизонты, өзінде ажлпы салынатын қордың 1,5%-ін құрайды.
Кен орында игеру басынан бастап, су алудың үздіксіз өсуі көрінеді,
соның ішінде 1972 жылдан бастап, судың қарқынды жоғарылауы болды. Бұл
өндіру скважиналары аз кезінде сұйықтың жоғарғы қарқынмен ашылуы.
Кен орны бойынша, мұнайдың ең үлкен шығыны 1973 жылы ашылды (953 мың
гамма). Келесі жылдарда айдалатын су мөлшерінің өсуіне қарамастан, жылдық
өнім өндіру жылдан-жылға төмендеп отыр. Тек соңғы жылдарда айдалатын су
көлемімен ашылатын сұйық көлемінің өсуіне байланысты өндіру өседі.
Игеру басынан бастап кен орны бойынша 14037882 мың т. мұнай, 47100,422
мың т су және 2703285 мың м3 газ өндіріледі, 1505,654 де 2003 жылда
114,851 мың т мұнай, 1505,654 мың т су және 1152 мың м3 газ алынды. Орташа
газдық фактор 9,5 м3т.
Алынатын қордың 93,4% алынды, жобалау бойынша 93%. Мұнай ашу
коэффициенті 0,436 ал жобалау бойынша 0,44. бастапқы алынатын қордан,
өнімді алу қарқынан 1,6% құрайды, жобалауда 1,87%. Кен орынның қабаттар
сулануы қаіргі уақытта 91%-ке жетті, жобалау бойынша 92,8 процент.
Игерудің І объектісі 1968 жылдан бастап игерілді. Мұнай жиынын игеру
қарқынының жобалау деңгейінен қалып қабы, игерудің технологиялық
көрсеткіштеріне кері әсерін тигіді.
Максимальды мұнай өндіруге 1973 жылы қол жеткізілді. Ол 64 скважиналық
жұмысы кезінде, 478 мың.т мұнай өндірген игеру процесінде 1973 жылдан
бастап, кейбір жылдарда жобалаудан нақты өнім өндіру оғары (мысалға 1977-
1982 ж.ж). Бірақ, бірте-бірте 1983 жылдан бастап жылдық өнім өндіру
жобаланғаннан аз мөлшерде болады.

2.3 Объектілер бойынша мұнай газ және су өндіруідің қысқаша талдануы.

І объект Игеру басынан бастап І объект бойынша 108972 мың.т. мұнай
38476,9 мың т су және 210194,2 мың м3 газ, оның ішінде негізгі алаңнан
өндірілген 364567 т мұнай, 1346504 т су, 1978 мың м3 газ, бөлікті
жиындардан 42448,5 т мұнай, 30749 т су, 506 мың м3 газ өндіріледі. Орташа
газдың фактор объект бойынша 9 м3т құрайды сулану 89%, жобалауда 82,4%.
Мұнай бергіштік коэффициенті 0,379, жобалауда 0,377. алғашқы алынатын
қордан алу қарқыны 1,8% құрайды, жобалауда 2,4%. Бір скважинаға келетін
орташа тәуліктік шығын 6 ттәулігіне мұнай, ол 58 ттәулігіне сұйық.
Барлық скважиналар механикалық әдіспен жұмыс жасайды.
І объектіде контур ішінен су айдау 1970 жылдың апрель айынан
басталады. Ол айдау скважинасы арқылы жүргізілді. Ол скважиналар арқылы
жиын ішінен су айдау қабат қысымына әсер етіпп, ол 7,21 мПа-ға дейін
жоғарылады. 1971 жылы объектіні одан әрі игеруде, бұл айдау скважиналарының
жеткіліксіздігі байқалады.
2002 жылы, тағы да 3 игеру скважинасының су айдауға берілуі, қабат
қысымын 7,44 мПа-ға дейін жоғарлатты, ал 2003 жылы одан әрі айдау
скважиналары қорының 10-ға дейін жоғарлауы, қабат қысымын бастапқы қабат
қысымынан да жоғары 7,8 мПа-ға жеткізді. Айдау басталғаннан бастап, І
объект бойынша 34525,9 мың м3 су айдалды және 26806 мың т сұйық алынды.
ІІ объект бойынша скважина қоры 2-ден 1976 жылы 21-ге дейін өсті.
Объект бойынша пайдалану қоры 1.01.2003 жылға 23 скважина құрады, ол
жобалауда ол 25-ге дейін жетті.
Игеру басынан бастап, ІІ объект бойынша 2707244 мың т, мұнай 7952,185
мың т су және 32005,5 мың м3 газ өндірілді.
Орташа газдың фактор 9,5 м3т құрайды. Айдаудан түскен қосымша өнім
18548 т мұнай. Бұл ІІ объект бойынша орташа тәуліктік айдау 1092
м3тәулігіне. Ол 5,8-3,9 мПа айдау қысымда жүргізілді.

5 кесте
С. Балғымбаев кен орнын игерудің жобалау және нақты көрсеткіштерінің
салыстырылуы

Көрсеткіштер жобанақты 2005 2006 2007
Мұнай өндіру мың.т 101,5101,8 101,4101,3 102,6102,8
Су өндіру мың.т
Сұйық өндіру мың.т 1089,11091,6 1034,71028,7 1075,81083,9
Сулану, процент 1818,91809 17611778,7 16451705
Газдық фактор Жинақталған
мұнай өндіру мың.т. 92,991,9 93,192,3 93,492,8
Жинақталған су өндіру 9,5
Жинақталған сұйық өндіру,9739,89676 9966,19824,8 10185,499583

Мұнайдың орташа тәуліктік38174,726222 3108,9280555 30292,472975
шығымы, ттәулік
Қабат жағдайында
сұйықтықты өндіру 37914,535090 41175378803 44477,939747
орт.тәулік, м.куб
Өндіру скважинасы қоры
Айдау скважинасы қоры 302,7302,4 302,4301,9 300,1300,3
Айдау скважинасының істеп
тұрғаны
Бастапқы қордан алу 42804290 42104205 41004131
қарқыны %
Су айдау мың м3 109110 115115 118118
Ілеспе газ өндіру мың м3
Су айдаудан түскен 3025 3027 3027
қосымша өнім, мың т
3022 3020 3023

1,941,3 21,3 1,91,18
2505,52489,4 24902497,6 24752482,4

850870 850869 850878

55,555,3 53,854,5 54,0 5 54,13

2.4 Қабат қысымы динамикасы

Жиын бойынша қабат қысымының таралуы, олардың игеру процесі кезіндегі
өзгеруі және және олардың басқа пайдалану көрсеткіштерімен салыстырылуы
(сұйық алу скважинаның сулану қарқыны мен сипаты) игеру процесі
ерекшеліктерін талдауға мүмкіндік береді.
Кен орындағы контур аймағында бастапқы қабат 7.9 ... 8.0 мПа-ға тең
болды бірінші және төртінші алу аймағы қабаттарындағы, оның қысымына
сәйкесті 7.7 және 6,5 мПа болды.
1970 жылы контурдағы бастапқы қабат қысымы 7,6 мПа-ға дейін төмендеді,
ал сұйық алу аймағында (V қатар) 6,34 мПа-ға дейін төмендеді.
Жиынға су айдау 1970 жылдың апрель айында басталды. Олар 7,65,67,69
скважиналар арқылы жүргізілді.
Су айдауды енгізу, мұнай өнімдерін алуды барынша жоғарылату, қабат
қысымын арттыруға қол жеткізді.
Су айдауда енгізу мұнай өнімдерін алуды барынша жоғарылату, қабат
қысымын арттыруға қол жеткізді.
Арлық қабылдайтын қабаттар интервалында қабылдайтын, тек жоғарғы апт-
неоком горизонты. Кен орындағы су айдау тиімділігі көбіне айдаудың тиімді
қысымын таңдап алуға тәуелді.
Қорыта келе, жылдық өнім қарқынына сұйық алу қарқыны мен айдау әсер
етеді.

2.5 Қабат қысымынның жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай
бергіштігін арттыру әдістері.

Қабаттың мұнайбергіштігін жоғарлату проблемасы “қажет ететін тиімді
шешімдердің” басты және актуальды маңызы бар мәселесі болып табылады.
С.Балғымбаев кен орны бойынша қабаттың мұнай бергіштгін және қабатты
игеру қарқындылығын жоғарлату мақсатында, 1970 жылдан бастап су айдау
жүйесі қолданылады.
І объектіде контур ішінен су айдау 1970 жылдың апрель айында,
техсхемада жоспарланғаннан 8 ай ерте басталды. Бұл су айдаудың ерте
енгіілуі қабат қысымының қарқыны төмен түсіп кетуіне байланысты болды.
1970 жылы апрель айында бүкіл объект бойынша, қабат қысымы 1,0-
1,5 мПа-ға дейін төмендеді,ол скважина шығыны мен фантандау шартына өзінің
кері әсерін тигізді.Су айдауды енгізу мұнай өндіруді өсірді және сұйықты
алу қарқындылығының тез жоғарлануына қабілеттендірді. Пайдаланылатын өндіру
скважинанат су айдаудың жеткіліктітаралуына, қабаттың барлық зоналарында,
контур аймағынан свод бөлігіне шейін таралуына себеп етті. Контур ішінен су
айдау алғашында өнім жоғарлауына, соңынан қабат қысымының тұрақталуына
себеп болды. Су айдау негізгі алаңның горизонталында, қабат қысымын алғашқы
деңгейіне (7.4-7.6 мПа)
І объект бойынша, бастап 82712726 м3 су айдауды және 52053783 м3 сұйық
алынды.
2003 жыл бойынша, І объектіде 1909,2 мың м3 су айдауды және су
айдаумен алынған сұйық 22,04%-ті құрайды. 2003 жылы су айдаудан алынған
қосымша өнім 33,78 мың т, ал игерілген кезден бері 4187899 м3. су айдау
скважиналарының саны 21. І объект бойынша орташа тәуліктік су айдау 4772,6
м3тәулігіне 13,6-4,7 мПа қысымда.

6-кесте

Су айдау көрсеткішінің өзгерісі

Көрсеткіштер 2005 2006 2007
Айдау скважиналары, скв 16 23 27
Су айдау, мың м3
Жинақталған су айдау мың 2152,4 2280,5 2308,4
м3
Су айдаудың өнім алуға 49774,6 53172,4 58880
қатынасы, бірлік үлес
Су айдаудан түскен қосымша1,41 1,43 1,47
өнім, мың т.

78,2 75,2 66,7

3.Экономикалық бөлім

3.1 Жайыќ м±най – газ µндіру басќармасыныњ µндірістік ±йымдастырылу
ќ±рылымы

1970 жылдыњ 1 ќазанынан бастап “Ембі м±най” бірлестігі бойынша басќару
жєне ењбекті ±йымдастырудыњ єдістері мен жетілген формалары ќарастырылды.
М±нда ±саќ жєне орташа мекемлер ірілендіреді, негізгі µндірістік
мамандыру жєне ќосымша-ќосалќы ќызметтер орталыќтандырады.
¤неркєсіпте ењбекті ѓылыми т‰рде ±йымдастыру ЕЃ¦ (НОТ) кењінен
ќолданылды. Алѓашќы жылдар С.Балғымбаев кен орны “Ембі-м±най” бірлестігіне
ќарады, ал 1972 жылдан бастап, м±най µнімініњ ±лѓаюына байланысты, ал µз
алдына Жайыќ м±най-газ µндіру басќармасы болып ќайта ќ±рылды.
Басќарманыњ µњдірістік-±йымдастыру ќ±рылымы суретте кµрсетілген.

3.2 Жайыќ м±най-газ µндіру басќармасыныњ негізгі жєне ќосалќы
µндірістерін ±йымдастыру

¤ндірістік процесс 2 негізгі топтан т±рады:
1. Негізгі µндірістк процесстер
2. Ќосымша µндірістк процесстер
Негізгі жєне ќосалќы процесстер µзара тыѓыз байланысты.
М±най µндіру басќармасыныњ негізгі цехтарына жататындар:
Орталыќ инженерлі-техникалыќ ќызметі ОИТЦ (ЦИТС), оѓан кіретіндер: №I
МГОЦ С.Балғымбаев-Ровное, №2 МГОЦ Ќамысты, №3 МГОЦ Жањаталап-Гран, химиялыќ
лаборатория, ЌЌ¦ (ГГО) ќабат ќысымын ±стау цехы жєне іздестіру бригадалары.

Басќарудыњ жања ќ±рылымы-µндірісті орталыќтандырылѓан инженерлі-
техникалыќ ќызмет арќылы басќаруда диспечерлік єдіс кењінен міндеті
ќолданылады.
ОИТЦ-тіњ негізгі міндеті-ќолданылатын технологиялыќ режимді саќтай
отырып, м±най µндіру бойынша жоспарлы міндеттерді атќару.
М±най µндіру операторлары пайдалану скважиналарыныњ ќызметі ж±мысында,
яѓни олардыњ ж±мысын баќылайды, ќ±ралдар аќауларын т‰зетеді, ж±мыс режимін
саќтайды.
Ќосымша µндіріс цехтарына: скважиналарды жер ‰шін к‰рделі жµндеу
цехтары, пайдалану ќ±ралдарыныњ прокатты-жµндеу цехы (ПРЦЭО),
электроќ±ралдар мен электрожабдыќтарды прокатта жµндеу цехы (ПРЦЭО жєне
ЭС).
Ќосымша цехтардыњ кµпшілігі бір µндірістік ќызмет кµрсету базасына
біріктірілген (БПО).
¤ндірістік ќызмет кµрсету базасы механикалыќ жєне электрлі ќ±ралдарын
прокатын ж‰ргізеді, олардыњ ж±мысына жарамдылыѓын саќтайды жєне негізгі
µндірістіњ барлыќ объектілерініњ ж±мысын ќамтамассыз етеді.
Бу мен су жабдыќтау цехы-т±рѓындарды, ж±мысшы поселкелерді жылумен
сумен ќамтамассыз етеді.
Арнайы техникаладыр колонасы (спец колонасы) - µндіріс объекетілірін
техникамен, арнайы машиналармен, кµтергіш эксковатормен жабдыќтайды.
Басќарудыњ барынша жетілген µндірістік ќ±рылымын мынадай жетстіктерге ќол
жеткізеді: мамандауды терењдете ‰йрену, жања техника мен технологияны
кењінен енгізу, басќару персоналын ќысќарту, µндіріс ж‰рісіне оперативті
єсер ету, ќызмет кµрсетуді жоѓарылату.

3.3 Техникалыќ басшылыќ органдары

Техникалыќ басшылыќ органдары (техникалыќ, геологиялыќ, µндірістік
бµлімдер) µндіріс резервтері болып табылады жєне µнім сапасын арттыруѓа,
техника мен технологияны жетілдіруге тікелей ќатысты.
Ењбек бµлімі ќызметкердіњ ж±мысымен пайдалануын баќылайды, µндіріс
дењгейінде ењбек аќысын тµлеуді басќарады. Материалды – техникалыќ
жабдыќтау жєне финанс бµлімі – материалды байлыќтар ќорынсыз шыѓынын
азайту, негізгі жєне ќосымша материалдарды, реагенттерді, католизаторларды
тасымалдау шыѓынын азайту шараларын ќарастырады.
¤ндірістік бµлімшелер – кєсіпорындаѓы жеткіліксіздікті жоюды
ќарастырады.
Жоспарлау бµлімі жєне техника-экономикалыќ бµлімі барлыќ ж±мыстарды
±йымдастырады жєне методикалыќ басшылыќ береді.
Жоспарлау бµлімі сондай-аќ барлыќ жылдыќ жоспарлауын баќылап, оныњ
орындалу барысын ‰шін ќадаѓалап отырады. Техника-экономикалыќ
кµрсеткіштерге қол жеткізу үшін жүргізілетін шараларды өткізіп, олардың
жалпы тиімділіктерін есептеу түрінде береді.

3.4. С. Балғымбаев кен орнын игерудің негізгі технико-
экономикалық көрсеткіштерінің талдануы

Игерудің техника-экономикалық көрсеткіштерінің талдауы жасалады.
Мұнай өндіруідің жоспары жылда 102,4%-ке нақты көлемі 102410 мың
тонна, ал жоспар бойынша 100000 мың тонна.
Скважиналардың орташа тәуліктік шығыны соңғы жылдарда жоспардағыдан
жоғары, яғни 4,8 т болды, ол 2007 жылдың есебі бойынша. Оған жаңа
технологияны енгізу, терең сорапта құралды жетілдіре пайдалану нәтижесінде
қол жетті. Бірақ, бұл 2006 жылғы есептен аз шама. Оны қабат қысымының
төмендігімен түсінуге болады.
Жұмыс істеп тұрған қордың пайдалану коэффициенті 2003 жылда 0,923-ге
тең. Өндіріс қызметкерлерінің жалпы саны соңғы жылдары өсті, ол негізінен
пайдалану құралдарының техникалық жағынан жарамсыз болып, оны жоспарлы –
ескерту жөндеу керек болуында.
Еңбек өнімділігі жоспарға қарағанда, төмен жоспар бойынша 18984
теңгеадам, ал нақты 18029 теңгеадам. Бір тонна мұнайдың өзіндік құны сол
қалпында қалды. Өнімнің өзіндік құны 10%-не, ал жоспар бойынша 5070 теңге,
ал нақты түрде 5070 теңге.
Қор бергіштік келіп кеткеннен көруге болады, оло 2006 жылда – 8,5, ал
2007 жыл бойына – 3,8 болды. Ол алынған негізгі қорлардың жарамсыз
болуымен, өндіретін мұнай өнімнің түсіп кетуімен байланысты.
Жылдар бойынша 1999 жылдан енгізген скважиналар саны жоспар бойынша
да, нақты түрде де 5-ге тең болды. Тұтыну қоры жоспар түрінде 2394, ал
нақты 2602, орындалу процессті, 108,8%, осының ішінде еңбекке ақы төлеу
108,1%. Жалпы кәсіпорын бойынша жұмысының орташа еңбек ақысы 45354 теңгеден
45412 теңгеге жетіп отыр. Осы көрсеткіштердің бәрін қорыта келе, мұнай
тапсыру жоспарынша келетін болсақ, апт-неоком горизонты бойынша ол жоспарда
72800, нақты 73050 болды. Жалпы мұнай тапсыру 100,3%-ке орында

12-кесте
2007 жылға негізгі техника – экономикалық көрсеткіштер

Көрсеткіштер Жоспар Нақты %
І Мұнай өндіру, тонна 100000 102410 102,4 +2410

Ілелпе газ өндіру, м3 868 850 100,4 +18
мұнай тапсыру, тонна 97875 99984 102,1 +2109
оның ішінде І группа
Апт-неоком 72800 73050 100,3 +250
Товарлы мұнай өндіру 88620 90400 102 +1780
Мұнай реализациясы 88716 90250 101,7 +1534

ІІ Өнім шығару
-шығарылған өнім мың тг 1409733 1430737 101,5 +21004
товарлы өнім 1387186 1410099 101,7 +22912
өнім продукциясы 13889 1409447 101,5 +20460

ІІІ Товарлы өнімнің өзіндік
құны, мың тг 463448 463448 100
1 тн. Мұнайдың өзіндік құны тг5070 5070 100

IV Жаңа скважиналар 5 5 100
енгізу скв
Скважинаны пайдалану 0,941
коэффициенті, к-т
Еңбек өнімділігі теңгеадам 18984 18029 95,8 -826
Барлық тізімге кіретіндер адам217 237 109,2 +20

Өндірістік персоналға кіретін 132 145 109,8 +13
адам

-Өндірістік емес персонал, 45 49 108,8 +4
адам
-Құрылыстағы адамдар 40 43 107,5 +3

Жұмысшының орташа еңбек ақысы,
теңге 45354 45412 100,1 +58

13 кесте

Негізгі техника-экономикалық көрсеткіштер

Көрсеткіштер 1999 2000 2001 2002 2003
Мұнай өндіру мың тг 113,5 110,3 108,7 105,6 102,4
Газ өндіру мың м3 -
Скважиналардың пайдалану қоры:
Скважинаның орташа тәуліктік 102 110 112 114 118
шығыны тгтәулік
Пайдалану коэффициенті
Негізгі өндірістік қорлар құны,6,1 5,6 5,6 5,2 4,8
млн. тг 98,1 98,2 98,2 98,2 92,3
Өндіріс қызметкерлерінің жалпы
саны, адам 57,0 55,0 54,0 53,6 52,1
Еңбек өнімділігі тм жұмысына
Мұнай өндіру өзіндік құны 110 119 130 137 145
Қор бергіштік
24634 22560 21800 20408 18984
1 Скважинаға келетін жөндеулер
саны 4860 4921 4875 4902 5070
0,40 0, 38 0,39 0,40 0,41

1,0 0,8 0,7 0,9 1,5

3.5 Товарлы өнімнің өзіндік құнынына талдау
Өнім өндірісі
14 кесте
2006 % 2006 %
Өнім өндірісі
14 кестеКөрсеткіштер
жоспар нақты Есеп
бойынша
Өндірілген өнім
көлемі, мың т. 1409733,1 1430737,6 101,5 1495449,3 95,7
Товарлы өнім көлемі,
мың т 1387186,7 1410099,6 101,7 1482233,8 95,1
Реализация өнім
көлемі, мың т 1388987,3 1409447,6 101,5 1974816,1 95,6
Товарлы өнімнің 463448,5 4634448,5 100 479554,3 96,6
өзіндік құны
Өнім реализациясынан
түскен пайда, мың т
1 сан товарлы өнімге 4323 2569 32,4
кеткен шығындар,
теңге
1 т мұнайдың өзіндік 91,94 94,84 103,2
құны, теңге
41-41 43-17 104,5

Товарлы өнімнің өзіндің құнына талдау жасау есепті жылда өнім өндіру 105,4%
-ке орындалғанын көрсетеді. Жоспардан жоғары 2555 мың теңгенің өнімі
шығады. Шығарылған өнімді түскен пайда финанстық нәтиже 2569 мың теңгені
құрайды.
1 т мұнайдың өзіндік құны 5070 тиын, жоспарда 5070.
Товарлы өнімнің өзіндік құнына, оның жоғарылап кетуіне келесі фактолар әсер
етті.
Жыл ішінде матриалды, шикізат, энергетика ресурстарының бағасының 4-рет
өзгерді. Сондай-ақ шикізат энергетика параметрі мен бағасының өзгеруі және
жүк тасыммалы тағы басқаларының тарифтері өзгеруі. Осыған қарамастан
мұнайдың өзіндік құны әсер етуші өзіндік құнынан 5,2%-ге дейін төмен,
сондықтан өткізілген өнім пайдасы 2569 млн теңгені құрайды.

15 кесте
Өндірістегі шығын сметасы
Бап атаулары Өзіндік құн Қайта Өзіндік Ауытқу
есептегі құн
көлем нақты ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.