Қабатты және ұңғыны гидродинамикалық зерттеу

Пән: Геология, Геофизика, Геодезия
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 85 бет
Таңдаулыға:

КІРІСПЕ

Қазіргі заманғы мұнай кәсіпшілігі оны жинауға, ұңғы өнімдерін дайындауға және тұтынушыға арналған техникалық құрылыстар мен коммуникацияланған күрделі кешенінен тұрады.
Жүйе элементтері айырғыш аспап, өлшеу қондырғылары, түрлі бағыттағы құбыр желілері, жылу ауыстырғыштар, мұнай мен газды дайындау және оны тауарлық сапаға жекізуге арналған қондырғылар болып табылады.
Бұл дипломдық жобада Қарашығанақ кен орнындағы сепараторлық қондырғылардың жұмыс істеу режимдері мен олардың талдауы жүргізілген және кен орындағы моральды әрі техникалық сипаттамалары жағынан ескірген жылжымалы сепараторлық қондырғыны заманымызға сай жаңа технологиялық жылжымалы сепараторға ауыстыру ұсынылған.
Қарашығанақ кен орнын өндіру ОСРП-ке сәйкес, жетекші құжат негізінде жүргізіледі.
Бүгінгі таңда Қарашығанақ Қазақстандағы 5,5 миллиард доллардан асатын шетелдік капитал салымымен ірі инвестициялық жоба болып табылады.
Кенішті игеру төрт халықаралық компаниялар басшылығымен жүзеге асырылуда. Олар Би-Джи Групп (Ұлыбритания), Эни (Италия) - әрқайсысының үлесі 32,5 пайыздан құрайды, сондай-ақ Шеврон (АҚШ) - 20% және ЛУКОЙЛ (Ресей) 15% капитал үлестері бар. Қарашығанақ жобасын жүзеге асыру үшін осы төрт компания Қарашығанақ Петролиум Оперейтинг Б.В. (КПО) компаниясы болып бірікті.
КПО өз қызметін Қарашығанақ әріптестерінің Қазақстан Үкіметімен 1997 жылғы қарашада қол қойылған өнімді бөлу жөніндегі негізгі келісімге сәйкес жүзеге асырады. Келісімнің шарттарына сәйкес КПО Қарашығанақ жобасын басқаруды 2038 жылға дейін жүзеге асыратын болады
Бүгінгі таңда сепараторлар мұнайды жинау және дайындаудың барлық түйіндерінде қолданыс тапқан. Сепарация процесіне түрлі технологиялық үрдістер әсер етеді. Олар мұнайдың физика-химиялық қасиеттері, газ факторы, мұнайды жинау және тасымалдаудың шарттары т.б..Сепараторлардың сан-алуан турлері бар, дегенмен олардың конструктивтік сипаттамаларына қарамастан, сепараторлар сұйық фазадан максималды деңгейде газды фазаны бөліп алуды қамтамасыз ету керек.

1 Геологиялық бөлім

0.1 Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы

1.1.1 Кен орынның жалпы мағлұматтар

Қарашығанақ мұнай-газ кен орыны Батыс - Қазақстан облысының батысында, Бөрлі ауданының территориясында орналасқан, аудан орталығы Ақсай қаласы. Оның жалпы ауданы 280 км2 жерді алып жатыр. Аудан климаты континентальды. Температура қыста -400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады. Оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағытындағы желдер басым. Орташа жылдық жауын - шашын мөлшері 300 - 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі арақашықтық 160 км., Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты пункттар: Қарашығанақ ауылы 10 км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3 км(1.1-сурет).
Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен, Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені қиып өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи су қоймалары кездеседі.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады. Сулы горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас және мергель жарықшақтарында орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3тл ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м3тәу.
Аудан климаты төте континентальды. Ауа температурасы -40 (қыста) +40 (жаз) дейін өзгереді.
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады, күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950 мм-ді құрайды.
Грунттың қалыңдығы, қар табанына байланысты 1-ден 1,5 метрге дейін өзгереді. Жылыту маусымының ұзақтылығы 176 күн (1510 - 1504).
Қарашығанақ ауданында сейсмикалық жұмыстар шағылған толқын әдісімен (ШТӘ) сирек профиль торкөзде (10 км) магнитті тіркеуші аппаратурасымен бірінші рет 1970 - 1972 жылдары Урал геофизикалық экспедициясымен жүргізілді. (УГП) Олардың нәтижелері бойынша Қарашығанақ тұзды дөңесі ашылды. Ол антиклиналды құрылым көлемі 5*9 км шағылған горизонт П бойынша амплитудасы 150 км болып табылатын тұзды шөгіндіден құралған. Материалдарды қайта интерпретациялау нәтижесінде көрсетілген горизонт бойынша құрылым жұмыс тақырыбы нақты анықталып және өлшемі 10*20 км болатын брахиантиклинал түрінде сызылды. Амплитудасы 400 метрден жоғары шамамен минималды өлшемі 4400 м болатын күмбезді анықтаған. Бұл құжаттар П-10 параметрлік ұңғысының құрылымын жасауға ұсыныстар негізін құрады.

1.1-сурет. Қарашығанақ кен орнының шолу картасы

Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы Уральскнефтегазгеология өндірістік - геологиялық бірлестігінің № 10-П параметрлік ұңғыны бұрғылау кезінде ашылған. Кен орын Каспий ойпатының солтүстік жағында орналасқан.
Мұнайгазконденсат кеніші терең жатысты тұз асты құрылымында негізделген және кристалды фундамент шоқысында жататын төменгі перьм және жоғарғы тас көмір жасты күшті рифогенді карбонатты денемен берілген.
Мұнайгаздылық этажы 300-ден 1600 метрге дейін, ал осындағы мұнайлы бөлігінің қалындығы 200 м. Газ су контактісі 4950 метр тереңдікте, су мұнай контактісі 5150 метр терңдігінде.
1983 жылы мұнай, газ және конденсаттың қорын оперативті түрде саналуы жасалған. Соның негізінде 1985 жылы ВНИИГаз тәжірибелі - өндірістік игеру жобасы (ОПЭ) тұрғызылды. ОПЭ 1984 жылдың қараша айында басталды.
1988 жылы көмірсутектер қоры саналып бекітілді. Кен орын үш игеру объектісіне бөлінген: 1 мен 2 газконденсатты объектісі, ал 3 мұнайлы объектісі болып табылады. Терңдеген сайын конденсат мөлшері көбейеді.
ОПЭ жүргізу үрдісінде кейбір техникалық шешімдер жасалынбай қалған:
oo 1990 жылы құрғақ газдың кері айдалуы басталу керек еді;
oo ұңғы өнімділігін арттыратын жаңа технологиялардың игерілуімен енгізілуі қамтамасыз етілмеген;
oo эксплуатациялық ұңғыларды бұрғылау негізінде коллекторлар және объект аралық флюидтардан керн алу жұмысы жасалынбаған.
Осы кезге дейін әр түрлі себептерге байланысты сайклинг - процесс басталған жоқ, ал кен орынның игерілуі фантанды әдіспен жүргізіліп жатыр.
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 ашылды, онда 4171-4262 м. аралығында П - 10 іздеу ұғңымасында ашық оқпанды сынау кезінде газ шығымы 698 мың м3тәу. және 16 мм. штуцер арқылы конденсат шығымы 708 м3тәу. фонтан алынды. Қабат қысымы 50,4 МПа құрады. өнімді қабаттың табаны ұңғымамен ашылған.
Кен орынды меңгеруді жылдамдату мақсатында КСРО Мингазөндірісі барлама жымыстарды тәжірибелік - өндірістік пайдаланумен біріктіруге шешім қабылдады. ВолгоУралНИПИГазбен бірге ВНИИГаздың қорды есептеу және барлау жүргізу мәліметтерінің негізінде 1981 жылы Қарашығанақ кен орнын тәжірибелік - өндірістік пайдалану (ТӨП) жобасы жасалды. Кен орынды пайдалануға енгізуді жеделдету үшін КСРО Министрлер Кеңесінің №822 1981 жылдың төртінші тамызында Қаулы негізінде КСРО геология министрлігі газ өндірісінің министрлігіне пайдаланушы ұңғымалар ретінде 8 іздеу - барлама ұңғымаларын беруі керек болатын. Бірақ, барлама ұңғымалардың конструциясы қауіпсіз пайдалану талаптарына сәйкес келмегендіктен оларды жойған. Пайдалану қорына барлама ұңғымаларды өткізген. Кен орында газ және конденсат өндіру тек 1984 жылы басталған, кейін осы уақыт ішінде барлау нәтижесінде көптеген қосымша ақпараттар алынған, кен орынының геологиялық құрылымы ақпараттар айтарлықтай анықталған.
Резервуар жайлы бар ақпараттарға жоба (1980 жылы) сәйкес келмеуіне байланысты, 1984 жылы ВНИИГаз институты ОПЭ КИГИМ анықталған жобасын жасады. Жоба 1984 жылы Мәскеу қаласында ЦКРМГП отырысында ескертулермен (Протокол №2784) қабылданған болатын. Ескертулер есепке алынғаннан кейін Қарашығанақ кен орнын ТӨП жоспары жасалынды. Жоба ЦКРНГП-мен 15.01.85 жылы қабылданды. (Протокол №185, 15.01.85). және мақұлданған, ТӨП жобасында келтірілген (1984 жылы) Қарашығанақ кен орнын ТӨП кезеңінде зерттеу бойынша ғылыми - зерттеулік және тәжірибелік жұмыстардың кешенді бағдарламасы.
1985 жылы 28 тамызда Орла қаласынада болған КСРОГКЗ отырысында Қарашығанақ кен орнының газ, конденсат, мұнай, еріген газ және олардың құрамында бар компоненттер қорын есептеу бойынша есеп беру қаралған, сонымен бірге ТӨП жобасының ... шешімдерінің орындалуы қарастырылған. Қорын бекіту жайлы, кен орынды зерттеу алдын - ала барлау жүргізу кезеңіне сәйкес келетіндіктен, кен орынды тек тәжірибелік - өндірістік пайдалануға дайындалған деп есептеуге шешім қабылданған.
ГКЗ КСРО ПГО Оралмұнайгазгеология шешіміне сәйкесті 1985-86 жылдары 1988 жылы ГКЗ КСРО-ға ұсынуға барлауды аяқтау және қорын дайындаудың кешенді бағдарламасы жасалған. 1986 жылы тамызда бұл бағдарламаны КСРО Мингеологияда қабылданды.
1986,1987,1988 жылдарында қабылданған бағдарлама орындалып және көмірсутектер қорын қайтадан есептеу жүргізілген. 30.11.88. жылы КСРО ГКЗ ПГО Оралмұнайгазгеологиясының көмірсутектер қорын есептеу бойынша есеп беруін қарастырылған. Газ, конденсат, мұнай қорын бекіткен және кен орынды өндірістік игеруге дайындалған деп таныған. Кейін 1989 жылы тамызда НТС және КСРО ЦКР Мингазпром, ТӨП нәтижелерін және геология, игеру, жобалау, жабдықтарды орналастыру, жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау, аймағындағы жұмыстарды, кен орынды игеру перспективаларын және орындалған жұмыстардың жобаға сәйкестігін қарастырған. КСРО ГКЗ және Минмұнайгазөндіріс шешімдері жаңа жобалық құжатты жасауға негіз болып табылады, сондықтан ВНИИГаз бастапқыда 1991 - 2001 жылдарға сайклинг үрдіс режимінде Қарашығанақ кен орнын игерудің технологиялық үлгісін орындады, бұл перспективаға технико - экономикалық ойларды (ТЭО) және кен орынды орналастырудың технико - экономикалық есебін (ТЭЕ) жасауға арналған уақытша құжат болды, ал 1990 жылы Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнын тәжірибелік - өндірістік пайдаланудың анықталған жобасы жасалды.
05.07.91 жыл ТӨП-ң анықталған жобасы ... Мәскеу қаласында ЦКР Газ өндірістік министрлігінде қарастырылды және жүзеге асыру үшін жылдық көмірсутектерді алуы шектелген, 1991 - 1993 жылдар аралығында сарқылу кезеңінде газконденсатты бөлікті игерудің технологиялық көрсеткіштерімен 1б варианты қабылданған.
Жобалық құжатта игерудің үш объектісібөлінген. Бөлудің негізінде жабынынан сумұнай нұсқасына дейін қабат флюидтерінің физико - химиялық қасиеттері заңды өзгеретін гидродинамикалық бірегей және термодинамикалық тепе-тең жүйе түрінде өнімді шөгінділерді көрсету жатыр. Мұнда бір текті еместігі жоғары дәрежемен сипатталатын кеніштің геолгиялық құрылысының ерешелігі, қабат сұйықтарының қасиеттерінің өзгеру сипаттамалары ескерілген.
1 объект - біртекті еместігі жоғары дәрежемен сипатталатын пермь шөгінділерімен байланысты, газконденсатты пермь және карбон шөгінділерінің шегінде бөлінген тығыз сазды - карбонатты қабат барлық жерде дамымаған, сондықтан флюидті болып табылмайды. Қабат қысымының (Рпл) конденсация басталу қысымынан артуы (Ркон) игеру басталғанда 4500 м. тереңдікте объект жабынында 12 МПа-дан 10 МПа-ға дейін өзгерген, объекттер бойынша орташа қысым - 10 МПа.
2 объект - орта карбон шегінде кеніштің газконденсатты бөлігінде ұштастырылған. Бұл кеніштің коллекторлық қасиеттері бойынша анағұрлым біртекті бөлігі. Қабат флюидтері шектік жағдайға жақын сипатта болады. Қабат қысымының конденсация басталуының орташа қысымынан артуы 7 МПа құрайды.
3 объект - таскөмір және жоғарғы девон шөгінділеріне ұштастырылған мұнай жиегі. Объектіні игеру жеке ұңғыма торларымен жобаланған. 1 объект үшін рифтің еркін бөлігінде айдау ұңғымаларының қатарын және оның екі жағында пайдалану ұңғымаларын орналастыру ойластырылған. 2 объектіні игеру үшін ұңғыманы орналастырудың алаңдық жеті нүктелік жүйесі жоспарланған. Айдау ұңғымалары бастапқы уақытта пайдалану ұңғымалары ретінде жұмыс жасайды, сондықтан ұңғымалар торын тығыз орналастыруға болады. Сондай-ақ 3 объет үшін де алаңдық жеті нүктелік жеке ұңғымалар торы жоспарланған. Бірақ 1 және 3 объектілеріндегі кеніштердің қалыңдығы елеусіз бөліктенуде және өнімді шөгінділерден үлкен қуатты ағындар жағдайын зерттеу үшін, кейбір ұңғымалармен 1 және3 объектілерді бірге, ал ұңғымалардың басым бөлігімен 2 және 3 объектілердің ашылған барлық қимасын пайдалану болжанған.

1.1.2. Стратиграфия

Стратиграфиялық жағдайы бойынша негізгі өнімділігі карбон және төменгі пермь әктастарымен байланысты. Жоғарғы девон мұнайгаздылығы дәлелденген.Кен орынның құрылымдық картасы 1.2-суретте көрсетілген.
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған шөгінді болып төменгі девон шөгіндісі табылады. (скв 15, Д-5).
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс - Орынбор және Соль - Илецк тұз күмбездері аудандарына байланысты бөлінеді.
Кристалды іргетас.
Шығыс - Орынбор тұз күбезі маңайларында іргетас 4.1 км тереңдігінде ашылған. (Землянская ауданы) Соль - Илецк тұз күбезінде (Росточинская), Бузулук ойпатында (Зайкинская), 4,5 - 4,7 км тереңдікте ал Булатов дөңесінде 5260 м. тереңдікте (П - 9 Чинаревская ұңғысы) ашылған.
Іргетас гранитті жыныстардан құралған, оның жасы архейлік-ортапротерозойлық.
Сейсмобарлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында іргетас жату жағдайы (горизонт ф) шамамен 7 - 9 км құрайды.
Жоғары протерозой тобы - PR
Жергілікті таралу осы ауданды екі үлкен комплекс рифей және венд комплекстерінен тұрады.
Рифей комплексі Волга - Урал антиклизасында архей протерезой магмамоторфтық жынысты іргетастан тұратын массивтерін бөліп жатқан опырықтарда (грабен) дамыған.
Рифей шөгінділері 300 - 400 м тереңдікте Үлкен - Өзен, Рожков,Землянская аудандарында ашылған. Комплекстің қалыңдығы қолда бар сейсмоборлар деректеріне сүйенсек 1000 м шамасында.
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз
күмбезі маңында ашылған. Комплекстің қалыңдығы 600 - 800 м құрайды. Шөгінділер іргетас трансагрессивті жатқан немесе рифей шөгіндісі сұр түсті құмтастармен және аргилиттермен қосылған карбонатты жыныстар қабықшаларынан тұрады.
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз
күмбезі маңында ашылған. Комплекстің қалыңдығы 600 - 800 м құрайды. Шөгінділер іргетас трансагрессивті жатқан немесе рифей шөгіндісі сұр түсті құмтастармен және аргилиттермен қосылған карбонатты жыныстар қабықшаларынан тұрады.
Қарашығанақ ауданында, сейсмобарлау нәтижесіне байланысты фундаментпен және қарастырылған Пэ горизонтының арасы 2 км-ге жетеді. Бұл жоспарланған қимада тек девон ғана емес және де көптеген ескі, соның ішінде рифей - вендтік шөгінділердің бар екендігін дәлелдеуге болатын шешімдер шығаруға негіз бола алады.
Палезой тобы - PZ
Ордовик шөгіндісі Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің шығысында және оңтүстігінде, Соль-Илецк тұз күмбезі маңында және оларды бөліп тұрған ойпатта анықталған. Табылған шөгіндінің максималды қалыңдығы ұңғы 1 арқылы ашылған.
Қызыл Яр Соль - Илецк тұз күбізінің көлденең тұсында ордовик шөгінділерінің скважиналары 2020 м-ден асып және толық қуатымен оларды әлі ашып үлгерген жоқ. Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің оңтүстігінде және шығысында да силур шөгіндісі ашылған, оны максималды қалыңдығы 40 м-ді құрайды.Төменгі палезой шөгіндісі тығыз құмтастардан және сұр түсті аргилиттерден құралған.
Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м. қалыңдығындағы төменгі плезой шөгінділерінің бар екендігін мөлшерлеуге болады. Қарашығанақ кен орнында терең бұрғылау кезінде тұз асты, тұзды, тұз үсті кешендерінің шөгінділері ашылған.
Девон жүйесі
Девон шөгінділері орта және жоғарғы бөлімдерімен берілген. В.П.Гаврилов, А.В.Ярошенконың (1998ж.) зерттеулерімен ашылулардың ішіндегі біршама ертедегісі орта девонның эйфель жікқабатының таужыныстары болып табылады.
Төменгі жүйесі: Жоспардың уақытын құрастыру үшін тек бір ғана іздеу ұңғымасы Д - 5 -пен ерте девон жасындағы шөгінділерді ашқан. 6245 - 6248 м интервалынан алынған керн - аргилиттен және қара - сұры бурыл түстен құралған.Төменгі девон шөгіндісі шамамен 30 м қашықтықты құрайды.
Орта бөлімі: Орта девон шөгінділері эйфель және живет ярустары көлемінде бірлік ұңғыларымен (15, Д5) ашылған. Эйфель ярусы төменгі жағында аргеллит қара, жоғары қарай ізбестас және тығыс, микро жіңішке қабатшалы аргелликтер. Эйфель жікқабатының түзілімдері 5675-5716 м. аралықта 15 ұңғыма бойынша зерттелген. Қалыңдығы 36м. Ярустың ашылған қалыңдығы 59 метр. Живет ярусы - қалыңдығы 64 метр. Живет жікқабатының түзілімдері де 5675-5644 м. аралықта 15 ұңғыма бойынша зерттелген. Живет ярусы шөгінділері қара - сұр, тіпті қара әктастардан жиі органогенді аргилиттерден құралған. Сонымен қатар қиманың жоғары жағында 3 мм жететін ашық - сұр ұсақ кристалды әктастар қабықша ретінде орналасқан.
Жоғарғы бөлім: Жоғары девон шөгінділері тек фамен және фран ярусымен берілген. Фамен ярусы 15 ұңғыма бойынша (5626-5222 м), 21 ұңғыма (аралығы 5314-5100 м), 7 ұңғыма (аралығы 5208-5094 м) бойынша құралған. Бұнда сұр және қара - сұр органогенді түйіршікті әктастар және қара түсті ұсақ кристалды доломиттер қабықша ретінде кездеседі. Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд мүшелерінің кесектері кездеседі. Ерте - орта фамен ярусы бір камералық форминифер комплексі бойынша тұрақталады. Фран ярусы 15 ұңғыма бойынша (5644-5623 м аралық) зерттелген.
Таскөмір жүйесі.
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілген. Қалыңдығы 80 метр. Орта бөлімі краснополян горизонтымен берілген, қалыңдығы 9 дан 55 метрге дейін.
Карбон дәуірі
Қарашығанақ кен орыны. Карбон түзілімдерінің құрылысы күрделі және Чинарев, Кошин алаңдарының ұңғымаларының қимасынан оны стратиграфиялық бөлімдерін құраушылардың көлемін күрт қысқаруымен ерекшеленеді, олардың қатарына төменгі және ортаңғы карбонның тек жекелеген фрагменттері ғана кіреді, ол жоғарыда айтылған қимада жоғарғы карбон түзілімдері кездеспейді.
Төменгі бөлім. Турне жікқабатын үзікті түрде таралған және күрт қысқартылған стратиграфиялық көлемде болады. 7 ұңғымада (аралығы 5050-5100 м) және 9 ұңғымада (аралығы 5215-5197 м) қиманы фораминиферлі қайта кристалданған детртитті, ашық-сұр, қара-сұр әктастар құрайды. Ең жоғарғы қалыңдығы 75м.
Карбонның ортаңғы бөлімі башқұрт жікқабатымен, дәлірек айтсақ - оның төменгі бөліктерімен көрініс табады. Башқұрт ярусының көп бөліктерінің түзілімдері және москва жікқабаты қалыс қалады.
Пермь жүйесі - Р
Пермь жүйесі ұңғылармен ашылған, қиманың негізгі бөлігін алып жатыр. Төменгі бөлімі: Ассель ярусы (известняк, доломит), қалыңдығы 290-390 метр. Сакмар ярусы 5-25 метр, Артин ярусы 15-280 метрге дейін, Кунгур ярусы: төменгісі ангидритті 4-20 метрден 300-ге дейін. Жоғарғысы тұзды - қалыңдығы 3178 метрге дейін. Жоғарғы бөлімі: Уфим ярусының шөгінділері (84-1252-1630 метр), Қазан ярусы: төменгі литологиялық пачка қалыңдығы 138-299 метр, жоғарғысы 192-1118 метр, Татар ярусы 700-1925 метр.
Пермь жасының шөгінділері кен орны аумағының стратиграфиялық үзілісті таскөмірде орналасқан. Пермь жүйесі төменгі карбонат, орта тұзды және жоғары терригенді қалыңдықтардан құралған.
Төменгі бөлімі - Р
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын ашып зерттейміз.
Асссель ярусы - үш түрлі қима негізінде құралған:
oo бірінші - биогермді әктас.
oo екіншісі - дөңес биоморфты - детритті әктастар.
oo үшіншісі - терең сулы, қара битуминозды жыныстар.
Ассельде шөгінділердің максималды қалыңдығы 557 м - ге дейін жетеді, дөңес түрі 42м-ден 216м-ге дейін барады. Терең сулы ассельді артин шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 20 м-ден 40м-ге дейін болатындары ярустарға бөлінбейді.
Сакмар ярусы - рифті фракцияларында сұр әктастардан, дөңес түрлерінде органогенді детритті және пемитаморфты әктастардан тұрады. Бірінші түрінің қалыңдығы23 м-ден 30 м-ге дейін, ал екіншісінікі 15 м-ден 56 м-ге дейінұзарады.
Артин ярусы - рифті және дөңес қималар негізінде екі полярусқа бөлінеді: төменгі және жоғарғы артиндік болып.
Біріншісі екі түрлі рифтің қимасынан (биоморфно - детриттік әктастар) және дөңес түріндегі (екінші даламиттер). Бұлардың қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді. Екіншісі литологиясы жағынан бірінші полярусқа ұқсас. Артин шөгінділерінің биогенді түрінің қалыңдығы 143 м-ден 303 м-ге дейін, ал дөңес түрінде 5 м-ден 217 м-ге дейін өзгереді.
Конгур ярусы - толық қималарының төменгі қабаттарында карбонат сульфатты сұр, көкшіл сұр ангидриттер доломит қабықшаларымен, жоғарғы жағында тұзды тас тұздарымен және тұзды терригенді жыныстармен құрастырылған.
Алғашқысының қалыңдығы 1 м-ден 300 м шамасында, ал тұзды шөгінділер 172 метрден 3028 м-ге дейін ұзарады.
Жоғарғы бөлім - Р
Бөлімнің шөгінділері уфимдік, қазандық және татар ярустары белгілі шарттармен анықталған. Олар қызғылт, қоңыр сұр саздармен және тұз, гипс, ангидрит ұяшықтарымен көмкерілген. Уфим ярусының қалыңдығы 84 м-ден 1630 м-ге дейінгі қашықтықта. Қазан ярусы - 138 м-ден 180 м-ге дейін, ал татар ярусы 700 м-ден 1925 м-ге дейін ұзарады.
Мезозой тобы - MZ
Триас жүйесі - Т
Триас жүйесінің шөгінділері жыныстың терригенді қалыңдығымен, ұсақ бөлшектерге бөлінбейтін қасиетіне ие.
Бұлар қызыл - қоңыр түсті саздар, песчаниктер және алевролиттер.
Триас шөгінділерінің қалыңдығы 1068 - 2040 метр, Қарашығанақ күмбезінде 60 - 578 метрге дейін азаяды.
Юра жүйесі.
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (песчанник, құм, саз, құмтас) - 121 - 392 метр; жоғарғы бөлімі: Волж ярусы (сазды мергель, фосфорит), шөгінділер қалыңдығы 53 - 132 метр.
Бор жүйесі.
Бор жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім - валонянин, готерев, барремжәне апт ярустарымен берілген.
Волонянин - готорев ярусының қалыңдығы 13 - 44 метр (саз, мергель және фосфорит). Баррем ярусы (қара саз, мергель, сидерит) - 24 - 80 метр. Апт ярусы (қара саз, сидерит, мергель, фосфориттары бар құм тастар), қалыңдығы 76 метр.
Неоген жүйесі.
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерініңқалыңдығы 20-125 метр (сұр саз, құм, құм тастар, алевролит).
Төрттік жүйесі.
Төрттік жүйесінің шөгінділері (суглинка, супесь, құм, галечник, саз), қалыңдығы 8-20 метр.

1.2.1Тектоника

Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне негізделген. Ол Қарашығанық - Қобланды зонасында, Каспий ойпатының солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан.
Мұнда үш құрылымдық комплекс көрінеді. Төменгі құрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын - кунгур - сульфат - галоген қалыңдамасын, жоғарғысы - жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып алады. Кен орынның геологиялық қимасы 1.3-суретте көрсетілген.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно - седиментациондық құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15∙30 км., биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680 метр.
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық - литологиялық комплексте күрт дисгормониялық құрылымдар құрылған. Солардың ішіндегі:
oo тұзды антиклинальдар,
oo ассиметриялы диапир құрылымдары,
oo тұзды штоктар,
oo күмбездер.
oo күмбез аралық дипрессиялар.
Кен орында үш тұзды құрылым бар: Қарашығанақ тұз көтерілімі - солтүстікте, Сухореченск тұзды күмбезі - оңтүстік - шығыста, Қоншыбай тұз күмбезі - оңтістік - батысында.
Жоғары құрылымдық - литологиялық комплекстік құрылымдардың формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді.
Жоғары пермь және триастың қызыл түсті қалыңдамасында пайда болған. Кен орын жүйесінде үлкен Қарашығанақ күмбез аралық мулдасы дамыған, ол Қарашығанақ, Қоншыбай және Сухореченск тұзды күмбездерінің арасында орналасқан.
Қарашығанақ күмбез аралық мульдасының өлшемі 5∙20 км., максимал қалыңдығы 3500 - 4871 метр құрайды.
Ең жоғарғы қиманың бөлігі - неогенді және төрттік жайылымбұрышының келіспеушілігімен бұдан ежелгі басқа шөгінділерді жабады.

1.1.3 Мұнайгаздылығы

Каспий ойпатының солтүстік аудандарында мұнайгаздылықтың негізгі перспективалары тұз асты палеозоймен байланысты. 1979 жылы прибортовой зонасының ішкі бөлігімен Қарашығанақ ауданында, П - 10 ұңғысында төменгі пермь шөгінділерінен, 3908 метр тереңдіктен газ фонтаны алынған.
Қарашығанақ кен орнында барлау және эксплуатациялық ұңғыларында жүргізілген комплексті газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер ашылған төменгі пермь және карбон карбонатты қимасының өнеркәсіптік өнімділігін дәлелдеді (5217 метрге дейін 13 ұңғы). Жалпы кен орын бойынша бұрғылаумен дәлелденген көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 метр (3660-5217 метр).
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 метр интервалында, орта девон шөгінділерінден мұнай кеніші ашылды. Орта девон кенінің дамыту кен орнының орталық бөлігінде және негізгі мұнайгазконденсат кенішінен солтүстікке қарай негізделген.
Стратиграфиялық жағынан ең зерттелгені пермь шөгіндлері. №112 ұңғысынан мұнай 3528 метр тереңдіктен алынған.
Мұнай жиналымдары мұнайға қаныққан жарықшақты ашық - сұр түсті ангидриттерге негізделген. Мұнайға қаныққан кеуектілігі 6,5% құрайды.
Ирен горизонтының сульфатно - карбонатты жыныстарында мұнайға қаныққан жыныстардың бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622, 625 ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді. Бұл кезде бұрғылау сұйығында мұнай қабыршағы пайда болған.
Филиппов горизонтының сульфатно - карбонатты шөгінділерінде газдылық №30 ұңғысында дәлелдеген. 4755 - 4765 метр аралығынан дебитті 47,7 мың м3тәулік газ, және дебиті 47,5 мың м3тәулік конденсат арыны алынған.
Кен орында таза күйінде қабат сулары алынбаған. Бірақ №13 ұңғыдан алынған мұнай және сұйық қоспасы негізінен қабат суынан тұрады - 70-80% (5202-5217 м.). 5125-5190 метр интервалынан сусыз мұнай алынған.
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша Қарашығанақ кен орны мұнайгазконденсатты болып саналады.

2 Технологиялық бөлім

2.1 Кен орынды игеру жүйесі

2.1.1 Игерудің ағымдағы жағдайын талдау

Қазіргі уақытта кен орны қабат қысымының конденсация басындағы қысымға дейін түсуіне жол бермейтін шектеулердің сақталуымен тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдаланудың анықталған жобасының 3-А нұсқасы бойынша игеріледі.
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнында игерудің үш объектісі белгіленді:
І - газ конденсатты (төменгі пермь);
ІІ - газ конденсатты (төменгі карбон);
ІІІ - мұнайлы (төменгі карбон).
І және ІІ объектілер таусылу режимінде, ІІІ объект - еріген газ режимінде пайдаланылады.
Көмірсутекті өндіру негізінен І және ІІ объектілер бойынша іске асырылады. Анықталған жобада І объект үшін бастапқы қабат қысымы 53,3 МПа, ал ІІ объект үшін - 57,2 МПа қабылданды. І объект бойынша өнім қалыңдығының орталай өлшенген белгісі - 4200 м., ал ІІ объект бойынша - 4700 метрді құрайды.
Қарашығанақ кен орнында ұңғылар салу Қоншыбай, Қарашығанақ және Сухореченскідегі тұзды күмбездер мен олардың тік құлайтын бөктерлерінің дамуымен, жыныстарды қайта жабу кешеніндегі тілігі бар алаңға шығуымен байланысты.
2011 жылғы мұнай-газды, газоконденсатты өндіру көлемі - 139.4 миллион баррелге жетті. Осыған қарағанда объекттер бойынша көмірсутектерді өндіру келесідей болды:
oo I объектте: жалпы өнімнің 13 %
oo II объектте: жалпы өнімнің 57 %
oo III объектте: жалпы өнімнің 30 %
Газ, конденсат және мұнай айлық өндіру және объект бойынша ұңғыманың орташа дебиті төмендегі кестеде көрсетілген.

2.1-кесте
2011 жылғы объекттер бойынша өндірілетін газ, конденсат және мұнай көлемі

2011 жыл
I объект
II объект
III объект

Ұңғсаны.
газ,
мың. м3
конденсат,
тонн
Ұңғсаны.
газ,
мың. м3
конденсат,
тонн
Ұңғсаны.
газ,
мың. м3
мұнай,
тонн
Қаңтар
1
19250
10114
45
708131.1
601530
22
297606.9
321973
2.1-кестенің жалғасы
Ақпан
1
18835
9793
43
635792.1
529994
21
261041.9
265576
Наурыз
1
19486
10284
45
751506.2
615017
23
334072.8
364842
Сәуір
1
17920
9468
46
677969.6
553491
24
338436.4
378812
Мамыр
1
19809
10253
44
837896.9
646671
24
359995.1
392526
Маусым
2
15229
8063
45
751202.8
584412
23
334231.2
368841
Шілде
2
13728
7177
45
671156.6
522437
21
298485.4
337562
Тамыз
1
12139
6514
47
502782
406504
21
246168
279387
Қыркүйек
1
11825
5961
43
323617.6
256183
22
230414.4
274292
Қазан
2
24071
13269
45
587092.4
457288
22
295483.6
350224
Қараша
1
18995
9973
46
621252.9
483770
22
322527.1
373047
Желтоқсан
1
19411
10428
44
677858.8
526593
23
285671.2
309416
Барлығы

209741
111297

7828205
6183890

3470558
4016497

2011 жыл ішінде конденсатты - газды факторының өзгерісі елеусіз, сонымен бірге КГФ орташа мәні:
- I объектте - 527 гм[3];
- II объектте - 788 гм[3];
Жылдың басынан жалпы өндіру көлемінен IIIобъекттің өндіру үлесі артты. III объект бойынша 2009 жылғы ГФ орташа мәні 1305 гм3.

2.2-кесте
Объекттер бойынша КГФ (ГФ) өзгерісі

2011
жыл
I объект
II объект
III объект

газ,
мың. м3
конд.
тонн
КГФ,
гм3
газ,
мың. м3
конд.
тонн
КГФ,
гм3
газ,
мың. м3
мұнай
тонн
ГФ,
м[3]т
Қаң-05
630
331
525
686
579
844
287
360
1254
Ақп-05
675
351
520
714
591
828
288
326
1132
Нау-05
650
343
528
706
573
812
297
377
1269
Сәу-05
639
337
527
752
604
803
298
386
1295
Мам-05
643
333
518
797
609
764
293
382
1304
Маус-05
587
311
530
751
579
771
301
389
1292
Шіл-05
634
331
522
726
558
769
295
399
1353
Там-05
564
303
537
668
533
798
309
408
1320
Қырқ-05
659
332
504
623
479
769
309
415
1343
Қаз-05
734
405
552
685
527
769
313
444
1419
Қар-05
642
337
525
736
564
766
318
436
1371
Жел-05
732
393
537
770
592
769
328
428
1305
Орт. мән

527

788

1305

Пайдалану процесін бақылаудың тиімділігі өнімді қабаттың термогидродинамикалық өлшемдері жөнінде, коллектор қабатының көлемдік-фильтрациялық қасиеті жайында, артық қордың анықталуына, ұңғыма құрылғыларына және олардың техникалық жағдайы жөнінде толық әрі сапалы мәліметке байланысты.Кен орынның игеру графигі 2.1-суретте көрсетілген.

Сурет 2.1. Кен орынның игеру графигі

Кен орынды игеру кезінде қабат қысымының өзгеруі кезінде және қабатқа қабат флюидтеріне құрамы және қасиеті жағынан сәйкес келмейтін ығыстырушы агенттерді айдағандақабат жүйесінің термодинамикалық теңдесуі бұзылады.
Бұл өзгерістер өндірілетін көмірсутек құрамына қатты әсер етеді. Онда мұнайдың газға қанығуы, қабат газының құрамы, алынатын ілеспелі және еркін газдың құрамы өзгеріске ұшырайды. Осыған байланысты қабаттан өндірілетін сұйықтың қасиетінің өзгеруіне бақылау жасау кен орынды пайдалануды бақылаудың басты бір бөлігі болып табылады.
Игеру объектісіне комплексті зерттеу мен бақылау жүргізу периодтық және бір реттік өлшеу жүргізу жүйесін қарастырады.
РД 39-4-699-82 Мұнай кен орындарын геолого-физикалық, гидродинамикалық және физико-химиялық бақылау жасауға нұсқама бойынша және Қазақстан Республикасында мұнай және газ кен орындарын игерудің ортақ негізі бойынша мұнай кен орындарын жүйелі түрде (периодты) зерттеуде келесілер міндетті түрде қарастырылуы керек:
oo Барлық ұңғымаларға байланысты конденсаттың, мұнайдың және газдың дебиті жөнінде периодты мәлімет алып отыру керек және бүкіл айдау ұңғымалары бойынша айдалатын агент жайында периодты мәлімет алып отыру керек;
oo Мұнай ұңғымалары бойынша газ факторын есептеу керек;
oo Газконденсатты ұңғымалар бойынша конденсато-газ факторын есепке алып отыру керек;
oo Сағадағы динамикалық және статикалық қысымды өлшеп отыру керек;
oo Динамикалық деңгейдегі түп қысымын есепке алып отыру керек;
oo Статикалық деңгейдегі қабат қысымын есептеу және қабат температурасын есептеу керек;
oo Түпте КВД-ны жазу әдісі бойынша және стационарлы режимде ұңғыманы газогидродинамикалық зерттеу жасау керек;
oo Түптегі және жер бетіндегі мұнайдан проба алып оны бөлу және зерттеу жасау керек;
oo Газдан және конденсаттан проба алу және қабат газына зетханалық зерттеу жасау керек;
oo Ілеспелі-өндірілетін суды гидрохимиялық зерттеу.
Жоғарыда келтірілген тізімдегі комплекстік зерттеуді барлық жаңа ұңғымаларды және концервациядан соң ашылған ұңғымаларды жұмысқа қоспас бұрын есепке алу керек. Ал сосын периодты түрде қарастырылған регламент бойынша бақылау жасап отыру керек.
Үш ірі объектілерден тұратын Қарашығанақ кен орны туралы көрсетулерге сүйене отырып, ұңғылардың дербес сеткаларымен екі газ конденсатты және мұнайлы пайдалану объектілерін пайдалануды жүргізу белгіленді. Орал мұнай газ химиялық кешені құрылысының бөгелуіне байланысты тек үшінші объектінің ұңғыларын тоқтатып қою шешілді. Сонымен кейбір ұңғылар І және ІІ объектілерді бірге пайдаға асырады, терең пайдалану, ұңғыларының негізгі бөлігі ІІ және ІІІ объектілерді құрғатады. Бірнеше объектілерге пайдаланатын ұңғылар, бірмезгілде бөлек үлгісі бойынша жұмыс істейді.
Батыс Қазақстандағы жер қойнауын пайдалану және сақтау территориялық басқармасының кепілдемелеріне сәйкес пайдалану объектілерін айыру бойынша бағдарлама жасалды.
Қазіргі уақытта кен орнының орталық бөлігінде орналасқан ұңғылар пайдаланылуда. Алу - өндірудің ең үлкен пайызына № 100, 101, 102, 107, 108, 109, 113, 115, 117, 118 ұңғылар орналасқан ауданда қол жетіп, табсты болды.

2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау

Қарашығанақ кен орнында 01.01.2011 жылы бұрғыланған ұңғы саны 328 құрады. Жойылған ұңғыма саны 40 , соның ішінде:
oo Барлау ұңғымалары
oo Пайдаланушы ұңғымалары - 10
01.01.2011 жылы өндіру фондында 91 ұңғыма болған, соның ішінде 68 жұмыс істеп, 23 тоқтатылған.
Жұмыс істеп тұрған ұңғымалар фонды бір жыл ішінде өзгеріске ұшырады, жаңа ұңғымалармен қатар басқа категориялардан ұңғымаларды ауыстыру салдарынан. II+III объектке 7 ұңғымаенгізді (№ 117, 233, 239, 379, 420, 452, 605). III объектке пайдалануға 2 жаңа ұңғыма енгізді (№ 6394, 5887).
Объектті игеруде өнім беретін ұңғымалар келесідей болып бөлінеді:
- I объект - 1 ұңғыма (№ 118) КГФ мониторинг программасы бойынша жұмыс істейді. (I объекттің қалған ұңғымалары кен орынның технологиялық схема бойынша тоқтатылған).
- II объект - 15 ұңғыма (4 ұңғыма № 152, 408, 313, 827 уақытша тоқтатылған, 2 ұңғыма № 145, 804 күрделі жөндеуден кейін саға орамасы күту үстінде, № 811 ұңғыма күрделі жөндеу жоспарында).
- II+IIIобъекттар - 29 ұңғыма бірге пайдалануда. (2 ұңғыма № 324, 436 уақытша тоқтатылған, 2 ұңғыма № 323, 605 күрделі жөндеуден кейін орама күту үстінде).
- III объект - 23 ұңғыма. (2 ұңғыма № 153, 209 уақытша тоқтатылған, 2 ұңғыма № 910, 913 күрделі жөндеуден кейін ораманы, № 801 ұңғыма күрделі жөндеу күтуде).
01.01.2011 жылы айдаушы фондта 15 ұңғыма бар, соның ішінде 13 ұңғыма - жұмыс істейді, 1 ұңғыма - уақытша тоқтатылған (№ 221) және 1 ұңғыма күрделі жөндеуден кейінгі ораманы күтуде (№ 626). 2009 жылдың желтоқсан айында айдаушы ұңғымалар қорына екі ұңғыма енгізілді № 330 және 626. Кері айдау үрдісі 2009 жылы 13 ұңғымамен жүргізілді. Айдау қорындағы 325 ұңғыма және 625 ұңғыма өндіру қорынан консервацияға ауыстырылды.
Консервациядағы ұңғылар қоры 2 ұңғыманы (55rr және 60rr) қосудан көбейді. Осы қорды 8 ұңғыма құрайды № 7rr, 25rr, 27rr, 41rr, 43rr, 52rr, 55rr, 60rr. Ұңғымаларды ауыстыру Уақытша консервацияда тұрған мұнай және газ ұңғымаларының тәртібі деген құжат бойынша реттеу мақсатында.
01.01.2011 жылы консервациядағы ұңғылар қоры 23 ұңғымадан тұрады.
Арнайы ұңғымалар қорында 103 ұңғыма бар:
- 6 ұңғыма жерасты тұзды ыдыстар болса, бұрын конденсатты сақтау үшін қолдануды болжаған.
- объекттің 18 ұңғымасы Лира;
- 4 айдаушы ұңғыма кәсіптік суларға;
- кәсіптік сулардың жылжуын қадағалайтын 19 айдаушы ұңғыма (908 және 25 ұңғымалар қадағалау ұңғымалар қорына ауыстырылды)
- 28 ұңғыма техногенді газданған аймаққа кірсе, 5 - түсіру, 15 - бақылау және 8 - і консервацияда.
- триас және жоғарғы пермьдегі 7 айдаушы ұңғыма өткен жылғы қарағанда өзгеріссіз қалды.
- 21 ұңғыма жойылған;
2010 жылы 14 қыркүйектен 29 желтоқсан аралығында 2 ұңғыма бұрғыланып (6394 және 5887) 3 объектке пайдалануға берілді. 9805 ұңғымасы бұрғылануда және 3 объект игеруінде өндіруші ұңғыма болуы жоспарланды. Ал U - 3 кәсіптік суларды бақылау ұңғыма қатарына кіруін жоспарлауда.
Кен орынның 2011 жылғы орташа дебиті 2.3-кесте мен 2.2,2.3,2.4- суреттерде көрсетілген.

2.3-кесте
Объекттер бойынша ұңғымалардың орташа дебиті

2011 жыл
I объект
II объект
III объект

газ,
мың.м3
конд.
тонн
газ,
мың.м3
конд.
тонн
газ,
мың.м3
мұнай,
тонн
Янв-05
630
331
686
579
287
360
Фев-05
675
351
714
591
288
326
Март-05
650
343
706
573
297
377
Апр-05
639
337
752
604
298
386
Май-05
643
333
797
609
293
382
Июнь-05
587
311
751
579
301
389
Июль-05
634
331
726
558
295
399
Авг-05
564
303
668
533
309
408
Сент-05
659
332
623
479
309
415
Окт-05
734
405
685
527
313
444
Нояб-05
642
337
736
564
318
436
Дек-05
732
393
770
592
328
428

2.2-сурет. I-обьект бойынша орташа шығым

2.3-сурет.II-обьект бойынша орташа шығым

2.4-сурет.III-обьект бойынша орташа шығым

2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау

01.01.2010 жылы техникалық режим арқылы өндіруге дайын 68 ұңғыма болды. Соның ішінде:
- I объект бойынша - 1 ұңғыма (№ 118);
- II объект бойынша - 15 ұңғыма (№ 106, 196, 243, 252, 320, 322, 326, 328, 340, 346, 348, 350, 432, 710, 817);
- II+III объект бойынша - 29 ұңғыма (№ 2д, 20д, 116, 117, 138, 162, 203, 205, 214, 223, 231, 232, 233, 239, 306, 310, 314, 319, 347, 351, 379, 420, 437, 439, 442, 452, 803, 806, 822);
- III объект бойынша - 23 ұңғыма (№ 15, 216, 220, 308, 312д, 419, 423, 430, 446, 449, 713, 718, 818, 905, 912, 915, 918, 920, 933, 5488, 5790, 6394, 5887).
Атап кету керек, 1999 жылдың майынан 2003 жыл аралығында бастапқы конденсация қысымы критерия бойынша тоқтатылған жоқ. 2008 - 2009 жылдар аралығында ұңғымада техникалық ақаулықтар бойынша тоқтатылады немесе барлау жұмыстарын жүргізу үшін тоқтатылады. 2009 жылы сұйық көмірсутектерді өндіруді арттыру мақсатында II және III объекттерге пайдалану ұңғымасын енгізу жоспарланды. 2009 жыл ішінде барлығы 3 жаңа ұңғыма енгізілді, олар III объектті игеруде (№ 15, 5887, және 6394). 2009 жылы пайдалануға 1 жаңа айдау ұңғысы енгізілді (№ 330).

2.4-кесте
2011 жылы пайдалану рапорты бойынша пайдалану ұңғымаларының саны

I квартал
II квартал
III квартал
IV квартал

Янв
Фев
Март
Апр
Май
Июнь
Июль
Авг
Сент
Окт
Нояб
Дек
Өндіруші рапорт бойынша
68
65
68
71
69
70
68
69
66
69
69

68

Айдаушы рапорты бойынша
12
13
13
13
13
13
9
7
7
9
11
13

2.5-кесте
2011 жылжың ішіндегі жұмыс істеген қордың динамикалық өзгерісі

Объекттар
Янв
Фев
Март
Апр
Май
Июнь
Июль
Авг
Сент
Окт
Нояб
Дек
I объект
1

1
1
1
2
2
1
1
2
1
1
I+II объект
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
II объект
16
15
16
17
16
17
16
17
15
16
17
15
II+III объект
29
28
29
29
28
28
29
30
28
29
29
29
III объект
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
I+II+III объект
22
21
23
24
24
23
21
21
22
22
22
23
БАРЛЫҒЫ:
68
65
69
71
69
70
68
69
66
69
69
68

Кесте 2.6
Кен орынның пайдалану қорының коэффициенті

Айлар
Пайдалану коэф.
Жұмыстағы ұңғыма саны
Игеру коэф.
Қаңтар
0.624
68
0.854
2.6-кестенің жалғасы
Ақпан
0.588
65
0.841
Наурыз
0.674
69
0.908
Сәуір
0.737
71
0.955
Мамыр
0.699
69
0.922
Маусым
0.684
70
0.889
Шілде
0.607
68
0.812
Тамыз
0.489
69
0.652
Қыркүйек
0.425
66
0.593
Қараша
0.572
69
0.763
Желтоқсан
0.606
69
0.808
Орт. мәні
0.572
68
0.766

2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері

Пайдалану ұңғымаларына қарай сұйықты ығыстыратын басым энергия түріне байланысты, келесі негізгі мұнай кен орындарын игеру режимдерін (тәртіптерін) ажыратып қарастыруымызға болады:
1) ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.