Ұңғы қорының сипаттамасы
АНДАТПА
Дипломдық жоба бес бөлімнен тұрады:
- геологиялық бөлімнен;
- игеру жүйесі;
- техника-технологиялық бөлімнен;
- арнайы бөлім;
- экономикалық бөлімнен;
- еңбекті қорғау;
- қоршаған ортаны қорғау.
Геологиялык бөлімде геологиялық зерттелінуі, стратиграфиясы,
мұнайгаздылығы, сулылығы қарастырылады.
Технологиялық бөлімде кен орнының қазіргі игеру жағдайы, ұңғылар қоры
және мұнайды өндіру кезінде бірнеше қиындықтар қарастырылады. Олар:
құмбіліну, парафин түзілу және сулану.
Экономикалық бөлімде мекеменің басқару жүйесі және техника-
экономикалық көрсеткіштеріне талдау жасалған.
Еңбекті қорғау бөлімінде техникалық қауіпсіздік, өндірістік қауіпті
және зиянды факторлары, еңбек қорғанысы және санитарлы – гигиеналық
шаралары қарастырылған.
Қоршаған табиғи ортаны қорғау бөлімі атмосфераны, литосфераны,
гидросфераны ластану көзі ретінде қарастырып технологиялық үрдістеріне
талдау жүргізілген.
АННОТАЦИЯ
Данный дипломный проект состоит из пяти частей:
- геологическая часть;
- система разработки;
- технико-технологическая часть;
- специальная часть;
- экономическая часть;
- охрана труда;
- окружающая среда.
В геологической части подробно рассматривается геологическая
изученность, стратиграфия, нефтегазоносность, водоносность.
В технологической части описывается фонд скважин, приведен анализ
текущего состояния разработки. В условиях месторождения Кисымбай добыча
нефти сопровождается осложнениями, такими как: пескопроявление,
парафиноотложения и большая обводненность.
В экономической части дан расчет общих технико-экономических
показателей месторождения и о структуре организаций.
В разделе охраны труда рассмотрены вопросы по технической
безопасности, факторы опасных и вредных веществ промышленности, охрана
труда и санитарно – гигиенические мероприятия.
В разделе охраны окружающей среды проведен анализ технологических
процессов, рассмотрев как источников загрязнения атмосферу, литосферу,
гидросферу.
ANNOTATION
The given diploma project consists of five parts:
- a geological;
- development part;
- a technological;
- special part;
- an economic;
- a health safety;
- а environment safety.
In the geological part the geological level of research,
stratigraphic, petroleum production, water flux is in detail considered.
In the technological section the current field development
circumstances, paraffin control and technological sides of analysis of
field development operations are discussed and studied.
In the economical section the structure of the company extracting
hydrocarbons and economic indicator are stated.
The safety section is devoted of technical issues, factors of
dangerous and harmful substances of an industry, protection of safety work
and sanitary – hygienic measures.
In section of protection of an environment the analysis of
technological processed is carried out, having considered as sources of
pollution an atmosphere, lithosphere, hydrosphere.
МАЗМҰНЫ
Кіріспе 9
1 Геологиялық бөлім 10
1.1. Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы. 10
1.1.1. Жалпы мағлұматтар 10
1.1.2. Стратиграфия 11
1.1.3. Тектоника
13
1.1.4. Мұнайгаздылық 15
2 Технологиялық бөлім 16
2.1. Кен орынды игеру жүйесі. 16
2.1.1. Ағымдағы игеру жағдайын талдау 16
2.1.2. Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін талдау. 17
2.1.3. Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау 21
2.1.4. Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері.
24
2.1.5. Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай
бергіштігін арттыру әдістері.
27
2.2. Мұнай және газ өндіру теникасы мен технологиясы. 34
2.2.1. Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің
сипаттамасы. 36
2.2.2. Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және
олармен күрес. 48
2.2.3. Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары
мен оларға ұсыныстар. 56
2.3. Арнайы бөлім. 57
2.3.1. Диплом жобасының тақырыбы бойынша қысқаша шолу. 57
2.3.2. Диплом жобасының тақырыбы бойынша технологиялық есеп немесе
мұнай кен орнын игеру есебі. 68
2.3.3. Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу. 71
3. Экономикалық бөлім 74
3.1. Кен орнын игерудің технико-экономикалық көрсеткіші. 74
3.2. Экономикалық тиімділік есебі.
79
4 Еңбекті қорғау 81
4.1. Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар. 81
4.2. Еңбек кауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары. 82
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі 88
5.1 Атмосферадағы ауаны қорғау 88
5.2 Су ресурстарын қорғау 92
5.3 Жер ресурстарын қорғау 93
Қорытынды 96
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі. 97
қосымша А 98
қосымша Ә 99
Қосымша Б 100
КІРІСПЕ
Қисымбай кен орны 1978 жылы ашылды.Өнімді горизонтты жоғарғы юраның
колловейлік ярусының және төменгі бордың валанждық ярусының түзілімдеріне
жатады.1984 жылы “КазНИПИ мұнай” институты (Ақтау қаласы).
Қисымбай кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы шығарылды,қазір бұл
сызба бойынша осы кен орны игеріліп жатыр. Кен орынды игеру 1933 жылы
басталды.Тоғыз іздеу – барлау ұңғыларын сейсмикалық барлау 2Д (1990 –
1991ж) және 3Д (2000ж), ұңғыларын бұрғылау нәтижесінде,сонымен қатар 1992 –
2001 жылдары бұрғыланған 27 пайдалану ұңғыларының мәліметтері бойынша ААҚ
“Казакойл – Емба” ЦНИЛ – мен Қисымбай кен орнының валанждық кен орнының
2001 жылдың 1 Қыркүйегінде мұнай мен газ қорының есебі орналды.
Бұл жұмысты жүргізу кезінде қорлардың соңғы есебінде (2001ж)
көрсетілген геология – физикалық және өндірістік негіз, сонымен қатар ROXAR
компаниясының IRAP RMS программалық кешенінің қолданысымен алғаш рет ПК –
да тұрғызылған кен орынның үш өлшемдік геологиялық тұрақты әрекетті моделі
қолданылады.
Жұмыста Қисымбай кен орнында су айдау шаралары қарастырылған.
1 Геологиялық бөлім
1.1. Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Жалпы мағлұматтар
Қисымбай кен орны Каспий маңы ойпатының Оңтүстік –шығыс бөлігінде
орналасқан.
Әкімшілік жағынан Қазақстан Республикасының Атырау облысының Жылыой
ауданына жатады.
Жақын орналасқан тұрғылықты орындар Сарықамыс және Опорный ауылдары
кен орнынан 60-70 қашықтықта орналасқан.
Құлсары аудандық орталығы кен орыннан 85 километр қашықтықта жатыр.
Облыс орталығы Атырау қаласы 300 километр қашықтықта.
Кен орынға тікелей жақын жерде Атырау-Бейнеу-Маңғышлақ және Өзен-
Атырау мұнай құбырын байланыстыратын темір жол өтеді.
Орографиялық қатынаста кен орын ауданы рельеф абсолюттік белгілері -3
метрден -13 метрге дейінгі таулы жазықтық түрінде болып келеді. Бұл аудан
үшін өсімдіктері аз бархандардың кең таралуы, сонымен шағын көлемдегі
сорлардың болуы тән. Тұщы су табиғи көзі жоқ су айдауға кен орынның Альб-
Синомандық суы және валанждық горизонттың ілеспе суы пайдаланады.
Аудан климаты күрт контенинталды температураның жылдық айырымы жазда
+46 ºС –ден қыста -35 ºС-ге дейін. Орташа жылдық атмосфералық жауын-шашын
мөлшері 150-200мм-ден артпайды және негізінен күз, қыс кезеңдеріне келеді.
Іздеу-барлау және пайдаланушы ұңғылармен бұрғыланған шөгінділер неоген-
төрттіктен бастап төменгі юраға дейін ашылған.
Тектоникалық қатынаста Қисымбай тұзтасы құрылымы терең батырылған
тұзды күмбез ретінде болады. Қисымбай кен орынның І-І сызығы бойынша
геологиялық қимасы қосымша А – да көрсетілген.
Шағылысатын ІІІ горизонт бойынша құрылымдық карта (төменгі бор табаны)
бөлшекті, нақты болып келеді және неоком шөгінділерінің кеніштелу шартын
көрсетеді.
Ауданның орталық бөлігінде 1654метр контурленген изо-шығасы бар,
1587,5метр минималды төбе белгісі бар ірі антиклимді қатпар бөлінеді.
Қатпар барлық жерде күкіртті лықсымамен таралған Оңтүстік бөлікте №№ 12,14
ұңғылар аумағында көтеріңкі қанат шегінде құрылым таралу және f3 лықсымасы
(2метр) бойынша тығындармен бұзылған, орталық бөлікте жатын амплитудасы
бойынша үлкен емес лықсымамен f2(2-3метр) жатын бұзылған. Жатынның
Солтүстік бөлігін (№ 4,22,24 ұңғымалар ауданы) шамамен 6 метрлі амплитудасы
бар лықсыма f7 қияды f1 лықсымадан басқа тектоникалық бұзылымдар жатынды
қалыптастыруда маңызды емес.
Батыс бағытта Қараниз С.В. көрші құрлымның шығыс беткейі картаға
түсірілген. Осы құрылым шегінде орналасқан ұңғы осы құрылымды қосымша
зерттеуге негізделетін нақты жағдайға түспеген. Қисымбай кен орнының
құрылымдық картасы қосымша Б–да көрсетілген.
Бұрғылау, игеру, және де сейсмикалық құрылымның соңғы мәлеметтері
бойынша Қисымбай құрылымында 3 шағылдырғыш горизонт бойынша ұзын ось
бойынша Солтүстік Шығысқа бағытталған 2,5х2,0 см шамада үлкен емес
брахиантиклинді қатпары бар. Құрылым кішкене жарылысты бұзылымдармен
күрделенген.
Геолого-барлау жұмыстары нәтижесінде Қисымбай кен орнында төменгі бор
және жоғарғы юра тілігінде өнімді горизонттар бар: валанжинді мұнайлы, І
және ІІ келловей газды горизонттар.
Валанжин горизонты.
Каротажды сипаттама бойынша валанжин өнімді горизонттары үш бөлікке
бөлінеді: жоғарғы бөлік (І қабат), ортаңғы бөлік (ІІ қабат) және төменгі
бөлік (ІІІ қабат).
Горизонт даламиттерден, алевралиттерден және құмтастардан, карбанат
қоспасы бар алевралиттерден, әктастардан құралған.
ВНК-ң жатық көлбеу беткейі бар және № 11 ұңғыда 1603м абсалютті
белгіге және №№ 28 және 33 ұңғыларда 1600м абсалютті белгіге жетеді.
Мұнайдың ең төменгі белгісі каротаж бойынша № 46 ұңғыда минус 1603м
жететін, сусыз мұнайды алатын ең төменгі белгіге сәйкес келетін ұңғы
белгіленген.
Судың ең жоғарғы белгісі № 5 ұңғыда минус 1600,3 м тереңдікте
байқалған.
Мұнайлық ауданы 3030 мың м3.
І Келловей горизонты.
І келловей горизонты бір құмды қабатпен барлық аудан бойында болады.
Горизонт 18м биіктікті газаконденсатты жаттыннан құралған.
Газ-сулы контакт сынау нәтижесі және минус 1731метрден (№ 6 ұңғы)
минус 1741метрге дейін (№ 4 ұңғы) өзгеретін өңдірістік-геофизикалық
материалдар бойынша алынған.
ІІ Келловей горизонты
ІІ келловей (орталық бөліктің) ярустың орталық бөлігінде өнім бөлігі
шегінде жатқан 1-2 құмтас қабатымен берілген.
Горизонтқа аз пішінді мұнай-газоконденсатты жатын ұштастырылған. Газды
бөліктің биіктігі 5метр құрайды. Түрі бойынша жатын қабатты күмбезді болып
келеді. ВНК-ң абсалютті белгілері минус 1752 м-ден (№ 7 ұңғы), ал ГНК сынау
нәтижесі және өндірістік-геофизикалық мәлеметтер бойынша минус
1752,2метрден (№ 1 ұңғы) 1753,7метрге дейін (№ 7 ұңғы).
1.2 Стратиграфия
Қисымбай тұз үсті құрылымы бірінші рет 1950 жылы МОВ сейсмикалық
жұмыстарымен анықталды (Л.Г. Сафенрейтор), 1961жылы Гурьев геофизикалық
экспедициясы тиянақты зерттеді және осы 111а (жоғары юралық Волга ярусының
табаны) құрылымдық жұмыстардың нәтижесінде антиклиналь көтерілімі
анықталып, іздеме бұрғылауға дайындалды. 1961 жылы Қазақстангеофизика
трестінің 781 Гурьев геофизикалық экспедициясы Неселбай, Сүйешбек,
Боранқұл, Қисымбай ауданы шегінде тиянақты жұмыстар жүргізді. Осы
жұмыстардың нәтижесінде 111 және 111а шағылыстырғыш горизонттары бойынша
құрылымдық карталар жасалды. Анықталған антиклинальдық амплитудасы шамамен
30м және өлшемдері 2,7 километр х 4,2 км. Бұл аудандағы құрылымдық-іздеме
бұрғылау (1961-1963жж) жоғарғы бор тау жыныстарында құрылымдық бұзылулар
бар екенін растады. Қабаттың созылған бойына айқыштап 31 карталық және 16
құрылымдық-іздеме ұңғылар бұрғыланды. Ауданның солтүстік-батыс бөлігінде
карталық және құрылымдық-іздеу бұрғылау мәліметтері бойынша аз амплитудалы
дизьюнктивті бұзылу анықталды. Құлау жазықтығының еңісі оңтүстік-шығысқа
қарай 60 градус, амплитудасы 5м-ден 10м-ге дейін өзгеріп отырады. Триас
және бор тау жыныстарындағы іздеулер 1978-1980жж терең бұрғылаумен
жүргізілді. 1978 жылы Қисымбай құрылымында іздеме бұрғылау жұмыстары
жүргізіле бастады. Сол жылы №1 ұңғыдан келловей тау жыныстарынан
газоконденсат фонтаны алынды.
Қисымбай кен орнының мұнайы парафинмен қанығу дәрежесі жоғары мұнайға
жатады. Өнімді горизонттардың жақын жату жағдайына қарамастан, бор
горизонттары мұнайының қасиеттері юра горизонттары мұнайының қасиеттерінен
ерекшеленеді. Бор горизонттарының мұнайы төмен газдылықпен және төмен
қанығу қысымымен сипатталады, қабат мұнайының тұтқырлығы юра мұнайымен
салыстырғанда екі есе жоғары.
Валажин мұнай кенішін бірінші рет №6 ұңғы ашты. 10.10.79 жылы осы
ұңғыдан 3-5мм штуцерлер болғанда 1580-1585метр аралығынан дебиті 26.4м3тәу
мұнай мен газ фонтаны алынды. Содан кейін №1,2,7 іздеме ұңғыларында болатын
горизонтынан мұнайдың өндірістік ағыны алынды.Бұл қорды есептеуге негіз
болды. 1978-1980 жылдар аралығында кен орында жалпы метражы 18280метр 9
іздеме ұңғылары бұрғыланды.
Кен орнының негізгі пайдалану объектісі 1565-1590метр тереңдік
аралығында жатқан валажин мұнайлы горизонты болып табылады, ол каротаж
материалдары бойынша барлық бұрғыланған ұңғылардың қималарында өзіне тән үш
қабатты түрімен анық байқалады. 2001 жылғы қорды есептеуде валажин
горизонтының құрылымы келесідегі деп алынды:
- горизонттың жоғарғы жағы сазды біртекті емес алевролиттерден,
құрамында цемент карбонаты бар ұсақ түйірлі құмдарға ұласатын тау
тау жыныстарынан құралған;
- горизонттың орта бөлігі карбонат материалдық жоғары құрамы бар және
аз коллекторлық қасиеттері бар құмды-алевролитті тау жыныстарынан
құралған;
- горизонттың төменгі бөлігі сазды карбонатты цементі бар
сортталмаған, ұсақ-сирек орта түйірлі құмтастардан құралған. Цемент
материалының құрамы күрт төмендейді.
Барлық үш пачка бір гидродинамикалық резервуар ретінде қарастырылады.
Керндегі тау жыныстарының коллекторлық қасиеттері. Контур ішінде (9 ұңғы),
немесе контур сырты (8 ұңғы) аймағында бұрғыланған 8 және 9 ұңғыларында
зерттелген. Коллектор тау жыныстарының кеуектілігі 15 тен 29.4% дейін
өзгеріп отырады, өткізгіштігі 1-ден 2.21мд дейін өзгеріп отырады. Өнімді
горизонттың тиімді қабаты 7.3-16метр аралығында өзгеріп отырады, ұңғы
қимасындағы құмдақтың 0.66-дан 0.87-ге дейін өзгеріп отырады, орташа мәні
0.78. Су-мұнайлы түйісу 1594 тен 1579метр белгілерінде қиғаш етіп
қабылданды. Кеніш қабатты бұзылмаған мұнайлы ауданның көп бөлігінде суда
қалқыма. Іздеме бұрғылау арқылы осы құрылым кезінде неоген-төрттіктен
кунгурдың тұзды тау жыныстарына дейін ашылды.
1.1.3. Тектоника
1981 жылы қорды есептейтін ПГО Қазмұнайгазгеология партиясымен,
жобалау зертханасымен және қорды есептейтін ҚазНИПИ мұнай қорын есептеуді
құрды және осы жылы 01.09.81 жылдарда мұнай қорының жағдайы белгіленген
(валанжин жатынынан 3,6 мың.т мұнай және 0,2 млн м3 еріген газ өндірілген).
Валанжин горизонты бойынша мұнайдың бастапқы қорлары С1 категорияға
байланысты 3518,7 мың т, алынған 1405,3 мың т, С2 категорияға байланысты
1072,2 мың т, алынғаны 429,6 мың т. Қосымша В – да көрсетілген.
I және II келловей горизонтының жатындары 1981 жылы есептелген қорлар
игеруге түспеді, өйткені осы горизонттардың жатындары бойынша конденсат
қоры С2 категориясына жатады.
ЖШС Технологиялық зерттеу орталығымен, ҚазМұнайГаз 01.09.2001 жылы
зерттеудің күні бойынша Қисымбай кен орнының валанжин горизонтының мұнай
және газ қорын қайта есептеу жасалды. 9 іздеу –барлау ұңғыларды бұрғылау,
210 (1990-1991жж) және 3Д (2000ж) сейсмобарлау жұмыстары нәтижесінде, және
27 кейін бұрғыланған (1992-2001 ж) пайдаланушы ұңғылар мәлімметтері бойынша
жасалды.
Бекітілген мұнайдың бастапқы және еріген газ қоры 1.1.1-кестеде
келтірілген. Кен орны бойынша мұнай қорының ұлғаюы негізінен мұнайға
қаныққан қалыңдық пен кеуектілік коэффициентінің өзгеру есебінен алынды.
1.1.1-кесте
Қисымбай кен орны бойынша бастапқы мұнай қоры.
Категория Горизонт
Валанжин Келловей
Геологиялық, өндірілген Геологиялық, өндірілген,
мың. т. мың. т. мың. т. мың. т.
С1 - - - -
С 2 1072 429 711,8 71,2
В + С 1 3518,7 1405,3 - -
Қарастырылып отырған жатынның мұнайының баланстық қоры 1171,36мың т.
ұлғайды. Кен орны бойынша мұнай қорының ұлғаюы негізінен мұнайға қаныққан
қалыңдық пен кеуектілік коэффициентінің өзгеру есебінен алынды.
Мұнай мен газдың есептелген қоры В+С1 категориясы бойынша валанстық
қорды 4690,3 мың т, алынған қорды 1876,12 мың т ,С2 категориясы бойынша
1052,3 мың т, 1412,3 мың т, көлемінде екені Көкшетау қаласында пайдалы
қазбалар қоры бойынша мемлекеттік комиссия отырысында бекітілді.
С1 категориясы бойынша еріген газ қоры -408,057165,223 млн. м3, С2
категориясы бойынша -916,2836,653 млн. м3.
1.1.2-кесте
Қисымбай кен орны бойынша мұнай қоры.
Категория Горизонт
Валанжин Келловей
Геологиялық., Өндірілген, Геологиялық., Өндірілген,
мың. т. мың. т. мың. т. мың. т.
В 4166,6 1666,6 - -
С1 523,8 209,5 - -
С 2 1053,2 421,3 - -
В + С 1 4690,3 1876,1 - -
1.1.4. Мұнайгаздылығы
Валанжин өнімді (қабат) горизонт валанжин өнімді горизонтының № 8,9
барлау ұңғыларыңда алынған 68 үлгісі зерттелген, және де пайдаланушы ұңғыда
алынған. Валанжин горизонтының коллекторлы бір түрде немесе таза күйде
емес, матрица және тегіс араласқан жыныс түрлерімен, жиі терригенді
материалы қоспасы бар даламиттерден тұрады.
Түйір аралық кеңістіктің күрделі құрылымы, флюлдтің көп компонентті
құрамынан тұрады. Валанжин горизонты 1-3 қабат каллекторларымен
көрсетіледі. Керн бойынша горизонт каллекторы даламиттермен,
алевралиттермен және құмтастармен, карбонатты қоспасы бар алевралиттер,
әктастармен берілген. Коллектордың карбонаттылығы 44,91-ден 83,49% арасы
өзгереді. Керн бойынша кеуектіліктің орташа мәні 24% (14,4-тен 33,6%), ГЗС
бойынша-25,7% (14,2-ден 39,06%-ке дейін).
ГЗС бойынша мұнайға қанығушылық - 0,61%, керн бойынша - 0,15% керн
бойынша өткізгіштік 0,001-0,220 мкм2 интервалда өзгереді, орташа 0,037мкм2
құрайды, сынау мәліметтері бойынша 0,210 - нан 0,638 мкм2-ге дейін
өзгереді, орта есеппен 0,390 мкм2-ты құрайды.
Горизонттың орташа қалыңдығы 14,6-дан 20,4 метр шегінде өзгереді, орта
есеппен 18,2 метрді құрайды, ал тиімді қалыңдық 1 метрден 20,4 метр
арасында орта есеппен 12,86 метр құрайды. Мұнайға қаныққан қалыңдық 8-ден
20,4 метр арасында, орта есеппен 14,27 метрді құрайды.
Құмтастылық коэффиценті 0,06 - дан 1,0 метр шегінде түрленеді, орташа
0,70-ті құрайды. Бөліну коэффициенті 1-ден 5 арасында, орташа 3-ті құрайды.
І және ІІ келловей горизонтының коллекторлары негізінен орта түйірлі
құмтастар түрінде болады.
2. Технологиялық бөлім
2.1. Кен орынды игеру жүйесі.
2.1.1. Ағымдағы игеру жағдайын талдау.
Қисымбай кен орны 1978 жылы ашылды.Өнімді горизонтты жоғарғы юраның
колловейлік ярусының және төменгі бордың валанждық ярусының түзілімдеріне
жатады.1984 жылы “КазНИПИ мұнай” институты (Ақтау қаласы).
Қисымбай кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы шығарылды, қазір бұл
сызба бойынша осы кен орнын игеріліп жатыр. Кен орынды игеру 1933 жылы
басталды.Тоғыз іздеу – барлау ұңғыларын сейсмикалық барлау 2Д (1990 –
1991ж) және 3Д (2000ж), ұңғыларын бұрғылау нәтижесінде,сонымен қатар 1992 –
2001 жылдары бұрғыланған 27 пайдалану ұңғыларының мәліметтері бойынша ААҚ
“Казакойл–Емба” ЦНИЛ–мен Қисымбай кен орнының валанждық кен орнының 2001
жылдың 1 Қыркүйегінде мұнай мен газ қорының есебі орналды.
Бұрғылауға ұсынылған ұңғы қоры –770 оның ішінде 432 өндіру, 199 айдау,
115 резервтік, 21 су қабылдағыш және үш газ ұңғымалары.
Кен орнын 4 пайдалану обьектісіне бөлу:
І обьекті М-І, М-ІІ қабаттарды;
– ІІ обьекті Ю-І, Ю-ІІ қабаттары;
– ІІІ обьектісі Ю-ІІІ қабаты;
– ІV обьектісі Ю-ІV, қабаты.
Бөлінген обьектілерде су айдау жүйесінде жұмыс агенті ретінде алып
және ағын суларды қолдану арқылы 1,2,3 обьектілерде блокты үш қатарлы
жүйені және 4 обьектіде контур жанынан су айдау қолданылады.
Өндіру ұңғыларындағы түптік қысым тәнін қабатты мұнайының газбен
қанығуы қысымы деңгейіне қою.
Кен орнында стационарлық емес су айдауды қолдану.
1992 жылға дейін қабатта сүзілудің табиғи тұйық-серпінді режимінде
пайдаланылады, кен орнында қабат энергиясының серпінді қорының сарқылыуы
байқалады, сондықтан күнделікті алынатын мұнай көлемі күрт төмендеп кетті.
1994 жылы кен орнын барлық игеру обьектілерінде блокты қатарлы жүйеден
тоғыз нүктелі алаңға су айдауы жүйесіне ауыстыру арқылы әсер ету жүйесі
өзгертілді сонымен жаңа айдау ұңғыларын еңгізу арқылы игеру учаскелерінде
су айдаудың реттелген әсер ету жүйелері қалыптасты.
1995 жылдың сәуір айында ІV обьектісі (Ю-ІV қабаты) қабат қысымын
сақтау арқылы игерілген бастады. Осыған дейін бұл обьектіде жұмыс тоқтап
тұрған болатын, сонымен қатар қабаттың мұнай және газ бөліктерін бөлек
өндіру мақсатында ІІ игеру обьектісіне барерілдік су айдау жүйесін еңгізуді
ұсынды.
1990-2000 жылы аралығындағы кен орын игерудегі негізгі технологиялық
көрсеткіштер динамикасы және оларды жоба көрсеткіштермен салыстыру.
Қисымбай кен орнында игерудің басынан бастап ұңғылардың орта тәуліктік
өнімдерінің жабдығына қарағанда едәуір айырмашылығы (2-2,5 еседен де
жоғары) байқалды.
Кен орнының табиғи режимінде игерген кезде бастапқы орташа тәуліктік
өнім 100-150 ттәу-ке жетті осыған байланысты кен орынын алғашқы игеруі
жылдарында (1990-1991 жылы) мұнай өндірісінің жабдығында артқандығы
байқалды.
1995 жылдың сәуір айында ІV обьектісі (Ю-ІV қабаты) қабат қысымын
сақтау арқылы игерілген бастады. Осыған дейін бұл обьектіде жұмыс тоқтап
тұрған болатын, сонымен қатар қабаттың мұнай және газ бөліктерін бөлек
өндіру мақсатында ІІ игеру обьектісіне барьерлік су айдау жүйесін еңгізуді
ұсынды.
Кен орында игерудің барлық уақытында игеруді бақылау бойынша
өндірістік геофизика әдісімен сәйкес зерттеулер жүргізілмеген.
Геолого-гидродинамикалық модельдерді құрастыру кезінде қалдық мұнайға
қанығушылық картасы құрастырылған, ол жаңа жобалық ұңғыларды салу кезінде
ескерілді. Валанжин горизонтының игеріліп жатқан мұнайының бастапқы қоры
мынадай: баланстық 4690,3 мың т және алынатыны -1876,1 мың т (В+С1
категориясы бойынша).
2.1.2. Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін талдау.
Қисымбай кен орны КазНИПИ–мұнай институтының орындаған технологиялық
сұлбасы негізінде игеруге 1993 жылы енгізілді. Кен орында технологиялық
сұлба бойынша пайдаланудың бір обьектісі (валанжин горизонты) белгіленген.
Барлық ұңғылар фонтандау әдісімен енгізілген. Фонтандаудың максималды
кезеңі №46 ұңғы бойынша 7–жыл.
Кен орында 01.01.2004 жылға ұңғының бұрғыланған қоры 38 бірлік құрады.
Олардың 2 ұңғысы (№№16,18 ) геологиялық себептерге байланысты жабылған.
Айдау қорында 6 ұңғы, бақылаушы қорда 4 ұңғы (№№11,22,45,48) су айдайтын
қорда 2 ұңғы (№5 және №24) бар. Ұңғы қорының сипаттамасы 3.2.1 кестесінде
келтірілген.
Технологиялық сұлбаға сәйкес өндіруші (№№11-42) және 23 айдаушы
ұңғыларды (№№43-65) бұрғылау қарастырылған. Нақтылы түрде өндіруші қордан
19 ұңғы (№№11-20,22,24,28,30,32,-35) және айдаушы қордың 6 ұңғысы
(№№45,46,48,57,60,61) бұрғыланған, олардың 4 ұңғысы мұнайды өңдеуге, №45
ұңғы бақылаушы қорда тұр. 13 өңдеуші және және 17 айдаушы ұңғылар
бұрғыланбай қалды.
Ұңғылардың пайдалану қоры 14 бірлікті құрады, жоба бойынша 25. Олардың
13 ұңғысы (№№13,14,16а,18а,19,28,30,32,33,34, 37,46,57) терең сорапты
әдіспен, 1 ұңғы (№61) фонтанды әдіспен жұмыс істейді. ПШГН – 8 типті
тербелмелі станоктар қолданылады, сұйықты көтеру үшін диаметрі 44 м
болатын НГН типті сораптар қолданылады. Пайдалаушы колоннаның диаметрі 5,
тек №33 және №34 ұңғыларда пайдалану колонасының диаметрі 6 құрайды.
Жалпы алғанда 01.01.2002 жылға горизонт бойынша ұңғы дебиті мұнайда
10,8 ттәу. Жіне сұйықта 17,1 ттәу құрайды, жобалық мән бойынша мұнайда
11,2 ттәу , сұйықта 42,4 ттәу құрайды.
Қисымбай кен орны ұңғы мұнайының орташа тәуліктік шығымының
динамикасы.
Сонда терең сорапты ұңғылардың орташа тәуліктік дебиті 0,9 (№34
ұңғыдан 26,8 ттәу дейін (№57 ұңғы) мұнай бойынша өзгереді және орта
есеппен 105 ттәу, сұйық бойынша 4,6–дан 26,85ттәу– ке дейін өзгеріп
орташа есеппен 19,45 ттәу – ті құрайды.
Фонтанды ұңғының орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша №61-18,1 т және
сұйық бойынша 26,16 құрайды. Ұңғы бойынша өнімнің сулануы 0,2 % -тен (№ 57
ұңғы) 90%-ке (№ 34 ұңғы) дейін соның ішінде фонтандау ұңғысы бойынша (№61
ұңғы ) 31,8 % , 90% ( 34 ұңғы )-ке дейін және орташа есеппен 46,1 %-ті
құрайды.
Барлық ұңғылардың 3 жылдан аз емес сусыз кезеңі болған.
Технологиялық сұлба бойынша 1998 жылы ұңғыларды максималды фонды 29
бірлік болуы керек болса, осы жылы нақтылы 17 ұңғы енгізілген. Жылдар
бойынша мұнай шығымының өзгеру динамикасынан көрініп тұрғандай, 1994 жылдан
1997 жылға дейін жобаланғанға қарағанда нақтылы шығым өсуі 1,5 есе көп
болды.
Мұнайдың максималды шығымы игерудің екінші жылында 22,7ттәу көлемінде
болады. 1998 жылдан бастап мұнайдың шығымының күрт төмендеуі (3,4 –сурет)
байқалады, бастапқыға қарағанда ағымдағы қабат қысымының төмендеуімен,
сонымен қатар ҚҚҰ бойынша жобаланған шарттарды орындамаумен байланысты.
Сұйықтың шығым анализін көрсеткендей, игерудің бірнеше жылдарында
шығымдар жоспарлық мәннен жоғары, 1996 жылдан бастап сұйықтың нақтылы
шығымы жобалықмәннен төмендейді. 1999 жылдан бастап сұйық таңдамасының күрт
төмендеуі байқалады.
Жоғарыда келтірілген анализден сұйықтың төмен іріктеуі біріншіден кен
орында 4 жылға ҚҚҰ–ды ұйымдастыруды кешіктіруіне жіне жобалық мәннен
нақтылы айдау көлемінің 10 есе артта қалуына байланысты.
Қисымбай кен орны 1993 жылы технологиялық сұлбаларға сәйкес 7 ұңғымен
(№№12,13,14,17,35,37,46 ) игеріле бастады.
Қабылданған технологиялық сұлбаға байланысты іске асыру үшін кен
орында қабат қысымын ұстауды және ВНЗ 275∙275 м тор бойынша , ал ЧНЗ
400∙400 м тор бойынша бұрғылауды қарастыратын 4- ші нұсқа қабылданған.
Технологиялық сұлбада игерудің 1 обьектіні бөлген – валанжин
горизонының мұнайлы жатыны .
Келтірілген нұсқа келесі технологиялық көрсеткіштерді сипаттайды:
– өндірілетін ұңғы қоры – 32 бірл;
– айдаушы ұңғы қоры -23 бірл;
– мұнайдың максималды өндірілуі -193,2 мың т;
– сұйықтың максималды іріктелуі -295,0 мың т;
– суды максималды айдау -685,7 мың м3 .
Жобалық құжатқа сәйкес мұнайды өндіру максималды деңгейге 1999 жылы
(193,2)16.9 т\тәул.
Мұнай шығымы бар 28 ұңғының жұмысы кезінде кіруі керек болатын,
нақтылы түрде 96,2 мың т. көлемінде мұнайды максималды игеруімен 1997 жылы
мұнай шығымы 21,1 т\тәул болатын 13 ұңғы жұмысы кезінде жетті .
Игерудің жобалық және нақтылы көрсеткіштері 1-ші 2 жылдықта нақтылы
іріктеу жобалық мәндерден жоғары екендігін көрсетеді.бұл мұнайдың жоғары
нақтылы шығымымен және сұйық іріктемесімен байланысты .
Соңғы жылдарда мұнайдың жоғарғы шығымына қарамастан, мұнай мен
сұйықтың нақтылы іріктемесі жобалыққа қарағанда 1,5-2,5 есе төмен, бұл
ұңғыларды енгізудің екі есе төиендеуіне және сулану жүйесінің қалып қойуына
байланысты.
Техникалық суды айдау игерудің басында қарастырылған. Нақтылы сулану
игерудің 4- ші жылында 1 айдау ұңғысы арқылы басталады, жобалық кезінде 7 –
ші ұңғыда.
Кен орны бойынша 01.01.2004 жылы жиналған өндіру мұнай 765 мың т,
сұйық 926 мың т, газ 42,24 млн. м3, жобалық бойынша мұнай 1412 мың т, сұйық
2917 мың т-ны құрайды. Сонымен 2003 жылы НИЗ өндіру 40,8 %, ағындағы КИН
0,163 құрайды.
2003 жылы 53,1 мың т мұнай, 83,8 мың т сұйық 14 ұңғыдан 53,1 мың т.
Мұнай және 371 мың т сұйық 25 ұңғыдан жобалыққа қарсы өндірілген. Орташа
жылдық сулану 36,6%, жобалық бойынша 73,7%-ті құрайды.,
Осыдан, игеру көрсеткіштерінің анализінен көрінетіні, Қисымбай кен
орнында технологиялық сұлбаның міндеттемелері орындалмайды:
– өндіруші ұңғыларды енгізу 1,6 артта қалады;
– жалпы нақтылы қоржобалықтан 2,6 есе қалған;
– сұйық пен мұнай өндіру жобалықтан төмен;
– нақтылы ұңғы қорының төмендеуінің әсерінен;
– ағымдағы және жалпы іріктеу картасында игеру жағдайы көрсетілген.
Бастапқы қабат қысымы 14,1 МПа –дан 17,3 МПа –ға дейін өзгерген және
орташа есеппен 16,0 МПа –ді құрайды.
Сұйықтың шығым анализін көрсеткендей, игерудің бірнеше жылдарында
шығымдар жоспарлық мәннен жоғары,1996 жылдан бастап сұйықтың нақтылы шығымы
жобалықмәннен төмендейді.
Жылдар бойынша мұнай шығымының өзгеру динамикасынан көрініп тұрғандай,
1994 жылдан 1997 жылға дейін жобаланғанға қарағанда нақтылы шығым өсуі 1,5
есе көп болды.
1999 жылдан бастап сұйық таңдамасының күрт төмендеуі байқалады.
2007 жылыағымдағы қабат қысымы фонтанды ұңғы бойынша 11,9 МПа (№ 61
ұңғы ), механикалық қор бойынша 9,4 МПа –дан (№18а ұңғы ) 14,0 МПа–ға дейін
(№32 ұңғы ), орта есеппен 11,76 МПа –ды құрайды.
Қабат қысымының динамикасынан көрінетіндей , игеру уақыты кезінде
бастапқы қабат қысымы (1979 ж. 160 атм ) 32 атм – ға дейін төмендеді.
Қабат қысымының күрт төмендеуі фонтанды ұңғыларды іріктеу зонасында
белгіленді.
Жыл бойынша қабат қысымының өзгеруі бірдей емес. Бастапқыда жылына
төмендеу 10-14 атм. Шегінде байқалады.
Ең көп төмендеу 2001 жылы белгіленген, кейін орташа мәннің өсуі
байқалады, ол негізгі блокта ҚҚҰ жүйесін енгізуді бастаумен байланысты.
Қанығу қысымы 93,3 –тен 115атм-қа дейін өзгереді. Орташа мәні 104 атм-
ты құрайды.
Жеке ұңғылардың берілгендері бойынша түп қысымының орташа мәні 1995
жылы 120атм –дан 1999 жылы 76,5 атм-қа өзгерген. 2003 жылы орташа түп
қысымы 97,3 атм – ны құрайды.
Қабаттағы қысымды сақтау уақытында ұйымдастырылмағандықтан бастапқы
кезде кенорында игеру табиғи режимде жүргізілді, осыдан кейін салқын су
айдалды, бірақ көлемі жобада қаралған көлемнен әлдеқайда аз болды, Осының
салдарынан 1970-1971 жылдары қабат қысымы мұнай өндіретін өнімділік
қабаттарында 1.0-2.8мПа-дейін төмендеген, мұнай өндіретін ұңғымаларда
түптік қысым 55-65% мұнай газбен қаныққан қысымды құрайды. Осының
нәтижесінде еріген газ үлкен газ зоналары пайда болды, негізінен мұнайдың
күмбез кенішінде. Бастапқы мәліметтер көбейген сайын қосымша шешімдер
қабылданып отырылды. олар өнімділік қабаттар жүйесінің жақсаруына
бағытталған.
2.1.1-кесте
Қисымбай кен орны игерудің технологиялық көрсеткіштерінің негізгі
динамикасы
Жылдар
Көрсеткіштер
1969 1973 1983 1988 1998 2001 2005
Р=Ртүп(j-7,675·17,675·15,675·1 4,675·13,675·12,675·11,675·10
1) 06 06 06 06 06 06 6
1078 1001,53925,072848,608772,14469 5,61 618,864
6
КПД құрылысы кезіндегі қүбырлар тізбегін (СКЌ) (жоғарыдан төмен) және сорап
шығысындағы қысымды анықтау.
Сорап қабылдауындағы қысым мынаған тең.
Ркелт 0,2÷0,3 Рнас (2.2)
Ркелт = 1,225·106 Па
А.А.Адонин диаграммасы бойынша Q=60 м3тәу, L=592 м, D=68 мм диаметрі
1200 м. Онда салынбайтын НСН2 сорабын қабылдаймыз.
НСН2-68 сорабын dу=89 мм СКҚ-ға түсіреміз. (ішкі диаметрі dі=0,076м,
сыртқы диаметрі dс=0,089 м) штангілі 2ОНМ маркілі болат аламыз. Екі сатылы
штангі тізбегінің конструкциясы.
Жоғарғы саты d1=25 мм
l1= (21 штангі ұзындығы 8 м)
Төменгі саты d2=22 мм (ұзындығы
l 2= (28 штангі ұзындығы 8 м)
Газ айырғыш коэффициентін анықтаймыз.
(2.3)
одан βв 0,5
мұнда Ркн – сорап қорабының диаметрі (НСН-68 үшін Ркн =0,107 м);
σс = 0,184.
Құбырлық газды фактор
Gо.қүбыр=d·Рорт.і+
Барлық мәліметтерді сорап қабылданған 6-шы бөлімшеден аламыз.
Құбырлық қаныққан қысым.
Рнас.үйк=
Аусақтағы соңғы қысымды қабылдаймыз (Р1-төменгі, Р11-жоғарғы). 2.2.2
кестеде келтірілген.
2.2.2-кесте
Аусақтағы соңғы қысым
1 2 3 4 5 6 7
Р1=Ру+і∆Р 1,65 2,3 2,95 3,6 4,25 4,6 5,55
Р11=Ру+(і+1)∆Р 1 1,65 2,3 2,95 3,6 4,25 4,9
1-6 бөлімшедегі орташа және келтірілген қысым мен газдың сығылу
коэффициентін анықтаймыз.
Рорт=
Ркелт=
Z=1-2,323·10-2(8-
Ркелт)Ркелт=0,957;0,957;0,896;0,931 ;0,851;0,830;0,810.
1-6 бөлімдегі бөліктегі газдың шығымы мен тығыздығын орташа динамикалық
жағдайда анықтаймыз.
Рг=Рго·15,795; 26,418; 42,814; 54,823; 67,402; 80,552 кгм3
V=(Go-α·Pорт) ·qн·1,083·10-3; 0,602·10-3; 0,332·10-3;
0,238·10-3; 0,176·10-3м3с
1-6 бөлім бойынша сұйық-газ шекараларының созылуын үстіртін анықтаймыз.
σж==63,0438·10-3; 62,111·10-3; 60,779·10-3;
59,876·10-3; 58,986·10-3; 58,110·10-3нм
Сақиналы кеңістіктің эквивалентті диаметрін анықтаймыз.
немесе
мұнда dорт – штангілі тізбектің орташа диаметрі;
Газдың критикалық шығынын анықтаймыз.
vкр = 1,75·d2,5+1,25·q=2,886·10-3м3с
1-6 бөлімшедегі буға қаныққандық ағынын анықтаймыз.
1-6 бөлімшесіндегі қозғалысын шығынын анықтаймыз. Қосымша табамыз.
1,742·10-3; 1,735·10-3; 1,732·10-3; 1,730·10-3; 1,729·10-3 нм.
1-6 бөлімшелерінің ұзындықтарын анықтаймыз.
Δl=P1-P11 (2.4)
32,263; 102,399; 90,506; 86,439 м
N=N нүктесіне кесте (2.2.3) қүрамыз.
2.2.3-кесте
N=N нүкте кестесі
Р=Ру+(і-1)∆Р 1,65 2,3 2,95 3,6 4,25 4,9
32,263 134,662 225,168 311,607 395,258 473,798
7-бөлімшенің ұзындығын өлшейміз (бір фазалы сұйық үшін)
мұнда ρ1- сұйық тығыздығы;
ρ1= ρн(1-Ув)+ ρв· Ув=983,268 кгм
мұнда Ув- су ағыны;
Сбр- өлшемсіз жылдамдық
Со- 0,12÷0,15 ағындағы су тамшысының жылдамдығы.
С=СКҚ мен штангі тізбегі аралығындағы сақиналы кеңістіктегі сұйық
қозғалысының жылдамдығы.
V1- сұйықтың кинематикалық түтқырлығы
8-ші нүктеге график саламыз. Бұл нүктенің координаттары:
l=473,798+67,314=541,112 м
Штангілі сорап мұнай өндірісінде ең көп тараған қондырғы. Қондырғы
плунжерлі сораптан, теңселме станоктан, плунжерлі теңселме станокпен
байланыстырып түратын штангілер тізбегінен және ұңғы ішіне құйылған сұйыќты
жер бетіне шығаратын (сорапты компрессорлы құбырлар) қүбырлар тізбегінен
түрады. Электроқозғалтқыш редуктор осіне орнатылған кривошиптің айналуына
қызмет етеді және одан әрі балансир шатунның көмегімен арқанды алқа арқылы
балансирдің басына ілінген штангілер тізбегінің тік бағытта жоғарылы-төмен
жүріс қозғалысын тудырады. Плунжердің жоғары қарай жүрісі кезінде айдау
клапоны жабылады да, плунжер үстіндегі сұйыќ оның жүріс үзындығы бойымен
жоғары көтеріліп үш жақты қүбыр арқылы жинау торабына түседі. Сораптың
сорғыш клапаны ашылады да, скважинадағы сұйық сораптың цилиндріне құйылады.
Плунжер мен штангінің төмен қарай жүрісі кезінде сорғыш клапаны
жабылады да, сұйыќ бағанасының әсері қүбырларға беріледі. Бұл кезде айдау
клапаны ашылады да скважинадаағы өнім плунжер үстіндегі кеңістікке қарай
соғады.
Одан әрі жоғары қарай плунжер жүрісінің жаңа циклі басталады.
Штангіні арқанды алқамен жалғастыратын жылтыратылған штоктың жоғары-
төмен жүріс қозғалысы кезінде саға арматурасын саңылаусыздандыру
(герметизациялау) үшін сальник қарастырылған. Станоктағы күштердің
теңсіздігін реттеу үшін тербелмелі – станок балансирлі және роторлы
нүктемен теңгеріледі.
Штангілі сорапты қондырғының кемшілігі міндетті түрде тербелмелі
–станоктың мықты, берік болуы керек. Себебі жоғары- төмен кезінде инерция
күштері пайда болады.
Штангілер - ұзындығы 1 метрден 8 метрге дейін жетеді. Диаметрі: 12,
16, 19, 22, 25 мм аяқ жақтары квадратты қималы қалыңдатылған бастары бар,
дөңгелек қималы стержендерден тұрады. Олар муфталар көмегімен жалғанады.
Штангілерді түрақсыз күштер едәуір жер өтетін корозиялық ортада
пайдаланатындықтан оларды термоөңдеуден және беттік керілу әдістерін
қолдана отырып беріктігі жоғары болаттардан дайындайды.
Плунжер ұзындығы 1200мм болса, онда оны 1500м тереңдікте қолданамыз.
1500-2000м-ден қолданылады.
2.2.4-кесте
Плунжер диаметрі және плунжердің жүру ұзындығы.
Плунжер диаметрі, мм Плунжердің жүру ұзындығы, м
28 3,5
32 3,5
38 6
43 6
55 6
68 4,5
93 4,5
Кәсіпшілікте өлшемдері мен конструкциясы әр түрлі сораптар
қолданылады. Неғұрлым кең тараған сораптың екі түрі салынбайтын және
салынатын сораптар.
Олардың негізгі ерекшеліктері мынадай:
Салынбайтын сораптың цилиндрін скважинаға сорапты компрессорлы
қүбырмен түсірсе, ал клапандар мен плунжер штангімен түсіріледі. Цилиндрді
жоғарыға шығару үшін барлық жабдықтарды көтеру қажет (штангіні клапандармен
плунжер және сорапты қүбырды). Бұл сораптың цилиндрінің диаметрі 28-ден 68
мм дейін.
Салынатын сораптың цилиндрлі (плунжермен, клапандармен бірге жиналып)
скважинаға штангі арқылы түсіріледі және сол сияқты жиналған түрде штангіні
жоғарыға шығарады (құбыр орнында қалады).
Бұл сораптар тұтќырлығы жоғары мұнайды шығару үшін қолданады.
Кейбір сораптар өнім құрамында құмы мен суы көп сұйықтықта сораптар,
НСВД, НСВГ сияқты сораптар Азербайжан МГӨБ-ында кеңінен пайдаланылады. Осы
сораптар цилиндрге қүмның түсуін алдын алады. Цилиндрмен плунжер арасында
пластикалық сұйық болады. Сол пластикалық сұйық саңылауды бітеп өнімнің
өтіп кетуін алдын алады.Ұңғыда фонтан болмауы немесе тоқтауы ұңғыны
пайдаланудың басқа да әдістерін қолдануға мәжбүр етеді. Ең көп тараған
әдістердің бірі, бұл – мұнайды штангілі сораппен өңдіру.
Ұңғы штангілі сорапты қондырғы (ШСНУ) құрамы. Ұңғы штангілі сорапты
қондырғы мынадай жабдықтардан тұрады:
– жер үсті жабдықтары: теңселмелі – станок, саға жабдығы;
– жер асты жабдықтары: сорапты компрессорлы құбыр, сорап штангілері,
штангілі сорап (ШГН) және асқынған жағдайда қондырғының жұмысың
жақсартатың әртүрлі қорғау құрылғылары.
Теңселмелі – станоктарды фундаментке (іргетас) орнатылады, оның
негізгі элементтері: тірек балансирімен, екі кривошип екі шатунымен,
редуктор, сына қойысты беріліс, электрокозғалтқыш, басқару блогі және
тежеу рычагі.
Балансир – балансир басынан және шетінен тұрады. Балансир шеті
кривошиппен шатунның көмегімен жалғанады, шатунның екі жағында под-
шипниктері бар.
Кривошиптің қарсы салмағы бар, келесі жағымен редукторға бекітілген.
Редуктор электроқозғалтқышпен қорғаныс кожухы бар сынақайысты беріліспен
жалғастырылған. Электроқозғалтқыш ұңғы терендігіне сәйкес қуатпен
қондырылады.
Жоғарыда айтқандай балансир басы жылтырлатылған (полированный) штокпен
арқан алқасы көмегімен жалғанады. Шток саға жабдығымен байла-нысып жатыр
және сағадан мұнай ақпау үшін саға сальнигімен бірге саңы-
лаусыздандырылады. Шток сорап штангілерімен муфта арқылы жалғанады.
Плунжер цилиндрде орналасқан, плунжерге айдау клапаны бар. Цилиндр
плунжерімен және оның барлық клапандарымен цилиндрдің төменгі бөлегінде
сору клапаны орналасады. Сорап сорапты компрессорлы құбырға бегітіледі,
және жөндеу кезінде сорапты компрессорлы құбырымен бірге шығарады.
Электроқозғалтқыш сына қайысты беріліс және редуктор арқылы екі
салмақты кривошипті айналмалы қозғалысқа келтіреді, содан соң бұл қозға-
лыс тірекке бегітілген белдік осімен тербелетін балансирге ілгері –
кейінінді қозғалыс ретінде берімді. Балансир өз қозғалысын штангілерге,
штангіден плунжерге беріледі.
2.2.2. Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және
олармен күрес.
Парафин шөгінділерінің түзілудің бастапқы сатысында олармен күресу
ингибиторлық қорғау көмегімен жүргізілді.
Бетттік әрекеттік қасиеттері бар парафин шөгінділерінің ингибиторы
кристалдану басына әсер етеді, кристалдану фазасын тұрақтандырады және
асфальтты - парафиншайырлы заттарда шөгінделуінің алдын алады.
Ингибиторларды өндірістік қолдану туралы сұрақты шешу мақсатында
лабораториялық жағдайда келесі парафиншөгінділерінің ингибиторларын қолдану
ұсынылды: СНПХ - 7215, СНПХ - 7401, СНПХ - 7410.
2.2.5-кесте
Ингибиторлардың технологиялық тиімділігін анықтау нәтижелері
№ Ингибитор
20% 30-30% 30-40% 40-50% 50-70%
Салқын 112 56 65 11 46
конденсат
Ыстық 112 80 67 20,6 30
конденсат
Жер асты жабдығын тазалау жэне көмірсутек ерітінділерімен түп аймағын
өңдеу АСПТ шөгінділерінен мұнай өндіру кәсіпшіліктері желілерін
сенімді қорғау және шығыс линияларындағы скважиналардың тазалау
аралық мерзімін ұлғайтуға мүмкіндік береді.
Парафин шөгінділерімен күрделенген шарттарда жұмыс жасайтын ұңғылар
қорын анықтау үшін ЖАЖ жүргізген кездегі жер асты жабдығын тексеру,
динамометрлеу, сондай-ақ газды бензинмен өңдеу (ГБӨ), пентан - генсанды
фракциямен (ПГФ) өңдеу арқылы шөгінділермен күресуге бағытталған
профилактиқалық шаралар нәтижелері талданды.
ПГФ қолдану тиімділігін толықтай талдауға өңдеу нәтижелерінің
жеткіліқсіздігінен мүмкіндік болмай отыр. ПГФ тиімділігі туралы сұрақты
шешу үшін ЖАЖ жүргізу кезіндегі 4412, 1086 ұңғылардың СКҚ-нан іріктелген
сынамалардың компонента құрамы анықталды.
Кестеде көрсетілген зерттеулер нәтижелері көрсеткендей, 4412,1086
ұңғыларда іріктелген шөгінділер ерудің жоғары температурасына ие. Оларды
асфальтендер құрайды.
2.2.8-кесте
ПГФ-ның ерігіштік қабілеттілігі
Іріктеу ГКЛ, Шөгінділер құрамы %
орны °С
1 сағ 2 сағ 3 сағ 6 сағ
4412ұңғ-сы ГБ 50,0 90,0 93,3 100
ПГФ 66,0 93,3 100
1086ұңғ-сы ГБ 56,7 76,6 86,7 93,6
ПГФ 73,3 90 100
Тұз шөгінділерімен күресу бойынша шаралар талдауы
Қисымбай кен орнының суларына игерудің бастапқы сатысында
лабораториялық жағдайларда тұз шөгінділерімен күресу үшін әр түрлі шетел
фирмаларының ингибиторларын қолдану ұсынылды:
SP-203, SP-178, корексит-7647, сондай-ақ отандық өндіріс негізіндегі
ДПФ-1, СНПХ-5301 композициялары мен химиялық өнімдері. Ингибиторлық
қорғаныс келесі құжаттарға сәйкес жүргізілді:
-СТО-06-031-82 Тұз шөгінділерінің ингибиторлары Маңғышлақ
кенорындарында қолдану технологиясы.
-РД 39-23-1141-84 Тұз шөгінділерінің ингибитбрларын СНПХ-5301
қолдану технологиясы бойынша нұсқау.
1995 жылдың басында гидрохимиялық зерттеулер мәліметтері бойынша
ингибиторлық қорғанысқа ұсынылған ұңғылар тізімі құрылды. Белгіленген
тізімге 301 ұңғы енді.
МГӨБ-ді арнайы техника және реагенттермен жеткіліксіз қамтамасыз етуге
байланысты 1995 жылы 99 ұңғы өңделді. Объектілерде бұл қор ұңғылардың
әрекетті қорының 31%-ін құрады.
Ингибиторлық қорғаныс ұңғылардың әрекетті қорының 24%-ін қамтыды, яғни
тәжірибе жүзінде ингибиторлық қорғаныс жүргізілген жоқ.
1996 жылдан бастап, Ессо Кемики фирмасының коррексит-7647
ингибиторын сынау мұнайды өндіру, жинау және дайындау кезінде неорганикалық
тұздар шөгінділерінің алдын алу үшін басталды.
Ингибиторларды енгізу ең көп суланған ұңғылар шлейфтерінде үздіксіз
жүргізілді.
Соңғы үш айда мұнай кәсіпшілік жабдық жұмысының нашарлауы байқалмаған.
Тұз шөгінділерімен күрделенген шарттарда жұмыс жасайтын скважиналар
қорын анықтау үшін шөгінділерді жоюға бағытталған химиялық өңдеулер мен жер
асты жөндеу жүргізу бойынша өндірістік мәліметтер талданды.
Жүргізілген талдау нәтижесінде байқалғандай, 2-3 ай сайын
қиыншылықтарға ұшыраған топтық қондырғыларда (3,8,92) өлшеу қондырғыларын
тазалау және жер үсті жабдықтарын ауыстыру жүргізілді.
ТҚ-3 жер үсті жабдықтарының сынамаларын алып шөгінді құрамы анықталды
2.2.10-кесте
Шөгінділердің химиялық құрамы
ТҚ-3 Мұнай өнімдері NaCl
Полиуретанды КИП-Д клейі 1 -
Қысым астындағы цементаж 1 100
Тампонажды кұрам 2 100
Тұтқырлықты құрам
Рецептура Гипровостока 16 84.6
БКҒЗИ рецептурась 49 54.0
Гипровосток әдісі бойынша жоғары тұтқырлықты
құрамды (ЖТҚ) айдау
2.2.12-кесте
Айдалатын құрам рецептурасы
Атауы 1 м3 көлемі (литр)
Техникалық БӘЗ-дың 2%-тік суды ерітіндісі 960
Техникалық формалин 20
Смоланың сулы ерітіндісі (7.5-10%) 20
Жоғары тұтқырлықты құрамды айдау технологиясы екі нұсқамен орындалады.
Бірінші нұсқа қабатқа техникалық сумен ығыстыру композицияларын
айдауды қарастырады.
Екінші нұсқа ЖТҚ-ды айдағаннан қейін қысым астында цементаж
жүргізіледі. Гипровостоқ әдісі бойынша ЖТҚ-ды айдау 16 ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Дипломдық жоба бес бөлімнен тұрады:
- геологиялық бөлімнен;
- игеру жүйесі;
- техника-технологиялық бөлімнен;
- арнайы бөлім;
- экономикалық бөлімнен;
- еңбекті қорғау;
- қоршаған ортаны қорғау.
Геологиялык бөлімде геологиялық зерттелінуі, стратиграфиясы,
мұнайгаздылығы, сулылығы қарастырылады.
Технологиялық бөлімде кен орнының қазіргі игеру жағдайы, ұңғылар қоры
және мұнайды өндіру кезінде бірнеше қиындықтар қарастырылады. Олар:
құмбіліну, парафин түзілу және сулану.
Экономикалық бөлімде мекеменің басқару жүйесі және техника-
экономикалық көрсеткіштеріне талдау жасалған.
Еңбекті қорғау бөлімінде техникалық қауіпсіздік, өндірістік қауіпті
және зиянды факторлары, еңбек қорғанысы және санитарлы – гигиеналық
шаралары қарастырылған.
Қоршаған табиғи ортаны қорғау бөлімі атмосфераны, литосфераны,
гидросфераны ластану көзі ретінде қарастырып технологиялық үрдістеріне
талдау жүргізілген.
АННОТАЦИЯ
Данный дипломный проект состоит из пяти частей:
- геологическая часть;
- система разработки;
- технико-технологическая часть;
- специальная часть;
- экономическая часть;
- охрана труда;
- окружающая среда.
В геологической части подробно рассматривается геологическая
изученность, стратиграфия, нефтегазоносность, водоносность.
В технологической части описывается фонд скважин, приведен анализ
текущего состояния разработки. В условиях месторождения Кисымбай добыча
нефти сопровождается осложнениями, такими как: пескопроявление,
парафиноотложения и большая обводненность.
В экономической части дан расчет общих технико-экономических
показателей месторождения и о структуре организаций.
В разделе охраны труда рассмотрены вопросы по технической
безопасности, факторы опасных и вредных веществ промышленности, охрана
труда и санитарно – гигиенические мероприятия.
В разделе охраны окружающей среды проведен анализ технологических
процессов, рассмотрев как источников загрязнения атмосферу, литосферу,
гидросферу.
ANNOTATION
The given diploma project consists of five parts:
- a geological;
- development part;
- a technological;
- special part;
- an economic;
- a health safety;
- а environment safety.
In the geological part the geological level of research,
stratigraphic, petroleum production, water flux is in detail considered.
In the technological section the current field development
circumstances, paraffin control and technological sides of analysis of
field development operations are discussed and studied.
In the economical section the structure of the company extracting
hydrocarbons and economic indicator are stated.
The safety section is devoted of technical issues, factors of
dangerous and harmful substances of an industry, protection of safety work
and sanitary – hygienic measures.
In section of protection of an environment the analysis of
technological processed is carried out, having considered as sources of
pollution an atmosphere, lithosphere, hydrosphere.
МАЗМҰНЫ
Кіріспе 9
1 Геологиялық бөлім 10
1.1. Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы. 10
1.1.1. Жалпы мағлұматтар 10
1.1.2. Стратиграфия 11
1.1.3. Тектоника
13
1.1.4. Мұнайгаздылық 15
2 Технологиялық бөлім 16
2.1. Кен орынды игеру жүйесі. 16
2.1.1. Ағымдағы игеру жағдайын талдау 16
2.1.2. Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін талдау. 17
2.1.3. Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау 21
2.1.4. Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері.
24
2.1.5. Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай
бергіштігін арттыру әдістері.
27
2.2. Мұнай және газ өндіру теникасы мен технологиясы. 34
2.2.1. Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің
сипаттамасы. 36
2.2.2. Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және
олармен күрес. 48
2.2.3. Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары
мен оларға ұсыныстар. 56
2.3. Арнайы бөлім. 57
2.3.1. Диплом жобасының тақырыбы бойынша қысқаша шолу. 57
2.3.2. Диплом жобасының тақырыбы бойынша технологиялық есеп немесе
мұнай кен орнын игеру есебі. 68
2.3.3. Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу. 71
3. Экономикалық бөлім 74
3.1. Кен орнын игерудің технико-экономикалық көрсеткіші. 74
3.2. Экономикалық тиімділік есебі.
79
4 Еңбекті қорғау 81
4.1. Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар. 81
4.2. Еңбек кауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары. 82
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі 88
5.1 Атмосферадағы ауаны қорғау 88
5.2 Су ресурстарын қорғау 92
5.3 Жер ресурстарын қорғау 93
Қорытынды 96
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі. 97
қосымша А 98
қосымша Ә 99
Қосымша Б 100
КІРІСПЕ
Қисымбай кен орны 1978 жылы ашылды.Өнімді горизонтты жоғарғы юраның
колловейлік ярусының және төменгі бордың валанждық ярусының түзілімдеріне
жатады.1984 жылы “КазНИПИ мұнай” институты (Ақтау қаласы).
Қисымбай кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы шығарылды,қазір бұл
сызба бойынша осы кен орны игеріліп жатыр. Кен орынды игеру 1933 жылы
басталды.Тоғыз іздеу – барлау ұңғыларын сейсмикалық барлау 2Д (1990 –
1991ж) және 3Д (2000ж), ұңғыларын бұрғылау нәтижесінде,сонымен қатар 1992 –
2001 жылдары бұрғыланған 27 пайдалану ұңғыларының мәліметтері бойынша ААҚ
“Казакойл – Емба” ЦНИЛ – мен Қисымбай кен орнының валанждық кен орнының
2001 жылдың 1 Қыркүйегінде мұнай мен газ қорының есебі орналды.
Бұл жұмысты жүргізу кезінде қорлардың соңғы есебінде (2001ж)
көрсетілген геология – физикалық және өндірістік негіз, сонымен қатар ROXAR
компаниясының IRAP RMS программалық кешенінің қолданысымен алғаш рет ПК –
да тұрғызылған кен орынның үш өлшемдік геологиялық тұрақты әрекетті моделі
қолданылады.
Жұмыста Қисымбай кен орнында су айдау шаралары қарастырылған.
1 Геологиялық бөлім
1.1. Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1 Жалпы мағлұматтар
Қисымбай кен орны Каспий маңы ойпатының Оңтүстік –шығыс бөлігінде
орналасқан.
Әкімшілік жағынан Қазақстан Республикасының Атырау облысының Жылыой
ауданына жатады.
Жақын орналасқан тұрғылықты орындар Сарықамыс және Опорный ауылдары
кен орнынан 60-70 қашықтықта орналасқан.
Құлсары аудандық орталығы кен орыннан 85 километр қашықтықта жатыр.
Облыс орталығы Атырау қаласы 300 километр қашықтықта.
Кен орынға тікелей жақын жерде Атырау-Бейнеу-Маңғышлақ және Өзен-
Атырау мұнай құбырын байланыстыратын темір жол өтеді.
Орографиялық қатынаста кен орын ауданы рельеф абсолюттік белгілері -3
метрден -13 метрге дейінгі таулы жазықтық түрінде болып келеді. Бұл аудан
үшін өсімдіктері аз бархандардың кең таралуы, сонымен шағын көлемдегі
сорлардың болуы тән. Тұщы су табиғи көзі жоқ су айдауға кен орынның Альб-
Синомандық суы және валанждық горизонттың ілеспе суы пайдаланады.
Аудан климаты күрт контенинталды температураның жылдық айырымы жазда
+46 ºС –ден қыста -35 ºС-ге дейін. Орташа жылдық атмосфералық жауын-шашын
мөлшері 150-200мм-ден артпайды және негізінен күз, қыс кезеңдеріне келеді.
Іздеу-барлау және пайдаланушы ұңғылармен бұрғыланған шөгінділер неоген-
төрттіктен бастап төменгі юраға дейін ашылған.
Тектоникалық қатынаста Қисымбай тұзтасы құрылымы терең батырылған
тұзды күмбез ретінде болады. Қисымбай кен орынның І-І сызығы бойынша
геологиялық қимасы қосымша А – да көрсетілген.
Шағылысатын ІІІ горизонт бойынша құрылымдық карта (төменгі бор табаны)
бөлшекті, нақты болып келеді және неоком шөгінділерінің кеніштелу шартын
көрсетеді.
Ауданның орталық бөлігінде 1654метр контурленген изо-шығасы бар,
1587,5метр минималды төбе белгісі бар ірі антиклимді қатпар бөлінеді.
Қатпар барлық жерде күкіртті лықсымамен таралған Оңтүстік бөлікте №№ 12,14
ұңғылар аумағында көтеріңкі қанат шегінде құрылым таралу және f3 лықсымасы
(2метр) бойынша тығындармен бұзылған, орталық бөлікте жатын амплитудасы
бойынша үлкен емес лықсымамен f2(2-3метр) жатын бұзылған. Жатынның
Солтүстік бөлігін (№ 4,22,24 ұңғымалар ауданы) шамамен 6 метрлі амплитудасы
бар лықсыма f7 қияды f1 лықсымадан басқа тектоникалық бұзылымдар жатынды
қалыптастыруда маңызды емес.
Батыс бағытта Қараниз С.В. көрші құрлымның шығыс беткейі картаға
түсірілген. Осы құрылым шегінде орналасқан ұңғы осы құрылымды қосымша
зерттеуге негізделетін нақты жағдайға түспеген. Қисымбай кен орнының
құрылымдық картасы қосымша Б–да көрсетілген.
Бұрғылау, игеру, және де сейсмикалық құрылымның соңғы мәлеметтері
бойынша Қисымбай құрылымында 3 шағылдырғыш горизонт бойынша ұзын ось
бойынша Солтүстік Шығысқа бағытталған 2,5х2,0 см шамада үлкен емес
брахиантиклинді қатпары бар. Құрылым кішкене жарылысты бұзылымдармен
күрделенген.
Геолого-барлау жұмыстары нәтижесінде Қисымбай кен орнында төменгі бор
және жоғарғы юра тілігінде өнімді горизонттар бар: валанжинді мұнайлы, І
және ІІ келловей газды горизонттар.
Валанжин горизонты.
Каротажды сипаттама бойынша валанжин өнімді горизонттары үш бөлікке
бөлінеді: жоғарғы бөлік (І қабат), ортаңғы бөлік (ІІ қабат) және төменгі
бөлік (ІІІ қабат).
Горизонт даламиттерден, алевралиттерден және құмтастардан, карбанат
қоспасы бар алевралиттерден, әктастардан құралған.
ВНК-ң жатық көлбеу беткейі бар және № 11 ұңғыда 1603м абсалютті
белгіге және №№ 28 және 33 ұңғыларда 1600м абсалютті белгіге жетеді.
Мұнайдың ең төменгі белгісі каротаж бойынша № 46 ұңғыда минус 1603м
жететін, сусыз мұнайды алатын ең төменгі белгіге сәйкес келетін ұңғы
белгіленген.
Судың ең жоғарғы белгісі № 5 ұңғыда минус 1600,3 м тереңдікте
байқалған.
Мұнайлық ауданы 3030 мың м3.
І Келловей горизонты.
І келловей горизонты бір құмды қабатпен барлық аудан бойында болады.
Горизонт 18м биіктікті газаконденсатты жаттыннан құралған.
Газ-сулы контакт сынау нәтижесі және минус 1731метрден (№ 6 ұңғы)
минус 1741метрге дейін (№ 4 ұңғы) өзгеретін өңдірістік-геофизикалық
материалдар бойынша алынған.
ІІ Келловей горизонты
ІІ келловей (орталық бөліктің) ярустың орталық бөлігінде өнім бөлігі
шегінде жатқан 1-2 құмтас қабатымен берілген.
Горизонтқа аз пішінді мұнай-газоконденсатты жатын ұштастырылған. Газды
бөліктің биіктігі 5метр құрайды. Түрі бойынша жатын қабатты күмбезді болып
келеді. ВНК-ң абсалютті белгілері минус 1752 м-ден (№ 7 ұңғы), ал ГНК сынау
нәтижесі және өндірістік-геофизикалық мәлеметтер бойынша минус
1752,2метрден (№ 1 ұңғы) 1753,7метрге дейін (№ 7 ұңғы).
1.2 Стратиграфия
Қисымбай тұз үсті құрылымы бірінші рет 1950 жылы МОВ сейсмикалық
жұмыстарымен анықталды (Л.Г. Сафенрейтор), 1961жылы Гурьев геофизикалық
экспедициясы тиянақты зерттеді және осы 111а (жоғары юралық Волга ярусының
табаны) құрылымдық жұмыстардың нәтижесінде антиклиналь көтерілімі
анықталып, іздеме бұрғылауға дайындалды. 1961 жылы Қазақстангеофизика
трестінің 781 Гурьев геофизикалық экспедициясы Неселбай, Сүйешбек,
Боранқұл, Қисымбай ауданы шегінде тиянақты жұмыстар жүргізді. Осы
жұмыстардың нәтижесінде 111 және 111а шағылыстырғыш горизонттары бойынша
құрылымдық карталар жасалды. Анықталған антиклинальдық амплитудасы шамамен
30м және өлшемдері 2,7 километр х 4,2 км. Бұл аудандағы құрылымдық-іздеме
бұрғылау (1961-1963жж) жоғарғы бор тау жыныстарында құрылымдық бұзылулар
бар екенін растады. Қабаттың созылған бойына айқыштап 31 карталық және 16
құрылымдық-іздеме ұңғылар бұрғыланды. Ауданның солтүстік-батыс бөлігінде
карталық және құрылымдық-іздеу бұрғылау мәліметтері бойынша аз амплитудалы
дизьюнктивті бұзылу анықталды. Құлау жазықтығының еңісі оңтүстік-шығысқа
қарай 60 градус, амплитудасы 5м-ден 10м-ге дейін өзгеріп отырады. Триас
және бор тау жыныстарындағы іздеулер 1978-1980жж терең бұрғылаумен
жүргізілді. 1978 жылы Қисымбай құрылымында іздеме бұрғылау жұмыстары
жүргізіле бастады. Сол жылы №1 ұңғыдан келловей тау жыныстарынан
газоконденсат фонтаны алынды.
Қисымбай кен орнының мұнайы парафинмен қанығу дәрежесі жоғары мұнайға
жатады. Өнімді горизонттардың жақын жату жағдайына қарамастан, бор
горизонттары мұнайының қасиеттері юра горизонттары мұнайының қасиеттерінен
ерекшеленеді. Бор горизонттарының мұнайы төмен газдылықпен және төмен
қанығу қысымымен сипатталады, қабат мұнайының тұтқырлығы юра мұнайымен
салыстырғанда екі есе жоғары.
Валажин мұнай кенішін бірінші рет №6 ұңғы ашты. 10.10.79 жылы осы
ұңғыдан 3-5мм штуцерлер болғанда 1580-1585метр аралығынан дебиті 26.4м3тәу
мұнай мен газ фонтаны алынды. Содан кейін №1,2,7 іздеме ұңғыларында болатын
горизонтынан мұнайдың өндірістік ағыны алынды.Бұл қорды есептеуге негіз
болды. 1978-1980 жылдар аралығында кен орында жалпы метражы 18280метр 9
іздеме ұңғылары бұрғыланды.
Кен орнының негізгі пайдалану объектісі 1565-1590метр тереңдік
аралығында жатқан валажин мұнайлы горизонты болып табылады, ол каротаж
материалдары бойынша барлық бұрғыланған ұңғылардың қималарында өзіне тән үш
қабатты түрімен анық байқалады. 2001 жылғы қорды есептеуде валажин
горизонтының құрылымы келесідегі деп алынды:
- горизонттың жоғарғы жағы сазды біртекті емес алевролиттерден,
құрамында цемент карбонаты бар ұсақ түйірлі құмдарға ұласатын тау
тау жыныстарынан құралған;
- горизонттың орта бөлігі карбонат материалдық жоғары құрамы бар және
аз коллекторлық қасиеттері бар құмды-алевролитті тау жыныстарынан
құралған;
- горизонттың төменгі бөлігі сазды карбонатты цементі бар
сортталмаған, ұсақ-сирек орта түйірлі құмтастардан құралған. Цемент
материалының құрамы күрт төмендейді.
Барлық үш пачка бір гидродинамикалық резервуар ретінде қарастырылады.
Керндегі тау жыныстарының коллекторлық қасиеттері. Контур ішінде (9 ұңғы),
немесе контур сырты (8 ұңғы) аймағында бұрғыланған 8 және 9 ұңғыларында
зерттелген. Коллектор тау жыныстарының кеуектілігі 15 тен 29.4% дейін
өзгеріп отырады, өткізгіштігі 1-ден 2.21мд дейін өзгеріп отырады. Өнімді
горизонттың тиімді қабаты 7.3-16метр аралығында өзгеріп отырады, ұңғы
қимасындағы құмдақтың 0.66-дан 0.87-ге дейін өзгеріп отырады, орташа мәні
0.78. Су-мұнайлы түйісу 1594 тен 1579метр белгілерінде қиғаш етіп
қабылданды. Кеніш қабатты бұзылмаған мұнайлы ауданның көп бөлігінде суда
қалқыма. Іздеме бұрғылау арқылы осы құрылым кезінде неоген-төрттіктен
кунгурдың тұзды тау жыныстарына дейін ашылды.
1.1.3. Тектоника
1981 жылы қорды есептейтін ПГО Қазмұнайгазгеология партиясымен,
жобалау зертханасымен және қорды есептейтін ҚазНИПИ мұнай қорын есептеуді
құрды және осы жылы 01.09.81 жылдарда мұнай қорының жағдайы белгіленген
(валанжин жатынынан 3,6 мың.т мұнай және 0,2 млн м3 еріген газ өндірілген).
Валанжин горизонты бойынша мұнайдың бастапқы қорлары С1 категорияға
байланысты 3518,7 мың т, алынған 1405,3 мың т, С2 категорияға байланысты
1072,2 мың т, алынғаны 429,6 мың т. Қосымша В – да көрсетілген.
I және II келловей горизонтының жатындары 1981 жылы есептелген қорлар
игеруге түспеді, өйткені осы горизонттардың жатындары бойынша конденсат
қоры С2 категориясына жатады.
ЖШС Технологиялық зерттеу орталығымен, ҚазМұнайГаз 01.09.2001 жылы
зерттеудің күні бойынша Қисымбай кен орнының валанжин горизонтының мұнай
және газ қорын қайта есептеу жасалды. 9 іздеу –барлау ұңғыларды бұрғылау,
210 (1990-1991жж) және 3Д (2000ж) сейсмобарлау жұмыстары нәтижесінде, және
27 кейін бұрғыланған (1992-2001 ж) пайдаланушы ұңғылар мәлімметтері бойынша
жасалды.
Бекітілген мұнайдың бастапқы және еріген газ қоры 1.1.1-кестеде
келтірілген. Кен орны бойынша мұнай қорының ұлғаюы негізінен мұнайға
қаныққан қалыңдық пен кеуектілік коэффициентінің өзгеру есебінен алынды.
1.1.1-кесте
Қисымбай кен орны бойынша бастапқы мұнай қоры.
Категория Горизонт
Валанжин Келловей
Геологиялық, өндірілген Геологиялық, өндірілген,
мың. т. мың. т. мың. т. мың. т.
С1 - - - -
С 2 1072 429 711,8 71,2
В + С 1 3518,7 1405,3 - -
Қарастырылып отырған жатынның мұнайының баланстық қоры 1171,36мың т.
ұлғайды. Кен орны бойынша мұнай қорының ұлғаюы негізінен мұнайға қаныққан
қалыңдық пен кеуектілік коэффициентінің өзгеру есебінен алынды.
Мұнай мен газдың есептелген қоры В+С1 категориясы бойынша валанстық
қорды 4690,3 мың т, алынған қорды 1876,12 мың т ,С2 категориясы бойынша
1052,3 мың т, 1412,3 мың т, көлемінде екені Көкшетау қаласында пайдалы
қазбалар қоры бойынша мемлекеттік комиссия отырысында бекітілді.
С1 категориясы бойынша еріген газ қоры -408,057165,223 млн. м3, С2
категориясы бойынша -916,2836,653 млн. м3.
1.1.2-кесте
Қисымбай кен орны бойынша мұнай қоры.
Категория Горизонт
Валанжин Келловей
Геологиялық., Өндірілген, Геологиялық., Өндірілген,
мың. т. мың. т. мың. т. мың. т.
В 4166,6 1666,6 - -
С1 523,8 209,5 - -
С 2 1053,2 421,3 - -
В + С 1 4690,3 1876,1 - -
1.1.4. Мұнайгаздылығы
Валанжин өнімді (қабат) горизонт валанжин өнімді горизонтының № 8,9
барлау ұңғыларыңда алынған 68 үлгісі зерттелген, және де пайдаланушы ұңғыда
алынған. Валанжин горизонтының коллекторлы бір түрде немесе таза күйде
емес, матрица және тегіс араласқан жыныс түрлерімен, жиі терригенді
материалы қоспасы бар даламиттерден тұрады.
Түйір аралық кеңістіктің күрделі құрылымы, флюлдтің көп компонентті
құрамынан тұрады. Валанжин горизонты 1-3 қабат каллекторларымен
көрсетіледі. Керн бойынша горизонт каллекторы даламиттермен,
алевралиттермен және құмтастармен, карбонатты қоспасы бар алевралиттер,
әктастармен берілген. Коллектордың карбонаттылығы 44,91-ден 83,49% арасы
өзгереді. Керн бойынша кеуектіліктің орташа мәні 24% (14,4-тен 33,6%), ГЗС
бойынша-25,7% (14,2-ден 39,06%-ке дейін).
ГЗС бойынша мұнайға қанығушылық - 0,61%, керн бойынша - 0,15% керн
бойынша өткізгіштік 0,001-0,220 мкм2 интервалда өзгереді, орташа 0,037мкм2
құрайды, сынау мәліметтері бойынша 0,210 - нан 0,638 мкм2-ге дейін
өзгереді, орта есеппен 0,390 мкм2-ты құрайды.
Горизонттың орташа қалыңдығы 14,6-дан 20,4 метр шегінде өзгереді, орта
есеппен 18,2 метрді құрайды, ал тиімді қалыңдық 1 метрден 20,4 метр
арасында орта есеппен 12,86 метр құрайды. Мұнайға қаныққан қалыңдық 8-ден
20,4 метр арасында, орта есеппен 14,27 метрді құрайды.
Құмтастылық коэффиценті 0,06 - дан 1,0 метр шегінде түрленеді, орташа
0,70-ті құрайды. Бөліну коэффициенті 1-ден 5 арасында, орташа 3-ті құрайды.
І және ІІ келловей горизонтының коллекторлары негізінен орта түйірлі
құмтастар түрінде болады.
2. Технологиялық бөлім
2.1. Кен орынды игеру жүйесі.
2.1.1. Ағымдағы игеру жағдайын талдау.
Қисымбай кен орны 1978 жылы ашылды.Өнімді горизонтты жоғарғы юраның
колловейлік ярусының және төменгі бордың валанждық ярусының түзілімдеріне
жатады.1984 жылы “КазНИПИ мұнай” институты (Ақтау қаласы).
Қисымбай кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы шығарылды, қазір бұл
сызба бойынша осы кен орнын игеріліп жатыр. Кен орынды игеру 1933 жылы
басталды.Тоғыз іздеу – барлау ұңғыларын сейсмикалық барлау 2Д (1990 –
1991ж) және 3Д (2000ж), ұңғыларын бұрғылау нәтижесінде,сонымен қатар 1992 –
2001 жылдары бұрғыланған 27 пайдалану ұңғыларының мәліметтері бойынша ААҚ
“Казакойл–Емба” ЦНИЛ–мен Қисымбай кен орнының валанждық кен орнының 2001
жылдың 1 Қыркүйегінде мұнай мен газ қорының есебі орналды.
Бұрғылауға ұсынылған ұңғы қоры –770 оның ішінде 432 өндіру, 199 айдау,
115 резервтік, 21 су қабылдағыш және үш газ ұңғымалары.
Кен орнын 4 пайдалану обьектісіне бөлу:
І обьекті М-І, М-ІІ қабаттарды;
– ІІ обьекті Ю-І, Ю-ІІ қабаттары;
– ІІІ обьектісі Ю-ІІІ қабаты;
– ІV обьектісі Ю-ІV, қабаты.
Бөлінген обьектілерде су айдау жүйесінде жұмыс агенті ретінде алып
және ағын суларды қолдану арқылы 1,2,3 обьектілерде блокты үш қатарлы
жүйені және 4 обьектіде контур жанынан су айдау қолданылады.
Өндіру ұңғыларындағы түптік қысым тәнін қабатты мұнайының газбен
қанығуы қысымы деңгейіне қою.
Кен орнында стационарлық емес су айдауды қолдану.
1992 жылға дейін қабатта сүзілудің табиғи тұйық-серпінді режимінде
пайдаланылады, кен орнында қабат энергиясының серпінді қорының сарқылыуы
байқалады, сондықтан күнделікті алынатын мұнай көлемі күрт төмендеп кетті.
1994 жылы кен орнын барлық игеру обьектілерінде блокты қатарлы жүйеден
тоғыз нүктелі алаңға су айдауы жүйесіне ауыстыру арқылы әсер ету жүйесі
өзгертілді сонымен жаңа айдау ұңғыларын еңгізу арқылы игеру учаскелерінде
су айдаудың реттелген әсер ету жүйелері қалыптасты.
1995 жылдың сәуір айында ІV обьектісі (Ю-ІV қабаты) қабат қысымын
сақтау арқылы игерілген бастады. Осыған дейін бұл обьектіде жұмыс тоқтап
тұрған болатын, сонымен қатар қабаттың мұнай және газ бөліктерін бөлек
өндіру мақсатында ІІ игеру обьектісіне барерілдік су айдау жүйесін еңгізуді
ұсынды.
1990-2000 жылы аралығындағы кен орын игерудегі негізгі технологиялық
көрсеткіштер динамикасы және оларды жоба көрсеткіштермен салыстыру.
Қисымбай кен орнында игерудің басынан бастап ұңғылардың орта тәуліктік
өнімдерінің жабдығына қарағанда едәуір айырмашылығы (2-2,5 еседен де
жоғары) байқалды.
Кен орнының табиғи режимінде игерген кезде бастапқы орташа тәуліктік
өнім 100-150 ттәу-ке жетті осыған байланысты кен орынын алғашқы игеруі
жылдарында (1990-1991 жылы) мұнай өндірісінің жабдығында артқандығы
байқалды.
1995 жылдың сәуір айында ІV обьектісі (Ю-ІV қабаты) қабат қысымын
сақтау арқылы игерілген бастады. Осыған дейін бұл обьектіде жұмыс тоқтап
тұрған болатын, сонымен қатар қабаттың мұнай және газ бөліктерін бөлек
өндіру мақсатында ІІ игеру обьектісіне барьерлік су айдау жүйесін еңгізуді
ұсынды.
Кен орында игерудің барлық уақытында игеруді бақылау бойынша
өндірістік геофизика әдісімен сәйкес зерттеулер жүргізілмеген.
Геолого-гидродинамикалық модельдерді құрастыру кезінде қалдық мұнайға
қанығушылық картасы құрастырылған, ол жаңа жобалық ұңғыларды салу кезінде
ескерілді. Валанжин горизонтының игеріліп жатқан мұнайының бастапқы қоры
мынадай: баланстық 4690,3 мың т және алынатыны -1876,1 мың т (В+С1
категориясы бойынша).
2.1.2. Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін талдау.
Қисымбай кен орны КазНИПИ–мұнай институтының орындаған технологиялық
сұлбасы негізінде игеруге 1993 жылы енгізілді. Кен орында технологиялық
сұлба бойынша пайдаланудың бір обьектісі (валанжин горизонты) белгіленген.
Барлық ұңғылар фонтандау әдісімен енгізілген. Фонтандаудың максималды
кезеңі №46 ұңғы бойынша 7–жыл.
Кен орында 01.01.2004 жылға ұңғының бұрғыланған қоры 38 бірлік құрады.
Олардың 2 ұңғысы (№№16,18 ) геологиялық себептерге байланысты жабылған.
Айдау қорында 6 ұңғы, бақылаушы қорда 4 ұңғы (№№11,22,45,48) су айдайтын
қорда 2 ұңғы (№5 және №24) бар. Ұңғы қорының сипаттамасы 3.2.1 кестесінде
келтірілген.
Технологиялық сұлбаға сәйкес өндіруші (№№11-42) және 23 айдаушы
ұңғыларды (№№43-65) бұрғылау қарастырылған. Нақтылы түрде өндіруші қордан
19 ұңғы (№№11-20,22,24,28,30,32,-35) және айдаушы қордың 6 ұңғысы
(№№45,46,48,57,60,61) бұрғыланған, олардың 4 ұңғысы мұнайды өңдеуге, №45
ұңғы бақылаушы қорда тұр. 13 өңдеуші және және 17 айдаушы ұңғылар
бұрғыланбай қалды.
Ұңғылардың пайдалану қоры 14 бірлікті құрады, жоба бойынша 25. Олардың
13 ұңғысы (№№13,14,16а,18а,19,28,30,32,33,34, 37,46,57) терең сорапты
әдіспен, 1 ұңғы (№61) фонтанды әдіспен жұмыс істейді. ПШГН – 8 типті
тербелмелі станоктар қолданылады, сұйықты көтеру үшін диаметрі 44 м
болатын НГН типті сораптар қолданылады. Пайдалаушы колоннаның диаметрі 5,
тек №33 және №34 ұңғыларда пайдалану колонасының диаметрі 6 құрайды.
Жалпы алғанда 01.01.2002 жылға горизонт бойынша ұңғы дебиті мұнайда
10,8 ттәу. Жіне сұйықта 17,1 ттәу құрайды, жобалық мән бойынша мұнайда
11,2 ттәу , сұйықта 42,4 ттәу құрайды.
Қисымбай кен орны ұңғы мұнайының орташа тәуліктік шығымының
динамикасы.
Сонда терең сорапты ұңғылардың орташа тәуліктік дебиті 0,9 (№34
ұңғыдан 26,8 ттәу дейін (№57 ұңғы) мұнай бойынша өзгереді және орта
есеппен 105 ттәу, сұйық бойынша 4,6–дан 26,85ттәу– ке дейін өзгеріп
орташа есеппен 19,45 ттәу – ті құрайды.
Фонтанды ұңғының орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша №61-18,1 т және
сұйық бойынша 26,16 құрайды. Ұңғы бойынша өнімнің сулануы 0,2 % -тен (№ 57
ұңғы) 90%-ке (№ 34 ұңғы) дейін соның ішінде фонтандау ұңғысы бойынша (№61
ұңғы ) 31,8 % , 90% ( 34 ұңғы )-ке дейін және орташа есеппен 46,1 %-ті
құрайды.
Барлық ұңғылардың 3 жылдан аз емес сусыз кезеңі болған.
Технологиялық сұлба бойынша 1998 жылы ұңғыларды максималды фонды 29
бірлік болуы керек болса, осы жылы нақтылы 17 ұңғы енгізілген. Жылдар
бойынша мұнай шығымының өзгеру динамикасынан көрініп тұрғандай, 1994 жылдан
1997 жылға дейін жобаланғанға қарағанда нақтылы шығым өсуі 1,5 есе көп
болды.
Мұнайдың максималды шығымы игерудің екінші жылында 22,7ттәу көлемінде
болады. 1998 жылдан бастап мұнайдың шығымының күрт төмендеуі (3,4 –сурет)
байқалады, бастапқыға қарағанда ағымдағы қабат қысымының төмендеуімен,
сонымен қатар ҚҚҰ бойынша жобаланған шарттарды орындамаумен байланысты.
Сұйықтың шығым анализін көрсеткендей, игерудің бірнеше жылдарында
шығымдар жоспарлық мәннен жоғары, 1996 жылдан бастап сұйықтың нақтылы
шығымы жобалықмәннен төмендейді. 1999 жылдан бастап сұйық таңдамасының күрт
төмендеуі байқалады.
Жоғарыда келтірілген анализден сұйықтың төмен іріктеуі біріншіден кен
орында 4 жылға ҚҚҰ–ды ұйымдастыруды кешіктіруіне жіне жобалық мәннен
нақтылы айдау көлемінің 10 есе артта қалуына байланысты.
Қисымбай кен орны 1993 жылы технологиялық сұлбаларға сәйкес 7 ұңғымен
(№№12,13,14,17,35,37,46 ) игеріле бастады.
Қабылданған технологиялық сұлбаға байланысты іске асыру үшін кен
орында қабат қысымын ұстауды және ВНЗ 275∙275 м тор бойынша , ал ЧНЗ
400∙400 м тор бойынша бұрғылауды қарастыратын 4- ші нұсқа қабылданған.
Технологиялық сұлбада игерудің 1 обьектіні бөлген – валанжин
горизонының мұнайлы жатыны .
Келтірілген нұсқа келесі технологиялық көрсеткіштерді сипаттайды:
– өндірілетін ұңғы қоры – 32 бірл;
– айдаушы ұңғы қоры -23 бірл;
– мұнайдың максималды өндірілуі -193,2 мың т;
– сұйықтың максималды іріктелуі -295,0 мың т;
– суды максималды айдау -685,7 мың м3 .
Жобалық құжатқа сәйкес мұнайды өндіру максималды деңгейге 1999 жылы
(193,2)16.9 т\тәул.
Мұнай шығымы бар 28 ұңғының жұмысы кезінде кіруі керек болатын,
нақтылы түрде 96,2 мың т. көлемінде мұнайды максималды игеруімен 1997 жылы
мұнай шығымы 21,1 т\тәул болатын 13 ұңғы жұмысы кезінде жетті .
Игерудің жобалық және нақтылы көрсеткіштері 1-ші 2 жылдықта нақтылы
іріктеу жобалық мәндерден жоғары екендігін көрсетеді.бұл мұнайдың жоғары
нақтылы шығымымен және сұйық іріктемесімен байланысты .
Соңғы жылдарда мұнайдың жоғарғы шығымына қарамастан, мұнай мен
сұйықтың нақтылы іріктемесі жобалыққа қарағанда 1,5-2,5 есе төмен, бұл
ұңғыларды енгізудің екі есе төиендеуіне және сулану жүйесінің қалып қойуына
байланысты.
Техникалық суды айдау игерудің басында қарастырылған. Нақтылы сулану
игерудің 4- ші жылында 1 айдау ұңғысы арқылы басталады, жобалық кезінде 7 –
ші ұңғыда.
Кен орны бойынша 01.01.2004 жылы жиналған өндіру мұнай 765 мың т,
сұйық 926 мың т, газ 42,24 млн. м3, жобалық бойынша мұнай 1412 мың т, сұйық
2917 мың т-ны құрайды. Сонымен 2003 жылы НИЗ өндіру 40,8 %, ағындағы КИН
0,163 құрайды.
2003 жылы 53,1 мың т мұнай, 83,8 мың т сұйық 14 ұңғыдан 53,1 мың т.
Мұнай және 371 мың т сұйық 25 ұңғыдан жобалыққа қарсы өндірілген. Орташа
жылдық сулану 36,6%, жобалық бойынша 73,7%-ті құрайды.,
Осыдан, игеру көрсеткіштерінің анализінен көрінетіні, Қисымбай кен
орнында технологиялық сұлбаның міндеттемелері орындалмайды:
– өндіруші ұңғыларды енгізу 1,6 артта қалады;
– жалпы нақтылы қоржобалықтан 2,6 есе қалған;
– сұйық пен мұнай өндіру жобалықтан төмен;
– нақтылы ұңғы қорының төмендеуінің әсерінен;
– ағымдағы және жалпы іріктеу картасында игеру жағдайы көрсетілген.
Бастапқы қабат қысымы 14,1 МПа –дан 17,3 МПа –ға дейін өзгерген және
орташа есеппен 16,0 МПа –ді құрайды.
Сұйықтың шығым анализін көрсеткендей, игерудің бірнеше жылдарында
шығымдар жоспарлық мәннен жоғары,1996 жылдан бастап сұйықтың нақтылы шығымы
жобалықмәннен төмендейді.
Жылдар бойынша мұнай шығымының өзгеру динамикасынан көрініп тұрғандай,
1994 жылдан 1997 жылға дейін жобаланғанға қарағанда нақтылы шығым өсуі 1,5
есе көп болды.
1999 жылдан бастап сұйық таңдамасының күрт төмендеуі байқалады.
2007 жылыағымдағы қабат қысымы фонтанды ұңғы бойынша 11,9 МПа (№ 61
ұңғы ), механикалық қор бойынша 9,4 МПа –дан (№18а ұңғы ) 14,0 МПа–ға дейін
(№32 ұңғы ), орта есеппен 11,76 МПа –ды құрайды.
Қабат қысымының динамикасынан көрінетіндей , игеру уақыты кезінде
бастапқы қабат қысымы (1979 ж. 160 атм ) 32 атм – ға дейін төмендеді.
Қабат қысымының күрт төмендеуі фонтанды ұңғыларды іріктеу зонасында
белгіленді.
Жыл бойынша қабат қысымының өзгеруі бірдей емес. Бастапқыда жылына
төмендеу 10-14 атм. Шегінде байқалады.
Ең көп төмендеу 2001 жылы белгіленген, кейін орташа мәннің өсуі
байқалады, ол негізгі блокта ҚҚҰ жүйесін енгізуді бастаумен байланысты.
Қанығу қысымы 93,3 –тен 115атм-қа дейін өзгереді. Орташа мәні 104 атм-
ты құрайды.
Жеке ұңғылардың берілгендері бойынша түп қысымының орташа мәні 1995
жылы 120атм –дан 1999 жылы 76,5 атм-қа өзгерген. 2003 жылы орташа түп
қысымы 97,3 атм – ны құрайды.
Қабаттағы қысымды сақтау уақытында ұйымдастырылмағандықтан бастапқы
кезде кенорында игеру табиғи режимде жүргізілді, осыдан кейін салқын су
айдалды, бірақ көлемі жобада қаралған көлемнен әлдеқайда аз болды, Осының
салдарынан 1970-1971 жылдары қабат қысымы мұнай өндіретін өнімділік
қабаттарында 1.0-2.8мПа-дейін төмендеген, мұнай өндіретін ұңғымаларда
түптік қысым 55-65% мұнай газбен қаныққан қысымды құрайды. Осының
нәтижесінде еріген газ үлкен газ зоналары пайда болды, негізінен мұнайдың
күмбез кенішінде. Бастапқы мәліметтер көбейген сайын қосымша шешімдер
қабылданып отырылды. олар өнімділік қабаттар жүйесінің жақсаруына
бағытталған.
2.1.1-кесте
Қисымбай кен орны игерудің технологиялық көрсеткіштерінің негізгі
динамикасы
Жылдар
Көрсеткіштер
1969 1973 1983 1988 1998 2001 2005
Р=Ртүп(j-7,675·17,675·15,675·1 4,675·13,675·12,675·11,675·10
1) 06 06 06 06 06 06 6
1078 1001,53925,072848,608772,14469 5,61 618,864
6
КПД құрылысы кезіндегі қүбырлар тізбегін (СКЌ) (жоғарыдан төмен) және сорап
шығысындағы қысымды анықтау.
Сорап қабылдауындағы қысым мынаған тең.
Ркелт 0,2÷0,3 Рнас (2.2)
Ркелт = 1,225·106 Па
А.А.Адонин диаграммасы бойынша Q=60 м3тәу, L=592 м, D=68 мм диаметрі
1200 м. Онда салынбайтын НСН2 сорабын қабылдаймыз.
НСН2-68 сорабын dу=89 мм СКҚ-ға түсіреміз. (ішкі диаметрі dі=0,076м,
сыртқы диаметрі dс=0,089 м) штангілі 2ОНМ маркілі болат аламыз. Екі сатылы
штангі тізбегінің конструкциясы.
Жоғарғы саты d1=25 мм
l1= (21 штангі ұзындығы 8 м)
Төменгі саты d2=22 мм (ұзындығы
l 2= (28 штангі ұзындығы 8 м)
Газ айырғыш коэффициентін анықтаймыз.
(2.3)
одан βв 0,5
мұнда Ркн – сорап қорабының диаметрі (НСН-68 үшін Ркн =0,107 м);
σс = 0,184.
Құбырлық газды фактор
Gо.қүбыр=d·Рорт.і+
Барлық мәліметтерді сорап қабылданған 6-шы бөлімшеден аламыз.
Құбырлық қаныққан қысым.
Рнас.үйк=
Аусақтағы соңғы қысымды қабылдаймыз (Р1-төменгі, Р11-жоғарғы). 2.2.2
кестеде келтірілген.
2.2.2-кесте
Аусақтағы соңғы қысым
1 2 3 4 5 6 7
Р1=Ру+і∆Р 1,65 2,3 2,95 3,6 4,25 4,6 5,55
Р11=Ру+(і+1)∆Р 1 1,65 2,3 2,95 3,6 4,25 4,9
1-6 бөлімшедегі орташа және келтірілген қысым мен газдың сығылу
коэффициентін анықтаймыз.
Рорт=
Ркелт=
Z=1-2,323·10-2(8-
Ркелт)Ркелт=0,957;0,957;0,896;0,931 ;0,851;0,830;0,810.
1-6 бөлімдегі бөліктегі газдың шығымы мен тығыздығын орташа динамикалық
жағдайда анықтаймыз.
Рг=Рго·15,795; 26,418; 42,814; 54,823; 67,402; 80,552 кгм3
V=(Go-α·Pорт) ·qн·1,083·10-3; 0,602·10-3; 0,332·10-3;
0,238·10-3; 0,176·10-3м3с
1-6 бөлім бойынша сұйық-газ шекараларының созылуын үстіртін анықтаймыз.
σж==63,0438·10-3; 62,111·10-3; 60,779·10-3;
59,876·10-3; 58,986·10-3; 58,110·10-3нм
Сақиналы кеңістіктің эквивалентті диаметрін анықтаймыз.
немесе
мұнда dорт – штангілі тізбектің орташа диаметрі;
Газдың критикалық шығынын анықтаймыз.
vкр = 1,75·d2,5+1,25·q=2,886·10-3м3с
1-6 бөлімшедегі буға қаныққандық ағынын анықтаймыз.
1-6 бөлімшесіндегі қозғалысын шығынын анықтаймыз. Қосымша табамыз.
1,742·10-3; 1,735·10-3; 1,732·10-3; 1,730·10-3; 1,729·10-3 нм.
1-6 бөлімшелерінің ұзындықтарын анықтаймыз.
Δl=P1-P11 (2.4)
32,263; 102,399; 90,506; 86,439 м
N=N нүктесіне кесте (2.2.3) қүрамыз.
2.2.3-кесте
N=N нүкте кестесі
Р=Ру+(і-1)∆Р 1,65 2,3 2,95 3,6 4,25 4,9
32,263 134,662 225,168 311,607 395,258 473,798
7-бөлімшенің ұзындығын өлшейміз (бір фазалы сұйық үшін)
мұнда ρ1- сұйық тығыздығы;
ρ1= ρн(1-Ув)+ ρв· Ув=983,268 кгм
мұнда Ув- су ағыны;
Сбр- өлшемсіз жылдамдық
Со- 0,12÷0,15 ағындағы су тамшысының жылдамдығы.
С=СКҚ мен штангі тізбегі аралығындағы сақиналы кеңістіктегі сұйық
қозғалысының жылдамдығы.
V1- сұйықтың кинематикалық түтқырлығы
8-ші нүктеге график саламыз. Бұл нүктенің координаттары:
l=473,798+67,314=541,112 м
Штангілі сорап мұнай өндірісінде ең көп тараған қондырғы. Қондырғы
плунжерлі сораптан, теңселме станоктан, плунжерлі теңселме станокпен
байланыстырып түратын штангілер тізбегінен және ұңғы ішіне құйылған сұйыќты
жер бетіне шығаратын (сорапты компрессорлы құбырлар) қүбырлар тізбегінен
түрады. Электроқозғалтқыш редуктор осіне орнатылған кривошиптің айналуына
қызмет етеді және одан әрі балансир шатунның көмегімен арқанды алқа арқылы
балансирдің басына ілінген штангілер тізбегінің тік бағытта жоғарылы-төмен
жүріс қозғалысын тудырады. Плунжердің жоғары қарай жүрісі кезінде айдау
клапоны жабылады да, плунжер үстіндегі сұйыќ оның жүріс үзындығы бойымен
жоғары көтеріліп үш жақты қүбыр арқылы жинау торабына түседі. Сораптың
сорғыш клапаны ашылады да, скважинадағы сұйық сораптың цилиндріне құйылады.
Плунжер мен штангінің төмен қарай жүрісі кезінде сорғыш клапаны
жабылады да, сұйыќ бағанасының әсері қүбырларға беріледі. Бұл кезде айдау
клапаны ашылады да скважинадаағы өнім плунжер үстіндегі кеңістікке қарай
соғады.
Одан әрі жоғары қарай плунжер жүрісінің жаңа циклі басталады.
Штангіні арқанды алқамен жалғастыратын жылтыратылған штоктың жоғары-
төмен жүріс қозғалысы кезінде саға арматурасын саңылаусыздандыру
(герметизациялау) үшін сальник қарастырылған. Станоктағы күштердің
теңсіздігін реттеу үшін тербелмелі – станок балансирлі және роторлы
нүктемен теңгеріледі.
Штангілі сорапты қондырғының кемшілігі міндетті түрде тербелмелі
–станоктың мықты, берік болуы керек. Себебі жоғары- төмен кезінде инерция
күштері пайда болады.
Штангілер - ұзындығы 1 метрден 8 метрге дейін жетеді. Диаметрі: 12,
16, 19, 22, 25 мм аяқ жақтары квадратты қималы қалыңдатылған бастары бар,
дөңгелек қималы стержендерден тұрады. Олар муфталар көмегімен жалғанады.
Штангілерді түрақсыз күштер едәуір жер өтетін корозиялық ортада
пайдаланатындықтан оларды термоөңдеуден және беттік керілу әдістерін
қолдана отырып беріктігі жоғары болаттардан дайындайды.
Плунжер ұзындығы 1200мм болса, онда оны 1500м тереңдікте қолданамыз.
1500-2000м-ден қолданылады.
2.2.4-кесте
Плунжер диаметрі және плунжердің жүру ұзындығы.
Плунжер диаметрі, мм Плунжердің жүру ұзындығы, м
28 3,5
32 3,5
38 6
43 6
55 6
68 4,5
93 4,5
Кәсіпшілікте өлшемдері мен конструкциясы әр түрлі сораптар
қолданылады. Неғұрлым кең тараған сораптың екі түрі салынбайтын және
салынатын сораптар.
Олардың негізгі ерекшеліктері мынадай:
Салынбайтын сораптың цилиндрін скважинаға сорапты компрессорлы
қүбырмен түсірсе, ал клапандар мен плунжер штангімен түсіріледі. Цилиндрді
жоғарыға шығару үшін барлық жабдықтарды көтеру қажет (штангіні клапандармен
плунжер және сорапты қүбырды). Бұл сораптың цилиндрінің диаметрі 28-ден 68
мм дейін.
Салынатын сораптың цилиндрлі (плунжермен, клапандармен бірге жиналып)
скважинаға штангі арқылы түсіріледі және сол сияқты жиналған түрде штангіні
жоғарыға шығарады (құбыр орнында қалады).
Бұл сораптар тұтќырлығы жоғары мұнайды шығару үшін қолданады.
Кейбір сораптар өнім құрамында құмы мен суы көп сұйықтықта сораптар,
НСВД, НСВГ сияқты сораптар Азербайжан МГӨБ-ында кеңінен пайдаланылады. Осы
сораптар цилиндрге қүмның түсуін алдын алады. Цилиндрмен плунжер арасында
пластикалық сұйық болады. Сол пластикалық сұйық саңылауды бітеп өнімнің
өтіп кетуін алдын алады.Ұңғыда фонтан болмауы немесе тоқтауы ұңғыны
пайдаланудың басқа да әдістерін қолдануға мәжбүр етеді. Ең көп тараған
әдістердің бірі, бұл – мұнайды штангілі сораппен өңдіру.
Ұңғы штангілі сорапты қондырғы (ШСНУ) құрамы. Ұңғы штангілі сорапты
қондырғы мынадай жабдықтардан тұрады:
– жер үсті жабдықтары: теңселмелі – станок, саға жабдығы;
– жер асты жабдықтары: сорапты компрессорлы құбыр, сорап штангілері,
штангілі сорап (ШГН) және асқынған жағдайда қондырғының жұмысың
жақсартатың әртүрлі қорғау құрылғылары.
Теңселмелі – станоктарды фундаментке (іргетас) орнатылады, оның
негізгі элементтері: тірек балансирімен, екі кривошип екі шатунымен,
редуктор, сына қойысты беріліс, электрокозғалтқыш, басқару блогі және
тежеу рычагі.
Балансир – балансир басынан және шетінен тұрады. Балансир шеті
кривошиппен шатунның көмегімен жалғанады, шатунның екі жағында под-
шипниктері бар.
Кривошиптің қарсы салмағы бар, келесі жағымен редукторға бекітілген.
Редуктор электроқозғалтқышпен қорғаныс кожухы бар сынақайысты беріліспен
жалғастырылған. Электроқозғалтқыш ұңғы терендігіне сәйкес қуатпен
қондырылады.
Жоғарыда айтқандай балансир басы жылтырлатылған (полированный) штокпен
арқан алқасы көмегімен жалғанады. Шток саға жабдығымен байла-нысып жатыр
және сағадан мұнай ақпау үшін саға сальнигімен бірге саңы-
лаусыздандырылады. Шток сорап штангілерімен муфта арқылы жалғанады.
Плунжер цилиндрде орналасқан, плунжерге айдау клапаны бар. Цилиндр
плунжерімен және оның барлық клапандарымен цилиндрдің төменгі бөлегінде
сору клапаны орналасады. Сорап сорапты компрессорлы құбырға бегітіледі,
және жөндеу кезінде сорапты компрессорлы құбырымен бірге шығарады.
Электроқозғалтқыш сына қайысты беріліс және редуктор арқылы екі
салмақты кривошипті айналмалы қозғалысқа келтіреді, содан соң бұл қозға-
лыс тірекке бегітілген белдік осімен тербелетін балансирге ілгері –
кейінінді қозғалыс ретінде берімді. Балансир өз қозғалысын штангілерге,
штангіден плунжерге беріледі.
2.2.2. Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және
олармен күрес.
Парафин шөгінділерінің түзілудің бастапқы сатысында олармен күресу
ингибиторлық қорғау көмегімен жүргізілді.
Бетттік әрекеттік қасиеттері бар парафин шөгінділерінің ингибиторы
кристалдану басына әсер етеді, кристалдану фазасын тұрақтандырады және
асфальтты - парафиншайырлы заттарда шөгінделуінің алдын алады.
Ингибиторларды өндірістік қолдану туралы сұрақты шешу мақсатында
лабораториялық жағдайда келесі парафиншөгінділерінің ингибиторларын қолдану
ұсынылды: СНПХ - 7215, СНПХ - 7401, СНПХ - 7410.
2.2.5-кесте
Ингибиторлардың технологиялық тиімділігін анықтау нәтижелері
№ Ингибитор
20% 30-30% 30-40% 40-50% 50-70%
Салқын 112 56 65 11 46
конденсат
Ыстық 112 80 67 20,6 30
конденсат
Жер асты жабдығын тазалау жэне көмірсутек ерітінділерімен түп аймағын
өңдеу АСПТ шөгінділерінен мұнай өндіру кәсіпшіліктері желілерін
сенімді қорғау және шығыс линияларындағы скважиналардың тазалау
аралық мерзімін ұлғайтуға мүмкіндік береді.
Парафин шөгінділерімен күрделенген шарттарда жұмыс жасайтын ұңғылар
қорын анықтау үшін ЖАЖ жүргізген кездегі жер асты жабдығын тексеру,
динамометрлеу, сондай-ақ газды бензинмен өңдеу (ГБӨ), пентан - генсанды
фракциямен (ПГФ) өңдеу арқылы шөгінділермен күресуге бағытталған
профилактиқалық шаралар нәтижелері талданды.
ПГФ қолдану тиімділігін толықтай талдауға өңдеу нәтижелерінің
жеткіліқсіздігінен мүмкіндік болмай отыр. ПГФ тиімділігі туралы сұрақты
шешу үшін ЖАЖ жүргізу кезіндегі 4412, 1086 ұңғылардың СКҚ-нан іріктелген
сынамалардың компонента құрамы анықталды.
Кестеде көрсетілген зерттеулер нәтижелері көрсеткендей, 4412,1086
ұңғыларда іріктелген шөгінділер ерудің жоғары температурасына ие. Оларды
асфальтендер құрайды.
2.2.8-кесте
ПГФ-ның ерігіштік қабілеттілігі
Іріктеу ГКЛ, Шөгінділер құрамы %
орны °С
1 сағ 2 сағ 3 сағ 6 сағ
4412ұңғ-сы ГБ 50,0 90,0 93,3 100
ПГФ 66,0 93,3 100
1086ұңғ-сы ГБ 56,7 76,6 86,7 93,6
ПГФ 73,3 90 100
Тұз шөгінділерімен күресу бойынша шаралар талдауы
Қисымбай кен орнының суларына игерудің бастапқы сатысында
лабораториялық жағдайларда тұз шөгінділерімен күресу үшін әр түрлі шетел
фирмаларының ингибиторларын қолдану ұсынылды:
SP-203, SP-178, корексит-7647, сондай-ақ отандық өндіріс негізіндегі
ДПФ-1, СНПХ-5301 композициялары мен химиялық өнімдері. Ингибиторлық
қорғаныс келесі құжаттарға сәйкес жүргізілді:
-СТО-06-031-82 Тұз шөгінділерінің ингибиторлары Маңғышлақ
кенорындарында қолдану технологиясы.
-РД 39-23-1141-84 Тұз шөгінділерінің ингибитбрларын СНПХ-5301
қолдану технологиясы бойынша нұсқау.
1995 жылдың басында гидрохимиялық зерттеулер мәліметтері бойынша
ингибиторлық қорғанысқа ұсынылған ұңғылар тізімі құрылды. Белгіленген
тізімге 301 ұңғы енді.
МГӨБ-ді арнайы техника және реагенттермен жеткіліксіз қамтамасыз етуге
байланысты 1995 жылы 99 ұңғы өңделді. Объектілерде бұл қор ұңғылардың
әрекетті қорының 31%-ін құрады.
Ингибиторлық қорғаныс ұңғылардың әрекетті қорының 24%-ін қамтыды, яғни
тәжірибе жүзінде ингибиторлық қорғаныс жүргізілген жоқ.
1996 жылдан бастап, Ессо Кемики фирмасының коррексит-7647
ингибиторын сынау мұнайды өндіру, жинау және дайындау кезінде неорганикалық
тұздар шөгінділерінің алдын алу үшін басталды.
Ингибиторларды енгізу ең көп суланған ұңғылар шлейфтерінде үздіксіз
жүргізілді.
Соңғы үш айда мұнай кәсіпшілік жабдық жұмысының нашарлауы байқалмаған.
Тұз шөгінділерімен күрделенген шарттарда жұмыс жасайтын скважиналар
қорын анықтау үшін шөгінділерді жоюға бағытталған химиялық өңдеулер мен жер
асты жөндеу жүргізу бойынша өндірістік мәліметтер талданды.
Жүргізілген талдау нәтижесінде байқалғандай, 2-3 ай сайын
қиыншылықтарға ұшыраған топтық қондырғыларда (3,8,92) өлшеу қондырғыларын
тазалау және жер үсті жабдықтарын ауыстыру жүргізілді.
ТҚ-3 жер үсті жабдықтарының сынамаларын алып шөгінді құрамы анықталды
2.2.10-кесте
Шөгінділердің химиялық құрамы
ТҚ-3 Мұнай өнімдері NaCl
Полиуретанды КИП-Д клейі 1 -
Қысым астындағы цементаж 1 100
Тампонажды кұрам 2 100
Тұтқырлықты құрам
Рецептура Гипровостока 16 84.6
БКҒЗИ рецептурась 49 54.0
Гипровосток әдісі бойынша жоғары тұтқырлықты
құрамды (ЖТҚ) айдау
2.2.12-кесте
Айдалатын құрам рецептурасы
Атауы 1 м3 көлемі (литр)
Техникалық БӘЗ-дың 2%-тік суды ерітіндісі 960
Техникалық формалин 20
Смоланың сулы ерітіндісі (7.5-10%) 20
Жоғары тұтқырлықты құрамды айдау технологиясы екі нұсқамен орындалады.
Бірінші нұсқа қабатқа техникалық сумен ығыстыру композицияларын
айдауды қарастырады.
Екінші нұсқа ЖТҚ-ды айдағаннан қейін қысым астында цементаж
жүргізіледі. Гипровостоқ әдісі бойынша ЖТҚ-ды айдау 16 ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz