Ұңғымалар қорын пайдалану коэффициенті
АҢДАТПА
Осы дипломдық жобада өзен кен орнының игеру жағдайы, кен орының
негізгі технологиялық көрсеткіштері, ұңғыларды пайдалану тәсілдері
қарастырылған.
Бұл жоба он бөлімнен тұрады: кен орынның геологиялық-физикалық
сипаттамасы, игеру объектісін таңдау, игеруді жобалау үшін геологиялық-
кәсіпшіліктік және техникалы-экономикалық негіздемісін дайындау, игеру
нұсқаларының технологиялық және технико-экономикалық көрсеткіштері, мұнай
және газды өндірудің техникасы мен технологиясы, экономика, игеріліп жатқан
қабатты және ұңғыманың пайдалану жағдайы мен оның жабдықтарын бақылау,
еңбекті қорғау, қоршаған ортаны қорғау, ғылыми бөлім.
Техника – технологиялық бөлімде әрқайсысы жеке игеру обьектісі
болып табылатын XІІІ – XVІІІ горизонтарға сипаттама берілген.
Блоктап су айдау кезіндегі кезінде қауіпті факторлар талданып,
қауіпсіздік шаралары талданған. Сонымен қатар қоршаған ортаның жағдайы
қарастырылған.
АННОТАЦИЯ
В данном дипломном проекте приведено состояние разработки
месторождения Узень, основные технологические показатели разработки
месторождения и способы эксплуатации скважин.
Данный проект состоит из десяти частей: геолого-физическая
характеристика месторождения, выбор объекта разработки, подготовка геолого-
промысловой и технико-экономической основы для проектирования разработки,
технологические и технико-экономические показатели вариантов разработки,
техника и технология добычи нефти и газа, экономическая часть, контроль за
разработкой пластов состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного
оборудования, охрана труда, охрана окружающей среды, научная часть.
В технико-технологической части дана характеристика XIII – XVIII
горизонтов, каждый из которых является самостоятельным объектом разработки.
Рассмотрены опасные факторы и техника безопасности при закачки воды.
А также рассмотрено меры защите экологии и окружающей среды.
ANNOTATION
The condition of exploring Uzen oil field and main technological dates
are considered in given diploma project.
The project consists of ten parts: geological and physical
characterization field, choice of the object of the development,
preparation geological production and technical and economical foundation
to designing the development, technological and economical indices version
development, technology of the mining to oils and gas, economical part,
checking for development layer by status and exploitation of the well and
wells equipment, protection of labour, guard environment, experiment part.
In tehnico-tehnological part given characteristic XIII – XVIII
horizonts, which every one is exsplotation object.
The basic question of diplom project is apply BKNC for support
horizonts pressure .
In the part of protection environment consider, the dangerous
factors and environment are considered also in this work.
Мазмұны
Кіріспе
1 Кен орынның геологиялы-физикалық сипаттамасы
... ... ... ... ... ... ... .13
1.1 Геологиялық құрылымның
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..13
1.2 Өнімді объектілердің қалыңдығының , коллекторлық қасиеттерінің
сипаттамасы және олардың біртексіздігі
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 17
3. Коллекторларды бөлу
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... .18
4. Кеуектілік коэффициентін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...19
5. Мұнайға қанығушылық коэффициентін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... 21
6. Өткізгіштікті
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... .21
7. Мұнай,газ және судың қасиеті мен
құрамы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... .23
8. Физикалы-гидродинамикалық
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .23
9. Мұнай мен газдың
қорлары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... 24
2. Игеру объектісін
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ...25
2.1 Есептеу әдістемесін таңдау және
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...25
2.2 МКОИ
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... 34
2.3 ЭЕМ
қолдану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ..37
3 Игеруді жобалау үшін геологиялы-кәсіпшіліктік және техникалы-экономикалық
негіздемесін
дайындау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .39
3.1 Ұңғылар мен қабаттарды гидродинамикалық зерттеу нәтижелерін
талдау және олардың өнімділігі мен режимдерінің сипаттамасы
... ... ... ... ...39
3.2 Игерудің ағымдағы жағдайы және мұнайды өндіру көлемін ұлғайту
әдістерінің қолданылу
тиімділігі ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...44
3.2.1 Ұңғылар қорының құрылымы және олардың ағымдағы шығымын, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін, өнім алу аймағындағы қабат қысымының
өзгерісін
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... .50
3.2.2 Қабаттан мұнай қорын алуды
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... .54
3.2.3 Жүзеге асырылып жатқан игеру жобасының тиімділігін
талдау ... ... ..59
3.3 Қабаттың геологиялы-физикалық моделдерінің қабыданған
есебін
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...60
3.3.1 Игерудің технологиялы көрсеткіштерінің есебі үшін қабылданған
қабаттардың есептік модельдерін және олардың геологиялы-физикалық
сипаттамаларын
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... .61
3.4 Пайдалану объектілерін бөлуді айқындау және игерудің есептік
вариантын
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... 63
3.4.1. Қабаттың геологиялы-физикалық сипаттамасы бойынша пайдалану
объектілерін бөлуді
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ...63
3.4.2 Игерудің есептелген варианттарының және олардың
көрсеткіштерін
айқындау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... 66
3.4.3 Қабатқа әсер етуге арналған жұмыс агенттерін
анықтау(дәлелдеу) ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...74
3.4.4 Игерудің технико-экономикалық көрсеткіштерін болжаудың қабылданған
әдістемесін
айқындау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
.76
3.4.5 Ығыстыру процесімен қамтуды және резервтегі ұңғылар
санын
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ..7 8
3.4.6 Кен орнына ұңғыларды
орналастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 80
4. Игеру варианттарының технологиялық және техника-экономикалық
көрсеткіштері ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .82
4.1. Ұңғыны орналастыру үшін шекті қабат қалыңдығын және алынатын қорды
игеру мерзімін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 82
4.2 Игеру варианттарының технологиялық
көрсеткіштері ... ... ... ... ... .. ...83
4.3 Игеру варианттарының экономикалық
көрсеткіштері ... ... ... ... ... .. ... .89
4.4 Жер қойнауынан мұнай алудың есептік коэффициенттерін
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .93
5. Мұнайды және газды өндірудің техникасы мен технологиясы ... ... ... .95
5.1 Ұңғыны пайдаланудың ұсынылған тәсілдерін және ұңғының саға және жер
асты жабдықтарын таңдауды дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 95
5.1.1 Ұңғыны фонтанды
пайдалану ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 95
5.1.2 Ұңғыны механикалық
пайдалану ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .96
5.1.3. Кен орындағы қондырғылардың жұмысын
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ..98
5.2 Ұңғыны пайдалану кезіндегі кездесетін қиыншылықтардың алдын-алу және
олармен күресу
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...99
5.2.1 Парафин шөгінділермен күресу және алдын алу
шаралары ... ... ... ... .99
5.2.2 Тұзды шөгінділермен күресу және алдын алу
шаралары ... ... ... ... ...101
5.3 Ұңғылар өнімінің кәсіптік дайындалуына және жинау жүйесіне қойылатын
талаптар мен
ұсыныстар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
4
5.3.1 Ұңғы өнімін кәсіптік жинау жүйесінің қазіргі
жағдайы ... ... ... ... ... .105
5.4 Қабат қысымын ұстау мақсатында қолданылатын қабатқа су айдау
жүйелері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .108
5.4.1 Өзен кен орнында қабаттық қысымды ұстай мақсатында блоктап су айдау
жүйесін қолдануды
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
.113
5.4.2 Қабат қысымын ұстау жұйесіне және айдау үшін қолданылатын судың
сапасына қойылатын талаптар мен
ұсыныстар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ...115
5.5Мұнайбергіштікті ұлғайту әдістерін қолдану кезінде қабатқа жұмыс
агенттерін айдаудың және дайындаудың технологиясы мен техникасына қойылатын
талаптар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... 118
5.5.1 Жұмыс агентін дайындаудың технологиялық құрылымын салыстырмалы
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...119
6. Экономикалық бөлім
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...120
6.1Кенорында блоктап су айдау жүйесін қолдану кезіндегі жылдық шығындардың
есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ..120
6.1.1 Амортизация
есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... 120
6.1.2 Жылдық өндірілген мұнай көлемін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 121
6.1.3 Жылдық энергетикалық
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 122
6.1.4 Қосымша материалдарға кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 122
6.1.5 Мұнайды жинауға, тасымалдауға және технологиялық
дайындауға кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...123
6.1.6 Қабатқа әсер етуге кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 123
6.1.7 Еңбек ақы қорының
есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
123
6.1.8 Әлеуметтік сақтандыру
төлемдері ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ...124
6.1.9 Жөндеуге кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 12
4
6.1.10 Үстеме
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... 125
6.1.11 Роялти
сомасы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...125
6.1.12 Айдалатын су шығындары
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 126
6.1.13 Жалпы жылдық өндірістік
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...126
6.1.14 Өзіндік құн
үлесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... .127
6.1.15 Блоктап су айдау жүйесін енгізудегі экономикалық тиімділікті
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..127
7 Игеріліп жатқан қабатты және ұңғының пайдалану жағдайын және оның
жабдықтарын
бақылау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... .129
7.1 Кен орнын игеруді бақылау
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 129
7.2 Кен орнын игеру процесін
реттеу ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... 130
8 Еңбекті қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ..132
8.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды
талдау ... ... ... ... ... ... ...13 2
8.2 Қорғану
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... .133
8.2.1 Техника
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... .133
8.2.2 Өндірістік
санитария ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... .136
8.2.3 Өрт-жарылыс
қауіпзіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 140
9 Қоршаған ортаны қорғау
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
..145
9.1 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық
құжаттар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... .145
9.2 Мекемелерде қоршаған ортаға байланысты қысқаша мәліметтер ... ... ...145
9.3 Атмосфералық ауаны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
...148
9.3.1 Атмосфералық ауаны ластаушы көздердің болуын талдау. Олардың
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..148
9.3.2 Ластаушы заттардың сандық көрсеткіштері
т.ж ... ... ... ... ... ... ... ... ... .150
9.3.3.Атмосфераға шығарылатын зиянды қалдықтарды азайту шаралары ... 152
9.4 Су ресурстарын
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ...153
9.4.1 Суды тұтыну. Өндірістік ағынды сулардың көлемі, олардың құрамы және
ағынды суды
тазалау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... .154
9.5 Жер ресурстарын
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... .155
9.5.1 Жер ресурстарының жағдайы туралы жалпы мәлімет және жердің бүлінуін
алдын алу
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 156
9.6 Жануарлар мен өсімдіктер әлемін
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ..160
9.6.1 Флора мен фаунаның жағдайы туралы жалпы
мәлімет ... ... ... ... ... ... ..16 1
9.7 Кәсіпшілік
қалдықтар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... .162
9.7.1 Қалдық көлемі, қалдыктарды жою шаралары
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 162
9.8
Радиация ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ..163
10 Ғылыми бөлім
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... .164
Қорытынды
Әдебиеттер тізімі
КІРІСПЕ
Қазақстан Республикасы үшін ең басты экономикалық мәселе
материалдық – техникалық базаны жасаудың маңызды бөлігі ауыр
индустрияға тиесілі, және оның ішінде алдымен энергетика, қара
металлургия, мұнай, газ, химия және мұнайхимия өнеркәсіптері, машина
жасау.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде – бір саласы
мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды.
Мұнай мен газдың мұнайхимия өндірістерде шикізат ретінде
қолданудың өсуіне байланысты мұнай мен газ өнеркәсібінің ары қарай
жетілуі қарастырылған.
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін
қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың техникалық
жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін арттырудың қазіргі
жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік технологиялық
процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Бұл дипломдық жобада Қазақстан республикасының Манғыстау облысында
Қарақия ауданының аумағында орналасқан Өзен мұнай-газ кен орны
қарастырылған.
Дипломдық жобада негізгі қарастырылатын мәселер, қабат қысымын ұстау
мақсатында қабатқа блоктап су айдау жүйесі қарастырылған. Кенорын бойынша
қабатқа су айдау технологиялары және айдалатын агент, су көздері
қарастырылған. Қарастырылатын объект негізіне 3а блоктың 13 горизонты
қабылданған. Су айдаушы 3а БШСС және оның жұмыс технологиясы мысалға
алынған.
1. Кен орынның геологиялы-физикалық сипаттамасы
1. Геологиялық құрылымның сипаттамасы
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен 3600 м
шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрлымында триас, юра,
бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын алады. Олардың былай
белгіленуі скважина үлгітастарын зерттегенде алынған палеонтологиялық
мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен
салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы
шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде
микрофауна мен т. б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр. Өзен кен орнының
мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділері байланысты. Кен орнының
геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне қарасты 26 құмды
горизонттары анықталған. І-ХІІ горизонттар (жоғарыдан төмен қарай) жасы бор-
газды, XIII-XVIII горизонттар - жоғарғы және орта юра - кен орнының негізгі
мұнай - газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі юраның XIX - XXIV
горизонттары мұнайгазды.
Пермь - триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне жыныстары
болып табылады.
Пермь - триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т) шөгінділері
қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын алады. Бұл
шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалындығы 440 метрге жетеді, жабынында
шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды
туфтар қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар,
алевролиттердің біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл шөгінділері
жалпы қалыңдығы 1500 – 1600 м болатын біртұтас оңтүстік Маңғыстау
тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта
және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300 м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта
түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері қоспасымен
бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл сұр алевролиттерге
немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды - кремнийлі.
Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар әдетте аргиллитке ұқсас
және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар, алевролиттер мен саздардың
алмасуы негізінен қиғаш қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек
тәрізді құрлымы дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт
өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120 - 130 м.
Төменгі юра қимасында XXIV-XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан ең
ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу өнімді
горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз байланысты. Орта
юрада жалпы қалыңдылығы 700 м аален, байос және бат яру стары айқындалады.
Аален ярусы (J2а)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды - галькалы жыныстардан
құралған және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы
мүмкін. Ярустың қимасында сұр және коңыр әртүрлі түйіршікті құмтастар
басым, олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең жайылған. Кейде
соңғылары гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен гравелиттерінің
цементі негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады.
Біршама көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ
галькалы конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте, сұр, қарасұр, кейде
қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос ярусының
шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар алевролиттер мен
саздардан құралған континентальды фациялармен белгіленді. Байос ярусы
қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті жыныстар жоғарғы
бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы 500 - ден 520 м-ге
дейін өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі
подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470 м, және
саздар, құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың
қабатшалары алмасуымен көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа
қабаттармен қатталады. Құмтастар мен алевролиттердің түсі негізінен
сұр және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да болады. Сирек қарасұр
түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар көбіне қарасұр,
тіпті қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX, XIX,
XVIII және XVII горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр,
нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара
шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат
шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфод және кембридж ярустары
ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан сазды
қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары сұр, карасұр,
күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті.
Құмтастар мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және
қоңыр. Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XIV
горизонттың жоғарғы бөлігі мен XIII горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы 50-
135 м.
Оксфорд-Кембридж шөгінділері (J3O-km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-
карбонатты жабын ретінде. Ол саз-мергель жыныстарының біршама қалың
қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен әктастар жұқа
қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-Кембридж шөгінділерінің қалыңдығы
төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (К)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде
орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық ярустарымен орын
алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор шөгінділері үш
бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы терриген (альб,
сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярусттары. Төменгі бөлікке XII
горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге I, II, ІІІ, ІV, V, VI, VII,
VIII, IX, X және XI газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы
1100м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз
қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ)
Кайназой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген
шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты
жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 м. Неоген жүйесі тортон
және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат
ярусы - 80 -90 м.
Палеоген жүйесі (Р)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен
бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар түрінде. Олигоцен
бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың бірқалыпты қабаты түрінде.
Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері
түрінде кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен
әктастар қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен
саздардың астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы
115м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен
көрінеді. Шөгінділер қалыңдыгы 5-7 м.
1.2 Өнімді объектілердің қалыңдығының, коллекторлық қасиеттерінің
сипаттамасы және олардың біртексіздігі
13-18 горизонттарындағы өнімді қабаттардың қалыңдығы орташа 300м
құрайды.Бөлшектік корелляция арқылы өнімді қалыңдық 6 горизонтқа бөлінеді.
Бес горизонттың орташа қалыңдығы 40-55м шамасында болады, бірақ 14г. 65-75м
қалыңдықта өзгереді.
Горизонттар 5-10м қалыңдықтағы сазды бумуларға бөлінген. Кеніштің
жалпы қалыңдығы колектордың табаны және жабынына байланысты өлшенеді.
Орташа жалпы қалыңдықтар 10м ауқымды қамтиды, олар мына кеніштер: 14Б, 14В,
15Б, 16, 17Б, 18А. Мұнайлы аумақта мұнайгазға қанығушылық қалыңдығы
тиімді, ал сумұнай аумақта төменірек. 14Б, 161, 17Б кеніштері 10м жоғары
мұнайгазға қанығушылық қалыңдығына ие.
Құрылымдық түзілуі Petrel бағдарламасы бойынша орындалған, бұл 5692
ұңғымасының ГИС мәліметтері бойынша құрылған. Әрбір кеніш үшін келесі
карталар жасалады
- коллектордың таралу картасы;
- су-мұнай жапсар картасы;
- структуралық карта;
- коллектор қалыңдығының тиімділік картасы;
- коллектор қалыңдығының мұнайға қаныққан тиімділік картасы;
- мұнайгазға қаныққан және кеуектілік картасы.
1.3 Коллекторларды бөлу
Мұнай өнімінің горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): ХІІІ
горизонт – 27,5; XІV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVІ горизонт –
10,9; XVІІ горизонт – 5,7; XVІІІ горизонт – 1,7; Қумұрын күмбезі – 1,2;
Парсымұрын күмбезі 1,2. 80 жылдарда Қумұрын, Солтүстік-батыс және
Парсымұрын күмбездерінің өнімді горизонттары қарқындата бұрғыланды. Бұл
олардан мұнай өндірудің сәйкес 4, 66 және 58 %-ке өсуіне әсер етті. XІІІ-
XІV горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі. Олардан
өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64 %-ін құрайды. Кен орнында
горизонттар бойынша бір өндіру скважинасының орташа тәуліктік шығымы мұнай
бойынша 3.1-5,4 ттәулік, сұйықтық бойынша 6,7-15,8 ттәулік. XІІІ-XІV
горизонттар айдау скважиналары қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне
бөлінген. Тіпті бір горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық,
игерілген қорларымен және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану
дәрежесімен ерекшеленеді және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта
өзгереді. 1.01.97 ж. мұнай мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ,
кен орнынан мұнай негізінен механикалық тәсілмен (97 %) өндіріледі: терең
сорапты (ШТС) және газлифт. Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру
қорының 9,2 %-ін құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру
16,6 %, ал сұйықтық өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен
сұйықтық шығымының мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең сорапты
скважинадар шығымынан 3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын
этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы қоспасы
бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622 кгм3
шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы қалыңдықтар,
игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша анықталған.
1.4 Кеуектілік коэффициентін анықтау
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты. Бұл шаманы
толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар қолданылды.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша табылған
қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың геофизикалық
параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені
анықталды. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-әдіс көрсеткіштерімен
байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген
аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді
ары қарай қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын
механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға
түсірілді. Кейін ЭЕМ-да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі
және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар мен
көрсеткіштер анықталды.
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткішгіштіктің
орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты. Кестеде сондай-ақ
скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа
арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар
мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. Өнімді
горизонт ең аз қалыңдықпен сипатталады.
Ортаңғы горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар: ұсақ
түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен
мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалыңдығы 10-47,3
м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта және ірі түйіршікті құмтастар
аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар
түрінде. Біртекті құмтастар үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм2) шамасы
мен қабат коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1.6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм2 өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының жағдайын
талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш льб тұтас горизонттардағы жоғары
өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан
басқа, скважиналар бойынша жаңа қосымша материал мен геологиялық құрылымдар
алаң бойынша коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
Кесте 1.1 - Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m, %
XIII 21
XIV 22
XV, XVI 23
XVII, XVIII 24
1.5 Мұнайға қанығушылық коэффициентін анықтау
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты. Бұл
шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар қолданылады.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша табылған
қабаттар өткізгіштігі коэффициент мен бұл қабаттардың геофизикалық
параметірлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені
анықталады. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-әдіс көрсеткіштермен
байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген
аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді
ары қарай қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын
механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарга
түсірілді. Кейін ЭЕМ - да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі
және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар мен
көрсеткіштер анықталады.
Кесте 1.2 - Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелер
Горизонттар Кор, мкм2 Скв. Саны hм.ор., м
XIII 0,206 458 10,8
XIV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVI 0,207 311 18,4
XVII 0,76 96 23,4
XVIII 0,178 63 19,8
1.6 Өткізгіштікті анықтау
13-18горизонттағы барлық бумалардың коллекторлардың өнімді
өткізгіштігі өте кең ауқымда 0,001-ден 7,301 мкм аралығында өзгеріп
отырады. Ең үлкен өткізгіштің орташа мәні 13-гор-тың а және в
бумаларының өткізгіштің орташа мәні 0,582 және0,665 мкм, 16
горизонттың а және б бумаларында ең кіші мәні 0,047 және 0,080 мкм
өзгеріп отырады.
Robertson Resirch Internacional компаниясының мамандары керн
арқылы жарықшақтығы жоқ үлгінің арқылы өткізгіштігі мен кеуектілігі
анықталған. Қысымның өсуі үлгінің кеуектілігін мен өткізгіштің азаюына
әкеліп соғады. Үлгінің қысымы артқан сайын кеуектілігіне қарағанда
өткізгіштік артады.
1973-1979 жылдары Өзен кен орнында арнайы 8 бағалау ұңғымаларын
бұрғылау арқылы өнімді горизонттарының жыныс коллекторларының
бастапқы, ағымдағы және қалдық мұнайға қанығушылық туралы мәліметтер
алынды.
Жыныс коллекторының бастапқы мұнайға қанығушылық мәліметтері 1.3-
кестеде көрсетілен.
Қоры Өткізгіштік Үлгі Қалдық суға Бастапқы мұнайға
диапазоны, мкм2саны қанығушылықтықанығушылықтың
ң орташа мәніорташа мәні
Алынуы қиын 0,001-0,050 179 51,77 48,23
Активті 0,050-0,100 44 35,03 64,97
0,100-0,200 57 29,96 70,04
0,200-0,300 56 26,59 73,41
Жоғары 0,300-0,500 50 24,41 75,59
өнімділікті
0,500-1,200 35 23,98 76,02
более 1,200 44 23,98 76,02
Кесте 1.3 - 13-18 өнімді горизонттарының жыныс-коллекторларының
бастапқы мұнайға канығушылығы
1.7 Мұнай, газ және судың қасиеті мен құрамы
Өзен кен орнының қабат сулары химиялық құрамы бойынша екі топқа
бөлінеді: бірінші топ - бор, екінші топ -юра шөгінділерінің сулары.
Бор шөгінділерінің сулары негізінен сульфат-натрийлік түрге жатады
және минералдылығы 10 гл-ге дейін.
ХШ-ХХІП өнімді юра горизонттарының қабат сулары құрамы бойынша
біртекті хлоркальцийлік түрдегі, минералдылығы 130-170 гл тұздықтар
түрінде көрінеді. Сулар сульфатсыз, бромның өнеркәсіптік кұрамы 500 мгл,
йод -20 мгл және т.б. құнды компоненттер бар. Сулардың көлемдік газ
факторы 0,5-0,9 м3м3-тен аспайды және тек мұнан мен газ кеніштері
нұскалары маңында, сондай-ақ терең жатқан горизонттар суларында ол 1,0-1,2
м3м3-қа жетеді.
Суда еріген газ құрамының 80-90%-і метан, 4-8%-і ауыр көмірсутектер,
3,2-13%-і азот, 0,5-7,3%-і көмірқышқыл газ. Көмірсутек газы жоқ.
Қабат суларының орташа тығыздығы 1081 (XIII горизонт) – 1105 кгм3
(XXIV горизонт), қалыпты жағдайларда барлық горизонттар үшін орташа 1098
кгм3.
Қабат қысымы 11,4 мПа және температурасы 62°С-де минералдылығы 140
мгл су үшін анықталған физикалық шамалар:
тұтқырлық - 0,6 мПа-с, көлемдік коэффициенті - 1,015, сығымдылық
коэффициенті – 3,2 Па-1
1.8 Физика– гидродинамикалық сипаттамалар
Өзен кен орнында гранулярлық колекторлардың типі юра өнімді
қалындығында орналасқан 13-18 горизонттардың өндірістік өнімділігі
құмтастармен алевролиттермен тығыз байланысты.
Соңғы есептеулер бойынша өнімді жыныс коллекторларының
өткізгіштіктің төменгі шегі 0,001 мкм болып қабылданған. Кеуектіліктің
төменгі шегі 0,14 құрайды.
Өзен кен орнында әртүрлі горизонттарында мұнайды су арқылы алу
коэфийциентерді үлгіден керн алу арқылы анықтайды.
1.9 Мұнай мен газдың қорлары
Мұнай газ қорларын горизонттар бойынша қарайтын болсақ, мұнайдың
баланстық және алынатын қорлары:
- XIII горизонт бойынша 204 млн.тонна және 92 млн.тонна;
- XIV горизонт бойынша 450 млн.тонна және 203 млн.тонна;
- XV горизонт бойынша 140 млн.тонна және 63 млн.тонна;
- XVI горизонт бойынша 124 млн.тонна және 56 млн.тонна;
-XVII горизонт бойынша 98 млн.тонна және 44 млн.тонна;
-XVIII горизонт бойынша 30 млн.тонна және 13,5млн.тонна;
Мұнай қорын есептеу мына формула бойынша жүзеге асырылады:
Qбал = F · h · m · bн · rн · q
(1)
Qал = Qбал · h,
(2)
мұндағы Qал- алынатын мұнай қоры
Qбал – мұнайдың бастапқы балансты қоры, мың. т
F - мұнайгаздылық ауданы, м2;
h - мұнай қаныққан қабат қалыңдығы, м
m - ашық кеуектілік коэффициенті,
bн – мұнаймен қанығу коэффициенті,
rн – мұнайдың тығыздығы, кгм3;
q - қайта есептеу коэффициенті
h - мұнай беру коэффициенті
2 Игеру объектісін таңдау
2.1 Есептеу әдістемесін таңдау және дәлелдеу
Менің жұмысыма сәйкес блоктап су айдау жүйесін қарастырамыз. Бұл жүйе
бойынша кенорында ұңғымалар, кенорынның ені бойынша, яғни қиғаш бағытта
қатарластырылып, айдау және пайдалану ұңғымалары орналастырылады.
Практикада ұңғымалар бірқатарлы ,үшқатарлы, бесқатарлы схема бойынша
орналастырылып қолданылады. Бұл дегеніміз сәйкесінше кезектестіріліп, бір
қатар пайдалану ұңғымалары, бір қатар айдау ұңғымалары, үш қатар пайдалану
және бір қатар айдау ұңғымалары, бес қатар пайдалану бір қатар айдау
ұңғымалары орналастырылады. Бес қатардан аса пайдалану ұңғымалары әдетте
қолданылмайды, себебі, нұсқа сыртынан су айдау жүйесіндегідей, бұл кезде
мұнайлылық алаңының орта тұсына айдалған су жетпейді де, қабатқа су айдап,
әсер еткен білінбей қалады, нәтижесінде қабат қысымы түсіп сәйкесінше
игеру көрсеткіштері түседі. Сонымен кенорын блоктарға бөлініп, бір-біріне
тәуелсіз игеріледі.
Қабатқа айдалатын судың тиімділігі жоғары болу үшін, суды айдау
қысымы өте маңызды, сондықтан, су айдау қысымын табу жолын қарастырайық.
Су айдау қысымын анықтау үшін А.П.Крылов, М.М.Саттаров, Э.М.Тимашев,
Л.М.Меркулов көптеген еңбектері жазылған. Айтылған еңбектерде су айдаудың
тиімді қысымы, игеріліп жатқан кенорындардың технико-экономикалық
көрсеткіштерінен және технологиялық факторларынан алынып шығарылған.
Еліміздің көптеген кенорындарының мұнай қорлары, өткізгіштіктері төмен
қабаттарда жатыр, бұл мұнайды игеруге қиындық туғызады . Осыған
байланысты, қабатты жақсы игеру үшін және де қабатты толық қамтып,
мұнайды ығыстыру үшін айдау қысымын дұрыс таңдау қажет.
Бұл еңбекте көрсетілген, егер суды қысымды көтеріп айдасақ , онда
айдау ұңғымасынан суды қабылдап жатқан қабат, жаңадан ашылатын
аймақтарға байланысты суды көбірек қабылдап бастайды. Осыған байланысты
айдау қысымының жоғарғы технологиялық шегі деп, қысымның критикалық мәні
деп қабылдаймыз. Айдау қысымы осы мәнге жеткенде, су айдаумен
қабатты қамту коэфициенті максималды мәнге жетіп, осымен қатар
қабаттағы жарықшақтар кеңейіп және жаңадан жарықшақтар пайда болады.
Желтов.Ю.П. зертеулерінің нәтижелері көрсеткендей, айдау ұңғымалары
түп қысымы, тау жынысының шыдамдылығы немесе тиімді қаттылығынан
- асқанда, жаңадан жарықшақтар пайда болады, яғни
.
(2.1)
Егер, айдау ұңғымасының түп қысымы критикалық мәнге жетіп және
қабатты қамту коэффициенті максималды мәнге ие болса , онда былай
жазуға болады:
;
(2.2)
Қабаттың тиімді каттылығы мына формуламен анықталады:
(2.3)
мұндағы -айдау ұңғымасының түп қысымы ,МПа;
қысымның критикалық мәні, МПа ;
- тиімді тау жынысы қаттылығы , МПа;
тік тау жынысы қысымы, МПа;
және -қатты фазаның және тау жынысы
қаңқасының
сығымдылық коэффициенті; -қабаттық қысым,
МПа.
Айдау ұңғымасының түп қысымы мына формуламен табылады:
(2.4)
мұндағы айдау ұңғымасындағы түп қысымы, МПа;
айдау ұңғымасындағы қысым, МПа;
қабат тереңдігі, м ; сұйықтықтың тығыздығы,
кгм;
еркін түсу үдеуі , мс; үйкеліске
шығындалатын қысым;
Тік тау жынысы қысымы, ол жоғары жатқан тау жыныстардың
тығыздықтарының орташа мәніне және қабаттың тереңдігіне
Және еркін тусу үдеуіне байланысты табылады. Сонымен
(2.5)
Қабаттық қысым мына формуламен табылады :
(2.6)
(2.2) формуладағы шартқа байланысты және (2.3) және (2.4)
теңдіктерді теңестіріп (2.5) және (2.6) формулаларды ескеріп, су айдау
қысымын табатын формула алынады, және де бұл қысымда, су айдап қабатты
қамту коэффициенті максималды болады:
(2.7)
(2.7) формулаға сәйкес, су айдау қысымы көбіне, қабаттың және
сұйықтықтың физикалық қасиетіне, үйкеліске шығындалатын қысымға және
де басқа факторларға байланысты болады. Тау жынысы қаңқасының сығымдылық
коэффициентін, В.М.Добрынинның формуласымен табамыз:
(2.8)
мұндағы кеуектілік коэффициенті, қабат кеуектілігінің
сығымдылық коэффициенті; МПа
мына формуламен шығарылады
(2.9)
Қатты фазаның сығымдылық коэффициенті орташа есеппен
0,026*10МПа-ке тең.
Сорапты-компрессорлы құбырдағы сұйық қозғалысы кезінде кететін қысым
шығынын, құбырлы гидравлика курсының формуласымен есептейміз:
(2.10)
мұндағыгидравликалық қарсыласу коэффициенті;
қабат тереңдігі, м;
айдалып жатқан су көлемі мс;
СКҚ-дың диаметрі,м.
Гидравликалық қарсыласу коэффициенті мына формуламен табылады:
Егер , онда ; ал онда
мұндағы - Рейнольдс саны , бұл былай анықталады:
(2.11)
мұндағы v- сұйықтықтың қозғалу жылдамдығы , мс;
- құбыр диаметрі;
судың кинематикалық тұтқырлығы ().
Ұңғыманың қабылдағыштығын, айдалатын сұйықтықтың көлемін келесі
формуламен анықтауға болады :
(2.12)
мұндағы сәйкесінше қабаттың қалыңдығы және өткізгіштігі ;
сұйықтың тұтқырлығы;
ластану коэффициенті;
Rжәне - қабылдау контурының радиусы және ұңғыма
радиусы;
Р- қысымның критикалық мәні, ол тиімді қаттылыққа
тең.
Ластану коэффициентін және өткізгіштіктің өзгеру көрсеткішін,
аналитикалық тәуелділіктерді пайдаланып табуға болады:
(2.13)
(2.14)
Көпқабатты қабаттарда, жаңадан жарықшақтар пайда бола бастайтын
қысым, әр қабаттарда әртүрлі екені белгілі болғандай, су айдау
қысымын көтеріп айдағанда, бірінші өткізгіштігі жоғары қабаттарда
жарықшақтар пайда бола бастайды, арықарай қысымды көтереберсек
жарықшақтар, өткізгіштігі төмен қабаттарда пайда бола бастайды.
Сондықтан, жоғарыда ұсынылған (2.7) формула, жоғарыда көрсетілген факторды
ескермейді, сондықтан оны тек қана, бірқабатты объектті пайдаланғанда
қолдануға болады.
Төменде көрсетілген мысалда 3А блокта орналасқан, №7543 айдау
ұңғымасының айдау қысымын, (2.7) формуламен есептеп шығарған жолы
көрсетілген.
Орташа өткізгіштік К,
мкм ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..0,167
Перфорацияланған қалыңдық
h,м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...15
Ұңғыма радиусы
r,м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ...0,1
Айдалатын судың тұтқырлығы
,мПа*с ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... 1,0
Бастапқы қабат қысымы ,
МПа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..13
Тік тау
қысымы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ..32
Қабат тереңдігі Н,
м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
...1299
Жоғары жатқан таужыныстардың орташа тығыздығы ,кгм...2520
Судың орташа тығыздығы
,кгм ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... 1000
Жыныстың қатты фазасының сығылу коэффициенті ,
10МПа ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...0,026
Қабаттың кеуектілік коэффициенті ,бірлік
бөлшегі ... ... ... ... ... .0,23
(2.9) формуламен анықтаймыз, ол 0,64*10МПа-ге тең .
Ал (2.8) формулаға сәйкес МПа. (2.12)және(2.13) формулаларға
сәйкес және МПа.
Тиімді тау қысымын (2.3) формуламен табамыз,және ол МПа.
(2.11) формулаға сәйкес №7543 ұңғ. қабылдағыштығы .
СКҚ-да үйкеліске кететін қысымның шығынын (2.10) формуламен
есептейміз, ол МПа. Су айдағанда, қабат максималды жұмыс
істейтін қысым (20)формула бойынша
Өткізгіштік коэффициентінің айдау қысымына, қаншалықты әсері бар
екенін байқау үшін №7543 ұңғ. сәйкес мәндерді алып есептеулер
жүргіздік.
Өткізгіштік мәндерін бастапқыдан 2 және 4 есе көп беріп,
және есептедік. Қалған мәндерді өзгерткен жоқпыз. Есептеулердің
нәтижесі
төмендегі кестеде келтірілген. Бұл кестеден , қабаттың өткізгіштігі
көбейген сайын , айдау қысымы да көтерілетінін көруге болады. Айдау
қысымы көбейген сайын, қабатты су айдаумен қамту коэффициенті максималды
болады.
Өткіз Қабат Ластану Өткізгіш Айдау Үйке Су айдау
гіштік, қалың коэффи тіктің ұңғ. ліске қысымы,
мкм. дығы, циенті өзгеру қабыл шығын МПа
м. коэффи дағыш далатын
циенті, тығы қысым
мсМПа
0,167 15 2,7 0,16 0,011 1,356 8,6
0,334 15 2,07 0,093 0,024 1,17 9,4
0,668 15 1,496 0,055 0,047 16,7 25,02
Екінші жағынан, өткізгіштігі жоғары мұнайлы қабатта жарықшақтар
барлық жерде пайда болады, яғни айдау ұңғымасының түп аймағын
түгелдей қамтиды. Бұнымен қатар айдалатын су көлемі де өседі.
Егер мұнайлы қабаттың өткізгіштігі төмен болса, жоғарыдай
өзгерістер болмайды. Бұның себебі, өткізгіштігі төмен қабаттардың құрылысы
әртүрлі көлемдегі, қаттылықтағы, тау жыныстары біріне-бірі тығыз
жинақталған және өзара тартылыс күштері жоғары. Сондықтан, бұндай қабатарға
айдау қысымын көбейтіп айдағанда, жарықшақтар жіңішке және кішкене ара-
қашықтықтарда пайда болып, айдалатын суды аз көлемде өткізеді.
Сонымен алынған формуламен су айдаумен қабатты қамту коэффициенті
максималды болатын, су айдау қысымын табуға болады.
Келтірілген есептеулердің нәтижелерінен көргендей, алынған
формулаларды көпқабатты мұнай кеніштеріне қолдануға болады.
Айдалатын судың көлемін және пайдалану ұңғымаларының
дебитін анықтау.
Үшқатарлы схемамен ұңғымалар орналасуымен, кенорынды игеру кезінде
қабаттық қысымды, эквиваленттік фильтрациялық қарсыласу әдісімен есептейік.
Есепті жеңілдету үшін біртекті қабатта, мұнай сумен поршень
тәріздес ығыстырылып жатыр делік. Су айдау процесі енді басталып, мұнай
тек қана осы аймақтан, айдау ұңғымасынан радиусы - тен
ығыстырылды. Үш қатарлы пайдалану ұңғымалары орналасқан жолаққа, q
мөлшерде су айдалып жатыр. Қарастырып жатқан жолақтың ұзындығы L.
Қатардан айдалатын судың жартысы яғни, q2 қарастырып жатқан оң
жақта орналасқан блогымызға кетеді де, қалған жартысы сол жақтағы
көршілес блокқа кетеді. Кенорын суарынды тәртіпте игеріліп
жатқандықтан, қабаттық жағдайда, айдалған су, игерілген мұнайға тең.
Бірінші қатардағы пайдалану ұңғымасының дебиті , екінші ( ортаңғы)
қатардың дебиті . Ортаңғы қатарға сол жақтан мұнай келетіндіктен,
қабаттағы сұйықтықтың теңдігін былай жазамыз:
(2.15)
Эквивалентті фильтрациялық қарсыласу әдісіне сәйкес және
екенін ескерсек, онда
;
(2.16)
;
(2.17)
;
(2.18)
;
(2.19)
;
(2.20)
;
(2.21 )
мұндағы және - сәйкесінше айдау қатарындағы және
пайдалану қатарындағы ұңғымалардың саны.
Егер жоғарыда жазылған 2.16-2.20 формуланың алғашқы төртеуін
біріктірсек, онда келесі формуланы аламыз:
; (2.22)
Егер 2.16-2.20 формуланың соңғы үшеуінің қатынасын жазсақ онда,
мынаны аламыз
(2.23)
Мұнай кенорындарын игеру процестерін есептеу кезінде,мына мәндер
берілетіні белгілі: 1) Ұңғымалар дебиті, табу керек , айдау және
пайдалану ұңғымаларының арасындағы түптік қысымның түсуін; 2) Қысымның
түсуі, пайдалану ұңғымалары қатарының дебитін.
Бірінші жағдайды есептеу үшін (2) және (3) формулаларды қолданамыз,
ал екінші жағдайды есептеу үшін келесі , сызықтық алгебралық жүйені есептеу
керек :
; (2.25)
Осы теңдіктер жүйесін шешіп, келесіні аламыз
;
(2.26)
;
(2.27)
Айдау ұңғымаларынан айдалатын су көлемі
;
(2.28)
2.2 Мұнай кенорындарын есептеу
Қабатты қамту коэффициенті максималды болатын су айдау қысымын табу.
Жоғарыда көрсетілген дәлелдемелерге сәйкес айдау қысымын анықтап
көрелік. Мысал 3А блокта орналасқан №7543 ұңғымаға сәйкес көрсеткіштерге
байланысты шығарамыз.
Орташа өткізгіштік К=0,167 мкм; перфорацияланған қалыңдық h=15
м; ұңғыма радиусы r=0,1м; айдалатын судың тұтқырлығы=1,0мПа*с;
бастапқы қабат қысымы =13 МПа; тік тау қысымы МПа; қабат
тереңдігі Н=1299 м; жоғары жатқан таужыныстардың орташа тығыздығы
кгм; судың орташа тығыздығы кгм; жыныстың қатты
фазасының сығылу коэффициенті МПа; қабаттың кеуектілік
коэффициенті ;қабылдайтын контур радиусы м ;
Шешуі: Бірінші қабат кеуектілігінің сығымдылық коэффициенті
табамыз
Келесі тау жынысы қаңқасының сығымдылық коэффициентін
есептейміз
Ластану коэффициентін және өткізгіштіктің өзгеру көрсеткішін келесідей
есептейміз
Қабаттың тиімді каттылығы мына формуламен анықталады:
Ұңғыманың қабылдағыштығын, айдалатын сұйықтықтың көлемін келесі
формуламен анықтауға болады :
Сорапты-компрессорлы құбырдағы сұйық қозғалысы кезінде кететін
қысым шығынын есептейміз:
Сонымен, қабатты қамту коэффициенті максималды болатын, су айдау
қысымын табамыз:
Су айдау қысымымыз 8,6 МПа, осы тапқан қысыммен су айдасақ қабатты
қамту коэффициенті жоғары болады.
Айдалатын судың көлемін және пайдалану ұңғымаларының дебитін анықтау
Кенорын үшқатарлы ұңғымалардың орналасуымен игерілуде. Пайдалану және
айдау ұңғымаларының ара-қашықтығы бірдей
Айдау және пайдалану ұңғымалары қатарының ара-қашықтықтары бірдей
Айдау ұңғымасының радиусы , ал пайдалану ұңғымасының келтірілген
радиусы . Қабат қалыңдығы м. Қабаттық жағдайда мұнайдың
тұтқырлығы , ал судың тұтқырлығы Мұнай сумен поршенды
ығыстырылып жатыр және сумен шайылған аймақта су үшін өткізгіштік , ал
мұнайлы аймақта мұнай үшін өткізгіштік . Қарастырып жатқан кезімізде
су, мұнайды қабатта қозғалысқа әкеліп, қашықтыққа ығыстырды. Айдау
ұңғымаларының түптік қысымы , ал бірінші және екінші пайдалану
ұңғымалары қатарларында түптік қысым
Табу керек : 1) Бірінші және екінші қатарлардың дебиттерін және
.
2) Блокқа L=10000 м.ұзындық бойынша айдалып
жатқан су
көлемі
Шешуі: Бірінші А, В, С есептеп аламыз.
Барлық айдалатын су
2.3 Электронды есептеу машинасын қолдау
Мұнай кен орындарын есептеу қиында күрделі болғандықтан, есептеулер
кезінде электронды есептеу машинасындағы әр-түрлі математикалық
программаларды қолданады. бұл жұмыстағы 2.2 бөлімдегі есептелген есептеулер
Microsoft office Excel программасымен есептелді.
3 Игеруді жобалау үшін геологиялы-кәсіпшіліктік және техникалы-
экономикалық негіздемесін дайындау
3.1 Ұңғылар мен қабаттарды гидродинамикалық зерттеу нәтижелерін
талдау және олардың өнімділігі мен режимдерінің сипаттамасы
Өзен кенорнының кеніштерін игеру және мұнай өндіру кезінде, әртүрлі
қиыншылықтар туады. Кенорнын игеру жоспарға сәйкес игерілмей жатқаны үшін
және өнімді қабаттардың сулануына байланысты ,игеруді қадағалап отыру
қажеттілігін туғызады. Игеру процесін қадағалау мына зерттеу жұмыстарының
арқасында орындалады, олар: гидродинамикалық , ұңғыманы геофизикалық
зерттеу және өндірілген мұнай, газ және суды арнайы зерттеу.
Өзен кенорнында келесідей гидродинамикалық зерттеулер жүргізіледі:
түптік және қабаттық қысымды өлшеу, штангілі терең сораптар түсірілген
ұңғымалардағы статикалық және динамикалық деңгейлерді анықтау, терең
сорапты ұңғыларды динамометриялық өлшеу, фонтанды және бақылау ұңғымалардың
түптік және қабаттық қысымдарын өлшеу.
3.1 таблицада гидродинамикалық зерттеулердің негізгі түрлерін және
2002-2006 жылдар аралығында орындалған жұмыстарды көруге болады.
Өзен кенорнының пайдалану ұңғыларының негізгі қоры штангілі терең
сораптармен жабдықталған, және ол -95% құрайды. Кенорында ВШСҚ (винтті-
штангілі сорапты қондырғы) және ОТЭСҚ (ортадан тепкіш электр-сорапты
қондырғы) қолдануды талдау жұмыстары жүргізілді. МГӨМ-1-дің 19 ұңғымасы
ВШСҚ-мен жабдықталған, МГӨМ-3 пайдалану ұңғымаларының 51-не ВШСҚ
қойылып көрілді. ВШСҚ-мен жабдықталған ұңғылар, ұңғылар қорының 2,2 %
құрайды. МГӨМ-3 пайдалану ұңғымаларының 33-і, ОТЭСҚ қондырғысымен
жабдықталған, ол пайдалану қорының 1,03 % құрайды. Терең сорапты
қондырғылармен жабдықталған ұңғымалар ГДМ-3 динамографымен және Микон
эхолот-динамографымен зерттеледі. Микон эхолот-динамографы Өзен
кенорнының ОЭПУ тәжірибелік бөлімшесінде және МГӨМ-3, және жартылай МГӨМ-
1және 2 қолданады. Динамограмманы түсіру арқылы, штангілі сораптың,
штангілер тізбегінің жұмысының жағдайы анықталады. Егер 2005 жылы 3027
ұңғыма зерттеліп 43230 өлшеу алынып, өлшеу жиілігі 14,2 рет, бір ұңғыма
жылына болса, 2006 жылы көбірек ұңғыма зерттелді, 3137-ұңғыма, 46220 өлшеу
алынды және өлшеу жиілігі 14,7. Бұл көрсеткіштерден, динамограммаға түсіру
жоспары толықтай орындалып жатқанын көруге болады.
Ұңғымаларды зерттеумен қамту 2006 жылы 111,5 % болды, 2005 жылмен
салыстырсақ 11,9%-ға көбейген.
Кесте 3.1 – Орындалған гидродинамикалық зерттеулер
Зерттеу
түрі
Фонтанды ұңғымалар
Рқаб өлш. Фонтан ұңғ
Динамограмма
түсіру
Ұңғыманың қабылдағыштығын
өлшеу
Бақылау ұңғыларының
Р қаб өлшеу
Рқаб 2002 12
өлшеу
Сорап жұмыс істеп тұр айдау
200-ден аз
10-50 50-100 100-200 200-300
10-қа 300-ден
дейін жоғары
1123 242 258 199 170 132 122
2006 жылы 1134 ұңғымадан 32634 сағалық қысым өлшеніп алынды және
өлшеу жиілігі жылына 28,8 болды. Ал 2005 жылы 1124 ұңғымадан 16210 сағалық
қысым өлшеніп, өлшеу жиілігі 14,4 болды.
Айдау ұңғымаларының қысымдарының қалыптасу қисығын ,тереңдік
манометрлер көмегімен анықтайды.
Қорыта келгенде, кенорында ШТСҚ,ОТЭСҚ және ВШС-пен жабдықталған
ұңғымалардың қысымын және деңгейін өлщеу әдістерінің кемшіліктері бар ,
осының кесірінен мәліметтер нақты болмайды. ГДМ-3 динамографы ескерген және
де зерттеудің нәтижелері нақты болмайды. Қондырғылар және өлшеу құралдары
ескі болып саналады сондықтан көп ауытқулар болады.
3.2 Игерудің ағымдағы жағдайы және мұнайды өндіру көлемін ұлғайту
әдістерінің қолданылу тиімділігі
Өзен кенорны 1961 жылы ашылып, 1965жылы жасалған кенорынды игеру
Бас жобасына сәйкес игеріле басталды. Кенорынды игерудің казіргі
жағдайына келсек, қазіргі кезге дейін кенорыннан барлық алынатын
қордан шамамен ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Осы дипломдық жобада өзен кен орнының игеру жағдайы, кен орының
негізгі технологиялық көрсеткіштері, ұңғыларды пайдалану тәсілдері
қарастырылған.
Бұл жоба он бөлімнен тұрады: кен орынның геологиялық-физикалық
сипаттамасы, игеру объектісін таңдау, игеруді жобалау үшін геологиялық-
кәсіпшіліктік және техникалы-экономикалық негіздемісін дайындау, игеру
нұсқаларының технологиялық және технико-экономикалық көрсеткіштері, мұнай
және газды өндірудің техникасы мен технологиясы, экономика, игеріліп жатқан
қабатты және ұңғыманың пайдалану жағдайы мен оның жабдықтарын бақылау,
еңбекті қорғау, қоршаған ортаны қорғау, ғылыми бөлім.
Техника – технологиялық бөлімде әрқайсысы жеке игеру обьектісі
болып табылатын XІІІ – XVІІІ горизонтарға сипаттама берілген.
Блоктап су айдау кезіндегі кезінде қауіпті факторлар талданып,
қауіпсіздік шаралары талданған. Сонымен қатар қоршаған ортаның жағдайы
қарастырылған.
АННОТАЦИЯ
В данном дипломном проекте приведено состояние разработки
месторождения Узень, основные технологические показатели разработки
месторождения и способы эксплуатации скважин.
Данный проект состоит из десяти частей: геолого-физическая
характеристика месторождения, выбор объекта разработки, подготовка геолого-
промысловой и технико-экономической основы для проектирования разработки,
технологические и технико-экономические показатели вариантов разработки,
техника и технология добычи нефти и газа, экономическая часть, контроль за
разработкой пластов состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного
оборудования, охрана труда, охрана окружающей среды, научная часть.
В технико-технологической части дана характеристика XIII – XVIII
горизонтов, каждый из которых является самостоятельным объектом разработки.
Рассмотрены опасные факторы и техника безопасности при закачки воды.
А также рассмотрено меры защите экологии и окружающей среды.
ANNOTATION
The condition of exploring Uzen oil field and main technological dates
are considered in given diploma project.
The project consists of ten parts: geological and physical
characterization field, choice of the object of the development,
preparation geological production and technical and economical foundation
to designing the development, technological and economical indices version
development, technology of the mining to oils and gas, economical part,
checking for development layer by status and exploitation of the well and
wells equipment, protection of labour, guard environment, experiment part.
In tehnico-tehnological part given characteristic XIII – XVIII
horizonts, which every one is exsplotation object.
The basic question of diplom project is apply BKNC for support
horizonts pressure .
In the part of protection environment consider, the dangerous
factors and environment are considered also in this work.
Мазмұны
Кіріспе
1 Кен орынның геологиялы-физикалық сипаттамасы
... ... ... ... ... ... ... .13
1.1 Геологиялық құрылымның
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..13
1.2 Өнімді объектілердің қалыңдығының , коллекторлық қасиеттерінің
сипаттамасы және олардың біртексіздігі
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 17
3. Коллекторларды бөлу
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... .18
4. Кеуектілік коэффициентін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...19
5. Мұнайға қанығушылық коэффициентін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... 21
6. Өткізгіштікті
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... .21
7. Мұнай,газ және судың қасиеті мен
құрамы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... .23
8. Физикалы-гидродинамикалық
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .23
9. Мұнай мен газдың
қорлары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... 24
2. Игеру объектісін
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ...25
2.1 Есептеу әдістемесін таңдау және
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...25
2.2 МКОИ
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... 34
2.3 ЭЕМ
қолдану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ..37
3 Игеруді жобалау үшін геологиялы-кәсіпшіліктік және техникалы-экономикалық
негіздемесін
дайындау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .39
3.1 Ұңғылар мен қабаттарды гидродинамикалық зерттеу нәтижелерін
талдау және олардың өнімділігі мен режимдерінің сипаттамасы
... ... ... ... ...39
3.2 Игерудің ағымдағы жағдайы және мұнайды өндіру көлемін ұлғайту
әдістерінің қолданылу
тиімділігі ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...44
3.2.1 Ұңғылар қорының құрылымы және олардың ағымдағы шығымын, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін, өнім алу аймағындағы қабат қысымының
өзгерісін
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... .50
3.2.2 Қабаттан мұнай қорын алуды
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... .54
3.2.3 Жүзеге асырылып жатқан игеру жобасының тиімділігін
талдау ... ... ..59
3.3 Қабаттың геологиялы-физикалық моделдерінің қабыданған
есебін
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...60
3.3.1 Игерудің технологиялы көрсеткіштерінің есебі үшін қабылданған
қабаттардың есептік модельдерін және олардың геологиялы-физикалық
сипаттамаларын
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... .61
3.4 Пайдалану объектілерін бөлуді айқындау және игерудің есептік
вариантын
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... 63
3.4.1. Қабаттың геологиялы-физикалық сипаттамасы бойынша пайдалану
объектілерін бөлуді
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ...63
3.4.2 Игерудің есептелген варианттарының және олардың
көрсеткіштерін
айқындау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... 66
3.4.3 Қабатқа әсер етуге арналған жұмыс агенттерін
анықтау(дәлелдеу) ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...74
3.4.4 Игерудің технико-экономикалық көрсеткіштерін болжаудың қабылданған
әдістемесін
айқындау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
.76
3.4.5 Ығыстыру процесімен қамтуды және резервтегі ұңғылар
санын
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ..7 8
3.4.6 Кен орнына ұңғыларды
орналастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 80
4. Игеру варианттарының технологиялық және техника-экономикалық
көрсеткіштері ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .82
4.1. Ұңғыны орналастыру үшін шекті қабат қалыңдығын және алынатын қорды
игеру мерзімін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 82
4.2 Игеру варианттарының технологиялық
көрсеткіштері ... ... ... ... ... .. ...83
4.3 Игеру варианттарының экономикалық
көрсеткіштері ... ... ... ... ... .. ... .89
4.4 Жер қойнауынан мұнай алудың есептік коэффициенттерін
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .93
5. Мұнайды және газды өндірудің техникасы мен технологиясы ... ... ... .95
5.1 Ұңғыны пайдаланудың ұсынылған тәсілдерін және ұңғының саға және жер
асты жабдықтарын таңдауды дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 95
5.1.1 Ұңғыны фонтанды
пайдалану ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 95
5.1.2 Ұңғыны механикалық
пайдалану ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .96
5.1.3. Кен орындағы қондырғылардың жұмысын
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ..98
5.2 Ұңғыны пайдалану кезіндегі кездесетін қиыншылықтардың алдын-алу және
олармен күресу
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...99
5.2.1 Парафин шөгінділермен күресу және алдын алу
шаралары ... ... ... ... .99
5.2.2 Тұзды шөгінділермен күресу және алдын алу
шаралары ... ... ... ... ...101
5.3 Ұңғылар өнімінің кәсіптік дайындалуына және жинау жүйесіне қойылатын
талаптар мен
ұсыныстар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
4
5.3.1 Ұңғы өнімін кәсіптік жинау жүйесінің қазіргі
жағдайы ... ... ... ... ... .105
5.4 Қабат қысымын ұстау мақсатында қолданылатын қабатқа су айдау
жүйелері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .108
5.4.1 Өзен кен орнында қабаттық қысымды ұстай мақсатында блоктап су айдау
жүйесін қолдануды
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
.113
5.4.2 Қабат қысымын ұстау жұйесіне және айдау үшін қолданылатын судың
сапасына қойылатын талаптар мен
ұсыныстар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ...115
5.5Мұнайбергіштікті ұлғайту әдістерін қолдану кезінде қабатқа жұмыс
агенттерін айдаудың және дайындаудың технологиясы мен техникасына қойылатын
талаптар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... 118
5.5.1 Жұмыс агентін дайындаудың технологиялық құрылымын салыстырмалы
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...119
6. Экономикалық бөлім
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...120
6.1Кенорында блоктап су айдау жүйесін қолдану кезіндегі жылдық шығындардың
есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ..120
6.1.1 Амортизация
есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... 120
6.1.2 Жылдық өндірілген мұнай көлемін
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 121
6.1.3 Жылдық энергетикалық
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 122
6.1.4 Қосымша материалдарға кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 122
6.1.5 Мұнайды жинауға, тасымалдауға және технологиялық
дайындауға кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...123
6.1.6 Қабатқа әсер етуге кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 123
6.1.7 Еңбек ақы қорының
есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
123
6.1.8 Әлеуметтік сақтандыру
төлемдері ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ...124
6.1.9 Жөндеуге кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 12
4
6.1.10 Үстеме
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... 125
6.1.11 Роялти
сомасы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...125
6.1.12 Айдалатын су шығындары
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 126
6.1.13 Жалпы жылдық өндірістік
шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...126
6.1.14 Өзіндік құн
үлесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... .127
6.1.15 Блоктап су айдау жүйесін енгізудегі экономикалық тиімділікті
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..127
7 Игеріліп жатқан қабатты және ұңғының пайдалану жағдайын және оның
жабдықтарын
бақылау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... .129
7.1 Кен орнын игеруді бақылау
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 129
7.2 Кен орнын игеру процесін
реттеу ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... 130
8 Еңбекті қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ..132
8.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды
талдау ... ... ... ... ... ... ...13 2
8.2 Қорғану
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... .133
8.2.1 Техника
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... .133
8.2.2 Өндірістік
санитария ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... .136
8.2.3 Өрт-жарылыс
қауіпзіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 140
9 Қоршаған ортаны қорғау
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
..145
9.1 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық
құжаттар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... .145
9.2 Мекемелерде қоршаған ортаға байланысты қысқаша мәліметтер ... ... ...145
9.3 Атмосфералық ауаны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
...148
9.3.1 Атмосфералық ауаны ластаушы көздердің болуын талдау. Олардың
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..148
9.3.2 Ластаушы заттардың сандық көрсеткіштері
т.ж ... ... ... ... ... ... ... ... ... .150
9.3.3.Атмосфераға шығарылатын зиянды қалдықтарды азайту шаралары ... 152
9.4 Су ресурстарын
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ...153
9.4.1 Суды тұтыну. Өндірістік ағынды сулардың көлемі, олардың құрамы және
ағынды суды
тазалау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... .154
9.5 Жер ресурстарын
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... .155
9.5.1 Жер ресурстарының жағдайы туралы жалпы мәлімет және жердің бүлінуін
алдын алу
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... 156
9.6 Жануарлар мен өсімдіктер әлемін
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ..160
9.6.1 Флора мен фаунаның жағдайы туралы жалпы
мәлімет ... ... ... ... ... ... ..16 1
9.7 Кәсіпшілік
қалдықтар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... .162
9.7.1 Қалдық көлемі, қалдыктарды жою шаралары
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 162
9.8
Радиация ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ..163
10 Ғылыми бөлім
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... .164
Қорытынды
Әдебиеттер тізімі
КІРІСПЕ
Қазақстан Республикасы үшін ең басты экономикалық мәселе
материалдық – техникалық базаны жасаудың маңызды бөлігі ауыр
индустрияға тиесілі, және оның ішінде алдымен энергетика, қара
металлургия, мұнай, газ, химия және мұнайхимия өнеркәсіптері, машина
жасау.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде – бір саласы
мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды.
Мұнай мен газдың мұнайхимия өндірістерде шикізат ретінде
қолданудың өсуіне байланысты мұнай мен газ өнеркәсібінің ары қарай
жетілуі қарастырылған.
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін
қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың техникалық
жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін арттырудың қазіргі
жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік технологиялық
процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Бұл дипломдық жобада Қазақстан республикасының Манғыстау облысында
Қарақия ауданының аумағында орналасқан Өзен мұнай-газ кен орны
қарастырылған.
Дипломдық жобада негізгі қарастырылатын мәселер, қабат қысымын ұстау
мақсатында қабатқа блоктап су айдау жүйесі қарастырылған. Кенорын бойынша
қабатқа су айдау технологиялары және айдалатын агент, су көздері
қарастырылған. Қарастырылатын объект негізіне 3а блоктың 13 горизонты
қабылданған. Су айдаушы 3а БШСС және оның жұмыс технологиясы мысалға
алынған.
1. Кен орынның геологиялы-физикалық сипаттамасы
1. Геологиялық құрылымның сипаттамасы
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен 3600 м
шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрлымында триас, юра,
бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын алады. Олардың былай
белгіленуі скважина үлгітастарын зерттегенде алынған палеонтологиялық
мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен
салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы
шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде
микрофауна мен т. б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр. Өзен кен орнының
мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділері байланысты. Кен орнының
геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне қарасты 26 құмды
горизонттары анықталған. І-ХІІ горизонттар (жоғарыдан төмен қарай) жасы бор-
газды, XIII-XVIII горизонттар - жоғарғы және орта юра - кен орнының негізгі
мұнай - газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі юраның XIX - XXIV
горизонттары мұнайгазды.
Пермь - триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне жыныстары
болып табылады.
Пермь - триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т) шөгінділері
қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын алады. Бұл
шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалындығы 440 метрге жетеді, жабынында
шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды
туфтар қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар,
алевролиттердің біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл шөгінділері
жалпы қалыңдығы 1500 – 1600 м болатын біртұтас оңтүстік Маңғыстау
тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта
және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300 м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта
түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері қоспасымен
бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл сұр алевролиттерге
немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды - кремнийлі.
Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар әдетте аргиллитке ұқсас
және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар, алевролиттер мен саздардың
алмасуы негізінен қиғаш қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек
тәрізді құрлымы дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт
өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120 - 130 м.
Төменгі юра қимасында XXIV-XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан ең
ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу өнімді
горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз байланысты. Орта
юрада жалпы қалыңдылығы 700 м аален, байос және бат яру стары айқындалады.
Аален ярусы (J2а)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды - галькалы жыныстардан
құралған және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы
мүмкін. Ярустың қимасында сұр және коңыр әртүрлі түйіршікті құмтастар
басым, олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең жайылған. Кейде
соңғылары гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен гравелиттерінің
цементі негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады.
Біршама көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ
галькалы конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте, сұр, қарасұр, кейде
қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос ярусының
шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар алевролиттер мен
саздардан құралған континентальды фациялармен белгіленді. Байос ярусы
қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті жыныстар жоғарғы
бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы 500 - ден 520 м-ге
дейін өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі
подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470 м, және
саздар, құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың
қабатшалары алмасуымен көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа
қабаттармен қатталады. Құмтастар мен алевролиттердің түсі негізінен
сұр және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да болады. Сирек қарасұр
түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар көбіне қарасұр,
тіпті қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX, XIX,
XVIII және XVII горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр,
нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара
шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат
шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфод және кембридж ярустары
ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан сазды
қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары сұр, карасұр,
күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті.
Құмтастар мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және
қоңыр. Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XIV
горизонттың жоғарғы бөлігі мен XIII горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы 50-
135 м.
Оксфорд-Кембридж шөгінділері (J3O-km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-
карбонатты жабын ретінде. Ол саз-мергель жыныстарының біршама қалың
қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен әктастар жұқа
қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-Кембридж шөгінділерінің қалыңдығы
төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (К)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде
орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық ярустарымен орын
алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор шөгінділері үш
бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы терриген (альб,
сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярусттары. Төменгі бөлікке XII
горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге I, II, ІІІ, ІV, V, VI, VII,
VIII, IX, X және XI газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы
1100м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз
қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ)
Кайназой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген
шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты
жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 м. Неоген жүйесі тортон
және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат
ярусы - 80 -90 м.
Палеоген жүйесі (Р)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен
бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар түрінде. Олигоцен
бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың бірқалыпты қабаты түрінде.
Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері
түрінде кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен
әктастар қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен
саздардың астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы
115м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен
көрінеді. Шөгінділер қалыңдыгы 5-7 м.
1.2 Өнімді объектілердің қалыңдығының, коллекторлық қасиеттерінің
сипаттамасы және олардың біртексіздігі
13-18 горизонттарындағы өнімді қабаттардың қалыңдығы орташа 300м
құрайды.Бөлшектік корелляция арқылы өнімді қалыңдық 6 горизонтқа бөлінеді.
Бес горизонттың орташа қалыңдығы 40-55м шамасында болады, бірақ 14г. 65-75м
қалыңдықта өзгереді.
Горизонттар 5-10м қалыңдықтағы сазды бумуларға бөлінген. Кеніштің
жалпы қалыңдығы колектордың табаны және жабынына байланысты өлшенеді.
Орташа жалпы қалыңдықтар 10м ауқымды қамтиды, олар мына кеніштер: 14Б, 14В,
15Б, 16, 17Б, 18А. Мұнайлы аумақта мұнайгазға қанығушылық қалыңдығы
тиімді, ал сумұнай аумақта төменірек. 14Б, 161, 17Б кеніштері 10м жоғары
мұнайгазға қанығушылық қалыңдығына ие.
Құрылымдық түзілуі Petrel бағдарламасы бойынша орындалған, бұл 5692
ұңғымасының ГИС мәліметтері бойынша құрылған. Әрбір кеніш үшін келесі
карталар жасалады
- коллектордың таралу картасы;
- су-мұнай жапсар картасы;
- структуралық карта;
- коллектор қалыңдығының тиімділік картасы;
- коллектор қалыңдығының мұнайға қаныққан тиімділік картасы;
- мұнайгазға қаныққан және кеуектілік картасы.
1.3 Коллекторларды бөлу
Мұнай өнімінің горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): ХІІІ
горизонт – 27,5; XІV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVІ горизонт –
10,9; XVІІ горизонт – 5,7; XVІІІ горизонт – 1,7; Қумұрын күмбезі – 1,2;
Парсымұрын күмбезі 1,2. 80 жылдарда Қумұрын, Солтүстік-батыс және
Парсымұрын күмбездерінің өнімді горизонттары қарқындата бұрғыланды. Бұл
олардан мұнай өндірудің сәйкес 4, 66 және 58 %-ке өсуіне әсер етті. XІІІ-
XІV горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі. Олардан
өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64 %-ін құрайды. Кен орнында
горизонттар бойынша бір өндіру скважинасының орташа тәуліктік шығымы мұнай
бойынша 3.1-5,4 ттәулік, сұйықтық бойынша 6,7-15,8 ттәулік. XІІІ-XІV
горизонттар айдау скважиналары қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне
бөлінген. Тіпті бір горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық,
игерілген қорларымен және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану
дәрежесімен ерекшеленеді және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта
өзгереді. 1.01.97 ж. мұнай мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ,
кен орнынан мұнай негізінен механикалық тәсілмен (97 %) өндіріледі: терең
сорапты (ШТС) және газлифт. Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру
қорының 9,2 %-ін құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру
16,6 %, ал сұйықтық өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен
сұйықтық шығымының мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең сорапты
скважинадар шығымынан 3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын
этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы қоспасы
бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622 кгм3
шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы қалыңдықтар,
игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша анықталған.
1.4 Кеуектілік коэффициентін анықтау
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты. Бұл шаманы
толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар қолданылды.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша табылған
қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың геофизикалық
параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені
анықталды. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-әдіс көрсеткіштерімен
байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген
аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді
ары қарай қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын
механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға
түсірілді. Кейін ЭЕМ-да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі
және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар мен
көрсеткіштер анықталды.
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткішгіштіктің
орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты. Кестеде сондай-ақ
скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа
арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар
мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. Өнімді
горизонт ең аз қалыңдықпен сипатталады.
Ортаңғы горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар: ұсақ
түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен
мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалыңдығы 10-47,3
м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта және ірі түйіршікті құмтастар
аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар
түрінде. Біртекті құмтастар үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм2) шамасы
мен қабат коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1.6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм2 өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының жағдайын
талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш льб тұтас горизонттардағы жоғары
өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан
басқа, скважиналар бойынша жаңа қосымша материал мен геологиялық құрылымдар
алаң бойынша коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
Кесте 1.1 - Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m, %
XIII 21
XIV 22
XV, XVI 23
XVII, XVIII 24
1.5 Мұнайға қанығушылық коэффициентін анықтау
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты. Бұл
шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар қолданылады.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша табылған
қабаттар өткізгіштігі коэффициент мен бұл қабаттардың геофизикалық
параметірлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені
анықталады. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-әдіс көрсеткіштермен
байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген
аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді
ары қарай қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын
механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарга
түсірілді. Кейін ЭЕМ - да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі
және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар мен
көрсеткіштер анықталады.
Кесте 1.2 - Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелер
Горизонттар Кор, мкм2 Скв. Саны hм.ор., м
XIII 0,206 458 10,8
XIV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVI 0,207 311 18,4
XVII 0,76 96 23,4
XVIII 0,178 63 19,8
1.6 Өткізгіштікті анықтау
13-18горизонттағы барлық бумалардың коллекторлардың өнімді
өткізгіштігі өте кең ауқымда 0,001-ден 7,301 мкм аралығында өзгеріп
отырады. Ең үлкен өткізгіштің орташа мәні 13-гор-тың а және в
бумаларының өткізгіштің орташа мәні 0,582 және0,665 мкм, 16
горизонттың а және б бумаларында ең кіші мәні 0,047 және 0,080 мкм
өзгеріп отырады.
Robertson Resirch Internacional компаниясының мамандары керн
арқылы жарықшақтығы жоқ үлгінің арқылы өткізгіштігі мен кеуектілігі
анықталған. Қысымның өсуі үлгінің кеуектілігін мен өткізгіштің азаюына
әкеліп соғады. Үлгінің қысымы артқан сайын кеуектілігіне қарағанда
өткізгіштік артады.
1973-1979 жылдары Өзен кен орнында арнайы 8 бағалау ұңғымаларын
бұрғылау арқылы өнімді горизонттарының жыныс коллекторларының
бастапқы, ағымдағы және қалдық мұнайға қанығушылық туралы мәліметтер
алынды.
Жыныс коллекторының бастапқы мұнайға қанығушылық мәліметтері 1.3-
кестеде көрсетілен.
Қоры Өткізгіштік Үлгі Қалдық суға Бастапқы мұнайға
диапазоны, мкм2саны қанығушылықтықанығушылықтың
ң орташа мәніорташа мәні
Алынуы қиын 0,001-0,050 179 51,77 48,23
Активті 0,050-0,100 44 35,03 64,97
0,100-0,200 57 29,96 70,04
0,200-0,300 56 26,59 73,41
Жоғары 0,300-0,500 50 24,41 75,59
өнімділікті
0,500-1,200 35 23,98 76,02
более 1,200 44 23,98 76,02
Кесте 1.3 - 13-18 өнімді горизонттарының жыныс-коллекторларының
бастапқы мұнайға канығушылығы
1.7 Мұнай, газ және судың қасиеті мен құрамы
Өзен кен орнының қабат сулары химиялық құрамы бойынша екі топқа
бөлінеді: бірінші топ - бор, екінші топ -юра шөгінділерінің сулары.
Бор шөгінділерінің сулары негізінен сульфат-натрийлік түрге жатады
және минералдылығы 10 гл-ге дейін.
ХШ-ХХІП өнімді юра горизонттарының қабат сулары құрамы бойынша
біртекті хлоркальцийлік түрдегі, минералдылығы 130-170 гл тұздықтар
түрінде көрінеді. Сулар сульфатсыз, бромның өнеркәсіптік кұрамы 500 мгл,
йод -20 мгл және т.б. құнды компоненттер бар. Сулардың көлемдік газ
факторы 0,5-0,9 м3м3-тен аспайды және тек мұнан мен газ кеніштері
нұскалары маңында, сондай-ақ терең жатқан горизонттар суларында ол 1,0-1,2
м3м3-қа жетеді.
Суда еріген газ құрамының 80-90%-і метан, 4-8%-і ауыр көмірсутектер,
3,2-13%-і азот, 0,5-7,3%-і көмірқышқыл газ. Көмірсутек газы жоқ.
Қабат суларының орташа тығыздығы 1081 (XIII горизонт) – 1105 кгм3
(XXIV горизонт), қалыпты жағдайларда барлық горизонттар үшін орташа 1098
кгм3.
Қабат қысымы 11,4 мПа және температурасы 62°С-де минералдылығы 140
мгл су үшін анықталған физикалық шамалар:
тұтқырлық - 0,6 мПа-с, көлемдік коэффициенті - 1,015, сығымдылық
коэффициенті – 3,2 Па-1
1.8 Физика– гидродинамикалық сипаттамалар
Өзен кен орнында гранулярлық колекторлардың типі юра өнімді
қалындығында орналасқан 13-18 горизонттардың өндірістік өнімділігі
құмтастармен алевролиттермен тығыз байланысты.
Соңғы есептеулер бойынша өнімді жыныс коллекторларының
өткізгіштіктің төменгі шегі 0,001 мкм болып қабылданған. Кеуектіліктің
төменгі шегі 0,14 құрайды.
Өзен кен орнында әртүрлі горизонттарында мұнайды су арқылы алу
коэфийциентерді үлгіден керн алу арқылы анықтайды.
1.9 Мұнай мен газдың қорлары
Мұнай газ қорларын горизонттар бойынша қарайтын болсақ, мұнайдың
баланстық және алынатын қорлары:
- XIII горизонт бойынша 204 млн.тонна және 92 млн.тонна;
- XIV горизонт бойынша 450 млн.тонна және 203 млн.тонна;
- XV горизонт бойынша 140 млн.тонна және 63 млн.тонна;
- XVI горизонт бойынша 124 млн.тонна және 56 млн.тонна;
-XVII горизонт бойынша 98 млн.тонна және 44 млн.тонна;
-XVIII горизонт бойынша 30 млн.тонна және 13,5млн.тонна;
Мұнай қорын есептеу мына формула бойынша жүзеге асырылады:
Qбал = F · h · m · bн · rн · q
(1)
Qал = Qбал · h,
(2)
мұндағы Qал- алынатын мұнай қоры
Qбал – мұнайдың бастапқы балансты қоры, мың. т
F - мұнайгаздылық ауданы, м2;
h - мұнай қаныққан қабат қалыңдығы, м
m - ашық кеуектілік коэффициенті,
bн – мұнаймен қанығу коэффициенті,
rн – мұнайдың тығыздығы, кгм3;
q - қайта есептеу коэффициенті
h - мұнай беру коэффициенті
2 Игеру объектісін таңдау
2.1 Есептеу әдістемесін таңдау және дәлелдеу
Менің жұмысыма сәйкес блоктап су айдау жүйесін қарастырамыз. Бұл жүйе
бойынша кенорында ұңғымалар, кенорынның ені бойынша, яғни қиғаш бағытта
қатарластырылып, айдау және пайдалану ұңғымалары орналастырылады.
Практикада ұңғымалар бірқатарлы ,үшқатарлы, бесқатарлы схема бойынша
орналастырылып қолданылады. Бұл дегеніміз сәйкесінше кезектестіріліп, бір
қатар пайдалану ұңғымалары, бір қатар айдау ұңғымалары, үш қатар пайдалану
және бір қатар айдау ұңғымалары, бес қатар пайдалану бір қатар айдау
ұңғымалары орналастырылады. Бес қатардан аса пайдалану ұңғымалары әдетте
қолданылмайды, себебі, нұсқа сыртынан су айдау жүйесіндегідей, бұл кезде
мұнайлылық алаңының орта тұсына айдалған су жетпейді де, қабатқа су айдап,
әсер еткен білінбей қалады, нәтижесінде қабат қысымы түсіп сәйкесінше
игеру көрсеткіштері түседі. Сонымен кенорын блоктарға бөлініп, бір-біріне
тәуелсіз игеріледі.
Қабатқа айдалатын судың тиімділігі жоғары болу үшін, суды айдау
қысымы өте маңызды, сондықтан, су айдау қысымын табу жолын қарастырайық.
Су айдау қысымын анықтау үшін А.П.Крылов, М.М.Саттаров, Э.М.Тимашев,
Л.М.Меркулов көптеген еңбектері жазылған. Айтылған еңбектерде су айдаудың
тиімді қысымы, игеріліп жатқан кенорындардың технико-экономикалық
көрсеткіштерінен және технологиялық факторларынан алынып шығарылған.
Еліміздің көптеген кенорындарының мұнай қорлары, өткізгіштіктері төмен
қабаттарда жатыр, бұл мұнайды игеруге қиындық туғызады . Осыған
байланысты, қабатты жақсы игеру үшін және де қабатты толық қамтып,
мұнайды ығыстыру үшін айдау қысымын дұрыс таңдау қажет.
Бұл еңбекте көрсетілген, егер суды қысымды көтеріп айдасақ , онда
айдау ұңғымасынан суды қабылдап жатқан қабат, жаңадан ашылатын
аймақтарға байланысты суды көбірек қабылдап бастайды. Осыған байланысты
айдау қысымының жоғарғы технологиялық шегі деп, қысымның критикалық мәні
деп қабылдаймыз. Айдау қысымы осы мәнге жеткенде, су айдаумен
қабатты қамту коэфициенті максималды мәнге жетіп, осымен қатар
қабаттағы жарықшақтар кеңейіп және жаңадан жарықшақтар пайда болады.
Желтов.Ю.П. зертеулерінің нәтижелері көрсеткендей, айдау ұңғымалары
түп қысымы, тау жынысының шыдамдылығы немесе тиімді қаттылығынан
- асқанда, жаңадан жарықшақтар пайда болады, яғни
.
(2.1)
Егер, айдау ұңғымасының түп қысымы критикалық мәнге жетіп және
қабатты қамту коэффициенті максималды мәнге ие болса , онда былай
жазуға болады:
;
(2.2)
Қабаттың тиімді каттылығы мына формуламен анықталады:
(2.3)
мұндағы -айдау ұңғымасының түп қысымы ,МПа;
қысымның критикалық мәні, МПа ;
- тиімді тау жынысы қаттылығы , МПа;
тік тау жынысы қысымы, МПа;
және -қатты фазаның және тау жынысы
қаңқасының
сығымдылық коэффициенті; -қабаттық қысым,
МПа.
Айдау ұңғымасының түп қысымы мына формуламен табылады:
(2.4)
мұндағы айдау ұңғымасындағы түп қысымы, МПа;
айдау ұңғымасындағы қысым, МПа;
қабат тереңдігі, м ; сұйықтықтың тығыздығы,
кгм;
еркін түсу үдеуі , мс; үйкеліске
шығындалатын қысым;
Тік тау жынысы қысымы, ол жоғары жатқан тау жыныстардың
тығыздықтарының орташа мәніне және қабаттың тереңдігіне
Және еркін тусу үдеуіне байланысты табылады. Сонымен
(2.5)
Қабаттық қысым мына формуламен табылады :
(2.6)
(2.2) формуладағы шартқа байланысты және (2.3) және (2.4)
теңдіктерді теңестіріп (2.5) және (2.6) формулаларды ескеріп, су айдау
қысымын табатын формула алынады, және де бұл қысымда, су айдап қабатты
қамту коэффициенті максималды болады:
(2.7)
(2.7) формулаға сәйкес, су айдау қысымы көбіне, қабаттың және
сұйықтықтың физикалық қасиетіне, үйкеліске шығындалатын қысымға және
де басқа факторларға байланысты болады. Тау жынысы қаңқасының сығымдылық
коэффициентін, В.М.Добрынинның формуласымен табамыз:
(2.8)
мұндағы кеуектілік коэффициенті, қабат кеуектілігінің
сығымдылық коэффициенті; МПа
мына формуламен шығарылады
(2.9)
Қатты фазаның сығымдылық коэффициенті орташа есеппен
0,026*10МПа-ке тең.
Сорапты-компрессорлы құбырдағы сұйық қозғалысы кезінде кететін қысым
шығынын, құбырлы гидравлика курсының формуласымен есептейміз:
(2.10)
мұндағыгидравликалық қарсыласу коэффициенті;
қабат тереңдігі, м;
айдалып жатқан су көлемі мс;
СКҚ-дың диаметрі,м.
Гидравликалық қарсыласу коэффициенті мына формуламен табылады:
Егер , онда ; ал онда
мұндағы - Рейнольдс саны , бұл былай анықталады:
(2.11)
мұндағы v- сұйықтықтың қозғалу жылдамдығы , мс;
- құбыр диаметрі;
судың кинематикалық тұтқырлығы ().
Ұңғыманың қабылдағыштығын, айдалатын сұйықтықтың көлемін келесі
формуламен анықтауға болады :
(2.12)
мұндағы сәйкесінше қабаттың қалыңдығы және өткізгіштігі ;
сұйықтың тұтқырлығы;
ластану коэффициенті;
Rжәне - қабылдау контурының радиусы және ұңғыма
радиусы;
Р- қысымның критикалық мәні, ол тиімді қаттылыққа
тең.
Ластану коэффициентін және өткізгіштіктің өзгеру көрсеткішін,
аналитикалық тәуелділіктерді пайдаланып табуға болады:
(2.13)
(2.14)
Көпқабатты қабаттарда, жаңадан жарықшақтар пайда бола бастайтын
қысым, әр қабаттарда әртүрлі екені белгілі болғандай, су айдау
қысымын көтеріп айдағанда, бірінші өткізгіштігі жоғары қабаттарда
жарықшақтар пайда бола бастайды, арықарай қысымды көтереберсек
жарықшақтар, өткізгіштігі төмен қабаттарда пайда бола бастайды.
Сондықтан, жоғарыда ұсынылған (2.7) формула, жоғарыда көрсетілген факторды
ескермейді, сондықтан оны тек қана, бірқабатты объектті пайдаланғанда
қолдануға болады.
Төменде көрсетілген мысалда 3А блокта орналасқан, №7543 айдау
ұңғымасының айдау қысымын, (2.7) формуламен есептеп шығарған жолы
көрсетілген.
Орташа өткізгіштік К,
мкм ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..0,167
Перфорацияланған қалыңдық
h,м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...15
Ұңғыма радиусы
r,м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ...0,1
Айдалатын судың тұтқырлығы
,мПа*с ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... 1,0
Бастапқы қабат қысымы ,
МПа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..13
Тік тау
қысымы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ..32
Қабат тереңдігі Н,
м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
...1299
Жоғары жатқан таужыныстардың орташа тығыздығы ,кгм...2520
Судың орташа тығыздығы
,кгм ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... 1000
Жыныстың қатты фазасының сығылу коэффициенті ,
10МПа ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...0,026
Қабаттың кеуектілік коэффициенті ,бірлік
бөлшегі ... ... ... ... ... .0,23
(2.9) формуламен анықтаймыз, ол 0,64*10МПа-ге тең .
Ал (2.8) формулаға сәйкес МПа. (2.12)және(2.13) формулаларға
сәйкес және МПа.
Тиімді тау қысымын (2.3) формуламен табамыз,және ол МПа.
(2.11) формулаға сәйкес №7543 ұңғ. қабылдағыштығы .
СКҚ-да үйкеліске кететін қысымның шығынын (2.10) формуламен
есептейміз, ол МПа. Су айдағанда, қабат максималды жұмыс
істейтін қысым (20)формула бойынша
Өткізгіштік коэффициентінің айдау қысымына, қаншалықты әсері бар
екенін байқау үшін №7543 ұңғ. сәйкес мәндерді алып есептеулер
жүргіздік.
Өткізгіштік мәндерін бастапқыдан 2 және 4 есе көп беріп,
және есептедік. Қалған мәндерді өзгерткен жоқпыз. Есептеулердің
нәтижесі
төмендегі кестеде келтірілген. Бұл кестеден , қабаттың өткізгіштігі
көбейген сайын , айдау қысымы да көтерілетінін көруге болады. Айдау
қысымы көбейген сайын, қабатты су айдаумен қамту коэффициенті максималды
болады.
Өткіз Қабат Ластану Өткізгіш Айдау Үйке Су айдау
гіштік, қалың коэффи тіктің ұңғ. ліске қысымы,
мкм. дығы, циенті өзгеру қабыл шығын МПа
м. коэффи дағыш далатын
циенті, тығы қысым
мсМПа
0,167 15 2,7 0,16 0,011 1,356 8,6
0,334 15 2,07 0,093 0,024 1,17 9,4
0,668 15 1,496 0,055 0,047 16,7 25,02
Екінші жағынан, өткізгіштігі жоғары мұнайлы қабатта жарықшақтар
барлық жерде пайда болады, яғни айдау ұңғымасының түп аймағын
түгелдей қамтиды. Бұнымен қатар айдалатын су көлемі де өседі.
Егер мұнайлы қабаттың өткізгіштігі төмен болса, жоғарыдай
өзгерістер болмайды. Бұның себебі, өткізгіштігі төмен қабаттардың құрылысы
әртүрлі көлемдегі, қаттылықтағы, тау жыныстары біріне-бірі тығыз
жинақталған және өзара тартылыс күштері жоғары. Сондықтан, бұндай қабатарға
айдау қысымын көбейтіп айдағанда, жарықшақтар жіңішке және кішкене ара-
қашықтықтарда пайда болып, айдалатын суды аз көлемде өткізеді.
Сонымен алынған формуламен су айдаумен қабатты қамту коэффициенті
максималды болатын, су айдау қысымын табуға болады.
Келтірілген есептеулердің нәтижелерінен көргендей, алынған
формулаларды көпқабатты мұнай кеніштеріне қолдануға болады.
Айдалатын судың көлемін және пайдалану ұңғымаларының
дебитін анықтау.
Үшқатарлы схемамен ұңғымалар орналасуымен, кенорынды игеру кезінде
қабаттық қысымды, эквиваленттік фильтрациялық қарсыласу әдісімен есептейік.
Есепті жеңілдету үшін біртекті қабатта, мұнай сумен поршень
тәріздес ығыстырылып жатыр делік. Су айдау процесі енді басталып, мұнай
тек қана осы аймақтан, айдау ұңғымасынан радиусы - тен
ығыстырылды. Үш қатарлы пайдалану ұңғымалары орналасқан жолаққа, q
мөлшерде су айдалып жатыр. Қарастырып жатқан жолақтың ұзындығы L.
Қатардан айдалатын судың жартысы яғни, q2 қарастырып жатқан оң
жақта орналасқан блогымызға кетеді де, қалған жартысы сол жақтағы
көршілес блокқа кетеді. Кенорын суарынды тәртіпте игеріліп
жатқандықтан, қабаттық жағдайда, айдалған су, игерілген мұнайға тең.
Бірінші қатардағы пайдалану ұңғымасының дебиті , екінші ( ортаңғы)
қатардың дебиті . Ортаңғы қатарға сол жақтан мұнай келетіндіктен,
қабаттағы сұйықтықтың теңдігін былай жазамыз:
(2.15)
Эквивалентті фильтрациялық қарсыласу әдісіне сәйкес және
екенін ескерсек, онда
;
(2.16)
;
(2.17)
;
(2.18)
;
(2.19)
;
(2.20)
;
(2.21 )
мұндағы және - сәйкесінше айдау қатарындағы және
пайдалану қатарындағы ұңғымалардың саны.
Егер жоғарыда жазылған 2.16-2.20 формуланың алғашқы төртеуін
біріктірсек, онда келесі формуланы аламыз:
; (2.22)
Егер 2.16-2.20 формуланың соңғы үшеуінің қатынасын жазсақ онда,
мынаны аламыз
(2.23)
Мұнай кенорындарын игеру процестерін есептеу кезінде,мына мәндер
берілетіні белгілі: 1) Ұңғымалар дебиті, табу керек , айдау және
пайдалану ұңғымаларының арасындағы түптік қысымның түсуін; 2) Қысымның
түсуі, пайдалану ұңғымалары қатарының дебитін.
Бірінші жағдайды есептеу үшін (2) және (3) формулаларды қолданамыз,
ал екінші жағдайды есептеу үшін келесі , сызықтық алгебралық жүйені есептеу
керек :
; (2.25)
Осы теңдіктер жүйесін шешіп, келесіні аламыз
;
(2.26)
;
(2.27)
Айдау ұңғымаларынан айдалатын су көлемі
;
(2.28)
2.2 Мұнай кенорындарын есептеу
Қабатты қамту коэффициенті максималды болатын су айдау қысымын табу.
Жоғарыда көрсетілген дәлелдемелерге сәйкес айдау қысымын анықтап
көрелік. Мысал 3А блокта орналасқан №7543 ұңғымаға сәйкес көрсеткіштерге
байланысты шығарамыз.
Орташа өткізгіштік К=0,167 мкм; перфорацияланған қалыңдық h=15
м; ұңғыма радиусы r=0,1м; айдалатын судың тұтқырлығы=1,0мПа*с;
бастапқы қабат қысымы =13 МПа; тік тау қысымы МПа; қабат
тереңдігі Н=1299 м; жоғары жатқан таужыныстардың орташа тығыздығы
кгм; судың орташа тығыздығы кгм; жыныстың қатты
фазасының сығылу коэффициенті МПа; қабаттың кеуектілік
коэффициенті ;қабылдайтын контур радиусы м ;
Шешуі: Бірінші қабат кеуектілігінің сығымдылық коэффициенті
табамыз
Келесі тау жынысы қаңқасының сығымдылық коэффициентін
есептейміз
Ластану коэффициентін және өткізгіштіктің өзгеру көрсеткішін келесідей
есептейміз
Қабаттың тиімді каттылығы мына формуламен анықталады:
Ұңғыманың қабылдағыштығын, айдалатын сұйықтықтың көлемін келесі
формуламен анықтауға болады :
Сорапты-компрессорлы құбырдағы сұйық қозғалысы кезінде кететін
қысым шығынын есептейміз:
Сонымен, қабатты қамту коэффициенті максималды болатын, су айдау
қысымын табамыз:
Су айдау қысымымыз 8,6 МПа, осы тапқан қысыммен су айдасақ қабатты
қамту коэффициенті жоғары болады.
Айдалатын судың көлемін және пайдалану ұңғымаларының дебитін анықтау
Кенорын үшқатарлы ұңғымалардың орналасуымен игерілуде. Пайдалану және
айдау ұңғымаларының ара-қашықтығы бірдей
Айдау және пайдалану ұңғымалары қатарының ара-қашықтықтары бірдей
Айдау ұңғымасының радиусы , ал пайдалану ұңғымасының келтірілген
радиусы . Қабат қалыңдығы м. Қабаттық жағдайда мұнайдың
тұтқырлығы , ал судың тұтқырлығы Мұнай сумен поршенды
ығыстырылып жатыр және сумен шайылған аймақта су үшін өткізгіштік , ал
мұнайлы аймақта мұнай үшін өткізгіштік . Қарастырып жатқан кезімізде
су, мұнайды қабатта қозғалысқа әкеліп, қашықтыққа ығыстырды. Айдау
ұңғымаларының түптік қысымы , ал бірінші және екінші пайдалану
ұңғымалары қатарларында түптік қысым
Табу керек : 1) Бірінші және екінші қатарлардың дебиттерін және
.
2) Блокқа L=10000 м.ұзындық бойынша айдалып
жатқан су
көлемі
Шешуі: Бірінші А, В, С есептеп аламыз.
Барлық айдалатын су
2.3 Электронды есептеу машинасын қолдау
Мұнай кен орындарын есептеу қиында күрделі болғандықтан, есептеулер
кезінде электронды есептеу машинасындағы әр-түрлі математикалық
программаларды қолданады. бұл жұмыстағы 2.2 бөлімдегі есептелген есептеулер
Microsoft office Excel программасымен есептелді.
3 Игеруді жобалау үшін геологиялы-кәсіпшіліктік және техникалы-
экономикалық негіздемесін дайындау
3.1 Ұңғылар мен қабаттарды гидродинамикалық зерттеу нәтижелерін
талдау және олардың өнімділігі мен режимдерінің сипаттамасы
Өзен кенорнының кеніштерін игеру және мұнай өндіру кезінде, әртүрлі
қиыншылықтар туады. Кенорнын игеру жоспарға сәйкес игерілмей жатқаны үшін
және өнімді қабаттардың сулануына байланысты ,игеруді қадағалап отыру
қажеттілігін туғызады. Игеру процесін қадағалау мына зерттеу жұмыстарының
арқасында орындалады, олар: гидродинамикалық , ұңғыманы геофизикалық
зерттеу және өндірілген мұнай, газ және суды арнайы зерттеу.
Өзен кенорнында келесідей гидродинамикалық зерттеулер жүргізіледі:
түптік және қабаттық қысымды өлшеу, штангілі терең сораптар түсірілген
ұңғымалардағы статикалық және динамикалық деңгейлерді анықтау, терең
сорапты ұңғыларды динамометриялық өлшеу, фонтанды және бақылау ұңғымалардың
түптік және қабаттық қысымдарын өлшеу.
3.1 таблицада гидродинамикалық зерттеулердің негізгі түрлерін және
2002-2006 жылдар аралығында орындалған жұмыстарды көруге болады.
Өзен кенорнының пайдалану ұңғыларының негізгі қоры штангілі терең
сораптармен жабдықталған, және ол -95% құрайды. Кенорында ВШСҚ (винтті-
штангілі сорапты қондырғы) және ОТЭСҚ (ортадан тепкіш электр-сорапты
қондырғы) қолдануды талдау жұмыстары жүргізілді. МГӨМ-1-дің 19 ұңғымасы
ВШСҚ-мен жабдықталған, МГӨМ-3 пайдалану ұңғымаларының 51-не ВШСҚ
қойылып көрілді. ВШСҚ-мен жабдықталған ұңғылар, ұңғылар қорының 2,2 %
құрайды. МГӨМ-3 пайдалану ұңғымаларының 33-і, ОТЭСҚ қондырғысымен
жабдықталған, ол пайдалану қорының 1,03 % құрайды. Терең сорапты
қондырғылармен жабдықталған ұңғымалар ГДМ-3 динамографымен және Микон
эхолот-динамографымен зерттеледі. Микон эхолот-динамографы Өзен
кенорнының ОЭПУ тәжірибелік бөлімшесінде және МГӨМ-3, және жартылай МГӨМ-
1және 2 қолданады. Динамограмманы түсіру арқылы, штангілі сораптың,
штангілер тізбегінің жұмысының жағдайы анықталады. Егер 2005 жылы 3027
ұңғыма зерттеліп 43230 өлшеу алынып, өлшеу жиілігі 14,2 рет, бір ұңғыма
жылына болса, 2006 жылы көбірек ұңғыма зерттелді, 3137-ұңғыма, 46220 өлшеу
алынды және өлшеу жиілігі 14,7. Бұл көрсеткіштерден, динамограммаға түсіру
жоспары толықтай орындалып жатқанын көруге болады.
Ұңғымаларды зерттеумен қамту 2006 жылы 111,5 % болды, 2005 жылмен
салыстырсақ 11,9%-ға көбейген.
Кесте 3.1 – Орындалған гидродинамикалық зерттеулер
Зерттеу
түрі
Фонтанды ұңғымалар
Рқаб өлш. Фонтан ұңғ
Динамограмма
түсіру
Ұңғыманың қабылдағыштығын
өлшеу
Бақылау ұңғыларының
Р қаб өлшеу
Рқаб 2002 12
өлшеу
Сорап жұмыс істеп тұр айдау
200-ден аз
10-50 50-100 100-200 200-300
10-қа 300-ден
дейін жоғары
1123 242 258 199 170 132 122
2006 жылы 1134 ұңғымадан 32634 сағалық қысым өлшеніп алынды және
өлшеу жиілігі жылына 28,8 болды. Ал 2005 жылы 1124 ұңғымадан 16210 сағалық
қысым өлшеніп, өлшеу жиілігі 14,4 болды.
Айдау ұңғымаларының қысымдарының қалыптасу қисығын ,тереңдік
манометрлер көмегімен анықтайды.
Қорыта келгенде, кенорында ШТСҚ,ОТЭСҚ және ВШС-пен жабдықталған
ұңғымалардың қысымын және деңгейін өлщеу әдістерінің кемшіліктері бар ,
осының кесірінен мәліметтер нақты болмайды. ГДМ-3 динамографы ескерген және
де зерттеудің нәтижелері нақты болмайды. Қондырғылар және өлшеу құралдары
ескі болып саналады сондықтан көп ауытқулар болады.
3.2 Игерудің ағымдағы жағдайы және мұнайды өндіру көлемін ұлғайту
әдістерінің қолданылу тиімділігі
Өзен кенорны 1961 жылы ашылып, 1965жылы жасалған кенорынды игеру
Бас жобасына сәйкес игеріле басталды. Кенорынды игерудің казіргі
жағдайына келсек, қазіргі кезге дейін кенорыннан барлық алынатын
қордан шамамен ... 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
Реферат
Курстық жұмыс
Диплом
Материал
Диссертация
Практика
Презентация
Сабақ жоспары
Мақал-мәтелдер
1‑10 бет
11‑20 бет
21‑30 бет
31‑60 бет
61+ бет
Негізгі
Бет саны
Қосымша
Іздеу
Ештеңе табылмады :(
Соңғы қаралған жұмыстар
Қаралған жұмыстар табылмады
Тапсырыс
Антиплагиат
Қаралған жұмыстар
kz