Мұнай және газ қоры


Жұмыс түрі:  Дипломдық жұмыс
Тегін:  Антиплагиат
Көлемі: 78 бет
Таңдаулыға:   
Бұл жұмыстың бағасы: 1900 теңге
Кепілдік барма?

бот арқылы тегін алу, ауыстыру

Қандай қате таптыңыз?

Рақмет!






АҢДАТПА

Берілген дипломдық жобада Теңіз кен орнының ұңғы өнімін жинау және
дайындау жүйесіне талдау жүргізілген.
Дипломдық жұмыс жеті бөлімге бөлінген.
Геологиялық бөлiмiнде Теңіз кенорнының геологиялық зерттелгенi, кен
орын туралы жалпы мағлұматтар, мұнайгаздылығы, стратиграфиясы, тектоникасы
қарастырылады
Техника-технологиялық бөлімінде игеру деңгейі ұңғы өнімін жинау және
дайындау жүйесі көрсетілген. Тік гравитациялық айырғыштардың сұйық және газ
бойынша есептеулер жүргізілген.
Экономикалық бөлімінде ұңғы өнімін жинау және дайындау жүйесінің 2007
және 2008 жылдардағы экономиялық тиімділігінің салыстырылуы жүргізілген.
Еңбек қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өңдіріс факторлары
қарастырылған. Өңдірістік территорияның жарықталуы және жасанды
вентиляциясының есептелуі жасалынған.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде атмосфераны, гидросфераны және
литосфераны қорғау шаралары туралы және осы қорғау шараларын ұйымдастыру
туралы жазылған.

АННОТАЦИЯ

В данном дипломном проекте проводится анализ системы сбора и
подготовки скважинной продукции на месторождении Тенгиз.
Работа разделена на семь части.
В геологической части рассматривается геологическая изученность, общие
сведения о месторождении, нефтегазоносность, стратиграфия, тектоника
месторождения Тенгиз.
В технико-технологической части отражены состояние разработкии и
система сбора и подготовки скважинной продукции. Произведен расчет
вертикальных гравитационных сепараторов по жидкости и газа.
В экономической части приводится сравнение экономической эффективности
системы сбора и подготовки скважинной продукции за 2007 и 2008 года.
В части охраны труда дается описание опасных и вредных
производственных факторов. Произведен расчет освещенности и искусственной
вентиляции производственной территории.
В части охраны окружающей среды изложены требования безопасности
влияния на атмосферу, гидросферу и литосферу, а также организация
мероприятии по безопасности.

ANNOTATION

In the following diploma project considered the analysis of system of
gathering and well preparation production on Tengiz field.
Diploma project is divided into seven parts.
In a geological part is considered the geological level of scrutiny,
the general data on field, oil-gas bearing, and tectonics of “Tengiz” field
In a technological part reflected a condition exploitation and system
of gathering and preparation well production. Calculation of vertical
gravitational separators on a liquid and gas is made.
In economic parts are resulted comparison of economic efficiency of
system of gathering and preparation well production for 2007 and 2008
years.
Regarding a labor safety is given the description of dangerous and
harmful operation factor.
Calculated of light exposure and artificial ventilation of industrial
territory.
Regarding preservation of the environment safety are stated
requirements of influence on an atmosphere, hydrosphere and also the
organization action on safety.

МАЗМҰНЫ
Кіріспе
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
1.2 Кен орынның геологиялық құрылымы
1.2.1 Стратиграфия
1.2.2 Тектоника
1.3 Мұнайгаздылық
2 Кен орындарының игерудің жүйесі
2.1 Ұңғы өнімін игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау
2.1.1 Кен орынның игеру жүйесі
2.2 Мұнай және газ қорларының өндірілуін талдау
2.3 Кен орынның игеру режимдері
2.4 01.01.2010ж. Игеру жағдайын талдау
2.4.1 Мұнай мен газды өндіру көлемі
2.4.2 Ұңғылар қорының сипаттамасы
2.5 Ағымдағы игеру жағдайын талдау
2.6 Қабаттық қысымды ұстау жүйесі
2.6.1 Қабатқа әсер ету тәсілдері
2.7 Мұнайбергіштікті арттыру мақсатында қабат қысымын ұстау жүйесін
жүргізу
3 Мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы
3.1 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін талдау
3.1.1 Кен орынды игерудегі қабылданған нұсқаның немесе таңдалған пайдалану
объектісінің негізгі технологиялық көрсеткіштері
3.2 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
3.3 Ұңғымаларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары
және олармен күрес
3.3.1 Коррозия түрлері
3.4 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау мен дайындау жүйесінің талаптары
мен оларға ұсыныстар
4 Арнайы бөлім
4.1 Ұңғы өнімін жинау және дайындау жүйесі.
4.1.1 Жинау және дайындау жүйесінің жалпылама сипаттамасы
4.1.2 Жинау, тасымалдау және мұнай мен газды тауарлық күйге келтіру
жүйесіне қойылатын талаптар
4.1.3 Технологиялық құбылыстардың сипаттамалары
4.1.4 Мұнай мен газды тауарлық күйге келтіру технологиясының сұлба-
сипаттамасы
4.1.5 Жинау және дайындау жүйелері мен қондырғыларын коррозиядан қорғау ... ..
4.1.6 Коррозиямен күресудегі жобаланған шешімдер
4.2 Технологиялық есеп
4.2.1 Тік гравитациялық айырғыштардың газ және сұйық бойынша
өткізу қабілетіне есептеу
4.3 Теңіз кен орнындағы мұнайды газдан айыру
4.3.1 Мұнайгаз айырғыштарының мiндетi
4.3.2 Айырғыштардың жіктелуі (классификациясы)
4.3.3 Айырғыштардың конструкциясы мен жұмысы
4.3.4 Айыру сатыларының санын таңдау
4.3.4 Айыру қондырғылары
4.4 Компьютерлік программаны қолдану арқылы есептеу
4.4.1 Delphi тіліндегі есептеу программасы
5 Экономикалық бөлім
5.1 Теңіз мұнай газ өндіру басқармасын ұйымдастырудың
сипаттамасы
5.2 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру
5.3 Мұнай мен газды жинау және тасымалдау
жұмыстарын ұйымдастыру
5.4 Ұңғы өнімін жинау және дайындау жүйесінің 2007 және
2008 жылдардағы экономикалық тиімділікті есептеу
6 Еңбекті қорғау бөлімі
6.1 Өндірістік қауіпті және зиянды факторларды талдау
6.2 Қорғаныс шаралары
6.2.1 Өндірістік санитария
6.2.2 Қауіпсіздік техникасы
6.2.3 Өрт-жарылыс қауіпсіздігі
7 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
7.1 Негізгі қойылатын талаптар
7.1.1 Ластаушылардың сипаттамасы
7.2 Атмосфераға әсер ету және қорғау шаралары.
7.2.1 Атмосфераны ластау көздері
7.2.2 Атмосфераны қорғау шаралары
7.3 Гидросфераға әсер ету және қорғау шаралары
7.3.1 Гидросфераны ластау көздері
7.3.2 Гидросфераны қорғау
7.4 Литосфераға әсер ету және қорғау шаралары
7.4.1 Литосфераны ластау көздері
7.4.2 Литосфераны қорғау
7.5 Қорғау шараларын ұйымдастыру
Қорытынды
Әдебиеттер тізімі
Қосымша А
Қосымша Б
Қосымша В
Қосымша Г
Қосымша Д
КІРІСПЕ

Теңіз кен орны 1979 жылы ашылып, 1981 жылы Т-1 ұңғысы алғашқы фонтанды
мұнай ағынын берді. Бұл өндірілетін қоры 1,25 млрд. тонна көміртегі
шикізаты бар кен орынның игерілуіне бас салды.
Технологиялық жобада көрсетілгендей кен орынды игеруді бірінші объект
бойынша серпімді – тұйық тәртіпте жүргізу қарастырылған. Болашақта қабат
қысымының қанығу қысымына дейін төмендеуінен кейін, қабатты еріген газ
тәртібінде игеру және қабатқа су айдау ұсынылған. Екінші пайдалану объект
бойынша су айдау қарастырылмаған еді, бұл объект жеткілікті дәрежеде
зерттелмегендігіне байлынысты, оны игеру серпімді – тұйық тәртіпте жүргізу
артынан еріген газ тәртібіне ауысу қарастырылған.
Теңіз кен орны 1991 жылдың сәуірінде тәжірибелі - өндірістік
эксплуатацияға енгізілді, ал 1993 жылдың 6 сәуірінен бастап кен орынды
Тенгизшевройл компаниясы игере бастады.
ЖШС Тенгизшевройл 1993 жылы 6 сәуірде Қазақстан Республикасымен
Шеврон корпорация арасында жасалған мемарандумға қол қоюмен пайда болды.
Қазір бұл біріккен өндіріске Шеврон-Тексако корпорациясымен бірге ҰМК
Қазмұнайгаз, Эксон-Мобил және ЛукАрко компанияларыда кіреді. Кен
орынды игеру жобасын 1993ж. Гипровостокнефть институтымен жасалып 2001
жылы толықтырылған болатын.
Теңіз кен орны дүние жүзіндегі ең ірі мұнай кен орындар қатарына
жатады (дүние жүзінде 6 орында) және жоғары күкірт мөлшері, жоғары қабат
қысымы, бұрғылаудың қиындығы, құбыр аралық қысымның байқалуы – бұның бәрі
мұнайды алуды қымбаттатып қиындатады.
90-шы жылдары ТШО мұнай кен орнының геолого-физикалық құры-лымын,
қабаттың коллекторлық қасиеттерін зерттеу және тәжірибелі - өндірістік
эксплуатация кезіндегі кен орынның әр бөлігіндегі қысымның өзгеруі жөнінде
ауқымды жұмыстар жасалды. Девон шөгінділеріне дейін бүткіл мұнайлылық
қабаттарын ашып өткен бір топ бағалау ұңғылары бұрғыланған. Нәтижесінде кен
орынның компютерлік нақты геолого-физикалық моделі тұрғызылды, артынан
соның негізінде гидродинамикалық үш өлшемді көпфазалы компютерлік моделі
жасалды.
Бұл дипломдық жоба Теңіз кен орнының ірі кешені болып табылатын
мұнайды жинай және дайындау жүйесін қарастырады. Ол көптеген қондыр-
ғылардан құралған және мұнайды ұңғыдан алғаннан басталып оны тауарлық күйде
тасымалдайтын магистралды құбырларға жеткізуге арналған. Қазіргі уақытта
қабатқа шикі газды айдау жоспарына сәйкес жинау және дайындау жүйесіне
екінші буынды зауытты жұмыс атқарып жатыр. Тік гравитациялық айырғыштарға
сұйық және газ бойынша технологиялық есептеулер жүргізілген.

1 Геологиялық бөлім

1. Кен орны туралы жалпы мәліметтер

Әкімшілік жағынан алғанда Теңіз кен орны Қазақстан Республикасы-ның
Атырау облысындағы Жылыой ауданында орналасқан (1-сурет).
Географиялық жығынан кен орын Каспий маңы бассейнінің оңтүстік – шығыс
бөлігінде орналасқан. Осы аймақтағы барланған мұнай қорының не-гізгі бөлігі
бассейіннің перефериясы бойынша полеозой қимасының тұз асты бөлігіне
кіреді. Бұл жерде Теңіз кен орнынан басқа тұз асты қабатына жата-тын
бірнеше мұнай, газ және конденсат кен орындары бар. Оларға Қарашығанақ,
солтүстіктегі Оренбург, Кеңқияқ және солтүстік-батыстағы Жаңажол, батыстағы
Астрахань сияқты кен орындары және жақында ашылған Каспий теңізі шельфінің
солтүстік-шығыс бөлігінде орналасқан Қашаған кен орны жатады. Теңіз кен
орны диаметрі 500 км болатын ірі шеңбер тәрізді карбон-атты құрылым
кешенінің бөлігі болып табылады және бұл құрылымға Королев, Каратон,
Тәжғали, Пустынная және Қашаған кен орындары кіреді.
Рельефтің орташа абсолюттік белгілері минус 25 м құрайды.
Шөл далаға лайықты, территория өсімдіктері кедей және тікенекті.
Жантақ, жусан көп тараған әр жерде қамыста кездеседі. Өсімдік әлемінің ке-
дейлігіне тәуелді жануар әлемі де аса байлығымен ерекшеленбейді, жануарлар
әлемінің басым бөлігін кемірушілер тобы құрайды. Өзендер жүйесі жоқ .
Аймақ климаты күрт континентальді қысы суық (-300С дейін), жазы ыстық
(+ 450С дейін). Әдетте қар қарашаның ортасына таман түсіп, наурыздың аяғына
дейін сақталады.Топырақтың қату тереңдігі 1,5-2 м жетеді.
Жауын шашынның негізнен көктемгі және күзгі мезгілдерінде жауады, оның
жылдық орташа көлемі 200 мм аспайды. Аймақ күшті желдермен сипатталады:
қыста шығыс және солтүстік-шығыс бағытындағы, жазда батыс және солтүстік
батыс бағытандағы желдер басым болып келеді. Қыста қарлы борандар, жазда
құрғақ желдер және құмды борандар жиі болып тұрады [1].

1.2 Кен орынның геологиялық құрлымы

1.2.1 Стратиграфия

Теңіз кен орнында төрттіктен жоғарғыдевонға дейінгі жастағы шөгін-
ділер ашылған. Негізінен шөгінділер қимасында үш ірі литолого-стратигра-
фиялық кешен бөлінеді: тұзасты (жоғарғы девон - артиндік), тұзды (кунгур)
және тұзүсті (жоғарғы пермь - төрттіктер).
Тұзасты шөгінділер негізінен әртүрлі корбанатты жыныстармен көр-
сетілген. Керн материалдары мен корреляция мәліметтерін талдау бойынша
стратиграфиялық ярустарға бөлу нақтырақ жүргізілген. Ашылған карбонатты
шөгінділердің қалыңдығы 100 ден 300 метрге аралығында ауытқиды. Т-22, Т-24
ұңғыларында қалыңдық 1000 метрге жетеді.
Атриндік шөгінділер көбінесе қайта шөккен әктас сынықтары бар
терригенді жыныстардан түзілген. Күмбезді бөлігіндегі көтерілім қалыңдығы
20 дан 100 метр аралығында ауытқиды. Қанатында қалыңдық 700-1000 метрге
дейін артады.
Кунгур жасындағы тұзды шөгінділер сульфатты-галогенді жыныстармен
көрсетілген және үшмүшелі құрылымнан тұрады: астарлап жатқан ангидрит
қабатынан, тас тұзы және жауып жатқан қабат – ангидриттен тұрады. Кунгур
шөгінділерінің қалыңдығы 500 ден 1700 метрде өзгереді.
Тұзүсті кешені негізінен бүкіл оңтүстік – шығыс Каспий маңы ойпатына
тән терригенді шөгінділермен көрсетілген.
Теңіз коллекторы үш негізгі блокқа бөлінген: объект 3 (девон шөгін-
ділері); объект 2 – туль шөгінділері, Тула (ерте – орта визей және
турней); және объект 1 (башкир шөгінділері, серпухов ярусы, жоғарғы визей).
Палеозой тобы – Pz
Девон жүйесі D
Теңіз платформасының девон шөгінділері 3 объект ретінде қарасты-
рылады. Теңіздің карбонатты платформасы болжам бойынша өзінің өсуін ортаңғы
девондағы терригенді шөгінділерден тұратын жергілікті палео-рельефті
биіктіктерде бастаған. Девон кезеңінің соңына қарай карбонатты платформаның
жалпы қалыңдығы 2300 метрге жетті. Девон коллекторының шамамен 500 метрі
5450 метрді құрайтын болжамды СМЖ деңгейінен жоғары жатқан мұнай бағанасына
қосылған.
Теңіз кен орнында девон шөгінділеріне тек қана екі ұңғы жеткен. Т-10
ұңғысы девонның төмен жатқан астарлаушы қабатқа 100 метр тереңдікке жеткен
және оның жалпы өту тереңдігі шамамен 5372 метрді құрады. Қазіргі кезде
Тенгизшевройл ЖШС-да осы арылықтан екі, ұзындығы 5 см керн үлгісі ғана
бар. Терең зерттеулерден кейін бұл сынықтар құрамында пелоидтар және кіші
фораминиферлер, криноидеилер және балдырлары бар пакстоун және
грейнстоундардан тұрады. Т-10 ұңғысы кешкі девон карбонат түзіліміне
кіргені туралы барлық белгілер бар. Девонды ашқан екінші Т-17 ұңғысы орта
девон орналасқан девон қабаттарына 5095 метр тереңдікке жетті.
Т-16 ұңғы бойынша 5009 метрде девон шөгінділерінің жапсарлы зонасы
бақыланады. Т-16 ұңғысы кристалдық әктасқа 250 метрге кірді. Ол жанжақты
жауып жатқан карбонды қабаттан күрт ерекшеленеді. Бұл қима ок горизонты
ретінде белгілі [1,6].
Қанатта орналасқан Т-35 ұңғысында девон жабыны байқалады. Т-35
ұңғысында карбонатты жыныстардың астарлаушы қабатшасы жоқ. Девон
шөгінділерінің жабыны платформада бұрғыланған ұңғыларда қанаттағыға
қарағанда үлкен тереңдікте жатпау керек.
Таскөмір жүйесі – С
Төменгі бөлім – С1
Турней және Визей ярустары – С1t, C1v
II объект төменде жатқан III объектіге қарағанда жақсырақ зерттелген.
Ол өзіне платформадағы ерте және орта Визе және Турнейдің 550-600 метрін
қосады. Т-30 ұңғысында жасалған шлифтердің талдауы бойынша бұл аралықты
вулкандық туф ретінде қарастыруға болады. Вулкандық туф қабаты кем дегенде
14 ұңғыда ашылған. Ол платформаның бортына таман және платформаның
солтүстік және шығыс жақтары бойымен созылған құрылым-дық көтерілімдерде
жоққа шығады.
II объектіні сынау платформада орналасқан Т-22 ұңғысымен 420 метр
аралығында тұрақты керн алумен жүргізілді. Керн материалы қоңыр пак-
стоуннан және онда шашыранды орналасқан криноидей сынықтарынан, мик-
ритизирленген фораминиферден және балдырлардан тұрады.
Каротажды диаграммалар және кернді материал объект ІІ ашылған аралығын
нашар кеуекті коллектор ретінде сипаттайды. Тенгизшевройл ІІ объект
бойынша коллектор потенциялын толық және жан жақты бағалау мақсатында
кернге терең талдау жүргізеді. Жарықшақтар ІІ объектіде қалып-ты жағдай
болып табылады. Кейбір жарықшақтар ашық, кейбіреулері жарым -жартылай
толтырылған, көбісі толығымен кальцидпен толтырылған. Т-39 ұңғысында біз
осымен қатар горизонт бойынша карстотүзілім нәтижесінде пайда болған
кеуектіліктің аномальді жоғарғы шамасын бақылаймыз.
Құрылым қанаттарындағы шөгінді жыныстарда орналасқан ІІ объект аралық
ретінде, және ол девон жабыны мен І объектінің сазды байланысқан
қабаттардың арасында қарастырылады. Олардың қалыңдығы 204 тен 607 метрге
дейін өзгереді.
Визей, серпухов, башкир ярустары - С1v, С1s , С2b
Объект І – бұл Визе негізіне шөккен артинск аргилиттер табанынан
вулкандық туф қабатшасына дейінгі аралық. Ол үш негізгі будадан тұрады,
олар башкир, серпухов және ок стратиграфиялық шөгінділер.
Визей ярусы - С1v2
Жоғарғы Визе (ок горизонты) ІІ объектіде орналасқан вулкандық туф
қабатының үстінде сәйкессіз жатыр. Түзілім жабыны жан-жақты кеуектілігі
нашар қабат табанында орналасқан. Бұл осы тереңдік деңгейіне дейін жеткен Т-
22 және Т-31 ұңғыларында байқалады. Қалыңдығы бойынша ок ярусы солтүстікте
170 метрден 210 метр орталық платформада және ары оңтүстікке қарай 250
метрге дейін артады.
Объект І керн материалына ең байы. Т-8, Т-22, Т-24 ұңғыларынан ок
аралығынан алынған кернді материал құрамына таяз немесе өте таяз (тасу-
қайту) зоналар жағдайында шөккен пакстоун және грейнстоун кіреді. Сонымен
қатар кернді материалда криноидеялар, брахиоподтар және фораминиферлі
балдырлар қалдықтары мол кездеседі.
Карсты беттердің болу мүмкіндігі окск ярусы жабынының маңында Т-8 және
Т-24 ұңғыларында байқалады. Кавернді, ізді , жарықшақты және қуысты
кеуектер бүткіл ок ярусы бойынша жақсы байқалады, іс жүзінде ол жабын
бойынша жақсы тараған. Жарықшақтардың көбісі жартылай ашық.
Бұл коллекторды моделирлеу кезінде жоғарғы бергіштікті алу мақса-
тында, ок ярусы эрозионды стратиграфиялық параллельді келісімсіздіктер
бойынша алты қабатқа (О1-О6) бөлінген.
Окск горизонтының орташа қалыңдығы 297 метр.
Серпухов ярусы - С1s
Серпухов ярусы негізгі келісімсіздікті көрсететін латеринді тақта-
таспен жабылған. Бұл келісімсіздік бірнеше миллион жылдар бойы түзілген.
Тақтатастардың қабаттасуы көптеген ГК диаграммаларында толқулар туды-рады.
Литологиялық ярус астарлаушы ок шөгінділеріне ұқсас және сол шөгін-ді
жиналым стилінің жалғасы болып табылады. Серпухов аралығы платформа-ның
ішкі қимасы бойынша, төрт отыз метрлік нашар кеуекті жынысты жіңіш-ке
келісімсіздіктермен байланысқан шөгінді жыналыс циклдерінен тұрады.
Серпухов аралығы таязсулы криноидты, брахиопоидты және фора-миниферлі
пакстоундармен жабылған. Ол пакстоундар микритті матрица ішіндегі мол
балдырлы материалдан тұрады. Бөлек коралдар бұл жерде бағы-нышты жағдайда,
бірақ сонымен бірге ашылған серпухов аралығын сипаттай-ды. Кеуектілік
берілген аралықтың көп бөлігіне таралған. Ол жарықшақты, ізді, кавернді-
қуысты және түйіраралық кеуектілік түрлерін көрсетеді.
Серпухов ярусы төрт шөгінді жиналым цикліне сәйкес келетін төрт зонаға
(З1-З4) бөлінеді. Өндіру бойынша каротаждың мәліметтері Т-113 үңғысымен
ашылған З1 және З4 кеуекті зоналары ұңғы оқпанына 80 % флюид ағынын
қамтамасыз етеді.
Серпухов ярусының орташа қалыңдығы 197 метрді құрайды.
Башкир ярусы - С2b
Башкир аралығының шамамен 100 метрі Теңіз коллекторының жабыны
маңындағы балдырлы-олитті тақтасты грейнстоун кешенімен түзілген. Ол перм
және артин аргилиттерімен жабылады. Башкир ярусының карбонаты тереңдігі 1-2
метрге дейінгі таяз сулы бассейінде шөккен ұсақ, жұмырланған балдырлар
түйірлерінен, жергілікті бай ооид мекенінен, беттік ооид және онкоидтардан
құралған.
Башкир аралығының кеуектілігі серпухов және окск шөгінділеріне
қарағанда біртексіз.
Шөгінді жиналу циклдерінің жоғары қарай таяздануы керн бойынша жақсы
бақыланады, бірақ бұл циклдер жеткілікті жіңішке (максималды қалың-дығы 5
метр), бұл шөгінді жиналудың таязсулы жағдайда жүргендігімен түсін-
діріледі.
Бастапқыда корреляцияның башкир аралығы деңгейлерінің белгілері ГК
шыңдарының корреляциясына негізделген, олар тақтатас қабатшаларының болуын
көрсетті. Башкир аралығында төрт белгі (Б1-Б4) орнатылған болатын. Бұл
қабаттар қалыңдықтары кейбір ұңғылармен өту кезінде өзгермелі болып келеді,
бұл жергілікті шайылу нәтижесі болып табылады [11].
Башкир ярусының қалыңдығы 204 метр.
Перм жүйесі – Р
Теңіз ауданындағы перм жүйесінің қимасы жоғарғы артин ярусастымен және
кунгур ярусымен көрсетілген.
Жоғарғы артин ярусасты. Жоғарғы артин шөгінділері Т-1, Т-2, Т-11,
Т-15, Т-33, Т-38, Т-39, Т-41, Т-42, Т-43 және басқа да ұңғылар
кернімен ашыл-ған және сипатталған. Жоғарғыартин ярусастының базальді
қабаты орта және төменгі таскөмір түзілімдерінің шайылған бетінде жатыр.
Қима толығырақ Т-11 ұңғысымен көрсетілген. Қиманың төменгі бөлігі ұсақ
түйірлі, мол дитритті және микрофауна кешенді: остракодтар, гониатит
қуыршақтары, форамини-ферлі сазды қою сұр, қара дерлік әктастардан тұрады.
Жоғары жағында қара тісті, аса сазды, сирек детритті ганотитті ұсақ түйірлі
әктастар жатады. Жоғар-ғы артин ярусасты қимасы қабаттық строматолит
реликтері бар строматолитті құрылымды сазды әктастармен аяқталады. Базальді
қабаттың биологиялық құрамы аудан бойынша өзгереді. Т-33 ұңғысындағы
аргелиттер қою-сұр, қара дерлік, жіңішкешашыранды, біркелкісіз жарықшақты.
Т-38 ұңғысында қою-сұр, қара дерлік көп көлемде битумды заты бар доламитті
мергельдер байқалады.
Қалыңдық 10-150 метр аралығында ауытқиды [11,13].

1.2.2 Тектоника

Теңіз кен орнындағы ашылған шөгінді жыныстар қалыңдығы төтртік-тен
жоғарғыдевонға дейінгі шөгінділермен көрсетілген.
Шөгінді қимасында үш ірі литолого-стратиграфиялық кешен бөлінеді:
жоғарғыдевон және артин шөгінділерінен тұратын тұзасты, тұзды-кунгур,
жоғарғыпермнен төрттікке дейінгі-тұзүсті.
Максималды ашылған тереңдік 6455 метрді құрайды, ұңғы Т-53. Девон
шөгінділері 01.01.93 ж. ВолгоградНИПИнефть зерттеулеріне сәйкес төрт
ұңғымен ашылған Т-10, Т-17, Т-22, Т-41 оларға сейкес қалыңдықтар 38, 5, 84,
87 метр. ЖШС Тенгизшевройл жүргізген зерттеулері бойынша девон
шөгінділері тек екі Т-10 және Т-17 ұңғыларында ашылған. Т-22 ұңғысында
жүргізілген палеонтологиялық зерттеулер девон шөгінділерінің бар болуын
құптамайды. Т-41 ұңғысы бойынша ешқандай түсіндірулер келтірілмейді, бірақ
ЖШС ТШО мағлұматтарына сәйкес, онда тек қана тульск шөгінділері ашылған.
Төменгі таскөмір шөгінділері қалыңдығы 607 метр (Т-22 үңғысы)
горизонтүсті яснополянск көлемінде ашылған, және мұнда ары қарай макси-
малды қалыңдығы 297 метрге дейінгі ашылған окск горизонтүсті қалыңдығы және
жалпы қалыңдығы 197 метрге дейінгі (Т-16 ұңғысы) серпухов ярусы
келтіріледі; орта таcкөмір шөгінділері башкир ярусы қалыңдығы 204 метрге
дейінгі көлемде (т-40 ұңғысы); төменгі перм шөгінділері артин және кунгур
ярусы қалыңдығы 1876 метрге дейінгі көлемде; жоғырғы перм шөгінділерінің
қалыңдығы 942 метрге дейінгі көлемде; триас шөгінділерінің қалыңдығы 500
метрге дейінгі көлемде; юра шөгігділері қалыңдығы 1798 метрге дейін; бор
шөгінділері 2675 метрге дейінгі қалыңдығы; палеогенді шөгінділерінің 240
метрге дейінгі қалыңдығы және неогенді және төрттік жүйелер ашылған.
Тұзасты шөгінділермен байланысып анықталған мұнайлылық кеніші шығу
тегі оргоногенді литологиялық карбонатты жыныстармен көрсетілген. Таскөмір
түзілімдерінің шайылған бетінде жатқан артин шөгінділері көбіне қайта
шөккен әктас сынықтары бар терригенді жыныстардан құралған.
Кунгур жасындағы тұз шөгінділері өте қалың сульфатты-галогенді
қалыңдығы 500-1700 метр аралығында өзгеретін жыныстармен көрсетілген.
Тұзүсті кешеннің шөгінділері Примор күмбезінің шығыс бөлігіне жата-тын
Теңіз көтерілімінің терригенді жыныстарынан тұрады. Солтүстігінде ол
кулисті тәрізді болып Королев көтерілімімен жалғасады, ал оңтүстігінде және
шығысында Култук террасымен шектелген.
Осы зонаны біріктіріп тұрған элементі ретінде құрамына девон және
таскөмір кезендеріндегі шөгінділері бар карбонатты платформаның тұз асты
қалыңдығы болып табылады. Осы платформа шектерінде жоғары амплитудалы
массивтермен байланысқан құрылымдар реті анықталған, олардың ішіндегі ең
ірісі және бұрғылау мәліметтері бойынша толық зерттелгені Теңіз құрылымы.
Карбонатты шөгінділер жабыны бойынша Теңіз көтерілімі (горизонт II
көрсетеді) амплитудасы 1600 метр тұйық 5900 метр изогипс бойынша өлшем-дері
33х27 шақырым құрайтын изометрия пішінді ірі қыртыс болып келеді.
Қазіргі жағдайдағы Теңіз тұзасты массив құрлымына үш фактор ұсы-нады:
тектоникалық, седоментациондық және эрозионды, нәтижесінде кунгур-артин
шөгінділері ортатаскөмірден девонға дейінгі әр кезеңдегі карбонатты
түзілімдерді жауып тұр. Сонымен, құрылымдық карта бүкіл тұзасты карбонатты
кешендерді қоса алғандағы біріңғай гидродинамикалық табиғи резервуар бетін
көрсетеді.
Құрылым кең жазық күмбез бөлікті және эрозионды жанасу зонасында
қанатының тік енуі бар.
Екінші объектінің беті туль және девон шөгінділерінен тұрады. Олар
негізінен туль горизонтының жабынын көрсетеді және соған байланысты
қанаттарының құлауы жазығырақ болып келеді. Ал жанасудың көбірек енген
бөліктерінде карбонат шөгінділері девонға дейін шайылған және толығымен
бірінші объект бетін қайталайды.
Жоғарыда айтылғандарға сәйкес құрлымның платформа бөлігінде және оның
бортында жарылымды бұзылымдар жүргізілмеген. ЖШС ТШО мамандарының
келтірулері бойынша Теңіз құрлымы платформа шегінде және ең алдымен борт
бөлігінде дезюктивті бұзылымдармен күрделеген.
Мұнай кеніші бар Теңіз табиғи резервуары қимасы бойынша үш қалыңдыққа
бөлінген. Бірінші қалыңдыққа башкир, серпухов және окск шөгінді-лері,
екінші қалыңдыққа туль және одан да көне карбон шөгінділері, үшінші
қалыңдыққа девон және өз кезегінде төменгі-терригенді және жоғарғы карбо-
натты бөлікке бөлінген бөлімдер жатады. Қазіргі уақытта карбонатты бөлімнің
3 қалыңдығы ашылған.
Ауданы бойынша құрылым платформаға бөлінген, ол дегеніміз салыстырмалы
түрдегі көтерілімнің орталық жазық бөлігі және кұрылымның қанатты етегі.
Массивтің орта бөлігіндегі ұңғылармен ашылған қималар Ресей, Қазақстан
және ЖШС ТШО мамандарымен жасалған коррелияциялары бірдей, ал борт маңы
мен борт бөлігінде әртүрлі, бұл карбонатты құрылыстың түзілуіне әртүрлі
көзқарастың болуымен түсіндіріледі және сәйкесінше морфологиясына.
ЖШС ТШО көрсетілуіне сәйкес жарықтар карбонатты құрылысты солтүстік,
батыс және шығыс платформа борты бойымен мүшелейді, ал платформаның өзі
жалғаспалы майда жарықшақты бұзылымдармен күрде-ленген.
Теңіз кен орнының өнімді шөгінділерін құрайтын жыныстар оргоно-генді,
оргоногенді сынықты, оргоногенді-детритті, жұмырлы және оолитті , көбіне
сазсыз (5% аз), жарықшақты, негізінен қиманың көп бөлігінде қабыр-шақтанған
әктастардан тұрады.
Теңіз коллекторындағы тектоникалық жарылымдар сейсмикалық және
бұрғылау кезінде алынған мәліметтерді кешенді түрде талдай отырып, Каспий
маңы ойпатының оңтүстік бөлігіндегі палеозой шөгінділерінің тектоникалық
бұзымдарының уақытымен табиғатын анықтау-ға болады.
Эйфель және ерте фрасний қабатшалы, көлденең дерлік сейсмикалық
циклдердің кезеңдеп түсуі бірнеше табиғи жарылымдардың түзілуімен қатар
жүрді. Ерте фрасний ғасырында таужыныстарында күш салу пайда бола бас-тады,
осымен қатар Оңтүстік-Ембі синклинал ауданында сұры ваккиттің қуатты
қабатшасының жиналуы басталды. Сұры ваккиттің фамен және ерте визей
ғасырларындағы жиналуы Солтүстік-Үстірт микроплатформасының және Шығыс-
Европалық платформаның сығылуымен қатар жүрді. Ерте визей және кеш визей
ғасырлары арасындағы кезеңде қатты қысылу синклиналдың антиклиналға
айналуына және оңтүстік-Ембі көтерілімінің түзілуіне әкелді. Сейсмикалық
және бұрғылау барысында алынған мәліметтер бойынша оң-түстік-шығыс бағытағы
ішкі ойпатқа қарай көтерілімнің ортасында қарқын-ды қабатталу мен лықсыма
жүйесі құралды, нәтижесінде Каспий маңы аймағына қарай көшпелі фронтальды
зоналар түзілді.
Кеш визей ғасырымен кештаскөмір кезеңдері арасындағы (шамамен ерте
ассель ғасыры) кезеңде тектоникалық сығылу үрдісімен сипатталады, оның көзі
болып сол қозғалмалы солтүстік-үстірт блогы болды. Осы кезеңде Оңтүстік-
Ембі ауданында амплитудасы 300-500 метр конусты қабаттамалар түзілді. Тік
қанатты қабаттаманың Каспий маңы ойпатының шетіне қарай бағытта түзілуі
ысырылумен жүргізілді, осымен бірге ойпаттың ортасына қарай амплитуда
төмендеді.
Кеш артин ғасырының басталуы алдында тектоникалық қарқынды сығылудың
соңғы кезеңі байқалды, нәтижесінде Карпин қабаттама-ысырылу белдеуі
(жотасы) және Оңтүстік-Ембі карбонатты платформасының Мыңсуалма зонасында
көтерілуі байқалды. Бұл кезеңнің соңында зонаның толық ұнтақталуы жүрді.
Әрине, бұл ұзақ палоезой кезеңінде болған тектоникалық күш салу Теңіз-
Қашаған карбонатты платформасының түзілуіне өзінің әсерін тигізді.
Сейсмикалық мәліметтерді алғашқы талдау кезінде орта девонның ығысуы
айқындалып, барлық Теңіз құрылысының келесі аралықтарында
экстраполирленген. Орта девонның жарылым картасын құру – бұл субъективті
үрдіс және түсіндіруді жүргізуші мамандардың көз-қарастарына байланысты
әртүрлі нәтиже алынуы мүмкін. Жаңа ұңғылармен тереңірек горизонттардың
ашылуы, қазіргі ұңғыларды тереңдетумен және сейсмикалық мәліметтердің
дәлірек талдалуынан кейін төменде шөккен горизонттардағы тіпті маркер Т3
төменгітурней ярусына дейінгі көрінетін ығысулардың жоқтығына байланысты
қандайда бір едәуір каротажды мәліметтердің корреляциясын жүргізу қажет
етілмейді. Төменгі турней ярусы көптеген ұңғыларда алғашқы таралу бетінен
(жазықтығынан) бірнеше метрде байқалады және бұны бортты зонаның екі
жағынан орналасқан ұңғылар мәліметтерімен мақұлданады [6].

1.3 Мұнайгаздылық

Кен орнындағы орта және төменгі карбон қалыңдығының өзгерісі сонша, ол
ұңғылармен ашылған қимадан толығымен жоқ болып кеткенше өзгереді.
Т-10 ұңғысы дәлелденген өндірістік мұнайгаздылықтың төменгі шек-арасын
ашты (5410 м – құрамында суы жоқ мұнай алудың ең төменгі белгісі). Су мұнай
жапсары (СМЖ) 5960 м төмен емес тереңдікте болуы мүмкіндігі болжамдалады.
Сейсмикалық зерттеулердің мәліметтері бойынша Теңіз бен Королев кен
орындарын бөліп тұрған эрозионды ойық, 5690 метрде орналасқан. Болжамдалып
отырған ойық тереңдігі Теңіз кен орны кенішінің максималды таралу терең-
дігін бақылаушы деп қарастыруға болады. Тағы да мынадай болжамдар бар,
кеніштің физикалық СМЖ жоқ және өнімді қабаттың төменгі жағында кеуекті
өткізгіштігі бар коллектор жыныстарының болмауы нәтижесінде кенішті тұйық
екендігі туралы. СМЖ кеніштің кеуекті коллектор бар солтүстік-шығыс және
оңтүстік-батыс бөлігіндегі тек шеткі аймақтарда орналасу ықтималдығы бар.
Тенгизшевройл СМЖ белгісі ретінде 5450 м қабылдаған, бұл қазіргі
кездегі кен орнындағы мұнай алудың ең төменгі белгісінен 40 метрге тө-мен.
Бұл болжамдар Каролев кен орнымен гидродинамикалық тепе-теңдікке
негізделген, онда да СМЖ анықталмаған, бірақ су деңгейінің ең жоғарғы
белгісі 4922 м деп саналады. Теңіз кен орнындағы СМЖ қысым градиентін
экстраполциялау әдісімен есептелген.
Қима бойынша бөлінген барлық есептеу объектілеріне СМЖ бірың-ғай ортақ
болып қабылданған, өйтені кеніш өлшемі өте үлкен және ондағы әр түрлі
коллектор типтерінің арасында гидродинамикалық байланыс бар.
Жүргізілген зерттеулер көрсетіп отырғандай, туль және ок шөгінді-
лерінің шекарасындағы туфитті қабатты санамағанда карбонатты кешеннің
бүткіл ашылған қалыңдығы коллектор болып келеді. Туфитті қалыңдық қо-сымша
жұмыстар жүргізгеннен кейін, І және ІІ эксплуатациялық объектілері-нің
арасындағы бөлім ретінде қарастырылуы мүмкін.
Игерудің І объектісі туралы башкир, серпухов және ок шөгінділерін
ашқан 16 ұңғыма бойынша білуге болды.
ІІ объект жеклелеген ұңғылармен ашылған, әрі кейбір ұңғылар объек-
тінің әр түрлі жастағы бөліктерін ашқан, ол өз кезегінде өнімді қабатты жал-
пы объект бойынша бағалауға мүмкіндік бермейді. ІІ объектінің максималды
қалыңдығын ашқан Т-22 ұңғысындағы бүткіл қимасы ІІ және ІІІ топтарының
коллекторларынан тұрады, Т-24 және Т-41 ұңғылары ашқан сәйкесінше 210-225
метр қалыңдықтың 95% осы коллекторлар құрайды.
Қабат және газсыздандырылған мұнай үлгілеріне Гипровостокнефть
институты және қазіргі заманғы технология орталығы Корлабороториз
компаниясымен жасалған зерттеулер нәтижесінде анық-талған, мұнай және
газдың құрамы мен сипаты келесі кестеде келтірілген [11].

1.1 – кесте
Теңіз кен орны мұнайының қасиеттері
Көрсеткіш Шамасы
Мұнай тығыздығы 797 кгм3
Бастапқы коллектор қысымы (4250 м) 80,8 МПа
Еріген газ кезіндегі газ факторы 450 м3м3
Қанығу қысымы 24,7 МПа
Қабаттық көлем коэффициенті 2,306
Мұнай тұтқырлығы 0,22 мПа . с

Қабат мұнайының үлгілерін алу ұңғы сағасында жүргізілсе де, онда қысым
қанығу қысымынан жоғары деңгейде сақталып тұрды. Бұл шығып жатқан флюид
бірфазалы және ол қабат флюидіне сәкес екендігін дәлелдейді.
Қабат мұнайын көптеген үлгілер бойынша зерттеу барысында зерттеліп
жатқан үңғының перфорация тереңдігіндегі термобаралық жағдайлар
ескерілмеген болатын, оның орнына қабат температурасы мен қысымының орта
мәні қабылданған. Осы себепті алынған қабат мұнайының параметрлері қабат
бойынша корреляцияланбаған, оған қоса мұнайдың құрамы мен қасиетінің
өзгерісі өте аз, мұндай жағдай мұнайлы қабатының қалыңдығы 1000 метрден
асатын ірі кен орындарына тән емес.
Қабат қысымының төмендеуі қабат жүйесінің термодинамикалық тепе-
теңдігін бұзады, бұл өзгерістер қабат мұнайының сығымдылық, көлем-дік
коэффициент және тығыздық сияқты параметрлеріне зор әсерін тигізеді, өз
кезегінде бұларға мұнай бергіштік және мұнай өндіру деңгейі тәуелді.
Соңғы кездерде еріген газ құрамындағы күкіртсутек көлемінің өсуі
байқалып отыр. Мамандар бұны қабат қысымын төмендеткен кездегі жыныс-тарға
сіңген және қабірленген суда еріген күкіртсутектің қабат мұнайына ауысу
үрдісімен байланыстырады.
Теңіз кен орнын игеру бірнеше сатыда жүреді, осы үрдістер кезінде
кеніштің термобаралық жағдайы мен онда қаныққан флюидтердің физико-химиялық
қасиеттері өзгереді. Осыған байланысты мұнай және газдың құрамы мен
қасиеттеріне үнемі бақылау жүргізіп тұруы керек, бұл мүмкін өзгерістерді
болжауға және игерудегі, мұнай мен газды өндіру және дайындаудағы
қиыншылықтардың алдын алуға мүмкіндік береді.
Мұнай мен газдың физико-химиялық қасиеттері. Теңіз кен орнының мұнайы
– жеңіл, күкіртті, аз шайырлы, парафинді. Мұнайдың жеңіл құрам-дылығы қабат
жағдайындағы мұнайдың қолайлы тұтқырлықты-тығыздық қасиеттеріне
негізделген. Оның ерекшелігі құрамындағы меркаптанды күкірт мөлшерінің көп
болуы. 34 үлгі бойынша орташа шамасы824 миллионға бөлікті құрады, ол
тауарлы мұнай нормасынан 20 есе артық.
Мұнай газының ерекшелігі ондағы күкіртсутек құрамының жоғарылығы, бір
ретті газсыздандырылатын мұнайдағы газ құраушысы – 20,6 % моль.
Үлгілерді алу үңғылардың сағалық арматураларындағы лубрикатор арқылы
каррозияға төзімді поршеньді тасымалдау контейнерлер көмегімен жүргізілді,
ондағы ұңғы сағасындағы қысым қанығу қысымынан жоғары болуы керек, ондағы
мақсат алынған флюид бірфазалы жағдайда сақталуы және оның құрамы қабат
флюидіне сәйкес болуы. Ұңғы сағасындағы қысым 36,99 МПа құрады,
температурасы 850С.
Алынған мұнай үлгілері қазіргі заман технологиялар орталығы Core
Laboratories компаниясында ішкі методика бойынша талданды.
Үлгілерді жоғарғы қысымды қондырғыға салардан бұрын контей-нерлердегі
клапанды ашу қысымына бақылау өлшемдер жүргізіледі, содан кейін үлгілер
қысым астында 93.30С дейін қыздырылады, бұл қатып жатқан компоненттердің
кристалдануына жол бермейді. Зерттеулер қабат флюидін шығарусыз бір қалыпты
массада жүргізілді. Тәжірибе кезінде келесі коэффициенттер анықталды
мұнайдың сығылу және температуралық кеңейу нәтижесінде қысымды
төмендеткенде және тұрақты температура қабат мұнайы көлемінің ұлғайуы
(1260С). Тәжірибе нәтижесінде қабат қысымынан қанығу қысымына дейінгі
аралықта қабат мұнайының қанығу қысымы мен орташа сығымдылық коэффициенті
анықталды. Қабат мұнайының тығыздығы қабат қысымы және қанығу қысымы
жағдайларында анықталды. Қабат мұнайының тұтқырлығы қабат температурасы
кезінде домалайтын шаригі бар жоғары қысым вискозиметрмен анықталды.
Бір сатылы сеперация кезіндегі алынған қабат мұнайының қанығу
қысымының шамасы бұрынғы шамалармен сәйкес, оның шамасы 25,67 МПа бұрыңғы
шамасы 25,15 МПа. Мұнайдың сығылу коэффициннті өте жоғары 37,0·104 1МПа.
Жүйе толығымен қанықпаған жағдай тұр, қабат қысымы (Рпл = 74,08 МПа)
қабат флюидінің екі фазаға бөліну қысымынан (Рнас = 25,67 МПа) 48 МПа
артық.
Т-5857 ұңғысы бойынша қабат мұнайының кейбір параметрлері:
– қабат қысымы: 74,08 МПа;
– қабат қысымы: 126 0С;
– қанығу қысымы: 25,67 МПа;
– сығылу коэффициенті: 37,0·104 1МПа;
– қабат флюидінің тығыздығы: 630,8 кгм3;
– қабат флюидінің тұтқырлығы: 0,173 мПа·с.
Теңіз және Королев кен орындарының қабат мұнайларының қасиеттері бір-
біріне қатты ұқсас. Айырмашылық тек қабат флюидінің құрамындағы
күкіртсутектің мөлшерінде. Алдында жүргізілген зерттеулер көрсеткендей
Королев кен орнының флюидіндегі H2S үлесі Теңіздікіне қарағанда 2 % мольге
жоғары.
Жоғарыда айтылғанды негіздеу үшін 2002 жылы Теңіз кен орнының Т-1100
және Т-23 ұңғыларының флюидтерінің үлгілері алынып Core Laboratories
лабораториясында талданды.
Газ бен қабат флюидтерінің үлгі бойынша компонентті құрамындағы
айырмашылық өте аз болғандықтан, ұңғылар бойынша бұл шамалардың орта
арифметикалық мәні алынған. Газ негізінен метаннан тұрады (51,29-55,27 %
моль), қышқыл компоненттердің арасында көмірқышқыл газ бар (3,0 % астам
моль), азот (1 % мольге жақын), күкіртсутек – 16,57 % моль деңгейінде.
Жалпы алғанда ілеспе газ және қабат мұнайының алынған құрамы 2002
жылы Теңіз кен орнының мұнай және еріген газ қорын есептеу мәлімет-теріне
сәйкес. Өкінішке орай қазіргі кездегі бар мәліметтер жеткілік-сіз. Мұнай
және газдың құрамына толық сипаттама беру үшін қабат және газсыздандырылған
мұнай үлгілеріне кешенді зерттеулер жүргізу қажет.
Жарықшақтардың қарқынды дамуы себебінен және жарықшақтар бойынша
қуыстардың қабыршақтануы, әртүрлі коллекторлық қасиеттері бар аймақтардың
қатынасын және кеуек пен каверннің байланысын қамтамасыз ететін өнімді
қалыңдықты біріңғай гидродинамикалық байланысқан жүйе ре-тінде қарастыру
керек.
Өнімді қабаттың жыныстарының бос кеңістіктері кеуектермен, каверн-
дермен және жарықшақтармен көрсетілген. Бұл коллекторларды көптеген күр-
делі типтерге әр түрлі бос кеңістіктер үлесіне және коллектордың сыйымды-
лық және сүзгіштік потенциалына тәуелді жатқызуын анықтады. Жыныстарда
әртүрлі кеуектердің, каверннің және жарылымдардың үйлесуі бойынша және оның
сыйымдылық пен сүзгіштік көрсеткіштерінің өзгеруі бойынша олар коллектордың
үш түрлі топқа біріктірілген: жарықшақты, кеуекті-кавернді-жарықшақты және
жарықшақты-кавернді-кеуекті. Коллекторлардың бұл типтелуі 1983 жылы
жүргізілген болатын және келешектегі зерттеулерде өзінің қолданысын тапты.
Мұнай және газ қоры. Теңіз кен орнындығы мұнай, еріген газ және ілеспе
компоненттер қоры 2002ж. ЖШС Тенгизшевройл, ААҚ НИПИ Каспиймунайгаз,
ЖШС КазНИГРИ мамандарымен есептелді және 2002 жылы тамыз айында ҚР ГКЗ-
мен бекітілді (Протокол №170-02-У).
Мұнай, газ және еріген газдың гоелогиялық қорын есептеу көлемдік
әдіспен игерудің үш объектісі – І, ІІ, ІІІ бойынша жүргізілді. І
объектідегі қорды есептеу әр объектасты бөлімшелер – башкир, серпухов, окск
бойынша платформа, борт, қанат фациялды зоналарын есепке ала отырып
жүргізілді.
ІІ және ІІІ объектілердегі қорды есептеу платформа, борт бөліктері
үшін бөлек жүргізілді. Геологиялық қордың категориялығы зерттелу дәрежесіне
сәйкес негізделеді: эксплуатация және сынау мәліметтері, жыныстар мен қабат
флюидтерінің сыйымдылықты-сүзгіштік қасиеттерін лабораториялық зерттеу,
ұңғылар мен СМЖ жағдайын өндірісті-геофизикалық зерттеу.
Есептеудің І объектісі
Кеніштің платформа бөлігінің башкир, серпухов, және ок бөлімдеріндегі
мұнай қоры В,С1 категорияларына жатқызылған. В категориясына Игерудің
технологиялық сұлбасы бойынша 1414х1414 м торымен бұрғыланған
эксплутациялық ұңғылар орналасқан ауданындағы мұнай қоры жатқызылады.
Башкир бөлімшесінің қанат бөлігінің қоры С1, С2 категориясы ретінде
бағаланған. Кен орынның қанат бөлігінде даму алған баунстоун аймағы (Т-32,Т-
3) С2 бойынша бғаланған. Өндірістік мұнай ағыны алынған қанат бөлігіндегі,
эксплуатациялық ұңғылар арысындағы арақашықтық екі есе үлкейген радиусы 2,8
км тең аудан С1 категориясы бойынша бағаланған.
Серпухов және ок бөлімшелері бойынша баунстоун 2 зонаға бөлініп
көрсетілген: ішкі және сыртқы. Мұнайға қаныққан кеуектер көлемінің үлкен
шамаларымен, макси-малды қалыңдықпен, жарықшақтығымен және дәлелденген
өнімділігімен сипатталатын платформа бөлігін жағалап жатқан ішкі зоналар
қоры С1 категориясына жатқызылған.
Баунстоундардың сыртқы зоналарының қоры С2 категориясына жатқызылған.
Серпухов және окск шөгінділерінің қанат бөліктерінің қоры С2 ктегориясымен
бағаланады.
Қор есептеудің ІІ объектісі
ІІ объектінің қимасы мен шөгінділерінің өнімділігі І объектіге
қарағанда азырақ зерттелген. Осыны есепке ала отырып кен орнының мұнай
ағыны алынған платформа, қанат маңы және қанат бөліктерінде орналасқан,
радиусы 1,4 км тең ұңғы айналасындағы аймақтар қоры С1 категориясына
жатқызылған. ІІ объектінің қалған бөліктеріндегі мұнай қорлары С2 катего-
риясы бойынша категорияланған.
Игерудің ІІІ объектісі
С1 категориясына өндірістік мұнай ағынын берген әр ұңғының 1,4 км
радиус аймағындағы мұнай қоры жатқызылған. Сумұнай жапсарына дейінгі қалған
бөлігі С2 категориясына жатқызылған. Алынып жатқан қорларды анықтау үшін
кен орнынды игеру кезінде мұнай бергіштік коэффициенті анықталды.
Өндіріліп жатқан қордың 84 % пайызы І объектіде шоғырланған, осы-ның
ішінен қордың 62 % платформа бөлігінен, 35 % борт бөлігіне және 3 % қанат
бөлігінен алынып жатыр. ІІ, ІІІ объектілердің мұнай қоры кен орнының
суммарлы қорының 12 % және 4 % құрайды.
В+С1 категорияларысына І объект қорының 92 % және ІІ объект қорының 38
%, ал ІІІ объекті қорының 3 % ғана бағаланған [14,17].
2 Кен орындарының игерудің жүйесі

2.1 Ұңғы өнімін игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау

2.1.1 Кен орынның игеру жүйесі

Теңіз кен орнының мұнайы келесіге жатады:
Класс ІІ- күкіртті;
Типі Т1 - 350оС – 75-80% аралығында қайнайтын фракциялардың шығуы;
Тобы М4 – базалық май мұнайдың потенциалдық құрамында 13,2%-ға дейін
болады;
Топша И1 – базалық майлардың тұтқырлығының индексі 91-97;
Түрі П2 – мұнайдағы парафин мөлшері – 4,3-5,7%.
Сонымен, Теңіз кен орнының мұнайының индексі: II T1 M4 И1 П2

Жүргізілген зерттеулер бойынша келесідей нәтижелерге келуге болады:
1) Теңіз кен орнының мұнайы жеңіл, аз тұтқырлы, қату дәрежесі төмен,
күкіртті, парафинді, құрамында аз мөлшерде шайырлы-асфальтенді заттары
бар, көп мөлшерде ашық фракциялары бар, 350оС – 75-80% қайнайды.
Мұнайында ванадий мен никельдің аз ғана мөлшері бар.

2) Зерттелген фракциялардың топтық көмірсутектік құрамына сәйкес
теңіздің мұнайы метандық мұнай қатарына жатады.

3) Бензиндік фракциялардан автомобиль бензині мен оның компоненттерін
алуға болады. МК-62оС фракциясы Н-алкандардың С5-С6 изомеризациясы
үшін жақсы шикізат болып табылады. 80-148оС фракциясы каталикалық
риформинг үшін шикізат бола алады. Бензиндік фракциялар, сонымен
қатар, бензолдың ароматтық көмірсутектері мен оның гомологтарын алуға
да жарамды.
4) Теңіз кен орнынан алынған керосинді дистилляттар өзінің фотометриялық,
тұтқырлы, төмен температуралы қасиеттерімен ерекшеленеді. Олардан
авиациялық керосин, ТС-1 маркілі реактивті жанармай мен жарықтандырушы
керосин алуға болады.
5) Дизельді дистилляттан МЕСТ 305-82 бойынша Л-0,5-61 маркілі дизельді
жанармай алуға болады. Н-парафиндердің мөлшерінің мұнайда көп болуы
сұйық парафинді алуға мүмкіндік береді.
6) Теңіз кен орнынан алынған барлық фракцияларды олардың құрамындағы
қышқылдық қасиеті мен күкірттің көп мөлшерде болуына байланысты
олардан мұнай өнімін алмас бұрын, гидротазалаудан өткізу керек.
Мұнайдың технологиялық классификациясына байланысты, теңіз кен
орнындағы мұнайдың формуласы – (индекс бойынша) II T1 M4 И1 П2. Игерудің
технологиялық көрсеткіштері 2.1 - кестеде көрсетілген [15].

2.1-кесте
Игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау

Көрсеткіштер Өлшемі 2007 2008
Мұнай өндіру, барлығы мың т. 12237,5 12736
Оның ішінде өтпелі ұңғымалар мың т. 12026,9 12510,7
Жаңа ұңғымаларда мың т. 210,6 225,3
Мұнайдың жинақталған өнімі мың т. 87407,2 100143
Бастапқы алынған өнім бойынша % 1,07 1,11
Ағымдағы % 1,15 1,21
Бекітілген қорларды алу % 7,65 8,77
Мұнайбергіштік коэффициенті Бірл үлес0,039 0,044
Сұйықты өндіру, барлығы мың т. 12238 12736
Сұйықтың жинақталған өнімі, барлығы мың т. 87407 100143
Орташа жылдық сулану (салмақтық) % - -
Жұмысшы агентті айдау (газды), жылдық мың.нм3 0,0 0,0
Жұмысшы агентті жинақтап айдау (газды) мың .нм3 0,0 0,0
Пайдаланылатын бұрғылау, барлығы бірл. 2 6
Оның ішінде өндіруші бірл. 1 5
Айдау бірл. 1 1
Девон бойынша бағаланатын бірл. 3 3
Бар ұңғымалардың тереңдетілуі бірл. 2 -
Өндіруші ұңғымаларды енгізу бірл. 2 3
Пайдаланылатын бұрғылаудың ішінен бірл. 1 1
Барланатын бұрғылаудан бірл. 0 0
Консервациядан бірл. 0 0
Өндіруші ұңғымалардың істен шығуы бірл. 7 1
Оның ішінде айдалатын бірл. 0 0
Жылдың соңындағы өндіруші ұңғылардың қоры бірл. 54 56
Жұмыс істейтін бірл. 39 46
Оның ішінде механизацияланған бірл. 0 0
Айдау ұңғымаларын енгізу бірл. 0 0
Айдау ұңғымаларының қоры бірл. 0 0
Бір өндіруші ұңғыманың орташа қоры ттәу 799 834
Жаңа ұңғыманың мұнай бойынша орташа дебиті ттәу 1330 1071
Бір өндіруші ұңғыманың сұйық бойынша орташа ттәу 799 834
дебиті
Жаңа ұңғыманың сұйық бойынша орташа дебиті ттәу 1330 1071
Айдау ұңғымаларының орташа қабылдағыштығы м3тәу 0 0

2. Мұнай және газ қорларының өндірілуін талдау

Теңіз кен орнындағы мұнайдың, еріген газдың және ілеспе компоненттерді
есептеу ЖШС Теңізшевройл, ААҚ НИПИ Каспиймұнайгаз, ЖШС КазНИГРИ
мамандарымен ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Мұнай мен табиғи газды игеру
Қазақстанның мұнай-газ потенциалы
Қазақстан Республикасының мұнай газ саласының қазіргі жағдайы
Республикада мұнай және газды өндірудің қазіргі және болжамдық көлемі
Отын энергетикалық кешені
Каспий теңізі жағалауындағы елдердің мұнай – газ проблемалары
Қазақстан Республикасының мұнайгаз өнеркәсібі
Батыс Қазақстандағы мұнай кен орны
Қазақстандағы отын - энергетика өнеркәсібінің дамуына қысқаша тарихи шолу
Қазақстан кен орындарының әлемдегі және экономикадағы орны
Пәндер