Газ және газды конденсаттың сипаттамалары
Мазмұны
Нормативтік сілтемелер
Анықтамалар
Белгілеулер мен қысқартулар
Кіріспе
1. Геологиялық бөлі
2. Техникалық бөлім
2.1 Ұңғымада қиындықтар туатын интервалдарды анықтау
2.2 Жуу сұйықтығының қасиеттері мен типі
2.3 Ұңғыманың конструкциясы
2.4 Тау жынысы қимасының физико-механикалық қасиеттерін талдау
2.5 Ұңғыма қабаттарын бұрғылануы бойынша интервалдарға бөлу
2.6 Қашау түрін және шаю түйінін таңдау
2.7 Бұрғылау тәсілін таңдау
2.8 Бұрғылау бағанасын есептеу және жабдықтауды негіздеу
2.9 Бұрғылау режимін жобалау
2.10 Бұрғылау тізбегін беріктікке есептеу
2.11 Ұңғыма профилін жобалау
2.12 Ілмектегі жүктемені есептеу. Бұрғылау қондырғысын таңдау
2.13 Геолого-техникалық нарядты құру
2.14 Бұрғыдағы апаттар мен қиыншылықтар
2.15 Жеке тапсырма
3 Тіршілік қауіпсіздігі
4 Экономикалық бөлім
5 Қоршаған ортаны қорғау
6 Автоматтандыру
Қорытынды
Қолданылған әдебиеттер тізімі
Тіркемелер
Спецификация
Аннотация
Дипломдық жобаның тақырыбы – Айрақты кенорнында ұңғыма өнімділігін
арттыруға қабатты қышқылмен гидрожару технологиясын жобалау болып табылады.
Жобада көрсетілген кен орнының геологиялық қимасына, ұңғымаларды бұрғылау
технологиясы мен техникасына талдау жасалды, ұңғыманы бұрғылаудың әдістері
талқыланып, олардың осы жобада ең тиімдісін таңдап алу тәсілдері
көрсетіледі. Жүргізілген есептеулердің нәтижелері бойынша қолдануға ең
тиімді болып келген бұрғылау қондырғысы мен жабдықтарының түрлері
негізделіп, таңдалады.
Бұл жобаның негізгі мақсаты - мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауды кен
орындарды барлау мақсатымен жүргізу, ұңғымаларды бұрғылау процесін
технологиялық және техникалық тұрғыда толықтай негіздеу, жобалау жэне
құрастыру, таңдалған бұрғылау қондырғысына сипаттама беріліп, қажетті
есептеулер жүргізілді.
Есептеу - түсіндірме жазбасына қоршаған ортаны қорғау және экономикалық
мәселелер, еңбек және тіршілік қауіпсіздігі, бизнес жоспар бойынша, сонымен
қатар бұрғылау процесін автоматтандыру жолдары, технико-экономикалық
көрсеткіштерді талдау бойынша материалдар қажетті мөлшерде қосылған.
Дипломдық жобаны есептеу - түсіндірме жазбасы беттен (А4-
форматы) және графикалық бөлімі 7 сызба материалдан (АІ-форматы) тұрады.
Есептеу - түсіндірме жазбасы қажетті мөлшерде суреттермен, анықтама
схемалармен, диаграммалармен, технологиялық процестің негізгі көрсеткіш-
терін бейнелейтін кестелермен, өндірістік мәліметтермен толықтырылған.
Нормативтік сілтемелер
ГОСТ 2.102 – 68 КҚБЖ. Конструкторлық құжаттардың түрі мен жинақталуы;
ГОСТ 2.104 – 2006 КҚБЖ. Негізгі жазу;
ГОСТ 2. 304 – 81 КҚБЖ. Сызба шрифттары;
ӘН ОҚМУ 7. 14 – 2009. Дипломдық жобалау. Дипломдық жоба (жұмыс) мазмұны,
тақырыбы, құрылымы, жетекшілік, белгілеу және қорғау.
СТ РК 1252-2004 (ИСО 10400:1993, MOD). Промышленность нефтяная и газовая.
Формулы и расчеты по определению характеристик обсадных, насосно-
компрессорных, бурильных и трубопроводных труб.
CT PK 1253-2094 (ИСО 14310:2001, MOD). Промышленность нефтяная и газовая.
Скважинное оборудование. Пакеры и пробки-мосты.
СТ РК 1256-2004 (ИСО 10405-2000,. NEQ). Промышленность нефтяная и газовая.
Буровые растворы. Лабораторные испытания.
СТ РК 1258-1-2004 (ИСО 10426-1-2000 NEQ). Промышленность нефтяная и
газовая. Цементы и материалы для цементирования скважины. Часть 1.
Технические условия.
СТ РК 1259-2004 (ИСО 10428-1993, NEQ). Промышленность нефтяная и газовая.
Насосные штанги (укороченные, насосные шланги, полированные штоки
глубинного насоса, муфты и переводники). Технические условия.
СТ РК 1260-2004 (ИСО 10431-1993, NEQ). Нефтяная и газовая промышленность.
Буровое и эксплуатационное оборудование, подъемное оборудование.
СТ РК 1264-2004 (ИСО 13678-2000, MOD). Нефтяная и газовая промышленность.
Оценка и испытание резьбовых соединений для обсадных, насосно-компрессорных
труб и трубопроводов.
Анықтамалар
Өзі жүретін шасси ZJ30 бұрғылау агрегаты арнайы формуласы 14(8 шасси
дөңгелегі бар, бір орынды кабиналы, ауыр өсті және жіңішке деңгейлі
дөңгелектермен жабдықталған.
Центратор- компоновкалау элементі,центратор қондырғысының орнына
бұрғылау тізбегін центрлеу үшін арналған. Түрлі конструкторлы центратордың
жалпы көрінісі келесі суретте көрсетілген.
Роторлы бұрғылау үшін тізбекті центраторлар мен калибраторлар тіректік-
центрлегіш және калибрлейтін құрылғы ретінде мұнай мен газ ұңғымаларын
терең бұрғылауға және қашауға түсетін өстік жүктемесі үлкен геологиялық
шарттарда КНБК қолдану үшін арналған.
Жер сілкінісі – бұл жер қыртысында немесе мантияның үстінгі бөлігінде
кенеттен болған қозғалыс пен жарылыс нәтижесінде пайда болған, елеулі
ауытқу түрінде, үлкен қашықтыққа таралатын жер асты дүмпуі мен жер асты
қозғалысы. Бұл құбылыс жер асты дүмпулерінен, тербелістен болады.
Дауыл – жойқын күші бар және едәуір созылатын, 30 мс жылдамдықпен
соғатын жел.
Автоматтандыру мәселесі өндіріс технологиялық тұрғыдан қарастырғанда
көптеген зат алмасу, жылу, гидромеханикалық процестердің жүруімен
ерекшеленеді, шығып жатқан өнімнің сапасын арттыру технологиялық
регламенттің талаптарын дұрыс сақтап тұруымен ғана шектелмейді.
Жер қойнауында бір тектес құрылымдағы мұнай мен газ кеніштерінің
жиынтығын мұнай және газ кен орындары деп атайды.
Ұңғыма дегеніміз – жер қыртысында арнайы бұрғылау аспаптарының көмегімен
қазылатын диаметрі тереңдігінен бірнеше есе кіші цилиндр пішінді тау-кен
құрылыс орны.
Қаттылық – бұл тау жынысының бұзылуға қарсылығы.
Абразивтілік – бұл тау жынысының онымен жанасатын тау жынысын бұзушы
құралға төзімділік қабілеттілігі.
Бөлшек беріктігі – дегеніміз жүктемені нақты режимде қабілеттілігін
сақтау болып табылады.
Тау жыныстары – жер қыртысын құрайтын, өздігінше геологиялық денелер
түзетін, айтарлықтай тұрақты минералогиялық және химиялық құрамы болатын
минералдық агрегаттар.
Қашау – ұңғыма түбінде оның енуі кезінде тау жыныстарын механикалық
бұзуға арналған бұрғылау құрал – сайманы.
Белгілеулер мен қысқартулар
ЖК – жалпы көрініс;
ОҚО ҒТК – Оңтүстік Қазақстан облысының ғылыми техникалық кітапханасы;
TT – трансформатор;
ТП – трансформаторлы қосалқы станциясы;
РП – тарату орны;
СП – күштік орын;
АБҚ – ауырлатылған бұрғылау құбыры;
СНиП - санитарлық норма және ереже;
ГОСТ – мемлекеттік стандарт;
АҚ – ашық қоғам;
АҚШ – Америка құрамы штаттары;
ОҚМУ – Оңтүстік Қазақстан Мемлекеттік Университеті;
М-өте жұмсақ, бос тау жыныстары жұмсақ және тұтқыр саз балшықтар,
сланецтер, жұмсақ әк тастар;
С-пластикалы және мортпластикалы, қаттылығы орташа тау жыныстары, тығыз саз
балшық, саз балшық сланецтері, қаттылығы орташа әк тастар;
Т-қатты әк тастар, доломиттер, доломиттелінген әк тастар;
Ц-орталық шаю құрылғысы бар;
В-домалау подшипникті;
Г-гидромониторлы;
Н-бір сырғанау подшипнигінде;
У-май толтырылған, автоматты май берумен;
рш-штамп бойынша тау жынысының қаттылығы;
Fк-қашау тістерінің түппен жанасу ауданы;
Gб.к.max – бұрғылау тізбегінің максимал салмағы;
Нрек – ұсынылатын бұрғылау тереңдігі;
Q – шаю сұйығының шығыны,м3с;
(1 - ұңғыма диаметрінің кеңеюін ескеретін коэффициент, жұмсақ жыныстар
үшін (1 ( 1,3; қатты жыныстар үшін 1,05;
Dскв – ұңғыма диаметрі, м;
dб.т – бұрғылау құбырларының диаметрі, м;
(в.п – шығатын ағыс жылдамдығы, мс;
- i-жыныстың қаттылық категориясы;
- тау жынысының ішкі қабатының қуаты, м;
- бөлінген қуаты, м.
Кіріспе
20 ғасырдың соңы мен 21 ғасырдың басы Қазақстан мұнай газ саласы үшін
Шу – Сарысу өңіріндегі Айрақты газконденсат кенішіндегі ұңғыларды бұрғылау
жұмыстарының басталуымен есте қалды. Кеңес Одағы кезіндегі 69 – ші жылдары
барлау жұмыстарының нәтижесінде жер қойнауына орасан зор мөлшері бар деп
болжам жасалынғанмен, тәуекел етіп оны ашу жұмыстарына ешкім бел байлап
кірісе қоймады. Айбатын әлем мойындаған, энергетикалық өндіріс саласындағы
жетістіктері көңіл көншітетін Кеңес Одағы қабырғасы сетінеп, одан 15
мемлекет өз тәуелсіздігін жариялады. Бұрындары Одақ құрамында болғанда
Республика қажетті тұтынатын газ мөлшерін көрші өзбек, түркімен, ресейлік
көршілерімізден белгіленген тариф бойынша алып отырсақ, әрқайсысы өз
егемендігін алғаннан кейін соларға қарай жалтақтайтын болдық. Бірде газ
жабдықтары мен құбырларының ескіргенін, тағы бірде әлемдік саудадағы мұнай
бағасының өскенін желеу етіп газдың әрбір текше метріне деген құны жылдам
өсе бастады. Міне осындай қиын – қыстау жағдайда Қазақстан тығырықтан
шығудың басқа жолын, яғни экономикалық тұрғыдан алғанда тиімді түрін
іздестіре бастады. Алғашқы жобада газды оңтүстік өңірлерге еліміздің Батыс
аймақтары арқылы жеткізу қарастырылды. Жетістігі болып өзімізде өндірілетін
газ ішкі тұтынысқа берілетін болса, ал кемшіліктеріне біріншіден, Батыс пен
Оңтүстік – Шығысты байланыстыратын газ құбырының болмауы, екіншіден сол
газды өндірудегі үлесі бар шетелдік және отандық кәсіпорындардың өнімді
ішкі сұранысқа арзан бағаға бергеннен гөрі, сыртқы жоғары бағамен сатуы
тиімді болды.
Міне осы тұста Жамбыл облысындағы Айрақты газконденсат кеніші еске
алынды. Қайтадан барлау экспедициялары құрылып, қордың мөлшерін анықтау
жұмыстары жүргізіле бастады. Жер қойнауын барлаушылардың деректері бойынша
қабаттағы анықталған газ көлемі Республикамыздың Оңтүстік, Оңтүстік –
Шығысында орналасқан үш облысты кемінде газбен 15 – 20 жылға қамтамасыз
етуге болатынын анықтап берді.
1971 жылы Үкімет шешім жасап Амангелді газконденсатты кенорнында
бұрғылау жұмыстарын жүргізу үшін мемлекет тарапынан қаржы бөлініп жұмыс
басталып та кетті.
Кезінде Американдық компаниясы бастаған бұрғылау жұмыстарын, қазіргі
кезде КазБургаз кәсіпорындары жалғастыруда. Кен орнының бас мердігері
болып саналатын ҚазМұнайГаз ұлттық компаниясының мәліметтері бойынша
қазіргі уақытта 5 ұңғы толығымен қазылып бітіп, пайдалануға берілген. Кен
орнымен Тараз қаласы арасында ұзындығы 195 шақырымдық құбыр желісін тарту
жұмыстары толығымен бітірілгенн кен орнына газды жинау, тасымалдауға
дайындау қондырғылары орнатылған. Нәтижесінде газ қазіргі уақытта тазаланып
қала мен облыстың кейбір аудандарына тұтынуға беріле бастады. Осы
жүргізілген шаралардың арқасында бір текшеметр газдың құны 11 тенге 50
тиыннан 7 тенге 30 тиынға дейін арзандады. Ал кенорны толық қуатымен жұмыс
істеген жағдайда бұл көрсеткіш әлі де азаятыны белгілі.
Сонау 1997 жылы Айрақты газы жайлы алып – қашпа сөздер туындай
бастаған шақта, Қазақстан Республикасы білім және ғылым министрлігінің
шешімімен қазіргі М.Х.Дулати атындағы Тараз мемлекеттік университетінде
мұнай және газ мамандықтары бойынша білімгерлер қабылдана бастады. Бұл
көрегендіктің арқасында қазіргі кезде Амангелді газ кенорнындағы қажетті
мамандардың орнын осы аталған университеттің алғашқы түлектері толтыруда.
Айрақты газконденсаты кен орны өзіне тиесілі жұмыстарды атқарып тұр.
Мәселен, Айрақты кенорны толық қуатымен жұмыс істеп, жоғарыда аталған үш
облысты да газбен қамтамасыз етіп тұр деп есептейік. Бізге белгілісі газды
өндіру процесі бір қалыпты жүріп отырады да, ал онымен тұтыну процесі жыл
мерзіміне байланысты өте үлкен шекте азайып немесе көбейіп отырады.
Сондықтан жазғы мезгілде, яғни газды тұтыну мөлшері азайған кезде қысқы
маусымға арнап газ өнімінің қажетті қорын жинап алу мәселесі туындайды. Бұл
мәселенің тиімді шешімі – табиғи газды сұйықтатып арнайы қоймаларда сақтау.
Сұйытылған табиғи газ көлік қозғалтқыштары үшін жанар – жағар майда бола
алады. Бұның тиімділігі машинаның қуаттылығы сол қалпында қалып, ал
қоршаған ортаны зиянды заттармен ластауды азайтады.
1. Геологиялық бөлім
1.1 Айрақты кен орны жайлы жалпы мағлұмат
Айрақты газконсенсатты кен орны Жамбыл облысы, Мойынқұм ауданы Жамбыл
қаласынан солтүстікке 13 км орналасқан. Аудан 1969 ж МОВ сейсмобарлаумен
дайындалған. Іздеулер 1971ж басталып, скважинамен кен орны ашылған.
Құылымды жоспарлар төменгітаскөмір мен төменгіперімді шөгінділермен
барланған.Жоғарғытурнейлі-төменгіви зейлі құнарлы көлбу қабатында жамылқы
бет бойынша геометриялық күмбезді қатпар өлшемімен (изогипспен-1820м) 9х9
км және 120м амплитудасымен белгіленеді төменгіпермді тұзаралық газқалысу
қабатының жамылқы бетінен ассиметриялық антиклинал субмеридианалды созылуы
21х10км және 120м амплитудасымен байқалады.кен орны үш газ кенішінен
тұрады, қабатты-күмбезді және литалогиялық қырланған типті,
жоғарғытурнейлі, -төменгівизейлі көмірлі-терригенді төменгі пермді
тұзаралық құмайттармен аллевриттерде(219сур). Жоғарғытурнейлі кеніштің
жатқан ұзындығы күмбезде 2145 м құрайды, 24 ұзындығында ВК-1803м белгісінде
тойтарылған. Тиімдісі-12м. Булы және жарықшақтармен және ашық кеуектілігі-
11,3%, өткізгіштігі-0,002 мкм2, газқаныққандықты коэффициенті-0,82
алевролиттермен көрсетілген.
Жыныс үшін жамылқы беті болып аргеллиттер текшесі мен тығыз сазды
алевролиттер жоғарғытурней тілігінің бөлігінің жамылқы бетіне жатушы
қызметін атқарады. Кеніш барланбаған. Төменгівизейлік кеніш жатушы
тереңдігі, күмбезде 2075 м, ұзындығы 62м, және ПЗК-абсолютті белгісі-1771м
болады. Қалысу көлбу қабатының жалпы қалыңдығы 35м, тиімдісі 1,4м.
Терригенді булы және жарықшақты булы типті коллекторлардың қалбырлы-
сүзгішті қасиеттері ашық кеуектілігі 17,5%, өткізгіштігі-0,002мкм2,
газқаныққандық коэффициенті 0,82% анықталады. Ангидриттер қалыңдығы,
сульфатизиринді әктастар мен аргиллиттер, ортавизейлі ярус асты түбінде
жатушы жамылқы қабаты қызмет етеді. Алғашқы қабатты қысымымен қызуы 28,2
МПа мен 720С құрайды. Газдың алғашқы шығымы (дебиті) диаграммада 19,1мм
сөтм3 31,3мың құрайды. Төменгіпермді тұзаралық газды қалысу қабатының
жамылқы бетінің тереңдігі күмбезде 830м. Кеніштің биіктігі 70м, ГВК
қасындағы белгісінде-534м. Тұзаралық шөгіндінің жалпы қалыңдығы-32м,
пайдалысы-10м. Булы, жарықшақты типті терригенді коллекторлар ашық
кеуектілігі-18,6%, өткізгіштігі-0,001м.км3 және газқанықққандық
коэффициенті 0,82% пен сипатталады. Тұзаралық қызылтүсті шөгінділерде
жамылқы беті болып тас тұздар текшесінің қабатасты галатизиринді кунгур
жасындағы аргилиттермен кезектесуі болады. Жыныстағы алғашқы қабатты қысымы-
10МПа, қызуы 420С. Газдың шығымы (дебиті)-сөтм2 128мың,шайбада19,1м м.
Жоғарғытурнейлік және төменгівизейлік газдардың шөгінділері-этанқұрамды,
азотты-көміртекті және көмірқышқылды-азотты-көмірсутекті, гелейарқаланғыш.
Сан жағынан, ауыр көмірсутектілер ерекшелігімен қабаттар жеңіл газдардан
тұрады.
Компоненттердің мәні шоғырлану шегінде өзгереді: метан-72,5-81,9%,
этан-3,46-8,21%, пропан-1,14-2,77%, бутандар-0,23-1,4%, пентан+жоғарғылар-
0,4-0,96%, азот- 7,64-30,9%гм3. Төменгіперлі кеніші азотты-көміртекті және
көміртекті азотты., құрғақ және этанқұрамды жеңіл газдар шоғырланумен
құралған: метан-24-75,49%; этан-1,03-5,15%; пропан-0,47-1,71%; бутандар-
0,06-0,91%;пентандар жоғарғылар-0,1-0,35% азот-16,9-72,6%; гелий-0,17-
0,35%. Қышқыл компоненттер 0-0,45% көмірқышқыл газбен ұсынылған конденсат
құрамы-21,8гм3. Хлоркальцийлі құрылымның қабдатты суы 1,15-1,24гсм3
тығыздығы мен тұздылығы 146,3гл дейін болады. Кен орны өндірістік
меңгеруге дайын.
1. 2. Кен орнының геологиялық құрылымына сипаттама
1. 2. 1 Тектоника
Шу-Сарысу атырабы Оңтүстік Қазақстанда ірі тауарлық ойпаң
территориясында орналасқан. Әкімшілік жағынан Жамбыл және Оңтүстік
Қазақстан облыстарының территориясында. Ауданы 220 мың км2. Алапты шығыс
және оңтүстік шығыста Қырғыз Алатауы мен Қиындықтас тау массиві, Оңтүстік-
батыста-Үлкен және Кіші Қаратау жоталары, Солтүстік шығыста-Шу-Іле
антиклинориі, ал солтүстік және солтүстік-батыста Ұлытау мен Сарысу-теңіз
көтерілімі шектейді.
ВНИГНИ, және де Қ.И. Сәтпаев атындағы ғылыми-зерттеу геология
институтының ғалымдарының қатысуымен, Қазақстанның жер қойнауын қорғау және
геологиясы министрлігінің бастаған мақсатқа бағыталған мұнай іздеу
жұмыстары 70-жылдардың ортасында жаңа басым түрде газды алап-Шу-Сарысудың
ашылуымен аяқталды. Мұнда мұнайлы-газдық ғылымда және мұнай практикасында
бұрын белгісіз болған шаймалану, туынды минералтүзу және т.б. туынды
процестердің типті платформалық білінуімен ерекшеленеді. Квазиплатформалық
түзілімдер-жыныстар кешеніне байланысты болады.
Геологиялық құрылысына жиынтық қалыңдығы 500м аса орта- жоғарғы
палеозой және қайнозой шөгінді түзілістер кешені қатысады. Ірнетас
құрылысының сипаты белгісі солтүстік-батыс бағытқа тән әртүрлі бағытталған
аймақтық терең жарылымдар жүйелерінің алдын-ала анықталған білінуімен
шойтастық тектоникалы болып табылады. Ойпаңның ішкі бөліктерінде
сейсмобарлаумен Көкпансор ойпаңындағы Придорожное, Мойынқұмдағы Амангелді
және Айрақты кенорындары сияқты, мұнайгаз жинақталу белдемдерін түзетін,
жергілікті құрылымдармен күрделенген, біршама ұсақ көтеріңкі блоктар
айқындалған. Басқа ойпаңдар-Тасбұлақ, Жезқазған, Байқадамда да жергілікті
құрылымдардың сериясы, соның ішінде мұнайгаз іздеу жұмыстарын жабдықтау
үшін практикалық қызығушылық туғызатын түзкүмбездер айқындалған. Мезозойға
дейінгі түзілімдерде газдың химиялық құрамы бойынша айырмашылықты бірнеше
газды кешендер айқындалған: девон және төменгі таскөмірлі- көмірсутекті-
азотты, пермьдік-азотты және гелийдің жоғарғы мөлшерімен азотты-көмір
сутекті болып бөлінеді.
1.09.97. жыл бойынша жоғағы девон, төменгі қарбон және төменгі пермьдік
жыныстарды өнеркәсіптік қорлармен азотты-гелийлі және көмірсутекті газдың 8
кенорыны маңызды халықшаруашылық мәні бар. Оның өнеркәсіптік ретінде гпзға
өте мұқтаждықты бастан кешіріп отырған республиканың оңтүстік-облыстарын
газбен қамту проблемасы шешімін табуы әбден мүмкін.
1. 3 Стратиграфия
Төртітк жүйе
Төрттік түзілімдер неоген, палеоген және біршама ертедегі жыныстар
үстінде сәйкессіз жатады. Басым түрде аллювиал және пролювиалал құмды-сазды
түзілістер мен эолді құмдардан түзілген. Тау бөктерінде қойтасты-малтатасты
түзөілістер дамыған.
Неоген жүйесі
Неоген түзілімдері даталануы жеткілікті түрде шартты аймақтық
горизонттармен свиталарға бөлінеді.
Жоғарғы плиоцен. Жөрекі сынықты жыныстар: конгломераттар; қойтастар,
гвавелиттер және қиыршық тастар басым болады. Қалыңдығы 100м.
Жоғарғы плиоцен және ортаңғы плиоцен. Оның құрамы өзгермелі: синеклиз
перифериясы бойынша дөрекі сынықты жыныстар, ал орталық және батыс
аудандарда-шұбар түсті, сирек емес гипстелген саздар мен құмдар басым
болады, 50-60м дейін.
Орта және төменгі миоцен Арал горизонты. Сұр саздар мен құмдар
қабатшықтарынан түзілген, саздары жиі гипстелген, қалыңдығы 275 м дейін.
Палеоген жүйесі
Олигоцен. Жоғарғы олигоцен-асқазансор свитасы ашық-сүр, жасыл құмдардан
құралған, қалыңдығы 12м.
Орта және төменгі олигоцен. Құм қабатшықтарымен бірге қызыл және шұбар
түсті саздардан түзілген, қалыңдығы 150м дейін.
Эоцен. Пирит тасберіштерімен, глауконит түйіршіктерімен, ақула
тістерінің қалдығы және балық қабыршағымен бірге жасыл-сұр саздардан
құралған, қалыңдығы 180м дейін.
Палеоцен. Қара-сұр саздардан, құмайттардан және кварц-слюдалы құмдардан
түзілген, қалыңдығы 2-30м.
Бор жүйесі
Бор жүйесі сенон және турон жікқабаттарынан түзілімдерінен құралған
кварцты құмдардан, қиыршық тастардан, малтатастардан, конглмераттардан
түзілген. Динозавр сүйектері, ақула тістері жиі кездеседі. Қалыңдығы 80 м
дейін. Турон түзілімдері палеозой жыныстарының пенепленденген бетіне
орналасқан, желге мүжілудің ертедегі қабықтары дамыған. Саз қабатшықтарымен
бірге сұр құмдардан құралған. Қалыңдығы 160м дейін.
Пермь жүйесі
Пермь түзілімдері асинхронды өзгеретін ішкі континенттік алап
түзілістерінен тұздылықтың әртүрлі бөліктерімен көрінеді. Свиталардың
даталануы мен мүшеленуі бір мағыналы емес.
Жоғары бөлім және төменгі бөлімнің жоғарғы басы тұзкөл свита қызыл, сұр
және шұбар түсті қабатшықты құмайттар және құмайттастардан түзілген.
Қалыңдығы 100-450м.
Ойпаңдағы төменгі тұзкөл свитасының қаттары қызыл және сұр түсті
құмайттастар, доломиттер, әксаздар және ангидриттер қатташықтары мен
будалары кезектесіп келетін тас тұздарын құрайды. Синеклиздық көтерілімдері
мен ернеулерінде тас тұзын: ангидриттер, оңтүстік-шығыс аудандарда-
гипстелген қызыл түсті жыныстар алмастырады. Төменгі тұзкөл свитасының
қалыңдығы 500м дейін. Қазан-кунгур свиталарының жасы өсімдіктер тозаңы мен
шаңының тарауы бойынша анықталған.
Төменгі бөлімге Соркөл және Қарақыр свиталары жатады. Соркөл свитасын
басым ұсақ түйіршікті құмтастар, әксаздар, доломиттер, құмайттар, гипс
ангидриттер, глаубериттер қабатшықтарымен қатар сұр және жасыл-сұр
құмайттастар түзеді, ойпанда оған тас тұзының қатары қатысады, қалыңдығы,
210м. Ерте пермьдік жас-котилозавр, балық, өсімдік қалдықтарының табылуы
бойынша анықталған. Қарақыр свитасы жоғарғы тас көмір түзілімдеріне сәйкес
түрде жатады және құмтастар, құмайттар, ангидриттер, глаубериттер
линзалардың қабатшықтарымен бірге сұр, сазды кремнийлі әктастардан
құралған, қалыңдығы 70м дейін.
Өнеркәсіптік газдылық-Соркөл свиталарының тұзастылық түзілімдеріріне
байланысты. Саңылаулы-жарықшақты типті жинауыштар құмтастар мен
құмайттастар болып табылады. Ашық кеуектілігі 2-9%, өтімділігі 0,74мкм2
жетеді (газ бойынша). Шоғырлары қаттық-дөңестенген, тектоникалық және
литологиялық шектелген.
Таскөмір жүйесі
Таскөмір жыныстары девон түзілімдеріне сйкес түрде орналасқан. Олар
қызыл сұртүсті құмтастардан, қабаттасқан құмайттастар мен құмайттардан
түзілген. Түзілімдердің қалыңдығы 1500м дейін.
Төменгі тас көмір түзілімдері свиталарға мүшеленеді. Олар шұбар түсті
құмайттастардан, оолитті және детритті әктастардан (қызылту свитасы)
құралған, қалыңдығы 215м дейін. Жоғарғы визе (дальнен горизонты) қара-сұр
әктастардан, құмайттардан, құмайттастардан түзілген, жоғарғы бөліктерінің
әрбір жерлерінде ангидриттер (қаратау свитасы) ҚАЛЫҢДЫҒЫ (420м) дейінгі
саратов свитасының қара-сұр әктастардан, құмтастардан және құмайттастардан
түзілген.
Таскөмір жүйесінде газ кенорындары серпухов жоғарғы визе түзілімдеріне
және төменгі визе- жоғарғы турне түзілімдеріне байланысқан. Жинауыштары
әктастар мен құмтастардан құралған. Шоғырлары массивті және қаттық
дөңестенген, антиклинді көтерілімдерге тураланған. Бақыланған толқынды өріс
бойынша кедертас типті тұтқыштардың дамуын жорамалдауға болады.
Девон жүйесі
Девон түзілімдері іргетаста сәйкессіздікпен жайғасқан. Тасбұлақ және
Көкпансор ойпандарында және Төменгі шу ойпатында фамен түзілімдері төменгі
турне түзілімдерімен бірге тұзды қатқабаттан (бестөбе свитасы) түзілген.
Қатқабатының жоғарғы бөлігін қалыңдығы (400м) дейінгі тас тұзы, долмиттер,
әктастар қатарымен бірге сұр, ангидриттелген құмайттар мен құмайттастар
құрайды. Тұзды қатқабаттың төменгі бөліктерін қалыңдығы (500м) құмайттар,
құмайттастар, доломиттердің қабатшықтарымен бірге тас тұзы құрайды.
Тұздардың бұл қатқабаты. Орта-төменгі девонға жататын қиманың төменгі
бөліктерінде дөрексынықты жыныстар эффузия-шөгінді жыныстарымен
кезектеседі. Девонның тұзаастылық түзілімдерінің қалыңдығы 1500м дейін
асады.
1. 4 Өндірістің болашағы дамуы және қысқаша сипаттамасы
Айрақты-Шу- Сарысу шөгінді алабының газконденсатты кенорны. Жамбыл
облысында, Тараз қаласынан солтүстікке қарай 135км жерде орналасқан.
Бұрғылауға сейсмобарлаумен 1969 жылы дайындалған, 1971 жыл ашылған.
Кенорынның сыйдырушы құрылымы жоғарғы турне-төменгі визе өнімді
горизонттарның жабындысы бойынша көлемі 9х8км (1820м изогипсте) амплитудасы
120м. Төменгі пермь тұзаралық газды горизонттың жабындысы бойынша
ассиметриялы антиклиналь субмеридианды созылым, көлемі 21х10км, амплитудасы
160м. Кенорыны қаттық-дөңестенген және литологтялық шектелген типті үш
газды шоғырлардан жоғарғы турнелік, төменгі визелік көмірлі-терртгенді және
төменгі пермдік тұзаралық құмтастар мен құмайтастардан тұрады. Жоғарғы
турне шоғырларының дөңестігі жатыс тереңдігі 2145м, биіктігі 24м. Газ-су
жапсары 1803м белгіде соғылған. Газды горизонттың жалпы қалыңдығы 24,
тиімді қалыңдығы-17м. Жинауыштары саңылаулы және жарықшақты-саңылаулы
типті.
Төменгі визе шоғырының дөңестегі жатыс тереңдігі 2075м, биіктігі 62м
және газ-су жапсарының абсолюттік белгісі-1771м өнімді горизонттың жалпы
қалыңдығы-35м, тиімді-11,4м. Терригенді жинауыштары саңылаулы және
жарықшақты-саңылаулы типті. Бастапқы қат қысымы және температура 28,2 және
720С. Газдың бастапқы шығымы 19,1мм диафрагмада тәулігіне 31,3 мың м3
құрайды. Төменгі пермь тұзаралық газды горизонт жабындыларының тереңдігі
дөңесте 830м. Шоғырлардың биіктігі 70м. (газ-су жапсарының 534 белгідегі
жағдайында). Тұзаралық түзілімдердің жалпы қалыңдығы 32м, тиімділігі-10м.
Газдың шығымы 19,1мм шайбада тәулігіне 128 мың м3.ү газдар этан-құрамды,
азот-көміртекті және көмірқышқыл-азот-көмірсутекті, гелийлі. Игеруге
даярланған.
1. 5 Газдылығы
Шу – Сарысу ойпатының өндірістік газдылығы 1961 жылы Үшарал –
Кемпіртөбе азотты-гелилі газды кен орны ашылуымен дәлелденген. Одан кейін
1967 жылы Құмырлы ыстық газды кен орны ашылған. 1970 жылдан 1975 жыл
аралығында Солтүстік Үшарал, Айрақты, Придорожная және Амангелді кен
орындары, 1976 жылы – Орталық және де соңынан 1980 жылы – Анабай кен
орындары ашылған. Придорожная және Орталық кен орындары ойпаттың батыс
бөлігінде орналасқан, ол қалғандары орталық – шығыс бөлігінде.
Газ кеніштері негізінен төменгі тас көмірлі (визейлік және турнейлік
ярустары) және төменгі пермі шөгінділерінде анықталған. Бірақта сонымен
қатар, Орталық кен орнында кеніштердің біреуі іргетас эрозиондық бөлінуде
және Придорожная кен орнында каменск және серновуск шөгінділерінде газ
кеніштері анықталған. Кен орындарының атауы да 20 – 30 жылдан бері
консервацияда тұр. Оның біреуі де пайдаланылмаған.
1. 6 Кен орнының сипаттамасы
Кен орны 1971 жылы ашылған. Құрылымдағы орналасқан кен орны сыну
алдындағы брахнантисыналы бүрмеленген солтүстік – шығысқа қарай созылып
жатыр. Сыну құрылымды шығыстан және оңтүстік – шығыстан шектейді. Төменгі
виза өлшемдері күмбез бойынша 15х7 км, ал ампилтудасы – 280 м. төменгі
пермі өнімді қалыңдық күмбезінде амплитуда бүрмесі 400 метрге дейін
ұлғаяды. 1975–1976 жылдардағы тереңдеп ізденіс бұрғылаулары.
МОБТ сейсмобарлау мағлұматтары негізінде жүргізілуде. Бұл көрсетілген
уақыт аралығында барлығы 11 іздену ұңғылары (№1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,
10, 13, 14) және 6 барлау ұңғылары бұрғыланды (6-р, 11-р, 16-р, 15-р, 17-р,
18-р). Осындай түрмен кен орындарында 17 ұңғы бұрғыланған, оның ішінде
төменгі визей шөгінділерінен газ алынған 10 ұңғы және су алынған 1 ұңғы
консервацияға кіргізілген.
Сораптық – компрессорлық құбыр тек қана 16 – р ұңғысына түсірілген. 4
ұңғы (7, 13, 15, 17) жойылған. Екі ұңғы (10 және 14) кен орынның аумағының
сырт жағында бұрғыланған болып шықты.
1998 жылғы қорларды есептеген есеп берулерде келтірілген мағлұматтар
бойынша пайдалану ұңғысы есебінде 5 барлау ұңғысын (1, 2, 4, 5, 6)
қолдануға болады.
Кен орынның газдылығы жоғары турнелік, төменгі визейлік, төменгі
серпуховалық және төменгі пермдік шөгінділермен тығыз байланысты. Сонымен
қатар қор бойынша есептеулерде тек қана төменгі визейлік және төменгі
пермдік шөгінділердегі газ кеніштері қоры есепке алынған, ал басқа кеніштер
әлі толық барланбаған. Төменгі пермдегі сульфатты галогенді терригенді
шөгінділердегі кеніштер метологиялық қоршалған қабатқа жатады.
Кеніш тереңдігі күмбезден 850 метрді құрайды. Газ – су қатынасы – 782
м деңгейде қабылданған. Өнімді горизонттың жалпы қалыңдығы – 270 метр
орташа тиімді қалыңдық – 28,5 метр. Газ қаныққан құмшауыт және алевролиттер
кеуекті, сызатты – кеуекті және кеуекті–сызатты түр коллектор-лары түрінде
болып, оның ашық кеуектілігі 15% және өткізгіштігі 0,14 мкм2.
Газға қанығу коэффициентті – 0,75. бастапқы қабат қысымы – 13,2 МПа.
Ең жоғарғы мәндегі шығым 15,9 мм шамба арқылы тәулігіне 182,9 мың.м3.
Кеніштің жабуы есебінде кунгур жасындағы терригенді – гологенді шөгінділер
қызмет етеді. Оның қалыңдығы 500 метрге дейін.
Төменгі визейліктегі газ кеніші 2053-2385 тереңдік аралығында
орналасқан. Оның биіктігі қабылданған газ – су қатынасының деңгейіндегі –
(1972м) қалыңдығы – 252 метр. Бұл кезде ГВК (ГСҚ) жағдайындағы кеніш ауданы
49915 мың м2 (4991га). Кеніш түрі – қабатты, күмбезді. Өнімді горизонт
құмшауыт, алевролит және аргилит қабаттамалары ауысып келетін түрде
көрсетілген, жалпы қалыңдығы 46 – 57 метр.
Горизонт төменгі визейлік қимасының орталық бөлігінде орналасқан және
құмшауыттан, карбонатталғаналевролиттерден – известняктан тұратын (6 – 7м)
жыныс қабатымен жабылған. Қимадан жоғары жақта газ кенішінің сенімді жабуы
болып табылатын қалыңдығы 5 – 8 м қалыңдықтағы ангидрит қабаты жатыр.
Горизонт тұтасымен қара аргилит қабатымен жабылған. Кеуекті және
кеуекті – сызатты түрдегі өнімді коллекторлар қалыңдығы 0,8 – ден 6,8
метрге дейін жететін құмшауыт және алевролит түрінде көрсетілген. Газға
қаныққан қалыңдықтардың жалпы өзгеруі ұңғыларда 10 метрден (15 ұңғы) 31
метрге (8 ұңғы) дейін өзгереді. коллекторлардың кеуектілігі 12-27 %.
Өткізгіштігі сызатталмаған кеуекті жыныстар үшін 0,05 – тен 5,56-10-2 мкм-
ге дейін және сызатты жыныстар үшін 1854,23*10 мкм2, саздылығы – 0,12-ден
кем, карбонаттылығы – 0,07-0,09-дан аз.
1. 7 Төменгі визалық горизонттың өнімділігі
Горизонт 13 ұңғыда барланған 12 ұңғыдан (37 объект) газ, ал біреуінен
– су алынған (2 объект). Барлану нәтижесінде көрінгендей шығым көлемінің
күрт өзгеруіне байланысты объектілер екі топ объектілерге бөлінеді: аз –
шығымды және жоғарғы – шығымды.
Сонымен бірге объектілердің 80%-ті төменгі шығымды объектілерге жатады
(оның ішінде объектілердің 65%-тінің шығымы көпшілік жағдайда тәулігіне 3
мың м3 – тан аспайды. Қорларды есептеулерде есеп берудің көрсеткеніндей
ұңғы бойынша төменгі кен орнының пореклиналда орналасуына байланысты, онда
коллекторлардың көлемді сүзушілік сипаттамалары өте төмендігімен және ашу
әдістерінің жетілдірілмегендігінен. Бұнда көрсетілген екінші себеп
зерттеулерде үлкен орын алуы мүмкін.
Төменгі шығымды объектілердің құрылымдық жағдайын қарастырсақ, олар
тек шеткі ұңғыларда ғана емес, сонымен қатар күмбез көтерілімі бөліктерінде
де орын алады. Сонымен қатар төменгі шығым жоғары шығымды қабаттар
орналасқан скважиналар жанында да байқалады. Алдын – ала байқап көру
талдаулары көрсеткендей жоғарғы және салыстырмалы жоғары шығымы алынатын
қабат – коллекторлар төменгі визейлік өнімді горизонттарының қимасының
әртүрлі бөліктерінде орналасқан.
1, 18 және 6 ұңғыларда олар оның ортаңғы бөлігінде орналасқан, ал 2, 5
және 16 ұңғыларда жоғарғы жағына жақын бөлігінде орналасқан. №4, 7, 15
ұңғыларында төменгі визейлік өнімді қабатының төменгі бөлігінде өнімді
қабат орналасса №11 ұңғыда күмбез айналасында орналасса, ол 8 және 17
ұңғыда солтүстік бөлігінде орналасқан. Өнімді горизонттың қимасының барлық
бөлімдерін зерттегенде өте әлсіз газ ағып келуі анықталған. Көпшілік
объектілерде тәулігіне 1-ден 3,0 мың м3-ке дейін, тек қана екі объектіде
тәулігіне 5-8 мың м3 болды.
Температураға берілген түзету – 0,86.
Қабат газының құрамы, конденсаттың қабат газындағы потенциалды
қосындысы. Конденсат тығыздығы 2,5 және 6 ұңғылардан зерттелген газды
конденсатор мағлұматтарынан және зертханалық жүргізілген зерттеулер
нәтижесінде алынған. Потенциалды конденсат құрамы бар қабат газының және
оның тығыздығы өзіне сәйкес 86 гм3 және 0,896 гсм3-ке тең. СредАЗ НИН газ
институтының зертханалықзерттеулері мағлұматтарында конденсатты алу
коэффициенті – 0,77. пайдалы қазбалардың қорының мемлекеттік коммиссиясы
конденсатты алу коэффициентін 0,75 – ке тең деп бекітті.
1. 8 Газдың және конденсаттың қоры
Төменгі перм кенішінің газ қоры СССР-дің ГКЗ-сіне бірінші рет 1971
жылы берілген. Төменгі визейлік кенішіндегі газ қоры С1 категориясы бойынша
8740 млн м3, ал төменгі пермі кенішіндегі газ қоры С1 категориясымен 6169
млн м2, С2 категориясымен 4761 млн м3 болып бекітілген. Төменгі визейлік
бойыеша 153 мың тонна, ал алынатыны 114 мың тонна болып бекітілген.
1996 жылы газ және конденсат қоры. Төменгі визейлік кенішінде
Қазақстан республикасының Мемлекеттік қор комитетінде қайтадан бекітілді.
Геологиялық зерттеулер бойынша С1 категориясында 17058 млн м3 және С2
категориясында 8020 млн м3 (алу коэффициентті 0,9) болғанда өздеріне сәйкес
15352 және 7218 млн м3.
Осындай түрмен ұңғы түбі аумағындағы сүзілу сипаттамасындағы
техникалық-технологиялық факторларының әсерінен керісінше болуын есепке ала
отырып коллектордың табиғаттың фильтрленуінің сипаттамасын өнімді қабаттың
нақты бір аралығында анықтауда кен орнын әрі қарай игеруде коллекторлардың
зоналық орналасуларын және олардың сыйымдылық – фильтрациялық
сипаттамаларын жете зерттеу қажет.
1. 9 Газ және газды конденсаттың сипаттамалары
Төменгі пермдік кеніштің газдары мынандай келесі құрамымен
сипатталынады: метан 9,47 - 26,05%; этан – 0,21 – 1,97%; пропан 0,02 –
0,49%; изобутан – 0,03 – 0,05%; н-бутан – 0,07 – 0, 09%; пентан+жоғары –
0,06%; азот + сирек – 70,92 – 87,02%; гелий – 0,04 – 0,24%; көмір қышқыл
газ – 0,15 – 1,3%. Төменгі визейлік кеніштерінің газы құрамында өте жоғары
ауыр әртүрлі қоспалардың болуымен ерекшеленеді. Құрамындағы метан 80% -тен
жоғары емес, негізінен 67 - 79% шамасында.
Кеніш бойынша метанның орташа құрамы 74%. Азоттың құрамы 2-ден 20%-ке
дейін, орташа - 9%. Аз пайыздығы компонентердің орташа мағынасы этан –
11,37%, пропан – 5,08%, бутан – 1,58%. Гелий құрамы 0,03-тен 0,09-ға дейін
өзгереді, аргон – 0,008 – 0,09%. Орташа құрамы өздеріне сәйкес 0,059 және
0,052%. Абсолюттік газ тығыздығы – 0,869 гсм3. Ауамен салыстырмалығы –
0,721 гсм3. Жоғарғы қысылу коэффициентті – 0,05. Боиль Мариотта заңынан
шетке шыққандағы түзетілуі – 1,18. Сонымен бірге бекітілген геологиялық
және алынатын С1 категориясындағы конденсат қоры. Сәйкестікте 1466,0 және
1320 мың тоннаны, ал С2 категориясында сәйкестікте 690,0 және 621 мың
тоннаны құрады. Қорларды қайта есептеу негізінен 1981 жылдан кейін
бұрғыланған 17 және 18 ұңғылардан алынған мәліметтер қызмет етті.
Төменгі визейлік кеніштеріндегі 1996 жылғы есептелген геологиялық
қорлар. 1981 жылмен салыстырғанда газ бойынша (С1+С2 категорияларының
қосындысы) 12,7 есе, ал конденсат бойынша 14 есе өсті. Төменгі пермдік
кеніштің газ қоры 1981 жылдан кейін есептелген жоқ. Осындай турмен кен орны
бойынша тұтасымен пайдалы қазбалардың мемлекеттік балансында алынатын жалпы
мынандай көлемдері есепке алынған.
Газ: С1 – 21521,0 мың м3;
С2 – 11979,0 мың м3;
С3 – 33500,0 мың м3;
Конденсат: С1 – 1320,0 мың тонна;
С2 – 621,0 мың тонна;
С1 + С2 = 1941,0 мың тонна;
Сонымен қатар, төменгі пермдік кеніштің газының құрамында 81,2 %
азоттан тұратындығын есепке алу керек немесе (С1+С2 категориясындағы)
газдың жалпы көлемінен 2077,0 млн. м3 көмірсутекті газдың 10930,0 млн м3
қоры бар. Осы жағдайларға байланысты кен орнындағы С1+С2 категорияларындағы
газдың жалпы көлемі 24647 млн м3-ті құрайды.
2.1 Ұңғымада қиындықтар туатын интервалдарды анықтау
Айрақты кен орнында игеру процесінде туындайтын мен күрделіліктерге
ұңғы тұтастығын бұзатын, бұрғылау ерітіндісін мұнайгаз және су бағытында
сіңіру жатады. Мұнай газ кен орнын игеру бойынша Айрақты кен орнында
жүргізілетін жұмыстар географиясының кеңейуі және тереңдеуіне байланысты
күрделіне береді. Күкіртсутекті агрессиямен байланыса отырып және көп
жылдық жыныстардаң қаттылығы және қашағыштығы ұңғыманы бұрғылау кезінде
қиындықтарға әкеп соқтыру мүмкіндіктері туындайды.
Ұңғыманы жүргізу кезіндегі барлық қиындықтар Айрақты кен орнының
ұңғымасының бұрғылауының технологиялық процестерін бұзады. Олар
технологиялық, техникалық геологиялық және организациялық реттік
себептермен туғызылуы мүмкін. Соңғы қиындыққа бұрғылаудың жұмыс күшінің,
материалдар мен инструменттердің, энергиянының болмауынан, монтаждық
дефектлердің дұрыстамаудың, жөндеу жұмыстарының жоқшылығынан тұрып қалуы
жатады.
Геологиялық себептерден мынандай қиындылықтар пайда болады: жыра пайда
болуы, тез арадағы газ, мұнай,су тасуы, шайғыш сұйықтықтың жұтылуы,
ұңғыманың ұңғыларының қисаюы мен тарылуы жатады.
Техникалық жердегі және ұңғыдағы техниканың бұзылу себептерінен ұңғыда
ұзақ уақыт тоқтап тұрудың және ашық су, мұнай, газбен фонтандалу
себептерінен қиыншылықтар пайда болады. Бұрғылау технологиялық процесінің
бұзылуынан көптеген қиыншылықтар пайда болады, ұңғыманың ұңғыларының
майысуы, жыра пайда болу, науа пайда болуы, мұнай, газ, су тасқыны, шабшы
сұйықтықтың жұтылуы, колонна аралық біліністер, фонтандар мен өртпен
қиындатушылық.
Өндірістік тәжірибелер және жинақталған көп жылдық бұрғылау
бойынша ілімдер ұңғы қабырғасының тұтастығының бұзылу қаупі болатындығын
көрсетеді.
Айрақты кен орнындағы жыныстарды бұрғылау кезінде жыныстар құлауы
немесе бұзылу тығыздығы жоғары қабаттарды бұзу кезінде туындауы
мүмкін.Бұрғылау ерітінділері мен немесе оның сүзгісімен ылғалдану
нәтижесінде осы қабаттардың беріктік шектері төмендейді, ол олардың
үгітілуіне алып келеді. Құлауға сонымен қатар бұрғылау ерітіндісінің
құрамында болатын бос стволының босап және соңғы кезекте бұзылуға алып
келеді.Бұлай жыныстардың құлауы тектоникалық күштер әсер етуі нәтижесінде
орын алады, ол негізінен жыныстардың сығылуына алып келеді. Бұл жағдайда
таулы жыныстар қысымы бұрғылау ерітіндісі тарапынан бағананың қысымының
артуына алып келеді.
0-60м интервалда ұңғыманың ұңғысының және грифонообразованиенің
циркулярлық қоспамен шайылуы. Грифондар судың, мұнайдың, газдың табиғи
тесіктермен тектоникалық бұзылған аймақтарға келуі: газдың төменгі
пласттардан құбыр аралық кеңістікпен үстіңгі пласттарға келу; газдың
резбалық бекіністер арқылы обсадты колоннадан домалақ кеңістікке келуі;
ұңғымадағы қысымның ұңғыны жуу, құрал-саймандарды көтеру тусіру кезінде тез
көтерілуі. Басталған грифондармен күрес үшін кей кездерде законтурлы су
тасқынын азайту, мұнайдың көрші ұңғымалардан сорып алу, ұңғыманы еңкейту
жұмыстары жүргізіледі.
Кен орнындағы жыныстардың ісінуі бұрғылау ерітіндісінің және оның
фильтратының лайлар арасынан өту нәтижесінде жүреді, бұл сулар немесе
ерітінді тығыздалған лайлардан және алефролиттерден өткен кезде
монтмориллонит типті минералдарының едәуір мөлшерінде ұңғы стволын қажай
отырып ісіну жүреді. Бұл созылуға , жыныстардың шөгуіне , забойға дейін
жетпеуге және бұрғылау құралының қарпына алып келеді.Ұңғыма сағасынан
тереңдікте стратиграфиялық бөлімде бұрғылау ерітіндісін сіңіру құбылысы
байқалады. Ең қарқынды максималь сіңіру шамасы 10 м3 болатыны зерттеліп
байқалған. Бұрғылау ерітіндісінің циркуляциялануының тоқтауы болмаған.
Ұңғыманың қабырғаларының опырылып құлауы тереңдікке дейін байқалмаған және
күтілмейді.
60-560м интервалда жыра пайда болды. Жыралар ұңғының дуалын керетін
жыныстардың тепе-теңдігі бұзылғанда, бұрғылау және қолдану уақытында пайда
болады. Бұл құбылыс әлсіз цементтелген, борпылдақ, тұрақты емес жыныстарға
тән. Капиллярлы қысым арқасында жыныстардың беріктігі кемиді, үйкеліс күші,
жыныстар арасындағы үйкеліс азаяды, филтраттың шаюшы сұйықтықтан шығу ағыны
күшейеді. Жыра пайда болумен күрес үшін тұрақты емес жыныстарды тез
бұрғылау және оларды тездетіп обсадты колоннамен біріктіру.
Ұңғыма сағасынан 200м тереңдікте стратиграфиялық бөлімде ілестіруге
қауіпті аймақтар байқалған. Осы аралықта тығыздығы 1,22гсм2 сазды бұрғылау
ерітіндісін пайдаланған кезде сальниктер түзілу құбылысы байқалған. Соның
нәтижесінде 2 сағаттан артық уақыт циркуляция тоқтатылған.
560-1676м интервалда каверн пайда болды. Бастапқы пласт қысымы 2,38-
2,55 Мпа аралығында болады. Жыра пайда болғаннан кейін ісінген лайлы
жыныстарда тектоникалық күштер мен тау қысымының әсерінен пластикалық
деформацилар пайда болады және жыныстар ағады, құрал-сайман тусіру
кезіндегі ұңғыма ұңғысының тарылуы және толығымен жойылуы жаңа ұңғы
бұрғылаудан ерекшеленбейді.
1676-2075м интервалда газ және мұнай тасқыны болады. Кернді алу
қашықтығы бұрғылау тереңдігі 1700 метрден асқаннан кейін бұрғылау
ертіндісінің тығыздығын 1220-1230 кгм3 ден 1630-1640 кгм3 дейін тездетіп
көтеру қажет, себебі 1776 метрден 2075 метр аралығында газ-су-мұнай
контактілері пайда бола бастайды. Қысымның көтерілуінен ұнғымадағы сұйықтық
қабаттың ағысының толастауына байланысты қиыншылықтар туындайды. Егер
бұрғылау тереңдігінде 1776 метрде қабатты қысым kа = 1,5 ауытқу
коэффициентімен газды қабат ашылған.
Мұнай және газ тасқынының негізгі себептері пласттық қысымның ұңғыма
қысымынан көбеюі болады. Аз ғана қысымдардың әр түрлі болуынан шаюшы
сұйықтықтың ұңғыдан ағуы байқалады. Егер пласттық қысым ұңғымадағы бағана
қысымынан асатын болса шаюшы сұйықтықтың фонтандауға ұласатын бөлінуі пайда
болады. Газдың, мұнайдың, судың пласттан ұңғымаға келуі байқалатын болса,
шаюшы сұйықтықтың тығыздығы азаяды, гидростативті қысым азаяды, бұл мұнай,
газдың, судың ұңғымаға келуін үдетеді. Тасқын признактарының пайда болған
кезінде бұрғылаудың терңдеуін тоқтатып, күшейтілген шаюды жүргізіп, қоспаны
дегазациялау керек
2. 2 Жуу сұйықтығының қасиеттері мен типі
Бұрғылау сұйығының параметрлерімен өңдеу рецептурасы Айрақты АҚ
лабораториясының мәліметтері және бұрғылау тәжірбиесі бойынша қабылданған.
Интервалдар бойынша бұрғылау сұйығының тығыздығы бастапқы геологиялық
мәліметтерге байланысты таңдалды. Бұрғылау сұйығының тығыздығы келесі
шамалардан төмен болмауы керек
0- 560 м ур= 10х0,1(1160 ... 1180)=1,1 ... .1180 кгм3
560-1676 м ур=10х0,1(1220 ... 1230)=1,1 ... .1230 кгм3
1676-2378 ур=10х0,1(1630 ... .1640)=1,1 ... .1640 кгм3
Интервалдар үшін нақты геологиялық жағдайларды ескере отырып бұрғылау
сұйығының келесі мәндерін қабылдаймыз
0-560 м 1160-1180 кгм3
560-1676 м 1220-1230 кгм3
1676-2378м 1230-1640 кгм3
0-560 интервал үшін
Бұл интервал үшін, өтімділіктің максималь жылдамдығын алу мақсатында,
қатты фазасының құрамы төмен ерітінді қабылданады (РНСТФ). РНСТФ-ны
дайындау үшін тығыздығы 1160-1180 кгм3 , қатты фазасының бастапқы құрамы
7%-тен аспайтын бетонитті сазды ұнтағы қолданылады. Стабилизатор реагенті
ретінде ПУЩР сұйықтығы қолданылады. Бұрғылау сұйығының жабысқақтық қасиетін
азайту үшін графит қосылады. Кальций иондарын тұндыру мақсатында, цемент
стаканын бұрғылаған кезде, ерітіндіні кальций содасымен өңдейді. Ерітіндіні
шламдар мен , құмдардан әрдайым тазартып отыру керек.
1. Барит 16 тн.
2. КМЦ 1,4 тн.
3. Глинпорошок 6 тн.
4. Полиакриламид 600 кг.
5. Каустикалық сода 250 кг.
6. Кальцинированная сода 3 тн.
7. УЩР 12 тн.
560 – 1676 интервал үшін
Бұл интервал үшін, өтімділіктің максималь жылдамдығын алу мақсатында,
қатты фазасының құрамы төмен ерітінді қабылданады (РНСТФ). РНСТФ-ны
дайындау үшін тығыздығы 1220-1230 кгм3 , қатты фазасының бастапқы құрамы
9%-тен аспайтын бетонитті сазды ұнтағы қолданылады. Стабилизатор реагенті
ретінде ПУЩР сұйықтығы қолданылады. Бұрғылау сұйығының жабысқақтық қасиетін
азайту үшін графит қосылады. Кальций иондарын тұндыру мақсатында, цемент
стаканын бұрғылаған кезде, ерітіндіні кальций содасымен өңдейді. Ерітіндіні
шламдар мен , құмдардан әрдайым тазартып отыру керек.
1. Барит 17 тн.
2. КМЦ 3 тн.
3. Глинпорошок 15 тн.
4. Полиакриламид 250 кг.
5. Каустикалық сода 350 кг.
6. Кальцинированная сода 4 тн.
7. УЩР 15 тн.
1676-2075 м интервал.
Бұл интевалды бұрғылаған кезде, ұңғыма оқпанының тұрақтылығын сақтау
мақсатында, қабырғалардың опырылуын және сусып құлауларының газ- мұнай
көздер ашылады соның алдын алу үшін ерітіндіні ПУЩР және КМЦ мен өңдейді.
Сонымен қатар кальцилі сода мен NaOH, техникалық су мен гипан қолданылады
.
1. Барит 20 тн.
2. КМЦ 4 тн.
3. Глинпорошок 18 тн.
4. Полиакриламид 600 кг.
5. Каустикалық сода 750 кг.
6. Кальцинированная сода 6тн.
7. УЩР 20 тн.
8. ТЩР 15 тн.
2.3 Ұңғыманың конструкциясы
Тау жыныстарының физика, механикалық зерттеу нәтижесінен, кен орны
кестесінен қаттылық қажағыштығы мен тығыздығының түрлілігін білдіреді.
Яғни, алевритті сазбалшықтар, мергель, саз балшықтар,мергель, саз
балшықтар, құмайт, сұр, ашық сұр алевролиттер, балшықты ақтастар, құм
қабатты саз балшықтар, сұр, қара сұр саз , қара қоңыр аргилиттер, тау
шайырлы жік тас, жасыл сұр аргилиттер, сұр ашық сұр алевролиттер балшықтар.
Берілген талдауда көрсетілгендей бұл геологиялық тілікте көптеген жұмсақ,
орта және қатты жыныстар көрсетілген, олардың қаттылығы Л.А. Шрейнердің
топтаруымеен 6 категориядан төмен, тығыздығы 2,9 гсм3 аспайды. Осы, және
де басқа да геологиялық қиманың ерекшелігі ұңғыманың 4 тізбекті
конструкциясын дәлелді деп ойлауға негіздейді.
1. Бағыттаушы оқпан.
2. Кондукторлы оқпан.
3. Аралық оқпан.
4. Пайдалану оқпаны.
Кесте 2.3.1
Шегендеу құбырлар тізбегінің диаметрі ГОСТ 632-80
Шегендеу тізбек Сыртқы диаметр Ішкі диаметрі Қабырғанның
құбырлар оқпанныңD сыр мм. D ішкі мм. максимальды
аты. қалыңдығы б, мм.
Бағыттаушы оқпан. 339,7 317,9 10,9
Кондукторлы оқпан.244,5 224,5 10,0
Аралық оқпан. 168,3 147,1 10,6
Пайдалану оқпаны. 114,3 97,1 8,6
Пайдалану оқпаны.
Шегендеу құбырлар тізбегінің пайдалану оқпанының сыртқы диаметрі Dсыр.
=114,3 мм, ішкі диаметрі D ішкі =97,1мм. жоғарғы қалыңдығы бмах = 8,6мм.
Тусіру тереңдігі 0-2075 метр сөйтіп, ол барлық жоғарғы жатқан қабаттың
сенімді жабылуын, берілген дебитті қамтамасыз етеді. [6] анықтамамен
сортаментті мұнай құбырын таңдаймыз. Бірінші суретте ОТТМ типті ГОСТ 632-80
мен конус бұрандалы, трапеция кескінді муфталы шегендеу құбырлары.Траеция
бұрандасымен біріктірілгенде қисықсыз және орнықты құрастыруды талап етеді,
айналыс саны төмендегідей. Біріктіру созу күшінің арқасында тізбектің
минималды габаритінің биік саңлаусыздандыруының жоғарғы мықтылығын
қамтамасыз етеді. ОТТМ бұрандасы 1:16 конусты, қадамдығы 5,08 мм ,
бұранданы отырғызу ішкі және сыртқы диаметрлер арқылы іске асырылады. ОТТМ
құбырының созылу беріктігі шегендеу құбырлар тізбегінің үш бұрышты
бұрандасынан 20-50% биік.
Кесте 2.3.2
ОТТМ, ОТТГ типті пайдалану құбырлардың техникалық сипаттамасы.
Құбырлар Муфта Болаттың
қатты
группасы
Д
1 2 3 4 5 6
D,мм б, мм Массы D,мм lм,мм±3 Массы
1м,кг. ±3 1м,кг.
114,3 8,6 22,3 127 158 3,7 30
Ескерту: құбырдың ұзындығы L = 9500-1300мм, ұзындығы 8000-9500мм, ден
20% дейінгі және ұзындығы 5000-8000 мм ден 10% дейінгі, құбырлар партиясы
рұқсат етіледі.
Пайдалану оқпанының жалпы салмағын табамыз [5]
Gпай. = lm·qm + nм· q1м (2.3.1)
бұл жерде Gпай. = пайдалану оқпанының салмағы, Н; lm – барлық тізбектің
ұзындығы,м.(тік ұңғыманың ұзындығы, м Н = lm). qm – 1 метр құбырдың
салмағы. nм – муфтаның ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Нормативтік сілтемелер
Анықтамалар
Белгілеулер мен қысқартулар
Кіріспе
1. Геологиялық бөлі
2. Техникалық бөлім
2.1 Ұңғымада қиындықтар туатын интервалдарды анықтау
2.2 Жуу сұйықтығының қасиеттері мен типі
2.3 Ұңғыманың конструкциясы
2.4 Тау жынысы қимасының физико-механикалық қасиеттерін талдау
2.5 Ұңғыма қабаттарын бұрғылануы бойынша интервалдарға бөлу
2.6 Қашау түрін және шаю түйінін таңдау
2.7 Бұрғылау тәсілін таңдау
2.8 Бұрғылау бағанасын есептеу және жабдықтауды негіздеу
2.9 Бұрғылау режимін жобалау
2.10 Бұрғылау тізбегін беріктікке есептеу
2.11 Ұңғыма профилін жобалау
2.12 Ілмектегі жүктемені есептеу. Бұрғылау қондырғысын таңдау
2.13 Геолого-техникалық нарядты құру
2.14 Бұрғыдағы апаттар мен қиыншылықтар
2.15 Жеке тапсырма
3 Тіршілік қауіпсіздігі
4 Экономикалық бөлім
5 Қоршаған ортаны қорғау
6 Автоматтандыру
Қорытынды
Қолданылған әдебиеттер тізімі
Тіркемелер
Спецификация
Аннотация
Дипломдық жобаның тақырыбы – Айрақты кенорнында ұңғыма өнімділігін
арттыруға қабатты қышқылмен гидрожару технологиясын жобалау болып табылады.
Жобада көрсетілген кен орнының геологиялық қимасына, ұңғымаларды бұрғылау
технологиясы мен техникасына талдау жасалды, ұңғыманы бұрғылаудың әдістері
талқыланып, олардың осы жобада ең тиімдісін таңдап алу тәсілдері
көрсетіледі. Жүргізілген есептеулердің нәтижелері бойынша қолдануға ең
тиімді болып келген бұрғылау қондырғысы мен жабдықтарының түрлері
негізделіп, таңдалады.
Бұл жобаның негізгі мақсаты - мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауды кен
орындарды барлау мақсатымен жүргізу, ұңғымаларды бұрғылау процесін
технологиялық және техникалық тұрғыда толықтай негіздеу, жобалау жэне
құрастыру, таңдалған бұрғылау қондырғысына сипаттама беріліп, қажетті
есептеулер жүргізілді.
Есептеу - түсіндірме жазбасына қоршаған ортаны қорғау және экономикалық
мәселелер, еңбек және тіршілік қауіпсіздігі, бизнес жоспар бойынша, сонымен
қатар бұрғылау процесін автоматтандыру жолдары, технико-экономикалық
көрсеткіштерді талдау бойынша материалдар қажетті мөлшерде қосылған.
Дипломдық жобаны есептеу - түсіндірме жазбасы беттен (А4-
форматы) және графикалық бөлімі 7 сызба материалдан (АІ-форматы) тұрады.
Есептеу - түсіндірме жазбасы қажетті мөлшерде суреттермен, анықтама
схемалармен, диаграммалармен, технологиялық процестің негізгі көрсеткіш-
терін бейнелейтін кестелермен, өндірістік мәліметтермен толықтырылған.
Нормативтік сілтемелер
ГОСТ 2.102 – 68 КҚБЖ. Конструкторлық құжаттардың түрі мен жинақталуы;
ГОСТ 2.104 – 2006 КҚБЖ. Негізгі жазу;
ГОСТ 2. 304 – 81 КҚБЖ. Сызба шрифттары;
ӘН ОҚМУ 7. 14 – 2009. Дипломдық жобалау. Дипломдық жоба (жұмыс) мазмұны,
тақырыбы, құрылымы, жетекшілік, белгілеу және қорғау.
СТ РК 1252-2004 (ИСО 10400:1993, MOD). Промышленность нефтяная и газовая.
Формулы и расчеты по определению характеристик обсадных, насосно-
компрессорных, бурильных и трубопроводных труб.
CT PK 1253-2094 (ИСО 14310:2001, MOD). Промышленность нефтяная и газовая.
Скважинное оборудование. Пакеры и пробки-мосты.
СТ РК 1256-2004 (ИСО 10405-2000,. NEQ). Промышленность нефтяная и газовая.
Буровые растворы. Лабораторные испытания.
СТ РК 1258-1-2004 (ИСО 10426-1-2000 NEQ). Промышленность нефтяная и
газовая. Цементы и материалы для цементирования скважины. Часть 1.
Технические условия.
СТ РК 1259-2004 (ИСО 10428-1993, NEQ). Промышленность нефтяная и газовая.
Насосные штанги (укороченные, насосные шланги, полированные штоки
глубинного насоса, муфты и переводники). Технические условия.
СТ РК 1260-2004 (ИСО 10431-1993, NEQ). Нефтяная и газовая промышленность.
Буровое и эксплуатационное оборудование, подъемное оборудование.
СТ РК 1264-2004 (ИСО 13678-2000, MOD). Нефтяная и газовая промышленность.
Оценка и испытание резьбовых соединений для обсадных, насосно-компрессорных
труб и трубопроводов.
Анықтамалар
Өзі жүретін шасси ZJ30 бұрғылау агрегаты арнайы формуласы 14(8 шасси
дөңгелегі бар, бір орынды кабиналы, ауыр өсті және жіңішке деңгейлі
дөңгелектермен жабдықталған.
Центратор- компоновкалау элементі,центратор қондырғысының орнына
бұрғылау тізбегін центрлеу үшін арналған. Түрлі конструкторлы центратордың
жалпы көрінісі келесі суретте көрсетілген.
Роторлы бұрғылау үшін тізбекті центраторлар мен калибраторлар тіректік-
центрлегіш және калибрлейтін құрылғы ретінде мұнай мен газ ұңғымаларын
терең бұрғылауға және қашауға түсетін өстік жүктемесі үлкен геологиялық
шарттарда КНБК қолдану үшін арналған.
Жер сілкінісі – бұл жер қыртысында немесе мантияның үстінгі бөлігінде
кенеттен болған қозғалыс пен жарылыс нәтижесінде пайда болған, елеулі
ауытқу түрінде, үлкен қашықтыққа таралатын жер асты дүмпуі мен жер асты
қозғалысы. Бұл құбылыс жер асты дүмпулерінен, тербелістен болады.
Дауыл – жойқын күші бар және едәуір созылатын, 30 мс жылдамдықпен
соғатын жел.
Автоматтандыру мәселесі өндіріс технологиялық тұрғыдан қарастырғанда
көптеген зат алмасу, жылу, гидромеханикалық процестердің жүруімен
ерекшеленеді, шығып жатқан өнімнің сапасын арттыру технологиялық
регламенттің талаптарын дұрыс сақтап тұруымен ғана шектелмейді.
Жер қойнауында бір тектес құрылымдағы мұнай мен газ кеніштерінің
жиынтығын мұнай және газ кен орындары деп атайды.
Ұңғыма дегеніміз – жер қыртысында арнайы бұрғылау аспаптарының көмегімен
қазылатын диаметрі тереңдігінен бірнеше есе кіші цилиндр пішінді тау-кен
құрылыс орны.
Қаттылық – бұл тау жынысының бұзылуға қарсылығы.
Абразивтілік – бұл тау жынысының онымен жанасатын тау жынысын бұзушы
құралға төзімділік қабілеттілігі.
Бөлшек беріктігі – дегеніміз жүктемені нақты режимде қабілеттілігін
сақтау болып табылады.
Тау жыныстары – жер қыртысын құрайтын, өздігінше геологиялық денелер
түзетін, айтарлықтай тұрақты минералогиялық және химиялық құрамы болатын
минералдық агрегаттар.
Қашау – ұңғыма түбінде оның енуі кезінде тау жыныстарын механикалық
бұзуға арналған бұрғылау құрал – сайманы.
Белгілеулер мен қысқартулар
ЖК – жалпы көрініс;
ОҚО ҒТК – Оңтүстік Қазақстан облысының ғылыми техникалық кітапханасы;
TT – трансформатор;
ТП – трансформаторлы қосалқы станциясы;
РП – тарату орны;
СП – күштік орын;
АБҚ – ауырлатылған бұрғылау құбыры;
СНиП - санитарлық норма және ереже;
ГОСТ – мемлекеттік стандарт;
АҚ – ашық қоғам;
АҚШ – Америка құрамы штаттары;
ОҚМУ – Оңтүстік Қазақстан Мемлекеттік Университеті;
М-өте жұмсақ, бос тау жыныстары жұмсақ және тұтқыр саз балшықтар,
сланецтер, жұмсақ әк тастар;
С-пластикалы және мортпластикалы, қаттылығы орташа тау жыныстары, тығыз саз
балшық, саз балшық сланецтері, қаттылығы орташа әк тастар;
Т-қатты әк тастар, доломиттер, доломиттелінген әк тастар;
Ц-орталық шаю құрылғысы бар;
В-домалау подшипникті;
Г-гидромониторлы;
Н-бір сырғанау подшипнигінде;
У-май толтырылған, автоматты май берумен;
рш-штамп бойынша тау жынысының қаттылығы;
Fк-қашау тістерінің түппен жанасу ауданы;
Gб.к.max – бұрғылау тізбегінің максимал салмағы;
Нрек – ұсынылатын бұрғылау тереңдігі;
Q – шаю сұйығының шығыны,м3с;
(1 - ұңғыма диаметрінің кеңеюін ескеретін коэффициент, жұмсақ жыныстар
үшін (1 ( 1,3; қатты жыныстар үшін 1,05;
Dскв – ұңғыма диаметрі, м;
dб.т – бұрғылау құбырларының диаметрі, м;
(в.п – шығатын ағыс жылдамдығы, мс;
- i-жыныстың қаттылық категориясы;
- тау жынысының ішкі қабатының қуаты, м;
- бөлінген қуаты, м.
Кіріспе
20 ғасырдың соңы мен 21 ғасырдың басы Қазақстан мұнай газ саласы үшін
Шу – Сарысу өңіріндегі Айрақты газконденсат кенішіндегі ұңғыларды бұрғылау
жұмыстарының басталуымен есте қалды. Кеңес Одағы кезіндегі 69 – ші жылдары
барлау жұмыстарының нәтижесінде жер қойнауына орасан зор мөлшері бар деп
болжам жасалынғанмен, тәуекел етіп оны ашу жұмыстарына ешкім бел байлап
кірісе қоймады. Айбатын әлем мойындаған, энергетикалық өндіріс саласындағы
жетістіктері көңіл көншітетін Кеңес Одағы қабырғасы сетінеп, одан 15
мемлекет өз тәуелсіздігін жариялады. Бұрындары Одақ құрамында болғанда
Республика қажетті тұтынатын газ мөлшерін көрші өзбек, түркімен, ресейлік
көршілерімізден белгіленген тариф бойынша алып отырсақ, әрқайсысы өз
егемендігін алғаннан кейін соларға қарай жалтақтайтын болдық. Бірде газ
жабдықтары мен құбырларының ескіргенін, тағы бірде әлемдік саудадағы мұнай
бағасының өскенін желеу етіп газдың әрбір текше метріне деген құны жылдам
өсе бастады. Міне осындай қиын – қыстау жағдайда Қазақстан тығырықтан
шығудың басқа жолын, яғни экономикалық тұрғыдан алғанда тиімді түрін
іздестіре бастады. Алғашқы жобада газды оңтүстік өңірлерге еліміздің Батыс
аймақтары арқылы жеткізу қарастырылды. Жетістігі болып өзімізде өндірілетін
газ ішкі тұтынысқа берілетін болса, ал кемшіліктеріне біріншіден, Батыс пен
Оңтүстік – Шығысты байланыстыратын газ құбырының болмауы, екіншіден сол
газды өндірудегі үлесі бар шетелдік және отандық кәсіпорындардың өнімді
ішкі сұранысқа арзан бағаға бергеннен гөрі, сыртқы жоғары бағамен сатуы
тиімді болды.
Міне осы тұста Жамбыл облысындағы Айрақты газконденсат кеніші еске
алынды. Қайтадан барлау экспедициялары құрылып, қордың мөлшерін анықтау
жұмыстары жүргізіле бастады. Жер қойнауын барлаушылардың деректері бойынша
қабаттағы анықталған газ көлемі Республикамыздың Оңтүстік, Оңтүстік –
Шығысында орналасқан үш облысты кемінде газбен 15 – 20 жылға қамтамасыз
етуге болатынын анықтап берді.
1971 жылы Үкімет шешім жасап Амангелді газконденсатты кенорнында
бұрғылау жұмыстарын жүргізу үшін мемлекет тарапынан қаржы бөлініп жұмыс
басталып та кетті.
Кезінде Американдық компаниясы бастаған бұрғылау жұмыстарын, қазіргі
кезде КазБургаз кәсіпорындары жалғастыруда. Кен орнының бас мердігері
болып саналатын ҚазМұнайГаз ұлттық компаниясының мәліметтері бойынша
қазіргі уақытта 5 ұңғы толығымен қазылып бітіп, пайдалануға берілген. Кен
орнымен Тараз қаласы арасында ұзындығы 195 шақырымдық құбыр желісін тарту
жұмыстары толығымен бітірілгенн кен орнына газды жинау, тасымалдауға
дайындау қондырғылары орнатылған. Нәтижесінде газ қазіргі уақытта тазаланып
қала мен облыстың кейбір аудандарына тұтынуға беріле бастады. Осы
жүргізілген шаралардың арқасында бір текшеметр газдың құны 11 тенге 50
тиыннан 7 тенге 30 тиынға дейін арзандады. Ал кенорны толық қуатымен жұмыс
істеген жағдайда бұл көрсеткіш әлі де азаятыны белгілі.
Сонау 1997 жылы Айрақты газы жайлы алып – қашпа сөздер туындай
бастаған шақта, Қазақстан Республикасы білім және ғылым министрлігінің
шешімімен қазіргі М.Х.Дулати атындағы Тараз мемлекеттік университетінде
мұнай және газ мамандықтары бойынша білімгерлер қабылдана бастады. Бұл
көрегендіктің арқасында қазіргі кезде Амангелді газ кенорнындағы қажетті
мамандардың орнын осы аталған университеттің алғашқы түлектері толтыруда.
Айрақты газконденсаты кен орны өзіне тиесілі жұмыстарды атқарып тұр.
Мәселен, Айрақты кенорны толық қуатымен жұмыс істеп, жоғарыда аталған үш
облысты да газбен қамтамасыз етіп тұр деп есептейік. Бізге белгілісі газды
өндіру процесі бір қалыпты жүріп отырады да, ал онымен тұтыну процесі жыл
мерзіміне байланысты өте үлкен шекте азайып немесе көбейіп отырады.
Сондықтан жазғы мезгілде, яғни газды тұтыну мөлшері азайған кезде қысқы
маусымға арнап газ өнімінің қажетті қорын жинап алу мәселесі туындайды. Бұл
мәселенің тиімді шешімі – табиғи газды сұйықтатып арнайы қоймаларда сақтау.
Сұйытылған табиғи газ көлік қозғалтқыштары үшін жанар – жағар майда бола
алады. Бұның тиімділігі машинаның қуаттылығы сол қалпында қалып, ал
қоршаған ортаны зиянды заттармен ластауды азайтады.
1. Геологиялық бөлім
1.1 Айрақты кен орны жайлы жалпы мағлұмат
Айрақты газконсенсатты кен орны Жамбыл облысы, Мойынқұм ауданы Жамбыл
қаласынан солтүстікке 13 км орналасқан. Аудан 1969 ж МОВ сейсмобарлаумен
дайындалған. Іздеулер 1971ж басталып, скважинамен кен орны ашылған.
Құылымды жоспарлар төменгітаскөмір мен төменгіперімді шөгінділермен
барланған.Жоғарғытурнейлі-төменгіви зейлі құнарлы көлбу қабатында жамылқы
бет бойынша геометриялық күмбезді қатпар өлшемімен (изогипспен-1820м) 9х9
км және 120м амплитудасымен белгіленеді төменгіпермді тұзаралық газқалысу
қабатының жамылқы бетінен ассиметриялық антиклинал субмеридианалды созылуы
21х10км және 120м амплитудасымен байқалады.кен орны үш газ кенішінен
тұрады, қабатты-күмбезді және литалогиялық қырланған типті,
жоғарғытурнейлі, -төменгівизейлі көмірлі-терригенді төменгі пермді
тұзаралық құмайттармен аллевриттерде(219сур). Жоғарғытурнейлі кеніштің
жатқан ұзындығы күмбезде 2145 м құрайды, 24 ұзындығында ВК-1803м белгісінде
тойтарылған. Тиімдісі-12м. Булы және жарықшақтармен және ашық кеуектілігі-
11,3%, өткізгіштігі-0,002 мкм2, газқаныққандықты коэффициенті-0,82
алевролиттермен көрсетілген.
Жыныс үшін жамылқы беті болып аргеллиттер текшесі мен тығыз сазды
алевролиттер жоғарғытурней тілігінің бөлігінің жамылқы бетіне жатушы
қызметін атқарады. Кеніш барланбаған. Төменгівизейлік кеніш жатушы
тереңдігі, күмбезде 2075 м, ұзындығы 62м, және ПЗК-абсолютті белгісі-1771м
болады. Қалысу көлбу қабатының жалпы қалыңдығы 35м, тиімдісі 1,4м.
Терригенді булы және жарықшақты булы типті коллекторлардың қалбырлы-
сүзгішті қасиеттері ашық кеуектілігі 17,5%, өткізгіштігі-0,002мкм2,
газқаныққандық коэффициенті 0,82% анықталады. Ангидриттер қалыңдығы,
сульфатизиринді әктастар мен аргиллиттер, ортавизейлі ярус асты түбінде
жатушы жамылқы қабаты қызмет етеді. Алғашқы қабатты қысымымен қызуы 28,2
МПа мен 720С құрайды. Газдың алғашқы шығымы (дебиті) диаграммада 19,1мм
сөтм3 31,3мың құрайды. Төменгіпермді тұзаралық газды қалысу қабатының
жамылқы бетінің тереңдігі күмбезде 830м. Кеніштің биіктігі 70м, ГВК
қасындағы белгісінде-534м. Тұзаралық шөгіндінің жалпы қалыңдығы-32м,
пайдалысы-10м. Булы, жарықшақты типті терригенді коллекторлар ашық
кеуектілігі-18,6%, өткізгіштігі-0,001м.км3 және газқанықққандық
коэффициенті 0,82% пен сипатталады. Тұзаралық қызылтүсті шөгінділерде
жамылқы беті болып тас тұздар текшесінің қабатасты галатизиринді кунгур
жасындағы аргилиттермен кезектесуі болады. Жыныстағы алғашқы қабатты қысымы-
10МПа, қызуы 420С. Газдың шығымы (дебиті)-сөтм2 128мың,шайбада19,1м м.
Жоғарғытурнейлік және төменгівизейлік газдардың шөгінділері-этанқұрамды,
азотты-көміртекті және көмірқышқылды-азотты-көмірсутекті, гелейарқаланғыш.
Сан жағынан, ауыр көмірсутектілер ерекшелігімен қабаттар жеңіл газдардан
тұрады.
Компоненттердің мәні шоғырлану шегінде өзгереді: метан-72,5-81,9%,
этан-3,46-8,21%, пропан-1,14-2,77%, бутандар-0,23-1,4%, пентан+жоғарғылар-
0,4-0,96%, азот- 7,64-30,9%гм3. Төменгіперлі кеніші азотты-көміртекті және
көміртекті азотты., құрғақ және этанқұрамды жеңіл газдар шоғырланумен
құралған: метан-24-75,49%; этан-1,03-5,15%; пропан-0,47-1,71%; бутандар-
0,06-0,91%;пентандар жоғарғылар-0,1-0,35% азот-16,9-72,6%; гелий-0,17-
0,35%. Қышқыл компоненттер 0-0,45% көмірқышқыл газбен ұсынылған конденсат
құрамы-21,8гм3. Хлоркальцийлі құрылымның қабдатты суы 1,15-1,24гсм3
тығыздығы мен тұздылығы 146,3гл дейін болады. Кен орны өндірістік
меңгеруге дайын.
1. 2. Кен орнының геологиялық құрылымына сипаттама
1. 2. 1 Тектоника
Шу-Сарысу атырабы Оңтүстік Қазақстанда ірі тауарлық ойпаң
территориясында орналасқан. Әкімшілік жағынан Жамбыл және Оңтүстік
Қазақстан облыстарының территориясында. Ауданы 220 мың км2. Алапты шығыс
және оңтүстік шығыста Қырғыз Алатауы мен Қиындықтас тау массиві, Оңтүстік-
батыста-Үлкен және Кіші Қаратау жоталары, Солтүстік шығыста-Шу-Іле
антиклинориі, ал солтүстік және солтүстік-батыста Ұлытау мен Сарысу-теңіз
көтерілімі шектейді.
ВНИГНИ, және де Қ.И. Сәтпаев атындағы ғылыми-зерттеу геология
институтының ғалымдарының қатысуымен, Қазақстанның жер қойнауын қорғау және
геологиясы министрлігінің бастаған мақсатқа бағыталған мұнай іздеу
жұмыстары 70-жылдардың ортасында жаңа басым түрде газды алап-Шу-Сарысудың
ашылуымен аяқталды. Мұнда мұнайлы-газдық ғылымда және мұнай практикасында
бұрын белгісіз болған шаймалану, туынды минералтүзу және т.б. туынды
процестердің типті платформалық білінуімен ерекшеленеді. Квазиплатформалық
түзілімдер-жыныстар кешеніне байланысты болады.
Геологиялық құрылысына жиынтық қалыңдығы 500м аса орта- жоғарғы
палеозой және қайнозой шөгінді түзілістер кешені қатысады. Ірнетас
құрылысының сипаты белгісі солтүстік-батыс бағытқа тән әртүрлі бағытталған
аймақтық терең жарылымдар жүйелерінің алдын-ала анықталған білінуімен
шойтастық тектоникалы болып табылады. Ойпаңның ішкі бөліктерінде
сейсмобарлаумен Көкпансор ойпаңындағы Придорожное, Мойынқұмдағы Амангелді
және Айрақты кенорындары сияқты, мұнайгаз жинақталу белдемдерін түзетін,
жергілікті құрылымдармен күрделенген, біршама ұсақ көтеріңкі блоктар
айқындалған. Басқа ойпаңдар-Тасбұлақ, Жезқазған, Байқадамда да жергілікті
құрылымдардың сериясы, соның ішінде мұнайгаз іздеу жұмыстарын жабдықтау
үшін практикалық қызығушылық туғызатын түзкүмбездер айқындалған. Мезозойға
дейінгі түзілімдерде газдың химиялық құрамы бойынша айырмашылықты бірнеше
газды кешендер айқындалған: девон және төменгі таскөмірлі- көмірсутекті-
азотты, пермьдік-азотты және гелийдің жоғарғы мөлшерімен азотты-көмір
сутекті болып бөлінеді.
1.09.97. жыл бойынша жоғағы девон, төменгі қарбон және төменгі пермьдік
жыныстарды өнеркәсіптік қорлармен азотты-гелийлі және көмірсутекті газдың 8
кенорыны маңызды халықшаруашылық мәні бар. Оның өнеркәсіптік ретінде гпзға
өте мұқтаждықты бастан кешіріп отырған республиканың оңтүстік-облыстарын
газбен қамту проблемасы шешімін табуы әбден мүмкін.
1. 3 Стратиграфия
Төртітк жүйе
Төрттік түзілімдер неоген, палеоген және біршама ертедегі жыныстар
үстінде сәйкессіз жатады. Басым түрде аллювиал және пролювиалал құмды-сазды
түзілістер мен эолді құмдардан түзілген. Тау бөктерінде қойтасты-малтатасты
түзөілістер дамыған.
Неоген жүйесі
Неоген түзілімдері даталануы жеткілікті түрде шартты аймақтық
горизонттармен свиталарға бөлінеді.
Жоғарғы плиоцен. Жөрекі сынықты жыныстар: конгломераттар; қойтастар,
гвавелиттер және қиыршық тастар басым болады. Қалыңдығы 100м.
Жоғарғы плиоцен және ортаңғы плиоцен. Оның құрамы өзгермелі: синеклиз
перифериясы бойынша дөрекі сынықты жыныстар, ал орталық және батыс
аудандарда-шұбар түсті, сирек емес гипстелген саздар мен құмдар басым
болады, 50-60м дейін.
Орта және төменгі миоцен Арал горизонты. Сұр саздар мен құмдар
қабатшықтарынан түзілген, саздары жиі гипстелген, қалыңдығы 275 м дейін.
Палеоген жүйесі
Олигоцен. Жоғарғы олигоцен-асқазансор свитасы ашық-сүр, жасыл құмдардан
құралған, қалыңдығы 12м.
Орта және төменгі олигоцен. Құм қабатшықтарымен бірге қызыл және шұбар
түсті саздардан түзілген, қалыңдығы 150м дейін.
Эоцен. Пирит тасберіштерімен, глауконит түйіршіктерімен, ақула
тістерінің қалдығы және балық қабыршағымен бірге жасыл-сұр саздардан
құралған, қалыңдығы 180м дейін.
Палеоцен. Қара-сұр саздардан, құмайттардан және кварц-слюдалы құмдардан
түзілген, қалыңдығы 2-30м.
Бор жүйесі
Бор жүйесі сенон және турон жікқабаттарынан түзілімдерінен құралған
кварцты құмдардан, қиыршық тастардан, малтатастардан, конглмераттардан
түзілген. Динозавр сүйектері, ақула тістері жиі кездеседі. Қалыңдығы 80 м
дейін. Турон түзілімдері палеозой жыныстарының пенепленденген бетіне
орналасқан, желге мүжілудің ертедегі қабықтары дамыған. Саз қабатшықтарымен
бірге сұр құмдардан құралған. Қалыңдығы 160м дейін.
Пермь жүйесі
Пермь түзілімдері асинхронды өзгеретін ішкі континенттік алап
түзілістерінен тұздылықтың әртүрлі бөліктерімен көрінеді. Свиталардың
даталануы мен мүшеленуі бір мағыналы емес.
Жоғары бөлім және төменгі бөлімнің жоғарғы басы тұзкөл свита қызыл, сұр
және шұбар түсті қабатшықты құмайттар және құмайттастардан түзілген.
Қалыңдығы 100-450м.
Ойпаңдағы төменгі тұзкөл свитасының қаттары қызыл және сұр түсті
құмайттастар, доломиттер, әксаздар және ангидриттер қатташықтары мен
будалары кезектесіп келетін тас тұздарын құрайды. Синеклиздық көтерілімдері
мен ернеулерінде тас тұзын: ангидриттер, оңтүстік-шығыс аудандарда-
гипстелген қызыл түсті жыныстар алмастырады. Төменгі тұзкөл свитасының
қалыңдығы 500м дейін. Қазан-кунгур свиталарының жасы өсімдіктер тозаңы мен
шаңының тарауы бойынша анықталған.
Төменгі бөлімге Соркөл және Қарақыр свиталары жатады. Соркөл свитасын
басым ұсақ түйіршікті құмтастар, әксаздар, доломиттер, құмайттар, гипс
ангидриттер, глаубериттер қабатшықтарымен қатар сұр және жасыл-сұр
құмайттастар түзеді, ойпанда оған тас тұзының қатары қатысады, қалыңдығы,
210м. Ерте пермьдік жас-котилозавр, балық, өсімдік қалдықтарының табылуы
бойынша анықталған. Қарақыр свитасы жоғарғы тас көмір түзілімдеріне сәйкес
түрде жатады және құмтастар, құмайттар, ангидриттер, глаубериттер
линзалардың қабатшықтарымен бірге сұр, сазды кремнийлі әктастардан
құралған, қалыңдығы 70м дейін.
Өнеркәсіптік газдылық-Соркөл свиталарының тұзастылық түзілімдеріріне
байланысты. Саңылаулы-жарықшақты типті жинауыштар құмтастар мен
құмайттастар болып табылады. Ашық кеуектілігі 2-9%, өтімділігі 0,74мкм2
жетеді (газ бойынша). Шоғырлары қаттық-дөңестенген, тектоникалық және
литологиялық шектелген.
Таскөмір жүйесі
Таскөмір жыныстары девон түзілімдеріне сйкес түрде орналасқан. Олар
қызыл сұртүсті құмтастардан, қабаттасқан құмайттастар мен құмайттардан
түзілген. Түзілімдердің қалыңдығы 1500м дейін.
Төменгі тас көмір түзілімдері свиталарға мүшеленеді. Олар шұбар түсті
құмайттастардан, оолитті және детритті әктастардан (қызылту свитасы)
құралған, қалыңдығы 215м дейін. Жоғарғы визе (дальнен горизонты) қара-сұр
әктастардан, құмайттардан, құмайттастардан түзілген, жоғарғы бөліктерінің
әрбір жерлерінде ангидриттер (қаратау свитасы) ҚАЛЫҢДЫҒЫ (420м) дейінгі
саратов свитасының қара-сұр әктастардан, құмтастардан және құмайттастардан
түзілген.
Таскөмір жүйесінде газ кенорындары серпухов жоғарғы визе түзілімдеріне
және төменгі визе- жоғарғы турне түзілімдеріне байланысқан. Жинауыштары
әктастар мен құмтастардан құралған. Шоғырлары массивті және қаттық
дөңестенген, антиклинді көтерілімдерге тураланған. Бақыланған толқынды өріс
бойынша кедертас типті тұтқыштардың дамуын жорамалдауға болады.
Девон жүйесі
Девон түзілімдері іргетаста сәйкессіздікпен жайғасқан. Тасбұлақ және
Көкпансор ойпандарында және Төменгі шу ойпатында фамен түзілімдері төменгі
турне түзілімдерімен бірге тұзды қатқабаттан (бестөбе свитасы) түзілген.
Қатқабатының жоғарғы бөлігін қалыңдығы (400м) дейінгі тас тұзы, долмиттер,
әктастар қатарымен бірге сұр, ангидриттелген құмайттар мен құмайттастар
құрайды. Тұзды қатқабаттың төменгі бөліктерін қалыңдығы (500м) құмайттар,
құмайттастар, доломиттердің қабатшықтарымен бірге тас тұзы құрайды.
Тұздардың бұл қатқабаты. Орта-төменгі девонға жататын қиманың төменгі
бөліктерінде дөрексынықты жыныстар эффузия-шөгінді жыныстарымен
кезектеседі. Девонның тұзаастылық түзілімдерінің қалыңдығы 1500м дейін
асады.
1. 4 Өндірістің болашағы дамуы және қысқаша сипаттамасы
Айрақты-Шу- Сарысу шөгінді алабының газконденсатты кенорны. Жамбыл
облысында, Тараз қаласынан солтүстікке қарай 135км жерде орналасқан.
Бұрғылауға сейсмобарлаумен 1969 жылы дайындалған, 1971 жыл ашылған.
Кенорынның сыйдырушы құрылымы жоғарғы турне-төменгі визе өнімді
горизонттарның жабындысы бойынша көлемі 9х8км (1820м изогипсте) амплитудасы
120м. Төменгі пермь тұзаралық газды горизонттың жабындысы бойынша
ассиметриялы антиклиналь субмеридианды созылым, көлемі 21х10км, амплитудасы
160м. Кенорыны қаттық-дөңестенген және литологтялық шектелген типті үш
газды шоғырлардан жоғарғы турнелік, төменгі визелік көмірлі-терртгенді және
төменгі пермдік тұзаралық құмтастар мен құмайтастардан тұрады. Жоғарғы
турне шоғырларының дөңестігі жатыс тереңдігі 2145м, биіктігі 24м. Газ-су
жапсары 1803м белгіде соғылған. Газды горизонттың жалпы қалыңдығы 24,
тиімді қалыңдығы-17м. Жинауыштары саңылаулы және жарықшақты-саңылаулы
типті.
Төменгі визе шоғырының дөңестегі жатыс тереңдігі 2075м, биіктігі 62м
және газ-су жапсарының абсолюттік белгісі-1771м өнімді горизонттың жалпы
қалыңдығы-35м, тиімді-11,4м. Терригенді жинауыштары саңылаулы және
жарықшақты-саңылаулы типті. Бастапқы қат қысымы және температура 28,2 және
720С. Газдың бастапқы шығымы 19,1мм диафрагмада тәулігіне 31,3 мың м3
құрайды. Төменгі пермь тұзаралық газды горизонт жабындыларының тереңдігі
дөңесте 830м. Шоғырлардың биіктігі 70м. (газ-су жапсарының 534 белгідегі
жағдайында). Тұзаралық түзілімдердің жалпы қалыңдығы 32м, тиімділігі-10м.
Газдың шығымы 19,1мм шайбада тәулігіне 128 мың м3.ү газдар этан-құрамды,
азот-көміртекті және көмірқышқыл-азот-көмірсутекті, гелийлі. Игеруге
даярланған.
1. 5 Газдылығы
Шу – Сарысу ойпатының өндірістік газдылығы 1961 жылы Үшарал –
Кемпіртөбе азотты-гелилі газды кен орны ашылуымен дәлелденген. Одан кейін
1967 жылы Құмырлы ыстық газды кен орны ашылған. 1970 жылдан 1975 жыл
аралығында Солтүстік Үшарал, Айрақты, Придорожная және Амангелді кен
орындары, 1976 жылы – Орталық және де соңынан 1980 жылы – Анабай кен
орындары ашылған. Придорожная және Орталық кен орындары ойпаттың батыс
бөлігінде орналасқан, ол қалғандары орталық – шығыс бөлігінде.
Газ кеніштері негізінен төменгі тас көмірлі (визейлік және турнейлік
ярустары) және төменгі пермі шөгінділерінде анықталған. Бірақта сонымен
қатар, Орталық кен орнында кеніштердің біреуі іргетас эрозиондық бөлінуде
және Придорожная кен орнында каменск және серновуск шөгінділерінде газ
кеніштері анықталған. Кен орындарының атауы да 20 – 30 жылдан бері
консервацияда тұр. Оның біреуі де пайдаланылмаған.
1. 6 Кен орнының сипаттамасы
Кен орны 1971 жылы ашылған. Құрылымдағы орналасқан кен орны сыну
алдындағы брахнантисыналы бүрмеленген солтүстік – шығысқа қарай созылып
жатыр. Сыну құрылымды шығыстан және оңтүстік – шығыстан шектейді. Төменгі
виза өлшемдері күмбез бойынша 15х7 км, ал ампилтудасы – 280 м. төменгі
пермі өнімді қалыңдық күмбезінде амплитуда бүрмесі 400 метрге дейін
ұлғаяды. 1975–1976 жылдардағы тереңдеп ізденіс бұрғылаулары.
МОБТ сейсмобарлау мағлұматтары негізінде жүргізілуде. Бұл көрсетілген
уақыт аралығында барлығы 11 іздену ұңғылары (№1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,
10, 13, 14) және 6 барлау ұңғылары бұрғыланды (6-р, 11-р, 16-р, 15-р, 17-р,
18-р). Осындай түрмен кен орындарында 17 ұңғы бұрғыланған, оның ішінде
төменгі визей шөгінділерінен газ алынған 10 ұңғы және су алынған 1 ұңғы
консервацияға кіргізілген.
Сораптық – компрессорлық құбыр тек қана 16 – р ұңғысына түсірілген. 4
ұңғы (7, 13, 15, 17) жойылған. Екі ұңғы (10 және 14) кен орынның аумағының
сырт жағында бұрғыланған болып шықты.
1998 жылғы қорларды есептеген есеп берулерде келтірілген мағлұматтар
бойынша пайдалану ұңғысы есебінде 5 барлау ұңғысын (1, 2, 4, 5, 6)
қолдануға болады.
Кен орынның газдылығы жоғары турнелік, төменгі визейлік, төменгі
серпуховалық және төменгі пермдік шөгінділермен тығыз байланысты. Сонымен
қатар қор бойынша есептеулерде тек қана төменгі визейлік және төменгі
пермдік шөгінділердегі газ кеніштері қоры есепке алынған, ал басқа кеніштер
әлі толық барланбаған. Төменгі пермдегі сульфатты галогенді терригенді
шөгінділердегі кеніштер метологиялық қоршалған қабатқа жатады.
Кеніш тереңдігі күмбезден 850 метрді құрайды. Газ – су қатынасы – 782
м деңгейде қабылданған. Өнімді горизонттың жалпы қалыңдығы – 270 метр
орташа тиімді қалыңдық – 28,5 метр. Газ қаныққан құмшауыт және алевролиттер
кеуекті, сызатты – кеуекті және кеуекті–сызатты түр коллектор-лары түрінде
болып, оның ашық кеуектілігі 15% және өткізгіштігі 0,14 мкм2.
Газға қанығу коэффициентті – 0,75. бастапқы қабат қысымы – 13,2 МПа.
Ең жоғарғы мәндегі шығым 15,9 мм шамба арқылы тәулігіне 182,9 мың.м3.
Кеніштің жабуы есебінде кунгур жасындағы терригенді – гологенді шөгінділер
қызмет етеді. Оның қалыңдығы 500 метрге дейін.
Төменгі визейліктегі газ кеніші 2053-2385 тереңдік аралығында
орналасқан. Оның биіктігі қабылданған газ – су қатынасының деңгейіндегі –
(1972м) қалыңдығы – 252 метр. Бұл кезде ГВК (ГСҚ) жағдайындағы кеніш ауданы
49915 мың м2 (4991га). Кеніш түрі – қабатты, күмбезді. Өнімді горизонт
құмшауыт, алевролит және аргилит қабаттамалары ауысып келетін түрде
көрсетілген, жалпы қалыңдығы 46 – 57 метр.
Горизонт төменгі визейлік қимасының орталық бөлігінде орналасқан және
құмшауыттан, карбонатталғаналевролиттерден – известняктан тұратын (6 – 7м)
жыныс қабатымен жабылған. Қимадан жоғары жақта газ кенішінің сенімді жабуы
болып табылатын қалыңдығы 5 – 8 м қалыңдықтағы ангидрит қабаты жатыр.
Горизонт тұтасымен қара аргилит қабатымен жабылған. Кеуекті және
кеуекті – сызатты түрдегі өнімді коллекторлар қалыңдығы 0,8 – ден 6,8
метрге дейін жететін құмшауыт және алевролит түрінде көрсетілген. Газға
қаныққан қалыңдықтардың жалпы өзгеруі ұңғыларда 10 метрден (15 ұңғы) 31
метрге (8 ұңғы) дейін өзгереді. коллекторлардың кеуектілігі 12-27 %.
Өткізгіштігі сызатталмаған кеуекті жыныстар үшін 0,05 – тен 5,56-10-2 мкм-
ге дейін және сызатты жыныстар үшін 1854,23*10 мкм2, саздылығы – 0,12-ден
кем, карбонаттылығы – 0,07-0,09-дан аз.
1. 7 Төменгі визалық горизонттың өнімділігі
Горизонт 13 ұңғыда барланған 12 ұңғыдан (37 объект) газ, ал біреуінен
– су алынған (2 объект). Барлану нәтижесінде көрінгендей шығым көлемінің
күрт өзгеруіне байланысты объектілер екі топ объектілерге бөлінеді: аз –
шығымды және жоғарғы – шығымды.
Сонымен бірге объектілердің 80%-ті төменгі шығымды объектілерге жатады
(оның ішінде объектілердің 65%-тінің шығымы көпшілік жағдайда тәулігіне 3
мың м3 – тан аспайды. Қорларды есептеулерде есеп берудің көрсеткеніндей
ұңғы бойынша төменгі кен орнының пореклиналда орналасуына байланысты, онда
коллекторлардың көлемді сүзушілік сипаттамалары өте төмендігімен және ашу
әдістерінің жетілдірілмегендігінен. Бұнда көрсетілген екінші себеп
зерттеулерде үлкен орын алуы мүмкін.
Төменгі шығымды объектілердің құрылымдық жағдайын қарастырсақ, олар
тек шеткі ұңғыларда ғана емес, сонымен қатар күмбез көтерілімі бөліктерінде
де орын алады. Сонымен қатар төменгі шығым жоғары шығымды қабаттар
орналасқан скважиналар жанында да байқалады. Алдын – ала байқап көру
талдаулары көрсеткендей жоғарғы және салыстырмалы жоғары шығымы алынатын
қабат – коллекторлар төменгі визейлік өнімді горизонттарының қимасының
әртүрлі бөліктерінде орналасқан.
1, 18 және 6 ұңғыларда олар оның ортаңғы бөлігінде орналасқан, ал 2, 5
және 16 ұңғыларда жоғарғы жағына жақын бөлігінде орналасқан. №4, 7, 15
ұңғыларында төменгі визейлік өнімді қабатының төменгі бөлігінде өнімді
қабат орналасса №11 ұңғыда күмбез айналасында орналасса, ол 8 және 17
ұңғыда солтүстік бөлігінде орналасқан. Өнімді горизонттың қимасының барлық
бөлімдерін зерттегенде өте әлсіз газ ағып келуі анықталған. Көпшілік
объектілерде тәулігіне 1-ден 3,0 мың м3-ке дейін, тек қана екі объектіде
тәулігіне 5-8 мың м3 болды.
Температураға берілген түзету – 0,86.
Қабат газының құрамы, конденсаттың қабат газындағы потенциалды
қосындысы. Конденсат тығыздығы 2,5 және 6 ұңғылардан зерттелген газды
конденсатор мағлұматтарынан және зертханалық жүргізілген зерттеулер
нәтижесінде алынған. Потенциалды конденсат құрамы бар қабат газының және
оның тығыздығы өзіне сәйкес 86 гм3 және 0,896 гсм3-ке тең. СредАЗ НИН газ
институтының зертханалықзерттеулері мағлұматтарында конденсатты алу
коэффициенті – 0,77. пайдалы қазбалардың қорының мемлекеттік коммиссиясы
конденсатты алу коэффициентін 0,75 – ке тең деп бекітті.
1. 8 Газдың және конденсаттың қоры
Төменгі перм кенішінің газ қоры СССР-дің ГКЗ-сіне бірінші рет 1971
жылы берілген. Төменгі визейлік кенішіндегі газ қоры С1 категориясы бойынша
8740 млн м3, ал төменгі пермі кенішіндегі газ қоры С1 категориясымен 6169
млн м2, С2 категориясымен 4761 млн м3 болып бекітілген. Төменгі визейлік
бойыеша 153 мың тонна, ал алынатыны 114 мың тонна болып бекітілген.
1996 жылы газ және конденсат қоры. Төменгі визейлік кенішінде
Қазақстан республикасының Мемлекеттік қор комитетінде қайтадан бекітілді.
Геологиялық зерттеулер бойынша С1 категориясында 17058 млн м3 және С2
категориясында 8020 млн м3 (алу коэффициентті 0,9) болғанда өздеріне сәйкес
15352 және 7218 млн м3.
Осындай түрмен ұңғы түбі аумағындағы сүзілу сипаттамасындағы
техникалық-технологиялық факторларының әсерінен керісінше болуын есепке ала
отырып коллектордың табиғаттың фильтрленуінің сипаттамасын өнімді қабаттың
нақты бір аралығында анықтауда кен орнын әрі қарай игеруде коллекторлардың
зоналық орналасуларын және олардың сыйымдылық – фильтрациялық
сипаттамаларын жете зерттеу қажет.
1. 9 Газ және газды конденсаттың сипаттамалары
Төменгі пермдік кеніштің газдары мынандай келесі құрамымен
сипатталынады: метан 9,47 - 26,05%; этан – 0,21 – 1,97%; пропан 0,02 –
0,49%; изобутан – 0,03 – 0,05%; н-бутан – 0,07 – 0, 09%; пентан+жоғары –
0,06%; азот + сирек – 70,92 – 87,02%; гелий – 0,04 – 0,24%; көмір қышқыл
газ – 0,15 – 1,3%. Төменгі визейлік кеніштерінің газы құрамында өте жоғары
ауыр әртүрлі қоспалардың болуымен ерекшеленеді. Құрамындағы метан 80% -тен
жоғары емес, негізінен 67 - 79% шамасында.
Кеніш бойынша метанның орташа құрамы 74%. Азоттың құрамы 2-ден 20%-ке
дейін, орташа - 9%. Аз пайыздығы компонентердің орташа мағынасы этан –
11,37%, пропан – 5,08%, бутан – 1,58%. Гелий құрамы 0,03-тен 0,09-ға дейін
өзгереді, аргон – 0,008 – 0,09%. Орташа құрамы өздеріне сәйкес 0,059 және
0,052%. Абсолюттік газ тығыздығы – 0,869 гсм3. Ауамен салыстырмалығы –
0,721 гсм3. Жоғарғы қысылу коэффициентті – 0,05. Боиль Мариотта заңынан
шетке шыққандағы түзетілуі – 1,18. Сонымен бірге бекітілген геологиялық
және алынатын С1 категориясындағы конденсат қоры. Сәйкестікте 1466,0 және
1320 мың тоннаны, ал С2 категориясында сәйкестікте 690,0 және 621 мың
тоннаны құрады. Қорларды қайта есептеу негізінен 1981 жылдан кейін
бұрғыланған 17 және 18 ұңғылардан алынған мәліметтер қызмет етті.
Төменгі визейлік кеніштеріндегі 1996 жылғы есептелген геологиялық
қорлар. 1981 жылмен салыстырғанда газ бойынша (С1+С2 категорияларының
қосындысы) 12,7 есе, ал конденсат бойынша 14 есе өсті. Төменгі пермдік
кеніштің газ қоры 1981 жылдан кейін есептелген жоқ. Осындай турмен кен орны
бойынша тұтасымен пайдалы қазбалардың мемлекеттік балансында алынатын жалпы
мынандай көлемдері есепке алынған.
Газ: С1 – 21521,0 мың м3;
С2 – 11979,0 мың м3;
С3 – 33500,0 мың м3;
Конденсат: С1 – 1320,0 мың тонна;
С2 – 621,0 мың тонна;
С1 + С2 = 1941,0 мың тонна;
Сонымен қатар, төменгі пермдік кеніштің газының құрамында 81,2 %
азоттан тұратындығын есепке алу керек немесе (С1+С2 категориясындағы)
газдың жалпы көлемінен 2077,0 млн. м3 көмірсутекті газдың 10930,0 млн м3
қоры бар. Осы жағдайларға байланысты кен орнындағы С1+С2 категорияларындағы
газдың жалпы көлемі 24647 млн м3-ті құрайды.
2.1 Ұңғымада қиындықтар туатын интервалдарды анықтау
Айрақты кен орнында игеру процесінде туындайтын мен күрделіліктерге
ұңғы тұтастығын бұзатын, бұрғылау ерітіндісін мұнайгаз және су бағытында
сіңіру жатады. Мұнай газ кен орнын игеру бойынша Айрақты кен орнында
жүргізілетін жұмыстар географиясының кеңейуі және тереңдеуіне байланысты
күрделіне береді. Күкіртсутекті агрессиямен байланыса отырып және көп
жылдық жыныстардаң қаттылығы және қашағыштығы ұңғыманы бұрғылау кезінде
қиындықтарға әкеп соқтыру мүмкіндіктері туындайды.
Ұңғыманы жүргізу кезіндегі барлық қиындықтар Айрақты кен орнының
ұңғымасының бұрғылауының технологиялық процестерін бұзады. Олар
технологиялық, техникалық геологиялық және организациялық реттік
себептермен туғызылуы мүмкін. Соңғы қиындыққа бұрғылаудың жұмыс күшінің,
материалдар мен инструменттердің, энергиянының болмауынан, монтаждық
дефектлердің дұрыстамаудың, жөндеу жұмыстарының жоқшылығынан тұрып қалуы
жатады.
Геологиялық себептерден мынандай қиындылықтар пайда болады: жыра пайда
болуы, тез арадағы газ, мұнай,су тасуы, шайғыш сұйықтықтың жұтылуы,
ұңғыманың ұңғыларының қисаюы мен тарылуы жатады.
Техникалық жердегі және ұңғыдағы техниканың бұзылу себептерінен ұңғыда
ұзақ уақыт тоқтап тұрудың және ашық су, мұнай, газбен фонтандалу
себептерінен қиыншылықтар пайда болады. Бұрғылау технологиялық процесінің
бұзылуынан көптеген қиыншылықтар пайда болады, ұңғыманың ұңғыларының
майысуы, жыра пайда болу, науа пайда болуы, мұнай, газ, су тасқыны, шабшы
сұйықтықтың жұтылуы, колонна аралық біліністер, фонтандар мен өртпен
қиындатушылық.
Өндірістік тәжірибелер және жинақталған көп жылдық бұрғылау
бойынша ілімдер ұңғы қабырғасының тұтастығының бұзылу қаупі болатындығын
көрсетеді.
Айрақты кен орнындағы жыныстарды бұрғылау кезінде жыныстар құлауы
немесе бұзылу тығыздығы жоғары қабаттарды бұзу кезінде туындауы
мүмкін.Бұрғылау ерітінділері мен немесе оның сүзгісімен ылғалдану
нәтижесінде осы қабаттардың беріктік шектері төмендейді, ол олардың
үгітілуіне алып келеді. Құлауға сонымен қатар бұрғылау ерітіндісінің
құрамында болатын бос стволының босап және соңғы кезекте бұзылуға алып
келеді.Бұлай жыныстардың құлауы тектоникалық күштер әсер етуі нәтижесінде
орын алады, ол негізінен жыныстардың сығылуына алып келеді. Бұл жағдайда
таулы жыныстар қысымы бұрғылау ерітіндісі тарапынан бағананың қысымының
артуына алып келеді.
0-60м интервалда ұңғыманың ұңғысының және грифонообразованиенің
циркулярлық қоспамен шайылуы. Грифондар судың, мұнайдың, газдың табиғи
тесіктермен тектоникалық бұзылған аймақтарға келуі: газдың төменгі
пласттардан құбыр аралық кеңістікпен үстіңгі пласттарға келу; газдың
резбалық бекіністер арқылы обсадты колоннадан домалақ кеңістікке келуі;
ұңғымадағы қысымның ұңғыны жуу, құрал-саймандарды көтеру тусіру кезінде тез
көтерілуі. Басталған грифондармен күрес үшін кей кездерде законтурлы су
тасқынын азайту, мұнайдың көрші ұңғымалардан сорып алу, ұңғыманы еңкейту
жұмыстары жүргізіледі.
Кен орнындағы жыныстардың ісінуі бұрғылау ерітіндісінің және оның
фильтратының лайлар арасынан өту нәтижесінде жүреді, бұл сулар немесе
ерітінді тығыздалған лайлардан және алефролиттерден өткен кезде
монтмориллонит типті минералдарының едәуір мөлшерінде ұңғы стволын қажай
отырып ісіну жүреді. Бұл созылуға , жыныстардың шөгуіне , забойға дейін
жетпеуге және бұрғылау құралының қарпына алып келеді.Ұңғыма сағасынан
тереңдікте стратиграфиялық бөлімде бұрғылау ерітіндісін сіңіру құбылысы
байқалады. Ең қарқынды максималь сіңіру шамасы 10 м3 болатыны зерттеліп
байқалған. Бұрғылау ерітіндісінің циркуляциялануының тоқтауы болмаған.
Ұңғыманың қабырғаларының опырылып құлауы тереңдікке дейін байқалмаған және
күтілмейді.
60-560м интервалда жыра пайда болды. Жыралар ұңғының дуалын керетін
жыныстардың тепе-теңдігі бұзылғанда, бұрғылау және қолдану уақытында пайда
болады. Бұл құбылыс әлсіз цементтелген, борпылдақ, тұрақты емес жыныстарға
тән. Капиллярлы қысым арқасында жыныстардың беріктігі кемиді, үйкеліс күші,
жыныстар арасындағы үйкеліс азаяды, филтраттың шаюшы сұйықтықтан шығу ағыны
күшейеді. Жыра пайда болумен күрес үшін тұрақты емес жыныстарды тез
бұрғылау және оларды тездетіп обсадты колоннамен біріктіру.
Ұңғыма сағасынан 200м тереңдікте стратиграфиялық бөлімде ілестіруге
қауіпті аймақтар байқалған. Осы аралықта тығыздығы 1,22гсм2 сазды бұрғылау
ерітіндісін пайдаланған кезде сальниктер түзілу құбылысы байқалған. Соның
нәтижесінде 2 сағаттан артық уақыт циркуляция тоқтатылған.
560-1676м интервалда каверн пайда болды. Бастапқы пласт қысымы 2,38-
2,55 Мпа аралығында болады. Жыра пайда болғаннан кейін ісінген лайлы
жыныстарда тектоникалық күштер мен тау қысымының әсерінен пластикалық
деформацилар пайда болады және жыныстар ағады, құрал-сайман тусіру
кезіндегі ұңғыма ұңғысының тарылуы және толығымен жойылуы жаңа ұңғы
бұрғылаудан ерекшеленбейді.
1676-2075м интервалда газ және мұнай тасқыны болады. Кернді алу
қашықтығы бұрғылау тереңдігі 1700 метрден асқаннан кейін бұрғылау
ертіндісінің тығыздығын 1220-1230 кгм3 ден 1630-1640 кгм3 дейін тездетіп
көтеру қажет, себебі 1776 метрден 2075 метр аралығында газ-су-мұнай
контактілері пайда бола бастайды. Қысымның көтерілуінен ұнғымадағы сұйықтық
қабаттың ағысының толастауына байланысты қиыншылықтар туындайды. Егер
бұрғылау тереңдігінде 1776 метрде қабатты қысым kа = 1,5 ауытқу
коэффициентімен газды қабат ашылған.
Мұнай және газ тасқынының негізгі себептері пласттық қысымның ұңғыма
қысымынан көбеюі болады. Аз ғана қысымдардың әр түрлі болуынан шаюшы
сұйықтықтың ұңғыдан ағуы байқалады. Егер пласттық қысым ұңғымадағы бағана
қысымынан асатын болса шаюшы сұйықтықтың фонтандауға ұласатын бөлінуі пайда
болады. Газдың, мұнайдың, судың пласттан ұңғымаға келуі байқалатын болса,
шаюшы сұйықтықтың тығыздығы азаяды, гидростативті қысым азаяды, бұл мұнай,
газдың, судың ұңғымаға келуін үдетеді. Тасқын признактарының пайда болған
кезінде бұрғылаудың терңдеуін тоқтатып, күшейтілген шаюды жүргізіп, қоспаны
дегазациялау керек
2. 2 Жуу сұйықтығының қасиеттері мен типі
Бұрғылау сұйығының параметрлерімен өңдеу рецептурасы Айрақты АҚ
лабораториясының мәліметтері және бұрғылау тәжірбиесі бойынша қабылданған.
Интервалдар бойынша бұрғылау сұйығының тығыздығы бастапқы геологиялық
мәліметтерге байланысты таңдалды. Бұрғылау сұйығының тығыздығы келесі
шамалардан төмен болмауы керек
0- 560 м ур= 10х0,1(1160 ... 1180)=1,1 ... .1180 кгм3
560-1676 м ур=10х0,1(1220 ... 1230)=1,1 ... .1230 кгм3
1676-2378 ур=10х0,1(1630 ... .1640)=1,1 ... .1640 кгм3
Интервалдар үшін нақты геологиялық жағдайларды ескере отырып бұрғылау
сұйығының келесі мәндерін қабылдаймыз
0-560 м 1160-1180 кгм3
560-1676 м 1220-1230 кгм3
1676-2378м 1230-1640 кгм3
0-560 интервал үшін
Бұл интервал үшін, өтімділіктің максималь жылдамдығын алу мақсатында,
қатты фазасының құрамы төмен ерітінді қабылданады (РНСТФ). РНСТФ-ны
дайындау үшін тығыздығы 1160-1180 кгм3 , қатты фазасының бастапқы құрамы
7%-тен аспайтын бетонитті сазды ұнтағы қолданылады. Стабилизатор реагенті
ретінде ПУЩР сұйықтығы қолданылады. Бұрғылау сұйығының жабысқақтық қасиетін
азайту үшін графит қосылады. Кальций иондарын тұндыру мақсатында, цемент
стаканын бұрғылаған кезде, ерітіндіні кальций содасымен өңдейді. Ерітіндіні
шламдар мен , құмдардан әрдайым тазартып отыру керек.
1. Барит 16 тн.
2. КМЦ 1,4 тн.
3. Глинпорошок 6 тн.
4. Полиакриламид 600 кг.
5. Каустикалық сода 250 кг.
6. Кальцинированная сода 3 тн.
7. УЩР 12 тн.
560 – 1676 интервал үшін
Бұл интервал үшін, өтімділіктің максималь жылдамдығын алу мақсатында,
қатты фазасының құрамы төмен ерітінді қабылданады (РНСТФ). РНСТФ-ны
дайындау үшін тығыздығы 1220-1230 кгм3 , қатты фазасының бастапқы құрамы
9%-тен аспайтын бетонитті сазды ұнтағы қолданылады. Стабилизатор реагенті
ретінде ПУЩР сұйықтығы қолданылады. Бұрғылау сұйығының жабысқақтық қасиетін
азайту үшін графит қосылады. Кальций иондарын тұндыру мақсатында, цемент
стаканын бұрғылаған кезде, ерітіндіні кальций содасымен өңдейді. Ерітіндіні
шламдар мен , құмдардан әрдайым тазартып отыру керек.
1. Барит 17 тн.
2. КМЦ 3 тн.
3. Глинпорошок 15 тн.
4. Полиакриламид 250 кг.
5. Каустикалық сода 350 кг.
6. Кальцинированная сода 4 тн.
7. УЩР 15 тн.
1676-2075 м интервал.
Бұл интевалды бұрғылаған кезде, ұңғыма оқпанының тұрақтылығын сақтау
мақсатында, қабырғалардың опырылуын және сусып құлауларының газ- мұнай
көздер ашылады соның алдын алу үшін ерітіндіні ПУЩР және КМЦ мен өңдейді.
Сонымен қатар кальцилі сода мен NaOH, техникалық су мен гипан қолданылады
.
1. Барит 20 тн.
2. КМЦ 4 тн.
3. Глинпорошок 18 тн.
4. Полиакриламид 600 кг.
5. Каустикалық сода 750 кг.
6. Кальцинированная сода 6тн.
7. УЩР 20 тн.
8. ТЩР 15 тн.
2.3 Ұңғыманың конструкциясы
Тау жыныстарының физика, механикалық зерттеу нәтижесінен, кен орны
кестесінен қаттылық қажағыштығы мен тығыздығының түрлілігін білдіреді.
Яғни, алевритті сазбалшықтар, мергель, саз балшықтар,мергель, саз
балшықтар, құмайт, сұр, ашық сұр алевролиттер, балшықты ақтастар, құм
қабатты саз балшықтар, сұр, қара сұр саз , қара қоңыр аргилиттер, тау
шайырлы жік тас, жасыл сұр аргилиттер, сұр ашық сұр алевролиттер балшықтар.
Берілген талдауда көрсетілгендей бұл геологиялық тілікте көптеген жұмсақ,
орта және қатты жыныстар көрсетілген, олардың қаттылығы Л.А. Шрейнердің
топтаруымеен 6 категориядан төмен, тығыздығы 2,9 гсм3 аспайды. Осы, және
де басқа да геологиялық қиманың ерекшелігі ұңғыманың 4 тізбекті
конструкциясын дәлелді деп ойлауға негіздейді.
1. Бағыттаушы оқпан.
2. Кондукторлы оқпан.
3. Аралық оқпан.
4. Пайдалану оқпаны.
Кесте 2.3.1
Шегендеу құбырлар тізбегінің диаметрі ГОСТ 632-80
Шегендеу тізбек Сыртқы диаметр Ішкі диаметрі Қабырғанның
құбырлар оқпанныңD сыр мм. D ішкі мм. максимальды
аты. қалыңдығы б, мм.
Бағыттаушы оқпан. 339,7 317,9 10,9
Кондукторлы оқпан.244,5 224,5 10,0
Аралық оқпан. 168,3 147,1 10,6
Пайдалану оқпаны. 114,3 97,1 8,6
Пайдалану оқпаны.
Шегендеу құбырлар тізбегінің пайдалану оқпанының сыртқы диаметрі Dсыр.
=114,3 мм, ішкі диаметрі D ішкі =97,1мм. жоғарғы қалыңдығы бмах = 8,6мм.
Тусіру тереңдігі 0-2075 метр сөйтіп, ол барлық жоғарғы жатқан қабаттың
сенімді жабылуын, берілген дебитті қамтамасыз етеді. [6] анықтамамен
сортаментті мұнай құбырын таңдаймыз. Бірінші суретте ОТТМ типті ГОСТ 632-80
мен конус бұрандалы, трапеция кескінді муфталы шегендеу құбырлары.Траеция
бұрандасымен біріктірілгенде қисықсыз және орнықты құрастыруды талап етеді,
айналыс саны төмендегідей. Біріктіру созу күшінің арқасында тізбектің
минималды габаритінің биік саңлаусыздандыруының жоғарғы мықтылығын
қамтамасыз етеді. ОТТМ бұрандасы 1:16 конусты, қадамдығы 5,08 мм ,
бұранданы отырғызу ішкі және сыртқы диаметрлер арқылы іске асырылады. ОТТМ
құбырының созылу беріктігі шегендеу құбырлар тізбегінің үш бұрышты
бұрандасынан 20-50% биік.
Кесте 2.3.2
ОТТМ, ОТТГ типті пайдалану құбырлардың техникалық сипаттамасы.
Құбырлар Муфта Болаттың
қатты
группасы
Д
1 2 3 4 5 6
D,мм б, мм Массы D,мм lм,мм±3 Массы
1м,кг. ±3 1м,кг.
114,3 8,6 22,3 127 158 3,7 30
Ескерту: құбырдың ұзындығы L = 9500-1300мм, ұзындығы 8000-9500мм, ден
20% дейінгі және ұзындығы 5000-8000 мм ден 10% дейінгі, құбырлар партиясы
рұқсат етіледі.
Пайдалану оқпанының жалпы салмағын табамыз [5]
Gпай. = lm·qm + nм· q1м (2.3.1)
бұл жерде Gпай. = пайдалану оқпанының салмағы, Н; lm – барлық тізбектің
ұзындығы,м.(тік ұңғыманың ұзындығы, м Н = lm). qm – 1 метр құбырдың
салмағы. nм – муфтаның ... 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