Мұнай және газ өндіру теникасы мен технологиясы
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орны туралы жалпы мәліметтер
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Мұнайгаздылығы
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
2.1.1 Игерудің ағымды жүйесін талдау
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін талдау
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
2.1.5 Қабатты және ұңғыны гидродинамикалық зерттеу
2.1.6 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай
бергіштігін арттыру әдістері
2.2 Мұнай және газ өндіру теникасы мен технологиясы
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және
олармен күрес
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары
мен оларға ұсыныстар
2.3 Арнайы бөлім
2.3.1 Теңіз кен орнында қабатқа әсер ету тақырыбына қысқаша шолу
2.3.2 Ұңғыма түбіне тиісті аймақты тұз қышқылымен өңдеуді есептеу
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу
3 Экономикалық бөлім
3.1 Кен орнын игерудің технико-экономикалық көрсеткіші
3.2ҚГЖ-ның экономикалық тиімділік есебі
4 Еңбекті қорғау бөлімі
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар
4.2 Еңбек кауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары
4.3 Электр қауіпсіздігі бойынша шаралар
4.4 Өрт қауіпсіздігі
4.5 Теңіз кен орнында төтенше жағдайды алдын алу шаралары
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау
5.2 Су ресурстарын қорғау
5.3 Жер ресурстарын қорғау
ҚОРЫТЫНДЫ
ПАЙДАЛАНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
КІРІСПЕ
Теңіз кен орны тек Қазақстанда ғана емес, дүниежүзілік алып кен орны
болып саналады. Теңіз кен орнының ашылуы – дәуірлік оқиға.
70 – жылдардың басында Ембімұнай, Саратов мұнай геофизикасы,
Ембімұнай – геофизикасы бірлестіктері, сондай – ақ Геология жіне
жанғыш тақтатастар институты (Мәскеу) және Қазақ геология – барлау
ғылыми – зерттеу институты (КазНИГРИ) Каспий маңы ойпаты бойынша
геология – геофизикалық зерттеулер жүргізіп, құжаттарға мұқият талдау
жасады.
1974 жылдың желтоқсаныында, осы сұлба бойынша сынау жағдайында тұңғыш
рет Теңіз кен орнында №1 ұңғымада тұзастылық орта таскөмір
түзілімдерінен (4054 – 4095 м) тәулігіне 380 тонна жеңіл мұнай
атқылады.
1979 жылы Теңіз кен орнының ашылуы мен бағалануы Қазақстан мұнай
өнеркәсібінің шикізаттық базасын ұлғайтып, маңыздылығы бойынша бірінші
қатарлы өнеркәсіптік нысан қатарына қосты. Теңізді ашу және бағалаудың
ғылыми – тәжірибелік қорытындысы Каспий маңы ойпатының Қазақстандық
жабындық белдемінде тұзастылық түзілімдер бойынша көмірсутектердің
үлкен қорының бар екендігін дәлелдеу мен растау болып саналады.
Теңіз кен орнының жер қойнауын игеруші 1993 жылы 2 сәуірде берілген
Мұнай мен газды барлау және игеру лицензиясы және 1995 – 2032 жж.
аралығында Геология министрлігіның Жер қойнауын пайдалану мен ҚР –
ның Жер қойнауын қорғаудың №16 келісімі негізінде құрылған
Теңізшевройл жауапкершілігі шектеулі серіктестік болып табылады.
1993 жылдың 6 сәуірінен бастап, Теңізшевройл ЖШС кен орынды
пайдалануды жүзеге асыруға кірісті. Кеніштің өндірілетін мұнай қоры 750
млн.тоннадан 1,125 млрд тоннаға дейінгі шамада бағаланып отыр, болжамды
геологиялық қорының көлемі 3,133 млрд.тоннаны құрайды. 1,8 триллион
текше метрден астам ілеспе газымен бірге Теңіз аса ірі кен орындарының
бірі ретінде игерудің жоғары нәтижелілігі мен өндірудің ерекше
түрлілігімен пайдаланылу үстінде.
1. Геологиялық бөлім
1. Кен орны туралы жалпы мәліметтер
Әкімшілік жағынан алғанда Теңіз кен орны Қазақстан Республикасы-ның
Атырау облысындағы Жылыой ауданында орналасқан.
Географиялық жағынан кен орын Каспий маңы бассейнінің оңтүстік – шығыс
бөлігінде орналасқан. Осы аймақтағы барланған мұнай қорының негізгі бөлігі
басейіннің перифериясы бойынша палеозой қимасының тұз асты бөлігіне кіреді.
Бұл жерде Теңіз кен орнынан басқа тұз асты қабатына жататын 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 карбонатты
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 негізінен 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 бағытындағы желдер басым болып келеді. Қыста қарлы
борандар, жазда құрғақ желдер және құмды борандар жиі болып тұрады.
Жеке тұрған Теңіз және Королевское карбонатты платформаларының
түзілуінің барлық периодында эрозия әсерінен болуы мүмкін осы
платформалардың жоғарғы бөлігінің қысқа мерзімді жалаңланудың периоды
болып тұрды.
Бұл сәйкессіздіктер теңіз деңгейінің ауытқуы (әсіресе мұздану
дәуірінің басы – башкир ғасыры кезінде), теңіз түбінің жүргізілуі және
тектоникалық белсенділіктің нәтижесінде болды. Тектоникалық іс-әрекеттердің
анағұрлым маңызды периодтары – олар герциндік тектоногенездің бретондық,
судеттік және оралдық дәуірлер.
1.1-сурет. Ауданның шолу картасы
1.2 Стратиграфия
Теңіз кен орнында төрттіктен жоғарғы девонға дейінгі жастағы шөгін-
ділер ашылған. Негізінен шөгінділер қимасында үш ірі литолого-стратигра-
фиялық кешен бөлінеді: тұзасты (жоғарғы девон - артиндік), тұзды (кунгур)
және тұзүсті (1жоғарғы 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 жыныстар-мен
көрсетілген және үшмүшелі құрылымнан тұрады: астарлап жатқан ан-гидрит
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 ойпа-тына
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 пак-стоун 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 жан-жақты
жауып жатқан карбонды қабаттан күрт ерекшеленеді. Бұл қима ок горизонты
ретінде белгілі.
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 зерттел-ген.
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 қаба-ты 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. Соны-мен
қатар кернді материалда криноидеялар, брахиоподтар және фораминифер-лі
балдырлар қалдықтары мол кездеседі.
Карсты беттердің болу мүмкіндігі окск ярусы жабынының маңында Т-8 және
Т-24 ұңғыларында байқалады. Кавернді, ізді , жарықшақты және қуыс-ты
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.
Ок 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 ұңғысымен
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.
Башкир ярусының қалыңдығы 204 метр.
Перм жүйесі – Р
Теңіз ауданындағы перм жүйесінің қимасы жоғарғы артин ярусасты-мен
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, фораминиферлі сазды қою сұр, қара дерлік әктастардан тұрады.
Жоғары жағында қара тісті, аса сазды, сирек детритті ганотитті ұсақ түйірлі
әктастар жатады. Жоғарғы 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.
1.3 Тектоника
Теңіз кен орны Каспий маңылық (Каспий маңылық бассейн) оңтүстік
бөлігінде орналасқан соңғы девондық және орта тас көмір периодына жататын
карбонатты түзілімдерден тұрады. Каспий маңылық ауданының криссталдық
іргетасы рифейлік периодқа жатады деп болжанады. Іргетасы 9 – 9,5 км
болатын Астрахань-Ақтөбелік көтерілім және Волга-Тугарачалық синклиналь (11-
12 км) осы іргетастың негізгі элементі болып табылады. Теңіз мұнай кен
орыны іргетасы 11,5 – 12 км тереңдікте жататын Оңтүстік-Эмбілік (Тугарачан)
синклиналының орталық бөлігінде орналасады. Каспий маңылық ойпаттың соңғы
палеозойда белсенділігін сақтап қалған екі тігісті аумағы оңтүстік-
шығыста Солтүстік-Үстүрт геологиялық ауданы мен оңтүстік-батысында Скифті
ауданмен сәйкесінше Оңтүстік-Эмбілік палеозойлік ойпатты және Карпиндік-
Бозащілік аумағын түзеді.
Теңіз және Королевское кен орындарындағы палеозойлық тұз асты
кешенінің геологиялық құрылысы іргетастың жазықтығы мен кунгурлық тұз
негізі арасында орналасқан. П1, П2 және П3 негізгі көрсеткіш горизонттары
осы шөгінді блок шегіндегі негізгі құрылым элементтерді көрсету үшін
қолданылады. Осы горизонттарды картаға салу кезінде үш көтеріңкі объектілер
анық байқалады: Теңіз маңдық беткей, Пионер аумағы және Оңтүстік беткей. П3
сейсмикалық тіректі белгі Каспий маңылық ойпаттың оңтүстік бөлігінде
әрдайым тіркелетін көрсеткіш горизонттың келтірілуінің соңғы деңгейін
көрсетеді. Астрахань-Ақтөбелік майысу орнындағы П3 горизонтын көрсететін
көтерілім іргетас жазықтығына бекітілген Ғ сындыратын горизонтпен сәйкес
келеді.
Жеке тұрған Теңіз және Королевское карбонатты платформаларының
түзілуінің барлық периодында эрозия әсерінен болуы мүмкін осы
платформалардың жоғарғы бөлігінің қысқа мерзімді жалаңланудың периоды
болып тұрды. Бұл сәйкессіздіктер теңіз деңгейінің ауытқуы (әсіресе мұздану
дәуірінің басы – башкир ғасыры кезінде), теңіз түбінің жүргізілуі және
тектоникалық белсенділіктің нәтижесінде болды. Тектоникалық іс-әрекеттердің
анағұрлым маңызды периодтары – олар герциндік тектоногенездің бретондық,
судеттік және оралдық дәуірлер. Альпілік тектоногенездің және неғұрлым жаңа
тектоникалық белсенділік этаптары тұз үстілік аумағының сейсмикалық
суреттерінде көрсетілген.
Бұрғылау және сейсмикалық мәліметтерді кешенді зерттеу нәтижесінде Каспий
маңылық ойпаттың оңтүстіктігіндегі палеозойлық шөгінді түзілімнің
тектоникалық деформациясының табиғатын және уақытын анықтауға болады.
1.4 Мұнайгаздылығы
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.
Өткізгіштікті анықтау
Тенгизшевройл СМЖ белгісі ретінде 5450 м қабылдаған, бұл қазір-гі
кездегі кен орнындағы мұнай алудың ең төменгі белгісінен 40 метрге тө-мен.
Бұл болжамдар Королев 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.
Мұнай, газ және судың қасиеті мен құрамы
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.
1.1-кесте -Теңіз кен орны мұнайының қасиеттері
Көрсеткіш Шамасы
Мұнай тығыздығы 797 кгм3
Бастапқыдағы 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, көлемдік
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 шамасы миллионға 824 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: 1260С;
– қанығу қысымы: 25,67 МПа;
– сығылу коэффициенті: 37,01*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 мәліметтеріне
сәйкес. Өкінішке орай қазіргі кездегі бар мәліметтер жеткіліксіз. 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.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
2.1.1 Игерудің ағымды жағдайын талдау
Игерудің негізгі технологиялық көрсеткішінің динамикасы 2.1–кестеде
және 2.1–суретте келтірілген.
Кестеден көретініміздей соңғы 6 жылда жылдық мұнайды өндіру 13372-
14874 мың т. болған, ал 2012 ж. ол 16500 мың т. өскен.
Кен орынды игеру басталғаннан бері 170 млн.т. мұнай өндірілді, мұнай
шығару ағымдағы коэффициенті 0.06 а.б. кезінде.
Ілеспе газды жылдық шығарылым 6.9-7.6 млн. м3 құраған, орта газ
факторы 519-520 м3т кезінде. Ілеспе газдың 2012 жылғы шығарылымы орта газ
факторы 526 м3т кезінде 8095 млн. м3 құрады. Кен орынды игеру басталғаннан
бері 87937 млн. м3 газ өндірілді.
2011-2012 жж. мұнайдың орта тәулікті шығымы 989-972 ттәул құрады.
Жұмыс істейтін өндіруші қорды 2010 жылы 55 ұңғы, 2011 ж. – 66 ұңғы
құрады, 2012 ж. олардың саны 74 ұңғыға көбейді.
2003-12 жж. аралығында аймақ бойынша жылдық және жинақталған мұнай
өндірілуін орналастыру 2.2–кестеде келтірілген.
01.01.2012 ж. қарай 90 млн. т. мұнай бүйір жақта орналасқан ұңғылардан
алынған, ол бүкіл кен орын бойынша жинақталған мұнай өндірілуінің 53%
құрайды. Кеніштің платформалы бөлігінде орналасқан ұңғылардан жинақталған
өндірілім 56 млн.т (33%) құрады, еңіс бөлігінде – 24 млн. т (14%).
2008-2012 жж. Теңіз кен орнын игерудің негізгі жобаланған және нақтылы
технологиялық көрсеткіштерін сәйкестендіру 2.3–кестеде көрсетілген.
2.3–кестесінен көретініміздей 2008-09 жж. мұнай өндірілуі
жобаланғанға сәйкестеу болған. Сусыз мұнайды жобаланған сулану 0.4% кезінде
өндірілген.
Жұмыс істейтін өндіруші ұңғылар қоры 58 орнына 50-51 құрады.
Мұнайдың нақтылы ортатәуліктік шығымы 972 ттәул құрады, ол
жобаланғаннан (950 ттәул) 2% көп. 2011 жылдың соңына қарай жұмыс істейтін
өндіруші ұңғылар қоры 74 бірлікті құрады, жобаланған көрсеткіш 101 кезінде.
2012 жылға игеру көрсеткіштерінің қалу себебі – Екініші Буын Зауытын
пайдалану жобасын енгізу мерзімінің қалуы.
2010 жылы жобаланған 2.1 млрд. м3 орнына 128.1 млн. нм3. айдалды.
01.01.2012 ж. жағдайға қарай газайдаушы ұңғының нақтылы қоры 8 бірлікті
құрады, ол жобаға сай келді, жұмыс істейтін қор 7 ұңғыға тең. 2012 жылда
2500 млн. нм3 айдау жобаланған, нақтылы – 1725 млн. нм3.
01.01.2012 ж. қарай газайдау ұңғылардың нақтылы қоры жобаға сай 8
бірлікті құраған, ағымдағы қор жобалаған қордан 1 ұңғыға аз
2.1-кесте-01.01.12 ж. қарай игеру басталғаннан бергі негізгі
технологиялық көрсеткіштер динамикасы
Игеру жылдары
Көрсеткіштер
2003 2004
2001 2002 2003 2004
жоб. нақ. жоб. нақ.
11 Өндіруші Барлығы 123
ұңғылар қоры
сонымен қатар 74 1к, 3к, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 14, 15, 17, 20, 21, 23, 28, 29,
жұмыс істеп 30, 31, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 70, 72, 102, 103, 104, 105, 106,
тұрған 108, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 120, 121, 123,
фонтанды 124, 318, 320, 419, 1100, 1101, 3938, 4346, 4556, 4629, 4635,
5034, 5050, 5056, 5059, 5435, 5442, 5454, 5850, 5853, 5857, 6246,
6337, 6457, 6743, 6846, 7040, 7052, 7252, 7453
жұмыссыз 9 10, 12, 25, 27, 38, 41, 122, 317, 6261
уақытша 22 2к, 5к, 16, 37, 39, 40, 60, 107, 119, 125, 456, 463, 470, 3938,
тоқтатылған 4748, 5632, 5660, 5963, 6658, 6836, 7450,
жойылғандар 18 1, 2, 3, 5, 18, 19, 22, 26, 32, 33, 34, 35, 36, 52, 53, 101, 109,
430
32 Айдаушы Барлығы 8
ұңғылар қоры
айдау үстінде 5 5044, 5246, 5447, 5646, 5848
жұмыссыздар 2 5242, 5444,
уақытша 1 220
тоқтатылған
43 Арнайы Бақылаушы 2
ұңғылар 24, 100
Барлығы 133
2.5-кесте-Жылдар бойы ұңғыларды бұрғылау
Жылдар Ұңғылар номерлері Ұңғылар саны
1 2 3
1982
1 2 3
2008 3948 5242
201-500 501-1000 1001-1500 1500 жоғары
Платформа 10 17 4 0 31
(3к, 6, 30, 72, (11, 14, 15, 21, 29, 106,(46, 116, 5850, 5442)
105, 120, 121, 123,110, 111, 112, 113, 115,
419, 5853) 117, 124, 318, 5050,
6246, 6846)
Бүйір 3 11 8 6 28
(7, 102, 1101) (4, 20, 23, 31, 44, 103, (8, 9, 28, 118, 5034,(1к, 70, 108,
104, 114, 320, 5056, 5857, 7052, 7252) 4556, 5059,
6743) 5454)
Еңіс 6 6 2 1 15
(42, 43, 47, 4346, (17, 45, 1100, 3938,
4635, 6337) 5435, 7040) (7453, 4629)
1996-2011 жж. ТШО кен орында 50 ұңғы бұрғылаған, 2010-2011 жж.
ұңғылар бұрғыланбаған, бірақ 2010-2011 жж. жұмыс істейтін өндіру ұңғылар
қорын 51-ден 74 дейін, ал жұмыс істейтін газдаушы ұңғыларды уақытша
тоқтатудан шығару арқылы 1-ден 5 дейін көбейткен.
01.01.12 жылға 74 жұмыс істейтін өндіру ұңғыларынан: 31 платформада,
28 – бүйірде және 15 – кеніштің еңіс бөлігінде орналасқан.
01.01.12 жылға барлық ұңғылар фонтанды әдіспен пайдаланылған және
сусыз мұнайды шығарған.
2001 ж. газ айдауды 7 ұңғыма арқылы жүргізген: 5044, 5242, 5246,
5444, 5447, 5646, 5848.
Газайдау ұңғыларының ортаайлық қабылдаушылығы 13.5 мың нм*тәул-тен
1618 мың нм*тәул дейін өзгерді, бір газайдау ұңғысының ортажылдық
қабылдаушылығы 989 мың нм*тәул. құрады.
26% - 500 ттәул. дейін және ұңғылардың 19% - 1000 ттәул-тен 1500
ттәул. дейін жұмыс жасады. Ағымдағы шығымы 1500 ттәул-тен асатын кеніштің
бүйір бөлігінде орналасқан 7 ұңғы (1к, 70, 108, 4556, 5059, 5454, 6457)
сипатталады.
Игерудің нақтылы көрсеткіштері 2008 жылы жобаланған мәнге сәйкес
болды; 2009 ж. нақтылы мұнай өндірісі жобаланған мәнге сәйкес болғанда газ
айдау жағынан артта қалу байқалады; 2010-11 жж. – мұнай өндірісі және газ
айдау жағынан артта қалу байқалады.
Жұмыс істейтін өндіру ұңғылар қоры 2008-11 жж. бойы жобаланған
мәннен аз болды.
2008-2011 жж. бір ұңғының орта мұнай шығымы 839 ттәул-тен 774
ттәул. жетті және 2011 ж. жобаланған мәннен небары 4%-ке көп болды.
Орта газ факторы соңғы 10 жыл ішінде бірқалыпты болуда және 2010-11
жж. 520-517 м3т. болды, 2010 ж. жобаланғаннан 10% аз болды, ал 2011 ж.
одан 8% көп болды.
Газайдау ұңғылар қорын 8 бірлік құрады, сонымен қатар жұмыс істейтін
– 5 (5044, 5246, 5447, 5646, 5848) ұңғылар және 2 (5242, 5444) ұңғы
жұмыссыз күйде қорда болған. 220 ұңғы 2010 жылы желттоқсанда уақытша
тоқтату жіберілген.
Арнайы қорды 2 (24, 100) бақылау ұңғылары құрады.
Жаңа ұңғыларды бұрғылау және пайдалануға беру 2010 жылы
жүргізілмеді.
2009-12 жж. газ айдау көлемі бойынша артта қалу байқалады. 2009 ж.
0.9 млн. нм3 күкіртсізденген газды 4 айдау ұңғы арқылы айдау жобаланған.
Нақтылы 1 ұңғы арқылы 0.109 млн. нм3 айдалған.
2010 жылы жобаланған 2.1 млрд. м3 орнына 128.1 млн. нм3. айдалды.
01.01.2012 ж. жағдайға қарай газайдаушы ұңғының нақтылы қоры 8 бірлікті
құрады, ол жобаға сай келді, жұмыс істейтін қор 7 ұңғыға тең. 2012 жылда
2500 млн. нм3 айдау жобаланған, нақтылы – 1725 млн. нм3.
01.01.2012 ж. жағдайға мұнай бойынша орта ағымдағы шығым орта
есеппен 814.2 ттәул. құрады. Сонымен 2.6–кестеден көретініміздей жұмыс
істейтін өндіру ұңғылар жалпы қорының 46% мұнай бойынша орта шығымы 501
ттәул-тен 1000 ттәул. дейін, 26% - 500 ттәул. дейін және ұңғылардың 19%
- 1000 ттәул-тен 1500 ттәул. дейін жұмыс жасады. Ағымдағы шығымы 1500
ттәул-тен асатын кеніштің бүйір бөлігінде орналасқан 7 ұңғы (1к, 70, 108,
4556, 5059, 5454, 6457) сипатталады.
Кестеден көргеніміздей платформалы (87%) және еңіс (80%) ұңғылар
негізінен 200-1000 ттәул. болатын мұнай шығымдарымен жұмыс істеген. Ал сол
мезетте кеніштің бүйір бөлігінде орналасқан ұңғылардың жартысы шығымы 1000
ттәул-тен асатын шығыммен жұмыс істейді.
2008 ж. газ айдауды 7 ұңғыма арқылы жүргізген: 5044, 5242, 5246,
5444, 5447, 5646, 5848. Газайдау ұңғыларының ортаайлық қабылдаушылығы 13.5
мың нм*тәул-тен 1618 мың нм*тәул дейін өзгерді, бір газайдау ұңғысының
ортажылдық қабылдаушылығы 989 мың нм*тәул. құрады.
Игерудің технологиялық көрсеткішін талдау
Кен орынды соңғы 10 жылда (2002-2011) игерудің негізгі нақтылы
көрсеткіштері және оларды 2008-11 жж. жобаланғанмен салыстыру 2.7– кестеде
келтірілген. Кестеден көретініміздей 10 жыл ішінде мұнай өндіруді 1.5 есеге
арттырған – 9.6 млн.т-дан 14.9 млн.т. дейін. 2011 жылы 2010 жылмен
салыстырғанда газ айдауды анағұрлым өсірген – 128 млн.нм3-тан 1415 млн.нм3.
дейін.
Алайда жобаланған көрсеткіштермен салыстырғанда 201011 жж. мұнай
өндіру мен газ айдаудан артта қалушылық байқалады. 2010 ж. мұнай өндіру
жоба көлемінің 71%, 2011 ж. – 63% құрады.
2010-11 жж. игеру көрсеткіштерінің едәуір қалу себебі – Екініші Буын
Зауытын пайдалану жобасын енгізу мерзімінің қалуы. Егер 2010 ж. аяғына
қарай жұмыс істейтін өндіру ұңғылары жобаланғаннан 36 кем болып, 2011 ж.
аяғына қарай айырма 21 ұңғыға дейін (95 орнына 74) азайғанын айтып кету
керек.
Бір ұңғының мұнайының орта шығымы 2008-2011 жж. 839 ттәул-тен 774
ттәул. дейін азайып, 2011 ж. жобаланған мөлшерден тек 4% артық болды.
Соңғы 10 жыл аралығындағы орта газ факторы бірқалыпты болуда және
2010-11 жж. 520-517 м3т. болды, 2009 ж. жобаланған мөлшерге сәйкестеу
болды, 2010 ж. жоба мөлшерінен 10% аз болды, ал 2011 ж. одан 8% көп болды.
Теңіз кенорнын игеру басталғаннан бері 153.8 млн.т. мұнай өндірілді,
ол жобаланған мөлшерден 9% кем. Мұнай шығарудың ағымдағы коэффициенті 0.05
а.б. болды.
Ағымдағы шығымы 1500 ттәул-тен асатын кеніштің бүйір бөлігінде
орналасқан 7 ұңғы (1к, 70, 108, 4556, 5059, 5454, 6457) сипатталады.
2.7-кесте-Игерудің технологиялық көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер
Салмақ, % Молекула, %
H2S 10.17 16.20
CO2 2.11 2.60
COS 0.003734
CnSH 0.016302
2.10-кесте-Қабат су қасиеттері
Көрсеткіштер Өлшем бірліктері Өлшем
Тығыздық гсм3 1170
PH - 3-6
Химиялық құрамы мг л
Cl 141823
SO4 5147
HCO3 6022
CO2 1680
Ca 5110
Na+K 91771
Аниондар және катиондар 251213
H2S 4000
Коррозияларды тоқтату және шығымды төмендету үшін әдетте келесі
шаралар қолданылу керек:
- сорапты-компресорлы құбырларды, ұңғылы, сорапты және тағы
басқа қондырғыларды және коррозиясы мықты орындалған
немесе коррозияға қарсы жабыны бар құбырларды қолданады;
- ұңғыларда және жер үстіндегі құбырларда ингибиторлар
коррозияларына сәйкес келетін химиялық реагенттерді
мөлшерлеуді жүргізу қажет.
Қазіргі уақытта бүкіл әлемдік тәжірибелерде осындай реагенттердің
және қондырғылардың үлкен номенклатурасы қолданылып жүр. Нақтылы
маркаларыы, өндірушілері, көлемдері және мөлшерлеудің кезектілігі
аймақтарда олардың қолданып жүрген дәрежесін есептеумен қосымша техника-
экономикалық зерттеулер негізінде пайдалану үрдісінде анықталады.
Ұңғыларда және басқа да объектілерде жер үстіндегі қондырғылар
құрамында көп нақтылы сораптармен химиялық реагенттер үшін блокты
мөлшерлеуші қондырғылар қарастырылады. қондырғылар, ыдыстар, аппараттар,
құбырлар тізбегі және басқа қондырғылар есептеу нүктелеріне реагенттерді
енгізу үшін сәйкес келетін штуцерлер болуы қажет.
Кен орындарда пайдалану тәжірибелері ұңғыларды пайдалану
технологиялық режимдерінің мықтылығы және олардың іс әрекеттері құрамында
агрессивты компоненттер өте жоғары екендігін көрсетті, осы комплекстердің
қиындатылған факторларын бүкіл әлемдік тәжірибелерде өте тиімді екенін
бізге мәлім, осы қиындатылған жағдайларды абсолютті түрде шешу шешімдері
әлі табыла қоймады. Сонымен осы уақытта, технологиялық шаралар жүзеге
асырылуда, қондырғылармен құбырлардың коррозиялық зақым келгеннен
минимизициялау зияны рұқсат етілді.
Бірінші сатысында ингибиторлармен қосарланған С-90 типті НКТ
қолданылды. Тәжірибелер көрсеткендей көптеген жағдайларда емес оларды
қолдану НКТ герметизациясын ұзақ уақыт сақтауды рұқсат етілді. Осы
жағдайлардың көптеген қиыншылықтары агрессивті компоненттердің бірге
қосылып қозғалуы (H2S, CO2, сулар, механикалық қоспалар), олар
материалдарға әр түрлі түрде әсер етуі мүмкін және қозғалыстардың
қиыншылықтарын күшейтуі мүмкін болар еді. Сонымен, ең бастапқы
құрастырылғанда белсенсіз пленкалармен жоғарғы беті сақталып тұрады да
ингибитор коррозияларының қозғалысы қарапайым түрде қорытындыланады. Бірақ
та олардың жылдамдығы белсенді түрде жоғары болған кезінде газдар
сұйықтықтар ағындарындарының құрамында механикалық қоспалардың эрозияның
әсер ету мүмкіншілігін жсхемаға болады және қаттылығы онша да жоғары
болмайды.
Кен орындардың платформалық аймақтарында өнімділігі жоғары ұңғыларда
белгілі бір орын алуы мүмкін. 114 м (4,5”) құбырларды қолдану және
газдалудың болмайы кезінде осы ұңғыларда ағындардың жылдамдықтары бірнеше
мс жетуі мүмкін. Әрі қарай, жоғарыда келтірілгендей, қабаттық және сағалық
қысымдарына байланысты лифттердегі ағындардың газ сұйықтық жылдамдықтары
көп мөлшерде жоғарлауы мүмкін. Өнімді шығаратын ұңғылардың конструкция
типтеріне сәйкес, 177,8 мм диаметрлі шегендеу құбырлары бар (7”), ұзындығы
4000 м лифті колонналар қабылданады. Лифттердің диаметрлерін 114 мм жоғары
үлкейткенде пайдалану колоннасында 177,8 мм (7”) диаметрлері болмауы
мүмкін.
Осылардан ұңғылардың ішіне қатты қорытпадан коррозиялы мықты НКТ
қолдану мүмкіндіктері болады. Осы материалдардың бірінен соңғы кездері
қолданылып жүрген болаттардың SM-2535-110 (25Cr35Ni3Mo) немесе SM-2035-
110 типті түрлері жұмыс барысында іске асырылап жүр.
Осылардан басқа, куәгер үлгісін қондыру немесе кавернометрия
жолдарымен ұңғыларда НКТ жағдайларының әрқашан бақылып отыратын мониторинг
қажет, олар уақыт өткен сайын бақылау жұмыстарын жүргізу үшін ұңғылардан
алып тұруы қажет. НКТ-ларды ауыстыру олардың жағдайлары қиын деп
қабылданды, герметизацияларының көрінуіде дейін қарап шығуы керек, үзіліп
кеткен НКТ-ларды алып шығару бойынша ловильді авариялық жұмыстарды өткізу
мүмкіншілігі бойынша салыстыру КРС-да шығындарды төмендетуге болады.
Қазіргі уақытта осы қиыншылық жағдайлары толығымен зерттеліп болған
жоқ, сондықтан осы зерттеулер нәтижесінде берілген ұсыныстар соңғы
шешімдері болып табылмайды және олар ұңғылардың жұмыс режимі кезіндегі
өзгертулер мен реагент-ингибиторлар, жаңа материалдар кездескен кезде
корректирациялануы болуы мүмкін. Сонымен, саға қысымдарының төмендеуі
кезінде газдарда агрессиялы компоненттердің пропорционалды қысымдары
төмендегенде немесе суландыру қолдану кезінде өнімнің сулану үрдісі
ұлғайған кезде тамшылап ағуда міндетті түрде қиындықтардың болуы ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орны туралы жалпы мәліметтер
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Мұнайгаздылығы
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
2.1.1 Игерудің ағымды жүйесін талдау
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін талдау
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
2.1.5 Қабатты және ұңғыны гидродинамикалық зерттеу
2.1.6 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай
бергіштігін арттыру әдістері
2.2 Мұнай және газ өндіру теникасы мен технологиясы
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және
олармен күрес
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары
мен оларға ұсыныстар
2.3 Арнайы бөлім
2.3.1 Теңіз кен орнында қабатқа әсер ету тақырыбына қысқаша шолу
2.3.2 Ұңғыма түбіне тиісті аймақты тұз қышқылымен өңдеуді есептеу
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу
3 Экономикалық бөлім
3.1 Кен орнын игерудің технико-экономикалық көрсеткіші
3.2ҚГЖ-ның экономикалық тиімділік есебі
4 Еңбекті қорғау бөлімі
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар
4.2 Еңбек кауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары
4.3 Электр қауіпсіздігі бойынша шаралар
4.4 Өрт қауіпсіздігі
4.5 Теңіз кен орнында төтенше жағдайды алдын алу шаралары
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау
5.2 Су ресурстарын қорғау
5.3 Жер ресурстарын қорғау
ҚОРЫТЫНДЫ
ПАЙДАЛАНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
КІРІСПЕ
Теңіз кен орны тек Қазақстанда ғана емес, дүниежүзілік алып кен орны
болып саналады. Теңіз кен орнының ашылуы – дәуірлік оқиға.
70 – жылдардың басында Ембімұнай, Саратов мұнай геофизикасы,
Ембімұнай – геофизикасы бірлестіктері, сондай – ақ Геология жіне
жанғыш тақтатастар институты (Мәскеу) және Қазақ геология – барлау
ғылыми – зерттеу институты (КазНИГРИ) Каспий маңы ойпаты бойынша
геология – геофизикалық зерттеулер жүргізіп, құжаттарға мұқият талдау
жасады.
1974 жылдың желтоқсаныында, осы сұлба бойынша сынау жағдайында тұңғыш
рет Теңіз кен орнында №1 ұңғымада тұзастылық орта таскөмір
түзілімдерінен (4054 – 4095 м) тәулігіне 380 тонна жеңіл мұнай
атқылады.
1979 жылы Теңіз кен орнының ашылуы мен бағалануы Қазақстан мұнай
өнеркәсібінің шикізаттық базасын ұлғайтып, маңыздылығы бойынша бірінші
қатарлы өнеркәсіптік нысан қатарына қосты. Теңізді ашу және бағалаудың
ғылыми – тәжірибелік қорытындысы Каспий маңы ойпатының Қазақстандық
жабындық белдемінде тұзастылық түзілімдер бойынша көмірсутектердің
үлкен қорының бар екендігін дәлелдеу мен растау болып саналады.
Теңіз кен орнының жер қойнауын игеруші 1993 жылы 2 сәуірде берілген
Мұнай мен газды барлау және игеру лицензиясы және 1995 – 2032 жж.
аралығында Геология министрлігіның Жер қойнауын пайдалану мен ҚР –
ның Жер қойнауын қорғаудың №16 келісімі негізінде құрылған
Теңізшевройл жауапкершілігі шектеулі серіктестік болып табылады.
1993 жылдың 6 сәуірінен бастап, Теңізшевройл ЖШС кен орынды
пайдалануды жүзеге асыруға кірісті. Кеніштің өндірілетін мұнай қоры 750
млн.тоннадан 1,125 млрд тоннаға дейінгі шамада бағаланып отыр, болжамды
геологиялық қорының көлемі 3,133 млрд.тоннаны құрайды. 1,8 триллион
текше метрден астам ілеспе газымен бірге Теңіз аса ірі кен орындарының
бірі ретінде игерудің жоғары нәтижелілігі мен өндірудің ерекше
түрлілігімен пайдаланылу үстінде.
1. Геологиялық бөлім
1. Кен орны туралы жалпы мәліметтер
Әкімшілік жағынан алғанда Теңіз кен орны Қазақстан Республикасы-ның
Атырау облысындағы Жылыой ауданында орналасқан.
Географиялық жағынан кен орын Каспий маңы бассейнінің оңтүстік – шығыс
бөлігінде орналасқан. Осы аймақтағы барланған мұнай қорының негізгі бөлігі
басейіннің перифериясы бойынша палеозой қимасының тұз асты бөлігіне кіреді.
Бұл жерде Теңіз кен орнынан басқа тұз асты қабатына жататын 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 карбонатты
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 негізінен 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 бағытындағы желдер басым болып келеді. Қыста қарлы
борандар, жазда құрғақ желдер және құмды борандар жиі болып тұрады.
Жеке тұрған Теңіз және Королевское карбонатты платформаларының
түзілуінің барлық периодында эрозия әсерінен болуы мүмкін осы
платформалардың жоғарғы бөлігінің қысқа мерзімді жалаңланудың периоды
болып тұрды.
Бұл сәйкессіздіктер теңіз деңгейінің ауытқуы (әсіресе мұздану
дәуірінің басы – башкир ғасыры кезінде), теңіз түбінің жүргізілуі және
тектоникалық белсенділіктің нәтижесінде болды. Тектоникалық іс-әрекеттердің
анағұрлым маңызды периодтары – олар герциндік тектоногенездің бретондық,
судеттік және оралдық дәуірлер.
1.1-сурет. Ауданның шолу картасы
1.2 Стратиграфия
Теңіз кен орнында төрттіктен жоғарғы девонға дейінгі жастағы шөгін-
ділер ашылған. Негізінен шөгінділер қимасында үш ірі литолого-стратигра-
фиялық кешен бөлінеді: тұзасты (жоғарғы девон - артиндік), тұзды (кунгур)
және тұзүсті (1жоғарғы 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 жыныстар-мен
көрсетілген және үшмүшелі құрылымнан тұрады: астарлап жатқан ан-гидрит
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 ойпа-тына
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 пак-стоун 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 жан-жақты
жауып жатқан карбонды қабаттан күрт ерекшеленеді. Бұл қима ок горизонты
ретінде белгілі.
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 зерттел-ген.
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 қаба-ты 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. Соны-мен
қатар кернді материалда криноидеялар, брахиоподтар және фораминифер-лі
балдырлар қалдықтары мол кездеседі.
Карсты беттердің болу мүмкіндігі окск ярусы жабынының маңында Т-8 және
Т-24 ұңғыларында байқалады. Кавернді, ізді , жарықшақты және қуыс-ты
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.
Ок 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 ұңғысымен
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.
Башкир ярусының қалыңдығы 204 метр.
Перм жүйесі – Р
Теңіз ауданындағы перм жүйесінің қимасы жоғарғы артин ярусасты-мен
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, фораминиферлі сазды қою сұр, қара дерлік әктастардан тұрады.
Жоғары жағында қара тісті, аса сазды, сирек детритті ганотитті ұсақ түйірлі
әктастар жатады. Жоғарғы 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.
1.3 Тектоника
Теңіз кен орны Каспий маңылық (Каспий маңылық бассейн) оңтүстік
бөлігінде орналасқан соңғы девондық және орта тас көмір периодына жататын
карбонатты түзілімдерден тұрады. Каспий маңылық ауданының криссталдық
іргетасы рифейлік периодқа жатады деп болжанады. Іргетасы 9 – 9,5 км
болатын Астрахань-Ақтөбелік көтерілім және Волга-Тугарачалық синклиналь (11-
12 км) осы іргетастың негізгі элементі болып табылады. Теңіз мұнай кен
орыны іргетасы 11,5 – 12 км тереңдікте жататын Оңтүстік-Эмбілік (Тугарачан)
синклиналының орталық бөлігінде орналасады. Каспий маңылық ойпаттың соңғы
палеозойда белсенділігін сақтап қалған екі тігісті аумағы оңтүстік-
шығыста Солтүстік-Үстүрт геологиялық ауданы мен оңтүстік-батысында Скифті
ауданмен сәйкесінше Оңтүстік-Эмбілік палеозойлік ойпатты және Карпиндік-
Бозащілік аумағын түзеді.
Теңіз және Королевское кен орындарындағы палеозойлық тұз асты
кешенінің геологиялық құрылысы іргетастың жазықтығы мен кунгурлық тұз
негізі арасында орналасқан. П1, П2 және П3 негізгі көрсеткіш горизонттары
осы шөгінді блок шегіндегі негізгі құрылым элементтерді көрсету үшін
қолданылады. Осы горизонттарды картаға салу кезінде үш көтеріңкі объектілер
анық байқалады: Теңіз маңдық беткей, Пионер аумағы және Оңтүстік беткей. П3
сейсмикалық тіректі белгі Каспий маңылық ойпаттың оңтүстік бөлігінде
әрдайым тіркелетін көрсеткіш горизонттың келтірілуінің соңғы деңгейін
көрсетеді. Астрахань-Ақтөбелік майысу орнындағы П3 горизонтын көрсететін
көтерілім іргетас жазықтығына бекітілген Ғ сындыратын горизонтпен сәйкес
келеді.
Жеке тұрған Теңіз және Королевское карбонатты платформаларының
түзілуінің барлық периодында эрозия әсерінен болуы мүмкін осы
платформалардың жоғарғы бөлігінің қысқа мерзімді жалаңланудың периоды
болып тұрды. Бұл сәйкессіздіктер теңіз деңгейінің ауытқуы (әсіресе мұздану
дәуірінің басы – башкир ғасыры кезінде), теңіз түбінің жүргізілуі және
тектоникалық белсенділіктің нәтижесінде болды. Тектоникалық іс-әрекеттердің
анағұрлым маңызды периодтары – олар герциндік тектоногенездің бретондық,
судеттік және оралдық дәуірлер. Альпілік тектоногенездің және неғұрлым жаңа
тектоникалық белсенділік этаптары тұз үстілік аумағының сейсмикалық
суреттерінде көрсетілген.
Бұрғылау және сейсмикалық мәліметтерді кешенді зерттеу нәтижесінде Каспий
маңылық ойпаттың оңтүстіктігіндегі палеозойлық шөгінді түзілімнің
тектоникалық деформациясының табиғатын және уақытын анықтауға болады.
1.4 Мұнайгаздылығы
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.
Өткізгіштікті анықтау
Тенгизшевройл СМЖ белгісі ретінде 5450 м қабылдаған, бұл қазір-гі
кездегі кен орнындағы мұнай алудың ең төменгі белгісінен 40 метрге тө-мен.
Бұл болжамдар Королев 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.
Мұнай, газ және судың қасиеті мен құрамы
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.
1.1-кесте -Теңіз кен орны мұнайының қасиеттері
Көрсеткіш Шамасы
Мұнай тығыздығы 797 кгм3
Бастапқыдағы 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, көлемдік
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 шамасы миллионға 824 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: 1260С;
– қанығу қысымы: 25,67 МПа;
– сығылу коэффициенті: 37,01*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 мәліметтеріне
сәйкес. Өкінішке орай қазіргі кездегі бар мәліметтер жеткіліксіз. 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.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
2.1.1 Игерудің ағымды жағдайын талдау
Игерудің негізгі технологиялық көрсеткішінің динамикасы 2.1–кестеде
және 2.1–суретте келтірілген.
Кестеден көретініміздей соңғы 6 жылда жылдық мұнайды өндіру 13372-
14874 мың т. болған, ал 2012 ж. ол 16500 мың т. өскен.
Кен орынды игеру басталғаннан бері 170 млн.т. мұнай өндірілді, мұнай
шығару ағымдағы коэффициенті 0.06 а.б. кезінде.
Ілеспе газды жылдық шығарылым 6.9-7.6 млн. м3 құраған, орта газ
факторы 519-520 м3т кезінде. Ілеспе газдың 2012 жылғы шығарылымы орта газ
факторы 526 м3т кезінде 8095 млн. м3 құрады. Кен орынды игеру басталғаннан
бері 87937 млн. м3 газ өндірілді.
2011-2012 жж. мұнайдың орта тәулікті шығымы 989-972 ттәул құрады.
Жұмыс істейтін өндіруші қорды 2010 жылы 55 ұңғы, 2011 ж. – 66 ұңғы
құрады, 2012 ж. олардың саны 74 ұңғыға көбейді.
2003-12 жж. аралығында аймақ бойынша жылдық және жинақталған мұнай
өндірілуін орналастыру 2.2–кестеде келтірілген.
01.01.2012 ж. қарай 90 млн. т. мұнай бүйір жақта орналасқан ұңғылардан
алынған, ол бүкіл кен орын бойынша жинақталған мұнай өндірілуінің 53%
құрайды. Кеніштің платформалы бөлігінде орналасқан ұңғылардан жинақталған
өндірілім 56 млн.т (33%) құрады, еңіс бөлігінде – 24 млн. т (14%).
2008-2012 жж. Теңіз кен орнын игерудің негізгі жобаланған және нақтылы
технологиялық көрсеткіштерін сәйкестендіру 2.3–кестеде көрсетілген.
2.3–кестесінен көретініміздей 2008-09 жж. мұнай өндірілуі
жобаланғанға сәйкестеу болған. Сусыз мұнайды жобаланған сулану 0.4% кезінде
өндірілген.
Жұмыс істейтін өндіруші ұңғылар қоры 58 орнына 50-51 құрады.
Мұнайдың нақтылы ортатәуліктік шығымы 972 ттәул құрады, ол
жобаланғаннан (950 ттәул) 2% көп. 2011 жылдың соңына қарай жұмыс істейтін
өндіруші ұңғылар қоры 74 бірлікті құрады, жобаланған көрсеткіш 101 кезінде.
2012 жылға игеру көрсеткіштерінің қалу себебі – Екініші Буын Зауытын
пайдалану жобасын енгізу мерзімінің қалуы.
2010 жылы жобаланған 2.1 млрд. м3 орнына 128.1 млн. нм3. айдалды.
01.01.2012 ж. жағдайға қарай газайдаушы ұңғының нақтылы қоры 8 бірлікті
құрады, ол жобаға сай келді, жұмыс істейтін қор 7 ұңғыға тең. 2012 жылда
2500 млн. нм3 айдау жобаланған, нақтылы – 1725 млн. нм3.
01.01.2012 ж. қарай газайдау ұңғылардың нақтылы қоры жобаға сай 8
бірлікті құраған, ағымдағы қор жобалаған қордан 1 ұңғыға аз
2.1-кесте-01.01.12 ж. қарай игеру басталғаннан бергі негізгі
технологиялық көрсеткіштер динамикасы
Игеру жылдары
Көрсеткіштер
2003 2004
2001 2002 2003 2004
жоб. нақ. жоб. нақ.
11 Өндіруші Барлығы 123
ұңғылар қоры
сонымен қатар 74 1к, 3к, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 14, 15, 17, 20, 21, 23, 28, 29,
жұмыс істеп 30, 31, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 70, 72, 102, 103, 104, 105, 106,
тұрған 108, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 120, 121, 123,
фонтанды 124, 318, 320, 419, 1100, 1101, 3938, 4346, 4556, 4629, 4635,
5034, 5050, 5056, 5059, 5435, 5442, 5454, 5850, 5853, 5857, 6246,
6337, 6457, 6743, 6846, 7040, 7052, 7252, 7453
жұмыссыз 9 10, 12, 25, 27, 38, 41, 122, 317, 6261
уақытша 22 2к, 5к, 16, 37, 39, 40, 60, 107, 119, 125, 456, 463, 470, 3938,
тоқтатылған 4748, 5632, 5660, 5963, 6658, 6836, 7450,
жойылғандар 18 1, 2, 3, 5, 18, 19, 22, 26, 32, 33, 34, 35, 36, 52, 53, 101, 109,
430
32 Айдаушы Барлығы 8
ұңғылар қоры
айдау үстінде 5 5044, 5246, 5447, 5646, 5848
жұмыссыздар 2 5242, 5444,
уақытша 1 220
тоқтатылған
43 Арнайы Бақылаушы 2
ұңғылар 24, 100
Барлығы 133
2.5-кесте-Жылдар бойы ұңғыларды бұрғылау
Жылдар Ұңғылар номерлері Ұңғылар саны
1 2 3
1982
1 2 3
2008 3948 5242
201-500 501-1000 1001-1500 1500 жоғары
Платформа 10 17 4 0 31
(3к, 6, 30, 72, (11, 14, 15, 21, 29, 106,(46, 116, 5850, 5442)
105, 120, 121, 123,110, 111, 112, 113, 115,
419, 5853) 117, 124, 318, 5050,
6246, 6846)
Бүйір 3 11 8 6 28
(7, 102, 1101) (4, 20, 23, 31, 44, 103, (8, 9, 28, 118, 5034,(1к, 70, 108,
104, 114, 320, 5056, 5857, 7052, 7252) 4556, 5059,
6743) 5454)
Еңіс 6 6 2 1 15
(42, 43, 47, 4346, (17, 45, 1100, 3938,
4635, 6337) 5435, 7040) (7453, 4629)
1996-2011 жж. ТШО кен орында 50 ұңғы бұрғылаған, 2010-2011 жж.
ұңғылар бұрғыланбаған, бірақ 2010-2011 жж. жұмыс істейтін өндіру ұңғылар
қорын 51-ден 74 дейін, ал жұмыс істейтін газдаушы ұңғыларды уақытша
тоқтатудан шығару арқылы 1-ден 5 дейін көбейткен.
01.01.12 жылға 74 жұмыс істейтін өндіру ұңғыларынан: 31 платформада,
28 – бүйірде және 15 – кеніштің еңіс бөлігінде орналасқан.
01.01.12 жылға барлық ұңғылар фонтанды әдіспен пайдаланылған және
сусыз мұнайды шығарған.
2001 ж. газ айдауды 7 ұңғыма арқылы жүргізген: 5044, 5242, 5246,
5444, 5447, 5646, 5848.
Газайдау ұңғыларының ортаайлық қабылдаушылығы 13.5 мың нм*тәул-тен
1618 мың нм*тәул дейін өзгерді, бір газайдау ұңғысының ортажылдық
қабылдаушылығы 989 мың нм*тәул. құрады.
26% - 500 ттәул. дейін және ұңғылардың 19% - 1000 ттәул-тен 1500
ттәул. дейін жұмыс жасады. Ағымдағы шығымы 1500 ттәул-тен асатын кеніштің
бүйір бөлігінде орналасқан 7 ұңғы (1к, 70, 108, 4556, 5059, 5454, 6457)
сипатталады.
Игерудің нақтылы көрсеткіштері 2008 жылы жобаланған мәнге сәйкес
болды; 2009 ж. нақтылы мұнай өндірісі жобаланған мәнге сәйкес болғанда газ
айдау жағынан артта қалу байқалады; 2010-11 жж. – мұнай өндірісі және газ
айдау жағынан артта қалу байқалады.
Жұмыс істейтін өндіру ұңғылар қоры 2008-11 жж. бойы жобаланған
мәннен аз болды.
2008-2011 жж. бір ұңғының орта мұнай шығымы 839 ттәул-тен 774
ттәул. жетті және 2011 ж. жобаланған мәннен небары 4%-ке көп болды.
Орта газ факторы соңғы 10 жыл ішінде бірқалыпты болуда және 2010-11
жж. 520-517 м3т. болды, 2010 ж. жобаланғаннан 10% аз болды, ал 2011 ж.
одан 8% көп болды.
Газайдау ұңғылар қорын 8 бірлік құрады, сонымен қатар жұмыс істейтін
– 5 (5044, 5246, 5447, 5646, 5848) ұңғылар және 2 (5242, 5444) ұңғы
жұмыссыз күйде қорда болған. 220 ұңғы 2010 жылы желттоқсанда уақытша
тоқтату жіберілген.
Арнайы қорды 2 (24, 100) бақылау ұңғылары құрады.
Жаңа ұңғыларды бұрғылау және пайдалануға беру 2010 жылы
жүргізілмеді.
2009-12 жж. газ айдау көлемі бойынша артта қалу байқалады. 2009 ж.
0.9 млн. нм3 күкіртсізденген газды 4 айдау ұңғы арқылы айдау жобаланған.
Нақтылы 1 ұңғы арқылы 0.109 млн. нм3 айдалған.
2010 жылы жобаланған 2.1 млрд. м3 орнына 128.1 млн. нм3. айдалды.
01.01.2012 ж. жағдайға қарай газайдаушы ұңғының нақтылы қоры 8 бірлікті
құрады, ол жобаға сай келді, жұмыс істейтін қор 7 ұңғыға тең. 2012 жылда
2500 млн. нм3 айдау жобаланған, нақтылы – 1725 млн. нм3.
01.01.2012 ж. жағдайға мұнай бойынша орта ағымдағы шығым орта
есеппен 814.2 ттәул. құрады. Сонымен 2.6–кестеден көретініміздей жұмыс
істейтін өндіру ұңғылар жалпы қорының 46% мұнай бойынша орта шығымы 501
ттәул-тен 1000 ттәул. дейін, 26% - 500 ттәул. дейін және ұңғылардың 19%
- 1000 ттәул-тен 1500 ттәул. дейін жұмыс жасады. Ағымдағы шығымы 1500
ттәул-тен асатын кеніштің бүйір бөлігінде орналасқан 7 ұңғы (1к, 70, 108,
4556, 5059, 5454, 6457) сипатталады.
Кестеден көргеніміздей платформалы (87%) және еңіс (80%) ұңғылар
негізінен 200-1000 ттәул. болатын мұнай шығымдарымен жұмыс істеген. Ал сол
мезетте кеніштің бүйір бөлігінде орналасқан ұңғылардың жартысы шығымы 1000
ттәул-тен асатын шығыммен жұмыс істейді.
2008 ж. газ айдауды 7 ұңғыма арқылы жүргізген: 5044, 5242, 5246,
5444, 5447, 5646, 5848. Газайдау ұңғыларының ортаайлық қабылдаушылығы 13.5
мың нм*тәул-тен 1618 мың нм*тәул дейін өзгерді, бір газайдау ұңғысының
ортажылдық қабылдаушылығы 989 мың нм*тәул. құрады.
Игерудің технологиялық көрсеткішін талдау
Кен орынды соңғы 10 жылда (2002-2011) игерудің негізгі нақтылы
көрсеткіштері және оларды 2008-11 жж. жобаланғанмен салыстыру 2.7– кестеде
келтірілген. Кестеден көретініміздей 10 жыл ішінде мұнай өндіруді 1.5 есеге
арттырған – 9.6 млн.т-дан 14.9 млн.т. дейін. 2011 жылы 2010 жылмен
салыстырғанда газ айдауды анағұрлым өсірген – 128 млн.нм3-тан 1415 млн.нм3.
дейін.
Алайда жобаланған көрсеткіштермен салыстырғанда 201011 жж. мұнай
өндіру мен газ айдаудан артта қалушылық байқалады. 2010 ж. мұнай өндіру
жоба көлемінің 71%, 2011 ж. – 63% құрады.
2010-11 жж. игеру көрсеткіштерінің едәуір қалу себебі – Екініші Буын
Зауытын пайдалану жобасын енгізу мерзімінің қалуы. Егер 2010 ж. аяғына
қарай жұмыс істейтін өндіру ұңғылары жобаланғаннан 36 кем болып, 2011 ж.
аяғына қарай айырма 21 ұңғыға дейін (95 орнына 74) азайғанын айтып кету
керек.
Бір ұңғының мұнайының орта шығымы 2008-2011 жж. 839 ттәул-тен 774
ттәул. дейін азайып, 2011 ж. жобаланған мөлшерден тек 4% артық болды.
Соңғы 10 жыл аралығындағы орта газ факторы бірқалыпты болуда және
2010-11 жж. 520-517 м3т. болды, 2009 ж. жобаланған мөлшерге сәйкестеу
болды, 2010 ж. жоба мөлшерінен 10% аз болды, ал 2011 ж. одан 8% көп болды.
Теңіз кенорнын игеру басталғаннан бері 153.8 млн.т. мұнай өндірілді,
ол жобаланған мөлшерден 9% кем. Мұнай шығарудың ағымдағы коэффициенті 0.05
а.б. болды.
Ағымдағы шығымы 1500 ттәул-тен асатын кеніштің бүйір бөлігінде
орналасқан 7 ұңғы (1к, 70, 108, 4556, 5059, 5454, 6457) сипатталады.
2.7-кесте-Игерудің технологиялық көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер
Салмақ, % Молекула, %
H2S 10.17 16.20
CO2 2.11 2.60
COS 0.003734
CnSH 0.016302
2.10-кесте-Қабат су қасиеттері
Көрсеткіштер Өлшем бірліктері Өлшем
Тығыздық гсм3 1170
PH - 3-6
Химиялық құрамы мг л
Cl 141823
SO4 5147
HCO3 6022
CO2 1680
Ca 5110
Na+K 91771
Аниондар және катиондар 251213
H2S 4000
Коррозияларды тоқтату және шығымды төмендету үшін әдетте келесі
шаралар қолданылу керек:
- сорапты-компресорлы құбырларды, ұңғылы, сорапты және тағы
басқа қондырғыларды және коррозиясы мықты орындалған
немесе коррозияға қарсы жабыны бар құбырларды қолданады;
- ұңғыларда және жер үстіндегі құбырларда ингибиторлар
коррозияларына сәйкес келетін химиялық реагенттерді
мөлшерлеуді жүргізу қажет.
Қазіргі уақытта бүкіл әлемдік тәжірибелерде осындай реагенттердің
және қондырғылардың үлкен номенклатурасы қолданылып жүр. Нақтылы
маркаларыы, өндірушілері, көлемдері және мөлшерлеудің кезектілігі
аймақтарда олардың қолданып жүрген дәрежесін есептеумен қосымша техника-
экономикалық зерттеулер негізінде пайдалану үрдісінде анықталады.
Ұңғыларда және басқа да объектілерде жер үстіндегі қондырғылар
құрамында көп нақтылы сораптармен химиялық реагенттер үшін блокты
мөлшерлеуші қондырғылар қарастырылады. қондырғылар, ыдыстар, аппараттар,
құбырлар тізбегі және басқа қондырғылар есептеу нүктелеріне реагенттерді
енгізу үшін сәйкес келетін штуцерлер болуы қажет.
Кен орындарда пайдалану тәжірибелері ұңғыларды пайдалану
технологиялық режимдерінің мықтылығы және олардың іс әрекеттері құрамында
агрессивты компоненттер өте жоғары екендігін көрсетті, осы комплекстердің
қиындатылған факторларын бүкіл әлемдік тәжірибелерде өте тиімді екенін
бізге мәлім, осы қиындатылған жағдайларды абсолютті түрде шешу шешімдері
әлі табыла қоймады. Сонымен осы уақытта, технологиялық шаралар жүзеге
асырылуда, қондырғылармен құбырлардың коррозиялық зақым келгеннен
минимизициялау зияны рұқсат етілді.
Бірінші сатысында ингибиторлармен қосарланған С-90 типті НКТ
қолданылды. Тәжірибелер көрсеткендей көптеген жағдайларда емес оларды
қолдану НКТ герметизациясын ұзақ уақыт сақтауды рұқсат етілді. Осы
жағдайлардың көптеген қиыншылықтары агрессивті компоненттердің бірге
қосылып қозғалуы (H2S, CO2, сулар, механикалық қоспалар), олар
материалдарға әр түрлі түрде әсер етуі мүмкін және қозғалыстардың
қиыншылықтарын күшейтуі мүмкін болар еді. Сонымен, ең бастапқы
құрастырылғанда белсенсіз пленкалармен жоғарғы беті сақталып тұрады да
ингибитор коррозияларының қозғалысы қарапайым түрде қорытындыланады. Бірақ
та олардың жылдамдығы белсенді түрде жоғары болған кезінде газдар
сұйықтықтар ағындарындарының құрамында механикалық қоспалардың эрозияның
әсер ету мүмкіншілігін жсхемаға болады және қаттылығы онша да жоғары
болмайды.
Кен орындардың платформалық аймақтарында өнімділігі жоғары ұңғыларда
белгілі бір орын алуы мүмкін. 114 м (4,5”) құбырларды қолдану және
газдалудың болмайы кезінде осы ұңғыларда ағындардың жылдамдықтары бірнеше
мс жетуі мүмкін. Әрі қарай, жоғарыда келтірілгендей, қабаттық және сағалық
қысымдарына байланысты лифттердегі ағындардың газ сұйықтық жылдамдықтары
көп мөлшерде жоғарлауы мүмкін. Өнімді шығаратын ұңғылардың конструкция
типтеріне сәйкес, 177,8 мм диаметрлі шегендеу құбырлары бар (7”), ұзындығы
4000 м лифті колонналар қабылданады. Лифттердің диаметрлерін 114 мм жоғары
үлкейткенде пайдалану колоннасында 177,8 мм (7”) диаметрлері болмауы
мүмкін.
Осылардан ұңғылардың ішіне қатты қорытпадан коррозиялы мықты НКТ
қолдану мүмкіндіктері болады. Осы материалдардың бірінен соңғы кездері
қолданылып жүрген болаттардың SM-2535-110 (25Cr35Ni3Mo) немесе SM-2035-
110 типті түрлері жұмыс барысында іске асырылап жүр.
Осылардан басқа, куәгер үлгісін қондыру немесе кавернометрия
жолдарымен ұңғыларда НКТ жағдайларының әрқашан бақылып отыратын мониторинг
қажет, олар уақыт өткен сайын бақылау жұмыстарын жүргізу үшін ұңғылардан
алып тұруы қажет. НКТ-ларды ауыстыру олардың жағдайлары қиын деп
қабылданды, герметизацияларының көрінуіде дейін қарап шығуы керек, үзіліп
кеткен НКТ-ларды алып шығару бойынша ловильді авариялық жұмыстарды өткізу
мүмкіншілігі бойынша салыстыру КРС-да шығындарды төмендетуге болады.
Қазіргі уақытта осы қиыншылық жағдайлары толығымен зерттеліп болған
жоқ, сондықтан осы зерттеулер нәтижесінде берілген ұсыныстар соңғы
шешімдері болып табылмайды және олар ұңғылардың жұмыс режимі кезіндегі
өзгертулер мен реагент-ингибиторлар, жаңа материалдар кездескен кезде
корректирациялануы болуы мүмкін. Сонымен, саға қысымдарының төмендеуі
кезінде газдарда агрессиялы компоненттердің пропорционалды қысымдары
төмендегенде немесе суландыру қолдану кезінде өнімнің сулану үрдісі
ұлғайған кезде тамшылап ағуда міндетті түрде қиындықтардың болуы ... 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