Кен орынды игерудің қысқаша тарихы


1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.2 Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу ... ... ... ... ... ..
1.3 Стратиграфия
1.4 Тектоника
1.5 Мұнайгаздылығы
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
1.8 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы
1.9 Игерудің қазіргі күйін талдау
1.10 УКПГ. 3 схемасының мінездемесі
1.11 Газ және сұйық көмірсутектерді Орынбор ГӨЗ.на тасымалдау
1.12 Газ және конденсатты тасымалдауға дайындау жүйесі
1.13 Төменгі температурада айыру қондырғысы
1.14 Төртінші технологиялық тізбектің схемасының сипаттамасы
1.15 Тік гравитациялық айырғыштың сұйық өткізу қабілетін есептеу
1.16 Кәсіпшіліктегі мұнай өткізгіш құбырларының гидравликалық есебі
Қарашығанақ мұнай газ конденсат кен орны 1979 жылы өндірістік геологиялық бірлестігі “Уральскнефтегазгеология” арқылы П-10 параметрлік ұңғысын бұрғылау кезінде ашылған.
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік аймағында орналасқан. Мұнайгазконденсатты кеніш терең жатқат тұз күмбезінің астында 25*12 км көлемінде орналасқан.
Мұнайгаздылық қабаты 300-метр – ден 1600-ге дейін, соның ішінде 200 метр қалыңдығында. Газмұнай шегі 4950 метр тереңдіңгінде, ал су мұнай шегі – 5150 метр.
1983 жылы мұнай газ конденсат қоры туралы есеп жүргізілді. Осы құжат негізінде 1984 жылы ВНИИГаз арқылы тәжірибелі - өндірістік пайдалану (ТӨП) жобасы жасалынды. 1988 жылы көмірсутектер қоры нақты дәлелденіп есептелінді.
Кен орны үш пайдалану объектісіне бөлінеді: 1 және 2 объектілері газды конденсатты және 3 – мұнайлы бөлімі болып, тереңдеген сайын конденсат мөлшері ұлғая бастайды.
Қазіргі кезде пайдалануда тек бір ғана газды кешенді дайындау қондырғысы (ГКДҚ) бар. Оның құрамында LGA (Германия) жабдығымен жабдықталған үш технологиялық тізбек кіреді. Ол 1984 жылдан бері пайдаланылуда және ТМД елдерінен жабдықталынған төртінші технологиялық тізбек ьар. Ол 1989 жзылдан бері пайдаланылуда. Сонымен бірге, Орынбор газ өңдеу заводыа өнім жіберілетін 377 мм диаметріндегі үш конденсат желісі және 720 мм диаметірінде тазартылмаған газды айдайтын екі газ желісі пайдаланылуда.
Газды кешенді дайындау қондырғысын ұзақ уақыт пайдалану нәтижесінде (17 жыл) жабдықтар өз ресурстарын және қызмет көрсетудің нормативті уақытын толық істеп, қондырғыны қайтадан жасап шығу қажеттілігі туды.
1991 жылы ВНИИГаздың араласуымен және кен орнының жасаудың негізгі жобалаушысы ЮЖНИИГаз арқылы қайтадан жабдықталған ГКДҚ – 3-дің технологиялық регламентін жасап шығарған, бірақ қаржы жетіспеушілігінен жобаны игеру және қайтадан жабдықтау іске аспады.
1997 жылы 17 қарашада Вашингтон қаласында ОСРП «Аджип», «Бритиш Газ», «Тексако», «Лукойл» және ҰМК «Қазақойл» компаниялары арасында жасалынып қол қойылды. Кен орнының игерілуі осы компания арқылы іске асуда.
Кен орнын қалпына келтіру үрдісі – ұзақ үрдіс, сондықтан кен орнындағы жұмыс бағдарламалары өте нақты және кен орнының жұмыс қуатын қалпына келтіру кезеңдерге есептелінген және қауіпсіздіктің жоғарғы деңгейіне жету қарастырылған.

Пән: Геология, Геофизика, Геодезия
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Көлемі: 76 бет
Бұл жұмыстың бағасы: 900 теңге




Мазмұны

Кіріспе
1 Техника-технологиялық бөлім
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.2 Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу
... ... ... ... ... ..
1.3 Стратиграфия
1.4 Тектоника
1.5 Мұнайгаздылығы
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
1.8 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы
1.9 Игерудің қазіргі күйін талдау
1.10 УКПГ- 3 схемасының мінездемесі
1.11 Газ және сұйық көмірсутектерді Орынбор ГӨЗ-на тасымалдау
1.12 Газ және конденсатты тасымалдауға дайындау жүйесі
1.13 Төменгі температурада айыру қондырғысы
1.14 Төртінші технологиялық тізбектің схемасының сипаттамасы
1.15 Тік гравитациялық айырғыштың сұйық өткізу қабілетін есептеу
1.16 Кәсіпшіліктегі мұнай өткізгіш құбырларының гидравликалық есебі
2 Экономикалық бөлім
2.1 КПО б.в. компаниясының ұйымдастыру сипаттамалары
2.2 Технологиялық есептеулер нәтижесі
2.3 Өндіру пішіндері
2.4 Қабат қысымдары
2.5 Өндіруді объектілер арасында бөлу
2.6 Өндіру коэффициентінің есептелген шамасын талдау
2.7 Экономикалық есептеулермен ұсынылған варианттарды талдау
нәтижелері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.8 Кен орынды игерудің экономикалық үлгісі
2.9 Жобаны жүзеге асырудың тиімділік көрсеткіштері
2.10 Блокты шоғырланған сорап станциясын пайдаланудың экономикалық
тиімділігін есептеу
3 Еңбекті қорғау
3.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторларды талдау
3.2 Қорғаныс шаралары
4 Қошаған ортаны қорғау
4.1 Қоршаған ортаға тасымалдау және газ мұнай өңдеу технологиясы әсерінің
негізгі факторлары
4.2 Ұйымдастыру шаралары
4.3 Атмосфераны қорғауды қамтамасыз ету
5 Қорытынды
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... ..
Пайдаланылған әдебиеттер
тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ..

Андатпа

Бұл жоба құрамына -------беттер, ------суреттер және -----кестелер
кіреді.
Шешуші сөздер: кен орны, қабат, газ, мұнай, ұңғыма, игеру, анализ,
газды дайындаудың комплексті кешене, экономика.
Зерттелу объектісі: Қарашығанақ мұнай газды конденсат кен орнында
газды дайындаудың комплексті кешеңінде (УКПГ-3) газды, төменгі
температурада айыру әдісі.
Жұмыс мақсаты: - газды дайындаудың және скважинадан (УКПГ-3) дейінгі
“суық” – тың қор параметрлерін зерттеу және анализ жасап шығару.
Газды дайындаудың сапасын сақтай отырып, ІІ және ІІІ объектілерінде
пайдалану скважыналарының жұмысын ескере отырып, газды айыруда температура
көмегі арқылы жұмысты жақсарту үшін төртінші сызықтың технологиялық
сүлбасынаөзгертулер С - 401С, Е - 401С, С - 401В қосымша жабдықтарын қоса
отырып жасаймыз.
Жобада өнімді қабаттардың геологиялық ерекшіліктері қарастырылған.
Өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеттері, мұнай, газ және конденсаттың
физика – химиялық қасиеттері зерттелген.
Қарашығанақ МГККО қазіргі игеру жағдайы келтірілген. УКПГ – ның
техника – экономикалық бағасы және газды дайындау кезіндегі технологияға
кіргізілген жаңалықтың экономикалық тиімділігі есептелінген.
Техника және технологиялық ұрдістер негізінде кеңестер ұснылған.
Газды комплексті дайындау кешенінің жұмыс аймағына газ секілді зиянды
заттардың әсерінің бағасы келтірілді

Аннотация

Данный проект содержит -----страниц, -----рисунка, -----таблиц.
Ключевые слова: месторождение, пласт, нефть, скважина, разработка,
анализ, установка комплексной подготовки газа, экономика.
Объект исследования: установка комплексной подготовки газа УКПГ – 3,
методом низкотемпературной сепарации на Карачаганакском
нефтегазоконденсатном месторождении (КНГКМ).
Цель работы – сделать анализ и исследование параметров подготовки
газа и запаса холода от скважины до УКПГ – 3.
С целью обеспечения качества подготовки газа, учитывая работу
скважин эксплуатирующих 2 и 3 объекты, с целью улучения работы по
температуре сепарации, предусматривается внедрение новой технологии и
изменение в технологической схеме четвертой линии, путем установки
дополнительных аппаратов: С – 401С, Е – 401С, С – 403В.
В проекте рассмотрены особенности геологического строения
продуктивных пластов. Приведены данные о коллекторских свойствах
продуктивных пластов, физико – химические свойства газа, конденсата и
нефти.
Дан анализ текущего состояния разработки Карачаганакского
нефтегазоконденсатного месторождения. Выполнено технико – экономического
оценка установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и расчет экономического
эффекта от внедрения новой технологии при подготовке природного газа.
Представлены рекомендации по технике и технологии процесса.
Произведена оценка воздействия вредных газообразных веществ на
рабочую зону установки комплексной подготовки газа.

КІРІСПЕ

Қарашығанақ мұнай газ конденсат кен орны 1979 жылы өндірістік
геологиялық бірлестігі “Уральскнефтегазгеология” арқылы П-10 параметрлік
ұңғысын бұрғылау кезінде ашылған.
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік аймағында орналасқан.
Мұнайгазконденсатты кеніш терең жатқат тұз күмбезінің астында 25*12 км
көлемінде орналасқан.
Мұнайгаздылық қабаты 300-метр – ден 1600-ге дейін, соның ішінде 200
метр қалыңдығында. Газмұнай шегі 4950 метр тереңдіңгінде, ал су мұнай шегі
– 5150 метр.
1983 жылы мұнай газ конденсат қоры туралы есеп жүргізілді. Осы құжат
негізінде 1984 жылы ВНИИГаз арқылы тәжірибелі - өндірістік пайдалану (ТӨП)
жобасы жасалынды. 1988 жылы көмірсутектер қоры нақты дәлелденіп
есептелінді.
Кен орны үш пайдалану объектісіне бөлінеді: 1 және 2 объектілері газды
конденсатты және 3 – мұнайлы бөлімі болып, тереңдеген сайын конденсат
мөлшері ұлғая бастайды.
Қазіргі кезде пайдалануда тек бір ғана газды кешенді дайындау
қондырғысы (ГКДҚ) бар. Оның құрамында LGA (Германия) жабдығымен
жабдықталған үш технологиялық тізбек кіреді. Ол 1984 жылдан бері
пайдаланылуда және ТМД елдерінен жабдықталынған төртінші технологиялық
тізбек ьар. Ол 1989 жзылдан бері пайдаланылуда. Сонымен бірге, Орынбор газ
өңдеу заводыа өнім жіберілетін 377 мм диаметріндегі үш конденсат желісі
және 720 мм диаметірінде тазартылмаған газды айдайтын екі газ желісі
пайдаланылуда.
Газды кешенді дайындау қондырғысын ұзақ уақыт пайдалану нәтижесінде
(17 жыл) жабдықтар өз ресурстарын және қызмет көрсетудің нормативті уақытын
толық істеп, қондырғыны қайтадан жасап шығу қажеттілігі туды.
1991 жылы ВНИИГаздың араласуымен және кен орнының жасаудың негізгі
жобалаушысы ЮЖНИИГаз арқылы қайтадан жабдықталған ГКДҚ – 3-дің
технологиялық регламентін жасап шығарған, бірақ қаржы жетіспеушілігінен
жобаны игеру және қайтадан жабдықтау іске аспады.
1997 жылы 17 қарашада Вашингтон қаласында ОСРП Аджип, Бритиш Газ,
Тексако, Лукойл және ҰМК Қазақойл компаниялары арасында жасалынып қол
қойылды. Кен орнының игерілуі осы компания арқылы іске асуда.
Кен орнын қалпына келтіру үрдісі – ұзақ үрдіс, сондықтан кен орнындағы
жұмыс бағдарламалары өте нақты және кен орнының жұмыс қуатын қалпына
келтіру кезеңдерге есептелінген және қауіпсіздіктің жоғарғы деңгейіне жету
қарастырылған.

1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ

1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер

Қарашығанақ МГККО Батыс-Қазақстан облысының батысында, Бөрлі ауданының
территориясында орналасқан. Аудан климаты континентальды. Температура қыста
-400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады. Оңтүстік – шығыс және
солтүстік – батыс бағытындағы желдер басым. Орташа жылдық жауын – шашын
мөлшері 300 – 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі арақашықтық 160 км.,
Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі газ құбырларының
орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты пункттар: Қарашығанақ ауылы 10
км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3 км.
Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан
тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен,
Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс
ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені қиып
өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи су қоймалары
кездеседі.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады.
Сулы горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас және мергель
жарықшақтарында орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас
кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3тл
ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м3тәу.
Аудан климаты төте континентальды. Ауа температурасы -40 (қыста) +40
(жаз) дейін өзгереді.
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады,
күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950 мм-
ді құрайды.
Грунттың қалыңдығы, қар табанына байланысты 1-ден 1,5 метрге дейін
өзгереді. Жылыту маусымының ұзақтылығы 176 күн (1510 - 1504)

1.2 Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу

Қарашығанақ ауданында сейсмикалық жұмыстар шағылған толқын әдісімен
(ШТӘ) сирек профиль торкөзде (10 км) магнитті тіркеуші аппаратурасымен
бірінші рет 1970 – 1972 жылдары Урал геофизикалық экспедициясымен
жүргізілді. (УГП) Олардың нәтижелері бойынша Қарашығанақ тұзды дөңесі
ашылды. Ол антиклиналды құрылым көлемі 5*9 км шағылған горизонт П
бойынша амплитудасы 150 км болып табылатын тұзды шөгіндіден құралған.
Материалдарды қайта интерпретациялау нәтижесінде көрсетілген горизонт
бойынша құрылым жұмыс тақырыбы нақты анықталып және өлшемі 10*20 км
болатын брахиантиклинал түрінде сызылды. Амплитудасы 400 метрден жоғары
шамамен минималды өлшемі 4400 м болатын күмбезді анықтаған. Бұл құжаттар П-
10 параметрлік ұңғысының құрылымын жасауға ұсыныстар негізін құрады.
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы
Уральскнефтегазгеология өндірістік – геологиялық бірлестігінің № 10-П
параметрлік ұңғыны бұрғылау кезінде ашылған. Кен орын Каспий ойпатының
солтүстік жағында орналасқан.
Мұнайгазконденсат кеніші терең жатысты тұз асты құрылымында
негізделген және кристалды фундамент шоқысында жататын төменгі перьм және
жоғарғы тас көмір жасты күшті рифогенді карбонатты денемен берілген.
Мұнайгаздылық этажы 300-ден 1600 метрге дейін, ал осындағы мұнайлы
бөлігінің қалындығы 200 м. Газ су контактісі 4950 метр тереңдікте, су мұнай
контактісі 5150 метр терңдігінде.
1983 жылы мұнай, газ және конденсаттың қорын оперативті түрде саналуы
жасалған. Соның негізінде 1985 жылы ВНИИГаз тәжірибелі - өндірістік игеру
жобасы (ОПЭ) тұрғызылды. ОПЭ 1984 жылдың қараша айында басталды.
1988 жылы көмірсутектер қоры саналып бекітілді. Кен орын үш игеру
объектісіне бөлінген: 1 мен 2 газконденсатты объектісі, ал 3 мұнайлы
объектісі болып табылады. Терңдеген сайын конденсат мөлшері көбейеді.
ОПЭ жүргізу үрдісінде кейбір техникалық шешімдер жасалынбай қалған:
- 1990 жылы құрғақ газдың кері айдалуы басталу керек еді;
- ұңғы өнімділігін арттыратын жаңа технологиялардың игерілуімен
енгізілуі қамтамасыз етілмеген;
- эксплуатациялық ұңғыларды бұрғылау негізінде коллекторлар және
объект аралық флюидтардан керн алу жұмысы жасалынбаған.
Осы кезге дейін әр түрлі себептерге байланысты сайклинг – процесс
басталған жоқ, ал кен орынның игерілуі фантанды әдіспен жүргізіліп жатыр.

1.3 Стратиграфия

Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған шөгінді
болып төменгі девон шөгіндісі табылады. (скв 15, Д-5).
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс - Орынбор және
Соль - Илецк тұз күмбездері аудандарына байланысты бөлінеді.
Кристалды іргетас.
Шығыс - Орынбор тұз күбезі маңайларында іргетас 4.1 км тереңдігінде
ашылған. (Землянская ауданы) Соль - Илецк тұз күбезінде (Росточинская),
Бузулук ойпатында (Зайкинская), 4,5 - 4,7 км тереңдікте ал Булатов
дөңесінде 5260 м. тереңдікте (П - 9 Чинаревская ұңғысы) ашылған.
Іргетас гранитті жыныстардан құралған, оның жасы архейлік-
ортапротерозойлық.
Сейсмобарлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында
іргетас жату жадайы (горизонт ф) шамамен 7 - 9 км құрайды.
Жоғары протерозой тобы - PR
Жергілікті таралу осы ауданды екі үлкен комплекс рифей және венд
комплекстерінен тұрады.
Рифей комплексі Волга - Урал антиклизасында архей протерезой
магмамоторфтық жынысты іргетастан тұратын массивтерін бөліп жатқан
опырықтарда (грабен) дамыған.
Рифей шөгінділері 300 - 400 м тереңдікте Үлкен - Өзен, Рожков,
Землянская аудандарында ашылған. Комплекстің қалыңдығы қолда бар
сейсмоборлар деректеріне сүйенсек 1000 м шамасында.
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз күмбезі
маңында ашылған. Комплекстің қалыңдығы 600 – 800 м құрайды. Шөгінділер
іргетас трансагрессивті жатқан немесе рифей шөгіндісі сұры түсті
құмтастармен және аргилиттермен қосылған карбонатты жыныстар
қабықшаларынан тұрады.
Қарашығанақ ауданында, сейсмобарлау нәтижесіне байланысты
фундаментпен және қарастырылған Пэ горизонтының арасы 2 км-ге жетеді.
Бұл жоспарланған қимада тек девон ғана емес және де көптеген ескі, соның
ішінде рифей - вендтік шөгінділердің бар екендігін дәлелдеуге болатын
шешімдер шығаруға негіз бола алады.
Палезой тобы - PZ
Ордовик шөгіндісі Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің шығысында және
оңтүстігінде, Соль-Илецк тұз күмбезі маңында және оларды бөліп тұрған
ойпатта анықталған. Табылған шөгіндінің максималды қалыңдығы ұңғы 1 арқылы
ашылған.
Қызыл Яр Соль - Илецк тұз күбізінің көлденең тұсында ордовик
шөгінділерінің скважиналары 2020 м-ден асып және толық қуатымен оларды әлі
ашып үлгерген жоқ. Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің оңтүстігінде және
шығысында да силур шөгіндісі ашылған, оны максималды қалыңдығы 40 м-ді
құрайды.
Төменгі палезой шөгіндісі тығыз құмтастардан және сұр түсті
аргилиттерден құралған.
Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м. қалыңдығындағы
төменгі плезой шөгінділерінің бар екендігін мөлшерлеуге болады.
Қарашығанақ кен орнында терең бұрғылау кезінде тұз асты, тұзды, тұз
үсті кешендерінің шөгінділері ашылған.
Девон жүйесі.
Девон шөгінділері орта және жоғарғы бөлімдерімен берілген. Орта
бөлімі: Ортадевон шөгінділері эйфель және живет ярустары көлеміндебірлік
ұңғыларымен (15, Д5) ашылған. Эйфел ярусы төменгі жағында аргеллит қара,
жоғары қарай ізбестас және тығыс, микро жіңішке қабатшалы аргелликтер.
Ярустың ашылған қалыңдығы 59 метр. Живет ярусы – қалыңдығы 64 метр. Жоғарғы
бөлім: Жоғарыдевон шөгінділері тек фамен ярусымен берілген.
Төменгі жүйесі
Жоспардың уақытын құрастыру үшін тек бір ғана іздеу ұңғымасы Д – 5
-пен ерте девон жасындағы шөгінділерді ашқан.
6245 - 6248 м интервалынан алынған керн - аргилиттен және қара - сұры
бурыл түстен құралған.
Төменгі девон шөгіндісі шамамен 30 м қашықтықты құрайды.
Орта девон
Живет ярусы шөгінділері қара - сұры тіпті қара әктастардан жиі
органогенді аргилиттерден құралған. Сонымен қатар қиманың жоғары жағында
3 мм жететін ашық - сұры ұсақ кристалды әктастар қабықша ретінде
орналасқан.
Жоғарғы девон
Төменгі - орта фаменді бөлшектенбеген шөгінділер стратиграфиялық
үзілістермен орта девон шөгінділерін жауып жатыр. Нақты толық қима 15
-ұңғымасында зерттелген. Бұнда сұры және қара - сұры органогенді
түйіршікті әктастар және қара түсті ұсақ кристалды доломиттер қабықша
ретінде кездеседі.
Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд мүшелерінің
кесектері кездеседі. Ерте - орта фамен ярусы бір камералық форминифер
комплексі бойынша тұрақталады.
Максимал қалыңдығы 368 м. (ұңғыма 15)
Жоғары фоменді шөгінділер келісім бойынша төменгі - орта фамен
шөгінділерін жауып жатыр. Олар орталық батыс және шығыс бөліктерінен
-кристалды әктастар бар жерлерінен ашылған. Тек кен орнының оңтүстік
бөлігінде әктастар қосымша мәнде есептелінеді.
Таскөмір жүйесі.
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге.
Қалыңдығы 80 метр. Орта бөлімі краснополян горизонтымен берілген, қалыңдығы
9 дан 55 метрге дейін.
Пермь жүйесі - Р
Пермь жүйесі ұңғылармен ашылған, қиманың негізгі бөлігін алып жатыр.
Төменгі бөлімі: Ассель ярусы (известняк, доломит), қалыңдығы 290-390 метр.
Сакмар ярусы 5-25 метр, Артин ярусы 15-280 метрге дейін, Кунгур ярусы:
төменгісі ангидритті 4-20 метрден 300-ге дейін. Жоғарғысы тұзды – қалыңдығы
3178 метрге дейін. Жоғарғы бөлімі: Уфим ярусының шөгінділері (84-1252-1630
метр), Қазан ярусы: төменгі литологиялық пачка қалыңдығы 138-299 метр,
жоғарғысы 192-1118 метр, Татар ярусы 700-1925 метр.
Пермь жасының шөгінділері кен орны аумағының стратиграфиялық үзілісті
таскөмірде орналасқан. Пермь жүйесі төменгі карбонат, орта тұзды және
жоғары терригенді қалыңдықтардан құралған.
Төменгі бөлімі - Р
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын
ашып зерттейміз.
Асссель ярусы – үш түрлі қима негізінде құралған.
Бірінші - биогермді әктас. Екіншісі - дөңес биоморфты – детритті
әктастар. Үшіншісі - терең сулы, қара битуминозды жыныстар. Ассельде
шөгінділердің максималды қалыңдығы 557 м–ге дейін жетеді, дөңес түрі 42м-
ден 216м-ге дейін барады. Терең сулы ассельді артин шөгінділерінің
жалпы қалыңдығы 20 м-ден 40м-ге дейін болатындары ярустарға бөлінбейді.
Сакмар ярусы - рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес түрлерінде
органогенді детритті және пемитаморфты әктастардан тұрады. Бірінші түрінің
қалыңдығы 23м-ден 30 м-ге дейін, ал екіншісінікі 15 м-ден 56 м-ге дейін
ұзарады.
Артин ярусы - рифті және дөңес қималар негізінде екі подярусқа
бөлінеді: төменгі және жоғарғы артиндік болып. Біріншісі екі түрлі рифтің
қимасынан (биоморфно - детриттік әктастар) және дөңес түріндегі (екінші
даламиттер). Бұлардың қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді. Екіншісі
литологиясы жағынан бірінші подярусқа ұқсас. Артин шөгінділерінің биогенді
түрінің қалыңдығы 143 м-ден 303 м-ге дейін, ал дөңес түрінде 5 м-ден 217 м-
ге дейін өзгереді.
Конгур ярусы - толық қималарының төменгі қабаттарында карбонат
сульфатты сұры, көкшіл сұры ангидриттер доломит қабықшаларымен, жоғарғы
жағында тұзды тас тұздарымен және тұзды терригенді жыныстармен
құрастырылған. Алғашқысының қалыңдығы 1 м-ден 300 м шамасында, ал тұзды
шөгінділер 172 метрден 3028 м-ге дейін ұзарады.
Жоғарғы бөлім - Р
Бөлімнің шөгінділері уфимдік, қазандық және татар ярустары белгілі
шарттармен анықталған. Олар қызғылт, қоңыр сұры саздармен және тұз, гипс,
ангидрит ұяшықтарымен көмкерілген. Уфим ярусының қалыңдығы 84 м-ден 1630 м-
ге дейінгі қашықтықта. Қазан ярусы – 138 м-ден 180 м-ге дейін, ал татар
ярусы 700 м-ден 1925 м-ге дейін ұзарады.
Мезозой тобы - MZ
Триас жүйесі - Т
Триас жүйесінің шөгінділері жыныстың терригенді қалыңдығымен, ұсақ
бөлшектерге бөлінбейтін қасиетіне ие. Бұлар қызыл - қоңыр түсті саздар,
песчаниктер және алевролиттер.
Триас шөгінділерінің қалыңдығы 1068 - 2040 метр, Қарашығанақ
күмбезінде 60 - 578 метрге дейін азаяды.
Юра жүйесі.
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (песчанник, құм, саз, құмтас) –
121 - 392 метр; жоғарғы бөлімі: Волж ярусы (сазды мергель, фосфорит),
шөгінділер қалыңдығы 53 - 132 метр.
Мел жүйесі.
Мел жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім – валонянин, готерев, баррем
және апт ярустарымен берілген. Волонянин – готорев ярусының қалыңдығы 13 -
44 метр (саз, мергель және фосфорит). Баррем ярусы (қара саз, мергель,
сидерит) – 24 - 80 метр. Апт ярусы (қара саз, сидерит, мергель,
фосфориттары бар құм тастар), қалыңдығы 76 метр.
Неоген жүйесі.
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің
қалыңдығы 20-125 метр (сұр саз, құм, құм тастар, алевролит).
Төрттік жүйесі.
Төрттік жүйесінің шөгінділері (суглинка, супесь, құм, галечник, саз),
қалыңдығы 8-20 метр.

1.4 Тектоника

Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне
негізделген. Ол Қарашығанық – Қобланды зонасында, Каспий ойпатының
солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан. Мұнда үш құрылымдық комплекс
көрінеді. Төменгі құрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі
бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын – кунгур – сульфат – галоген
қалыңдамасын, жоғарғысы – жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып
алады.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно – седиментациондық
құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15*30
км. , биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680
метр.
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық –
литологиялық комплексте күрт дисгормониялық құрылымдар құрылған. Солардың
ішіндегі: тұзды антиклинальдар, ассиметриялы диапир құрылымдары, тұзды
штоктар, күмбездер және күмбез аралық дипрессиялар. Кен орында үш тұзды
құрылым бар: Қарашығанақ тұз көтерілімі – солтүстікте, Сухореченск тұзды
күмбезі – оңтүстік – шығыста, Қоншыбай тұз күмбезі – оңтістік – батысында.
Жоғары құрылымдық – литологиялық комплекстік құрылымдардың
формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді. Жоғары пермь және триастың қызыл
түсті қалыңдамасында пайда болған. Кен орын жүйесінде үлкен Қарашығанақ
күмбез аралық мулдасы дамыған, ол Қарашығанақ, Қоншыбай және Сухореченск
тұзды күмбездерінің арасында орналасқан. Қарашығанақ күмбез аралық
мульдасының өлшемі 5*20 км., максимал қалыңдығы 3500 – 4871 метр құрайды.
Ең жоғарғы қиманың бөлігі – неогенді және төрттік жайылым бұрышының
келіспеушілігімен бұдан ежелгі басқа шөгінділерді жабады.

1.5 Мұнайгаздылығы

Каспий ойпатының солтүстік аудандарында мұнайгаздылықтың негізгі
перспективалары тұз асты палеозоймен байланысты. 1979 жылы прибортовой
зонасының ішкі бөлігімен Қарашығанақ ауданында, П – 10 ұңғысында төменгі
пермь шөгінділерінен, 3908 метр тереңдіктен газ фонтаны алынған.
Қаршығанақ кен орнында барлау және эксплуатациялық ұңғыларында
жүргізілген комплексті газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер
ашылған төменгі пермь және карбон карбонатты қимасының өнеркәсіптік
өнімділігін дәлелдеді (5217 метрге дейін 13 ұңғы). Жалпы кен орын бойынша
бұрғылаумен дәлелденген көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 метр
(3660-5217 метр).
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 метр
интервалында, орта девон шөгінділерінден мұнай кеніші ашылды. Орта девон
кенінің дамыту кен орнының орталық бөлігінде және негізгі мұнайгазконденсат
кенішінен солтүстікке қарай негізделген.
Стратиграфиялық жағынан ең зерттелгені пермь шөгіндлері. №112
ұңғысынан мұнай 3528 метр тереңдіктен алынған.
Мұнай жиналымдары мұнайға қаныққан жарықшақты ашық - сұр түсті
ангидриттерге негізделген. Мұнайға қаныққан кеуектілігі 6,5% құрайды.
Ирен горизонтының сульфатно – карбонатты жыныстарында мұнайға
қаныққан жыныстардың бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622,
625 ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді. Бұл кезде бұрғылау сұйығында
мұнай қабыршағы пайда болған.
Филиппов горизонтының сульфатно – карбонатты шөгінділерінде газдылық
№30 ұңғысында дәлелдеген. 4755 – 4765 метр аралығынан дебитті 47,7 мың
м3тәулік газ, және дебиті 47,5 мың м3тәулік конденсат арыны алынған.

Кен орында таза күйінде қабат сулары алынбаған. Бірақ №13 ұңғыдан
алынған мұнай және сұйық қоспасы негізінен қабат суынан тұрады – 70-80%
(5202-5217 м.). 5125-5190 метр интервалынан сусыз мұнай алынған.
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша
Қарашығанақ кен орны мұнайгазконденсатты болып саналады.

1.6 Гидрогеологиялық мінездеме

Қарашығанақ кен орнын тергейтін жер асты сулары Солтүстік – Касий су
арынды жүйесінің қосалқы элементі болып табылады.
Көтерілімнің геологиялық қимасында екі ірі гидрогеологиялық этажға
біріккен, кунгур ярусының хемогендік құрылыстарының күшті регионалды су
ұстарымен бөлінген сулы горизонттар сериясы бөлінеді.
Жоғарғы этажжоғарғы пермьнен неоген – төрттік шөгінділерді қосады.
Бұлардың жалпы қалыңдығы күмбезаралық мульдалар шегінде 3604-4485 м.
Бұл қалыңдықтың сукүкіртті жыныстары сазбен араласқан әр түрлі қуатты
құмдыжыныстар пачкаларымен берілген. Триас шөгінділері ең құмды болып
келеді, олардың сүзгішті – сыйымдылық қасиеттері жоғары: кеуектілігі – 25-
30%, өткізгіштігі – 606,8*10 м2-қа дейін.
Пермьшөгінділерінің құмды пачкалары керісінше, жоғары сазды және
кеуектілік көрсеткіштері төмен - 16%-ке дейін, өткізгіштігі 40*10 м2. тұз
асты этажының сукүкіртті жыныстары карбонатты жыныстарының (известняк,
доломит) әртүрлі модификацияларымен берілген, әдетте күрт литологиялық
фациалды алмасу және деңгей айырмалы, бұл кен орынның гидродинамикалық
режимін қиындатады. Бұл қалыңдықты екі ірілінген гидрогеологиялық
комплекске бөлігу болады: карбонды және девонды, бұлардың жалпы қалыңдығы
3200 метрге дейін жетеді.
Тұз асты этажының сулы комплекстері аз зерттелген. Қиманың ашылған
бөлігінің жер асты сулары хлор кальцийлі тұздықтарымен берілген,
құрамындағы тұзы 115 – 190 гл, тығыздығы 1,0789-ден 1,206 гл дейін, бұл
3900 – 6270 мг-экв. дейін жалпы минерализацияға сәйкес келеді.
Төрттік және неоген шөгінділерінің сулары негізінен тұщы және аз
тұздалған, минерализациясы 580 мг-экв. дейін, құрамындағы еріген тұздар 4
-20 гл дейін. Су типі хлор натрийлі немесе хлорнатрий магнийлі.
Триас горизонты сулары ең жоғары минерализацияланған болып келеді.
9800 мг-экв. дейін. Бұл сулар жоғары концентрацияланған тұздықтар,
тығыздығы 10185 гсм3 дейін, хлорнатрийлі құрамы бар, хлоркальцийлі немесе
хлормагнийлі типке жатады. Натрий концентрациясы жоғары – 96 гл, калий -
0,56 гл, магний – 2,4 гл, жоғары сульфаттылығымен (15,7 мг-экв.),
құрамында бромның жоғарылығымен (250 мгл-ден жоғары), йодтың (3 мгл-ден
аз) және бордың (1 мгл-ге дейін) аздығымен сипатталады.
Тұз массивтерімен тікелей контакт зоналарында (тұзаралық линзалар)
одан да жоғары тығыздықты (1,2-1,28 гсм3) және тұздылығы 365 гл дейін
күшті тұздықтар дамыған.
Еріген газ құрамында мүлдем аз – 270 нсм3л, оның ішінде: азот
концентрациясы – 98%, метан – 0,8-1,75%, көмірқышқыл газы – 1,03-1,12%.
Тұз асты карбонатты шөгінділерінің төменгі гидрогеологиялық қабаты
Қарашығанақ МГККО контур сырты зонасында 4900 метрге дейін, контурлық
зонасында 5333 метр тереңдікке дейін зерттелген.
П – 2 ұңғысының төрт интервалын сынау кезінде су дебиттері 2 – 5,5
м3тәу. дейін, тығыздығы – 1,161-1,19 гсм3 арасында, минерализациялануы
232,5-279 гл, рН 5,5-5,6; йонды құрамы хлор-натрийлі және хлор-кальцийлі-
натрийлі, гидрохимиялық түрі – хлоркальцийлі.
Мұнайгазконденсат кенішінің төсеніш сулары контур сырты суларымен
салыстырғанда тұщыланған, 1,5-2 есе аз минерализацияланған және оған сәйкес
құрамындағы негізгі йондар концентрациясы аздау болады.

1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері

Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің
қабат газы, орта есеппен 10 МПа, жоғары қайнау көмірсутектерімен
қанықпағандығы анықталды. Оның құрамында: этан – 6%, пропан – 2,5%, бутан –
1,7% шамасында.
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан.
Пермь және карбон шөгінділерінен алынатын конденсат қасиеттері әртүрлі. Кен
орын қимасы бойынша конденсаттың фракционды құрамы ауырлай түседі: қиманың
жоғарғы жағындағы конденсаттың 50%-і 2030С температурасында қайнайды, ал
төменгі жағы 2390С; 3600С жоғары конденсат қалдығы 13,8 – 23 %-ке дейін
көбейеді. Молекулярлы массасының шамасы 20 бірлікке көбейеді. Конденсаттың
қату температурасы екі еседен көп өседі. Пермь шөгінділерінен алынған
конденсатты ароматты көмірсутектер 19,1% масс. бойынша, ал карбоннан
алынған конденсатта 25,1% масс. бойынша. Дистилянтты фракциялардың ароматты
көмірсутектер мөлшері фракциялардың алу температурасы өскен сайын ұлғаяды.
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842
гсм3, тұтқырлығы 200С кезінде 9,12 м2см; құрамы: жалпы күкірт 1,18%,
қатты парафиндер 3,37%, шайырлар 3,08%, асфальтендер 0,39% масс. бойынша;
ароматты көмірсутектердің жалпы мөлшері 35% масс. Бүкіл мұнайларға бір,
фракция алу температурасы өскен сайын құрамында ароматты көмірсутек
мөлшерінің жоғарылау тенденциясы байқалады. Бірінші кестеде №33 және 44
ұңғыларындағы қабат мұнайының құрамы берілген. Ұңғылардың өзара орналасу
арақашықтығы үдкен болғанымен кестеде келтірілген мәліметтер бүкіл кен
ауданындағы мұнай құрамының өзгешелігінің шамасы аз екенін көрсетеді.

Ұңғы өнімінің құрамы
1.7.1- кесте
Ұңғы номері 33 44
Перфорация интервалы, м. 5120-5155 5127-5156
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2 8,22 5,71
С3 3,08 3,06
С4 1,65 1,40
С5 14,39 15,73
N2 1,03 0,41
CO2 4,62 6,05
H2S 4,32 4,81

1.7.1 Қабаттағы мұнай қасиеттері
Қабат мұнайының барлық параметрлері Солтүстік - шығыс және Оңтүстік
- батыс бөлімдеріне байланысты жасалған мұнайдың флюидтік моделдерінде
анық көрсетілген.
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негігі тәуелділік
параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған. Осы берілген мәндер
арқылы мұнайдың орташа анықтамаларын (5050 м.) арнайы мұнай алаңдары үшін
1.7.1-кестеде көрсетілген.

Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель бойынша есептелген
мұнайдың параметрлері
1.7.2-кесте
Алаң Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат қысымы, Мпа 58,7 58,7
Қанығу қысымы, Мпа 58,1 55,3
Газ құрамы, м3 т 625 449
Көлемдік коэффициенті, бірлік үлес 2,28 1,99
Қабат мұнайының ты-ғыздығы, кгм3 601 651
Қабат мұнайының тұт-қырлығы, МПа * 0,28 0,57
с
Сығылу коэффициенті, 1 МПа *104 26,8 21,5

Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа параметрлері
1.7.3-кесте
Параметрлері Конденсат Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
алаң мұнайы алаң мұнайы
20 0С-тегі тығыздығы,кгм3 782 844 805
20 0С-тен тұтқырлығы, мПа*с 1,69 7,5 13,5
Құрамындағы күкірт, % масса 0,9 0,7 0,9
Құрамындағы парафин,% масса 2,29 3,8 5,0
Құрамындағы асфальтендер, %0,07 0,08 0,24
масса
Құрамындағы шайыр % масса 0,70 1,23 3,68
Қату темпетурасы, 0С -10 төмен -10 төмен -28 +11

Кестеден көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап
парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан
жылы температура кезінде солтустік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат
ағысын сақтап, -10 0С-тан төмен температураларда қата бастайды.

1.7.2 Ұңғылар қоры жағдайы
КНГДУ баллансында (1.07.1997ж. жағдайы) 266 ұңғы бар. Олардың ішінде
өнімді шөгінділер 179 ұңғы. Қалғандары, 87 ұңғы тереңдігі 150 м-ден 2000
метрге дейін, арнайы ұңғылар:
179 терең ұңғылардың:
33 – игерілуде; 85 – консервацияланған; 12 – бақылау; 49 – қазір игеріліп
жатқан жоқ (КРС, КРС күтілуде, немесе қабат қысымының тұрақталуында)

1.7.3 КНГКМ-да көмірсутек шикізатын өндіру
Өндірудің максимал деңгейі 1991 жылы болды, ол кезде 4,2 млрд. м3 газ
және 4,47 млн. т. конденсат өндірілді.
Игерілу басталғалы 39 млрд. 36млн. м3 газ, 35,23 млн. т. конденсат,
68 мың тонна мұнай өндірілді.
Қалған шығарылуға тиіс қор:
Газ – 1300,72 млрд. м3
Конденсат – 622,174 млн.т.
Мұнай – 166,427 млн.т.

1.7.4 Лира – 1,2 жер асты конденсат қоймаларының техника –
технологиялық жағдайы
1 – ТК, 4 – ТК сыйымдылықтары жіберілу кезеңінде.
5 – ТК технологиялық ұңғыларды жабу және жойуын күту кезінде
суланған.
6 – ТК сыйымдылығы КРС күтуде.
Сыйымдылықтардағы конденсат қалдығы – 83,442 мың тонна құрады.

1.7.5 Қазіргі күнгі игеру проблемалары
1) Кен орынды игерудің толық жоспарын құру.
2) Сайклинг үрдісті ескеріп кен орынды қайта құру жоспарын қабылдау.
3) УКПГ – 2 құрылысын бітіріп пайдалануға енгізу.
4) Қаржы жетіспегендіктен консервацияланған ұңғылардың құрылысын аяқтау.
5) Девон шөгінділеріндегі іздеу – барлау жұмыстарын аяқтау және
пайдалануға енгізу.

1.8 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы

Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы
Оралмұнайгазгеология өндірістік – геологиялық бірлестігінің 10 – П
параметрлік ұңғысын бұрғылауы кезінде ашылды.
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік өңір алқабында орналасқан.
Газконденсатты кеніш төменгі пермдік және таскөмір карбонатты пайда
болулардың қуатты кешеніне тураланған. Сонымен қатар, мөлшері бойынша
шамалы филипповтық қатардың үстіндегі кеніштер мен ортадевондық
шөгінділердегі жеңіл мұнай кеніші анықталды.
1983 жылы конденсат, газ, мұнай қорларын оперативті есептеу
жүргізілді. Кен орны өлшемі (15*30 км.) газ, конденсат, және мұнай
қорларының мөлшері бойынша өте сирек кездесетін кен орны болса, сондай-ақ
сақталған сұйық қордың геологиялық құрылымының өзгешелігі бойынша өте
күрделі болып табылады.
1984 жылы Бүкілодақтық газ бойынша ғылыми – зерттеу институты
(ҰБҒЗИГаз) құрастырған тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалану жобасы 1985 жылы
КСРО газ өнеркәсібі Министрлігімен бекітілді. 1984 жылдың қараша айында-ақ
кен орынды тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалану басталды.
1988 жылы Оралмұнайгазгеология өндірістік – геологиялық
бірлестігінің 42-ші іздеу – барлау және 48-ші пайдалану ұңғыларын бұрғылау
нәтижелері бойынша КСРО-ның қор бойынша мемлекеттік комитетіне 1988 жылдың
1 – тамызындағы күйі бойынша мұнай, конденсат, газ және бірге болатын
компоненттері қорын есептеп, тиянақты санақ нысаны тапсырылды. КСРО қор
бойынша мемлекеттік комитетімен бекітілген. Қарашығанақ кен орнынын газ,
конденсат, мұнай және еріген газ қорлары 1.1 кестеде көрсетілген.
Кен орнында үш пайдалану объектісі белгіленген: І және ІІ – газ
конденсатты және ІІІ – мұнай бөлігі. Тереңдеген сайын конденсат мөлшері
ұлғаяды.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалануды бастағанға дейін кен орны 4200
метрден 55МПа белгісін құраған жоғары қабаттық қысыммен сипатталған. Өнімді
тілік шегіндегі қабат температурасы қабаттың жамылтқы бетінде +70,50С – тан
газбен сұйықтық жапсарындағы 820С – қа дейін өзгереді.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдаланудың алғашқы жылдарында жалпы
конденсат мөлшері көп кен орны ұтымды игеру принциптеріне сәйкес келмейтін,
көбінесе игерудің бірінші объектісінің өнімді шөгінділері өңделді. Осыған
байланысты 1987 жылдан бастап игерудің екінші объектісін басымырақ
пайдалануға көшуді іске асырып, ал 1989 жылдан үшінші объектіні қатыстыра
бастады.
1.8-кестеде КСРО қор жөніндегі мемлекеттік комитеті бекіткен.
Қарашығанақ кен орындағы газ, конденсат және еріген газ қорлары
көрсетілген.
Қарашығанақ кен орнында шикі зат қоры
1.8-кесте
Қорлар Шығару
Шөгінділе коэффициенті
рдің жас
шамасы
Еркін газ,конденсат мұнай Еріген
млрд. м3 газ

сорғанда айдағанда
0,010- 0,115 1,5 2,5
0,115- 0,277 1,3 2,0
0,277-0,725 1,2 1,5
0,725-1,460 1,1 1,2
1,460- 4,380 1,0 1,1
4,80- 8,770 0,8 1,0

Алынған υ жылдамдық бойынша мұнай өткізу құбырының диаметрін табамыз:
υ= QH F= 4QH 3600 πD2, бұдан
(1.8)
D = √4QH 3600πD= √4*240 3600*3,14*1,2 = 0,266 м
(1.9)
Мемлекеттік стандарт (2.4-кесте) бойынша тапқан диаметрге жақын
құбырдың сыртқы диаметрін DH = 273 мм және қалыңдығын δ = 12 мм деп
таңдаймыз. Осыған байланысты құбырдың ішкі диаметрін есептейміз:
DВН= DН - 2δ= 273 – 2*12 = 249 мм.
(1.10)
Ыстық күйінде бастырған лаксыз құбырдың МЕСТ 8732–78
бойынша кең тараған түрлері
1.4-кесте
Құбырдың сыртқы Қабырғасының қалыңдығына байланысты 1м құбырдың
диаметрі, мм теориялық массасы (кг)
10 мм 11 мм 12 мм
76 14,87 16,28 17,63
89 17,76 19,78 21,16
108 21,97 24,17 26,31
133 27,52 30,33 33,10
159 33,29 36,75 40,15
168 35,29 38,97 42,59
219 46,61 51,54 56,43
273 58,60 64,86 71,07
325 70,14 77,68 85,18
377 81,68 90,51 99,29
426 92,55 102,59 112,58

Таңдалған диаметр бойынша қозғалу жылдамдығын қайтадан есептейміз:
4 QH 3600πD2= 4*240 3600*3,14* 0,2492 = 1,4 мс
(1.11)
Рейнольдс санының көмегімен құбыр бойындағы сұйықтың қозғалысының
тәртібін анықтаймыз:
R е= υ DВН √ = 1,4*0,249 1,26*10–4 = 2705
(1.12)
Рейнольдс саны Rе 2300 болғандықтан құбырдағы сұйықтың қозғалысының
тәртібі – турбулентті. Сондықтан гидравликалық кедергі коэффициентін
Блазиус формуласымен шығарамыз:
Λ = 0,3164 4√Rе = 0,3164 Rе0,25 = 0,3164 27050,25 =
0,0439 (1.13)
Жоғарыда есептелген деректер бойынша орынның үйкелу әсерінен келуін
табамыз:
hmp = λ L DВН*υ22 д = 0,0439*130000 0,249* 1,42 2*9,82 = 2192
м (1.14)
Геодезиялық белгілерді ескерсек,онда:
Hmp = hmp+ (zк-zН) = 2192+ (340-219) = 2313 м
(1.15)
Осы бойынша тасымалдау қысымын табамыз:
PН = ρжһһдНmp = 850*9,81*2313 = 19,3 МПс
(1.16)
Тасымалданатын мұнайдың мөлшері QH=240тсағ. және қысымы PН= 19,3МПс
болғанда сораптың оны айдау үшін жұмсайтын қуат күші:
N = VжНmpρжһһд 1000η,
(1.17)
Мұнда Vж – тасымалданатын сұйықтың көлемдік мөлшері, м2с.
Массалы шығымды Qжһһ көлемдік шығымға аударамыз:
Vж = Qжһһ ρжһһ = 240*103 3600*850 = 0,078431
(1.18)
N = 0,078431*2313*850*9,81 1000*0,5 = 3025 квт

2 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ

2.1 КПО б.в. компаниясының ұйымдастыру сипаттамалары

ҚМГККО кен орнын игергенде қолданылатын негізгі шаруашылық бірлігі
мұнайгаз өндіру басқармасы, онда мұнай мен газды және конденсатты өндірудің
толық өндірістік циклі өтеді, сондай-ақ басқа кәсіпорныдарға беру үшін
дайындық жасалады. Кен орынды және компанияны жергілікті басқару үшін 2000
жылдың қыркүйек айында Ұлыбританиядан КПО б.в. басқару әкімшілігі Ақсай
қаласында құрылды. Компанияға Генералды директор жетекшілік етеді. Ол Ақсай
қаласында және кен орнындағы қызметтің барлығына жауапты оған бірнеше
бөлімдердің қатары бағынады, әр бөлімнің өзінің басшысы болады. Компания
құрылымы алдына қойылған коммерциялық мақсатына жетуге негізделген.
Компанияның ұйымдық құрылымы 2.1 суретте көрсетілген.
2.2 Технологиялық есептеулер нәтижесі:
Ұсынылған есептеулер нәтижесінде келесі ақпараттар бар:
- сұйық және газ өндіру профилдері, пішіндері
- әрбір объектідегі қабат қысымы
- өндіруді объект арасында бөлу
- қысымджы және қаныққандықтың бөлінуін қоса, қабат жүйесінің картасы.

2.3 Өндіру пішіндері

Келісім кезеңінде өндіру пішіні, П-26.1, П-29.1 суреттерде және кен
орынның өмірінің толық айналымына үлгіленген екі вариант (40 % айдау) үшін
бұрында болжанған 2027-де кейін газ сатылуына емес газды айдауға ден
қойылады. Бұл түрлендіру келісім кезеңінің соңыда күшіне енеді., сондықтан
жалпы алғанда экономикаға әсері өте аз. Бұдан басқа газ айдауға ден қоя
отырып, оның кен орын өмірінің барлық уақытындағы өндіру пішінін алады. Алу
коеффициенттері кеңейтілген түрде төменде келтірілген.

Көмірсутектерді өндіру коэффициентері
2.2.1-кесте
Вариант Сипаттамасы Келісім кезеңі Толық өмір
сұйық, т. газ %сұйық газ %
% т. %
1 2 объектіге 40% айдау 27,3 39,6 31,2 67,4
2 2 объектіге 60% айдау 30,6 31,0 36,2 61,8
3 3 объектіге 100% айдау 35,1 9,7 - -
4 2 объектіге 40% айдау + 3 объектіге 35,5 9,7 - -
қалған байытылған газды айдау
5 2 объектіге 40% айдау + 3 объектіге 32,8 26,3 - -
байытылған сумен газды кезектеп
айдау
6 3 объектіге 60% айдау + 3 объектіге 34,4 17,5 - -
байытылған газбен суды кезектеп
айдау
7 Табиғи сарқылы 19,8 43,0 - -
8 2 объектгіе 40% айдау + 3 объектіге 27,9 38,9 - -
10% айдау

2.4 Қабат қысымдары

Симуляция нәтижелері бойынша алынған объектілердегі қабат қысымдары,
екі бастапқы варианттар үшін ке орынды игрудің 3-8-ші варианттары үшін
келісім кезеңіне суреттерде келтірілген.

2.5 Өндіруді объектілер арасында бөлу
Жоғарыда TRAK опциясы көмегімен, өдірілген сұйықтар мен газдар I, II
және III объектілер арасында бөлінеді (көлемі бойынша). Олар жалпы өндіру
көлемінің үлесі болып табылады. Олардың негізінде әрбір объекті үшін алу
коэффициенті еесептлінеді. Газды алу коэффициенті жағдайында үлес-
коэффициенттері “өндірілген-айдалған” негізінде қаралады. Сонда да, II
объектіге газды айдағанда I-объектіге газдың қандайда бір бөлігі өтуі
мүмкін. Газды айдаудың мұндай қозғалысы симуляция моделі көмегімен
қадағалау мүмкін емес. Нәтижесіде әрбір объекті үшін газды алудың үлес-
коэффициенті жеткілікті дәрежеде есептелінуі мүмкін болмайды. Сондықтан
кестеде келтірілген алу коэффициенттері барлық кен орынға катысты. 26-29
қосымшаларда орналастырылған суреттерде өндіруді бөлу пішіндерәі
келтірілген.
Бақылау кезеңіндегі алу коэффициенттері
2.5.1-кесте
Вариант Бақылау кезеңі
Көлемдегі сұйық, % Газ %
1+П 1 2 3
1 28,7 34,8 27,4 37,3 18,0 39,6
2 31,8 38,6 27,6 42,4 20,0 31,0
3 36,2 43,1 27,1 48,6 24,2 9,7
4 36,6 40,5 24,3 46,0 29,9 9,7
5 34,0 40,0 24,4 45,3 23,7 26,3
6 35,6 41,8 28,7 46,3 24,7 17,5
7 20,6 23,3 19,0 24,7 15,8 43,0
8 28,9 34,7 27,3 37,3 18,8 38,9

Игерудің барлық уақытындағы алу коэффициенті
2.5.2-кесте
Вариант Бақылау кезеңі
Көлемдегі сұйық, % Газ %
1+П 1 2 3
1 34,9 42,0 35,9 45,8 20,5 67,4
2 37,8 44,1 35,9 50,2 22,5 61,7

Варианттарды бейнелеп жазу.
Ұсынылған сегіз вариатта (1997-2037) келісім кезеңі қаралады; олардың
екеуі қосымша (2037-2084) келісім кезеңінен кейінгі 47-жылға үлгіленген.

Осы бөлімде әрбіріне жүргізіледі %
1. Маркетинг және өндіруді шктеудің негізгі бастапқы жағдайы
2. 50-85-ші қосымшаларда ұсыылға, жоғарыда айтылға айтылған варианттардың
әрбірі үшін қабат жүйесі жағдайыың картасы.
Бұл карталар екі категорияға бөлінеді:

3-В қималары (28,59 үлгілер қатары бойыша)
- 12004 және 12038 жылдарға қабат қысымы
- 11999 және 12038 жылдарға флюндтердің қаныққандығы
4,8,12,13,16 геологиялық қабаттар картасы
- 11999 және 12038 жылдарға қабат қысымы
- 11999 және 12038 жылдарға флюндтердің қаныққандығы
1 вариант (40 % газ айдау)
Маркетингілік ұсыныстардың негізгі бастапқы берілгедері:

Газ.
- газдың максималды өндіру = 27.5 млрд. ст. м3жыл.
- 16 әрекеттегі аударылған, айдау ұңғымаларын қолданумен, бастапқы
көлемі 6.2 млрд. ст. м3жыл тең газ айдау 2001 жылы басталды, осыдан кейін
жалпы алғанда 53 айдау ұңғымаларын қолдаумен (2007 жылдан бастап) айдау 11
млрд. ст. м3жыл дейін өседі.
- ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Кен орындарының игерудің жүйесі
Кен орынды игеру жүйесі
Кен орынды игеру жүйесі. Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
Жалпы экологияның қысқаша тарихы
Экологияның қысқаша тарихы
Қоян ауруларының қысқаша тарихы
Топырақ бонитетінің қысқаша тарихы
Тараз қаласының қысқаша тарихы
«Каспиймұнайқұрылыс» АҚ – ның қысқаша тарихы
Актас мұнай кен орнын игерудің оптималды жобалық шешімін анықтау
Пәндер

Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор №1 болып табылады.

Байланыс

Qazaqstan
Phone: 777 614 50 20
WhatsApp: 777 614 50 20
Email: info@stud.kz
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь