№№ Мазмұны Бет
1 2 3
Кіріспе 6
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орнының физико-геологиялық сипаттамасы 8
1.2 Ұңғыма бойының стратиграфиялық және литологиялық қимасы 10
1.3 Ұңғы қималары бойынша анықталған кен орнының тектоникасы 10
1.4 Кенорыны мұнайының, газының және қабаттық суының физикалық қасиеттері 11
1.5 Кенорыны мұнайының, газының және конденсатының қорлары 14
2 Технико-технологиялық бөлім
2.1 С.Нұржанов кен орнының қазіргі жағдайы 21
2.2 Кен алаңын жөндеудің жобалау деректері 22
2.3 Кен алаңын әзірлеуді талдау 23
2.4 Кен алаңындағы ұңғыма қорын талдау 26
2.5 Жобалау және нақты дерек көрсеткіштерін салыстыру 28
2.5.1 Қабат күшінің жағдайын талдау 30
2.5.2 Мұнай, газ және судың сипаттамасы 31
2.6 Технологиялық тиімділік әдістерін реттеуді талдау 32
2.6.1 Ұңғыманы және ұңғыма қондырғыларын пайдалану және қабат  жағдайын бақылауды әзірлеу 34
2.7 Қабаттың мұнайбергіштігін арттыру 35
2.7.1 С.Нұржанов кен орнында қабатты гидравликалық

жару технологиясын қолдану негізі

36
2.7.2 Қабатты гидравликалық жару технологиясын пайдалану 38
2.7.3 Қабатты гидравликалық жару технологиясында қолданылатын жабдықтар 41
2.8 Қабатты гидравликалық жару көрсеткіштерін есептеу 43
3 Экономикалық бөлім
3.1 Кен орнының технико-экономикалық нұсқасын талдау 47
3.2 Пайдалану шығынының жағдайын талдау 47
3.3 Ықпал жасау әдісін қолданудың экономикалық тиімділігі 48
4 Еңбекті қорғау және техника қауіпсіздік бөлімі
4.1 Қауіпті және зиянды факторларды талдау 51
4.2 Гидравликалық әсер ету кезіндегі қауіпсіздік әдістері 52
4.3 Еңбекті қорғау және техника қауіпсіздігі бойынша шешімдер 53
4.4 Өрт пен газды анықтау 55
4.5 Өнеркәсіп орындарының  қауіп  санатын  анықтау 56
Қорытынды 61

 

Кіріспе 

Жұмыстың өзектілігі. Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірін алады, әсіресе энергетикалық тарапы өркендеуінде өзінің зор үлесін қосады. Жалпы мұнай өнеркәсібінің дамуы ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің, жалпы шаруашылық пен транспорттың дамуын жеңілдетті. Қазақстан Республикасы мұнай-газ және газдыконденсат кен орындарына өте бай, олардың көпшілігі  Қазақстанның  Батыс бөлігінде орналасқан және қазіргі уақытта да көптеген жаңа кен орындары ашылу үстінде. Қазақстанның Батыс бөлігі бойынша ашылған кен орындары көбіне Каспий маңы ойпатының тұз-күмбездегі құрылымда орналасқан.

Өнеркәсіптік категориядағы мұнай қоры Қазақстанның алты әкімшілік облысында шоғырланған. Еліміздің батыс аймағының төрт облысында  алынатын мұнай қорының 90%-ы шоғырланған. Атап айтсақ осы аймақта: Теңіз, Қарашығанық, Өзен, Жаңажол сияқты және мұнай-газ қоры 100 млн. тоннадан асатын ірі кен орындары шоғырланған. Табиғи газдың негізгі қоры екі облыста шоғырланған: Батыс Қазақстандағы (Қарашығанақ) және Ақтөбедегі (Жаңажол). Мұнай кен орындарындағы ілеспе мұнай газының потенциялы зор.

Ғылыми-тәжірибелік өндірістік басқармада өндіріске тиімді химиялық реагенттерді лабораториялық жолмен табу және оны өндіріске тәжірибелік  сынақтан  өткізумен бірге, қабаттың мұнай өнімділігін арттыру және басқа да мұнай өндірісінде қолданылатын технология  жетістіктері сынақтан өтті.

Ғылыми мәселелерді шешудің қазіргі жағдайын бағалау.

Мұнай  өндірісі   ролі  қазіргі  уақытта   мұнай химиясы   шикізат  базасы  ретінде  жоғарылады.  Ілеспе  газдарды  және  табиғи  газдарды  пайдалану   мұнайды  өңдеу  процесі  кезінде   пайдаланған  қалдықтардан  алынатын  газдарды  пайдаланған  тиімді

Зерттеудің мақсаты мен міндеті. Дипломдық жобаның мақсаты С.Нұржанов кенорнындағы мұнайды игеру жобасы. Қабатты гидравликалық жаруды есептеу және технологиясын таңдау.

Теориялық және методологиялық негіздері.  Мұнайды өндірудің азаюын болдырмау мақсатында бірқалыпты және қабаттағы мұнайбергіштікті арттыру арқылы кенорынды игеру процесін реттеудің негізгі мақсаты геолого-техникалық шараларды орындау болып табылады.

ДЖ жазудың практикалық негізі. Өндірістік  тәжірибе, диплом алды тәжірибесі және кафедраның зертханалық базасы ДЖ дайындаудың негізгі  бөлімі болып саналады, сондай-ақ мамандық бойынша тәжірибелік біліктерін дамытуға және керекті материалдар жинауға көмектеседі

Ұңғыларды пайдалану мұнай және газ игерудегі негізгі орындардың бірін иеленеді. Онымен өндіру байланысты болса, ал өндіруден жинау, ұңғы өнімін дайындау, тасымалдау, өңдеу, іске асыру және тағы басқа болады. Соңғы жылдары газға қаныққан коллекторларды газдыгидродинамикалық зерттеулер нәтижесіне – табиғи газ, газды конденсатты кен орындарын игеру жобасын жасау кезінде – аса үлкен мән беріліп жүр. Негізінде қабат туралы ақпараттарды алу әдістермен (геофизикалық, физико – химиялық және т.б.) іске асырылады. Бұл әдістер кен орны жұмысын дұрыс бақылау және игеруді өз уақытында іске асыру жағдайын қарастырады.

Қолайлы технологиялық режимді іріктеп таңдау, өзіне ерекше көңіл аударуды талап етеді, себебі ол сорапты – сығымдағыш құбырлар жүйесі, пакерлер және белгілі бір қысым мен қолайлы диаметр және шығымға есептелген басқа жер асты және сағалық жабдықтар жүйесі болып саналады. Мұның барлығы үздіксіз өндіру үшін ғана емес, сонымен қатар, пайдалануды бақыламау салдарынан кері әсерінің болуы, тіпті апатқа әкеліп соғуы мүмкін болғандықтан да өзіне ерекше бақылау мен күтімді қажет етеді.

1 Геологиялық бөлім 

1.1  Кен орнының физика-геологиялық сипаттамасы

Прорва кен орнының алғашқы геолого-геофизикалық зерттеулер 1932-34 жылдары жүргізілген. Ал сейсмикалық зерттеулері 1955 жылы өткізілген.

Құлсарыдағы Батыс-Қазақстан геологиялық басқармасы 1959 жылы бірінші ұңғыманы бұрғылай бастады. 1960 жылы бұл ұңғымадан Ю-I, Ю-III жоғарғы Юра өнімді қабаттарынан мұнай-газдылығы бар екені білінді. Әрі қарай қазу кезінде орта юра және триас қабаттарында мұнай мен газ бар екені анықталды. 1963 жылдан бастап кен орнында барлау және байқау, пайдалану ұңғымаларын бұрғылай бастады, ал 1966 жылдан бастап кен орын өндірістік өнім беретін орынға айналды.

Кен орында бұрғылау Балықшы бұрғылау басқармасы және Ембі мұнай бірлестігі, ал өнімді өндіру МГӨБ (Мұнай газ өндіру басқармасы) «Прорванефть» және «Тенгизнефтегаз» бірлестігімен жүргізген. Осы кен орында 01.01.86 жылға дейін 13726 тонна мұнай өндірілген.

1960 жылы 11 тамызда бұрғы қашаулары жер қыртысының қабаттарын тесіп өтіп, мыңдаған метр тереңдіктен ғасырлар бойы тұнып жатқан бұлақтың көздеріне барып тірелді. Мұнай мен газдың бұрқағы күшті серпінмен аспанға атты. Бірақ бәрі бірдей оп-оңай бола қойған жоқ. Прорва деген атының зұлматтығын білдіргендей 1962 жылы көктемде №2 бұрғыдан атқылаған газ жер бауырлап жайыла, кездейсоқ ұшқыннан от алып, жалын бұрқ ете түсті. Биіктігі 300 метрге дейін көтерілген өрттің екпіні қатты болды. Бұл жердің мұнайы 2200-2300 метр тереңдіктегі шаңыраудан алынады. Тауарлық сапасы жоғары мұнай мен газ фонтандық әдіспен өндірілгендіктен, көп арзанға түсетін. Және бұл жерде мұнай қоры көп екендігі расталды. Осылайша  Прорваны игеру Қазақстанның екпінді құрылыстарының қатарында аталды.

Жергілікті қазақтар көздері үйрене келе қара майы жер бетіне шығып жатқан маңды арба айдаушының киген киіміне қарай «Қаратон» деп, кеме тоқтаған өзекті «Бір арба» атаған. Кейіннен «Бір арба» сөзі бөтен тілмен араласып, орыстанып, «Прорва» айналған деседі. Мұның қаншалықты шындыққа жанасымдылығына тарих қана куә. Себебі, соңынан келген мұнай іздеушілер қай аңызға да айғақ болар дәлелді, жәдігерлерді сырға бөккен маң даладан жиі кездестіріп, тауып алып жүрді.

Геологиялық зерттеу жұмыстарын қарқынды жүргізудің арқасында 1963 жылы Орталық Шығыс Прорва (С. Нұржанов), 1970 жылы – Ақтөбе, 1977 жылы – Батыс Прорва, 1980 жылы – Досмұхамбетов мұнай алаңдары пайдалануға берілді. 1963 жылдың сәуір айында  Орталық Шығыс Прорва (С. Нұржанов) кен орнындағы №1 ұңғымадан алғашқы рет мұнай мен газ атқылады, алынған мұнайдың тәуліктік орта өнімі 67,2 тн. 1963 жылы 53,6 мың тн. мұнай, 8982,5 мың м3 газ өндірілді. Бұл кен орны мұнай өндірудің ең жоғарғы мөлшері 986,122 мың тоннаға 1978 жылы жетті. 1970 жылы Ақтөбе кен орнынан 58,821 мың тн. мұнай, 9398,2 мың м3 газ өндірілді. Ақтөбе кен орны мұнай өндірудің ең жоғарғы мөлшері 191,050 мың тоннаға 1973 жылы жетті. Батыс Прорва кен орнынан 1977 жылы 67,774 мың тн. мұнай және 8400,0 мың м3 газ өндірілді. Батыс Прорва кен орны мұнай өндірудің ең жоғарғы деңгейі 595,875 мың тоннаға 1980 жылы жетті. Досмұхамбет кен орнынан 1980 жылы 21,5 мың тн. мұнай және 782,0 мың м3 газ өндірілді.

Орталық Шығыс кен орында мұнай қабатының құрамын анықтау 3 пермотриасты қабаттарда сынау жұмыстары арқылы жүргізілген. Көбінесе мұнай қаныққан қабат, ол пермотриас қабаты. Тығыздығы – 0,80042 г/см3, тұтқырлығы – 2,88 МПа.

1988 жылы № 355, 370, 372 ұңғымалары бұрғылануға берілген. Бұл ұңғымалардан ортаңғы юра және пермотриас шөгіндісінен мұнай шыққан. Ұңғыманың тереңдігі 3300 метр. Коллектор түрі терриге, шығу дебиті ортаңғы юра шөгіндісінде тереңдігі 2684-2790 метр аралығында мұнайдың бар екендігі байқалды, дебиті 52 м3/тәулік, тығыздығы 0,62-0,87 г/см3, ал пермотриас шөгіндісінде өнімді қабатының тереңдігі 20-70 метрді құрайды. Дебиті 26-52 м3/тәулік, тығыздығы 0,63-0,90 г/см3. Бұл өнімді қабаттарда күкіртпен парафині аз. Тұнығу температурасы -150С +660С қайнайды. Жоғарғы юра шөгіндісінде газдың шығуы байқалады. Орналасу тереңдігі 2230-2400 метр, ал шығу дебиті 2601 м3/тәулік, күкіртқышқылды газ көлемі бойынша 0,87% – ды құрайды.

Ауданның климаты континенталды Жазы – құрғақ ыстық. Ауаның температурасы +40­­­­­­0С, +450 С жетеді. Ал қыста қар аз болып күшті желдер болып температура -250С дейін төмендейді. Жыл бойына желдің бағыты Оңтүстік-Батыстан соғып тұрады. Кен орын ауыз сумен Амудариядан тартылған Мақат, Сарғамыс арқылы өтетін су құбырынан алынады. Ал бұрғылауға су Альб горизонт қабаттарынан алынады. Тоқ көзімен қоректендіру Атырау қаласынан тартылады. Керекті құралдар мен жабдықтау жақын орналасқан Құлсары қаласы және Бейнеу поселкелерінен тасымалданады.

«ЖылыойМұнайГаз» мұнай газ өндіру басқармасына төрт кен орыны кіреді олар: С.Нұржанов кен орны, Батыс Прорва кен орны, Досмұхамбет кен орны, Ақтөбе кен орны.

1.1.1 кесте.

Прорва кен орнындағы ұңғымаларға сипаттама

Категория С.Нұржанов Батыс Прорва Ақтөбе Досмұхамбетов Барлығы
Игеру 175 46 24 38 283
Жасап тұрған 167 43 24 371 271
Тоқтатылған 7 2 10
Консервациялық 12 28 40
Балқылаушы 17 3 3 1 24
Айдау 1 1 2
Су айдау
Жабылуы мүмкін 1 1
Жабылған 57 9 12 1 79
Барлығы 279 86 40 40 445

1.2 Ұңғыма бойының стратиграфиялық және литологиялық қимасы 

Қалыңдығы 4991 м тілікте пермь, триас, юра, бор, төрттік палеоген Шығыс және Орталық Прорвада (С.Нұржанов) барлау және пайдалану ұңғымаларын қазу кезінде палеозой-мезакайназой қабаттары ашылған. Ашылған қабаттары көрсетілген.

Жұмыс уақытында 1/13 ұңғымалар аралығында триас қабатын ашып отырған, пермдік шөгінділер сипатталған. Осы уақыттарда бұл шөгінділерді 21 ұңғыма көмегімен ашқан. Қазылған ұңғымалар көбеюімен байланысты ауданның, кен орынның стратиграфиялық және литологиялық сипаттамаларын палеогеннен кунгур қабатына дейін тілмені толық анықтауға болады.

  1. Палеозойлық тобы PZ
  2. Пермдік жүйе P
  3. Төменгі бөлім P1
  4. Кунгурлық қабат P1,k

Кунгурлық қабат шөгінділері 6 ұңғымада ашылған (56,63,66,78,81,308). Жоғарғы бөлігінде көрсетілген шөгінділер кепронон (гипс, ангидрит), ал төменгі бөлігінде кристалды тұз. Кунгур қабатының қалыңдығы 1641 м.

  1. Мезазойлық топ MZ
  2. Триастық топ T.

Триас қабаты пермдік шөгінділерге жатады. Жұмысқа сәйкес триас шөгінділері жоғарғы және төменгі бөлімдермен көрсетілген. Орта триастық шөгінділер берілген ауданда көрсетілмеген. Сонымен қатар төменгі триас веллужды және баскунчоктық топтардан тұрады. Литологиялық қатынас бойынша веллуждық топ екі қалыңдық арқылы көрсетілген (төменнен-жоғары) – құмтасты конгломерат және құмтасты-сазбалшық. Баскунчок тобы көбінесе сазбалшық, балшық жыныстармен көрсетілген. Жоғарғы триас үшін кен орында үш литологиялық қабаттар кіреді: (төменнен-жоғары). Құмтас алевролитті, сазбалшық-алевролитті, құмтас-сазбалшықты. Үлгілер осы ұңғымалардан алынған 68,66,63,77,65,64,21,13.

Кен орнының қимасында төрттік және пермотриастық шөгінділер ашылған. Литологиялық және өндірістік геофизикалық сипаттамаларынан шөгінділері Орталық және Шығыс Прорва кен орнының қимасымен ұқсас келеді. Бұл қимада терригендік шөгінділермен, құммен, сазбен, алевролиттің, конгломераттың, бор мен мергельдің алмасуымен сипатталады.

1.3 Ұңғы қималары бойынша анықталған кенорынның тектоникасы 

Орталық және Шығыс Прорва кен орны Оңтүстік-Ембі төбесінің переклималдық бөлігінің Оңтүстік – Батысында орналасқан. Орталық және Шығыс Прорва брахиантиклиналдық жәйілім түрімен сипатталады. Шығыс төбесі өте үлкен № 307 ұңғыма ауданында Оңтүстік қанатының Солтүстік-Шығыс учаскесі құрылымдық ұшымен көрсетілген, Солтүстік, Солтүстік-Шығысқа созылған, Орталық – Прорва төбесі брахиантиклиналдық. Оңтүстік-Батыс жәйілім арқылы көрсетілген. Көтерілу құрылысы құрылымдық картада көрсетілген, даттық, келловейдік қабат табаны бойынша және геологиялық профильдермен. Табан бойынша валанжин қабат құрылым изогипсі – 1990 м және осындай өлшемдері бар 15,5х7,75 км, тәртіп амплитудасы 70 метр.

Қанатының құлау бұрышы 20-тан аспайды. Табан бойынша төменгі келловейстік шөгінділердің жабық изогипстің құрылым өлшемдері: 2400 м 16х3, 75 км, амплитуда 90 м. Құрылым өлшемдері тереңдік бойынша өзгермейді. Амплитуда валанжин бойынша өзгермейді. Амплитуда бойынша 70 м-ге дейін көбейеді, ал төменгі келловей табаны бойынша 20 метрге дейін. Орталық  және Шығыс  Прорва құрылымы тұзды ядро қабатына жатады. Тұзды қабат тереңдігі 3289 метрге тең.

Орталық  Шығыс Прорва кен орны қуаты сулы жүйе болып саналады. Кен орынның жер асты сулары пермотриас, юра, бор және палеоген, төрттік тастарымен байланысты. Жалпы Каспий ойпатындағы Прорва кен орны Солтүстік – Шығыстан, Оңтүстік – Батысқа қарай суға қаныққан. Осы бағыттағы аймақтың жер асты суларының жылжуы басталады. Сулы аудандар Оралдың Оңтүстік таулы жағы және Мұғалджар (Солтүстік және Шығыс). Осы аудандағы сулы қабаттар бір-бірімен байланыс жүйесін құрайды. Тереңдігі бойынша гидравликалық байланыс төмендейді.

С.Нұржанов кен алаңы локальдық құрылымнан тұратын, брахиантиклинальды құрылымы барлық жаққа бағытталған. Прорва құрылымы Оңтүстік Ембі көтерілімінің солтүстік- батыс иірімінде орналасқан.

Басқа қабатқа қарағанда ең үлкен абсолюттік көрсеткіш минус 1925 метр.

С.Нұржанов құрылымының терең барлама бұрғылауы және геофизикалық жұмыстарының жүргізілуі нәтижесінде С.Нұржанов құрылымы брахиантиклинальды иірімдерден тұрады.

Көтерілім минус 25 метр изогипспен қоршалған, амплитудасы 25 метр. Қима өлшемі келловейлік қабат бойынша ұзын осі 8,5 км, қысқалығы 5,5 км.

Қабаттың шайылуы: апт, неоком, жоғары юра, төменгі юра, сеноман, пермотриаста байқалған.

Кеуектілік тек VIII1 жоғарғы юра горизонты (5ұңғ.38 үлгі) бойынша анықталған. Кеуектілік керн бойынша 14,7% (VIII2) – 23% (VIII3) аралығында өзгеріп отырады.

Кенорны қорларын есептеу барысында геофизиктердің берілгендері бойынша кеуектіліктің орташа мәні горизонттар бойынша  15,0%-тен (VI-T)  20%-ке (VIII2) дейін ауытқып отырады.

Ұңғылар бойынша геофизика берілгендерімен мұнай-газ қанығу 50%-тен  83%-ке ауытқиды, ал горизонттар бойынша орташа  57% – 72%.

С.Нұржанов  кенорнының өнімді горизонттар коллекторлары негізінен, керн бойынша орта және жақсы өткізгіштікті.  Кәсіпшілік берілгендерімен де осындай, тек VIII3 горизонт бойынша керн бойынша орташа өткізгіштік 123,7мд-ке тең, ал сынау нәтижесі бойынша 1,3-6,3мд.

VIII1 жоғарғы келловей горизонты. Коллектор құмдардан, құм тастардан тұрады. Жаңа ұңғылар есебінен ұңғылар бойынша жалпы қалыңдық 5-21,8м  аралығында өзгереді. Тиімді қалыңдық 3,6 м-ден 20,2 м-ге, ал газды қанығу орташа 10,1м  

VIII2.  орта келловей горизонты. Керн сұр әртүрлі түйіршікті құмнан және құм тастардан тұрады. Горизонттың жалпы қалыңдығы 8 – 15,6 м. Тиімді қалыңдық 3,6м – 13м аралығында ауысып отырады.

VIII1  жоғарғы келловей горизонты. Коллекторы құмды, құм тасты, сұр және күңгірт сұр, уақ және жұқа түйіршікті саздардан тұрады. Тиімді қалыңдық  3,6 – 20,2 м, ал газды қанығу орташа  10,1м  

VIII2.  орта келловей горизонты. Горизонттың жалпы қалыңдығы 8 – 15,6 м. Тиімді қалыңдық 3,6м-ден 13м-ге тең. Қайтадан қазылған ұңғылар есебінен мұнай қанығу қалыңдығы орташа 6,1- 0,8м аралығында.

VIIIтөменгі келловей горизонты.  Горизонттың жалпы қалыңдығы 21,6 м-ден 38 м-ге ауытқиды. Тиімді қалыңдық  2 – 26,8 м. Мұнай қанығу қалыңдығы орташа 4,75м-ден 1,2 м-ге бұрынғыдан артық.

VIII4 төменгі келловей, IX  бат, IX2 бат горизонттары.. Горизонттың жалпы қалыңдығы горизонттар бойынша сәйкесінше 12,4 – 27,6 м , 5,6 – 17,4 м. және 28 – 37,5 м аралығында, ал  тиімді қалыңдық  1,6 – 17,2м., 2,6 -14 м. және  3 – 31,2 м аралықтарында өзгеріп отырады.  

II-Т триас, III–Т триас, VIтриас горизонттары. Горизонттар бойынша жалпы қалыңдық 6,8м-ден 20,6 м.аралығында ауытқиды.

Өнімді горизонттардың бір тексіздігін сипаттайтын құмдақтылық коэффициенті 0,411-0,76 және  2,12-7,36 аралығында және де 1 – 12 аралық қабатшадан тұрады.

1.4 С. Нұржанов кенорыны мұнайының  газының және қабаттық суының физикалық қасиеттері

2002 жылы Батыс мұнай  лабораториялық зерттеу институтында Батыс Прорва кен орнының №319 ұңғымадан қабаттың және  мұнай, газ бетінің сынамасына зерттеу жүргізілді. Қабат мұнайының тығыздығы 0,7888 г/см3, бұрынғы алынған сынама тығыздығы (0,6947-0,7246г/см3). Қанығу қысымы 15,59 МПа, қабат қысымы 31,92МПа.Физикалық қасиетіне және газдың құрамына қарай мұнай қабаты әртүрлі. Мұнай қабатының тығыздығы 0,706 г/см3 құрайды. VІІІ2 қабатында 0,638 г/см3, VІІІ3 қабатында 0,649 г/см3, ІХ2 қабатында 0,689 г/см3 және ІІІ-Т қабатында 0,7360 г/см3. Мұнай қабатының тұтқырлығы 1,03-тен 1,65спз-ға тең, көлемдік коэффициенті 1,299-дан 1,492. Барлық мұнай қабаттары газға қанықпаған, юра горизонтында мұнай қабатының қанығу қысымы 15,8-19,6 МПа-ға тең, триастық горизонтта 17,8-21,4 МПа, юра горизонтында қабат қысымы 18-23,3 МПа, триастық горизонтта 26-32,2 МПа.

Қабат жағдайындағы мұнай горизонттарының физико-химиялық қасиеттерінің орташа көрсеткіштері 1.4.1 кестеде берілген.

1.4.1 кесте

Қабаттағы сұйықтың газдың құрамы және физико-химиялық қасиеті

 

Атаулары

Горизонттары
VІІІ2 VІІІ3 ІХ2 ІІ- Т IІІ-Т VІ-Т
а) Мұнай қабаты
Қабат қысымы, МПа 23,8300 24,5700 26,27 26,21 29,0600
Газға қанығу қысымы, МПа 19,5 19 17,8 19,6 18,6
Газдың құрамы, м3 195,2 261,01 201,88 184,5
Көлемдік коэффициент 1,481 1,692 1,464 1,2994 1,39
Мұнай қабатының тығыздығы, г/см3 0,706 0,649 0,689 0,736
Мұнай қабатының тұтқырлығы, МПа 1,65 1,03 1,51 0,62 1,26
Қабат температурасы, 0С 73 73 73 96 96,5
Газ тығыздығы, г/л 0,812 0,869 0,81
б) Су қабаты
Газ құрамы, м3
Күкірт сутегі, м3
Көлемдік коэффициент
Жалпы минерализациясы, г/л 241,74 243,606 238,34 244,992 258,84
Тығыздығы, г/см3 1,1615 1,1602 1,11591 1,1727 1,1727

Мұнай кен орындары қасиеттеріне қарай бір-біріне жақын орналасқан және парафиндік, шайырлы болып келеді.

Келловей горизонтындағы мұнайдың тығыздығы 0,8314 г/см3-0,9114 г/см3.

Парафин құрамы 0,9-6,77 пайыз, күкірт құрамы 0,15-1,5 пайыз, асфальтен 0,95-10,5 пайыз.Мұнай тұтқырлығы 200С-да 5,02-ден 200,9 спз.

Триас горизонтында мұнай тығыздығы 0,8222-0,8995 г/см3.

Мұнай тұтқырлығы 200С-да 3,8-16,985 спз. Күкірт құрамы 0,76-8,6 пайыз,  шайыр 10,1-31,7 пайыз және парафин 3,25-1,94 пайыз.

Газдандырылған мұнайдың физико-химиялық қасиетінің орташа көрсеткіші 1.4.2 кестеде көрсетілген.

Еріген газ VІІІ2, VІІІ3, ІІІ-Т, VІ-Т қабаттарында кездеседі. Газдың бастапқы компоненті метан болғандықтан, қабаттың орташа көрсеткіші 98,96 пайыз. ІІІ-Т қабатында (еріген газ) 90,44 пайыз, VІІІ4 қабатында (газдық горизонт) этан құрамы 2,75-6,54 пайыз, пропан 1,09-2,63 пайыз, бутан 0,13-1,23 пайыз.

Барлық суы жоғары минерализацияланған. Суы тұзды. Суында микроқышқылдардың түрлері бар: брон 149,56 мг/л, йод 4,28-108,1 мг/л, бор 20,59-117,6 мг/л және алюминий 5-90 мг/л, қабат суының үлес салмағы 1,1256-1,1889 г/см3, тұтқырлығы 0,584-0,630 МПа*с.

Судың физико-химиялық құрамы 1.4.2 кестеде берілген.

1.4.2 кесте

Еріген мұнай құрамы және физико-химиялық қасиеті

 

Атаулары

Горизонттары
VІІІ2 VІІІ3 ІХ2 ІІ- Т IІІ-Т VІ-Т
Тығыздығы, г/см3 0,8518 0,8660 0,8239 0,8300 0,8772 0,8884
Тұтқырлық, 200С-да 5,32 3,18 2,6 3,8 13
500С-да 2,7 2,05 1,16 5,14
Су температурасы, С -15 -18 -43 -15 -15 -5
Парафиннің балқу температурасы, С
Массалық құрамы, %
Күкірті 0,76 1,26 0,13 1,03 2 1,04
Күкірт қышқыл шайыры 10,1 31,7 4,47 8,5
Асфальтені 1 0,94 2,1
Парафиндері 3,25 1,94 1,9 1,7 1,5 2,9
Фракция көлемі, %
1000С дейін 5,1 15,5 7 6,5 5
1500С дейін 22,25 28 2,9 31,2 14,5 6
2000С дейін 34 40 41 50 24,8 17,5
3000С дейін 57,6 68 64 73 45,7 37,3

1.5 Кенорыны мұнайының, газының және конденсатының қорлары

С.Нұржанов  кен орнының мұнай, газ, конденсат қорларының 01.11.72 жылғы №6792 хаттамасын зерттеу есептеуі бойынша 6 юра қабаттарынан алынған.

Баланстық қордың бекітілген С1 категориясы: мұнай – 8166 мың тонна, ерітілген газ- 1493 мың.м2, бос газ- 16278мың.м3 және конденсат- 1367мың тонна құрайды.

Өткізілген іздеу-барлау жұмыстары бойынша өнімді қабаттардың шөгінді триас қабаттары ашылған (ІІ,УІ- триас қабаттары). 71 ұңғыманы бұрғылауда мұнай және газдың көлемдік әдістерін В+С1 категориясын 1.01.1986 жылы №1014 хаттамасы бойынша қаралған.

Бекітілген В+С1 категориясының қорында: мұнай- 23565,2 млн. тонна баланстық, 8139,6 млн.тонна алынған қор, еріген газдың теңгерімі—4989,9 млн.м2, 1692,7 млн.м3 алынған қоры, газдық- 17155,7 млн.м3, оның ішінде бос газы 1327,1 млн.м3, газдық шапкісі- 3728,6 млн.м3 құрайды (1.5.1 кесте).

ІІІ-Т қабатында, алынған қордың көлемдік коэффициентінің мұнай бергіштігі 0,606, берілген коэффициенті.

Мұнайдың орташа тәуліктік өнімі 11,10 т/тәу. 2008 жылдың 1-ші қаңтарында қабаттан 15 ұңғыманы пайдалануда 17,83 т/тәу. сұйықты, оның ішінде 60,0 т/тәу. 25 пайызы орташа сулы 3 ұңғыма фонтандауда (1.5.2-1.5.3 кестелер).

2005 жылы жоспар бойынша 58,27 мың тонна мұнай өндірілді. Ұңғыманы қайта бұрғылау нәтижесінде қабаттың геологиялық құрылымын есепке алуда изогипс конфигурациясы өзгеріп, аймағы кішірейтілген. Мұнай алаңы өскен.

ІІІ-Т қабатындағы қор өнімінде, мұнайлылық алаңы өлшенген және орташа өлшемді қабат қалыңдығы есептелген (1.5.4 кесте).

Мұнайлылық алаңы 5376 мың м2-ге, орташа өлшемді қабат қалыңдығы 0,6 м, мұнай-су аймағы 0,2 м өскен.

Мұнай және еріген газ ІІІ-Т қабатындағы қорларды қайта есептеуде, есептеу коэффициенті, мұнай шығару коэффициенті, мұнай тығыздығы және мұнай қабатының газдық құрамы 1986 жылғы алдын-ала бекітіліп зерттелген.

Алдын-ала зерттелген қорытындысы 1.5.2 кестесінде көрсетілген. ІІІ-Т қабатындағы басты қоры 19 пайыз өскен.

1.5.1 кесте

С.Нұржанов  кен орындарындағы есептеу параметрі, мұнай және еріген газ қорлары

Қабаттар Аймағы Категориясы Мұнайлылық алаңы Мұнайға қанығу

қалындығы орташа өлшемі

Коэффициенттер Мұнайдың тең игерімнің басты қоры, мың т. Мұнай шығару

Коэффициенті

 

Ашық кеуектігі Мұнайға қанығу Өлшемі
VIII2 ГН В 5230 4 0,20 0,57 0,675 1378,3 0,40
Н В 7740 7,6 0,20 0,57 0,675 3875,6 0,40
ВН В 6840 3,8 0,20 0,57 0,675 1712,6 0,40
Барлығы В 19810 5,3 0,20 0,57 0,591 6966,4 0,40
VIII3 ГН С1 7340 3,8 0,18 0,51 0,591 1322,4 0,20
ГНВ С1 2880 5,3 0,18 0,51 0,591 734,4 0,20
ВН С1 9040 3,05 0,18 0,51 0,591 1319,8 0,20
Барлығы С1 19260 3,66 0,18 0,51 0,591 3376,9 0,20
II-T Н В 8100 7,8 0,17 0,66 0,659 3877 0,30
ВН С1 9390 4,2 0,17 0,66 0,659 2420 0,30
В+С1 17490 5,87 0,17 0,66 0,659 6297 0,30
III-T Н В 6660 6,9 0,21 0,76 0,659 4287,6 0,50
ВН В 3190 3,2 0,21 0,76 0,659 952,4 0,50
Барлығы В 9850 5,7 0,21 0,76 0,659 5240 0,50
VI-T ГН С1 2510 2,8 0,15 0,62 0,659 377,4 0,10
Н С1 2440 6,2 0,15 0,62 0,659 823,7 0,10
ГНВ С1 1400 2,1 0,15 0,62 0,659 1693 0,10
НВ С1 2470 2,1 0,15 0,62 0,659 322,8 0,10
Барлығы С1 8820 3,5 0,15 0,62 0,659 16842 0,10
Қорытынды 0,659
Триас С1 0,117 9117
бойынша В 4104,2
барлық В+С1 13221,2
кен В 16083,8
орындары С1 7471,4
В+С1 23565,2

С.Нұржанов  кен орындарындағы есептеу параметрі, мұнай және еріген газ қорлары  (1.5.1 кестенің жалғасы)

Қабаттар Аймағы Басты шығару мұнай қоры, мың т. Мұнай өнімі 01.01.04 ж. Мұнай тығыздығы, г/см³ Мұнайдың қалындық қоры, 01.01.08 ж. Газдың құрамы, м³/т Еріген газ қоры млн, м³
Теңгерімі Өнім шығаруы Теңгерімі Өнім шығар білуы
VIII2 ГН 551,3 0,856 195 268,8 107,5
Н 1550,3 0,856 195 755,7 302,3
ВН 685,0 0,856 195 334 133,6
Барлығы 2786,5 2575,4 0,856 4390,9 211,1 195 1358,3 543,4
VIII3 ГН 264,5 0,883 261 345,2 69
ГНВ 146,9 0,883 261 181,7 38,9
ВН 264,0 0,883 261 344,5 68,9
Барлығы 675,4 362,2 0,883 3014,7 315,2 261 881,4 176,2
II-T Н 1163,2 0,83 208 806,5 242
ВН 726,1 0,83 208 503,4 151
1889,3 180,7 0,83 6116,3 1708,6 208 1309,9 393
III-T Н 2143,8 0,887 208 891,8 446
ВН 476,2 0,887 208 198,1 991
Барлығы 2620,0 3177,4 0,887 2062,6 557,4 208 1089,9 545,1
VI-T ГН 37,74 0,888 208 78,5 718
Н 82,37 0,888 208 171,3 7,8
ГНВ 16,03 0,888 208 171,3 3,3
НВ 32,3 0,888 208 63,1 6,7
Барлығы 168,4 76,3 0,888 1607,9 92,1 208 350,2 35,9
Қорытынды
Триас 3783,2 208 1917,7 991,1
бойынша 89,45 208 548,3 135
барлық 467,1 3376,0 9846,2 130,61 208 2530 1126,1
кен
орындары 6569,7 3254,9 1330,5
1569,9 1735 362,2
8189,6 6572 17193,2 1767,6 284 1984,9 1692,7

1.5.2 кесте

С.Нұржанов  кен орындағы ІІІ-триас горизонты және мұнайдың алдын-ала есептелген қоры, параметрі

 

Горизонт Аймақ Категориясы Мұнайлық алаң, т.м³ Мұнайға қонығуының орташа қолындығы, м Мұнайға қоныққан жыныстардың көлемі Коэффициенттері Мұнай тығыздығы, г/см³ Бастапқы баланстық қоры мың.т. Мұнай шығарылған өнім коэффициенті Бастапқы шығарылған мұнай қоры, мың.т. Мұнай өнімі 01.01.04 ж Қалдық мұнай қоры 01.01.08 ж. Газдың құрамы Еріген газдың бастапқы қоры,

млн м³

кеуектілі мұнайға конығу Өлшенгені Баланстық Шығарылған өнім Баланстық Шығарылған өнім
ІІІ-Т Н3 В 3759 7,6 28529 0,2 0,76 0,659 0,877 2662 0,5 1331 208 553,7 276,8
ВН3 В 11467 3,4 38575 0,2 0,76 0,659 0,877 3599 0,5 1800 208 748,6 374,3
В 15226 4,4 67104 0,2 0,76 0,659 0,877 6261 0,5 3130 318 3084 47 208 1302 651,1
Кен орны бойынша 24586 8050 6372 18214 2278 5202 1799

1.5.3 кесте

Табиғи газ қоры

Қабаты Қор

категориясы

Бастапқы баланстық

қоры

Аймағы
Мұнай-

газды

Мұнай-

газсулы

Газдысулы Газды Барлығы
VІІІ1 С1 Газдың, млн.м3 1315 4969,7 6284,7
Конденсатты, мың т 79
Газ құрамындағы компоненті,м3 773,7
VІІІ2 С1 Газ, млн.м3 576,2 803 1379,2
Конденсат, мың т 128,3
Газ құрамындағы конденсат,м3 169,8
VІІІ3 С1 Газдың, млн.м3 760,8 129,8 190,4 1081
Конденсатты, мың т 111
Газ құрамындағы компоненті,м3 146,9
VІІІ4 С1 Газ, млн.м3 744,7 1547,1 2291,8
Конденсат, мың т 181,1
Газ құрамындағы компоненті,млн м3 282,3
ІХ1 С1 Газ, млн.м3 333,9 1951 2294,9
Конденсат, мың т 142,7
Газ құрамындағы компоненті,млн м3 222,3
Бастапқы алынған газы, млн м3
Конденсат, мың т
ІХ2 С1 Газ, млн.м3 353,1 1387,5 824,5 2365,1
Конденсат, мың т 238,6
Газ құрамындағы компоненті,млн м3 385,7
VІ-Т С1 Газ, млн.м3 258 73,1 937,3 1264,8
Конденсат, мың т 118
Газ құрамындағы компоненті,млн м3 206,5
Бастапқы алынған газы, млн м3
Конденсат, мың т

1.5.4 кесте

Қабат қалыңдығының сипаттамасы

Қалыңдығы,м Атаулары VІІІ1 VІІІ2 VІІІ3 VІІІ4 ІХ1 ІХ2 ІІ-Т ІІІ-Т ІV-Т
Жалпы орташа,м 15,1 12,5 29,3 18,3 8,96 33,3 21,1 10,9 12,1
өзгермелі нұсқа
коэффициенті 0,15 0,36 0,13 0,81 0,24 0,063 0,15 0,25 0,2
өзгеру интервалы,м 5-21,8 815,6 21,6-38 12,4-27,6 5,6-17,4 28-37,5 16,4-29 6,8-20,6 8,8-18
Мұнайға қанықтылығы орташа,м 6,13 4,76 2,31 8,8 8,2 6,16
өзгермелі нұсқа
коэффициенті 0,83 0,75 0,9 0,21 0,2 0,54
өзгеру интервалы,м 0,8-11 1,2-14 0,5-4,2 0,8-18,5 3,6-13,6 3-11,5
Газға

қанықтылығы

орташа,м 10,4 4,9 4,97 6,14 5,52 8,3 8,4
өзгермелі нұсқа
коэффициенті 0,4 2,23 1,31 0,36 0,73 1,02 0,86
өзгеру интервалы,м 2,0-20 0,5-13 1,0-13 0,6-17,2 1,0-14 1,6-27,7 2,0-17
Тиімділігі орташа,м 11,6 7,6 9,8 7,7 6,02 14,2 8,7 8,3 8,6
өзгермелі нұсқа
коэффициенті 0,26 0,73 0,45 1,5 0,39 0,32 0,44 0,26 0,39
өзгеру интервалы,м 3,6-20,2 3,6-13 2-26,8 1,6-17,2 2,6-14 3,0-31,2 0,8-18,5 3,6-13,6 3,2-17,4

 

2 Технико-технологиялық бөлім 

2.1 С.Нұржанов кен орнының қазіргі жағдайы

С.Нұржанов кен орыны мен Батыс Прорва кен орыны мұнайды өңдеу және дайындау цехына жақын. Сондықтан ұңғымадан шыққан сұйықтық топтық өлшегіш қондырғысынан (ТӨҚ) өтіп мұнайды өңдеу және дайындау цехына барады. С. Нұржанов кен орынында 175 ұңғыма бар. Яғни қалған үш кен орындарының қосындысынан көп.

С. Нұржанов кен орынында 9 топтық өлшегіш қондырғысына (ТӨҚ 1-7, АСМА 8-9) бар. АСМА бұл топтық өлшегіш қондырғысының электронды түрі.

Батыс Прорва кен орны, Досмұхамбет кен орны, Ақтөбе кен орны, С.Нұржанов кен орнынан келген сұйықтық мұнайды өңдеу және дайындау цехына келеді.

2.1.1 кесте.

Мұнайды өңдеу және дайындау цехына мінездеме

Атауы Өлшемі Мәні
1 Іске қосылған жылы Жыл 1995
2 Қуаты
-мұнай т/тәулік 3,0 млн
-газ м3/тәулік 500 млн
3 Аумағы м3 140000
4 Резервуар паркі м3 42000
5 Жұмысшылар саны Адам 23
6 Дайындау түрі Термохимиялық
7 Сапасы Группа МЕСТ 51588-2002
8 Шығыны Теңге 1157,4

 Мұнайды өңдеу және дайындау цехына келген сұйықтық мұнай және газ сеператорларына келеді (2.1.1 кесте). Осы жерден мұнай және газ сұйықтыққа және газға бөлінеді. Сосын газ газ сеператоры арқылы қысымы реттеліп, газ факелге немесе керек жараққа пайдаланылады. Мұнай және газ сеператорларынан шыққан сұйықтық мұнай мен суды айыру сеператорынан өтіп, суға және сұйықтыққа бөлінеді. Мұнай РВС-3,6 резервуарына насос НБ-125 көмегімен барады. Одан шыққан мұнай пешке ПТ-16 барып 65-70 градусқа қыздырылып сеператорынан тазартылып өтіп,  РВС-5,7 резервуарына насос НБ-125 көмегімен барады.

Прорва кен орынан шыққан дайын мұнай 54 км мұнай құбырында 100 атмосфералық қысымда айдалады. Прорва кен орынының 2010.01.01 есептелген қоры – 19803,5 мың. т. (С. Нұржанов – 15925,5 мың. т., Батыс Прорва – 2009,8 мың.т., Ақтөбе – 558,8 мың.т., Досмұхамбетов – 1309,3 мың.т.). 2010 жыл, ал жоспарланған мұнай өндіру – 580000 т., соның ішінде С. Нұржанов – 40000 т, Батыс Прорва – 85000 т, Ақтөбе – 31000 т, Досмұхамбетов – 64000 т.

Мұнайға қаныққандық коэффициенттері – 0,51 – 0,67, газға қаныққандық коэффициенттері – 0,44-0,64. 7 мм-лік штуцерде 11 – 144,4 мың м3/тәулік. Газ шығымдары 7 мм-лік штуцерде 18,1- 85 мың м3/тәулік. Газдық фактор 105,6 – 261 м33 болады. Бастапқы қабаттық қысым 23,6-34,9 МПа, температурасы 73-960С. Мұнайдың тығыздығы 823 – 899 кг/м3. Мұнайдың құрамында 0,33 – 1,46 % күкірт, 2,05 – 4,22 % парафин, 15,66 % смолалар, 1,12 % асфальтендер бар. Газдың құрамы: метан 90,3 – 90,93 %, этан 3,34 – 4,13%, пропан 1,36 – 1,64 %, изобутан 0,83 – 1,05%, пентан және жоғарғылар 0,42 – 0.46 %, азот және сирек газдар 1,74 – 1,795, гелий 0,01 – 0.0016%, күкіртсутек 0,01%, көмірқышқылгазы 0,26 – 1,72%. Тұрақты конденсаттың газдағы бастапқы мөлшері 79 – 93 г/м3. Конденсаттың тығыздығы 755 – 758 кг/м3. Конденсаттағы күкірт мөлшері 0,11%. Иірімдердің режимі суарынды және сусерпімді газдарынды. Хлоркальцийлі қабат суларының тығыздығы 1132 – 1209 кг/м3, минералдылығы 198,57 – 307,61 г/л.

2.2 Кен алаңын жөндеудің жобалау деректері

Пайдалану қорының техникалық жағдайын талдауды жүргізу және терең сораптарға әртүрлі фактордың әсер етуінен, барлық терең сорапты ұңғымаға геолого-техникалық өндірістік материалдар жиналған. Жобада терең сорапты жабдыққа тербелмелі қондырғы түрі НСВ-1-38, НСВ-1-43,  НСНГ-56, НСНГ-68 ұсынылған.

Кен алаңында 6 түрлі тербелмелі қондырғы жабдықталған: 11 ұңғыма СК-6 тербелмелі қондырғымен, 5 ұңғыма СКД-8, 7 ұңғыма ПШГН, 3 ұңғыма СК-8.

Жоба бойынша жасап тұрған ұңғымаларға өнімі 5-10 т/тәу сорап түрі НСВ-1-38, өнімі 10-20т/тәу НСВ-1-43, өнімі 20-30 т/тәу НСНГ-56, өнімі 30-50 т/тәу  НСНГ-68 ГОСТ (МЕСТ) 6444-78 түрлері сияқты сораптар қолданылады.

Жоба бойынша сорап диаметріне байланысты терең сорапты 1000-1200 метр тереңдікте түсірген. Нақты терең түсірілген сорап көрсеткіші 440-3161 метр.

Терең штангілі сорапты жіберу оның диаметріне байланысты  сорапты пайдалану жоғары диаметрде (70-95мм) шек қойылған, ал жоғарғы тереңдікте және төмен ұзындық жүрісінде, тіпті төмен диаметрдеде сораппен жұмыс жасау мүмкін емес.

Жүріс санының өсуінен, плунжер өлшемі де өсуі мүмкін. Терең сораптың диаметрін және жіберу коэффициетін ұңғыма өніміне байланысты анықтайтын терең сорап жұмысын талдайтын 2.2.1 кестеде көрсетілген. Осы кестеге байланысты 15 ұңғыма 0,1-0,4 жіберу коэффициентімен жұмыс жасайды, 11ұңғыма қалыпты жіберу коэффициентімен 0,4-0,8, ал жоғары жіберу коэффициентімен 3 ұңғыма жұмыс жасап тұр.

2.2.1 кестеде пайдаланылған коэффициент және ұңғыманы пайдалану қорлары көрсетілген. Кестеде көрсетілгендей 2000-2001 ж.ж. коэффициент көрсеткіштері төмен, себебі әрекетсіз қорлар санының көптігінен.

2.2.1 кесте

Ұңғыма қорларының пайдалану және пайдаланылған коэффициенті

Көрсеткіш жылдары 2003 2004 2005 2006 2007 2008
1 Ұңғыма қорының пайдаланылған коэффициенті  

0,976

 

0,51

 

0,928

 

0,951

 

0,976

 

0,928

2 Ұңғыма қорының пайдалану

коэффициенті

 

0,827

 

0,952

 

0,957

 

0,968

 

0,758

 

0,890

2.3 Кен алаңын әзірлеуді талдау 

Механикалық ұңғыма қорын талдауда көрсетілгендей: ұңғыманы 20-70 пайыз жетістіктермен фонтандау тоқтатылған, 1981 жылдан бастап 1999 жылға дейін. Фонтандау тоқтамастан бұрын №94  ұңғымадағы  мұнай өнімі 4 т/тәу-35 т/тәулікке дейін, сұйық өнімі 4,5-50 м3/тәу дейін жеткен.

Өндіруді механикалық әдіске көшіргенде, өнімнің сулануы 100 пайызға өскен.

Талдауға 14 ұңғыма (№57, 69, 84, 90, 91, 96, 60, 89, 87, 92, 73, 61, 311, 322) берілген. Өндірудің механикалық әдісінде ұңғыманың орташа өнімі мұнай бойынша 7,42 т/тәу және сұйық өнімі 29,0 т/тәу құрайды.

С.Нұржанов кен алаңындағы штангілі терең сорапты ұңғыма өнімділігін арттыру тиімділігін қолдану, ұңғыманың механикалық әдіс жұмысымен талданады:

  • бөтен суларды айыруда пакерді қолдану;
  • кен алаңының геолого-физикалық шарты бойынша зиянды әсер етуші газдармен күресуде газдық якорьді қолдану;
  • терең сорапты қондырғыларды қолданудағы жүйені бақылау;
  • штангілі терең сорапты оңтайлы қолдануды гидродинамикалық зерттеу;
  • штангалық, сыртқы тепкіш және бұрандалы сорап қондырғыларын таңдау және режимдеріне жаңа жүйелер енгізу;
  • ұңғыма сипаттамасын,өнімін, керекті қысымын және пайдалану бағанының диаметрін батырмалы ортадан тепкіш электрлі сораптармен қолдану;
  • қабат өнімділігін және мұнайлылығын арттыруды өңдеу және қабатқа ықпал жасау технологияларын енгізу.

2.3.1 кесте

С.Нұржанов кен орындағы 2003-2008 жылдардағы геолого-техникалық шаралардың орындалуы

Шаралардың аттары 2003 2008
жоспар нақты тиімді жолы нақты мерзім қосымша

жоспар

нақты өңдеу ұңғыма саны нақтылы тиімді жолы нақты

мерзім

қосымша нақты өңдеу
1 Уақытша тоқтатылған ұңғыманы жүргізу
2 Сыналған

сұйықты жылдамдату

8 89, 96, 308, 82, 88, 54 1 0,1 223, 6 187 4 81, 32, 293,

189, 308, 336

0,6 1,3 198,8 267,8
3 Әрекетсіз

ұңғыманы іске қосу

1 5 1450 2 302 10 1 765 89
4 Механикалық өндіруге ауыстыру 1 2 398 2 336, 324 4 1 794 5
5 Қабат суын айыру 1 2 405
6 Қолданыстағы қорды күрделі жөндеу 8 336,82 9 793
7 Бұрғылауды

іске қосу

1 336 15 20 2280 770
8 Бағанның

техникалық жағдайы

4 60, 85,

82, 302

1
9 Ұңғыманы жуу  

 

10 Ұңғыманың түп аймағына әсер ету 5 336, 68, 318, 306 5 4,1 1358 283,7
11 Қосымша тесу 303, 61, 315 2 790
12 Бұзылуды жою, айыру 7 5 230
13 Барлығы 15 18 23 22,1 435,6 578,7 24 22 40,6 7,4 5383,8 645,5

2.4  Кен алаңындағы ұңғыма қорын талдау

Кен алаңындағы обьектілердің пайдалану ұңғымаларын бұрғылау 1979-1981 жылдары жүргізілген. Жаңа ұңғымаларды бұрғылаудың жобасының саны 30 бірлік, оның ішінде 2 ұңғыма бұрғыланған (№332, 336). №332 ұңғыма бұрғылау процесіндегі техникалық себептерге байланысты жойылған.

С.Нұржанов кен орнында 1.01.2008 жылы барлығы 80 ұңғыма бұрғыланған, соның ішінде  №11, 19, 22, 24, 25, 30, 41, 45, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 57, 58, 59, 61,  барлама бірлік саны 21, ол ұңғымалар  №23, 28, 46, 57, 60, 62, 63, 70, 71, 72, 73, 74, 75, 76, 77, 78, 79, 80, 81, 82, 83, 84, 85, 86, 87, 88, 89, 90, 91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98, 99, 301, 302, 303, 304, 305, 306, 307, 308, 309, 311, 313, 315, 317, 318, 319, 320, 321, 322, 323, 324, 325, 336 пайдалануды бағалау ұңғымалары 60. Оның ішінде бүгінде геологиялық себептермен  (№19, 22, 46, 47, 332, ІІ обьект, №23, 28, 46, 48, 56, 58, 63-VІІІ обьект) ұңғымалары жойылған. Ұңғыма қорының өнімі 42 бірлікті құрайды, оның ішінде жұмыс жасап тұрған қор 39 ұңғыма (ІІ обьектіде – 2 бірлік, ІІІ обьектіде – 3 бірлік, VІІ обьектіде – 4 бірлік, VІІІ обьектіде – 14 бірлік), оның ішіндегі 10 ұңғыма фонтандық әдіспен жұмыс жасап тұр, 26 ұңғыма терең сораппен жұмыс жасайды, 23 ұңғыма уақытша тоқтатылған, олар газдық режимде жұмыс жасаған, сондықтан газдық өндірісті ұйымдастыруға дейін ұңғымаларды уақытша тоқтату керек болды.

Жойылуды күтіп тұрған 2 ұңғыма (№76, 309) бар. Фонтанды ұңғымадағы орташа ағым 21 т/тәулікті  мұнай бойынша құрайды, сұйық бойынша 32 т/тәулік. Терең сорапты ұңғымадағы мұнай өнімі 20 т/тәулік, сұйық өнімі 21 т/тәулік. Кен алаңы бойынша орташа мұнай өнімі 5,9 т/тәулік, сұйық өнімі 14,1 т/тәулік.

Ұңғыма қорын талдау жағдайына байланысты, кен алаңы бойынша нақты қор көрсеткішінен жоспар көрсеткіші 6есеге аз немесе төмен екенін көрсетеді.

Қорытынды бойынша 1988 жылы жоспарда 28 ұңғыма бұрғыланбай қалған, оның ішінде 7 бірлік – ІІ обьект бойынша (№100, 101, 102, 103, 104, 105, 106), 21 бірлік- VІІ обьект бойынша  (№ 330, 333, 334, 335, 337, 338, 339, 340, 341, 342, 344, 346, 347, 348, 349, 350, 352).

Кен орыны қабат қысым ұстаудағы табиғи режим бойынша игерілуде, жоспар бойынша қабат қысымын бірқалыпты ұстау қарастырылмаған.

Төменде ұңғыма қорының әрбір обьект бойынша игеру немесе пайдалану сипаттамасы қарастырылған.

І обьект (VІІІ1J жоғарғы келловей газды горизонты) пайдалануға берілмеген, себебі обьектіде жазда жинау және тасымалдауы жоқ болғандықтан ІІ обьект (VІІІ2J орта келловейлі мұнай газды горизонт).

Бұрғылау 1978 жылдан басталған. 42 ұңғыма бұрғыланған, оның ішінде жұмыс жасап тұрғаны 21 ұңғыма, 18 ұңғыма тоқтап тұр, себебі газдық факторы жоғары болғандықтан. №47 ұңғыма геологиялық себептерге байланысты жойылған, №332 ұңғыма пермотриастық шөгінділермен жоспар бойынша тереңдігі 3350 метр бұрғыланған.VІІІ2 юра горизонтында №72, 85 ұңғымалары жоғарғы сулылығымен байқалған. 4 ұңғыма фонтандық әдіспен мұнай өнімімен

14,5 т/тәулік, 36,8 т/тәулік сұйық бойынша, 16 ұңғыма механикалық әдіспен, 0,9т/тәулік мұнай өнімін, 5,5 т/тәулік сұйық өнімі алынуда, №97 ұңғыма әрекетсіз жағдайда, ал №76 ұңғыма жойылғалы тұр.       ІІІ обьект (VІІІ3J төменгі келловейлі мұнай газды горизонты) 1979 жылдан бері игерілуде, 6 ұңғыма бұрғыланған №19, 22, 30, 70, 99, 91, оның ішінде жұмыс жасап тұрған №70, 91 екі ұңғыма ,қалған ұңғымалар геологиялық себептермен жойылған. №70 ұңғыма фонтандық әдіспен 19,6 т/тәулік мұнай өнімін 20,7 т/тәулік сұйық өнімін алып тұр. №91ұңғыма механикалық әдіспен 0,1 т/тәулік мұнай сулы 99 пайыз өнім беріп тұр. №99 ұңғыма әрекетсіз. 1988 жылғы берілген жалпы жоспар бойынша ұңғымалар №100, 101, 102, 103, 104, 105, 106 бұрғыланбай қалған. ІVобьект  (VІІІ4 J келловей газды горизонты) игеруге берімеген. ІV обьектідегі жобалау және резервтегі ұңғыма ІІІ- триас горизонтында бұрғыланды.

V-VІ обьекті (ІІ,VІ-триастық горизонты) VІІ обьект (ІІ,VІ триастық горизонты) 1977 жылдан бастап игерілуде.VІІ обьектіде 5 ұңғыма бұрғыланды, фонтандық әдіспен №302 ұңғыма терең штангілі сораппен жұмыс жасауда. Обьект бойынша бір ұңғыманың орташа өнімі 0,21 т/тәулік. мұнай бойынша, 2,35 т/тәулік сұйық бойынша.

ІІ-триастық горизонтты игеру 1978 жылдан басталып, 3 ұңғыма бұрғыланған. Горизонтта қазір 2 ұңғыма жұмыс жасап тұр(№302, 303). Бес ұңғыма №53, 305, 306, 336, 324 ІІ, ІІІ гортзонттармен игерілуде. Бір ұңғымадан орташа мұнай өнімі 0,30 т/тәулік, сұйық 3,47 т/тәулік.

VІ триас горизонтында 1978 жылдан бұрғылануда және 2 ұңғыма бұрғыланған. Горизонт №54 бір ұңғыма фонтандық әдіспен пайдалануда.

VІІІ обьект (ІІІ-триастық горизонт). ІІІ триас горизонты 1977 жылдан бастап ұңғыма қайта бұрғыланған және 27 ұңғыма бұрғылануда. 15 ұңғыма игерілуде (№51, 61, 301, 304, 305, 306, 308, 311, 318, 320, 322, 323, 324, 336), оның ішінде 5 ұңғыма №53, 305, 306, 336, 324, ІІ триаспен пайдалануда.

Бір ұңғыма бойынша мұнай өнімі 11 т/тәулік құрайды, сұйық өнімі 17,8 т/тәулік. Мұнай фонтаны 29,7 т/тәулік, сұйықпен 40,2 т/тәулік, 0,48 т/тәулік және 3,35 т/тәулік механикалық әдіспен алынуда.

Мұнай және сұйықтың мұнай өнімі фонтандық және терең сорапты қорлармен бұрғыланған ұңғыма қорларының жағдайы 2.4.1 кестеде келтірілген.

Қорлары Категориясы Ұңғыма саны Барлығы кен алаңы бойынша
ІІ обьект ІІІ обьект VІІ обьект VІІІ обьект
1 2 3 4 5 6 7 8
1 Бұрғыланған басқа горизонттан алынғаны  

42

 

6

 

5

 

27

 

80

Барлығы 21 3 4 14 42
Соның ішінде жұмыс істеп тұрғаны

Одан:фонтандық

ШТСҚ

қарапайым

әрекетсізі

тоқтап тұрғаны

жойылуға дайын тұрғаны

 

20

 

4

14

2

1

18

1

 

2

 

1

1

 

1

 

4

 

2

1

 

1

1

 

13

 

3

10

1

 

4

1

 

39

 

10

26

3

3

23

2

2 Бақылау Пьезометрлік
 

3

Жойылған ұңғымалар геологиялық себептермен  

2

 

3

 

8

 

13

техникалық себептермен

2.5 Жобалау және нақты дерек көрсеткіштерін салыстыру

Терең штангалық сорапты өнімнің төмендеуінің себебі сұйық өнімінің 100 пайызға сулануынан болады. Мұнай және сұйық дебитінің төмендеуі ұңғымалардың газдық факторының өсуінен (№45, 48, 50, 52, 55, 71, 77, 80, 81, 82, 83, 86, 93, 95). №25, 41 ұңғымалардан газдың пайда болу процесі байқалған. Осыған байланысты барлық 18 ұңғыма газ өндірісі ұйымдастырылмас бұрын уақытша тоқтатылған. Ал 5 ұңғыма №307, 313, 317, 320, 321 ұңғымаларын талдауға берілген.

Жоспар бойынша максималдық мұнай өнімінің деңгейі 387 мың тонна, егер 75 ұңғыма жұмыс жасап тұрған кезде, 150 мың тонна, нақты жылдық көрсеткіш бойынша, яғни жоспардан 239 мың тонна төмен көрсетілген (2.5.1 сурет). Сұйық өнімі 225 мың тонна жоспар бойынша 651 мың тонна төмен екенін көрсетеді.

Жоспарлық және нақты дерек көрсеткіштерін салыстыру мақсатында мұнай өнімінің жылдық көрсеткішінің 8,5 пайыз төмендегенін, 42 ұңғыманың жұмыс жасап тұрғанда сұйықтың 36 пайызға төмендегенін байқаймыз. 

Осы талдауға қарап, нақты дерек көрсеткішінің жоспар көрсеткішінен төмен екендігін көруге болады, осыған себеп бұрғылаудың уақытында болмағаны және жаңа ұңғымалардың енгізілмегені жатады. Әсіресе ІІІ обьектідегі төмен сұрыпталған бұрғыланбаған 2 ұңғымадан басқа, VІІІ обьектідегі 28 ұңғыманың бұрғыланбағаны байқалған.

Бұл өнімнің төмендігін және ұңғыма қорының механикалық жағдайының нашар екенін көрсетеді. Бұл пайдалану ұңғымасының қиындағанын, техникалық жағдайының, яғни сораптың нашар жұмыс жасауынан болған. Кен алаңындағы обьекті және горизонттағы игерілген мұнайдың, сұйықтың және

ұңғыма қорының динамикалық көрсеткіші 2.5.1 кестеде берілген.

2.5.1 кесте

С.Нұржанов кен орыны бойынша игерудің динамикалық көрсеткіші

Көрсеткіштер Өлшем бірлігі Жылдары
2003 2004 2005 2006 2007 2008
1 Мұнай өндіру мың.тн 109,7 112,0 95,98 91,600 87,140 87
2 Мұнай өндіру жиынтығы мың.тн 5898,31 6010,31 6106,3 6197,89 6285,03 6372,03
3 Сұйық өндіру мың.тн 206,2 227,2 194,98 195,1 178,71 206,6
4 Сұйық өндіру жиынтығы мың.тн 6856,4 7083,63 7278,6 7473,62 7652,33 7858,93
5 Орташа жылдық сулануы % 46,8 50,7 50,8 53 51,2 57,9
6 Өндірілетін ұңғыма қоры Бірлік 42 41 42 41 42 42
7 Мұнайдың орташа өнімі т/тәу 7,46 7,80 6,53 6,38 5,93 5,92
8 Сұйық бойынша орташа өнім т/тәу 14,03 15,83 13,26 13,59 12,16 14,05
9 Өнім өндіру қоры % 72,5 73,8 75 76,1 77,2 78,3
10 Мұнай шығару коэффициенті % 0,250 0,255 0,259 0,263 0,267 0,270
11 Газ өндіру млн.м3 37,2 36,9 29,2 29,2 29,4 24,7
12 Газ өндіру жиынтығы млн.м3 1922,5 1959,4 1988,6 2017,8 2047,2 2071,9
13 Газдық фактор м3/тн 339 329 304 319 337 284

         2.5.1  Қабат күшінің жағдайын талдау 

С.Нұржанов алаңының мұнай және газ кенінің сыртқы аймағы және қабаттарының суға қаныққандылығы байқалған.

С.Нұржанов кенорнының мұнай және газ кендері созылмалы су арынды режиммен жұмыс жасайды. Кен орнының қабаттары бастапқы жоғары қысыммен (24,6-36,3МПа) сипатталады және мұнайдың өте кіші меншікті салмағымен (0,8239-0,8639 г/см3) салыстырылады.

Бұл қабат жағдайындағы мұнайдың жоғарғы суға қанықтылығын (120-220м33) көрсетеді.

VІІІ2 қабатындағы бастапқы қабат қысымы 26,2 МПа құрайды. 1.01.85 жылы келтірілген қорды есептегендегі қысым қанықтылығы 19,5 МПа-ға тең. 1.01.90 жылы қабат қысымы 19,0 МПа, түп қысымы-17,9 МПа құрайды, яғни бұл дегеніміз бастапқы газдың шығуын көрсетеді.

1.01.97 жылы қабат қысымы 2002 жылғымен салыстырғанда қабат қысымы төмендеген 1,8 МПа-ға, яғни ол қазір 17,2 МПа құрайды, қысым қанықтылығы 2,3 МПа-дан төмен. Қабат және түп қысымдарының 7 МПа-ға дейін түсуі, ұңғыманың тез сулануынан болады. Қысымның түсуі газдық фактордың 1200м3 дейін өсуіне және ұңғыма өнімінің төмендеуіне әкеліп соқтырады. 1997 жылдан бастап қысым 22 МПа-ға көтерілген, қазір осы уақытқа дейін бір қалыпта тұр.

VІІІ2 қабатын игеруде қабат қысымы 0,4 МПа төмендеген, ұңғымадағы кен қысымы қанығу қысымынан 2,2 МПа-ға   төмендеді.

ІІІ- триастық қабат бойынша бастапқы қабат қысымы 33,8 МПа құраса, 1.01.85 жылы қорды есептегенде қанығу қысымы 19,6 МПа болған. Қабат қысымының төмендеуі газдық фактордың өсуіне және ұңғыма өнімділігінің төмендеуіне әкеліп соқтырады. Мысалы: №51 ұңғымадағы мұнайдың бастапқы өнімі 339 т/тәулік, газдық факторы 150 м3/т, одан әрі қарай мұнай өнімі 16,5т/тәулік төмендеген, ал газдық факторы 450 м3/т құрайды.

1.01.90 жылы қабат қысымы 27,9 МПа, түп қысымы 26,9 МПа-ға тең, ал 1.01.1992 жылы қабат қысымы Рпл=30,9 МПа, түп қысымы Рзаб=25,9 МПа, 1.01.2000 жылы кабат қысымы Рпл=30,9 МПа түп қысымы Рзаб=28,1 МПа, 1.01.2003 жылы қабат қысымы 30,0 МПа құрайды.

ІІІ-триастық қабатта игеру қысымы 3,8 МПа төмендеп, ұңғыманың түп қысымы 1,3 МПa-ға жетті. Соңғы жылдары  зерттеу жұмыстарының дұрыс жүргізілмегендігінен, қабат күшінің жағдайы толықтай талданбаған.

          2.5.2  Мұнай газ және судың сипаттамасы 

С.Нұржанов кен алаңы 1978 жылдан бастап игеріле бастады. Кен алаңындағы 2004 жылы 1-ші қаңтарынан бастап 6372 мың тонна мұнай өнімі алынып, 7858, 9 мың тонна сұйықтық,  газдық факторы 284 м3/тонна алынды.

Мұнайдың жылдық өнімі 87 мың тонна (оның ішінде 90, 5 пайыз фонтандық әдіспен), сұйықтық 206,6 мың.т және 24,7 млн.м3 ілеспе газ өндірілген.

Кен алаңындағы бір ұңғыманың орташа өнімі 5,92 т/тәулік мұнай бойынша, сұйық өнімі 12,9 т/тәулік.

Кен алаңын әзірлеуде фонтандық және терең сорапты әдістер пайдалануда. Кен алаңы бойынша мұнай өнімінің нақты дерек көрсеткіші

бірінші төрт, бес жылға өскендігін көрсетеді, яғни мұнай өнімінің 595,9 мың тонна, 619 мың тонна сұйықтықтың, сулануы 3,7 пайыз, содан кейін қайтадан түсуі.

1981 жылдан бастап мұнай өнімінің жылдық төмендеу көрсеткіші ұңғыманы игеруді фонтандық әдістен механикалық әдіске көшуімен түсіндіріледі, бұл сулану өнімінің өсуін көрсетеді, обьектіге ұңғыма енгізудің

кешігуін көрсетеді. 1990-1995 жылдары кеналаңындағы мұнай өндіру шиеленісе бастады. Осыған байланысты ұңғыма қорының құрылымы өзгерді, осы жылдары пайдалану қоры 42 бірлікті, қолданыстағы қор 30 бірлікті құрады.

2.6 Технологиялық тиімділік әдістерін реттеуді талдау 

С.Нұржанов кен алаңындағы игеру процесін реттеудің басты мақсаты жоспар шешімін орындау, егер мұнай өнімі және өнім өндіру қоры жоспар деңгейіне дейін орындалса. Жоспар деңгейін және шешімін реттеуде мынадай жұмыстар орындалуы тиіс:

1.Ұңғыманың жоспарлық берілуі. Кен алаңында 1988 жылы жоспар бойынша 30 ұңғымадан 28 ұңғыма бұрғыланбаған.

ІІІ – обьектідегі жоспар бойынша 7 ұңғыма бұрғылануға берілген (№100, 101, 102, 103, 104, 105, 106), VІІ – обьектіде 23 ұңғыма, оның ішінде 20 бұрғыланбаған (№330, 333, 334, 335, 337, 338, 339, 340, 341, 342, 344, 346, 347, 348, 349, 350, 352, 325, 327, 343).

2.Қабатты айыру және бөгде суларды ұңғыманың сулануы мақсатында ұңғыманың түп аймағын өңдеуде геолого – техникалық шаралар жүргізу.

3.Іске қосылып тұрған ұңғымалардың және суланған ұңғымалардың, әсіресе 5 ұңғыманың (№60, 61, 69, 73, 322) мұнайға қанығу интервалын қосымша тесу, игеру алаңын өсіру.

4.5 ұңғымада (№73, 84, 87, 89, 91) қабатты гидрожаруды өткізу.

5.Бөгде суларды айырудағы пакерді қолдану.

6.Зиянды әсер етуші газдармен күресуде геолого-физикалық шараларда газдық якорьді қолдану.

7.Екі горизонт бойынша мұнай қорын статикалық әдіспен есептеуді жүргізу.

8.Түрі НДВП-43/32 жаңа терең сорапқа арналған газдық факторы жоғары сұйықты айдап шығаруды өнеркәсіптік сынауды жүргізу.

9.Берілген кен алаңын игеру процесінде жұмыс жасап тұрған ұңғымадағы қабаттың түп аймағының өнімділігінің төмендегенін байқаймыз. Бұған себеп ұңғыманың түп аймағының төмендеуі жұмыс жасап тұрған ұңғыманы қатты ластанған технологиялық сұйықтармен тұншықтыру, саздардың ісінгіштігі, қабатқа ластанған мұнай өнімдерін айдау.

10.Мұнайды асфальтты шайырлы және парафинді қосылыстардан және тұзды химиялық қосылыстан сақтау.

11.Кен алаңындағы барлық іске қосылған ұңғымалардың шегендеу және пайдалану бағандарын сапасыз цементтеу, цементті бағаннан сағаға дейін

толықтай көтермеу тиімсіз жұмыс болып есептеледі. Сондықтан баған тастарын сапалы цементтеуді қадағалау керек.

Бұл үшін пакерді қолдану арқылы пайдалану бағанына арнайы тесіктер арқылы цемент құю және қысым арқылы цемент құюды өткізу.

Пайдалану бағанын 1-2 метр интервалда жанынан тесу керек. Арнайы тесілген және каналдары жанынан тесілген құбырлардың ара қашықтығын таңдап алады, егер оған пакер орнатылатын болса. Содан кейін сорапты-компрессорлық құбырға пакер түсіріледі.

2.6.1 кесте

С.Нұржанов кен орнының жоспарлық және нақты көрсеткіштерін салыстыру

Көрсеткіштері жалпы/нақты Өлшем бірлігі Жылдары
2003 2004 2005 2006 2007 2008
Мұнай өндіру мың.тн 212,6

109,7

177,6

111,9

154,4

96,0

135,6

91,6

113,9

87,1

95,1

87,0

Мұнай өндіру жиынтығы мың.тн 7302,6

5898,3

7480,2

6010,2

7634,6

6106,2

7770,2

6197,8

7884,1

6274,9

7919,2

6371,9

Сұйық өндіру мың.тн 475,3

206,2

429,9

227,2

396,7

195,0

667,5

195

333,3

178,7

298,3

206,6

Сұйық өндіру жиынтығы мың.тн 9906,4

6856,5

10336,3

7083,7

10733

7278,7

11100,5

7473,7

11433,8

7652,4

11732,1

7859

Орташа жылдық сулану % 55

47

59

51

61

51

63

53

66

51,2

68

57,8

Өндірілетін ұңғыма қоры бірлік 63

42

60

41

55

42

53

41

52

42

48

42

Мұнайдың орташа өнімі т/тәу 9,64

7,46

8,46

7,80

8,02

6,53

7,31

6,38

6,26

5,93

5,66

5,92

Сұйық бойынша орташа өнім т/тәу 21,56

14,03

20,47

15,83

20,61

13,27

19,81

13,59

18,31

12,16

17,76

14,05

Мұнай шығару коэффициенті % 25,40

2,77

26,93

5,26

30,57

4,72

36,71

4,72

44,58

4,70

50,29

4,22

Өнім өндіру

қоры

% 90

72,5

92

73,8

94

75,0

95

76,1

97

77,2

98

78,3

Өнім алу коэффициенті бірлік 0,310

0,250

0,317

0,255

0,324

0,259

0,330

0,263

0,335

0,267

0,339

0,270

Газ өндіру мың.м3 0,07

37,2

0,060

36,9

0,050

29,2

0,043

29,2

0,039

29,4

0,033

24,7

Газ өндіру

жиынтығы

мың.м3 2,57

1922

2,63

1959

2,68

1988

2,72

2018

2,76

2047

2,80

2072

Газдық фактор м3/тн 0,329

339

0,338

330

0,324

304

0,317

319

0,342

337

0,347

284

Төменде іске қосылған ұңғыма өнімін қалпына келтіру мақсатында жаңа технологияларды қолдану көрсетілген:

  1. Қышқылдың беттік-активті құрамы. Бұл қышқылмен өңдеудің тұзды және саз қышқылымен өңдеуден айырмашылығы, ол жоғарғы өткізгіштік қасиетімен, қышқыл жыныстармен жай реакциялық қосылысы, мұнай шығару қасиеттерінің жоғарылығын көрсетеді.Қышқылдық өңдеу технологиясы ұңғымадағы қышқыл құрамын циклдық айдауда жүргізіледі.
  2. Силикаттық гель технологиясын қолдану. 

2.6.1 Ұңғыманы және ұңғыма қондырғыларын пайдалану және қабат жағдайын бақылауды әзірлеу

Кен алаңын бақылауды әзірлеу жоспарының түрлерін және зерттеу жұмыстарында мыналар қарастырылған:

  1. Сұйық өнімін және саға қысымын анықтау.
  2. Сулану өнімін анықтау.
  3. Газдың факторын анықтау.
  4. Қабат қысымын анықтау.
  5. Түп қысымдарын анықтау.
  6. Қабаттың сулану интервалын және алыну мөлшерін анықтау.
  7. Мұнайды терең зерттеуді сынау.

8.Мұнай-суға байланысты зерттеу, ұңғыма оқпанын өндірістік-геофизикалық әдіспен техникалық зерттеу.

Қабат және түп қысымдарды статикалық және динамикалық деңгейге байланысты анықтау.

Газдық фактордың өлшемі, Пито құбырымен анықталады. ГИС (геологические исследование скважин) – ҰГЗ(ұңғыманы геологиялық зерттеу) бригадасының соңғы 2006 жылы жасалған жұмысына байланысты газ өнімі 8060 м3/тәу құрайды.

Газдың факторы 287 м3/тонна. АО «Игілік Сервис» мекемесінің берген қорытындысы бойынша № 96, 60, 87, 304, 311, 336, 57, 85 ұңғымаларының интервалы суланған, құбыр тесіктері және ұңғыма оқпанының түптері ластанған №84, 89, 322, 90 ұңғыма бағанының орындары жоғарғы қабат тесіктері бұзылған, муфталық қосылғыштары ығыстырылған.  №91 ұңғыма  0-645 метр интервалға дейін, 1425 метр тереңдіктегі құбырлары өзгерген, №88, 73 ұңғымалар тесіктерінің коллекторлық қасиеттері нашарланған, жаңа ұңғымалардағы газ өнімін өлшеу, қабат және түп қысымдарын анықтау шаралары толықтай жүргізілмеген.

Қабат және түп қысымдарын дер кезінде өлшемегеннен қабатта изобар карталары тұрғызылмаған. №70, 305, 306, 324, 53, 336 ұңғымаларында дебитометриялық жұмыстар жасалмаған.

2.7 Қабаттың мұнайбергіштігін арттыру 

Қабаттардың мұнай бергіштігін арттырудың әдістеріне қызығушылық бүкіл әлемде жыл сайын өседі, және кен орындарда ең тиімді технологияларын таңдауға ғылыми тәсілді іздестіруге бағытталған зерттеулер жүргізілуде. Кен орынын экономикалық тиімділігін арттыру үшін және пайдаланудың барлық уақытында жоғары өнімді алу үшін үш сатыға бөледі.

Мұнай өндірудің бірінші сатысы қабат энергиясы есебінен жүреді. Бұл кезеңде серпімділік энергиясы, еріген газ энергиясы, қабаттағы су энергиясы, газ телпегінің энергиясы пайдаланылады. Мұнай өндірудің екінші сатысы кезінде қабатқа газ немесе су айдау арқылы мұнайды өндіреді. Жоғарыда көрсетілген әдіс арқылы мұнайдың 25-46 % алынады. Қалғаны мұнай өндірудің үшінші әдісі қабаттың мұнайбергіштігін арттыру арқылы алынады (55-75%).

Қабаттан мұнайды алу және қабатқа әсер ету жұмыстары ұңғыма арқылы жүзеге асады. Ұңғыманың түп аумағы (ПЗС) – барлық процестер қарқынды жүретін облыс болып табылады. Бұл жерде, сұйықтың қозғалу жылдамдығы, қысым градиенті, энергия шығыны, сүзілу кедергісі өте үлкен болады. Кен орынын игерудің тиімділігі, өндіру ұңғымасының өнімі, айдау ұңғымасының ұтымдылығы және ұңғымамен сұйықты көтеруге арналған қабат энергиясы қабаттың түп аймағындағы жағдайына тікелей байланысты.

Бұл процестер қабат ішіне қысымға және температураға байланысты жүреді. Нәтижесінде, ұңғыманың түп аумағын сүзгі есебінде қарастыратын болсақ, онда термодинамикалық теңесудің бұзылуы нәтижесінде әртүрлі көмірсутегі компоненттері (шайыр, асфальтендер, парафиндер және т.б.) және әртүрлі тұздар бөлініп қалуы мүмкін.

Сүзілу кедергісін және қабаттың түп аумағындағы энергетикалық шығынды төмендету үшін, сонымен қатар ұңғыманың түп аумағының өткізгіштігін және сұйық ағынының жылдамдығын жоғарылату мақсатында ұңғыманың түп аумағына әсер ету іс-шараларын жүргізу керек.

Ұңғыманың түп аумағына әсер ету әдістерін негізгі үш топқа бөлуге болады: химиялық, механикалық, жылаулық.

Химиялық әдіспен әсер ету-ұңғыма түп аумағында өткізгіштік нашарлап кеткен жағдайда, қабат жынысын немесе элементтерді еріту кезінде қолданылады, мысалы: тұз немесе темір шөгінділері және т.б. Мұндай әсер ету әдістеріне қарапайым тұз қышқылымен өңдеу әдісі жатады.

Механикалық әдіспен әсер ету – қатты жыныстарға тиімді, яғни ұңғыманың түп аумағына қосымша жарықтар салып, қабатта сүзілу процесін жақсартады. Әсер етудің бұл түріне қабатты сұйықпен жару (ГРП-ҚГЖ) жатады.

Жылулық әдіспен әсер ету – тек қана ұңғыманың түп аумағында қатты және тұтқыр көмірсутегілер, яғни парафиндер, шайырлар, асфальтендер қатып, тұрып қалған жағдайда, сонымен қатар тұтқыр ұңғыманың түп аумағын тереңге арналған электрқыздырғыштармен, бумен және басқа да жылу тасығыштармен жылыту жатады.

Сонымен қатар ұңғыманың түп аумағына әсер етудің жоғарыда аталған үш әдіске ұқсас келетін басқа да әдістері бар. Мысалы: ұңғыманы термохимиялық өңдеуді-қабат жынысына химиялық әсер ету әдісімен байланыстыруға болады, сол сияқты арнайы енгізілген заттардың химиялық реакциясы кезінде үлкен көлемде жылудың бөлінуінде жатқызуға болады.

Құрамында корбанатты тау жыныстары бар мұнай коллекторын қышқылмен өңдеу ұңғыма аймағындағы қабаттың өткізгіштігін жоғарылатады жэне сәйкесінше ұңғымаға сұйықтың ағуын қарқындатады немесе айдау ұңғымаларының ұтымдылығын жоғарылатады.

2.7.1 С.Нұржанов кен орнында қабатты гидравликалық жару технологиясын қолдану негізі   

С.Нұржанов кен орында алғашқы қабатты гидравликалық жару  2005 жылы жүргізілді. 2000 жылдың басында өндіруші ұңғылар бойынша қосымша мұнай өндіру көлемі – 139433 тоннаны құрады. 2005 жылы 51 ұңғыда жүргізілді, оның ішінде 3-еуі ығыстыру ұңғылары. Қабатты гидравликалық жару жүргізілген соң ұңғының қабылдағыштығы 3-4 есе артты.

Гидравликалық жару процесі дегеніміз қабат жыныстарын жоғары қысымды сұйық көмегімен бұза отырып, жарықшақтар тудыру. Гидравликалық жару процесінің барысында мынадай талаптар орындалуы қажет:

  • сызат, жарықшақ пайда болуы;
  • пайда болған жарықшақты ашық түрінде ұстап тұру;
  • жарық сұйығын келтіру;
  • қабат өнімділігін арттыру.

Қабаттағы жарықшақ қабатқа жоғары қысымды су айдау барысында пайда болады. Сұйық жылдамдығы жоғары болуы қажет, қабаттың сіңіру жылдамдығына қарағанда. Жыныста ішкі кернеу пайда болғанша, сұйық қысымы өседі. Ішкі кернеуге байланысты пайда болған жарықшақты ашық түрде ұстап тұру қажет. Жарықшақ пайда болған мезеттен бастап, сұйыққа міндетті түрде құм қосылуы қажет. Себебі құм жарылыстан кейін қысым азайған кезде жарықшақты ашық түрде ұстап тұруы үшін қажет.

Гидравликалық жарудан кейін, ұңғымадан флюидті шығармас бұрын, ұңғымадағы сұйық қалдығын кетіру қажет. Сұйықты кетіру қолданылған сұйық түріне, қабат қысымына, қабаттың салыстырмалы өткізгіштігіне байланысты болып келеді. Сұйықты кетірудің маңызы зор, себебі қалған сұйық сұйықтардың жиналу жолында кедергі көрсетуі мүмкін.

Қабатты гидравликалық жару – шыңыраудың түп аймақтық зонасына әсер ететін тиімді құралдардың бірі болып табылады. Бұл тәсіл мұнай және газ кенорындардың өнімділігін жоғарлату үшін шыңырауды игеруге және қабат суын оқшаулау кезінде және т.б. ығыстыру шыңырауының жұтқыштық қасиетін жоғарлату үшін қолданылады.

Қабатты гидравликалық жару процесі түп аймақтық зонаның жыныстарына шыңырауға ығыстырылатын сұйықтың жоғарлатылған қысымымен жасанды және кеңейтілген жарықшықтар туғызумен қорытындыланады. Қабат жыныстарында қысымды жоғарлату кезінде жаңа жарықшақ түзіледі немесе өзінің жарықшақтары ашылады немесе кеңейеді. Бұл жарықшақ жүйесінің барлығы қабаттың өнімді бөлігінен жойылған шыңыраумен байланыстырады. Қысым төмендеген соң жарықшақтың бітеліп қалмауын болдырмас үшін оған шыңырауға ығыстырылатын сұйыққа қосып ірі түйіршікті құмды енгізеді. Жарықшақ радиусы бірнеше ондаған метрге жетуі мүмкін. Қабатты гидравликалық жару нәтижесінде тәсілдің гидродинамикалық тиімділігі және шыңырау дебитінің максимальды көбеюін келесі бойынша бағалауға болады.

Қабатты жару кезінде қабатта сүзілетін сұйықтан жарықшақтың түзілу механизмі келесідей: шыңырауда сорапты агрегаттармен туындайтын қысыммен жару сұйығы бірінші кезекте үлкен өткізгішті зонада сүзіледі.  Мұнда вертикаль бойынша қабаттар арасында туындайтын қысымдар айырмашылығы өткізгішті қабатта өткізгіштігі аз немесе мүлдем өткізбейтін қабатқа қарағанда жоғары болады. Нәтижесінде өткізгіш қабат жабынында және табанында кейбір күштер әсер етіп, жоғары жатқан жыныстар деформацияға ұшырайды және қабаттар шекарасында горизонтальды жарықшақтар түзіледі.

Жару процесінің үлкен дәрежесі сұйықтың физикалық қасиетіне, оның ішінде оның тұтқырлығына байланысты. Ол сүзілетін болу үшін жару қысымы аз болғаны жөн.

Қабатты жару кезінде қолданылатын сұйықтың тұтқырлығын жоғарлату және оның сүзгіштігін төмендету оған тиісті қоспалар енгізу арқылы жүзеге асырылады. Қабатты жару кезінде қолданылатын көмірсутекті сұйықтарға арналған қоюландырғыштарға органикалық қышқыл тұздары, жоғары молекулярлы және коллоидты мұнай қосылыстары (мысалы, мұнай гудроны және мұнай өңдеудің басқа қалдықтары) жатады.

Едәуір тұтқырлыққа және жоғары құм ілестіретін қабілеттілікке карбонатты коллекторды жару кезінде қолданылатын кейбір мұнайлар, керосин-қышқылды және мұнай-қышқылды эмульсиялар және су-мұнай эмульсиялары ие. Бұл сұйықтар мұнай шыңырауларында қабатты жару кезінде жару сұйықтары және құмтасығыш-сұйықтар ретінде қолданылады.

Су ығыстыру шыңырауларында қабатты жару үшін көмірсутекті негіздегі жару сұйықтары және сұйық-құмтасығыштар пайдалану судың көмірсутекпен қоспа түзілуі кесірінен жыныс өткізгіштігінің нашарлауына әкеліп соғуы мүмкін. Су ығыстыру шыңырауларының қабаттарында бұл құбылысты болдырмас үшін қоюландырылған сұйықпен жарады. Қоюландыру үшін сульфид-спиртті борда (ССБ) және суда жақсы еритін басқа целлюлозалар пайдаланылады.

Жарықшақты толтыруға арналған құм келесі талаптарға жауап беруі тиіс: 1) берік құм жастықшасын түзіп және қысым кезінде бұзылмауы қажет; 2) сыртқы қысым әсерінен жоғары өткізгіштігін сақтау қажет.

Бұл талаптарға ірі түйіршікті, жақсы оралған және гранулометриялық құрамы бойынша біркелкі, жоғары механикалық беріктікке ие құмдар қанағаттандырады. Ең көп қолданылатыны түйіршік өлшемі 0,5-1,0мм таза кварцты құмдар.

         2.7.2 Қабатты гидравликалық жару технологиясын пайдалану 

Қабатты гидравликалық жару үшін бірінші кезекте өнімділігі төмен, жыныстың табиғи өткізгіштігі аз шыңыраулар немесе қабатты ашу кезінде түп аймақтық зонасының сүзу қабілеттілігі нашарлаған шыңыраулар таңдалады.  Және де шыңыраудағы мұнай ағуын қамтамасыз ету үшін қабат қысымы жеткілікті болуы қажет. Жаруға дейін шыңырау жынысының жұтқыштық қабілетін және жұту қысымын зерттейді. Жаруға дейін және кейінгі ағыс зерттеулері және шыңыраудың жұтқыштық қабілеті туралы мәліметтер операция нәтижесі туралы талқылауға мүмкіндік береді, жару қысымын шамалап бағалауға көмектеседі, жаруды жүргізу үшін сұйық мөлшері мен оның қасиетін дұрыс таңдауға, жарудан кейін түп аймақтық зонадағы жыныстың өткізгіштігінің өзгерісі туралы талқылауға мүмкіндік береді.

С.Нұржанов кен орнында қабатты гидравликалық жару жұмыстарын жүргізу алдында ұңғыда мына сызба бойынша дайындық жұмыстарын жүргізеді: ұңғыда геофизикалық зерттеулер жүргізеді, пайдалану колоннасын алтыреттік тазалау жүргізеді, сүзгі интервалында қосымша перфорация жүргізеді. Жұмысты бастар алдында шыңырауды лас заттардан тазалайды және жуады, түпаймақтық зонаның сүзу қасиетін жақсартады. Жаруда жақсы нәтижелерді шыңырауларды тұзды немесе сазқышқылмен (тұз және плавикті қоспа) алдын ала өңдеу кезінде алуға болады, бірақ та қабатты ашу кезінде фильтрат пен саз ертіндісі көп енген жағдайда жыныс өткізгіштігі нашарлайды. Ондай қабаттарға қабатты ашудан соң бұрғылау кезінде сазды ертіндіде жару сұйығы үшін аз өткізгішті болып қалатын өткізгішті участок қимасы жатады. Ондай  қабаттар алдын ала қышқылмен өңдегеннен соң сүзу қасиеті жақсарады және жарықшақ түзілуге жақсы жағдай жасайды. С.Нұржанов кен орнында ұңғының түп аймақтық зонасын пентан-гександы фракциямен (ПГФ) өңдейді.

Жуылып тазаланған шыңырауға диаметрі 76 нмесе 102 мм сорапты құбырлар түсіріледі, оның бойымен жару сұйығы түп аймаққа беріледі. Аз диаметрлі құбырды түсіру кезінде қысымның едәуір жоғалуы кесірінен жару процесі қиындайды. Шегендеу құбырын жоғары қысым әсерінен алдын ала сақтандыру үшін қабат үсінде пакер орнатылады. Ол құбырда жоғарлатылған қысым кезінде колонна бойымен қозғалмас үшін гидравликалық якорь орнату ұсынылады. Құбыр және якорь ішінде қысым үлкен болған сайын шегендеу колоннасына үлкен күшпен итеріледі және сығылады, сақианалы шектері колоннаға қысымнан жоғары үлкен тежеу әсеріне ие болады. якорьдың басқа типтері де қолданылады. С.Нұржанов кен орнында ұңғының түп аймағын ПГФ өңдеген соң және пакер орнатқан соң қабатта бастапқы жарықты туғызу үшін гель (мұнай және химиялық реагенттермен өңделген дизельді отын) айдау ұсынылады.

Шыңырау сағасы арнайы головкамен жабдықталады, оған сұйық ығыстыруға арналған агрегаттар қосылады.

Қабатты жару шыңыраудың қабылдағыштық коэффициенті едәуір көбеюімен белгіленетін қабаттың қабатталу сәтіне дейін құбырға жару сұйығын ығыстырумен жүзеге асырылады. Қабат жарылған соң сұйық-құмтасығыштар ығыстырылады. Сұйық-құмтасығыштарды үлкен жылдамдықта және жоғары қысымда айдау өте жақсы нәтиже береді, онда түзілген жарықшақтар кеңінен ашылады. Сұйық-құмтасығыштар қабатқа құбыр көлемінде шыңырауға үрлеу сұйығын ығыстыру жолымен айдайды, ол мұнай шыңыраулары үшін мұнай, ығыстыру шыңыраулары үшін су ретінде пайдаланылады. Содан соң шыңырау сағасын жабады және шыңырау қысымы құлағанша жайына қалдырады. Одан соң шыңырауды жуады, құмнан тазалайды және оны игеруге кіріседі.

Қабатты жару, құбырларға жару сұйығын айдау, арқылы қабат бөлінген сәтке дейін жүреді, ол ұңғыма сыйымдылық коэффициентінің өсуінен байқалады.  Егер жару үшін нашар сүзілетін сұйық қолданылса, сондай-ақ түп маңа аймағы жыныстарының өткізгіштігі саз ертіндісімен ластануы нәтижесінде төмендеген болса кейде жарылған сәтте айдау қысымының төмендегені байқалады. Жарудан кейін қабатқа құм тасығыш – сұйық айдайды.

1 – пакер; 2 – гидравликалық пакер; 3 – сораптық компрессорлық құбыр; 4 – саға арматурасы.

Сипатталған сумен жару сызбасынан басқа, процесті жүргізу жағдайына және арналу мақсатына байланысты басқа технологиялық сызбалар пайдаланады.

Терең емес шыңырауларда қабатты жаруды сорапты-компрессорлы құбыр түсірмей немесе пакерсіз құбыр арқылы жүргізуге болады. Бірінші жағдайда сұйық тікелей шегендеу құбыр бойынша ығыстырылады, ал екінші жағдайда сақиналы кеңістік бойынша ығыстырылады. Мұндай технологияда өте тұтқыр сұйықты ығыстыру кезінде шыңыраудағы қысым жоғалымын едәуір азайтуға болады. Ағыс жағдайын жақсарту үшін көпретті қабатты жаруды қолдануға болады. Оның мәні қабаттың әртүрлі тереңдігінде бірнеше жарықшақ түзіледі және шыңыраудағы түп аймақтық жыныстың өткізгіштігі жоғарлауымен қорытындыланады.

Сумен жаруды жүргізу кезінде ерекше назар аударатын маңызды сұрақ түзілген жарықшақтың сипаттамасы және орналасқан орнын анықтау болып табылады. Бұл мәселе жарықшаққа қарапайым және радиоактивті құмды енгізген соң радиоактивті каротаж жүргізілген соң шешіледі. Құмды активациялау адсорбциямен және оның бетіне бекітілген радиоактивті заттармен жүзеге асырылады. Адсорберленген активті компонент суда ерімейтін құммен және жабысатын заттары бар мұнаймен жабу жолымен бекітуге болады. Жарықшақ түзілу интервалында қисық гамма-каротажда радиоактивтіліктің дәл аномалиясы көрсетіледі.

Қабатты гидравликалық жару технологиясының негізгі операциялары:

  • ұңғыманы жуу немесе тазалау;
  • ұңғымаға беріктігі жоғары пакері бар сорапты компрессорлы құбырларды (НКТ) түсіру;
  • НКТ арқылы жару сұйығын айдау;
  • құм тасығыш сұйықты айдау;
  • тығыздаушы сұйықты айдау;
  • жару қондырғыларын жинау және ұңғыманы іске қосу.
  • 2.7.2.2 сурет. Қабатты гидравликалық жару кезіндегі қондырғылардың орналасу схемасы

1 – сорапты агрегат 4 АН-700;  2 – құмқоспалағыш агрегат ЗПА; 3 – Автоцистерна     ЦР-20; 4 – құмтасығыш; 5 – жоғарғы қысымды монифолдь; 6 -саға армартурасы; 7 – басқару орталығы.

Технологиялық сүлбесіне байланысты қабатты гидравликалық жару бірдүркінді, бағытталған немесе көпдүркінді болуы мүмкін.

Бірдүркін жару кезінде қысым барлық қабатқа бір мезетте әсерін тигізе алады.

Бағытталған жару тек өнімділігі төмен қабатқа ғана бағытталған.

Көпдүркінді жару кезінде қысым әсерін ретімен тигізеді.

Бірдүркін жару кезінде 5-10 тн дейін құм қолданылады. Суды қолдану барысында құм мөлшері 40-50 кг/м3 дейін. Құм тасығыш сұйық мөлшері құм концентрациясы мен мөлшеріне байланысты есептеледі. Жару сұйығының мөлшері 5-10 м3 жетеді. Тығыздау сұйығының мөлшері шегендеу бағаны мен құбырларының мөлшеріне тең болады.

Айдау сұйығының шығыны 2м2/мин болуы қажет және горизонтальды, вертикальды жарықшақтардың пайда болуына байланысты келесі формула көмегімен бағаланады:

(2.7.2.1)

мұнда: Qгор – сұйық шығыны, л/с.

М – сұйық тұтқырлығы мПас

Rт – горизонталь жарықшақ радиусы, см:

Wгор – горизонталь жарықшақ ені, см.

Сонымен жару кезінде пайда болатын жарықшақтар бағыты горизонтальды, вертикальды болып келеді, бұл бағыттар жару кезіндегі қабатта пайда болатын кернеуге байланысты. Горизонтальды жарықшақ горизонтальды кернеу вертикальды кернеуден көп болған жағдайда пайда болады. 

         2.7.3 Қабатты гидравликалық жару технологиясында қолданылатын жабдықтар 

Қабатты гидравликалық жаруға арналған жабдықтар кешеніне кіретіндер: сорапты агрегаттар, құмараластыру қондырғылары, жару сұйықтарын тасымалдауға арналған автоцистерналар, шыңырау сағасының арматурасы, пакерлер, якорлар, және басқа қосымша жабдықтар.

Оның ішінде сумен жару үшін келесі жабдықтар пайдалануы мүмкін:

  • Тіреуі бар пакерлер: ПМ; ОПМ.
  • Тіреусіз пакерлер: ПШ; ПС; ПГ.
  • Сорапты қондырғылар (агрегаттар): УН1-630-700А; НА-105-1; 2АН-500; АНА-105; 3АН-500 және 4АН-700.
  • Құмараластыру қондырғылары: АПС-10; 4ПА; УСП-50 ( 9 т. құмға дейін).
  • Манифольд блогы: 1БМ-700; 1БМ-700С; ММ-1050.
  • Саға арматурасы: 2АУ-700; 2АУ-700СУ.
  • Автоцистерналар: АЦН-8С-5337; АЦН-14С-65101; АЦ9-5337; АТК-8-65101 және сиымдылықтар (6¸21) м3.

Сорапты қондырғылар (агрегаттар) 2АН-500, 3АН-500 және 4АН-700 жұмысшы сұйықтарды: жару сұйығы, құмтасығыш пен үрлеу сұйығын айдауға арналған (2.7.3.1 сурет).

2.7.3.1 сурет. Құмараластырғыш агрегат ЗПА

1 – сорап 4ПС; 2 – қозғалтқыш ГАЗ-51; 3 – араластырғыш қондырғы; 4 – көлбеу бағыттағыш; 5 – құмға арналған қазан; 6 – қабылдағыш құбыр; 7 – жіберу құбыры; 8 – автомобиль КРАЗ-257.

Сорапты қондырғының типі мен саны оның техникалық сипаттамасы, өңделетін қабат параметрлері бойынша анықтайды: қабаты, қалыңдығы, өткізгіштігі, табиғи жарылғыштық дәрежесі және т.б. Мұндағы маңызды жағдай – қажетті қондырғыны максимальды қысқарту, ол шыңырау сағасының түйінін, процесті басқаруды  жеңілдетеді және жұмыс құнын төмендетеді.

Құм араластыру қондырғысы УСП-50 құмды тасымалдауға, құм-сұйықты қоспаны дайындауға және қабатты жару кезінде, және де суқұмарынды перфорация кезінде сұйықты сорапты қондырғы қабылдауына беруге арналған.  Ол КрАЗ-257Б1А автомобиль шассиіне орнатылған және тиеу бункерінен және жұмысшы шнектен, манифольдтан, басқару постынан, шнек пен араластырғышты басқару гидрожүйесінен тұрады.

УСП-50 қондырғысының техникалық сипаттамасы

Максимальды беру, м3/мин  3,6

Беру, т/мин                                     0,3

Бункер сыйымдылығы, м3    6,83

Қысымы, МПа                       0,2

Қабатты сумен жару жабдықтарын таңдау кезінде қажет: технологиялық сызбаны – сұйық қысымы мен шығынын анықтау; сұйық орта мен толтырғышты саны мен типін анықтау.

Қабатты жаруға арналған сұйық қабатқа жіберер алдында дайындалады. Сұйықты дайындау жүйесіне: құмтасығыш, мұнай немесе жанармайы бар сиымдылық, араластырғыш аппарат – блендер кіреді. Ұңғыма басына жеткізуімен құм таудап алынған сұйықпен блендер көмегімен араластырылады.

Қабатты гидравликалық жарудың негізгі жабдықтары: автоцистерналар, сорапты қондырғылар,  жоғары қысымды қамтамасыз ететін, манифольд, шлейф, ұңғыма сағасының жабдықтары НКТ, пакер, якорь.

Қазіргі уақытта қолданылатын автоцистерналар: ППЦ-23-5524П, АЦН-11-257, ЦР-7АП. Осы автоцистерналар көмегімен 3 түрлі сұйық – жару, құмтасығыш, буферлі ұңғыма басына жеткізіледі. Осы аталған автоцистерналардың ішіндегі ППЦ-23-5524П қолайлы болып табылады, себебі оның көлемі басқа автоцистернаға қарағанда үлкен болып келеді. Енді осы автоцистернаның техникалық сипаттамасын қарастырайық:

  • Цистерна сиымдылығы, м3 ……………………………………. 23
  • Цистерна сорабының айдау мөлшері, л …………………. 37,5
  • Қысымы, МПа ………………………………………………………. 0,98

Цистерна КрАз 257 автомобилінде орналасқан. Цистернадан басқа бұл жерде транмиссиясы бар сорап блогы, манифольд сорып алу жүйесі және басқа жабдықтар бар. Сорап ішінде ортадан тепкіш өзі соратын сораптар қолданылады.

2.8  Қабатты гидравликалық жару көрсеткіштерін есептеу

Қабатты гидравликалық жару (ҚГЖ) ұңғымада келесі сипаттама бойынша жүзеге асырылады: тереңдігі H = 3480м; пайдалану колоннасының диаметрі D=16,8 см; құбыр беріктігі Д группасының болаттан; қабаттың эффективті қуаттылығы h=10м; пайдалану құбырының перфорация интервалы 3214-3238м; 1м эффективті қабат қуаттылығында 10 тесік атқыланған; ұңғыманың өнімділік коэффициенті К=1,15т/тәул. МПа; қабат қысымы pпр=15 МПа; түптік қысым pз=12 МПа; Ұңғы өнімінде су және құм жоқ; пайдалану әдісі – терең сорапы; мұнай қабаты ұсақ дәнді болып орналасқан және құм таспен жақсы цементтелген, кеуектілігі 0,15 – 0,28 өткізгіштігі k=50·10-15 м2; мұнай қанығу SH=70%.

ҚГЖ процесінің есеп көрсеткіштерінің анықталуы.

ҚГЖ процесінің негізгі есеп көрсеткіштері болып: қабат қысымының жарылуы, жұмыс сұйықтығының және құмның шығыны, жарық радиусы, ұңғы оқпаны аймағы жарығының өткізгіштігі және бүкіл дренаж жүйесі, ұңғының гидрожарудан кейінгі дебиті, сорапты агрегаттарының түрі және саны, күтілген тиімді гидрожару.

Ұңғыманың сыйымдылығы анықтап алу үшін және күтілген ұңғы қысым жаруы алдын ала сынақтан өткен. Осы сынақ мәліметтері бойынша ұңғыма сыйымдылығы оқпандағы қысымға тәуелділігі. Бұл қисықты бізге қабаттағы қысым жаруын анықтауға көмектеседі. Графикте көрсетілгендей қысым жарылғанда pз.p=35 МПа кезінде ұңғыма сыйымдылығы 1300 м3/тәул.

Жоғары жатқан тау жыныстарының орташа тығыздығы кезінде pn=2500 кг/м болғанда тік тау қысымы:

pв.г= gh=2500·9,81·3480=85,4·106 Па                         (2.8.1)

Егер тау жынысының қатпарлану қысымы Gp=1,5 МПа; онда қабат жарылуы

Pз.р= Pв.г – Pnn + Gp = 85,4 – 15 + 1,5 = 71,9 МПа                    (2.8.2)

Оқпандағы жарылу қысымын эмпирикалық формулаға жақын формуламен анықтауға болады.

pз.р = 104 НК                                                                     (2.8.3)

мұндағы: К = 1,5 – 2,0. Орт. қаб. К = 1,75 онда Pз.р = 104 · 3480 · 1,75 = 60,9·106 Па.

Шегендеу колоннасы арқылы ҚГЖ процесін өткізу мүмкіндігін білу үшін колоннаны ішкі қысымға төзімділігін Ламэ формуласы бойынша тексереміз. Тұтқырлығы 0,25 Па·с  сұйық – құмтасымалдағыш айдаған кездегі ұңғыма сағасындағы рұқсат етілген қысым мына формула бойынша табылады:

(2.8.4)

мұнда: DH – пайдалану құбырының сыртқы диаметрі;

DВ – пайдалану құбырының төменгі бөлігінің сыртқы диаметрі;

– жару сұйығының тығыздығы;

h – шегендеу олоннасына үйкелу нәтижесінде арынның шығыны;

– беріктігі Д топтық болат үшін ағу шегі.

Біздің есепте DH = 16,8 см; Dв = 14,4 см;  = 380 МПа; к = 1,5;  = 950 кг/м3. Белгіленген шығын үшін 1300 м3/сут (15 л/с) бұл шығын 1750 м тереңдікте 56 м ст.сұйықтық, ал біздің тереңдікті ұңғыма үшін бұлар пропорциональды тең болады h = 56·3480/1750 = 111,4 м ст. сұйықтық төмендегі формулаға сәйкес:

Құбыр колоннасының жоғарғы бөлігінің бұранда беріктігіне тәуелді ұңғыма сағасындағы рұқсат етілген қысымды мына формула бойынша табамыз:

(2.8.5)

Мұндағы Pстр – беріктік тобы Д болат шегендеу құбырына түсетін күш, 1,59 МН тең; G = 0,5 MH; к – артық беріктік, 1,5 тең деп аламыз. Формулаға мәндерін қойып мынаны аламыз:

Алынған екі мәннің Py азын таңдаймыз (34,6 МПа). Сағадағы қысым 34,6 МПа болғандағы түптік қысым:

Py = Pз + g(H – h) = 22·106 + 950·9,81(3480 – 111,4) = 53,4·106 Па     (2.8.6)

Түптегі жару қысымы МПа кіші екенін ескере отырып, ұңғыма сағасындағы қысым:

Py = Pз.р – g(H – h) = 71·106 – 950·9,81(3480 – 111,4) = 39,6·106 Па              (2.8.7)

Сәйкесінше ұңғыма сағасының қысымы (39,6 МПа) Д группасындағы болат берік құбырларға төмен ұсынылған. Сондықтан, гидравликалық кедергіні төмендеу үшін, жұмыс сұйықтығы мен жалпы қысым жаруды төмендету үшін ҚГЖ шегендеу колоннасының құбырлары арқылы жүзеге асырылады.

Сұйық мөлшері жаруы есепке дәл келмейді. Ол сұйықтың жару тұтқырлығына және оның фильтрациясына, ұңғы түп аймағындағы тау жыныстарының өткізгіштігі, сұйықты және қысым жару темпіне байланысты. Тәжірибе берілгені бойынша сұйықты жару көлемі 5-тен 10 м3 өзгереді. Берлген ұңғыма үшін орташа көлем Vp = 7,5 м3 мұнай қабылдаймыз.

Сұйық-құм тасушы мөлшері сұйықтың қасиетін (тұтқырлық, фильтрациясы, құм ұстағыш қасиеті), қабатқа құм және оның концентрациясын айдауға байланысты. Жалпы құм мөлшері кавернда және бас табиғи жарықтардан қайта алынған көлеммен анықталады.

Бірақ бұл көлем алдын-ала есептелген есепке келмейді, сондықтан тұтыну құм мөлшерін анықтауға болмайды. Отандық және шетел практикасы мәліметтері бойынша бір ұңғымаға 8 – 10 т құм қабылданады.

Құм концентрациясы С сұйық-құм тасушының тұтқырлығына және оны айдау темпіне байланысты. Келесі құм конентрациясын алу ұсынылады: тұтқырлығы 5 сПа·с артық мұнай үшін 150 – 300 г/л, тұтқырлығы 25 сПа·с дейінге 300 – 500 г/л. С = 300 г/л немесе 0,3 т/м3 деп аламыз. Құмтасымалдағыш сұйықтық көлемі:

(2.8.8)

Берілуге қажет сұйық көлемі:

(2.8.9)

Мұнда Dв = 0,15 м – 168 мм колоннаның орташа ішкі диаметрі.

3 Экономикалық бөлім 

3.1  Кен орнының технико-экономикалық нұсқасын талдау 

С.Нұржанов  кен орнының экономикалық тиімділігінің табыстық бөлігін анықтау, операциялық және ағымдағы тікелей шығыны, берілген жоба бойынша күрделі кірісін анықтау болып табылады.

Бұл есептеу пайдалану шығынының қосындысын анықтауға және салық салынатын табысын есептеуге арналған.

С.Нұржанов  кен орнының экономикалық тиімділігін бастапқы 10 жылға дейін есептеу қарастырылған. Есептеу екі нұсқа бойынша орындалады және игеру жүйелерімен ерекшеленеді: І-нұсқа орындалатын игеру жүйелері, ІІ-нұсқа игеру процесінде реттеу әдістерін қолдану және өндірілетін жаңа ұңғымаларды бұрғылау.

Мұнайды сұрыптау және оны тасымалдаудың орташа бағасы 348$ АҚШ долларын құрайды.

Өндірілетін ұңғыманың жоспарлық құрастыру және құрылысының күрделі кірісін НГДУ «Прорвамұнайгаз» өзінің меншігіне алады.

Күрделі кірісінің көлеміне мыналар кіреді:

  • 8 жаңа ұңғыманы пайдалануға кеткен шығын;
  • алдын-ала бұрғыланған ұңғымаға кеткен шығын;
  • өндірілетін ұңғымаларды жайластыру;
  • лақтыру жолы.

3.2 Пайдалану шығынының жағдайын талдау

Негізгі сапалы өндірістік шығындарды анықтауда техникалық және технологиялық өнімі, мұнайды дайындау және тасымалдау көрсеткіштері алынған.

Пайдалану шығынына ұңғыма шығындарына электрлі энергия, мұнайды жинау және тасымалдау шығындарына, мұнайды технологиялық дайындау, амортизациялау аударымы, ағымды жөндеу, еңбек ақы, аударым және салмақ шығындарына, жүк тасымалдау және жабдықтау шығындарының жұмысы жатады (3.3.2 кесте).

Пайдалану шығынының құрылымы, салықты есептегенде мынадай түрлермен сипатталады:

  • өндірістік шығын сипаттамасы;
  • жалпы шаруашылық шығыны;
  • еңбек ақы;
  • амортизациялау аударымы;
  • басқа да шығындар.

Амортизациялық шығындарын пайдалану шығындарына байланысты анықталған. Есептеу төмендегідей көрсеткіштермен берілген:

  1. Қызметшілердің жылдық жұмыс күні- 365, үздіксіз жұмыс күніне- 365.
  2. Электрлі энергияға кеткен шығын.
  3. Қызметшілердің жұмысының мұнай және газ өндірісіндегі есептелген нормати в бойынша, екі ауысымды және екі вахталы жүйелермен есептелген.
  4. Бір жұмысшының орташа айлық жалақысы 80275,5 теңгені құрайды.
  5. Электрлі энергия бағасы (тапсырыс беруші берген бағасы).
  6. Негізгі қордың ағымды жөндеу шығынының қалдық бағасы (1-3% көлемінде).
  7. Негізгі қорды 3-6 % көлемінде күрделі жөндеудің шығыны.
  8. Басқа да 5 % көлеміндегі шығындар.

Яғни бұл шығындарға еңбекті қорғау және техника қауіпсіздігі, медициналық көмектер, жұмысшылардың вахта поселкесінде тұру шығындары кіреді.

Салық аударым келісім – шарт негізінде және Қазақстан Республикасының салық салу жүйесіне  байланысты есептелген.

Салық және төлемді есептеуде мыналар көрсетілген:

  • қосымша баға салығы -15 % құрайды;
  • төлем салығы, салық салынатын табыстың 30 % көлемі;
  • 15 % көлеміндегі табыстың девиденд салығы;
  • еңбек ақы қорының 10% көлеміндегі – зейнеткерлік қоры;
  • еңбек ақы қорының 20% көлеміндегі- әлеуметтік салығы;
  • негізгі қор бағасының 1% көлеміндегі мүліктік салығы;
  • жер салығы – 428 теңге 1 га;
  • басқа да қор салықтары.

3.3  Ықпал жасау әдісін қолданудың экономиялық тиімділігі

Экономикалық тиімділікті жоспар бойынша бағалау мынадай экономикалық көрсеткіштермен көрсетілген:

  1. Таза табыс
  2. Ақша ағыны
  3. Дисконт мөлшерінде берілген таза бағасы -10пайыз
  4. Күрделі кірісінің өзін-өзі өтеу уақыты
  5. Меншікті көрсеткіші.

Кіріс және теңгерім табысы вариант бойынша төменгі кестеде көрсетілген.

І-ші вариант бойынша экономикалық көрсеткіші көптеген артықшылықты көрсетеді, (яғни І варианттағы таза дисконттық кірісі -14889,9 мың $, ал ІІ вариант бойынша -14933,2 мың $ құрайды).

Технологиялық және экономикалық тиімсіздікті ескере отырып, С.Нұржанов  кен орнын игерудің процесін реттеу әдісін және 8 жаңа өндірілетін ұңғымаларды бұрғылау тиімді деп есептеледі (3.3.1 кесте).

3.3.1 кесте

С.Нұржанов  кен орыны бойынша технико-экономикалық көрсеткіші

 

Көрсеткіш атаулары

 

 

Өлшем бірлігі

 

І вариант

 

ІІ вариант

1 Күрделі кірісі мың $ 11116,3 11343,3
2 Пайдалану шығыны мың $ 29298,2 39588,5
3 Орташа өзіндік құны $/т 82,8 76,8
4 Өтеу ағыны мың $ 21082,4 23987,3
5 10  дисконт мөлшері мың $ 14889,9 14933,2
6 КИН (МШК) * Д.е 0,297 0,311

* МШК (КИН) – Мұнайды шығару коэффициенті (коэффициент извлечения нефти)

3.3.2 кесте

Пайдалану шығыны

Жылдар Электро энергия мех.

өндіру ($)

Мұнайды жинау,

дайындау электроэнергия ($)

Электроэнергия

барлығы ($)

Сумен қамтамасыз

ету ($)

Химиялық реагент материалдары ($) Ағымды жөндеу

жұмысы ($)

Қондырғыны ағымды жөндеу ($) Қондырғыларды

күрделі жөндеу ($)

Күрделі

жөндеу жұмысы ($)

Өндіріске қажет

отын ($)

Еңбек ақы

қоры ($)

Көлікпен  жабдықтау

шығыны ($)

Қызмет көрсету ($) Амортизация ($) Қоршаған ортаны

қорғау шығыны  ($)

Өндірістік шығындар қызмет көрсету ($) Мұнай өндірудегі

өндірістік шығындар ($)

Мұнай бергіштігін

арттыру жолдары ($)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
2003 19291 12848 32139 14400 271440 97498 52361 78541 162496 107880 351960 92220 87000 803417 26100 37497 13607 86913
2004 62490 35798 98288 13887 261768 98570 50500 75750 164283 104036 355832 91685 83900 774790 25170 36161 13516 84738
2005 63417 35798 99215 13010 245232 100033 48864 73296 166721 97464 361111 88549 78600 725846 23580 33877 10342 80563
2006 64345 36394 100739 12579 237120 101495 47312 70968 169158 94240 366390 88268 76000 701836 22800 32756 12989 79037
2007 63718 36394 100112 11967 225576 100506 45770 68655 167510 89652 362820 86568 72300 667667 21690 31161 12727 76272
2008 64623 36394 101017 11272 212472 101934 44275 66413 169890 84444 367974 84061 68100 628882 20430 29351 12347 72862
2009 65528 36394 102121 10957 206544 103361 42846 64269 172269 82088 373128 84243 66200 611336 19860 28532 12363 71821
2010 66433 36593 103026 10461 197184 104789 41419 62128 174648 78368 378282 82913 63200 583632 18960 27239 12157 69514
2011 67338 36593 103931 9997 188448 106217 40029 60044 177028 74896 383435 81690 60400 557775 18120 26032 11967 67339
2012 68243 36593 104836 9517 179400 107644 38675 58012 179407 74900 388589 80173 57500 530994 17250 24783 11734 64967
Қорытынды 605426 339998 945424 118847 2225184 1022046 1703410 452051 678076 884368 3689521 860369 713200 6586174 213960 307389 126447 754027

4  Еңбекті қорғау және техника қауіпсіздік шаралары бөлімі 

4.1 Қауіпті және зиянды факторларды талдау

Аудан күрт континентальды климатымен жауын-шашынның аз мөлшерімен, суық, желді қысымен және құрғақ, ыстық жазымен сипатталады. Қыста температура – 400 С, ал жазда + 400 С –ге дейін. Жылдамдығы  15 м/с желдер мен ауаның 35% ылғалдылығы сипатты. Атмосфералық жауын – шашын аз. Олардың ең көп мөлшері сәуір мен қырқүйек айларында болады және 63 – 85 мм шамасында.

Мұнайдың негізгі элементтері көміртегі мен сутегі. Мұнайдың қауіптілігі мен зияндылығы, оның құрамындағы ауыр және жеңіл көмірсутектердің фракцияларына байланысты. Жолаушы газдың 75,6% -і  метан, 20,4% -і   этан,   1,96% -і    пропан,  0,4% -і  бутан және 0,1%- і көмірқышқыл газ, азот және т.б.  инертті газдар. Метан, этан, пропан, бутан улы емес газдар қатарына жатады. Олармен аз мөлшерде тыныс алу, адам организміне кері  әсерін тигізбейді.

Мұнай кәсіпшіліктерінің электрлендірілуінің жоғары деңгейі мен электр жабдықтарды пайдаланудың ауыр жағдайлары қызмет ететін адамдардың электрден қауіпсіздендірілуіне аса мұқият көңіл бөлуді  талап етеді. Электр тоғының адамға әсер етуінің ерекшеліктері болып, қауіптің айқын белгілерінің болмауы, күтпеген жерден  болуы, өлім қаупінің жоғары ықтималдығы болып табылады.

Қабат қысымын көтеру жөніндегі жұмыстардың негізгі бөлігі ашық аспан  астында жүргізілетіндіктен, жұмысшыларға климат кері әсерін тигізеді. Су айдауды, қабат қысымын көтеру цехы жүргізеді. Цехтағы ауаның ылғалдығы 28%.

Суды дайындауда және айдағанда шоғырлы сорап станцияларында ЦНС–180–950 электрсораптарын қолданады, олар қозғалысқа 6000 В кернеудегі СТД–800–2 электр қозғалтқыштармен  келтіріледі. Жұмыс кезінде туындайтын шу 92 – 104 ДБ, ал адам үшін қауіпсіз деңгей 85 ДБ.

Су құбырларындағы тасымалдау қысымы 10–15 МПа, айдалатын судың температурасы 70 – 800С, ал адам үшін қалыпты температура 360С, жоғарыдағыдан екі еседей аз; технологиялық ережелер  сақталмаған  жағдайда   термальдық  судан күйіп те  қалуға  болады.

Өрттен  қауіпсіздік қатынасында қабат қысымын көтеру цехы «Б» өндірістік категориясына, өртке беріктіктің  ІІІ дәрежесіне жатады.

Өндіріс ортасының метеорологиялық жағдайларын өлшеу үшін термометрлер, термоградусниктер ауа температурасын өлшейді, ал ампериометрлер желдің жылдамдылығын өлшеу үшін қолданылады.

Қабат қысымын көтеру цехында қыста бумен жылыту жүйесі, блоктың шоғырлы сорап станцияларында электрлік жүйе іске қосылады.   Метеорологиялық  факторлардан  қорғаудың  негізгі  құралы   арнайы  киім,  олардың  тізімі  төмендегі  кестеде  келтірілген.

Сорап  станцияларында  қабырғаларды,  төбелерді  дыбыс  жұтқыш  материалдармен,  ағаш  талшық  тақталармен  қаптайды.

Электр  тоғымен  жұмысты  қауіпсіздендіру үшін  мыналар  қарастырылады:  изоляция,  жеке  құралдар, қоршау, жерге қосу.

Жерге  қосу  үлкен  кернеудегі  жабдықтың тұрқындағы  кернеуді, 40 В  қауіпсіз шамаға  төмендетуді  қамтамасыз  етеді.  Бұл  тиімділікті келесі  есептеумен  түсіндіруге  болады.  Айталық,  электр жабдық  тұрқы  жерге  қосылмаған  және оған  бір  фазаның  тиіп  қалуы  себебімен  жоғары кернеу астында.  Бұл  жағдайда  жерге  қосқыш  ретінде  топтық  жерге қосқыш  қолданылады.   Жерге  қосу  есебін  10%  ылғалдылықта,  380В  кернеуде  жұмыс  істейтін электр  жетегі  үшін  жүргіземіз.

Жобада  телефон  байланысы мен  электрлік  өрттік  дабыл  беру  жүйесі  қарастырылған. 

4.2 Гидравликалық әсер ету кезіндегі қауіпсіздік әдістері

Мұнайдың  құрамында  парафиннің, асфальтендердің және шайырдың  көп болуынан қабаттың түп аймағында сүзілу сипаты нашарлайды.  Зерттеулер  көрсеткендей, көптеген  өндірістік  үлгілер  бойынша асфальтенді-шайырлы-парафин шөгінділері (АСПО) келесі орташа топтық құрамнан тұрады: парафин 20-30%, шайыр 10-15%, асфальтендер  30-45%.    Мұнайды көтерудің тиімді әдістерінің бірі, ұңғының түп аймағына термогазохимиялық  әсер ету әдісі  болып  табылады,  ол  1975 жылдан  бері қолданып  келеді.

Термогазохимиялық әсер ету әдісін енгізу, жарғыш зарядын АДС (аккумулятор  давления  для  скважин)  және оның  жануы үшін 220В кернеу  беру  арқылы  қолданумен  байланысты.

Өндірісте  ұңғының түп аймағына  термогазохимиялық әсер  ету кезінде  еңбек  қауіпсіздігі  көбіне  берілген технологияның жаңартылуына  және ұңғыларды  жерасты  және  күрделі жөндеу  бригадаларының техникамен  қамтамасыз  етілу  дәрежесіне және сондай-ақ  осы  жұмыстар кезінде жұмыскерлерді қауіпсіздендіру әдістерінің ережелерін оқытылуына  байланысты Термогазохимиялық әсер ету әдістері күндіз өткізілуі тиіс. Сағаның  жанында  АДС жинаудың бастау мезгілінде ұңғы өшіру  сұйығымен толтырылуы қажет, газдың жоғары және жинау операцияларының аймағына шығуын алдын алу үшін, ондағы гидростатикалық қысым 3 МПа болу керек.

АДС зарядтарын иницирлеу үшін электрлық импульсті беруді геофизикалық партияның лабораториясының типтік автомобилінің панелінен жүргізіледі.

Өнімді қабаттардың бір метрін өңдеу үшін, есептеу негізінде және тәжірибе бойынша 20 кг жарғыш қолдану қажет. 10 және 91 метрдегі өнімді қабаттардың қуаты өзгеруі кезінде, өңделетін ұңғылардың жанында біруақытта 150-300 кг-ға дейін жарғыш болуы мүмкін, сол үшін осындай жағдайда міндетті түрде өз жұмыс орнын тастап, қауіпсіз жерге баруы қажет.

Термогазохимиялық әсер етуді жүргізу алдында орнатылатын ЗП – 350 – 120 – 240 түріндегі задвижка (БПО – да)өндірістік қызмет ету базасында престеледі.

С.Нұржанов  кен орнындағы орташа қысымы 22,О МПа (220атм) ұңғының максимальды тереңдігі 2400 м, яғни орташа қысымы: 22,0 x 1,5 = 33,ОМПа (330 атм). Тығыздығы р = 1,0 т/м3 МПа болатын, 2400 м тереңдіктегі ұңғыны  сумен толтыру кезіндегі, қабатқа сұйық оқпанының гидростатикалық қысымын аламыз.

Ргидр = 2400х 1,0 = 24, ОМПа (240 ат)                                                              (4.2.1)

Бұл өлшем Ргидр ұңғының түп аймағына термогазохимиялық әсер етуді жүргізу үшін аз болады, яғни асфальтты – шайырлы – парафинді шөгінділердің, осылардың әсерінен қабаттың сұйықты жұту және де оның жоғары температурада жану және ұңғы қабырғаларының жылу әсерінен тез жойылуы есебінен АДС зарядының жануынан қабаттың түп аймағының өткізгіштігі жоғарлайды.

Осының әсерінен ұңғыдағы сұйық  төмендейді, гидростатикалық қысым қабат қысымынан төмен болады, онда су, газ және қабат энергиясы әсерінен лақтыру болады.

Сондықтан басу сұйығын ауырлату қажет, ол үшін мына формуланы қолданамыз:

Sсұй = =1,375 т/м3                                                                                                                                                (4.2.2)

мұнда: Sсұй  – сұйық тығыздығы

Р – жартылай қабат қысымы

Н – Ұңғы тереңдігі – 1,375 т/м3 аламыз.

Яғни, мұнай, газ шығуын алдын – алу үшін және жартылай қысым тудыру үшін, тығыздығы 1,375 т/м3 болатын өндіру сұйығын қолдану керек.

Ауырлату үшін әртүрлі минералдарды қолданады. Ауырлатқыштар түрінде көбінесе барит (тығыздығы 4,5 т/м3) және гематит (тығыздығы 5,19 – 5,28 т/м3).

4.3  Еңбекті қорғау және техника қауіпсіздігі бойынша шешімдер

Еңбектің қауіпсіз жағдайын қамтамасыз етуге және зиянды, жарылғыш-жанғыш заттардың шығуының алдын алуға бағытталған негізгі шаралар технологиялық аппараттардың және құбырлардың беріктігімен саңылаусыздығын қамтамасыз ету, алыстан басқару және өндірістік үрдістерді жоғары деңгейде автоматтандыру, газ бөлінуін жедел анықтау жүйелерінің (байланыс, ауаны бақылау және апаттық дабыл беру жүйелері) бар болуы және тұрақты жұмыс жасап тұруы, зиянды және жарылу қаупі бар өндірістерді жеке орындарда немесе ашық алаңдарда орналастыру, өндіріс бөлмелерінде желдеткіштерді қолдану, коррозияға шыдамды материалдардан жасалған жабдықтарды, құбырларды және аспаптарды қолдану, металл конструкцияларды коррозиядан қорғауды қамтамасыз ету, арнайы жабыны бар жабдықтарды қолдану және көп қабатты аппараттарды қолдану, апаттық бөлгіштердің болуы, коррозиядан қорғаудың технологиялық тәсілдері, алаулы оттық жүйелерінің бар болуы және олардың шығарылған газды тұрақты өртеп тұруы болып табылады.

Объектіні пайдалануға тапсырғаннан кейін құбар қалыңдығының өзгеруіне, жер бетіндегі жабдықтарда және құбырларда ұсақ жарықтардың пайда болуына қатаң бақылау жүргізіледі. Бақылау жүргізудің тәсілімен уақыты технологиялық регламентпен анықталады және химиялық, ақаулық зертханалармен бірге кәсіпорынның техникалық тексеру ұжымы жүргізеді.

Технологиялық жүйелерде апаттардың алдын алу және оның дамуына жол бермеу үшін апатқа қарсы құрылғылар қолданылады: ілмек, ілмек-реттеуші арматура, клапандар, бөлгіш және басқа ажыратқыш құрылғылар, қысым артуынан сақтандыратын қондырғылар, жалынды жою және өшіру құралдары, жарылысты өшірудің автоматты жүйелері.

Парафин шөгінділерінің сыйымдылықтары шекті жоғары деңгей дабылдарымен жабдықталған.

Коррозия және парафин шөгінділері ингибиторларын, метанол ертінділерін дайындау жұмысшының жанасыуынсыз жүзеге асырылады және жабық тәсілмен қарастырылған. Коррозия және парафин шөгінділері ингибиторларын беру желілерінде ілмек арматура орнатылған.

Коррозия және парафин шөгінділері ингибиторларына арналған сыйымдылықтар күн сәулесінің тікелей түсуінен сақталған.

Зиянда, жарылу және өртену қаупі бар заттар бөлмелерден желдету жүйелері арқылы шығарылады.

Жарылу және өртену қаупі бар бөлмелерде және сыртқы қондырғыларда (төмен қысымды газ тарату айырғышы, орта қысымды газ тарату айырғышы, мұнайды тұрақтандыру, конденсат айыру, отындық газды тазалау, отындық және жоғары күкіртті газды кептіру, сұйытылған пропанды фракцияландыру және төмен қысымды жоғары күкіртті газды салқындату қондырғылары, шығару манифольді, тесттік айырғыш, технологиялық суды тазарту жүйесі, құрамында көп мөлшерде тұз бар бұралқы сулар алаңы, алаулы оттық және жабық кептіру жүйелері алаңдары және т.б) автоматты өрт сөндіру және өрт дабылдары қарастырылған.

Автоматты көбікпен өрт сөндіру келесілерде қарастырылған: конденсат, коррозия және парафин шөгінділері ингибиторларын, метанол айдау сораптарында және алаулы оттық айырғыштарында.

Жоғары қысыммен жұмыс жасайтын аппараттармен жабдықтар сақтандырғыш клапандармен, ілмек арматурамен, технологиялық параметрлерді автоматты бақылау, өлшеу, реттеу құралдарымен қамтамасз етілген.

Парафин шөгінділері ингибиторларын сақтайтын резервуарлармен сыйымдылықтар зиянды заттардың төгілуін болдырмау үшін сұйық деңгейіналыстан өлшеу құралдарымен, шекті жоғары деңгей дабылымен және шекті жоғары деңгейге жеткенде сұйықты беруді автоматты тоқтату жүйесімен жабдықталған.

Жұмыс орнына жақын және жұмысшы өткедерде орналастырылған сыртқы температурасы 45*С жабдықтардың ыстық беттері және құбырлар сақтандырғыш қаптармен немесе еденнен не алаңнан 2м. биікте жылулық оқшауландырылған.

Ашық сораптық жабдықтар сораптармен жұмысшыларды күн радиациясынан, шаңнан, құм және қар борауларынан қорғау үшін аспалармен және қалқандармен жабдықталған.

Парафин шөгінділері ингибиторларын айдау компрессорлары шуының деңгейі – 85дБ, ауа компрессорныкі – 82Дб. шуды төмендету шаралары қарастырылған.

Парафин шөгінділері ингибиторларын айдау ортадан тепкіш сораптары білігінің дірілдеу деңгейі тұлғаға қатысты-28 микрон, бұл шекті мүмкін шамадан айтарлықтай төмен, ал ауа компрессоры білігінің дірілі тәжірибеде нөлге тең.

Технологиялық жабдықтардан болатын дірілмен шуды азайту үшін шуылдайтын және дірілдейтін механизмдер қаптармен қапталған, иілгіш байланыстар, сепімді төсемдер және серіппелер қондырылған, ауыр дірілдейтін жабдықтар жеке іргетастарға орналастырылған, діріл қаупі жоқ және аз шуылдайтын машиналар қолданылған, діріл және шу болатын жұмыс орындарында жұмыс уақыты қысқартылған.

Апат нәтижесінда адамға зиянды және қаупі заттардың әсері болуы мүмкін учаскелерде 200л. суы бар апаттық душтар, көз жуатын фонтандар бар.

Технологиялық қондырғылардың әрбір алаңдарының екі жағында ұнтақпен өрт сөндіргіштер, алғашқы өрт сөндіру құралдары, өрт гидранттары орналастырылған. 

4.4  Өрт пен газды анықтау

Өртпен газды анықтау жүйесінің міндеті от немесе газ шығуын анықтау, апаттық тоқтату жүйесін іске қосу, көбікпен және сумен өртті сөндіруді, босату жүйесін іске қосу, жылу және желдету жүйелерін ажырату, жұмысшыларды, қоршаған ортаны және күрделі қаржыларды максималды қорғау мақсатында дабылдарды іске қосу болып табылады.

Өртті анықтау аспаптары өрттің пайда болуы қондырғыға үлкен қауіп төндіреді деп қарастырылған жерлерде қондырылған.

Өртті анықтау жүйесінің мақсаты:

  • өртті дер кезінде анықтау;
  • жұмысшыларға қауіп туралы хабар беру;
  • апаттық тоқтату жүйесін іске қосу;
  • өрт сөндіру және өрттен қорғау жүйелерін іске қосу.

Өрт детекторлары өрттің алғашқы белгілерін анықтау үшін әрбір алаң үшін жеке таңдалған.

Өрт детекторларын орналастыруда келесілер ескерілген:

  • желдету ауасы ағынының сипаттамасы;
  • ыстық жанғыш газдардың күтілетін ағысы;
  • біліктермен, жабдықтармен немесе құбырлармен экрандау;
  • технологиялық жүйелерді пішіндеу;
  • технологиялық қызмет көрсету және сынау үшін байланыстар.

Сызықтық жылулық детекторлар ашық алаңдарда орналастырылған қауіпті ыдыстармен сораптарда қолданылады.

Апаттық дабылдарды қолмен іске қосу пункттері алаңның барлық жерінде және оператор бөлмесінен шыға берісте орналастырылған. Бұл пункттер “Айнаны сындыр” деген түрде болады. Олар іске қосылған уақыттан бастап айнаны ауыстырып қолмен қайта орнына қойылғанша қосылған күйінде қалады.

Тұрақты анықтау жүйелері “Өрт дабылдарымен газ анықтағыштардың орналасуы” сызбасында көрсетілген белгілі орындарда қондырылған.

Газ анықтау жүйесі келесілерге мүмкіндік береді:

  • улы газдарды анықтау және жұмысшыларға қауіп туралы хабар беру;
  • барлық территорияда дыбыстық дабылды қамтамасыз ету;
  • жылу және желдету жүйелерін апаттық тоқтатуды жүзеге асыру;
  • апаттық тоқтату жүйесінің алдын алу шараларын іске асыру және өрт көздерін оқшауландыру.

Улы газдарды анықтау алаңның барлық жерінде орналастырылған жылжымайтын H2S детекторларымен жүргізіледі. Детекторлар H2S-тің белгіленген 5 nnm (төменгі деңгей) 20 nnm (жоғары деңгей) шоғырлануында өздігінен іске қосылады және “өртпен газдың  пайда болу себептері” сүлбесінде көрсетілгенлей дабыл және апаттық тоқтату жүйелерін іске қосады, жылу жүйесін ажыратады.

Әкімшілік бөлмелерде ауаның иондалған детекторлары және жылулық СП-детекторлар қолданылады. Жанғыш және улы газдарды анықтау үшін электрохимиялық, металл тотығынан жасалэлектрохимиялық, металл тотығынан жасалған қатты денелі дәл анықтау детекторлары қарастырылған. Апаттық дабыл графикалық имитатор көмегімен дисплейде көрсетілу үшін тізбекті байланыс арқылы PLC бақылау жүйесіне беріледі.

Отпен газға арналған дисплейде графикалық имитатор PLC бақылау жүйесінің ажырамас құрамдас бөлігі болып табылады. Бақылау панелі диспетчер бөлмесіндегі негізгі басқару пультінен көрінеді.

Бақылау жүйесінің артық батареялары және зарядтау жүйесі бар бұл алаңға электр қуатын беру тоқтаған кезде бақылау жүйесін тізбектей өшіруге мүмкіндік береді. Артық батареялар екі сағат пайдалануды қамтамасыз етеді.

4.5  Өнеркәсіп орындарының қауіп санатын анықтау 

Өнеркәсіпорындарының қауіп санатын есептеу «Атмосфераға шығаратын  ЛЗ-дың массасы және түрінің құрамына байланысты істеп тұрған өнеркәсіпорындардың қауіпті санаттарға бөлу рекомендациясы», Алматы,  1991 ж.

Қауіп  санатын (ӨҚС)  келесі теңдеуден  шығарады: 

ӨҚС =

мұндағы  Мі – шығарынды і – заттың масасы, m/ жыл;

ШРКі – і – заттың орташа тәуліктік ШРК, мг/м3;

n-өнеркәсіпорындармен шығарылатын ЛЗ-дың мөлшері:

αі -бұл шексіз мөлшері, і – затпен күкіртті газдың зияндылық дәрежелерін қарастыруға рұқсат береді, 4.5.1 кесте бойынша анықталады.

4.5.1 кесте

Қауіптілік класы әртүрлі заттар үшін  αі – мөлшері

 

Тұрақты Қауіптілік класы
αі 1 2 3 4
1,7 1,3 1,0 0,9

4.5.2 кесте

Өнеркәсіп орындардың қауіп санаты бойынша топтамасы

Өнеркәсіп

орнының қауіп  санаты

ӨҚС  мәндері Ескертулер
1 ӨІС >106 Өнеркәсіпорындардың жалпы шығындарының құрамында 1–ші қауіп класқа жататын Л3 маңызды мөлшерде бар. 1– 2 өнеркәсіпорындары бар кіші қалаларға тән немесе 5–10 өнеркәсіпорындардың бар ірі қалаларға тән.  Өнеркәсіпорындардың шығындары қаланың жалпы шығындарынан 60–70 % – ін құрайды.
2 106 > ӨІС> 104 Бір немесе бірнеше л3-дың ШРК – дан асатын шығындардың үлкен көлемі. 3–8 өнеркәсіпорындары бар кіші қалаларға бар ірі қалаларға тән. Өнеркәсіпорындардың шығындары қаланың жалпы шығындарының көлемінен 30% – ке дейін құрайды.
3 104> ӨІС > 103 Көп мөлшерлі топ, өнеркәсіпорындарының шығындары қаланың жалпы шығындарынан 5-10% құрайды.
4 ӨІС< 103 ЛЗ-ды аз шығаратын кіші  өнеркәсіпорындары.

Өнеркәсіпорындарының  шығындары

қаланың жалпы шығындарының 1-5%

құрайды.

Шығарылатын заттардың Мі/ШҚКі<1 болса, оларды кәсіпорынның қауіптілік санатын есептеген кезде, есепке алмайды және нөльге  тең деп алады.

Егер заттың  орташа тәуліктік ШРК-сы жоқ болса, онда барынша  біріншілік  ШРК,  ӘКДШ-жердің  қауіпсіз деңгей шамасы немесе жұмыс белдемінің  ауасындағы  заттың    ШРК  шамасының  10 есе  кішірейтілген  мәнін қолданады.

Ал   егер де кейбір  заттарға   ШРК  мен  ӘКДШ   жасалмаған  болса, онда   КҚС-н  мәнін  шығарынды  заттардың салмағына  тең  деп  алады.

ӨҚС–тың мөлшері бойынша өнеркәсіп орнында 4 қауіп санатына бөлінеді, олар жоғарыда 4.5.2 кестеде көрсетілген.

4.6 Атмосфераны ластайтын заттардың ШРШ-мен жалғыз тұрақты көзден шыққан барынша жергілікті концентрацияның есептелуі 

ШРШ–ны және барынша жергілікті концентрациясының есептелуі  «Өнеркәсіп  орнынан   шығатын  заттардың  құрамындағы  ластағыш  заттардың  атмосферадағы  концентрациясы»  бойынша  есептелінеді.

Оны  есептеу  жолы  келесі  формула  арқылы  жүзеге  асады.

ШРШх=                                                                          (4.6.1)

Мұнда,  ШРК-барынша  біріншілік  ШРК,  мг/м3;

С-берілген елді мекеннің ауасындағы бұл заттың айлық  концентрациясы,  мг/м3;

Н-құбыр биіктігі, м;

А-стратификациялау  коэффициенті-120,(РҚ үшін 200-ге тең);

V-уақыт  бірлігінде шығарылатын, түтін газдар көлемі,м3/с;

∆ Т-қоршаған ауамен салыстырғанда газдардың  жоғарғы температурада  қызуы,   0С;

F-атмосферадағы қоспаларының тұну жылдамдығын анықтау үшін өлшемсіз коэффициенті (газдар және ұсақ дисперсті  аэрозольдер  үшін  F=1  болады):

m және  n-қоспаның  шығу  көзінің  жағдайын  ескеретін  өлшемсіз  коффициенті;

h-жер бедерінің әсерін және қолайлы ауа-райы жағдайларын сипаттайтын коэффицент (h = 1 тегіс жер үшін);

суықты бөлетін көздер үшін ШРШ келесі формуламен есептеледі;

ШРШх=                                                                          (4.6.2)

мұнда: Д- шығару көзінің диаметрі, м.

ШРШ есептелуі

Күкірт диоксидінің жергілікті алғашқы концентрациясын және шекті рауалы шығарындысын анықтау, егер күкірт диоксидін шығаратын қазанның түтінді құбырының биіктігі Н=40м. диаметрі В=14 м. шыққан күкірт диоксидінің қуаты М=12г/сек. тең, түтінді газдардың орташа шығу жылдамдығы w0= 7 м/сек тең, түтінді газдардың температурасы Т = 1200С, ШКРSO2 атмосфералық ауада 0,5мг/м3,оның шектелген концентрациясы 0,05 мг/м3 тең.

Есептеу жолы. Жалғыз тұрақты шеңбер диаметрінің ШРШ келесі формуласымен анықтаймыз:

ШРШx =                                                                                (4.6.3)

f және Vm параметрлеріне қарай m және n коэфициенттер мәндері анықталады:

f = 1000                                                               (4.6.4)

мұнда: w0 – газ  шығарылуының  орташа жылдамдығы, м/с;  f < 100  болған  кезде, онда:

=                        (4.6.5)

f < 100  болған кезде, n коэффиценті V1 және Vm   мәндеріне тәуелді болып анықталады:

V1= w0=                                                                                (4.6.6)

Vm=

(4.6.7)

<  болған кезде,

n=0,532×Vm2– 2613× Vm+3,13=06532×1,95- 2,13×1,95+3,13=1

онда, күкірт диоксиді үшін:

ШРШ=

Күкірт диоксидінің  жергілікті концентрациясы, бұл белгілі ластаушы көздер үшін келесі формуламен анықталады:

Қорытынды

–кен орнының алғашқы геолого-геофизикалық зерттеулер 1932-34 жылдары жүргізілді.

1963 жылдың сәуір айында С.Нұржанов кен орнындағы №1 ұңғымадан алғашқы рет мұнай мен газ атқылады, алынған мұнайдың тәуліктік орта өнімі 67,2 т/тәулік. 1963 жылы 53,6 мың т/тәулік мұнай, 8982,5 мың текше метр газ өндірілді. Бұл кен орны мұнай өндірудің ең жоғарғы мөлшері 986,122 мың тоннаға 1978 жылы жетті.

Бұл дипломдық жобада С. Нұржанов кен орыны бойынша қабаттың мұнайбергіштігін көтеру үшін колданылатын қабатты гидравликалық жару әдісі қарастырылған. Қабатты гидравликалық жару технологиясы 2005 жылдан бері қолданылатындықтан, бұл тәсіл жетілдірілген болып есептеледі, және бұл тәсіл қабаттың мұнай бергіштігін арттыру жолдарының ең тиімдісі болып табылады. Қабатты гидравликалық жару технологиясын жүзеге асыруда осы заманғы озық жабдықтар және жаңа технологиялар қолданылды.

50-жылдық тарихы бар бұл кен орынында бүгінгі таңда 173 ұңғыма бар. Осы ұңғымаларды игеру барысында қабаттың мұнайбергіштігін арттыру әдістерін тиімді пайдаланса, мол өнім беретіні анық. Бұл көрсеткіштер арқылы біз С.Нұржанов кен орынының Қазақстаның мұнай газ саласында үлкен орын алатынын көреміз.

С.Нұржанов  кен орнының экономикалық тиімділігінің табыстық бөлігін анықтау, операциялық және ағымдағы тікелей шығыны, берілген жоба бойынша күрделі кірісін анықтау болып табылады.

Бұл есептеу пайдалану шығынының қосындысын анықтауға және салық салынатын табысын есептеуге арналған.

С.Нұржанов  кен орнының экономикалық тиімділігін бастапқы 10 жылға дейін есептеу қарастырылған. Есептеу екі нұсқа бойынша орындалады және игеру жүйелерімен ерекшеленеді: І-нұсқа орындалатын игеру жүйелері, ІІ-нұсқа игеру процесінде реттеу әдістерін қолдану және өндірілетін жаңа ұңғымаларды бұрғылау.

Мұнайдың  құрамында  парафиннің, асфальтендердің және шайырдың  көп болуынан қабаттың түп аймағында сүзілу сипаты нашарлайды.  Зерттеулер  көрсеткендей, көптеген  өндірістік  үлгілер  бойынша асфальтенді-шайырлы-парафин шөгінділері (АСПО) келесі орташа топтық құрамнан тұрады: парафин 20-30%, шайыр 10-15%, асфальтендер  30-45%.    Мұнайды көтерудің тиімді әдістерінің бірі, ұңғының түп аймағына гидравликалықлық  әсер ету әдісі  болып  табылады.

Еңбектің қауіпсіз жағдайын қамтамасыз етуге және зиянды, жарылғыш-жанғыш заттардың шығуының алдын алуға бағытталған негізгі шаралар технологиялық аппараттардың және құбырлардың беріктігімен саңылаусыздығын қамтамасыз ету, алыстан басқару және өндірістік үрдістерді жоғары деңгейде автоматтандыру, зиянды және жарылу қаупі бар өндірістерді жеке орындарда немесе ашық алаңдарда орналастыру, өндіріс бөлмелерінде желдеткіштерді қолдану негізі болып табылады.

You May Also Like

Ою-өрнек–тіршілігіміздің ажарын ашатын рухани құндылық, ғылыми жоба

Аннотация Ұлттық  дүниетаным ерекшелігін  танытатын ою-өрнек саласын заман  талабына сай жетілдіріп көркем  рухани…

Ұлттық сусынды ұлықтай білейік, ғылыми жоба

Бағыты:  гуманитарлық Секция:  мәдениеттану Ғылыми жобаның тақырыбы:   Ұлттық сусынды ұлықтай білейік Аннотация…

Қымыз-пайдалы дәрумендер жиынтығы, ғылыми жоба

Ең үздік ғылыми жоба «Қымыз-пайдалы дәрумендер жиынтығы» Орындаған: Афанасьева Анастасия Қымыз –…

Пияздың құпия қасиеттері, ғылыми жоба

Пияздың құпия қасиеттері Мазмұны Кіріспе ………………………………………………………………………………………………….1 Зерттеу бөлімі 1.Пияздың құпия сырлары……………………………………………………………….2 Пияздың…