МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын бойынша жалпы мәлімет
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Мұнайгаздылығы
1.5 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
1.6 Газ, конденсат және мұнайдың геологиялық және қалдық
2 Кен орынды игеру жүйесі
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
2.1.1 Игеру кешендерін таңдау
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасуын талдау
2.1.3 Кен орынның игеру режимдері
2.1.4 Кен орынды игеруді бақылау мен реттеу (01.01.2010)
2.2 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы
2.3 Көмірсутектер кенішіне әсер ету әдістері
2.3.1 Қабатқа газ айдау
3 Газ өндіру техникасы мен технологиясы
3.1 Өндіру техникасын таңдау және тағайындау
3.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің,
Газ өндіру технологиясы
3.4 Ұңғыны пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
3.5 Ұңғыны пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және
3.6 Ұңғы өнімдерін кәсіпшілік дайындау және дайындау жүйесіне
4 Арнайы бөлім
4.1 Диплом жобасының тақырыбы бойынша талдау
4.2 Жаңа техника және технологияны қолдану
4.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу
5 Экономикалық бөлім
5.1 Қарашығанақ кен орнын игерудің технико-экономикалық көрсеткіштері
5.2 Енгізілген жаңа техника мен технологияның экономикалық тиімділігін
6. Еңбекті қорғау
6.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлар
6.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғау шаралары
7 Қоршаған ортаны қорғау
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау
7.2 Су ресурстарын қорғау
7.3 Жер ресурстарын қорғау
7.4 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және
7.5 Жануарлар және өсімдіктер әлемін қорғау
7.6 Кәсіпшілік қалдықтар, қалдықтар көлемі және оларды жою
7.7 Ұңғыманың апаттық фонтандау кезіндегі атмосфераға валдық тастандылар
ҚОРЫТЫНДЫ
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Қосымша А
Қосымша Б
Қосымша В
Қосымша Г
Қосымша Д
Қосымша Е
КІРІСПЕ
Мұнай және газ өндірісі қазіргі таңда Қазақстан Республикасының
Қарашығанақ газконденсатты кен орыны Оралдың мұнайбарлау экспедициясының көмегімен
Қазіргі таңда Қарашығанақ игерудің барлық кезеңін сәтті жүріп
Барлық кен орындарға тиеселі маселенің бірі ол –
Технологиялық режим газ бен конденсаттың оптималды дебиттері, сонымен
Жабдықтардың тиімді нұсқасын таңдау арқасында көптеген кері әсерін
Сондықтан Қарашығанақ кен орнында ұңғының оптималды режимін орнату
1 Геологиялық бөлім
Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Қарашығанақ МГККО Батыс – Қазақстан облысының батысында, Бөрлі
Қарашығанақ мұнай-газконденсатты кен орнын игеру жоба бойынша төрт
Аудан климаты континентальды. Температура қыста -400С-қа дейін жазда
Гидрографиялық жүйе кен орыннан солтүстікке қарай Орал өзенімен,
Оңтүстік-шығыс және солтүстік-батыс бағыттағы желдер басым болады. Негізінде
Орфографиялық қатыста аудан сирек кездесетін аңғарлар мен арқалықтар
Ақсай – Орынбор, Орал – Орынбор секілді үлкен
Стратиграфия
1988 жылғы қорды есептеу кезіндегі, есеп беруде қиманың
Қарашығанақ кен орнында бұрғылау арқылы кайнозой, мезозой және
Қарашығанақ кен орнының литологиялық-стратиграфиялық қимасы 2-суретте келтірілген. Суреттен
Палеозой тобы – PZ
Девон жүйесі –D
Бұрғылау арқылы ашылған ең көне шөгінділер – төменгі,
Төменгі бөлім – D1
Д3, ДР7 және ДР8 ұңғымаларының салынуын негіздеу кезіндегі
Бұрғылау арқылы ашылған төменгі девон шөгінділерінің максималды қалыңдығы
Орта бөлім – D2
Орта девон шөгінділері эйфель және живет жікқабаттары көлемінде
Эйфель жікқабаты – D2ef
Төменгі, дифференциалданбаған афон, жарым-жартылай бий және койвен горизонттарының
Живе жікқабаты – D2g
Жиі органогенді, кониконхилді күңгірт, тіпті қара әктастардан, сирек
Жоғарғы бөлім – D3
Жоғарғы девон шөгінділері фран және фамен жікқабаттарымен келтірілген.
Фран жікқабаты – D3f
Д1 және Д2 ұңғымаларында сәйкесінше 5701-5916м және 5934-6093м
Фамен жікқабаты – D3fm
Фамен жыныстары кен орнында көптеген ұңғымалармен ашылған, бірақ
Таскөмір жүйесі – С
Таскөмір жүйесінің шөгінділері кен орынның барлық территориясында ашылған
Төменгі бөлім – С1
Төменгі таскөмір түзілімдеріне турне, визе және серпухов жікқабаттары
Турне жікқабаты – С1t
Турне жікқабатының жыныстары литологиясы бойынша біршама ғана өзгешеліктері
Визе жікқабаты – C1v
Визе жікқабаты балдырлы-сферолитті әктастардың органогенді-сынықты немесе қошқыл түсті
Серпухов жікқабаты – C1s
Ол таяз сулы, кедертастық және салыстырмалы терең сулы
Орта бөлім – C2
Башқұрт жікқабаты – С2b
Орта бөлімінің шөгінділері тек башқұрт жікқабатымен келтірілген. Бұрғылау
Пермь жүйесі – P
Пермь шөгінділері кен орнында бұрғыланған тіпті барлық ұңғымалар
Төменгі бөлім – P1
Пермь жүйесінің төменгі бөлімінің құрамында ассель, сақмар, артин
Ассель жікқабаты – P1a
Ассель жасты биогермді әктастар, сирек кездерде доломиттер мен
Сақмар жікқабаты – P1s
Кедертастық фикцияда балдырлы, мшанды, тубифитті және криноидті-балдырлы боз
Артин жікқабаты – P 1ar
Қиманың кедертастық түрінде биоморфты-детритті әктастармен, сирек кездерде екінші
Кунгур жікқабаты – P1k
Кен орын шегінде барлық жерлерде дамыған. Палеонтологиялық және
Филлипов горизонты – P1kf
Филлипов горизонтының шөгінділері кен орында бұрғыланған барлық ұңғымалармен
Ирень горизонты – P1kir
Терригенді қабатшалары бар тұздылы шөгінділермен келтірілген. Горизонт қалыңдығы
Жоғарғы бөлім – P2
Пермь жүйесінің жоғарғы бөлімінің шөгінділері уфа, қазан және
Уфа жікқабаты – P2u
Ұңғымалармен күмбезаралық мульданың шегінде ашылады және литологиялық қатыста
Қазан жікқабаты – P2kz
Күмбезаралық мульданың даму шегінде әр түрлі жерлерде таралған.
Татар жікқабаты – P2t
Көкшіл дақтары бар қоңыр түсті, тығыз, еңкіш қабатты
Мезозой тобы – MZ
Триас жүйесі – T
Кен орын шегіндегі триас жүйесінің шөгінділері әр жерлерде
Юра жүйесі – J
Қарашығанақ кен орнының шегіндегі юра жүйесінің түзілімдері орта
Орта бөлім – J2
Төменгі бөліктегі орта юралық шөгінділердің терригенді қатқабаты шартты
Жоғарғы бөлім – J3
Жоғарғы юра шөгінділері келловей-оксфорд-кембридж жыныстарымен фосфорлы тақта
Юра жүйесі шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 22 м (№126
Бор жүйесі – K
Бор жүйесінің шөгінділері шартты түрде тілімделген валанжин-готер түзілімдері,
Валанжин-готер шөгінділері сирек кездесетін мергель қабатшалары бар саздар
Апт жікқабаты негізінде фосфориттері бар ұсақ түйірлі құмтас
Бор жүйесі шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 12м (№ 12,
Неогендік жүйе – N
Неоген шөгінділері төменгі бор, юра және триас әр
Төрттік жүйе – Q
Антропогенді жүйенің жыныстары, малтатас линзалары және саздар қабатшалары
Қарашығанақ кен орнының өнімді горизонтының жамылғысы бойынша құрылымдық
Тектоника
Қарашығанақ кен орны Каспий маңы ойпаңының шөгінді тысының
Кен орын, амлитудасы 400м аралығындағы, солтүстіктен доға тәрізді
Каспи маңы ойпаңының шөгінді қабат қималарында тектоникалық әсерлерге
Қарашығанақ мұнай-газоконденсатты кен орнының негізгі карбонатты массиві Каспий
Визе-башқұрт этаждығының құрылымы, одан көнелермен салыстырғанда, кен орнында
Ерте пермь құрылымдық этаждығына кедертас салу таскөмір негізінің
2004 жылғы мәліметтерден көретініміз төменгі перм құрылымдары 135
Орта құрылымдық этаж тұзды тектониканың дамуымен ерекшеленеді және
Тұз асты құрылымның орталық бөлігі жоспарда күмбезаралық мульдаға
Мұнайгаздылығы
Негізгі игерілетін мұнай-газоконденсатты кеніш жоғарғы девон (фамен), таскөмір
№ 15 барлау унгысында 5630-5754 м терендик интервалында
Кунгур шөгінділерінің мұнайлығы №112 пайдалану ұңғысымен орнатылған. Бұл
Минус 5000м белгісінен төмен қарай мұнай аймағы жатыр.
№13 ұңғыма зерттеулерінің нәтижелері бойынша минус 5130 белгісінен
Қарашығанақ кен орнының барлау және пайдалану ұңғымаларында жүргізілген
2004 жылы П-13, 20 жане 9 уңғыларында
Ұнғыны игерудің алғашқы кезеңдерінде қабат суының пайда болуы,
Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан. Пермь
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842
парафиндер 3,37%, шайырлар 3,08%, асфальтендер 0,39% масс. бойынша;
1.1 - кесте
Ұңғы өнімінің құрамы
Ұңғы номері
33
44
Перфорация интервалы, м. 5120-5155 5127-5156
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2
С3
С4
С5 14,39 15,73
N2
CO2
H2S
Газ, конденсат және мұнайдың геологиялық және қалдық қорларын
Көмірсутектердің төменгі пермьдік жоғары девондық мұнай, газ, конденсатты
Бос газ, конденсат, мұнай және онда еріген газ
Ұңғымалар бойынша мұнай газға қанығушылық коэффициенті әрбір объект
Қорларды есептегенде 100 метр қалыңдықтар бойынша параметрлер өлшенді
2 Кен орынды игеру жүйесі
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
Қазіргі таңда Қарашығанақ кен орнында газконденсатты және мұнай
Қабат қысымы мен газ факторы мәндерінің жоғары болуы,
Кен орынның игеру көрсеткіштері уақыт бойынша өзгеру сипаты,
Қарашығанақ кен орнын игеру кезеңдеріндегі негізгі көрсеткіштер: 1-игеру
Қазіргі таңда Қарашығанақ кен орнында 2М игеру кезеңі
газды максималды өндіру 27,5 млрд. ст. м3/жыл;
газ айдау 2001 жылдан басталды. Қазіргі таңда айдау
4-14,4 млрд. ст. м3/жылына газ сату бойынша жоба
басқа да газды қолдану нарығы, ОГП және Батыс
сұйықты максималды өндіру 27,5 млн тонна/жыл;
КТК-ға 7 млн тонна/жыл 12.2001 жылдан басталды;
ОГП-ға 4млн тонна/жыл;
артық өнім Самараға және кен орынның өзінде орналасқан
мұнай ұңғымаларынан өнімді өндіру кезінде приоритизациялау арқылы кен
І және ІІ объект ұңғымаларынан газды өндіруді қысқартып,
газдың 40%-ын айдау арқылы қабат қысымын ұстау және
Осы қойылған талаптарды орындау үшін контракттық периодтың алғашқы
Жүйе жағдайының картасының анализі көрсеткендей [4]:
коллектордың жалпы және гомогенді құлдырауы өндірудің 40 жылынан
коллектордың жоғарғы бөлігінде газға қанығу жоғары мөлшерде болады.
газ телпегінің кейбір аумақтарында сұйық мөлшерінің көп болуы
мұнай отрочкасының көп бөлігінде сұйық мөлшерінің көп болуы.
2.1.1 Игеру кешендерін таңдау
Көп қабатты газдыконденсатты және мұнай кен орындарын игеру
Сонымен кенорын үш игеру объектісіне бөлінеді: I объект
Келесі бұрғылау қабатының флюидтерді қанығушылық мінездемесін нақты анықтауға
Газ және газконденсатты кен орындарын игеру мен пайдалану
Ұңғылардың технологиялық жұмыс тәртібі. Бұл шығым мен түп
Ұңғы жұмысының технологиялық режимі нақтылы және есепті деп
Технологиялық есепті режим. Газ кен орындарын игеру жобасын
Бұл есептеулер техника-экономикалық көрсеткіштер құрамында қажетті ұңғы санын,
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасуын талдау
Белгіленген пайдаланушы объектілерінде ұғылардың өзіндік торлары қарастырылады. Айдау
III объекттің пайдалану ұңғымаларын жоспарлау үшін келесідей критерилер
горизнтальды ұңғымалар коллекторлардың жоғары өнімді аймағында орналасқан, негізінен
жалпы 30 жаңа горизонтальды ұңғымалар бұрғылау болжанды және
вертикальды ұңғымалар коллектордың біртексіз және жоғары тиімді қабаттарында
Газдыконденсатты объектті игеруде пайдалану ұңғымаларын жоспарлауда келесі критерилер
II объектте жаңа ұңғымалар бұрғылау мұнай жиегінің көп
II объект төменгі бөлігіне ұңғымалар бұрғыланып ( 4800-4950
I объект соңғы орында игеріледі;
I және II объекттерді бір уақытта бөлек 8
Барлық игерудің нұсқалар критериясына байланысты жаңа ұңғымаларының орналасуы
Пайдалану ұңғылары толық барланған және пайдалануға дайын кен
Қазірі таңда Қарашығанақ кен орнында пайдалану ұңғымалары төмендегідей
I-ші объект бойынша – ұңғыма жоқ;
II-ші объект бойынша – 13 ұңғыма (№ 106,
II+III-ші объект бойынша – 30 ұңғыма (2д, 20д,
III-ші объект бойынша – 38 ұңғыма (15, 117,
2.1.3 Кен орынның игеру режимдері
Ұңғылардың негізгі қорына терең зерттеулер тек 1998 ж
2006 жылдың 1-ші қаңтарында Қарашығанақ кен орнында
Сол жылы қабат қысымын мына белгіге өлшенді. I-ші
2005 жылдың қаңтар айында қабат қысымының өлшеудің
01.01.2005 жылы изобар картасы ауданның өсуімен
Игерудің 5 жылында 01.01.05 ж дренаждау ауданының кеңеюімен
І-ші және ІІ-ші объектілердегі қабат қысымы төмен зонадағы
Жаңа депрессиялық зоналардың болуы №203, 231, 310, 313,
Алдында алынған мәндерді талдай отырып, келесі шешімге келеміз.
1984ж бастап 1999 ж-ға дейінгі жұмыс істеп тұрған
2000 ж кейін пайдалануға енгізілген І-ші игеру объектісінің
2000 ж-дан бастап енгізілген және кен орынды
Сонымен қысымның қалпына келуінің орташа мәні:
І-ші игеру объектісіндегі ұңғылар үшін 102 тәул/МПа;
І+ІІ игеру объектісіндегі ұңғылар үшін - 170 тәул/МПа;
І+ІІ+ІІІ игеру объектісіндегі ұңғылар үшін - 266 тәул/МПа;
ІІ+ІІІ игеру объектісіндегі ұңғылар үшін - 143 тәул/МПа
Игеру обьектілері бойынша ұңғылардағы қабат депрессиясы келесідей өзгереді
2.1 - кесте
Игеру обьектілері бойынша қабат депрессиясы
Игеру обьектісі Ртүп, МПа – минималды мәні
I-ші 0.4 (№118 ұңғыма) 23.9 (№101 ұңғыма)
0.5 (№10 ұңғыма) 8.3 (№621 ұңғыма)
I+II-ші 0.6 (№104 ұңғыма) 24.9 (№115 ұңғыма)
0.7 (№606 ұңғыма) 13.4 (№628 ұңғыма)
9.0 (№628 ұңғыма)
I+II+III-ші 1.1 (№116 ұңғыма) 4.8 (№116 ұңғыма)
II-ші 0.4 (№9 ұңғыма) 21.3 (№7 ұңғыма)
0.8 (№163 ұңғыма) 16.3 (№806 ұңғыма)
II+III-ші 0.5 (№305 ұңғыма) 9.5 (№319 ұңғыма)
0.5 (№324 ұңғыма) 17.5 (№809 ұңғыма)
13.9 (№804 ұңғыма)
III-ші 0.9 (№920 ұңғыма) 7.1 (№713 ұңғыма)
2.1.4 Кен орынды игеруді бақылау мен реттеу (01.01.2010)
Кен орынды игеруді бақылау пайдалану процесін бақылаудың тиімділігі
Игеру объектісіне комплексті зерттеу мен бақылау жүргізу периодтық
01.01.2010 ж келетін соңғы мәліметтерге сәйкес Қарашығанақ кен
Геологиялық-техникалық себептерге байланысты 47 ұңғыманың жұмысы тоқтатылған, оның
01.01.2010 жылғы мәліметтерге сәйкес қазіргі таңда Қарашығанақ кен
01.01.2010 жылы техникалық режим арқылы өндіруге дайын
I-ші объект бойынша – ұңғыма жоқ;
II-ші объект бойынша – 13 ұңғыма (№ 106,
II+III-ші объект бойынша - 30 ұңғыма (2д, 20д,
III-ші объект бойынша - 38 ұңғыма (15, 117,
Атап кету керек, 1999 жылдың майынан 2003 жыл
2007 жылда Қарашығанақ кен орнында №9806 (екі оқпанды)
Есеп беру уақытында үшінші игеру объектісінде екі көденең
2010 жылы ағымдағы игеру кезеңінде 81 өндіру ұңғымалары
2010 жылғы пайдалану рапорты бойынша ұңғымалар саны келтірілген
2.2 - кесте
2010 жылы пайдалану рапорты бойынша пайдалану ұңғымаларының саны
I квартал II квартал III квартал IV квартал
Қаң Ақп Наур Сәу Мам Маус Шілд Там
Өндіруші рапорт бойынша 70 71 72 71 72
Айдаушы рапорты бойынша 14 14 14 14 14
2010 жылдың ішіндегі жұмыс істеген қордың динамикалық өзгерісі
2.3 - кесте
2010 жылдың ішіндегі жұмыс істеген қордың динамикалық өзгерісі
Объектілер Қан Ақп Нау Сәу Мам Мау Шілд
I-ші объект - - - - - -
I+II-ші объект - - - - - -
II-ші объект 14 14 15 14 15 14
II+III-ші объект 31 32 32 32 32 32
III-ші объект 25 25 25 25 25 24
I+II+III-ші объект - - - - - -
Барлығы: 70 71 72 71 72 70 73
2001 жылдың аяғынан қазіргі уақытқа дейін пайдалану коэффициенті
2009 жылғы пайдалану коэффиценттерінің көрсеткіштері төмендегі кестеде келтірілген
2.4 - кесте
2009 жылғы пайдалану коэффиценттерінің көрсеткіштері
Айлар Қолдану коэффициенті -
орташа мәні Жұмыстағы ұңғыма саны Пайдалану коэффициенті -
орташа мәні
Қаңтар 0,508 70 0,711
Ақпан 0,623 71 0,859
Наурыз 0,645 72 0,887
Сәуір 0,660 71 0,893
Мамыр 0,613 72 0,818
Маусым 0,607 70 0,832
Шілде 0,583 73 0,767
Тамыз 0,540 70 0,733
Қыркүйек 0,560 72 0,739
Қазан 0,529 72 0,698
Қараша 0,609 71 0,807
Желтоқсан 0,548 69 0,755
РД 39-4-699-82 «Мұнай кен орындарын геолого-физикалық, гидродинамикалық және
барлық ұңғымаларға байланысты конденсаттың, мұнайдың және газдың дебиті
мұнай ұңғымалары бойынша газ факторын есептеу керек;
газконденсатты ұңғымалар бойынша конденсато-газ факторын есепке алып отыру
сағадағы динамикалық және статикалық қысымды өлшеп отыру керек;
динамикалық деңгейдегі түп қысымын есепке алып отыру керек;
статикалық деңгейдегі қабат қысымын есептеу және қабат температурасын
түпте КВД-ны жазу әдісі бойынша және стационарлы режимде
түптегі және жер бетіндегі мұнайдан проба алып оны
газдан және конденсаттан проба алу және қабат газына
ілеспелі-өндірілетін суды гидрохимиялық зерттеу.
Қабаттың термогидродинамикалық мәндерін есепке алып, оны бақылау үшін
Ұңғыманың түп қысымы пайдалану және айдау ұңғымаларының тоқтаусыз
Сағадағы динамикалық қысымды бүкіл жұмыс қорындағы ұңғымалар бойынша
Түптен мұнай пробасын алу арнайы пробаалушыны ағын зонасына
01.10.2010 жылы бір мұнай ұңғымасы қолданыста болған. Технологиялық
КПО-ның экперементальды бағдарламасы шегінде 2000 жылы алты ұңғымадан
Қазіргі уақытта конденсаттан және газдан проба алу қозғалмалы
Қарашығанық кен орынын игеру кезінде пайдалану ұңғымалары сулануы
Табан суларында калийдің мөлшері тұрақты және 1250 –
2.2 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы
Қарашығанақ мұнай-газоконденсатты кен орны 1979 жылы Батыс –
2010 жылы игерудің үш объектісі белгіленген:
I - төменгі пермьнің газоконденсатты бөлігін құрайтын
II - таскөмір шөгінділерінің газоконденсатты бөлігі;
III - кеніштің мұнайлы бөлігі (карбон+жоғарғы девон).
Өнімді қабаттардың өзгеруінің түрлі диапазондарына сәйкес әрбір пайдалану
I-ші объект пермь шөгінділерімен байланысты газоконденсатты бөлігі жоғары
II-ші объект орта карбон шегіндегі кеніштің газоконденсат бөлігіне
III-ші игеру объектісі таскөмір және жоғарғы девон шөгінділеріне
Кейінгі бұрғылау кенішті қанықтыратын флюидтердің сипаттамаларын анықтауға мүмкіндік
Көмірсутектердің геологиялық қорларын анықтау үшін есептеу объектілері қабылданған
Пайдалану объектілердің негізгі геологиялық-физикалық сипаттамалары келтірілген (2.5
2.5 - кесте
Пайдалану объектілердің негізгі геологиялық-физикалық сипаттамалары
Көрсеткіштер Объектілер
I
II III
(оңтүстік-батыс) III
(сол.-шығыс)
Орташа абсолютті жату тереңдігі, м 4200 4700 5050
Кеніш түрі Массивті Массивті Массивті
Коллектор түрі Кеуекті Кеуекті Кеуекті
Газдылық этажы, м 1400 610 200
Газдылық, мұнайлылық ауданы, мың.м2 173150 198880 362600
Орташа жалпы қалыңдық, м 276,5 395,3 159
Мұнайға, газға қаныққан орташа қалыңдық, 78,8 148,4
Кеуектілік, бірлік үлестері 0,095 0,099 0,092 0,091
Газға, мұнайға қанығушылық, бірлік үлес/і 0,914 0,920 0,929
Өткізгіштік,10-3 мкм2 2,17 3,22 2,49 2,40
Қабат температурасы,°С 76,2 82,6 89,0
Қабат қысымы, МПа 54,75 57,05 59,20
Қабат мұнайының тұтқырлығы, мПа*с - - 0,57 0,28
Қабат жағдайында мұнай тығыздығы, т/м3 - - 651
Мұнайдың көлемдік коэффициенті, бірлік үлестері - - 2,05
Мұнайдағы күкірт құрамы, % - - 0,9 0,7
Мұнайдағы парафин құрамы, % - - 5,0 3,8
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа - - 55,3
Мұнайдағы газ құрамы, м3/т - - 510 640
Конденсация басталуының қысымы, МПа 44,7 48,5 - -
Тұрақты конденсат құрамы, г/м3 470 640 - -
Орташа өнімділік, (м3 /тәу)/МПа
A,(м 3 /тәу)/(МПа)2
B,(м 3 /тәу)2 /(МПа)2 0,384
8,9*10-8 1,720
61,4*10-8 68,3
Бос газдың бастапқы геологиялық қорлары,
млрд.м3: Соның ішінде:С 1 /С 2 категория бойынша
363551/9852 744570
744570/0
- -
Конденсаттың бастапқы геологиялық қоры,
млн.т :
Соның ішінде: С 1 /С 2 категориясы б/ша
189755/5142 573642
573642/0 - -
I-ші объект үшін кедертастың күмбездік бөлігінде айдау ұңғымаларының
Игерудің II-ші объектісі үшін ұңғымаларды орналастырудың алаңдық жеті
III-ші объект үшін де ұңғымалардың алаңдық жеті нүктелі
Бекітілген режим бойынша ұңғымалардың жалпы қоры 354
2.3 Көмірсутектер кенішіне әсер ету әдістері
Кен орынды игеру кезінде қабат қысымының өзгеруі кезінде
Бұл өзгерістер өндірілетін көмірсутек құрамына қатты әсер етеді.
2.3.1 Қабатқа газ айдау
Газ конденсатты кен орнын игергенде конденсат пен газ
Газ – конденсат кен орындарындағы газ құрамындағы жоғары
Қарашығанақ газ – конденсат кен орнын игергенде газ
Жоғарғы қысымды газ айдағанда технологиялық схеманың негізгі элементтері:
газ бен жабдықтау көзі;
төменгі қысымды газ құбыры;
газ айдайтын компрессор станциясы (КСНГ);
тоңазытқыш;
айырғыш (сеператор - май айырғыш);
айдау монифольды;
жоғарғы қысымды газ құбыры (коллекторлы линия);
шығарушы линиялар;
айдауыш үңғымалар;
Сонымен қатар келесі технологиялық процесстер орындалады:
айдалмай тұрып газды кұрғату;
компремирлеу;
компремирлейтін газды салқындату;
газды ұңғыма бойынша бекіту;
Үлгі бір айдаушы және 6 өндіруші ұңғымадан тұрады.
Үлгідегі қабаттардың сипаттамаларын (орташа кеуектілік, орташа эффективті қуаттылық)
Әрбір қабаттың қабаттық сүйықтарының физика – химиялық қасиеттері
Мұнай объектісін секторлық үлгісінде қайта айдайтын газ есебінде
Айдаушы агенттің келесі құрамдары қарастырылды: айырушының газы, сапалы
Сәйкес вариант ретінде және экономикалық жағынан да тиімді
Қосымша су газдық репрессия технологиясы қарастырылды – газбен
Қорытынды:
секторлық үлгі әртүрлі айдаушы агенттердің пайдалығын салыстыруға
арналған және алыну коэффициентінің шамаларын жеткілікті деп қараймыз;
40% сапалы газды кері айдағанда алынатын нәтиже айырушының
газымен салыстырғанда төмен;
40% су газдық репрессия технологиясын қолдансақ басқа
технологиялардың әсер ету нәтижесіне қарағанда алыну коэффициенті
жоғары болады;
10 жыл бойы сапалы газ жиегін айдап әрі
газын айдағанда мұнай бергіштік мөлшері 40 жыл бойы
Сапалы газды қайтара айдау жоғарылаған сайын пайдалылығы да
Игеру үшін 40 % газ айдаумен айырушы газ
3 Газ өндіру техникасы мен технологиясы
3.1 Өндіру техникасын таңдау және тағайындау
Қазірігі уақытта Қарашығанақ мұнайгазконденсат кен орынында жоба бойынша
Газконденсатты кен орындарын түп қысымы конденсация қысымынан төмен
Келтірілген жағдай Қарашығанақ кен орынында қазіргі уақытта және
Бұл жағдайдан шығар жалғыз жол – ол газды
Конденсатты ұңғыма түбінен шығаруға керекті газдың критикалық жылдамдығы
Егер газ ағынының жылдамдығын қамтамассыз ету мүмкіндігі, мысалы,
Әдісті таңдау ұңғымаға жүргізілген геолого-кәсіпшіліктік зерттеу нәтижесіне, ұңғыма
3.1.1 Көтергіш лифтін таңдау, сағалық және түп қысымдарды
Газ-сұйықтық көтергішті есептеу – бұл кәсіпшілік жағдайларға сәйкес
СКҚ компоновкасын және ұңғыма жұмысының режимін таңдау кезіндегі
Қазіргі кезде кәсіпшілік есептеулер үшін дербес ЭЕМ бағдарламалары
Фонтанды көтергішті есептеу үшін негізінен газоконденсатты объектілеріне арналған
Қарашығанақ кен орнының жағдайы үшін бұл бағдарламаның қолдану
І объект ұңғылары үшін үйлесімдік 18-ден 45 МПа
Әр түрлі лифтілік колонналар құрылымдарының жұмысын салыстыру үшін
1- cурет. Ұсынылған және қолданыстағы құрылымдар сипаттамалық қисықтары
Газконденсат объектілерінің колонна диаметрі газконденсатты шығару барысында конденсация
суланбаған өнім кезінде - 170 м3/тәу;
суланған өнім кезінде - 90 м3/тәу-ті құрайды.
Лифттік колонна құрылымдарын таңдау келесілерге негізделеді:
ұңғы максималды беруі;
ұңғы ішінде өнімді және қауіпсіз пайдалануды қамтамассыз ететін
қажетті геофизикалық зерттеулер жүргізу;
иілгіш құбырлар (оның ішінде спиралды) мен қабытты гидра
қайта перфорация мүмкіндігі;
пакер астына өтпелі және алынатын «жылдам колонна» (хвостовик)
қабырға қалыңдығынан 20%-ке дейін (1мм) коррозия мүмкіндігі;
ұңғыны қолдану барысындағы мүмкін бүкіл жүктемелерге жеткілікті қарсылық
«Перфорация интервалынан (50м дейін) колонна башмагының түсіру тереңдігі
Хвостовиктің перфорация интервалынан жоғары орналасуы оның техникалық қызмет
сұйықтан коррозия және эрозияға ұшырау қаупін және хвостовиктің
PLT сияқты т.б. құрылғыларды түсіру кезінде зерттеу жағдайларын
Қабат матрицасын өңдеу барысындағы жоғары жылдамдықтағы жұмыстар мен
Қарашығанақ кен орнының мұнай және газконденсат ұңғыларында қолданыла
3.1.2 Ұңғы сағасының жабдығы және сағалық құрылғыларды таңдау
Газ скважиналары тек фонтандық тәсілмен пайдаланылады. Ұңғы сағасының
Колонна басы кондуктордың және пайдалану колоннасының жоғарғы шектерін
Құбыр басы фонтанды құбырлар үшін алқа қызметін атқарады
Фонтанды арматура құбыр басының үстінгі фланецінен жоғары қойылады.
Сағалық клапан-отсекатель қысым көтерілуне және түсіп кетуіне орай
Фонтанды арматура МЕСТ-13846-89 бойынша 70 МПа жұмыс қысымына
Фонтанды арматураға құбыр басы, біреуі қолмен, екіншісі пневматикалық
Айдау ұңғымалары ҚҚҰ мақсатында газ айдауға бағытталған. Сондықтан
3.1.3 Газ ұңғы оқпанының жер асты жабдығы
Газ ұңғы оқпанының жабдықталуы оның пайдалану шартына байланысты.
Газ ұңғы оқпанының жабдықталуы мына шарттарды орындауы керек:
Қарашығанақ кен орнында күкіртті ортаға байланысты, барлық пайдалану
Бірпакерлі түрін тек бір объектіні игеріп жатқан ұңғылар
3.1.4 Газ ұңғысының түбінің жабдықталуы
Ұңғы түбінің жабдықталуы көптеген көрсеткіштерге тәуелді [5]:
1) жыныстың литологиялық және фациялық құрамына және газ
Қарашығанақ кен орнында, негізінде, жұмыстағы өндіру ұңғыларында ашық
3.1.5 Ұңғыма ішіндегі құрылғыларды таңдау негіздемесі
Қарашығанақ мұнай-газ-конденсатты кен орынын пайдалану белгілі бір шарттарды
H2S-тің көп болуына байланысты, үлкен мөлшерде қауіп бар.
Әлемдік мұнай өндіру кәсіпорындарында көрсеткедей, осы шарттарға сәйкесірек
Құбырлық пакерді таңдау да оның жұмыс істеу ортасымен
Каррозиялық орта;
Өнімді арттыру мақсатындағы операциялрдың жүргізу керектігі;
Бұндай шараларға шыдас беретін алынып-салынбалы, каррозияға қарсы тұратын,
Осы зерттеулергесеп ала отырып ұңғыма ішіндегі құрылғылар кампановкасы
Гидравликалық клапан-отсекатель. Ол арқан арқылы немесе СКҚ арқылы
Құбырлық және сақиналық кеңістікті байланыстыратын, калоннаға ауырлықты азайтатын,
Пакердің астында қондырғыш ниппель орналасады. Оған керекті құрылғыларды
СКҚ-ң башмагы бағыттауышпен жасақталынады.
Бағыттаушының атқаратын қызметі зерттеу және жөндеу жұмыстары кезінде
Айдау ұңғымаларының құбаржелілерінің диаметрі айдау сорабының немесе компрессорының
3.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, нологиялық
3.2.1 Ұңғылар қоры және технологиялық көрсеткіштері
01.01.2010 ж келетін соңғы мәліметтерге сәйкес Қарашығанақ кен
Геологиялық және техникалық себептерге байланысты 47 ұңғыманың жұмысы
38 ұңғыма басқа мекемелер балансында жатыр, оның ішінде:
18 ұңғыма Қазақстан Республикасының Ұлттық ядролық орталығының
«Аксайгазсервис» АҚ балансында 8 ұңғыма бар ( 7rtk,
«Казбургаз» АҚ балансында уақытша тоқтап тұрған 9 ұңғыма
«Конденсат» балансында 1 скважина бар (№149).
Кен орнын игерудің алғашқы жылдары пайдалану қорында I-ші
Кен орнын игеру мерзімінде пайдалануда 84 ұңғыма болған.
01.10.2007 ж мәліметтері бойынша істегі қорда 41
01.11.2009 ж мәліметтері бойынша істегі қорда 81 ұңғыма.
Ұңғыма қорын қолдану және пайдалану коэффициенттер динамикасы келтірілген
3.1 - кесте
Ұңғыма қорын қолдану және пайдалану коэффициенттер динамикасы
Жыл Ұңғыма қорын қолдану коэффициенті
1984 0.86 0.362
1985 1.00 0.471
1986 0.91 0.623
1987 0.69 0.652
1988 0.57 0.667
1989 0.44 0.861
1990 0.68 0.684
1991 0.63 0.737
1992 0.69 0.809
1993 0.76 0.911
1994 0.29 0.591
1995 0.49 0.515
1996 0.41 0.537
1997 0.44 0.575
1998 0.38 0.528
1999 0.41 0.510
2000 0.43 0.522
2001 0.48 0.525
2002 0.50 0.527
3.1-кестенің жалғасы
Жыл Ұңғыма қорын қолдану коэффициенті
2003 0.41 0.529
2004 0.39 0.535
2005 0.44 0.519
2006 0.48 0.530
2007 0.51 0.534
2008 0,50 0.685
2009 0,51 0,711
Бұл коэффициенттер мәндерінің төмен болуы тоқтап тұрған ұңғымалардың
Ұңғымалардың істегі қордан шығуының негізгі себептері: ұңғымалардағы құбыраралық
01.01.2010 жылғы мәліметтерге сәйкес қазіргі таңда Қарашығанақ кен
3.2 - кесте
Бұрғыланған ұңғымалар қоры
Ұңғылар түрі Ұңғылар саны
Пайдалану қорда 116
Айдау ұңғылары 15
Жойылған ұңғылар 79
Консервацияда 23
Бақылау ұңғылары 3
Арнайы ұңғылар 114
Күрделі жөндеудеудегі және бұрғылнудағы ұңғылар 4
Барлығы 354
Негізінен техникалық себептерге (майысу, пайдалану колоннасының бұзылуы) және
01.10.2010 ж мәліметтері бойынша Қарашығанақ кен орнында техникалық
Кен орнында ұңғыға айдаудың үш схемасы қолданылған:
Пайдалану колонасын оның келесі перфорациялануымен жобаланған тереңдікке дейін
Пайдалану колоннасын өнімді қабаттың жамылғысына түсірген және ұңғыны
Қабаттың төменгі қалыңдығын ашық оқпанмен пайдаланған.
Ағымдағы дебиттерінің жағдайы
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнында игерудің үш объектісі белгіленді:
І - газ конденсатты (төменгі пермь);
ІІ - газ конденсатты (төменгі карбон);
ІІІ - мұнайлы (төменгі карбон).
І және ІІ объектілер таусылу режимінде, ІІІ объект
Көмірсутекті өндіру негізінен І және ІІ объектілер бойынша
2010 жыл бойынша газ, конденсат және мұнайдың ағымдағы
II объекттің ұңғылары бойынша - 8.588 млрд.м3 газ
III объекттің ұңғыларынан - 5.645 млрд.м3 газ және
I объекттің ұңғылары (№ 110, 118, 167, 168,
Қарашығанақ газконденсатты кен орнының айлар бойынша өндіріліп жатқан
3.3 - кесте
2010 жылы объект бойынша игерілген газ, конденсат және
2010 жыл I объект II объект III объект
Газ мың м3 Конденсат,
тонн Газ мың м3 Конденсат
тонн Газ мың м3 Конденсат,
тонн
Қаңтар 0 0 748641 518801 357006 372891
Ақпан 6 5 758204 531437 420225 438680
Наурыз 0 0 896267 620462 472100 480551
Сәуір 0 0 810027 569016 471656 478210
Мамыр 7 5 824519 565973 503255 493145
Маусым 12 9 765394 523551 481874 479132
Шілде 4 3 771729 524517 476600 474148
Тамыз 15 12 37614 430765 491403 489443
Қыркүйек 0 0 665074 445855 444167 450557
Қартар 0 0 671941 451765 519869 515478
Желтоқсан 0 0 531396 365769 512213 510107
Барлығы: 43 35 8587791 5897749 5644822 5690158
3.4 - кесте
Қарашығанақ кен орнындағы кеніштер бойынша ұңғылардың орташа дебиті
2007 жыл I объект II объект III объект
газ,
мың.м3/тәу. конд.,
т/тәу. газ,
мың.м3/тәу. конд.,
т/тәу. газ,
мың.м3/тәу. мұнай,
т/тәу.
Қаңтар - - 943 662 399 447
Ақпан - - 864 614 446 495
Наурыз - - 870 612 433 465
Сәуір - - 818 585 433 465
Мамыр - - 829 580 537 546
Маусым - - 840 582 509 535
Шілде - - 868 594 498 530
Тамыз - - 864 593 518 550
Қыркүйек - - 835 569 498 542
Қазан - - 720 512 540 579
Қартар - - 859 585 512 533
Желтоқсан - - 766 539 516 532
2-сурет. ҚМГК кен орнындағы II объекттегі ұңғылардың орташа
3.2.3 Қабаттан мұнай, конденсат, газ алудың есептік коэффиценттерін
Пайдаланудың технологиялық схемасында 40 жылдан астам уақытқа, яғни
1 нұсқа – ІІ объектке 40% шикі газ
2 нұсқа – ІІ объектке 60% шикі газ
3 нұсқа – ІІ объектке 100% шикі газ
4 нұсқа – ІІ объектке 40% шикі газ
8 нұсқа – ІІ объектке 30% шикі газ
Алынған өнім кәсіпшілікте өңдеуден өткеннен кейін сатуға арналған
газ Оренбергқа;
газ жергілікті қолдануға;
тұрақсыз сұйықтық МиниМӨЗ;
тұрақтандарылған сұйықтық Оренбергтан;
тұрақтандарылған сұйықтық КТК арқылы;
тұрақтандарылған сұйықтық екінші маршрутпен (Самараға);
Ұңғы өнімдерін жергілікті құбырларда екі фазаға, яғни сұйық
40% айдау нұсқасы есептеу кезінде басқа нұсқаларға қарағанда
40% газ ІІ объектке айдау нұсқасы басқалармен салыстырғанда
Өндірілуші газдың 40%-ын ІІ объектке айдау нұсқасын
КПО және КазНИПИ осы нұсқаны экономикалық жағынан ең
Бұл нұсқаны қолдану барысында мұнай оторочкасын бұрғылауды, өндіру
Газ өндіру технологиясы
Қарашығанақ газконденсатты кен орын болғандықтан, кен орынды игерудің
Осы технологиялық процесс біткен, бірақ жалғасы бар өндіріс
УКПГ-2-нің өнімі абсорберде триэтиленгликольмен кептірілген, компрессорлы станцияға газды
Жылдық максимал өнім көлемі:
конденсат -6 млн т/жыл
газ -6 млн нм³/жыл
газдың жер қыртысына максимал айдалуы – 7,5 млрд
Қазіргі таңда ГП-2 кешеніне тиеселі 15 айдау ұңғысы
Қарашығанақ кен орнындағы айдау ұңғымаларының көрсеткіштері келтірілген (3.5
3.5 - кесте
Айдау ұңғымаларының жұмыс көрсеткіштері
Ұңғыма нөмірі Өткізгіштік, мың м3/тәу Қабат қысымы, МПа
PJ126 679 52,3 58,3 минус 5,9 44,5 13,7
PJ213 916 51,6 58,0 минус 6,4 44,8 13,44
PJ701 1500 50,4 54,0 минус 2,2 40,8 10,3
PJ70D 939 51,9 58,0 минус 6,1 44,8 13,2
PJ213 1500 51,3 55,3 минус 3,9 44,3 11,0
PJ330 938 51,7 57,3 минус 6,1 44,5 13,0
PJ107 1490 50,0 54,0 минус 2,2 40,8 10,3
PJ700 1500 50,1 54,0 минус 2,1 41,8 10,2
PJ231 937 50,3 57,0 минус 6,0 44,8 12,5
PJ207 678 50,3 58,0 минус 5,8 44,5 13,3
Жоғарғы қысымды газ айдағанда технологиялық схеманың негізгі элементтері:
газ бен жабдықтау көзі;
төменгі қысымды газ құбыры;
газ айдайтын компрессор станциясы (КСНГ);
тоңазытқыш;
айырғыш (сеператор - май айырғыш);
айдау монифольды;
жоғарғы қысымды газ құбыры (коллекторлы линия);
шығарушы линиялар;
айдауыш ұңғымалар;
Сонымен қатар келесі технологиялық процестер орындалады:
айдалмай тұрып газды кұрғату;
компремирлеу;
компремирлейтін газды салқындату;
газды ұңғыма бойынша бекіту.
Газды қабатқа айдар алдында белгілі көрсеткіштерді қанағаттандырып, сәйкес
3.6 - кесте
Қабатқа айдауға дайындалған газдың компоненттің құрамы және сипаттамасы
Атауы Көрсеткіші Өлшем бірлігі
1 3 2
Температура 77 (С
Қысым, max 55 МПа
Азот 0,86 Мол.%
Двуокись углерода 6,45 Мол.%
Күкіртті сутек 3,65 Мол.%
Метан 80,05 Мол.%
Этан 5,94 Мол.%
Пропан 2,04 Мол.%
Изобутан 0,25 Мол.%
Н-бутан 0,46 Мол.%
Изопентан 0,12 Мол.%
Н-пентан 0,09 Мол.%
С6 0,05 Мол.%
С7 0,00 Мол.%
Н2О 1 Ppmv
RSH 250/350 Ppmv
Үлгі бір айдаушы және 6 өндіруші ұңғымадан тұрады.
Үлгідегі қабаттардың сипаттамаларын (орташа кеуектілік, орташа эффективті қуаттылық)
Әрбір қабаттың қабаттық сүйықтарының физико-химиялық қасиеттері Қарашығанақ кен
Қарашығанақ кен орнындағы флюидтердің үлгісін жасағанда алдын-ала флюидтерді
Есептеулер GeoQuest Eclipse 300 программасы арқылы шығарылды.
Мұнай объектісін секторлық үлгісінде қайта айдайтын газ есебінде
Айдаушы агенттің келесі құрамдары қарастырылды: айырушының газы, сапалы
Сәйкес нұсқа ретінде және экономикалық жағынан да
Қосымша су газдық репрессия технологиясы қарастырылды – газбен
Жоғарыда аталған технологиялар бойынша өндірілген газдың 40%, 60%,
Мұнай және газ кен орнында үңғымалардың өнімділігін арттыру
British Gas және Agip лабораторияларының зерттеушілерімен өндірісте
Қышқылды көбікпен құрамында жоғары карбонатты цементі бар
Ұңғыманы көбікқышқылмен өңдеу әдісін күнделікті өңдеумен салыстырғанда бірнеше
қышқылды көбіктегі карбонатты жыныстардың реакциясының баяу еруі және
жоғары тұтқырлық, қышқылды көбіктің аз ғана тығыздығы (400–
қышқылда беттік әрекеттік заттардың болуы флюид қабатының
реагирленген қышқылдағы қысылған ауаның немесе газдың артықшылығы ұңғыманы
Қышқылды көбік алу үшін қолданылатын көбіктүзуші ерітінді
Көбіктүзуші орнына коллоидты беттік әрекеттік заттарды қолданады. Мысалы,
Коллоидты беттік әрекеттік заттар басқа да беттік әрекеттік
БӘЗ мицелла құрау үшін, ол екі бағытты қанағаттандыру
– үлкен көмірсутек радикалында болу керек, яғни
– күшті полярлы тобын қамтитын және оның ерітіндісін
Мицелланың құралуы коллоидты ерітіндіге әкеледі және оның кейбір
Темір окисінің стабилизаторы және реакцияны баяулатқыш ретінде сірке
Коррозия ингибиторы ретінде Катапин-А реагенті қолданылады.
Интенсификатор ретінде Марвелан-К(О) қолданылады.
Өңдеу кезінде тұзқышқылының жұмысшы ерітіндісіндегі күкірт қышқылының қоспасы
Ұңғыны пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
Қарашығанақ мұнай-газоконденсатты кен орнының жобасына сәйкес газконденсатты және
Газ-конденсатты кен орындары жағдайларында түптегі қысыммен пайдалану, ол
Конденсатты ұңғыма түбінен шығаруға керекті газдың критикалық жылдамдығы
Vo=5,73*(45-0,0455Pз)1/4*Pз-1/2 ,
мұндағы Vo – критикалық жылдамдық, м/с;
Pз – түп қысымы, МПа.
Түп қысымының 45 - 35 МПа интервалында газ
Егер газ ағынының жылдамдығын қамтамассыз ету мүмкіндігі болмаса
қабат қысымын ретке, қаыпты жағдайға келтіру үшін ұңғымны
кіші диаметрдегі жүрдек калонналарды түсіру керек;
түпте эмульсия пайда болуы үшін БАЗ қосу керек;
Ұңғыны пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және олармен
3.5.1 Коррозия, оның түрлері және оны жою шаралары
Газды кен орындарыды игерген кезде, ең негізгі туындайтын
Жалпы коррозия газсұйық қоспасындағы қышқыл компаненттердің әсеріне, электролиттерге,
Ылғалды газ-сұйық орта жағдайында жалпы коррозия кернеуден
Қысыммен жұмыс істейтін құбырдағы күкіртсутекті ортада созушы
Қарашығанақ мұнай-газоконденсат кен орнындағы кәсіпшілік қондырғылардың тұрақты жұмыс
Күкірсутекті шытынауды қорғану үшін технлогиялық қорғану әдістерімен үйлесімде
Жалпы алғанда газды және мұнайкәсіпшілік жабдықтарды каррозиядан қорғау
коррозия ингебиторларын қолдану;
коррозияға берік болаттар мен қорттпаларды қолдану;
металды және металды емес жабындарды қолдану;
катодты және протекторлы қоғау;
жабдықтардың арнайы технологиялық режимдерін орнату;
3.5.2 Атмосфералық, ішкі және топырақ коррозияларынан қорғану
Қай кен орнын алып қарасақ та, барлығы коррозиядан
Атмосфералық коррозия – бұл жердің жоғарғы бетінде төселген
Топырақтық коррозия – ең қауіптісі және күрес әдісі
Ішкі коррозия – құбырлар қабырғаларының сілтілі
Сыртқы электрохимиялық коррозиядан қорғану үшін құбыр желілері мен
3.5.3 Гидрат түзілуімен күресу және оны жою іс-шаралары
Гидраттардың пайда болуы кен орынды игеру жағдайында үлкен
Ұңғыларды пайдаланудың технологиялық режимдерін орнаттқан кезде гидраттардың түзілуімен
Қабат жағдайларында газ әрқашан су буымен қанығады. ҚМГКК
Жоғарыда айтылғанына байланысты ҚМГКК игерген кезде гидрат түзілуімен
3 - cурет. Қарашығанақ кенорнындағы газдың гидрат қалыптасуының
ҚМГКК-да гидрат түзілумен күресу үшін кең қолданылатын әдістердің
газ ағынын ылғалдан сорбциялау немесе шық нүктесі бойынша
газ ағынына гидрат түзілуге қарсы ингибиторларды енгізу.
газ ағынының температурасын гидраттүзілу температурасынан жоғары ұстау.
газ ағынының қысымын гидраттүзілу қысымынан төмен ұстау.
газдан ауыр көмірсутектерді (С ) алу арқылы
3.5.4 Парафин түзілумен күресу бойынша іс-шаралар
Парафин – қалыпты жағдайларда қатты кристалл тәріздес зат,
Парафин көбінесе көтергіш құбырларда түзіледі. Оның қалыңдығы
Ағынға химиялық реагенттерді қосу бұл құбырлар қабырғасының гидрофилизациялануына,
Парафин шөгінділерімен күресудің жылулық тәсілдері кезінде ұңғының құбыраралық
Қазіргі кезде Қарашығанақ газконденсатты кен орнында ОПЭ жобасымен
Реагенттерді енгізу Бран-Люббе фирмасының плунжерлік сораптарымен жүргізіледі. Жаз
3.5.5 Тұз түзілулерімен күресу бойынша ұсыныстар
Тұз шөгінділері қабаттағы судың қозғалысы кезіндегі кез келеген
Тұз шөгінділерінің түзілу себептері:
а) әртүрлі горизонттардан немесе қабатшалардан ұңғыға келетін судың
б) термодинамикалық жағдайлар өзгерген кездегі сулы-тұзды жүйенің аса
Тұз шөгінділері мұнай өндіру көлемін төмендетуге, ұңғы жұмысының
Тұз шөгінділерімен күресудің барлық әдістері келесідей екі үлкен
тұз шөгінділерінің түзілуін болдырмау әдістері;
тұз шөгінділерін жою әдістері.
Құбырлардағы тұз шөгінділердің түзілуін болдырмау әдістерінің ең ыңғайлысы
Ерітіндіге магниттік күш өрісі және ультрадыбыстармен әсер ету
Тұз түзілуінің себептерін анықтау үшін кен орнында гидрохимиялық
Тұз түзілумен күресу әдістерінің ішінен мыналар тиімді деп
Гипс шөгінділерін жою үшін каустикалық сода ерітіндісімен өңдеу
Ұңғы өнімдерін кәсіпшілік дайындау және дайындау жүйесіне қойылатын
4 - cурет. ҚМГКК-ң жалпы технологиялық схемасы
Қарашығанақ кен орны Батыс Қазақстан облысындағы алып кен
Конденсаттық ұңғымалардағы шлифтар, кіру кезіндегі УКГП-3 манифольдарға жасайды.
тең. Ұңғымадағы статикалық қысымы, жабылған кезінде 350 бар
Ұңғымадағы орташа газдың алуы 400 мың м3/күніне (0,13Гм3/жыл)
Ұңғы өнімдерін жинау, дайындау және тасымалдау кезінде қолданылатын
Аппараттарда және құбырларда орнатылған сақтандырушы, реттеуші және тығындаушы
Технологиялық процестерді бақылау және басқару жүйесінің датчиктері арнайы
Технологиялық құбырлар мен арматуралар танымды бояулармен боялады және
4 Арнайы бөлім
4.1 Диплом жобасының тақырыбы бойынша қысқаша шолу
4.1.1 Газ ұңғыларын пайдаланудың технологиялық режимі
Газды және газконденсатты кен орындарды игеру кезінде пайдалану
Газды және газконденсатты ұңғылардың дебиттерін шектейтін көптеген көрсеткіштер
жынысты цементтеу материалдарын және құм бөлшектерін шығару кезінде
ұңғыға шеткі сулардың ағуы және табан суларынан конустардың
жабдықтар мен құрылымдарда гидраттардың пайда болуы;
фонтанды құбырлардың, газ жинау жүйелері мен транспоттауға дайындайтын
қысымды өзгерткеннен газ ағынының дірілдеу салдарынан ұңғы сағасында
коррозия және эрозия әсерінен пайдалану колоннасының, фонтанды құбырлардың
Технологиялық режим газ және конденсаттың тиімді дебиттерін қамтамасыз
Кәсіпшілік (газдинамикалық және газконденсатдинамикалық) зерттеулердің негізінде әр ұңғыға
Қарашығанақ кен орнының ұңғыларының жұмысының технологиялық режимдерін 1984
Өндіру ұңғыларының технологиялық режимдері негізінде дебит және ұңғы
конденсат-газды көрсеткіш;
забойдағы жұмыс қысымы;
конденсация басталуының қысымы;
ағымдағы қабат қысымы;
сағадағы жұмыс қысымы;
сағадағы статикалық қысым;
қабатқа депрессия мөлшері;
газ дебиті;
конденсат дебиті.
4.1.2 Технологиялық режимді орнату тәсілдері
Ұсынылатын тиімді технологиялық режимдердің негізіне бірнеше стационарлы режимдерде
Рзаб > Рқан ,
мұндағы Рқан.=(40 - 0.007*L)/(k*h*1012),
Ртуп –ұңғының жұмысы кезіндегі ұсынылатын түптік қысым, МПа;
Рқан – забойдағы қысымның шектеулі мөлшері, МПа;
L – қабат ашылу интервалының орта тереңдігі, м;
k*h – қабат өтуі, м2м.
Ұсынылатын түптік қысымның мөлшерін анықтағаннан кейін, сағадағы жұмыс
Қарашығанақ газ конденсатты кен орнында қысымды қисық тұрғызу
жобаланған газ өндіруді қамтамасыз ету;
жобаланған конденсаи өндіруді қамтамасыз ету.
Эмперикалық формулаларды қолдану арқылы технологиялық режим параметрлерін есептеу
статикалық, сағалық және қабаттық қысымдарды есептеу формулаларын тек
qгi=Адеб*(Рст2-Ру2) формула бойынша анықталатын сепарация газының дебиті ұңғының
Қарашығанақ кен орнында технологиялық схеманың ұсынылған нұсқасы көмірсітектерді
мұнайдың/конденсаттың максималды рұқсат етілген дебиті 800 м3/тәу деңгейінде
газдың максималды рұқсат етілген дебиті 900 м3/тәу құрайды;
пайдалану ұңғымаларының жобалық сағалық қысымдар кен орынды игерудің
рұқсат етілген максималды депрессиялар қабат қысымдарының динамикасыме газды,
4.1.3 Жабдықтарды таңдау және тиімді технологиялық режимді орнату
Газ ұңғыларының құрылысы мұнай ұңғыларына ұқсас, алайда өнімнің
Ұңылардың құрылысы фонтан құбырларының диаметрін таңдаудан басталады. Оны
Өндіруші газ ұңғыларының конструкциясы көптеген факторларға тәуелді болады,
Есептеуді II объекте орналасқан №145 ұңғымада жүргіземіз. Оның
4.1 - Кесте
№145 ұңғы конструкциясы
Колонна атауы Түсіру тереңдігі, м Цемент асты биіктігі,
Шахталық бағытталуы 10 Сағаға дейін 630
Кондуктор 10 Сағаға дейін 426
Бірінші техникалық колонна 998 Сағаға дейін 324
Екінші техникалық колонна 3616 Сағаға дейін 244,5
Пайдалану колоннасы Хвостовик 4550
3562-4085 Сағаға дейін 177,8
0,193
Есептеуге берілген мәліметтер:
Дебит Q = 470 мың м3/тәу
Қалыпты жағдайдағы қысым Р0= 0,1027 МПа
Ұңғы түбіндегі қысым Ртүп = 48,22 МПа
Ұңғы сағасындағы қысым Рсағ = 27 МПа
Қабат қысымы Рқаб=54 МПа
Ұңғы сағасы бойындағы орташа қысым Рорт=36,57 МПа
Қабат температурасы Tқаб = 75 оC
Саға бойындағы температура Тсағ = 27 °С
Қалыпты жағдайдағы температура Tқал =20 оC
Саға бойындағы орташа температура Tорт =51 оС
Ұңғының түпкі температурасы Тзаб = 70 оС
Бөлшек диаметрі d = 0,002M
Бөлшек тығыздығы (т = 2400 кг/м3
Ұңғы түбіндегі газ тығыздығы (түп = 348
Қалыпты жағдайдағы газ тығыздығы (0 = 0,978
Фильтрациялық қарсыласу коэфициенті
а = 0.6439(10 –4; b = 2.139(10-10
Динамикалық қарсыласу коэфициенті (г = 0,05 МПа(с
Түпкі жағдайдағы ығысу коэфициенті Zзаб=1,229 және ұңғы оқпаны
4.1.3.1 Қатты және сұйық бөлшектерді шығару шартындағы СКҚ
СКҚ диаметрін есептеу үшін Архимед параметрін есептейміз [7]:
,
мұндағы dт – бөлшек диаметрі, м;
(б – бөлшек тығыздығы, кг/м3;
(г – газ тығыздығы, кг/м3;
g – еркін түсу үдеуі, м/с2;
(г- динамикалық тұтқырлық коэффициенті, Па(с.
Егер Аr 83000 болса, онда режим турбулентті,
,
Біздің жағдайда Vкр формула (1.2) бойынша анықталады
Ұңғы түбінен бөлшектерді шығару шарты келесі формула бойынша
,
Осы шарт үшін көтергіштің ішкі диаметрі:
,
мұнда Q - газ дебиті, мың.м3/тәу;
Р0 - қалыпты жағдайдағы қысым, МПа;
Ттүп - ұңғыдағы түпкі температура, К; Vг -
Ртүп - ұңғының түпкі қысымы, МПа;
Тст -стандартты жағдайдағы температура.
Алынған мәнді жақын мәнге, кіші стандартты диаметрге дейін
Егер өнім құрамында сұйық фаза болатын болса, онда
,
Бұл жағдайда келесі шарт орындалуы керек:
,
Көтергіш диаметрін көтергіштегі қысым жоғалтуларын ескере отырып келесі
,
мұнда ( - гидавликалық қарсыласу коэфициенті;
Q - газ дебиті, мың(м3/тәу;
Ртүп және Рсағ - түпкі және ұңғы
Торт - средняя температура по стволу скважины, оК;
Z - саға бойынша ығысу коэффициенті.
,
мұндағы L - ұңғы тереңдігі, м.
,
Ең жақын стандартты мән - 0,062 мм-ге тең
4.1.3.2 Газ ұңғыларындағы тиімді дебиттер мен депрессиялар
Түптегі қысым қанығу қысымынан кіші болған жағдайда сұйық
,
мұнда L – перфорацияның төменгі тесіктеріне дейінгі
d – СКҚ диаметрі, м.
Тиімді түптік қысымды, газсұықты қоспаның жылдамдығын бейнелейтін негізгі
,
Ртуп = 38,15 Мпа
Қабат қалыңдығын ашатын оптималды мағынасын мына формула арқылы
,
мұнда а және b – фильтрациялық қарсыласу коэффициенті.
Қабатқа мүмкін жұмыстық депрессияны келесі формула арқылы анықтаймыз
,
4.1.3.3 Ұңғы жұмысының технологиялық режимін орнату есебі
Газ ұңғыларының жұмыс режимі, газ ұңғыларының дебиттерін шектейтін
,
Тығынды болдырмайтын газдың минималды жылдамдығы келесі формуламен анықталады
,
немесе 0,63-86400=48,348 мың.м3/тәу.
Конденсатта тығын пайда болуын болдырмайтын газдың минималды жылдамдығы
,
Ұңғы түбінде конденсаттың шөгуін болдырмайтын минималды дебит [11]:
,
=1,030 м3/с
немесе 1,030-86400=88,992 мың.м3/тәу.
Көріп отырғанымыздай конденсат бөлшектерін шығару дебит 88,992 мың.
Ұңғыға түсірілетін жабдықтардың мақсаты бекітілген режимде керекті шығынды
4.2 Жаңа техника және технологияны қолдану
Қазіргі таңда Қарашығанақ кен орнында технологиялық режимді орнату
Аспаптар мен газ құбырларындағы гидраттар жұмыс тоқтағанда немесе
4.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу
Ығысу коэффициенті – қысым, температура және газ құрамының
Қабат қысымы Рқаб = 46,12 МПа
Ұңғы оқпаны бойынша орташа қысым Рорт = 35,56
Түптегі температура Ттүп = 341 К
Оқпан бойынша орташа температура Торт = 322 К
Қабат қоспасының молярлық құрамы 4.2 - кестеде келтірілген.
4.2 - кесте
Қабат қоспасының молярлық құрамы
Компонент
Құрамы, %
СН4 81,22
С2Н6 5,48
С3 Н8 2,32
i-C4H10 0,28
n-С4Н10 0,49
i-C5H12 0,16
n-C5H 12 0,13
С6Н14 0,04
N2 0,94
СO2 6,59
H2S 2,35
Төменде бағдарлама мен есептеу нәтижелері келтірілген.
clear
open "o", #l, "otvet. otv"
print #1, "ығысу коэффициентін есептеу”
print #1, "алғашқы берілімдер"
dim pkr(13)
dim tkr(13)
dim ym(13)
locate 1,26: input "температураны енгізіңіз (К)t="t
print #1,"температура (К) ="t
locate 2,27: Input "қысымды енгізіңіз (МПа) р="р
print #1,"қысым (МПа) -"р
locate 3, 20
input "қоспаның компонент санын енгізіңіз k="k
print #1,"компонент саны ="k
print "компонент нөмірі,n
print." .
print "
print "
print "
print "
print "
print "
print "
print "
print "
print "
print "
print "
print #1 "компонент нөмірі, n компонент"
print #1 "
print #1 "
print #1 "
print #1 "
print #1 "
print #1 "
print #1 "
print #1 "
print #1 "
print #1 "
print #1 "
print #1 "
print #1 "
for 1=1 to k
locate 21,13
input " кестеге сәйкес компонент нөмірін еңгізіңіз n="n
sound 850,3
locate 22,22
input "компоненттің молярлық үлесін еңгізіңіз ym(l)="ym(l)
sound 850,3
print #1,"копонент нөмірі ="п
print #1,"компоненттің молярлық үлесі ="ут(1)
If n=l then pkr(l)=4.58 :tkr(i)=190.7
If n=2 then pkr(i)=4.86 :tkr(l)=306
If n=3 then pkr(l)=4.34 :tkr(l)=369.8
If n=4 then pkr(l)=3.72 :tkr(l)=407.2
If n=5 then pkr(l)=3.57 :tkr(l)=425.2
if n=6 then pkr(l)=3.28 :tkr(l)=461
if n=7 then pkr(l)=3.3
if n=8 then pkr(l)=2.96 :tkr(l)=508
if n=9 then pkr(l)=2.70 :tkr(l)=540.3
If n-10 then pkr(l)=3.46 :tkr(l)=126.1 if n=ll then
50 cls
for 11=0 to 500
next 11
sound 855,12
for J=0 to 1200
locate 12,16
print "концентрация жоғарлады! Қайталап енгізіңіз"
next j
goto 1
51 pks(l)=pkr(l)*ym(l)+pks(l-l) tks(i) = tkr(i)*ym (i) + tks
pksl=pks(l)
tkl=tks(l)
next 1
pk-pkl:tk=tkl
print #1, "есептеудің нәтижелері"'
a2 = - l
a = (0.4278*tk^2.5)/(pk*t^2.5)
b=(0.0867*tk)/(pk*t)
al=(a-b^2*p-b)*p
аО=а*b*р^2
с=а2
bl=al an=a0
If c