Қарашығанақ кен орнын тиімді пайдалану

1. ТЕОРИЛЫҚ БӨЛІМ 

1.1. Әдеби шолу

     Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек  кездесетін құм сазды  жазықтан тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.

     Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде  Орал өзенімен,  Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс  ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені   қиып  өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи  су қоймалары  кездеседі. [1;457].

     Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне негізделген. Ол Қарашығанық- Қобланды зонасында, Каспий ойпатының солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан. Мұнда үш құрылымдық комплекс көрінеді. Төменгі құрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын-кунгур сульфат-галоген қалыңдамасын, жоғарғысы-жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып алады.

             Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно-седиментациондық құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15*30 км. , биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680 метр. [2;45].

     Ирен  горизонтының сульфатно – карбонатты жыныстарында мұнайға қаныққан жыныстардың  бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622, 625 ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді. Бұл кезде бұрғылау сұйығында мұнай қабыршағы пайда болған .Филиппов горизонтының сульфатно- карбонатты шөгінділерінде газдылық №30 ұңғысында дәлелдеген. 4755-4765  
 
 

метр  аралығынан дебитті 47,7 мың м3/тәулік газ, және дебиті 47,5 мың м3/тәулік конденсат арыны алынған.      [3;156 ]

      Газ кен орын су булары мен қаныққан газдың газ-су екі фазалық жүйесі деп қарастыруға болады.Ылғалдық газдағы абсолюттік мөлшері газдың құрамымен, қолданыстағы температура  және қысыммен анықталынады. Газда ылғал болса, белгілі бір жағдайларда гидраттар түзілуі мүмкін,олар өндіру мен тасымалдау кезінде кқп қиындықтар тудырады (ұнғыма арматурасының сағасын,тәсіптік және магистральдік газ құбырларды тығындау).

        Гидраттар түзуіндегі негізгі және шешуші фактор қысым мен температура.Газда неғұрлым ауыр көмірсутектер көп болса,солғұрлым гидраттар түзілетін қысым төмен болады.Жалпы айтқанданеғұрлым қысым жоғары,ал температура төмен болса, гидраттар түзілу үшін соғұрлым жақсы жағдайлар жасалынады.[4;177]

           Құбырлардағы гидраттық тығындардың түзілуі орнын анықтау. Құбырдағы тығындардың орнын анықтау үшін тесіктер тесіп, монометрмен қамыт қондырады да, қысымды өлшейді. Қысымның трассадағы өзгеруі бойынша тығындардыңорындарын табады.

         Құбырдағы лас заттар мен гидраттық тығындардың жинақталуын анықтайтын жылдам және арзан тәсіл радиолакация әдісі. Ол үшін газ құбыр ішіне арнайы тармақ-лубрикатор арқылы антенналар кіргізіледі, олар стандартты қозғалмалы радиолакациялық станйияға қосылған және газ құбыр ұзындығы бойынша 20-40км сайын орнатылған. Антенна мен гидраттық тығындардың түзілу орнына дейінгі анықталады.[5;302]

        Гликольдер (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль) газды құрғату үшін және гидрат түзіледің ингибиторы ретінде жиі қолданылады. Ингибитор ретіңде ең көп таралғаны- диэтиленгликоль,дегенмен де этиленгликольді қолдану тиімдірек: оның сулы ерітінділерінің қату температурасы төменірек,тұтқырлығы да аздау,сондай-ақ көмірсутектік газдардағы ерігіштігі де аз,мұның бәрі оның шығының азайтады.[6;108]

      

      Бұл төменделуге қатысты себептердің  бір қатары ретінде ұңғымалардағы  техникалық проблемалар болып және жағдайды жақсарту үшін  қаржыландырудың  жетіспеушілігі, сонымен қатар ұңғымалар  тоқтатылған болатын, себебі қатпарлы қысым, осы қабылданған шық нүктесінің қысымымен  жақындады. Өнімді шығаруға Орынбор газ өңдейтін зауыты мен ресейлік газ өңдейтін зауыт анықталған өнімнің  шектеулі мөлшері әсер етті. 1994 жылы  ішінара ұңғымалардың күрделі жаңарту жұмыстарына байланысты және жаңа құрама байланыс бойларының құруылуының арқасында бұл, СПРД мердігерлерінің орындауларына сәйкес өнім алу біртіндеп көтерілді. [7;230].    

 Клапан СКҚ тізбегінде орналастырады және сонымен ұңғыға түсіріледі.

     Ингибиторлық  клапан тоттану ингибиторын немесе гидроттарды берген кезде құбыр арты кеңістігінің СКҚ тізбегімен уақытша қосу үшін клапан СКҚ тізбегінде орналастырылады және сонымен бірге ұңғыға түсіріледі.

     Ұңғының орталық каналын автоматты жабушы құрылғы ұңғы сағасын жөндеу кезде  немесе апат болған жағдайда фонтанды сораптар тізбегінің төменгі бөлігін уақытша жабуға арналған, ол СКҚ-ң әр түрлі бөліктерінде орналасуы мүмкін. [8;167].

     Апаттың айырушы клапан ААК-168-140 апаттық  жағдай болған кезде пакермен жабдықталған ұңғыны құбыр арты кеңістігі бойынша сумен бастыру үшін қажет.

Фонтандық құбырлар тізбегінде башмактың орналасу реті әсер етеді:

Көп қабатты  кен орнының қуаттары әр түрлі  қабаттардың өнімді горизонттарын өңдеу, ұңғыны игеру және өндіру кезінде пайда болатын құмды газды тығынның бүйі, құбыр арты кеңістігіндегі және фонтандық құбырлар тізбегіндегі сұйықтың биіктігіне әсер етеді, көп қабатты кен орнындағы биіктік бойынша сулану ретіне әсер етеді, фонтан төмен жоғары қозғалатын газдың адамның кедергісіне әсер етеді, фильтрлік қарсыласу коэффициентіне А және В әсер етеді. [9;366]. 

    Гидраттар төменде көрсетілген орындарда  қалыптасады:

    1. Жалғаулара – шамамен 6,5 МПа  қысым кезінде газ ықшамдауынан  кейін  және температураға  17° С төменделуінде.

    2. Сепараторларға дейін орап байлауда, (газды селдің топыраққа дейін  қарқынды жылу беру кезінде).

    3. Сепараторларда (циклонды сепараторлардың  кіріс құбыр ішіліктерінде   ағым жылдамдығы 120 м/с; сепараторларда  қысым мәні  тепе- теңдік шамадан  асырылады).

    4. Диафрагмада су жиналу қысымының  учаскісі өлшеулі

    5. Жалғауларда - газ құбырларында, кәсіпшілік газ жинау коллекторына ұңғымаларды іске қосу.

      Ұңғымаларда және кәсіпшілік газ құбырларында гидраттардың пайда болуын және күрес әдістерін таңдауда олардын маңыздылығы – қабат температураларына, пайдаланым ұңғымаларының климаттық шартына жұмыс тәртібіне тәуелді болады.

            Көбіне ұңғыма өзегінде гидраттардың пайда болуына арналған шарттары болады, яғни түптен құбыр аузына дейін көтерілу кезінде газдың температурасы су жиналу температурасынан төмендеу жағдайында. Нәтижесінде ұңғыма гидраттармен толады. [10;233].

            Құбырдағы тығындардың орнын анықтау үшін тесіктер тесіп, монометрмен қамыт қондырады да, қысымды өлшейді. Қысымның трассадағы өзгеруі бойынша тығындардыңорындарын табады. Құбырдағы лас заттар мен гидраттық тығындардың жинақталуын анықтайтын жылдам және арзан тәсіл радиолакация әдісі. Ол үшін газ құбыр ішіне арнайы тармақ-лубрикатор арқылы антенналар кіргізіледі, олар стандартты қозғалмалы радиолакациялық станйияға қосылғанжәне газ құбыр ұзындығы бойынша 20-40км сайын орнатылған. Антенна мен гидраттық тығындардың түзілу орнына дейінгі анықталады. [11;325]. 
 

1.2.  Кен орын туралы жалпы мәліметтер

 

      Қарашығанақ МГККО Батыс-Қазақстан облысының  батысында, Бөрлі ауданының территориясында  орналасқан. Аудан климаты континентальды. Температура қыста -40⁰С-қа дейін жазда +40⁰С арасында тербеліп тұрады. Оңтүстік – шығыс және солтүстік – батыс бағытындағы желдер басым. Орташа жылдық жауын – шашын мөлшері 300 – 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі арақашықтық 160 км., Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты пункттар: Қарашығанақ ауылы 10 км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3 км.

      Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек  кездесетін құм сазды  жазықтан тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.

      Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде  Орал өзенімен,  Солтүстік шығысында  Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс  ауданында Елек өзенінің сол  ағысы болып саналатын Березовка  өзені  қиып  өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи  су қоймалары кездеседі.

      Техникалық  сумен қамтамасыз ету жерасты  суларымен іске   асырылады. Сулы горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас  және мергель   жарықшақтарында  орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас   кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.

      Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3т/л ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м³/тәу. 

      Аудан климаты төте континентальды. Ауа  температурасы -40 (қыста)  +40 (жаз) дейін өзгереді.Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады,   күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950  мм-ді құрайды.  Грунттың қалыңдығы, қар табанына  байланысты 1-ден 1,5 метрге  дейін өзгереді. 

     1.3. Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу 

      Қарашығанақ ауданында сейсмикалық жұмыстар шағылған толқын  әдісімен (ШТӘ) сирек  профиль торкөзде (10 км) магнитті тіркеуші  аппаратурасымен бірінші рет 1970 – 1972 жылдары Урал геофизикалық  экспедициясымен жүргізілді. (УГП) Олардың нәтижелері бойынша   Қарашығанақ тұзды дөңесі ашылды. Ол антиклиналды құрылым көлемі 5*9  км шағылған горизонт «П» бойынша амплитудасы 150 км болып табылатын  тұзды шөгіндіден құралған. Материалдарды қайта интерпретациялау нәтижесінде көрсетілген горизонт бойынша құрылым жұмыс тақырыбы  нақты анықталып және өлшемі 10*20 км болатын брахиантиклинал түрінде  сызылды. Амплитудасы 400 метрден жоғары шамамен минималды өлшемі  4400 м болатын күмбезді анықтаған. Бұл құжаттар П-10 параметрлік ұңғысының құрылымын жасауға ұсыныстар негізін құрады. 

      Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы «Уральскнефтегазгеология» өндірістік – геологиялық бірлестігінің  № 10-П параметрлік ұңғыны бұрғылау кезінде ашылған. Кен орын Каспий ойпатының солтүстік жағында орналасқан.

      Мұнайгазконденсат кеніші терең жатысты тұз асты құрылымында негізделген және кристалды  фундамент шоқысында жататын  төменгі перьм және жоғарғы тас  көмір жасты күшті рифогенді  карбонатты денемен берілген.

      Мұнайгаздылық этажы 300-ден 1600 метрге дейін, ал осындағы мұнайлы бөлігінің қалындығы 200 м. Газ су контактісі 4950 метр тереңдікте, су мұнай контактісі 5150 метр терңдігінде.

      1983 жылы мұнай, газ және конденсаттың  қорын оперативті түрде саналуы  жасалған. Соның негізінде 1985 жылы ВНИИГаз тәжірибелі - өндірістік игеру жобасы (ОПЭ) тұрғызылды. ОПЭ 1984 жылдың қараша айында басталды.

      1988 жылы көмірсутектер қоры саналып  бекітілді. Кен орын үш игеру  объектісіне бөлінген: 1 мен 2 газконденсатты  объектісі, ал 3 мұнайлы объектісі 

  болып табылады. Терңдеген сайын  конденсат мөлшері көбейеді.

ОПЭ жүргізу үрдісінде кейбір техникалық шешімдер жасалынбай қалған:

1990 жылы құрғақ  газдың кері айдалуы басталу  керек еді; 

• ұңғы  өнімділігін арттыратын жаңа технологиялардың игерілуімен енгізілуі қамтамасыз етілмеген;
• эксплуатациялық ұңғыларды бұрғылау негізінде коллекторлар және объект аралық флюидтардан керн алу жұмысы жасалынбаған.

          Осы кезге дейін әр түрлі себептерге байланысты сайклинг-процесс басталған жоқ, ал кен орынның игерілуі фантанды әдіспен жүргізіліп жатыр. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.4. Стратиграфия

 

      Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде  ең ескі ашылған   шөгінді болып  төменгі девон шөгіндісі табылады. (скв 15, Д-5).