Қазіргі уақытта, С.Балғымбаев кен орнында ҚҚҰ үшін қолданылатын негізгі жұмыс агенті, өніммен бірге өндірілген су болып саналады. Су өндіру ұңғылар қоры, жоба тұрғызу кезінде, 5 ұңғыны құрады (№№5, 6, 8, 9, 13 ұңғылары). Бұның жұмыс жасап тұрғаны – 3, тоқтап тұрғаны – 2. Жер асты суы хлор-кальций түрінде, су минералдануы 112,6-180,9 г/л аралығында, рН ортасы – аз–сілтілі – 6,85-ден 8-ге дейін, тығыздығы -1,023-тен 1,75 г/см³ аралығында болды. Қабат (төменгі бор және орта юра) суы хлор-кальцилі түрге жатады, минералдылығы 142,2–239,5 г/л, рН ортасы – 7,0-8,5, тығыздығы 1,154-тен 1,185 г/см³ аралығында. Өнімді қабаттың біртексіз өткізгіштігі кезінде, айдалған су жоғары өткізгішті қабаттар мен аралықтардан өтіп, төмен өткізгішті аралықтарды игерусіз қалдырады. Осындай жағдайларды болдырмау үшін жоғары өткізгішті аралықтарды изоляциялап, айдалатын суды төмен өткізгішті аралықтарға бағыттау керек. Бұл жұмыстардың көбі мұнай қабатына физика – химиялық әсер ету нәтижесінде орындалады.

Қабаттың мұнай бергіштігін арттыру әдістері күрделі және қымбат тұратындықтан, зерттеу кезеңін бірнеше этапта жүргізген дұрыс. Қазіргі уақытта кен орнында қабаттың мұнай бергіштігін арттыру үшін ұсынылып отырған технология Ресей отын-энергетика инновация компаниясының (РИТЕК) РИТИН полимерлі қоспасы болды.

РИТИН полимері – гельді жүйесін, игерудің барлық кезеңінде қолдануға болады. Игерудің соңғы сатысында қолданғанда өндірілген өнімнің сулануы төмендейді, ал игерудің басында қолданғанда ұзақ уақыт сусыз өнім беруді қамтамасыз етеді.

РИТИН ПГЖ технологиясын қолдану үшін келесі талаптар орындалуы тиіс:

- қабат температурасы 120⁰С дейін;

- коллектор түрі –жарықшақты, карбонатты және терригенді;

- өтімділік 0,005-2 мкм²;

- қабат суының минералдылығы – 230 г/л дейін;

- өндірілген өнімнің сулануы 5-98%;

- сұйықтық орташа дебиті – 20 т/тәу жоғары;

- қабаттың тиімді қалыңдығы – 1-70м;

- айдау ұңғыларының жұтылғыштығы – 150 м³/тәу төмен емес;

- игеру сатысы – барлық.

С.Балғымбаев кен орнының геологиялық – техникалық сипаттамасы РИТИН ПГЖ технологиялық талаптарына сәйкес келеді: қабат температурасы–31⁰С, коллектор – терригенді, өнімді қабат суының минералдылығы–103-239 г/л, өткізгіштік -> 0,015 мкм², сулану деңгейі – 94,1%, орта мұнай дебиті – 20 т/тәу жоғары, қабаттың орташа тиімді қалыңдығы–3,0–7,4м, айдау ұңғыларының жұтылу көрсеткіші –260,9 м³/тәу.

---

2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
Ұңғы бұрғылау және пайдалану кезінде гидродинамикалық зерттеулер жүргізгенде алынған мәліметтер, осы кен орнының өзіне тән негізгі сипаттамаларын көрсетті. Осы көрсеткіштер бойынша және жыныстың физика–химиялық ерекшелігіне байланысты, ұңғыны пайдаланудың жағдайы анықталды. Бұл мұнай және газ өндірудің техникасымен технологиясына әсер етеді.

С.Балғымбаев кен орнындағы ұңғыларды пайдалануға әсер ететін негізгі жағдайлар мыналар:

- І және ІІ объект мұнайы жоғары тұтқырлы, ауыр, жоғары шайырлы (сәйкесінше тығыздығы – 0,850 г/см³, 0,861 г/см³, тұтқырлығы – 1,79 мПа·с);

- ΙΙ объекті мұнайы жеңіл, аз тұтқырлы (тығыздығы – 0,747 г/см³, тұтқырлығы – 1,79 мПа·с);

- кен орнының мұнайы қанықтапаған, газ қосылысы жоғары емес (22-29 м³/м³);

- коллектор әлсіз цементті жыныстармен құралған.

01.01.10 ж. есеп бойынша өндіруші пайдалану ұңғыларының саны 108 бірлікті құрады, оның 107-сі штангілі тереңдік сорап қондырылған механикалық тәсілмен, бір ұңғы (№137) винттік сораппен пайдаланылады.

Соңғы жылдары кен орнында винттік штангілі сораптарды қолданған, механикалық пайдалану тәсілі енгізілді. 6 енгізілген винттік сораптың, қазіргі уақытта тек біреуі ғана жұмыс істеп тұр (№ 137 ұңғы), қалғандары ШТСҚ – мен пайдалануға ауыстырылған.

№137 ұңғының орташа сұйық дебиті 65 м³/тәу, мұнай дебиті 3 т/тәу, сулануы 95%. Винттік сораптардан бас тарту себептері анықталмады. Өнім бермеуінің себебі құралдарды дұрыс таңдамау немесе монтаж жұмыстары толыққанды жүргізілмеуінен болуы мүмкін. Жоғары тұтқырлықты мұнайы бар, құм білінулері жоғары кен орындарды пайдалану кезіндегі тәжірибе көрсеткендей, винттік штангілі қондырғылар осындай өндіру жағдайына сәйкес келеді.

Ұңғыларды бұрғылау және сынау кезінде, І және ІІ объект ұңғыларында сусыз мұнай фонтаны атқылады. Мұнай дебиті 5-8мм штуцермен 0,2 м³/тәу-тен 138 м³/тәу аралығында өзгерді, түптік қысым 3,7 – 6,9 МПа болды.

Ұңғылардың фонтандау жағдайын анықтау үшін, Крыловтың аналитикалық әдісімен гидравликалық есептеулер жүргізілді. Ұңғылар фонтандау үшін, газ факторы Г

---

_эф тиімді режимдегі R_тиім. газдың жеке шығынына тең болуы немесе артық болуы тиіс. Есептеу нәтижесі көрсеткендей, сағалық қысым 0,4 МПа тең болғанда (мұнай коллекторына жинау жағдайымен), сусыз ұңғылар фонтандау үшін, түптің минималды қысымы 4,6 МПа тең болуы тиіс.

Қорытындылар мен ұсыныстар:

1. 
   Потенциалды мүмкіндікті бағалау үшін, гидродинамикалық зерттеулер жүргізу үшін механикаландырылған өндірудің режим параметрлерін анықтау үшін ұңғыны пайдалану фонтанды әдіспен жүргізілген дұрыс;
   
2. 
   Гидродинамикалық есептеулер көрсеткендей, өнімнің жоғары сулануы ұңғыны фонтанды әдіспен пайдалану уақытын қысқартады. Одан әрі ұңғыны механикалық тәсілге көшірген дұрыс;
   
3. 
   Кен орнындағы ұңғылардан өнімді көтерудің негізгі тәсілі – штангілі терең сорапты қондырғыны пайдалану болып саналады;
   
4. 
   Жартылай фонтанды режимде дұрыс жасайтын жоғары дебитті ұңғылардың жұмысын тиімдірек ету үшін, бекітілген режимде айналу параметрін өсіріп немесе сорапты, өнімділігі жоғары сорапқа ауыстыру арқылы жүргізуге болады. Осыларға қоса сулануды азайтатын геологиялық – техникалық шаралар жүргізу қажет;
   
5. 
   Төмен өнімді суланған ұңғылардың қазіргі қолданыстағы айналым санын сақтап, ағынды интенсификациялау және өнімділікті арттыру және суағынды азайту үшін геологиялық–техникалық шаралар мүмкіндігін қарастырған жоқ;
   
6. 
   Жоғары суланған өнімді, жоғары депрессияда өндірген кезде, әлсіз цементті коллекторда қиындыққа әкеледі. Қабаттан мех. қоспалар алынып, түпте өнімді аралықты бітейтін құм тығыны пайда болуы мүмкін. Осындай жағдайды болдырмау үшін құм тығынын жою шараларын (ұңғыны кезеңдеп жуу), сонымен қоса, құм білінуіне қарсы шаралар жүргізу қажет;
   
7. 
   Қазіргі ұңғы ішілік жабдықтар пайдалану жағдайына, сонымен қоса, әсер етуші күш шегіне сәйкесті таңдалып алынған;
   
8. 
   Түптік қысым қанығу қысымынан сәл жоғары, сондықтанда ұңғыны пайдалану депрессия қорымен жүргізілуде;
   
9. 
   Осы кен орнының жағдайына сәйкесті, ұңғы ішілік жабдықтарының сенімді бөліктерін қолданып, винттік штангілі сорап тиімділігін зерттеу ұсынылады.
   

2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтармен күрес
Құм білінулердің алдын алу және олармен күресу шаралары.

С.Балғымбаев кен орнының өнімді қабаты саз аралығы бар ұсақ және жұқа түйірлі құмдардан және сазды, карбонатты цементпен біріктірілген ұсақ түйірлі құмтастардан құралған. Коллекторы әлсіз цементтелген кен орнын пайдалану кезеңінде, қабаттың түп маңы аймағында жыныстардың бұзылуы жүреді де, ұңғыға құм келіп түседі, бұл өз кезегінде әртүрлі қиындықтарға алып келеді.

---

Қабаттың цементті материалының бұзылуы, осыған сәйкес жыныс-коллекторының әлсізденуі, ұңғының сулануына байланысты. 01.01.08 ж. өнім сулануы 94,1% құрады.

Кен орнындағы кейбір пайдалану ұңғыларының түбінде құм тығындары түзілгендіктен, бұл тұтқыштарды пайдалану қиындық туғызуда. Өндірілген өнімде құмның болуы жабдықтардың тез тозуына алып келеді және құм білінуді жою үшін жұмсалатын уақытпен қаражат шығынын көп мөлшерде қажет етеді. Өндірістік мәлімет бойынша ұңғының пайдалану тізбегінде, құм жиналудың орташа мәні анықталды, ол 20-50м құрады. Құмның орташа тығыздығын 2500 кг/м³ деп алып, түп аймаққа құмның шығарылуының мәнін табуға болады, ол шамамен 1,7-ден 4,2 кг/тәу болады. Ұңғының түп аймағында құм жиналудың уақыт аралығы 8-11 айды құрайды.

Қабаттан шығарылған құм ұңғы түбін және жекелеген өнімді аралықтарды бітейді.

Құм білінуімен күресудің көптеген әдістері бар: қабаттан жиналған бөлшектерді жоғарыға шығару үшін жақсы жағдай жасау – құбырлы штанганы қолдану, өнімді аумақ шегіне құйрықша түсіру, сұйық айдау; жер асты жабдықтарын тез тозудан сақтау үшін әртүрлі конструкциядағы якорлар, сорап асты сүзгілер және басқа да қорғаныш құралдарын пайдалану; ұңғының түп маңы аймағында қабат жыныстарын бекіту үшін химиялық, физика–химиялық, механикалық әдістер немесе осы әдістердің біріктірілген комбинациясын қолдану; қабаттан құм түсудің алдын алу үшін қарапайым және қолжетімді әдістің бірі ұңғыны құмға қарсы сүзгімен жабдықтау болып саналады. Кен орнында құм біліну кесірінен ұңғылардың толық тоқтап қалмауы үшін, ұңғы түбін кезектеп тік және кері айналымда сумен жуып отырады. Құм тығынын жуумен қоса суағынды бітеу (№20, 42, 85, 105, ұңғылары) шаралары және ұңғының түп маңын бекіту (№№124, 62) әдістері жүргізіледі. Мәліметтерді саралайтын болсақ, ұңғының түп маңы аймағын тазалау жұмыстары азайып келеді, 2008 ж. 21-ден 2007 ж. 16-ға дейін, алайда бір ұңғының мұнай өсімі 1,03-тен 1,01 т/тәу аралығында өзгерді.

Құм білінумен күресудің тиімді технологиясын таңдау үшін қабаттың түп маңы аймағының фильтрациялық энергетикалық параметрлерін анықтайтын, ұңғының өндірістік–гидродинамикалық және геофизикалық зерттеуін жүргізген дұрыс.

Парафин шөгінділермен күресу және алдын алу шаралары.

І және ІІ объект мұнайы ауыр (тығыздығы-0,8928 г/см³), жоғары шайырлы (күкірт қышқылы шайыры – салм. 22%) болып келген. ІІІ объект мұнайы өте жеңіл (тығыздығы - 0,7997 г/см³), аз күкіртті (күкірт салмағы 0,15%), аз шайырлы (күкіртқышқылы шайыры – салмағы 7,9%), аз парафинді (парафин -1,61% салмақ), тұну температурасы -33

---

⁰С болатын.

Осыған қарамастан, ІІІ объектінің №№13,101,102,106,108 ұңғыларының түп маңы аймағында және жер асты жабдықтарында асфальтенді – шайырпарафинді (АШПТ) түзілім түзілген.

Кен орнында АШПТ жою үшін жылулық әдіс – ыстық мұнаймен өңдеу (ЫМӨ) қолданылады. Кен орнында ЫМӨ көбінесе №№101, 108 ұңғыларында жүргізілген №108 ұңғы көрсеткіші бойынша, 01.01.2009 ж. ЫМӨ жүргізілгеннен кейін ұңғы бірқалыпты дебит – 8 т/тәу 10 ай жұмыс жасады, бірақ сулануы 4% артты. Одан кейінгі өңдеуде, 01.01.2009 ж. және 01.01.2010 ж. мұнай дебиті орташа 1 т/тәу төмендеп,сулану 2% жоғарылады, содан кейінгі өңдеуде мұнай дебиті орта есеппен 4 т/тәу артып, сулану 3% азайды. Орташа таза уақыт аралығы 144 тәулікті құрады. Жалпы алғанда, ЫМӨ ұңғы өнімділігін жоғарылатады. Бірақта, технологиялық жұмыстарды жетілдіріп, АШПТ жоюға арналған жаңа құрамдарды игеруді жүргізу қажет.

Өндірістік тәжірибе бойынша еріткіштер (газды бензин, гександы және этилбензолды фракция), сонымен қоса, еріткіштерге қосылатын АШПТ еруін жылдамдататын ингибиторларды пайдалану ұсынылады.

С.Балғымбаев кен орны мұнайының тұну температурасы төмен және парафин құрамы аз болғандықтан, жер үсті жабдықтарында, мұнайды тасымалдау кезінде парафин түзілу мәселесі жоқ.

С.Балғымбаев кен орнының технологиялық жабдықтарын коррозиядан қорғау.

С.Балғымбаев кен орнындағы технологиялық жабдықтардың және құбыр желісін дайындау кезіндегі негізгі материал Ст.20 болып саналады. Қабатта сульфаттүзуші бактериялардың пайда болуы анықталмады. С.Балғымбаев кен орны мұнайында тек еріген күкіртсутектің және меркаптанның іздері аздап байқалады. Неоком горизонтының жер асты суы – қатты аз сульфатты сұйық болып келген, минералдылығы (141-181) г/л және рН = (8-8,5). Хлорид қоспасы (86 – 110) г/л, гидрокарбонат (207 – 427) мг/л, кальций (1202-1403) мг/л, магний (1033-1398) мг/л, калий мен натрий қоспасы (52-68) г/л.

Өнімді қабаттың суыда – қатты, минералдылығы (103-239) г/л және рН=(6,35 – 7,75). Кальций қосындысы (1002 – 2805) мг/л, магний (389-1270) мг/л, калиймен натрий (63-91) г/л, хлорид 145г/л дейін, гидрокарбонат 305 мг/л дейін құрады.

Осыған байланысты, С.Балғымбаев кен орнының ақаба суы әлсіз коррозиялық әрекеттілікке ие, бұл технологиялық жабдықтардың коррозияға ұшырауын төмендетеді. Су фазасымен әрекеттесетін технологиялық жабдықтардың және құбыр желісінің коррозиялық деңгейі, пайдаланудың нормалық шегіне сәйкесті (0,2 мм/жыл). Газды фазада, Ст.20 коррозиялық жылдамдығы жылына 0,1мм аз.

Қабатқа су айдаумен бірге (ҚҚҰ үшін) бактерицидтер қолдану ұсынылған. «Бактирам С-85», «Додиген W180-2», «Родакаут RP - 80» және «Родакаут PR -50» бактерицидтерін қолдану, қабаттық судағы күкіртсутек концентрациясының жоғарылауын болдырмайды, ал пайдалану кезінде кен орнындағы технологиялық жабдықтардың коррозиялық деңгейін шекті аралықта ұстап тұрады (К<0,2 мм/жыл). Егерде технологиялық жабдықтардың коррозиялық жылдамдығы өссе (К>0,2 мм/жыл), коррозия ингибиторларын қолдану ұсынылады. Мысалы, «Додикор В2870 К» коррозия ингибиторын 25-30 мг/л концентрациясында қолданса, технологиялық жабдықтардың және құбыр желісінің коррозиялық жылдамдығы 0,2 мм/жыл немесе одан әрі төмендейді.

---

Смотрите также файлы

• Правила активного слушания Создание комфортных условий в процессе общения.docx

• Основы деятельности коммерческого банка, его операции.docx

• психалогия детства 4 задание .docx

• Пошаговая инструкция, как установить Телеграм на смартфон.docx

• ыса мерзімді жоспар Сабаты таырыбы Кері итеруші кш.docx