1 геологиялық БӨлім 4 1 Кен орны жайлы жалпы мәліметтер 4

1.6 Сулылығы

Юра шөгінділерінің сулары бор шөгінділерінің суларынан ерекшеленеді. Бұлар тығыздығы бойынша (1109-1110 кг/м³) үлкен және минералдылығы 140-160 г/дм³ хлоркальцийлі типті тұздықтар. Скважинаның орташа шығымы 50 м³/тәу құрайды. Юра қабат суларының химиялық құрамы біркелкі.

XІІ горизонттық табан суы №6 скважинаның ашық фонтандауы мүнаймен бірге алынды. Оның жалпы сұйықтағы мөлшері 35-40 %.

Бор шөгінділері тең, апт және баррем горизонттарының суларың тығыздығы 1102 кг/м³-ті құрайды. Төменгі бор сулары тоғыз горизонттан алынды, олардың шығымы 0,2-ден 903,7 м³/тәу дейін жетті. Бұл горизонттардың суларының тығыздығы 1018-1020 кг/м³ құрайды. Барлық сулар сульфатты-натрийлі типті. Тек қана готерив ярусының суы хлор-кальцийлі. Құмтастар мен алевролиттер су араластырғыш жыныстар және саздар мен аргиллиттер су тірегіш жыныстар болып табылады.

Жетібай ауданындағы сормат шөгінділерінің сулары тұздылау, арынсыз, тереңдігі 30 метрге жететін шығымы аз құдықтар. Құдықтардан алынатын судың шығымы шамамен 260-330 м³/тәу. Нақты талдаулардың мәндері бойынша Жетібай кен орнының юра және бор горизонттары үшін корреляционды гидрохимиялық графиктер тұрғызылды.

Графиктер бойынша иодтың концентрациясы 6-8 мг/дм³ әдетте кездеспейді. Жетібай үшін көбінесе иодтың құрамы 10-11 мг/дм³, бірақ 15мг/дм³-ден аспайды. Жетібайдың өнімді горизонттарының (VІІІ-XІ горизонттар) төменгі қабатында иод мөлшерінің ұлғаюына беталыс қатты байкалмайды. Ортаңғы юра кешеніндегі суларда аммоний 60-тан 130 мг/дм³ дейін мөлшерде кездеседі. Әсіресе төменгі шегі тән.

Бор ортаңғы юра кешеніндегі сулардың барлық сынамаларынан тадылды. Оның концентрациясы 20-52 мг/дм³ шегінен аспайды. Көбіне жиі кездесетін бор концентрациясы шамамен 30-40 мг/дм³.

2 ТЕХНИКА -ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ

2.1 Игерудің ағымдағы жағдайының негізгі көрсеткіштері мен олардың өзгеру динамикасы

1976 жылы игерудің кешенді жоспары жасалды. Осыған байланысты скважиналардың өзіндік торлары бар игерудің алты объектісі анықталды. Алайда, жоғарғы (V-VI) горизонттардың геологиялық құрылымының күрделілігінен жобада қабылданған игерудің негізгі жағдайларынан бас тартуға тура келді. VIII, X-XII горизонттарға нұсқа ішінен су айдаумен игеріледі. XIII горизонт өзінің су арынды бассейні болғандықтан еш ықпалсыз игеріледі. Су айдау XII және X горизонттарға 1973 жылы, ал XIII горизонтқа 1976 жылы басталды. Жұмыс істеп тұрған скважиналардың саны өскесін мұнай өндіру де артты. Жетібайда мұнай өндіру 1979 жылы максимал мәніне жетті, сосын кішкене құлдырау болды, ал 1987 жылдан бастап жылына 400 мың тонна өндіріліп қарқынды дамиды. Бұл негізінен осы кезеңдегі кеніштің жоғары өнімді қабатшаларын бұрғылаумен және өндіру скважиналарындағы депрессияның ұлғаюымен түсіндіріледі.

Мұнай өндірудің өсуімен қатар 1972 жылы газ өндіру де өз максимумына жетті. Су өндірудің шамасы 386,897 мың тоннаға жетіп барлық өндірілген сұйықтың 10,2 пайызын құрады. 1983 жылдан бастап мұнай мен газ өндірудің төмендеуі өнімділік коэффициенті, пайдалану скважиналар коэффициенті, скважиналар қорын қолдану коэффициенті, сорапты компрессорлы құбырлар мен шлейфтердегі, түп аймақтардағы қиыншылықтар сияқты табиғи және технологиялық факторлармен байланысты

2.1.- кесте. Шикі мұнайдың физика-химиялық қасиеттері

Көрсеткіштер	Толқын теңіз кен орны
1) Газ факторы (сепарация кезіндегі), м3/т 2) 50 оС- дегі тығыздығы ρ Н, г/см3 3) Тұтқырлық µН, π*с 4) Қату температурасы, оС 5) Құрамы, % күкірт шайырлар асфальтендер парафин	58 0,840 4,9 34 0,11 9,2 1,74 23,6

Жетібай кен орнында “Гипровостокнефть” институты жасаған газды жинау жүйесі қабылданған. Бұл жүйені таңдағанда келесі факторға мән берілген:

‑ максимал қабат қысымы және жазда 45 с-ге, қыста 30 с-ге жететін климаттың шұғыл континенттігі;

‑ 155м/м-ке тең мұнайдың жоғары газ факторы;

мұнайдың сулануы;

құбыр трассаларының созылыңқығы;

суланған өнімін тасымалдануын жақсарту мақсатында жүйеге жоғары қысымның қажеттілігі.

Қабылданған жүйе үлгісі бойынша механикалық әдіспен өндіргенде скважина өнімі қабат энергиясы немесе артық қысыммен лақтыру желістері арқылы автоматтандырылған “Спутник” топтық өлшеу қондырғысына келіп түседі. Берілген бағдарлама бойынша скважиналардың біреуі өлшеуге тұрады, ал қалған скважиналардың өнімдері сыйымдылығы 50-80 м газмұнайлы көлденең сепараторға түседі. Мұнда 0,3-0,4 МПа қысымда мұнайды сепарациялаудың бірінші сатысы жүреді. Сипарацияланған мұнай құрамында қалған еріген газбен бірге сораптардың қабылдауында болады да отты пештерде 50-60С-ге дейін қыздырылады. Коллектор бойымен жасақтың басына айдалады. Буферлы ыдыстан бөлінген газ толық тазалануы мен мұнайды қыздыруға арналған пештерге бөліктеп қолданылуы үшін арнай вертикал сеператорға келіп түседі. Ал қалған газ, газ өндіру зауытына (ГПЗ) берілу үшін газ тасымалдау желісінде (УТТ) түседі. Бір топтық қондырғыға (ГУ) оннан 28 скважинаға дейін қосылады.

“Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасында 14 скважина қосылатын 3 2/3 типті топтық өлшеу қондырғылары да (ГЗУ) қолданылады. Скважиналардың барлық өнімі ұзындығы 500 метрден аспайтын лақтыру желілері арқылы “Спутник” типті өлшеу қондырғысына беріледі. Мұнда қосылған скважиналардың шығымдары кезекпен өлшенеді. Басқа скважиналардың өлшенген өнімі отта, пеште 60-ге дейін қыздырылады да ары қарай сәйкес нөмірлі топтық қондырғының (ГУ) газмұнайлы сеператорына түседі. Ыдыста сеперацияның бірінші сатысы жүреді, бұдан кейін мұнай бас жасақтарға айдалады. Өндірістік басқармада қабылданған әдеттегі мұнайгаз жинау жүйесіне “Гипровостокнефт” институты игерген қосымшалар мыналар:

- тасымалдауды жақсарту үшін топтық қондырғыларда сұйықты аралық қыздыру;

- “НОРД” немесе “Турбоквант” типті турбинды өлшегіштермен әр топтық қондырғыда сұйықты жалпы өлшеу.

Жетібай кен орнында жинау жүйесін көпжылдық пайдалануда төмендегідей қиыншылықтар байқалды:

- мұнайды қыздыру пештерінің шар тәріздес құбырларының ирек түтіктерінде, сонымен қатар “Спутник” қондырғыларында тұз жиналу;

коррозия салдарынан құбырлардың жарылуы құбырлардың ішкі беттерінде парафин мен тұздың жиналуы олардың көлденең қимасын тарылтып, қалыпты жұмысын бұзады. Бұл “Спутник” өлшеу қондырғысының жұмысының тоқтауына себепші болады. Соның салдарынан скважиналардың көлемдік шығымдарының өлшеу көрсеткіштері бұрмаланады. Әсіресе, құбырлардың жарылуынан көп өнімді шығындаймыз. Тек 1984 жылдың өзінде жарылу салдарынан өндірістік басқарма бойынша өнімнің шығыны 100 мың сомды құрады. Жоғарыда жазылған себептерге байланысты өндірістік басқармада осы қиыншылықтардың алдын алуға үнемі көңіл аударылды.

Кен орынның топтау қондырғыларында скважина шығымын өлшеу үшін “Спутник” типтес өлшеу қондырғысы қолданылады. Ол келесі құрал-жабдықтардан тұрады:

1. 
   Скважинаның көп жүрісті айырып - қосқышы ПСМ-1;
   
2. 
   Гидроциклонды сеператор;
   
3. 
   Турбинды шығын өлшегіш ТОР-1;
   
4. 
   Гидрожетек ГП-1;
   
5. 
   Жергілікті автоматика блогы;
   
6. 
   КПР-180; КПР-1-150 клапындары.
   

Сұйық мөлшері ТОР-1 өлшегішінде өлшеніп жалпы коллектормен бағытталады. Өлшенген скважиналардың шығымы басқару блогындағы электромагнитті өлшегіштерде бекітіледі. Басқару блогына ТОР-1 өлшегішінен дабылдар беріледі. Сонымен қатар өлшегіштің стрелкалы циферблаты бар. Онда да өлшеудің қорытындысы жазылады. Қазіргі кезде өндірістік басқармада газды өлшеу негізінен ДСС типті сильфонды дифманометрлермен жүргізіледі.

Скважинаның газ факторын анықтау мақсатымен мұнайдан газдың бөлінуін өлшеу көкейкесті мәселелердің бірі екенін айта кету керек. Осы мақсатта қолданылатын дифманометрлер мұнай құйылып кетудің себебінен жалған көрсеткіштер береді, жиі қатардан шығып қалады. “Спутник” қондырғысының газ желісіне қондырылатын бұл шығын өлшегіштер “Агат” газ турбинды өлшегіштер шықпастан бұрын газ факторын өлшеу үшін қолданыла бастады. Бірақ, Маңғыстаудағы кен орындарда бұл өлшегіштер келесі себептерге байланысты өз құнын анықтамады:

• 
  градуирлі қондырғының болмауы;
  
• 
  жұмыс жағдайларының (қысым, температура, тығыздық) градуирлі жұмыс жағдайымен сәйкес келмеуі.
  

Мұндай жағдайдан шығудың бір жолы газ өлшеу үшін жылжымалы қондырғыларды қолдану болып табылады. Қондырғы “Агат” өлшегіші мен дифманометр - шығын өлшегіш қондырылатын жылжымалы платформада монтаждалады. Өлшеу кезінде қондырғы “Спутниктің” газ желісіне қосылады.

Жинау жүйесінің жұмыстарында коррозия, парафин және тұздардың шөгуінен қиындықтар туындайды. Жабдықта тұздың шөгуінің негізгі себебі — мұнайды өндіру мен тасымалдауда қабат қысымын ұстап тұру үшін теңіз суын қолдануға байланысты.

Құрамында елеулі мөлшерде сульфат - иондары бар теңіз суы қабат суынан айрықша ерекшеленеді. Қабат суларында кальций 10000 мг/литрге дейін, сонымен қатар барий 200 мг/литрге дейін жетеді. Тұз шөгінділері тығыз, қатпарлы, 79-89 барий сульфатынан тұрады. Органикалық емес тұздардың түзілуін болдырмау мақсатында ингибиторлеу әдісі тұз түзілуімен күрестегі әдістердің ең тиімдісі болып табылады. Зерттеулердің нәтижесінде Жетібай кен орны үшін СНПХ-5301, “Виско” және “порексит-7647” реагенттерінің ингибиторлеу қасиеті жоғары екені байқалды. Айдалатын сұйықпен бірге қабатқа жіберілетін ілеспе - өндірілетін судың 1м көлеміне скважиналарды өңдеген кезде 10 гр реагент қосылады. Жабдықтарды тұз шөгінділерінен қорғау үшін мұнайды жинау мен дайындау жүйесінде ингибиторларды үнемі мөлшерлеу жүргізіледі.

Парафинді шөгінділер жоғары молекулалы майлар, сулар, механикалық қоспалар мен асфальтты – шайырлы заттары бар қатты көмірсулардың күрделі қоспасы. Кәсіпшілік құбырларда парафин шөгінділерінің түзілуіне жағдай жасайтын келесі факторлар:

• 
  Мұнайда, оны суытқан кезде ерітіндіден түсетін парафиннің қатты бөлшектерінің кездесуі (температура факторы);
  
• 
  құбырда еркін газдың болуы.
  

Жабдықтардың парафинделуін азайтудың тағы бір әдісі салқын мұнайға ыстық мұнайды араластыру жолымен температураны көтеру болып табылады.

Өндірістік басқармада қолданылатын коррозиядан қорғау әдістерінің реті мынадай:

- ингибиторлеу;

- резервуарлардың ішкі беттерін желімді композициялармен жабу;

- құбырлардың сыртқы беттерін катодты қорғау.

“Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасында мұнайды дайындаудың орталық пунктінен (ЦППН) блокты тармақталған сорапты станцияға (БКНС-3) дейінгі ағынды судың су құбырлары ингибиторлеумен қорғалады. Қорғау үшін Норует-РА-23/Д шет ел ингибиторы қолданылады. Бұл реагенттің нәтижесінде 23 г/м үнемі мөлшерлеу кезінде қорғаудың тиімділігі 25-92 пайызды көрсетті. Сорапты компрессорлы құбырлар да коррозияға ұшырайды. Бұзылудың сипаты язвалы, коррозия жылдамдығы 3-5 мм/ жылына жетеді. Құбырлардың нақты қызмет ету мерзімі 1,5-2 жылды құрайды. Шегендеу құбырларының тізбегін сыртқы коррозиядан қорғау катодты қорғаудың көмегімен жүзеге асырылады. “Жетібаймұнайгаз” өндірістік басқармасында 576 скважина катодты қорғаумен қамтылған. Қорғайтын құбырлардың ұзындығы 364 шақырымды құрайды. Құбырларда жекелеу (шамамен 50) мен жекелеуші фланецтердің болмауының салдарынан қорғау потенциалының нормативті шамасы толық қанағаттандырылмайды. Скважиналар мен құбырлар катодты қорғаумен толық қамтылмаған. Диаметрі 300-350 мм мұнай жинайтын коллекторлардың коррозиясы келесі себептерге байланысты:

- тасымалданатын мұнай эмульсиясының мұнай мен су фазаларына бөлінуі;

- су фазасында еріген күкіртсутектің (10 мг/литрге дейін) болуы;

“канавка” түріндегі электрохимиялық үрдістің күшеюіне әкелетін құбырдың төменгі бөлігіндегі қорғау қабыршағының түсуіне жағдай жасайтын су фазасынан механикалық қоспалардың (құм, саз, коррозия өнімдері) бөлінуі. Мұнай қауіпті көрністерден қорғау шаралары зерттеу жұмыстарында жай қарқынмен жүргізіледі.