Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.

бет41/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   37   38   39   40   41   42   43   44   ...   81

Литература 

 

1.  Шишкин А.Б. Проектирование и эксплуатация нефтебаз, 2006г. Стр. 385. 

2.  Печенекин В.Д. Резервуары для нефти и газа, 2010г., Стр. 280. 


 

244 


3.  СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы». 

4.  Горбенко В.И. Резервуары, дренажные емкости, 2005г. Стр. 245. 

5.  ППБС РК 02-95 Противопожарные нормы Республики Казахстан. 

6.  СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. 

 

 

ҰҢҒЫНЫҢ ӨНІМДІЛІГІН АРТТЫРУ 



 

Нурбекова К.С., Назарова Р.С., Боранбаев М.М., 

Қ.И. Сәтбаев атындағы КазҰТУ, Алматы қ, Қазақстан Республикасы 

 

Монографияның  авторының  бірі,  көптеген  жарық  көрген  деректерге  және  өз  тәжірибелеріне 

сүйене  отырып,  Н.А.  Гужов,            В.А.  Николаев,  А.Н.  Шандрыгинмен  бірігіп  газоконденсатты 

ұңғыларды игерудегі  пайдалану  ұңғыларының  өнімділігінің  төмендеу  себебін  зерттеді.  Нәтижесінде 

олар  ұңғының  өнімділігін  арттырудың  әдістерін  тапты.  Осы  себептен  теориялық,  тәжірибелік, 

тәжірибелі-өндірістік зерттеулердің нәтижелері келтірілген. 

Кен  орындарды  пайдаланудағы  ұңғылардың  өнімділігінің  айтарлықтай  өзгергендігін 

газоконденсатты  кенорындарды  игеру  тәжірибесі    көрсетеді.  Мұнайгазды  өндіру  практикасындағы 

ұңғының  өнімділігі  –  техникалық  қалпының  және  өнімді  горизонттардың  коллектор-лық  қасиеттерімен 

байланысты ұңғыны игерудің мүмкіншіліктері. Кей уақыттарда бұл терминнің орнына қолданылатын 

ұғым – ұңғының өнімділігі. Көбіне ұңғының өнімділігін ұңғы түбіндегі қабаттық флюидтерді іріктеу 

анықтайды. Бұл жағдайда ұңғының өнімділігі, ұңғының дебиттерінің қатынасы (ұңғы түбіндегі күзеу) 

және  қабаттық,  түптік  қысымдардың  әртүрлілігі  түрінде  болатын  өнімділіктің  коэффи-циентімен 

сипатталады.  Газоконденсатты  ұңғыларды  пайдалану  кезіндегі  ұңғының  өнімділік  коэффициенті 

кейде  жоғарылауына  қарамастан,  көбінесе  кей  ұқсас  жағдайларда  кенорындарды  игеруде  өнімділік 

коэффициентінің  айтарлықтай  төмендеуімен  жүреді.  Ұңғының  өнімділігінің  төмендеуі  пайдалану 

кезінде  біршама  кедергілер  келтіріп  қана  қоймай,  кен  орынды  игеруді  басқару  кезінде  айқын 

кедергілер    тудырады  да,  соңында  бұл  процесстің  технико  –  экономикалық  көрсеткіштерінің 

төмендеуі  болады,  нәтижесінде,  газоконденсатты  ұңғылардың  өнімділігінің  төмендеуі  жұмыстың 

істен шығуының және толық тоқтап қалуының басты себептерінің бірі болып табылады. 

Газоконденсатты  кенорындарды  игеру  кезіндегі  ұңғының  өнімділігінің  төмендеуі  әртүрлі 

геология – өндірістік факторлардың байқалуымен байланысты. Олар:  

ұңғының түптік аймағының жағдайының өзгеруі (ҰТА), атап айтқанда қабаттағы коллектордың 

фильтрлі – сыйымдылық қасиетінің нашарлауы; 

ұңғының  діңгегінің  техникалық  жағдайының  нашарлауы  кезіндегі  ұңғыны  пайдаланудағы 

қиыншылықтар; 

ұңғыға  судың  енуі  немесе  көмірсутекті  қоспаның  фазалық  жағдайының  өзгеруі  кесірінен  ұңғы 

діңгегінде сұйықтықтың жыйналуы. 

Атап  өтілген  факторлардың  байқалуы  ұңғы  қабатында  болатын  әртүрлі  физико  –  механикалық 

процесстерімен  түсіндіріледі.  Өнім-діліктің  өзгеруін  көбінесе  болдыратын,  ол  –  қабаттың  ұңғы  түп 

аймағының  жағдайы.  Ұңғының  түп  аймағындағы  коллекторлардың  фильтрациялы  көрсеткіштерінің 

өзгеруінен болатын кедергілерге көп назар аударған жөн. 

Ұңғытүп аймағы – ұңғының дебитін ғана анықтап қоймай, кенеттен газ бен конденсаттың шығуына 

да әсер ететін қабаттың ерекше бөлігі. Ұңғының айналасында біреше метр аймақта флюид келуі кезінде 

басты фильтрациялы кедергілер пайда болады. Сондықтан коллектордың фильтрационды қасиетінің тіпті 

азғантай нашарлауы да ұңғының өнімділігінің төмендеуіне әкеп соғады. 

Қабаттың 

ұңғының 


түп 

аймағындағы 

фильтрационды 

көрсеткіш-тердің 

нашарлауы 

нәтижесіндегі  ұңғының  өнімділігінің  өзгеруі  скин  -  эффект  ұғымында  байқалады.  Алғаш  бұл  ұғым 

Van  Everdingen  және  Hurts  мұнайгаз  кен  орындарын  игеруде  енгізілген.  Ескеретін  жайт:  Van 

Everdingen  және  Hurts  скин  –  эффект  түсінігін  қабаттың  ұңғының  түп  аймағындағы  коллекторлық 

қасиеттінің  нашарлауы  кезінде  ғана  қолданғандығы.  Ұңғыға  сұйықтық  келген  жағдайдағы  скин  – 

эффекттің (скин – фактор) көрсеткішін олар былай келтірген: 

s=kh( p)

cкин


/(141,2q

0

B



0

),                                                               (1) 

мұнда,  k  –  қабат  өткізгіштігі;  h  –  қабат  қалыңдығы;  ( p)

cкин 


–  скин  –  эффект  пайда  болғандағы 

ұңғыдағы күйзеу; q–ұңғы дебиті; 

0

-сұйықтың тұтқырлығы; B



0

-сұйықтың көлемді коэффициенті. (1) 

формуласы SPE жүйесіне келтірілген, сондықтан 141,2 коэффициенті келтірілген. 


 

245


Кешірек  Hawkins  ұңғының  түп  аймақтағы  коллектордың  жақсарған  сипаттамаларымен  келуін 

сипаттау  үшін  скин  –  факторға  қарама  –  қарсы  түсінікті  енгізді.  k

скин 

өткізгішті,  k    көбірек  қабат 



өткізгіштігі бар, айналасында R

скин


 радиусты аймақ бар R

c

 радиусты ұңғыға скин - факторды ол былай 



келтірген:  

 

                  s=(k/ k



 cкин

-1)ln(R


скин

 / R


c

),                                                        (2) 

 

Ұңғыға келген газдың теңдеуі бойынша скин – эффектің жеңілдетілген түрін анықтауға болады. 



Сызықтық емес екі мүшелі заңдылыққа сәйкес газ келуінің теңдеуі: 

 

р



2

пл

 – р



2

з 

= AQ + BQ



2                            

                                         (3) 

 

мұнда,  А  және  В  –  газдың  қасиеті  мен  көрсеткіштеріне,  кемеліне  жетпеген  ұңғының  фильтрациялы 



кедергісінің коэффициенті. Оны келесі формула бойынша анықтаймыз: 

 

A = λ(lnR



к

/R

c



 +C

1

+C



2

)                                                              (4) 

 

мұндағы  



 

λ = μ(p,T)Z(p,T)p

ат

Т

пл



/(πk(р)hT

c



B = α(1/R

c

-1/R



к

+C

3



+C

4

)                                                             (5) 



 

мұнда, α = ρ

ат

Z(p,T)p


ат

T

пл



/(2π

2

LhT



c

Мұндағы,  р



пл

  –  р


з 

–  қабат  және  түп  қысымы;  С





–  қабатты  ашу  дәрежесіне  байланысты 

коэффициенттері; С



4  



- қабатты ашу дрежесіне және сипаттамасына байланысты коэффициенттері; 

(р,Т)  –  газ  тұтқырлығы;  Z(р,Т)  –  газдың  сығымдылық  коэффициенті; 

ат 

–  атмосфералық  қысым 



кезіндегі  газдың  тығыздығы;  р

ат 


–  атмосфералық  тығыздық;  Т

пл

  ,Т



с 

–  қабаттық  және  қалыпты 

температура;  k(р)  –  қабаттың  өткізгіштік  коэффициенті;  h  –  қабат  қалыңдығы;  L  –  кемістік 

коэффициенті; R

к 

– радиус контуры. 



Скин 

– 

эффектің 



фильтрационды 

кедергісінің 

өзгерісі 

фильтрационды 

кедергінің 

коэффициентінің А көлеміне өзгерісі ретінде, С

скин 

– коэффиценті арқылы табамыз: 



         

 A = λ(lnR

к

/ R


c

 +C


1

+C

2



+C

скин


)                                                       (6) 

 

Ұңғыны ашу дәрежесі мен сипаттамасы арқылы скин – эффекті келесідей табуға болады. 



 

A = λ(1/k

скин

lnR


скин 

/R

c



+1/klnR

к 

/R



скин

)                                                (7) 

 

мұнда,  k



cкин

,  k  –  фильтрационды  қасиетінің  өзгерісімен  ұңғының  айналасындағы  және  барлық 

қабаттағы коллектордың өткізгіштігінің коэффициенті; R

скин 


– фильтрационды қасиеттері өзгертілген 

аймақтың радиусы. 

Скин – эффек мәндері бірліктен үлкен мәнде болуы мүмкін. (6) - (7) теңдіктерінен көрініп тұрғандай, 

ұңғының  тар  аймағындағы  коллектордың  фильтрационды  қасиетінің  нашарлауы,  ұңғының  өнімділігіне 

айқын  әсер  етуі  мүмкін.  1.1    суретте  көрініп  тұрғандай  10  рет  өткізгіштің  төмендеуі  өнімділіктің  2-3 

реттөмендеуне әкеледі, ал егер өткізгіштік 100 рет төмендесе өткізгіштік одан төмен болады. 

Ұңғының  түп  аймағында  қабаттың  фильтрационды  қасиетінің  нашарлауы,  коллектордың 

абсолютті  және  салыстырмалы  фазалық  өткізгіштің  төмендеуінен  болады.  Коллектордың  абсолютті 

өткізгіштігінің төмендеуі жыныстың бұзылуынан да болады. 

Сұйық  пен  газды  сүзетін,  ұңғының  түп  аймағында  коллектордың  салыстырмалы  фильтрационды 

қасиетінің  төмендеуінің  бірнеше  себептері  болады.  Көмірсутекті  сұйық  (конденсат)  пен  газдың  фазалы 

өткізгіш-тігінің өзгерісі  қабатты суландыру және  бұрғылау қоспа-сыныда фильтрге  енген коллектордың 

суөткізгіштігінің жоғарылауы әсерінен болады.  

Көптеген  зерттеулердің  нәтижесі  көрсеткендей  ұңғының  түп  аймағында  ретроградты 

конденсатты  жыйналуы,  скин  –  эфектті  білдіретін  ұңғының  өнімділігіне  әсер  ететін  фактор  болып 

табылады.  Сондықтан  ұңғы  түбіндегі  қабаттың  фильтрациялық  қасиетінің  нашарлауынан  басқа  да 

формаларына  қарағанда,  газоконденсатты  ұңғының  өнімділігіндегі  ретроградты  конденсаттың 

жыйналу  процессіне  әсер  етуіне  көп  назар  аударған  жөн  және  де  газоконденсатты  ұңғының  түп 

аймағында болып жатқан көп түрлі процесстердің айқындалуына байланысты, олардың өнімділігінің 


 

246 


нашарлауының  мұқият  бағалануының  маңызы  зор.  Ұңғының  өнімділігін  анықтайтын  факторлардың 

арасындағы ерекше рөл атқаратыны – қабаттың ұңғы түп аймағының жағдайы. 

 

 

 



Сурет 1. Сүзгішітік қасиеті нашар әртүрлі радиусты және өткізгіштік  

қатынасы  әртүрлі аймақтағы ұңғының салыстырмалы өткізгіштігінің қисығы  

1 - 0,50; 2 - 0,25; 3 – 0,10; 4 – 0,05; 5 – 0,01. 

 

Газоконденсатты  кенорындардағы  ұңғыны  пайдаланудағы  айрықша  ерекшелігі,  ұңғы  түбіндегі 



ретроградты  конденсаттың  жиналымына  байланысты  өнімділіктің  төмендеуі  болып  табылады.  Бұл 

процесс  өз  кезегінде  коллектордың  ретроградты  көмірсутек  сұйығымен  қанығуын  шақырады  және 

сәйкесінше  газ  үшін  коллектордың  фазалық  өткізгіштігін  төмендетеді.  Ұңғының  түп  аймағында 

конденсаттың жиналу процессі, газоконденатты жүйесіндегі фазаның шарттарымен беріледі. 

Соңғы  кездері,  ұңғының  өнімділігінің  өзгеруімен  тығыз  байланыста  болғандықтан,    ұңғының  түп 

аймағында  ретроградты  конденсаттың  жиналу  кедергісі  айқын  назар  тудыруда.  Ұңғы  түбінде 

конденсаттың жиналу  механизмін  зерттеуге төменде аталған жазылған жұмыстарын атап өтуге болады: 

З.С.Алиев,  В.Л.Вдовенко,  А.И.Гриценко,  Н.А.Гужов,  Е.М.Гурленов,  Ю.П.Коротаев,  Б.В.Макеев, 

А.Х.Мирзаджанзаде, В.А.Николаев, В.Н.Николаев, М.Б.Панфилов, М.А.Пешкин, В.Г.Подюк, Б.Е.Сомов, 

Р.М.Тер  –  Саркисов,  А.В.Федосеев,  А.Н.Шандрыгин,  R.A.Alexsander,  W.Boom,  J.G.Maas,  Mc.Caln, 

S.Ocdal,  A.M.Schulte,  K.Wit,  H.C.Weeda,  J.P.W.Zeelenberg.  Бұл  авторлардың  зерттеулері  ұңғы  түбіндегі 

ретроградты  конденсатың  жиналымын    динамикалық  конденсация  процессі  ретінде  көруге  мүмкіндік 

береді. Жеңілдетілген түрде «динамикалық конденсацияны» төмендегідей сипаттауға болады. 

Ұңғы түбіндегі термобариялық шарттардың күрт өзгеруіне байланысты, бүкіл қабат бойынша және 

пайдалану  ұңғысына  жақын  жерде  ретроградты  конденсаттың  жиналу  шарттары  бірдей  емес  екендігі 

белгілі. Осыдан қабыттың құмай аймағындағы ретроградты конденсаттың жиналу сипатына байланысты, 

екі  аймақты  бөліп  айтуға  болады:  ұңғыдан  алысырақ  орналасқан  «статикалық»  конденсация  аймағы, 

ұңғының қасында орналасқан «динамикалық» конденсация аймағы (1.2 сурет). 

 

 

 



Сурет 2. Ұңғының түп аймағындағы газоконденсатты қоспаның «динамикалық» қонденсациясы 

 

247


«Статикалық»  конденсация  аймағындағы  ретроградты  конденсаттың  білінуі  дифференциялдық 

конденсация  процессімен  сипатталып,  берілген  қоспаның  құрамы  мен  қысымына  байланысты 

болады. Ал «динамикалық» конденсация аймағындағы ретроградты конденсаттың білінуі көмірсутек 

фазасының жағдайына баланысты. 

«Динамикалық» конденсация процессінде конденсаттың жиналуы келесідей жүреді. Қабаттық нүктеде 

фильтрациялық  қабаттық  газдан  өткеннен  кейін,  қысым  төмен  жерде  құмай  ортада  конденсат  түседі. 

Жоғары  градиентті  қысымды  аймақта  түскен  сұйықтық  қозғалыссыз  болуы  мүмкін  немесе  жылдамдығы 

фильтрациялы газдың жылдам-дығынан да төмен болады. 

Бұл қабат нүктесінен өтетін жаңа қабаттық газдан, ұңғыға газбен бірге сүзіле алмайтын, сол себептен 

сұйықтық  жиналатын  ретрогадты  конденсат  бөлінеді.  Сұйық  фазамен  қанығу  жоғарылаған  кезде 

сүзілудің  жылдамдығының  жоғарылауы  болады.  Бұл  процесс  динамикалық  тепе  –  теңдік  орнағанша 

жүріп  тұрады,  яғни,  конденсаттың  түсу  жылдамдығы  конденсаттың  ұңғыға  құлау  жылдамдығына  тең 

болғанша. Нәтижесінде құмай аймақта сұйықтың қанығуы орташа қанығудан жоғарырақ болады. 

Қабаттың  ұңғытүп  аймағындағы  қанығудың  жоғарылауы  туралы  қосымша  мәлімет  алу  үшін, 

газоконденсатты  қоспаның  газдық  фазамен  қысымы  жоғарырақ  бір  қоспада  көп  ұштасуын 

қарастырады  (жүйеден  тек  газды  фазаны  таңдау  арқылы).  Бұл  процесс  көбіне  динамикалық 

конденсацияда  жүреді.  Мұндай  есептеулер  төмендегі  құрамды  қоспаны  есептеу  үшін  жасалған 

(молярлы  бөлік,  %)  :  С

–  85;  изо  С



4   

-  10  және  С

12 

–  5.  19  МПа  қысымдағы  (363К  температурады) 



изотермиялық  дифференциялды  конденсация  процессіндегі  есептеу  жүргізілді,  кейін  20  МПа 

қысымда  газды  фазада  жүргізіледі.  Газды  фазаның  шайқау  мөлшері  үлкейген  сайын,  сұйықтың 

салыстырмалы мөлшері үлкейеді (сұйықтың қанығуы). Бұл 1.3 суретте анық көрсетілген.  

Берілген  қоспадағы  газдың  қанығуы  изо  –  С

4   

  және  С



12 

сияқты  ауыр  компоненттер  арқылы 

жүреді.  Мұны  көмірсутектік  қоспаның  үштік  диаграммасы  арқылы  түсіндіруге  болады.  Қарастырып 

отырған процесстің фазасы мен қоспаның құрамының динамикасы схема түрінде көрсетілген. 

  

 

 



Сурет 3. Қоспаның үштік диаграммасы. 

 

Үштік  диаграмма  үш  құрамнан  тұратын  қоспаның  фазалық  жағдайын  бағалау  үшін 



қолданылатыны  белгілі  (егер  құрамы  көп  болса,  олар  бірігеді).  (С

1

,  С



2-4 

(изо  –  С

)  және  С



5+ 

/

 



С

12



компонент-терінен  тұратын  системаның  үштік  диаграммасы  көрсетіледі.  Үштік  диаграммада 

қысымның екі түрін көрсететін сызықтар белгіленген: үзінді сызықтар – жоғары қысымды білдіреді; 

тұтас  сызық  –  төмен  қысым.  Бұл  сызықтардың  әрқайсысы  қаныққан  бу  (жоғарғы)  және  қаныққан 

судан (төменгі) тұрады. Қаныққан бу мен қаныққан су қиылысқан жерлері – нодалармен белгіленген. 

Әр  нода  қоспаның  құрамымен  және  термобаралық  шарттармен  анықталады.  Екі  қысымда  да  қоспа 

сұйық  фазаға  (L

1

  және  L



2

  құрамды)  және  газды  фазаға  (G

1

  және  G



2

  құрамды)  бөлінеді.  Қоспаның 

құрамы  осы  сызықта  нүктемен  белгіленеді.Осы  нүктеден  өтетін  нода,  жаңа  қоспаның  фазасының 

құрамын  анықтауға  мүмкіндік  береді,  яғни,  ноданың  соңы  қаныққан  будың  сызығында  тұрса  – 

газдың  құрамын,  ал  егер  ноданың  соңы  қаныққан  судың  сызығының  үстінде  өтсе  –  сұйықтың 


 

248 


құрамын  анық-тайды.  Жаңа  қоспаның  фазаларға  бөлінуі  газдың  тағы  бір  бөлігімен  араласқанға 

дейінгідей  жүреді.  Сондықтан  фазаның  өзгермейтін  құрамында  қоспаның  құрамы  өзгереді  (сұйықтың 

массасы  жоғарылаған-дықтан).  Бұл  процесс  қоспаның  құрамы  сұйық  фазаның  құрамына  теңескенше 

жүреді  (L

3

  нүктесі).  Қалыпты  жағдайда  ұңғының  ұңғытүп  аймағында  мұндай  жағдайдың  болуы 



мүмкін еместігі табиғи жағдай.  

Сондықтанда мұндай процестер кен орныдарында жиі қолданылады. 



 

Әдебиеттер 

 

1. Анализ состояния разработки месторожденя Тенгиз. – Самара: ОАО Гипровостокнефть, 2005. 

2.  Гиматудинов  Ш.К.,  Дунюшкин  И.И.  Разработки  и  эксплуатация  нефтяных,  газовых  и 

газоканденсатных месторождений. – Москва: Недра, 1988. 

3. Шуров В.И. Техника и технология добычи нефти. – М:Недра, 1983. 

 

 



НОВАЯ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ ГАЗА 

НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАЧАГАНАК 

 

Нурбекова К.С., Канаев М.Н, Карабалиев Е.Н. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Газовая  промышленность  является  одной  из  ведущих  отраслей  нашего  народного  хозяйства. 

Природный  газ  и  конденсат  являются  ценным  сырьем  для  энергетической  и  химической 

промышленности.  Месторождение  расположено  в  северной  части  бортовой  зоны  Прикаспийской 

впадины  на  территории  Западно-Казахстанской  области  и  имеет  большое  значение  для  развития 

промышленности  Республики  Казахстан  в  целом.  Большое  содержание  конденсата  обуславливает 

высокую ценность добываемой пластовой смеси, которая является ценным исходным сырьем химической 

переработки. На данном этапе разработки нефтегазоконденсатного месторождения остро встает вопрос о 

сохранении  коэффициента  конденсатоотдачи  на  высоком  уровне,  поддержание  пластового  давления 

начала  конденсации  для  предотвра-щения  ретроградных  явлений  и  потерь  конденсата  в  пласте  и  в 

призабойной  зоне  скважины.  Из  существующих  методов  поддержания  пластового  давления 

газоконденсатных месторождений наибольшее распространение получил сайклинг-процесс. 

Карачаганакское  газоконденсатное  месторождение  открыто  в  1979  году,  когда  Уральской 

нефтеразведочной  экспедицией  была  пробурена  первая  разведочная  скважина.  Это  нефтегазовое 

месторождение имеет площадь свыше 200 км2 и является  одним из самых продуктивных в мире по 

добыче нефти и газа. Месторождение  отличается сложным геологическим строением, значительным 

изменением  рабочего  давления  на  устье  скважины  различных  объектов  разработки,  значительными 

колебаниями пластового состава по объектам разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 

1000  г/м3  и  токсичных  корозионно-активных  элементов.  Установленный  этаж  газоносности 

составляет  более  1600  м  (интервал  глубин  3700  –  5360  м).  Карачаганакское  нефтегазоконденсатное 

месторождение  расположено  в  Бурлинском  районе  Западно-Казахстанской  области  Республики 

Казахстан,  в  30  км  к  северо-востоку  от  города  Аксай,  в  150  км  к  востоку  от  города  Уральск. 

Дорожная  сеть  представлена  автомобильными  дорогами  с  твердым  покрытием  Аксай  –  Оренбург, 

Уральск  –  Оренбург  и  Западно-Казахстанской  железной  дорогой,  проходящей  через  город  Аксай. 

Основными  видами  транспорта  является  автомобильный  и  железнодорожный.  В  орографическом 

отношении  район  представляет  равнину  с  редкой  сетью  оврагов  и  балок.  Абсолютные  отметки 

рельефа  изменяются  от  80  до  130  метров.  Гидрографическая  сеть  представлена  к  северу  от 

месторождения  рекой  Урал,  к  северо-востоку  рекой  Илек,  на  западе  рекой  Утва.  На  площади 

встречаются  небольшие  естественные  водоемы.  Техническое  водоснабжение  обеспечивается 

преимущественно за счет подземных вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до 110 

метров  и  приурочены  к  трещиноватым  мергелям  и  известнякам,  а  также  песчаником.  Климат  района 

резко  континентальный,  температура  воздуха  от  –400С  зимой  и  до  +400С  летом.  Превалируют  ветры 

юго-восточного и северо-западного направления. Среднегодовое количество осадков составляет 0,3 – 0,35 

м, выпадающих в основном летом,  осенью и зимой. Снеговой покров, как правило, незначительный, на 

возвышенных  местах  практически  отсутствует.  Глубина  промерзания  грунта  колеблется  от  1  до  1,5 

метров в зависимости от толщины снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней 



 

249


с  15  октября  по  15  апреля.  Растительность  типичная  для  сухих  степей.  В  пределах  площади 

месторождения степи сплошь распаханы, свободны лишь участки вдоль оврагов и балок. 

С  4950  м  ниже  уровня  моря  вниз  до  водонефтяного  контакта,  около  5150  м  ниже  уровня  моря, 

находится  нефтяное  крыло.  Этот  нефтяной  регион  должен  быть  разделен  на  две  части,  в  каждой  из 

которых нефть имеет довольно различные жидкостные свойства. На юге и на западе месторождения 

нефть быстро уплотняется с увеличением глубины, а содержание газа снижается с 800 ст. м3 на 4950 

м ниже уровня моря до приблизительно 250 ст. м3 при 5150 м ниже уровня моря. На северо-востоке 

месторождения  плотность  нефти  возрастает  с  увеличением  глубины  гораздо  медленнее,  и  газовый 

фактор снижается меньше – с 800 м3 на 4950 м ниже уровня моря вниз до приблизительно 500 ст. м3 

при  водонефтяном  контакте.  Нефть  в  юго-западном  регионе  явно  находится  в  состоянии 

гравитационного  равновесия  (или  близко  к  нему)  с  увеличением  глубины,  в  то  время  как  нефть  на 

северо-востоке  не  достигла  этого  состояния,  что,  возможно,  предполагает  произошедший  позднее 

приток газа в эту область. 

Различие  между  нефтями  юго-западного  и  северо-восточного  региона  не  абсолютна,  и  в 

некоторых  скважинах  добывается  промежуточный  тип.  Есть  еще  некоторая  неопределенность 

относительно характера нефти северо-восточного региона. 

Важно  признать,  что  в  Карачаганаке  нет  очень  четкой  границы  между  газом  и  нефтью.  Состав 

жидкостей  таков,  что  при  водонефтяном  контакте  пластовая  жидкость  довольно  близка  к  своей 

критической точке. Это означает, что газ и нефть имеет очень схожие составы, так что при переходе 

от газа к нефти изменения в жидкостных свойствах происходят постепенно, а не внезапно. Поэтому 

точная позиция водонефтяного контакта не ясна из данных, и в любом случае при построении данной 

модели использовалось цифра 4950м ниже уровня моря, принятая российскими исследователями. 

Средний уровень добычи газа со скважины составляет 400 тыс.м³/день (0,13 Гм³/ год). И поэтому 

номинальный  расход  газа  из  10  дюймовой  магистральной  линии  составляет  2000тыс.  м³/день  (0,65 

Гм³/  год).  На  фонтанирующем  устье  скважины  на  УКГП-3  необходимо  обеспечить  давление  более 

чем  130  бар  из.д.  для  управления  существующим  процессом  обеспечения  точки  росы  по  Джоулю 

Томпсону  без  механического  охлаждения.  Давление  на  фонтанирующем  устье  скважины  большей 

части  начальной  продукции  на  участках  КПЗ  и  УКГП-2  будет  составлять  80-130  бар  изб.д.  и 

классифицироваться как среднее  давление. Поскольку давление на фонтанирующем  устье скважины 

(ДФУС) со временем снижается, необходимо будет истощённые скважины повернуть на манифольды 

низкого  давления.  Это  в  свою  очередь  будет  питать  специальную  магистральную  линию  низкого 

давления для подачи продукции низкого давления на КПЗ. Продукция низкого давления означает 60-

80  бар  ДФУС.  Можно  встретить  различные  значения  давления  в  сети,  на  фонтанирующем  устье 

скважины,  поэтому  каждый  шлейф  будет  иметь  штуцер  на  участке  до  сборного  манифольда  на 

станции удалённых манифольдов. 

Карачаганак  –  это  газоконденсатное  месторождение  и  для  того,  чтобы  улучшить  общее 

извлечение  жидкости  в  течение  всего  периода  эксплуатации  месторождения,  по  плану  нужно 

осуществлять частичное закачивание газа в пласт. Начальный уровень закачивания газа составит 6,6 

Гм³/ год и при успешном использовании он увеличится до 11 Гм³/ год. 3 нитки с компрессорами для 

нагнетания  будут  смонтированы  рядом  с  УКГП-2  и  они  будут  подавать  газ  под  давлением  500-550 

бар  на все  20  существующих  скважин,  которые  будут  преобразованы  для  использования  в  качестве 

нагнетателей.  Компрессоры  будут  приводиться  в  движение  газовыми  турбинами  5D,  в  блочном 

исполнении  смонтированными  на  основании,  номинальная  мощность  каждой  из  них  составит  2,2 

Гм³/год.  Газ  для  нагнетания  будет  подаваться  из  манифольда  нагнетания  вниз  по  магистральным 

линиям,  которые  будут  затем  распределять  газ  по  нагнетательным  скважинам  через  нагнетательные 

шлейфы. 



1   ...   37   38   39   40   41   42   43   44   ...   81


©emirb.org 2017
әкімшілігінің қараңыз

войти | регистрация
    Басты бет


загрузить материал