Ингибиторлы қорғағыштың тиімділігінің төмендеуі

Бор жүйесі (К)

Бор жүйесінің шөгінділері  жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде орналасады және төменгі, жоғарғы  бөлімдері мен барлық ярустарымен  орын алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор шөгінділері үш бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы терриген (альб, сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярустары. Төменгі бөлікке ХІІ горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ, ІV, V, VІ, VІІ, VІІІ, ІX, X және ХІ газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы 1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.

Кайнозой тобы (KZ)

Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 м. Неоген жүйесі тортон және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат ярусы - 80-90 м.

Палеоген жүйесі (f)

Палеоген шөгінділеріне  эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен бөлімі саз қабатшалары  араласқан мергель және әктастар түрінде. Олигоцен бөлімі сұр және ақшыл  сұр түстес саздардың бірқалыпты қабаты түрінде. Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.

Неоген жүйесі (N)

Неоген шөгінділері  тортон және сармат ярустарының шөгінділері  түрінде кездеседі. Тортон ярусына  саздар, мергелдер, құмтастар мен  әктастар қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен саздардың астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115 м-ге жетеді.

Төрттік жүйесі(Q)

Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль  текті құмдар, саздар, суглиноктармен көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.

 

1.3 АУДАН ТЕКТОНИКАСЫ

 

Оңтүстік Маңғыстау сйыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта

біршама құрылымдар шоғырлары  айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары байланысты. Олардың  қатарына Өзен, Жетібай, Қарамандыбас, Теңге, Тасболат, Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс Жетібай кіреді.

Солтүстігінде Өзен құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен  шектеседі, олардың арасында жіңішке  Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік  қанатта жыныстардың құлау бұрышы 3°. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6° болатын оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге көтерілуінен бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының периклиналі үлкен емес белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде, Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.

Өзен кен орны ірі  брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері 9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа ығысқан, соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған солтүстік-батыс периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы тіктеу. Мұнда XІV  горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6-8°. Қатпардың солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс жартысында ХІІ горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 1-3°. Құрылымның батыс бөлігінде мұнай кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік-батыс және Парсымұрын.

Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының  оңтүстік қанатын күрделіндіреді. XVІІІ  горизонттың жабыны бойынша көтерілу амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық изогипс бойынша құрылым өлшемдері 2,9х0,9 км. Солтүстік-батыс күмбез Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша көтерілу өлшемдері 3,5х2 км, амплитудасы 32 м.

Қатпар периклиналі  де симметриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің оңтүстік  бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда ХІV горизонт жабынында 1700 м изогипспен ерекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және

Қарамандыбас қатпарларын N58 скважина ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда ХІV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4°.

Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XІV горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері 10.8х4.5 км, амплитудасы 105 м.

2.6.2  ӨЗЕН КЕНОРЫНЫДА ПАРАФИН ШӨГІНДІСІ МЕН

          ХИМИЯЛЫҚ ӘДІСПЕН КҮРЕСУ

 

Өзен және Қарамандыбас кенорындарын қарқынды игеру жүйесінде  Каспий теңізінің суларын қолдану  қабат суларының және мұнайдың химиялық құрамында парафин, тұзшөгіндісі, мұнай  кәсіпшілік жабдықтардың қажалуы осының барлығы ақырында игеру қарқынын төмендетеді. Соңғы жылдары асфальтты смолалы-парафинді шөгінділердің (АСПШ) пайда болуына байланысты жүргізілген зерттеу нәтижесінің талдамасы физико-химиялық құрылымдар уақыт және кеңістік бойынша өзгеретінін көрсетті.

АСПШ-мен күресу өте  күрделі проблема. Бұл проблеманы бір ғана ингибитор ерітіндісімен  шешу мүмкін емес. Ол үшін химөнімнен және қоспалардан тұратын еріткіш  жүйелер жинағы, скважинаны және қабат  түп аймағын өңдеудің арнайы жасалған технологиясы қажет. СТАӨ (түп аймақты өңдеу) технологиясын «Өзенмұнайгаз» АҚ кенорнында қолдану өте төмен әсер көрсеткішке ие 20%.

СТАӨ-дің тиімділігінің  төмендігі келесідей көрсетіледі:

- перфорация интервалында  және скважинаның түп аймағында  құрамы АСПШ+тұз+мех болатын тұрақты құрылым пайда болады. Қоспалар тау жынысының су өткізгіштігін төмендетеді;

- түп аймаққа ауыр  фракция - өнім реакцияларының  екінші рет тасымалдануы өтеді;

- скважинаны екінші  рет ластануымен жасанды сөндіру  бақыланады;

Өңдеу технологиясының сәйкестенбеуі СТАӨ-нің тиімділігін жоғарылату мақсатында ЖШС «ИТО» ойлап тапқан технологиясын екі нұсқауда көрсетіп отыр:

- СТАӨ технологиясының тұтынушы  аймақтың зиянды әсерін жою;

- СТАӨ технологиясы ерітінділермен  бір мезгілде АСПШ тұрақты  құрылымымен бұзу;

- АҚ «ӨМГ» қаржы қиындықтарына  байланысты АСПШ күресу жолында  ішкі мүмкіндіктерді қолдану  қажет. 

Қазіргі таңда осындай мүмкіндіктердің  бірі еріткіш ретінде мұнай,бензин және конденсатты пайдалану. Сипатталған  технология асфальтендермен,смоламен, парафинмен күресу базасында жасалды. Өңдеу технологиясы қолда бар техникалық құралдарда негізделген.

ЕРІТІНДІ 

Газды бензин немесе конденсат 

Сумұнайлы эмульсия (СМЭ)

СМЭ компонентті құрамы:

- неонол немесе сульфанол      -0,2 – 0,3%

- теңіз суы                                  -50 – 60 %

- амбарлы мұнай

  (тауарлы немесе амбарлы)     -10 – 15 %

- газды бензин                            -20 – 30 %

 

Еріткішті (СМЭ) дайындау техникасы 

 

Ерітінді торабында сулы және мұнайлы  бөлігі жеке келесідей сызба бойынша дайындалады:

а) сулы бөлігі

- ыдысқа қажетті мөлшерде су  құйылады;

- суға қажетті концентрацияда  ПАВ қосады.

б) мұнайлы бөлігі

- ыдысқа сұйық мұнай өнімінің  есептік мөлшерін құяды: (кондетсат,  газдыбензин);

- амбарлы немесе тауарлы  мұнай қосылады;

- пайда болған қоспалы  араластырады.

Алынған бөлік сулы мұнайлы  немесе мұнайлы сулы бөлікке құйылады. Алынған ерітіндіні барлық қоспаның көлемімен 2-3айналдыру жолымен араластырады. Эмульсияны міндетіне қарап дайындау керек.

Скважинаны таңдау мұнайкәсіпшіліктің техникалық қызметіне қарай және кәсіпшілік, геофизикалық, гидродинамикалық зерттеулердің мәліметтері МГӨБ бойынша жүргізіледі. Ерітіндімен өңдеуге арналған скважинаны дайындау АҚ «ӨМГ» нұсқанамасына және РД бойынша сәйкес жүргізіледі.

Скважинаны ерітіндімен ғңдеу технологиясының АСПШ тұрақты құрылымын түпаймақта бірмезгілде бұзудың мақсаты АСПШ-дан жерасты жабдығын және скважина оқпанын тазалау және өнімділікті жоғарылату үшін скважина түпаймағын өңдеу болып табылады.

Технологиялық процестің үздіксіз орындалуына арнайы техника қажет:

- АзинМаш-30 қысу агрегаты;

- ПАВ-пен өңделген, көлемі 25-30м³ ыстық сулы автоцистерна;

- станок – качалканы тоқтату; 

- скважинаның шығу сызығына  техникалық манометр қондыру; 

- арнайы техниканы орналастыру  және АзинМаш-30 агрегатын скважинаның құбыр тиегіне қосу;

- айдамалау сызығын күтілген  жұмыс қысымына 1,5престеу, бірақ  шегенді арматураға өткізбеу  керек. 

Скважина қабатының түп айма,ын ерітіндімен өңдеу процесін, олардың  тиімділігін жоғарылату 3 операциядан тұрады:

• скважинаның жерасты жабдығын АСПШ-ден ПАВпен ыстық сумен 

     шаю; 

а) ПАВпен өңделген ыстық суды скважинаның  құбыраралық кеңістігіне 70⁰С тан төмен емес температурада айдау. Айналу кезінде судың айдау қысымын көтермеу керек;

6 пайдалану тізбегіне – 8,0 МПа

5 пайдалану тізбегіне – 10МПа 

б) ыстық суды айдауды құбырсыртындағы  кеңістікте қысымның 1,5-2МПа дейін  төмендегенше үздіксіз жүргізеді.

- скважина түбінде  жылжымалы компрессор арқылы  депрессия тудыру.

а) 12-16м³ ыстық сумен айдаған соң жылжымалы компрессорды құбыр сыртындағы тиекке қосу керек;

б) компрессорды жібереміз, қабатта  терең депрессия тудыру үшін құбыраралық  кеңістікке ауа айдайды.

в) судың толық ығысуынан кейін  компрессорды тоқтатады.

г) ағынды шақыру және қабаттан және тұнбалы  аймақтан АСПШ тұрақты құрылымын скважина бойынша көтеру  мақсатында скважина құбыраралық кеңістігіне қалып қойған ауаны жіберу арқылы айыру;

д) құбыраралық кеңістікке компрессормен  ауаны айдау арқылы АСПШ тұрақты  құрылымының жиналған көлемін шығару.

- скважинаның түп аймағын ерітіндімен өңдеу процесі

а) ыстық суды ығыстыруға арналған тереңдік сораптық қабылдауымен және скважина сағасының қашықтығын анықтайтын пайдаланушы тізбектің  көлеміне тең скважина көлемімен  құбыраралық кеңістігіне ерітіндіні айдау;

б) шығу сызығында тиекті жабу;

в) қабатқа қосымша  есептік ерітінді көлемін айдау.

 

ҚАБАТТЫ ҚЫШҚЫЛМЕН ӨҢДЕУ 

 

Скважинаны өңдеу үшін НСl тұз қышқылы пайдаланылады. Оның мақсаты мұнай газға қаныққан қабат аудандарын скважина түбіне қосатын  қабатқа терең енген арналардың бөлуі болып табылады.

Қабаттың түп аймағына тұз қышқылдың әрекеттесуін жыныстың құрамында кальций, магнит, карбонат және т.б. минералдар болғанда пайдаланылады. Кейде қышқылды әрекеттесуде түптің беті сазды қатпарлардан тазаланады немесе түп аймақта мұнайдың жиналуы үшін камера жолақтар пайда болады. 1кг таза НСl-да 0,73кг ізбестас CaCO₃ ериді.

Жоғары концентрацияланған өнімдерже кеуекті арналардың және қажалудың пайда болуына қарсы  күрес үшін концентрациясы 10-15% тұз  қышқылы қолданылады. Сол үшін жолақтардың көлемді түрде еруі үшін 10м ³ қышқыл қажет. Қарапайым қышқылды өңдеу кезінде өңделіп жатқан қабаттың 1м қалыңдығына 0,4-ден 1,5м³ қышқыл ерітіндісі айдалады. өткізгіштігі нашар қабаттарға төмен қысымды НСl 8-10% қышқыл концентрациясы айдалады.

 

ИНГИБИТОРЛАРМЕН ӨҢДЕУ 

 

Қазіргі таңда жабдықтармен коммуникациясын парафин және тұзшөгіндісінен  күкірсутегінің әсерінен қорғану тиімді проблема болып табылады. Осыған байланысты 2000жылдың тоқсанынан бастап парафин  және тұз шөгінділеріне, ТҚ, скважинада, БКНС-ғы бактарицияларына қарсы ингибиторларды айдау жүргізілді. «Дисперсоген V-4451» парафин шөгіндісінің ингибиторын айдау 27.04.00ж. №2541ТҚ-92 скважинада терең дозалаушыны түсіруден басталады. УДЭ, БР-2,5, жабдығының дайындығынан №1,5, 10 мұнай саласында 670 скважина қосымша игеріле бастады. Реагент жіберу әрбір скважинада ыстық сумен өңдеу және жерасты жөндеу жұмыстарын жүргізуден басталады. Скважинаны динамографиялаумен зерттейді. Жалпылап алғанда 8ай ішінде скважинада нақты ауытқулар байқалмады.

Қорытынды: «Дисперсоген V-4451» парафинді шөгінді ингибиторын  қолдану игеріліп жатқан скважиналардың жөндеуаралық кезеңінің біршама  өскенін және скважинада жөндеу жұмыстары  кезінде жерасты жабдығының жақсы  жағдайда екенін қамтамасыз етеді. 1999жылмен салыстырғанда МПР және МОП 69 және 34 күнге жоғарылады.

Сумұнайлы эмульсияны өңдеу  «Додискейл V-2870К» тұзшөгінді ингибиторымен 26.04.00ж. ТҚ-83 басталды. ТҚ-ға ингибиторды  жібермес бұрын «НОРД-100» ашылуы және есеп торабы сүзгісінің механикалық  тазартумен ашылуы жүргізіледі. БР-2,5 және УДЭ жабдығының дайындығына байланысты тұзшөгіндісі бақылауға алынған 18ТҚ және ӨҚ өңделді.

«Додискейл V-2870К» ингибиторының  тиімділігін бақылау есеп торабы арқылы сүзгіні ашу жолымен әрбір 3ай жұмыс бағдарламасы бойынша жүргізіледі. Бұл кезең ішінде «НОРД-100» ашылды және ТҚ-87-нің есепторабының сүзгісі ашылды. Тексеру жұмыстары оның бетінде 3ай бойы тұзшөгіндісінің жоқтығын көрсетті. Тексерістен кейін сүзгіні тазалау қажет етілмейді.