МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 9
Шолу картасы 11
1 Геологиялық бөлім 12
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат 12
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зерттеу тарихы 14
1.3 Стратиграфия 15
1.4 Тектоника 22
1.5 Мұнайгаздылығы 24
1.6 Сулылығы 28
2 Техникалық-технологиялық бөлім 30
2.1 Жаңажол кен орнын игерудің қысқаша тарихы мен
2.1.1 Скважинаны пайдалану көрсеткіштері 38
2.1.2 Жаңажол кен
2.2 Фонтанды скважиналарды жөндеу 42
2.2.1 Жөндеулер түрі 42
2.3 Фонтанды скважиналарды пайдалану 43
2.4 Фонтанды скважиналарды игеру 44
2.4.1 Фонтанды скважинаның жер асты және жер үсті қондырғылары
2.4.2 Жер асты және жер үсті қондырғыларын тоттанып тозуымен
2.4.3 Фонтанды скважиналарда парафин түзілуімен күресу. Күрес тиімділігі 55
2.5 Фонтанды скважиналарды зерттеу 56
2.5.1 Кен орнындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы 56
2.5.2 Фонтанды скважиналарды зерттеу әдістері мен технологиялары 57
Зерттеу кезінде қолданылатын қондырғылар мен саймандар 57
2.6 Фонтанды скважиналарды зерттеу мәліметтерін өңдеу Өнделген мәліметтерді пайдалану
2.7 №2243 Типтік скважинасына фонтанды көтергішті таңдау 62
2.7.1 Жаңажол кен орнының №2243 скважинасын (фонтанды) есептеу 62
2.7.2 Фонтанды скважина пайдаланудың нақгы жолын жобамен салыстыру 77
3 Экономикалық бөлім 80
3.1 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы 80
3.2 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
3.2.1 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысының жағдайы
3.3 Техника-экономикалық көрсеткіштердің талдауы 88
3.4 Күрделі қаржыны есептеу 91
3.5 Жылдық өндіруге кеткен шығындар 93
3.5.1 Энергияға кететін шығын 93
3.5.2 Жер асты жөндеуге кеткен шығын 94
3.5.3 Амортизациялық шығын 94
3.5.4 Еңбек ақы қоры шығындары 94
3.5.5 Еңбек ақы қоры төлемдері 95
3.6 Мұнайдың өзіндік құнын есептеу 95
3.7 Экономикалық тиімділік 95
Техникалық-экономикалық көрсеткіштер 96
4. Еңбекті қорғау 98
4.1. Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі 98
4.2 Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін анықтау 102
4.3 Сақтандыру және қоршау қондырғыларын таңдау 103
4.4 Электр қауіпсіздігі 105
4.5 Санитарлық - гигиеналық шаралар 105
4.6 Өртке қарсы шаралар 106
5. Қоршаған ортаны қорғау 107
ҚОРЫТЫНДЫ 117
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 119
АНДАТПА
Дипломдық жоба төрт бөлімнен тұрады; геологиялық, техника- технологиялық, экономикалық
Геология бөлімінде Жаңажол кен орынының қай жерде орналасқаны, экономикалық
Техникалық бөлімінде Жаңажол кен орынының игеру тарихы, қай жылдан
Экономикалық бөлімінде Жаңажол мұнай — газ өндіру басқармасының ұйымдастыру
Ұсынылған шаралар экономикалық дәлелденген. Экономикалық тиімділігі 104958.4 теңге құрады.
Жобада Еңбекті және қоршаған ортаны қорғау қарастырылған.
АННОТАЦИЯ
В данном дипломном проекте приведены общие сведения о месторождений
Рассмотрено текущее состояние разработки месторождения Жанажол, описаны
Приведены расчеты экономической эффективности от внедрения нового оборудования.
Также приведены мероприятия по обеспечению безопасности труда эксплуатации фонтанных
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып табылып,
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің, ауылшаруашылығының және
Қазқстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына өте
Осы "дипломдық жобаның" негізі болып отырған Жаңажол кен орнында
Жаңажол кен орыны 1983 жылдан бастап өндірістік игерілуге берілді.
Қазіргі уақытта мұнай, газ корбанаттары қабаттың, яғни RT-I, RT-II
Осы "дипломдық жоба" жұмысында Жаңажол кен орынының солтүстік күмбезіндегі
Сонымен қатар, Жаңажол кен орнында газ факторының көп болуы
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне талдау
Шолу картасы
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат
Жанажол кен орыны Орал үстіртімен Ембі өзенінің арасында орналасқан.
Жергілікті жер релефі дөңес - қыратты. Оның абсолютті биіктігі
Суы минералданған, сондықтан техникалық қажеттіліктерге пайдалынады. Ал, тұрмыстық қажеттіліктерге
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сонымен қатар ылғалдылығы өте
Қыс мезгілінде температура минус 40° С дейін жетеді. Ең
Алғашқы қар қарашаның ортасына таман түсіп, наурыз айының аяғына
Орта жылдық атмосфералық жауын-шашын мөлшері көп емес, ол жылына
Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендер: кен орнының
Атырау — Орск мұнай құбыры 100
Жақын темір жол станциясы: Москва—Орта азия магистралының бойында орналасқан,
"Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамының базалық орталығы, Жаңажол кен орнының солтүстік
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зерттеу тарихы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.К. Ковалевский және
Жұмыс қортындысында геологиялық карта және территорияның тектоникасы мен стратиграфиялық
1949 жылы В.И. Сомодуров және И.В. Иванов 1:200000 масштабында
1952 — 1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында карталық
1960 жылы Жаңажолды көтеру белгіленіп және 1961 жылы синмикалық
№10В Ақтөбе геофизикалық экспедициясы 1975 және 1980 жылдары қабат
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау" экспедициясы, ал 1978
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978 жылы, наурыз айында №4
1981 жылдан бастап Жаңажолдағы барлау скважиналарын бұрғылау жұмыстарын 1981
1981 жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен "Ақтөбемұнай"
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының "Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамының "Октябрск мұнайгаз"
1.3 Стратиграфия
Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі тас-көмір жоғарғы
С — Таскөмір жүйесі
C1 - Төменгі бөлім
Жаңажол кен орын көлемінде аршылған, барынша ерте шөгінді жыныс
Осы жыныстар № 1-е скважинасында 4190 — 4200 метр
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі корбанатты қабатпен ауысады. Олардың
С2 — Ортаңғы бөлім
Ортаңғы корбон жыныстары башкир және москвалық ярус құрамдарында аршылды.
C2 — Башкир ярусы
Бұл жастағы жыныстар
Құрамында қошқыл және ақшыл, қошқыл әктастар оргоногиенді түйірлі, аргиллит
С2т - Москва ярусы
Мұның құрамы екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі москвалық подярусының № 1-е скважинасында 3668 — 3560
Бұл қабаттар корбананттар және аргиллит жікшелері аралас шөгінділерден тұрады.
Жоғарғы Визе — москвалық подярусының корбонанты жыныс комплекстерінің қалыңдығы
Кт — II индексімен белгіленген
С2т2-жоғары москва ярусы
Бұл мячковтың және Подольск горизонттарымен белгіленген. Подольск горизонтының
Оның қалыңдығы 115 метрден 164 метрге дейінгі аралықты өзгермелі
С3 — жоғарғы бөлім
Жоғарғы корбонанты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы геологиялық каротаж
С3к — Касимов ярусы
Жыныс жасы № 5 скважинасының 2832 — 2834 және
Литологиялық қатынаста ол ауданның көптеген бөлігінде әктастар және доломиттерден
Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден 97 метрге дейінгі аралықтарда
С3Д — Гжель ярусы
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден
Жыныс ішінде сульфатты және корбонатты қабаттар бар. Оның басқа
Қаралып отырған гжельдік ярусының бөлігі екі аймакқа, ягаи "Tritigts
Осы аймақтар 12 скважинасының 2964.2 — 2890 метр және
Жоғарғы КТ—I корбонатты қабатында негізінен газоконденсат коры сақталған.
Корбонатты қабаттың жалпылама қалыңдығы 427—573 метрлер аралығында.
Қиманың корбонат үсті бөлігі жиі кездеседі. Яғни, гравалит, сазбалшық,
Оның қалыңдығы 24 метрден 109 метрге дейін жетеді;
Р — Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері - төменгі және жоғарғы бөлімдермен берілген.
P1 - төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі ассольдік, сакморлық, артин және кунгурлық ярус
Р1а+s— Асселъді — сакмарлы ярусы. Ассельді — сакмарлық терригенді
Литологиялық байланыста бұл аргиллиттер, қыйыршық топырақтар, алевролиттер, жиі —
Алельдік ярусының қалыңдығының жасы 1 скважинаның 2647 - 2645
Сонмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, яғни, 5 скважинада кездескен.
Р1к — Кунгур ярусы
Кунгурлық ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы корбонат үсті терригенді қабатымен
Кунгурлық ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді — галогенді
Кен орынының кунгурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді — сульфатты
Оның негізгі бөлігін 4 метрден 48 метр қалыңдықта кездескен
Р2 — жоғарғы бөлімі
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында
Жоғарғы пермь бөлігінің қалыңдығы солтүстік төбешіктерімен ұштасқан жерде 633
Т — Триас жүйесі
Триасе шөгіндісі T1 — төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық
I — Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі және ортаңғы, жоғарғы бөлімдерге құрамдарына байланысты
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара - қошқыл түсті, құм -қиыршық
R - бор жүйесі
Бұл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конголомерат
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта
Q — Антропогенді жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің, қалыңдықтары онша емес, небары 2 метр
1.4 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орыны Каспий маңы кеңістігінің оңтүстігінде
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданының интенсивті түсуі және
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын маңда
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары бөлінген.
Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кеңқияқ, Қожасай, Шұбар қатарларының жүйесі
Жаңажол қатарының бір ерекшелігі, қуатты корбонат массивтерінің дамуы болып
Сейсмикалық мөліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен салыстырғанда әр түрлі локальды
Құрылым картасында жоғарғы корбон шөгінділерінің табаны бойынша екі локалды
2.65 шақырымдық жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 9 5
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша, гжельдік ярусының
Жаңажол дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып, қабаттың
Осы екі локалды дөңестен тұрады. №50 скважина ауданында солтүстік
2.5 шақырымдық изогипс бойынша оңтүстік дөңесінің ауданы 9.5x4 шақырым
1.5 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орыны Қазақстандағы өнімділігі корбонатты коллекторларға байланысты алғаш
Қиманың мұнай - газ бергіштігі туралы алғашқы мәлімет Жаңажол
Орта корбонның әктастарының ашық ақпанында қабат - санағышпен сынау
Кейін, 1978 жылдың 31 шілдесінен 2 тамыз аралығында 2767
Фонтанды скважиналарда 3 және 8 милиметрлік штуцерлер қолданды. Қазіргі
КТ — 1 —жоғарғы корбонатты
Литологиялық қатынасында әктас, доломит және олардың ауыспалы өзгерістерінен кездеседі.
Осы өзгерістермен қатар саздың азғантай қаптамалары да кездеседі. Корбонаттар
Скважина қималарына сәйкестеп қою арқылы жоғарғы корбонатты қабат көлемінде
Олардың "А", "Б" және "В"
Стратиграфиялық жағынан алғашқы екі бөлік орта корбонның касимовтың және
Қабат коллекторының өнімді бөлігін құрайтын саны 1 ден 12
"В" өнімді қабат бөлігі төрт қабатты коллекторлардан тұрады.
"А" және "Б" бөліктеріндегі секілді бұл қабатта 2 метрден
"А" бөлігінде мұнай қабатында биіктігі бойынша азғантай газ шапкасы
Орташа тиімді қабат қалыңдықтары 11 метр және 18 метрге
Бұрғылау барысында 10 скважинада 3 милиметрлік штуцермен 1м3/с мұнайға
Сусыз мұнай ағыны № 5 және № 11 скважиналарының
Газ — мұнай байланысы 2560 метр белгісінде қабылданды. Бұл
Газ шапкасының биіктігі солтүстік еңісте 50 метр, ол оңтүстік
Мұнай бөлімінің биіктігі де алдыңғы екі бөлімдеріндегідей 83 және
Газбергішті аудан көлемі 1675 мың шаршы метр (м2), ал
Шөгінділер қабаты еңісті "В" бөлігінің өнімді қабаты үш скважинада
Бөлік екі немесе бес бөлікшелерден тұрады. Бұл бөлікшелердің қалыңдығы
Мұнай - су байланысының мүмкін үлкен жағдайы солтүстік қанатындағы
КТ — II — Төменгі карбонатты қабаты
Жоғарғы карбонатты қабатымен беттесетін терригенді жыныстар астында башкирлік ярус
Қолдағы керп мәліметтері қабат қимасының литологиялық қатынасы жағынан негізінде
КТ — II — төменгі карбонатты қабаты 23 скважина
3 скважинаны бұрғылау жұмыстары арқылы бес аралықты сынап, бақылады.
Осы бес аралықта газданған сазбалшық ерітіндісі, оның ішінде екеуі
Мұнай — су байланысы, 27 скважинаның 3530 метр тереңдіктегі
Мұнайбергіштіктің жоғарғы шекарасы 3390 метрде белгіленген. Яғни 3 скважинаның
Өнімді қабат биіктігі
3845 — 3959 метрлер аралығындағы қабатты сынау нәтижесінде бұл
КТ — II ~ төменгі карбонатты қабатын бес бөлікке
КТ — I — жоғарғы карбонатты қабатында кен орнының
Корбон үсті бөлігі 24 метрден 109 метр қалыңдықты гравелиттер
1.6 Сулылығы
Жаңажол кен орынының қабат кималарында әртүрлі деңгейде бөлшекті және
Сулардың статикалық деңгейі 14 тен 65 метрге дейінгі аралықта
Су аралас жыныстар болып альб ярусының сулы топырақтары табылады.
Альб сулары химиялық жағынан хлорлы — магнийлі. Минералдылығы 1.6—3.6
Олар құрамы жағынан өте жоғары дәрежеде метаморфизмді, жеткілікті сульфатты
Карбон қабатының сулары 2035 -3050 метр аралықтарында аршылып, өте
Химиялық құрамы жағынан В.А. Суменнің анықтамалығы бойынша хлорлы кальций
Қабат суларының тығыздығы, температурасы 20° С тең болғанда, тереңдікте
Мәліметтердің талдауы сумұнай байланысынан алшақтаған тереңдіктегі корбон суларының газдылығының
1 кесте-Карбон суларының газдылығы
Скважина
№ Өту аралығы, м
Судың меншікті салмағы, кг/м3 Газдылығы
м3/т
1-с 3628-3640 1.05 ∙ 10-3 1.19 ∙ 1012
1 4040-3873 1.07 ∙ 10-3 0.18 ∙
9 3452-3396 1.07 ∙ 10-3 1.55 ∙
10 2913-2930 1.06 ∙ 10-3 2.98 ∙
17 2921-2930 1.06 ∙ 10-3 2.49 ∙
26 2865-2930 1.07 ∙ 10-3 1.88 ∙
26 2847-2512 1.06 ∙ 10-3 1.78 ∙
2 Техникалық-технологиялық бөлім
2.1 Жаңажол кен орнын игерудің қысқаша тарихы мен
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын зерттеген
Кейін ауданды зерттеу жұмыстары бағытты сипатта болды. Территорияны барынша
1944 — 46 жылдар аралығында Г.Н Водорезов және АЛ.Кишкиннің
Түсіру нәтижесінде геологиялық карта жасалып және жерге түсіндірме жазбасы
1949 жылы Самодуров және Ивановалар 1:200000 масштабында М -
1952 жылы ауданды дәл осы масштабта гравиметрикалық түсіру жұмысымен
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын зерттеген
Кейін ауданды зерттеу жұмыстары бағытты сипатта болды. Территорияны барынша
1944 — 46 жылдар аралығында Г.Н Водорезов және А.А.Кишкиннің
Түсіру нәтижесінде геологиялық карта жасалып және жерге түсіндірме жазбасы
1949 жылы Самодуров және Ивановалар 1:200000 масштабында М -
1952 жылы ауданды дәл осы масштабта гравиметрикалық түсіру жұмысымен
1953 -1954 жылдар аралығында аталмыш ауданда 1:50000 масштабында коротаждық
Жаңажолды көтеру 1960
1961 жылы МСВ "Ақтөбегеофизикалық экспедициясы" сеисмикалық жұмыстарымен бұрғылауға дайындалды.
1975 - 80 жылдар аралығында оның құрылымы МОГТ зерттеушілерімен
Тереңдете бұрғылаумен іздестіру жұмыстары 1961 жылы "Ақгөбемұнайбарлау" тресінің "Мұғаджар
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау" экспедициясымен ал 1978
Кен орында алғашқы мұнайдың ағыны 1978 жылдың 4 наурызында
Қазіргі кезде Жаңажолдағы іздеу және барлау жұмыстары 1981 жылдың
1981 жылдың аяғында кен орынында СССР мұнай өнеркәсібі министрлігінің
Жаңажол кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес қабат
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 скважина бар.
Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді.
Олардағы скважиналар:
"В" (солтүстік) бөлігінде
"В" (оңтүстік) бөлігінде
"Б" бөлігінде
"А" бөлігінде
"Дниз" бөлігінде
"Дверх" бөлігінде
"Д (Ш)" бөлігінде
"Г(Ш)" бөлігінде
Жалпы өндіру қорында
Жұмыс істеп тұрған қорда 359 скважина мұнай өндірумен
Бақылау қорында 10 скважина, геологиялық бақылау орнының
Су айдау қорында 62 скважина, оның 54 скважинасы ғана
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 скважинада жүргізілу керек.
Осы қордың 8 скважинасының алтауы геологиялық, ал 2 скважинасы
Өндіру скважиналарының істемей тұрған себептері мына жағдайларға байланысты:
- көтеру құбырларында парафин тығындыларының пайда болуынан,
- күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан скважина жер асты
Скважинаның қорының жағдайы
1994 жылы 2345.941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол жылғы
Скважиналардағы мұнай шығымы 0.2 - 1 m/тәу тен 170
Саға қысымына 62 скважина ие.
Барлық скважина таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ
А.В. Афанасьеваның басқаруымен ВНИИ жүргізген есептеулер нәтижесі бойынша, мұнайлы
Осы есептеулер нәтижесінде, қабат қысымын ұстау жүйесіне көшкенге дейін
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін қабатқа
Кедергілі қатарда 14 айдау скважинасы, солтүстік кеңістікте 1 скважина
Деген мен бұл әдіс техникалық судың, қондырғылардың жетіспеуіне байланысты,
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 1995 жылы 3 су
Осы бағытта, яғни қабат қысымын ұстау жүйесі бойынша мұнай
1994 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің штангілі терең
1995 жылдың 4-тоқсанынан бастап газ лифт әдісімен мұнайды өндіру
Қазіргі таңда осы игеру әдісіне қажетті құрал — жабдықтарды,
2 кесте — 2.1.1 "Октябрск мұнай" МГӨБ фонтанды скважиналарының
№ Скважина 1998 1999 2001 2002
1 Пайдалану қоры 295 348 362 374
2 Консервацияда 10 5 7 8
3 Барлық скважина саны 270 332 354 364
4 Бұрғылануда 46 42 12 13
5 Игерілуде 2 5 13 4
6 Шығарылғаны 4 - 8 5
Кестеде көрсетілген мәліметтерге сүйене отырып 2002 жылдың 374 скважинасына
Осы мәліметтерді алдыңғы жылғы яғни 1998 жылдың каңтарындағы көрсеткіштерімен
2 кесте - 2.1.2 Жолаушы су,
Жылдар
Су өндіру (тың. м3)
Газ өндіру (млн. м3) Мұнай өндіру
жоспарлы (мың т.) нақты (мың т.)
1996 25283 36 2342.0 2342.0
1997 28456 37.2 2345.4 2350.1
1998 3736.2 36.9
1999 3848.1 37.8
Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын
Дегенмен 2002 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын көруге болады.
2 кесте - 2.1.3 Жаңажол кен орнының пайдалану
жылдар 1998 1999 2001 2002
жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты
пайдалану
коэффиценті
(мыңдық дәлдік)
0.895
0.895
0.873
0.873
0.883
0.883
0.891
0.891
4 кестеден мындай қорытынды жасауға болады: Жаңажол кен орыны
2 кесте - 2.1.4. Фонтанды скважиналардың
Жылдар
1998 1999 2001 2002
орташа
шығым
(т/тәулік) 22.2
20.2
19
19.7
5 кестеден көріп отырғанымыздай, кен орыны бойынша мұнай шығымы
2 кесте - 2.1.5 Жаңажол кен орынының фонтанды скважиналарын
№
Көрсеткіштер
1998 ж
1999ж
2002 ж
1 Пайдалану қоры 348 362 374
2 Скважина-ай жұмыс жасалды. 1824 2730 3295
3 Жөндеу жүргізілді 256 249 290
4 Есептеуге алынған жөндеу саны. 293 321 334.
5
Скважина — күн жөндеу аралық кезеңінің жұмысы .
- жоспарлы 673 724 823
- нақты 689 756 951
2.1.1 Скважинаны пайдалану көрсеткіштері
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды скважиналар қорының сипаттамасы
Мұнай өндіру скважиналары қорының барлығы дерлік фонтанды игеру
Сұйықты жер бетіне көтеру СКҚ арқылы жүргізілуде. Олар С
Қазіргі таңда осы сарапты — компрессор құбырларды
Скважина өнімділігіне орай мынадай диаметрлі құбырлар
СКҚ Шығым: 40 м3/тәу аз болса Ф 48
40 м3/тәу — 80 м3/тәу арасында Ф 60 мм;
және 80 м3/тәу жоғары болса Ф 73, сонымен қатар
Мұнай скважиналарындағы түп суларын шығару үшін пайдалану басынан -
2.1.2 Жаңажол кен
1984 - 1999 жылға дейінгі аралықта "Б" бөлігінен 3.149
Бұл жалпы кен орнының өндіру жоспарының 15.5% -ін құрайды.
Өнімнің орташа жылдық сулануы "Техникалық жүйе" жоспарында белгіленген 18.7%
Қабаттың орташа қысымы жобаланған 30 х 106 Па —
1994 жылдың аяғындағы мәліметтер бойынша скважиналардың орташа шығымы, жобаланған
1992 жылдың қараша айынан бастап оңтүстік күмбезде су айдау
Солтүстік күмбезінде 1993 жылдың мамыр айынан бастап қабатқа су
"Б" бөлігіне 1.347
1994 жылда осы "Б" бөлігінің солтүстігіне 131.9 мың м3,
Механикаландырылған өндіруге 29 скважина ауыстырылды.
"Скважинаның орташа сұйықтық шығымы" 1998 жылдың аяғында 51.6 т/тәу
Өнімдік орташа жылдық сулануы 0,2 % - ті құрады,
"Б" және "В+В/" бөлімдерінен мұнай өндіру жобаланған көрсеткіштерден жоғары,
1994 жылы жұмыс жасап тұрған скважиналардың төмендеуімен көзге түсті.
Соңғы жылдарды қаражат жағдайларының қиыншылықтарына сәйкес АСПО және гидрат
Дәл осы себептермен 1990 жылдан бастап бұрғылау жұмыстарының жобасы
Ал бұл мұнай өнімділігінің деңгейінің түсу көлемін жабатын қуатты
Осы айтылып өткен жағдайларды ескере келіп Жаңажол кен орынын
Сондықтан мынадай шаралар мұнай өндіруді реттеуге септігін
1. Кем дегенде 10 скважинаны терең сораппен өндіру әдісіне
2. 10 скважинаны газлифтпен игеруге көшіру керек.
3. 1995 жылдың жоспарындағы енгізілетін 15 жаңа скважинаны
4. Скважинаны жер асты жөндеу және скважинаны күрделі
5. Қажетті көлемде парафин және гидрат түзуге қарсы
6. 1995 жылы қабатқа су айдау үшін
2.2 Фонтанды скважиналарды жөндеу
2.2.1 Жөндеулер түрі
Жер асты қондырғылары мен скважина оқпанындағы ақауларды жою, түп
Істегі скважиналар қорының жөндеу жұмыстарымен тұрғызу үзақгығы, жыл бөліп
Жаңажол кен орнында, қазіргі жағдайда скважинаны пайдалану коэффициенті 0.891
Скважинаны жер асты жөндеудегі жұмыс түрімен қиындығына орай күрделі
Кезекті жөндеуге; сорап ауыстыру, сорапты — компрессорлар құбырларын
Жер асты жөндеу бригадалары Жаңажол кен орнында
Скважина сағасындағы жұмыстарды оператор көмекшісімен, ал көтергіш механизм лебедкасында
Жер асты қондырғыларының апаттары мен қауіптерін жою, пайдалану тізбегінің
Осындай жұмыстар скважиналарды күрделі жөндеу цехтарына тапсырылады.
Скважинаны жер асты жөндеу жұмыстарын көтергіш және транспорт көліктері,
СКЖ -дегі барынша сәйкес келетін жұмыстар болып; оқшаулау -
2.3 Фонтанды скважиналарды пайдалану
Жаңажол кен орыны үшінші кезенде игеру жағдайында болғандықтан қазіргі
Қазіргі таңда КТ — II қабатының "Г - Д"
2.4 Фонтанды скважиналарды игеру
Коллекторлар сипаттамасының мәліметтері негізінде бірінші және екінші корбонатты қабаттарды,
Жоғары да айтылған және "Ақтөбемұнай" акционерлік қоғамының бұрғылау ерітінділерін
Қышқыл - ерімелі толықтырылғыш түрінде ерітіндіге қатты фазалардың 5%
Сынақ объектісін аршылуы 1160 кт/м3 тығыздықты хлорлы кальций ерітіндісімен
Перфорация аяқталған соң, антикоррозиялық етіп істелген, басқармалы,
Ағынды шақыру (Север-1 ингибаторымен жабық айналымда толық араласқан
КОУК қондырғысын түсіру МГӨБ мен бірге қажетті
Ингибаторлеген мұнайды айдаған соң, сорапты — компрессор және шеген
Ингибаторлы ерітіндіде ұстаған соң - скважинаның құбыр аралық кеңістігін
Фонтанды скважиналардың саға қондырғылары ретінде АФК - 6В -
Мұнайды фонтанды игеру кезінде жер асты кондырғылар жиынтығына мынадай
- бөлгіш қақпақ.
- айналдырғыш қақпақ.
Қабат қысымы түсіп, өнімнің сулануына байланысты біршама скважиналар механикаландырылған
Фонтанды скважиналарының 359 СКҚ - да ингибирлеуші қақпағы арқылы
КОУК - 89/73
- КАУ бөлгіш
- Пакер,
- Айналдырмалы қақпақ,
- Ингибаторлық қақпақ.
1995 жылдың 4 тоқсанынан бастап компрессорсыз газлифт әдісі енгізілмек.
- СКҚ - ы жібергіш қақпакпен жабдықталады,
- Аралық пакер,
- Бөлгіш қақпақ,
- Табандағы қақпақ.
СКҚ - ы фонтанды
СКҚ - ның өткізгіштік қысымын азайту үшін скважина камераларына
Скважинаның құбыр сырты аралығын құбыр аралықтан окшаулау, сонымен бірге
Осы аталған қондырғыларды (H2S) күкіртті сутектен болатын коррозиядан сақтауға
2.4.1 Фонтанды скважинаның жер асты және жер үсті қондырғылары
Фонтанды скважиналардың қондырғыларына жер асты және жер үсті қондырғыларына
Жер асты қондырғыларына фонтанды көтергіш ретінде, ингибаторланатын болса, ингибатордың
Қондырғының жинақталуы 2.3.2 бөлімінде келтірілген.
Скважинаға түсірілетін фонтанды құбырларының тізбегі: газ және сұйықты көтеру
Қабаттың туы маңының аймағын өңдеу және скважинаны жуу үшін
Фонтанды скважина қондыргыларына диаметрлері 38:50:63:73:89:102 және 144 мм; қабырғалар
Құбырларды сапасы Д, К, Е, Л, М топтарынан болатын
Фонтанды скважиналар қондырғылары сақиналы кеңістігін сығымдау үшін, скважина аузынан
Фонтанды скважиналардың саға жбдықтары мынадай бөлшектерден жинақталады:
- Шеген тізбектерді
- Манифольд,
- Фонтанды арматура,
- Арматураны басқару станциясы.
Шеген тізбектерді байланыстырушы қондырғының техникалық көрсеткіштері:
а) Шифр: АКК -
б) Байланыстырушы тізбектердің шартты диаметрлері:
- кондуктор 324 мм, П - техникалық 245 мм,
- пайдалану 168 мм.
в) Жан — жақты өлшемдері:
- ұзындығы 1290 мм,
- ені 820 мм,
- биіктігі 1320 мм.
г) Салмағы:
- жиналған түрінде 1870 кг,
- толық жиынтығы 1885 кг.
Шеген құбырларды байланыстырушы қондырғының ерекшелігі;
а) ашпалы — ілінбелі тізбек,
б) К — тәріздес резиналы тығыздағышпен сақиналы кеңістіктерінің толық
в) шеген құдырларды, түпке құбырды отырғызбай-ақ байланыстырылуы,
г) тығыздағыш торабының сығымдалушылық мүмкіндігін көтеру үшін пкер аралығына
Тізбек аралық кеңістікте қысымын анықтау, бақылау мүмкіншіліктері қаралған.
"Башкирлік" фонтанды арматурасының техникалық көрсеткіштері:
а) Шифр - АА 6В
б) арматура нобайы
в) шартты өлшеулері:
- оқпан диаметрі 80 мм,
- қапталдық шығарулар және құбыр басының диаметрлері 65мм.
г) Пневмоцилиндр қысымы
д) Автоматикалық
- жоғарыдағы 8 —
- төмендегі 5 —
ж) Жан — жақты өлшемдері:
- ұзындығы 2335 мм,
- ені 1180 мм,
- биіктігі 2810 мм.
и) Салмағы:
- жинақталған түрдегі — 2250 кг,
- жинақтың барлық - 2635
Фонтанды арматураның конструтивті ерекшелігі:
а) бекітпе қондырғы — пневмо және қолмен басқарумен, майлауды
б) реттегіш қондырғыш — бұрыштық реттеу дресселі,
в) - шыршаның қапталдық шығу жолдарындағы температураны
- шыршаның қапталдық шығу жолдарындағы құбыр аралық және бастағы
- шырша ақпаны және құбыр аралық кеңістігіндегі парафин түзелу
Манифольдың техникалық сипаттамасы
а) Шифр:
б) Шартты өткізуі
в) Жан-жақты өлшемдері:
- ұзындығы 8470 мм,
- ені 2260 мм,
- биіктігі 2070 мм.
Құрылымның ерекшелігі:
- өндірілетін өнімнің қысымын, температурасын өлшеу,
- зерттеу жұмыстары кезеңіндегі шығымды өлшеу үшін зерттелетін
Фонтанды арматура
Оның құрылысы, жұмыс
Фонтанды арматура фонтанды және газлифтті скважиналардың
Фонтанды арматура мынандай бөлшектерден жинақталады:
I - құбыр басының негізі,
2- ауыстырғыш орама,
7- қолмен басқарылатын,
8 - қашықтан басқарылатын ақпан бөлгіш,
9- аралық фланецтерден,
10- ретендіруші дроссел,
11 - қапталдық шығару желелеріндегі қолмен басқарылатын бөгегіш,
12 - құбыр басы және бастағы фланецтер, аралық фланецтер,
13 - ажыратқыш вентельмен, яғни: осы арадағы қысымды өлшеу
Құбыр басы крестиновасында 14 құбыр ұстағыш орнатылады. - Осының
Құбыр ұстағышта скважина қақпағын басқаратын түтікшені енгізуге арналған арна
Өлшеу құрылғылары
Жаңажол кен орнында мұнай газ жинау жүйесіндегі негізгі буын
1995 жылдың 1 қаңтарындағы мәліметтер бойынша "Октябрскмұнай" МГӨБ балансында
Реагентті блоктар
Скважиналардағы топтану, парафин тығынын жоюшы ингиваторы сонымен бірге метанолмен
1995 жылдың 1 қаңтарындағы мәліметтер бойынша I 383 дана
Есепті жылда 47 блок пайдалануға қабылданды, яғни 47 блок
УБСА — Жергілікті автоматизация блогы
Аппатты қосылу және жұмыстардың жеке жағдайларында жергілікті автоматизация блогының
2.4.2 Жер асты және жер үсті қондырғыларын тоттанып тозуымен
Жаңажол кен орнында пайдалану кезінде қондырғының тозуынан жедел жеткізетін
Осы негізде кен орнында СКҚ-ның, тізбек ауыстырғыштың, фонтанды арматура,
Жер үсті қондырғыларының жалпы тоттанып — тозуынан жылдамдығынан 20
Скважинадағы сұйық "Север-1" реагенттерімен ингибаторланады.
"ВНЦЦСПТ нефть" институтымен Жаңажол кен орнында жер үсті қондырғыларының
Тотығу — тозудан жер асты қондырғыларын қорғау үшін №
Сағаға 5 мм диаметрлі штуцерді қондырып, қарсы қысым туғыза
Қондырғы бетінде қорғаушы жаппа құрылуы үшін скважина 12 сағатқа
Сынақтан соң құбырдың - тұздалу және жарықталуы байқалмайды. Құбыр
Қазіргі кезде тотығу — тозудан құбыр өткізгіштері және қондырғылар
Кен орнында тотығу — тозуды анықтау үшін ай сайын
2.4.3 Фонтанды скважиналарда парафин түзілуімен күресу. Күрес тиімділігі
Жаңажол кен орнында басты назарды парафин және гидрат түзуге
Көтергіш құбырларда шөккен парафин кен тазарту үшін механикаландырылған, жылулық
Механикаландырылған әдіс: ырғақ, ұшпалы ырғақ және плунжер тәріздес ырғақпен
Жылулық әдісте көтергіш құбырларды парафинмен тазарту үшін, құбыр аралық
Химиялық әдістің негізі болып парафин шөгіндісінен тазарту үшін сорап
Жаңажол кен орнында парафиннің түзелуінен сақтану үшін скважиналарға көбіне
Скважинаны депарафиндеуге қажет еріткіш заттар көлемін есептеу, шөгінділердің ерігіштігін
2.5 Фонтанды скважиналарды зерттеу
Фонтанды скважинаның жұмыс кезеңдерін дұрыс қою үшін оны кезекті
Өндірістік тәжірибеде фонтанды скважиналарды қарапайым жағдайда - әртүрлі түп
Фонтанды скважиналарды
1. Жоғарғы штуцерге байланысты мұнай, су және газ шығымдарының
2. Қабат қысымының, өтпелі кезеңдегі мәнін анықтап және оның
3. Түп қысымы немесе дипрессияға байланысты мұнай, газ және
4. Алынған мәліметтер негізінде белгіленген уақыт аралығында скважина жұмысының
2.5.1 Кен орнындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы
Жаңажол кен орнының скважинаны зерттеу бағдарламасы, қабат сұйықтарымен
Өнімді жиектердің коллекторлық құрылымын анықтау үшін бірінші реттік скважинаны
Скважинаны гидродинамикалық зерттеу әдісі кезінде кем дегенде үш кезеңдерге
Қабат және түп қысымдарын бақылау үшін барлық скважиналар қоры
Қабат флюидтерін өндіруді бақылау мұнай және сұйықтың шығымдарын жүйелі
2.5.2 Фонтанды скважиналарды зерттеу әдістері мен технологиялары
Зерттеу кезінде қолданылатын қондырғылар мен саймандар
Фонтанды скважиналардың пайдалану кезіндегі оперативті жұмыстар ағынның индикаторлық қисығын
Қисықты құру үшін түп қысымын және соған сәйкес газ
Осы зерттеу мәндеріне паралеллді түрде құбыр сырты және буфердегі
Индикатор диаграмасын құру және қисықты реттеу кезеңдері (штуцердің әр
Бұл үшін өте аз шығым кезеңінде зерттеуді міндетті түрде,
Әр скважина бойынша мүмкін технологиялық кезеңдерді орнату үшін, өндірістік
Фонтанды скважиналарды әр түрлі диаметрлі штуцер орнатумен зерттеуде мұнай,
Зерттеу кезінде алынған мәліметтер негізінде реттеу графигі тұрғызылады.
Құралған қисықтың көмегімен фонтанды скважиналардың технологиялық кезеңдерін анықтауға болады.
Фонтанды скважиналарды зерттеу барысында мынадай қондырғылар қолданылады:
1. ГДМ — 3 — динамографы,
2. ГСБ — 400 — газды өлшеуші,
3. Тереңдік манометрі,
4. Контейнерлер,
5. Секундомерлер.
Саймандарды скважина жұмыс істеп тұрған кезде түсіруге болады.
Кей жағдайларда саймандарды скважина саға қысымы өте жоғары болған
Лубрикатор кескіні 1
Лубрикатор скважина саға қондырғысының буферіндегі (2) бөгегішті жоғарғы
(3) Қорап өлшемдері өзіне түсірілетін саймандарды түсіре алатындай
Қораптың жоғарғы бөлігінде (4) тығыздағышты қондырғы және (6) роликті
Лубрикаторда скважина жұмысын тоқтатпастан, тек (2 - ші) бөгегішпен
Түптік құрал-саймандарының проволкілерін байланыстырып лубрикатор корпусына түсіреді.
Осыдан соң 4 сальник қақпағы бұрандалады. Проволкі 5 бағыттаушы
Лубрикатор қуатталған соң 2 бөгегішті ашып, қысым теңестіріледі. Осыдан
Монометрдің барлық бөлшектері тек силфоннан басқа, мықты герметикалық корпусқа
Скважина монометрлерінің әр түрлі болып келіп соның ішіндегі қарапайым
Монометрдің сезгіш бөлігі болып вакумды жеңіл маймен толтырылған көп
Серіппе ішіндегі әрбір тіл қысым арқылы вертикал осіне бұрыш
Белгілеуші бөлім мына бөлшектерден - жылжымалы бұранды белгілегішті іске
МГН — 2 техникалық
- диаметрі: 32 мм,
- ауырлатқышпен бірге салмағы:
- ауырлаткышпен бірге ұзындығы:
- қысымды өлшеу шегі:
- жұмыс істеу температурасы:
- ауысу жұмысы
а) перо: 50 мм - ге
б) күйме: 120 мм — ге дейін.
- өлшеу шегінің сезгіштік қашықтығы:
- күйменің ауысу жұмысының уақыты
- сайманның дәлдік классы: 0.25 тен 0.4
2.6 Фонтанды скважиналарды зерттеу мәліметтерін өңдеу Өнделген мәліметтерді пайдалану
Түптегі монометр түп қысымының өзгеруінен белгілейді. Скважинаның анықталмағн режимі
(Ln t: дР). Координаттары бойынша
ΔP(rc:t)=
ΔP(rc:t)= a+b ln r.
ΔP(rc:t) ln t
В = ;
В =
және К өлшемдері жылумен өткізгіштер.
Табылған су өткізгіштер жоғарылық және өткізгіштік скважинаға
а = в · ln ;
= 1
Келтірілген әдіс скважинаны жылдам жабуға, скважинаға ағымды жылдам тоқтатуға
Анықталмаған режим кезеңінде зерттеу қабатының шалғай аймақтарындағы өткізбейтін байланыстарды
Осындай аномалдың болуы соңғы бөліктерде қысымның қисығының құрылуы (ҚҚҚ)
2.7 №2243 Типтік скважинасына фонтанды көтергішті таңдау
2.7.1 Жаңажол кен орнының №2243 скважинасын (фонтанды) есептеу
Берілген мәліметтер:
1. Скважина тереңдігі
2. Қабат қысымы
3. Скважина диаметрі
4. Қабат температурасы
5. Мұнай тығыздығы
6. Судың тығыздығы
7. Газдың тығыздығы
8. Өнімділік коэффиценті К=1.967
9. Қанығу қысымы Рққ=22.4 · 106
10. Газ факторы G0=222
11. Сулануы βс=0.05
12. Шығымы
13. Мұнайдың тұтқырлығы
14. Судың тұтқырлығы
15. Саға қысымы
16. Саға температурасы
1. Көтергіш диаметрін
PT = Pқ - = 29.4
2. Мұнай
qм=q(l-Pc) = 0.7(1-0.03) · 10-3 =0.679 ·10-3 м3/с.
3. α-коэффицентін анықтаймыз
α = =
4. Сұйық тығыздығын анықтаймыз:
р=рм(1- βс)+βсрс=822(1-0.03)+950 · 0.03 = 825.84 кг/м3
5. βс < 0.5
V= =88.05
6. Газ тығыздығына
=0.696
7. Скважинаның орташа температурасын
Торт = =333.15
8. Газдың орташа ақтық температурасының қысымын анықтаймыз;
Р0.а = (4.937 - 0.464 · δг) ·
Т0.а = (97 + 171.5 · δг )= 211.3910
9. Скважинаның келтірілген температурасын анықтаймыз:
Ткел = =
10. Сығылу
келтіреміз
Z= 1- 10-2(0.76 Ткел - 9.36 Та + 13)(8
Сонымен түп қысымы (Рм >Рққ) қанығу қысымынан үлкен болғандықтан
Екінші аралықта Ртүп -Рққ қысымдарының соңында ағын екі фазалы,
СКҚ диаметрін пайымдаймыз:
d=60 mm
ішкі диаметрі
11. Р'=
Р" = Рққ =22. 4 · 106 Па
12. РТ-Рққ қысым аралықтарын бір бөлек
Δl = = =
13. ϕс- нақты
С = = 0.33
Сөз = =2.77 м/с
мұндағы: Сөз өлшемсіз
ϕс = +2.77 ·
ϕc = + Cоз ·βс
мұндағы C0
С - құбыр бойынша сұйықтың көтерілу жылдамдығы. Үйкелу
hуйк = h
λ =
Re =
V/ = = 7.085
14. Рққ - Рс қысым аралығын
ΔР= = 4.12· 106 Па
Кесте толтырамыз:
Бөлім 1 2 3 4 5
Р Па 22.4
P Па 18.28
P = Pққ – (і – 1)
Р = Рққ – і ΔР
15. Әрбір бөлім үшін
Ро = Роi =
P01 = 20.34 · 106 Па
Р02 = 16.22 · 106 Па
P03 = 12.1 · 106 Па
P04 = 7.98 · 106 Па
P05 = 3.86 · 106 Па
16. Газдың сығылу коэффициентін анықтаймыз
Ркі =
Pk1 = Па
Рк2 = = 3.515 Па
Рк3 = = 2.622 Па
Рк4 = = 1.729 Па
Рк5 = = 9.337 Па
Zi = 1- 1.875 · 10-2 (8 – P
Z1 = 1- 1.875 · 10-2 (8 –4.408) 4.408
Z2 = 1- 1.875 · 10-2 (8 – 3.515)
Z3 = 1- 1.875 · 10-2 (8 – 2.622)
Z4 = 1- 1.875 · 10-2 (8 – 1.129)
Z5 = 1- 1.875 · 10-2 (8 – 0.837)
17. Жолаушы газдың тығыздығын анықтаймыз
Рri = Pri = Pro =
P2.1 = 7.85 · 10-6 =
Р2.2 = 7.85 · 10-6
Р2.3 = 7.85 · 10-6 =
Р2 . 4 = 7.85 · 10-6
Р2 . 5 = 7.85 · 10-6
18. Бөлінген газдың көлемдік шығымы
Vi = (Go – αPoi) gм
V1 = (224 -10.06 ·10-6 · 20.34 · 106)
= (224 – 10.06 · 106 · 20.34
V2 = (224 – 10.06 · 10-6 ·
V3 = (224 – 10.06 · 10-6 ·
V4 = (224 – 10.06 · 10-6· 7.98
V5 = (224 – 10.06 · 10-6 ·
19. Сұйық – газ шекарасындағы беттің керілуі
δсұй і = 10 – (1.58 + 5
Бөлім 1 2 3 4 5
δсұй і 1.942 ·10-3 3.478 ·10-3 5.944 ·10-3 9.908
20. Ақтық газ шығынын анықтаймыз
Va = 1.75d25 + 1.25g = 1.75 ·
21. Алғашқы 4 бөліктер үшін Vi < Va
I2 i = =
Бөлім 1 2 3 4 5
Ir i 0.0309 0.0946 0.17 0.218 0.55
22. Осы кестеде көрсетілген бесінші бөлім үшін Vi >
ϕ2. 5 =
ϕ2.5 = 0.555
23. Әр бөлім үшін сұйық қоспаның тығыздығын және
рсқі = (1 – ϕ2i ) +
pсқ1 = 825.84 (1- 0.0309) + 227.125 · 0.0309
рсқ2 = 825.84 (1- 0.14) + 129.055 · 0.17
рсқ3 = 825.84 (1- 0.281) + 78.598 · 0.281
рсқ4 = 825.84 (1- 0.0309) + 227.125 · 0.0309
рсқ5 = 825.84 (1- 0.555) + 34.123 · 0.555
24.
hуйк I =
+ =
= 1.214 · 10-6 + 0.252 ·
Бөлім 1 2 3 4 5
ho i 0.025 · 10-3 0.0413 ·
25. Бөлік ұзындықтарын анықтаймыз
Δl =
Бөлім 1 2 3 4 5
Δli 520.18 549.09 593.66 681.86 -
26. Қысымның таралу қисығын (ҚТҚ) L=2843 м нүктеден жоғары
р 1.8 ·106 22.4 · 106 18.28
L 595.32 2836 2315.82 1766.73 1173.07
ҚТҚ абцисса осьінің 3.95 · 106 Па нүктесінде қиып
27. Штуцердегі қысымның
ΔРшт =4 ·106-1.8 ·106=2,2 ·106 Па
28. Штуцер шығынының
Мр = 0,86 · =
29. Штуцердегі ауданының
f шт = =
30.
dшт = =
"Төменнен — жоғары" қарай ҚТҚ немесе жоғарыдан -төменге ҚТҚ
Жоғарыдан ҚТҚ - ны тұрғызу үшін барлық нүктелерді 491.21
Р: 1.8 ·106Па 22.4·106Па 18.28 ·106Па 14.16·106Па
L: 0 м 3443.32м 2911.14м 2361.15м 1708.39 м
Координаталары 595.2 м қосамыз. Бұл ҚТҚ жатық бойынша Н=2836
Штуцердегі Ршт түсуі
ΔР = 22,4 ·106 – 17,8 ·106 = 4,6
Мр = 0.82
fш =
dшт = = 3,09
Енді d= 48мм, ішкі диаметрі 0.0403м болатын құбырлардың сайма
13 үйкелісте меншікті жойылуы
С= = 0,317
Сбр = = 4,312
ϕс = =
Р = 822 (1-0,013) + 950 ·
λ= = 0.032
hуик = 0.032 = 0.0108
Δl = = 416.29м
Δl м = =
14.
Рққ -
ΔР =
Р : мПа 22.4 18.28 14.16
Р : мПа 18.28 14.18 10.04 5.92 1.8
15. Әр бөлім үшін:
Роі =
Бөлім 1 2 3 4 5
Роі Па 20.34 ·106 16.22·106 12. 1·106 7.98·106
16. Газдың сығымдалу коэффицентін және жолаушы газдың тығыздығын анықтаймыз;
Zi = 1 – 1.875 · 10-2 (8-Pki) Pki
Бөлім 1 2 3 4 5
Zi 0.708 0.704 0.736 0.797 0.837
Rki =
Бөлім 1 2 3 4 5
Rki 4.408 3.515 2.622 1.729 0.837
17. Жолаушы газдың тығыздығын
=
Бөлім 1 2 3 4 5
227.125 180.862 129.055 78.598 34.123
18. Сығылған газдың
Vi = (Go – 2Poi) qH
Бөлім 1 2 3 4 5
Vi 0.0521 ·10-3 0.205 ·10-3 0.484 ·10-3 1.177 ·10-3
19. Сұйық газ шекарасындағы беттік керілуді
δс. і = 10-(1.58+5·10 Poi)
Бөлім 1 2 3 4 5
δс. і 1.942 ·10-3 3.478 ·10-3 5.944 ·10-3 9.908
20. Газдың ақтық
Va=175-d2.5 +1.25 ·q = 1.75 · 0.04032.5
= 1.396 · 10-3 м3/сек.
21. Алғашқы төрт бөлім үшін Vi > Vа ,
δ = 71,5 · 10-3
ϕ2. I =
22. Бесінші бөлім үшін Vi >Vа, (тығынды снаряд),
ϕ5 =
Бөлім 1 2 3 4 5
ϕi 0.0389 0.1205 0.216 0.350 0.367
23. Әр бөлік үшін сұйықты қоспаның тығыздығы мен меншікті
Pcki = P(1- ϕ2i) + P2i – ϕ2i
Бөлім 1 2 3 4 5
ϕi 0.0389 0.1205 0.216 0.350 0.367
24.
hуик =
мұндағы
Бөлім 1 2 3 4 5
һ үйк 0.050 ·10-3 0.082
25. Бөлік ұзындығын
Δl = =
Бөлім 1 2 3 4 5
Δ l ,м 523.28 561.28 621.8 744.07 784.29
26. ҚТҚ құры
P, Па 22.4 ·106 18.28 ·106 14.16
L, м 2836 2312.72 1751.39 1129.59 385.6
Р, Па 1.8 ·106
L, м -398.77
ҚТҚ абцисса осін 3.8 ·106Па нүктесінде қояды. Осыдан
Штуцердегі қысымның түсуі: і=5.
28.
μp =0.82 = 0.82
29.
fшт = =
dшт = =
«Төмен» ҚТҚ - ын параллель көшіру үшін барлық нүктелерді
Р, Па 22.4 ·106 18.28 ·106
L, м 2234.77 2710.49 2150.16 1528.36 784.28
Координаталарға 398.77 м қосамыз. Бұл ҚТҚ -
μр = 0.82
fш = = 9,01 ·106 м2
dшт = =
Белгіленген шығымды 48 мм диаметрлі көтергіш өткізе алады, өйткені
2.7.2 Фонтанды скважина пайдаланудың нақгы жолын жобамен салыстыру
Скважина жұмысының сайма-сай кезеңі мен оған қондырғы таңдау көбіне
Осы айтылып өткен тақырыпқа байланысты. А. П. Крыловтың аналитикалық
Осы техника — технология бөліміндегі фонтанды скважина көтергіштерді таңдау
Осы айтылған жайларды ескере келіп, диаметрі 48 мм-лік фонтанды
3 Экономикалық бөлім
3.1 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
"Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасын бастық басқары. Ол өндірістің
Мұнай, газ өндіру басқармасының бастығының бірінші орынбасары болып бас
Энергетика бөлімін бас энергетик басқарады. Жалпы бөлімінің жұмыстарын бөліп
Еңбекті қорғай және қауіпсіздік техникасы бөлімі — еңбекті қорғау
Жоспарлы-экономикалық бөлімі — басқа бөлімдермен біріге отырып, өнеркәсіптік техникалық
Еңбекті қорғау, ұйымдастыру, техникалық нормалау және еңбек ақы бөлімінің
Кадрлар бөлімі кадрлерді таңдау, орналастыру, зерттеу, дайындау және есептеу
Бухгалтерия - өндірістің шаруашылық қызметтерінің есебі мен есептеулерін, бухгалтерлік
Әкімшілік басқару бөлімі мұнай және газ өндіру басқармасының қызметкерлеріне
Өндірістік цехтар болып мұнай өнімдерін өндіру цехтары, зерттеу бригадалары,
Орталықтандырылған инженерлік-техникалық қызметті белгіленген технологиялық кезеңге сәйкес мұнай өндіру
Мұнай және газ өндіру цехтары басқару аппараты және мұнай
Мұнай және газ өндіру бригадаларын шебер басқарады. Шебер өндірістегі
Мұнай және газ өндіру операторлары скважинаның пайдалану және жұмыс
Қосалқы өндірістік цехтар қатаарына скважиналарды жерасты күрделі жөндеу цехтары
Қосалқы өндірістік цехтарының басым көпшілігі өндірістік қамтамасыздандыру базасының құралына
Арнайы технологияларымен техникалар басқармасы өндірістік объектілерді арнайы жабдықталған машиналар,
3.2 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
2002 ж. 1-ші қаңтардағы есепті тізім бойынша мұнай өндіру
Мұнай және газ өндіру басқармасындағы жалпы орта тізімдік саны
Жұмысшылардың белгілі себептерімен келмеу уақыты 125544 адам-сағат болды, бұл
Жұмыс уақытының ысырап болуы 1999 жылға қарағанда 2,1 есе
Жұмысшылардың жалақысы жүйелі-сыйлықты және жанамалы-істелу жүйелері бойынша есептеледі. Жұмысшылардың
Жалақының келісімді жүйесі бойынша 2002 жылы 232 адам жұмыс
Басқарма бойынша 37 бригада құралады. Оның 20-сы комплексті, 17-сі
3.2.1 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысының жағдайы
Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысы белгіленген тарифті
2002 жылы "Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамынын президентінің жарлығымен "Октябрьск мұнай"
1-ші кесте- Жұмысшьыырдың еңбек ақысының тарифттік қойылымдары
Тарифтік қойылым
Дәрежесі
II III IV V
1. Мұнай өндірумен
жұмысшылар
2.
а) келісімді жұмысшы
22900
25200
30150
33100
) уақытша жұмысшы 18400 18700 1900
3. Мұнай дайындау
2.1 Жұмыс жағдайы қалыпты жұмыс-
тарда: а) келісімді жұмысшы
22000
23500
2500
27000
б) уақытша жұмысшы
18000
18000
19210
-
2.2 Жұмыс жағдайы ахыр, әрі қауіпті жұмыстарда
а) Келісімді жұмысшы
25250
27000
28500
31000
б) Уақытша жұмысшы
18130
19250
20200
20950
2-ші кесте — Инженерлік-техника жұмыстарының қызметкерлерінің жолақысы
Лауазым - дәрежесі
Бірлестік
бойынша тарифтік қойылым
Бастық
77924 - 80 теңге
Бас инженер
70833 - 60 теңге
Бас геолог
64377 - 60 теңге
Бас механик, энергетик
58558 - 40 теңге
Экономист
53193 ~ 60 тенге
Мұнай және газ өндіру технологиясы, өндірістік. Геологиялық бөлімдерінің бастықтары
71289 - 34 тенге
Техника бөлімінің бастығы
58558 - 40 теңге
Жоспар — экономикалық, еңбекті және жалақы үйымдастыру, финанс бөлімдерінің
58558 - 40 теңге
Еңбекті қорғай және
58558 - 40 теңге
Күрделі жөндеу бөлімінің бас инженері
64377 - 60 теңге
М.Г.Ө. цехтарының инженерлері мен геологтары
71289 - 34 тенге
Игерудің алдыңғы қатарлы технологтары
30643 - 20 теңге
Цех бастықтары
59576 - 83 теңге
Мұнай және газ өндіру цехтарының шебері
26987 - 52 теңге
Мұнай газ өндірістік басқармасына 1423 адам және айлық жалақы
2002 жылы басқару аппаратындағы қызметкерлер саны 867 адам жалақы
Инженерлік техникалық қызметкерлермен қызметкерлердің (санын есептеу үшін жеке) шатты
- Инженерлік-техникалық қызметкерлер және қызметкерлердің санын есептеу
- Штат бойынша белгіленген орташа жол ақы
- Лауазымды еңбек ақының минималды және максималды
Мысалы: кестелерден көріп мұнай және газ өндіру басқармасының бастығы
Штатты кесте штатқа енгізілген барлық қызметкерлердің лауазымдық ақыларының орташа
"Октябрьск мұнай" мұнай және газ өндіру басқармасының шеберлерімен басқа
Жұмысшы бригадалары келісімді —сыйлықты жүйе бойынша жалақы алады. "Октябрьск
3.3 Техника-экономикалық көрсеткіштердің талдауы
"Октябрьск мұнай" мұнай және газ өндіру басқармасы 2002 игеру
Еңбек өнімділігі штатты қысқарту және мұнай өндіру жоспарын артық
Игеруге 12 жаңа скважиналар енгзілді. Дегенмен шартты- қосалқы мекемелердің
Төлеген жол ақы қорының 93,97 проценті пайдаланылды. 82 жұмысшыдан
Өткен жылмен салыстырғанда бір жұмышының жол ақысы 2180 теңге
Тауарлы өнім өндіруді орындалған көлеміне шығын шыққан жоқ, осының
Күрделі қаржының жұмсалуы көлемі — 87,8 %, оның ішінде
Іске асырылмаған негізі қордың қозғалысы 132963 тенге.
Мұнай өндіру жұмыстары техникалық және геологиялық себептермен қиындады.
Қабатқа 3354,8 мың м3 көлемінде су айдалды.
Жұмыс істемей тұрған қордан 5 игеру скважинасы қосылып, осының
Скважиналарды тұзды-дымқылдармен өңдеу арқылы 26328 тонна қосымша мұнай өндірілді.
Бұрғылау жұмыстарынан кейін пайдалануға берілген қордағы 12 скважинадан 72399
Скважина қондырғыларын СНПХ 823 м3, және "Север" 823 м3
2 скважинаға штангілі терең-сорап қондырғысы қондырылып, іске қосылды.
2002 жылдың IV тоқсанынан бастап Газлифтті игеру әдісі қолданып,
Мұнай мен газды жинау және тасымалдауға жұмсалған шығын 2247
Қаралып отырған 2002 жылда 44 дана рационалды ұсыныс жасалды,
Мұнай және газ өндіру басқармасының жылдық өндірістік қуаты мынаған
ӨҚм = qmax nopт tn
мұндағы: qmax - скважинаның мүмкін максималды
шығымы 35 т/күн
порт - пайдалану қорындағы скважиналардың орта жылдық саны,
tn- жыл бойына скважинаны падалану уақыты 126043 күн.
ӨҚм = 35*344*126043=15175577
Мұнай газ өндіру басқармасы бойынша өндірістік қуатын пайдалану деңгейі
Көқ = QH / ӨҚж
Мұндағы: QH — мұнай өндіруді жылдық нақты көлемі 2338,595
Көқ= 2338,595 / 15175577 = 0,0015
Игеру қорының пайдалану коэффициенті 0,887. Істеп тұрған қордың пайдалану
Осы екі пайдалану коэффициенттерінің алдыңғы жылғы көрсеткіштермен салыстырғанда 0,025
Мұның себебі сатысындағы техникалық қиыншылықтармен байланысты.
Осы 2002 жылғы мұнай және газ өндіру басқармасының жұмысының
Оған 2002 жылғы бекітілген жоспардағы белгіленген коэффициенттермен, кейбір көрсеткіштер
3.4 Күрделі қаржыны есептеу
Капитал шығыны көлемінің нәтижесі құрал-жабдықты қайта бағалау және енгізу
Капитал шығының көлемін базалық және енгізу вариантары бойынша бөлек
Күрделі қаржы салымының көлеміне КОУК комплексіне кіретін құрал-жабдықтар құны
КОУК бағасы,
Құрылыс монтаж шығындары, тг
Қосымша жабдықтары, тг
КОУК бағасы - Ск- 10000000 тг
СКҚ бағасы
Скқ =qскқ * аскк/1000* LH
Мұндағы: qскқ - 1 метр құбырдың өлшемдік салмағы, кг
аскқ - 1 СКҚ-дың бағасы, тг
LH - СКҚ-дың ұзындығы, м
С скқ= 4,5* 26588/1000*2900= 346975 тг
КОУК-ке кеткен күрделі қаржы
Zкапитал =Крез (Ск + С скқ
Мұндағы:
Крез - жабдықтардың резервті коэффициенті,
Ссж-- саға жабдықтарының құны,
С скқ - СКҚ-ң құны,
См- монтажды жұмыс кұны,
Мұнда
Крез= 1,1;
Ссж -29365000 тг,
Смонт - 244725 тг
Сскқ =346975 тг
Zкап= 1,1(10000000+346975+29365000) + 244725 =40198705 тг
3-ші кесте. КОУК комплексті скважинаның күрделі қаржы көлемі.
Жабдықтар аты Баланстық құны, тг
КОУК комплексі, тг 10000000
СКҚ, тг 346975
Саға жабдықтары, тг 29365000
Монтаждау құны, тг 244775
Барлығы, тг 40198705
3.5 Жылдық өндіруге кеткен шығындар
-энергия кететін шығындар
-жер асты жөндеуге кететін шығындар
-амортизациялық төлемдер
-еңбек ақы қоры төлемдері
-еңбек ақы қоры
3.5.1 Энергияға кететін шығын
Zэн=Сэ *Эуд *Qн *Клэп С уст
Мұндағы : Сэ - орнатылған эл/энергия қуатының құны, тг/кВтч
N-эд — электрдвигателдеріне орнатылған қуат кВт
Клэп — электрожелісіне кететін шығынды ескеру коэффициенті
Суст — орнатылған қуат төлемі
Клэп- 1,2;
Эуд-19,156 кВтч/м3
Nэд - 30 кВт
Сэ - 6,56 тг/кВтч
QH - 45 м3/сут-365= 1642,5 м3/жыл
Zэн=6,56*19,156*16425+1,2*59652*30-4211492,688
3.5.2 Жер асты жөндеуге кеткен шығын
Zпрс =Срем *N
Мұнда Срем — нақты көрсеткіштер бойынша бір ремонтқа кететін
Срем = 2647,5 мың. тг.
Znpc=2647,5*2,5=661 8,75 мың. тг.
3.5.3 Амортизациялық шығын
Бұл тарам амортизациялық норма бойынша есптеледі
Zам = ( Ак*Ск +Асққ
мұнда
Ак
Ккр
Zaм =(0,12*10000000+0,l *346975+0,12*29365000+0,067*32801500)*l,l= =29409052,75
3.5.4 Еңбек ақы қоры шығындары
Қолданылған шаралар жұмысшылар санының өсуіне байланысты немесе қысқаруына әсер
ЕАҚ=МЗП-ТК*ПК*КН*КНГ*12 *ЖС
Мұндағы
Тк - тарифтік коэффициент
Пк - қосымша жалақы
Кн - территориалдық коэффициент
Кнг — аудандық коэффициент
Жс —жұмысшы саны
ЕАҚ =3447*5,95*1,25*1,14*1,1*100*12 =49627141,2
3.5.5 Еңбек ақы қоры төлемдері
Еңбек ақы мемлекеттік төлемдер бюджетке 26% және мемлекеттік жинақтау
ЕҚТ=ЕАҚ*0,36
ЕҚТ=49627141,2*0,36 = 17865770,832 ;
3.6 Мұнайдың өзіндік құнын есептеу
1 жылдық экономикалық тиімділік ол жаңа технологиялық процестерді жүргізгеннен
С =( ZЭH+ Znpc+ Zам+ЕАҚ+ЕҚТ)/ Qае = (421492,6+ 29409052,75+
Сонымен КОУК комплексін енгізгеннен кейін 1 тонна мұнайдың өзіндік
3.7 Экономикалық тиімділік
Эг=(С1 - С2)* Qж - EH*ZKan/ Qж
Мұндағы:
С1— С2 - жаңа КОУК комплексін енгізгенге дейінгі және
Эг=( 6947,48 -5509,2)* 16425-0,15 *40198705/16425 = 23626666,8 тг
Сонымен экономикалық тиімділігі 23626666,8 тг
Техникалық-экономикалық көрсеткіштер
Көрсеткіштер
Мұнай өндіру мың.т
2447000
Газ өндіру млн
192,257
Мұнай беру мың
2374,8
Барлық шығын
3901120076
Амортизациялық шығын
29409052
ЕАҚ
49627141
Күрделі қаржы қоры
40198705
Барлық адам саны
1037
1 т. Мұнайдың өзіндік құны
5509,2
Скважина саны
347
Экономикалық тиімділік
23626666,8
4. Еңбекті қорғау
4.1. Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі
Фонтанды скважиналардың жер үсті қондырғыларын қамтамасыздандыру кезінде жұмысшылардың қатерге,
Фонтанды скважиналарды пайдалану кезеңдері кезінде ашық атқылауы мүмкін, соған
Кейбір скважиналарды пайдалану кезінде коммуникациялардың үзілуі, скважина ішіндегі жарылыс
Скважиналарды толтырудың жұмыс көлемі және қауіпті операциялары, сонымен бірге
Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігінің бірі — олардың герметизациялауға сапалығы
Кейбір скважиналарды пайдалану кезінде коммуникациялардың үзілуі, скважина ішіндегі жарылыс
Скважиналарды толтырудың жұмыс көлемі және қауіпті операциялары, сонымен бірге
Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігінің бірі - олардың герметизациялауға сапалығы
Фонтанды скважиналардың саға жабдына қойылатын шарттар болып мынадай талаптар
Арматураның негізгі жауапты бөлігі — түп қысымына сәйкес келетін,
Скважина сағасына қондырылатын фонтанды арматураны жинақтаудан кейін тексеру үшін,
Арматураны алдыру үшін техникалық шартта қаралған жолмен, тығыздағыштар жинақтары
Фонтанды арматураны құрастыру кезінде ең жауапты, яғни скважинаның герметизациялануы,
Құрастырар алдында арматураның барлық бөлшектерін жетік түрде қарап, тексеріп
Фонтанды арматураны дұрыстап жинақталу немесе оның бұзылуы ашық фонтандалуға
Фонтанды арматураға үш жүрісті кранды манометрлер және винтелдермен жабдықталуын,
Бірінші манометр буферде, жұмыс және статикалық қысымды өлшеу үшін,
Фонтанды арматураны мұнай — газ ағынының толассыз болып және
Арматураны мұндай бекіту желілері гидравликалық соққы кезіндегі соқтығулардан болатын
Фонтанды арматураның өнімді шығару желілерінің астына белгілі биіктікте оларды
Фонтанды скважинаны қамтамасыз етудің ыңғайлы және қауіпсіз болуы саға
Үштік арматура биіктігі жоғары болып, оның қондырылуы және қамтамасыздандыруы
Кресті фонтанды арматура үштік арматураға қарағанда биіктігі әлде қайда
Дегенмен көптеген кен орнындарында, соның ішінде Жаңажол мұнай газ
Фонтанды скважиналарда парафин тығындары, гидраттар түзелген жағдайларда, скважинаға бу,
Осы жұмыстар кезінде кәсіби жарақаттану мүмкіндіктері қауіпі зор болып
Жаңажол кен орнының өнімдерінде улы газдардың көп
4.2 Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін анықтау
Өндіріс объектілерінің арасындағы белгілі санитарлық, өрттен сақтандыру мөлшерлі секілді
Объектілердегі қондырғылар, олардың қауіпсіз және қиыншылықсыз пайдалануға және жөндеу
Бөлек механизмдер мен дуалдың ара - қашыктығы 1 метрден,
Жарылыс қауіпі бар жерлерде телефон қондырғылары және белгі беру
Жұмыс істеп тұрған немесе істемейтін скважиналардың номерлері болуы керек.
Адамдар өтетін жерлердегі, яғни жер бетінде ашық өткізілген құбырлар,
Аппараттардың, құбырлардың ыстық беттері, іштен жану қозғалтқыштарының шығару құбырлары
Жер асты және жер үсті құбырлары автомобиль жолдарымен қиылысқан
4.3 Сақтандыру және қоршау қондырғыларын таңдау
Машиналар мен механизмдер төзімді металлдан жасалған қоршаумен, яғни қозғалыста
Қозғалмалы бөлік қоршаудан 0.35 метр қашықтықта болатын болса, ұстағыштармен,
Ұстағыш биіктігі механизмдердің қозғалмалы бөліктері өлшемдеріне байланысты белгіленеді. Оның
Төменгі белдемелер биіктігі 15 сантиметрден, ал қалған белдіктердің арақашықтығы
Байланыстырушылар белдіктерге ұстағыштармен қоршалады. Олардың биіктігі 1.5 метрден аспайды.
Тісті немесе шынжырлы берілістер толық металлды, яғни жинақталушы және
Жұмысшының 0.75 метр биіктікке көтерілуі керек объектілерде басқыштармен, ал
Мартелі басқалдақтарда қапталдың тірегіштер биіктігі 1 метрден болып екі
Оның биіктігі басқыштың алдыңғы қорынан бастап вертикальды етіп санап
4.4 Электр қауіпсіздігі
Жаңажол кен орнындағы электрмен қамтамасыз ету қос линиядан сіңірілетін
Сенімділік "Кенқияқ -2" электробөлімшесінің 220 кВт қуатына қосылудан кейін
Скважиналарды 6 кв қуаттылықты электрмен қамтамасыз ету желі бойымен
-Уақтылы тексерулер жүргізу, жабдықтарды дер кезінде алып келу, СИЗ
4.5 Санитарлық - гигиеналық шаралар
Мұнай өндіру кезінде қабатқа су айдау мен басқадай өндірістік
Мұнай өндіру кезінде күн бойында көп жүретін болғандықтан, операторларға
Бөлмеде цинктен ас суы бар бөшке, қол жуғыш, дәрі
Ұсақ - түйек жұмыстар орындалатын өндірістік бөлмелердегі жалпы электрлі
Табиғи жарықтандыру есебі сәулелік алаңша әдісімен табиғи жарықтандыру коэффицентін
Жүргізілмелік санитарлық - гигиеналық шараларға сәйкес жұмысшыларға арнайы киім
4.6 Өртке қарсы шаралар
Мұнай өнеркәсібінде өрт қауіпсіздігі А жатқызылады, яғни олар 100
Осыған байланысты өндірістік ғимараттарды орналастыру кезінде келесі жағдайлар орындалуы
Тұрғын үйлер, балалар бақшасы, клубтар, мұнай өндірудің территориялық аймағынан
120° С тұтанғыш температуралы мұнайды айдау үшін сорап станциясы
Оттың аяқ алуынан сақтану мақсатында мұнай өткізгіштерінде әрбәр 100
МГАБ қамдандыратын өрт сөндіру командаларына ерікті өрт сөндіру дружинасы
Команда өзіне қажет жабдықтармен қамтамасыз етілген.
5. Қоршаған ортаны қорғау
Кез келген кен орындағы қолданылып жатқан технологиялық процестер биосфераның
Бұл “қоршаған отаны қорғау” бөлім толығымен мұнай өнеркәсібіне арналып
Объектің негізгі технологиялық процестері: өндіру, кәсіпорынның жинау жүйесіндегі пайлану,
Көпшілік кәсіпорындар қоршаған табиғи ортаны мына себептердің нәтижесінде ластайды:
1. Мұнай және газ кен орындарын өндіру мен игеру
2. Булану аймағына ілеспе қабат суларын төгу;
3. Кен орнын игеру кезінде ұңғы өнімін жер бетіне
Мұнай және газ өнеркәсібінің ірі кешендердің және тұрғылықты жерлердің
Мысалы: газды жағу факелдарын жою үшін көп өндірістерде ілеспе
Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде технологиялық процестерді талдау
Біздің қарастырып отырған кен орындағы қоршаған табиғи ортаны ластайтын
Ластауға әсер ететін көздердің бірі Жаңажол газ өңдеу зауыты
1. Мұнайды 1-ші және 2-ші сатыда сепарциялау;
2. Мұнайды дайындау қондырғылары;
3. Резервуарлы парктер;
4. Ілеспе газды қысу;
5. Моноэтаноламин ерітіндісімен газды күкірт сутек пен көмір қышқылдан
6. Сілті әдісімен гшазды меркаптандардан тазарту;
7. Газды диэтиленгликолмен кептіру;
8. Жай күкіртті алу;
9. Газды дайындау қондырғысы.
Кәсіпорынның жинау жүйесіне сепараторлар, факелдар жүйесі, дренажды ыдыстар
Атмосфераның ластану себептері
Негізгі ластайтын заттар күкірт сутек, көмір сутек, меркаптандар, күкірт
Мұнай кен орны, пештер және т.б. ластанудың 4-ші категориясына
Атмосфераның ластану көздеріне мыналар жатады: пайдалану ұңғылары, өлшеу қондырғылары,
Негізгі тікелей ластануға қатысы барлар мыналар: газды жағу факелдар,
Ластануға тікелей қатысы жоқ бөлініп шыққан заттар – көмір
Гидросфераның ластану себептері
Мұнай кәсіпшілігі қабат суларына және жер беті суларына үлкен
Мұнай кәсіпшілігінде мынадай ағын сулар пайда болады:
- Мұнай және мұнай өнімдерімен ластанған өндірістік сулар;
- Органикалық заттармен ластанған шаруашылық сулар;
Қабат және жер беті суларының ластану себептері:
1. Тазаланбаған немесе жартылай тазаланған өндірістік және тұрмыстық ағын
2. Жер беті ағын сулары;
3. Дренажды ағын сулары;
4. Булану аймағына жоғары минералданған ілеспе қабат суының төгілуі;
5. Құбырлардан, ыдыстардан және басқа да құрылымдардан улы сұйық
6. Ластайтын заттардың атмосфераға түсуі, яғни рельефтер және су
7. Қалдықтар мен материалдарды сақтау орны, тасымалдау алаңы;
8. Төгілген мұнайлар, газ тазарту өнімдері, реагенттер және
Литосфераның ластану себептері
Литосфераға мұнай өндіру кешендерінің тигізетен кері әсері:
- Ескі нашар цементтелген ұңғылардан күкірт сутегінің жер қабатына
- Мұнайдың жерге төгілуі және материалдар мен қалдықтардың сақталуы.
Ұйымдастырылған шаралар
Қоршаған табиғи ортаны қорғау бойынша өтетін шараның жауаптысы қоршаған
Кәсіпорын аймағындағы экологияның бұзылуының азаюы бойынша ұйымдастырылған шараларға мыналар
- Өндірістегі режимдер мен шикізаттарға бақылаудың автоматты жүйесін енгізу;
- Жұмысшыларды оқыту және үйрету;
- Ортаны және тастанды қалдықтарды бақылау жүйесін құру;
Бақылауды қажет ететіндер:
1. Өндірістің аса тиімді прцестерін, аз қалдықты және қалдықсыз
2. Табиғи қорларды тиімді пайдалану;
3. Жер беті және қабат суларын өндірістік қалдықтармен ластаудың
4. Авариялық ағын суларының алдын алу бойынша инженерлік шараларды
5. Өндіріс өнімдерінің және соған сай ластандырғыш заттардың өндіріс
Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары
Жобалау және экологиялық тазалау технологиясын енгізуден, жаңа тазарту системасын
Атмосфераны қорғау
Атмосфераның зиянды заттармен ластануын азайту үшін қауіпсіздік техникасын сақтау
Атмосфераның ластануын шектеу бойынша жобада келесі негізгі технологиялық шешімдер
ТУ-39-РК1168001-97 сәйкесінше мұнай өнімінде күкірт сутектің құрамы аса шектеулі
5.1 кестесінде ауа атмосферасында зиянды заттардың ПДК мәні көрсетілген,
1. газды тазарту;
2. ілеспе газдың алдын ала тазартырылуы.
Зауыт тоқтап, қондырғыны ауыстырған кезде газдың күкірт сутегімен бірге
5.1 – кесте Ауа атмосферасындағы зиянды заттардың ПДК-сы
Заттардың атаулары Тұрғылықты жерде Жұмыс зонасында
Азот диоксиді 0,085 //0,04 мг/м 2,0 мг/м
Азот оксиді 0,085 // 0,04 мг/м 5,0
Аммиак 0,2 // 0,04 мг/м 20,0 мг/м
Бензапирен 0,1 мкг/100м 0,00015 мг/м
Диэтаноламин 0,05 мг/м 5,0 мг/м
Керосин 1,2 мг/м 300,0 мг/м
Салицилді қышқыл 0,01 мг/м
Күкірт қышқылы 0,3 // 0,1 мг/м 1,0
Сірке қышқылы 0,2 // 0,06 мг/м 5,0
Кремний диоксиді 0,02 мг/м 2,0 мг/м
Ксилол 0,2 мг/м 50,0 мг/м
Марганец 0,01 // 0,001 мг/м
Мыс оксиді 0,002 мг/м
Меркаптандар 0,00009 // 0,1 мг/м
Натрий карбонаты 0,04 мг/м 2,0 мг/м
Қалайы оксиді 0,02 мг/м
Органикалық емес шаң тозаң 0,15 // 0,05
Қара күйе 0,15 0,05 мг/м
Күкірт сутек 0,008 мг/м 10,0 мг/м
Қорғасын 0,00033 мг/м 0,01/0,005 мг/м
Күкірт көміртегі 0,03 // 0,005 мг/м 3,0
Көміртегі оксиді 5,0 // 3,0 мг/м
Көмірсутегі 1,0 мг/м
көміртегі 1,0 мг/м 10,0 мг/м
Фтор 0,7 мг/м 0,05 мг/м
Ұңғы өнімдерін жер қоймаларына құю рұқсат етілмейді. Ол үшін
Гидросфераны қорғау
Қазіргі жоба бойынша гидросфераны қорғау үшін мыналар қарастырылады:
- Механикалық және биологиялық тазартудың жаңа жүйелері;
- Қабат суларын дайындаудың әлемдік тәжірибесін қолдану;
- Ауамен суыту аппараттарын қолдану арқылы сумен қамту жүйесін
Амин құрамды ағын суларын микробиологиялық тазарту қарастырылған. Ал, техгологиялық
Жобада ағын суларының жер бетіне төгілуін қарастырылмайды.
Жоғары арынды саңылаусыздандырылған жүйенің орынды пайдалануы қоршаған ортаны және
Құбырлардан аққан зиянды сұйық заттармен судың ластануына жол бермес
1. Канализацияның тазарту құрылымынан мұнай өнімдері технологиялық процестеріне оралады;
2. Сусызданған механикалық қоспалар қалдықты залалсыздандыру қондырғысына жөнелтіледі;
3. Қысымның көбейген кезінде жүйеде автоматты түрде мұнайды қондырғыға
4. Егер гидродинамикалық зерттеу, жер асты және күрделі жөндеу
5. Қабат суларының ластанған аймағындағы қабат суларының сапасы мен
Литосфераны қорғау
Жер қойнауын ластайтын деңгейді төмендететін шаралар 4-ке бөлінеді.
1. Ұйымдастырылған шаралар;
2. Технологиялық шаралар;
3. Проектілі-конструкциялық шаралар;
4. Санитарлы-эпидемияға қарсы шаралар.
Ұйымдастырылған шаралар: қалдықтармен айналысатын ұйым; Кен орын территориясы бойынша
Технологиялық шаралар: Бұрғылау, қондырғыны тасымалдау, техникалық қайта құнарлату кезінде
Проектілі-конструкциялық шаралар: Табиғатты қорғау органдарын бақылайтын игеру жобаларын тексеру
Санитарлы-эпидемияға қарсы шаралар: Тұрмыстық және өндірістік қалдықтарды көметін жерлерді
Қазіргі кезде ауыл шаруашылығында жерді биологиялық қайта құнарландыру экономикалық
- темір-терсек жинау;
- жер бедерін жобалау;
- уақытша су ағындарын реттеу және т.б.;
Қалдықтарды жою және жинауды ұйымдастыру
Қалдықтардың негізгі жиналатын жерлері:
1. мұнай кәсіпшілігі;
2. құрылыс алаңдары;
3. өндірістік базалар;
4. вахталы поселкісі;
Осыдан басқа кішігірім өндірістік, құрылыстық және көмекші алаңдар бар
Қалдықтарды жою және жинау әдістерін таңдау кезінде келесі факторларды
Литосфераны тиімді қорғайтын мынадай шаралар бар:
- бұрғылау жұмыстары кезінде жерге тиісті шараларды ескеру;
- құм жолдарының санын шектеу;
- жерді құнарландыру шараларын іске асыру;
- жер жағдайына бақылауды ұйымдастыру.
Адамға әсер ететін қоршаған ортаны ластайтын қауіпті заттар шу,
Атмосфераның ластануы құрылыс материалдарының, резиналық, металдық және басқа да
ҚОРЫТЫНДЫ
Жаңажол кен орнының Солтүстік күмбезіндегі фонтанды скважиналар жұмысын талдай
Кен орнының солтүстік күмбезіндегі 'Б' пачкасын игеру барысында 2002
Өнімнің орташа сулануы 7.3 %, ал газ факторының орташа
Қазіргі таңда осы қаралып отырған кен орыны бойынша 1986
Суды Атжақсы өзенінде қондырылған су – дуалды станцияларымен
Осы су айдау арқылы қабат қысымы 2 ATM өсті.
Жаңажол кен онында мұнай өндіруді қабат қысымын тұрақтандыру үшін
1. 20 аз дибетті (сол
2. Скважинаны күрделі және жер асты жөндеу бригадаларының санын
3. Енгізілетін газлифтпен игеру тәсілін қайта қарастырып экономикалық тиімділігі
Толығымен 'Б' почкасы бойынша скважиналардың қабат қысымын ұстау,
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
1. Н.А. Еременко «Геология нефти и газа» М.Недра 1968
2. Ю.П. Желтов «Разработка нефтяных месторождений» М. Недра. 1986
3. Шуров В.И «Технология и техника добычи нефти» М.Недра.
4. Технологический отчет НГДУ «Октябрьскнефть»
5. «Анализ разработки и анализ работы месторождения Жанажол»
6.Нурсултанов Г.М. Абайылданов Қ.Н «Мұнай мен газды өндіріп,өндеу»
7. X.A. Қалабаев. «Методикалық нұсқаулар» Алматы. ҚазҰТУ, 1992