Мазмұны
Кіріспе
1 Техника-технологиялық бөлім
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер ................................................................
1.2 Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу
1.3 Стратиграфия
1.4 Тектоника
1.5 Мұнайгаздылығы
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
1.8 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы
1.9 Игерудің қазіргі күйін талдау
1.10 УКПГ- 3 схемасының мінездемесі
1.11 Газ және сұйық көмірсутектерді Орынбор ГӨЗ-на тасымалдау
1.12 Газ және конденсатты тасымалдауға дайындау жүйесі
1.13 Төменгі температурада айыру қондырғысы
1.14 Төртінші технологиялық тізбектің схемасының сипаттамасы
1.15 Тік гравитациялық айырғыштың сұйық өткізу қабілетін есептеу
1.16 Кәсіпшіліктегі мұнай өткізгіш құбырларының гидравликалық есебі
2 Экономикалық бөлім
2.1 КПО б.в. компаниясының ұйымдастыру сипаттамалары
2.2 Технологиялық есептеулер нәтижесі
2.3 Өндіру пішіндері
2.4 Қабат қысымдары
2.5 Өндіруді объектілер арасында бөлу
2.6 Өндіру коэффициентінің есептелген шамасын талдау
2.7 Экономикалық есептеулермен ұсынылған варианттарды талдау нәтижелері………………………………………………………………………..
2.8 Кен орынды игерудің экономикалық үлгісі
2.9 Жобаны жүзеге асырудың тиімділік көрсеткіштері
2.10 Блокты шоғырланған сорап станциясын пайдаланудың экономикалық тиімділігін есептеу
3 Еңбекті қорғау
3.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторларды талдау
3.2 Қорғаныс шаралары
4 Қошаған ортаны қорғау
4.1 Қоршаған ортаға тасымалдау және газ мұнай өңдеу
4.2 Ұйымдастыру шаралары
4.3 Атмосфераны қорғауды қамтамасыз ету
5 Қорытынды ..............................................................................................................
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі
Андатпа
Бұл жоба құрамына -------беттер, ------суреттер және -----кестелер кіреді.
Шешуші сөздер: кен орны, қабат, газ, мұнай, ұңғыма, игеру,
Зерттелу объектісі: Қарашығанақ мұнай газды конденсат кен орнында газды
Жұмыс мақсаты: - газды дайындаудың және скважинадан (УКПГ-3) дейінгі
Газды дайындаудың сапасын сақтай отырып, ІІ және ІІІ объектілерінде
Жобада өнімді қабаттардың геологиялық ерекшіліктері қарастырылған. Өнімді қабаттардың коллекторлық
Қарашығанақ МГККО қазіргі игеру жағдайы келтірілген. УКПГ – ның
Техника және технологиялық ұрдістер негізінде кеңестер ұснылған.
Газды комплексті дайындау кешенінің жұмыс аймағына газ секілді зиянды
Аннотация
Данный проект содержит -----страниц, -----рисунка, -----таблиц.
Ключевые слова: месторождение, пласт, нефть, скважина, разработка, анализ, установка
Объект исследования: установка комплексной подготовки газа УКПГ – 3,
Цель работы – сделать анализ и исследование параметров подготовки
С целью обеспечения качества подготовки газа, учитывая работу
В проекте рассмотрены особенности геологического строения продуктивных пластов. Приведены
Дан анализ текущего состояния разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. Выполнено
Представлены рекомендации по технике и технологии процесса.
Произведена оценка воздействия вредных газообразных веществ на рабочую зону
КІРІСПЕ
Қарашығанақ мұнай газ конденсат кен орны 1979 жылы өндірістік
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік аймағында орналасқан. Мұнайгазконденсатты
Мұнайгаздылық қабаты 300-метр – ден 1600-ге дейін, соның ішінде
1983 жылы мұнай газ конденсат қоры туралы есеп жүргізілді.
Кен орны үш пайдалану объектісіне бөлінеді: 1 және 2
Қазіргі кезде пайдалануда тек бір ғана газды кешенді дайындау
Газды кешенді дайындау қондырғысын ұзақ уақыт пайдалану нәтижесінде (17
1991 жылы ВНИИГаздың араласуымен және кен орнының жасаудың негізгі
1997 жылы 17 қарашада Вашингтон қаласында ОСРП «Аджип», «Бритиш
Кен орнын қалпына келтіру үрдісі – ұзақ үрдіс, сондықтан
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
Қарашығанақ МГККО Батыс-Қазақстан облысының батысында, Бөрлі ауданының территориясында орналасқан.
Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен, Солтүстік
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3т/л ал ұңғы
Аудан климаты төте континентальды. Ауа температурасы -40 (қыста)
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында
Грунттың қалыңдығы, қар табанына байланысты 1-ден 1,5 метрге
1.2 Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу
Қарашығанақ ауданында сейсмикалық жұмыстар шағылған толқын әдісімен (ШТӘ)
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы «Уральскнефтегазгеология» өндірістік –
Мұнайгазконденсат кеніші терең жатысты тұз асты құрылымында негізделген және
Мұнайгаздылық этажы 300-ден 1600 метрге дейін, ал осындағы мұнайлы
1983 жылы мұнай, газ және конденсаттың қорын оперативті түрде
1988 жылы көмірсутектер қоры саналып бекітілді. Кен орын үш
ОПЭ жүргізу үрдісінде кейбір техникалық шешімдер жасалынбай қалған:
1990 жылы құрғақ газдың кері айдалуы басталу керек еді;
ұңғы өнімділігін арттыратын жаңа технологиялардың игерілуімен енгізілуі қамтамасыз етілмеген;
эксплуатациялық ұңғыларды бұрғылау негізінде коллекторлар және объект аралық флюидтардан
Осы кезге дейін әр түрлі себептерге байланысты сайклинг –
1.3 Стратиграфия
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс - Орынбор
Кристалды іргетас.
Шығыс - Орынбор тұз күбезі маңайларында іргетас 4.1 км
Іргетас гранитті жыныстардан құралған, оның жасы архейлік-ортапротерозойлық.
Сейсмобарлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында іргетас
Жоғары протерозой тобы - PR
Жергілікті таралу осы ауданды екі үлкен комплекс рифей және
Рифей комплексі Волга - Урал антиклизасында архей протерезой
Рифей шөгінділері 300 - 400 м тереңдікте Үлкен -
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз
Қарашығанақ ауданында, сейсмобарлау нәтижесіне байланысты фундаментпен және
Палезой тобы - PZ
Ордовик шөгіндісі Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің шығысында және
Қызыл Яр Соль - Илецк тұз күбізінің көлденең тұсында
Төменгі палезой шөгіндісі тығыз құмтастардан және сұр түсті
Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м. қалыңдығындағы
Қарашығанақ кен орнында терең бұрғылау кезінде тұз асты, тұзды,
Девон жүйесі.
Девон шөгінділері орта және жоғарғы бөлімдерімен берілген. Орта бөлімі:
Төменгі жүйесі
Жоспардың уақытын құрастыру үшін тек бір ғана іздеу ұңғымасы
6245 - 6248 м интервалынан алынған керн - аргилиттен
Төменгі девон шөгіндісі шамамен 30 м қашықтықты құрайды.
Орта девон
Живет ярусы шөгінділері қара - сұры тіпті қара әктастардан
Жоғарғы девон
Төменгі - орта фаменді бөлшектенбеген шөгінділер стратиграфиялық
Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд мүшелерінің
Максимал қалыңдығы 368 м. (ұңғыма 15)
Жоғары фоменді шөгінділер келісім бойынша төменгі - орта фамен
Таскөмір жүйесі.
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге. Қалыңдығы
Пермь жүйесі - Р
Пермь жүйесі ұңғылармен ашылған, қиманың негізгі бөлігін алып жатыр.
Пермь жасының шөгінділері кен орны аумағының стратиграфиялық үзілісті
Төменгі бөлімі - Р
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын
Асссель ярусы – үш түрлі қима негізінде құралған.
Бірінші - биогермді әктас. Екіншісі - дөңес биоморфты –
Сакмар ярусы - рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес
Артин ярусы - рифті және дөңес қималар негізінде екі
Конгур ярусы - толық қималарының төменгі қабаттарында карбонат
Жоғарғы бөлім - Р
Бөлімнің шөгінділері уфимдік, қазандық және татар ярустары белгілі
Мезозой тобы - MZ
Триас жүйесі - Т
Триас жүйесінің шөгінділері жыныстың терригенді қалыңдығымен, ұсақ бөлшектерге
Триас шөгінділерінің қалыңдығы 1068 - 2040 метр, Қарашығанақ күмбезінде
Юра жүйесі.
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (песчанник, құм, саз, құмтас)
Мел жүйесі.
Мел жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім – валонянин, готерев, баррем
Неоген жүйесі.
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің қалыңдығы
Төрттік жүйесі.
Төрттік жүйесінің шөгінділері (суглинка, супесь, құм, галечник, саз), қалыңдығы
1.4 Тектоника
Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне негізделген.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно – седиментациондық құрылымдық формасымен
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық – литологиялық
Жоғары құрылымдық – литологиялық комплекстік құрылымдардың формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді.
Ең жоғарғы қиманың бөлігі – неогенді және төрттік жайылым
1.5 Мұнайгаздылығы
Каспий ойпатының солтүстік аудандарында мұнайгаздылықтың негізгі перспективалары тұз асты
Қаршығанақ кен орнында барлау және эксплуатациялық ұңғыларында жүргізілген комплексті
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 метр интервалында,
Стратиграфиялық жағынан ең зерттелгені пермь шөгіндлері. №112 ұңғысынан мұнай
Мұнай жиналымдары мұнайға қаныққан жарықшақты ашық - сұр
Ирен горизонтының сульфатно – карбонатты жыныстарында мұнайға қаныққан жыныстардың
Филиппов горизонтының сульфатно – карбонатты шөгінділерінде газдылық №30 ұңғысында
Кен орында таза күйінде қабат сулары алынбаған. Бірақ №13
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша Қарашығанақ кен орны
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме
Қарашығанақ кен орнын тергейтін жер асты сулары Солтүстік –
Көтерілімнің геологиялық қимасында екі ірі гидрогеологиялық этажға біріккен, кунгур
Жоғарғы этажжоғарғы пермьнен неоген – төрттік шөгінділерді қосады. Бұлардың
Бұл қалыңдықтың сукүкіртті жыныстары сазбен араласқан әр түрлі қуатты
Пермьшөгінділерінің құмды пачкалары керісінше, жоғары сазды және кеуектілік көрсеткіштері
Тұз асты этажының сулы комплекстері аз зерттелген. Қиманың ашылған
Төрттік және неоген шөгінділерінің сулары негізінен тұщы және аз
Триас горизонты сулары ең жоғары минерализацияланған болып келеді. 9800
Тұз массивтерімен тікелей контакт зоналарында (тұзаралық линзалар) одан да
Еріген газ құрамында мүлдем аз – 270 нсм3/л, оның
Тұз асты карбонатты шөгінділерінің төменгі гидрогеологиялық қабаты Қарашығанақ МГККО
П – 2 ұңғысының төрт интервалын сынау кезінде су
Мұнайгазконденсат кенішінің төсеніш сулары контур сырты суларымен салыстырғанда тұщыланған,
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің қабат
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан. Пермь және
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842 г/см3,
Ұңғы өнімінің құрамы
1.7.1- кесте
Ұңғы номері 33 44
Перфорация интервалы, м. 5120-5155 5127-5156
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2 8,22 5,71
С3 3,08 3,06
С4 1,65 1,40
С5 14,39 15,73
N2 1,03 0,41
CO2 4,62 6,05
H2S 4,32 4,81
1.7.1 Қабаттағы мұнай қасиеттері
Қабат мұнайының барлық параметрлері Солтүстік - шығыс және
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негігі тәуелділік
Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель бойынша
1.7.2-кесте
Алаң Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат қысымы, Мпа 58,7 58,7
Қанығу қысымы, Мпа 58,1 55,3
Газ құрамы, м3 /т 625 449
Көлемдік коэффициенті, бірлік үлес 2,28 1,99
Қабат мұнайының ты-ғыздығы, кг/м3 601 651
Қабат мұнайының тұт-қырлығы, МПа
Сығылу коэффициенті, 1/ МПа *104
Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа параметрлері
1.7.3-кесте
Параметрлері Конденсат Солтүстік-шығыс алаң мұнайы Оңтүстік-батыс
20 0С-тегі тығыздығы,кг/м3 782 844 805
20 0С-тен тұтқырлығы, мПа*с 1,69 7,5 13,5
Құрамындағы күкірт, % масса 0,9 0,7 0,9
Құрамындағы парафин,% масса 2,29 3,8 5,0
Құрамындағы асфальтендер, % масса 0,07 0,08
Құрамындағы шайыр % масса 0,70 1,23
Қату темпетурасы, 0С -10 төмен -10
Кестеден көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
1.7.2 Ұңғылар қоры жағдайы
КНГДУ баллансында (1.07.1997ж. жағдайы) 266 ұңғы бар. Олардың
179 терең ұңғылардың:
33 – игерілуде; 85 – консервацияланған; 12 – бақылау;
1.7.3 КНГКМ-да көмірсутек шикізатын өндіру
Өндірудің максимал деңгейі 1991 жылы болды, ол кезде 4,2
Игерілу басталғалы 39 млрд. 36млн. м3 газ, 35,23 млн.
Қалған шығарылуға тиіс қор:
Газ – 1300,72 млрд. м3
Конденсат – 622,174 млн.т.
Мұнай – 166,427 млн.т.
1.7.4 «Лира – 1,2» жер асты конденсат қоймаларының техника
1 – ТК, 4 – ТК сыйымдылықтары жіберілу
5 – ТК технологиялық ұңғыларды жабу және жойуын күту
6 – ТК сыйымдылығы КРС күтуде.
Сыйымдылықтардағы конденсат қалдығы – 83,442 мың тонна құрады.
1.7.5 Қазіргі күнгі игеру проблемалары
Кен орынды игерудің толық жоспарын құру.
Сайклинг үрдісті ескеріп кен орынды қайта құру жоспарын қабылдау.
УКПГ – 2 құрылысын бітіріп пайдалануға енгізу.
Қаржы жетіспегендіктен консервацияланған ұңғылардың құрылысын аяқтау.
Девон шөгінділеріндегі іздеу – барлау жұмыстарын аяқтау және пайдалануға
1.8 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы «Оралмұнайгазгеология» өндірістік –
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік өңір алқабында орналасқан.
1983 жылы конденсат, газ, мұнай қорларын оперативті есептеу жүргізілді.
1984 жылы Бүкілодақтық газ бойынша ғылыми – зерттеу институты
1988 жылы «Оралмұнайгазгеология» өндірістік – геологиялық бірлестігінің 42-ші іздеу
Кен орнында үш пайдалану объектісі белгіленген: І және ІІ
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалануды бастағанға дейін кен орны 4200
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдаланудың алғашқы жылдарында жалпы конденсат мөлшері
1.8-кестеде КСРО қор жөніндегі мемлекеттік комитеті бекіткен. Қарашығанақ кен
Қарашығанақ кен орнында шикі зат қоры
1.8-кесте
Шөгінділердің жас шамасы Қорлар Шығару коэффициенті
Еркін газ, млрд. м3 конденсат мұнай Еріген газ конденсат
Баланстық қор / Алынатын қор
млн. т млн. т млрд. м3
1 2 3 4 5 6 7
Пермь В+С1 430.8 228.2/170 - - 0.75
Карбон В+С1 С1 898.8 632.2/473.7 338/169 239.3/119.7 0.75
Орта девон С1 - - 1.5/0.5 1.4/0.4
0.3
Барлығы 1329.6 860.4/643.7 339.5/169.5 240.7/120.1
Кен орнының орталық бөлігіндегі игерудің үшінші объектісіндегі өнімді шөгінділер
Негізгі мұнай өрісінің таралу зонасында (солтүстік – шығыс, батыс
1991 жылдан бастап кен орнын игеру “Тәжірибелі - өнеркәсіптік
1995 жылдан игеруді конденсацияның басындағы технологиялық шектеулердің сақталуымен табиғи
Объектілерді пайдалану үшін айдайтын және пайдалану ұңғыларының дербес тармақтары
Бірінші объектіге ұңғыларды орналастыру басқа тармақтардағы ұңғылардың орналасуынан байланыссыз
Өнім жаңа ұңғылардың қатарға қосылуына қарай ұдайы артып отырды
Сұйықтық пен газ өндіру қарқыны 1994 жылы түсті. Мұндай
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалануды іске асыру процесінде оны игеру
1990 жылы тәжірибелі - өнеркәіптік пайдалану жобасына сәйкес: бірінші
1988 жылы мұнай жиегін сынама пайдалану жобасы және мұнай
ұңғылардың өнімділігін арттыратын жаңа технологияларды игеру және еңгізу қамтамасыз
пайдалану ұңғыларын бұрғылау кезінде объектілер арасындағы сұйықтық тіректер мен
бірнеше қабатты бірге пайдалану кезінде өндірілген өнімді объектілер арасында
ағыс клапандарын пайдалана отырып аралық бойынша және көбекті –
Осы уақытқа дейін әр түрлі себептер бойынша сайклинг –
Сондықтан, мұнай және газ өнеркәсібі Министірлігінің ғылымы – техникалық
Игерудің негізгі көрсеткіштері 3.2 – кестеде көрсетілген. 1998 жылдың
Сонымен бірге, ағылшын және итальяндық “Бритиш Газ” және “Аджип”
1.9 Игерудің қазіргі күйін талдау
Қазіргі уақытта кен орны қабат қысымының конденсация басындағы қысымға
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнында игерудің үш объектісі белгіленді:
І – газ конденсатты (төменгі пермь);
ІІ – газ конденсатты (төменгі карбон);
ІІІ – мұнайлы (төменгі карбон).
І және ІІ объектілер таусылу режимінде, ІІІ объект –
Көмірсутекті өндіру негізінен І және ІІ объектілер бойынша іске
Қарашығанақ кен орнында ұңғылар салу Қоншыбай, Қарашығанақ және Сухореченскідегі
Ұңғыларды орналастыру сайклинг – процесс кезінде ұңғыларды орналастырудың жалпы
Үш ірі объектілерден тұратын Қарашығанақ кен орны туралы көрсетулерге
Батыс Қазақстандағы жер қойнауын пайдалану және сақтау территориялық басқармасының
Қазіргі уақытта кен орнының орталық бөлігінде орналасқан ұңғылар пайдаланылуда.
Орташа жылдық өндіру газ бойынша 1,5 млрд. м3-тен артық
І және ІІ объектілеріндегі ұңғылар бойынша қабат қысымы 32
Алынған көмірсутектердің ең үлкен өнімі газ бойынша 4,21 млрд.
Кен орныды игерудің бірініші сатысында ең үлкен өнімдер алынбады
1.9.1 Ұңғылар қоры
2004 жылдың 1-ші қаңтарындағы күйі бойынша Қарашығанақ кен орнының
Пайдалану қорын 91 ұңғы құрайды, олардың ішінде:
қазргі әрекеттегі қорда – 35 ұңғы;
әрекетсіз қорда – 56 ұңғы.
Консервацияда 72 ұңғы бар. Бақылаушы газ ұңғылары – 12,
ағынды су ұңғылары – 13 ұңғы;
түсіруші – 41ұңғы;
Т және Р2-дегі бақылаушы – 7 ұңғы;
Жабылуын күтіп тұрған – 5 ұңғы, оның ішінде:
арнаулы – 2 ұңғы;
пайдаланушы – 3 ұңғы;
Жабылған ұңғылар – 35 ұңғы, оның ішінде:
барлаушы – 31 ұңғы;
пайдаланушы – 4 ұңғы;
«Лира – 1,2» объектілерінің ұңғылар қоры 23 ұңғыны құрайды.
1.9.2. 01.01.2003 жылдан бастап 01.01.2004 жылға дейінгі кезеңдегі әрекеттегі
1998 жылдың қаңтар айында әрекеттегі қор 36 ұңғыны құрады.
Ақпан айындағы әрекеттегі қор 35 ұңғыны құрады. №145 ұңғы
Наурыз айында әрекеттегі қор 39 ұңғыны құрады. №196 ұңғы
Көкек айында әрекеттегі қор 33 ұңғыны құрады. Қабат қысымы
Мамыр айында әрекеттегі қор 33 ұңғыны құрады. 4 ұңғы
Маусым айында әрекеттегі қор 31 ұңғыны құрады. 3 ұңғы
Шілде айында әрекеттегі қор 30 ұңғы құрады. №126 ұңғы
Тамыз айында әрекеттегі қор 32 ұңғыны құрады. 5 ұңғы
Қыркүйек айында әрекеттегі қор 35ұңғыны құрады. 11 ұңғы тоқтатылды:
Қазан айында әрекеттегі ұор 34 ұңғыны құрады. 8 ұңғы
Қараша айында әрекеттегі ұор 35 ұңғыны құрады. 7 ұңғы
Желтоқсан айында әрекеттегі қор 35 ұңғы құрады. Қабат қысымының
Ұңғылар қорының 2003 жылғы динамикасы
1.9-кесте
Көрсеткіштер 1 2 3 4 5 6 7 8
1. Пайдалану қоры 81 81 81 81 82 82
1.1Әрекеттегі қор 36 35 39 37 33 31 30
а) газ және мұнай беретін 34 33 33
б) осы айда тоқтатылған 2 1 1 5 4
в) әрекетсіз қордае енгізілген 0 1 5 0 1
г) консервациядан енгізілген 0 0 0 0 0 0
д) бұрғылаудан енгізілген 0 0 0 0 0 0
1.2 Әрекетсіз қор 45 46 42 44 49
а) ұңғыларды күрделі жөндеу 1 1 2 2 2
б) күрделі жөндеуді күтіп тұрған 27 27 26 25
в) Ркб б/ша тоқтатылған 8 8 5 7 12
г) технологиялық шектеулер б/ша тоқтаған 3 3 3 3
д) ҰҚЖ кейін орналастыру және меңгерудегі 6 6 5
е) техникалық себептер б/ша тоқтатылған 0 1 1 1
2. Бақылау қоры 12 12 12 12 12 12
2.1. Бақылаушы газ ұңғылар 7 7 7 7 7
2.2 ҰҚЖ күту кезеңінде 5 5 5 5
3. Орналастыру және меңгеруде 0 0 0 0
а) бұрғылаудан кейін 0 0 0 0 0
б) консервациядан кейін 0 0 0 0 0 0
4. Тоқтатып қойылған қор 82 82 82 82 81
5. Арнаулы қор 84 84 85 85 85 85
5.1. «Лира 1,2» объектісі 23 23 24 24 24
1.9 -кестенің жалғасы
а) айдау астында 4 4 4 4 4
б) бақылаушы 16 16 17 17 17 17 17
в) жөндеу немесе жойылуды күтудегі 3 3 3 3
5.2. Ағынды су ұңғылары 13 13 13 13
а) айдайтын 1 1 1 1 1 1
б) бақылайтын 12 12 12 12 12 12
5.3. Түсіруші ұңғылар 41 41 41 41 41 41
5.4. Т және Р2-дегі бақылаушы 7 7 7
6. Жойылуды күтудегі ұңғылар 5 5 5 5
а) пайдалану 3 3 3 3 3 3 3
б) арнаулы 2 2 2 2 2 2 2
«КПО» б.в. ЖТАҚ балансында барлығы 264 264 265 265
Жабылған ұңғылар 35 35 35 35 35 35
а) барлаушы 29 31 31 31 31 31 31
б) пайдаланушы 4 4 4 4 4 4 4
*- желтоқсанда ұңғылар қоры «Лира» объектісінің ұңғыларын қоспағанда «Қарашығанақ
1.10 УКПГ- 3 схемасының мінездемесі
№3 Газды комплексті дайындау қондырғысы (ГКДҚ) мұнайгазконденсатты Қарашығанақ
Үш технологиялық тізбекке бірдей ТТА қондырғысы.
Қосалқы төртінші технологиялық тізбекке тәжірбиелік ТТА қондырғысы.
Тұрақсыз конденсатты тасымалдауға арналған негізгі сорапты станция (НСС).
36 ұңғыға есептелген кіріс монифольдтар блогі, соның ішінде 7
С - 401 бақылау сепараторы.
Коррозияға қарсы ингибиторлар дайындау торабы және қоймасы.
Желдеткіш газ компрессоры.
Есептеуші бақылау приборларының (ЕБП) ауа компрессоры.
Дренажды жүйе.
Жылутасығыштарды жылыту торабы.
Жоғары және төмен қысымды факел жүйесі.
Конденсатты жер асты сақтау.
Өндіріс шығындарын дайындау қондырғысы.
Жылутасығыштарды дайындау жүйесі.
Қарашығанақ кен орны өндірісті – тәжірбиелік сатысында. 1997 жылдың
Проект бойынша № 3 ГКДҚ-дағы үш технологиялық тізбектің өнімділігі
Технологиялық қондырғыларды модификациялау нәтижесінде төрт тізбектің максималды өнім өндіруі:
- табиғи газ бойынша – 4,68
- тұрақсыз конденсат бойынша – 4,63
Кен орынның негізгі қасиеттері:
қабат газында қышқыл қосылыстардың біршама болуы (күкіртсутек 4% дейін,
конденсат және мұнай секілді сұйық көмірсутектердің ұңғы өнімінде көп
конденсаттың құрамында жоғары температурада қататын 7,5% дейін қатты парафиндердің
өнімді қабаттың өте төмен орналасуы (төбесі – 3500-3600м., ГСК,ГМК
аномальды төмен қабат температурасы – 1000С және аномальды жоғары
коррозияға, гидрат түзелуге, парафин түзелуге қарсы әртүрлі ингибиторлардың көп
№ 3 ГКДҚ-дағы газ және конденсатты дайындаудың жобамен қабылданған
№ 3 ГКДҚ-дағы газ және конденсатты дайындау ТТА әдісінің
Қабылданған жаңа техникалық шаралар:
қатты парафиндердің түзілмеуі үшін ТТА технологиялық тізбектің кірісінде қабат
күкіртсутектің газ құрамында болуы және газдың қысымы жоғары болғандықтан
сұйық өнімді қайта технологиялық тізбекке қосу үшін жабық дренаж
1997 жылы “Газ және конденсатты дайындау қондырғыларын модернизациялау” жобасы
Игеру жобасының негізі болып Қазақстан Республикасының бақылау органдары тарапымен
ҚКО аймағындағы экологиялық жағдайды жақсарту;
өндірістің қауіпсіздік жүйесін модернизациялау;
газ және конденсатты дайындаудағы өндірістік қондырғылардың функционалды мүмкіншіліктерін жақсарту;
Экологиясын жақсарту шаралары:
конденсаттан дегазацияланған газ компрессорларын монтаждау;
метанолды регенерациялау қондырғысын қондыру;
Қауіпсіздік жүйесін жақсарту шаралары:
кіріс монифольдының қысымды төмендетуді дистанционды бақылауды монтаждау;
барлық үш тізбектен бір уақытта үшеуінің қысымын төмендетуді модернизациялау;
төртінші технологиялық тізбектің авариялық тоқтату жүйесін ауыстыру;
төртінші технологиялық тізбектің авариялық тоқтату жүйесіндегі қауіпсіз тұтыну жүйесін
конденсатты дегазациялау қондырғысының авариялық тоқтату жүйесін ауыстыру;
№ 3 ГКДҚ-ны толығымен тоқтата алу мүмкіндігін орнату;
авариялық жағдай кезінде қондырғыны дистанционды тоқтату үшін қосалқы авариялық
Функционалдығын модрнизациялау шаралары:
ЕБП-дың ауасы үшін жаңа компрессорлар мен құрғатқыштар;
ЕБПжА-ды сумен жылытуды электрлі жылытумен ауыстыру
4 тізбек үшін изотопты деңгей өлшегіштерді буйков деңгейөлшегіштеріне ауыстыру;
4 технологиялық тізбектердегі С - 01А ішіне Вортекс құбырларын
1.11 Газ және сұйық көмірсутектерді Орынбор ГӨЗ-на тасымалдау
№ 3 ГКДҚ – ОГӨЗ 1,2,3 газқұбырларының жалпы сипаттамасы
Айрылған және кептірілген газды ары қарай өңдеу үшін №
Газ құбырының бірінші желісі пайдалануға 1984 жылы қазан айында
Газ құбырларының жалпы жобаланған өнімділігі – 6,0 млрд. м3/жыл,
Бірінші тізбектің ұзындығы – 142,9 км.
Екінші тізбектің ұзындығы – 135 км.
Газ құбырының диаметрі – 720 мм.
№ 3 ГКДҚ-дағы өлшегіш торабына қойылған максималды жұмысшы қысымы
Газ құбыры желісінің құрамына:
Жалпы құбыр тізбегі.
Электрохимқорғау қондырғысы.
ЕБП, телемеханика және байланыс құрылымы және желісі.
Тізбек бойының электр желісі.
Өртке және коррозияға қарсы қорғау құрылымы.
№ 3 ГКДҚ – ОГӨЗ 1,2 және 3 мұнай
Тұрақсыз конденсат ары қарай өңдеу үшін № 3
Конденсат құбырының бірінші желісі пайдалануға 1984 жылдың желтоқсан айында
Конденсат құбырының екінші желісі пайдалануға 1985 жылдың қыркүйек айында
Конденсат құбырының үшінші желісі пайдалануға 1990 жылдың желтоқсан айында
Конденсат құбырларының жалпы жобаланған өнімділігі – 5,1 млн.т/жыл,
Конденсат құбырының жалпы ұзындығы – 420,1 км., соның ішінде:
1-тізбек –141,456 км.
2-тізбек – 141,61 км.
3-тізбек – 135 км.
Конденсат құбырының диаметрі – 377 мм.
Конденсат құбырындағы максималды жұмысшы қысымы – 8,0 МПа. Ал,
Конденсат құбыры желісінің құрамы:
Жалпы құбыр тізбегі;
Пассивті және активті электрохим қорғау қондырғысы;
ЕБП, телемеханика және технологиялық байланыс құрылмы және желісі;
Жабушы арматура қондырғы тораптарын электр көзімен қамтамасыз ету үшін
Өртке және коррозияға қарсы қорғау құрылымы.
Газ және конденсат құбырларының жолы алғашқы 18 км. Қазақстан
1.12 Газ және конденсатты тасымалдауға дайындау жүйесі
Газ және конденсатты Орынбор газ өңдеу заводына тасымалдауға әзірлеу
Әрбір технологиялық тізбегі төмендегілерді қамтиды:
бірінші реттік айыру сатысында парафиннің түзілуін болдырмайтын ұңғы өнімін
сұйықтың негізгі массасынан газды айыруға арналған өзара тізбектей қосылған
бірінші реттік айыру сатысынан кейін сұйық фазаны жылыту үшін
қабат суды және метанолды көмірсутекті конденсаттан айыруға арналған үш
бірінші реттік айыру сатысынан кейін газдың салқындатылуы жүргізілетін Е
газдың қорытынды кептірілуі мен айырылуы жүзеге асатын екінші реттік
конденсатты қаныққан метанолдан айырылуы жүретін С – 02В айыргышын;
қондырғылар тізбегінен шығардағы көмірсутекті конденсатты жылытуға арналған Е –
Сонымен бірге, ТТА қондырғысының құрамына кез – келген ұңғы
Жоғарғы және төменгі қысымды факелді жүйе құрамына:
кіріс монифольдтар блогынан (КМБ), желдетілген газ компрессорларынан (ЖГК) және
факелдік айырғыш V – 702 және G – 702
V – 625 дренажды сыйымдылығынан және R – 625/626
жылутасығышты жылыту желісі өз құрамына R – 501-504 жылыту
1.13 Төменгі температурада айыру қондырғысы
Технологиялық схеманың сипаттамасы
Газ ұңғылардын шлейф арқылы № 3 ГКДҚ алаңына келіп
Әрбір шлейф ұңғы ішіндегі қысымды реттеу үшін реттеуші клапандармен
Оператордың бақылау бөлмесінде минимал және максимал қысымдар бойынша алатын
Оператор пультынан ұңғыларды апаттық ауытқуы үшін пневможетектік ажыратқыш орнатылған.
Ажыратқыштар оператор бөлмесінде мнемосхемада лампалардың қосылуымен суреттелген: жасыл –
Әрбір шлейф қысым датчиктерімен жабдықталған. Датчиктен түсетін сигналдар оператордың
Коллектор бойынша келген газды үлестіру арнайы клапандармен жүзеге асады.
110 – 250 кг/см2-қа дейінгі қысымдағы қабат газы үш
Е – 09 жылуалмастырғышы кірердегі газ ағынның температурасын, айырудың
Е – 09 жылуалмастырғышы алдында қысым белгіленген шамадан жоғарылап
Жылуалмастырғыштан шыға берісте қысымдардың ауытқуы үлкен мәнге ие болса
Е – 09-дан шығатын газ ағынының температурасын реттеу жылу
Газ жылу алмастырғыштан арнайы клапан арқылы 110-128 кг/см2 қысымына
С - 01А айырғышында қысым электроконтактті манометрмен бақыланады.
С – 01А айырғышындағы сұйықтың деңгейін сумұнайлы қоспаның шығар
С – 01В айырғышында сұйық деңгейінің мәні операторлық панельде
Сұйық ағынының кері қарай айырғышқа кетпеуі үшін айырғыш алдында
С – 01В айырғышындағы қысым өзгерісін дифференциалды манометрмен өлшейді.
Айырулың бірінші сатысына дегазацияланған газды желдеткіш газ компрессорлары арқылы
Газ ағыны бірінші сатыдан кейін екінші айыру сатысынан келе
Жылуалмастырғыштың температуралық режимін бақылау үшін манометрлік термометрлер орнатылған. Е
Технологиялық тізбекке газ шығымы операторлық пультына өзі жазатын арнайы
Одан әрі газ ағыны С – 02А екінші айыру
С – 02А айырғышында бөлінген сұйық өз ағысымен С
Айырылған газдың айырғыштан шығарда қысымды бақылау үшін қысым көрсеткішін
Одан әрі газ ағыны Е - 01А/В жылуалмастырғыштар ішіндегі
Айырудың екінші сатысынан шыққан газ ағынның температурасын реттеу Е
Газ температурасын және жылуалмастырғыштардың эффективті жұмысын бақылау үшін манометрлік
Операторлар бақылау панелінде әрбір технологиялық тізбек бойынша газ шығымы,
Тауар газының коллекторына келетін техонологиялық тізбектегі газды тауар
Тауар газының коллекторында ажыратқыш клапан орнатылған. Сонымен бірге, айырудың
Магистралды газқұбырының бастапқы учаскесінде қысымның жоғары және төменгі шектері
Айырудың бірінші сатысындағы С – 01А/В айырғыштарынан бөлінген сұйықтың
Е – 05 жылуалмастырғышынан кейін температура реттеуші арқылы керекті
Е – 05-те қысымдар өзгерісі максимал өзгерісті операторлық панелге
Әрі қарай сұйықтық клапан арқылы және айырғыш клапан арқылы
Дегазация газы С – 03-тен екі мүмкін амалдың біреуі
1-ші амал: дегазация газы С – 03-тен С -02А
2-ші амал: дегазация газы С -03-тен С – 02А-дан
Бұл схема С - 03 ыстық дегазация газын С
С - 02А айырғышынан кейін сұйық фаза 15 –
С - 02В-да сұйықтықты жылыту үшін диэтиленгликоль – жылу
С - 02В-дағы конденсат деңгейі оператор пенелінде тіркеледі және
Конденсат шығымын оператор пультында тіркеуші С-02В-дан конденсаттың шығу тізбегінде
Сулы метанол қоспасының деңгейі жергілікті орнатылған реттеуіш арқылы арнайы
Сулы метанол қоспасының деңгейін бақылау үшін пультта жоғарғы жәе
С - 02В-да қысымды бақылау үшін операторлық панельге сигнал
Сулы метанол қоспасы С - 03 және С -
С - 03 үш фазалы айырғыш сұйықтықты айырудың бірінші
Айырғышта конденсат деңгейін оператор пультына тіркеуші және жергілікті индикациялашы
Конденсат деңгейін бақылап отыру үшін жоғарғы және төменгі деңгейлерді
Берілген функция тізбегі ГКДҚ-сын іске қосу кезінде арнайы пернемен
Кондетсат шығымы шығымды оператор пультында тіркеуші алдында С –
С - 03 үш фазалы айырғышта сулы метанол қоспасының
Деңгейді бақылау үшін қосымша сигналды операторлық панельге беретін датчик
Айырғыштағы қысым операторлық панельде датчиктер арқылы беріледі. Апаттық сигнал
С – 03-тен және С – 02В айырғыштарынан сулыметанол
Конденсат С – 02В айырғышынан кейін С – 03
Е – 08-ден кейін конденсат температурасы Е – 08-ге
Конденсат қысымы жоғарылаған кезде коллектордағы ажыратқыш клапандар жабылады. Және
Конденсат шыққаннан кейін жалпы коллекторда конденсат өткізгіштік керек жағдайда
ТТА технологиялық тізбектреді тоқтату үшін оператор пультында барлық үш
Төрт технологиялық тізбектерді, басты сорапты станцияны, желдетілген газ компрессорларын
Газ өлшеу торабы
Газды өлшеу торабы техникалық сораптар бөлмесінен кейін оналасқан. Бөлме
Бақылау айырғышы
Қондырғы құрамында барлық технологиялық тізбек үшін жалпы ұңғы жұмыстарының
Бөлек коллектор және ауыспалы катушкалар көмегімен С – 401
Е – 401 жылуалмастырғышы алдында газ тізбегінде үш режимде
Е – 401-ге кірердегі және шығардағы температура термометрлермен қадағаланады.
Е -401-дегі қысым өзгерісі шекті шамадан асқан жағдайда оператор
Шығарылатын газ Е – 401-ден шығым реттеуші клапан арқылы
С -401-ден газ ағыны С – 101В айырғышының алдындағы
Факелдік жүйе
ГКДҚ-сы үшін жалпы болып факелдік жүйе табылады. Ол жоғарғы
Жоғарғы қысымды факел жүйесі G -701 жоғарғы қысым факелінен,
V – 701 жоғарғы қысымды факелді газ айырғышының құрамына:
1. Қорғаушы клапандардан:
С – 01А бірінші саты айырғышы (қысым 130 кг/см2-қа
С – 02А екінші саты айырғышы (қысым 82 кг/см2-қа
С – 03 үш фазалы айырғышы (қысым 82 кг/см2-қа
бақылау айырғышы (қысым 130 кг/см2-қа дейін)
2. Газдың шығу коллекторында редукциялаушы клапандардан;
3. КМБ-да тазаланған газдың коллекторын үрлеу үшін арналған жалғаушы
4. Факелді газ коллекторынан:
- V 701 сыйымдылығына тығыздаушы арматура арқылы кіру манифольдында
қоймаға тығыздаушы арматура арқылы кіріс манифольдында (қысым 82 кг/см2-қа
V – 701 айырғышында газдан тығыздаушы вентиь арқылы қоймаға
Факел астында және құбырларда жиналатын сұйықтық V – 625
Төменгі қысымды факелді жүйе құрамына:
- G – 702 төменгі қысымды факел;
- V – 702 төменгі қысымды факелді айырғыш;
- факелді жағу жүйесі;
Төменгі қысымды факел жүйесіне С – 601 айырғышынан, ППК-дан
Пайдалану кезінде белгілі уақыт мерзімінен кейін V – 702
Жылутасығышты жылыту жүйесі
Жылутасығыш ретінде диэтиленгликольдың (ДЭГ) 60%-тік ерітіндісі қолданылады. ДЭГ Е
ДЭГ құбырлық газ пештерінде және Р – 501-504 циркуляцияландырушы
Үш пештің бір уақытта жұмыс істеуі мүмкін, ал соңғысы
Әрбір қыздырғыш атмосферамен қарым-қатынас жасайтын V – 501-504 ұлғайтушы
Қондырғыны қосымша қамтамасыз ету үшін жер астында 20 м3
Жанармай газын дайындау жүйесі
Жанармай газын дайындау жүйесі Илек автоматты газайырғыш станциясынан
ГКДҚ-да жанармай газын котельныйда, ДЭГ-ті жылыту пештерінде, жоғарғы және
Жүйе екі бірдей технологиялық тізбектен тұрады. Төменде біреуінің сипаттамасы
Әрі қарай газ газдан сұйық және түйір қоспаларды айыруға
Аппаратқа кіру және шығудағы қысым өзгерісі дифференциалды манометрмен өлшенеді.
Әрі қарай жанармай газы арнайы клапанда газды редуциялағанда жоғалтылған
Е – 501А жылуалмастырғышында жылутасығыш ретінде жылуалмастырғыштың құбыр аралық
Газ температурасы Е – 501-ден шғарда жергілікті термометрмен өлшенеді,
Әрі қарай газ 2,0 – 3,0 МПа-дан 0,3 –
Айырғышта қысымның жоғарылауынан сақтау үшін С – 502-де қорғаушы
Дренажды жүйе
Дренажды жүйе құрамына Р – 625 жүктеуші сорабы бар
ТТА қондырғы жұмысы үрдісі кезінде барлық технологиялық аппараттардың, құбырлардың
Тұңған қабаттық су Р – 625 жүктеуші сорабы арқылы
V – 625-те жоғарғы және төменгі деңгейлер бойынша сигнал
1.14 Төртінші технологиялық тізбектің схемасының сипаттамасы
(Бас жобалушы ЮЖНИИГИПРОГАЗ мемлекеттік ғылыми – зерттеу және жобалау
Төртінші технологиялық тізбек пайдалануға 1989 жылы тапсырылды.
Бұл тізбектің басты мақсаты өндірісті өзіміздің қондырғыларды сынау болып
Кен орынның негізгі қасиеттері:
қабат газының құрамында көп мөлшерде коррозиялық – агрессивті және
ұңғы өнімінде сұйық көмірсутектердің (С5+ 1300 г/м3 дейін) болуы;
конденсат құрамында 7,5% дейін қату дәрежесі жоғары қатты парафиндердің
өнімді қабаттың өте тереңде жатуы (кровля 3500 – 3600,
Осы факторларды ескере отырып төртінші технологиялық тізбегінде және үш
ТТА әдісінің негізі болып газдың жоғары дәрежеде құрғатылуы болып
Төртінші технологиялық тізбектің жобаланған өнімділігі айырылған газ бойынша –
Қабат газы құрамында конденсаттың (С5+ жоғары көмірсутектер) қатынасы 1300
Қабат қысымының азаюынан ҚМГККО игерілуінің қарқыны азаюда. Сол себептен
Төртінші технологиялық тізбектің диаметрі 12 дюйм коллекторына келіп құятын
110 – 250 кг/см2 қысымды ұңғы өнімі диаметрі 12
Ұңғы өнімі коллектор арқылы ажыратқыш клапандан өтіп Е –
Жылыту 60%-тік диэтиленгликольдің (ДЭГ) судағы ерітіндісімен жүзеге асады. ДЭГ
Е – 409 жылуалмастырғышының температурасын және қысымын бақылау үшін
Е – 409 жылуалмастырғыштан кейін ұңғы өнімі дроссельдеу клпаны
Бірінші реттік айыру сатысы бірбірімен тізбектей қоылған үш айырғыштан
С – 401А және С – 401В айырғыштарын бақылау
Айырғышта қысым электроконтактті манометрмен бақыланады. Бұл манометрге қысымның жоғарғы
Бірінші реттік айырғыштан кейін газ Е 401А/В/С жылуалмастырғыштарынан өтеді.
С – 401С айырғышын бақылау үшін қысым манометрлері, термометрлер,
Е – 401А/В/С жылуалмастырғыштарындағы шикі және айырылған газдың температурасын
Е – 401С жылуалмастырғышынан кейін газ редуциялаушы клапанға бағытталып
Дроссельдеу клапанынан кейін негізгі ағынға С – 403А/В үш
С – 402А-да қысымды жергілікті бақылау манометрмен және оператор
С – 402А-дағы температура жергілікті термометрмен бақыланады және оператор
Айырылған газ С – 402А айыпғышынан Е – 401А/В/С
Е – 401А/В/С жылуалмастырғыштардың байпасында газ тізбегінде С –
Жылуалмастырғыштардың құбыр аралық кеңістігі арқылы өткенде бірінші саты газы
Газды өлшеу желісінен оператор панеліне келесі мағлұматтар тіркеледі:
газ шығымы датчигімен;
газ температурсы датчигімен;
газ қысымы датчигімен;
Өлшеу желісінен кейін айырылған газ Орынбор ГӨЗ-на тасымалданатын магистралды
Айырудың бірінші сатысында (С – 401А/В/С) бөлінген сұйықтық Е
Е – 405-те қысымдар өзгерісі максимал мәнді дифманометрімен оператор
Е – 405-тен шығардағы конденсат температурасы Е – 405-ке
С – 403А/В айырғышына конденсаттың кіру тізбегінде конденсат қысымын
Е – 405-тен кейін коллекторда қысымды бақылау операторлық панельде
Желдетлген газ үш фазалы айырғыштардан С – 402А айырғышына
С – 403А/В айырғыштарындағы қысым аппараттан дегазация газы шығу
Конденсат деңгейі оператор панелінде тіркейтін және жергілікті деңгей өлшегіштермен
Конденсат температурасы оператор панелінде тіркеуші термометрлермен бақыланады. С –
С – 402А айырғышынан сүйық фаза аппарат ішінде орнатылған
С – 402В-да қысым жергілікті манометрмен бақыланады. Температура оператор
Конденсат деңгейі арнайы деңгей өлшегішімен жергілікті бақыланады және көрсеткіштерді
Сулы метанол қоспасының деңгейі деңгей өлшегішпен бақыланады. Сулы метанол
С – 402В, С – 403А/В айырғыштарынан конденсат жалпы
Е – 408-де температура термометрлерімен бақыланып, жылу тасығыштың кіріс
Әрі қарай конденсат ажыратқыш клапан арқылы өтіп негізгі сорапты
1.15 Тік гравитациялық айырғыштың сұйық өткізу қабілетін есептеу
Айырғыштың сұйық (мұнай) өткізу қабілетін қадағалағанда негізгі мақсат сұйықпен
Жалпы алғанда сұйықпен ілесетін газ түйіршіктерінің шамасы мына үш
сұйықтың тұтқырлығы;
сепарациялық құбырдағы қысым;
сепаратордағы сұйықтың деңгейінің көтерілу жылдамдығы
Диаметрі Д=1,2м тік гравитациялық айырғышқа мұнай-газды қоспа құйылады.
Айырудың термодинамикалық жағдайы мынадай: P= 1,6МПа T= 293 0C
Мұнайдың көлемдік шығымы – qH= 180 т/тәулік, тығыздығы –ρH=
Табу керек: газ ағынындағы мұнай тамшыларының шөгу жылдамдығы, қондырғының
Термодинамикалық жағдайға байланысты газ тығыздығының өзгеруін табамыз.
ρг= ρ0*РТ0/Р0Т*1/z= 1,21*1,6*106*273/0,101325*106*293*1= 17,8 кг/м3
Мұндағы: ρ0 - газ тығыздығының стандарттық жағдайдағы мәні, кг/м3.
Cұйық түйіршіктерінің газ ағынында шығу жылдамдығы:
υr= dн2(ρж–ρг)g/18μг= (24*10-1)2*(850-17,8)*9,81/18*0,014= 0,000019 м/с
Газдың шығу ағынының жылдамдығын табамыз:
υr= υr/1,2= 0,000019/1,2= 0,000016 м/с
Газ өткізетін сепаратордың тәуліктегі өнімділігі:
V0= 86400 υr πD2
PT0 / 4P0T = 86400*0,000016*3,14*(1,2)2*1,6*106*273/4*0,101325*106*293*1=
230 м3/тәулік.
Мұнайдың айырғыш ішіндегі деңгейінің көтерілу жылдамдығы, ұңғыдан өндіретін
υH= qH / 86400ρ=180/86400*0,785(1,2)2= 0,00184 м/с
болып шығады.
Гравитациялық айырғышты есептегенде негізгі шарт болу керек, өйткені сұйықтың
υг= υжа= 0,00184*1,2= 0,002208 м/c
Стокс формуласы бойынша жоғарыдағы алған коэфициентпен
dг= √18 μH υг / (ρH-ρг) g= √18*11*10-3 *0,002208/
(1.7)
1.16 Кәсіпшіліктегі мұнай өткізгіш құбырларының гидравликалық есебі
Құбырлардың гидравликалық есебі төмендегі параметрлердің біреуін анықтауға арналған:
егер құбырдың бастапқы және соңғы геометриялық белгілері ∆z= zк-
соңғы қысым P2, құбырдың ұзындығы L, диаметрі Д, геометриялық
∆z, ∆P, L, ρжһһ √ж белгілі болғанда берілген Q
Ұзындығы L= 130 км рельефтегі өткізгіш құбыр арқылы QH
Мұнай өткізгіш құбырдың басы мен аяғындағы геодезиялық белгілер zН=
Табу керек: мұнай өткізетін құбырдың диаметрін, сораптың арынын (айдау
Алдымен – кестеден мұнайдың тұтқырлығына, айдау қысымына байланысты
Өткізу құбырынан өтетін мұнайдың қозғалу жылдамдығын
оның тұтқырлығы мен сору және айдау қысымына байланысты таңдау
1.3-кесте
Мұнайдың кинематикалық тұтқырлығы Ұсынатын жылдамдық, м/с
сорғанда айдағанда
0,010- 0,115
0,115- 0,277
0,277-0,725
0,725-1,460
1,460- 4,380
4,80- 8,770 1,5
1,3
1,2
1,1
1,0
0,8 2,5
2,0
1,5
1,2
1,1
1,0
Алынған υ жылдамдық бойынша мұнай өткізу құбырының диаметрін табамыз:
υ= QH / F= 4QH / 3600 πD2, бұдан
D = √4QH / 3600πD= √4*240 / 3600*3,14*1,2 =
Мемлекеттік стандарт (2.4-кесте) бойынша тапқан диаметрге жақын құбырдың сыртқы
DВН= DН - 2δ= 273 – 2*12 = 249
Ыстық күйінде бастырған лаксыз құбырдың МЕСТ 8732–78
бойынша кең тараған түрлері
1.4-кесте
Құбырдың сыртқы диаметрі, мм
Қабырғасының қалыңдығына байланысты 1м құбырдың теориялық массасы (кг)
10 мм 11 мм 12 мм
76
89
108
133
159
168
219
273
325
377
426 14,87
17,76
21,97
27,52
33,29
35,29
46,61
58,60
70,14
81,68
92,55 16,28
19,78
24,17
30,33
36,75
38,97
51,54
64,86
77,68
90,51
102,59 17,63
21,16
26,31
33,10
40,15
42,59
56,43
71,07
85,18
99,29
112,58
Таңдалған диаметр бойынша қозғалу жылдамдығын қайтадан есептейміз:
4 QH / 3600πD2= 4*240 / 3600*3,14* 0,2492 =
Рейнольдс санының көмегімен құбыр бойындағы сұйықтың қозғалысының тәртібін анықтаймыз:
R е= υ DВН / √ = 1,4*0,249 /
Рейнольдс саны Rе > 2300 болғандықтан құбырдағы сұйықтың қозғалысының
Λ = 0,3164 /4√Rе = 0,3164 / Rе0,25 =
Жоғарыда есептелген деректер бойынша орынның үйкелу әсерінен келуін табамыз:
hmp = λ L / DВН*υ2/2 д = 0,0439*130000
Геодезиялық белгілерді ескерсек,онда:
Hmp = hmp+ (zк-zН) = 2192+ (340-219) = 2313
Осы бойынша тасымалдау қысымын табамыз:
PН = ρжһһдНmp = 850*9,81*2313 = 19,3 МПс
Тасымалданатын мұнайдың мөлшері QH=240т/сағ. және қысымы PН= 19,3МПс болғанда
N = VжНmpρжһһд / 1000η,
Мұнда Vж – тасымалданатын сұйықтың көлемдік мөлшері, м2/с.
Массалы шығымды Qжһһ көлемдік шығымға аударамыз:
Vж = Qжһһ / ρжһһ = 240*103 / 3600*850
N = 0,078431*2313*850*9,81 / 1000*0,5 = 3025 квт
2 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 КПО б.в. компаниясының ұйымдастыру сипаттамалары
ҚМГККО кен орнын игергенде қолданылатын негізгі шаруашылық бірлігі мұнайгаз
2.2 Технологиялық есептеулер нәтижесі:
Ұсынылған есептеулер нәтижесінде келесі ақпараттар бар:
сұйық және газ өндіру профилдері, пішіндері
әрбір объектідегі қабат қысымы
өндіруді объект арасында бөлу
қысымджы және қаныққандықтың бөлінуін қоса, қабат жүйесінің картасы.
2.3 Өндіру пішіндері
Келісім кезеңінде өндіру пішіні, П-26.1, П-29.1 суреттерде және кен
Көмірсутектерді өндіру коэффициентері
2.2.1-кесте
Вариант Сипаттамасы Келісім кезеңі Толық өмір
сұйық, т. % газ % сұйық т. % газ
1 2 объектіге 40% айдау 27,3 39,6 31,2 67,4
2 2 объектіге 60% айдау 30,6 31,0 36,2 61,8
3 3 объектіге 100% айдау 35,1 9,7 - -
4 2 объектіге 40% айдау + 3 объектіге қалған
5 2 объектіге 40% айдау + 3 объектіге байытылған
6 3 объектіге 60% айдау + 3 объектіге байытылған
7 Табиғи сарқылы 19,8 43,0 - -
8 2 объектгіе 40% айдау + 3 объектіге 10%
2.4 Қабат қысымдары
Симуляция нәтижелері бойынша алынған объектілердегі қабат қысымдары, екі бастапқы
2.5 Өндіруді объектілер арасында бөлу
Жоғарыда TRAK опциясы көмегімен, өдірілген сұйықтар мен газдар I,
Бақылау кезеңіндегі алу коэффициенттері
2.5.1-кесте
Вариант Бақылау кезеңі
Көлемдегі сұйық, % Газ %
1+П 1 2 3
1 28,7 34,8 27,4 37,3 18,0 39,6
2 31,8 38,6 27,6 42,4 20,0 31,0
3 36,2 43,1 27,1 48,6 24,2 9,7
4 36,6 40,5 24,3 46,0 29,9 9,7
5 34,0 40,0 24,4 45,3 23,7 26,3
6 35,6 41,8 28,7 46,3 24,7 17,5
7 20,6 23,3 19,0 24,7 15,8 43,0
8 28,9 34,7 27,3 37,3 18,8 38,9
Игерудің барлық уақытындағы алу коэффициенті
2.5.2-кесте
Вариант Бақылау кезеңі
Көлемдегі сұйық, % Газ %
1+П 1 2 3
1 34,9 42,0 35,9 45,8 20,5 67,4
2 37,8 44,1 35,9 50,2 22,5 61,7
Варианттарды бейнелеп жазу.
Ұсынылған сегіз вариатта (1997-2037) келісім кезеңі қаралады; олардың екеуі
Осы бөлімде әрбіріне жүргізіледі %
Маркетинг және өндіруді шктеудің негізгі бастапқы жағдайы
50-85-ші қосымшаларда ұсыылға, жоғарыда айтылға айтылған варианттардың әрбірі үшін
Бұл карталар екі категорияға бөлінеді:
3-В қималары (28,59 үлгілер қатары бойыша)
1/2004 және 1/2038 жылдарға қабат қысымы
1/1999 және 1/2038 жылдарға флюндтердің қаныққандығы
4,8,12,13,16 геологиялық қабаттар картасы
1/1999 және 1/2038 жылдарға қабат қысымы
1/1999 және 1/2038 жылдарға флюндтердің қаныққандығы
1 вариант (40 % газ айдау)
Маркетингілік ұсыныстардың негізгі бастапқы берілгедері:
Газ.
- газдың максималды өндіру = 27.5 млрд. ст. м3/жыл.
- 16 әрекеттегі аударылған, айдау ұңғымаларын қолданумен, бастапқы көлемі
газ жоспары 01.2005 жылдан басталады, газды сату
газды сатудың басқа рыноктары. ОГӨ және Орал облысы.
Мұнай/конденсат.
максималды газ өндіру=27,5 млн.тон/жыл.
КҚК-ы 12.2001 жылдан бастап жұмыс жасайды, 7 млн тон/жыл.
ОГӨ: 4 млн. тон/жыл.
Қосымша сұйық самараға немеск кен орынның өзіндегі кіші мұнай
Коллекторды игеруге негізгі ұсыныстар:
кен орнында мұнай ұңғымаларын өндіруді приоритизациалау жолымен ГФ-ң көрсеткішін
I және II объектілер ұңғымаларынан газ өндіруді шектеумен 2005
Ішкі газдың айналуы жән қабат қысымын жартылай ұстап тұру
Келісім кезеңінің соңғы жылдары (2007 жыл) газды сату үстінен
II және I объектілерде өндіруді шектей отырып 2005 жылға
1 варианттағыдай, айдау ұңғымалары жоқ капжөндеу графигі. Барлық өндірілген
Жағдай картасын талдау келесіні көрсетеді:
игерудің 40 жылынан кейін коллекторлардың жалпы сарқылуы ( коллектордағы
тік құрғау себебінен, сұйықтың көп бөлігі коллектордың төменгі бөлігінде,
газ қалпағының кейбір учаскелерінде (40-70%) жоғарғы қаныққан сұйықтың болуына
мұнай жиегінің үлкен бөлігінде газдың жоғары қанығуы;
мұнай жиегіне онша көп мес судың ағуы.
(II объектіге 30 % газ айдау + III объектіге
Маркетингілік ұсыныстардың негізгі бастапқы берілгендері:
газды максималды өндіру=27,5 млрд. ст. м3/жыл.
16 әрекеттегі айдау ұңғымаларына ауыстырылған ұңғымаларды қолданумен, бастапқы қабылдауы
Газ жобасы 01.2005 жылдан басталады; газдың сатылуы 4-14.4 млрд.
газды сатудың басқа рыноктары. ОГӨ және Орал облысы.
Мұнай/конденсат.
максималды газ өндіру=27,5 млн.тон/жыл.
КҚК-ы 12.2001 жылдан бастап жұмыс жасайды, 7 млн тон/жыл.
ОГӨ: 4 млн. тон/жыл.
Қосымша сұйық самараға немеск кен орынның өзіндегі кіші мұнай
Коллекторды игеруге негізгі ұсыныстар:
кен орнында мұнай ұңғымаларын өндіруді приоритизациалау жолымен ГФ-ң көрсеткішін
I және II объектілер ұңғымаларынан газ өндіруді шектеумен 2005
Ішкі газдың айналуы жән қабат қысымын жартылай ұстап тұру
Келісім кезеңінің соңғы жылдары (2007 жыл) газды сату үстінен
II және I объектілерде өндіруді шектей отырып 2005 жылға
2.6 Өндіру коэффициентінің есептелген шамасын талдау
Белгіленген пайдалану объктілері бойынша кен орынды игерудің есептеу варианттары
Барлық қаралған есептеу варианттары бойынша еркін газдың, конденсаттың, мұнайдың
Базалық вариант ретінде , арттыру бойынша шамаларды қолданбай, қазіргі
Жалпы кен орны бойынша (20,6%), сондай-ақ ьарлық үш объектісі
Қабат қысымын ұстау бойынша қаралған барлық есептеу варианттары базалықпен
Айырылған газдың 40%-н карбонның жоғарғы бөлігіне айдаудың технологиясын қалған
Айырылған газдың 40 және 60 карбонның жоғарғы бөлігіне айдауды
8-ші вариант 1-ші варианттың түрленуі болып табылады, ол еікнші
Осылайша, қабат қысымын ұстаумен барлық варианттар кері айдау процентінен
Игерудің базалық варианты үшін (7-ші вариант) кен орын бойынша
2.7 Экономикалық есептеулермен ұсынылған варианттарды талдау нәтижелері
Игерудің технолгиялық үлгілері шеңберінде жоғарыда айтылған 40 жылға тең
Табиғи сарқылуға игеру есебі Қарашығанақ кен орны үшін төмен
1-ші вариант - 2-ші объектіге шикі газдың 40%-н кері
2-ші вариант - 2-ші объектіге шикі газдың 60%-н кері
3-ші вариант - 2-ші объектіге шикі газдың 100%-н кері
4-ші вариант - 2-ші объектіге шикі газдың 40%-н кері
8-ші вариант - 2-ші объектіге шикі газдың 30%-н кері
Өндірілген өнімді кәсіпшілік ішінде дайындау нәтижесінде сатуға келесі өнім
Орынбор қалаына газ (күкіртті);
жергілікті рынокқа газ (тазартылған);
газдық бағдарламаны, газды күкірттен тазартуды және экпорттау газқұбырының құрылысын,
кіші МӨЗ-на тұрақсыздандырылған сұйық;
Орынбордан тұрақтандырылған сұйық;
-КТК арқылы тұрақтандырылған сұйық;
2-ші маршрут бойынша тұрақтандырылған сұйық; (Самараға).
Кәсіпшілікте мұнайгазконденсат қоспасының бірге жинау жүйесін жүзеге асыру жеткілікті
2.2.1 және 2.2.2 кестелерінде барлық варианттар бойынша негізгі технико
40%-і айдау варианты басқа қалған варианттармен салыстырғанда есептеу бағаларында
60%, 100% айдау варианттары, сондай-ақ байытылған газды айдау және
иелік етуші компанияның шығыны ;
иелік етуші компанияның нақты ақша ағымдары;
Қазақстан Республикасының нақты ақша ағымдары;
Ал 2.2.4 суретте ұсынылған вариант бойынша келісім кезеңінде ақшалай
2-ші объектіге 40% өндірілетін газды айдау варианты ҰМК өкілдерінің
40% өндірілетін газды 2-ші объектіге айдау варианты ОСРП-ның бекітілген
КИО және НИПИгазнефть экономикалық тұрғыдан тиімді вариант ретінде 40%
Игеру варианттары бойынша негізгі техника-экономикалық көрсеткіштерді салыстыру. 40% айдау
2.7.1-кесте
Көрсеткіштердің аталуы Варианттар 1 2 3 4 8 1
Өлшем бірлігі
Барлық шикі газды өндіру млрд. м3 858,5 910,1 893,7
Шикі газды айдау млрд. м3 383,6 548,9 806,4 775,9
Газ сату көлемі (шикі түрде) млрд. м3 413,9 297,4
Соның ішінде Орынборға млрд. м3 59,5 58,0 18,2 16,8
Қазақстан Республикасы млрд. м3 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7
Өз қажеттіліктеріне қолданылған газ көлемі млрд. м3 350,7 235,8
млрд. м3 61,0 63,8 64,0 62,8 60,7 100,0% 104,6%
Эквивалент тоннамен шикі мұнай өндіру млн. экв. тонн 665,9
Мұнай экв-т тоннада мұнайгаз қоспа өндіру млн. тонн
Барлық сұйық көмірсутектерді өндіру млн.экв.тонн 992,0 1074,5 1120,8
Тұрақсыз конденсатты сату қортындысы млн. тонн 292,5 330,7
Соның ішінде Орынборға млн.тонн 68,9 58,0 13,0 13,0 57,3
Кіші МӨЗ млн. тонн 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6
КТК арқылы млн. тонн 196,0 220,4 246,3 245,9 199,6
2.7.1-кестенің жалғасы
Трансмұнай арқылы млн. тонн 13,0 37,7 109,9 115,5
Эквивалент тоннада өнімді сатудың көлемі млн.экв.тонн 613,5 561,4 401,9
Жалпы көлемде сату меншікті үлесі;
Конденсат % 47,7
% 58,9
% 95,5
% 96,1
% 48,6
%
Газ % 52,3
% 41,1
% 4,5
% 3,9
% 51,4
%
Нақты бағада қаржылай салымдардың құны млн. дол 5855,2 6149,6
Нақты бағада пайдалану шығындары млн. дол 6505,8 6694,4
1 т мұнай экв-тін жалпы өндіруге меншікті күрделі салымдар
1 т мұнай экв-тін жалпы өндірудің өзіндік құны дол/
1 т мұнай экв-тін жалпы өндіруге қосымша шығындар дол/
Ескерту: 1 эквивалент тонна = 1,199 м3 тазартылған =
Игеру варианттары бойынша негізгі экономикалық көрсеткіштерді салыстыру
2.7.2-кесте
Көрсеткіштер аталуы Өлшем бірлігі Келісім кезеңінің барлық кезеңіне (1992
Болжанған бағада (инфляцияны ескеріп) Нақты бағада (инфляцияны ескермей)
40% газ айдау варианты 60% газ айдау варианты 100%
Жоба бойынша жалпы
Нақты ақшалар ағынының қатынасы NPV/PV
Capex 1,07 0,90 0,63 0,94 0,5 1,07 0,90 0,63
Ақшалай мүмкіндіктердің номиналды техникалық ағыны млн.дол. 31764 34474 31654
Таза келтірілген құн (NPV)-(*) млн.дол. 4258 3775 2917 3941
Табыстың ішкі нормасы (IRR) % 20,12% 18,55% 16,58% 18,92%
Қайтарылуы Жыл 2008 2009 2009 2009 2010
Компания альянсы нәтижелері
Нақты ақшалар ағынының қатынасы NPV/PV
Capex 0,23 0,15 0,02 0,17 -0,06 0,23 0,15 0,02
Ақшалай мүмкіндіктердің номиналды техникалық ағыны млн.дол. 14971 16642 16162
Таза келтірілген құн (NPV)-(*) млн.дол. 923 629 73 704
Табыстың ішкі нормасы (IRR) % 12,35% 11,49% 10,16% 11,69%
Қайтарылуы Жыл 2010 2012 2013 2011 2014
Қазақстан Республикасының нәтижелері
Ақшалай мүмкіндіктердің номиналды техникалық ағыны млн.дол. 16793 17832 15493
Таза келтірілген құн (NPV)-(*) млн.дол. 3334 3146 2844 3236
ҚР нақты бөлінетін үлес %
54,94% 54,06% 52,72% 54,26% 52,24%
(*) – 30.06.99 жылға дисконттау.
2.8 Кен орынды игерудің экономикалық үлгісі
2.8.1 Жалпы жағдай
Берілген бұл бөлімде бөліктерге 40% газды кері айдау вариантының
Есептеу инфляцияны ескеріп ағымдағы құнда, сондай-ақ инфляцияны ескермей есептеу
Игерудің тиімділігі келесі кезеңдермен бағаланады:
а) 1992 – 2037 жылдар - Өнімді бөлу туралы
ә) 1998 – 2037 жылдар - 40жылға тең келісім
б) 1992 – 1084 жылдар - Игерудің барлық мерзіміне;
2.6.1 кестесінде өнімді бөлу принциптері туралы ақырғы келісімде орын
Берілген жобада Қарашығанақ кен орнының үш объектісінің игерілуі қаралады.
Игеруді бір мұнай қабатынан өндіру аяқталғаннан кейін, жоғарғы жатқан
Мұнай жиегі, барлық кен орындар сияқты тік және көлбеу
Кен орынды игеру қабат қысымын ұстап тұру және өнімді
ӨБК келісім шарттарының негізгі көрсеткіштері
2.8.1-кесте
Табысты мұнайгаз шикізаты құны арқылы қайтару Жұмсалған Қайтарылған
ӨБК бойынша шығындар
1995 28,2 5,3
1996 76,5 18,2
1997 60,7 17,6
ӨБК бойынша қайтарылған шығындарға өсулер
7,0%
Либор ставкасы
6,0%
Өткен жылдар шығыны (ҚР Аудит жүргізгеннен кейін қабылданады)
K/EEIG млн.$ 74,4
AGIP/BG млн.$ 70
JDT млн.$ 10
Барлығы: млн.$ 154,7
Ішкі шығындарды қосқанда (АВТ itemal costs) (0-жоқ, 1-ия) 0
Ішкі шығындарды қосқанда K/EEIG COSTS (0-жоқ, 1-ия) 1
Ішкі шығындарды қосқанда JDТ
ӨБК - бонустары
млн.$
Бонустың бірінші төлемі 19992,50 50
ӨБК бонусы 1995,25 75
Тиімді мерзім (ӨБК-ға кіру үшін) 1998 225
Ақырғы құны 2001,75 50
2002,75 50
2003,75 50
ӨБК - шығындарды қайтару
ҚМГШ шекті құны (таза табыс %-нен)
60%
Аз уақытта шығындарды қайтару
Қайтарылмаған шығындарға өсімдер
Барлығы 9%
Сыйлық 3%
Аплифт
Либор 6%
ӨБК - табысты бөлу
1992 жыл терминінде ВНП
Макрос таңдауы/қолмен енгізу
Компания
Республика
База Мақсат База Мақсат
0,00% 10,00% 45,00% 55,00%
10,00% 15,00% 55,00% 65,00%
15,00% 20,00% 65,00% 80,00%
20,00% 25,00% 80,00% 100,00%
Қолмен есептеу
-5 80,00%
50,00%
5,00% 20,00%
Қайтарылуға дейін %
Компания 20% ВНП-ден жоғары %
Инфляция және дефляция екпіні
1998 жылға дейінгі шығындары (% жылына) 3,0%
Күрделі және пайдалану шығындары (% жылына) 2,5%
2.7.1-кестенің жалғасы
Газ бағасының инфляциясы (% жылына) 2,5%
Сұйық бағасының инфляциясы (% жылына) 2,5%
Жоба дефляциясының екпіні (% жылына) Шығындар секілді
Шығындар инфляциясының бірінші кезеңі (1-ге тең болғанда) 1997
Баға инфляциясының бірінші кезеңі (1-ге тең болғанда) 1999
Жоба басталуы 1992
Салықтар
Қолдаушыларға төленетін салық 30,0%
ҚҚС ставкасы, % 20,0%
ҚР және РФ опер.,
Жиналатын ҚҚС-ның % қаржылай салымдары 50,0%
Жиналатын ҚҚС-ның % пайдалану шығындары 50,0%
Салықтар арқылы ҚҚС есепке алу (шешілген)
Жылдық қор (таза тбысқа) 0,5%
Болашақ ҚҚС арқылы ҚҚС есепке алу (0-ия, 1-жоқ) 0
Салық төленгеннен кейін мұнайдан түскен табыс арқылы ҚҚС есепке
Кедендік төлемдер ставкасы
% түсетін қаржылай салымдар Қаржылай салым дарда есептеу
% тісетін пайдалану шығындары 0
Дисконт ставкасы 10,0
Негізгі шығындар
Млн. доллар жылына 2
Жылдар саны 40
Әлеуметтік шығындар, млн доллар жылына
Млн. доллар жылына 10
Жылдар саны 40
Ескертулер
Құбыр желісі к/о – Ү. Шаған ӨБК-ға кіреді.
Газ құбыр желісі ӨБК-ға кірмейді.
ГӨЗ ӨБК-ға кірмейді.
Квартал сайын төлемдер 2012
Өндіріс көлемі бойынша өнімнің тізімімен сипаттамасы
2.8.2-кесте
Өнімнің аталуы Өндіру бастал- ған жыл Өндіру дің бі-
малды өндіру көлемі Өндірудің жалпы мерзімі Өндірудің келісім кезеңінде
Орынбор қаласына шикі газ, млрд. м3 1998 2,9 2004
Жергілікті рынокқа тазартылған газ, млрд. м3 2001 0,1 2001
2.8.2-кестенің жалғасы
Қазақстан Республикасына шикі газ, млрд. м3 2005 2,3 2024
Газ айдау, млрд. м3 2001 1,3 2009 11,0 2001-2035
Кіші МӨЗ-на тұрақтандырылған сұйық, млн. т. 1999 0,4 1999
Орынбор қаласынан тұрақтандырылған сұйық, млн. т. 1998 1,8 2005
КТК арқылы тұрақтандырылған сұйық, млн. т. 2002 6,0 2005
Самара – Балтика, 2-ші маршруты арқылы тұрақтандырылған сұйық, млн.
Кен орынның дамуы этап бойынша болады, олар келесі этаптарға
Этаппен өндіру көлемі жылына 12 млн.т сұйық көмірсутектер өндіру
6 млн.т көлемінде тұрақтандырылған сұйық КТК арқылы 2002 жылдың
Бастапқы этапта сұйық көмірсутектерді өндіру көлемі жүзеге асырылуы, сатылуы
Сұйық көмірсутектерді өндіруде КТК жіне кіші МӨЗ-на жеткізу приоритетті
Өндірілетін газ келесілер үшін қолданылады:
Орынборда бар қуаттылықты жүктеу және өңделген газды кері Қазақстан
жергілікті тұтынушыларды 2001 жылдан бастап қаралатын кезеңнің соңына дейін
«Газ жобасын» жүзеге асырумен Қазақстанның ішкі рыногымен қамтамасыз ету.
газдың бір бөлігі өз қажеттіліктеріне қолданылады, жеке алғанда: қажеттілктерді
МГК сатылатын көлемінің динамикасымен бағыты 2.6.3 кестеде келтірілген. 2.6.1.
2.9 Жобаны жүзеге асырудың тиімділік көрсеткіштері
Жоба тиімділігі – дүниежүзілік тәжірибеде қабылданған Қазақстан Республикасының ұйымдарының
Жобаны бағалау үшін келесі тиімділіктің негізгі көрсеткіштері қолданған:
таза табыс (табыстан тәуелсіз, салықтық төлемдерсіз жаңа табыс);
нақты ақшалар ағымы (компанияның жылдық нақты ақшалар ағымы алынған
Жылдық жалпы табыстың жиынтық шамасы Қазақстан Республикасымен альянс арасындағы
нақты ақшалардың дисконтталған ағымы (таза келтірілген құн);
(NPV) дисконт номері 10%-ке тең болғанда;
күрделі салымдардың қайтарылу уақыты (осы жобалар есебінен түскен табстармен
пайданың ішкі нормасы немесе күрделі салымдардың қайтарылуының ішкі нормасы
кен орынды игерудің шекті мерзімі – таза табыстың теріс
максималды қаржылық тәуекел (МКТ) – мкасималды теріс ақша ағынының
шығындар бойынша меншікті шығындар;
Бағалау көрсеткіштері жүйесіне келесілер енгізілген:
кен орынды меңгеруге күрделі салымдар;
мұнайды, газды, конденсатты өндіруге пайдалану шығындары;
Қазақстан Республикасымен компаниялар альянсы арасыда алынғанөнімді үлестіру.
Тиімділікті есептеу 40 жыл (19982037ж.ж,) келісім мерзіміне, сондай-ақ 1992
Табысқа байланысты төленетін салықтарға дейінгі компания үшін нақты ақша
2.10 Блокты шоғырланған сорап станциясын пайдаланудың экономикалық тиімділігін есептеу
Әрбір кіргізілетін жаңа шараларды енгізу оны жүргізуге керекті шығындардан
Қарашығанақ кен орны бойынша 2002 жылғы пайдалану шығындарын есептеу.
1) газды конденсат өндіру
Q=N*q*365*n
мұндағы: N - ұңғы қоры, 40
q – 1 ұңғының тәуліктік шығымы 5,7 т/тәу;
n – ұңғының пайдалану коэффициенті, 0,89;
Q1=40*5.7*365*0.89=181353,9 т/жыл
2) негізгі қорлардың амортизациясы
Ша=Ск*NА*N/100
мұндағы: Ск – ұңғының қалдық бағасы,
Ск=Б- (Б*NА*Т)/100,
Б-бастапқы баға, 755199$
NA-жылдық амортизациялық норма, 6,7%;
Т = жыл, 8;
N = өндіру скв. қоры, 40;
Ск = 755199 $;
350412,3$ = 50809783,5 тг.;
ША = $;
Қабатқа газ айдауға блокты шоғырланған сорапты станциясы алынды.
БШСС бағасы - 385124$;
ША = $;
ШАжалпы = 5129024,98$; = 743708622,1 тг.
3) жылдық еңбек ақы қоры
Барлығы – 200 адам,
20 – ИТҚ,
180 - жұмысшы
ЕАҚ=min жалақы*Ткоэф*Кқос*Кгер*Кауд*N*n;
мұндағы: min жалақы – 4200теңге;
Ткоэф – тарифтік коэффициент;
ИТҚ – 8,53;
Жұм – 5,95;
Кқос – қосымша жалақы;
ИТҚ – 1,50;
Жұм – 1,25;
Ктер – территориалды коэффициент – 1,1;
Кауд – аудандық коэффициент – 1,14:
n – айлар саны;
N – жұмысшылар саны.
ЕАҚитқ=4200*8,53*1,50*1,1*1,14*20*12=13416128,67 тг.
ЕАҚжұм=4200*5,95*1,25*1,1*1,14*180*12=70186956,84 тг.
ЖЕАҚ=ЕАҚитқ+ЕАҚжұм=83603085,51 тг.
ЖЕАҚ – долларға айналдырғанда – 576573 $;
4) әлеуметтік төлемдер, ҚР 26% және 10% зейнетақы қорына,
барлығы 36%;
ӘТ=ЖЕАҚ*0,36=576573*0,36=207566,28 $.
` 207566,28 $ = 30097110.6 тг.
5) энергия шығындары:
Шэ=Qc*См*Ц:
мұндағы: Qc – айдалған газ көлемі,
См – 1 т мұнайды өндіру үшін кеткен энергиялық
Ц – 1 кВт/сағ құны 0,035 $ = 3403117,375
6) басқа да шығындар, ЕАҚ-дан 25%;
Шп=ЕАҚ*0,25=576573*0,25=144143 $ = 20900735 тг.
7) мұнай және газды жинау және дайындауға кететін шығын:
Сжд=Сжд’*Qc;
мұндағы: Сжд’ – 1 т мұнайға келетін шығын, 4,09$;
Qс – 1жылдық сұйық өндіру, 13685 т.
Сжд =4,09*13685=55971,65 $ = 815889,25 тг;
8) қабатқа жасанды әсер ету шығыны:
қабат газын қолданады, 1 м3 = 0,26 $;
1$ = 149 тг.
қабат қысымын ұстау үшін (ҚҚҰ) жұмсалатын шығын:
СҚҚҰ = СҚҚҰ’*Nайд;
мұндағы: СҚҚҰ’ – 1 айдау ұңғысына кететін газ көлемі,
Nайд – айдау ұңғы саны – 80;
СҚҚҰ’=72602*0.26=18876.52 $;
С= СҚҚҰ’*Nайд=18876,52*80=1510101,6 $ = 218964732 тг.
9) күнделікті жөндеу шығыны. Негізгі қордан 1,2% құрайды.
Жалпы өндірістік қор (ЖӨҚ).
ЖӨҚ = 350412,3*210+385124,3*3 = 74741955*0,012 = 896903,46 $ =
10) жалпы өдірістік шығын (ЖӨШ):
Жалпы өнімге кеткен шығындардың барлығын қосамыз.
ЖӨШ=8542773,745 $ = 1238847193 тг
11) өндірістік емес шығын:
ӨЕШ-ЖӨШ-тан 12% құрайды.
Шөе=Шжө*0,12=8543773,745*0,12=1025252,849$ = 148661663,1 тг.
Жалпы пайдалану шығыны:
Шөе+Шжө=9569026,594$ = 1387508856 тг.
Өзіндік құнын есептеу
Өзіндік құн – 1 т мұнай өндіруге келетін шығын.
С=Спайд/Q;
мұндағы: Спайд – жалпы пайдалану шығын, 956026,594 $;
Q - өндірілген мұнай, 181353,9 т/жыл.
С=9569026,594 / 181353,9 = 52,76 $ = 7650,2 тг.
Пайданы есептеу:
Пайда=Q*(Ц-с)=181353,9*(98-52,76) = 8204450,436$;
8204450,436 $ = 89645313 тг.
мұндағы: Q - өндірілген мұнай көлемі.
Ц – 1 т мұнайдың бағасы.
С – 1 т мұнайдың өзіндік құны.
Пайдадан 30% - табыс салығы құралады.
8204450,436*0,3=2461335,131 $;
2461335,131 $ = 356893594 тг.
Таза пайданы есептеу:
Таза пайда = 8204450,436-2461335,131 = 5743115,305 $;
5743115,305 $ = 832751719,2 тг.
3 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ
3.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды
факторларды талдау
Бірінші кезекте зиянды қосылыстардың таралуы немесе тотығуы секілді қауіпті
Қазігі таңда Қарашығанақ газ өндіру комплексі әртүрлі зиянды заттармен
3.2 Қорғаныс шаралары
3.2.1 Өндірістік санитария
Қауіпті әрі зиянды заттармен байланысты жұмыстарда және ыңғайсыз өндірістік
Өндірістік объектілерде қауіпті санитарлы нормадағы персоналға қызмет көрсететін санитарлы
Өндірістік орындар жылумен, вентеляциямен СН 245 -71; СН 433
Санузелдер санитарлық нормаға сай болуы қажет. Кәсіпорындағы әрбір жұмысшы
Қызмет көрсетуші персонал «Тегін беру норма тізіміне» сәйкес жазғы
Жұмыстары зиянды еңбек шарттарымен байланысты жұмысшы және қызметкерлер тегін
Топтамалы өлшеу қондырғылары мен мұнай дайындау пунктерінде негізгі шу
Шу мен вибрацияға қарсы күресу үшін қорғану шаралары қарастырылады.
Топтамалы өлшеу қондырғыларында, оларды жөндеу кезінде газдан қорғану үшін
Топтамалы өлшеу құралдары территориясында прожектор түріндегі жасанды жарықтандыру, ал
Өндірісте оператор арнайы бөлмелермен қамтамасыз етіледі, яғни демалыс, шешіну,
Жұмыс жүргізу кезінде жұмысшылар арнайы киімдермен, яғни жазда –
Жеделдету түрлерін таңдап алу
3.2-кесте
Тұрғын орын аты Жалпы көлемі, м3 Бөлмедегі адам саны
Тұрғын бөлме 30 18 1,7 Жасанды (кондиционер)
Асхана 75 18 4,1 Жасанды (кондиционер)
Қызыл бұрыш 75 12 6,3 Табиғи
Жуыну орыны 30 6 5 Жасанды (кондиционер)
Кестеден көріп отырғанымыздай, адам басына келетін тұрғын орынның меншікті
Диплом жобамен анықталған объектіде скважинаның тиімді жұмысын қамтамасыз етуде,
3.2.2 Қауіпсіздік техникасы
Толық технологиялық үрдістер герметизациясымен бірге технологиялық үрдістермен операциялардың комплексті
Барлық объектілерде ауадағы күкіртсутек және көмірсутектің құрамын анықтайтын бақылау
Реагенттерді сақтау, қабылдау және тұтынуға беру секілді операцияларды орындау
Реагенттерді тараларда сақтау кезінді оларды жылу берілмейтін жабық орындар
Уақытша электрожелілер орнату және эксплуатациясы ереже бойынша жіберілмейді. Құрылыс
Жарылғышқауіпті орындарда жұмыс істеген кезде 12 вольт кернеуден аспайтын
Электрқұрылғыларды қолдану кезінде тиым салынғандар:
қорғаныс электроизоляциялық қасиеттерін жоғалтқан, изоляциясы зақымданған кабель және сымдарды
отқа қарсы подставкасыз электрожылыту приборларын қолдануға, сонымен бірге оларды
мекемені жылыту үшін стандартты емес электр пештерді немесе осы
кернеулі электро проводкаларды және ұшы изоляцияланған кабельдерді қалдыру;
зақымданған розеткаларды, жарық беру қораптарды, рубильниктерді және басқа да
Қорғалған жапқыш арнайы коррозия ингибиторлары және басқа да технологиялық
Қондырғылардың және құбырлардың коррозиондық күйін бақылау қарастырылуда.
Өндірістік үрдістерді автоматтандырудың жоғарғы деңгейі қаралуда, ол төмендегілерді қамтамасыз
ықтимал авариалық жағдайлар кезінде жіберілетін мәндерден технологиялық параметрлердің сөнгендігі
қауіпті қысым көтерілу кезінде өнімнің бір бөлігін утилизация жүйесіне
қондырғы және құрылыс игерілуі уақытында, аппарат және агрегаттардың жанында
Бақылау жүйесі және басқарудың жұмыс күйінің жоғарғы сенімділігін қамтамасыз
Тербелмелі-станоктарда кривошипті-шатун механизмі айналатындығынан бөліп тұрған қондырғы мен қосқыш
Жөндеу жұмыстары жүрген кезде тербелмелі станоктың кривошипті шатунды механизмі
Топтамалы өлшегіш қондырғыларында және де мұнай дайындау пункттері жабдықтарының
Объектілердегі қондырғылардың қауіпсіз және қиыншылықсыз пайдалануға және жөндеу жұмыстарын
Аппараттардың, құбырлардың ыстық беттері, іштен жану қозғалтқыштарының шығару құбырлары
Тісті немесе шынжырлы берілістер толық металды, яғни жинақталушы және
Жұмысшының 0,75 метр биіктікке көтерілуі керек объектілерде басқыштармен, ал,
Электрмен жабдықталу кезінде қауіпсіздікті көтеру бойынша келесі шаралар
- Уақытылы тексерулер жүргізу;
- Жабдықтарды дер кезінде алып келу;
- ЖҚҚ-ды қарастыру (жеке қорғану құралы).
3.2.3 Өрттік қауіпсіздік
Өрттің алдын алу үшін өнеркәсіптік процестердің мінездемесін өрттен сақтану
Өрт бетін қайтару үшін скважина ішінде жиналған газды ыдырату
Өндірістік ғимараттарда, топтамасы өлшеу қондырғыларының және мұнай дайындау пункттерінің
Топтамалы өлшеу қондырығысы жүйесінің объектілерінде, лабораториялармен, әкімшіліктік ғимараттарда әрбір
Өрт сөндіру командасы – 24 адам, 3 әскери машина,
Мұнай-газ өндіру басқармасының жанынан 170 адамдық ерікті халық жасағы
Ұлғаю температурасы 120ºС-ге дейін болатын мұнай және мұнай өнімдері
Өндірісте өрт таралуынан қорғану үшін, ұзындығы 0,25 метрден аз
Мұнай құбырлары жол қиылыстарында жерге көмілген жабық түрде келеді,
Объектідегі өртке қарсы режимді сақтау, оны өшіру үшін -
б) Өндіріс қандай категорияға жатады: А және Б категориясына
в) Өрт кезінде адамдар тасымалын қалай жүзеге асады?
Әрбір ілім өрт кезіндегі адамдардың қауіпсіз тасымалдануын қамтамасыз етуді
а) Бірінші қабат бөлмесінен далаға;
б) Басқа қабаттар бөлмелерінен далаға шығар жері бар саты
в) Бөлмелерден көрші бөлмелерге;
г) Өрт сөндіру, сумен жабдықтау, өртке қарсы дабыл, байланыс
Өндірістік көмекші обьектілердің өртке қаупсіздігін және авариялық жағдайды болдырмау
Технологиялық үрдістің істен шығуын және авариялық жағдайдың болдырмауын, сонымен
Жарылудың және өртің таралмауын, қызмет көрсетуші персоналдың қауіпсіз эвакуациясын,
Өртті сөндіру және таралмауын қадағалау үшін арнайы жағдайлар жасау.
Шетелдік және отандық пайдалану тәжірибелеріне сүйене отырып, технологиялық
Жарылу қауіпі бар зоналарда электр қондырғыларды пайдалану кезінде
Барлық кәсіпорынның құрлыстарына мекмелеріне өртсөндіргіш машиналардың оңай кіріп
Кәсіпорын алаңы бойынша темекі шегу үшін арнайы орындар болуы
КПО б. в. аймағында және барлық мекемелерде өрт қаупті
Қарашығанақ кен орнындағы ұңғы өнімдерінің қауіпсіздік категориялары
3.1-кесте
Орындар немесе қондырғы-лардың ашық алаңдағы атауы Көрсетілген орын немесе
1 2 3 4 5
1. Газды және сұйық көмірсутек- терді дайындау құрылғысы
А
В-1г
ПА-ТЗ
2. Қабат суларын дайындау қондырғысы Күкірсутекпен конденсат, мұнай және
А
В-1г
ПА-ТЗ
3. Товар паркі Күкіртсутекпен мұнай, ШФЛУ
А
В-1г
ПА-ТЗ
4. Товар паркінің сорап торабы Күкіртсутекпен мұнай, ШФЛУ
А
В-1а
ПА-ТЗ
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ
4.1 Қоршаған ортаға тасымалдау және газ мұнай өңдеу
Мұнай өндірудің жылдам өсуі және сәйкесінше мұнай–газды өңдеумен тасымалдаудың,
Мұнай және газ өнеркәсібінің ірі кешендері және адамдар қоныстанған
Өнеркәсіп саласының мұнай және мұнай өңдеуші кәсіпорындары 40 %-ке
Мұхиттарға жылына 4 млн. тоннадай мұнай тасталады және 9
Шикі мұнай. Шикі мұнай буларының адам ағзасына әсері тұрақсыз
Бензин адам ағзасына негізінен дем алу жолдары арқылы ауамен
Керосин. Керосин жалпы әсер етуі бензинге ұқсас. Керосин буларының
Көмір тотығы СОтүссіз,дәмсіз және иіссіз газ. 38 0Стемпературада адам
Көмір екі тотығы–түссіз,ауыр,аз реакциялы газ. Төмен және қалыпты температураларда
Ауада бір %-ке дейін болғанда улы әсер етпейді, 4-5%-те
Шекті көмір сутектер. Органикалық қоспалар ішінде химиялық жағынан анағұрлым
Табиғи газ. Оның әсері шектік көмірсутектердің әсеріне ұқсас. Басты
Күкіртті қоспалар. Күкіртті қоспалардың зияндылығы аз күкіртті мұнайлардан, табиғи
Меркаптандар. Жоғары улы органикалық күкіртті газ. Мұнайы бар күкірттерге
Күкіртті сутек. 1:1000000 елеусіз шоғырлануында сезілетін, ұнамсыз иісті, түссіз
Ағзаға күкіртсутек негізінен тыныс алу мүшелері арқылы және аз
Күкіртті ангидрит. Өткір иісті және түссіз газ. Тыныс жолдарының
Азот тотығы. Азоттың екі тотығына жылдам тотығатын түссіз газ.
Детергенттер (жұғыш заттектер). Детеркенттер деп–БАЗ, сондай-ақ қосымшалар, активаторлар, толтырғыштар,
Осылайша мұнай және газ өнеркәсібі қоршаған ортаны және оның
Қазіргі уақытта мұнайдың және мұнай өнімдерінің 1-16%-і өндіру, дайындау,
Мұнаймен ластанудың кейбір экологиялық аспектілерін және олардың алдын алу
Мұнай–газ өнеркәсібінде қоршаған ортаны ластаудың және көмірсутектердің шығу көздері
4.1 кестеде газ желілері объектіндегі қоршаған ортаны негізгі ластаушылар
Газ желілері объектіндегі қоршаған ортаны негізгі ластаушылар
4.1-кесте
Ластаушы
Объект
Қоршаған ортаны қорғау жағдайын жақсартуға кеңес берілетін шаралар
1
Көмірсутегі бар табиғи газдар (метан, этан,пропан,бутан, және т.б) Газкомпрессорлы
Газ айдайтын агрегаттардың шығаратын газдары (СО, СО2, СН4, КО,
Органикалық және неорганикалық текті улы өнімдермен, фенолдармен, метанолмен, майлармен,
Мұнаймен ластанудың кейбір экологиялық аспектілерін және олардың алдын алу
Мұнай–газ өнеркәсібінде қоршаған ортаны ластаудың және көмірсутектердің шығу көздері
Атмосфераның ластаушы көздері ретінде технологиялық үрдістердің анализі. Мұнай өндіру
Мұнай өнімдерін өртеу атмосфераның тозаңмен, көмір тотығымен, күкірт тотықтарымен,
Бөліп шығарылған көмірсутектердің үлкен бөлігі (75%-і) атмосфераға, 20%-і суға,
Сондай-ақ газ және мұнай өңдейтін заводтарда мұнай және мұнай
Көмірсутектер (МГО қуаттылығына байланысты) – 1,5-28%
Күкіртсутектер (өртелетін отын массасына байланысты) – 0,0025-0,0035%.
Күкіртті ангидрит – 200% .
Көміртек тотығы (өртелетін отын массасына байланысты) – 30-40%.
Бұл ластаушылардың негізгі көздері: көмірсутегі бар–саңылаусыздырылмаған металл резервуарлар; күкіртсутегі
Атмосфералық ауаны ластудан сақтау қазіргі кездегі аса маңызды мәселе
4.1.2 Топыраққа және жер қойнауына әсер етуі
Мұнаймен ластанудың өсімдіктер әлеміне және топыраққа әсері. СО, СО2,
Мұнай–газ кен орындарын игеруде топырақ мұнаймен, мұнай өнімдерімен, әртүрлі
Топыраққа және өсімдіктерге мұнайдың залалды әсері оның құрамында жоғары
Құрамында әртүрлі зиянды заттар (газ,мұнай,тұз және т.б) бар. Мұнай
Мұнай және газ өндіру аймақтарындағы табиғат тепе–теңдігінің бұзылуы кәсіпшілікті
Мұнай кен орындарын игеру мен пайдалануда топырақтың ластануының алдын
Бұрғылау бұралқы суларынан бұрғыланған жыныстарды ажырату және оларды арнайы
Бұрғылау бұралқы сулары қайта пайдалану есебінен жуу ерітінділерін қолдану
Мұнай және мұнай өнімдерінен ластанған топырақтарды микробиологиялық тазалауды жасап
Өндірістік және ауылшаруашылық жерлерде көліктердің қатаң белгіленген қозғалысы;
Жер қойнауы. Зерттеулер нәтижесі бойынша мұнай кен орындарын пайдалануда
4.2 Ұйымдастыру шаралары
Жобада табиғатты қорғау шараларына жауапты инженер–экологиялық жұмысы қарастырылған. Экологиялық
Жобада табиғатты қорғау шараларына жауапты инженер–экологиялық жұмысы қарастырылған. Экологиялық
Жалынды газдардың жануы толық және түтінсіз болуы керек, бұл
Мұнай және газ өндіру,тасымалдау және өңдеу аудандарындағы зиянды шығарындылардың
Мұнай газын пайдаға асыруды,газ–мұнай өндіруші және өңдеуші үрдістердің экологиялық
Табиғи жер асты газ қоймаларын пайдалануды;
Бөлшектерді сұйық сүзгілерде және эмульгирленген мұнайды сіңіру принципіне негізделген
Газ кәсіпшілігінде конденсаттан табиғи газды анағұрлым сапалы тазартуды ұйымдастыру;
Резервуарлардан зиянды шығарындылардың шамасын азайту үшін келесі шаралар жасалған
понтондар және жүзбелі шатырлар;
газтеңестіргіш жүйелер;
резервуарларға кіретін ауа ағымдарын қайтаратын–дискілер;
тоңып қатып қалмайтын арматура.
Атмосфераны қорғауды қамтамасыз ету
Ауа бассейінін қорғау аймағында басты мәселе–түтік газдарды тазарту технологиясының
Германияда “Degassa” фирмасы катализаторды қолданумен түтін газдарды күкірт оксидтерінен,азоттан
Газдарды жалындарда өртегенде шығарылатын күкіртті ангидриттерді осы газдардың жиналуын
Жалынды газдардың жануы толық және түтінсіз болуы керек, бұл
Мұнай және газ өндіру,тасымалдау және өңдеу аудандарындағы зиянды шығарындылардың
Мұнай газын пайдаға асыруды,газ–мұнай өндіруші және өңдеуші үрдістердің экологиялық
Табиғи жер асты газ қоймаларын пайдалануды;
Бөлшектерді сұйық сүзгілерде және эмульгирленген мұнайды сіңіру принципіне негізделген
Газ кәсіпшілігінде конденсаттан табиғи газды анағұрлым сапалы тазартуды ұйымдастыру;
Резервуарлардан зиянды шығарындылардың шамасын азайту үшін келесі шаралар жасалған
понтондар және жүзбелі шатырлар;
газтеңестіргіш жүйелер;
резервуарларға кіретін ауа ағымдарын қайтаратын–дискілер;
тоңып қатып қалмайтын арматура.
4.3.1 Гидросфералы және литосфераны қорғау
Жер қойнауын және жер асты суларын қорғау үшін қабат
Жер асты сулары көздерінің және сулардың ластануының алдын алу
Мұнай өндіру аудандарында қабаттарды суландыруға кәсіпшілік бұралқы суларды максималды
Көмірсутектердің шығындарын төмендету мақсатымен мұнай,газ және қабат суларын дайындаудың
Әрекеттегі жүйелердің (газкомпрессорлы станциялар,әртүрлі технологиялық қондырғылар) сумен салқындатуын ауамен
Коррозиялық жерлерден жабдықтарды және коммуникацияларды қорғаудың сенімді әдістерін енгізуді.
Мұайдың, мұнай өнімдерінің және газдың құбырмен тасымалдануының қоршаған ортаға
Айдау станцияларында және магистралды құбырлар желісінің мұнай құю пункттерінде