АНДАТПА
Қарастырылып отырған дипломдық жоба С.Балғымбаев кен
Кен орнының игерілуінің қазіргі жағдайы
Штангалы терең-сорапты қондырғының технологиялық режимінің оптималды
С.Балғымбаев кен орнында еңбекті және қоршаған
АННОТАЦИЯ
В предложенном дипломном проекте рассматривается разработка месторождения С.Балғымбаев методом
Анализируется современное состояние разработки этого месторождения. Рассмотрены вопросы оптимального
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 2
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 3
1.1 Мұнай ауданының физика-географиялық және экономикалық сипаттамасы. 3
1.2 Геологиялық зерттеу тарихы. 4
1.3 Стратиграфия 4
1.4 Тектоника 6
1.5 Мұнайгаздылық 7
1.6 Сулы қабаттарының сипаттамасы 12
Технологиялық бөлім 16
2. ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 17
2.1 Игерудің жағдайы туралы қысқаша мағлұматтар 17
2.2 Мұнай, газ және су алу сипаттамасы 19
2.3 Объектілер бойынша мұнай газ және су өндірудің қысқаша
2.4 Қабат қысымы динамикасы 22
2.5 Қабат қысымын ұстау үшін айдалатын су динамикасы 23
2.6 Терең сорапты скважиналар құрамдары 24
2.7 Терең-сорапты скважиналар қоры динамикасы 25
2.8 Штангалы терең сорапты скважиналарды пайдалану 26
2.9 Пайдалану коэффициенті және орташа-аралық перод динамикасы. Терең сорапты
2.10 Терең сорапты скважинамен игеру кезінде кездесетін құм пайда
2.11 Терең сорапты скважиналарды зерттеу жұмыстары. 29
2.12 Терең сорапты скважиналарды зерттеудің технологиясы мен әдістері зерттеуде
2.13 Кен орындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы 33
2.14 Терең – сорапты скважиналарды жөндеу және оның түрлері
2.15 Штангалы-сорапты қондырғыны таңдау. 35
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 56
3.1 Жайық мұнай – газ өндіру басқармасының өндірістік ұйымдастырылу
3.2 Жайық мұнай-газ өндіру басқармасының негізгі және қосалқы өндірістерін
3.3 Техникалық басшылық органдары 58
3.4 С. Балғымбаев кен орнын игерудің негізгі технико-
3.5 Товарлы өнімнің өзіндік құнынына талдау. 62
3.6 Мұнайдың өзіндік құнының калькуляциясын талдау 64
3.7 Орындалған геологиялық техникалық шаралардың талдануы 2003
3.8 Экономикалық тиімділікке есептеу 66
4 ЕҢБЕК ҚОРҒАУ 70
4.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау. 70
4.2 Қорғаныс шаралары 71
4.2.1 Санитарлық гигиеналық шаралар 71
4.2.2 Қауіпсіздік техникасы бойынша шаралар 73
4.2.3 Өртке қарсы шаралар 74
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 77
5.1 Қоршаған ортаға тасымалдау және газ мұнай өңдеу
5.1.1 Атмосфераның ластаушы көздері ретінде технологиялық үрдістердің анализі. 82
5.1.2 Топыраққа және жер қойнауына әсер етуі. 84
5.2 Ұйымдастыру шаралары 86
5.3 Гидросфералы және литосфераны қорғау 87
ҚОРЫТЫНДЫ 88
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 89
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірін алады, әсіресе
Жалпы мұнай өнеркәсібінің дамуы ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің, жалпы
Қазақстан Республикасы мұнай-газ және газоконденсат кен орындарына өте бай,
Қазақстанның Батыс бөлігі бойынша ашылған кен орындары көбіне Каспий
Сондай-ақ Каспий маңы ойпатында терең жатқан мұнай кеніштерін игеруге
Осы аудандағы мұнай-газ кен орындарының әртүрлі жағдайда орналасуы, олардың
С. Балғымбаев кен орны 1968 жылдан өндірістік іске қосылды.
Жазылған дипломдық жұмысым осы кен орнының апт-неоком горизонтын терең-сорапты
Штангалы терең-сорапты қондырғыны пайдаланған кезде жұмыстарын талдай келіп, тиімді
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Мұнай ауданының физика-географиялық және экономикалық сипаттамасы.
С.Балғымбаев кен орнын өндірістік игеру 1968 жылдан басталған. Бұл
Облыстық басқару және өндірістік орталығы Атырау каласы Аққыстау поселкесінен
С.Балғымбаев кен орны геологиялық барлау жұмыстарына сәйкес қолайлы құрылымдардан:
Геоморфологиялық жағынан алғанда, қарастырылып отырған аудан теңіздік аккумулятивтік минус
С.Балғымбаев тұз күмбездерінің төмен түсуіне байланысты ол жер рельефті
Топырағы құмды, кейбір жерлерінде саз балшықтармен алмасады.
Өсімдіктер әлемі тапшы, көбінесе қамысты типті өсімдіктер өседі.
Грунт суларының деңгейі 1,5-2 метр тереңдікте орналасқан. Құмды бөліктеріндегі
Теңіз жағалауы С.Балғымбаевтан Оңтүстікке қарай 12-15 км қашықтықта жатады.
Аудан климаты континентальды. Жазы ыстық, қысы суық. Жылына түсетін
Ауданның жергілікті тұрғындары және өндірістік дені - қазақтар. Ауыл
1.2 Геологиялық зерттеу тарихы.
С.Балғымбаев ауданында геофизикалық барлау жұмыстары 1957 жылдан бастап жүргізіле
Бұл кен орны құрылымы солтүстік-шығыс бағытқа тартылған, оңтүстік-шығыста бірте-бірте
1961 жылы маусымнан бастап зерттеу қорытындысы бойынша С.Балғымбаев территориясының
1961жылдың тамыз айынан бастап структуралық іздеу бұрғылауы арқылы төменгі
Құрылымды іздеу және барлама бұрғылау арқылы, ол жерлерде апт-неокоммен
1.3 Стратиграфия
C.Балғымбаев мұнай кен орны тұзды күмбезді құрылымда орналасқан. Ондағы
Төменгі пермь
Кунгур ярусі Р1К
Кунгур шөгіндісі пермдегі жыныстарын алмасып келетін кристальді тұздан және
Триас жүйесі Т
Триас жүйесінің қабаттары гипс, құм және құм тастарымен алмасып
Юра жүйесі J
Юра жүйесі үш бөлімнен тұрады: олар төменгі, орта және
Юра қабаты көбінен құм, құмтас және сазды болып келеді.
Бор жүйесі К
Ашылған қабат қимасында бор жүйесінің төменгі бөлім (готелмь,апт, және
Неоген жүйесі N
Неоген жүйесі шөгіндісі 2 ярусқа бөлінеді: ақшағыл және окшеронды.
Төрттік жүйе Q
Төрттік системаға құмды болып келетін бакин ярусі жатады.
Төрттік шөгіндінің қалыңдығы 75 метр. Төрттік жүйе шөгінділернің қалыптасуы.
1.4 Тектоника
Тұз үсті шөгінділерінің құрылысы тұзды ядро морфологиясымен тығыз байланыста.
Ол құрылымды белгілеріне қарап Солтүстік және Оңтүстік С.Балғымбаев
Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке бөлінеді: солтүстік қанат солтүстік қабаққа
Солтүстік С.Балғымбаев
Құрылысының ең биік жері Солтүстік қанат. Оңтүстікте ал негізгі
Оңтүстік С.Балғымбаев
Тұз үсті шөгінділері құрылымы бойынша антиклиналь болады, ол грабеннің
Тұз үсті шөгінділерінің құрылысы тұзды ядро морфологиясымен тығыз байланыста.
Ол құрылымды белгілеріне қарап Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке бөлінеді.
Солтүстік С.Балғымбаев мынадай бөлікке бөлінеді: Солтүстік қанат солтүстік қабаққа
Оңтүстік С.Балғымбаевда солтүстік батыс және оңтүстік қанаттар өзара грабенмен
Кен орынның құрылысын структуралық карта және геологиялық қималармен береді.
1.5 Мұнайгаздылық
Көп қабатты С.Балғымбаев кен орнының мұнайгаздылығы негізінен бес өнімді
Апт-неоqком горизонты
Бұл горизонт жиыны солтүстік батыс қанатының барлық аумақтарында және
Мұнай қоры құрамы әртүрлігімен де, қалыңдығымен де ерекшеленеді. Бастапқы
І неоком горизонты
І неоком горизонтының тиімді қалыңдығы 2... метр аралығында. Горизонттың
Горизонт литологиялық жағынан ұсақ түйіршікті құмтастардан құмнан және ол
Жиын өнімділігі бойынша І неоком горизонты апт-неоком горизонтына жол
Аралық горизонт
Аралық горизонт оңтүстік қанаттың солтүстік шығыс бөлігінде және орталығында
Горизонттың тиімді қалыңдығы 0,1 мен 1,5 метр аралығында. Литологиялық
ІІ неоком горизонты
ІІ неоком горизонты өндірістік мәні жағынан апт-неокомнен кейін, 2-ші
Горизонт 2-3 қабатшаға бөлінген. Мұнай мен қаныққан қалындық 6-10
Орта Юра горизонты J2
Орта юра горизонты Солтүстік С.Балғымбаев өнеркәсіптік мұнайлы горизонты.
Өндірістік геофизика бойынша өнімді қабаттар мұнаймен қанығуға анықталған.
Төменде қабаттар бойынша мұнаймен қанығуы коэффициенттері көрсетілеген.
Апт-неоком
І неоком
Аралық 0,67
ІІ неоком 0,67
Орта Юра 0,66
Кеуектілік
Коллекторлар кеуектілігін кері және басқа да, геофизикалық әдістермен анықтайды.
ІІ неоком горизонтынан басқа жерлерде кеуектілік аз мөлшерде, типті
Нақты берілгендер әрбір блоктың орташа кеуектілігінің мәні бір горизонтта,
Аралық горизонттың кері бойынша орташа кеуектілік 32,8 %, каротаж
ІІ неоком бойынша орташа кеуектілік керімен алғанда 30,3%, каротажбен
Орта Юра горизонты бойынша орташа мәні керімен алғанда 27,6
Апт-неоком горизонты бойынша, скважинадан алғанда орташа арифметикалық әдіспен анықталады,
І неоком горизонты бойынша орташа арифметикалық әдіспен есептелген ашық
І неоком горизонт бойынша ортша өлшенген әдіс бойынша орташа
ІІ неоком горизонты бойынша скважинамен алынған орташа арифметикалық әдіспен
Орта Юра горизонты бойынша ашық кеуектілік орташа арифметикалық әдіспен
Өткізгіштік
Өткізгіштікті 36 скважинада зерттеуге мүмкіндік болды. Осы жағдайда тұрақтандырылған
Ауа бойынша орташа арифметикалық өткізгіштің мәні 414 м/г, ал
І неоком бойынша ауамен коллектордың орташа арифметикалық өткішгіштігі газбен
ІІ неоком горизонты бойынша орташа арифметикалық өткізгіштік ауамен 511,
Орта Юра горизонтының ауа бойынша өткізгіштігі 188,0, ал сумен
Өндірістік геофизика матриалдары бойынша, өнімді қабаттардың мұнаймен қанығуы кестедегідей
Горизонттар бойынша мұнаймен қанығушылық коэффициентінің шамалары: апт-неоком горизонты үшін
І неоком горизонты үшін 65 % -50%-ке дейін, аралық
ІІ неоком горизонты үшін 71%-60%-ке дейін болады.
Мұнайдың құрамы мен қасиеті
С.Балғымбаев кен орнының өнімді шөгу қабаттарының екі түрлі группаға
А) мұнайлы газ
Б) Бензинді мұнай
Апт-неоком және І,ІІ неоком горизонттарының беретін мұнайлары майлы, Юра
Олардың меншікті салмағы 0,8090 –0,9375 (г/см3) аралығында. Газсізденген мұнай
Юра горизонтының мұнай бар горизонттың мұнайына қарағанда, анағұрлым
Бұл Юра горизонты мұнайынан ашық түсті фракциялардың шығуы, бор
Күкірт пен парафиннің мөлшері онша үлкен емес. Күкірт 0,3%
1.6 Сулы қабаттарының сипаттамасы
С.Балғымбаев алаңдарында қабаттар сулануы триас, юра, неоком, апт, альб
Орта Юра 2 сулы қабаттан тұрады. Оның біріншісі оңтүстік
Төменгі барлық сулы қабаттары мұнай кенінің контур сырты аймағында
Барлық айтылған шөгінділер суларының минералдануы жоғары (390-1040 Мг экв/м).
Үштік шөгінділер негізінен су арасында қалыңдығы кішкене болатын, құмды
Бұл скважиналардан өндірілетін техникалық сулар, апт-неоком горизонты бойынша қабат
Үштік шөгінділер сулар тұздылығы төмен (100Бе) және тығыздығы 1,08
Классификацияға сәйкес хлор кальцийлі типке, хлорлы топқа, натрийлі топқа
Талдауға сәйкес С.Балғымбаев кен орындарының жер асты сулары төмендегідей
Сулар минералдануы 388,14 Мг-ден, үштік шөгінділерде 1035,516 МГ және
І пайдалану процесінде қабат қысымы айтарлықтай төмендейтін жиында жоғары
ІІ бұл типте де жоғары активті контур сулары болады,
ІІІ аз активті тегеурінді контур сулары болатын қабат.
Бұл ауданның кен орындарының көпшілігі ІІ типті қабатқа жатады.
Игерудің аяғына дейін энергияның көзі болып контур сулары табылады.
С.Балғымбаев кен орнының аралық және Юра горизонттарынан басқа барлық
Горизонттардың тереңдігі 618 литрден 706 литрдің аралығында. Игеру объектісі
Аралық қабаттарда қазылған су алатын В-3, В-5, В-7, В-9
1 кесте-С.Балғымбаев кен орны мұнайлы горизонттарының геологиялық-физиклық сипаттамасы
Горизонт тереңдігі
лық
% Кері бойынша орташа өткізгіштік (мПа) Қабат қысымы (мПа)
Апт-неоком 620...715 7...12 30,4 0,414 7,4 4,0 36
ІІ неоком 657...706 6...10 30,3 0,511 7,6 5,0 32
І неоком 634...720 2...4 31,1 0,143 7,4 4,2 31
Орта Юра 870...930 2...6 27,6 0,544 10,3 1,1 35
1.1 кесте - С.Балғымбаев кен орнының қабат
Горизонт Қанығу қысымы Орташа темпера-турасы 0С Газдың фактор м3/т
Апт-неоком 4,0 30 20 1,044 0,865 25,0 0,89
ІІ неоком 4,2 31 20 1,046 0,866 26,5 0,90
І неоком 5,0 32 22 1,049 0,864 18,0 0,90
Орта Юра
1,1
45
21
1,24
0,750
1,6
1,82
Технологиялық бөлім
2. ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Игерудің жағдайы туралы қысқаша мағлұматтар
Жайық мұнай-газ өндіру басқармасы алты негізгі мұнай кен орындарын
Айдау скважиналары қоры С. Балғымбаев кен орны бойынша істе
С. Балғымбаев кен орны бойынша мұнай өндіру алдыңғы қатарлы
Механикалық тәсілмен жұмыс істейтін барлық скважиналар, графика сәйкес динамограммаға
С. Балғымбаев кен орны бойынша 1.12.2003 жылда 112 скважинамен
Кен орны бойынша су айдау 30 скважина мен жүргізілуі
2 кесте -С.Балғымбаев кен орны скважина қоры жағдайы 1.01.2004
Скважиналар категориясы
Скважина саны
Скважина нөмері
Істеп тұрғандар
Уақытша тоқатп тұрғандар
А) жер асты жөндеуде
Б) күрделі жөндеуде
В) жөндеу күтіп тұрған
Пайдалану қоры
Су алатындар оның ішінде істеп тұрған
Су айдау скважинасы оның ішінде жұмыстағы тоқтап тұрған
Бақылау скважинасы
Консервациядағылар
Жойылған скважиналар
оның ішінде
геологиялық жағынан
техникалық жағынан
ШТС
Электровинтті сорап (ЭВС)
115
3
1
1
1
118
27
4
12
1
32
19
13
111
4
3
164
104
2.2 Мұнай, газ және су алу сипаттамасы
С. Балғымбаев кен орны өтімді қабаттары үш игеру объектісіне
І объект – апт неоком және І неоком горизонтын
ІІ объект аралық және ІІ неоком горизонталын біріктіреді, бұл
ІІІ объект Солтүстік С. Балғымбаев кен орны бойынша орта
Кен орында игеру басынан бастап, су алудың үздіксіз өсуі
Кен орны бойынша, мұнайдың ең үлкен шығымы 1973 жылы
Игеру басынан бастап кен орны бойынша 14037882 мың т.
Алынатын қордың 93,4% алынды, жобалау бойынша 93%. Мұнай ашу
Игерудің І объектісі 1968 жылдан бастап игерілді. Мұнай жиынын
Максимальды мұнай өндіруге 1973 жылы қол жеткізілді. Ол 64
2.3 Объектілер бойынша мұнай газ және су өндірудің қысқаша
І объект Игеру басынан бастап І объект бойынша
Мұнай бергіштік коэффициенті 0,379, жобалауда 0,377. алғашқы алынатын қордан
І объектіде контур ішінен су айдау 1970 жылдың апрель
2002 жылы, тағы да 3 игеру скважинасының су айдауға
ІІ объект бойынша скважина қоры 2-ден 1976 жылы 21-ге
Игеру басынан бастап, ІІ объект бойынша 2707244 мың т,
Орташа газдың фактор 9,5 м3/т құрайды. Айдаудан түскен қосымша
2.1 кесте - С. Балғымбаев кен орнын игерудің жобалау
Көрсеткіштер жоба/нақты 2001 2002 2003
Мұнай өндіру мың.т
Су өндіру мың.т
Сұйық өндіру мың.т
Сулану, процент
Газдық фактор Жинақталған мұнай өндіру мың.т.
Жинақталған су өндіру
Жинақталған сұйық өндіру,
Мұнайдың орташа тәуліктік шығымы, т/тәулік
қабат жағдайында сұйықтықты өндіру орт.тәулік, м.куб
Өндіру скважинасы қоры
Айдау скважинасы қоры
Айдау скважинасының істеп тұрғаны
Бастапқы қордан алу қарқыны %
Су айдау мың м3
Ілеспе газ өндіру мың м3
Су айдаудан түскен қосымша өнім, мың т 101,5/101,8
1089,1/1091,6
1818,9/1809
92,9/91,9
9739,8/9676
38174,7/26222
37914,5/35090
302,7/302,4
4280/4290
109/110
30/25
30/22
1,94/1,3
2505,5/2489,4
850/870
55,5/55,3
101,4/101,3
1034,7/1028,7
1761/1778,7
93,1/92,3
9,5
9966,1/9824,8
3108,9/280555
41175/378803
302,4/301,9
4210/4205
115/115
30/27
30/20
2/1,3
2490/2497,6
850/869
53,8/54,5 102,6/102,8
1075,8/1083,9
1645/1705
93,4/92,8
10185,4/99583
30292,47/2975
44477,9/39747
300,1/300,3
4100/4131
118/118
30/27
30/23
1,9/1,18
2475/2482,4
850/878
54,0 5 /54,13
2.4 Қабат қысымы динамикасы
Жиын бойынша қабат қысымының таралуы, олардың игеру процесі кезіндегі
Кен орындағы контур аймағында бастапқы қабат 7.9....8.0 мПа-ға тең
1999 жылы контурдағы бастапқы қабат қысымы 7,6 мПа-ға дейін
Жиынға су айдау 1970 жылдың апрель айында басталды. Олар
Су айдауды енгізу, мұнай өнімдерін алуды барынша жоғарылату, қабат
Су айдауда енгізу мұнай өнімдерін алуды барынша жоғарылату, қабат
Арлық қабылдайтын қабаттар интервалында қабылдайтын, тек жоғарғы апт-неоком горизонты.
қорыта келе, жылдық өнім қарқынына сұйық алу қарқыны мен
2.5 Қабат қысымын ұстау үшін айдалатын су динамикасы
Қабаттың мұнайбергіштігін жоғарлату проблемасы “қажет ететін тиімді шешімдердің” басты
С.Балғымбаев кен орны бойынша қабаттың мұнай бергіштгін және қабатты
І объектіде контур ішінен су айдау 1970 жылдың апрель
1998 жылы апрель айында бүкіл объект бойынша, қабат қысымы
І объект бойынша, бастап 82712726 м3 су айдауды және
2003 жыл бойынша, І объектіде 1909,2 мың м3 су
2.2 кесте - Су айдау көрсеткішінің өзгерісі
Көрсеткіштер 2001 2002 2003
Айдау скважиналары, скв
Су айдау, мың м3
Жинақталған су айдау мың м3
Су айдаудың өнім алуға қатынасы, бірлік үлес
Су айдаудан түскен қосымша өнім, мың т. 16
2152,4
49774,6
1,41
78,2
23
2280,5
53172,4
1,43
75,2 27
2308,4
58880
1,47
66,7
2.6 Терең сорапты скважиналар құрамдары
2003 жылдың қазанында кен орынның сорапты скважиналар қорында 107
Скважиналар өнімділігінің жоғарлаған отырып-тәулігіне 50-ден 150 тоннаға дейін сұйық
Бір уақытта – бөлек пайдалану схемасы бойынша, жұмыс жүргізуге
2.7 Терең-сорапты скважиналар қоры динамикасы
Фонталды скважиналар сулануының жоғарлауы, 1973 жылдан бастап скважиналарды пайдаланудың
Бұл тереңмен сорап қондырғысы арқылы сұйықты жоғары көтеру, әртүрлі
С.Балғымбаев кен орында негізгі 2 түрлі группаға бөлінетін, штангалы
Енгізілмейтін
Енгізілетін
2.3 кесте - Терең сорапты скважиналар қоры динамикасы
жылдар 2000 2001 2002 2003
Скважиналар саны 107 110 112 115
Кен орнын скважиналар қоры арқылы игеру 1975 жылдан бастап
Жоғарыдағы таблийадан көретіні: 2000 жылдан 2003 жылға дейін скважиналар
2.8 Штангалы терең сорапты скважиналарды пайдалану
Мұнай скважиналарын штангалы терең сорапты әдіспен игеру, мнай өндіруде
Штангалы сорапты қалдығы жерасты және жер үсті құралдарынан тұрады.
Жер асты құралдарына кіретіндер: тербелме-станок. Ол электрдвигательдерден, кривошлы-шатуннан, балансерден,
Тербелме-станок электрдвигательдердің білігі айналысын балансер басы немесе штанга іліну
Цилиндрдің төменгі шетінде орнатылған сору клапаны жоғары жүріс кезінде
Плунжер штангаға ілінеді. Плунжердің жоғары қозғалысы кезінде, сұйық сору
Плунжердің төмен қозғалысы кезінде сору клапаны жабылады, плунжер астындағы
2.9 Пайдалану коэффициенті және орташа-аралық перод динамикасы. Терең сорапты
С.Балғымбаев кен орны өндірісінде, скважинаның қалыпты жұмысы бұзылуы сирек
Өндіру скважиналарының тоқтауы мыналарға байланысты: ұбыр алмастыру, скважинаның құмдардан
2.4 Кесте - Пайдалану коэффициенті динамикасы
Көрсеткіштер 1999 2000 2001 2002 2003
Пайдалану коэффициенті 0,961 0,935 0,945 0,966 0,966
Жөндеу аралық период 180 184 186 236 244,2
Кестеден көріп отырғандай, терең сорапты скважиналарды пайдалану коэффициенті 0,961-ден
Жоспар бойынша пайдалану коэффициенті 0,97 болуы керек. Пайдалану коэффициентінің
Кестеден көрінетіні 1999 жылы жөндеу аралық период 180 күн,
Бұл жоғарлауды жер асты жөндеу жүргізуде, жаңа техника мен
Терең сораптармен игергенде, сорап шығынын түсіретін факторларды атап көрсетуге
А) ол жоғарғы кеңістікте еркін газ болып, оның сорапқа
Б) цилиндр мен плунжер шеттерінің желініп олардың арасынан сұйық
Егер жоғарыдағы кестеге қайта оралып қарайтын болсақ, жөндеу аралық
2.10 Терең сорапты скважинамен игеру кезінде кездесетін құм пайда
Штанга сорап қондырғысының жұмысында қиындық келтіретін факторлардың бері айдалатын
қабаттан мұнаймен бірге түскен құмдар скважинаның түп аймағында құмды
Сорапты скважиналардағы құмның келтіретін қиыншылықтармен күрес, үш түрлі бағытта
С. Балғымбаев кен орнында жоғарыда көрсетілген сорапты скважиналардағы құммен
Егер осындай кезекті сұйық алуды жоғарлатуда, құмдар пайда болса,
Сұйық алуды өзгерудің техникалық әдістері және “жоспарлы іске қосу”
2.11 Терең сорапты скважиналарды зерттеу жұмыстары.
Штангалы терең сорапты скважиналарды зерттеу, ағынды оқып-үйрену, индикатордың қисық
Мұнай-газ және су шығындарының түп қысымына, терең сорапты скважиналардағы
Штангалы – сорапта қондырғының алатын сұйығының - өзгерісіне қол
Скважина шығыны зерттеу жұмысы кезінде, штоктың жүріс жүріс ұзындығы
Көп жағдайларда бірінші әдіс қолданылады. Мұнай шығынын жер бетіндегі
Терең сорапты скважиналардағы зерттеу жұмыстарын жүргізу үшін, арнайы тереңдік.
Іздестіріліп-зерттеудің басты міндеті айдау, өндіру скваданаларының сапалы зертелуі. Барлық
Барлық істейтін скважиналар қоры бойынша, механикалық қоспалар мен су
2.12 Терең сорапты скважиналарды зерттеудің технологиясы мен әдістері зерттеуде
С. Балғымбаев кен орнында зерттеудің гидровиналық әдісі қолданылады.
Кен орнында сорапты скажиналарды зерттеу үшін, негізінен гениксті манометрлер
Бұл манометрлер скважина түбіне көтергіш құбырлар колонасымен түсіріледі. Өлшеу
Скважинаның ағынға, яғни тұрақтандырылған айдау режимі кезіндегі құбыраралық кеңістіктегі
Диаграммалық екі арашық сызықтың ортасын, сәйкесті бастапқы импульспен деңгейден
Динамикалық деңгейді өлшеу үшін, кен орнында Яковлев аппарат да
Кен орында 2003 жылғы есеп бойынша, 74 скважина (терең
Штанганы терең-сорапты скважиналарды зерттеу корпустың сыртқы диаметрі 25-32 мм
Приборды құбыраралық кеңістікке түсірер алдында, мынадай дайындық жұмыстары жүргізіледі:
Штангалы терең сорапты қондырғының жұмысында қабат және түп қысымын
С. Балғымбаев кен орны бойынша барлық айдау және өндіру
С. Балғымбаев кен орны бойынша айдалатын жалпы су көлемі
2.13 Кен орындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы
Есепті жылда кен орындағы зерттеу іздестіру жұмыстары, құрамында 5
2003 жылғы жоспарда жеті кен орны бойынша 79960 операция
Осы есепті жыл барысында, МГОБ-сы бойынша скважинаны зерттеу жұмыстары
Есепті жылда, зертеу жұмыстары жоспарлау көлемі артығымыне орындалды.
Ал, геофизикалық зерттеу әдісі жеткіліксіз дәрежеде жүргізіледі.
2.14 Терең – сорапты скважиналарды жөндеу және оның түрлері
С. Балғымбаев кен орнында, терең сорапты скважиналарды күрделі
Кен орны бойынша күрделі және жер асты жөндеу жұмыстарының
І Скважинаны күрделі жөндеу
Цементтеу және күрделі жөндеу.
қысым астында цементтеу
Цемент көпіршесін тұрғызу
Колонна бұзылуын жою
Түп аймақты тұз қышқылымен өңдеу арқылы, скважина қабылғыштығын арттыру.
ІІ Скважинаны жер асты жөндеу
Тереңдік сорапты ауыстыру, құм тығынын жою.
Сорап диаметрін үлкейту
Штокта ауыстыру
құмшаларды жою
Плунжер жүрісін тексеру
Фланецтің отырғызу қабатшасын ауыстыру
Меңгеруден кейін сорап түсіру
Айдау скважиналарының күрделі жөндеуі.
Жоспар бойынша айдау скважиналарының күрделі жөндеуі 5 скважинада өткізілуі
Мұнай скважиналары қосымша атқылау
Есепті жылда жоспарда өнімі 604 тонна мұнай болатын 2
2.15 Штангалы-сорапты қондырғыны таңдау.
Скважина берілгендері :
Скважина тереңдігі
қабат қысымы
Пайдалану құбырының
Ішкі диаметрі
қабат температурасы
Мұнай тығыздығы
Су тығыздығы
Кездейсоқ газ тығыздығы
Мұнай және қанығу қысымы
Газдық фактор
Скважина өнімі сулануы
Скважинаның өнімділік коэффиценті
Мұнай тұтқынына
Кеездей соқ су тұтқыллығы
Скважина сағасындағы қысым
Скважина сағасындағы температура
Сквакжина шығыны
Сарап түсіру тереңдігі
Динамикалық деңгей
-6м3/м3Па
Түп қысымын анықтаймыз
РТҮП= (Н - длн) q
*9.81+101.325=6.3*106
Сұйық тығыздығын анықтаймыз
= М(1- )
сұйықтың кинематикалық тұтқырлығын анықтаймыз, егер >0.5
газ тығыздығын анықтаймыз
кездей соқ орташа критиканың параметрін анықтаймыз
РОР.СР=(4,937-0,46* 2)*106=(4,37-0,464*0,651)*106=4,634*106Па
ТОР.СР=97+171.5 2=97+171.5*0.826=22178
Кездейсоқ гадың сығылуы коэффициентінің формуласын қарастырамыз.
скважина оқыалы бойынша қысым таралу қысымын (қТқ) тұтқызу
(P’- төмен, P’’- жоғары )учаскілер:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Учаскелер бойынша орташа және келтірілген қысымдарды анықтаймыз. Учаскелер бойынша
36,1*106
2,64*106; 2,60*106;
2,07*106; 1,43*106;
0,91*106; 0,33*106;
0.828; 0.579; 0.561;
0.466; 0.321; 0.196; 0.071
Учаскелер бойынша орташа және келтірілген температураларды анықтаймыз.
287,35; 285,76;
284,15; 282,55; 280,95;
279,35; 277,75;
1,295; 1,288; 1,281;
1,274; 1,266; 1,259; 1,252
Сығымдалық коэффициентін анықтаймыз.
Z=1.10-2(0.76*T3км- 9,37Ткм+13)(8-Ркм)=1*102*(0,76*1,2953-9,37*1,295+13)
(8-0,823)*0,828=0,854;
0,888; 0,919; 0,920; 0,953; 0,972;
3.492*10-3; 16.26*10-3; 22.284*10-3; 26.548*10-3; 34.812*10-3;
0,086*10-3; 0,595*10-3; 0.613*10-3; 01.075*10-3; 1.95*10-3;
газдың критикалық шығынын анықтаймыз.
Барлық учаскелер үшін (қосалқы бірлік
Беттік керілу «сұйық газ» шекарасында
59,143*10-3;
0.013; 0.018; 0.088; 0.144;
Газ – сұйық қоспасының учаскелер бойынша тығыздығы.
975,076; 970,705; 903,116; 848,312; 759,770;
Газдың ауа бойынша салыстырмалы тығыздығын анықтаймыз.
33; 932; 22.846; 17.470; 12.399;
үйкеліс шығынын анықтаймыз.
ҺҮЙК
1,283*10-3; 1,022*10-3; 1,025*10-3; 1,071*10-3; 1,304*10-3;
Учаскелер ұзындықтарын анықтаймыз.
60,5; 60,844; 65.392; 69.608; 77.685;
489.166; 423.774; 354.166; 276.481; 8.28м
құбырлар қосымшасы бойынша ҚТҚ – тұрағы (жоғарыдан төмен )
Сорап басындағы қысым тең (РКМ=0,2/0,3РқЫС) РКМ =2*106Па. қысым өсі
Адомино диаграммасы бойынша Q – 19 және
Динаметральді қуыс (зазор) тең деп аламыз .
dКМ.СОР=dКМ АЙД=0,025м (сору және айдау клапанның тесіктері диаметрі).
НСН – 1 -55 сорабын СКқ –ға түсіруге болады.
Лигирмемен болаттан сатылы мариалы жоғары соты d1=79мм, ұзындығы 107,1м.
Газдың айрылу коэффициентін анықтаймыз (сепарация)
құбырлы газдың фактор (құбыаралық кеңістіктегі еркін газдың кейбір бөлігінің
құбырлы қанығу қысымы:
Рқан=
Шеткі қысымдармен берілген участоктар қабылдаймыз.
( төмен, жоғарғы)
0,08
1,66
2,24
2,62
3,07
0,5
1,08
1,66
2,24
2,82
Әрбір учаске үшін анықтаймыз.
1,37; 1,95; 2,53; 5,895.
0,295; 0,420; 0,542; 1,272;
Газдың сығылу коэффиценті
Z= 1-2.323*10-2(8-PKEP)PKM=1-2.323*10-2(8-0.170)*0.170=0.969; 0.947; 0.926; 0.905; 0.883.
Орташа критикалық темпиратураны анықтаймыз.
Участоктардың орташа термодинамикалық шарттарындағы бөлінетін газдың шығыны мен тығыздығын
11,101; 16.159; 21.452; 26.966
«Сұйық - газ» шекарасындағы беттік керіліс күшін анықтамыз.
62,647*10-3; 60,912*10-3; 62,33*10-3.
Сақиналы кеңістіктің эквивалентті диаметрін анықтаймыз dOP=0.019м
Газдың критикалық шығынын анықтаймыз.
Барлық алты участоктегі қоспа құрылымы эмульсиалы, яғни
0,250; 00,134; 0,122.
Газ-сұйық қоспасының тығыздығын анықтаймыз.
715,525; 857,842; 870,151
К- коэффициентін анықтаймыз.
‡йкеліс шығынын анықтаймыз:
1-4 учаскелер ұзындығын анықтаймыз:
Учаскелер 1 2 3 4 5
0,29 0,87 1,45 2,03 2,61
0 91,863 174,377 241,76 308,22
5-ші учаске ұзындығын анықтаймыз:
Мұнда - сұйық тығыздығы
- ағынның нақты су құрамы
- өлшемсіз жылдамдық
- ағындағы су түйіршіктері отыруы жылдамдығы 0,12-0,15 м/с
‡йкесліске кеткен меншікті шығын:
С- сақиналы кеңістіктегі сұйық қозғалысы жылдамдығы:
м/с;
- Рейнолдо параметрі
- кинетикалық тұтқырлық
-үйкеліс коэффициенті
Графикке 8-ші нүктені енгіземіз. Осы нүкте координаттары :
Осы нүктені СКЦ-р бойынша қТқ- ғымен қосамыз.
Тереңдік нүктесінен қТқ-н қиылысқанша (СқК бойынша) горизонталь
.
Айдау режимі параметрлерін таңдау. Сору клапаннындағы газ-сұйық қоспасы мен
График бойынша шығын коэффициентін анықтаймыз: . Сору клапанындағы
Айдау клапанындағы қозғалысының жоғары жылдамдыған анықтаймыз.
мұнда - ер кін газдың шығыны,
Рейнольд санын табамыз:
График бойынша шығын коэффициентін анықтаймыз:
Айдау клапанындағы қысым өзгерісін анықтаймыз:
Цилиндрдегі сору және айдау кезіндегі қысымды анықтаймыз.
Сорап арқылы болван қысым өзгерісін анықтаймыз:
Мұнда - плунжер ұзындығы тең 1,2
l-салыстырмалы эксцантритет, тең 0÷1 (орташа 0,5). Алынған критикалық қуыс
, сондықтан да қуыстағы сұйық, яғни калимерлі режимде болады.
Еркін газ есебінен сораптың жинақталу коэффициенті мына формуламен анықталады:
R- сору цилиндрін анықтаймыз:
Толу коэффициенті арқылы жоспарланған шығынды қамтамасыз ететін сораптың беруін
Айдау жылдамдығын анықтаймыз:
м/мин
Адошин диаграммасы бойынша 632 метр тереңдіктен, тәулігіне 9 м3
2-ші станокты таңдаймыз, ал 5СК-4-2,1-1600, ГОСТ 5800-76 бойынша:
терт/мин немесе 0,239 терт/с
Олай болса, алу режімінің параметрлерін қабылдаймыз.
Сорап диаметрі Д=82 мм
Тербелмелі қондырға 5СК-4-2,1-1600
Плунжер жүріс ұзындығы
Балансир тербеліс саны немесе
Алдан-ала КАЗНИПИ нефть кестесі бойынша штанга құбыры таңдалған ол
МИНХ и ГП методикасы бойынша сатылар ұзындығын анықтаймыз. Коэффициенттерін
Плунжер ауданын анықтаймыз:
Гидростатистикалық күшті анықтаймыз:
жоғары-төмен жүріс кезіндегі динамикалық коэффициентін анықтаймыз.
Штанга қашықтығы және қосымша көбейткішті анықтаймыз.
Гидродинамикалық үйкелістің меншікті күштерін анықтаймыз.
Плунжердегі кедергі күштерін анықтаймыз.
Керекті ұзындығын анықтаймыз. 44 мм. Тұтас штангалар салмағы 16,763
Әрқайсысы 8 метрден 3 штанга аламыз. lин=24 м.
Штангалы сорапты қондырғыны беру коэффициентін анықтаймыз. құбырлар мен серпімді
Динамикалық күштерін анықтаймыз (Коши параметр).
Кошидің критикалық параметрі:
онда штангалық ширционды ұзарудың есепке аламыз. А.Ч. Вериовский формуласы
Жуықтап стандартты ұзындық аламыз. S=2,1 м (5СК
Серпімді деформациялармен бірге, беру коэффициентін анықтаймыз.
Сұйық шығымын алуды тексереміз.
Ауадағы және сұйықтағы штанга іліну нүктесіне түсетін күштерді анықтаймыз.
Коэффициенттерін анықтаймыз:
5СК -4-2,1-1600 үшін, S=2,1 м болғанда, кестеден кинематикалық коэффициенттер
Жоғары және төмен жүріс кезіндегі вибрациялық және инерционды құраушыларды
Түзеткіш коэффициенттер анықталды.
Штанга іліну нүктесіне түсірілетін максималды және минимальды күштерді табамыз.
Сорапты қондырғы жұмысы кезіндегі күштерді бағалаймыз. Механикалық үйкеліс күшін
- суланған мұнай ;
Штангалар мен құбыр арасындағы сақинаның кеңістік өлшемдеріне тәуелді болатын
Штанга колониасының барлық және әрбір сатысы үшін гидродинамикалық үйкеліс
Жоғары жүріс кезінде 1-ші минус таңбасымен алынады.
Алынған үйкеліс күші және плунжердегі кедергі
(ең үлкен -25%-тен асады) сондықтан оларды
Штангалардағы максимал кернеуді анықтаймыз (жоғарғы).
келтірілген кернеу.
Штанга үшін келетін келтірілген кернеу қалыпты
Солай болған соң, былай қабылданады.
Тербелме станоктың паспорттық сипаттамаларымен сәйкесті есептеу мәндерін салыстырып, соңында,
қондырғы жұмысының энергетикалық көрсеткіштерінің есепті сұйықты көтері үшін коректі
Ағып кетуге жұмсалған қуат шығыны коэффициенттерін анықтаймыз.
Клапандағы түйімдердегі қуат шығымын анықтаймыз.
Штанга және плунжердің механикалық гидродинамикалық үйкеліс қуат шығынын анықтаймыз.
қондырғының жер асты бөлігіндегі қуат шығынын анықтаймыз:
қондырғының жер асты бөлігіндегі пайдалы әсер коэффициентін (ПӘК) анықтаймыз:
қондырғының жалпы ПӘК-ін анықтаймыз.
Сұйықты және мұнай көтеруге жұмсалатын (меншікті) анықтаймыз.
Штанганы сарапты қондырғы жұмысының пайдалану көрсеткіштерінің үлесі. Штанганы колонна
А.С. Вирновский формуласы бойынша анықтаймыз:
Иминбай мұнай шарт үшін:
Түймаза мұнай шарт үшін:
қабылданады
Жылдағы жалпы жөндеу саны: жөндеу жыл
Жер асты жөндеудегі уақыт шығысын, скважина жұмысының жөндеу аралық
тәулік
Мұнайды скважинадан жоғары көтерудің шарте шығындарын анықтаймыз:
а) тербелме станоктың құны;
б) СКЦ-лар құны;
(1 метр құбыр салмағы)
(1 тонна құбыр бағасы)
Штанг бағасы:
Скважина құралдарының күрделі шығыны:
Энергетикалық шығындар:
Скважиналы жер асты жөндеу шығындары:
құрал-жабдықтар амортизациясы шығындары:
Мұнайды алудың өзіндік құны:
4689,6
Меншікті күрделі шығындар:
Шартты келтірілген шығындар:
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
3.1 Жайық мұнай – газ өндіру басқармасының өндірістік ұйымдастырылу
1970 жылдың 1 қазанынан бастап “Ембі мұнай” бірлестігі бойынша
Мұнда ұсақ және орташа мекемлер ірілендіреді, негізгі өндірістік мамандыру
Өнеркәсіпте еңбекті ғылыми түрде ұйымдастыру ЕҒҰ (НОТ) кеңінен қолданылды.
Басқарманың өңдірістік-ұйымдастыру құрылымы суретте көрсетілген.
3.2 Жайық мұнай-газ өндіру басқармасының негізгі және қосалқы өндірістерін
Өндірістік процесс 2 негізгі топтан тұрады:
1) Негізгі өндірістк процесстер
2) Қосымша өндірістк процесстер
Негізгі және қосалқы процесстер өзара тығыз байланысты.
Мұнай өндіру басқармасының негізгі цехтарына жататындар:
Орталық инженерлі-техникалық қызметі ОИТЦ (ЦИТС), оған кіретіндер: №I МГОЦ
Басқарудың жаңа құрылымы-өндірісті орталықтандырылған инженерлі-техникалық қызмет арқылы басқаруда диспечерлік
ОИТЦ-тің негізгі міндеті-қолданылатын технологиялық режимді сақтай отырып, мұнай өндіру
Мұнай өндіру операторлары пайдалану скважиналарының қызметі жұмысында, яғни олардың
Қосымша өндіріс цехтарына: скважиналарды жер үшін күрделі жөндеу цехтары,
Қосымша цехтардың көпшілігі бір өндірістік қызмет көрсету базасына біріктірілген
Өндірістік қызмет көрсету базасы механикалық және электрлі құралдарын прокатын
Бу мен су жабдықтау цехы-тұрғындарды, жұмысшы поселкелерді жылумен сумен
Арнайы техникаладыр колонасы (спец колонасы) - өндіріс объекетілірін техникамен,
3.3 Техникалық басшылық органдары
Техникалық басшылық органдары (техникалық, геологиялық, өндірістік бөлімдер) өндіріс резервтері
Еңбек бөлімі қызметкердің жұмысымен пайдалануын бақылайды, өндіріс деңгейінде еңбек
Өндірістік бөлімшелер – кәсіпорындағы жеткіліксіздікті жоюды қарастырады.
Жоспарлау бөлімі және техника-экономикалық бөлімі барлық жұмыстарды ұйымдастырады және
Жоспарлау бөлімі сондай-ақ барлық жылдық жоспарлауын бақылап, оның орындалу
3.4 С. Балғымбаев кен орнын игерудің негізгі технико-
Игерудің техника-экономикалық көрсеткіштерінің талдауы жасалады.
Мұнай өндіруідің жоспары жылда 102,4%-ке нақты көлемі 102410 мың
Скважиналардың орташа тәуліктік шығыны соңғы жылдарда жоспардағыдан жоғары, яғни
Жұмыс істеп тұрған қордың пайдалану коэффициенті 2003 жылда
Еңбек өнімділігі жоспарға қарағанда, төмен жоспар бойынша 18984 теңге/адам,
Қор бергіштік келіп кеткеннен көруге болады, оло 2002 жылда
Жылдар бойынша 1999 жылдан енгізген скважиналар саны жоспар бойынша
3 кесте -2003 жылға негізгі техника – экономикалық көрсеткіштер
Көрсеткіштер
Жоспар Нақты %
І Мұнай өндіру, тонна
Ілелпе газ өндіру, м3
мұнай тапсыру, тонна
оның ішінде І группа
Апт-неоком
Товарлы мұнай өндіру
Мұнай реализациясы
ІІ Өнім шығару
-шығарылған өнім мың тг
товарлы өнім
өнім продукциясы
ІІІ Товарлы өнімнің өзіндік құны, мың тг
1 тн. Мұнайдың өзіндік құны тг
IV Жаңа скважиналар
Скважинаны пайдалану коэффициенті, к-т
Еңбек өнімділігі теңге/адам
Барлық тізімге кіретіндер адам
Өндірістік персоналға кіретін адам
-Өндірістік емес персонал, адам
-Құрылыстағы адамдар
Жұмысшының орташа еңбек ақысы, теңге 100000
868
97875
72800
88620
88716
1409733
1387186
13889
463448
5070
5
18984
217
132
45
40
45354 102410
850
99984
73050
90400
90250
1430737
1410099
1409447
463448
4835
5
0,941
18029
237
145
49
43
45412 102,4
100,4
102,1
100,3
102
101,7
101,5
101,7
101,5
100
95,3
100
95,8
109,2
109,8
108,8
107,5
100,1
+2410
+18
+2109
+250
+1780
+1534
+21004
+22912
+20460
-826
+20
+13
+4
+3
+58
3.1 кесте -Негізгі техника-экономикалық көрсеткіштер
Көрсеткіштер 1999 2000 2001 2002 2003
Мұнай өндіру мың тг
Газ өндіру мың м3
Скважиналардың пайдалану қоры:
Скважинаның орташа тәуліктік шығыны тг/тәулік
Пайдалану коэффициенті
Негізгі өндірістік қорлар құны, млн. тг
Өндіріс қызметкерлерінің жалпы саны, адам
Еңбек өнімділігі т/м жұмысына
Мұнай өндіру өзіндік құны
Қор бергіштік
1 Скважинаға келетін жөндеулер саны
113,5
-
102
6,1
98,1
57,0
110
24634
4760
0,40
1,0
110,3
110
5,6
98,2
55,0
119
22560
4721
0, 38
0,8
108,7
112
5,6
98,2
54,0
130
21800
4675
0,39
0,7
105,6
114
5,2
98,2
53,6
137
20408
4702
0,40
0,9
102,4
118
4,8
92,3
52,1
145
18984
4835
0,41
1,5
3.5 Товарлы өнімнің өзіндік құнынына талдау.
3.2 кесте - Өнім көрсеткіштері
Өнім өндірісі 2003 % 2002 %
Жоспар нақты
Есеп бойынша
Өндірілген өнім көлемі, мың т.
Товарлы өнім көлемі, мың т
Реализация өнім көлемі, мың т
Товарлы өнімнің өзіндік құны
1409733
1387186
1388987
463448
1430737
1410099
14094474634448
101,5
101,7
101,5
100
1495449
1482233
1974816
479554
95,7
95,1
95,6
96,6
Товарлы өнімнің өзіндің құнына талдау жасау есепті жылда өнім
1 т мұнайдың өзіндік құны 4835 т, жоспарда 5070.
Товарлы өнімнің өзіндік құнына, оның жоғарылап кетуіне келесі фактолар
Жыл ішінде матриалды, шикізат, энергетика ресурстарының бағасының 4-рет өзгерді.
Жоғарыда көрсетілген кестеден көрінетіні, материалды шығындар бойынша 54 млн
Аса көп шығын, тағы басқа шығындар бабы бойынша (602
3.6 Мұнайдың өзіндік құнының калькуляциясын талдау
3.3 кесте - Энергетикалық шығындар
Көрсеткіштер Өлшем бірлігі Жос-
пар Нақты + -
Терең соратын мұнай өндіру
Меншікті шығын
Электр энергиясы шығыны
Шығын суммасы
Электр энергиясының өзіндік құны
Мұнайдың өзіндік құны,т
Қабатқа жасанды әсер ету мың т
квт
мың квт сағ
мың тенге
тенге
тенге
тенге 100
11,0
110000
445
4
5070
485000 102,7
9,1
102920
303
2,9
4835
480000
Бұл бап бойынша шығындар 1420 мың теңгеге үнеделді. Ол
0,70*124146-881=+12. Басқа цехтарға көмек болуы есебінен.
Бұл бойынша аса шығындалу 33650 мың теңге. Есепті жылда
Құрал-жабдықтарда пайдалануға және тұрғызылуына кеткен шығыдар.
Бұл бойынша шығын 1644 мың теңге. Бұл жанармай, жылу
Есепті жылда орындалған жұмыс көлемі, күрделі құрылыс 25444 мың
3.7 Орындалған геологиялық техникалық шаралардың талдануы 2003
2003 жылы мұнай – газ өндіру басқармасы бойынша, 339
Нақты түде олардың 386-сы орындалып, қосынды тиімділік 154167 т
Есепті жылда істеп тұрған қордың күрделі жөндеу нәтижелері жақсы
Есепті жылда мұнай өндіруді тұрақтандыру мақсатында 314 техника –
Осы өткізілген шаралар туралы мағлұмат беретін таблица келесі бетте
3.4 кесте - Негізгі шаралар түрлері
Атаулары Мөлшері
Жоспар Нақты
Тиімділік, млн теңге
Жоспар Нақты
Істемей тұрған скважиналарды іске қосу
Істеп тұрған қорлардың күнделік жұмысы
Қабылдағыштықты арттыру
Скважина түбі аймағына әсер ету
Скважина түбі аймағын ыстық мұнаймен өңдеу
Жоғарғы су жылдамдығымен сұйық алу
Қосыша атқылау
Құм тығыздарынан тазарту
Механикалық әдіспен өндіруге ауыстыру
18
30
10
162
53
16
29
18
6
40
11
180
55
39
10
35
21
08
3,2
0,2
28,8
27,7
3,8
-
8,3
62,6
3,3
4,9
0,2
34,7
27,9
13,3
4,0
9,5
64,6
3.8 Экономикалық тиімділікке есептеу
Қабаттың суланған аймақтарына селективті оқшаулау технологисын енгізу
І. Шаралық қысқаша аннотациясы.
Бұл қабаттың өте жоғары суланған аймақтарын селективті оқшаулау технологиясын
Қолданылатын реалиттер салыстырмалы түрде қымбат болып таылмайды.
Салыстыру базасы және тиімділіктің есептеу әдісі
Салыстыру базасы болып шара өткізілген шарттағы, берілген технология жүзеге
Э=С1А1+Н (А-С2А2-ЕН-(К; мұнда
С1- жаңа технологиямен қарағанға дейінгі өзіндік құн
А1- осы жағдайдағы мұнай өндіру көлемі
Н- 1т мұнайға шаққандағы сабағаны күрделі қаржылық арнайы нормативі
(А -жаңа технологияны қолданға дейінгі және қолданғаннан кейінгі мұнай
С2- жаңа технологияны қолданғаннан кейінгі мұнай өндіру көлемі
ЕН- норматив
(К- шығындар
Жылдық экономикалық тиімділік есебі және керекті берілгендер
Келесі беттегі кестеде керекті берілгендер және скважина операцияларын өткізудегі
3.5 кесте – Құрал-жабдық көрсеткіштері
Құрал-жабдық аттары Жұмыс құны теңге/сағат Жұмыс уақыты сағ Пайдалану
1. ISA –320 (2 бірлік)
2. Автоцестерна (2б/к)
3. Қышқыл тасығыш
Барлығы 245
215
220 2*8=16
2*8=16
1*8=6 245*16=3920
215*16=3440
220*8=1760
9120
3.6 кесте – Химиялық реагент көрсеткіштері
Реагент атаулары 1 скв (операцияға кеткен шығындар) Хим. Реагент
Сұйық әйнек
Тұз қышқылы
Су
Барлығы 4
1
50 4750
33200
200 4750*4=190000
33200*1=33200
50*200=10000
323200
3.7 кесте - Салыстырмалы вариант бойынша мұнай өндірудің өзіндік
Көрсеткіштер Базалық вариант Жаңа технологияны қолдану вариант
Енгізу көлемі, скв
МГОБ-сы бойыша мұнай өндіру көлемі,
Ск.в операцилары өткізу шығысының ішінде,т
химиялық реагенттер
Қосымша шығындар шараны енгізуге байланысты барлығы, теңге
Енгізуге кеткен шығындар
Шартты айнымалы
ГРР-ға кеткен
МГОБ-сы бойынша пайдалану шығындары, теңге
Мұнай өндірудің өзіндік құны, теңге/т
Ғылыми-іздестіру жұмыстары шығындары, теңге
Тұрақты шығындар, млн теңге
Өзгермелі шығындар, млн. теңге 1
900000
10058
2153578
-
856500
206590
493221190
5070
7000000
-
-
1
914000
10689
2034400
323200*1=323200
798810
203440
1,67*10689=17850,6
3,90*10689=41687,1
494020000
4835
6800000
470
880
Селективті oқшаулар технологиясын енгізудің жылдық экономикалық тиімділігі
Э=5070*900000+100*10689-4835*914000-0,15*680000=32757690 теңге
Есептеу көрсеткіштері:
Енгізу көлемі – 1 скв/өнер
Қолданған шара арасында өндірілген өнім мөлшері – 10689 тонн
Қосымша күрделі қаржы – 0
Мұнай өндіру өзіндік құнының төмендеуі (-) жоғарылауы (+)
С=(С1-С2)А=(5070 - 4835)*914000=21479000 теңге
Пайдалану жоғарлауы:
П=(100-4835)*914000-(100-5070)*900000=14521000 теңге
4 ЕҢБЕК ҚОРҒАУ
4.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау.
Скважиналарды қамсыздандыру кезінде қозғалмалы және айналмалы бөлшектердің әсері, тербелмелі-станок
Топтамалы өлшеу қондырғыларында жоғарыда жұмыс істеуде, әсіресе топтамалы өлшеу
Сонымен қатар, термиялы әсер етулерде, яғни жылуөткізгіштер-мұнайбергіштікті қарқындандыру кезіндегі,
Химиялық әсер етулер скважинаны өңдеу процесіндегі қышқылмен жұмыс кезінде,
Ең қауіпті өндірістік факторлар – бұл электрлі, жарылыстар мен
Жарылғыш қоспаларды жолай мұнай және табиғи газдар, сонымен қатар
Көп жағдайларда өрт себептері болып фланецті қосындылардың төмен герметикалылығынан
Топтамалы өлшеу қондырғыларында вибрация мен шу көздері болып айырғышқа
Ретсіз жарықтандыру да негативті әсерін тигізеді. Жұмыс тәулік бойы
Мұнайөндірісінде жұмыс процестері жағымсыз метеожағдайлармен байланысты, яғни температура мен
4.2 Қорғаныс шаралары
4.2.1 Санитарлық гигиеналық шаралар
Топтамалы өлшеу қондырғылары мен мұнай дайындау пункттерінде 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 –
4.2.2 Қауіпсіздік техникасы бойынша шаралар
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,
C.Балғымбаев кен орнындағы электрмен қамтамасыз ету үшін қос линиядан
Электрмен жабдықталу кезінде қауіпсіздікті көтеру бойынша келесі шаралар
- Уақытылы тексерулер жүргізу;
- Жабдықтарды дер кезінде алып келу;
- ЖҚҚ-ды қарастыру (жеке қорғану құралы).
Электрлі қауіпсіздік қатынасында бірінші кезекте электр тұтынушыларын, қосқыш жабдықтарын,
Тербелмелі станоктарда электр қаупін туғызатын электродвигательдер толығымен тормен қоршалған.Осыған
Электр желілері мен жабдықтар бекітілген нормаларға сәйкес жасалуы керек.
Электр тізбектерінен, ұзартқыштармен, электр құрал-жабдықтарымен атқарылатын жұмыстарды тек электр
Атмосферада жанғыш булар пайда болған жағдайда электрөткізгіш құралдарды қолдануға
4.2.3 Өртке қарсы шаралар
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
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ
5.1 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 және оның
Бензин адам ағзасына негізінен дем алу жолдары арқылы ауамен
Керосин.
Керосин жалпы әсер етуі бензинге ұқсас. Керосин буларының шырышты
Көмір тотығы СОтүссіз,дәмсіз және иіссіз газ.
38 0Стемпературада адам қанында бөлініп таралу коэффициенті 0,1709. Жұмыс
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 инертті олар сонымен
Табиғи газ.
Оның әсері шектік көмірсутектердің әсеріне ұқсас. Басты қауіп оттегі
Күкіртті қоспалар.
Күкіртті қоспалардың зияндылығы аз күкіртті мұнайлардан, табиғи газдармен конденсаттардан
Меркаптандар.
Жоғары улы органикалық күкіртті газ. Мұнайы бар күкірттерге термиялық
Күкіртті.
1:1000000 елеусіз шоғырлануында сезілетін, ұнамсыз иісті, түссіз газ.
Күкіртсутек көп күкіртсутекті мұнайды және газды өндірумен өңдеу объектілері
Ағзаға күкіртсутек негізінен тыныс алу мүшелері арқылы және аз
Күкіртті ангидрит.
Өткір иісті және түссіз газ. Тыныс жолдарының беттерінде күкірт
Азот тотығы.
Азоттың екі тотығына жылдам тотығатын түссіз газ.
Азот тотығы – қанды у. Ол гемоглобинді метгемоглобинге өзгертеді.
Детергенттер (жұғыш заттектер).
Детеркенттер деп–БАЗ, сондай-ақ қосымшалар, активаторлар, толтырғыштар, қосылатын заттар түсініледі.
БАЗ–ң күшті улы әсері оның судағы шоғырлануы 2000–3000 мг/м3
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
5.1 кестеде газ желілері объектіндегі қоршаған ортаны негізгі ластаушылар
Мұнаймен ластанудың кейбір экологиялық аспектілерін және олардың алдын алу
Мұнай–газ өнеркәсібінде қоршаған ортаны ластаудың және көмірсутектердің шығу көздері
5.1.1 Атмосфераның ластаушы көздері ретінде технологиялық үрдістердің анализі.
Мұнай өндіру аудандарындағы атмосфера тұрақты қондырғыларда минералды отындарды жағу
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
5.1.2 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
5.2 Ұйымдастыру шаралары
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.
5.3 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.
Мұнайдың, мұнай өнімдерінің және газдың құбырмен тасымалдануының қоршаған ортаға
Айдау станцияларында және магистралды құбырлар желісінің мұнай құю пункттерінде
ҚОРЫТЫНДЫ
C.Балғымбаев кен орны апт-неоком горизонты терең-сорапты скважиналардың тиімді технологиялық
Кен орнының апт-неоком горизонты бойынша 2003 жылға 73,04 мың
1 скважинаға келетін тәуліктік орташа мұнай шығыны 4,4 т/тәулігіне.
1999-2003 жылдар аралығында апт-неоком горизонты бойынша өндіру скважиналар
Сұйықты ашу үшін жобаланған қондырғы болып 5ск-4-2,1-1600 тербелме қондырғысы
Бұл кен орынның апт-неоком горизонтын игеруін көрсетеді, ол технологиялық
Нақты және жобалау көрсеткіштерін салыстырып қарайтын болсақ, жобалау варианты
Күрделі қаржылар, энергетикалық шығындар, мұнай өндіру өзіндік құндары үнемдейді.
Техника мен технологияның жақсартылуы, мұнай бергіштіктің арттырудың соңғы әдістерін
Скважина шығынын жоғарлатып, кен орнында техника-экономикалық көрсеткіштеріне қол жеткізу
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Н.А. Ерешенко “Геология нефти и газа” М.Недра, 1968
Ю.П. Желтов “Разработка нетяных месторождений” М.Недра, 1986
В.И. Щуров “Технология и технико добычи нефти” М.Недра, 1986
Уточненные проекты и анализ разработки месторождения Мартыши
Х. А. Калабаев Методические указания Алматы, КазПТИ, 1992
Карпеев Ю.С. “Охрана труда в нефтяной и газовой
Г.С. Лутошкин “Сбор и подготовка нефти газа и воды
Технологичекие счеты НГДУ “Жайыкнефть”
Ескалиев У.Е. “Опыт разработки нефтянного месторождения Мартыши” М. ВНИИОЭНГ,
В.И. Егоров, Л.Т. Злотникова, Н.Н. Победоносцева “Анализ хозяйственной деятельности
Тайкулакова Г.С “2001 мамандығының студенттеріне дипломдық