Айдау фонды


МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлімі ... ……..................…………………...
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер ………………………
1.2 Стратиграфия ……………………………………………………..
1.3 Тектоника …………………………………………………………
1.4 Мұнайгаздылық …………………………………………………..
1.5 Мұнай және газ геологиялық және қалдық…………………….
2 Кен орындарының игерудің жүйесі
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштің жүйесі ……………….
2.1.1 Игеру кешенін таңдау
2.1.2 Пайдалну ұңғыларының орналасу анализі ……………………
2.1.3 Кен орындарды игеру режимі ………………………………..
2.1.4 01.01.2010ж. игерілген кен орындарының жағдайын және реттелуін бақылау
2.2 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы …………………………….
2.3 Көмірсутектердің қабатқа әсер ету әдістері ……………………
3 Мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы...
3.1 Өңдірудің техникаға арналған таңдауы және белгілері………..
3.2 Технологиялық көрсеткіштердің, ұңғыманы фондының структурасының және олардың қазіргі
3.3 Мұнай және газдың технологиясы ………………………………
3.4 Ұңғымаларды пайдалану түрлерінің көрсеткіштерінің мінездемесі ………………………………………………………
3.5 Ұңғымаларды пайдалану кезіндегі қиындықтарымен күресу және оны алдын-алу
іс-шаралар ……….
3.6 Ұңғылар өнімдеріне жинау жүйесі және өнімді дайындау
4 Арнайы бөлім…………………………………………………….
4.1 Дипломдық жобаның тақырыбың қазіргі заманғы қарастырылуы және анализі…………………………………….
4.2 Жаңа техника және технологиялық қолдану……………………
4.3 Компьтерлік ақпаратпен технологиылық есеп………………….
5 Экономикалық бөлім …………………………………….......
5.1 Ұңғыманы игерудің технико-экономикалық көрсеткіштері …..
5.2 Экономикалық эффектіліктің есеб ……………………………..
6 Еңбек қорғау ……………………………………………………..
6.1 Мекемелердің қауіпті және зиянды факторлары ………………
6.2 Еңбекті қорғауды қамтамсыз ету жөніндегі салттанаты іс-шаралар…………………………………………………………….
7 Қоршаған ортаны қорғау ……………………………………
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау …………………………………….
7.2 Сулы ресурстарды қорғау………………………………………...
7.3 Жер ресурстарын қорғау ........................................
Қорытынды ……………………………………………………….
Қолданылған ақпараттық көздер тізімі………………………….
АҢДАТПА
Дипломдық жоба жеті негiзгi бөлiмдерден тұрады:
геологилық;
кен орындарының игерудің жүйесі;
мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы;
арнайы;
экономикалық;
еңбектi қорғау;
қоршаған ортаны қорғау.
Геологиялық бөлімде Өзен кен орнының геологиялық зерттелгенi, мұнайгаздылығы,
Кен орындарының игерудің жүйесі бөлімінде игерудің технологиялық көрсеткіштері, игерудiң
Мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы бөлімінде ұңғы
Арнайы бөлімде Өзен кен орнында штангалы терең сорапты қондырғымен
Экономикалық бөлiмiнде негізгі экономикалық көрсеткіштер мен жылдық экономикалық тиімділіктің
Еңбектi қорғау және қоршаған ортаны қорғау бөлiмдерiнде Өзен кен
АННОТАЦИЯ
Дипломный проект состоит из семи основных частей:
геологическая;
система разработки в месторождениях;
техника и технология в добычи нефти и газа;
спец часть;
экономическая;
охрана труда;
охрана окружающей среды.
В геологической части рассматривагтся геологическая изученность, нефтегазоносность, характеристика толщин,
В части система разработки в местораждениях рассматривается приведен
В техника и технология в добычи нефти и газа
В спец части рассматривается выбор оборудований при борьбе с
В экономической части дан расчет основных экономических показа-телей и
В разделах охраны труда и охраны окружающей среды, рассматри-ваются
КІРІСПЕ
Қазақстан Республикасы үшін ең басты
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды
Бұл дипломдық жобада Қазақстан республикасының Манғыстау облысында Өзен
Өзен кенорны 1961 жылы ашылды. 1964 жылы игеріліп басталды.
Өзен мұнайы сирек кездесетін ерекшелігімен айқындалады. Құрамында парафин мөлшерінің
Кәсіпшілік өнімнің қажетті түрлерінің арасында мұнай, газ және олардың
1994 жылы қараша айында ұйымдастырылған «Өзенмұнайгаз» өндіріс филиалынан 1996
Кен орнының өндіру қоры винтті сорап, штангалық сораптық және
Штангалық тереңдік сорапты пайдалану кезінде скважиналардың өнімі және өнім
Жобаның негізгі мәселесі – Өзен кен орнында ШТСҚ –
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 ЖАЛПЫ МӘЛІМЕТ
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде Оңтүстік Маңғыстау
Әкімшілік жағынан кен орын территориясы Маңғыстау облысы құрамына кіреді.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа, яғни оңтүстік-батысқа
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Оның орталық бөлігін
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына қарай шөлді
Аудан климаты күрт континентальды, шөлейтті, тәуліктік температураның күрт өзгеретіндігімен,
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-шашын
Жаңа Өзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне бұрғыланған геологиялық
Өзен кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан
Маңғыстауды зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау мұнайының алғашқы
Өзен кен орнының көтерілуі 1937-1941 жылдары С.Н.Алексейчик далалық геологиялық
1941-1945 жылдар арасында Маңғыстауда геологиялық зерттеулер жүргізілген жоқ.
1950 жылы ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов, Н.К.Трифоновтың жетекшілігімен Маңғыстауға ірі
Маңғыстаудың мұнайгаздылық жөнінен болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 жылы Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас
1957-1961 жылдары Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі мәселелер шешілді. Бұл
Өзен кен орнын өнекәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО үкіметінің
1965 жылы ВНИГРИ Өзен кен орнын игерудің бас схемасын
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткеннен соң мұнай өндіру
1974 жылы жасалған игеру жобасында келесі мәселелер қарастырылып, шешім
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49,3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын игеру сипатының
Қазіргі кезде ыстық су әртүрлі қондырғыларда дайындалады. Ыстық суды
сурет Өзен кен орнының орналасуы.
1.2 СТРАТИГРАФИЯ
Өзен кен орнында терең барлау нәтижесінде бұрғылаумен қалыңдығы шамамен
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділерімен
Пермь-триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне
Пермь-триас жүйесі (РТ).
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті құмтастармен
алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалыңдығы шамамен
440 метрге жетеді, оның жабынында шайылудың ізі байқалады.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
Юра жүйесі (J).
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі,
Төменгі бөлім (J1).
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың араласуынан
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды-кремнийлі болып келеді.
Ортаңғы бөлім (J2).
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан ең ірісі.
Аален ярусы (J2 a).
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды-галькалы жыныстардан
құралған және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы
Байос ярусы (J2 b).
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос
Төменгі байос (J2 b1).
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470 метр және саздар,
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXІІ, XXІ, XX,
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt).
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр, нашар
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Жоғарғы бөлім (J3).
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
Келловей ярусы (J3 k).
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан сазды қалың
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3о- km).
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы
Бор жүйесі (К).
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде орналасады
Кайнозой тобы (KZ).
Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген
Палеоген жүйесі (f).
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен бөлімі
Неоген жүйесі (N).
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері түрінде кездеседі.
Төрттік жүйесі (Q).
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен көрінеді. Шөгінділердің
1.2-сурет. Өзен кен орнының құрылымдық картасы
1.3 ТЕКТОНИКА
Оңтүстік Маңғыстау ойыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын Жетібай-Өзен тектоникалық
Солтүстігінде Өзен құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен шектеседі, олардың арасында
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының оңтүстік қанатын
Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің оңтүстік
Құрылым осінің ундуляциясы назар аудартады, соның нәтижесінде негізінен құрылымның
1.3-сурет. Өзен кен орнының геологиялық қимасы
1.4 МҰНАЙГАЗДЫЛЫҚ
1.1-кесте. Мұнайгаздылық ауданың салыстыру
Күмбез Гори зонт Жатысы Мұнайгаздылық ауданы,мың.м2
%
1 2 3 4 5 6
Негізгі аудан 13 А 178758 178585 -0,10
Б 106748 106920 +0,16
В 225327 225732 +0,18
Г 203733 203301 -0,21
Д 167340 167741 +0,24
Негізгі аудан 14 А 187879 187941 +0,033
Б 188261 188270 +0,047
В 129789 129648 -0,10
Солтүстік-Батыс 14 В1+2 5898 5906 +0,13
В3 3712 3712 -
В4 3262 3262 -
Парсымұрын 14 В 4035 4026 -0,22
Негізгі аулан 15 А 93727 93805 +0,08
Б 92252 92304 +0,06
В 44547 44284 -0,59
Солтүстік-Батыс 15 А 2852 2852 -
Б+В 5873 5873 -
Парсымұрын 15 Б 2264 2264 -
Негізгі аулан 16 1 65231 65017 -0,33
2 48595 48567 -0,06
Негізгі аудан 17 А 37993 37979 -0,26
Б 33240 33240 -
Қумұрын 17 А 2484 2484 -
Б 4779 4779 -
Парсымұрын 17 Б 869 869 -
Негізгі свод 18 А 14311 14311 -
Б 9128 9207 +0,88
В 7635 7635 -
Орталық блок 18 А 7556 7556 -
Б 660 660 -
В 564 564 -
Қумұрын 18 А1 1513 1513 -
А2 3039 3039 -
Б 3587 3587 -
В 3466 3466 -
Шығыс-Парсымұрын 18 В 427 427 -
Солтүстік-Батыс 18 В 886 884 -0,23
2006 жылы Өзен кен орнынан 5325100 тонна мұнай өндірілді.
80 жылдар кезінде Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын күмбездерінің өнімді
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге кететін жыныстардың
1.2-кесте. Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар
m, %
1 2
XІІІ 21
XІV 22
XV,XVІ 23
XVІІ,XVІІІ 24
Өзен кен орнының қабат коллекторларының маңызды қасиеттерінің бірі өткізгіштік
Өткен жылдарда жүргізілген зерттеулер негізінде үлгітасты талдау бойынша табылған
Төмендегі кестеде ұңғымалар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа
1.3-кесте.Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар
kop, мкм2
Скв. Саны
hM.OP., м
1 2
XІІІ 0,206 458 10,8
XІV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVІ 0,207 311 18,4
XVІІ 0,76 96 23,4
XVІІІ 0,178 63 19,8
Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі
XІІІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар, яғни ұсақ
XІІІ-XVІІІ горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдық сипатқа ие. Олар мұнайда
1.4-кесте.Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер
Хііі горизонт
1 2
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3/ м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа(с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, (С 66
1965 жылы Өзен кен орнының қимасында терең бұрғылау нәтижесінде
Өзен кенорнынан игерілетін мұнай смолалы, аз күкіртті, жоғары парафинді
Өзен кенорны бойынша қабат мұнайларының қасиеттері келесідей: мұнайды ерітілген
Өзен кенорындағы қабат сұйығының қасиеттерін 1.2 кестеде қарастырайық.
1.5-кесте.Өзен кенорындағы xiii-xviii қабат сұйығының қасиеттері
Параметрлердің атауы Қабаттар
XIII XIV XV XVI XVII XVIII
1 2 3 4 5 6 7
Мұнай тығыздығы,
т/м3
Мұнай тұтқырлығы
МПА*с
Газбен қаныққан
мұнайдың қысымы,
МПА*с
Мұнайдың көлемдік
коэффициенті, бірлік
үлес
Мұнайдағы газ
құрамы,м3/т
Мұнайдағы парафин
құрамы, %
Мұнайдағы күкірт
құрамы,
Газдалған мұнайдың
фракциялық құрамы,
%
100˚С
200˚С
300˚С 0,796
4,7
7,2
1,17
56
18,5
0,18
2
14
30 0,787
4,0
7,8
1,17
57,2
19,7
0,18
2
14
30 0,780
3,7
8
1,18
59,3
19,2
0,17
13
30 0,785
3,8
8,2
1,17
56,7
18,7
0,19
2
14
30 0,790
4,0
8,3
1,17
56,5
20,4
0,19
2
13
31 0,787
3,9
9,2
1,18
61,8
21,2
0,19
2
14
30
XIII-XVIII өнім қабаттарындағы мұнайының газ құрамы 56м3/т (XIII) 61,8м3/т
1.6-кесте.Мұнайдағы газсыздандыру кезінде бөлінген газдың құрамы
Құрамы
Қабаттар
XIII XIV XV XVI XVII XVIII
1 2 3 4 5 6 7
Метан
Этан
Изо-бутан
Н-бутан
Изо-пентан
Н-пентан
Гексан
Көмірқышқыл газы
Азот 50,20
19,80
3,10
4,65
1,55
1,45
0,20
2,26
56,8
18,0
2,6
3,8
1,3
1,2
1,0
0,7
1,3 62,60
17,60
2,10
3,31
1,04
0,88
0,40
1,72 67,51
13,83
1,86
3,22
1,24
1,10
0,30
2,33 63,34
18,33
1,74
3,14
1,24
0,83
1,18 63,28
18,21
1,82
3,9
0,93
0,76
1,23
1.4-сурет. Өзен кен орнының өнім алу картасы
1.5 Мұнай мен газдың геологиялық және қалдық қорлары
Алғаш рет Өзен кенорнының мұнай қорларын есептеу жұмыстары 01.01.1963
ЦКЗ МГИ ОН 02.02.69 ж. протоколы бойынша қорлар (1148
1992 ж. 5 терең ұңғыманы бұрғылаудан кейін алынған геологиялық
баланстағы – 1429 мың т;
өндірілетін – 543,6 мың т;
С2 категориясы бойынша (апт горизонтынің В қабаты):
баланстағы – 7 мың т;
өндірілетін – 2 мың т.
Соның ішінде альб горизонтынің (А және Б қабаттары) қорлары
2009 жылдың 1 қаңтарына кенорын бойынша 127,37 мың т
-
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштің жүйесі
Скважинаны игеру – қабаттан сұйық ағынын скважинаға шақыру бойынша
Скважинаны игеру маңызы депрессияны тудыру болып табылады, яғни қабат
Екінші жағдайда скважинадағы деңгейді келесі тәсілдердің бірімен төмендетеді: поршендеу,
Аэрация – сұйықты сығылған газ пузыркаларымен араластыру процесі. Аэроция
Аэрация кезінде скважинаға сораптан келетін сулы желіден басқа компрессордан
Поршендеу – поршень көмегімен скважинадағы сұйық деңгейін берте-берте төмендету.
Поршень диаметрі 25-37,5 мм құбыр, төменгі бөлігінде жоғарыға ашылатын
Әрбір құбырды шаблонмен тексереді, поршенді
Үздіксіз поршендеу кезінде скважинадағы
Кенорында игеру жобалық құжаттар арқылы
кенорында бастапқы игеру барысында қабат
- төрт пайдалану обьектісіне
- обьект – XV+XVІ қабаттар;
қабат;
негізгі пайдалану обьектісі бойынша
барлық обьектілерді және жеке
барлық обьектілердегі жоспардағы тілік сызықтарын
ІІІ – обьектіне (XVІІ) нұсқаның
Мұнай өндіру скважиналарында түптің қысымын
Су айдау қысымын. бастапқы қабат
Су айдау қысымы -10мПа.
2.1-кесте. 13+14 горизонтты игерудің негізі технологиялық көрсеткіштері.
Жылдар Мұнайды өндіру Мұнай қорларын Жинал. Мұонай
мен жалпы товар- өндіру қарқыны мұнайды қорын шығару өндіру
кезен лық Бастап. Ағымдағы өндіру тандау
дер мың.т мың.т % % мыңт % д.ед. мың.т
1 2 3 4 5 6 7 8 9
2006 4239,9 4239,9 1,4 3,6 191672,3 62,6 0,295 22023,0
2007 4439,6 4439,6 1,5 3,9 196111,9 64,1 0,302 23661,0
2008 5208,6 5208,6 1,7 4,7 201320,5 65,8 0,310 28718,6
2009 5794,3 5794,3 1,9 5,5 207114,8 67,6 0,319 32651,9
2010 6220,6 6220,6 2,0 6,3 213335,4 69,7 0,329 35175,8
2011 6636,2 6636,2 2,2 7,1 219971,6 71,8 0,339 36894,6
2012 7009,4 7009,4 2,3 8,1 226981,0 74,1 0,350 38918,8
2013 7287,5 7287,5 2,4 9,2 234268,4 76,5 0,361 40519,1
2014 7560,4 7560,4 2,5 10,5 241828,8 79,0 0,373 42090,9
2015 7823,0 7823,0 2,6 12,2 249651,8 81,5 0,385 43586,5
2016 8094,2 8094,2 2,6 14,3 257746,0 84,2 0,397 44796,2
2017 8160,6 8160,6 2,7 16,9 265906,6 86,9 0,410 44731,4
2018 7767,3 7767,3 2,5 19,3 273673,9 89,4 0,422 43463,4
2019 6780,9 6780,9 2,2 20,9 280454,8 91,6 0,432 41738,9
2020 5674,0 5674,0 1,9 22,1 286128,8 93,5 0,441 40502,0
2021 4716,0 4716,0 1,5 23,5 290844,8 95,0 0,448 39180,1
2022 3899,0 3899,0 1,3 25,5 294743,8 96,3 0,454 37775,3
2023 3223,6 3223,6 1,1 28,2 297967,4 97,3 0,459 36273,4
2024 2665,1 2665,1 0,9 32,5 300632,5 98,2 0,463 34712,7
2025 2203,4 2203,4 0,7 39,8 302835,9 98,9 0,467 33123,7
2026 1821,7 1821,7 0,6 54,7 304657,6 99,5 0,470 31530,0
2027 1506,1 1506,1 0,5 100,0 306163,7 100,0 0,472 29950,3
2.1.1 Игеру кешенін таңдау
Өзен кен орны 1961 ж. ашылып өндірістік өңдеуге 1964
Негізгі сызбанұсқаның негізгі талаптары талаптары келесідей :
пайдаланудің төрт объектісін бөлу :
I объект – XIII-XIV горизонттар;
II объект – XV-XVI горизонттар;
III объект – XVII горизонттар;
VI объект – XVIII горизонттар;
қабат қысымын және қабат температурасын кен орнын өңдеудің басталуынан
I және II объекттерді айдау ұңғымаларын ені 4 км
XVII горизонтты өңдеу алғашқы уақытта контурлық су басу мен
XVIII горизонтын қабат қысымынсыз жүргізу;
XVII және XVIII горизонттарының жүйесін дәлелдеп одан әрі өңдеу,
I объектте әр блок шекарасында – 5, II объектте
барлық горизонттың пайдалану мәліметтері негізінде кен орынның өңдеу
Өзен кенорнының пайдалану ұңғыларының негізгі қоры штангілі терең сораптармен
Кенорынды игеру жағдайын талдау нәтижесінен, мұнайды шығару негізінен механикалық
Кенорын игеріліп басталғаннан бері 01.01.2008 жылға дейін 21211,7 млн.м
Жылдық еріген газ өндіру 2008 жылы 231,4 млн.м
Кеніштің схематизациясы
Алынған объект геометриялық бұрыс формалы болып келеді. Сондықтан бұл
Сонымен сақинаның сыртқы радиусын анықтаймыз:
Келесі шарт бойынша орталақ батареяның радиусын табамыз:
Бұдан,
= =5628 м.
Келесі есептерде сақина үшін есептейміз. Егер объекттің үлкен осі
2.1.2 Пайдалану ұнғыларының орналасу анализі
2 .2–кесте.Ұнғыларды жабық гаризонт бойынша анықтау
Горизонттар 13 14 15 16 17 18
Ұнғылар саны 397 251 81 45 28 16
2007 жылы кен орны бойынша 95 ұңғыма бұрғыланды, оның
3093 скважина пайдаланудың механикалық әдісімен жұмыс істеуде, фонтандық –
Әрекетсіз қорды 86 скважина құрайды. Өндіру қор скважина қолдану
2.3-кесте. Скважина қорының сипаттамасы
Горизонт, күмбез скважина қорын өндіру коэффициенті Пайдалану коэффициенті
2006 2007 2008 2006 2007 2008
XIII
XIV
XV
XVI
XVII
XVIII 0,850
0,840
0,850
0,860
0,800
0,860
0,889
0,902
0,889
0,866
0,903 0,953
0,930
0,934
0,943
0,957
0,956 0,912
0,928
0,926
0,948
0,888
0,890 0,950
0,966
0,968
0,959
0,946
0,968 0,964
0,957
0,968
0,965
0,971
0,975
XVIII
XXI
XXII
XXIII
Қумұрын
0,770
0,840 0,915
0,843
0,923
0,880
0,896
0,922
0,962 0,942
0,889
0,955
0,917
0,921
XV
XIX
XX
XXI
Солт-Бат.
0,870
0,925 0,966
0,947
0,963
0,947
0,951
0,937
0,966 0,980
0,966
0,975
0,951
0,974
XV
XIX
XX
XXI
XXII
XXIV
Парсымұрын
0,780
0,880 0,856
0,887
0,955
0,983
0,966
0,982
0,964
0,879
0,941 0,875
0,900
0,972
0,996
0,981
0,997
0,973
Кен орны бойынша 0,880 0,912 0,941 0,955 0,960 0,966
Мұнай кенорындарын игерудегі маңызды мәселелердің бірі ұңғымаларды орналастыру.
Ағымдағы орташа мұнай өндіру деңгейі берілген. Осы арқылы, ең
Материалдық қор анықталған. Осы арқылы , максималды мұнай
Екінші вариантта келесідей шарттар қойылады.
Орташа мұнай өндіру деңгейі
Ұңғымалар саны белгілі. Ұңғымаларды кеніш ауданына , игеру мерзімі
Бұл екі есептеулердің шарттары бір-біріне ұқсас . Ю.П.Борисов
Ю.П.Борисов екінші вариантқа сәйкес есептеулер жүргізіп нәтижесінде мынандай
1.Жолақ тәріздес кеніштерде ұңғымаларды бірінші қатарда жиілетіп және соңғы
2. Шеңбер тәріздес кеніштерде ұңғымалар торының тығыздығы
Пайдалану және айдау ұңғымаларының орналасу схемасын
Сонымен , ұңғымаларды тиімді орналастыру есебі әр-түрлі және
Кенорынды игеруді жобалау тәжірибесінен , ұңғымаларды орналастыру келесідей
Кенорынның бүкіл ауданы және мұнай қоры берілген
Жоғарыдағы есепті анығырақ түсіну үшін , оны жолақ тәрізді
Жолақ тәріздес кеніштің жалпы ұзындығы және ені (мұнай қоры)
Бөлінетін блоктың енін және ұңғымаларды орналастыру
Біртексіз қабатты су айдаумен игеру барысында ұңғымаларды орналастыру
Тәжірибеде көбіне нұсқа ішінен су айдау тәсілі тараған
Көбіне бөлінетін блоктың өлшемдері толықтай ,кейде кенішті қиғаш
Айдау қатарынан бірінші пайдалану ұңғымалар қатарына дейінгі
Скважиналарды орналастыру есебі.
Есеп бойынша контур радиусы 6688м, соңғы қатардың радиусы 5628м.
Сонымен, үш қатарға есеп аламыз:
0,841 (2.4)
мұндағы rц = r3 = 5628
Графиктен -ға келетін қатар санын үш
;
1 ;
Сонда
Осы графиктен мынаны анықтаймыз:
(2.5)
Осыдан,
Сонда,
Графиктен скважиналар аралығын 2 табамыз:
I-вариант
; 2σ1 =2
II-вариант
III-вариант
I-вариант
II-вариант
III-вариант
Вариант Пайдалану скважиналар саны Пайдалану скважиналар арақашықтығы
n1 n2 n3 2σ1 2σ2 2σ3
I 460 258 175 86,4 153,6 227,2
II 451 261 172 83,2 144 217,6
III 442 263 181 80 134,4 195,2
2.4 – кесте. Есеп мәліметтері
2.1.3 Кен орындарды игеру режимі
Игеру жүйесі – инженерлік шешімдердің, өзара байланысты жиыны:обьектілерді сайлау
Кенорын су арынды режиммен игеріледі, қабат қысымын сақтау үшін
Мұнай скважиналарының пайдалану процесі мұнайдың скважина түбінен жер бетіне
Егер қабат сұйығын көтеру үшін табиғи энергия жеткіліксіз болса,
Сораптық пайдалану тәсілі екіге бөлінеді: штангалық сорапты пайдалану және
Штангасыз сораптармен пайдалану кезінде сорап скважина ішіне сораптық компрессорлық
№1МГӨБ - ның негізгі өндіру қорының скважиналары тереңдік штангалық
ШТСҚ-мен жабдықталған, МГӨМ-3 пайдалану ұңғымаларының 51-не ШТСҚ қойылып көрілді.
01.01.2010ж.игерілген кен орындарының жағдайын және реттелуін бақылау
Игеруді бақылау келесі негізгі шарттармен жүзеге асырылады, қабаттарды және
Барлық скважиналар қоры скважиналар штангілі терең сораптармен жабдықталғандықтан, және
Гидродинамикалық зерттеулердің барлық керекті параметрлері есептік жолмен алынады.
Төменде 2.5- кестеде негізгі өндірістік-гидродинамикалық зерттеулердің орындалуы көрсетілген 2005
2.5-кесте. Негізгі өндірістік-гидродинамикалық зерттеулер
№ Көрсеткіштердің атауы өлшем бірлігі 2005 жыл Ауытқу. +,-
п/п
план факт
1 Динамограмма түсіру замер 41556 49788 8232
2 Нст. Анықтау " 1712 1762 50
3 Ндин. Рзаб. анықтау " 13852 24349 10497
4 ПРС кезінде Рпл. " 1176 1330 154
5 скв. Бақылау кезігде Рпл. өлшеу " 230 244
6 айдау.скв. өлшеу " 14928 28347 13419
7 Айдау скв. Саға қысымын өлщеу " 29856 35179
8 Айдау скв. УКВД-сын өлшеу " 650 710 60
9 Айдау скв. Рпл өлшеу " 2012 2448
12 Судың химиялық анализі анализ 11808 24968 13160
Жер қойнауын қорғау туралы бір ыңғай ережелерге сәйкес, Қазақстан
«Микон-107» атты терендік манометр көмегімен, гидродинамикалық зерттеулердің графигі бойынша,
Қабаттың геологиялық және гидродинамикалық моделін жасау үшін, арнай бағдарлама
Мұнай, газ және сұйықтықтардың дебиттерін жербетіндегі қозғалмалы дара өлшеуші
Өнімнің сулану дәрежесін, лақтыру желілерінде алынған сынаманы, арнайы физикалық-химиялық
Сонымен қатар, жоғарыда айтылған параметрлер, эксперименталды қозғалмалы екі желілі
Геофизикалық зерттеулер қазіргі таңда, игерудің айырылмас бөлігі болып келеді.
2.6- кесте. Игеруді бақылаудың ҰГЗ зерттеулерің түрлері мен кезектілігі.
Решаемые задачи. ҰГЗ-ң ұсынылған әдістері Зерттеу кезектілігі. Ескерту
Өндіру ұнғылары Ағын профилін анықтау, беру қабаттарының қуаты, өндіру
СТД, РГД, ВЛ, РИ Пайдалануға бергенде,
Жұмыстың әрбір өзгерісі кезінде.
Ұнғылар торында 2 жылда 1 рет. ҰГЗ-ң
өлшеулерін
қабатқа
әсер ету
технологияларын
(ГРП және РИР
сияқты)
қолданардың
алдында
немесе
олардан
кейін
жүргізу
қажет
Ағымдағы иұнайгазға қанығуы, ВНК көшіруді бақылау,сулану интервалын анықтау. ИНГК,
Ұнғылар торында 2 жылда 1 рет.
Айдау ұнғылары Жұтылу профилін анықтау, қолдану қабатының қалындығы ТМ,
СТД, РГД Пайдалануға бергенде,
Жұмыстың әрбір өзгерісі кезінде.
Ұнғылар торында 2 жылда 1 рет.
Ұнғылардың барлық категориялары Цементтік тастың, колоннаның және ұнғының техникалық
СТД, АКЦ, СГДТ,
ШМ, ЭМДСТ. Пайдалануға бергендегі зерттеулерде және қажеттілік шегі бойынша.
Ұнғылырдың бір-біріне әсерін бақылау. Индикаторлық әдіс,
гидропрослушивание ШМ. Қажеттілік шегі бойынша.
Игеруді бақылаудың физика-химиялық әдісі
РД 39-4-699-82 бойынша «Мұнай және газ кен орындарын игеруді
Терендік мұнай сынамасын алу және зерттеу;
Кәсіпшілік газ факторларын өлшеу;
Өндірілетін газдың құрамын бақылау;
Мұнайдың сулануын бақылау;
Газсызданған мұнай сынамасын алу және зерттеу.
Игеру процессі кезінде мұнай және газдың құрамын физика-химиялық зерттеу
2.7-кесте. 13-18 горизонттарды игерудің негізгі көрсеткіштерінің динамикасы
№№
п/п көрсеткіштер Годы
2004 2005 2006 2007 2008
1 Мұнайды өндіру, мың.т 5603,6 5940,8 6114,8 6107,1 6058,3
Жаңа ұнғылар бойынша 265,1 191,7 134,6 164,0 133,5
2 Мұнайды суммарлық өндіру, мың.т 279537,5 285478,3 291593,1 297700,1
3 Сұйықтықты өндіру, мың.т 28876,3 31498,0 33056,0 33390,6 34811,7
4 Сұйықтықты суммарлық өндіру, мың.т 623007,5 654505,4 687561,4 720952,0
5 Өнімнің салмағы бойынша орташа жылдық сулануы, %
6 1 ұнғыма мұнайының орташа жылдық дебиті, т/тәу. 5,4
Жаңа ұнғылар бойынша 19,9 17,4 14,1 16,4 14,9
7 1ұнғыма сұйықтығының орташа жылдық дебиті , т/тәу
8 Қордың бастапқы балансынан алу қарқыны, % 0,6 0,6
9 Бастапқы қордан алу қарқыны , % 1,3 1,4
10 Ағымдағы қордан алу қарқыны, % 3,5 3,9 4,1
11 Қордың ағымдағы мұнайбергіштігі 0,29 0,29 0,30 0,30 0,31
12 Газды өндіру, млн.м3 224,1 237,6 244,5 244,3 242,3
13 Газды суммарлық өндіру, млн.м3 20501,6 20739,2 20983,7 21228,0
14 Орташа газ факторы, нм3/т 40,0 40,0 40,0 40,0
15 Суды айдау, мың.м3 46903,0 48923,9 50735,9 50734,3 51206,8
16 Суды суммарлық айдау, мың.м3 1118038,8 1166962,7 1217698,6 1268432,9
17 Айдау компенсациясы, % 148,2 142,0 140,6 139,3 135,4
18 1 айдау ұнғымасының орташа жылдық қабылдауы, м3/тәу. 139,0
19 Өндіру ұнғыларын бұрғылаудан енгізу бір. 79 70 64
20 Айдау ұнғыларын бұрғылаудан енгізу бір. 14 25 29
21 Өндіру фондының жұмыс істеген мерзімі, тәу. 1031785 1086524
Жаңа ұнғылар бойынша 13299 11030 9570 10015 8992
22 Айдау фондының жұмыс істеген мерзімі, тәу 337467
23 жыл аяғындағы өндіру ұнғыларының фонд бір. 3095 3135
Ағымдағы 3016 3102 3139 3120 3011
24 Жыл аяғындағы айдау ұнғыларының фонд бір. 1146 1092
Ағымдағы 1070 1070 1068 1017 833
2.1 – сурет. 13-18 горизонттар. Игерудің негізгі көрсеткіштері
2.2 -сурет 13-18 горизонттардағы игерудің негізгі көрсеткіштерінің дишамикасы
Кесте 2.8 – Жалпы кен орны бойынша игерудің негізгі
Вариант 2
Жылдар мен кезендер Мұнайды өндіру, мың.т Қордан алу қарқыны
бастапқы,
% ағымдағы,
%
жалпы, мың.т мех.әдіспен, мың.т жалпы, мың.т мех.әдіспен, мың.т
жылдық, мың.м3 жиналған, мың.м3 жылдық, млн.м3 жиналған, млн.м3
2009 5741,7 1,2 3,3 309500,1 65,0 0,315 33902,4 33902,4
2010 5883,1 1,2 3,5 315383,2 66,2 0,321 34161,1 34161,1
2011 5879,0 1,2 3,7 321262,2 67,4 0,327 32975,6 32975,6
Кесте 2.9 – Жалпы кен орны бойынша игерудің негізгі
Вариант 1
Жылдар мен кезендер Мұнайды өндіру, мың.т Қордан алу қарқыны
бастапқы,
% ағымдағы,
%
жалпы, мың.т мех.әдіспен, мың.т жалпы, мың.т мех.әдіспен, мың.т
жалпы, мың.т мех.әдіспен, мың.т жалпы, мың.т мех.әдіспен, мың.т
2009 5703,5 1,2 3,3 309461,9 65,0 0,315 33637,2 33637,2
2010 5645,0 1,2 3,4 315106,9 66,1 0,320 33508,8 33508,8
2011 5547,9 1,2 3,4 320654,8 67,3 0,326 32432,5 32432,5
2.2 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы
01.01.2009 жылға Өзен кен орнында барлық ұңғы саны 6344
«Өзенрымұнайгаз» МГӨБ бойынша 2008 жылы 6,6 млн тонна мұнай
«Өзенмұнайгаз» мұнай-газ өндіру басқармасына қарасты кен орындарының алдыңғы қатарлары
Мұнай кеніштерінің игеру процестерін жетілдіру – мұнай кен орындарының
Бұл мәселе дәстүрлі түрде игерудің өте тиімді жүйелерін тудыруымен
Қазіргі таңда геолого- техникалық шараларды жоспарлау кезінде қалдық қорлардың
Мұнай өңдіру саласының дамуының қазіргі кезеніңде кенорындарының
компьютерлық технологиялар және техникалық құралдардың кенінен дамуы үлкен көлемде
кенорынды игеру процесін жетілдіру мақсатында жаңа технологиялар және әдістердің
ресурстық базалық және кенорынды игерудің нашарлауы, әрекетсіз скважиналар қорының
Бұл жағдайда модельдеу технологияны сауатты және негізді қолдану арқылы
Кенорынды моделдеу процесінде қабат жүйесін сипаттау үшін келесі модельдердің
аналитикалық (есептік);
интеперлық;
сандық;
адаптивтық.
Алдын ала әр түрлі технологиялық параметрлері негізделеді. Оларды аналитикалық
Мұнай шығару коэффициентін негіздеу мақсатында әртүрлі экстраполяциялық әдістер, регрессиондық
Игеру объектісін модельдеу технологиясы келесі кезендерден тұрады:
үш өлшемді геологиялық модель құру және оның негізінде -
құрылған моделдердің мониторингі бойынша кенорынды игерудің оперативті бақылау жүйесін
XIII – XVIII өнімді қабаттарының геологиялық модельдері DV-Geo бағадарламалық
2.10-кесте. Өзен кенорынның xiii – xviii қабаттарының
Қабат Текше Nx Ny Nz Dx, м Dy, м
Саны
1 2 3 4 5 6 7 8 9
13 а, б, в, г, д 740 240 350
14 а, б, в 740 240 378 50 50
15 а, б, в 516 164 300 50 50
16 1, 2 516 164 198 50 50 0,20
17 а, б 286 120 270 50 50 0,19
18 а, б, в 286 120 236 50 50
Барлығы
188 736 672
Өзен кенорынның XIII – XVIII өнімді қабаттарының үшөлшемді геологиялық
Аланды корреляциялау;
Тиімді қалындықтар картасын құру;
Кеуектілік, өткізгіштік параметрлерін анықтау;
Далалық сейсмикалық мәліметтеріді талдау.
2.3-сурет. Мұнайға қаныққан қалыңдықтар картасы
Далалық сейсмикалық мәліметтерді өңдеу нәтижесінде, вертикалға келтірілген ОСТ
Кенорынды игерудің казіргі жағдайына келсек, қазіргі
Ағымдағы технологиялық көрсеткіштерді талдау және оларды жобадағы көрсеткіштермен салыстыру
Егер, кенорынды игеру тарихына үңілетін болсақ, 1989 жылы
Кенорынның сол кездегі игеру жағдайының нашар
Ұңғымалардың көпшілігінде сұйықтықтың дебитінің
Кенорынның қазіргі жағдайын
игерудің технологиялық көрсеткіштерінің жылдан-жылға жоғарылап
Өндіруші ұңғымалар қорын жобаға сәйкес
Су айдау жүйесін жетілдіру мақсатында, жаңа автоматтандырылған қондырғыларды
Гидродинамикалық, Геофизикалық және де басқа зерттеулерді
Игеруге жаңа технологияларды
Кенорынды игерудің технологиялық көрсеткіштерін жоғары
Көмірсутектердің қабатқа әсер ету әдістері
3 МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ ӨНДІРУДІҢ ТЕХНИКАСЫ ЖӘНЕ
3.1 Өндірудің техникаға арналған тандауы және белгілері
Штангілі сорапты қондырғылардың жабдықтары
Тербелмелі станок
Тербелмелі станок – электроқозғалтқыш білігінің айналмалы қозғалысының штангінің плунжерімен
Тербелмелі – станоктың шифры мынаны білдіреді: бірінші цифры –
3.1-кесте Отандық тербелмелі –
Тербелмелі – станок
Шифры Штоктың номиналды
жүріс ұзындығы, м. Бір минуттағы
балансирдің
тербелмелі саны Масса,кг.
1 СК1,5-0,42-100
3 СК3-0,75-400
5 СК6-1,5-1600
7 СК12-2,5-400
9 СК20-4,2-1200 Базалық моделдер
0,3; 0,35; 0,42
0,3; 0,52; 0,75
0,6; 0,9; 1,2; 1,5
1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5
2,5; 2,8; 3,15; 3,5; 3,85; 4,2
5-15
5-15
5-15
5-12
5-10
1050
2550
6000
14000
20000
1 СК1-0,6-100
3 СК2-1,05-400
5 СК4-2,1-1600
7 СК12-2,5-6000
9 СК15-6-12000 Жетілдірілген моделдер
0,4; 0,5; 0,6
0,42; 0,75; 1,05
0,84; 1,26; 1,68; 2,1
1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5
3,55; 4; 4,5; 5; 5,5; 6
5-15
5-15
5-15
5-12
5-10
1050
2550
6050
16200
34000
Сағалық шток
Сағалық штоктың жүріс ұзындығын, шатунды кривошиппен бекітілген жерінен жылжыту
Олардың негізгі ерекшеліктері мынадай:
Салынбайтын сораптың цилиндірін құбырға, сорапты – компрессорлы құбырмен (СКҚ),
3.1-сурет – Салынбайтын сораптың сұлбасы
Салынатын сораптың цилиндрі-2 (плунжермен, клапандармен бірге жиналып) скважинаға штангі
3.1-суретте салынбайтын сораптың сұлбасы көрсетілген. Плунжердің-3 үстіңгі бөлігінде
НСВ түріндегі салынатын сораптың схемасы көрсетілген.Бұл сораптар негізінен құбырлық
Серіппелер плунждердің жоғары қарай жүрісі кезіндегі үйкеліс күші әсерінен
Бұл кезде сұйық сорапты құбырдан скважинаға құйылады.
Салынатын сорапта берілген диаметрдегі құбырлар арқылы тек плунжер ғана
НСН-1 және НСВ сораптарының цилиндрі 28-ден 68 мм дейін,
Тұтқырлығы жоғары мұнайды шығару кезінде еркін отыратын сораптар қолданылады.
Штангілер – ұзындығы 1-ден 8м дейін, диаметрлі 16,19,22 және
Саға жабдықтары - (3.2 сурет) планшайбадағы-2 құбыр алқасы-3 үшін
Арқанды алқа (3.3 сурет) штангіні балансирдің басына жалғау үшін
3.2-сурет-Скважина сағасының жабдықтары
1-тізбек фланеці; 2-планшайба; 3-құбыр; 4-тірек мұфтасы; 5-тройник; 6-сальник тұлғасы;
3.3-сурет- Штангіге арналған арқанды арқа
1-сыналы қысқыш; 2-вкладыш; 3-көтергіш винт; 4-нығыздағыш гайка; 5-қысатын төлке;
Штангілі сорапты қондырғының құрылғысы
Қондырғы (3.4 сурет) поршенді сораптан – 2,тербелмелі станоктан –
Штангіні арқанды алқамен–9 жалғастыратын жылтырлатылған штоктың – 8 жоғарылы
3.4– сурет Терең сорапты қондырғысы
Мұнай скважиналарын штангалық сораптармен пайдалану - бұл мұнайды механикаландырылған
Штангалық сорапты пайдалану кезінде қолданылатын негізгі жабдық скважиналық штангалық
Жер үсті жабдықтарына жетекші бөлім, оған теңгергішті теңселмелі станок
Жер асты жабдықтарына болса атқарушы механизммен жалғастырушы звено. Бұған
Қондырғының жұмысы келесідей жүреді.Сорап плунжері жоғары жүрген кезде екі
СШСҚ жұмысын сипаттайтын негізгі параметрлеріне өнімі, тудырылатын қысым, СШСҚ
Өнімі - белгілі уақыт ішінде өнім қабатынан қосымша жабдықтар
Тудырылатын қысым - скважина ішіндегі сұйық бағанасына, сұйық тығыздығына,
СШСҚ - ның пайдалы әсер коэффициенті - бұл қондырғы
Қондырғы сенімділігі - ол оның мәнгіліктілігін және тоқтаусыз жұмысын
СШСҚ - ны көбіне 30 м3/тәул және өте сирек
СШСҚ - ның мұнай өнер кәсібінде кең таралуының басты
Қызмет көрсету қарапайымдылығы және кәсіпшілік жағдайда жөндеу мүмкіндігі. Қондырғы
Келесі сатыларда кен орнын өңдеудің негізгі құжаты “Өзен кен
3.2 Технологиялық көрсетсеткіштердің, ұнғыманың фондының структурасының және олардың қазіргі
Ұнғыма фондының сипаттамасы
Өзен кен орны бойынша 01.01.2009 ж. мерзімінде ұнғылардың жалпы
Өндіру ұнғыларының 3308 ұнғысы пайдалану фондына кіреді, жұмыс істейтіндері
Жалпы фондтың басым бөлігін механикалық әдіспен пайдаланады (99,4 %).
Қумұрын , Солтүстік-Батыс және Парсымұрын күмбездеріндегі ұнғылар механикалық әдіспен
01.01.09ж. мерзімі бойынша өндіру ұнғысы фондының қолдану коеффициенті орта
3.2– кесте. Жалпы кен орын бойынша ұнғылар фондының негізгі
Вариант 1
Жылдар мен кезендер Ұнғыларды бұрғылаудан енгізу Игерудің басындағы ұнғыма
барлығы Өндірілген бір. Айдалған бір. Көшірілген бір.
Өндіру бір. Айдау бір. Пайдалану бір. Ағымдағы бір. Пайдалану
2009 75 65 10 0 6124 136 105 3013
2010 135 66 69 0 6259 101 66 3117
2011 152 104 48 0 6411 100 65 3121
3.3– кесте. Жалпы кен орын бойынша ұнғылар фондының негізгі
Вариант 2
Жылдар мен кезендер Ұнғыларды бұрғылаудан енгізу Игерудің басындағы ұнғыма
барлығы Өндірілген бір. Айдалған бір. Көшірілген бір.
Өндіру бір. Айдау бір. Пайдалану бір. Ағымдағы бір. Пайдалану
2009 100 65 10 25 6149 136 105 3038
2010 266 66 69 131 6415 101 66 3223
2011 173 104 48 21 6588 100 65 3248
Кесте 3.4-Пайдалану мерзімі бойынша ұнғылар фондын анықтау
Ұнғылар фонды Пайдалану мерзімі, жыл барлығы
5 дейін %
5 - 10 %
10 - 20 %
20
жуық %
Өндіру 431 12% 190 5% 461 14% 2397
Айдау 173 14% 133 11% 286 23% 633
жалпы 604 13% 323 7% 747 16% 3030 64%
Кестеде берілгендей ұнғылардың 69%мұнайды пайдалану фонды ал
01. 01. 2009 ж.жағдайы бойынша фактілік технологиялық жұмыс режимі
3.5–кесте. ПФ "Озенмунайгаз" 2009-2011 жылға ұнғыма фонды
Фонд 01.01.09г. 2009 2010 2011
Узень
Өндіру фонды
Мұнайды өндіру 1 вариант
6260
Мұнайды өндіру 2 вариант
6300
6440
6440
Пайдалану фонды 3308 138 320 3766 3013 138 325
Игеру 2 1 3
Ағымдағы фонд 3011 127 288 3426 2789 128 297
Істемейтін фонд 295 11 31 337 224 10 28
Бұрғылаудан кейін
істемейтіннен
игеруден
Істемейтінге қарау
Консервацияны күту
Мұнай фондынан айдауға ауысу
Айдаудан мұнай фондына ауысу
Консервация
Консервациядан енгізу
КФ-да консепвацияны күту.
БД-да консервацияны күту.
Консервациядан айдуға ауысу
физ. жою
Айдау фонды
Пайдалану фонды 1080 52 101 1233 1027 52 101
орналастыру 4 1 5
Ағымдағы фонд 833 30 84 947 791 32 87
Істемейтін фонд 243 22 16 281 236 20 14
Бұрғылаудан кейін енгізу
істемейтіннен
Консервациядан айдауға ауысу
Бақылау фондынан
Мұнай фондынан айдауға ауысу
Айдаудан мұнай фдндына ауысу
Істемейтінге күтім
физ. Жою
3.6–кесте. Горизонт бойынша ұнғылар фонды. 01.01.2009 ж.
№ п/п Фонд Категория Негізгі свод Күмбездер Жалпы
13 13+14 14 14+15 15 15+16 16 17 18
1 Өндіру ұнғылары Ағымдағы жылда бұрғыланған 39
Жалпы 1329 34 963 3 442 8 275
Ағымдағы 1213 29 869 3 404 8 256
Фонтандысы 8 6 2
УЭЦН 67 6 59 49 1 29
ПШТСҚ 1138 23 804 3 353 7 226 115
Істемейтіндері 114 5 94 38
Бұрғылаудан кейін игеру 2
Айдаудан ауысу 11 4 1
Жойылған 174 71 211 2 43 25 29
2 Айдау ұнғылары Ағымдағы жылда бұрғыланған 19
Жалпы 431 317 163
Айдаудан 352 237 130
Істемейтіндері 77 79 33
Бұрғылаудан кейін игеру 2 1
Өндіруден ауысу 10 6 1
Жойылған 337 3 362 116
3 Арнайы ұнғылар Жалпы 29 1 16
Бақылаудағылар 9 6
Жұтылымдар 18 1 10 7
Суқақпалы 2
Барлығы 2300 109 1869 5 771 34 508
3.7-кесте. Сұйықтық пен мұнай дебиті бойынша ұнғыма фондын анықтау
Гор-т Күні Орташа дебит, т/тәу. Дебиттің өзгеру диапазоны,
< 5 5-10 10-20 20-50 50-100 >100
Ұ н ғ ы с а н
мұнай Сұй-қ н ж н ж н ж н
13 01.01.05 6,5 26,8 611 158 142 115 137
01.01.06 6,6 28,4 629 148 178 131 163 207
01.01.07 6,9 30,6 664 199 207 125 171 194
01.01.08 6,6 31,1 701 211 252 107 192 191
01.01.09 6,5 34,1 656 133 304 112 224 212
14 01.01.05 4,6 26,5 746 176 190 140 99
01.01.06 4,5 26,7 742 147 181 133 91 209
01.01.07 4,4 26,2 738 202 156 111 99 220
01.01.08 4,6 30,0 671 145 189 105 95 160
01.01.09 5,7 38,2 513 74 244 65 119 156
15 01.01.05 5,2 28,1 301 59 68 65 43
01.01.06 5,0 27,2 307 48 75 76 46 92
01.01.07 5,4 30,8 295 66 72 42 41 88
01.01.08 5,6 31,7 283 62 68 29 40 75
01.01.09 6,8 41,0 231 22 100 34 54 47
16 01.01.05 3,8 24,8 250 43 72 57 15
01.01.06 3,9 26,2 253 28 62 54 23 78
01.01.07 3,4 23,9 249 55 51 45 23 76
01.01.08 3,6 25,3 227 50 46 35 17 63
01.01.09 5,1 36,2 169 25 45 18 45 43
17 01.01.05 4,7 33,7 132 24 32 23 17
01.01.06 5,3 34,4 118 14 44 24 16 34
01.01.07 4,6 32,5 120 29 40 24 18 34
01.01.08 3,9 29,4 123 26 19 19 12 36
01.01.09 5,9 43,1 84 9 29 17 20 19
18 01.01.05 5,7 23,6 41 11 9 13 7
01.01.06 4,8 27,8 37 13 13 8 5 11
01.01.07 4,1 22,1 39 9 11 13 2 11
01.01.08 4,1 25,2 39 10 9 11 4 10
01.01.09 6,0 30,8 26 4 17 7 8 11
15с/з 01.01.05 2,2 14,2 28 10 1 6 2
01.01.06 2,9 14,0 24 5 2 4
01.01.07 3,0 16,2 24 7 4 6 2 9
01.01.08 5,6 27,5 13 3 10 1 5 4
01.01.09 5,5 34,5 12 12 2 4
15пар 01.01.05 0,4 11,1 7 4 1
01.01.06 1,7 14,6 8 4
01.01.07 5,0 20,7 6 2 2
01.01.08 3,6 24,2 4 2
01.01.09 1,7 23,5 4 1
17пар 01.01.05
01.01.06
01.01.07 8,8 22,0
1
01.01.08 9,2 20,0
1 1
01.01.09 13,7 33,5
18хум 01.01.05 3,0 9,0 3
1 2 2
01.01.06 2,9 17,8 3 1 1
01.01.07 3,0 17,5 2
1 1
01.01.08 3,0 18,0 1
1 1 1
01.01.09 2,2 11,7 3 1
3.5-сурет Дебиті бойынша өндіру ұнғысының фондын анықтау
Сораптық қондырғының орнатылған технологиялық режимін қамтамасыздандыру үшін және
Дебитті өлшеу нәтижесі бойынша және сораптың өнімділік коэффициентін есептеу
Әр скважинаның пайдалану режимін жақсарту немесе орнатылған оптимальды технологиялық
Скважиналарды пайдалану барысында кей кезде скважиналардың өңдіру мүмкіншіліктері сораптық
Сондықтан сұйықтын максимальды дебитін алу үшін тиісті сорапты қондырғыны
Оптимизацияның критерияларына скважинаның өңдіруін арттыру және жөңдеу аралық мерзімін
Скважиналарды жұмысының режимін оптимизациялау процессіне сораптық қондырғының жұмыс режимін
Оптимизациялау жұмыстарын жүргізер алдында істеп тұрған скважинаның өнімділік коэффициентін
Тереңдік сораптың диаметрін D, плунжердің жүріс ұзыңдығын S, тербеліс
Тәжірибеде жиі кездесетін жағдай сораптық қондырғының өнімділігі скважинаның өнімділігінен
Үлкен жүріс ұзындығымен, минимальды немесе максимальды тербеліс санымен
3.3 Мұнай және газдың технологиясы
Штангалық тереңдік сорап мұнайлы скважиналардан сулануы 99 %
Скважиналық сораптар тік конструкциялы жалғыз әрекетті болып келеді. Ол
Сорап цилиндры температураға, даттануға қарсы қабілетті, хромдалған, легирленген болат
Сорап плунжері барлық сораптар үшін бірдей өлшемде 1200мм ұзындықта
Плунжердін цилиндр ішіне отырғызылуы бойынша үш түрге ажыратылады.
Жәй отырғызылған, егерцилиндр мен плунжер арасындағы санылау 120мкм және
Орташа отырғызылған, егер цилиндр мен плунжер арасынағы санылау 70
Тығыз отырғызылған, егер цилиндр мен плунжер арасындағы санылау 70мкм
Штангалық сораптарда жоғары жұмыс қабілеттілігімен сипатталатын шарик тәрізді клапандар
Клапан ері симетриялық түрде дайындалады. Бір беті ескерген кезде
Шарикпен ер жоғары көмірсутекті болат материалдардан, кейбір жағдайда бронзадан
Сораптарды скважинаға штангалармен және құбырлармен түсіреді.Түсіру әдісіне қарай олар
СҚА (НСВ) – скважиналық қойылатын сорап. СҚА сорабы скважина
СҚМ (НСН) – скважиналық қойылмайтын сорап. СҚМ сорабы скважина
СҚА сорап тетіктеріне цилиндр, плунжер, сору және айдау клапандары,
Штангалық сорап өлшемі: ұзындығы 3 -7 м аралығында болады,
Скважиналық сораптардың келесідей типтері ажыратылады:
СҚА1 - құлпы жоғары, қойылатын;
СҚА2 - құлпы төмен, қойылатын;
СҚМ - аулағышсыз, қойылмайтын;
СҚМ1 - өзегі бар, қойылмайтын;
СҚМ2 - аулағышы бар, қойылмайтын.
СҚА1 - типті скважиналық сораптар 6 күйде орындалумен шығарылады:
СҚА1Қ - құлпы жоғары, қойылатын, ЦҚ орындалуындағы құрамды төлкелі
СҚА1Т - құлпы жоғары, қойылатын, ЦТ орындалуындағы тұтас цилиндрмен,
СҚА1ТО - абразивті тұрақты, ортаға тұрақтылығы бойынша қалыпты
СҚА1ТБО - дәл сондай, өзегі бар, ортаға тұрақтылығы бойынша
СҚА1ТД1 - құлпы жоғары, қойылатын, ЦТ орындалуындағы тұтас цилиндрмен,
СҚА1ТД2 - құлпы жоғары, қойылатын, ЦТ орындалуындағы тұтас цилиндрмен,
СҚА1ТД1 және СҚА1ТД2 орындалуындағыдан басқа, барлық орындалудағы скважиналық сораптар
СҚА2 типті скважиналық сораптар бір орындалумен дайындалады: СҚА2Т –
СҚМ типті скважиналық сораптар 2 күйде орындалумен шығарылады:
СҚМТА - аулағышсыз, қойылмайтын, ЦТ орындалуындағы тұтас цилиндрмен, жанасу
СҚМТД1 - аулағышсыз, қойылмайтын, ЦТ орындалуындағы тұтас цилиндрмен, бір
СҚМ1 типті скважиналық сораптар бір орындалумен дайындалады:
СҚМ1Қ - өзегі бар, қойылмайтын, ЦҚ орындалуындағы құрамды цилиндрмен,
СҚМ2 типті скважиналық сораптар 5 күйде орындалумен шығарылады:
СҚМ2Қ - аулағышы бар, қойылмайтын, ЦҚ орындалуындағы құрамды цилиндрмен,
СҚМ2Т - аулағышы бар, қойылмайтын, ЦТ орындалуындағы тұтас цилиндрмен,
СҚМ2Т ... О - дәл сондай, ортаға тұрақтылығы бойынша
СҚМ2ТТ ... О - дәл сондай, өзегі бар, ортаға
СҚМ2ТУ - аулағышы бар, қойылмайтын, ЦТ орындалуындағы тұтас цилиндрмен,
СҚМ2 типті сораптардың барлығы - бір плунжерлі, бір сатылы.
Осы скважиналық сораптардың ішінде №1МГӨБ - да негізінде диаметрі
3.6-сурет. СҚМ2Т скважиналық штангалық сорабы
1. Цилиндр
2. Өзек
3. Плунжер торы
4. Плунжер
5. Айдау клапаны
6. Аулағыш өзегі
7. Сору клапаны
8. Конус ері
СҚМ2Т скважиналық штангалық сорабының негізгі техникалық мәліметтері мен сипаттамалары.
Арыны - 1500м
СКҚ диаметрі
Цилиндр - сору клапанымен, қалың қабырғалы, тұтас хонингті,
Ішкі диаметрі – 57,18мм
Өлшемдері – 89 х 5325мм
Салмағы – 67,7кг
Плунжер - айдау клапанымен, тұтастай металдан жасалған, қатты
Сыртқы диаметрі – 57,09мм
Өлшемдері – 57 х 1605мм
Салмағы – 12,3кг
Плунжердің жұмыс жүрісі - 3500мм
Саңылау - 0,09мм
Отырғызу тобы - II
Шарик - 95Х18Ш даттанбайтын болат, мм - 2
Ер - 95Х18Ш даттанбайтын болат, қаттылығы ≥ 49HRC
Сорап қысымға есептелген - 12,5МПа
Сораптың дұрыс пайдалану шарты cулануы - 99%, механикалық қоспалардың
3.4 Ұнғымаларды пайдалану түрлерінің көрсеткіштерінің міңездемесі
Ұңғыларды фонтан кезінде пайдалану
Ұңғыларды фонтанды тәсілдермен пайдалану сұйықтың жоғары дебитіне сәйкес, орташа
Бұл бізге берілген нәтижелер бойынша ұңғылар жоғары өнімділікпен сипатталады.
01.01.2010 жылдың мерзімі бойынша ұңғы жұмысының көрсеткіштерін фонтанды
3.8-кесте.Ұңғы жұмысының көрсеткіштерін фонтанды тәсілмен пайдалану
Қабат Ұңғы мөлшері, (%) Қредн Қабат бойынша орташа нәтижелері
Рнас, МПа
Qж, м3/тәу (%в) Рпл, МПа Рзаб, МПа ΔРср, МПа
1 2 3 4 5 6 7
13 26 (52) 83 (87) 10,3 9,6 0,7 5,9
14 9 (18) 82 (73) 11,1 9,2 1,9 6,8
15 4 (8) 75 (91) 12,3 8,3 4 7,5
16 2 (4) 23 (80) 12,5 - - 7,59
17 7(14) 81 (90) 12,6 10,1 2,5 7,59
18 2 (4) 20 (35) 12,3 7,8 4,5 8,2
Барлығы 50 77 (85) 11,1 9,4 1,68
3.8 - кестеде келтірілгендей осы мәліметтерде фонтан қорының ұңғылары
Графикалық тәуелділіктерде көрсетілгендей фонтандау әдісі қамтамасыз етіледі:
- ұңғы оқпанда 0,3 МПа кезінде сусулану 70 %
- ұңғы оқпанда 0,6 МПа кезінде сусулану 60 %
- ұңғы оқпанда 0,9 МПа кезінде сусулану 50 %
3.7-сурет. Қысымдардың өзгеруі
Ұңғыны механикалық пайдалану
Ұңғы қорларын пайдалану бойынша терең штангілі сорап қондырғысының жұмыс
ТШСҚ-лы ұңғыны пайдалану тәсілінің өтімділігі болып келеді. Осы тәсілді
Ұңғылар УПШН жабдықталған, сұйықтың орташа дебиті 26 м3/тәу сипатталады.
Өнімнің сусулануы жоғарлауы 80 % жоғары, булар плунжермен жұмыс
1279 ұңғы қаныққан қысымнан оптимальды ауытқу шамасында ұңғы түбіндегі
452 ұңғыларда (18 %) қанығу қысымы ұңғы түбіндегі қысымнан
Бұрандалы штангалы сорап қондырғысымен жабдықталған ұңғы қорын пайдалану
Соңғы уақытта мұнай өнімін алатын регионда винтті штангалы сорап
БШСҚ негізгі қасиеттері басқа қондырғылармен салыстырғанда көптеген қаржы салу
ШТСҚ пайдаланумен анықталған қиыншылықтарды ескереміз, 2002 жылдан бастап ПФ
Кен орында Канаросс (Канада), НЕТЧ (Германия), АЗНО (Ресей, Қазақстан)
2002 жылдан 01.01.2006 жылдар аралығында бар болғаны 105 ұңғыда
2004 жылдың сәуірінен бастап Өзен кен орнында БОТЭС зерттеу
Штангалық сораппен пайдалану.
Мұнай скважиналарын штангалық сораптармен пайдалану – бұл мұнайды механикаландырылған
3.7-сурет. Скважиналық штангалық сораптық қондырғысының
сызбасы.
1. Шегендеу тізбегі
2. Сорап
3. Скқ тізбегі
4. Штанга
5. Скважина сағасы
6. Саға жабдығы
7. Өзек
8.траверс
9. Пирамида
10. Бетон
Қойылатын сораптар бөлшектеліп түсіріледі,яғни цилиндр-сораптық құбырлармен,ал плунжер- сору және
Штангалық терендік сораптық тәсілдің жұмыс принципі келесідей: балансир басы
Механикаландырылған тәсілдің тағы бір түріне электр ортадан тепкіш сораптық
ЭОТСҚ жер үсті және жер асты жабдықтарынан тұрады.Жер үсті
Жүктелген электроортадан тепкіш сорапты жинақтау алдында скважинаны пайдалануға дайынау
Ұнғымаларды пайдалану кезіндегі қиындықтармен күресу және оны алдын-алу жөніндегі
Өзен кенорнында мұнай өндіру және кеніштерді игеру кезінде кездесетін
Қорды дұрыс игермеу және өнімді қабаттардың суланып кетуі игеруге
Өзен кенорнында гидродинамикалық зерттеудің келесі түрлері қолданылады: қабат және
№1МГӨБ бойынша өндіру скважинаның негізгі қоры тереңдік штангалық сораптармен
Тереңдік штангалық сораптық қондырғыларының зерттеуінің негізі динамометрлеу болып табылады.
Әдістің мәні - сорапты жер бетіне көтермей сальниктік өзекке
Қондырғы жұмысының оперативті бақылауы динамограмма бойынша
келесі бағдармаларды кірістіреді: сорап өнімінің азаюына және тоқталуына ықпал
Қондырғының жұмысын динамометрлеу көмегімен ұзақ бақылау жүргізгенде энергияның ең
Динамограмманы талдау кезінде алынатын негізгі көрсеткіштеріне сораптың өнім беру
Сораптың толу коэффициенті - бұл цилиндрдің жұмыс бөлігіндегі сұйық
Сораптың өнім беру коэффициенті - бұл нақты өнім берудің
Диаграммалар бойынша тереңдік сораптың жұмысын және жер асты жабдықтардың
Скважиналарды штангалық сораптық қондырғылармен пайдалану процесінде сорап клапандарында, қабырғаларында
Ыссы сумен өңдеудің мақсаты - асфальт-смолалы-парафин шөгінділерін жер асты
Ыссы сумен өңдеу кезінде 30% көбік пайда қылатың ертіндісін
Күрделі жөндеу жұмыстарына жер асты жабықтарын түгелдей ауыстыру немесе
Сораптары іліну нүктесі қысқа болған жағдайда скважиналарға жер асты
Қабат қысымы жеткіліксіз жағдайда- бұл скважиналардың айдау сұйығының көлемін
Скважинаның жер асты жабдықтарының желінуі қабаттан өндірілетін мұнай
Қисайған скважиналардың ұзақ жұмыс істеуі кезінде құбыр қабырғаларына муфта
Штанга тізбегінің үзілуі. Бұл ақауды қалпына келтіру үшін жер
Қорытындылай келгенде скважиналардың жұмысын талдау нәтижесіне қарай осы жоғарыда
Өндірісте көптеген қиыншылықтар кездеседі. Бұлардың бірі мұнайдың аномальды құрамы,
Бұл қиыншылықтарды химиялық, физикалық және термиялық жолдармен шешеді. Бұлар
3.6 Ұнғылар өнімдеріне жинау жүйесі және өнімді дайындау
Өзен кенорнында скважиналардың өнімдерін
Топтық қондырғыда скважиналардың, дебиті өлшеніп,
Мұнай кәсіпшіліктерінің
Кен орындағы пайдаланып тұрған мұнай
Алдын ала суда айыру қондырғысы
5 Экономикалық бөлім
5.1 Мұнай кәсіпорындарының құрылымы
Мұнай өндірісі өндіріс саласы ретінде мемлекеттің қажеттіліктерін қамтамасыз ететін
Саланың жалпы басқарылуын үкімет жүргізеді.Оған саланың тиімді дамуы өндірісті,материалдық
Мұнай өнеркәсібінде негізгі алғашқы буыны–мұнай газ өндіруші ауданның дамуын
Өндірістік объектілердің территориялық байланыссыздығын, сонымен қатар басқарманың әртүрлі геологиялық–іздеу
Өндірістік бірлестік өзінің атына бекітілген мемлекеттік меншікті қолдана отырып,бірлестік
Өндірістік бірлестікті басқару бір бастаудың және коллегиялдық бірлестіктің қызметін
Өндірісті басқаруға,өндіріс жоспарын орындау бойынша шараларды жүргізу және өндіруде
Өндірістік бірлік – мұнай,газ өндіруші басқарма өзінің өндірісін мамандандыру
Мұнайгаз өндіруші басқармаларда негізгі өндіріс инженерлік– қызметтер арқылы жүзеге
Өндірістік қызмет көрсету базасы жөндеу және қосымша жұмыстар айналымын
Басқару жүйесінде басқаратын және басқарылатын жүйелер бөлінеді. Басқарылатын жүйе
МГӨБ–да басқаратын жүйе маманданған бөлімдерден тұратын басқару аппараты болып
Еңбекті ұйымдастыру.Өндірісті ұйымдастыру негізгі және қосалқы өндірістегі жұмысшылардың еңбегін
Мұнай өнеркәсібінде заң бойынша, еңбекті ұйымдастырудың ұжымдық формасы басым.Бұл
Өндірістік бригада(соның ішінде ұңғының күрделі жөндеуін жүргізетін бригада) өндірістік
Еңбекті ұйымдастырудың бригадалық түрі еңбек ақының және жеке қызығушылық
Еңбектің ұйымдастырудың ұжымдық түрі жұмысшылар квалификациясына,өте қауіпті жағдайларда қиын
Ұңғыларды күрделі жөндеу цехтарында еңбекті ұйымдастыруды жетілдіру мақсатында осы
Еңбекті кешендік зерттеу жобалау және енгізу еңбекті ғылыми ұйымдастыру
5.1.1 МГӨБ ұйымдастырылу сипаттамасы және негізгі қосалқы өндірісті ұйымдастыру
«ҚазМұнайГаз Барлау Өндіру» АҚ «ҚазМұнайГаз» ұлттық мұнай компаниясының дочерний
«Өзенмұнайгаз» өндірістік филиалы 2004 жылдың сәуір айында «ҚазМұнайГаз Барлау
Өндірістік экологиялық бақылау бағдарламасына сәйкес 2009 жылы «Өзенмұнайгаз» ӨФ
№ 1 мұнайгаз өндіру басқармасы (НГДУ 1);
№ 2 мұнайгаз өндіру басқармасы (НГДУ 2);
№ 3 мұнайгаз өндіру басқармасы (НГДУ 3);
№ 4 мұнайгаз өндіру басқармасы (НГДУ 4);
Мұнайды дайындау және өндірістік қамтамасыздандыру басқармасы (УПНиПО);
Химизация және экология басқармасы (УХиЭ);
ОзеньЭнергоНефть;
Мұнай өндіріс қондырғыларын жөндеу және технологиялық, коммуникация басқармасы (УРНОиТК);
Автоматтандыру және телекоммуникация басқармасы (УАТ);
Технологиялық көлік басқармасы (УТТ);
Өндірістік техникалық қызмет көрсету және қондырғыларды түгендеу басқармасы (УПТОиКО).
Мұнайгаз өндіру басқармасы өзі келесідей цехтарға бөлінеді:
НГДУ 1: ЦДНГ – 2, 8, 11;
НГДУ 2: ЦДНГ – 3, 9, 12;
НГДУ 3: ЦДНГ – 1, 5, 10;
НГДУ 4: ЦДНГ – 4, 6, 7;
«Өзенмұнайгаз» мұнай газ өндіру басқармасы ұйымдасқан төрт тобынан тұрады,
Инженерлік-техникалық қызмет мұнай газ өндірудегі ағымдағы жоспарды орындауға қызмет
Инженерлік–техникалық қызметтің құрамына орталық инженерлік– техникалық қызмет және мұнай
Инженерлік–техникалық қызметтің басшысымен немесе оның орынбасарымен басқарылатын инженерлік–техникалық қызметтің
– технологиялық аппаратты жинауды жүзеге асыратын техникалық және алғашқы
– өндірісті үрдісті бақылайтын және өндірістік бөлімдердің қызметін үйлестіруді
Мұнай кәсіпшілігі техникалық және өндірістік ақпаратты жинайды, территория бойынша
Өндірістік қызмет көрсету базасы МГӨБ–ның өндірістік бөлімі болып табылады.Ол
Өндірістік қызмет көрсету базасының негізгі қызметі ұңғының және орнатылған
Осыған сәйкес,өндірістік қызмет көрсету базасы келесі қызметтерде орындайды:
– объектілерге энергияның сонымен қатар судың барлық түрлерінің, тәулік
– жабдықтың орташа және ағымдағы жөндеулерін жоспарлы және тез
– механикалық және энергетиклық жабдықтарды күрделі жөндеуге бағыттайды және
ӨҚКБ құрамында келесі бөлімшелер ұйымдастырылған:
– игеру жабдығының жөндеу және жүргізу цехы (ИЖЖЖЦ);
– электр жабдықтардың және электр жабдықтардың жөндеу және жүргізу
– өндірісті автоматизациялау цехы (ӨАҚ);
– сағалы қыздырғыштарды күрделі жөндеу цехы;
– су буымен жабдықтау цехы.
5.1.2 Материалдық – техникалық жабдықтау
Кәсіпорынды өндірістік және айналмалы қормен қамтамасыз ету материалды–техникалық жабдықтау
Материалдық–техникалық жабдықтау бойынша кәсіпорынның жоспары жабдықтаушы кәсіпорынмен келісім жүргізудің
МГӨБ–на жеткізілетін негізгі мактериалдық техникалық құралдар мыналар:
– мұнай жабдығы,станогы,құбырлары,штанглары;
– техникалық жабдық машиналар және т.б.
«Өзенмұнайгаз» МГӨБ жабдықталуы Өзен станциясынан теміржол бойынша жүзеге
5.1.3 Техника – экономикалық көрсеткіштердің анализі
01.01.2009 жылға Өзен кен орнында барлық ұңғы саны 6344
«Өзенрымұнайгаз» МГӨБ бойынша 2008 жылы 6,6 млн тонна мұнай
«Өзенмұнайгаз» мұнай-газ өндіру басқармасына қарасты кен орындарының алдыңғы қатарлары
5.1.4. Амортизация есебі
Негізгі техниканың орнына келген амортизациялық қаржы бөлуді есептеуді жаңа
(3.1.1)
Мұндағы: Сбас – құрылғының бастапқы құны;
Na – жылдық амортизациялық қаржы бөлудің нормасы, %.
Сөйтіп шараларды енгізуге дейінгі амортизациялық қаржы бөлу келесідей есептеледі:
5.1-кесте.Амортизация Төлемдерінің жылдық сомасы
№ Объектінің аталуы Саны Бастапқы құн тг
Тж Қалдық құн тг Nа Амортизациялық төлемдердің
1 Ұңғы 1 1552900 11 15218,2 8,2 127337,8
2 Станок – качалка 1 2520001 6 1159201 9
3 Ескерілмеген жабдықтар
504000 6 261900 8 40350
4 Сорап
HH-57 1 150000 6 69000 9 13500
5
Барлығы
407987.8
5.1.5. Еңбек ақы толеу қорыныц есебі.
Негізгі жалақы бойынша шығындарды жұмыскерлердің санын немесе квалификациясының (тек
Қ.Р.-да минималды жалақы 14952 тенге.
Өнеркәсіптік-өндірістік персонал еңбекақының мерзімдік түрінде жұмыс істейтінін ескере отырып,
1 разряд коэффициенті-2.00
Қосымша жалақының ескеретін коэффициент- негізден 1.25-1,75 деп алу керек.
Қ.Р-да жүріп жатқан территориялық коэффициент- 1.4
ЕАҚ есептеулерін кестеге түсіру қажет.
Шаруашылықтың нарықтық жағдайында көшу барысында көптеген кәсіпорындар еңбекақының тарифсіз
Бұл жағдайда әрбір жұмыскерлердің жалақысының нақты көлемі бірнеше факторларға
Жұмыскерлердің квалификациясына (біліктілігіне);
Еңбекке қатысу коффициенті;
Нақты істеген уақыт.
Жалақы төлеу «Еңбек туралы» заңына сәйкес орындалады. Жалақы төлеудің
Жалақы қорын есептеу айлық тарифтік ставкасы немесе еңбек ақы
ЕТҚ = минималды жалақы * тарифтік коэффициент * ай
5.2-кесте. ЕТҚ есептеу коэффициенттері
Минималды жалақы, тг 14952
Айлар саны 12
Аүдандык коэффициент 1,1
Территориялдық коэффициент 1,4
Қосымша еңбек ақы коэффициенті 1,5
5.3-кесте. Қызметкердің жалақысының есептелуі
Контингент Разряд Адам саны Бір адамға айлық жалақысы,
Бригадир 6 1 118551 1422612
Жұмысшы 3 2 83701 2008824
3
3431436
Әлеуметтік сақтандыруға және зейнетақы қоры шығындары
ҚР салық кодексіне сәйкес жалақы қорынан келесі қаржы бөлу
Мемлекеттік бюджет ( әлеуметтік салық ) ставкасы 18,5 %
Сөйтіп әлеуметтік қаржы бөлулер келесіні құрайды:
ШӘс+ЗҚ = ЖҚ * 0,185 = 3431436 * 0,185
5.1.6. Энергетикалық шығындар.
Мұнай өндіруге қатысты энергетикалық шығынның өзгеруін бекітілген қуат қаншаға
Келесі формуламен меншікті нормативтерді ескере отырып энергия шығынын анықтаймыз:
Шэ = Qж*Э*Б
Qж - жылдық мұнай өндіру, т.
Э - бір тонна мұнайды жинау және дайындауға кеткен
шығыны,_кВт/сағ.
Б – 1 кВт/сағ электроэнергия бағасы, тг.
Qж =121700т
Э = 30кВт/сағ
Б = 10,1 тг/кВт
Шэ= 121700 * 30 * 10.1 = 36875100 тг
Кесте 5.4. Мұнай өндірудің жылдық энергетикалық шығыны.
Құралдар Э, кВт/сағ Б, тг/кВА Qж, т Ш, тг
Станок - качалка 30 10.1 1186 230558
Үстеме шығындар.
Үстеме шығындар барлық өндіріс шығындардың 20%-ін құрайды.
ШҮс= (Ажал + Шэ + ЕАҚ + ШӘс+ЗҚ)*0,2
ШҮс=(407987.8+ 348150 +3431400+65200)*0,2=850547,56
Бір тонна мұнайды өндіруге кететін шығын іс шараларды жүргізгенге
Ш1т = (Ажал + Шэ + ЕАҚ +
Мұндағы:
Ажал - жинау және дайындау үрдісіне катысатын қондыргылардың жалпы
амортизация сомасы, тг;
Щэ- энергетикалық шығындар, тг;
ЕАҚ - еңбек ақы қоры, тг;
Qж - жылдық мұнай өндіру көлемі, т.
Ш1т = (407987,8+ 348150 +3431400+65200+850547,56 ) /121700 = 41397585тг
Өндірілген мұнайдың өзіндік құны:
ӨҚҚос=Ш/Q=4139758/121700 =3401 тг/тонна
5.1.7. Штанглы терең сорапты ұңғыларға газды әсері кезінде оларды
5.5-кесте. Амортизация Төлемдерінің жылдық сомасы
№ Объектінің аталуы Саны Бастапқы құн тг
Тж Қалдық құн тг Nа Амортизациялық төлемдердің
1 Ұңғы 1 1552900 11 15218,2 8,2 127337,8
2 Станок – качалка 1 2520001 6 1159201 9
3 Ескерілмеген жабдықтар
504000 6 261900 8 40350
4 Сорап
HH-57 1 150000 6 69000 9 13500
5
Газды якор құрылғысы Я-1 1
120000
11
14400
8
9600
6 Газды құмды якор ЯГП-1 1 135000 11 16200
7 диномограф приборы 1 85000 11 77520 8 680
8 дифференциялды манометрлер 1 65000 11 7800 8
9 Барлығы
434267,8
5.1.8. Еңбек ақы толеу қорының есебі
Негізгі еңбек ақы төлеудің өзгеруін, егер өткізілетін іс-шара жұмысшылар
ЕТҚ = минималды жалақы * тарифтік коэффициент * ай
5.6-кесте. ЕТҚ есептеу коэффициенттері
Минималды жалақы, тг 14952
Айлар саны 12
Аүдандык коэффициент 1,1
Территориялдық коэффициент 1,4
Қосымша еңбек ақы коэффициенті 1,5
5.7-кесте. Әр қызметкердің жалақысының есептелу
Контингент Разряд Адам саны Бір адамның айлық жалақысы,
Инженер-разработчик 10 1 172381 2068571
Мастер 9 1 160557 1926684
Оператор 6 4 118551 4267829
Зертеуші 5 1 105482 1265787
Жұмысшылар 3 3 83701 3013244
Барлығы
9
12542115
Әлеуметтік сақтандыруға және зейнетақы қоры шығындары
ҚР салық кодексіне сәйкес жалақы қорынан келесі қаржы бөлу
Мемлекеттік бюджет ( әлеуметтік салық ) ставкасы 18,5 %
НПФ ставкасы 10 %
Сөйтіп әлеуметтік қаржы бөлулер келесіні құрайды:
ШӘс+ЗҚ = ЖҚ * 0,285 = 12542115 * 0,285
Қабатты сұйықаен жаруды АНА-105М агрегатымен бір ұңғымада
Қосымша мұнай көлемі мына формула бойынша анықталады:
Q = QФ – QT – QП - QA
Мұндағы: QФ – іс шаралар өткізілгеннен кейінгі ұңғының тиімді
QФ=q2·TЭ·КЭ=23,7∙345∙0,86=7024т
Мұндағы: q2- шараларды өткізілгеннен кейінгі ортатәуліктік мұнайдың шығымы; м3/тәу;
QT= q1·TЭ·КЭ=4∙345∙0,86=1186т
Мұндағы: q1- шараларды өткізуге дейінгі орта – тәулік мұнайдың
QП= q1·T1=4∙1=4
QА=14 м3
Қосымша пайдалану шығындары қосымша мұнайды өндіру шығындарымен және өңдеу
Дайындау-аяқтау жұмыстарының бағасы
Шдқ=а·t1·39=3600·48·39=6739500 тг
5.1.9. Энергетикалық шығындар
Мұнай өндіруге қатысты энергетикалық шығынның өзгеруін бекітілген қуат қаншаға
Келесі формуламен меншікті нормативтерді ескере отырып энергия шығынын анықтаймыз:
Шэ = Qж * Э * Б
Qж - жылдық мұнай өндіру, т.
Э - бір тонна мұнайды жинау және дайындауға кеткен
шығыны, кВт/сағ.
Б – 1 кВт/сағ электроэнергия бағасы, тг.
Qж = 140500 т
Э = 30 кВт/сағ
Б = 10.1 тг/кВт
Шэ = 140500 * 30 * 10.1 = 42571500тг
5.8-кесте. Мұнай өндірудің жылдық энергетикалық шығыны.
Құралдар Э, кВт/сағ Б, тг/кВА Qж, т Ш, $
Станок – качалка 30 10.1 7024 42571500
Үстеме шығындарды есептеу:
Үстеме шығындар барлық өндіріс шығындардың 20%-ін құрайды.
ШҮс= (ШДқ+ША+ШҚСЖ+ШҚМШ+ШЕАҚ+ШЗақ+Әт+ШЭ)*0,2
ШҮс=(6739500+434267,8 +15742500+3130200+12542100+3574500+1365450)*0,2=21764258
Штанглы терең сорапты ұңыға газдың әсерін алдын алу шарларына
ШДқ+ША+ШҚСЖ+ШҚМШ+ШЕАҚ+ШЗақ+Әт+ШЭ+ШҮст
Ш2=434267,8+9095250+15742500+3130200+12542100+3574500+1365450+ 21764258 =67648525,8 тг
Өндірілген мұнайдың өзіндік құны:
ӨҚҚос=Ш/Q=67648525,8 /140500=4814тг/тонна
5.2. Экономиклық тиімділікті анықтау.
Жылдық экономикалық тиімділікті мына формуламен анықтаймыз:
Тжыл = (3401 – 5558) ( 92 520 =
Өзен кен орнындағы газдың сорапқа жиалғанын анықтап, оларды
Кесте 3.3-те кен орнындағы салынатын сораптарды салынбайтын сораптарға ауыстыру
5.9-кесте.
Техника – экономикалық көрсеткіштер
№ Көрсіткіштер Шараны енгізгенге дейін Шараны енгізгеннен кейін
1 Мұнай өндіру, тонна 121700 140500
2 Сұйықтықтың орташа шығымы, т/тәулік 2 4
3 Еңбек ақы қоры 3431436 12542115
4 Әлеуметтік қаржы бөлулер, тг. 3574503 3574503
5 Энергетикалық шығындар, тг. 36875100
6 Жинау, тасмалдау және дайындауға кеткен шығындар, тг.
6739500
8 Ұңғы амортизациясы, тг. 127337,8 127337,8
9 Сорап амортизациясы, тг. 13500 13500
10 Үстеме шығындар, тг. 850547,56 21764258
11 1 тонна мұнайдың өзіндік құны, тг. 3401 4814
12 Барлық шығын, тг
13 Жылдық экономикалық тиімділік, тг.
6 Еңбекті қорғау бөлімі
6.1 Өзен кен орнында қауіпті және зиянды факторлары
Мұнай мен газ өндіру цехындағы қауіпті және зиянды өндірістік
Мұнай мен газ өндіру цехының жұмыс істеушілерге әртүрлі метрологиялық
Игеріліп жатқан ауданның тым континенттік климаты, суық қысы мен
Қауіпті сәттер үлкен қысымды, өрт қауіптілігімен байланысқан мұнайды дайындау
Мұнайды дайындауда, сусыздандыру үшін айырғышта демульгаторлар қолданылады.
Химиялық күю қауіптілігі демульгатор ретінде диссальванды қолдануға туындайды. Диссальван
Сорап қондырғысы мен тербелгіш-станоктардың электрлік двигательдерін баптау және жөндеуде
Электрлік жарақат алудың қауіпті жағдайлары кернеуде тұрған электрлік қондырғының
6.2 Еңбекті қорғауды қаматамасыз ету жөніндегі салтанатты іс-шаралар
Техника қауіпсіздігі
Барлау обьектілерде –бұталы сорап станцияларында, су қыздыру пештерінде СПТБ-40/160,
жұмыс орнында газ иісінің болған жағдайда.
шу және вибрация кезінде.
жарық болмаған кезде.
жұмыс орнының немесе территорияның замазученноть.
электр қауіпсіздігі кезінде.
керекті қорғану құралдарының болмаған немесе қолдануға жарамай қалған
- жайсыз метереологиялық жағдайларда.
Тез тұтанғыш заттар және материалдар үшін Б.Б.С.С бөлмесінен, С.Н-433-кекелтірген
Жұмыс жабдықтары және КИПиА қалқандары
Сағаны жабдықтамас бұрын қондырғыны
Сағаның жабдықтарын бөлшектеу алдында арынды
ПТБ-10/160 қыздыру пешін қолдану кезіндегі
Электр жарықтандыру шырақпенен жарылу қауіптілігінің атқаруында орындалған. Беті жағында
,
Dk-жылу бергіштік коэффициенті (1м диаметрлі цилиндірлі бет үшін 15
tт - құбырдың температурасы (800с)
tк - сыртқы температурасы (300c)
tn - бетінде берілген температура (350c)
Сонымен,
Натуралды логарифм кестесі бойынша табамыз.
бұдан dиз=0,2346м.
Сонымен 219,1 мм диаметрлі құбырды изоляциалау үшін стекловаттың 8мм
Эканомика жағынан бұл тиімді, себебі изоляция қызметаерлерді тек қана
Өндірістік санитария.
Өндірістік кәсіпорындарды жобалаудың санитарлық нормалары, кәсіпорынның аумағына, ондағы сумен
Өндірістік кәсіпорындарды халық қоныстанған аймақтардан арнайы бөлінген аудандарға немесе
Қоршаған ортаға шығарылатын зиянды және жағымсыз иісті заттардың, сонымен
Кәсіпорны салынатын алаңдарды таңдау үшін, жергілікті жердің табиғи жел
Бөлінетін зиянды заттарға және оларды тазарту шараларының жүргізілуіне, технологиялық
Санитарлық белгісіне байланысты барлық өндірістік үрдістер төрт топқа бөлінеді:
І топқа – шаңдар мен зиянды заттарды тастамайтын және
ІІ топқа – ауыр физикалық жұмыспен байланысты, қолайсыз жағдайларда
ІІІ топқа – зиянды заттардың бөлінуі аса
ІV топқа – өнімнің сапасын қамтамасыз ететін, ерекше талап
Өндірістік кәсіпорындарды жобалаған кезде, атмосфераға зиянды заттардың тасталуын болдырмайтын
Дыбысты және шаңды объектілерді желдің бағытына сәйкес орналастырады. Нысандардың
Өндірістік және шаруашылық қажеттіліктерді қанағаттандыратын су құбырлары және суды
Өндірістік ластанған ағындарды жинау үшін құдықтары бар су жинағыш
Өндірістік нысандар. Еңбектің оптимальді санитарлық-гигиеналық қолайлы жағдайларын қамтамасыз ету
Желдету қондырғысы болуы керек. Санитарлық нормаларға сәйкес
Елді-мекендерден алыс орналасқан мұнай-газ өндіруші аймақтарда, жұмысшылардың демалуына қажетті
Тұрмыстық ғимараттарда келесідей ас дайындауға қажетті құрылғылар, алғашқы көмек
Өндірісте жұмысшылардың жұмыс уақыты кезінде алаңдамауы үшін қолайлы жағдайлар
Қауіпті желілер мен механизмдер (іске қосу батырмасы, айналу денелері,
Тәжірибеде жабдықтар мен ғимараттарды дұрыс түске бояудың еңбек өнімділігін
Өндірістік ғимараттарға қойылатын негізгі талаптардың бірі – дұрыс жарықтандыру
Мұнай кәсіпшілігінде кәсіптік объектілерді түнгі уақыттарда жарықтандыру негізінен стационарлы
Стационарлы апаттық жарықтандырмалар келесідей жерлерде орналасады:
қараңғылық әсерінен адамдардың өздігінен қимыл жасауы жарылыс, өрт, улану
адам саны 50-ден көп ғимараттарда, егер жарық жоқ кезде
адамдарды эвакуациялау үшін қызмет ететін ғимарат өткелдерінде, өрттік өткелдер
Өрт қауіпті ғимараттарда тек қана өртке қауіпсіз орындалған шамдар
Өзен кен орнындағы штангалы терендік сорап қондырғысымен жабдықталған
Өзен кен орнында бақытсыз жағдайлардың көп бөлігі штангалы тереңдік
Штангалы тереңдік сорапты ұңғыларға қызмет көрсету кезінде жұмыскерлердің жарақаттану
Сорапты ұңғылардың сағалық арматурасы саңылаусыз, құбыр сырты кеңістігінен газды
Сағалық сальниктің жоғарғы ұшы алаңша деңгейінен 1 м-ден көп
Редуктор шкивін қолмен бұрауға және оны құбыр, лом немесе
Тербелмелі станоктың сына тәрізді ремендерін босап кеткеннен кейін
Сораптық ұңғыларда жөндеу жұмыстарын бастау алдында балансир басы артқа
Тербелмелі станоктың балансирінің жүріс ұзындығын өзгерту кривошиптегі башмакты
Тербелмелі станокты теңестіру роторлық қарсы салмақтардың орнын өзгерту,
Қанатты подвесканы алу және орнату арнайы құрылғы және жылжымалы
Осы қауіп кешендерін болдырмау және тербелмелі станокты жөндеу
Агрегатта кран бар. Оның көмегімен жүк көтеру операциялары мен
Ілмектегі жүк көтергіш көтерілуі кезінде – 1000 кг түсірілуі
Агрегаттың монтаждық базасы ДТ -75 тракторы қозғалыс жылдамдығы 5,8-ден
Баспалдақтың өздігінен жиналуын алдын алу үшін арнайы құрылғы бар.
Жұмысшылардың тербелмелі станоктың қозғалмалы бөлшектерімен түйісуін болдырмау үшін
Тербелмелі станоктың электржетегіне қызмет көрсету үшін алаңға кіріс тежеу
Тербелмелі станокты жөндеу және қызмет көрсету кезінде әртүрлі
Сважинада жұмыстарды жүргізу қауіпсіздігі, сонымен бірге скважина территориясының мазутпен
Штангалы сорапты қондырғыларын қолдану кезіндегі электр қауіпсіздігін сақтау және
Штангалы сораптың электр қондырғысы электрқозғағыш пен түсірілетiн қондырғыдан тұрады.Жетек–
Жерге қосылған түрiнде электроқондырғы үшiн ұңғыманың кондукторын пайдалану керек.Кондуктор
Шегендеуіш бағаннан тоқтың көрінуінің кедергісі грунттық меншікті кедергісіне, төмен
Rдоп=Rтр336p/1(1n21/d+0,5ln(4h+1)/(4h-1))
Мұнда:р-грунттық меншікті электрлік кедергісі,біздің жағдайымызда,саз,әктас және тасшақпақ р=102 О
1және d – жерге қосылғыштың (кондуктор) ұзындығы мен диаметрі,
Һ=1/2
4(0,336*102/Х(ln2X/0,176+0,5ln(4X/2+X)/(4X/2 - X))
4=0,366(ln11,4X + 0,5ln3)
Таңдау әдісімен шеше отырып мынаны аламыз Х=22,яғни l=22 кондуктордың
Техника қауіпсіздігі
Жұмыстарды жүргізудің қауіпсіздігі бойынша арнайы талаптары, келесідегідей ережелердің орындалуын
Аппараттың бекітілу беріктігін, жер үсті элекрожабдықтың байланысын, ток жүретін
Трансформатордың (автотрансформатордың), басқару станциясының және желінің бронясы жерсіндірілген болуы
Ұңғыманың шегендеу тізбегі жерсіндірілген контурмен немесе нольдік желімен қосылған
Басқару станциясындағы релейлі аппараттарды және өлшеу құралдарды қондырғанда, жөндеу
Басқару станциясынан скважина сағасына дейін арнайы тіректер арқылы жер
Қондырғы жұмыс істеп тұрған кезде қол сұғуға болмайды.
Қондырғының оқшаулануының кедергісі 1000В-қа дейін болады.
Басқару станциясы рубильник блогын ауыстырғанда және жөндегенде станциядағы ток
Штангалы тереңдік сораптың бөліктерін қосқан кезде қолмен шлицті
Мұнарада немесе треногада белбеуге, ал мачтаның аяғына хомутпен
Өрт сөндіру қауіпсіздігі
Жаңа скважиналарды бұрғылау барысында олардың ашық фонтандауды алдын алатын
Жүзеге асуы тиіс:
мұнай мен суды дайындайтын, айыратын және жинайтын жүйе толық
лақтыру желісінің жарылу жағдайы кезінде, скважинаның жұмысы автоматты түрде
тереңдік сораптарда ішкі және сыртқы коррозиядан қорғайтын бет болуы
топтық қондырғыларды өрт көздеріне дейінгі қашықтық 100м болуы тиіс;
вагондардың арасындағы қашықтық 3 м-ден кем болмауы тиіс;
газдалған аймақ аптасына 1 рет тексерілуі керек;
қысыммен жұмыс істейтін жабдықтар және демалу, реттеу клапандары күнделікті
өртенбейтін материалдармен жабдықтарды жылудан оқшауландыру керек;
скважина қондырғыларының тереңдік сораптардың жағдайына бақылау жасау керек;
жанар майларды арнайы белгіленген жерде сақтау керек;
мұнайды қыздыратын пештердегі температураны реттейтін қондырғылар бақыланып тұруы тиіс;
скважинаны монтаждағанда және демонтаждағанда лақтырыстың болдырмауын қарастырамыз;
қолайсыз климаттық жағдайларда қауіпті жұмыстарды тоқтатамыз;
өрт болған жағдайда жұмысшыларды қауіпті аймақтан алып кету, құтқару
7 Қоршаған ортаны қорғау
Жаңаөзен кен орындағы кәсіпшіліктің, газ өңдеуші заводтың және көмекші
Өндірістің биосфера компоненттеріне әсерін талдау
Қоршаған ортаны ластаушы көздерге келесілер жатады: газ өндеуші завод,
Осылайша, газ өңдеуші заводтың үш кешенді технологиялық желісі бар
1) қондырғылар 200– мұнайды, газды, суды бөлу және мұнайды
2) қондырғылар 300– диэтаноламинмен газды күкірттен
3) қондырғылар 400– Клаус қондырғылары –
4) қондырғылар 600– сұйық және қатты жүктері
5) қондырғылар 700– көмірсутекті газдарды бөлу;
6) қондырғылар 1000– құрғату және оракелдер
7) қондырғылар 0,31 немесе 0,32–
8) қондырғылар 800– қабат суын дайындау.
КТЖ-ң технологиялық үлгісі 6.1-суретте көрсетілген.
Кәсіпшіліктің жинау жүйесі екпінді ластаушы көз болып табылыды, оған
7.1. Атмосфералық ауаны қорғау
Кен орынды апатсыз игеру барысында “ҚР мұнай және газ
соңғы кездегі шыққан мұнай құрылғыларымен құрылыс техникасын атмосфераға минималды
мұнай және газды дайындау технологиялық үрдісін автоматтандыру, ол берілген
мұнай өнімдері сақталған барлық қоймаларда атмосфераға көмір-сутектің бөлінуін азайтатын
прогрессивті технологиялармен материалдарды қолдану;
қолайсыз метереологиялық жағдайлардың өсуі кезінде өнім өндіруді 15-50 %
қызметші персоналға апатты жағдайларда іс-шаралар қолдануға үйрету;
апатты жағдайда хабар беру жүйесінің дайындығын тексеру;
негізгі технологиялық жабдықтың жұмысын,мұнайды жинау мен тасымалдау жүйесінің құбырларының
атмосфералық ауаның күйін мониторингтік бақылауын жасау
Атмосфераны тиімді қорғау үшін ҚР “Атмосфералық ауа туралы” заңына
- ҚР нормативтік актілерін және қалдық тастаудың нормативтік
- ұңғыманы сынау бағдарламасы минимумға жеткізілуі
- ұңғыманы сынау барысында мұнайды өртеу
- химиялық реагенттерді тасымалдаудың, сақтаудың және дайындаудың жабық жүйелерін
- мониторинг жүргізу.
Атмосфераны қорғау шаралары.Атмосфераның зиянды заттармен ластануын азайту үшін қауіпсіздік
Ауа атмосферасы сапасының критерийлері.Атмосферлық ауада, әсіресе төменгі қабаттарда, газ
Атмосфераның интенсивті ластануында жағымсыз метереологиялық жағдайдар үлкен рол атқарады:
а)ауаның қауіпті жылдамдығы–ұйымдасқан қалдықтардан ластаушы заттардың тасымалдануы.
б)желдің қауіпті бағыты, яғни тірі массивке бағытталған қалдықтың қайнар
в)атмосфераның қауіпті тұрақты жағдайы,әрбір 100метр сайын ауа температурасы,1ºС-тан төмен
г)температуралық алмасу–ауа температурасының жерге жақын қабатында азаймай,керісінше биіктеп өсе
Автокөліктерден бөлінетін қалдықтардың негізгі массасын әлі күнге дейін көмірсутек
Атмосфералық ауаны ластаушы көздердің болуын талдау . Олардың сипаттамасы
Атмосфераны негізгі ластайтын заттар:күкірттісутек,көмірсутегі, меркаптандар,күкірт шаңдары,диэтаноламин,метил спирті,күкірттісутек тотығы,марганец қосылыстары,кремний
Мұнай кен орны,пештер және т.б. ластанудың 4-ші категориясына жатады.Мұнай
Атмосфераның химиялық ластануы.Өзен кен орнының атмосфераға әсер ету көздері
Өзен кен орнының өнеркәсіптік алаңында ластаушы заттардың 30 стационарды
Ұйымдастырылған көздерге қазандардың түтіндік мұржалары,топтық өлшеу қондырғыларының оттық
Өзен кен орнындағы игеру кезіндегі кәсіпорынның әсер етуін бағалау
7.1- кестесі. ШТС мұнай мен газды өндіруде
коды Заттың аталуы Орындау критериі Крите-рий мәні,
мг/м3 Қауіп- сіздік
класы Заттың лақтыруы
г/с Заттың лақтыруы т/жыл
1 2 3 4 5
123 Темір оксиді ШРК с/с 0,04000
301 Азот диоксиді ШРКм/р 0,08500
304 Азот оксиді ШРК м/р 0,4000
322 Күкірт қышқылы, молекула бойынша
328 Күйе ШРК м/р 0,15000 3
330 Күкірт диоксиді ШРК м/р 0,50000
333 Күкіртсутек ШРК м/р 0,00800
Ұйымдастырылмаған көздерге сальникті,фланецті қосылыстардың, бақылау және жапқыш–реттегіш арматураның тығыз
Ұйымдастырылған көздердің жалпы саны 5(қалыпты режим) және ұйымдастырылмаған көздердің
Өзен кен орнында жобаланған жұмыстар барысында атмосфераны негізгі ластау
- іштен жану қозғалтқыштарында жанармай жағу;
- ұңғыманы сынау барысында қабат флюидтерін алаулы
- қалдықтарды өртеу;
- мұнайы бар шламдарды жылулық десорбциялау;
- шаңдану.
Ластаушы заттардың номенклатурасын анықтау т/ж
Қоршаған ортаға енген немесе шектен тыс мөлшерде пайда болған
Атмосфералық ластанудың антропогндік өздеріне өнеркәсіптік кәсіпорындар,көлік,жылу энергетикасы жатады.Тек өндірістік
Экологтардың есебі бойынша ауаны ластайтын ластағыш заттегінің саны 2000ға
Мұнай өнімдерін отын ретінде қолданғанда қоршаған орта жану процесінің
Атмосфераға шығарылатын зиянды қалдықтарды азайту шаралары.
Жоғарыда айтып кеткендей,атмосфераға шығарылатын зиянды қалдықтарды азайту шараларының ең
Зиянды қоспаларды ұстау және залалсыздандыру тәсілдеріне және газ тазалайтын
Санитарлы-қорғау аймағы
Адам денсаулығы мен қоршаған ортаға химиялық,биологиялық немесе физикалық әсерін
Санитарлы қорғау аймағы–атмосфераны ластайтын кәсіпорындарды елді мекеннен бөліп тұратын,міндетті
7.2. Су ресурстарды қорғау
Су ресурстарын қорғау үшін осы жобада келесілер қарастырылған:
1.Өндірістің жоғары тиімді үрдістерін, су қалдықты және қалдықсыз технологиялық,
2.Су қорларын тиімді пайдалану;
3.Бұралқы суларды тазалау мәселелерінде алдыңғы қатарлы;
4.Өндірістік қалдықтармен грунттық және жоғары бетіне суларды ластануын болдырмаудың
5.Бұралқы сулардың апаттық тасталуының алдын алу бойынша инженерлік шараларды
6.Өндірістік алаңның жоғарғы бетіне өндіріс өнімдерінің және оларға
Жобада қабылданған су қорларын қорғау және тиімді пайдалану
Бұралқы суларды тазарту үшін қазіргі заманғы механикалық және геологиялық
Жасанды сұрыпталған, қимылсыздандырылған ыдыратқаш-микроаэзаларды суда қолдануға негізделген
Тазалау технологиясы анаэробты және аэробты микроаэзаларды қолдануды
Жобада бұралқы сулардың жер бетіне тасталуы қаралмайды.
Судың ластануының алдын алу шаралары.
Шөгілулер есебінен сұйық зиянды заттардың қоршаған ортаға түсуі келесі
Жерасты суларын қорғау мақсатында санитарлық қорғау зонасы жұмыс істейді.
Өзен кен орнындағы өнімді су қабаттары мергельді қабаттармен қорғалған.
Жерасты суларын қорғау үшін мына шарттардың орындалуы қатаң талап
-сулы қабаттарды бұрғылау кезінде су алу және бақылау ұңғыларының
-кен орнын игеру кезінде мұнай өндіру, айдау ұңғыларының жұмыстарының
-амбарлардың дұрыс изоляциялануы.
Суды тұтыну. Өндірістік ағынды сулардың көлемі, олардың құрамы және
Жер бетіндегі және жер астындағы суларға әсерлер келесі көздерден
тазартылмаған немесе жеткіліксіз тазартылған өндірістік және тұрмыстық бұралқы сулар;
жер бетіндегі бұрамдысулар;
құрғатылған бұрамды сулар;
апаттық лақтырулар және бұрамды сулардың жиналуы;
сыйымдылықтардан, құбыр желілерінен және басқа құрылымдардан сулы сұйық материалдардың
сулы объектілердің және рельефтердің бетіне тұнатын зиянды заттардың атмосфераға
7) апаттық шығарынды тастау (мұнайдың, газды тазалау өнімдерінің,
реагентердің түгілуі);
8) материалдармен қалдықтарды сақтау орындары, кәсіпының өндіріс-
тік алаңдарының шегінде ұйымдастырылған тасымалдауға
арналған алаңдар;
9) ұйымдастырылмаған қалдықтар үйінділері;
Жер бетіндегі және жерасты суларының бүліну көздеріне дұрыс тазартылмаған
Су мен қамтамасыз ету көздеріне жерасты сулары жатады. Ішуге
7.3. Жер ресурстарын қорғау
Мұнай газ кен орнын игергенде жер беті мұнаймен, әртүрлі
Бұл процесстер өсімдіктер әлемінің және өнімділіктің нашарлануына әкеліп соқтырады.
Кен орнының грунтары сазды және құмды фракциядан тұрады. Жер
Регионалды сейсмикамен, шөгумен және жарықтардың
Жер бедерінің бүлінуі және оны дұрыс пайдаланбау – жер
Кен орнын бұрғылау кезінде және игергенде жер бедерінің тепе-теңдік
Мұнай және газ ұңғыларын қазуда, кен орнын игеріп пайдаланылғанда,
Кәсіпшілік аймағында топырақ жабынының антропогендік
топырақтың әлсіз нашарлануы- 5см тереңдіке
топырақтың әлсіз нашарлануы-кенорынның басым бөлігі,
топырақтың өте күшті нашарлануы- көлік
Топырақ мұнай өнімдерімен ластанған, әлсіз
Жер ресурстарының жағдайы туралы жалпы мәлімет және жердің бүлінуін
Жер ресурстарын қорғау бойынша негізгі шараларға келесілер жатады;
бұрғылау жұмыстарына және сызықтық құрылымдарға жерді бөлу нормаларын сақтау;
грунт жолдарының органикалық тораптары;
қалпына келтіру шараларын жүзеге асыру;
топырақ жағдайын бақылауды ұйымдастыру;
Бұзылған жерлерді қайта қалпына келтіру. Қайта қалпына келтіру жоспарына
Құбыр желілерін төсеу үшін траншеяларды қайтадан ашу. Көлік жолдары
Қайта қалпына келтірудің техникалық кезеңіне кіретіндер:
ашылған грунтты алу және оны
ұңғыма құрылысында бұрғы аймағын ластанудан, қалдықтардан тазарту, шламдарды, бұрғылау
Желіні төсеудің барлық тереңдігіне пышақты желі төсегішпен қатты кесу
ВЛ трассасы бойынша электро беріліс желілері құрылында қалпына келтіру
Биологиялық қалпына келтіру бұзылған жерлерді қалпына келтірудің технологиялық кезеңінен
Топырақты эрозияға қарсы бекіту теріскен, сексеуіл, қара сүзгін егумен
Олардың топыраққа терең енетін тамыр жүйесі бар.
Биологиялық қайта қалпына келтіру жүргізіледі;
ұңғыма алаңының периметірінен 100м қашықтағыбелдеуде;
орталық манифольдтің қоршалған өлшеу қондырғыларының периметрі бойынша 50м қашықтықтағы
Ұңғыма сағасымен өлшеу қондырғылары алаңының қоршаулары шегінде топырақты ұшудан
Ұңғыма, өлшеу қондырғылары, газ құбырлары, су құбырлары, 5және 35кв
Жолдар, карьерлер бауырайларын биологиялық қайта қалпына келтіру үшін дәнді
Бөлінетін құмдарды бекіту бойынша эрозияға қарсы шаралар екі кезеңде
Құм беттерін тұтқыр материалдармен бекіту;
Қайталама тұтқыр материалдармен өңдеп құм бекіткіш өсімдіктерді отырғызу.
Топырақтың ластану деңгейін төмендететін шаралар:
ұйымдастырушылық
технологиялық
жобалық конструкторлық
санитарлық эпидемияға қарсы
1.Ұйымдастырушылық:
- қалдықтарды басқаруды ұйымдастыру;
- кен орын аймағымен көлік қозғалысын ұйымдастыру
- қалдықтардыбасқару жүйесін бұзатын санкцияланбаған жұмыс жүргізудіболдырмау;
2. Келесі жағдайларда ластанумен байланысты жұмысты жүрнізуді мұқият бекіту
- бұрғылауда
- жабдықтарды тасымалдауда;
- жердегі жұмыстар барысында;
- техникалық қайта қалпына келтіру;
3. Жобалық конструкторлық:
СЭС және табиғатты қорғау ұйымдарда жасалған жобаларды сәйкестендіру және
топырақтың ластануын төмендетуге бағытталған жобалық конструкторлық шешімдердің тиімдісін таңдау.
4. Санитарлық – эпидемияға қарсы:
- өндірістік және тұрмыстық қалдықтарды көмуге арналған орындардың
- жұмысшыларды аса қауіпті инфекциялардан эпидемияға қарсы
Қалдықтарды жинау және жою әдістерін таңдауда келесі факторларға көңіл
Ауаның және судың эррозиясынан жер бетін қорғау үшін көпжылдық
-сепарация, мұнайды дайындау, жинау және тасымалдаудың герметизациясының болуы;
-авария кезінде ұңғылардың автоматты түрде тоқтауы;
-қабаттық және өндірістік суларды қабатқа айдауға мейлінше көп пайдалану;
-транспорттың тек автожолдармен жүруін қадағалау.
Жер қойнауын қорғау шараларына мыналар жатады:
-ашық фонтандауды, ұңғы қабырғаларының құлауын, жуу сұйықтығын жұтылуын, ластанбауды
Технологиялық схемалық бөлімдеріне сәйкес:
-жерасты және жер бетіндегі құрал – жабдықтардың герметизациясы;
-мұнайды жинау, дайындау, тасымалдау және сақтау жүйесінің авариясыз сенімді
-технологиялық режимдегі ұңғылар жұмысын қабат құрылымының бұзылмауын және ұңғының
-сумен қамтамасыз ету жүйесінің тұйық түрін қолдану, өндірістік суларды
Кәсіпшілік қалдықтар
Қалдық көлемі, қалдыктарды жою шаралары
Қалдықтарды жинау және жою әдістерін таңдауда келесі факторларға көңіл
Қалдықтарды жинау және жою варианттары. Жобада ҚР табиғатты қорғау
Қалдықтарды жинау және жою принциптері. Қалдықтарды жинау және жоюдың
Қалдықтар жиналуының көздерін анықтау
Жиналатын қалдықтарды анықтау
Қалдыықтар түрлерін және олардың қауіптілік категориясын топтастыру;
Радиация
Барлық табиғи қосылыстар, соның ішінде мұнай мен газ, радиоактивті
Мұнай кәсіпшлік жабдықтарының радиоактивтілігі оның қабырғасында тұздар, сульфат, кальций,
Шөгінделетін тұздарды талдау, торийдің меншікті активтілігі – 228 0,8-1,0
Жоғары радиоактивтік көзі болып есептелетін радиоактивті тұздар өздерінің парамертлері
Кенорында радиоактивті аномалия қатары шығарылды, жоғары сәулелену көздері: металл,
ҚОРЫТЫНДЫ
Мұнай кәсіпшілігінің дамуы көптеген факторларға байланысты. Соның ішінде оның
Мұнай өнімінің көбеюіне әсер ететін негізгі факторлар болып қабаттың
Қазіргі таңда Қазақстанның мұнай кен орындарында штангалы тереңдік сорап
Штангалы терең сорапты қондырғыларды қолданғанда еңбекті қорғау жағдайлары
Мұнай кен орындарын меңгерумен байланысты өндірістік фактор-лардың жағымсыз әсерін
ПАЙДАЛЫНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Имашев Н.У., Чакабаев С.Е., Токарев В.П. и др. Отчёт
Кочетов М.Н. и др. Подсчёт запасов нефти и растворённого
Протокол заседания ГКЗ СССР № 4883 от 13.05.1966 года.
Коростышевский М.Н., Попова Л.А., Черницкий А.В. и др. Распределение
Протокол заседания ЦКЗ МНП СССР № 21 от 10.04.1980
Коростышевский М.Н., Малютина А.Е., Кувандыкова З.А. и др. «Пересчёт
Ковалев А. Г., Покровский В. В. и др. О
Отчет ВНИИ «Составление генеральной схемы разработки месторождения Узень», Москва,
Ю.П.Желтов «Разработка нефтяных месторождений» Москва, 1986 г.
Кувандыкова З. А. Муллаев Б. С. Касенов А. К.
13-18 горизонтов (нефть)» Договор №24/09-н/1676-17.
Отчёт АО «КазНИПИмунайгаз» г. Актау, 2009 г.