АҢДАТПА
Осы дипломдық жобада он негізгі бөлім қарастырылған.
Бірінші бөлімде кен орынның геологиялық
Игеру объектісін таңдау бөлімінде игеру объектісі таңдалған, сол объектінің
Үшінші және төртінші бөлімде игеруді жобалау үшін Жаңажол кен
Техника-технологиялық бөлімінде Жаңажол кен орнында ұңғыманың түп аймағын тұз
Экономикалық бөлімінде «Октябрьмұнай» МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты және кен орнын
Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде атмосфераны, гидросфераны және ластайтын көздер
Ғылыми бөлімде ұңғының тұп аймағын өңдеудің тиімді әдісі, олардың
АННОТАЦИЯ
Этот дипломный проект состоит из десяти основных частей.
В первой части изложены следующие основные параметры: строение, выделение
В части выбора объекта, мною выбран объект разработки и
В третьей и четвертой частях для проектирования разработки рассмотрены
В части техники-технологии приведены технологии проведения соляно-кислотной обработки,
Административные свойства НГДУ «Октябрьскнефть» технико–экономические показатели эксплуатации месторождения рассмотрены
В части охраны труда указаны анализ опасных и вредных
В части охраны окружающей среды рассмотрены технологические процессы которые
В научной части рассматриваются новые технологии проведения СКО, помимо
ANNOTATION
This diploma project considers ten main sections.
The first section is about geological structured description of
In the choice of object cultivation section object cultivation
In order to project the cultivation in the third
Organizing “Oktyabrskoil” oil–gauze mining administration and analyze technique –
Dangerous and harmful industrial factors and danger of gauze
Environment protection section includes sources that pollute atmosphere and
The science section is about that compressor gauze lift
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ ...................................................................................................................11
1 Кен орнының геологиялық – физикалық сипаттамасы.............................13
1.1 Геологиялық құрылымының сипаттамасы......................................................13
1.2 Өнімді объектілердің қалыңдығының, коллекторлық қасиеттерінің сипаттамасы және олардың
1.3 Коллекторларды бөлу.........................................................................................17
1.4 Кеуектілік және өткізгіштік коэффициенттерін анықтау...............................18
1.5 Мұнайға қанығушылық коэффициентін анықтау...........................................19
1.6 Мұнай, газ және судың қасиеті мен құрамы....................................................21
1.7 Физикалық – гидродинамикалық сипаттамасы...............................................22
1.8 Мұнай мен газдың қорлары...............................................................................23
2 Игеру обьектісін таңдау......................................................................................25
2.1 Есептеу әдістемесін таңдау және дәлелдеу.......................................................25
2.2 МКОИ есептеу.....................................................................................................26
2.3 ЭЕМ қолдану........................................................................................................32
3 Игеруді жобалау үшін геологиялық - кәсіпшіліктік және техника
3.1 Ұңғылар мен қабаттарды гидродинамикалық зерттеу нәтижелерін талдау және
3.2 Игерудің ағымдағы жағдайын және мұнайды өңдеу көлемін ұлғайту
3.2.1 Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы шығымын,
3.2.2 Қабаттан мұнай қорын алуды талдау.............................................................35
3.2.3 Жүзеге асатын игеру жүйесін талдау.............................................................36
3.3 Қабаттың геологиялы-физикалық моделдерінің қабылданған есебін дәлелдеу......................................................................................................................39
3.3.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштерінің есебі үшін қабылданған қабаттардың есептік
3.4 Пайдалану объектілерін бөлуді айқындау және игерудің есептік нұсқасын
3.4.1 Қабаттың геологиялы-физикалық сипаттамасы бойынша пайдалану объектілерін бөлуді
3.4.2 Игерудің есептік варианттарын және олардың бастапқы мәліметтерін айқындау.....................................................................................................................41
3.4.3 Қабатқа әсер етуге арналған жұмыс агенттерін анықтау (дәлелдеу)..........43
3.4.4 Ығыстыру процесімен қамтуды, және резервтегі ұңғылар санын анықтау.......................................................................................................................44
3.4.5 Кеніштерде қысым төмендеген кезде өндіру ұңғымаларының өнімділігінің өзгеруі.........................................................................................................................45
3.4.6 Кен орнына ұңғыларды орналастыру.............................................................47
4 Игеру нұсқаларының технологиялық және техника-эконоикалық көрсеткіштері...........................................................................................................49
4.1 Игеру нұсқаларының экономикалық көрсеткіштері.......................................49
4.2 Игеру нұсқаларының технологиялық көрсеткіштері.....................................49
4.3 Жер қойнауынан мұнай алудың есептік коэффициенттерін талдау...............51
5 Мұнайды және газды өндірудің техникасы мен технологиясы............................................................................................................53
5.1 Ұңғыны пайдаланудың ұсынылған тәсілдерін және ұңғының саға
5.1.1 Ұңғыны фонтанды пайдалану.........................................................................57
5.1.2 Ұңғыны механикалық пайдалану....................................................................58
5.1.3 Кен орнындағы жабдықтардың жұмысын талдау.........................................60
5.2 Ұңғыны пайдалану кезінде кездесетін қиыншылықтардың алдын-алу және олармен
5.3 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесіне және кәсіпшіліктік дайындауға қойылатын
5.4 ҚҚҰ жүйесіне және су айдау үшін қолданылатын судың
5.5 Мұнай бергіштікті ұлғайту әдістерін қолдану кезінде қабатқа жұмыс
5.5.1 Мұнай бергіштікті ұлғайту әдістері................................................................66
5.5.2 Ұңғының түп аймағын тұз қышқылымен өңдеу............................................67
5.5.3 Түп аймағын өңдейтін ұңғыны таңдау...........................................................70
5.5.4Ұңғыманы өңдеу...............................................................................................71
5.5.4.1 Қышқыл ерітіндісін дайындау тәртібі және қолданылатын агрегаттар...................................................................................................................71
5.5.5.2 Тұз қышқылымен өңдеу жұмыстарының орындалу реті...........................73
5.5.4.3 Ұңғының түп аймағын тұзқышқылмен өңдеудің есебі ............................74
5.6 Жұмыс агентін дайындаудың технологиясының құрылымын салыстырмалы таңдау..........................................................................................................................79
6 Экономикалық бөлім..........................................................................................81
6.1 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы..................................................................................................................81
6.2 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
6.3 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысының жағдайы......................................................................................................................84
6.4 Техника-экономикалық көрсеткіштердің талдауы…………………………...87
6.5 Күрделі қаржыны есептеу...................................................................................88
6.6 Жобаның экономикалық тиімділігі...................................................................93
7 Игеріліп жатқан қабатты және ұңғыманың пайдалану жағдайы мен
7.1 Кен орнын игеруді бақылау................................................................................94
7.2 Кен орнын игеру процесін реттеу......................................................................97
8 Еңбекті қорғау......................................................................................................99
8.1 Ұңғыны жуу кезіндегі және қышқылмен өңдеу кезіндегі жұмыстардың
8.2 Жуу агрегатында жұмыстың қауіпсіздігі.......................................................101
8.3 Қышқылмен өңдеу кезіндегі қауіпсіздік.........................................................102
9 Қоршаған ортаны қорғау.................................................................................104
9.1 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық
9.2 Мекемелерде қоршаған ортада байланысты қысқаша мәліметтер..............105
9.3 Атмосфералық ауаны қорғау............................................................................107
9.3.1 Атмосфералық ауаны ластаушы көздерінің болуын талдау. Олардың сипаттамасы.............................................................................................................109
9.4 Су ресурстарын қорғау.....................................................................................111
9.4.1 Суды тұтыну. өндірістік ағынды сулардың көлемі, олардың құрамы
9.5 Жер ресурстарын қорғау...................................................................................116
9.6 Жануарлар мен өсімдіктер әлемін қорғау.......................................................117
9.6.1 Флора мен фаунаның жағдайы туралы жалпы мәлімет және
9.7 Кәсіпшілік қалдықтары.....................................................................................119
9.7.1 Қалдық көлемі, қалдықтарды жою шаралары.............................................120
9.8 Радиация.............................................................................................................122
10 Ғылыми бөлім..................................................................................................123
ҚОРЫТЫНДЫ......................................................................................................127
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ........................................................128
КІРІСПЕ
Қазақстан Республикасының мұнай өнеркәсібі экономиканың жетекші саласы болып табылады.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы
Жаңажол кен орны таскөмір жүйесінде қалыптасқан, кеуек пен жарықшақтардан,
Мұнай кенішінің мәліметтері бойынша жұмыс параметрлерінің технологиясын қазіргі заманғы
Қазіргі таңда Жаңажол кен орнында 233 КГЛ ұңғымаларын компрессорлы
2 ИГЕРУ ОБЪЕКТІСІН ТАҢДАУ
2.1 Есептеу әдістемесін таңдау және дәлелдеу
Мұнайгазды кен орны — газ бөлігінде көп мөлшерде майлы
Кен орынның КТ-І горизонтының Всолт бумасы үшін шектік сусыз
2.2 МКОИ есептеу
Келесі шарттарда мұнай газ кенішін игерудің технологиялық көрсеткіштерін
Мұнайлылық ауданы SH=136·105м2;
Газ бүркемесінің ауданы Sгш=58·105м2;
Қабаттың орташа қалыңдығы h=10 м;
Кеніш көлемі бойынша орташа кеуектілігі m=0,2;
Кеуек көлемінің байланыс суларымен қанығуы sсв =0,12;
Бастапқы қабат қысымы қанығу қысымына тең (Р0=Рнас=20 МПа);
Барлық кеніш бойынша орташаланған өткізгіштік k=0,2·10-12м2;
Қабат жағдайында мұнай мен судың тұтқырлығы μн =2,0·10-3 мПа·с;
μв = 1,0·10-3 мПа·с;
Мұнайдың көлемдік коэффициенті bн =1,5;
Судың көлемдік коэффициенті bг=1,028;
Бастапқы газға қанығушылық Г0 =150 м3/т;
Газсыздандырылған мұнайдың тығыздығы ρн = 0,85 т/м3;
Газдың көлемдік коэффициенті =170 м3/м3;
Су мен мұнай тығыздықтарының қатынасы ρ*= ρв/ρн=1,337.
Кеніштің мұнайға қаныққан бөлігін өндіру және айдау ұңғыларын тығыздық
Газ бүркемесіндегі газ тұрақты дебитпен өндіріледі, оның мәні қорды
Мұнайлылық ауданда және барьерлік қатардағы ұңғылар санын, кеніштің мұнай
Мұнай мен газ қорын және ұңғылар санын анықтау.
Қабат жағдайындағы мұнай қоры:
QH пл=SHhm (1-sсв)=136 ·105 ·10 ·0,2(1-0,12)=23,9 ·106 м3
Стандартты жағдайларда : Gн=23,9 ·106 ·(0,85/1,5)=13,6 ·106 т
Мұнайда ерітілген мұнай газының қоры,
Gг= GнГ0=13,6 ·106 ·150=2,03 ·109 м3.
Қабат жағдайында газ бүркемесіндегі газ қоры
Gгш пл=Sгhm (1-sсв)=58 ·105 ·10 ·0,2(1-0,12)=10,2 ·106 м3
Стандартты жағдайда: Gгш=Gгш пл =10,2 ·106 ·170=1,73
Стандартты жағдайларда газдың алынатын қорын берілген газбергіштік есебімен анықтаймыз:
Сонда газ бүркемесіндегі газ дебиті келесі мөлшерде болуы керек:
qгш-zгNгш= 1.47·109·0.2=294 млн. м3/жыл.
Бастапқы қабат қысымына келтірілген газ дебиті,
=qгшbг=(294·106)/170=1.7·106 м3/жыл.
Газ бүркемесінен газ алудың орнын толтыру үшін ұңғымаға суды
qнв= =(1,7·106)/1,028= 1,65·106 м3/жыл.
Барьерлік қатардағы айдау ұңғыларының санын берілген орташа қабылдағыштық және
nб=qнв/qн1=(1,65·106/390·365)≈12.
Кеніштің мұнай аймағын игеруге қажетті ұңғылар санын анықтау керек.
n0=nн+nд=Sн/Sс=(1360·104)/(18·104)=76 ұңғ.
Алынатын мұнай қорын анықтау үшін белгілі В.Н. Щелкачев формуласы
η2=e-αSс.
Формулаға белгілі сан мәнін қойып, келесіні аламыз:
Сонда алынатын мұнай қоры:
N=GH·η1·η2=13,6·106·0,85·0,581=6.72·106 т.
Сұйықтықтың максималдық дебиті qmax ж=13.6·106·0.581·0.0837=0.66 млн. м3/жыл.
Кеніштің мұнай аймағын игеру кезінде мұнайды, суды және сұйықтықты
Ұңғыларды бұрғылау кезеңінде сұйықтық дебиті сызықтық заңымен келесідей қарқынмен
α= qmax ж/t*=(0.66 ·106)/5=0.132 ·106 м3/жыл2.
Кейін t> t* болған кезде, сұйықтықты өндіру тұрақты әрі
мұндағы t – игеру уақыты;
t* - сусыз мұнай өндіру кезеңі.
Осыдан көріп отырғандай:
.
∆ мұнай өндірілетін ∆ti уақыт аралығы ішінде сұйықтық
Теңдіктің екі жағын (1-νі) шамаға бөлеміз:
мұндағы νі - ∆ti уақыт ішіндегі орташа сулану.
М қадам бойынша теңдіктің екі жағын қосып, келесі өрнекті
∆ = 0,05 қабылдап, бастапқы қисық (өнімнің игеру
Кенішті бұрғылау кезіндегі салыстырмалы жинақталған сұйықтық өндірісін келесі формула
, 0≤t≤t* болған кезде
Кейінгі кезеңде:
, t>t* болған кезде
Уақыттың келесі мәндері үшін игерудің бірінші кезеңінде өндірілетін сұйықтықты
t1=1жыл (31,5 ·106с) кезде,
t2=2жыл (63 ·106с) кезде,
t3=3жыл (94,6 ·106с) кезде,
t4=4жыл (126,2 ·106с) кезде,
Көрсеткіштер Қадам номері
1 2 3 4 5 6 7 8 9
∆ интервалынан салыстырмалы мұнай алу 0,06 0,05 0,05
νі интервалынан орташа сулану 0,022 0,05 0,1 0,17 0,27
қатынасы 0,051 0,053 0,056 0,06 0,068 0,08 0,098 0,122
жинақталған мән 0,051 0,104 0,160 0,220 0,288 0,368 0,466
0,241 0,294 0,35 0,41 0,478 0,558 0,656 0,778 0,95
Кесте 2.1 – Анықтау нәтижелері t5= t*=5жыл (158 ·106с)
Тұрақты ағымдық сұйықтық өндіруді ұстау кезеңі үшін, мысалы t30=30жыл
Есептеу нәтижелері 2.1 кестесінде көрсетілген, осы мәндер бойынша салыстырмалы
Кесте 2.2 – график бойынша алынған мәліметтер
ν 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
t, жылдар 4,5 6,5 7,4 8,3 9,1 10,2 11,4
Qн млн.т 1,28 2,22 2,62 2,96 3,19 3,76 3,9
Кенішті игеру уақытынан ұңғыма өнімінің сулану үрдісін сипаттайтын қисық
Кесте 2.3 - Мұнайдың, судың дебиттері және жинақталған мұнай
Көрсеткіш t игеру уақыты, жылдар
1 5 10 15 20 30
Сулану, ν - 0,012 0,48 0,77 0,86 0,93
qн мұнай дебиті, м3/тәул. 346 16,42 864 346 173
Qн жинақталған мұнай өндіру, млн. т 0,12 1,76
qв су дебиті, м3/тәул - 26 778 12,96 13,82
Qв жинақталған су өндіру, млн. т - 0,01
2.3 ЭЕМ қолдану
Қабат жағдайындағы мұнай қоры 23,9 ·106 м3 Игерудің бірінші
Стандартты жағдайлардағы мұнай қоры 13,6 ·106 т 1жыл
Мұнайда ерітілген мұнай газының қоры 2,03 ·109 м3 2жыл
Қабат жағдайында газ бүркемесіндегі газ қоры 10,2 ·106 3жыл
Стандартты жағдайдағы газ бүркемесінің газ қоры 1,73 ·109 4жыл
Газ бүркемесіндегі газ дебиті 294 млн. м3/жыл 5жыл
Бастапқы қабат қысымына келтірілген газ дебиті 1.7·106
Көлемдік коэффициентті ескерген кездегі
судың шығыны 1,65·106 м3/жыл
Барьерлік қатардағы айдау ұңғыларының саны 12
Кеніштің мұнай аймағын игеруге қажетті ұңғылар саны 76
Алынатын мұнай қоры 6.72·106 т.
Жинақталған өнім өндіру
Игеру уақыты, 1 жыл жинақталған мұнай өндіру 0,12 млн.
Игеру уақыты, 5 жыл жинақталған мұнай өндіру 1,76 млн.
Игеру уақыты, 10 жыл жинақталған мұнай өндіру 3,98 млн.
Игеру уақыты,15 жыл жинақталған мұнай өндіру 4,94 млн. т
Игеру уақыты, 20 жыл жинақталған мұнай өндіру 5,45 млн.
Игеру уақыты, 30 жыл жинақталған мұнай өндіру 5,94 млн.
3 ИГЕРУДІ ЖОБАЛАУ ҮШІН ГЕОЛОГИЯЛЫ-КӘСІПШІЛІКТІК ЖӘНЕ ТЕХНИКАЛЫ ЭКОНОМИКАЛЫҚ НЕГІЗДЕМЕСІН
3.1 Ұңғылар мен қабаттарды гидродинамикалық зерттеу нәтижелерін талдау және
Жаңажол кен орны бойынша әртүрлі әдістермен алынған өнімділік коэффициенттерінің
Кесте 3.1 - Ұңғыларды және қабаттарды зерттеу нәтижелері
Аталуы Объектілер
А Б Всев Вюг Гсев Дсев Дв юг Дн
ГМН 29,15 29,15 9,15 9,15 7,85
СМН 29,7 29,7 9,7 9,7 9,3 9,3 9,3 9,3
Қабат температурасы, °С 60 60 61 61 65 68
Мұнай дебиті, т/тәул 4,7 16,2 22,1 8,4 5,6 9,8
Сулануы салм., % 0,2 2,5 4,2 2,3 0,05 0,1
Газ факторы, м3/т 302 302 302 302 373 268,2
Меншікті өнімділік, м3·10/м*тәул*МПа 0,01 0,274 0,323 0,323 0,074
0,0458 0,0458
Гидроөткізгіштік,
м3·10-12м/МПа*с 31,6 422 1248 1125 730,8 1796 202,2 462,7
Пьезоөткізгіштік,
10-4м2/с 38 341,1 1528 1124,7 224 1125 90,2 191
Газ дебиті, мың нм3/тәул 64 71 44,5 4,5
Көрсеткіштер 1992 жылғы толықтыруға сәйкес қалады.
3.2 Игерудің ағымдағы жағдайын және мұнайды өңдеу көлемін ұлғайту
3.2.1 Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы шығымын, игерудің
Кен орнын игеру 1992 ж «Гидровостокнефть» институты орындаған «Жаңажол
Игеру КТ-І – бірінші және КТ-ІІ – екінші карбонатты
В-солтүстік бумасы.
Кеніш игеруге 1983 жылдың сәуірінде берілді. 01.01.2002 жағдайына байланысты
Айдау фонды 20 ұңғы, олардың ішінде 3 ұңғы әрекетсіз
Всев бумасын кенішке айдау ұңғыларының барьерлік қатарына су айдау
Объектіні игеру басынан бастап 11517 мың м3 су айдалды.
Кеніштің солтүстік күмбезіндегі өнім алу аймағындағы орта есеппен өлшенген
Осылайша, ағымдағы су айдаудың жоғары деңгейіне қарамастан, өнім алу
3.2.2 Қабаттан мұнай қорын алуды талдау
Газмұнай шекаралығының (ГНК) ағымдағы жағдайын талдау.
Пайдалану басында газ шапкасының энергиясын, шеткі және табан суларының
Қабаттан мұнай алуды талдау.
Кен орны объектілері бойынша объектілерден бірқалыпсыз қор алу байқалған.
Қабаттардың көп бөлігі әлі толық бұрғыланбаған және қордың бөлігі
Кесте 3.2 - Игеруге қатысты қор деңгейі
Кеніш Қабат Игеруге қатысты алаң, км2 Мұнайға қаныққан аймақ
КТ-І А 18,07 74,6 25,1 7,5171 14,70
Б 33,06 71,48 46,3 30,9696 50,79
В 42,97 54,53 78,9 39,5828 72,90
КТ-ІІ Гсев 60,46 107,60 56,19 77,8560 62,40
Дюг 24,41 77,15 31,6 58,2830 68,48
Дсев 7,66 30,09 25,6 5,1919 32,02
Мұнай және су үшін салыстырмалы өтімділік қисықтары бойынша бағаланатын
3.2.3 Жүзеге асатын игеру жүйесін талдау
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында 2000 жылдың «Жаңажол мұнайгазды
Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, олардың ішінде:
2000жылғы игерудің технологиялық схемасы жалпы кен орны (негізінен КТ-І)
2000жылғы техсхемаға сәйкес 4 жыл ішінде, яғни 2003 жылдың
Кесте 3.3 – Бекітілген негізгі технологиялық көрсеткіштер
Жыл
дар Өндіру ұңғыларының қоры Айдау ұңғы қоры Жылдық
10 млн.м3 Мұнай
% КИН % Сулану
% Жылдық өнім алудың орнын толтыру бірл.
2006 431 141 365,42 432,47 1067,20 16,39 0,91 13,62
2007 431 141 344,19 421,43 1025,53 15,30 0,86 14,48
2008 431 141 321,48 407,65 977,90 14,63 0,80 15,29
2009 431 141 296,57 391,31 915,14 13,70 0,74 16,03
2010 431 141 279,68 385,55 879,63 13,13 0,70 16,73
2011 431 141 263,70 381,17 852,90 12,49 0,66 17,39
2012 431 141 247,60 377,61 821,23 11,65 0,62 18,01
2013 431 141 230,38 371,96 800,67 10,88 0,58 18,58
2014 431 141 217,43 371,49 771,17 10,34 0,54 19,12
2015 431 141 205,47 369,75 738,16 9,65 0,51 19,64
2016 431 141 192,59 367,84 709,82 8,97 0,48 20,12
2017 431 141 178,80 363,28 677,80 8,27 0,45 20,57
2018 431 141 221,51 481,46 649,18 10,29 0,55 21,12
2019 431 141 211,88 483,18 629,38 9,90 0,53 21,65
2020 431 141 202,17 485,56 609,03 9,49 0,51 22,16
2021 431 141 193,00 490,16 594,62 9,24 0,48 22,64
2022 431 141 184,34 495,81 577,00 9,05 0,46 23,10
2023 431 141 176,14 505,43 567,09 8,95 0,44 23,54
2024 431 141 168,38 513,70 550,96 8,68 0,42 23,96
2025 431 141 161,02 511,75 533,08 8,58 0,40 24,36
2026 431 141 154,05 523,05 523,80 8,51 0,39 24,75
2027 431 141 147,44 533,78 514,17 8,25 0,37 25,12
2028 431 141 141,18 542,08 504,73 8,13 0,35 25,47
2029 431 141 135,24 554,75 496,85 7,86 0,34 25,81
2030 431 141 129,60 569,83 492,00 7,66 0,32 26,13
2031 431 141 124,24 584,54 488,81 7,41 0,31 26,44
2032 418 138 119,15 566,59 442,53 7,72 0,30 26,74
2033 418 138 112,75 595,08 450,25 7,37 0,28 27,02
2034 418 138 108,08 616,22 528,88 7,26 0,27 27,29
3.3 Қабаттың геологиялы-физикалық моделдерінің қабылданған есебін дәлелдеу
3.3.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштерінің есебі үшін қабылданған қабаттардың есептік
Кеніш формасының схематизациясы КҚ-І және КҚ-ІІ кеніштеріне қатысты схематизацияланған
Жаңажол кен орнының кеніштерінің схематизациясының элементтері 3.4 - кестесінде
Кесте 3.4 - Жаңажол кен орнының кеніштерінің схематизациясының элементтері
Көрсеткіштер КТ-І КТ-І
жыныс-коллектор көлемі, млн.м3 24,25 53,36 54,0 22,12
Бұрышы(рад) және эквиваленттік радиусы (м) бар сектор схематизациясының
S=2,82*106 м2
Rr =590 м с уг. (=2,44рад
S=13,8*106 м2
Rr =1308 м с уг.(=2( рад
S=10,8*106м2
Rr =1855 м с уг.(=2(рад
S=2,55*106м2
Rr =900 м
Rк/Rr сәйкестігі нұсқа сыртындағы сулы аймақтың мөлшерінің тәуелділігімен бағаланады,
3.4 Пайдалану объектілерін бөлуді айқындау және игерудің есептік вариантын
3.4.1 Қабаттың геологиялы-физикалық сипаттамасы бойынша пайдалану объектілерін бөлуді
Регионалдық геология көз қарасынан Жаңажол кен орнының мұнайгаз кеніштері
Кеніштер флюидтерінің қозғалатын элементтері арасындағы байланыс бойынша мұнай газ
Жер астында көмірсутектердің бастыпқы орналасуының негізінде кеніштер бірфазалық және
Кесте 3.5 – Мұнай және газ кеніштерінің жіктелуі
Бума Мұнайдың көмірсутектерінің көлеміне қатынасы Кеніштер түрі
Аоңт 0,09 Мұнайлы жұрыны (оторочкасы) бар газдыконденсатты
Асолт 0,27 Мұнайгаздыконденсатты
Боңт 0,41 Мұнайгаздыконденсатты
Бсолт 0,49 Мұнайгаздыконденсатты
Воңт 0,84 Газдыконденсатты бүркемесі бар мұнайлы
Всолт 0,63 Газдыконденсаттымұнайлы
Гсолт 0,74 Газдыконденсаттымұнайлы
Доңт 1,00 мұнайлы
Дсолт 1,00 мұнайлы
КТ-І кеніштері өзінің фазалық күй сипатына сәйкес қаныққан болып
Коллекторлар құрылымының сипатына сәйкес, КТ-І және КТ-ІІ кеуекті ортасы
3.4.2 Игерудің есептік варианттарын және олардың бастапқы мәліметтерін айқындау
Барлық варианттарды оптимизациялау нәтижелерінің негізінде мұнай-газ кен орнын реттеудің
І вариант. Игеру объектілерінің (А, Бсолт, Всев, Вюг) 2
ІІ вариант. Игеру объектілерінің (А, Бсолт, Всолт, Воңт) екі
ІІІ вариант. Игеру объектілерінің (А, Бсолт, Всолт, Воңт) екі
Экономикалық тиімділік І вариант ВНП мәні базалық мінмен салыстырғанда
3.6 - кестеде кен орны бойынша реттеу жұмыстарының көлемі
Үш вариант экономикасының және игеру көрсеткіштерін жалпылай отырып, әсіресе
Кесте 3.6 – варианттар бойынша кен орны жобасының жұмыстар
Атауы І вариант ІІ вариант ІІІ вариант
ТҰӨ арналған ұңғымалар Өндіру 193 193 193
Айдау 65 65 65
Газлифтілі ұңғылар 122 122 122
ШТС ауыстырылатын ұңғылар 14 14 14
Қосымша перфорация жасалатын ұңғылар Өндіру 49 49 49
Айдау 36 36 36
Айдауға ауыстырылатын ұңғылар 16 16 16
Жобадағы бұрғыланатын ұңғылар Өндіру 60 92 112
Айдау 18 24 28
Барлығы 78 116 140
Резервтегі ұңғылар 107 70 46
Ұсынылған ІІ вариант бойынша келесілер қарастырылды: 116 жаңа ұңғымалар,
Кесте 3.7 – варианттар бойынша кен орнының техника-экономикалық көрсеткіштері
Атауы І вариант ІІ вариант ІІІ вариант
Максималды мұнай өндіру, млн.т 3,40 4,20 4,31
Максималды жылдық сұйықтық өндіру, млн.т 3,72 4,59 4,71
Максималды жылдық су айдау, млн.м3 8,72 11,50 11,81
Мұнай алудың максималды қарқыны, % 0,85 1,05 1,08
Жобаны бағалау мерзімінің соңында жинақталған мұнай өндіру, млн.т 75,74
Жинақталған сұықтық өндіру, млн.т 89,41 100,93 102,67
Жинақталған су айдау, млн.м3 166,67 203,63 207,24
Сулануы, % 44,85 50,35 50,93
Геологиялық қорды алу деңгейі, % 18,94 20,94
Қосымша мұнай өндіру, млн.т 17,03 25,01 26,10
ВНП, % 7,78 10,90 10,74
Финанстық таза құн, млн.$ - 43,38 17,41 15,26
Кәсіпорнынның өтелу мерзімі, жыл 10,45 8,68 8,83
Финанстық таза құн коэффициенті, бірл, - 0,13 0,044 0,035
Бағалау мерзімі 2017 жылы аяқталады.
3.4.3 Қабатқа әсер етуге арналған жұмыс агенттерін анықтау
Қабатқа әсер ету агенттері ретінде МЕСТ-39225-88 «Мұнай қабатын суландыруға
Жаңажол кен орнының барлық кеніштерінде қабат қысымын ұстау шаралары
Всолт объектісінде су айдау 1986 жылы басталды. Айдау ұңғымалары
Су айдаудың жоғары мөлшеріне қарамастан жобалық деңгейлер орындалмайды. Бұл
Воңт объектісінде су айдау 1991 жылы басталды. Айдау ұңғымалары
Төменде кен орынның солтүстік күмбезіне жалпы су айдау нәтижесіндегі
3.4.4 Ығыстыру процесімен қамтуды және резервтегі ұңғылар санын анықтау
Кернде мұнайды сумен ығыстыру. 1,0 мкм кеуектерге сәйкес мұнайды
Үш жаңа ұңғыдан алынған керн анализінің нәтижесі негізгі қабаттардың
Кесте 3.8 – Мұнайды ығыстыру тиімділігі есебінің және мұнайберу
Бума Бастапқы мұнайға қанығушылық Қозғалатын мұнай және газ қанығушы-
лығы Мұнайды ығыстыру тиімділігі Мұнайбергіштік коэффициенті (көлемдік қамту коэффициенті
КНР ҚР КНР бойынша мұнайды ығыстыру тиімділігі РК бойынша
В 0,86 66,7 0,776 0,707 0,466 0,424 0,445
Г 0,86 51,1 0,594 0,670 0,356 0,402 0,379
До 0,85 47,5 0,559 0,670 0,335 0,402 0,369
Дсолт 0,73 42,4 0,581 0,534 0,349 0,320 0,335
3.4.5 Кеніштерде қысым төмендеген кезде өндіру ұңғымаларының өнімділігінің өзгеруі
Алғашқы 5 жылда Жаңажол кен орнын игеру табиғи режимде
Кесте 3.9 - Жаңажол кен орны бумаларының ағымдағы қабат
Жылдар Боңт Бсолт Воңт Всолт Гсолт Дн Дв
2001 25,3 25,3 26,0 25,6 28,4 29,4 29,4
2002 24,8 24,8 24,1 25,4 27,4 27,9 27,8
2003 24,6 24,5 23,6 24,6 27,5 27,2 27,0
2004 24,3 24,2 23,8 24,9 27,4 27,3 27,0
2005 24,1 24,0 23,6 24,7 27,2 27,1 26,8
2005жылы бастапқы қабат қысымынан қолдау пайызы,% 83,3 82,8 81,7
Қазіргі кезде КҚ-І горизонтында қабат қысымына негізінде рацоналды
Жоғарыдағы кестеге қарап, кеніштердегі өнімділік коэффициенті жоғары екенін көруге
Кесте 3.10 - Қабаттардың өнімділік коэффициенттерінің өзгеруі
Жылдар Бсолт Боңт Воңт Всолт
Бастапқы өнімділік коэффициенті 19,7 19,7 23,8 23,8
2001 6,71 5,30 6,20 8,10
2002 6,8 4.45 3,60 8,45
2003 6,5 3,8 3,57 7,55
2004 6,4 4,00 3,02 7,1
2005 6,2 3,9 3,00 6.9
2005 жылы бастапқымен салыстырғанда төмендеу масштабы, % 68,0 79,9
3.4.6 Кен орнына ұңғыларды орналастыру
Жаңажол кен орнында қабат қысымын қолдау мақсатында нұсқаның ішінен,
Айдау және өндіру ұңғыларының орналасу схемасын таңдау нақты геологиялық
Қорытындылай келе, ұңғымалардың орналасуының аталған сұлбалары тек су айдауда
4 ИГЕРУ ВАРИАНТТАРЫНЫҢ ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ ЖӘНЕ ТЕХНИКА-ЭКОНОМИКАЛЫҚ КӨРСЕТКІШТЕРІ
4.1 Игеру варианттарының экономикалық көрсеткіштері
Мұнай кеніштерін сандық модельдеу үшін VIP және WORKBENCH математикалық
Всолт бумасы бойынша мұнайды 75$/т бағамен жүзеге асыру барлық
4.2 Игеру варианттарының техникалық көрсеткіштері көрсеткіштер
Реттегеннен кейін кен орнын игеру жағдайы жақсарады. 2003 жылы
Берілген жобаны жүзеге асыру үрдісінде біруақытта резервтегі, көлденең және
4.1 және 4.2 кестелерде кен орнының ұсынылған ІІ варианты
Кесте 4.1 - Кен орнының ұсынылған ІІ варианты бойынша
Жылдар Ұңғымалар саны Өнімді геологиялық қордан алу қарқыны %
% Сулану
%
Өнімнің жылдық орнын толтыру, бірл.
Өндіру Айдау
2006 429 143 0,90 13,93 15,41 1,149
2007 429 143 0,86 14,78 18,21 1,145
2008 429 143 0,81 15,59 20,87 1,138
2009 429 143 0,77 16,36 23,89 1,124
2010 429 143 0,72 17,08 27,09 1,114
2011 429 143 0,68 17,76 30,45 1,110
2012 429 143 0,63 18,38 34,07 1,102
2013 429 143 0,58 18,96 37,64 1,114
2014 429 143 0,54 19,51 41,03 1,102
2015 429 143 0,51 20,02 43,99 1,084
2016 429 143 0,48 20,50 47,20 1,072
2017 429 143 0,44 20,94 50,35 1,066
2018 429 143 0,41 21,36 53,56 1,059
2019 429 143 0,39 21,75 55,75 1,059
2020 429 143 0,36 22,11 58,00 1,052
2021 429 143 0,35 22,46 60,30 1,052
2022 429 143 0,32 22,78 62,49 1,052
2023 429 143 0,30 23,08 64,82 1,052
2024 429 143 0,29 23,37 66,91 1,052
2025 429 143 0,28 23,65 68,28 1,052
2026 429 143 0,26 23,91 70,33 1,052
2027 429 143 0,25 24,16 72,21 1,052
2028 429 143 0,24 24,40 73,85 1,052
2029 429 143 0,23 24,64 75,58 1,052
2030 429 143 0,22 24,86 77,29 1,053
2031 429 143 0,22 25,28 78,87 1,053
2032 416 140 0,20 25,28 78,76 1,053
2033 416 140 0,19 25,47 80,85 1,053
2034 416 140 0,18 25,65 82,32 1,053
Кесте 4.2 - Кен орнының ұсынылған ІІ варианты бойынша
Жылдар Мұнай, мың.т Жылдық өнім алу
Сұйықтық мың.т Су, мың.т Газ, млн.м3
2006 3618,8 4278 10636,8 1571
2007 3428,1 4191,1 10277,9 1442
2008 3225,6 4076,2 9855,1 1397
2009 3062,1 4023,1 9497,3 1355
2010 2893,5 3968,7 9152,8 1308
2011 2711,9 3899,2 8831,6 1250
2012 2505,5 3800,4 8378,2 1162
2013 2320,6 3721,4 8133,2 1091
2014 2176,9 3691,6 7786,5 1033
2015 2047,1 3654,7 7418,9 960
2016 1908,1 3614,1 7097,6 892
2017 1778,2 3581,4 6808,1 831
2018 1658,2 3570,5 6575,9 784
2019 1557,4 3519,8 6381,6 743
2020 1458,9 3473,4 6165,8 703
2021 1384,2 3486,3 6089 674
2022 1297,9 3460,6 5959,8 647
2023 1209,6 3438,1 5821,7 631
2024 1146,8 3465,3 5731,5 605
2025 1106,9 3790,1 5721,3 596
2026 1051,2 3543,1 5693,4 584
2027 1006,5 3621,5 5704,8 562
2028 971,6 3715,5 5765,7 552
2029 932,1 3817 5802,8 532
2030 894,9 3940,4 5874,7 515
2031 866,7 4102,5 6012,5 499
2032 796,2 3748,2 5450,1 497
2033 761 3974,5 5624,2 478
2034 716,6 4052,5 5633,6 463
4.3 Жер қойнауынан мұнай алудың есептік коэффициенттерін талдау
Жаңажол кен орны кеуекті түрдегі карбонатты кеніш болып табылады.
«ВНИИ Нефть» 21карбонатты кеніштерден өтімділік, меншікті мұнайлы –сулы тұтқырлығы
Кесте 4.3 – Мұнайбергішітік коэффициентін бағалау
Бума А Б В Г Д
Өтімділік, 10-3 мкм2 70,3 138 118 45 13,1
Мұнайлы-сулы тұтқырлық, μR/ μВ 0,47 0,47 0,47 0,55 0,73
Мұнайбергіштік коэффициенті, % 46 49 48 38 35
5 МҰНАЙДЫ ЖӘНЕ ГАЗДЫ ӨНДІРІУДІҢ ТЕХНИКАСЫ МЕН ТЕХНОЛОГИЯСЫ
5.1 Ұңғыны пайдаланудың ұсынылған тәсілдерін және ұңғының саға
Жаңажол кен орнында мұнайдың
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында
Кен орын өнімді қабатына байланысты
«В» (солтүстік) бөлігінде 76 ұңғы
«В» (оңтүстік) бөлігінде 50 ұңғы
«Б» бөлігінде 91
«А» бөлігінде 13 ұңғы
«Дниз» бөлігінде 24 ұңғы
«Дверх» бөлігінде 36 ұңғы
«Д (Ш)» бөлігінде 19
«Г (Ш)» бөлігінде 65 ұңғы
Жұмыс істеп тұрған қорда 359
Бақылау қорында 10 ұңғы, геологиялық
Су айдау қорында 62 ұңғы,
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9
Өндіру ұңыларының істемей тұрған себептері
көтеру құбырларында парафин тығындыларының пайда
күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан
2006 жылы 2345,941 мың тонна
Барлық ұңғы таза мұнай береді.
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат
Кедергілі қатарда 14 айдау ұңғысы,
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне
2000 жылы Жаңажол кен орнында
2001 жылдың 4-тоқсаннан бастап газ
Кесте 5.1 - «Октябрск мұнай» МГӨБ фонтанды ұңғылар
Ұңғы 2000 2001 2002
Пайдалану қоры 348 362 374
Консервацияда 5 7 8
Барлық скважина саны 332 354 364
Бұрғылануда 42 12 13
Игерілуде 5 13 4
Шығарылғаны - 8 5
Кестеде көрсетілген мәліметтерге сүйене
Осы мәліметтерді алдыңғы жылы 2005
Кесте 5.2 - Ілеспе су, ілеспе газ және мұнай
Жылдар Су өндіру
(тың. м3) Газ өндіру (млн. м3) Мұнай
жоспарлы (мың т.) нақты (мың. т)
2003 2528336 36 2342.0 2342.0
2004 28456 37.2 2345.4 2350.1
2005 3736.2 36.9 2415.0 2338.6
2006 3848.1 37.8 2486.5 2447.0
Дегенмен 2006 жылға жасалған жоспар
Кесте 5.3 - Жаңажол кен орнының пайдалану коэффициентінің қозғалысы
Жылдар 2003 2004 2005 2006
жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты
Пайдалану
Коэффциенті
(мыңдық дәлдік)
0,859
0,895
0,873
0,873
0,883
0,883
0,891
0,891
5.3 - кестеден мынадай қорытынды жасауға
Кесте. 5.4 - Фонтанды ұңғылардың орташа шығымының
Жылдар 2003 2004 2005 2006
Орташа шығым (т/тәу) 22,2 20,2 19 19,7
Кесте. 5.5 - Жаңажол кен орынының фонтанды
Көрсеткіштер 2000 ж 2001 ж 2002 ж
Пайдалану қоры 348 362 374
Ұңғы-ай жұмыс жасалды 1824 2730 3295
Жөндеу жүргізілді 256 249 290
Есептеуге алынған жөндеу саны 293 321
Ұңғы - күн жөндеу аралық кезеңінің жұмысы:
жоспарлы
нақты
673
689
724
756
823
951
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды ұңғылар қорының
Мұнай өндіру ұңғылары қорының барлығы
Қазіргі таңда осы срапты-компрессор құбырларды
Ұңғы өнімділігіне орай мынадай диаметрлі
СКҚ шығым: 40 м3/тәу. Аз
40 м3/тәу - 80 м3/тәу. Арасында Ф 60
Мұнай ұңғыларындағы түп суларын
5.1.1 Ұңғыны фонтанды пайдалану
Жаңажол кен орыны үшінші кезеңде
Қазіргі таңда КТ – ІІ қабатының
Фонтанды ұңғылардың қондырғыларына жер асты
Жер асты қондырғыларында фонтанды
Ұңғыға түсірілетін фонтанды құбырларының тізбегі:
Қабаттың түп маңының аймағын өңдеу
Фонтанды ұңғы қондырғыларына диаметрлері 38:50:63:73:89:102
Фонтанды ұңғылар қондырғылары сақиналы кеңістігін
5.1.2 Ұңғыны механикалық пайдалану
1990 жылы маусымда N724 ұңғы штангілі –терң сораппен пайдалынуға
Сол жылдың желтоқсан айында N332 тағы бір ұңғы ШТС-қа
1996 жылы желтоқсанда Дт текшесінде екі ұңғы N2024 және
1997 жылы маусымда В текшесімен N16 ұңғы және Дж
Оларға Қытайда өндірілген “ROTAFLEX” тербелмелі станогы орнатылды.
2000 жылы ақпанда ШТСқа Б текшесінен Т352 ұңғы ауыстырылды.
Қондырғы плунжерлі сораптан, теңселме станоктан, плунжеолі теңселме сранокпен байланыстырып
Плунжер мен штангінің төмен қарай жүрісі кезінде сорғыш клапаны
Одан әрі жоғары қарай плунжер жүрісінің жаңа циклі басталады.
Штангіні арқанды алқамен жалғастыратын жылтыратылған штоктың жоғары-төмен жүріс козғалысы
Штангілі сорапты қондырғының кемшілігі міндетті түрде тербелмелі-станоктың фундаменті мықты,
Штангілер-ұзындығы 1 метрден 8 метрге дейін жетеді. Диаметрі: 12,
Штангілерлі тұрақсыз күштер едәуір әсер ететін коррозиялық ортада пайдаланатындықтан
Плунжер үзындығы 1200мм болса, онда оны 1500м тереңдікте қолданамыз.
Кәсіпшілікті өлшемдері мен конструкциясы әр түрлі сораптар қолданылады.
Олардың негізгі ерекшеліктері мынадай: Салынбайтын сораптың цилиндрін скважинаға сорапты
Салынатын сораптың цилиндірлі (плунжермен, клапандармен бірге жиналып) скважинаға штангі
Бұл сораптар тұтқырлығы жоғары мұнайды шығару үшін қолданады.
5.1.3 Кен орнындағы жабдықтардың жұмысын талдау
Жаңажол кен орнында мұнай газ
1998 жылдың 1 қаңтарындағы
Ұңғылардағы топтану, парафин тығынын жоюшы
1998 жылдың 1 қаңтарындағы мәліметтер
Есепті жылда 47 блок пайдалануға
УБСА ― Жергілікті автоматизация блогы. Аппатты
5.2 Ұңғыны пайдалану кезінде кездесетін қиыншылықтардың алдын-алу және олармен
Жаңажол кен орнында басты назарды
Көтергіш құбырларда шөккен парафин кен
Механикаландырылған әдіс: ырғақ, ұшпалы ырғақ
Жылулық әдісте көтергіш құбырларды парафинмен
Химиялық әдістің негізі болып парафин
Ұңғыны депарафиндеуге қажет еріткіш заттар
5.3 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесіне және кәсіпшіліктік дайындауға қойылатын
Берілген кен орында мынадай тех-схема қолданылады: солтүстігінде орналасқан
Кесте 5.6 - Мұнай мен газды жинау және тасымалдау
№ Заттың аты Бірлік Оңтүстік Солтүстік Барлығы
1 Фонтанды ұңғылар Шт 115 195 310
2 Сорапты ұңғылар Шт 9 15 24
3 Газлифті ұңғылар Шт 4 3 7
4 АТӨҚ Шт 26 24 30
5 Ұңғысағасынан лақтыру құбыр желісі Км 150 241 391
6 Тасымалдау құбыры Км 43 70 113
D159x9 Км 9 6,5 15,5
D219x11 Км 20 34 54
D273x12 Км
19 19
D325x14 Км 5,5 9 14,5
D377x14 Км 3,5
3,5
D426x15 Км 5 1,5 6
7 Мұнай айдау станциясы Шт 1
1
8 Мұнай құбыры Км 13,5
13,5
9 Газ құбыры Км 13,5
13,5
Газлифтік жүйе
«Актобемұнайгаз» АҚ 1999 жылы ГПЗ солтүстігінде компрессорлы газлифт станциясын
Бір уақытта кен орынның солтүстігінде газды қамтамасыздандыру станциясы, газлифт
Қазіргі уақытта 7 ұңғыма газлифттілік тәсілмен жұмыс істейді. Оларда
Мұнай газды жинау және дайындау жүйесін қайта жөндеу
Мұнай газды жинау және дайындау жер үсті жүйесінде кері
Қайта жөндеу жұмыстарынан кейін осы мәліметтер алынған:
Көпшілік АТӨҚ үшін 0,9-1,2 МПа арасында болады.
Соңғы жағында орналасқан, өндіретін ұңғыдағы кері саға қысымы 1,5
Кәдімгі өндірітін ұңғыдағы кері саға қысымы 1,0-1,3 МПа маңында
АТӨҚ өлшеу қондырғыларының және лақтыру желілерінің құрылысы
Толығымен қамтылмаған АТӨҚ болады, сондықтан жаңа өндіру ұңғыларының көбісі
6 АТӨҚ салынды. АТӨҚ-тардағы өлшеу қондырғыларында жөндеу жұмыстары
Проект бойынша 92 фонтан ұңғыларын, 24 айдау ұңғыларын,14 сорап
Мұнай және газ дайындау жүйесі
Кен орынның солтүстігінде ГПЗ да мұнай дайындау қондырғысының қуаты
Берілген ГПЗ 1998 жылы 2350 мың тонна мұнай
Мұнайды дайындау
Ұсынған ІІ-ші вариант бойынша мұнайды өндіру 4,08x106 т/ж, қазіргі
Газды дайындау
2010 жылға дейін газдың шығымы оған қосылған газлифтке кететін
5.4 ҚҚҰ жүйесіне және су айдау үшін қолданылатын судың
Судың сапа нормасын құрастыру үшін екі мәселені есте сақтау
Қоршаған ортаны ластауды азайту үшін ағынды сулар қайта айдау
Су айдау қысымын зерттеп, айдаудың қысымын әр бумаларға төмен
Айдау станциялардың айдау қабілеттілігі жоғарлау тиіс. Шоғырлама сорап станциясы
Айдалатын судың сапасы жоғары болу үшін шоғырлама сорап станциясында
Қыс кезінде айдау жүйесі кен орында дұрыс жұмыс жасау
Десульфация кезінде қондырғы арасынан көрсеткіштерінің жетіспеушілігі байқалған кезде ,қажетті
5.5 Мұнай бергіштікті ұлғайту әдістерін қолдану кезінде қабатқа жұмыс
5.5.1 Мұнай бергіштікті ұлғайту әдістері
Қабаттың түп аймағын өңдеу – қабаттың түп аймағының коллекторлық
Соңғы жылдары қабаттан мұнайды тиімді алудыды жоғарылататын және олардың
Жылулық әдістер тобына қабатқа бу мен жылулық әсер ету;
Газдық әдістер тобына қабатқа көмірсутекті газбен, көміртектің қостотығымен, азотпен,
Химиялық әдістер тобына мұнайды БӘЗ сулы ерітінділерімен (соның ішінде
Гидродинамикалық әдістер тобына игеруге дренаждалмаған қорды жіберу, газмұнайлы кеніштерде
Әсер ету әдісін таңдау үшін ұңғымаға кешенді зерттеу жүргізеді:
5.5.2 Ұңғының түп аймағын тұз қышқылымен өңдеу
Қабаттың түп аймағы (ҚТА) (критикалық аймақ) – қабаттың перфорацияланған
Қабаттың табиғи коллекторлық қасиеттері нольдік скинмен, ҚТА әр түрлі
Скин – сұйықтықтың ағымы үшін экран жасайтын барлық себептер.
Псевдо-скин – қабат өнімділігінің ең жоғарғы мәнінде, қабаттан тыс
турбулентті режим немесе лифттің бұзылуы;
жартылай ену;
жартылай және бітеп перфорациялау;
батпалы сораптар проблемалары;
штуцер;
ұңғыманы игеру.
Қабаттың түп аймағы бұрғылау ерітіндісімен, цементпен, ұңғыманы аяқтау немесе
Ұңғының түп аймағына әсер ету екі әр түрлі мақсатта
Қабатшаларды жасанды және табиғи суарынды режимдерде бірлестіріп пайдалану кезінде,
Түп аймағына әсер ету кезінде өзгеретін негізгі көрсеткіш S
Егер бұл жағдайда да өткізгіштігі аз қабатшаның өнімділігінің меншікті
Сонымен, қабатшаның түп маңы аймағына жеке әсер ету кезінде
Өкінішке орай, ұңғының түп маңы аймағына бағытталған арақашықтықта әсер
Түп маңына әсер ету әдістерін қолданысы ұңғыма бұрғыланып берілгеннен
Түп маңы аймағына әсер етудің бір әдісі жасалған уақытта,
Пайдалану уақытында ұңғы тоқтаған кезде сұйықтықтың ағып кетуі нәтижесінде
5.5.3 Түп аймағын өңдейтін ұңғыны таңдау
Кеніште ұңғының саны айтарлықтай көп болғанда, түп маңы аймағына
Түп қысымының қалпына келу қисығының формасы суланған ұңғының дренаждалмайтын
5.5.4 Ұңғыманы өңдеу
5.5.4.1 Қышқыл ерітіндісін дайындау тәртібі және қолданылатын агрегаттар
Қышқыл ерітіндісін қышқылды сақтауға арналған базада дайындау керек және
ТҚЕ дайындауға қажетті реагенттер:
Тұз қышқылы (HCL) Тауарлы қышқылдың тығыздығы 1154-1188 кг\м3 ,
Фторлысутекті немесе балқытқыш қышқыл (HF). Түссіз мөлдір сұйықтық.Тауарлы қышқылдың
Бифторид - аммоний фториді (БАФ). Екі заттектен тұратын
Сульфаминді қышқыл (амидосуьфонды, аминокүкіртті қышқыл) NH2SO3H. Қатты кристаллды заттек,
Бензолсульфоқышқыл (бензолсульфонды қышқыл-БСҚ) C6H5–SO3H. Күлгін түсті кристаллды заттек, суда,
Сірке қышқылы CH3COOH. Өзіндік иісі бар түссіз зат,
Күкірт қышқыл H2SO4. Түссіз сұйықтық, қайнау температурасы 296,2°С,
Бор қышқылы H3BO3. Ақ түсті кристалл зат. Суда(100°С кезінде
Лимон қышқылы. Тығыздығы 1542кг\м 3, қайнау температурасы 153°С
Мұнай және газ ұңғыларын қышқылмен өңдеу үшін арнайы транспорттық
Жүк көтергіш автомобильдерінде орнатылған сораптар ұңғыма арқылы қабатқа қышқыл
Кесте 5.7 - Қышқылдың тау жыныстарымен әрекеттесуі
Қышқыл Қышқылмен әрекеттесетін тау жынысы немесе компонент
Әрекеттесу реакциясы
Реакцияның нәтижесі
Тұз қышқылы
HCL Әктас
CaCO3
Доломит
Са Mg (CO3)2
CaCO3+2HCL= CaCL2+H2O+CO2
CaMg(CO3)2+4HCL=
CaCL2+ MgCL2+2H2O+
+CO2 Хлорлы сутек су да еритін тұз
Хлорлы магний суда еритін тұз
Фторлы сутекті
HF Силикат материалдары:
түйіршікті кварц SiO2
алюмосиликат
H2ALSi2O9
SiO2+4HF=H2SiF6+2H2O
H4FL2Si2O9+12HF=
=2ALF3+ 2H2SiF6+ 9H2O Суда еритін шөгінділер түзілетін баяу жүретін
Суда еритін өнім түзілетін жылдам жүретін экзомет риялық
Сірке қышқылы
Әктас
Доломит
Сидерит
FeCO3 CaCO3+ 2CH3COOH=
=Ca(CH3COO)2+H2O+
+CO2
CaMg(CO3)2+ +4CH3OOH=
=Ca(CH3COO)2+Mg (CH3COO)2+2H2O+2CO2
FeCO3+2CH3COOH=Fe
(CH3COO)2+H2O+CO2 Реакция өнімдері суда жақсы ериді
Бұл жерде де солай
Шөгінділер пайда болмайды
Күкірт қышқылы Әктас
Доломит CaCO3+H2SO4= CaSO4+
H2O+CO2
CaMg(CO3)2+2H2SO4=
CaSO4+MgSO4+2H2O Шөгінді суда жақсы ерімейді, қышқыл мөлшері көп жағдайда
Жоғарыдағыдай
5.5.4.2 Тұз қышқылымен өңдеу жұмыстарының орындалу реті
ТҚӨ жүргізудің технологиясы келесідей:
1) Ұңғыманы жуу. Сағада ашық ысырмаларда және құбыр сыртындағы
2) Ұңғымаға есептік мөлшердегі қышқыл ерітіндісін айдайды. Қышқылдың мөлшері
3) Қышқыл ерітіндісін қабатқа агрегат көиегімен қышқылды құюды жалғастыра
4) Қышқыл ерітіндінің өңделетін қабапен әсерлесуі есебінен бейтараптануы жүреді.
5) Қышқыл ерітіндісі бейтараптанған соң, ағынды шақырады және игереді,
5.5.4.3 Ұңғының түп аймағын тұзқышқылмен өңдеудің есебі
Өткізгіштігі әлсіз болатын (тығыз ақ тастар, сазды фракциялармен цементтелінген
Келесі сипаттамаларға ие болатын мұнай ұңғыны өңдеу үшін қажетті
ұңғы тереңдігі L=2955м;
қабат құмтастар және топырақты цементтен құралған;
қабаттың өнімді қалыңдығы h=20м;
жыныстардың өткізгіштігі R=0,118.10-12 м2;
қабат қысымы Рқаб=18МПа;
тереңдігі l=15м зумпфы бар;
пайдаланған тізбегінің ішкі диаметрі dі=0,062 м
Шешімі:
Берілген шарттарда ұңғыны алғашқы өңдеуге қышқылдың концентрациясым 8÷14% аралықта
Кабонатты жыныстардан құралған 1 м қабат қалыңдығына кететін қышқылдың
Vжұм =V қыш.h=0,5.20=10 м3
Кестедегі берілген мәндерге сәйкес, 10%-ды жұмыс тұзқышқылды ерітіндінің 10
Кесте 5.8 - Тұзқышқылды ерітіндіні дайындауға қажетті қышқыл және
Араластырылған қышқылдың көлемі, м3 Араластырылған қышқылдың концентрациясы,%
8 10 12 14
6
8
10 1840 / 4,38
2460 / 5,84
3080 / 7,30 2330 / 3,96
3110 / 5,28
3890 / 6,60 2830 / 3,52
3770 / 4,64
4720 / 5,87 3320 / 3,40
4400 / 4,16
5560 / 5,14
Ескерту. Алымында – концентрацияланған қышқылдың мөлшері,кг;
Бөлімінде – судың көлемі, м3.
10% - ті жұмыс тұзқышқылды ерітіндіні дайындау үшін
Wк=АхW(B-z)/ Bz(А-х)
мұнда А және В – төменде келтірілген санды коэффициенттері;
х және z жұмыс тұзқышқыл ерітіндінің және тауарлы тұзқышқылының
W – жұмыс тұзқышқыл ерітіндінің көлемі;
А,В
z,x 5,15÷12,19
А,В
z,x 29,95÷31,52
Біздің жағдайда 10% - тітұзқышқылдың санды коэффиценті А=214,
Онда, (1) формуласы бойынша:
Wk=214.10.10(226-27,5)/226.27,5 (214-10)=3,333 м3
Тоттануға қарсы ингибитор ретінде жұмыс қышқыл ерітіндісінің 0,01% көлемінде
Qn=10.0,01.0,01=0,001 м3
Темір тұздарының тұзқышқылды ерітіндіден түзілуіне қарсы ерітіндіге сірке қышқылын
Qук=1000·bуW/Су
мұндағы bу – сірке қышқылының мөлшері,% (bу=f+0.8, мұнда f
тұзқышқылында темірдің болуы f=0.5%, онда bу=0,5+0,8=1,3% )
W –жұмыс тұзқышқылды ерітіндінің көлмі;
Су= - сірке қышқылының концентрациясы.
(Су=80% )
берілген санды мәндерді (2) формулаға қойсақ, онда:
Qук=1000. 1,3.10/80=162,5 дм3
Цементтелетін жыныстың силикатты және топырақты материалдарын еріту үшін, түп
Qпк=1000вn(W/Cn)
мұндағы вn- қосылатын плавиковты қышқылдың мөлшері, ол жұмыс
тұзқышқылды ерітіндінің көлеміне 1÷2% аралығында алынады. 2% - ті
Cn – плавиковты қышқылдың концентрациясы (негізінде 40% құрайды).
онда (3) – ші формула бойынша:
Qпк=1000 ∙2.10/40=500 дм3
Беттік тартылыстарды төмендету үшін интенфикатор ретінде DC препаратын қолданылады.
10 м3 ерітіндісі үшін есептегенде жұмыс тұзқышқылды ерітіндінің 1-1,5%
Келтірілген барлық қоспаларды ескеріп, жұмыс қышқыл ерітіндінің қабылданған көлеміне
V=W-Wz-(Q
мұндағы W – жұмыс қышқыл ерітіндінің көлемі;
Wz – концентрацияланған тауарлы қышқылдың көлемі;
(Q – барлық қоспаларды қосқадағы көлемі, (сірке, плавиковты қышқылдар,
(Q=163+500+100=763 дм3=0,763 м3 (4)формула:
V=10-3,333-0,763=5,904 дм3
Зупмфты (қалтаны) оқшалау үшін салыстырмалы тығыздығы 1,2 хлорлы кальции
Ішкі диаметрі Dі=0,15м 1м ұңғы оқпанының көлемі:
Vзум= V1м.l=0,018.15+=0,27 м3
Салыстырмалы ты5ызды5ы 1,2 болатын 1 м3 хлорлы кальциға 540кг
QСаСl2=540.0,027=146 м3
Ал судың мөлшері:
V=0,66.0,27=0,18 м3
Ұңғыны өңдеу алдында зумпорты хлорлы кальци ерітіндісімен толтырады. Ол
V=( D2і/ 4. 100=3,14.0.0,622.100=0,3 м3
Осыған жуу құбырлардың көлемін қосамыз
Vқұб=(d2і/4 (Н =0,785(0,0622(1645-15)= 8,87 м3
Осыдан кейін құбырларды көтеріп, жуу құбырдың соңын фильтр
Қабат қыртысынан оның табанына дейінгі ұңғы бөлігінің көлемі
Vқыр= V1м(h= 0,018 (20=0,36 м3
Айдаудың жалпы көлемі
W0=0,3+0,36+4,96=5,62 м3
Сағаны саңылаусыздандырып (сақиналы кеңістікті жабады) және қалған қышқылды
Ұңғының түп аймағын өңдеген соң, оның дебиті қаншалықты өзгергенін
К2=Кср/К1=0,1708/0,118=1,45
Q2=Q1*K2=27*1.45=39.1
5.6 Жұмыс агентін дайындаудың технологиясының құрылымын салыстырмалы таңдау
Қабатқа әсер ету агенттері ретінде МЕСТ-39225-88 «Мұнай қабатын суландыруға
Жаңажол кен орнының барлық кеніштерінде қабат қысымын ұстау шаралары
Қазіргі кезде браьерлік су айдау қолданылады, 103 су айдау
Сапасыз суды айдау ТҚӨ жұмыстарының көбеюіне әкеліп соғады. Сумен
Кесте 5.9 – Су айдау көрсеткіштері
№ Заттар Бірлік Оңтүстік бөлігі Солтүстік бөлігі Кен орны
1 Су айдау ұңғымалары шт 47 58 105
2 Су қамтымасыздандыру пунктері шт 8 8 16
3 Ұңғыма сағасында су жылыту құбыр желісі км 53
4 Су айдау магистралі
d89x8
d 114x10
d273x19 км
19
3
38
8
1
57
11
1
Құбырдың өткізгіштік қасиеті d157x6 болғанда ұңғыманың су айдау 110
6 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
6.1 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
"Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасын бастық басқарады. Ол өндірістің
Қазіргі таңда басқарушы техника, технология, экономика, өндірісті ұйымдастыру салалардың
Мұнай, газ өндіру басқармасының бастығының бірінші орынбасары болып бас
Энергетика бөлімін бас энергетик басқарады. Жалпы бөлімінің жұмыстарын бөліп
Еңбекті қорғай және қауіпсіздік техникасы бөлімі — еңбекті қорғау
Жоспарлы-экономикалық бөлімі — басқа бөлімдермен біріге отырып, өнеркәсіптік техникалық
Еңбекті қорғау, ұйымдастыру, техникалық нормалау және еңбек ақы бөлімінің
Кадрлар бөлімі кадрлерді таңдау, орналастыру, зерттеу, дайындау және есептеу
Бухгалтерия - өндірістің шаруашылық қызметтерінің есебі мен есептеулерін, бухгалтерлік
Әкімшілік басқару бөлімі мұнай және газ өндіру басқармасының қызметкерлеріне
Өндірістік цехтар болып мұнай өнімдерін өндіру цехтары, зерттеу бригадалары,
Орталықтандырылған инженерлік-техникалық қызметті белгіленген технологиялық кезеңге сәйкес мұнай өндіру
Мұнай және газ өндіру бригадаларын шебер басқарады. Шебер өндірістегі
Мұнай және газ өндіру операторлары скважинаның пайдалану және жұмыс
Қосалқы өндірістік цехтар қатаарына скважиналарды жерасты күрделі жөндеу цехтары
Қосалқы өндірістік цехтарының басым көпшілігі өндірістік қамтамасыздандыру базасының құралына
Арнайы технологияларымен техникалар басқармасы өндірістік объектілерді арнайы жабдықталған машиналар,
6.2 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
2006 ж. 1-ші қаңтардағы есепті тізім бойынша мұнай өндіру
Мұнай және газ өндіру басқармасындағы жалпы орта тізімдік саны
Жұмысшылардың белгілі себептерімен келмеу уақыты 125544 адам-сағат болды, бұл
Жұмыс уақытының ысырап болуы 1999 жылға қарағанда 2,1 есе
Жұмысшылардың жалақысы жүйелі-сыйлықты және жанамалы-істелу жүйелері бойынша есептеледі. Жұмысшылардың
Жалақының келісімді жүйесі бойынша 2004 жылы 232 адам жұмыс
Басқарма бойынша 37 бригада құралады. Оның 20-сы комплексті, 17-сі
6.3 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысының жағдайы
Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысы белгіленген тарифті
2004 жылы "Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамынын президентінің жарлығымен "Октябрьск мұнай"
Кесте 6.1 - Жұмысшылардың еңбек ақысының тарифтік қойылымдары
Тарифтік қойылым
Дәрежесі
II III IV V
1. Мұнай өндірумен
а) келісімді жұмысшы
ә) уақытша жұмысшы 18400 18700 1900 -
2. Жұмыс жағдайы қалыпты жұмыстарда:
а) келісімді жұмысшы 22000 23500 2500 27000
б) уақытша жұмысшы 18000 18000 19210 -
2.1 Жұмыс жағдайы ауыр, әрі қауіпті жұмыстарда
а) Келісімді жұмысшы 25250 27000 28500 31000
б) Уақытша жұмысшы 18130 19250 20200 20950
Кесте 6.2 — Инженерлік-техника жұмыстарының қызметкерлерінің жалақысы
Лауазым - дәрежесі Бірлестік бойынша тарифтік қойылым
Бастық 77924 теңге 80 т
Бас инженер 70833 теңге 60 т
Бас геолог 64377 теңге 60 т
Бас механик, энергетик 58558 теңге 40 т
Экономист 53193 теңге 60 т
Мұнай және газ өндіру технологиясы, өндірістік. Геологиялық бөлімдерінің бастықтары
Техника бөлімінің бастығы 58558 теңге 40 т
Жоспар — экономикалық, еңбекті және жалақы ұйымдастыру, финанс бөлімдерінің
Еңбекті қорғау және қауіпсіздік техникасы бойынша мұнай газ өндіру
Күрделі жөндеу бөлімінің бас инженері 64377 теңге 60 т
М.Г.Ө. цехтарының инженерлері мен геологтары 71289 теңге 34 т
Игерудің алдыңғы қатарлы технологтары 30643 теңге 20 т
Цех бастықтары 59576 теңге 83 т
Мұнай және газ өндіру цехтарының шебері 26987 теңге 52
Мұнай газ өндірістік басқармасына 1423 адам және айлық жалақы
2006 жылы басқару аппаратындағы қызметкерлер саны 867 адам жалақы
Инженерлік техникалық қызметкерлермен қызметкерлердің (санын есептеу үшін жеке) шатты
- Инженерлік-техникалық қызметкерлер және қызметкерлердің санын есептеу
- Штат бойынша белгіленген орташа жол ақы
- Лауазымды еңбек ақының минималды және максималды
Мысалы: кестелерден көріп мұнай және газ өндіру басқармасының бастығы
Штатты кесте штатқа енгізілген барлық қызметкерлердің лауазымдық ақыларының орташа
"Октябрьск мұнай" мұнай және газ өндіру басқармасының шеберлерімен басқа
Жұмысшы бригадалары келісімді —сыйлықты жүйе бойынша жалақы алады. "Октябрьск
6.4 Техника-экономикалық көрсеткіштердің талдауы
2005 жылдың 14 қазан айында Жаңажол кен орны бойынша
Тауарлы мұнай – 2576,576 мың.т мөлшерде тапсырылды, жоспар бойынша
Ілеспе мұнай газы – 1393,871 млн.м3 мөлшердеөндірілді, жоспарда –
Қабат қысымын қолдау мақсатында қабатқа – 8188,260 млн. м3
«Октябрьскмұнай» МГӨБ-ның 01.07.06 жылғы балансының жағдайы келесідей:
Ұңғылардың жалпы саны-667 ұңғыма; пайдалану қоры
2006 жылдың І жарты жылдығында 17 ұңғыманы компрессорлы газлифтілі
Мұнай өндіруді қарқындандыру үшін пайдалану қоры бойынша 6 ұңғымада
6.5 Күрделі қаржыны есептеу
Капитал шығыны көлемінің нәтижесі құрал-жабдықты қайта бағалау және енгізу
Капитал шығының көлемін базалық және енгізу вариантары бойынша бөлек
Күрделі қаржы көлеміне ұңғыма түп аймағын тұз қышқылымен өңдеуге
Құрылыс монтаж шығындары, тенге.
Қосымша жабдықтары, тенге.
Ұңғыма бағасы, тенге.
Тұз қышқылының бағасы, тенге.
Ингибитор бағасы, тенге.
Жылдық орта дебит
Газлифтілі пайдалану кезінде ұңғыманың түбін тұз қышқылымен өңдегенге дейінгі
Q = q*y*kпайд
Q – жылдық орта дебит;
q – орта тәулік дебит, 27 ; 39,1;
y – бір финанстық жыл ішіндегі күн саны, 365;
kпайд – ұңғыны пайдалану коэффициенті, 0,95.
Q1 = q*y*kпайд=27 * 365 * 0,95= 9362,25 тонна
мұнда Q1 - шараларды жүргізгенге дейінгі мұнайдың жылдық орта
Шараларды жүргізгеннен кейінгі мұнай өндірудің нақты көлемі
Q2 = q*y*kпайд =39,1* 365 * 0,95 =14910,25 тонна
мұнда, Q2 - шараларды жүргізгеннен кейінгі мұнайдың жылдық орта
Өндірілген қосымша мұнай көлемі мына формула бойынша есептеледі:
∆Q=Q2-Q1
мұнда, Q2 — жүргізілген шарадан кейін өндірілген мұнайдың нақты
Q1 — жүргізілген шараларға дейінгі өндірілетін мұнайдың бастапқы көлемі,
∆Q = 14910,25 – 9362,25 =5548 тонна
Еңбек ақы қоры
Негізгі жалақы бойынша шығындарды жұмыскерлердің санын немесе квалификациясының
ЕАҚ=minЕҚ*Кауд.*Ктерр.*Кқж*12*ӨӨП;
Мұндағы:
minЕҚ — минималды еңбек ақы (9720 теңге)
Кауд. — аудандық коэффициент (1,1 )
Ктерр. — территориялық коэффициент (1,14)
Кқж — қосымша жалақы коэффициенті (1,25)
12 — ай саны
ӨӨП — жұмысшылар саны = 15
ЕАҚ=9720*4,28*1,1*1,14*1,25*12*15=11737891,44 теңге
Әлеуметтік шығындар
Тікелей салық түрі, төлеушілері Қазақстан Республикасының резиденттері сондай-ақ Қазақстанда
ӘШ=ЕАҚ*21/100=ЕАҚ*0,21;
ӘШ=11737891,44 *21/100=2464957,20 теңге
Басқа да шығындар
Басқа да шығындар еңбекақы қорының 25%-ын құрайды.
БШ=ЕАҚ*25/100=ЕАҚ*0,25;
БШ=11737891,44 *25/100=2934472,86 теңге
Энергетикалық шығындар
Шараларды енгізу нәтижесінде орнатылған қуатпен жылдық энергия шығынының өзгеруіне
Э=Q*УРэ*Рэ
Э1=Q1*УРэ*Рэ= 9362,25 * 85 * 3,86 =3071754,23 теңге
Э2=Q2*УРэ*Рэ= 14910,25* 85 * 3,86 =4892053,03 теңге
Мұндағы: 3,86 — 1 квт сағат бағасы теңге/квт. сағ;
85 — 1 тонна мұнайды көтеруге кететін электр энергиясының
Амортизациялық төлемдер
Негізгі өндірістік қорлардың тозу мөлшерін көрсететін ақшалай түрі амортизация
Физикалық тозу
Моральдық тозу
Ar=Балғ*Na/100
Нысанның атауы Балғ Na, % Ar
Ұңғы 60000000тг 6,7 4020000тг
Фонтанды арматура 4000000тг 11,5 460000тг
СКҚ (НКТ) 14000000тг 15 2100000тг
Клапандар 26400тг 20 25280тг
Пакер 165000тг 12 19800тг
Басқада құрал-жабдықтар 8000000тг 10 800000тг
Газ таратушы құбырлар 1000000тг 11 110000 тг
∑Барлығы 87291400тг
7535080тг
Жөндеуге кететін шығындар
Жер астындағы және жер үстінде құрал-жабдықтарға ағымды жөндеу өзіне
1) Ұңғыманы тұз қышқылымен өңдеу кезіндегі дайындау-аяқтау жұмыстары
Рскв = S * r * t
мұндағы: S- 1 норма сағат құны;
r — күрделі жөндеу жұмысын жасайтын адамдар саны;
t — жөндеуге кеткен уақыт, сағат.
Рскв = 2000 * 10 *20=400000 тг.
2) Скважина зерттеу (тұз қышқылымен өңдеуге дейінгі):
[100000 + (500 * 30) + (5060 * 6)]
100000 — бригаданы шақыру, теңге
30 — бригаданың скважинаға барып келу жолы, км
500 — 1км үшін партияның жол ақысы, теңге
5060 — арнайы агрегаттың 1 сағат жұмысы төлемі, теңге
6 — агрегаттың жұмыс уақыты, сағат
3) тұз қышқылымен өңдеу
(59685 + 76850 + 89760) * 2 = 452590
59685 — ұңғыманы жуу шығымының құны, теңге
76850 — ұңғымаға қышқылды айдаудың құны, теңге
89760 — ұңғыманы қышқылмен өңдеу кезіндегі опреацияларды дайындау аяқтау
Шартты тұрақты шығындар
Шартты тұрақты шығын- негізгі қор өзгерісіз болған жағдайда өнім
F=ЕАҚ + ӘШ + БШ + Ажыл;
F=ЕАҚ+ӘШ+БШ+Ажыл1= 11737891,44 + 2464957,20 + 2934472,86 + 7535080 =
Шартты өзгерісті шығындар
Шартты өзгерісті шығындар – өндірілген өнімнің немесе атқарылған жұмыстың
V=ЭШ + ЖШ
Ұңғыманы тұз қышқылымен өңдеуге дейінгі:
V1=ЭШ + ЖШ1= 3071754,23+400000=3471754,23теңге
ЭШ – Энергетикалық шығындар;
ЖШ – Жөндеуге кететін шығындар.
Ұңғыманы тұз қышқылымен өңдеуден кейінгі:
V2=ЭШ + ЖШ2= 4892053,03+(263720 + 452590)=5608363,03 теңге
Ағымдағы эксплуатациялық шығындар
Кен орнын игеру мезгілі барысында әртүрлі қызметтерге, энергетикаға тағы
АЭШ=Ғ + V
АЭШ1=Ғ + V1=24672401,5 + 3471754,23=28144155,73теңге
АЭШ2=Ғ + V2=24672401,5+5608363,03= 30280764,53теңге
6.6 Жобаның экономикалық тиімділігі
Үлес өзіндік құн
Кәсіпорынның өнім өндіруге және жеткізуге жұмсалған шығындардың ақшалай тұлғануы.
ӨҚ=АЭШ / Q
ӨҚ1=АЭШ1 / Q1 =28144155,73/9362,25=3006,13теңге
ӨҚ2=АЭШ2 / Q2 =30280764,53/14910,25=2030,87 теңге
Ұңғының түп аймағын тұз қышқылымен өңдеудің экономикалық тиімділігі:
Эт= (ӨҚ1 - ӨҚ2)·∆Q=(3006,13-2030,87)· 5548=5410742,48 теңге
Техникалық-экономикалық көрсеткіштер
Көрсеткіштер Сандық мәні
Мұнай беру
Барлық шығын, 65155582,07 теңге
Амортизациялық шығын, 7535080 теңге
Энергетикалық шығындар 3071754,23 теңге
Әлеуметтік шығындар 2464957,20 теңге
ЕАҚ 1096999,2 теңге
1 т. мұнайдың өзіндік құны 2030,87 теңге
Барлық адам саны 10
Скважина саны 1
Экономикалық тиімділік 5410742,48 теңге
7 ИГЕРІЛІП ЖАТҚАН ҚАБАТТЫ ЖӘНЕ ҰҢҒЫНЫҢ ПАЙДАЛАНУ ЖАҒДАЙЫ МЕН
7.1 Кен орнын игеруді бақылау
Мұнай газ кеніштерін игеру барысында қабаттардың мұнайқанығушылығының сипатын зерттеу
Жаңажол кен орнын игеруді талдау кезінде зерттеу материалдарын кешенді
Төменде Жаңажол кен орнының ұңғымаларын зерттеу бойынша жүргізілген жұмыстар
жұмыс жасап тұрған ұңғымалардың және сұйықтықтың дебиттерін анықтау;
газ факторын анықтау;
СМН анықтау;
қабат және түп қысымын анықтау;
пайдалану ұңғымалар өнімінің сулануын анықтау үшін сынамалар алу;
қабат қысымын қалпына келтіру әдісімен зерттеу;
қалыптасқан өнім алу әдісімен зертеу;
сұйықтықтардың тереңдік сынамасын алу;
сұйықтықтардың сағалық сынамасын алу;
қабат сұйықтығын химиялық талдау;
су айдау ұңғымаларының динамикалық және статикалық деңгейлерін өлшеу;
су айдау ұңғымаларының динамографтау;
ұңғымалар түптерін эхолотпен өлшеу;
ағын профилін анықтау;
жұтылу профилін анықтау;
ұңғыманы зерттеудің геофизикалық әдістері.
Қабат қысымдарын өлшеу мәліметтері бойынша изобаралар картасы тұрғызылған және
Мұнай кен орнын рационалды игеру үшін, аз шығынмен мұнай
Игеруді бақылаудың кешенді шараларының құрамына келесі негізгі есептер кіреді:
өндіру ұңғыларының өнімін, айдау ұңғыларына су айдауды есепке алу
ағын профилін (жұтылу) зерттеу арқылы энергетикалық күйді және пайдалану
барьерлік су айдау кезінде барьерде су айдау қарқынын, барьердегі
Кесте 7.1 – Жаңажол кен орнының пайдалану объектілерін игеруді
Зерттеу мақсаты Бақылау шараларының түрі Кезеңділік Зерттеу саны
Өндіру ұңғылары
Ұңғылар өнімділігін бақылау Мұнай мен су дебитін анықтау. 1
Өндірілетін өнім жағдайын бақылау Газ факторын және сулануды анықтау.
Қабат қысымын және температурасын бақылау Статикалық деңгейлерді және температураны
Ұңғылар жұмысын бақылау және депрессияны анықтау Динамикалық деңгейлерді анықтау
Қалдық мұнайға қанығуды анықтау бойынша геофизикалық зерттеулер Қалдық
Айдау ұңғылары
Су айдау көлемін және айдау көрсеткіштерін бақылау Айдалатын судың
Айдалатын судың сапасын бақылау Сынама алу, темір тотықтарының, механикалық
Әсер етіп қамту үрдісін зерттеу Жұтылу профилін зерттеу 6
Айдау аймағында қабат көрсеткіштерінің өзгеруін талдау Қысымның төмендеу қисығын
Пьезометрикалық ұңғылар
Нұсқа сыртындағы аймақ көрсеткіштерін талдау Газ бүркемесінде және қорек
Мұнайдың айдалатын сумен және газ бүркемесінің газымен ығыстырылу үрдісімен
7.2 Кен орнын игеру процесін реттеу
Мұнай газ кеніштерін игеру кезінде мұнайды газ бүркемесінің еркін
Игеру газ бүркемесінің кеңеюінің әсерінен жүзеге асырылатын болса, газ
Объектіде қабаттардың бөлшектенгендігіне байланысты (7– 9 қабатша) Всолт, Дв,
Жаңажол кен орнын игеру жағдайы өндіру қуаттылығы өзінің тән
студиялық игеруді енгізу, алдымен мұнай өндіруді енгізу, ал кейінгі
мұнай аймағын падалану негізінен сумен жасанды ығыстыру арқылы жүргізілген,
газ бүркемесі бар мұнай кеніштерін игеру кезінде газмұнайлы нұсқа
өндіру және айдау ұңғыларының торын жетілдіру, игеру деңгейін жоғарылату,
игеру техникасы мен технологиясында жинақтауды жақсартуды жүзеге асыру, болжам
Игеру динамикасының жетілген бақылау жүйесін құру.
8 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ
8.1 Ұңғыны жуу кезіндегі және қышқылмен өңдеу кезіндегі жұмыстардың
Ұңғыны жуу үрдісі жүктемеде және жоғары қысымда жұмыс жасайтын
Тік жуу арқылы ұңғыманың түбін құмнан тазалау жұмысшылар үшін
Жуу сұйықтығы жиі алаңға төгіледі, бұл жұмыс алаңын ластап,
Ұңғыманы жуу алдында дайындау жұмыстары қажет, олардың негізгілеріне мыналар
Көлбеу және терең ұңғымаларды жуу кезінде массаның гидравликалық индикаторын
Лақтырыс болуы мүмкін ұңғымалардағы жуу құбырларында лақтырысқа қарсы ысырма
Жуу сұйықтығы ретінде бұрғылау сұйықтығы немесе мұнай қолданған кезде,
Жуу құбырлары тізбегін айналымды қалпына келтірмей түсіруді башмак құм
Белгіленген тереңдікке дейін жуу сұйықтығын түсірген соң және айналымды
Егер құбырларды ұзарту кезінде олардың соңы бітелген болса, онда
Мұндай жағдайда құбырларды 100-150 м-ге көтерген соң, кері жуудың
Жууда суды сораппен беру кезінде құбырларды көтеріп, жууды жалғастыру
Қабат қысымы жоғары ұңғыманы бұрғылау сұйықтығымен жуу кезінде сұйықтық
Құм тығынын көбікпен жуу кезінде келесі шарттарды орындау қажет:
Ұңғыма сағасы герметизациялануы керек.
Компрессордан және жуу агрегатынан келетін лақтыру желілерінде кері клапандар
Сулы-ауалы жүйеде аэратордан кейін жуу шлангасының үзілуіне қарсы сақтандырғыш
БӘЗ сулы ерітіндісін дайындау және мөлшерлеу механикаландырылған болуы керек.
Жуу құбырлары тізбегінің жоғары бөлігінде кері клапан орнатылуы керек.
Кері жуу кезінде жуу құбырларынан құм мен көбікті
Вертлюг асты құбырды байланысу жерінде қысым төмендеген соң ағыту
Кері клапан астындағы жуу құбырларындағы қысымды арнайы құрылғы көмегімен
8.2 Жуу агрегатында жұмыстың қауіпсіздігі
Жуу агрегатындағы жұмыстарға жуу агрегатын пайдалану нұсқауымен және қауіпсіздік
Орнынан қозғалу алдында тракторист жүру жролында адамдардың болмауын қарау
Жанар-жағар материалдарының сыйымы жуу агрегаты тұрған жерден 20м-ден кем
Трактордың газ шығару құбыры отсөндіргішпен жабдықталуы керек, және оны
Жуу агрегатының сорабында сорап үзілуінің алдын алуға арналған сақтандырғыш
8.3 Қышқылмен өңдеу кезіндегі қауіпсіздік
Коммуникацияны жөндеу қажеттілігінде қышқыл айдауды тоқтатып, қысымды атмосфералыққа дейін
Қышқылмен жұмыс жасау жерінде судың қажетті қоры болуы тиіс.
Бу өткізгіштікте сақтандырғыш клапан бар. Сақтандырғыш клапанның бұранын қондырғы
Лақтырыс желілерін пропандау кезінде ұңғыма маңында және желі бойында
Сорапты-компрессорлы құбырларға бу беру шлангасы арнайы құбырсоңымен жабдықталуы керек.
Ұңғыманы қышқылмен өңдеу әдісі карбонатты жыныстардағы ұңғыманың түп маңы
9 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ
9.1 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық
Қазақстан Республикасында қоршаған ортаны қорғау туралы көптеген нормативтік және
Сонымен қатар Қазақстан Республикасында қоршаған ортаны қорғау туралы нормативтік
- «ҚР-ның Экологиялық кодексі», Астана: «Акорда» баспасы, 9қаңтар 2007
- «Қоршаған ортаны қорғау» нормативтік актілер жиынтығы, Алматы: «Юрист»
- «Қоршаған ортаны қорғау туралы» Заң, 1997 жылы 15
- «Жануарлар әлемін қорғау» туралы Заң, 21 қазан, 1993
- «Атмосфералық ауаны қорғау» туралы Заң, 11 наурыз, 2002
- «Жер қойнауы және жер қойнауын қодану» туралы Заң,
- «Табиғи және техногенді сипаттағы төтенше жағдайлар» туралы Заң,
- «Жер кодексі», Алматы: «Юрист» баспасы, 2005 жыл;
- «Су кодексі», Алматы: «Юрист» баспасы, 2005 жыл;
- «Орман кодексі», Алматы: «Юрист» баспасы, 2005 жыл;
- «Радиациялық қауіпсіздік» туралы Заң, 23 сәуір, 1998 жыл;
- «Ерекше қорғалатын табиғи территориялар» туралы Заң, 15 шілде,
- «ҚР-да пайдалы қазбалар, кен орындарын игеру кезіндегі жер
- «ҚР-ның теңіздері мен ішкі су қоймаларында мұнай операцияларын
- «Жер қойнауын барлауға және пайдалы қазбаларды өндіруге және
9.2 Мекемелерде қоршаған ортаға байланысты қысқаша мәліметтер
Кез-келген кен орнындағы қолданылып жатқан технологиялық процестер қоршаған ортаның
Мұнай мен газды өндіру және өңдеу кезінде табиғатты қорғау
Біздің қарастырып отырған кен орнындағы қоршаған табиғи ортаны ластайтын
- мұнайды 1-ші және 2-ші сатыда сепарациялау;
- мұнайды дайындау қондырғылары;
- резервуарлық парктер;
- ілеспе газды қысу;
- моноэтаноламин ерітіндісімен газды күкіртті сутек пен көмір қышқылдан
- сілті әдісімен газды меркаптандардан тазарту;
- газды диэтиленгликолмен кептіру;
- жай күкіртті алу;
- газды дайындау қондырғысы.
Кәсіпорынның жинау жүйесіне сепаратор, факелдер жүйесі, дренажды ыдыстар кіреді,
9.3 Атмосфералық ауаны қорғау
Атмосфераны тиімді қорғау үшін ҚР “Атмосфералық ауа туралы” заңына
- ҚР нормативтік актілерін және қалдық тастаудың нормативтік шектерін
- ұңғыманы сынау бағдарламасы минимумға жеткізілуі керек;
- ұңғыманы сынау барысында мұнайды өртеу
- химиялық реагенттерді тасымалдаудың, сақтаудың және дайындаудың жабық жүйелерін
- мониторинг жүргізу.
Мұнай өндірісіндегі жағымсыз әсерді азайту үшін келесі шаралар орындалуы
- мұнайды жинаудың арынды жүйесін герметизациялау;
- мұнай өнімдерін жинау және дринаждауға ЕПП-16 дренаждық
- СНИП Ш-42-80 сәйкес құбырлардың пісірілген қосылыстардың тігістерін
- сырттық (изоляциялық жабын) және ішкі коррозияны басу (ингибиторды
Атмосфераны қорғау шаралары. Атмосфераның зиянды заттармен ластануын азайту үшін
Ауа атмосферасы сапасының критерийлері. Атмосферлық ауада, әсіресе төменгі қабаттарда,
Ауа сапасы ПДК көрсеткішінің сапасы көмегімен бағаланады, j=Ci/ПДКi, коэффицент
а) ауаның қауіпті жылдамдығы–ұйымдасқан қалдықтардан ластаушы
б) желдің қауіпті бағыты, яғни тірі
в) атмосфераның қауіпті тұрақты жағдайы, әрбір
г) температуралық алмасу – ауа температурасының жерге
Мұнай және газ өндірісі кәсіпорындары: Ақтөбе облысында – «Ақтөбемұнайгаз»АҚ;
9.3.1 Атмосфералық ауаны ластаушы көздердің болуын талдау . Олардың
Атмосфераны негізгі ластайтын заттар: күкірттісутек, көмірсутегі, меркаптандар, күкірт шаңдары,
Мұнай кен орны, пештер және т.б. ластанудың 4-ші категориясына
Су қоймасы және жер сфераларына жыл сайын 3
Атмосфераның химиялық ластануы. Жаңажол кен орнының атмосфераға әсер ету
Жаңажол кен орнының өнеркәсіптік алаңында ластаушы заттардың 30 стационарды
Ұйымдастырылмаған көздерге сальникті, фланецті қосылыстардың, бақылау және жапқыш –
Ұйымдастырылған көздердің жалпы саны 5 (қалыпты режим) және ұйымдастырылмаған
Жаңажол кен орнында жобаланған жұмыстар барысында атмосфераны негізгі ластау
- іштен жану қозғалтқыштарында жанармай жағу;
- ұңғыманы сынау барысында қабат флюидтерін
- қалдықтарды өртеу;
- мұнайы бар шламдарды жылулық десорбциялау;
- шаңдану.
Жаңажол кен орнында барлау жобасы бойынша атмосфераға тасталатын қалдықтарды
9.4 Су ресурстарын қорғау
Мұнай кәсіпшілігі қабат суларына және жер беті суларына үлкен
- мұнай және мұнай өнімдерімен ластанған өндірістік сулар;
- органикалық заттармен ластанған шаруашылық сулар;
Қабат және жер беті суларының ластану себептері:
- тазаланбаған немесе жартылай тазаланған өндірістік және тұрмыстық ағын
- жер беті ағын сулары;
- дренажды ағын сулары;
- булану аймағына жоғары минералданған ілеспе қабат суының төгілуі;
құбырлардан, ыдыстардан және басқа құрылымдардан улы сұйық материалдардың фильтрленгендері;
- ластайтын заттардың атмосфераға түсуі, яғни рельефтер және су
- қалдықтар мен материалдарды сақтау орыны, тасымалдау алаңы;
- төгілген мұнайлар, газ тазарту өнімдері, реагенттер және т.б.
Гидросфераны ластайтын негізгі себептер: мұнай және мұнай өнімдері, күкірттісутек,
Қабат қысымын ұстап тұру үшін қабатқа су айдау ағын
Өрт жағдайында резервуарларды суытудан қалған ағын сулар, жаңбыр сулары
Су ресурстарын және іргелес жатқан территорияны өндіріс объектілерінің кері
- суды есепке алуды және оны қолдануды бақылауды
- барлық өндірістік ағын суларды, сонымен қатар мұнаймен
- технологиялық алаңда бордюрлар мен жаңбыр қабылдағыштарды салу.
Қазіргі жоба бойынша гидросфераны қорғау үшін мыналар қарастырылады:
- механикалық және биологиялық тазартудың жаңа жүйелері;
- қабат суларын дайындаудың әлемдік тәжірибесін қолдану;
- ауамен суыту аппараттарын қолдану арқылы сумен қамту жүйесін
Амин құрамды ағын суларын микробиологиялық тазарту қарастырылған. Ал, технологиялық
Құбырлардан аққан зиянды сұйық заттармен судың ластануына жол бермес
- канализацияның тазарту құрылымын мұнай өнімдері технологиялық процестеріне оралады;
- сусызданған механикалық қоспалар қалдықты залалсыздандыру қондырғысына жөнелтіледі;
- қысымның көбейген кезінде жүйеде автоматты түрде мұнайды қондырғыға
- егер гидродинамикалық зерттеу, жер асты және күрделі жөндеу
Қабат суларының ластанған аймағындағы қабат суларының сапасы мен деңгейін
9.4.1 Суды тұтыну. Өндірістік ағынды сулардың көлемі, олардың құрамы
Ағынды суларды тұрмыстық, өндірістік және нөсерлік (жауын-шашындық) деп бөледі.
Жалпы түрде ағынды суларды тазарту үшін әр түрлі операцияларды,
Ағынды суларды тазартудың негізгі 4 әдісі бар:
Механикалық (құм жинау, фильртлеу, процестеу);
Физикалық-химиялық (нейтралдау, реагентті коагуляциялау, флотациялау);
Биологиялық (топырақты, белсенді бөгет сулардағы лай шалшық);
Қайта тазарту (сорбция, иондық алмасу, мембрандық әдістер, озондау, хлорлау,
Механикалық тазарту – ерімейтін қоспаларды ұстауға арналған. Механикалық тазарту
Тазартқыш жабдықтар су біреуінен екіншісіне өздігінен ағып құйылуы үшін
Механикалық тазарту – бұл ереже бойынша биологиялық тазарту алдындағы
Физикалық – химиялық тазарту әдістері – негізінен өндірістік ағын
Кең таралған тәсіл күкіртқышқылды алюминий Al2SO4, хлорлы темір
Өнеркәсіптің көптеген салаларының технологиялық процестерінен келетін өндірістік ағынды сулардың
а) сілтілік және қышқылдық ағынды суларды екі жақты
б) реагенттермен нейтралдау (қышқыл ерітінділерімен, сөндірілмеген әк CaO,
в) нейтралдаушы материалдар арқылы фильтрлеу (әк (известь), доломит,
Ағынды суларды нейтралдау кезінде күкірт қышқылы бар ағынды сулармен
H2SO4+Ca(OH)2=CaSO4+2H2O
H2SO4+CaCO3=CaSO4+H2O+CO2
Нейтралдау нәтижесінде түзілген кальций сульфат (гипс) араластырылған ерітінділерден CaSO4∙2H2O
Ағынды суларға минералды коагулянттарды енгізгенде (алюминий тұздары мен темірлер)
Al2(SO4)3+6H2O→2Al(OH)3+3H2SO4
FeCl3+3H2O→Fe(OH)3+3HCl
FeSO4+2H2O → Fe(OH)2+H2SO4
Тазартудың коагуляциялық әдісін ағынды сулардың аз шығындары кезінде, арзан
Жер ресурстарын қорғау
Жер ресурстарын қорғау шараларының мәні ― фонтан атқылауын, ұңғы
Топырақ пен жер қойнауын қорғау үшін жобада келесілер қарастырылған:
- ҚР нормативтік актлерін және заңдарын
- қалдықтар шығармайтын және қабат флюидтеріңнің төгілуін болдырмайтын
- улылығы аз бұрғылау ертінділерін және
- нақты жолдар бойынша көліктер қозғалысы;
ескі нашар цементтелген ұңғылардан күкірттісутегінің жер қабатына жайылуын болдырмау;
- ұңғыларда ақаудың немесе басқа себептердің болуына байланысты мұнайдың
- өндірістік операциялар аяқталғанан кейін қалпына келтіру жұмыстарын жүргізу;
- мониторинг жүргізу.
Геологиялық ортаға әсер ететін мүмкін негативті әсерлер:
- кен орынды пайдалану кезінде және
- автокөліктің қозғалысы кезінде топырақ түзуші субстраттардың бұзылуы,
Жер қойнауын ластайтын деңгейді төмендететін шаралар 4-ке бөлінеді:
- ұйымдастырылған шаралар;
- технологиялық шаралар;
- проектілі-конструкциялық шаралар;
- санитарлық-эпидемияға қарсы шаралар.
Ұйымдастырылған шаралар: қалдықтармен айналысатын ұйымдар, кен орын территориясы бойынша
9.6 Жануарлар және өсімдіктер әлемін қорғау
9.6.1 Флора мен фаунаның жағдайы туралы жалпы мәлімет және
Жануарлар және өсімдіктер әлемін қорғау бойынша жобада келесі шаралар
- ішкі құжаттарды және ҚР нормативтік актілерімен заңдарды сақтау;
- жануарлар және құстар тіршілік ететін жерлерге жақындауды шектеу;
- ұңғымаларды сынауды күндізгі уақытта жүргізу;
- бондық қоршаулардың болуы;
-көліктердің жылдамдығын шектеу және олардың нақты айналым бойынша жүруі;
- жер қойнауына, өсімдіктер әлеміне зиянды әсері бар химиялық
- жануарлар және өсімдіктер әлемін қорғау және аң аулауға
- мониторинг жүргізу.
Жаңажол кен орны қоршаған территорияның өсімдік жамылғысы флораның аздығымен
Аумақтың өсімдігі табиғаттың қатаң жағдайында тіршілік етеді, Климаттың құрғақтылығына,
Топырақты-өсімдікті жамылғының ластануы. Топырақ мұнай және мұнайгаз кен орындарын
Қазіргі уақыттағы жануарлар әлемі бұл аймақта өте тапшы. Жануарлардан
Кен орнын салумен байланысты ұңғыманы бұрғылаумен, құрылғыларды, жолдарды, магистральді
Кәсіпшілік қалдықтары
Мұнай және газ кен орнын игеру кезіндегі өндірістік қалдықтар
Адамның ағзасына әсеріне байланысты лақтырылатын заттар санитарлық нормаларға сәйкес
Газды қоспаларда негізгі үлесі (56%) көміртек оксидіне, 26% көмірсутектердің
Жаңажол кен орнының объектілерінен атмосфераға лақтырылатын заттардың толық тізімі
Кесте 9.1 – Жаңажол кен орнының объектілерінен атмосфераға лақтырылатын
Ластаушы заттардың атауы Қауіптілік класы ШРК максималды бір реттік,
Азот диоксиді 2 0.085 0.04 52.613
Фторлы сутек 2 0.02 0.05 0.0001
Акролеин 2 0.03 0.01 0.046
Күкіртті ангедрид 3 0.5 0.05 3.658
Сажа 3 0.15 0.05 1.791
Пісіру аэрозолі 3 0.15 0.05 0.0034
Көміртек тотығы 4 5.0 3.0 174.57
Көмірсутектер 4 1.0 1.5 81.903
Барлығы
Атмосфераға әсер ету бойынша ластаушы көздер тікелей әсер етуімен
- қауіпті – азот диоксиді, акролеин, фторлы сутек;
- аз қауіпті – көмірсутектер, көміртек оксиді.
9.7.1 Қалдық көлемі, қалдықтарды жою шаралары
Қоршаған табиғи ортаны кәсіпшілік қалдықтарымен ластануын алдын алу шаралары
технологиялық сұлбаға мұнай шыламын өңдеудің арнайы қондырғысын енгізу, мұнай
Сақтауды ұйымдастыру және құрылыс қалдықтарын жою.
Кен орнын игеру кезінде келесі шаралар қарастырылу кажет:
Ұңғыларды жөндегенде аппаты жағдайларда төгілітін мұнайды жинауды қамтамассыз ету
Өндіруші және айдаушы ұңғылардың сағалық жабдықтары ашық фонтандау және
Аппат кезінде мұнайдың төгілулерін жою үшін ұңғыларды топтық өлшеугіш
Қатты қалдықтар. Шлам. Бұрғылау ертіндісімен жабылған “ылғал шлам” анағұрлым
Кесте 9.2 – Шламның жобаланған көлемі және салмағы
Жаңажол кен орынында
Аралық І-аралық, 1000м. ІІ-аралық, 2300м. ІІІ-аралық, 3265м. IV-аралық, 4000м.
Минералды ылғал шлам 735м3.
1462т. 446м3.
906т. 128м3.
265т.
1309м3
2633т.
Суллы ылғал шлам
40м.
99т. 40м.
99т
Өндірістік қалдықтар. Жұмыс барысында жиналатын қалдықтар ҚР-да төрт топқа
1-класс, аса қауіпті (медициналық қалдықтар);
2-класс, қауіпті (қорғасын батареялар, күндіз жарықтандыру түтіктері, бояулар қалдықтары);
3-класс, онша қауіпті емес (бұрғылау ертінділері, малы шүберектер, метал
Кәсіпорын қалдықтарынан атмосфераның ластану қаупін анықтау:
Тұрмыстық массивтегі атмосфераның ластану қаупін анықтау керек, егер жер
Шешуі: Күкіртті газ және азоттың екі тотығының сумация әсері
J=C1/ШМШ1+С2/ШМШ2+…+Сn/ШМШn,
мұнда: ШМШ-шекті мүмкін шоғырлану (ПДК);
j=CSO2/ШМШSO2+СNO2/ШМШNO2=0.4/0.5+0.17/0.085=2.8>1
j=2.8>1 болғандықтан кәсіпорынның атмосфераны ластау қаупі бар және табиғатты
Егерде ластаушы заттардың таралғанан кейінгі шоғырлану мөлшері ШМШ мәнінен
9.8 Радиация.
1991 жылдың 31ші қазан Қ.Р. Мемлекеттік комитеті берген мұнай
кен орны орналасақан территория шегінде фондық радиациялық өлшеулер жүргізу
өндірілетін ұңғылардан шықан мұнай мен су сынамаларын алу және
егер НРБ-75/87 радиациялық қауіпсіздік нормаларымен және ОСП-72/87 негізгі ережелермен
сәйкес кластағы радиоактивті заттармен жұмыс істеуге санитарлық паспорттар рәсімдеу.
10 ҒЫЛЫМИ БӨЛІМ
Жаңажол кен орнында 2006 жылы өндіру ұңғылар қоры бойынша
Жаңажол мұнайгазды кен орнында 2005-2006жылдары ұңғыны қышқылмен өңдеудің тиімділігі
Сонымен қатар, коррозия өнімдері және қабатта бейорганикалық тұздардың түзілуі
Темірдің және аллюминийдің гидрототықтарының түзілу мүмкіндігі.
Парафин түзілімін ұсақдисперсті ортаға ауыстыруының мүмкінсіздігі, бұл парафиннің қабаттың
Тұз қышқылының құрамында басқа да механикалық және зиянды қоспалардың,
Карбонатты коллекторларда ұңғылардың дебитін жоғарылатудың кейбір технологиялары (ААҚ «Удмуртнефть»
«Динамикалық режимде түп аймақты қышқылмен өңдеу». Қышқыл ерітіндісінің әсер
«Қабаттың түп аймағын көмірсутекті ерітінділермен өңдеу технологиясы». Қабаттың түп
«Өнімді қабат аймағында ұңғыма диаметрін көбейту арқылы қабаттың түп
«Қабатты қуыстық әдіспен жүктеу». Қабатты алғашқы ашу кезінде ұңғыманың
«Айдау ұңғымаларының профилін тұтқырлығы жоғары мұнаймен түзеу технологиясы». Технология
Динамикалық режимде тұз қышқылымен өңдеу технологиясының мәні ─ көмірсутекті
Тіпті тұз қышқылымен өңдеудің ең тиімді технологиясы қабаттың түп
Қабаттан өнім ағынын ұңғымаға шақыру тұз қышқылымен өңдеуден кейін
Ұсынылып отырған технология ерітудің динамикалық режимін қамтамасыз етеді,
Жаңажол кен орны бойынша сонымен қатар, тұз қышқылымен жару
Тұз қышқылымен өңдеуді иірімді құбырлармен жүргізу жұмысының орындалу ретінің
ҚОРЫТЫНДЫ
Дипломдық жоба, кафедра берген тапсырма бойынша және құрастырылған әдістемелік
Дипломдық жобаның екінші бөлімінде игеру обьектісі таңдалып, газ бүркемесі
Жаңажол кен орны игерудің үшінші сатысында: сулану көрсеткіші өсуде,
Түптегі қысым мұнай мен газға қанығу қысымынан төмен болған
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
1. Амиян В,А. Амиян А,В “Повышение производительности скважин”
2. “Жаңажол кен орнындағы №3577 ұңғымасында жүргізілген күрделі жөндеу
3. Ибрагимов Л.Х, Мищенко И.Т, Челоянц Д.К “Интенсисификация
4. “Мұнай және газ” нормативтік құқықтық актілер
5. Мұнай кәсіпшілігінің министрлігі “Технология заканчивания скважин, обеспечивающая
6. Муслимов Р.К. (“Татмұнай”), Орлов Г.А, Мусабиров М.С. (“ТатНИПИмұнай”)
7. Нефедов Н.В (“ТатРИТЕКмұнай” МГӨБ) “Интенсификация добычи нефти методом
8. “Руководство по кислотным обработкам компаний Клиарвортер” – М;
9. Сулейманов А.Б, Карапетов К.А, Яшин А,С “Практические расчеты
10. Сургучев М.Л, Желтов Ю.В, Симкин Э.М “Физико химические
11. Ярушин В,В “О рациональной величине забойного и пластового
// “Месторождение Жанажол”, - Ақтөбе; 2003 жыл.
Жаңажол кен орны бойынша 2006 жылдың І жартыжылдығында
5
5
6
6
5
5
9
7
3
11
10
12
269
150
118
301
238
249
247
158
133
292
286
311
0
50
100
150
200
250
300
350
Жоспарға сәйкес ТҚӨ жүргізілетін ұңғылар саны
5
5
6
6
5
5
Негізінде ТҚӨ жүргізілген
9
7
3
11
10
12
ТҚӨ жүргізгенге дейінгі мұнайдың орт/тәул дебиті
269
150
118
301
238
249
ТҚӨ жүргізгеннен кейінгі орт/тәул мұнай дебиті
247
158
133
292
286
311
қаңтар
ақпан
наурыз
сәуір
мамыр
маусым
маусым
мамыр
сәуір
наурыз
ақпан
қаңтар
12,8
13,6
11,7
10,9
12
8,5
Г3
15,2
12,4
14,4
11,8
13,5
10,3
Д3
48,2
41,9
43,8
49,7
51,1
38,4
Вс
42,3
41,1
38,6
37,1
36,6
30,1
Бс
10,1
6,6
5,6
4,3
3,4
4,6
Ас
60
50
40
30
20
10
0
48,2
41,1
12,8
13,6
11,7
10,9
12
8,5
15,2
12,4
14,4
11,8
13,5
10,3
41,9
43,8
49,7
51,1
38,4
42,3
38,6
37,1
36,6
30,1
10,1
6,6
5,6
4,3
3,4
4,6
Солтүстік күмбезі объектілерінің 2006 жылдың І жартыжылдығы бойынша
сулану графигі