АНДАТПА
Дипломдық жоба «Мұнай және газ кенорындарын игеру және пайдалану»
1. Техника-технологиялық бөлім;
2. Экономикалық бөлім;
3. Еңбекті қорғау бөлімі
4. Қоршаған ортаны қорғау бөлімі.
Техника-технология бөлімінде Солтүстік Бозашы кенорнының геологиялық жағдайлары, стратиграфиясы, тектоникасы,
Солтүстік Бозашы кенорнының І объектісінің игеру көрсеткіштерінің талдауы берілген.
Экономикалық бөлімде бұрандалы сорапты енгізуден түсетін жылдық экономикалық тиімділік
Дипломдық жұмыста сонымен қатар еңбекті және қоршаған ортаны қорғау
АННОТАЦИЯ
Дипломный проект выполнен по заданию кафедры «Разработки и Эксплуатации
1. Технико-технологическая часть;
2. Экономическая часть;
3. Охрана труда;
4. Охран окружающей среды.
В технико-технологической части описываются геологическое состояние, стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность,
Дается анализ показателей разработки І объекта месторождения Северные Бузачи.
В экономической части проекта рассматривается расчет годовой экономической эффективности
Также в данном дипломном проекте рассматриваются вопросы мероприятия охраны
Мазмұны
Кіріспе ........................................................................................................................
Техника-технологиялық бөлімі .....................................................................
Кенорын туралы жалпы мағлұматтар............................................................
Геологиялық құрылымның сипаттамасы......................................................
Стратиграфия....................................................................................................
Тектоника..........................................................................................................
Кенорынның мұнай-газдылылығы.................................................................
Кенорынның энергетикалық жағдайына сипаттама....................................
Жобалаумен игерудің қысқаша тарихы........................................................
Игерудің тарихи ақпараттарына байланысты математикалық модельдер параметрлерінің идентификациясы.........................................................................
Игеру жағдайы................................................................................................
Мұнай мен газ өндірудің көлемі...................................................................
Ұңғы қорларының жағдайы............................................................................
Қабат қысымын ұстау жүйесі.........................................................................
Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау.........................................................
Солтүстік Бозашы кенорнындағы “МОЙНО” бұрандалы сорап қондырғыларының тарихы..............................................................................
Бұрандалы сораптарға сипаттама...................................................................
Бұрандалы сорапты пайдалану алдындағы дайындық жұмыстары.......................................................................................................
Бұрандалы сораптың жетек басын қосу........................................................
Бұрандалы сораптарда тежегіштерді қайта жіберу......................................
Бұрандалы сораптарды пайдалану.................................................................
Бұрандалы сорапты тоқтату және қайта жіберу...........................................
Бұрандалы сорапқа техникалық күтім көрсету............................................
Бұрандалы сораптарда сальникті қорап және штангалық орталықтандырғыштың өлкесі.......................................................................
Бұрандалы сораптағы сальниктік қораптың қақпағын герметизациялау..............................................................................................
Бұрандалы сорапта жетек басының нығыздамалардың және сақиналардың тозуы.......................................................................................
Бұрандалы сораптағы тежегіш......................................................................
Технологиялық есеп…………………………………………….............
Сораптың параметрлерін есеп........................................................................
Сораптың моделін таңдай................................................................................
Экономикалық бөлім......................................................................................
Бозашы Оперейтинг Лимитед компаниясының ұйымдастыру сипаттамалары................................................................................................
Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру.............................................
Техникалық жабдықтау. Автоматтандыру мен телемеханикаландыру дәрежесі...........................................................................................................
Материалдық-техникалық жабдықтауды ұйымдастыру.............................
Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру.........................................................
Өзіндік құнды анықтау..................................................................................
Экономикалық тиімділікті анықтау..............................................................
Еңбекті қорғау бөлімі....................................................................................
Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау.................................
Ұңғыны бұрандалы сораппен пайдаланудағы жұмыстардың қауіпсіздігі..
Бұрандалы сорапты қолдану кезіндегі электр қауіпсіздігін сақтау және оның
Қоршаған ортаны қорғау бөлімі....................................................................
Қоршаған ортаға техногенді заттардың әсері жөнінде жалпы шолу жасау...............................................................................................................
Атмосфера, гидросфера, атмосфералық ауа, және литосфераға әсері.................................................................................................................
Мұнай мен газдың бұрандалы сораппен игерген кездегі қоршаған ортаға
Қоршаған ортаға кенорынды игерудегі әсерлерді болжамдау..................
Қорытынды................................................................................................................
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі............................................................................
Қосымша А
Кіріспе
Мұнай мен газ өндіру өнеркәсіпшілігі - өнеркәсіптер ішіндегі ең
Еліміздің әлеуметтік-экономикалық жоспарында жаңа мұнай мен газ кенорындарын пайдалану
Каспий теңізінің жағалауында орналасқан Солтүстік Бозашы мұнай-газ кенорны 1974-1977жж.
Қазақстан Республикасының қойнау пайдалану құқығының МГ сериясының №967 Лицензиясы
Жоба шешімдерінің жүзеге асуын бақылайтын – жобалау қоғамы ААҚ
Бұл ұсынылып жатқан диплом жобасы Солтүстік Бозашы кенорны бойынша,
1. Техника-технологиялық бөлімі.
Кенорын туралы жалпы мағлұматтар
Географиялық тұрғыдан Солтүстік Бозашы кенорны Бозашы түбегінің солтүстік батысындағы
Әкімшілік тұрғыдан болса, кенорын аумағы Қазақстан Республикасының Маңғыстау облысының
Кенорын ауданының климаты жазда 30-450С 0-ден жоғары, ал қыста
Бұл ауданның жер бетінің бедері теңіз деңгейінен 19-дан бастап
Экономикалық тұрғыдан, жобаланатын жұмыстардың ауданы әлсіз дамыған. Бұл жерде
мұнай кенорындарын Шетпе елді мекенімен және Форт-Шевченко, Ақтау қалаларымен
Солтүстік Бозашы кәсіпшілігінің үстімен түгел кенорынды электроэнергиямен қамтамасыз ететін
Геологиялық құрылымның сипаттамасы.
Солтүстік Бозашы кенорнында жоғарғы палеозой, триас, юра және төменгі
Жоғарғы палеозой жаратылыстары 900 м тереңдікке дейін 7 ұңғы
Триас шөгінділері де біршама ұңғылармен қазылған, бірақ 955м тереңдігіне
Опока өзі ақ-қызыл саз жынысына ұқсаған. Фарфорлы саз сияқты
Юра шөгінділері құмтас, құм, саз және алевролит қабатшаларынан құралған.
Бор шөгініділері төменгі бор көлемінде көрінеді. Ол жуылып кеткен
1.2.1 Стратиграфия
Юра кезінің уақытында палеожағдай делтьталықтан (J40), теңіздің тасылуымен бірге
J40 горизонты шектеулі түрде таралған және триастық палеокөмпимеде үйлесімсіз
J30 горизонты да триастың палеокөмпимесінде үйлесімсіз шоғырланып, таралуы шектеулі
J20 горизонты трисатың палеокөмпимесінде және біршама ежелгі юралық шөгінділерінде
J20 горизонты 4 интервалға бөлінеді: J20А, J20В, J20С, J20D.
J20В желегі сумен басылған кең таралған сазбен локалды көмір
Горизонт J10 шектеулі созылған, юрамен борды бөліп тұрған үйлесімсіздікпен
J10 горизонты 5 интервалдан тұрады: J10А, J10В, J10С, J10D,
J10В кешені салыстырмалы тайызсу кезеңінде түзілген эстуарлық құмдардан және
J10С интервалы да трансгрессияның бастама уақыт кезеңінде түзіліп, дельта
J10С интервалының түбіндегі сазды шөгінділердің жұқа қабатшалары флюид ағынына
J10D – трансгрессия кезеңінде түзілген тайызсудағы теңіз саздары.
J10Е теңіз тайызсуындағы құмтас белдіктерінен тұрады. Қабат-қабат болып келген
Неоком уақытындағы палеоорта өзіне теңіз трансгрессиясын (NeoD), салыстырмалы тереңсу
NeoD шөгінділері теңіз ортасындағы ішкі шельфте дамып ерте валанжиннан
Табаны үйлесімсіз, бор шөгінділерін юрадан ажыратады. Желегі үлкен гамма-көрсеткіштермен
Жағадағы құмтасты белдіктер цементтелген интервалдар секілді көрінетін ұсақтүйіршікті, кішкентай
NeoС “Вельд” ортасында ерте барремнің ең басында салыстырмалы тереңсу
NeoС жоғарғы NeoС1 және төменгі NeoС2 интервалдарына бөлінген.
NeoВ салыстырмалы тайызсу кезеңінде ерте барремнің уақытындағы “Вельд” ортасында
NeoВ 4 интервалға бөлінеді: NeoВ1, NeoВ2, NeoВ3, NeoВ4.
NeoА ерте баррем немесе ерте апттың уақытында трансгрессивті ірітүйіршікті
Жоғарыда көрсетілген қабаттармен горизонттар осы немесе басқа мөлшерлерде ұңғымалардың
1.2.2 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Солтүстік Бозашы кенорны Солтүстік-Үстірт-Бозашы бүгілу және көтерілу
Мұнай және Газ қорын санау уақытында 1977 жылы жасалған
1.2 сурет - 1977 жылы белгіленген 9 блоктың көрінісі
2000-2001 жылдары ұңғыны бұрғылау арқасында 2Д және 3Д сейсмобарлау
1.3 сурет - 2000-2001 жылы белгіленген 12 блоктың көрінісі
Жаңа геология-кәсіптік материалдар интерпретация-ларының нәтижелері Солтүстік Бозашы структурасын субширотты
1.3 Кенорынның мұнай-газдылығы
Солтүстік Бозашы кенорны бойынша 1977 жылы бірінші рет мұнайгаз
С1 категориясы бойынша:
Мұнай – 207466 мың т., соның ішінде шығыс Кирель
С2 категориясы бойынша:
Мұнай – 6484 мың т., соның ішінде шығыс Кирель
Игерудің технологиялық схемасы бойынша 2002 жылы Солтүстік Бозашы кенорнын
Келесі кестеде 1977 жылы ГКЗ КСРО-мен және 2002 жылы
1. 1 кесте - 1977 және 2002 жүргізілгендегі
Горизонт 1977 жылы жүргізілген ГКЗ КСРО–мен бекітілген мұнай қоры,
Бор 42237* 47805 5568
13.2
1.1 кестенің жалғасы
Юра 160239* 132613 -27626
-17.2
Кенорын бойнша барлығы 202476* 180418 -22058
-10.9
*Кирель учаскесінің мұнай қорлары қосылмаған
Солтүстік Бозашы кенорнының мұнайгаз қорын 2006 жылға жаңадан бағалау
Іздеу-барлау бұрғылау жұмыстары арқасында Солтүстік Бозашы кенорнының неоком шөгіндісінде
Негізгі мұнай және газ қорлары юраның өнімді горизонттарында орналасқан.
Түгел өнімді горизонттардың коллекторлары алевролитті-құмтастардан құралған және әр түрлі
Жоғарыда көрсетілген қабаттар мен горизонттар сол немесе басқа үйлесімдерде
Қақпан түрлері бойынша мұнай кеніштері қабаттық-жинақтаушы, тектоникалық, стратиграфиялық, литологиялық
Көрсетілген объектілердің тиянақты түсініктемелері төменде тұжырымдалған.
Жоғарыда жазылғандай, өнімді бор резервуарының құрылысы күрделі сипатталған. Дегенмен,
Негізгі өнімді бор объектілері VI, VII, VIII, IX, X
Бұлардың өнімділігі G161, G166, G170, G171, G175, G214, NB5,
Газға қаныққан қалыңдық 0.70 м-ден (NB 18 ұңғысы) 14
Газмұнай контактісінің орны минус 325.5 м абсолюттік белгісінде, ал
Қабылданған контакттар орны бойынша газ-мұнай, мұнай-су бөліміне сай газдылылық
Негізгі өнімді бор резервуарынан басқа кенорынның батыс бөлігінде өз
Neo B өнімді қабаты 4 өнімді қабатшалардан, яғни Neo
Neo B1 ІІІ, ІV, V, ХІІ блоктарда өнімді. Оның
Өнімділігі G 123, G 130, G148 ұңғыларының байқауымен дәлелденді.
Сумұнай контактісі V және ІІІ блоктар ішінде минус 363
Neo B1 кенішінің мұнайлылық ауданы 13294 мың м2.
Nео В2 қабатшасы ҰГЗ (ГИС) бойынша V блогында мұнайлы.
Мұнайқаныққан эффективті қалыңдық 2 м-ді құрайды (G 130 ұңғ.).
Сумұнай контактісі шартты түрде қабылданған. Кеніш – литологиялық экрандалған.
Nео В2 мұнайлылық ауданы – 2225 мың м2.
Nео В3 қабатшасы ҰГЗ (ГИС) бойынша IV және
Эффективті мұнайға қаныққан қалыңдық 0.7 м-ден (NB24 ұңғ. IV
IV блоктағы сумұнай контактісі минус 423.2 м абсолютті белгісінде,
Nео В3 кенішінің мұнайлылық ауданы 7800 мың м2.
Nео В4 қабатшасы ҰГЗ бойынша ІІ және ХІІ блоктарда
Мұнайға қаныққан эффективтң қалыңдығы 3 м-ден (NB22 ұңғ., ХІІ
Блоктар арасында сумұнай контактісі минус 433 м-ден (G146, ІІ
Nео В4 өнімді қабатыншасының мұнайлылық ауданы 2390 мың м2
Nео С1 қабатшасы V блокта мұнайлы, қалған жерлерде сулы
Мұнайға қаныққан эффективті қалыңдығы 5.2 м (G213 ұңғ.). Сумұнай
Мұнайлылық ауданы 3850 м2.
Nео С2 қабатшасы ҰГЗ бойынша IV блокта мұнайлы. Жалпы
Мұнайға қаныққан эффективті қалыңдығы 1 м (NВ24 ұңғ.).
Шартты түрде сумұнай контактісі қабылданды. Сумұнай контактісі ҰГЗ бойынша
Сол қабылданған сумұнай контактісіснің жағдайына байланысты Nео С2 қабатшасының
NeoD өнімді қабаты. Қабат V блокта мұнайлы. Жалпы қалыңдығы
Мұнайға қаныққан қалыңдық 3.6 м (G213 ұңғ.).
Сумұнай котактісінің абсолютті белгісі 445.2 м қабылданды.
Қабат мұнайлылығының ауданы 3125 мың м2.
Юра шөгінділері 2 өнімді горизонттардан тұрады: J10-J20.
J10 өнімді горизонты II, IV, V, VI, VII, VIII,
43 ұңғы сыналып, J10 горизонтының өнімділігі дәлелденді. Кенорында үлгі
J10 горизонтының эффектті мұнайқаныққан қабаты 2.4 м-ден (NB12, VI
Блоктар ішінде сумұнай контактісінің орналасуы минус 482 м-ден (NB32,
Қабылданған газ-мұнай, мұнай-су бөлімінің жағдайына сәйкесінше J10 горизонтының газдылық
J20 өнімді горизонты. J20 горизонты кенорынның барлық блоктарында мұнайлы.
14 ұңғыны сынаумен өнімділігі дәлелденді. Жақсы коллекторлық қасиеттер кеуектілігі
Мұнайқаныққан эффектті қалыңдық 2 м-ден (NB32, VI блок) 26.3
Сумұнай контактісі өзгеретін аралық минус 482 м-ден (NB32, VI
Мұнай-су бөлімінің қабылданған контакттар жағдайына байланысты өнімді J20 горизонтының
Өнімді юралық объект. Мұнай кеніштерінің геологиялық құрылымы жағынан біртекті
G 125 (VI блок) ұңғыны юраның жоғарғы қабатынан өнімді
VI блоктың NB10, NB29 ұңғыларының аймақтарында өзіндік газмұнай контактісі
Газдылы қабатының табанына сай минус 431.3 м абсолютті белгісінде
VI блок аймағындағы газқаныққан қалыңдық 0.8 м-ден (NB9) 7.8
Ал мұнайқаныққан эффектті қалыңдық 3 м-ден (NB27) 46.3 м-ге
J10+J20 қабаттары үшін сумұнай контактісі 482 м-ден 545 теңіз
Газ-мұнай, су-мұнай бөлімінің қабылданған контакттар жағдайына байланысты юра өнімді
2003 жылдың ішінде кенорында тағы да 10 ұңғы бұрғыланды.
1.4 Кенорынның энергетикалық жағдайына сипаттама
Кенорындағы игеру объектілерінің энергетикалық жағдайын бақылау үшін қабат қысымын
2003 жылы пайдалануға енгізілген жаңа ұңғыларда қабат қысымы жөніндегі
2003 жылдың қыркүйектен желтоқсан айына дейін 40 өндіру ұңғыларынан
Содан 6 өндіру ұңғысынан зерттеулер қысымды қалпына келтіру әдісімен
Қалған 34 өндіру ұңғысында қабат қысымын өлшенген статикалық деңгейді
Ұңғылардың қабат қысымының көпшілігі өлшенген статикалық деңгейді қолдану негізінде
І объектідегі (юралық өнімді шөгінділері) бастапқы қабат қысымы –
Кенорындағы игеру объектілерінің нақты энергетикалық жағдайын білу үшін Шаралар
1.5 Жобалаумен игерудің қысқаша тарихы
1.5.1. Игерудің тарихи ақпараттарына байланысты математикалық модельдер параметрлерінің идентификациясы
Модельдердің екеуі де кенорынның кезекті игеруін есептеу үшін
Имитациялық модельдің тарихи мәліметтерімен келісімі
«БЦР» моделі кенорынның 18 ұңғының 1999 жылдың сәуір айынан
Модельмен болжамдалған кенорын игерудегі негізгі технологиялық көрсеткіштердің мәндері іс
1.4 сурет - Моделдеу графикасының үлгісі
1.6 Игеру жағдайы (Сосотояние Разработки)
1.6.1 Мұнай мен газ өндірудің көлемі
2005 жылдың І кварталы бойынша кенорыннан жұмыс істеп тұрған
01.04.2005 жылға өндірілген мұнайдың жиынтығы 1595 мың тонна, ағымдағы
Қарастырылып жатқан объект І болғандықтан, төменде І объект бойынша
І пайдалану объектісі игерудің негізгі объектісі болып келеді. Жыл
Юраның өнімді қабаттары 1999 жылдың сәуір айынан бастап NB1,
2 кестенің көрсеткіштеріне назар аударсақ біз ұңғы санын 1999-2001
1999-2003 жж. мұнайдың орташа сулануы игерудің бірінші жылында (1999ж.)
1.2 кесте – Мұнай мен газ өндіру динамикасы
№ Көрсеткіштер Жылдар 2005 ж. І квартал
1.2 кестесінің жалғасы
1999 2000 2001 2002 2003 2004
1 Мұнай өндіру көлемі, мың т. 46.3 69.1 215.6
2 Жалпы сүйық өндіру көлемі, мың т. 59.4 166.5
3 Өнімнің орташа сулануы, % 22.0 58.5 38.7 40.7
6 Жыл соңына өндіру ұңғыларының қоры, дара 4 7
8 Өндіру ұңғыларының орта тәуліктік шығымы, т/тәу 75.8 54.6
9 Ұңғылардың сұйық бойынша орта тәуліктік шығымы, т/тәу 97.2
10 Су айдау көлемі, мың м3 0 0 0
11 Жыл соңына айдау ұңғыларының қоры, дара 0 0
13 Игеру басынан өндіру көлемі, мың т. 46 115
14 Игеру басынан сұйық өндіру көлемі, мың т. 59
01.04.2005 жылға мұнайдың орташа сулануы өндіріліп жатқан юраның өнімді
Жаңа ұңғылардағы мұнайдың орташа шығымы 1999 жылғы 75,8 т/тәу
Жоғары ортажылдық мұнайдың шығымы 1999 жылы 2 көлденең ұңғыларды
01.04.2005 жылғы ағымдағы сұйық өндіру картасынан І объект бойынша
1.6.2 Ұңғы қорларының жағдайы
Ұңғы қорының струтурасы пайдалану объектілері бойынша және бүкіл кенорын
1.3 кесте – Пайдалану объекттері бойынша ұңғы қоры
Ұңғы категориялары Игеру объектілері бойынша Кенорын бойынша
I объект II объект I +II объект
Өндіру,
соның ішінде: 39 15 1 55
1.1. Жұмыстағы, соның ішінде: 36 15 1 52
Тұрып қалған 3 2
5
Фонтанды 0 0 0 0
Механикаландырылған
соның ішінде: 36 14 1 51
ТШС 13 4 1 18
БСҚ 22 10
32
ЭОС 1
1
1.2. Әрекетсіз ұңғы 0 0
0
1.3. Игерудегі ұңғы 3 0
3
2. Айдау ұңғылары,
соның ішінде: 3 0
3
2.1. Жұмыс істеп тұрған 3 0
3
2.2. Әрекетсіз 0 0
0
2.3. Игерудегі 0 0
0
3. Жойылатын ұңғылар 1
1
Барлығы: 43 15 1 59
01.01.05 жылға дейін бұрғыланған негізгі ұңғылардың қоры 59 ұңғыны
2004 жылы 15 тік ұңғы бұрғыланды, оның ішінде 11
Жойылатын ұңғылар категориясының қатарына NB59 атты ұңғы жатқызылды. Бұл
Кестеде көрсетілгендей 01.01.2005 жылдағы өндіру және айдау ұңғылар қорының
І объекттің 15 өндіру ұңғысы 10-50 т/тәу мұнай шығымымен
Тәулігіне 10т. беретін ұңғылар саны 11. Оның ішінде тәулігіне
Қабат қысымын ұстау жүйесі
Солтүстік Бозашы кенорнында қолданатын игеру варианты – салқын су
Бекітілген ОТР-ң игеру варианты бойынша 2004 жылы жұмыс істеп
01.01.2005 ҚҚҰ тек І объектті игеруде NB27 және NB43
Сонымен 01.01.2005 жылға Солтүстік Бозашыда жобаланған ҚҚҰ жүйесі жобаға
ҚҚҰ үшін І объектте өндірілетін сұйықпен келетін суды қолданады.
Сұйықпен келетін суды дайындау арнайы мұнай дайындау цехында өтеді.
Бір жыл уақыт ішіндегі өндірілген су көлемі 493658.9 м3.
Белгілі техникалық талаптарға сай дайындалып тазарған су айдау ұңғылары
Айдау ұңғылары штуцерлі клапанмен және шығын өлшейтін қондырғымен айдау
2004 жылдағы жұмыс агентін І объекттегі ҚҚҰ үшін қабатқа
Айдау ұңғыларындағы статикалық және динамикалық қысымдарды өлшеу бұл жылы
Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау
01.01.2005 жылда Солтүстік Бозашы кенорнында 51 механикаландырылған ұңғы, 4
2004 жылда ӨҚ-6, 7, 9, 10 өлшеу қондырғыларының және
Қабылдаған шешімдерді қамтамасыз ету үшін жобаланған ұңғылардан, өлшеуіш қондырғыларынан,
2005 жылы жобаланған құжаттарға сай жаңа ұңғыларды бұрғылаумен 3
ЖДТЦ-ң ұлғаюына байланысты Н-2001 қыздыру пеші, V-2001А/В электрогидраттары, көлемі
ЖДТЦ-ны ұлғайтуды аяқтау мерзімі жоспар бойынша 2005 жылдың маусым
Қазіргі уақытта ЖАҚ «КазТрансОйл»-дан Солтүстік Бозашы кенорнындағы жұмыс істеп
1.7 Солтүстік Бозашы кенорнындағы «МОЙНО» бұрандалы сорап қондырғыларының тарихы
30- жылдардан бері Франция және АҚШ- та жасалынып келе
«Myano cораптары» (Moyno) белгілі.
Moyno cораптары әртүрлі қолдануда жоғарғы өнімділік береді: бұранданың уникальды
Сораптың қарапайым конструкциясы ішкі үйкелістердің төмен деңгейін қамтамасыз етеді,ол
Бірбұрандалы сорап (Moyno cорабы) екі винтті тісті винтті беретін
Мультифазалы ертінді үшін бұрандалы сораптар жоғары тұтқырлы орта үшін
Мультифазалық сораптардың уникальды мүмкіндіктері оларды тамақ жәнеканализациялы суларда, мұнай
1999 жылдан Солтүстік Бозашы кенорнына шетел инвесторының келуімен жаңа
2000 жылдан бастап Солтүстік Бозашы кенорнында өнімді жеделдету үшін
Маңызды фактор болып сораптың техникалық пайдалануының дұрыстығы және қандай
2003 жылдың маусым айындағы аралық жөндеу кезеңі MOYNO бұрандалы
1.7.1 Бұрандалы сораптарға сипаттама
Бұрандалы сораптың жетек басы сораптық штангілердің ауырлатылған тізбек жүктемесімен
Ол майланатын беріктілігі жоғары подшипниктермен жабдықталған. Кері айналымды бақылау
Бос денелі жетекші білік варианты алты жақты жетек білігін
Үлкен ашылатын бронза төлке сальниктік қораптан төмен орнатылған, бұл
Подшипник тұрқының сыртында орналасқан гидро- жетекті сорап жоғарғы подшипникке
Тізбек басының жиегі сальниктік қорапқа күтім көрсетуді оңайлатады. Ілмек
қораптар өзара ауыстырылатын сальниктік 1-1/4 және 1-1/2 тегістелген штоктар
Жеті пішінделген манжеталардың жинағы аrаmid РТFЕ және графит фибралармен
Сальниктік қорап қақпағында дренаждық шлангке ¾ конустік құбыр каналы
Дискілі үлкен сораптарды және сораптық штангалық жетектерін жоғары куатпен
Тежегіштер жетек басына орнатылады. Тежегіш колодкалары кен орнында жеңіл
Тежегіштер жүктелу тоқтағанда автоматтты түрде қосылады. Тежегіштің айналу моменті
Қозғалтқыш тұрқы қуаты 75 кВт (100 а.к) жиілігі 1160
Тұтас білік тура гидравликалық жетек үшін қолданылуы мүмкін. Мұндай
Жетек үш жүк көтергіштігі
Үш үлкен роликті подшипник тірек және радиал жүктеулерді қабылдайды
Жетек басының әрбір жағында тізбектің барлық салмағын ұстап тұруға
Қозғалтқыштың тұрқы тізбек басының фланеціне бекітіледі, бұл фонтандық арматура
Берік жабылған фитингті сырықтар қозғалтқыштың тірек плитасын босап калудан
Қозғалтқыш тұрқын қосымша тіректерді қолданбай-ақ көлбеу ұңғыларға орнатуға болады.
Диаметрі 31.5 дейінгі жетек шкивіне қоршауды қолдануға болады. Белдіктерді
Қоршаулар цинктелген металл бетінен дайындалған және ұзақ мерзімді эпоксидті
1.4 кесте - Бұрандалы сораптың техникалық сертификациялары
Көрсеткіштер Мөлшері
Тіректік (штангалар салмағы) күш, кг 6800 (І500 фунт)
Ең үлкен айналу жылдамдығы, айн/мин 750
Тіректік подшипниктің жұмыс мерзімі, сағ 100000 (6200
Радиалдық подшипниктер (6800, 500 айн/мин болғанда, жетек белдіктерінің сәйкесінше
Қоршаған орта температурасы -40о; +40о
Май ыдысының көлемі, л 5
Сүзгілеу қабілеті 10 микронға дейін
Тежеу күші, м/кг (фут)фунд 150 (1100)
Қозғалтқыштың тірек NEMA стандартына сай келеді 284 ÷
1.7.2 Бұрандалы сорапты пайдалану алдындағы дайындық жұмыстары
Жетек басын және оның қоршауларын қабылдағанда барлық керекті бөлшектер
• Салниктік қораптың дренаждық шлангасын.
• Тыныс алу қақпағын.
• Кронштейндерді және қоршау қондырғыларының бекітілуін.
• Алтыжақты білікті және ершікті.
• Гидро жүйенің және қоршауының бүлінуін.
Орнату. Пайдалану бойынша жалпы сипаттаманы қабылдап орнату жүргізуге тырысыңыз.
Орнату кезіндегі жалпы кезектілік мынадай: алдымен жетек басының құрастырылуы
Жетек басын тегістелген штокке кигізбес бұрын сальниктік қорап ішкі
Жетек басы. Тегістелген шток түзу болуы керек және тоттануы
Жақсы өтуді қамтамасыз ету үшін тегістелген штоктың ұшына конустық
Фонтандық арматураның үштігіне бұрамас бұрын бұрандаларды майлаңыз. Сальниктік қораптың
Қозғалтқыш тұрқы. Қозғалтқыш тұрқы тізбек басы фланецінде штифтпен орнатылады.
Төрт штифті бұралатын орынға алып келіңіз. Тізбек басы фланецінің
Мүмкін сіз электрлік қозғалтқышты тұрқына оны орнату алдына байланыстырғыңыз
Тұрықты (жақтауды) жетек басының артқы бөлігіне дейін көтеріңіз. Тізбек
Тұрықтың төменгі бөлігінің және тізбек басы фланецінің дұрыс қойылғанын
Шкивтер, белдіктер және белдіктердің қоршауы. Мүмкіндігінше жетекші шкивті козғалтқышқа
Қозғалтқыштың орнатылу түріне байланысты жетекші шкивтің қойылуы төмендегідей болады:
Тізбек басына орнатылатын қозғалтқыш тұрқы үшін жетекші шкив жетек
Жетекші шкивті жетекші білікте тендестіру үшін қозғалтқыш плитасының табанында
Шкивтердің дәл орнатылуын қамтамасыз ету үшін дұрыс жақты тік
Белдіктер жинағын біліктерге орнатып дайындаушылардың нұсқауына сәйкес тартыңыз.
Егер белдіктердің кейбіреуінде саңылау болмаса, онда төмен ойықты белдіктер
Тізбек басына орнатылған қозғалтқыш тұрқы үшін белдік қоршауы. Қоршаудың
Шкивтер арқылы артқы жағынан қоршауды жылжытып қоршаудың кронштейндерін бекітіңіз.
1.7.3 Бұрандалы сораптың жетек басын қосу
Майлау жүйесін және тежегіштерді өз деңгейінде тексеру үшін келесі
• Жылдам басылатын байланысы бар шкаласы 0-100 рsі (0-7
• Манометр 0-2000 рsі (0-141 ат) "БРС МАМА"
• Түсіру клапаны және шланг "БРС МАМА"
Манометрді (0-100 рsі) майлаудың тексеру тармағына G, ал 0-200
Майдың ағысын тексергеннен кейін манометрді G1 нүктесінен ажыратып төгу
Жетек басын тоқтатып тежегіштердің жүргіштік сапасын тексеріңіз. Әдетте тежегіштердің
Кері айналу жылдамдығы 100-200 айн/мин болуы керек. Егер тексергіңіз
Тежегіш қимылын реттейтін клапан тежегіштер әлі реттелмеген алғашқы кезде
Кері айналу жылдамдығы жетек тоқтағанша азая береді. Егер күтім
Тежегіштің реттеу клапанына барлық керекті реттеулерді жүргізгеннен кейін тежеу
Жетек басын қайта қосып, шамалы жұмыс істеуіне мүмкіндік беріңіз.
Жетек жұмысының орнықтылығын және подшипник корпусының температурасын тексеріңіз. Гидравликалық
Қозғалтқышты қосыңыз. Егер уақыт болса кері айналым кезінде G2
1.7.4 Бұрандалы сораптарда тежегіштерді қайта жіберу
Егер сіз электр қозғалтқыш қолданатын болсаңыз тізбектің ажыратқышын өшіріп
Май роторға немесе тежегіш калыптарына құйылып кетпес үшін тежегіш
Қайта жіберу үрдісін бірнеше рет қайталау керек болуы мүмкін,
Қысымды реттеу клапанын толық қайта бұралуға дейін шамамен үш
Кері айналу жылдамдығы 100-200 айн/мин аралығында болуы үшін тежегішті
1.7.5 Бұрандалы сораптарды пайдалану
Жетек басын пайдалану
- майдың деңгейін;
- сальниктік қораптан шектен тыс ағуы;
- белгісіз шулар мен катты қызуды;
Жетекті тазалықта ұстаса кез-келген ағындыны жеңіл табуға болады.
Ең алдымен сальникті қорапты майлап тұру керек (ондағы жаңа
Тұтқырлығы жоғары өндірілетін сұйық дренаждық шлангты бітеп қалуы мүмкін.
Уақыт өткен сайын дискілік тежегіш қалыптарының тозуын тексеріңіз. Қалыптардың
1.7.6 Бұрандалы сорапты тоқтату және қайта жіберу
Жетек басын тоқтатқан кезде одан қауіпсіз қашықтықта тұрыңыз және
Жетек басына күтім жасау жұмыстарына кіріспес бұрын кері айналымның
Реттеу клапанын қалыпты жағдайға қойыңыз және кері айналым біткеннен
Егер белдіктің қоршауы алынып тасталса тежегіш қалыптары роторды қысып
Қайта жіберу алдында ағынды реттеу клапаны қалыпты пайдалану жағдайына
Қондырғыны іске қосып барлығы жұмыс істеп тұрғанын қадағалаңыз.
1.7.7 Бұрандалы сорапқа техникалық күтім көрсету
Индустриалдық көп сұрыпты майды қолдану ұсынылады. Маркасы 150 класы
Қосу кезіндегі температура - 40ºС немесе одан төмен деп
- Sһе11 Tе11us T
- Реtго Саnаdа Наrmony HUI
- Мobil SНС 624
Таңдап алынған көп сұрыпты май жылдық қолдануға жетеді, егер
Конденсаттан пайда болған су ластану туғызатын себеп болып табылады.
Ең алдымен май және сүзгі пайдаланудың бірінші айында басқа
Майлау сапасының төмендеуі подшипникгердің қызмет мерзімін азайтады.
Май ыдысының көлемін шамамен 5л. Дренаждық тығын катердің сыртқы
Егер сапун қатты ластанса, онда оны бөлшектеп сүзгілеу элементін
1.7.7.1 Бұрандалы сораптарда cальникті қорап және штангалық орталықтандырғыштың өлкесі
Сальниктік қораптың қақпағын бұрап алып раманың жоғарғы бөлігіндегі ілмекке
Ауыстырылған сальниктердің өлшемдері: 1.25" ВD X 2.25"НD, оларды фирма
Егер сальниктер құмның немесе басқа макро бөлшектердің кіруінсіз жұмыс
1.7.7.2 Бұрандалы сорапта сальниктік қораптың қақпағын
Сальниктік қорап нығыздамаларының алғашқы орындалуы түрінде жасалған. Нығыздамалардың бұл
Егер бұл нығыздамаларды ауыстырсаңыз тегістелген штокты алу керектігі жоқ.
Нығыздамалардың қандай түрін қолдансаңыз да олардың сальник тұрқында қисық
Штангаларды орталықтандыру төлкелері тізбек басы жиегінің төменгі ішінде орналасқан
Центратор төлкелері сальникті қорабының бронзалы құраушылары тегістелген штоктың нығыздамаларында
Егер шток және бронза арасындағы диаметралдық саңылау 0.020" мәнінен
Ашылатын төлкелерді тегістелген штокты шығармай-ақ ауыстыруға болады. Сальниктік қораптың
1.7.7.3 Бұрандалы сорапта жетек басының нығыздамалары және
Төменгі монжеталардың төбесі кен орнында тегістелген штокты ауыстырғанда ауыстырылуы
Төменгі нығыздаманы дұрыс ауыстырмаса жетек басындағы май толық ағып
Тозған сақиналарды ауыстыру жетек басын бөлшектеген секілді шеберханада
1.7.8 Бұрандалы сораптағы тежегіш
Тежегіш қалыптарын уақыт өткен сайын тозуға тексеріп отыру керек.
Қалыптарды төменде көрсетілгендей білектердің қоршауын алмай-ақ ауыстыруға болады. Қалыптарды
Қалыптар және ротор арасындағы саңылау 0.015"-0.03" аралығында болуы керек.
Егер сіз тежегіштерге күтім көрсету алдында белдіктердің қоршауын алып
Құлыптық гайканы бұрасаңыз және қыспа денесін бекітетін бұрандалардың біреуін
Қалпақты бұранданы орнатқанда қалпақты бұранда және сыртқы қыспа тұркының
Бұрандалы сораптың өнімділік пен ағып кетудің қысымға байланысты тәуелділігі
1.1 график. Сораптың өнімділігі мен ағып кетуінің қысымға байланысты
1.2 график. Q-H және η-Н тәуелділігі
1.3 график. Кешен бойынша өнімділік пен суланудың тәуелділігі
1.8 Технологиялық есеп
Мұнай өндірудің көптеген мәселелерін шешу, соның ішінде мұнайды жер
1.5 кесте - Бастапқы мәліметтер кестесі:
Ұңғы режимін сипаттайтын шамалар:
QГСҚ - шартты жағдайда сұйық бойынша ұңғы шығымы, м3/сут;
-өнімнің массалық және көлемдік сипаттамасы;
Pс, Pтүп - сағадағы немесе түптегі қысым, МПА;
Тқаб -қабат температурасы, о К;
- геотермиялық градиент, о К / м;
- ұңғы тереңдігі, м;
Н - СКҚколоннасын түсіру тереңдігі, м;
- тік бойынан оқпан бұрышының ауытқуы, бұрыштар;
- СКҚ –ң сыртқы диаметрі, м;
- СКҚ –ң ішкі диаметрі , м.
Мұнай,газ және су қасиеттерін сипаттайтын бастапқы мәліметтер:
- шартты жағдайда газдан тазартылған тығыздық, кг/м3;
- шартты жағдайда мұнайдың динамикалық тұтқырлығы, мПА*с;
PҚАН - қабат температурасы жағдайында мұнайдың газбен қанығу қысымы,
Г - қалыпты жағдайға келтірілген қабат мұнайының газға
- қалыпты жағдайдағы газ тығыздығы , кг/м3 ;
-қалыпты жағдайдағы қабат суының тығыздығы, кг/м3 ;
с - судағы тұздардың концентрациясы, г/л;
- газдағы азот пен метанның молярлық үлесі, үлес.
Ұңғыдағы газсұйық қоспасының қозғалысын гидродинамикалық есептеудің реттілігі:
а) қысым өзгеруінің (Рқан–Рс) жалпы аралығын (диапазонын) (Р аралығына
(1)
Сағадан төмен, тізбек қимасындағы бірнеше қысымды алалмыз:
ә) ағынның температуралық градиентін есептейміз:
Мұндағы Тбқ - бейтарап қабаттағы температура, К
Белгісіз температура және бейтарап қабаттың шөгу тереңдігі кезіндегі ұңғының
;
одан әрі сағадағы температураны есептейміз:
б) берілген Рi қысымына сәйкес ағын температурасын Тi анықтаймыз:
в) мұнайдың газсыздану үрдісі есебінің формуласы бойынша сәйкесті жағдайлар
г) әр қимадағы сәйкесті Рi, Тi кезіндегі газсұйықты ағынның
bм- мұнайдың көлемдік коэффициенті;
Vгв-қалыпты жағдайға келтірілген мұнайдан бөлінген газдың меншікті көлемі;
д) сұйықты, газды фазамен газсұйық фазасының келтірілген жылдамдығын келесі
ж) саға нүктесіндегі, яғни Н = 0, Р =
з) қысым градиенттеріне (dH/dP)с кері (dP/dH)i шамасын есептейміз;
и) Рi-1-ден Рi-ге дейінгі қысымдар диапазонындағы қоспалар қозғалатын көтергіш
Интегралды төрт бұрыштар формуласы бойынша есептейміз:
Бұл кезде (dH/dP)о = (dH/dP)с.
Нi ұзындықтары Рi қысымдарына сәйкес төмендегідей болады:
кезінде мынаны аламыз:
ұңғыдағы газсұйық учаскесінің толық ұзындығы;
к) есептеулер нәтижесі бойынша газсұйық қоспаның қозғалыс учаскесіндегі қысымдар
л) егер Lұ ( Lгсқ болса, онда Ртүп (
Поэтман–Карпентер әдісінде негіз ретінде wcұй тиімді жылдамдықпен қозғалатын, қоспаның
СКҚ-дағы қысымды есептеу теңдеуі:
мұндағы f – барлық тығындарды ескеретін жалпы корреляциялық коэффициенті.
Газсыздалған мұнайдың бірлік көлеміне қатысты қоспаның меншікті салмағы
Газсыздалған мұнайдың бірлік көлеміне қатысты, ағын қимасындағы берілген Рi
Қысым теңдеуіне кіретін қоспаның идеалды тығыздығы классикалық физикада қабылданғандай,
Енді сол Поэтман-Карпентер әдісін қолдана отырып ортадан тепкіш электросораппен
Qсұй = 24 м3/тәу; ρм газ. = 810
1) қысымның өзгеру қадамының шамасын ΔР = 0,1∙3,7 ≈
МПа; МПа; МПа;
МПа; МПа; МПа;
2) ағынның температуралық градиентін (3) бойынша есептейміз:
К/м;
3) ұңғының сағасындағы температураны (4) бойынша анықтаймыз:
;
4) берілген қысымдарға (1.19 кестені қара) сәйкес келетін ағынның
К;
К;
К;
К;
К;
К;
К;
К;
К;
5) Vгв = f (P), bм = f (Р)
1.6 кесте – Поэтман–Карпентер әдісі бойынша қысымның таралу есебінің
Р, МПа Т, К V, м3/м3 bм z Vқос,
0,67 309 14,15 1,088 0,95 3,362 846,62 251,819 0,794
1,07 309,4 11,16 1,092 0,92 2,183 846,62 387,82 0,794
1,47 309,9 8,33 1,098 0,90 1,679 846,62 504,24 0,794
1,87 310,4 6,67 1,1 0,88 1,458 846,62 586,67 0,794
2,27 310,8 5 1,11 0,85 1,323 846,62 639,92 0,794
2,67 311 3,6 1,15 0,81 1,239 846,62 683,31 0,794
3,07 311,7 2,6 1,123 0,80 1,200 846,62
3,47 312,2 1,67 1,126 0,77 1,168 846,62 724,85 0,794
3,87 312,6 1,35 1,13 0,76 1,160 846,62 729,84 0,794
4,27 313 0,98 1,134 0,74 1,153 846,62 734,28 0,794
Газдың сығымдылық коэффициентін z А.З Истоминнің формуласы бойынша анықтаймыз:
Мұндағы
кг/м3;
МПа;
К;
; ; ;
; ; ;
; ; ;
Одан әрі келтірілген температураны анықтаймыз:
; ;
; ; ; ;
Газдың сығымдылық коэффициенті келесідей анықталады:
;
;
;
;
;
;
; ; ; ;
6) сәйкесті термодинамикалық жағдайлар кезінде газсұйық қоспасының меншікті көлемін
мұндағы Vгв, Rг – сәйкесінше мұнайдың, бөлінген газдың
Ұңғы сағасының термодинамикалық жағдайлары кезіндегі Тс = 309 К,
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3; м3/м3; м3/м3;
м3/м3;
7) стандарттық жағдайлар кезіндегі қоспаның меншікті салмағын (19)-шы формула
кг/м3.
8) (21)-ді қолдана отырып, газсұйық қоспаның идеалды тығыздығын анықтаймыз:
кг/м3; кг/м3;
кг/м3; кг/м3;
кг/м3; кг/м3;
кг/м3; кг/м3;
кг/м3;
9) (18)-інші формула бойынша қысымның қайтарымсыз шығынынан корреляциялық коэффициентті
;
.
10) Рқан-нан төмен (1.19 кестені қараңыз) берілген қысым нүктелеріндегі
МПа/м;
МПа/м;
МПа/м;
МПа/м;
МПа/м;
МПа/м;
МПа/м; МПа/м.
МПа/м; МПа/м;
11) тізбек қимасындағы сұйықтың келтірілген жылдамдығын есептейміз, бұл жерде
м/с.
Р > Рқан кезіндегі мұнайдың көлемдік коэффициенті басқа да
12) Р = 7,8 Мпа кезіндегі бір фазалы ағынның
13) ағынның гидравликалық үйкеліс коэффициентін (16)-шы формула бойынша анықтаймыз:
14) қималардағы қысымның градиентін (10)-шы формуламен есептейміз, бұл жердегі
МПа/м;
МПа/м
15) dH/dp-ны есептейміз:
;
м/МПа; м/МПа;
м/МПа; м/МПа;
м/МПа; м/МПа;
м/МПа; м/МПа;
м/МПа;
16) dH/dp = f(р) тәуелділігінен (12)-ші формула бойынша сандық
Р=Р0=0.67 МПа: Н0=0;
Р=Р1=1.07 МПа: Н1=0,4·[(331,2+240,4)/2]=114,32 м;
Р=Р2=1.47 МПа: Н2=0,4·[(331,2+191,5)/2+240,4]=200,7 м;
Р=Р3=1.87 МПа: Н3=0,4·[(331,2+160,7)/2+240,4+191,5]=271,14 м;
Р=Р4=2.27 МПа: Н4=300,08 м;
Р=Р5=2.67 МПа: Н5=330,8м;
Р=Р6=3.07 МПа: Н5=350 м;
Р=Р7=3.47 МПа: Н5=370,9 м;
Р=Р8=3.87 МПа: Н5=390,4 м;
Р=Р9=4.27 МПа: Н5=445,5 м;
Интегралдау нәтижелерінде (1.19 кестені қараңыз) газсұйық ағыны қозғалатын есептік
17) бір фазалы ағын учаскесінің ұзындығын анықтаймыз. Бұл учаскені
м.
Қысымы Pс =0,67 МПа-дан Pтүп =4,27МПа-ға дейінгі аралықтағы көтергіш
Несеп = 445,5 м.
1.8.1 Сораптың параметрлерін есептеу
Солтүстік Бозашы кенорнындағы NB 172 ұңғыманың берілгендері.
а) Аяқталған мәліметтер
- Жалпы бос тереңдігі
- Шегендеу құбырының
- Перфорациялау тереңдігі
- СКҚ диаметрі
b) Кәсіпшілік мәліметтері
- Статикалық деңгейі
(1) формалу бойынша статикалық деңгейін табамыз
,
мұндағы d = 450 м, SP = 3500 кПа
м.
- қажетті айдалуы (дебиті)
(3) формула:
,
мұндағы К – өнімділік коэффициент , К = 80,25
Рпл – қабат қысымы, Рпл = 6,5 МПа
Рз – түп қысымы, Рз = 4,2 МПа
м3/сут
- Динамикалық деңгейі 280 м (833,4 футов)
- Ұңғы сағасындағы қысым 0,67 МПа =
- Түп аймақтағы температура 40 оС
с) Флюидтің берілгендері
- Мұнайдың меншікті салмағы 0,978 г/см3 (13,3
- Қанығу қысымы
- Мұнайдың тұтқырлығы 360
- Судың құрамы
- Құмның құрамы
- Ароматты қосылыстардың құрамы
- Н2S и СО2 құрамы
1.8.2 Сораптың моделін таңдау
а) Сорап модель
Берілген мәліметтер мұнайдың тұтқырлығы үлкен екенін көрсетеді,бірақ флюидтің сулану
Сорапты комрессор құбырындағы қысымның жоғалуы бұл жағдайда елеусіз,ұңғы сағасындағы
- гидростатикалық арын = 280 м (динамикалық деңгей тереңдігі)
- ұңғы сағасындағы қысым = 7 бар, сұйықтықтың 70
- арын = 280+ 70 = 330 м
Арын мен берілу өлшемі сорапты ұсынады, жоғарыда айтып кеткендей,
шамамен күтілген жағдадан 30% минималды арынмен:
номиналды арын = 330 м + 330 * 30
минимальной өнімділігі 24 м3 / сут.
Бұдан келесідегідей кез – келген сорапты алуға болады :
- MOYNO 27-N-275
- MOYNO 44 және де т.б.
Флюидте құм және тұтқырлығы жоғары болғандықтан,ең жақсы эластомер ретінде
b) Сорап жұмысының жылдамдығы
Жұмыс графигінің сипаттамасы 335 айн/мин.сораптың жұмыс жылдамдығының келесі мәндерін
4" сериялы сораптар өзінің қалыпты жылдамдығына сай,үлкен жылдамдыққа жетпей-
с) Сорап қондырғысының тереңдігі
Сорап деңгейіндегі гидравликалық қысым кем дегенде
280 (динамикалық деңгей) + 150 (минималды түсірілуі) = 430м.
d) Штангі диаметрі
Сорап штангілері жетек білігі ретінде қолданылады
1.5 сурет - Жұмыс графигінің сипаттамасы
мұндағы head m/ft – арын м
power at shaft (HP) – мощность на валу (л.с.)
RPM – айн./ мин
1.6 сурет – Айналу моментінің гидравликалық графигі
е) Қажетті куат
Жұмыс графигінің сипаттамасы білікке келесідегідей қуат береді:
42 л.с. = 746 Вт * 42 = 31332
Н-сораптың түсіру тереңдігі ал сораптың пайдалы қуаты мынаған тең
мұндағы: -мұнайдың меншікті салмағы
1.7 сурет - Қысымның қисық таралуы
2. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
2.1. Бозашы Оперейтинг Лимитед компаниясының ұйымдастыру сипаттамалары
Мұнай кенорындарын игергенде қолданылатын негізгі шаруашылық бірлігі
Бозашы Оперейтинг Лимитед компаниясы құрамында сегіз өлшеу қондырғылар станциялары,
– Мұнайгаз өндіру кенорынның басшысы болып, кенорын бастығы болады.
– Бас геолог кәсіпорынның геологиялық қызмет етуінің жұмысын басқарады
– Бастықтың жалпы сұрақтар бойынша орынбасары кәсіпорынды қажетті бүкіл
– Экономикалық–жоспарлау бөлімі алдыңғы қатарлы жоспарды құрып, оның орындалуын
– Еңбек пен жалақы төлеу бөлімі еңбекті ұйыдастырудың жаңа
– Кадрлар бөлімі жұмысшыларды алу, орналастыру және біліктілігін жоғарылатумен
– Техникалық бөлімі жаңа техника мен технологияны енгізу мұнай
– Есепшілер кәсіпорынның бүкіл шаруашылық қызметін есепке алу және
2.2. Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру
Өндірістік үрдістер екі топтан тұрады:
1) негізгі өндірістік үрдістер;
2) қосалқы өндірістік үрдістер.
Негізгі өндірістік үрдіске – кенорын бойынша, мұнай газ өндіру
Қосалқы өндірістік үрдістер – оларға жабдықты жөндеу, энергия түрлерін
Қосалқы өндірістің ең маңызды міндеттері:
•негізгі өндірістік қорларды күту және
•кәсіпорын мен оның бөліктерін энергиямен
•керекті шикізат, материалдар мен дайын
•мұнай мен газдың сапасын техникалық
Негізгі және жанама үрдістер бір-бірімен тығыз байланыста. Сәйкесінше негізгі
Мұнайгаз өнеркәсібінде сондай – ақ осы
Қазіргі кәсіпорындардың негізгі қорлары миллиардтаған
Мұнайгаз өнеркәсібі кәсіпорнының өндірістік – шаруашылық
Күрделі жөндеу – істеп тұрған
арттыру, сондай – ақ жұмыс істемей
Тұрған скважинаны іске қосудың маңызы
Мұнайгаз өндіру кәсіпорындарының ең маңызды
2.2.1. Техникалық жабдықталу. Автоматтандыру мен телемеханика-ландыру
Ортадан тепкіш сораптарды автоматтандыру үшін
• сорап агрегатын орталық бекеттен
• электрқозғалтқышты подшипниктер мен статор
• апаттық күй туралы орталық
Сорап агрегаттарын автоматты бақылау және
Проблеманың маңыздылығы өндірісті басқарудың мұнай
2.2.2. Материалдық – техникалық жабдықтауды ұйымдастыру
Бозашы Оперейтин Лимитед компаниясының материалдық – техникалық
Материалдық – техникалық жабдықтаумен материалдық техникалық
2.2.3. Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру
Кәсіпорындар мен ұйымдардың жаңа шаруашылық
Мұнай кәсіпшіліктерінің жолсыз және жан
•технологиялық транспорт және арнайы техника
•техникалық жабдықтауды, ТТ сенімді жұмыс қабілетін индустрияландыру;
•табиғи – климаттық жағдайы күрделі аудандарда
Транспорттық шығындар кәсіпорын
2.3. Өзіндік құнды анықтау
Осы жобада қабаттың мұнай бергіштігін арттыруда ШТС-рын БСҚ-рына ауыстырып,
Қарастырылған объектте, 5 ШТС арқылы өндіретін скважинадан
Технологияны енгізгенге дейінгі сұйық өндірудің
Qж1 = q1 · 360 · п = 9
Qп1 = q1 · В · 360 · п
Енгізгеннен кейін:
Qж2 = q2 · 360 · п = 40
Qп2 = q2 · В · 360 · п
Энергетикалық шығынның есебі.
Бұрандалы сорап қондырғысын енгізгенге дейінгі энергетикалық шығындар:
Cэн1 = Эуд · Цз · Qж1 = 50
Эуд – 1т сұйық өндіруге кеткен электр энергиясы, 50
Цэ – 1 кВт электр энергияның бағасы, 7,5 тг\кВт
Бұрандалы сорап қондырғысын енгізгеннен кейін электр энергиясының шығыны өзгереді.
Cэн2ө = Эуд · Цэ · Qж2 = 70
Амортизация есебі
Амортизация есебі бірқалыпты құнын шығындау
Мұнда: Aж – амортизацияның жылдық
Cпер – обьектідегі негізгі өндірістік қорлардың
Nам – амортизация нормасы, %
Құнды шығындаудың бірқалыпты тәсілі пайдаланады,
2.1 кесте - Енгізгенге дейінгі амортизациялық
Обьектінің аты,негізгі
өндірістік
фондар Бастапқы құны, дол
Саны
Амортизация
нормасы, %
Амортизациялық аударудың жылдық
жиынтығы, дол
ШГН 16500 5 9.1 7507.5
Ұңғыманы бұрғылау бағасы – 500м * 1000дол =500000 дол
Ұңғымалардың амортизациясы С1а ұ= 500000 * 0,067 * 5
Жиынтық амортизация шығындары – 175007,5 дол
2.2 кесте -Енгізгеннен кейінгі амортизациялық жарнаның
Негізгі өндірістік
қорлардың обьектідегі атауы
Алғашқы
бағасы, дол.
Саны
Амортизация
нормасы
Nа,%
Амортизациялық
Қаржының жыл-
дық жиыны.
дол.
БСҚ 45000 5 6.6 14850
Ұңғыны күрделі жөндеу бағасы – 168сағ * 150дол
Ұңғымалардың амортизациясы С1а ұ= 25200 * 0,2 * 5
Жиынтық амортизация шығындары – 39850 дол
Мұнайды дайындау, жинау, тасымалдау шығындары
Бұл шығындар мұнай өндірудің көлеміне
Зстп = Q · З удстп
Мұнда: Зудстп – 1 тонна мұнайды жинау,
Бұрандалы сорап қондырғысын енгізгенге дейін
Зстп1 = 4 · 6480= 25920 дол.
Бұрандалы сорап қондырғысын енгізгенен кейін
Зстп2 = 4 · 13284 = 53136 дол.
Технология жұмысшылардың санын, насостардың қуатын
Еңбек ақы фондысы
Шығынның өзгеруі негізгі жалақы бойынша
Жалақы фондысының есебі
ЕАҚ = ЗПМИН · КТАРИФ · КРАЙОН · КТЕР
ЗПМИН – ҚР ең төменгі жалақы –
Ктариф.орт = 5,5
Крайон = 1,1
Ктер. = 1,14
Кдоп.зар. = 1,25
Чппп1 = 3 (ШТС қанша адам жасаса, сонша адам
ЕАҚ = 9200 · 4,2 · 1.1 · 1.14
( 466 дол/ай - 1 адамға)
Зейнетақы фондысына (ЗАҚ) аудару - 10%
ЗАҚ=16773*0,1=1677 дол
Мемлекеттік бюджетке салық (МС) - 20%
МС=16773*0,2=3355 дол
Жиынтық қор:
ЕА = ЕАҚ + ЗАҚ+ МС = 16773 +
Ағымдағы жөндеудің шығындары
Жоғарғы, төменгі қондырғыларды ағымдағы жөндеу
Жөндеу шығындарын төмендегі формуламен анықталады:
мұнда: Сп – қондырғының бағасы;
N – қондырғының саны
1 – 1,5 - күрделі қаржыдан жөндеуге бөлінулер, процентпен
Енгізгенге дейін:
Енгізгеннен кейін:
2.3 кесте - Жылдық өндірістік шығындар және
Шығын статьясы Енгізгенге дейін Енгізгеннен кейін
1.Мұнай өндіру 6480 13284
2.Энергия шығындары 46730 290770
3.Амортизация 175007 39850
4.Мұнай жинау, тасымалдау шығындары 25920 53136
5.Еңбек ақы қоры, жиынтық 25805
6.Ағымдағы жөндеу шығындары 990 2700
7.Өндіріс шығындары 274452 412261
8.Өндірістік емес шығындар, 1% 2745 4122
9.Шығындар 277197 416383
10.Өзіндік құны 42,77 31,35
11. Экономикалық тиімділік 77701,68 дол=10.101.220 тг
2.4. Экономикалық тиімділікті анықтау
ШТС-ын бұрандалы сорап қондырғысына ауыстыру кезіндегі алып келінген экономикалық
Эжыл. = (Q2 - Q1) (С1 – С2)
Мұнда:
Q2 және Q1 – сораптар түрін ауыстырғандағы және ауыстырмағандағы
С2 және С1 – сораптар түрін ауыстырғандағы және ауыстырмағандағы
Эжыл = (13284 - 6480) * (42,77 – 31,35)
Енгізілген технология тиімді деп есептелді,
3 Еңбекті қорғау бөлімі
3.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау
Ұңғыма бетiнде ұңғымалық бұрандалы сорапты орнату күштiк трансформаторды, электiр
Бұрандалы сораптың үлкен артықшылығы – штангілі тереңдік сорапқа
Еңбек қорғаудың позициясынан бұрандалы қондырғыларды қабылдау келесiдей ерекшелiктермен сипатталады.
Бұрандалы сораптармен мұнайды алудағы жарақаттану экономикалық зиян келтiредi. Бұл
Батырулық бұрандалы сораптың жұмыс үрдiсiнде сорапты – компрессорлық құбырлардың
Барлық тартылу жағдайларында бұл жағдай құбырлардың оймалық бәйiктердiң сынулары
Бұл тәсiлде болатын сәтсiз жағдайлардың көпшiлiгi ұңғыманы жерастында жөндеуде
Бұрандалы қондырғылармен жабдықталған барлық ұңғымалар тығыздығы 1,3-1,5 см сұйықтармен
Батырылатын бұрандалы сораптар қатардан сол сияқты БС-тi монтаждау мен
Бұрандалы қондырғылардың авариясының (апат) 30% ең алдымен қондырғы сипаттамасының
3.2 Ұңғыны бұрандалы сораппен пайдаланудағы жұмыстардың қауіпсіздігі
Ұңғыма бетінде ұңғымалық бұрандалы сорапты орнату күштік трансформаторды, электр
Ұңғыма жұмысының МРП жоғарылауы сораптық қондырғыларды жөндеудің сапасын жақсарту
1)Қондырғыларды пайдалану, монтаждау және демонтаждау бойынша барлық жұмыстарды мұнай
2)Тоқ жүретін бөліктерге жақындау мүмкінділігімен байланысты аппараттардың бекітуінің сенімділігі
3)Трансформатордың кабелі, басқару станциялары, сол сияқты кабелдің броны (сауыты)
4)Ұңғыманың шегендеуші бағандары жерге қосылған контурмен немесе 380 В
5)Қондырғы басқару станциясының есігінің сыртында орналасқан 1 топтағы квалификациялы
6)Басқару станцияларында релейдік аппараттарды өлшейтін аспаптарды орнау және жөндеуге
7)Басқару станциясынан ұңғыма сағасына дейінгі кабель жер бетінен 400
8)Жұмыс істеп тұрған қондырғыда және сынамалық іске қосуларда кабельге
9)Қондырғы изоляциясының кедергісі 1000 В дейінгі қуатты мегаллетрмен өлшенеді.
10)Рубильник – қорғағыштың блогын ауыстыру және оны жөндеу басқару
Егер батырылатын электросораптардың жерге қосылған электр қондырғылары күркеде орнатылса,
Мұндай электроқондырғыны орнатуда оның төбесінің астын қоршау қажет ал
Басқару станциясының есігінде құлып болуы керек, оның кілті қондырғыда
Ұңғыма сағасынан кететін брондалған кабель транссаның әрбір 50 м
Кабельді өткелдер жағынан және тракторлартергіштік орнату үшін арналған жерлерде
Кабельді көтеру – төмен түсіру операциялары уақытында қандайда бір
Механизімнің келуін жабдықтайтын кабельдің торабына тек механизімді, оның келтірілуін
Жұмыстарды жүргізудің қауіпсіздігі бойынша арнайы талаптар 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 ұңғыма 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
Бұрандалы сораптың бөліктерін қосқан кезде, қолмен шлицті муфтаны
Мұнарада немесе треногада белбеуге, ал мачтаның аяғына хомутпен
Ұңғыманың түбіне батырмалы электросорапты түсіру кезінде келесідегідей талаптарды
Батырмалы сораптағы электрожабдық токтан ажыратылуы тиіс.
Сорапты түсіру жылдамдығы 0,5м\сек.-тан аспауы керек.
Желі көтеру құбырлары тізбегіне бекітілген болуы керек.
Барабаннан желіні жіберу және оны орау механикалық түрде жүргізілуі
Батырмалы электрлі ортадан тепкіш сораптармен жабдықталған ұңғымаларды қалыпты пайдалану
3.3 Бұрандалы сорапты қондырғыларын қолдану кезіндегі электр қауіпсіздігін сақтау
Бұрандалы сораптың электр қондырғысы электрқозғағыш пен түсірілетiн қондырғыдан тұрады.
Жерге қосылған түрiнде электроқондырғы үшiн ұңғыманың кондукторын пайдалану керек.
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
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
4. Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
4.1 Қоршаған ортаға техногенді заттардың әсері жөнінде жалпы шолу
Қоршаған ортаны және қойнауды қорғаудың негізгі мәні табиғи ресурстарды
Қазақстан Республикасының табиғат қорғаудың заң беруіне сәйкес, басқа нормативті
Қойнаудың қуаты таулы массивке мұнай өндіру ұңғыларының кіру тереңдігімен
Қойнау компоненттерінің жүйесі екі, яғни жоғарғы және төменгі бөліктерден
Жоғарғы бөлік келесі компоненттерді құрайды: жер құйқасы; уақытша су
Төменгі бөлік келесі компоненттерді құрайды: геологиялық ортаның жоғарғы бөлімінде
Қоршаған ортаны қорғау әрекеттерін жоспарлау кәсіпшілік қызметінің бастамашысымен іске
4.2 Атмосфера, гидросфера, атмосфералық ауа және литосфераға әсері
Солтүстік Бозашы компаниясымен кенорында жұмыс басталғалы қоршаған ортаның компоненттеріне
Солтүстік Бозашы мұнай кенорнының экологиялық мониторингінің мақсаты кәсіптік және
Мониторингті өткізу жоспары антропогенді әсерлер және фонды учаскелерінде қоршаған
Компанияның өткізетін мониторингті кешені қоршаған ортаның келесі компоненттерін қарастырады.
Атмосфера мониторингі атмосфера ауасының ағымдағы жағдайына, ластанудың дәрежесіне, ластанудың
Гидросфера мониторингі жерасты және шеткі сулардың жағдайына бақылау жасайды.
Солтүстік Бозашы кенорнындағы жерасты сулары жағдайына бақылау уақыт
Жерасты суларын бақылау өзіне негізгі гидрохимиялық параметрлерді, сонымен қатар
Атмосфералық ауа. Ауа бассейнінің мониторингі кенорынды игеру уақытында ЖШС
Атмосфералық ауаның жағдайын зерттеу ауа температурасының, ылғалдылығының, жел жылдамдығы
2005 жылы атмосфералық ауаның ластану дәрежесінің экологиялық мониторингі 4
Күкірттік ангидрит;
Көмірсутектер(қосындылап);
Метан;
Көміртектің тотығы;
Азот оксидтері;
Атмосфералық ауаның жағдайын зерттеу нәтижесінде 2005 жылы келесі көрсеткіштерді
Әр кезең бойынша бақыланған заттардан ешқандай нормативтен асқан, көмірсутектердің
Сондықтан 2005 жылы алынған Солтүстік Бозашы кенорнындағы мониторингтік бақылаулардың
Гидросфера. Гидросфера жағдайының мониторингі бақылау жөнінен тек қана жерасты
Жерасты сулары жағдайын бағалау уақытша қалдықтарды сақтау және өңдеу
Жерасты суларын тексергендегі анықталатын заттар:
Мұнайөнімдері;
Фенолдар;
“СПАВ”
Кәсіпшілік мониторингімен 2005 жылы 4 кезеңмен жүргізген, ақпараттары анықталып
мұнайөнімдері – 0.3-5.54 (мг/л);
фенолдар – 0.0030-0.014 (мг/л);
“СПАВ” – 1.1-4.5 (мг/л).
Гидросфера мониторингінің құрамалы бөлшегі болып ағынды суларды бақылау болып
рН көрсеткіші;
еріген оттегі;
аммиак;
нитраттар;
нитриттер;
құрғақ қалдық;
мұнайөнімдері;
“БПК”
“СПАВ”.
2000-2004 жж. алынған ағынды су жағдайының өлшегендегі нәтижелері мына
4.1 кесте - Ағынды суды ластайтын заттардың жыл бойынша
Ластауыш заттар “ПДК” мәні, мг/л 2000 2001 2002 2003
РН 6.5-8.5 7.52 7.59 7.34 7.23
Құрғақ қалдық 1000 786.5 733.77 625.05 756.91
БӘЗ 0.5 5.4 2.8 1.8 2.12
Мұнайөнімдері 0.3 1.2 1.9 0.44 0.47
Нитраттар 45 25.74 19.33 40.2 27.37
4.1 кестенің жалғасы
Нитриттер 3.3 12.43 1.26 0.64 0.76
Аммоний 2 17.45 5.05 0.65 0.85
“БПК” 6 15.38 9.51 4.61 3.63
Еріген оттегі 4 9.33 5.65 7.76 8.40
Колиформдық бактериялар 5000 620333.3 586333.3 21266.7 4800
Колифагтар 100 71.83 73.92 38.55 13.2
Жоғарыда берілген нәтижелер ағынды сулардың сапасы 2000 жылға қарағанда
Қорытындылай келе, жоғарыда көрсетілген 2003 жылғы мәліметтері бойынша Солтүстік
Орнатылған қоршаған ортаны қорғау талаптары және нормаларымен Компанияның ҚТ
Литосфера. Регионалды сейсмикамен, шөгумен және жарықтардың қалыптасуымен байланысты жерлерді
Кәсіпшілік аймағында топырақ жабынының антропогендік нашарлау қарқындығының үш дәрежесі
топырақтың әлсіз нашарлануы – 5см тереңдікке профилдің бұзылуы;
топырақтың әлсіз нашарлануы – кенорынның басым бөлігі, 5-10 см
топырақтың өте күшті нашарлануы – көлік жолдары, оларды бұрғылау
Атмосфераны қорғау. Жобада атмосфераның ластануын шектеу үшін келесі негізгі
ТУ-39-РК 1168001-97-ге сәйкесті таулық өнімдегі күкірт сутектің мөлшері келесіні
тауарлық мұнайда 10ррм-нен артық емес, меркаптандар мөлшері 20ррт-ге дейін
құрғақ газда 2г/100нм3 шамасында, меркаптанда 36/100нм3.
меркаптанды күкірт ЖККФ-да 0,025%, соның ішінде;
көмірсутектің мөлшері 0,003%;
этанды фракциялар 0,003%-н артық емес;
тауарлық күкіртте 100ррт-н артық емес.
Атмосфералық ауадағы зиянды заттардың ШМШ-ң (ПДК) мәндері келтірілген,
Атмосферада жайылу жағдайын қамтамасыз ету үшін күкіртті алу қондырғыларының
Атмосфераға күкіртті қоспалардың жалпы тасталуын қысқарту үшін №3 және
Клаусс-Сульфрен үрдісі орнына Клаусс-Скотт үрдісін қолдану қосымша күкірт тотығының
Зауыттар тоқтап қалғанда және газдарды түсіруде күкіртсутекті газ шығарындыларының
4.3 Мұнай мен газдың бұрандалы сораппен игерген кездегі қоршаған
Мұнай-газ өндіретін өнеркәсіп қоршаған ортаны ластайтын құрылымдарының ең негізгілерінің
ұңғыны жууға арналған сұйықтың буға айналуына байланысты улы газдар
Осы сұйықтың жүретін жолдарының ашық тесігінен сыртқа төгілетін бөліктерінің
Мұнай газ кенорындарын өңдеуде гидросфераның (жерасты сулары мен ашық
4.4 Қоршаған ортаға кенорынды игерудегі әсерлерді болжамдау
Мұнайгаз операцияларының қоршаған ортаға тигізетін әсерлерінің болжамды бағалау Қазақстан
техникалық, экологиялық қоғамдық, экономикалық және тағы да басқа жоба
заң шығару органдарының, соның ішінде экологиялық та, талаптарын іске
контрактты территорияның аймақтық ерекшеліктерін, экожүйеге әсер ету жақтарын және
аймақтың экономикалық-қоғамдық даму перспективі, соның ішінде: тарихтық, мәдениеттік, экономикалық,
Тәуекел есептеулерінде (сақтандыру төлемдеріне негізделген) мыналар қолданулары тиіс:
экстраполяция әдісі – үрдіс сипаттамасының уақыт бойынша жалғасуы. Ретроспектива
нормада негізделген болжамдау әдісі (бірфакторлы талдау)
Қазақстан Республикасының заң шығару органдарына қарама-қайшылық тудырмайтын басқа әдістер.
Қоршаған ортаның жағдайының өзгеруіне болжамды баға беру үшін барлық
Негативті әсерлерді минимизациялау және, сәйкесінше, экологиялық тәуекелді төмендетудің бірмақсатты
оптималды түрде аймақта ұңғы торын, бұрғылау объектілерін, дайындауды, транспортты,
шикізатты және тауарлы резервуарлардың стационарлы шатырларын жүзбеліге ауыстыру;
міндетті түрде жобалау, бір уақытта бұл жобаны іске асырумен
қалдықтарды өңдеу және газ утилизациясы объекттерінің қуаттарын арттыру;
газтазалау, «сулы» факелді жүйе, трапты-факелді қондырғыларының және тағы басқаларының
мұнайгаз өндіру, жинау және транспортты орналастырудың концентрациясы мен оптимизациясы,
Жобаны іске асыру кезіндегі экологиялық салдарды бағалау кенорынды игерудің
мөлшер бойынша ауаны, беттік және жерасты суларын, жерді ластайтын
тау бұрылысының өзгеруімен (қабат қысымы, жылу режимі, сейсмика және
өсімдіктердің өзгеруімен (түрлерінің құрамы, өсімді өмірдің жағдайы, таралу ауданы
жануарлар әлемінің өзгеруімен (түрлерінің құрамы, популяциясының саны, популяциялық қоғамдарының
микроклиматтың өзгеруімен (температура режимі, ылғалдылық, атмосфераның коррозиялық агрессивтілігі, ауа
ландшафт өзгеруімен (визуалды доминанттары, материалды және мәдениет-тарихтық ескерткіштері және
Бұдан алынған нәтижелер іске асыруға қабылданған жобалық шешімдермен, қоршаған
Қорытынды
Солтүстік Бозашы кенорны көмірсутектердің геологиялық қорларының көлемі бойынша кенорын
Қорытындылай келе, жасалған жобаға сүйеніп, Солтүстік Бозашы кенорнындағы “МОЙНО”
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Токтамыс Мендебаев, Даут Нукенов. "Металлический привкус бузачинской нефти". М.Нефть
2. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений, Москва,
3. Единые правила разработки нефтяных и газовых
Оркин К.Г., Юризнов А.И., «Расчеты по технологии и технике
А.В. Крылов «Одновинтовые насосы» Москва, Недра. 1962 г.
Н.К.Надиров, Б.У.Уразгалиев, Т.П.Сериков и др. "Нефти полуострова Бузачи". Издательство
Haynes, L. Pardo, C and Jones, J. “Reservoir Chararacterization
Солтүстік Бозашы кенорнын пайдаланудың қайта сынап көру жобасы. Атырау,
Технический отчет «Стратиграфия последовательностей, седиментология и распределение продуктивных пластов
Государственный баланс запасов полезных ископаемых республики Казахстан на 1
«Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи» И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров,
Технологическая схема разработки газонефтяного месторождения Северные Бузачи, ТНБИ, НИПИнефтегаз,
Қосымша А
Солтүстік Бозашы
Солтүстік Бозашы
Мұнай, судың шығымы, т/тәу
болжанған мұнай шығымы
болжанған газ шығымы
болжанған судың шығымы
іс жүзіндегі мұнай шығымы
іс жүзіндегі газ шығымы
іс жүзіндегі судың шығымы
10000
1000
100
10
1999
2000
2001
2002
1000000
100000
10000
1000
Годы
Р
=
0,1
Р
қан
Р
Р
i
i
с
қан
с
i
N
Р ,
i
=
1,2,3,
.
.
.
N ;
Р
= Р
+
P
;
(
2)
1
а
Q
D
сұй
қ
(
,
,
)
'
,
0
0034
0
79
1
10
20
2
67
,
(3)
Т
Т
Н
с
қаб
а
;
(4)
Q
Q
b
Q
V
Q
z
Р
Т
Р
Т
сұй i
сұй
с
м i
сұй
с
гв i
с
сұй
i
о
i
i
о
1
1
,
(6)
V
,
(7)
г i
w
Q
V
w
w
сұй
с i
г i
сұй
гп
р
i
г i
қос i
i
i
F
;
w
F
,
(8)
w
.
(
9)
dP
dh
g
dP
dh
қос
т
сұй
г
г
г
cos
р
(10)
(11)
қос
1
Р
P
Р
i
қан
N
H
L
N
гсқ
i
N
H
(14)
i
1
Р
Р
L
L
g
w
D
k
түп
қан
ұ
гсқ
с
с
с
қ
cos
р
2
0,2
сұй
қ
с
с
,
(1
5)
=
0,067
158
Re
(16)
Re
=
w
D
,
1
2
2
dP
dH
g
f
Q
М
D
қос
сұй
с
қос
қос
қ
10
1
2
3
10
6
2
2
2
15
5
cos
,
,
МПа
м
(17)
f
Q
М
D
сұй
с
қос
қ
10
19
66
1
0
99
10
1
1
17
773
5
0,25
,
,
(18)
,
lg
,
,
М
Г
қос
м
гс
с
с
с
1
,
кг
м
(19)
3
V
b
V
z
Р
Т
Р
Т
қос
м
гв
о
о
с
с
1
,
м
м
(2
0)
3
3
қос
қос
қос
М
V
(21)
а
Q
D
с
Т
(
,
,
)
'
,
0
0034
0
79
1
10
20
2
67
,
(3)
3
3
с
с
0
0
с
г
гв
м
қос
м;
/
м
1
/
Т
Р
/
Т
P
z
1
/
R
V
b
V
–айн/мин
ҚЫСЫМНЫҢ ТАРАЛУ ҚИСЫҒЫ
-500
-450
-400
-350
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
Қысым, МПа
Терендік L, м