МАЗМҰНЫ
Кіріспе 8
Шолу картасы 10
1 Техника-технологиялық бөлім 11
1.1. Кен орнының жалпы тарихы 11
1.2 Стратиграфия 13
1.3 Тектоника 19
1.4 Өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеттері 20
1.5 Мұнай, газ және судың физикалық қасиеттері 25
1.6 Жанажол кен орнындағы фонтанды
1.7 Ұңғыманың қолайлы жұмыс режимін таңдау 29
1.7.1 Жанажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) жабдығын
1.8 Жанажол кен орнындағы үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) пайдалану
1.9 Газлифтілі ұңғының жер асты жабдығының жинастыру сызбасын
1.10 Газлифтілі қондырғының есебі 42
1.10.1 Қондырғының қолайлы режимін таңдау 43
1.10.2 Ұңғымаларды үздіксіз газлифтілі пайдалануға көшірудің техникалық дәйектемесі 66
1.11 Жаңажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифт әдісіне ауыстыру
2 Экономикалық бөлім 71
2.1 "Октябрьмұнай" МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты 71
2.2 Негізгі және көмекші өндірістік ұйымдар 71
2.3 "Октябрьмұнай " МГӨБ-ғы жалақы және еңбекті ұйымдастыру 72
2.4 Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне талдау жасау
2.4.1 Өнімнің бірлігінің өзіндік құнын талдау 74
2.5 Скважинадан 1 тонна мұнайды көтеруге кеткен шығындарды есептеу
3 Еңбекті қорғау 80
3.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларын талдау 80
3.2 Ұңғыларды газлифтілі пайдаланудың қауіптілігі 84
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі 89
4.1 Атмосфераны, гидросфераны және литосфераны (топырақ, жер қойнауы) ластайтын
4.1.1 Атмосфераны ластау көздері 89
4.1.2 Литосфераны ластау көздері 93
4.1.3 Апаттар 93
4.2 Биосфера компоненттерін қорғау бойынша инженерлік-техникалық шаралар 94
4.2.1 Атмосфералық ауаны қорғау 95
4.2.2 Су ресурстарын қорғау және рационалды пайдалану 96
4.2.3 Литосфераны (топырақты, жер қойнауын) қорғау 96
4.2.4 Жануарлар әлемін қорғау 97
4.3 Мұнай қалдықтарын жою 98
Қорытынды 101
Қолданылған әдебиеттер 102
АНДАТПА
Осы дипломдық жобада төрт негізгі бөлім қарастырылған.
- техника технологиялық бөлім
- экономикалық бөлім
- еңбекті қорғау бөлімі
- қоршаған ортаны қорғау бөлімі
Техника-технологиялық бөлімінде Жаңажол кен орынының геологиялық-физикалық мәліметтері, кен орнында
Экономикалық бөлімінде «Октябрьмұнай» МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты және кен орнын
Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік факторларын және
АННОТАЦИЯ
В этом дипломном проекте рассмотрены четыре основных разделов
- технико-технологическая часть
- экономическая часть
- охрана труда
- охрана окружающей среды.
В технико-технологической части раскрыты общие сведения о месторождении, геолого-физическая
В экономической части рассмотрены организационная структура НГДУ «Октябрьскнефть» и
В разделе охрана труда рассмотрены опасные и вредные производственные
В разделе охраны окружающей среды рассмотрены технологические методы загрязнения
Кіріспе
Қазақстан - ірі мұнай державасы. Геологиялық қоры бойынша ТМД
Республиканың батыс аймағының тұрғындары мұнайды ежелгі уақытта тапқан. Төмен
1899 жылы Қарашшңгүл кен орында 38 – 275 метр
Ақтөбе облысы мұнайының 70 жылдық тарихы бар. Алғаш
Кенқияқ кен орны тұз үсті комплексі 1959 жылы табылып,
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы
Суға қарағанда мұнайдың құралы күрделілеу. Одан тек қана бензин,
Газлифтілі жағдайдың компрессорлы және компрессорсыз түрі болады. Бірінші жағдайда,
Газлифтілі пайдалану әдісінің басқа механизацияланған әдістерден ерекшелігі келесіде :
Жаңажол кен орнында алғашқы кезде үздіксіз - компрессорлы газлифт
Шолу картасы
1 Техника-технологиялық бөлім
1.1. Кен орнының жалпы тарихы
Жаңажол кен орны Ақтөбе облысы Мұғалжар ауданының
орналасқан. Кен орны 1978 ж № 4 ұңғымамен ашылды,
Әкімшілік-аумақтық бөлінісіне кен орны Ақтөбе облысы,
ауданының құрамына кіреді. Кен орны Қандыағаш қаласының оңтүстігіне қарай
Жаңажол құрылымының солтүстік-батысына қарай 35 км-де Кеңқияқ мұнай-газ кен
Аумақтың жер бедерінің жазықтығы желдің қарқынды болуына жағдай туғызады.
Гидрографиялық жүйе үзіксіз ағындағы 3 өзеннен тұрады. Олардың ішіндегі
Темір өзені бастауын Темір ауданының Георгиевка поселкесінің слотүстік-батысына қарай
Тамды өзені бастауы Шабаевск поселкесіндегі бұлақтан алып, Елек өзеніне
Сонымен қатар үздіксіз ағыны жоқ, жиі кеуіп қалатын 4
өсімдіктің қалыптасуы атмосфералық жауын-шашын есебінен жүзеге асады. Табиғи жайылым
1 кесте - Ембі метеостанциясы бойынша ауаның айлық және
Сыртқы ауаның абсолютті минималды температурасы -42 С.
Сыртқы ауаның абсолютті максималды температурасы +43 С.
Айлар І ІІ ІІІ ІV V VІ VІІ VІІІ
Орташа температура, 0С -13,2 -14 -7,3 6,2 15,7 21,4
2- кесте - Желдің қайталануы, бағыты, жылдамдығы туралы
13 сағаттағы ауаның айлық орташа шартты ылғалдығы:
салқын айда -77%
ыстық айда -29%
Қыстағы қар жамылғысының қалыңдығы - 20см. Өсімдік жамылғысы шөлейтке
Ай Жел бағытының қайталануы, % Желсіз уақыт-тын қайта-
лануы,%
Бағыты бойынша желдің орташа жылдамдығы, м/с
С Св В Юв Ю Юз З Сз
Қаңтар 9/3 28/3,5 10/3,9 15/5,2 14/4,7 5/4,5 5/4,5 4/4,3
Шілде 18/4 20/3,7 8/3,5 8/3,7 7/3,4 10/3,8 12/4,2 17/4,6
Орташа жылдың қайталануы,% 13,5 24 9 12,5 10,5 12
1.2 Стратиграфия
Жаңажол кен орнының геологиялық қималары, шөгінді қалыңдығына
Тау жыныстарының саны, сапасы және интервалы бойынша
3 кесте - Қиманың литологиялық мінездемесі
Орналасу аралығы, м Жыныстың аталуы Қалыңдық құрамының мөлшері, %
1 2 3 4
0,5 Саздақ 100 Саздақ
5-8,5 Құм
Саз
Мергел 50
30
20 Сұры құм
Сұрғылт-жасыл саз
Ақшыл-сұры мергелдер
85-475 Саз
Құм
Құмайт 50
30
20 Сұры, тығыз саз
Ұсақ-қиыршықты құм
Сұры құмайт
475-600 Саз
Құм 50
50 Түрлі қиыршықты, сұры саз
Қатпарлы, сұры құм
600-800 Саз
Алеврит
Құмайт 50
35
15 Слюдалы, сұры саз
Орташа
қиыршықты, сазды алевролит
Кварцты-қиыршықты құмайт
800-2290 Саз
Құмайт
Алевролит
Ангидрит 65
15
15
5 Сұп-сұры, тығыз, ізбістас, ұсақ қиыршықты саз
Ұсақ қиыршықты, ізбасты құмайт
Жұқа қатпарлы алевролит
Сұры, сілімді, қатты ангидрит
2290-2400 Тасты тұз
Ангидрит
Саз 55
40
5 Ақ, кристалды, тасты тұз
Сұры, тығыз, сілімді ангидрит
Сұрғылт-жасыл саз
2400-2450 Аргиллит
Алеврит 75
25 Сұры, тығыз, слюдалы аргиллит
Сұры, сазды алевролит
2450-2560 Аргиллит 55 Құмайт пен гравелит қабатшаларынанқұралған аргиллит
2560-2690 Ангидрит
Аргиллит
Ізбістас
доломит 30
30
30
10 Сұп-сұры, ірі кристалды ангидрит
Сұп-сұры аргиллит
Ашық-сұры ізбістас
Ашық-сұры, ақ, жарықшақты доломит
2690-2760 Ізбістас
Аргиллит 90
10
Сұры, микрокристалды доломиттелген, кеуекті қуысты ізбістас
Сұп-сұры, тығыз, қатпарлы аргиллит
2760-3310 Ізбістас
Аргиллит
Алевролит
Құмайт
Доломит 45
25
15
10
5 Ашық-сұры, жарықшақты, қуысты ізбістас
Жасыл-сұры, тығыз аргиллит
Сұры, қатпарлы алевролит
3075м тереңдіктегі терригенді жыныстар аргиллитті, алевролитті боп келеді
Қатпарлы құмайтты, сұры доломит
3310-3540 Ізбістас
Аргиллит
90
10
Сұры, органогенді, жарықшақты, қуысты ізбістас
Сұры, тығыз аргиллит
3540-3900 Ізбістас
Аргиллит
90
10 Сұры, органогенді жарықшақты, қуысты ізбістас
Сұры, тығыз аргиллит
Жаңажол кен орнының шөгінді қалыңдығының қимасы таскөмір жүйесі (төменгі,
Орташа карбон (С2) Башқұрт және Мәскеу жік қабаттарымен көрсетіледі.
Жік қабаттың ашық қалыңдығы шамамен 108-156 м аралығында. Олар
Подольск қабатының төменгі бөлігі сазтастар, құмайт, құмайттастар, алевролиттер, қалыңдығы
Касимов жік қабаты металлогиялық қатынас бойынша көп бөлігінде әктаспен
Оңтүстік және оңтүстік батыстағы Гжель жік қабаты 65-85 пайызды
Пермь жүйесі (Р) Р1 төменгі және Р2 жоғарғы бөлімдерімен
Құңғұрдың жоғарғы бөлігінде негізгі қалыңдығы 4-84м болатын ангидриттермен құрастырылған
Триас, юра және бор жүйесі түзілімдері терригенді жыныстармен саз,
1.3 Тектоника
Тектоникасы жағынан Жаңажол кен орны аймағы Орал геосинклинальды
Жаңажол түзілімі осьтік ұзындығы 28 км және субмеридианды
созылымның брахиантиклинді қатпары болып табылады. Қатпар жергілікті 2 көтерілімнен
Бұрғылауды зерттеу бөлімінде түзілім амплитудасы 250 метрді құрайды.
Қиманың барлық көкжиегінде құрылымдық формасы сақталған.
1.4 Өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеттері
Жоғарғы карбонат қабаты қималарын салыстыру нәтижесінде газ конденсат және
Барлық бумалардың литологиялық жыныстары әктастармен, доломиттермен және олардың арасындағы
Өнімді жыныстар тілігінде доломиттер кең таралған. Бұл битумнан сіңірілген
“Б” бумасында 7 ұңғы бойынша кеуектіліктің 215 үлгісі және
“В” бумасы бойынша кеуектілікке 164 анықтама, өткізгіштікке 82 анықтама
“В” бумасы кернмен сипатталмайды. Оның барлық өлшемдері “В” бумасы
Алғашқы карбонат қалыңдығы (КҚ-I) әктастармен, доломиттермен және олардың алмаспасы
Өнімді бумалардың коллекторлық қасиеттеріне керн және геофизикалық зерттеулердің
Газ телпектеріндегі “А”,”Б” және “В” бумаларының газға қаныққандығы 79
Ұңғыны геофизикалық зерттеу нәтижесі бойынша кеуектіліктің орташа мәні: “А”
Стратиграфия бойынша “Г” бумасы Мәскеу жік қабатының Кашир горизонтымен,
Жобалауға кеуектіліктің келесі мәндері ұсынылады: Г бумасында Г-І -9,5пайыз,
Өнімді бумалардың өткізгіштігін негіздеуге гидродинамикалық және геофизикалық зерттеулерінің, керн
Жобалауға өткізгіштіктің келесі мәндері ұсынылады: “Г” бумасы бойынша –І-0,0185мкм2,
Жалпы мұнай қаныққандылығы тек ұңғыларға жүргізілген зерттеулер нәтижесіне байланысты
Өнімді бумалар мен олардың жеке қатшаларының қалыңдықтары шөгінділер жағдайына
КҚ-І өнімді қабаты бойынша “А”, “Б”, “В” және “В1”
“А” бумасының жалпы қалыңдықтары 2,4метрден 89,4метрге өзгереді, жалпы тиімді
Орташа есеппен мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы 12м, газға қаныққандылығы -26м.
Орташа есеппен, шоғыр бойынша мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы 12м, газға
“В” бумасында да “Б” бумасы сияқты қалыңдықтары арасында үлкен
Орташа есеппен, мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы оңтүстік күмбезде -13м, солтүстік
В бумасы қалыңдығы 28,2 метрден 73 метрге дейін, “В1”
Орта есеппен мұнайға қаныққандылығының қалыңдылығы оңтүстік күмбезде 5,6м, солтүстік
ГВ-ІІІ бумасының мұнайға қаныққандылығының максималды қалыңдығы 30,2м, ГН-ІІ-71,2м, Дв-І-115,4м,
1.5 Мұнай, газ және судың физикалық қасиеттері
Жаңажол кен орны газы мен мұнайының қасиеттері 9 ұңғыға
«Эмбанефть» бірлестігі, ЦНИЛ «Атырау мұнайгазгеология» бірлестігінің орталық зертханасы, «КАЗНИГРИ»
«КАЗНИГРИ» мұнай жіне газ геохимиясы зертханасы, «Волгоград НИПИ мұнай»
Тереңдік сынамаларын стандартты газдау кен орнындағы бөлуші құрылғылар жұмысына
Есептеу мен тәжірибе бөлудің келесі жағдайларында жасалады:
Бөлу сатылары
1
2
3
4
Сынамалар тек 17 және 25 ұңғылар бойынша толық зерттелген.
Бұл ұңғымалар бойынша алынған мұнай және газ өлшемдерінің мәні
Жаңажол кен орнында КҚ-І жоғарғы карбонат қабатын сынамалауда 7
Химиялық құрамы жағынан бұл су хлоркальций типіне жататын жоғары
1.6 Жанажол кен орнындағы фонтанды
Қазіргі уақытта Жанажол кен орны жобада бекітілген технологиялық
Отандық мұнай салаларының ұқсас келуіне байланысты кен орындары өзгеше
Игеру технологиясы мұнайды аралас ығыстырумен аяқталады, яғни газ бүркемесіндегі
Рпл > Sсм • gН,
Кен орнын игеру өлшемінде (ұңғының сулануы, өндіруші ұңғының іріктеу
Рпл ≤ ρсм • gН,
«Гипровосткнефть» институты жасанды фонтандауды жалғастыру варианты бойынша сулану 20
Технологиялық жоба бойынша Жанажол кен орнындағы 127
Жаңажол кен орнында алғашқы кезде үздіксіз компрессорлы газлифт жағдайын
Осы жағдайға сәйкес орта өнімді және жоғары өнімді ұңғылардың
Q = 4•104/H,
мұнда; Q – ұңғыма өнімі, м3/тәу;
Н – сұйықтың көтерілуінің биіктігі, егер ұңғының динамикалық
Карбонатты қалыңдық – І (КҚ-І) : Н = 2800
КҚІ үшін: Q = 4•104 /2800 = 14,3 м3/тәу
Карбонатты қалыңдық - ІІ (КҚІІ) үшін: Q = 4•104
Демек, үздіксіз газлифт әдісіне ауыстырылған ұңғыма өнімі КҚІ және
Газлифтілі әдіспен пайдалану кезіндегі ұңғыма конструкциясын жоспарлауда газ ұңғымасы
Түптік қысымды анықтайтын компрессорлы көтерудің есебі:
Рзаб = Р1 + Р2 + Р3 +Рб
мұнда Р1 – төменгі интервалдағы қабат суының бағанадағы гидростатикалық
Р1 = H1V1 = 1000•1,02/10 =
10
мұнда Р2 - ортаңғы интервалдағы газмұнай қоспасы бағанының
Р2 = H2V2 = 1500•0,667/10 =
10
мұнда, Р3 – жоғарғы интервалдағы мұнайгаз қоспасы бағанының гидростатикалық
Р2 = H3V3 = 650•0,764/10 =
10
Рб - буферлі қысым = 12 кг/см2
Рпат - ұзындығы 1600 м болатын СКҚ ішіндегі
қысым = 4 кг/см2
Рзаб = түптік қысым = 252 кг/см2
Қабаттағы депрессия: ∆Р = Pпл – Pзаб = 268
1.7 Ұңғыманың қолайлы жұмыс режимін таңдау
Жаңажол кен орнының ұңғымаларында газ факторын дәл анықтау мүмкін
Ұңғыманың жұмыс режим үлгісін іріктеп алғанда қолайлы жұмыс режимін
Дәл осы ұңғыманың технологиялық жұмыс режиміне лайық ұңғыманың 5
2.1 кесте – Зерттеу мәліметтері
Нүктелер
Саны Күні Жұмысшы
Агенттің
тәуліктік
шығыны,
м3/тәулік Орташа тәуліктік
өнім, т Су, % Жұмысшы агенттің меншікті шығыны, м3/тәу
мұнай су барлығы
І 20-23/V 19300 8,7 286,2 294,9 97,0 66
ІІ 18-19/V 20700 10.0 297,5 307,5 97,0 68
ІІІ 4-10/V 22400 13,2 301,8 315,0 97,0 71
IV 11-12/V 24000 10,2 300,3 310,5 97,0 77
V 13-16/V 25200 11,5 287,5 299,0 96,0 82
Ұңғыманы қондырылған жұмыс режимінде жұмысшы агенттің айдалуы жүзеге асуы
Q=f (V0) параболасының қисық түрі төрт сипаттамасы нүктені
(1 сурет).
1-ші нүкте – координат басынан алшақтау орналасқан, себебі, лифт
2-ші нүкте – жұмысшы координат басынан перпендикуляр түсіру керек.
3-ші нүкте – Q=f(Vo) ұңғымасының иілу нүктесі. Ол ұңғыдағы
4-ші нүкте – егер жұмысшы агеттің ұңғымаға айдалуы жалғасса,
І және ІІІ қисығында көрсетілгендей ұңғымаға 22400м³/тәу жұмысшы агент
1.7.1 Жанажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) жабдығын
Газлифт әдісі арқылы газды пайдаланғанда беттік айдалатын және қабаттан
2001 жылы “СНПС – Актөбемұнайгаз” ААҚ-ы ұйымдастыру-техникалық шарада
Жанажол кен орнындағы газлифтілі пайдаланудың тнхнологиялық сызбасы (2
Газдың бір бөлігі газ жинау қондырғысынан (ГЖК) кейін 3,4
Газ газдайындау қондырғысының өнімі боп табылады, ол ОСТ –
2.2-кесте - Газдың массалық концентрациясы
Көлемдік
Компо-ннеттері,
% Азот Ме-тан Этан Про-
пан Изо-бутан 11 бутан (һо-
псптан) Н
Пен-тан Гек-
сан Тығыздық кг/м3
Жобалық мәлімет-тер 134 83,9 9,61 4,16 0,36 0,49 0,06
Нақты мәлімет-тер 2,45 82,7 8,12 4,76 0,65 0,95 0,24
Дайындалған газ (табиғи газ) талапқа сәйкес келуі
2.3-кесте -Газдың массалық концентрациясы
Массалық
Концентрациясы ГОСТ – 5542-87 Тазартылған газ
(22.04.99)
Күкіртеу тегі 0,02 г/м3 0,015 г/м3
Меркаптанды күкірт 0,36 г/м3 0,032 г/м3
оттегі 1 % -
Мех. коспа 0,001 г/м3 -
Конденсат Жіберілмейді -
Газлифтілі компрессорлы станциядан кейін газ159х7 және одан әрі 89х5мм
-газдың жұмысшы қысымы – 160 кг/см2
-дайындау газының дәрежесі – ілеспе, тазартылған
-газ температурасы – 278 – 253 К
-қондырғы арқылы өткен жалпы газ шығыны – 24-640
-ұңғыма желісінен өткізу қабілеті – 2830 м3/сағ.
-ұңғыма желісінің блоктағы толық саны – 8 дана.
БГРА-2-ң жергілікті жүйесін бақылау технологиялық және ақпаратты блогынан тұрады.
1.8 Жанажол кен орнындағы үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) пайдалану
Газлифтілі ұңғыма жабдығы технологиялық жобаға сәйкестелген.
1) Мұнай ұңғымасын үздіксіз газлифт әдісін қолданған кезде Л
2.4-кесте - Периодты газлифтілі ұңғыманың жабдығының көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер ЛНП – 73Б – 35К2
1 ГОСТ 633-80 сәйкес келетін СКҚ шартты диаметрі, мм
2 Жұмысшы қысым Рр, МПа 21
3 ГОСТ – 632-80 сәйкес келетін пайдалану құбырлар тізбегінің
4 Газлифтілі клапанның шартты диаметрі, мм 25
5 Түсіру тереңдігі, м 3000
6 Ұңғылық орта
Мұнай,конденсат,табиғи және ілеспе газ,қабат суының құрабында 1 г\л механикалық
7 Ұңғы оқпанының тік бағыттан ауытқу бұрышы, рад 0,96
8 Ұңғымалық орта температурасы, К артық емес 403
9 Габаритті өлшемі, мм Диаметр 17100
10 Салмағы, кг Жиналған түрде 440
505
11 ТУ26-16-10-76. 1НІТ сәйкес келетін пакер типі 2ПД-ЯГ-136-70-К2
12 Қабылдау клапаны, 1 дана КПП1-40К2
13 Ниппель, әрбіреуінде 1 данадан ЛНП.00101, 2 ЛН.001
14 Тізбектің айырғышы, 1 дана 4РК-73/136-35К2
15 Ұңғымалық камера, 1 дана КТ-73Б/69-35К2
16
ГПТ-25-35К2
17 ТУ26-16-50-77 сәйкес келетін қапақ отырғызатын қондырғының өткізу тесігі
5Г-25-35-К2
Газлифтілі ұңғыма жабдығының негізі бөлшектері: сорапты-компрессорлы құбыр (СКҚ), газлифтілі
2) Қазіргі газлифтілі қондырғы, ереже бойынша, ұңғыманың құбыраралық кеңістігінде
2.5-кесте - Ү435-135 (ҚХР) көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер Ү435-135
1 Отырғызу әдісі Гидравликалық
2 Жұмысшы қысым (Мах құлау қысымы) 35
3 Максималды сыртқы диаметрі, мм 135
4 Өткізу тесігінің диаметрі, мм 82,5
5 ГОСТ-633-80 сәйкес келетін пайдалану тізбегі құбырларының айыру пакерінің
168
6 Ұңғымалы ортаның температурасы, К артық емес 393
7 Габаритті
өлшем, мм Диаметрі 135
Ұзындығы 610
8 Пайдалану тізбегінің ішкі максималды диаметрі, мм 146
Ү435-135 пакер қондырғысы қос пакерлі К ҮҮ435-135 аспап көмегімен
3) Ұңғыманы фонтанды, содан кейін газлифтті әдіспен пайдалану үрдісі
Бұл ұңғыманың барлық жұмыстарын зерттегенде, түп маңын жууға, ұңғыма
Осыны ескере отырып, ұңғыманы пайдалану үрдісі кезінде негізі жұмысты
1) Ұңғымалық камераның
2) РТ-1 тұрақты
клапаны.
2.6-кесте - Ұңғымалық камераның ось бойында орналасқан РТ-2 камерасының
№ Көрсеткіштер РТ-2
1 Өткізу тесігінің диаметрі, мм 59
2 Максималды жұмысшы қысымы Рр, МПа 35
3 Ей сәйкес келетін жалғастырушы оймасы, дюйм. 27/8’’
4 Ұзындығы, мм 2080
5 Максималды сыртқы диаметрі, мм 114
6 Созылу беріктілігі, тн 60
7 ГОСТ-633-80 сәйкес келетін пайдалану тізбегі құбырының шартты диаметрі,
8 Ұңғымалы ортаның температурасы, к(с) артық емес. 423 (150)
9 Массасы, кг 58
3) Газлифтілі клапандар – ұңғымаға айдалатын газды автоматты басқаратын
2.7-кесте - РТ-1 тұрақты ұңғымалық камерасының көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер РТ-1
1 Өткізу тесігінің диаметрі, мм 62
2 Максималды жұмысшы қысымы Рр, МПа 35
3 ЕЙ сәйкес келетін жалғастырушы оймасы, дюйм. 27/811
5 Максималды сыртқы диаметрі, мм 114
6 Созылу беріктілігі, тн 60
7 ГОСТ-633-80 сәйкес келетін пайдалану тізбегі құбырының шартты диаметрі,
8 Ұңғымалы ортаның температурасы, к(с) артық емес. 423 (150)
9 Массасы, кг 13
2.7-кесте - Алынбалы-салынбалы ZVТ-1 газлифтілі клапанның көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер XVT-1
1 Газлифтілі клапанның шартты диаметрі, мм (Дюйм) 25,4 (г)
2 Клапанның жұмысшы қысымы Рр, МПа 35
3 Зарядталған – сильфонның максималды қысымы, Р3, МПа 15
4 сильфонның тиімді ауданы, см2 2,0
5 Өткізу тесігінің диаметрі, мм 1/8’, 3/16’, ¼’
6 Сыртқы максималды диаметрі, мм 34,5
7 Ұңғымалы ортаның температурасы, к (с) артық емес 373
8 Жалпы ұзындығы, мм 490
9 Массасы, кг 1,25
2.8-кесте - ZVG-350 тұрақты газлифтілі клапанның көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер ZVG-350
1 Газлифтілі, клапанның шартты диаметрі, мм (Дюйм) 25,4 (о’’)
2 Клапанның жұмысшы қысымы Рр, МПа 42
3 Зарядталған – сильфонның максималды қысымы Р3, МПа 15
4 сильфонның тиімді ауданы, см2 2,0
5 Өткізу тесігінің диаметрі, мм 1/8’, 3/16’, ¼’
6 Түсіру тереңдігі, м 3500
7 Ұңғымалы ортаның температурасы, к(с) артық емес 393 (120)
8 Жалпы ұзындығы, мм 425
9 Массасы, кг 1,1
4) КЦВГ айналмалы клапаны.
2.9 - кесте - КЦВГ айналмалы клапанның көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер КЦВГ-25-35 К2
1 Шартты диаметр, мм 73
2 Жұмысшы қысым Рр, МПа 35
3 Ұстағыш басының сыртқы диаметрі, мм 22
4 Өткізу тесігінің диаметрі, мм артық емес 9,5
5 Ұңғымалы орта
Мұнай,конденсат, табиғи және ілеспе газ,қабат суының құрабында 1 г\л
6 Бір бұранда қимасының қысымы, МПа (кгс/см2) М 2,5
М 3 10,7 (109,3)
7 Қиылған бұранданың саны, дана М 2,5 4
М 3 4
8 Габаритті өлшемдері, мм Диаметрі 29
9
Ұзындығы 485
10 Жиналған түрдегі массасы, кг 1,3
5) Айналмалы клапаны газлифтілі клапанның базалық бөлшегінен жасалған, ұңғымалы
2.10-кесте - КТ1-135/б0-35 К2 ұңғымалы камерасының көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер КТ1-135/б0-35 К2
1 Өткізу тесігінің диамтері, мм 59
2 Максималды жұмысшы қысымы Рр, МПа 35
3 ГОСТ-633-80 сәйкес келетін жалғастырушы оймасы, мм 73
4 Максималды түсіру тереңдігі, м 3500
5 Ұңғымалы орта Мұнай,конденсат, табиғи және ілеспе газ,қабат суының
6 ГОСТ 633-80 сәйкес келетін пайдалану тізбегіндегі құбырлардың шартты
7 Ұңғымалы ортаның температурасы, К артық емес 423
8 Габаритті өлшемдері, мм ұзындығы 1850
Ені 97
9 Массасы, кг Жиналған түрде 52,0
Толық комплектіде
1.9 Газлифтілі ұңғының жер асты жабдығының жинастыру сызбасын
Сараптау белгілері мен геологиялық-техникалық дәлелдеулерді ескере отырып, ұңғымаларды үздіксіз
Геотермиялық градиент пен бейтарап қабаттың тереңдігінің есебі.
Жердің беткі қабатының температурасы негізінен белгілі бір мезгілде сәулесіз
Жердің ішкі жылу өрісі жерінің бөлінетін шекарасы тұрақты оң
Қабаттың жылулық температурасының тереңдігі 1-2 метрден аспайды. Ақтөбе қаласында
Жер қыртысының төменгі қабатындағы қалыпты температура тереңдікке байланысты жоғарылап
Мұнайдың қабаттық қысымының жерінен газ көлемі өзгеруі (арласуы) мүмкін.
Температура әсерін ескере отырып, мұнайдың қабаттық ерекшелігін жер бетіндегі
Мұнайдың қабаттық қысымының әсер етуінен газдың белгілі мөлшері еруі
ГИС (геотермия) мәліметтері бойынша әрбір ұңғы үшін геотермиялық градиенттің
- мәліметтердің негізі бойынша тереңдікке тәуелді ұңғы сағасының температурасына
- алынған мәліметтер экстропоменерлі тіке жүйелікке тәуелді.
Қабаттағы тұрақты жылдық температураның бейтарап қабатына тереңдігінің аяқталуы тіктіктің
Барлық таңдалған ұңғылардың Н (тереңдік) мәні өлшемі үшін қабатшаның
Бейтарап қабатшадағы топырақтың орташа жылдық температурасы 8,50С тең. Сәйкесінше,
Алынған қорытынды мәліметтерді 2.11 - кестеге
2.11-кесте - Алынған мәліметтер
№ Көрсеткіштер 415 ұңғы
1 Бейтарап қабатшаның 31,8 м тереңдігіндегі топырақтың температурасы, гр.
8,5 (281,6)
2 Перфорацияның ортаңғы интервалы, м 2854
3 Қабат температурасы, 0С(к) 60 (333,1)
4 Орташа геотермиялық градиент W, гр. 0С(к) 2,4
Әрбір ұңғы үшін орташа геотермиялық градиентті мына формуламен анықтаймыз:
W= (Тпл – Т н.с.) / (Lc – Lн.с.),
Мұнда, Тпл – қабат температурасы (перфорацияның ортаңғы интервалы)
Ти.с – бейтарап қабатына температурасы, Ақтөбе қаласы үшін
Ти.с. =8,50 С= 281,6 К
Lc – ұңғы тереңдігі
Геотермиялық градиентті анықтау үшін Lc-шы перфорацияның ортаңғы интервалының тереңдігіне
Lи.с. – бейтарап қабатының тереңдігі. Lи.с.= 31,8 м
1.10 Газлифтілі қондырғының есебі
2.12-кесте - Есептеуді жүргізу үшін қолданылатын бастапқы мәліметтер
Нақты мәліметтер
Ұңғы № 415
Игеру нысаны 5
Сұйықтың өнімі Q, тн/тәу 44
Газынан айырылған мұнай тығыздығы Рн.д., кг/м3 792,5
Сулануы, доли ед, В отс.
Өндірілген сұйықтың тығыздығы, кг/м3 792,5
Сұйықтың өнімі Qж, м3/тәу 55,52
Қабат қысымы Рпл, Мпа (зерттелген күні) 25,6 (19.11.98)
Типтік қысымы Рзаб, Мпа (зерттелген күні) 24,8 (22.10.99.)
Өнімділік коэффиценті К, м3/тәу МПа 68,75
Депрессия, Мпа dЗ= Рпл - Рзаб 0,8
Ұңғы сағасындағы қысым Ру, МПа 2,4
Қабат температурасы Тпл, К 333,1
Геотермиялық градиент W, К/м 0,024
Ұңғыма тереңдігі Lс, м (жасанды түп) 2920
Пайдалану тізбегінің диаметрі Вт, м 0,059
Газынан айырылған мұнайдың тұтқырлығы Ми-д, МПа с 1,845
Газ факторы, м3/т (өндірістік) 150
Қабат мұнайындағы газ факторы Г, м3/т (жоба) 294,8
Газ факторы м3/ м3 (жоба) 233,6
Қаныққан мұнайдың қысымы Р нас, МПа 25,05
Қабат мұнайының тығыздығы Рн, кг/ м3 676,8
Қабат мұнайының тұтқырлығы Мн, Мпа с 0,36
Қабат мұнайының көлемдік коэффициенті bн 1,483
Жобалық мәліметтер
Берілетін газдың қысымы Ргу, МПа 11,1
Күтілген типтік қысымы Рзаб, МПа 22,69
Күтілген депрессия dР, МПа 2,91
Күтілген өнім Qж.ст, м3/тәу 200
Күтілген кеңістілік Qож, м3/тәу 144,48
Газлифтілі қондырғысын есептеу 2-кезеңнен тұрады: қолайлы режимін таңдау және
1.10.1 Қондырғының қолайлы режимін таңдау
1) Көтеру құбыр тізбегінің диаметрін таңдау.
СКҚ тізбегінің диаметрі «Технологическая схема разработки нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол»
Түсіру тереңдігінің бағдарлы шегін мына формуламен анықтайды:
Ндоп = б Т (К * ρт*g),
Мұнда, бт – незіндегі ағымды шегі, Па.
Болат С-75 = 5270 кгс/см2 = 537,2 Мпа (РД39
Рт – құбыр материалының тығыздығы, кг/м3, Рт = 7800
к – беріктік қорының коэфицентті, 1,5 тең деп қабылдайды.
Барлық ұңғыма үшін: Ндоп = 537,2*10/(1,5*9,81*7800) = 4680,4 м
Сондай-ақ Ндоп > L ск болғандықтан, тізбектің диаметрі Дт
2) Берілген Qж.ст өнім үшін көтеру тізбегінің қималық қысымын
Қолайлы режимін қолдану үшін кейінгі алынған қималық қысымның сапасы,
α=Rr – Lпл, м3/м3,
Мұнда, α – қабат газының меншікті шығыны
αпл = Г• (1 –В),
№415 ұңғымадағы газлифтілі қондырғының қолайлы режимін таңдау.
Газдың меншікті шығымын Rr келесідегідей қабылдаймыз:
О; 116,8; 23366; 350,4 м3/м3; Жалпы меншікті газ шығынына
3) Бір фазалы ағын αпл бастап, қабылданған α үшін
№415 ұңғыманың көтеру тізбегіндегі қималық қысымның есебін Поэтман –
Есебі «жоғарыдан –төмен» қарай жүргіземіз. Сондай-ақ Рзаб = 24,8
3.1) Өзгеру қысымының мөлшерін қабылдаймыз:
Р=0,1 • Рпос = 0,1 *25,05 = 2,5 Мпа;
Қысымның жалпы санын былай анықтаймыз: N=(25,05-2,4) /2,5 = 9,0
Сәйкесінше, басу қысымының саны п = 10, ал
Рі = Р+N Рі,
Р1 = Ру = 2,4 МПа
Р2 = Р1 = 4,9 МПа
Р3 = 7,4 МПа
Р4 = 9,9 Мпа
Р5 = 12,4 Мпа
Р6 = 14,9 Мпа
Р7 = 17,4 Мпа
Р8 = 19,9 Мпа
Р9 = 22,4 Мпа
Р10 = 24,8 Мпа
3.2) Температуралық градиенттің ағымын анықтаймыз:
Т=Тс +Wn· H,
Wn = (0,0034+0,79*0,024) / (10Q ж.ст (20*Рт2,67)) = 0,034
3.3) Ұңғыма саласындағы температураны анықтаймыз:
Т=Тc – Wn *H = 333,1 – 0,0134 *
3.4) Температура ағымын берілген қысымға сәйкес анықтаймыз:
Т=Ту + ((Тпл-Ту) (Р-Ру) / (Рпл-Ру)),
Т1=Ту=293,97 К
Т2=293,97 +((333,1-293,7) (4,9-2,4)) (25,6-2,4)=298,19К
Т3=293,97 +((333,1-293,7) (7,4-2,4)) (25,6-2,4)=302,4К
Т4=293,97 +((333,1-293,7) (9,9-2,4)) (25,6-2,4)=306,62К
Т5=293,97 +((333,1-293,7) (12,4-2,4)) (25,6-2,4)=310,84К
Т6=293,97 +((333,1-293,7) (14,9-2,4)) (25,6-2,4)=315,05К
Т7=293,97 +((333,1-293,7) (17,4-2,4)) (25,6-2,4)=319,27К
Т8=293,97 +((333,1-293,7) (19,9-2,4)) (25,6-2,4)=323,49К
Т9=293,97 +((333,1-293,7) (22,4-2,4)) (25,6-2,4)=327,7К
Т10=293,97 +((333,1-293,7) (24,8-2,4)) (25,6-2,4)=331,75К
3.5) Бір ретті газданған қабат мұнайының салыстырмалы мәліметтерін
3.6) Ұңғыма сағасының термодинамикалық жағдайына сәйкес газсұйық қоспасының меншікті
V=bн + ((Vrв + Rr / (1 – βв))
Ту = 293,97 К; Ру = 2.4 Мпа;
Vсм1=1,02+[ (220+/(1-0)]*0,895*0,1*293,97] / (2,4*273,1)
0/ (1-0)= 9,841 м3/м3
Т2= 298,19К:-; Р2=4,9Мпа; Z2 = 0,895; bн2 = 1,138;
Vсм2=1,138+[ (161]*0,895*0,1*298,19] / (4,9*273,1)= 4,409 м3/м3
Т3= 302,40К; Р3=7,4Мпа; Z3 = 0,895; bн3 = 1,179;
Vсм3=1,179+[ (145]*0,895*0,1*302,40] / (7,4*273,1)= 3,121 м3/м3
Т4= 306,62К; Р4=9,9Мпа; Z4 = 0,875; bн4 = 1,225;
Vсм4=1,225+[ (125]*0,875*0,1*306,62] / (9,9*273,1)= 2,465 м3/м3
Vсм5= 2,067 м3/м3
Vсм6= 1,855 м3/м3
Vсм7= 1,706 м3/м3
Vсм8= 1,590 м3/м3
Vсм9= 1,503 м3/м3
Vсм10= 1,489 м3/м3
3.7)Газсұйық қоспасының идеалды тығыздыңын есептейміз:
ρсил =Мсм 1Vсм,
Мұнда, Мсм – қоспаның меншікті массасы, яғни газсыздандырған мұнайдың
Рсм и – газсұйық қоспасының идеалды тығыздығы;
Vсм - қоспа көлемі.
Рсми1= 1244,516/9,84 = 126,46 кг/м3
Рсми2= 1244,516/4,409 = 282,27 кг/м3
Рсми3= 1244,516/3,121 = 398,76 кг/м3
Рсми4= 1244,516/2,465 = 504,87 кг/м3
Рсми5= 1244,516/2,067 = 602,09 кг/м3
Рсми6= 1244,516/1,855 = 670,90 кг/м3
Рсми7= 1244,516/1,706 = 729,49 кг/м3
Рсми8= 1244,516/1,590 = 782,71 кг/м3
Рсми9= 1244,516/1,503 = 828,02 кг/м3
Рсми10= 1244,516/1,489 = 835,81 кг/м3
3.8) Жоғарғы қысымның керікелмейтін корреляциялық коэффициенті (В.Н. Щуров формуласы)
f = 1019,66*(1+lg [0?99*10-5*Qжот * (1-β6) * Мси /
f = 1019,66*(1+lg [0?99*10-5*200 * (1-0) * 1244,516 /
3.9) Берілген қысымдағы Р нас кіші толық градиент қысым
Газсұйық қоспасының қозғалыс теңдеуінің инженерлік есептеу үшін қолайлы пішіні
Dp/dH = p син g*10-6 + (f *Qж.ст2 Мж.ст
Dp1/dH=126,46*9,81*10-6+(0,00547818*2002*1244,5162)/(2,302
*1015*126,46*0,0595)=2,871*10-3Мпа/м
dp2/dH=3,503*10-3МПа/м
dp3/dH=4,429*10-3МПа/м
dp4/dH=5,631*10-3МПа/м
dp5/dH=6,249*10-3МПа/м
dp6/dH=6,889*10-3МПа/м
dp7/dH=7,439*10-3МПа/м
dp8/dH=7,942*10-3МПа/м
dp9/dH=8,372*10-3МПа/м
dp10/dH=8,446*10-3МПа/м
3.10) dH/dp есептейміз:
dН1/dр = 348,1 м
dН2/dр = 285,5 м
dН3/dр = 225,6 м
dН4/dр = 186,5 м
dН5/dр = 160,0 м
dН6/dр = 145,2 м
dН7/dр = 134,4 м
dН8/dр = 125,9 м
dН9/dр = 119,4 м
dН10/dр = 118,4 м
3.11) dH/dp = f (p) байланыстылығына сандық интеграл жүргіземіз,
Ні = N
I=1
Р1= Pу=2,4 Мпа, Н=0
Р2= 4,9МПа, Н=1(348,1+285,5) /2=316,8 м
Р3= 7,4 МПа, Н=1(348,1+285,5) /2+285,5=572,45 м
Р4= 9,9 МПа, Н=1(348,1+186,5) /2+285,5+225,5=778,6 м
Р5= 12,4 МПа, Н=1(348,1+160) /2+285,5+225,5+186,5=951,85 м
Р6= 14,9 МПа, Н=1(348,1+145,2) /2+285,5+225,8+186,5+160=1104,45 м
Р7= 17,4 МПа, Н=1(348,1+134,4) /2+285,5+225,8+186,5+160+145,2=1244,25 м
Р8= 19,9 МПа, Н=1(348,1+125,9)/2+285,5+225,8+186,5+160+145,2+134,4=
=1374,4м
Р9= 22,4 МПа, Н=1(348,1+119,4)/2+285,5+225,8+186,5+160+145,2+134,4+125,9=
=1479,05 м
Р10= 24,8 МПа,Н=1(348,1+118,4)/2+285,5+225,5+186,5+160+145,2+134,4+125,9+
+119,4=1615,95 м
Қалған Rr және αпл, белгілері үшін ұқсас есептеулер жүргіземіз,
415 ұңғы үшін қысымның орналасуын Поэтман – Карпентер әдісімен
17-кесте - αпл = О м3/м3;
Р
МПа Т,К Угв.
м3/м3
3 Ьн Z Vсм
м3/м3 Мсм
кг/м3 Рсм
кг/м3 f d/PdH
МПа/м DH/d P
м/МПа Н м
2,4 326,97 9,841 1,01 0,895 9,841 1244,516 126,46 0,00547818
4,9 327,63 4,409 1,138 0,895 4,409 ------- 262,76 ------
7,4 328,29 3,121 1,179 0,895 3,121 ------- 398,76 ------
9,9 328,95 2,465 1,225 0,875 2,465 ------- 504,67 ------
12,4 329,61 2,067 1,265 0,857 2,067 ------- 602,09 ------
14,9 330,27 1,855 1,291 0,848
1,855 ------- 670,9 ------ 60249 160 110
4,45
17,4 330,93 1,706 1,325 0,846 10706 ------- 729,49 ------
4,25
19,9 331,59 1,59 1,363 0,85 1,59 -------- 782,71 ------
4,4
22,4 332,25 1,503 1,406 0,862 1,503 -------- 826,06 ------
9,05
24,8 332,89 1,489 1,487 0,881 10489 ------- 835,81 ------
2.13 -кесте - αпл = 233,6 м3/м3;
P,
МПа V см
м3/м3 Мсм
кг/м3 См
кг/м3 f DP/dH
МПа/м DH/dP
м/МПа Н, м
2,4 9,841 1244,516 126,46 0,00547818 2,958 338,1 0
4,9 4,409 --------- 282,76 -------- 3,04 328,9 333,5
7,4 3,121 -------- 398,76 -------- 3,775 264,9 630,4
9,9 2,465 ----------- 504,87 -------- 4,534 220,6 873,15
12,4 2,067 ---------- 602,09 -------- 5,262 190,0 1078,45
14,9 1,855 ---------- 670,9 -------- 5,789 172,7 1259,8
17,4 1,706 ---------- 729,49 -------- 6,243 160,2 1425,75
19,9 1,590 ---------- 782,71 -------- 6,659 150,2 1581,45
22,4 1,503 ----------- 828,02 -------- 7,015 142,6 1727,85
24,8 1,489 ---------- 835,81 ------- 7,076 141,3 1869,8
3.12) Есептеу қорытындысының қателігін тексеру:
Б = (Рзабр – Рзаби) 100/Рзаби = (25,3-24,8) 100/24,8
4) Ұңғымаға ағып келетін сұйық мөлшерінің қамтамасыз етуіне сәйкес
Рзаб = Рпл – Qж.ст/к; Мпа,
5) Көтеріп-түсірудің максималды мүмкін тереңдігіне сәйкес түптік қысымды
Рбаш = 11,5-0,4 = 11,1 Мпа,
Рзаб = 25,6 – 200/68,75 = 22,69 Мпа
6)Ұңғыманың құбыраралық кеңістіктегі айдау газының қималық қысымын тұрғызамыз және
Көтеру құбырындағы температуралы градиенттің ағымын мына формуламен анықтаймыз:
Wn = (0,0034+0,79W) / (10Qж.ст/20*Qт 2,67)),
Wn = (0,0034+0,79*0,024) ((10200/20*0,059 2,67) ) = 0,0134 к/м
Ұңғы сағасындағы температураны мына формуламен анықтаймыз:
Ту = Тс – Wn * Н = 333,1
Ұңғы оқпанындағы орташа температура:
Тср = (293,97+333,1) / 2= 313,54 К,
Құбыраралық кеңістіктегі орташа қысымның мөлшерін шамамен қабылдаймыз:
Рср = Ргу = 11,1 МПа
Ауадағы газдың салыстырмасы тығыздығын анықтаймыз:
“Б” бумасы үшін: г =
Газдың келтірілген параметрлері Р = Рср = 11,1 МПА
Рпр = 11,1*10 / (46,9-2,06*0,7612) = 2,446;
Тпр = 330,04 /(97+172-0,761) = 1,348;
Газдың сығылу коэфицентін Р= Рrу = 11,1 Мпа және
КҚ – І үшін: Z = 0,8683 (КҚ ІІ
Тереңдікке Н= 1000 м береміз және осы тереңдіктегі газ
Рр (Н) = Рr.у. * e0,03415 *Рr * H
Рр = 11,1* e0,03415 *0,761 * 1000 / (0,8683*313,54)
Р-Н алауына (Н=1000 м, Р = 12,583 Мпа) нүктелерін
7) Ұңғыманың Qж.ст. = 200 м3/тәу қамтамасыз ететін газлифтілі
Rr, м3/м3
233,6
350,4
8) Көтеру сұйығының көлемінің бірлігі үшін, әрбір мүмкін режимдер
W = 103 (n/n-1) * Rr * R0 *
Мұнда, Rr – айдаушы газдың меншікті шығымы, м3/м3
Ро – қалыпты қысым, Ро = 0,1 Мпа;
Рт және Ру – ұңғы сағасы мен жер асты
Rr = 233,6 м3/м3
W = 103 (1,2/1,2 –1) *233,6 * 0,1* (115,9
Rr = 390,4 м3/м3
W = 103 (1,2/1,2-1) * 390,4*0,1* ((10,9/2,4)(1,2-1) / 1,2
9) Газлифтілі қондырғының қолайлы жұмыс режимін таңдаймыз. Дегенмен режим
Сол үшін алдағы есептеу кезінде газлифтілі пайдалануда барлық іріктеу
Айдаушы газдың меншікті шығыны ( Rr=350 м3/м3;
Жұмысшы клапан қондырғысының тереңдігі Lрк = Nвr = 2080м.
Газлифтілі қондырғысы жабдығының үздіксіз қозғалысының №415 ұңғымаға түсірілу жүйесінің
1) Алдын ала анықталған және тұрғызылған (4-сурет) координаттағы Р-Н
Рпл = 25,6 Мпа қимасы нүктесінде – сұйықтың гидростатистикалық
Рзаб = 22,69 Мпа қимасы нүктесінде – параметр О-ге
Ру = 2,4 Мпа қима нүктесінде – газлифтілі қондырғының
Рrу = 11,1 Мпа қима нүктесінде – құбыраралық кеңістіктегі
Ту = 293,97 қима нүктесі бойынша температураны алдын-ала жүргізілген
1-клапан:
І)Ұңғыма сұйығының статистикалық деңгейі жағдайында қондырғының тереңдігін есептейміз:
Нст = Lc – 106 * Рпл / (рпл
Нст= 2920 – 2,5 * 106 / (9,81*792,5)= -
Минус таңбасы ұңғыманың қотарылуын көрсетеді.
ІІ) Көтеру тізбегіндегі сұйықтың статикалық деңгейінің Нст өсуі кезінде
Нст=106 *(Рrу – Ру) / ((1-Fт/ Fкn) * Рж*g)=106
Нст=106 *(11,1 – 2,4) * (1-0,0592/0,1482) (9,81*792,5)= 941,21 м
Сондай-ақ Нст үлкен болғанда, онда ұңғымадағы сұйық деңгейі жоғары
III) Клапан қондырғысының тереңдігін L1 анықтаймыз, Ру = 2,4Мпа
1335 м тереңдігінде келесі параметрлерді анықтаймыз:
көтеру тізбегінің минималды қысымы Ртmin1=8,13 Мпа; құбыраралық кеңістіктегі газдың
IV) Клапан арқылы өтетін газ шығымы көтеру тізбегіндегі L1
Vr = Rr*Qж.ст / 86400, м3/с,
Vr = 350,4*200 / 86400=0,811 м3/с.
Сағаттық шығымын былай құдайды.
Vr = 350,4*200 / 24=2920 м3/с.
БГРА-2 ұңғымалық желінің жіберу қабілеттілігі 2800 м3/с құрайды. Сондай-ақ,
Vr=340*200/24= 283,33 м3/тәу,
Vr = 350,4*200 / 86400=0,811 м3/с.
Сағаттық шығымын былай құрайды:
Vr = 350,4*200/24 = 2920 м3/сағ.
V) Жоғарғы саналатын көрсеткіштерді анықтаймыз:
Rr = 340 м3/м3 болғанда:
W = 103 – 1,2/ (1,2-1) * 340 0,1
Rr, м3/м3
340
L1 = 1312 м
Р-min = 8,93 МПа
Рr1 = 12,70 МПа
Т1 = 311 К
Vr = 2833,33 м3/сағ
Vr = 340*200/86400 = 0.787 м3/сағ.
VI) Клапанның қақпақ ортырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін анықтаймыз. Ол
P2/P1 = Pr min/Pr1= 8.93/12.70 = 0.703,
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрі:
Мұнда, V – шығын коэфиценті, n = 0,85
Р1 = Pr1 – саңылауына салыстырғандағы тығыздығы, «Б» бумасы
VII) Номаграмма бойынша саңылау диаметрі алдын-ала есептеледі:
Байқау коэффиценті:
К1 = 0,0731 * √рr * T1 = 0,0731
газ шығыны:
Vr1 = 8,64*К1*Vr \ 8,64*1,1246*0,787 = 76,5 т м3/тәу,
Номограммада dот = 7 мм, яғни есептеудегіге салыстырмасы түрде
VIII) Клапанның өлшемдерін кестеден таңдаймыз. КС-25 клапанында dот =
IX) Тереңдегі клапан қондырғысының – сильфондағы қысымын анықтаймыз:
i=n-1
Рсп = (Р1(Lп) – Σ Р+Рт min
Рс1= (12,70+8,93*0,190) (1,190=12,09) МПа
Мұнда, Pr (Ln) – клапанның п-ші қондырғысының тереңдігінде көтеру
Кк.п., Кс.п – коэффиценттері Кк = 0,190 және Ке=Кк+1
Х) Клапанның тарифы параметрлерін есептейміз температуралы коэффиценті:
Ст1 = Т1/Тст = 311/293 = 1,0614,
Мұнда, Т1 – қондырғының тереңдігі температурасы,
Тст = 293 К-стандартты температура.
Тарировканың нақты қысымын анықтаймыз:
Ртар1 = Рс.ст. * Кс = 11,40 *
Мұнда, Рс.ст – зарядтталған клапанның қысымы.
Рс.ст1 = (12,7+8,93*0,190)/1,19*1,0614=11,40 МПа
2-клапан.
Клапан қондырғысының L2 тереңдігін анықтаймыз, ол үшін мына нүктеден
= 13,29-0,3=12,89 МПа) нүктесін жалғастыратын 9 түзу жүргіземіз. Р
Р1 = (Рт max1 - Pr min1 )*Кк1=
L2 = 1750м тереңдіктегі клапан қондырғысын жүйелі анықтаймыз:
Ртmin = 10,91 МПа
Құбыраралық кеңістіктегі газдың қысымы:
Рro2 –Pr2 - P1 = 13,29
Құбыраралық кеңістіктегі газдың температурасы: Т2= 317К. Клапанның қақпақ отырғызатын
Рr min2 /Pro2 = 10,91 / 13,045 = 0,836
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін анықтамйыз: С2=0,362
dот = √ 0,0532*0,787*(0,1/273,1)*(0,761*317)0,5 / (13,29*0,85*0,362)= 7,63*10-3м
Клапанның өлшемдерін кестеден таңдаймыз. КС-25 клапанында: dот=8 мм; К=0,19
Тереңдегі клапан қондырғысының сильфонды қысымын анықтаймыз:
Рс2= (13,29-0,245+10,91) / 1,19=12,872 МПа
Клапанның тарирлі параметрлерін есептейміз:
Температуралы коэффиценті: Сr2=Т2 (Тст =317/293=1,0819К; зарядтталған қысымы: Рс
Тарировканың нақтылы қысымы:
Ртар2=11,933*1,19 = 14,20 МПа
3-клапан.
Клапан қондырғысының L3 тереңдігін анықтаймыз, ол үшін мына
Р координатындағы көлбеу қиылысатын (Н=L2=1750 м) нүктелері 2 қисықта
Екінші клапанның жабықтығын қамтамасыз ететін құбыраралық кеңістіктегі қысымның түсуін
Р2=(Рт max2 – Pт min2 )* Кк2 = (11,71-10,91)*0,19=
L3=1750 м тереңдіктегі клапан қондырғысын жүйелі анықтаймыз:
Құбыраралық кеңістіктегі газдың қысымы:
Рro3=Pr3 - P1 - P2=13,69
Қондырғының тереңдегі температурасы Т3=320К
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін есептейміз, ол үшін
Р2/ P1=Рт min3 /Pro3=12,00/13,293=0,910
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылаудың диаметрін анықтаймыз: С3=0,283
dom=√0,0532*0,787*(0,1/273,1)*(0,761*320)0,5/(13,69*0,85*0,283) = 7,046*10-3м.
клапанның типтік өлшемдерін кестеден таңдаймыз. КС-38 клапанында: dоm=9,5мм; К=0,130
Тереңдігі клапан қондырғысының сильфондағы қысымын анықтаймыз:
Рс3=(13,69 – 0,245 – 0,152 +1200*0,130) /1,130=13,156 МПа клапанның
Температуралы коэффиценті:
Ст3=Т3/Тст=320/293=1,0922К;
Зараядтталған қысымы:
Рс сm3= (13,69+12,10*0,13) / (1,13*1,0922)=12,367 МПа;
Тарировканың нақтылы қысымы:
Ртар3=12,367*1,13 = 13,975 МПА
4-клапан.
Клапан қондырғысының L4 тереңдігін анықтаймыз, ол үшін мына нүктеден
Р= Pкл + Р1+
Үшінші клапанның жабықтығын қамтамасыз ететін құбырарылық кеңістіктегі газ қысымының
Р3=(Рт min3 – Рт min3) * Кк3= (12,2 –
L4=2170м тереңдіктегі клапан қондырғысын жүйелі анықтаймыз:
Рт min4=12,70 МПа
Құбыраралық кеңістіктегі газдың қысымы:
Рro4=Pr4 - P1 - P2
Қондырғының тереңдегі температурасы:
Т4=322 К
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін есептейміз, ол үшін
Р2/ P1=Рт min3 /Pro4=12,79/13,48=0,942
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін анықтаймыз: С4=0,230
dom=√0,0532*0,787*(0,1(2,731) – (0,761*322)0,5 / 13,89*0,85*0,230) = 7,046*10-3м.
Клапанның типтік өлшемдерін кестеден таңдаймыз КС –38 клапанында: dom=
Тереңдегі клапан қондырғысының сильфондағы қысымын анықтаймыз:
Рс4= (13,89-0,245-0,152-0,013+1270*0,130) /1,130=13,390 МПа
Клапанның тарирлі параметрлерін есептейміз: Температуралы коэффиценті:
Ст4=Т4/Тст=322/298=1,099
Зарядтталған қысымы:
Рс ст4= (13,89+12,7*0,130)/(1,13-1,099) = 12,514 МПа
Тарировканы нақтылы қысымы:
РтарV=12,514*1,13=14,14 МПа
5-клапан.
Сондай-ақ, төртінші клапан қондырғысының тереңдігі жұмысшы клапан қондырғысының тереңдігіне,
Жұмысшы клапанның жұмысының ерекшелігін (газлифтілі қондырғысының жұмысы кезінде үнемі
Көтеру тізбегінің төртінші клапан деңгейіндегі максималды қысымын анықтаймыз. (Н=0;
Р1– Р2 – Р3 –
Төртінші клапанның жабдықтығын қамтамасыз ететін құбырлық кеңістіктегі қысымның түсуін
Р4= (12,71-12,70)*0,13=0,0013 МПа
L5=2310 м тереңдіктегі клапан қондырғысын жүйелі анықтаймыз:
Рт min=13,28 МПа
Құбыраралық кеңістіктегі газдың қысымын:
Рro5=Pr4 - P2 - P3 –
Қондырғының тереңдегі температурасы:
Т5=324К
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін есептейміз, ол үшін
Р2/Р1=Рт min5/Pro5=13,28/13,66=0,972 МПа
Жұмысшы саңылаудың диаметрі: С5=0,164
dom=√0,0532*0,787*(0,1/273,1)*(0,761*324)0,5/((14,09*0,85*0,164)=7,046*10-3м сондай-ақ, жұмысшы саңылаудың диаметрі 11,07 мм кем болмауы
2.14 -кесте - Есептеу қорытындысы
Кла-
пан
№ Есеп-
тегі
саңылаулар,
мм Кла-
пан Саңылаулар,
Мм Кк L,
М Т,
К Pr
МПа Prmin,
МПа Рі,
МПа Рс,
МПа Ст Ртар,
МПа Рсст,
МПа
1 7,046 КС 8 0,19 1312 311 12,70 8,93
2 7,63 КС 8 0,19 1750 317 13,29 10,91
3 8,52 КС 9,5 0,13 1995 320 13,69 12,00
4 9,4 КС 9,5 0,13 2170 322 13,89 12,71
5 11,07 Саңы-лау 11,5 - 2310 324 14,09 13,28
№415 ұңғыма үшін
Газлифтілі ұңғыманың жер асты жабдығының сызбасы
Жүргізілген есептеулер бойынша №415 ұңғыманы үздіксіз газлифтілі пайдалануға жіберу
Жұмысын және қосылуын пакер қондырғысынан 50м жоғарыға, ал пакерді
Жаңажол кен орнының газлифтілі ұңғымаларының жер асты жабдықтарының қиыстыру
2.15-кесте -Газлифтілі ұңғыманың жер асты жабдығының қиыстыру сызбаларын салыстыру.
Көрсет-
Кіштер Үздіксіз –дискрет-
ті газлифті кезін-
дегі РПС-73 рет-
тегіштерінің орна-
ласу схемасы №415 ұңғы үшін
есептеу қорытын-
дылары және кла-
пандар схемасы “Гипровостокнефті” институтымен қаралған клапандардың орналасу схемасы
Игеру объектісі 2086 (Д6+Ди), 645(В), 2133(Д6), 2378 (Д ІІІ).
Б
Б; В
Есептеу әдістемесі Ф.Поэтман – П.Карпентер Ф.Поэтман –
П. Карпентер
А.П. Крылов
Клапан-дардың орналасуы №2086 ұңғы-1702,17м
№645 ұңғы-1631,41м
№2133 ұңғы-1895,45м
№1378 ұңғы-1648,40м 1 клапан –1312м
2 клапан – 1750м
3 клапан – 1995м
4 клапан – 2170м
жұмысшы саңылау –2310м 1 клапан –400м
2 клапан –1100м
3 клапан – 1700м
4 клапан – 2100м
5 клапан – 2500м
Әдебиеттер Жаңа технологиялар: Үздіксіз дискретті газлифт ЖШС “МАБС” Ақтау
1.10.2 Ұңғымаларды үздіксіз газлифтілі пайдалануға көшірудің техникалық дәйектемесі
1) “Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений
Республики Казахстан” (23 бет): “Газлифтілі әдіспен пайдалануға белгіленген ұңғымалардың
Ұңғыманы салудағы техникалық жобасы болып тампонажды ерітінінің көтерілуі салалары:
конструктордан – ұңғыма сағасына дейін;
аралық тізбектен кейін – кем емес, бірақ – асып
- пайдалану тізбегінен кейін:
а) айдау және газ ұңғымалары үшін – сағаға дейін
Үздіксіз газлифтілі пайдалануға белгіленген ұңғымалардың конструкцияларын салыстыра келгенде келесі
2) Технологиялық есептердің ойдағыдай шығарылуы газсұйық ағымының нақты ерекшеліктерінің
Жаңажол кен орнының пайдалану мінездемелерін салыстырайық:
Мұнайдағы газ көлемі – 235,5 – 382,3 м3/т.
Мұнайдың тұтқырлығы – 0,28 – 0,53 сП.
Судың тұтқырлығы – 0,55-0,60 сП
СКҚ ішкі диаметрі – 0,059 м.
Бұл жағдайда Д.Поэтман мен П.Карпентердің әдісі есептеуге ең қолайлысы
3) Үздіксіз газлифтің қолданылу облысы жоғары өнімді, газ факторы
Q = 4*104/Н;
Мұнда, Q – ұңғыма өнімі, м3/тәу.
Н – сұйықтың көтерілу биіктігі, егер динамикалық деңгейі ұңғыма
КҚ – І үшін: Q=4*104/2800=14,3 м3/тәу;
КҚ - ІІ үшін: Q=4*104/3800=10,4 м3/тәу.
Үздіксіз газлифтілі әдіске көшірілетін ұңғымалар сұйығының өнімділігі
4) Ұңғымаларды үздіксіз газлифт әдісіне ауыстыру үшін сұйықтың ағып
Ұңғымаларға қажетті суйық көлемінің ағып келуін қамтамасыз ететін түп
Рзаб=Рпл – Qж.ст/к, МПа
№415 ұңғыма: Рзаб=25,6 – 40/69,75=25,03 МПа.
№2077 ұңғыма: Рзаб=25,3 – 40/2,4 =8,63 МПа.
Газлифтке ауыстырудағы айдалынатын газдың есептелу қысымы Рr.у.=11,1 МПа. №2077
Келесі есептеулерді №415 ұңғымаға жүргіземіз. №415 ұңғылық ағымдағы өнімділігі
4)Нақты кәсіпшілік жағдайларда әр ұңғының газ факторын
емес, себебі АТӨҚ қондырғыларының айырғыш өлшеуіштері газдың болуын өлшеудің
Ұсыныстар мен мінездемелер
Газлифтілі қондырғының есептеулері мен техникалық дәйектемелерінің негізі ретінде мыналарды
1) Үздіксіз газлифтілі пайдалануға ауыстырылатын ұңғымаларды «Ұңғымаларды үздіксіз газлифтілі
2) Күтіліп отырған теориялық өнімділік 40 м3/тәу болғанда, ұңғымаларды
3) СКҚ түзбегінде газсұйық ағымының есептеулерінің әдістемелерін талдау және
4) Жаңажол кен орнындағы үздіксіз газлифт әдісіне ауыстырылатын ұңғымалар
5) Есептеулер жүргізген кезде бастапқы берілгендер есебінде жобалық газ
6) Үздіксіз газлифтілі пайдалануға белгіленген ұңғымаларға қабат температурасын, қабат
7) Ұңғымаларды үздіксіз газлифтке ауыстырғаннан кейін қолайлы меншікті газ
1.11 Жаңажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифт әдісіне ауыстыру
Газлифтілі ұңғымалардың сағасына арматура орналастырады (ұңғымаға түсірілген құбырларды ұстап
Манометр буферлік және құбыр сырты кеңістігіндегі қысымдарының ауытқуын бақылау
Газлифтілі ұңғыманың сағасын свечаға шығатын үрлеу желісі
2 Экономикалық бөлім
2.1 "Октябрьмұнай" МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты
"Октябрьмұнай" МГӨБ 1984 жылы ұйымдастырылған. Осы келтірілген басқарма құрамы
Сонымен қатар "Октябрьмұнай" МГӨБ-на бағынатындар: бас инженер құрылыс жағынан,
2.2 Негізгі және көмекші өндірістік ұйымдар
"Октябрьмұнай" МГӨБ-сы төрт ұйымдық бөлімше топтардан тұрады:
-басқару аппараты;
-инженерлі-техникалық қызмет;
-өндірістік қамтамасыз ету базалары;
-цехтар және мекемелер.
Соңғысы басқарма бастығына тікелей бағынады.
Кәсіпорындардың біртұтас өндірістік процесі негізгі және көмекші процестерге бөлінеді.
МГӨБ-ның негізгі өндірістік процесі, мұнай және газ өндіру, кептіру,
Негізгі процестер үшін, өнеркәсіпке қолайлы жағдайдың мақсатында көмекші процестерді
-өндіріс құрал-жабдықтарын күту және жөндеу;
-сумен қамтамасыз ету;
-энергиямен қамтамасыз ету;
-материалды-техникалық жабдықтау және т.б.
Басқармадағы көмекші өндіріс болып, скважиналарды жерасты жөндеу алаңы, мұнайды
Көмекші процестерді жасау, (бөлімде және қызметте) техникалық процестерге қолайлы
-Еңбек құралдарын жылжыту бойынша немесе тиеу және түсіру жұмыстарында;
-Бақылаушы тексеру және сынауда жасалған еңбек құралдарына сәйкес қойылатын
-Шартты меңгеру бойынша зерттеу қажетті өндірістік процесс көрсеткіштері;
-Геологиялық барлау пайдалы қазбаларды барлау бойынша.
2.3 "Октябрьмұнай " МГӨБ-ғы жалақы және еңбекті ұйымдастыру
Кез-келген кәсіпорында, соның ішінде мұнайгаз өндіру кәсіпорнында еңбекті ұйымдастыру,
Еңбекті ұйымдастыруға кіретіндер:
а) жұмыс орнын ұйымдастыру және қызмет көрсету;
б) жұмыс режимі;
в) жұмысшы кадрларды орналастыру;
г) еңбекті қорғау және техникалық қауіпсіздікпен қамтамасыз ету;
д) жұмысшылардың сапасын жоғарылату және дайындау, іріктеу;
е) сайысты ұйымдастыру.
1998 жылдың 1 қаңтарынан бастап "Октябрьмұнай " МГӨБ-да тізім
Орташа тізімдік сан 1035 адамды құрады, оның ішінде 735-і
Барлық жұмысшылармен жасалған 239735 адам-күн, календарлы кезеңнің пайдалану коэфициенті
Жұмысшы уақытын жоғалту 0,018 күнге төмендеді бұл 1995 жылғы
Жұмысшылардың еңбек өтемі уақытылы сыйақылы жасалған және жанама жасалған
Жұмысшылардың орташа разряды 4,0-ді құрайды.
2004 жылы 21 жұмысшының профессиясын біріктіріп, 15% көлемінде жалақы
2.4 Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне талдау жасау
Жаңажол кен орны игеруге 1984 жылы енгізілген. Тәжірибе алаңын
Өндіру және айдау скважиналарының әсерсізденуінің негізгі себептері:
-жабдықтарды жөндеу;
-құм тығынын жою үшін скважиналарды тоқтатып қою.
Нақтылы мұнай өндіру 2004 жылы 3321,5 мың тонна, жоспар
-сұйық іріктеуінің жетіспеуіне және де шығыммен әсер етуші скважиналардың
-Дв және Дн объектісінде көптеген скважиналардың фонтандауының тоқтатылып, пайдаланудың
-бұл кеніштер бойынша нұсқалық судың нашар белсенділігі байқалады, нәтижесінде
2.4.1 Өнімнің бірлігінің өзіндік құнын талдау
Өнеркәсіптік өнімнің өзіндік құны - бұл өнімді өндіру мен
2004 жылы товар өнімінің бір тоннасының өзіндік құны 6121,5
Жалпы товарлы өнімді өндірудегі кәсіпорынның жалпы шығыны, өндірістегі арнайы
2.5 Скважинадан 1 тонна мұнайды көтеруге кеткен шығындарды есептеу
Жабдықтың жұмыс режимін және оларды қажетті құрастырудың әртүрлі варианттарының
Бұл кезде сәйкес көрсеткішке қатысты барлық қатысты шығындар баптарын
Скважинадан мұнайды көтергенде шартсыз өзіндік құнын және келтірілген шарттық
1. Қондырғының қалыпты жұмысы үшін қажетті резервтік құрал жабдықтар
2. Жылына 1 скважинаға келетін және қондырғы жұмысының режимі
-сұйықты жоғарыға шығару үшін энергияға шығындар;
-жерүсті жабдықтауымен скважиналарды жерасты ағымдағы жөндеуге кететін шығындар;
-жабдықтың құнына амортизациялық жарналар.
Газлифтіні пайдалану скважинасының экономикалық тиімділік есебі
Газлифтіні пайдалану кезінде скважинаның шығымдылығы 18 т/тәулік болды, ал
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,
Q1 = q1 Тэ Кэ =18
мұнда, Тэ — скважинаны пайдаланудың тиімді уақыты, күн
Кэ — пайдалану коэффициенті
Шараларды жүргізгеннен кейінгі мұнай өндірудің нақты көлемі
Q2 = q2 Тэ Кэ =28
мұнда, Q2 - шараларды жүргізгеннен кейінгі мұнайдың орта күнделікті
Q = 9300,2 - 5978,7 =3321,5
Өндіру шығындары келесі түрде есептеледі
1) Скважина ШТС-қа көшіру кезіндегі дайындау-аяқтау жұмыстары
Рскв = S r t
мұнда S- 1 норма сағат құны
r — жер асты жөндеу жұмысын жасайтын адамдар саны
t — жөндеуге кеткен уақыт, сағат
Рскв = 850 9 6 =12240 тг.
2) Скважина зерттеу (қондырғыны ауыстырғанға дейінгі) кейін
[2580 + (300 30) + (4060 S)]
2580 — партияны шақыру, теңге
30 — партияның скважинаға барып келу жолы, км
300 — 1км үшін партияның жол ақысы, теңге
4060 — арнайы агрегаттың 1 сағат жұмысы төлемі, теңге
5 — агрегаттың жұмыс уақыты, сағат
3) Жабдықтарды ауыстыру
(33520 + 35330 + 16750) 2 = 171200
33520 — жабдықтарды түсіру құны, теңге
35330 — көтеру, түсіру кезіндегі опреацияларды дайындау аяқтау жұмыстарның
4)
Кесте-1 Қондырғының, құрал-жабдықтардың амортизациясы
Құрал жабдықтар
Баланстық құны N
Амортизация, теңге
1 ТС-качалка 8555000 9,1 778505
2 Сорап НСН-2 664100 22,8 151414,8
3 Трансформатор 203100 10,5 21315
4 Сорапты компрессорлы құбыр 1468125 9,2 135067,5
5 Штангілер тізбегі 273110 18,7 51071,57
6 Құбырларды құрастырудың 140000 1,5 2100
7 Басқада құрал жабдықтар 600000 3,2 19200
Барлығы
1158673,87
теңге
теңге
теңге
теңге
теңге
теңге
5) Мұнай өндіру бригадасының еңбек ақысы
ЕАҚ(АУП) = 3480 Кдол Ктар Кр
ЕАҚ(ИТР) =3480 1,50 6,8 1,14
ЕАҚ(ППП) = 3480 1,25 5,16 1,14
ЕАҚ 0,36 = 5190534 0,2 0,36
мұнда: 3480 — ең төменгі еңбек ақы
Қдоп - қосымша коэффициент
Ктар - тарифтік коэффициент
Кр - аудандық коэффициент
r - бригададағы адамдар саны
ЕАҚ - еңбек ақы қоры
Жер асты және жер үсті қондырғысын кезекті жөндеу.
7650 50 4 =1530000 теңге
мұнда, 7650 — кезекті жөндеудің 1 сағаттық орта
50 — бір жөндеудің орта уақыты, сағат
4 — жыл ішіндегі скважиналарды жөндеудің орташа жиілігі
7) Энергетикалық шығындар
4,0 49 3321,5 =651014 теңге
4,0 — 1 квт сағат бағасы теңге/квт. сағ.
49 — ШТС қондырғысымен скважина пайдаланудағы меншікті электроэнергия шығындары,
3321,5 — ШТС-қа аударғанда өндірілетін қосымша мұнай, тонна
8) Мұнайды дайындауға, сақтауға және деэмульсацияға кеткен шығындар
(242,15 + 214,6 + 130,5) 3321,5 = 1950551
1 тонна мұнайға шаққандағы кеткен шығындар
242,15 — сақтауға кеткен шығындар, тг
214,6 — дайындауға кеткен шығын, тг
130,5 — деэмульсацияға кеткен шығын, тг
9) Үстеме шығындар
5190534,02 0,9 = 4671480,618 тг
10) Өндірістен тыс шығындар
17378205,76 0,17 = 2954294,975 теңге
Өншығ. = 122400 + 171200 + 63760 + 115867,87
тг/т
Кесте —2 Техника -экономикалық көрсеткіштер
Көрсеткіштер Көлем
Күрделі қаржылар көлемі мың теңге 2930
Амортизациялық көлем мың теңге 1158,6
Еңбек ақы қоры мың теңге 5190,5
Энергетикалық шығындар мың теңге 651,0
Дайындауға және сақтауға
Кеткен шығындар мың теңге 1950,5
Жөндеу жұмыстарына кеткен шығындар мың теңге 1530
Өндірістен тыс шығындар мың теңге 2954294975
Үстеме шығындар мың теңге 4671480618
Жылдың пайдалану шығындары мың теңге 2033250073
Қосымша өндірілген өнім тонна 3321,5
1 тонна мұнайдың өзіндік құны теңге 6121,5
3 Еңбекті қорғау
3.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларын талдау
Газлифті комплекстегі еңбек шаралары басқа өндірістегі шараларға қарағанда
Газлифтілі пайдалану кезінде көптеген бақытсыз
Шикі мұнай мен газды конденсат құбыр
Сұйықтықта, оның қозғалысы кезінде статикалық электрлену мүмкін, искра
Мұнай мен үазды конденсаттың булар ауадан ауыр
Газдың ашық түрде бөлінуі фактілерді стояктардан,
Газлифтілі комплекстің объектілерін пайдалану кезінде
Ішкі коррозияның немесе тозуының себебінен
Реттеуіш және сақтандыру клапандардың істен
Газ коммуникацияларында және ұңғылар гидратты
Газлифтілі комплексінің объектілерін пайдалану кезінде (қосу
Қазіргі газлифті комплекс жоғары қысымды жүйе болып
Комплекстің барлық объектілері жоғары қысымда пайдаланылады.
Жоғарғы қысымның аппаратардың құбырлардың жарылу мүмкіндіктері байланысты, ол газ
Бақытсыз жағдайлар, ұңғылар шоғырындағы ысырмалармен
Тұйық жүйеде газ және газоконденсаттар қыздыру
Газлифтілі комплексте потенциалды қауіп болып жоғары қысымдарға газ
Қоршаған ортаның температурасы төмен болған кезде газлифтілі
Қауіпті факторларға сондай-ақ мыналар жатады: қоректену жүйесіне және компрессорлы
Гидрат түзілудің алдын-алу үшін газлифтілі пайдаланудың технологиялық
Технологиялық компрессорлардың жұмысы мұнымен байланысты,
Қозғаушы тораптар бар машиналар мен механизмдердің
Электроқондырғылардың және электржабдықтардың, электрлі машиналармен аппатардың барлық ток жүруші
3.2 Ұңғыларды газлифтілі пайдаланудың қауіптілігі
Компрессорлар агрегаттардың торцелі тығындауыштарынан газдың
Қысылған желі ену кезінде шикі газдың аз
Компрессорлы станция территориясындағы ауалы ортаның
Газ құбыры трассасы бойынша ауалы ортаның
Жоғары қысымды газ құбырын қорғау үшін газлифтілі комплексте,
Газокоммуникацияларда гидраттардың түзілуінің алдын алудың негізгі шараларына
ГКС мұздатқыш құбырларындығы гидроттардың түзілуін
Конденсатың түзілумен күресудің негізгі шараларына газды тасымалдаудың бастапқы учаскелерінде
Жұмысшы орындарда апаттың тууы кезінде оңтайлы шешімді қабылдау үшін
Ұңғы шоғырында автоматика және телемеханика көмегімен еңбектің
-керні клапан;
-қысым датчигі;
-реттеуші вентиль;
-шығын өлшегіш;
-химиялық реангенттерді енгізуге арналған бак;
-ысырнма;
температура датчигі;
-электрожетектеуіш;
Газомонифольд жоғары қысымды газ құбырыныа келетін қысым
Химиялық ренгенттерді беру жүйесі, реангенттерді
Газомнифольд қоймасындағы ауаның температурасы термодатчиктермен бақыланады. Төменгі шектегі
Газдану кезінде микропроцессорға сингал беріледі де технологиялық
Кернеулі ток жүргізуші бөліктерді абайсыз тиіп кетуді болдырмайтын етіп
Жерлестіру (заземление) электроқауіпсіздікті қамтамасыз етудің негізгі тәсілі
Ұңғыны жөндеу кезінде жылжымалы өздігінен жүретін агрегаттарды Азинмаш
Еңбек сыйымды типі механизацияға арналған аграгаттар ПАРС,
Құбырларды бұрау мен бұрып алуға арналған автоматтар
Қазіргі уақытта КМУ типі кілтермен көтерілген блригада қамтылған.Оларды
Газлифті комплексте өндірістік және метеорологиялық факторлардың кері
ГКС жұмысшылар қолайлы микроклматты бар және машина
Өндірістік учаскелер метанол саңылаусыздандырып жабылған ыдыста сақталған. Метанолмен
Газ құбырларын, конденсат құбырларын және мұнай
ГКС объектілерінде жұмысшылардың дем алуына арналған тұрмыстық
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
4.1 Атмосфераны, гидросфераны және литосфераны (топырақ, жер қойнауы) ластайтын
Жаңажол кен орынында барлама ұңғымаларды бұрғылау бағдарламасы бойынша күнделікті
Биосфера компоненттерін ластаушы негізгі көздер.
Негізгі ластаушы көздер келесілер:
- мұнай өндіру;
- Аташ карьері;
- тазартылған бұрғылау шламын көметін орындар;
Осылайша, мұнай қалдықтарын тастау келесі жағдайларда жүзеге асады:
- бұрғылау қондырғысын жинау;
- жою және құлату;
- бұрғылау жұмыстары.
Атмосфераға қалдықтар тастау келесі жағдайларда болады: бұрғылау қондырғысын жинау,
4.1.1 Атмосфераны ластау көздері
Атмосфераның химиялық ластануы. Жаңажол кен орнының атмосфераға әсер ету
Жаңажол кен орнының өнеркәсіптік алаңында ластаушы заттардың 30 стационарды
Ұйымдастырылған көздерге қазандардың түтіндік мұржалары, топтық өлшеу қондырғыларының
Ұйымдастырылмаған көздерге сальникті, фланецті қосылыс-тардың, 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 алаулы
- қалдықтарды өртеу;
- мұнайы бар шламдарды жылулық десорбциялау;
- шаңдану.
Жаңажол кен орнында барлау жобасы бойынша атмосфераға тасталатын қалдықтарды
Адамның ағзасына әсеріне байланысты лақтырылатын заттар санитарлық нормаларға сәйкес
Кесте 4.1.1.1 – Күнделікті іс-әрекет барысындағы қалдықтар көлемі
Қалдық көзі Мөлшері
Техникалық су 1.137м/(ауыз су+басқа көздер)
Артық техникалық су