АНДАТПА
Альфа теңіз кен орны бойынша бұл дипломдық жоба 5
геологиялық, техника-технологиялық, экономикалық, еңбек және қоршаған табиғи ортаны қорғау.
Геологиялық бөлімінде Альфа теңіз кен орны туралы жалпы мағлұматтар
Техника-технологилық бөлім кен орнының игеру тарихы мен қазіргі жағдайдағы
Экономикалық бөлімінде мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы, қызметкерлер жалақысы
Еңбек қорғау бөлімінде өндірістік қауіпті және зиянды факторлары талданып,
Қоршаған табиғи ортаны қорғау бөлімі атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану
АННОТАЦИЯ
Данный дипломный проект по местораждению Альфа теңіз состаит из
Геологическую часть входят общие сведения о местораждении Альфа теңіз
Технико-технологическая часть рассматривает историю разработки месторождения и текущего состояния
Экономическая часть показывает организационную структуру НГДУ и заработную плату
В разделе охрана труда рассмотрены анализы факторов опасных и
В разделе охраны окружающей природной среды проведен анализ технологических
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 2
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 3
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат 3
1.2 Кен орынның игерілуі мен геологиялық зерттелу тарихы 4
1.3 Литологиялық-стратиграфиялық сипаттама 6
1.4 Тектоника 11
1.5 Мұнайгаздылығы 12
1.6 Сулылығы 23
2 ТЕХНИКАЛЫҚ - ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 26
2.1 Альфа теңіз кен орнын игерудің қысқаша тарихы мен
2.1.6 Ұңғыны пайдалану көрсеткіштері 31
2.1.7 Альфа теңіз кен орынын игеру барысынан туындайтын тұжырымдар.
2.2 Фонтанды ұңғыларды жөндеу. 33
2.3 Фонтанды ұңғыларды пайдалану. 35
2.4 Фонтанды ұңғыларды игеру. 35
2.4.1 Фонтанды үңғының жер асты және жер үсті қондырғылары.
2.4.2 Жер асты және жер үсті қондырғыларын тоттанып-тозуымен күресу.
2.4.3 Фонтанды ұңғыларда парафин түзілуімен күресу. Күрес тиімділігі 43
2.5 Фонтанды ұңғыларды зерттеу 44
2.6 Кен орнындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы 45
2.7 Фонтанды ұңғыларды зерттеу әдістері мен технологиялары. Зерттеу кезінде
2.8 Фонтанды ұңғыларды зерттеу мәліметтерін өңдеу. Өнделген мәліметтерді пайдалану.
2.9 №2243 Типтік ұңғысына фонтанды көтергішті таңдау 48
2.9.1 Жаңажол кен орнының №2243 ұңғысын (фонтанды) есептеу 48
2.9.2 Фонтанды ұңғы пайдаланудың нақты жолын жобамен салыстыру 60
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 85
3.1 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы 85
3.2 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
3.2.1 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысының жағдайы
3.3 Техника-экономикалық көрсеткіштердің талдауы 91
3.4 Күрделі қаржыны есептеу 93
3.5 Жылдық өндіруге кеткен шығындар: 94
3.5.1 Энергияға кететін шығын 95
3.5.2 Жер асты жөндеуге кеткен шығын 95
3.5.3 Амортизациялық төлемдер 95
3.5.4 Еңбек ақы қоры шығындары 95
3.5.5 Еңбек ақы қоры төлемдері 96
3.6 Мұнайдың өзіндік құнын есептеу 96
3.7 Экономикалық тиімділік 96
4. Еңбек қорғау 99
4.1 Өндірістік қауіпті және зиянды факторларды талдау 99
4.2 Қорғаныс шаралары 100
4.2.1 Қауіпсіздіктің жалпы шаралары 100
4.2.2 Қауіпсіздік техникасы 102
4.2.3 Санитарлық-гигиеналық шаралар 104
4.2.4 Өртке қарсы шаралар 104
5 Қоршаған табиғи ортаны қорғау 105
5.1 Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде қарастыратын технологиялық
5.1.1 Атмосфераның ластану себептері 107
5.1.2 Гидросфераның ластану себептері 107
5.1.3 Литосфераның ластану себептері 108
5.2 Ұйымдастыру шаралары 108
5.3 Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары 109
5.3.1 Атмосфераны қорғау 109
5.3.2 Гидросфераны қорғау 111
5.3.3 Литосфераны қорғау 112
ҚОРЫТЫНДЫ 114
ПАЙДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 116
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып табылып,
Қазақстан Республикасы – мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына бай
Осы “дипломдық жобаның” негізі болып отырған Альфа теңіз кен
Альфа теңіз кен орны 1984 жылдан бастап өндірістік
Қазіргі уақытта мұнай, газ карбонаттар қабаттың, яғни КТ-1 және
Осы “дипломдық жоба” жұмысында Альфа теңіз кен орнының КТ-1
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне талдау
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат
Альфа теңіз кен орны Орал үстірті аймағындағы Мұғаджар тауымен
Жергілікті жер рельефі дөңес қыраттардан, сайлардан құралған және плюс
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сондықтан қатар ылғалдылығы өте
Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендеріне кен орынның
Атырау-Орск мұнай құбыры 100 шақырым жерден өтеді. Жақын темір
“CNPC Ақтөбемұнайгаз” акционерлік қоғамының базалық орталығы Альфа теңіз кен
Ақтөбе аудандық орталықтан Альфа теңіз кен орнына
1.2 Кен орынның игерілуі мен геологиялық зерттелу тарихы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.К.Ковалевский және А.П.Гаригросс
Жұмыс қорытындысына геологиялық карта және территорияның тектоникасы мен стратиграфиялық
1949-ы жылы В.И.Сомодуров және И.В.Иванов 1:200000 масштабында 40–ХХХІV парағын
1952-1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында карталық бұрғылауды А.С.Зингер
1960-ы жылы Альфа теңіз ауданында Ақтөбенің геофизикалық экспедициясы толқынның
1961-ы жылы Альфа теңіздің тұзасты құрылымында жобаланған 3200
1976-ы жылдан бастап іздестіру жұмыстарын “Ақтөбемұнайбарлау” экспедициясы, ал, 1978-і
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978-і жылы наурыз айында №4
1981-і жылдан бастап Альфа теңіздегі барлау ұңғыларын бұрғылау
1981-і жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен “Ақтөбемұнай”
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының “Ақтөбемұнайгаз” акционерлік қоғамының “Октбярскмұнайгаз”
1.3 Литологиялық-стратиграфиялық сипаттама
Альфа теңіз кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі таскөмір
КТ-І өнімділік қабатынан мұнай-газ қоры анықталғаннан кейінгі уақыттың
Қарастырылып отырған кен орынның анықталған қимасы жыныстардың төрттік, төменгі
Төменде кен орынды құрастыратын бөлімдердің және жүйелердің анықтамалары келтірілген.
Pz - тобы
С – таскөмір жүйесі
С1 – төменгі бөлім
Альфа теңіз кен орны көлемінде анықталған барынша ерте
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі карбонатты қабатпен ауысады. Олардың
С2 – ортаңғы бөлім
Ортаңғы карбон жыныстары башкирский және москвалық ярус құрамында аршылды.
С2в - башкирлік ярус
Бұл жастағы жыныстар №1-С ұңғысының 3892–3668 метр аралығында толық
Құрамында сұр және ақшыл-сұр әктастар органогенді-түйірлі, аргиллит аралас массивті
С2m1 - москвалық ярус
Мұның құрамы екі ярусқа бөлінеді. Төменгі москвалық ярусының №1-С
С2т2 - жоғарғы москвалық ярусы
Бұл ярус мячковтық және подольдық горизонттарымен сипатталады. Подольдық горизонтының
С3 – жоғарғы бөлім
Жоғарғы карбонатты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы геологиялық каротаж
С3K - Касимовтық ярус
Жыныс жасы ұңғылардағы фораминиферлердің кешенінен, яғни 5 (2832-2824), (2824-2819),
Литологиялық қатынаста ол ауданның көптеген бөлігінде әктастар және доломиттерден
С3g - Гжельдік ярус
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден
Жыныс ішінде сульфатты және карбонатты қабаттар бар. Оның басқа
Қарастырылып отырған гжель ярусы бөлігінің жасы №12-і ұңғыда аралығы
Жоғарғы КТ-І карбонатты қабатында негізінен газоконденсатты қор сақталған. Карбонатты
P – Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері төменгі және жоғарғы бөлімдерден берілген.
P1 – Төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі асселдік, сакмардық, артиндік және кунгурлік ярус
Pla+s - Ассельдік-сакмарлық ярус
Ассельдік-сакмарлық терригенді қабат қалыңдығы гжель терригенді карбон қабатымен бірге
Литологиялық байланыста бұл аргиллиттер, қыйыршық топырақтар, алевролиттер, жиі-жиі гравелит
Ассельдік ярусының қалыңдығының жасы 1-і ұңғының 2647-2645 және 2498-2495
Сакмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, яғни 5-і ұңғыда кездескен.
P1K - Кунгурлік ярусы
Кунгурлік ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы карбонат үсті терригенді қабатымен
Кунгурлік ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді-галогенді аргиллит араласқан
Кен орынның кунгурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді-сульфатты қабаттар жатыр.
Оның негізгі бөлігі 4 метрден 48 метр қалыңдықта кездескен
Р2 – жоғарғы бөлімі
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында жеке
Жоғарғы пермь бөлігінің қалыңдығы солтүстік төбешіктерімен ұштасқан жерде 633
MZ – мезозой тобы
Т – триас жүйесі
Триас шөгіндісі Т1 төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық шұбар
J – Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі, ортаңғы және жоғарғы болып құрамдарына байланысты
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара-сұр түсті, құм қиыршық топырақтардан, тығыз
К – Бор жүйесі
Бұл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конгломерат
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28-132 метр аралығында өзгереді. Қалыңдықтың минималды
Q – Антропогенді жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің қалыңдықтары онша емес, небары 2 метр
1.4 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Альфа теңіз ол кен орны Каспий
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданның интенсивті түсуі және
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын маңда
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары бөлінген.
Шығыстан батысқа қарай Альфа теңіз, Кенқияқ, Қожасай, Шұбарыш қатарларының
Альфа теңіз қатарының бір ерекшілігі қуатты карбонат массивтерінің дамуы
Сейсмикалық мәліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен салыстырғанда әр түрлі локалды
Құрылым картасында жоғарғы карбон шөгінділерінің табаны бойынша екі локалды
Жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 9(5 шақырым құрап, онша
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша гжельдік ярусының
Альфа теңіз дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып,
Ол екі локалды дөңестен тұрады. 50-і ұңғы ауданына солтүстік
1982-1985 жылдар аралығындағы ауданды барлау ұңғыларымен бұрғылаған кезде төменгі
1.5 Мұнайгаздылығы
Альфа теңіз кен орны Қазақстандағы өнімділігі карбонатты коллекторларға байланысты
Альфа теңіз аймағынының мұнай-газдылығы туралы алғашқы мәлімет 1-і ұңғыда
Кейін 1978-і жылы 31-і шілдеден 2-і тамызға дейінгі аралықта
КТ-І бірінші карбонатты қабаты
Оның 398 метрден (92-і ұңғы )-548 метрге (41-і ұңғы
КТ-І өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі жағын, касимов ярусының
1982-1985 жж барлау ұңғыларының алаңын бұрғылау процесіндегі төменгі карбонатты
КТ-І өнімділік қабатының мұнай-газ қорын анықтағаннан кейін кен орынның
Жоғарыда айтылғандай кен орынның мұнай-газдылығы айтылған екі қабаттармен байланысты.
398(№92-і ұңғы)–548(№41-і ұңғы) метр қалыңдықтарды құрайтын бірінші карбонатты КТ-І
Қабат қимасында каротаж қисығы мәнінің сипаты бойынша жыныстардың тығыздығы
Стратиграфиялық тұрғыдан алғанда А өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі
Бұл қабаттардың қанығу сипаттамасы олардың көмірсутектеріне байланысты, яғни А
Барлық өнімділік қабаттар өздерінің арасында бір гидродинамикалық системамен бірлескен,
Жаңа ұңғыларды бұрғылағанның нәтижесінде мынандай көрсеткіштер пайда болды: 180(внк-1650м);
СМБ(ВНК) ең жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік периклинальда
СМБ ЖГҰЗ(ПГИС) мәліметтері және сынау нәтижесі бойынша қабылданды. Сөйтіп,
Төменде КТ-І карбонатты өнімділік қабатының қысқаша сипаттамасы берілген.
А қабаты 650 метр қалың қабаттардан құралған, гжелдік және
Кеніштің солтүстік бөлігінің шығыс қанат коллекторлары өткізгіштігі жоқ ангидрит
Б қабатында мұнай-газ қабатының үлкен көлемі жатыр, ол А
В қабаты Б қабатынан 4-74 метр төменде орналасқан. Айтылып
Кеніштің екеуі де мұнай кеніші, газ шапкасының биіктігі аса
В' қабаты жоғарыда айтылған қабаттардан 350 метр төменірек және
В' қабатының қоры тек қана солтүстік бөлігінде анықталған,
КТ-ІІ екінші карбонатты қабаты
КТ-ІІ екінші карбонатты қабатының КТ-І екінші карбонатты қабатынан айырмашылығын
Игеру объектілеріне бөлу мақсатымен КТ-ІІ өнімділік қабатының қорын бөлек
Стратиграфиялық жағынан алғанда Г қабатының негізгі қималық бөлігі москвалық
КТ-ІІ қабатында тектоникалық блоктардың бұзылуынан түзілген 1-ші және 2-ші
Су-мұнай жапсары(ВНК) бар кеніштер әр түрлі құрылымды учаскелер үшін
Сонымен, 1-ші блоктың оңтүстік-шығыс бөлігіндегі су-мұнай жапсары абсолюттік белгісі
3-ші блокта газ мұнай жапсары(ГНК) №36-ы ұңғыны сынау нәтижелері
Су-мұнай жапсары мына абсолюттік белгі бойынша яғни минус 3603
Мұнайлылықтың едәуір көп болған кезінде су-мұнай жапсарының блок бойынша
Г қабатының І блогы (оңтүстік күмбезі) тек қана төменгі
Екінші блокта Г өнімділік қабаты жоғарғы Гв-ІІ горизонтымен сипатталған.
ІІІ-і блок қарастырылып кеткен алдыңғы екі блокқа қарағанда үлкен
Д қабаты І және ІІІ блоктарда орналасқан екі мұнай
Қабаттың І-і төменгі бөлігінде тығыз жыныстарға толы қабат коллекторлары
Кеніштер күмбезді, тектоникалық шектеулі, литологиялық шектеулі, жоғарғы горизонт массивті,
ІІІ-і блокпен жоғарғы және төменгі горизонттарымен ұштасқан және Д-ІІІ
Кеніш өлшемі: мұнайлылық ауданы–30,4 км2, биіктігі–189 метр. Кеніштер күмбезді,
Альфа теңіз кен орны үшін су-мұнай зонасы түсінігі
Бірінші карбонатты қабат(КТ-1) литологиялық жағынан әктастан, доломиттерден және әртүрлі
КТ-1 карбонатты қабат қимасында аздаған құмның қабатшалары кездеседі және
Өнімді қабаттардың коллектордық қасиеттері керн алу әдісі және өндірістік-геофизикалық
А, Б және В қабаттары(пачка) газ шапкасының газға қанығушылығы
Кеуектіліктің ҰГЗ(ГИС) нәтижелері бойынша анықталған мәндері А қабатында 12%,
Стратиграфиялық жағынан алғанда Г қабаты москвалық ярусының каширлік горизонтымен,
Керн бойынша кеуектілік пен өткізгіштіктің арасында қуысты коллекторларды сипаттайтын
Дв-I и Д-III қабаттарының кеуектілік мәліметтерін талдау кезінде геофизикалық
Проектілеу үшін кеуектіліктің келесі мәндері ұснылады: Г-І қабаты үшін
Гидродинамикалық есептеу кезінде проектілеу үшін геофизика арқылы кеуектілікке тәуелділігі
Бастапқы мұнайға қанығушылық тек қана геофизикалық зерттеулер нәтижелері бойынша
Альфа теңіз кен орнының мұнай және газдың сипаттамасы "Гипровостокнефть"
Сатылатын мұнай сипаттама бойынша жеңіл, ал, тығыздығы 809-827 кг/м3
Г және Д қабаттарының мұнайда еріген газы ауыр, яғни
Газ шапкасындағы газ ауыр, яғни этаннан тұрады, көмірсутектер 18,5%,
1.6 Сулылығы
Альфа теңіз кен орнының қабат қимасында әртүрлі деңгейде төменгі
Карбон қабатының сулары 2035-3050 метр аралықтарында аршылып, өте жоғары
Кен орында КТ-І және КТ-ІІ карбонатты өнімділік қабаттарының қабат
Нәтижеге байланысты бірінші және екінші карбонатты өнімділік қабаттарының физикалық-химиялық
КТ-ІІ карбонатты өнімділік қабатындағы қабат суларының құрамында 3,79-8,7 г/л
Сөйтіп барлық объекттердің қабат сулары толығымен В.А.Сулиннің сипаттамасы бойынша
Карбонатты қабаттардың суларында бор және бромның микроэлементтері бар. Сонымен
Альфа теңіз кен орнының карбонатты түзілімдерінің сулары йодтанған сапаға
1 кесте – Карбон суларының газдылығы
Ұңғы № Өту аралығы, м Судың меншікті салмағы, кг/м3
1-с 3628-3640 1,05·10-3 1,19·1012
1 4040-3873 1,07·10-3 0,18·1012
9 3452-3396 1,07·10-3 1,55·1012
10 2913-2930 1,06·10-3 2,98·1012
17 2921-2930 1,06·10-3 2,49·1012
26 2865-2930 1,07·10-3 1,88·1012
27 2847-2512 1,06·10-3 1,78·1012
2 ТЕХНИКАЛЫҚ - ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Альфа теңіз кен орнын игерудің қысқаша тарихы мен
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.И.Коволевский және А.П.Гернгросе
1944—46 жылдар аралығында Г.Н.Водорезов және А.А.Кишкиннің "Каспий-Арал" партиясын басқарумен
Түсіру нәтижесінде геологиялық карта жасалып және жерге түсіндірме жазбасы
1949 жылы Самодуров және Ивановалар 1:200000 масштабында М-40—XXXII бетінде
1952 жылы ауданды дәл осы масштабта гравиметрикалық түсіру жұмысымен
1953-1954 жылдар аралығында аталмыш ауданда 1:50000 масштабында коротаждық бұрғылаумен
Альфа теңізді көтеру 1960 жылы анықталды.
1961 жылы МСВ "Ақтөбегеофизикалық экспедициясы" сеисмикалық жұмыстарымен бұрғылауға дайындалды.
1975-80 жылдар аралығында оның құрылымы МОГТ зерттеушілерімен толық анықталды.
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау" экспедициясымен ал 1978
Кен орында алғашқы мұнайдың ағыны 1978 жылдың 4 наурызында
1981 жылдың аяғында кен орынында СССР мұнай өнеркәсібі министрлігінің
Альфа теңіз кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 ұңғы бар.
Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді. Олардағы
"В" (солтүстік) бөлігінде
"В" (оңтүстік) бөлігінде
"Б" бөлігінде
"А" бөлігінде
"Дниз" бөлігінде
"Дверх" бөлігінде
"Д (Ш)" бөлігінде
"Г(Ш)" бөлігінде
Жалпы өндіру қорында 374 ұңғы бар.
Жұмыс істеп тұрған қорда 359 ұңғы мұнай өндірумен тұрғызылғаны
Бақылау қорында 10 ұңғы, геологиялық бақылау орнының бұйрығы бойынша
Су айдау қорында 62 ұңғы, оның 54 ұңғысы ғана
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 ұңғыда жүргізілу керек. Осы
Өндіру ұңғыларының істемей тұрған себептері мына жағдайларға байланысты:
- көтеру құбырларында парафин тығындыларының пайда болуынан,
- күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан ұңғы жер асты
2000 жылы 2345.941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол жылғы
Барлық ұңғы таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ
А.В.Афанасьеваның басқаруымен ВНИИ жүргізген есептеулер нәтижесі бойынша, мұнайлы қабат
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін қабатқа
Кедергілі қатарда 14 айдау ұңғысы, солтүстік кеңістікте 1 ұңғы
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 2001 жылы 3 су
2000 жылы Альфа теңіз кен орнында механикаландырылған игерудің штангілі
2001 жылдың 4-тоқсанынан бастап газ лифт әдісімен мұнайды өндіру
2 кесте -2.1.1 "Октябрск мұнай" МГӨБ фонтанды ұңғылар қорының
№ Ұңғы 2000 2001 2002 2003
1 Пайдалану қоры 295 348 362 374
2 Консервацияда 10 5 7 8
3 Барлық скважина саны 270 332 354 364
4 Бұрғылануда 46 42 12 13
5 Игерілуде 2 5 13 4
6 Шығарылғаны 4 - 8 5
Кестеде көрсетілген мәліметтерге сүйене отырып 2002 жылдың 374 ұңғысына
Осы мәліметтерді алдыңғы жылғы яғни 2001 жылдың каңтарындағы көрсеткіштерімен
3 кесте - 2.1.2 Жолаушы су, жолаушы газ және
Жылдар Су өндіру
(тың. м3) Газ өндіру (млн. м3) Мұнай өндіру
жоспарлы (мың т.) нақты (мың т.)
1999 25283 36 2342.0 2342.0
2000 28456 37.2 2345.4 2350.1
2001 3736.2 36.9 2415.0 2338.6
2002 3848.1 37.8 2486.5 2447.0
Альфа теңіз кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын талдай
Дегенмен 2002 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын көруге болады.
4 кесте - 2.1.3 Альфа теңіз кен орнының пайдалану
Жылдар 2000 2001 2002 2003
жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты
Пайдалану коэффиценті (мындық дәлдік)
0.859
0.895
0.873
0.873
0.883
0.883
0.891
0.891
4 кестеден мындай қорытынды жасауға болады: Альфа теңізңакен орыны
5 кесте - 2.1.4 Фонтанды ұңғылардың орташа шығымының қозғалысы
Жылдар 2000 2001
Орташа шығым (т/тәу.) 22.2 20.2 19 19.7
5 кестеден көріп отырғанымыздай, кен орыны бойынша мұнай шығымы
6 кесте - 2.1.5 Альфа теңіз кен орынының фонтанды
№ Көрсеткіштер 2001 ж 2002 ж 2003 ж
1 Пайдалану коры 348 362 374
2 Ұңғы-ай жұмыс жасалды 1824 2730 3295
3 Жөндеу жүргізілді 256 249 290
4 Есептеуге алынған жөндеу саны 293 321 334
5 Ұңғы — күн жөндеу аралық кезеңінің жұмысы:
- жоспарлы 673 724 823
- нақты 689 756 951
2.1.6 Ұңғыны пайдалану көрсеткіштері
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды ұңғылар қорының сипаттамасы.
Мұнай өндіру ұңғылары қорының барлығы дерлік фонтанды игеру әдісімен
Қазіргі таңда осы сарапты-компрессор құбырларды жапондық "Лифтис" фирмасынан алуда.
Ұңғы өнімділігіне орай мынадай диаметрлі құбырлар қолданылады:
СКҚ шығым: 40 м3/тәу. аз болса, Ф 48 мм;
40 м3/тәу — 80 м3/тәу. арасында Ф 60 мм;
80 м3/тәу жоғары болса, Ф 73 мм, сонымен қатар
Мұнай ұңғыларындағы түп суларын шығару үшін пайдалану басынан СКҚ-дың
2.1.7 Альфа теңіз кен орынын игеру барысынан туындайтын тұжырымдар.
1987-2003 жылға дейінгі аралықта "В" бөлігінен 3.149 млн тонна
Өнімнің орташа жылдық сулануы "Техникалық жүйе" жоспарында белгіленген 18.7%-не
1997 жылдың аяғындағы мәліметтер бойынша ұңғылардың орташа шығымы, жобаланған
1995 жылдың қараша айынан бастап оңтүстік күмбезде су айдау
Солтүстік күмбезінде 1993 жылдың мамыр айынан бастап қабатқа су
"В" бөлігіне 1.347 млн. м3 су айдалды. 1997 жылда
Механикаландырылған өндіруге 29 ұңғы ауыстырылды.
"Ұңғының орташа сұйықтық шығымы" 2001 жылдың аяғында 51.6 т/тәу.
"Б" және "В+В/" бөлімдерінен мұнай өндіру жобаланған көрсеткіштерден жоғары,
1997 жылы жұмыс жасап тұрған ұңғылардың төмендеуімен көзге түсті.
Соңғы жылдарды қаражат жағдайларының қиыншылықтарына сәйкес АСПО және гидрат
Осы айтылып өткен жағдайларды ескере келіп Альфа теңіз кен
Сондықтан мынадай шаралар мұнай өндіруді реттеуге септігін тигізеді:
1. Кем дегенде 10 ұңғыны терең сораппен өндіру әдісіне
2. 10 ұңғыны газлифтпен игеруге көшіру керек.
3. 1998 жылдың жоспарындағы енгізілетін 15 жаңа ұғыны қосу
4. Ұңғыны жер асты жөндеу және ұңғыны күрделі жөндеу
5. Қажетті көлемде парафин және гидрат түзуге қарсы қолданылатын
6. 1998 жылы қабатқа су айдау үшін 10 ұңғы
2.2 Фонтанды ұңғыларды жөндеу.
Жер асты қондырғылары мен ұңғы оқпанындағы ақауларды жою, түп
Істегі ұңғылар қорының жөндеу жұмыстарымен тұрғызу үзақтығы, жыл бөліп
Альфа теңіз кен орнында, қазіргі жағдайда ұңғыны пайдалану коэффициенті
Ұңғыны жер асты жөндеудегі жұмыс түрімен қиындығына орай күрделі
Кезекті жөндеуге; сорап ауыстыру, сорапты—компрессорлар құбырларын ауыстыру, көтеру құбырларының
Жер асты жөндеу бригадалары Альфа теңіз кен орнында вахталық
Жер асты қондырғыларының апаттары мен қауіптерін жою, пайдалану тізбегінің
Ұңғыны жер асты жөндеу жұмыстарын көтергіш және транспорт көліктері,
СКЖ-дегі барынша сәйкес келетін жұмыстар болып; оқшаулау-қайта тұрғызу, жөндеу-дұрыстау,
2.3 Фонтанды ұңғыларды пайдалану.
Альфа теңіз кен орыны үшінші кезенде игеру жағдайында болғандықтан
Қазіргі таңда КТ—II қабатының "Г-Д" бөліктерін ашу және әлі
2.4 Фонтанды ұңғыларды игеру.
Коллекторлар сипаттамасының мәліметтері негізінде бірінші және екінші корбонатты қабаттарды,
Жоғары да айтылған және "Ақтөбемұнай" акционерлік қоғамының бұрғылау ерітінділерін
Сынақ объектісін аршылуы 1160 кг/м3 тығыздықты хлорлы кальций ерітіндісімен
Ағынды шақыру (Север-1 ингибиторымен жабық айналымда толық араласқан мұнайды
КОУК қондырғысын түсіру МГӨБ-мен бірге қажетті жағдайлардың бәрінде шешіледі.
Ингибиторлеген мұнайды айдаған соң, сорапты—компрессор және шеген құбырларды қорғаушы
Ингибиторлы ерітіндіде ұстаған соң, ұңғының құбыр аралық кеңістігін ашып,
Фонтанды ұңғылардың саға қондырғылары ретінде АФК-6В-100-200 кг: "РМСН"; АФ6-В-80/65х35
Мұнайды фонтанды игеру кезінде жер асты кондырғылар жиынтығына мынадай
- бөлгіш қақпақ,
- айналдырғыш қақпақ.
Қабат қысымы түсіп, өнімнің сулануына байланысты біршама ұңғылар механикаландырылған
Фонтанды ұңғыларының 359 СКҚ-да ингибирлеуші қақпағы арқылы инигбирленген уақытта
КОУК-89/73-36 кг мынадай элементтерден жинақталған:
- КАУ бөлгіш қақпағы,
- пакер,
- айналдырмалы қақпақ,
- ингибиторлық қақпақ.
1995 жылдың 4 тоқсанынан бастап компрессорсыз газлифт әдісі енгізілмек.
- СКҚ-ы жібергіш қақпакпен жабдықталады,
- аралық пакер,
- бөлгіш қақпақ,
- табандағы қақпақ.
СКҚ-ы фонтанды игеру кезіндегі күйінде қалады. СКҚ-ның өткізгіштік қысымын
Осы аталған қондырғыларды күкіртті сутектен(H2S) болатын коррозиядан сақтауға төзімді
2.4.1 Фонтанды үңғының жер асты және жер үсті қондырғылары.
Фонтанды ұңғылардың қондырғыларына жер асты және жер үсті қондырғыларына
Жер асты қондырғыларына фонтанды көтергіш ретінде, ингибиторланатын болса, ингибитордың
Ұңғыға түсірілетін фонтанды құбырларының тізбегі: газ және сұйықты көтеру
Қабаттың туы маңының аймағын өңдеу және ұңғыны жуу үшін
Фонтанды ұңғы қондыргыларына диаметрлері 38:50:63:73:89:102 және 144 мм; қабырғалар
Құбырларды сапасы Д, К, Е, Л, М топтарынан болатын
Фонтанды ұңғылар қондырғылары сақиналы кеңістігін сығымдау үшін, скважина аузынан
Фонтанды ұңғылардың саға жбдықтары мынадай бөлшектерден жинақталады:
- шеген тізбектерді байланыстырушы қондырғылар,
- манифольд,
- фонтанды арматура,
- арматураны басқару станциясы.
Шеген тізбектерді байланыстырушы қондырғының техникалық көрсеткіштері:
а) Шифр: АКК-2 35 178 245 324к2,
б) Байланыстырушы тізбектердің шартты диаметрлері:
- кондуктор 324 мм,
- техникалық 245 мм,
- пайдалану 168 мм.
в) Жан-жақты өлшемдері:
- ұзындығы 1290 мм,
- ені 820 мм,
- биіктігі 1320 мм.
г) Салмағы:
- жиналған түрінде 1870 кг,
- толық жиынтығы 1885 кг.
Шеген құбырларды байланыстырушы қондырғының ерекшелігі;
а) ашпалы—ілінбелі тізбек,
б) К—тәріздес резиналы тығыздағышпен сақиналы кеңістіктерінің толық сығымдалуы,
в) шеген құбырларды, түпке құбырды отырғызбай-ақ байланыстырылуы,
г) тығыздағыш торабының сығымдалушылық мүмкіндігін көтеру үшін пкер аралығына
Тізбек аралық кеңістікте қысымын анықтау, бақылау мүмкіншіліктері қаралған.
Фонтанды арматурасының техникалық көрсеткіштері:
а) Шифр - АА6В-80/65х35кг,
б) Арматура нобайы МЕСТ 14846—76 бойынша,
в) Шартты өлшеулері:
- оқпан диаметрі 80 мм,
- қапталдық шығарулар және құбыр басының диаметрлері 65мм.
г) Пневмоцилиндр қысымы -1.0 МПа,
д) Автоматикалық бөгегіштің қосылу қысымы:
- жоғарыдағы - 8 — 16 МПа,
- төмендегі - 5 — 10 МПа.
ж) Жан-жақты өлшемдері:
- ұзындығы -2335 мм,
- ені -1180 мм,
- биіктігі -2810 мм.
и) Салмағы:
- жинақталған түрдегі - 2250 кг,
- жинақтың барлық - 2635 кг.
Фонтанды арматураның конструтивті ерекшелігі:
а) бекітпе қондырғы - пневмо және қол басқарумен, майлауды
б) реттегіш қондырғыш - бұрыштық реттеу дресселі,
в) - шыршаның қапталдық шығу жолдарындағы температураны өлшеу,
- шыршаның қапталдық шығу жолдарындағы құбыр аралық және бастағы
- шырша оқпаны және құбыр аралық кеңістігіндегі парафин түзелу
Манифольдтың техникалық сипаттамасы:
а) Шифр: МАФ-65х35кг,
б) Шартты өткізуі 65 мм,
в) Жан-жақты өлшемдері:
- ұзындығы -8470 мм,
- ені -2260 мм,
- биіктігі -2070 мм.
Құрылымның ерекшелігі:
- өндірілетін өнімнің қысымын, температурасын өлшеу,
- зерттеу жұмыстары кезеңіндегі шығымды өлшеу үшін зерттелетін материалдың
Фонтанды арматура
Оның құрылысы, жұмыс істеу принципі.
Фонтанды арматура фонтанды және газлифтті ұңғылардың сағасын сығымдау үшін,
Фонтанды арматура мынандай бөлшектерден жинақталады:
1 - құбыр басының негізі,
2 - ауыстырғыш орама,
7 - қолмен басқарылатын,
8 - қашықтан басқарылатын ақпан бөлгіш,
9 - аралық фланецтерден,
10 - ретендіруші дроссел,
11 - қапталдық шығару желелеріндегі қолмен басқарылатын бөгегіш,
12 - құбыр басы және бастағы фланецтер, аралық фланецтер,
13 - ажыратқыш вентельмен, яғни: осы арадағы қысымды өлшеу
Құбыр басы крестиновасында 14 құбыр ұстағыш орнатылады. Осының бұрғылау
Құбыр ұстағышта ұңғы қақпағын басқаратын түтікшені енгізуге арналған арна
Өлшеу құрылғылары
Жаңажол кен орнында мұнай газ жинау жүйесіндегі негізгі буын
1998 жылдың 1 қаңтарындағы мәліметтер бойынша "Октябрскмұнай" МГӨБ балансында
Реагентті блоктар
Ұңғылардағы топтану, парафин тығынын жоюшы ингибиторы сонымен бірге метанолмен
1998 жылдың 1 қаңтарындағы мәліметтер бойынша I 383 дана
Есепті жылда 47 блок пайдалануға қабылданды, яғни 47 блок
УБСА — Жергілікті автоматизация блогы
Аппатты қосылу және жұмыстардың жеке жағдайларында жергілікті автоматизация блогының
2.4.2 Жер асты және жер үсті қондырғыларын тоттанып-тозуымен күресу.
Альфа теңіз кен орнында пайдалану кезінде қондырғының тозуынан жедел
Осы негізде кен орнында СКҚ-ның, тізбек ауыстырғыштың, фонтанды арматура,
Жер үсті қондырғыларының жалпы тоттанып—тозуынан жылдамдығынан 20 және 20
Ұңғыдағы сұйық "Север-1" реагенттерімен ингибиторланады.
"ВНЦЦСПТ нефть" институтымен Альфа теңіз кен орнында жер үсті
Тотығу—тозудан жер асты қондырғыларын қорғау үшін № 2316 ұңғысында
Сағаға 5 мм диаметрлі штуцерді қондырып, қарсы қысым туғыза
Қондырғы бетінде қорғаушы жаппа құрылуы үшін ұңғы 12 сағатқа
Сынақтан соң құбырдың тұздалу және жарықталуы байқалмайды. Құбыр үлгілерінің
Қазіргі кезде тотығу—тозудан құбыр өткізгіштері және қондырғылар "Север-1" және
Кен орнында тотығу—тозуды анықтау үшін ай сайын құбыр өткізгіштер
2.4.3 Фонтанды ұңғыларда парафин түзілуімен күресу. Күрес тиімділігі
Альфа теңіз кен орнында басты назарды парафин және гидрат
Көтергіш құбырларда шөккен парафин кен тазарту үшін механикаландырылған, жылулық
Механикаландырылған әдіс: ырғақ, ұшпалы ырғақ және плунжер тәріздес ырғақпен
Жылулық әдісте көтергіш құбырларды парафинмен тазарту үшін, құбыр аралық
Химиялық әдістің негізі болып парафин шөгіндісінен тазарту үшін сорап
Альфа теңіз кен орнында парафиннің түзелуінен сақтану үшін ұңғыларға
Ұңғыны депарафиндеуге қажет еріткіш заттар көлемін есептеу, шөгінділердің ерігіштігін
2.5 Фонтанды ұңғыларды зерттеу
Фонтанды ұңғының жұмыс кезеңдерін дұрыс қою үшін оны кезекті
Өндірістік тәжірибеде фонтанды ұңғыларды қарапайым жағдайда-әртүрлі түп қысымы болғанда,
Фонтанды ұңғыларды зерттеу барысында:
1. Жоғарғы штуцерге байланысты мұнай, су және газ шығымдарының
2. Қабат қысымының, өтпелі кезеңдегі мәнін анықтап және оның
3. Түп қысымы немесе дипрессияға байланысты мұнай, газ және
4. Алынған мәліметтер негізінде белгіленген уақыт аралығында скважина жұмысының
2.6 Кен орнындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы
Альфа теңіз кен орнының ұңғыны зерттеу бағдарламасы, қабат сұйықтарымен
Өнімді жиектердің коллекторлық құрылымын анықтау үшін бірінші реттік ұңғыны
Ұңғыны гидродинамикалық зерттеу әдісі кезінде кем дегенде үш кезеңдерге
Қабат және түп қысымдарын бақылау үшін барлық ұңғылар қоры
Қабат флюйдтерін өндіруді бақылау мұнай және сұйықтың шығымдарын жүйелі
2.7 Фонтанды ұңғыларды зерттеу әдістері мен технологиялары. Зерттеу кезінде
Фонтанды ұңғылардың пайдалану кезіндегі оперативті жұмыстар ағынның индикаторлық қисығын
Индикатор диаграмасын құру және қисықты реттеу кезеңдері (штуцердің әр
Фонтанды ұңғыларды әр түрлі диаметрлі штуцер орнатумен зерттеуде мұнай,
Фонтанды ұңғыларды зерттеу барысында мынадай қондырғылар қолданылады:
1. ГДМ—3- динамографы,
2. ГСБ—400- газды өлшеуші,
3. Тереңдік манометрі,
4. Контейнерлер,
5. Секундомерлер.
Саймандарды ұңғы жұмыс істеп тұрған кезде түсіруге болады. Кей
Монометрдің барлық бөлшектері тек силфоннан басқа, мықты герметикалық корпусқа
Ұңғы монометрлерінің әр түрлі болып келіп соның ішіндегі қарапайым
Белгілеуші бөлім мына бөлшектерден: жылжымалы бұранды белгілегішті іске келтіретін
МГН—2 техникалық сипаттамасы:
- диаметрі: 32 мм,
- ауырлатқышпен бірге салмағы: 12.3 кг,
- ауырлаткышпен бірге ұзындығы: 2285 мм,
- қысымды өлшеу шегі: 10-100 МПа,
- жұмыс істеу температурасы: 160°С - ға дейін,
- ауысу жұмысы:
а) перо: 50 мм-ге дейін,
б) күйме: 120 мм-ге дейін,
- өлшеу шегінің сезгіштік қашықтығы: 0.2 % артық емес,
- күйменің ауысу жұмысының уақыты 16 сағатка дейін,
- сайманның дәлдік классы: 0.25-тен 0.4 дейін.
2.8 Фонтанды ұңғыларды зерттеу мәліметтерін өңдеу. Өнделген мәліметтерді пайдалану.
Түптегі монометр түп қысымының өзгеруінен белгілейді. ΔР, ln t
ΔP(rc:t)
ΔP(rc:t”)
ΔP(rc:t’)
a
ln t’
2.1 cурет – ΔP, ln t графигі
ΔP(rc:t)= ;
ΔP(rc:t) ln t - тік теңестірілу;
В = ;
- гидро өткізгіштік;
және К өлшемдері жылумен өткізгіштер.
Табылған су өткізгіштер жоғарылық және өткізгіштік скважинаға жерлі радиустағы
а = в*ln ;
= 1 ;
Келтірілген әдіс ұңғыны жылдам жабуға, ұңғыға ағымды жылдам тоқтатуға
Осындай аномалдың болуы соңғы бөліктерде қысымның қисығының құрылуы (ҚҚҚ)
2.9 №2243 Типтік ұңғысына фонтанды көтергішті таңдау
2.9.1 Жаңажол кен орнының №2243 ұңғысын (фонтанды) есептеу
Берілген мәліметтер:
1. Ұңғы терендігі
2. Қабат қысымы
3. Ұңғы диаметрі
4. Қабат температурасы
5. Мұнай тығыздығы
6. Судың тығыздығы
7. Газдың тығыздығы
8. Өнімділік коэффиценті
9. Қанығу қысымы
10. Газ факторы
11. Сулануы
12. Шығымы
13. Мұнайдың тұтқырлығы
14. Судың тұтқырлығы
15. Саға қысымы
16. Саға температурасы
1. Көтергіш диаметрін анықтау және штуцер таңдау:
PT = Pқ - = 29.4
2. Мұнай шығымын анықтаймыз:
qм=q(l-Pc) = 0.7(1-0.03) ·10-3 =0.679 ·10-3 м3/с.
3. α-коэффицентін анықтаймыз:
α = =
4. Сұйық тығыздығын анықтаймыз:
р=рм(1-βс)+βсрс=822(1-0.03)+950 ·0.03 = 825.84 кг/м3
5. βс < 0.5 болғандағы тұтқырлығын табамыз:
V= =88.05
6. Газ тығыздығына қатынасын анықтаймыз:
=0.696
7. Ұңғының орташа температурасын табамыз:
Торт = =333.15
8. Газдың орташа ақтық температурасының қысымын анықтаймыз;
Р0.а = (4.937 - 0.464 · δг) ·106
Т0.а = (97 + 171.5 · δг )= 211.3910
9.Ұңғының келтірілген температурасын анықтаймыз:
Ткел = =
10.Сығылу коэффицентін анықтау үшін шығаруды келтіреміз:
Z=1-10-2(0.76Ткел-9.36Та+13)(8-Ркел)Ра=1-1.875·10-2(8-Ркел)Ра
Сонымен түп қысымы (Рм >Рққ) қанығу қысымынан үлкен болғандықтан
Екінші аралықта Ртүп -Рққ қысымдарының соңында ағын екі фазалы,
СКҚ диаметрін пайымдаймыз: d=60 mm, ішкі диаметрі d=0.0503 м
11. Р'=РМ =25.8 ·106Па; Р"=Рққ=22.4
12. РТ-Рққ қысым аралықтарын бір бөлек ретінде қарап 12
Δl = = = 388.43м
13. φ с- нақты су құрамдасы:
С = = 0.33 м/с;
Сөз = =2.77 м/с
мұндағы: Сөз-өлшемсіз жылдамдық;
φ с = +2.77 · 0.03 =
φ c = +Cоз·βс
мұндағы:C0-су тамшыларының мұнайда орнығу жылдамдығы,С0=0.12 м/с
С-құбыр бойынша сұйықтың көтерілу жылдамдығы. Үйкелу кезіндегі меншікті жоғалыстар:
hуйк = h ; λ =
Re = ;
V/ = = 7.085
14. Рққ - Рс қысым аралығын 5 бөлікке бөлеміз:
ΔР = = 4.12· 106 Па
Кесте толтырамыз:
Бөлім 1 2 3 4 5
Р ,Па 22.4 ·106 18.28 ·106 14.16 ·106
P ,Па 18.28 ·106 14.16 ·106 10.04 ·106
P = Pққ – (і – 1)
15. Әрбір бөлім үшін: Ро = Роi =
P01 = 20.34 · 106 Па,
Р02 = 16.22 · 106 Па,
P03 = 12.1 · 106 Па,
P04 = 7.98 · 106 Па,
P05 = 3.86 · 106 Па
16. Газдың сығылу коэффициентін анықтаймыз: Ркі =
Pk1 = Па,
Рк2 = = 3.515 Па,
Рк3 = = 2.622 Па,
Рк4 = = 1.729 Па,
Рк5 = = 9.337 Па
Zi = 1-1.875 ·10-2 (8 – P ki )·Pki
Z1 = 1- 1.875 ·10-2 (8 –4.408) 4.408 =
Z2 = 1- 1.875 ·10-2 (8 – 3.515) 3.515
Z3 = 1- 1.875 ·10-2 (8 – 2.622) 2.622
Z4 = 1- 1.875 ·10-2 (8 – 1.129) 1.129
Z5 = 1- 1.875 ·10-2 (8 – 0.837) 0.837
17. Жолаушы газдың тығыздығын анықтаймыз:
Рri = Pri = Pro = ;
P2.1 = 7.85·10-6 * = 227.125 кг/м3,
Р2.2 = 7.85 ·10-6 = 180.862
Р2.3 = 7.85 ·10-6 = 129.055
Р2.4 = 7.85 ·10-6 = 78.598
Р2.5 = 7.85 ·10-6 = 34.123
18. Бөлінген газдың көлемдік шығымы:
Vi = (Go – αPoi) gм
V1 = (224 -10.06·10-6·20.34·106)0.679·10-3 =
V2 = (224 – 10.06·10-6 ·12.1·106)7.78·103 =
V3 = (224 – 10.06·10-6 ·12.1·106)7.78·103
V4 = (224 – 10.06·10-6·7.98·106)7.78·103 =
V5 = (224 – 10.06·10-6·3.86·106)7.78·103 =
19. Сұйық – газ шекарасындағы беттің керілуі:
δсұй і=10 – (1.58 + 5 ·10-8 Роi )
Бөлім 1 2 3 4 5
δсұй і 1.942·10-3 3.478·10-3 5.944·10-3 9.908·10-3 16.278·10-3
20. Ақтық газ шығынын анықтаймыз:
Va =1.75d25 +1.25q =1.75·0.050325 +125·0.66·10-3 =1.818·10-3 м3/сек
21. Алғашқы 4 бөліктер үшін Vi
φ 2.5 = *
* ;
φ 2.5 = 0.555
23. Әр бөлім үшін сұйық қоспаның тығыздығын және үйкелістің
рсқі = (1 – φ 2i )
pсқ1=825.84 (1- 0.0309) + 227.125· 0.0309 = 807.339 кг/м3,
рсқ2 = 825.84 (1- 0.14) + 129.055 · 0.17
рсқ3 = 825.84 (1- 0.281) + 78.598 · 0.281
рсқ4 = 825.84 (1- 0.0309)+227.125 ·0.0309 = 807.339 кг/м3,
рсқ5 = 825.84 (1- 0.555) + 34.123 · 0.555
24. hуйк I =
+ =
= 1.214 ·10-6 + 0.252 · + 9.28
Бөлім 1 2 3 4 5
ho i 0.025·10-3 0.0413·10-3 0.056·10-3 0.016·10-3 0.116·10-3
25. Бөлік ұзындықтарын анықтаймыз:
Δli = ;
Бөлім 1 2 3 4 5
Δli 520.18 549.09 593.66 681.86 -
26. Қысымның таралу қисығын (ҚТҚ) L=2843 м нүктеден жоғары
P 1.8·106 22.4·106 18.28·106 14.16·106 10.04·106
L 595.32 2836 2315.82 1766.73 1173.07
ҚТҚ абцисса осьінің 3.95·106 Па нүктесінде қиып өтеді. Осыған
27. Штуцердегі қысымның азаюы:
ΔРшт=4 ·106-1.8·106 =2,2 ·106 Па
28. Штуцер шығынының коэффиценті:
Мр = 0,86 · = 0.86 ·
29. Штуцердегі ауданының қимасын мына формуламен анықтайды:
f шт = =
30.
"Төменнен — жоғары" қарай ҚТҚ немесе жоғарыдан -төменге ҚТҚ
Жоғарыдан ҚТҚ - ны тұрғызу үшін барлық нүктелерді 491.21
Р: 1.8 ·106Па 22.4·106Па 18.28·106Па 14.16·106Па 10.04·106Па
L: 0 м 3443.32м 2911.14м 2361.15м 1708.39 м
Координаталары 595.2 м қосамыз. Бұл ҚТҚ жатық бойынша Н=2836
Штуцердегі Ршт түсуі мынаған тең:
ΔР = 22,4 ·106 – 17,8 ·106 = 4,6
Мр = 0.82
fш = = 7,5 ·10-6м2
dшт = = 3,09 ·103 м
Енді d=48мм, ішкі диаметрі 0.0403м болатын құбырлардың сайма–сай есебі;
13 үйкелісте меншікті жойылуы:
С= = 0,317
Сбр = = 4,312
φ с = = 0,01
Р’ = 822 (1-0,013) + 950· 0,013 = 823,65
λ= = 0.032
hуик = 0.032 = 0.0108
Δl = = 416.29 м
Δl м = =
14.Рққ -Рс қысым аралығын 5- ке бөлеміз:
ΔР = = 4,12 ·106
Р :мПа 22.4 18.28 14.16 10.04 5.92
Р :мПа 18.28 14.18 10.04 5.92 1.8
15. Әр бөлім үшін: Роі =
Бөлім 1 2 3 4 5
Роі Па 20.34·106 16.22·106 12.1·106 7.98·106 3.86·106
16. Газдың сығымдалу коэффицентін және жолаушы газдың тығыздығын анықтаймыз:
Zi = 1 – 1.875 ·10-2 (8-Pki) Pki
Бөлім 1 2 3 4 5
Zi 0.708 0.704 0.736 0.797 0.837
Rki =
Бөлім 1 2 3 4 5
Rki 4.408 3.515 2.622 1.729 0.837
17. Жолаушы газдың тығыздығын анықтаймыз:
=
Бөлім 1 2 3 4 5
227.125 180.862 129.055 78.598 34.123
18. Сығылған газдың көлемдік шығыны:
Vi = (Go – 2Poi) qH
Бөлім 1 2 3 4 5
Vi 0.0521·10-3 0.205·10-3 0.484·10-3 1.177·10-3 3.315·10-3
19.Сұйық газ шекарасындағы беттік керілуді анықтаймыз:
δс.і = 10-(1.58+5·108Poi)- 72· 10-6 (Topm · 305)
Бөлім 1 2 3 4 5
δс. і 1.942·10-3 3.478·10-3 5.944·10-3 9.908·10-3 16.278·10-3
20. Газдың ақтық шығынын есептейміз:
Va=1.75·d2.5+1.25·q=1.75·0.04032.5+1.25·0.66·10-3=1.396·10-3 м3/сек
21. Алғашқы төрт бөлім үшін Vi > Vа ,
δ = 71,5·10-3,
φ2.i =
22. Бесінші бөлім үшін Vi >Vа, (тығынды снаряд), сондықтан
φ i =
Бөлім 1 2 3 4 5
φ i 0.0389 0.1205 0.216 0.350 0.367
23.Әр бөлік үшін сұйықты қоспаның тығыздығы мен меншікті үйкелістегі
Pcki = P(1- φ 2i) + P2i – φ
Бөлім 1 2 3 4 5
φ i 0.0389 0.1205 0.216 0.350 0.367
24. hуик =
мұндағы: к = = 0.37
Бөлім 1 2 3 4 5
һ үйк 0.050 ·10-3 0.082 ·10-3 0.112 ·10-3 0.153
25.Бөлік ұзындығын анықтаймыз:
Δl = = ;
Бөлім 1 2 3 4 5
Δ l,м 523.28 561.28 621.8 744.07 784.29
26.ҚТҚ құру үшін мәндерді кестеге енгіземіз:
P, Па 22.4·106 18.28·106 14.16·106 10.04·106 5.92·106 1.8·106
L, м 2836 2312.72 1751.39 1129.59 385.6 -398.77
ҚТҚ абцисса осін 3.8·106Па нүктесінде қояды. Осыдан саға штуцерімен
Штуцердегі қысымның түсуі: і=5
28. μp =0.82 = 0.82 = 0.24
29. fшт = =
dшт = =
«Төмен» ҚТҚ-ын параллель көшіру үшін барлық нүктелерді 'Жоғарыдан' ҚТҚ-ын
Р, Па 22.4·106 18.28·106 14.16·106 10.04·106 5.92·106
L, м 2234.77 2710.49 2150.16 1528.36 784.28
Координаталарға 398.77 м қосамыз. Бұл ҚТҚ - ны ось
fш = = 9,01·106 м2
dшт = = = 339·10-3 м
Белгіленген шығымды 48 мм диаметрлі көтергіш өткізе алады, өйткені
2.9.2 Фонтанды ұңғы пайдаланудың нақты жолын жобамен салыстыру
Ұңғы жұмысының сайма-сай кезеңі мен оған қондырғы таңдау көбіне
Осы айтылып өткен тақырыпқа байланысты. А.П.Крыловтың аналитикалық және гидродинамикалық
Осы техника-технология бөліміндегі фонтанды ұңғы көтергіштерді таңдау есептеулеріне арқа
Осы айтылған жайларды ескере келіп, диаметрі 48 мм-лік фонтанды
Платформа
Жартылай батырылатын жүзбелі бұрғылау қондырғысы (ЖБЖБҚ)
ЖБЖБҚ түрлері және арналуы.
ЖБҰБҚ-ын 90-100 м тереңтікті акваторияларда теңіз мұнай және газ
ЖБЖБҚ-сы жоғарғы тұрықтан (корпустан), тұрақтандыру тіректерден және төменгі пантоннан
Суға батырылған қондырғының конструкциясының ерекшелігі-ватерлиния қозғалыс аймағының күрт қысқаруы,
Жұмыс (жоғарғы) палуба үш, төрт, бес және одан да
ЖБЖБҚ-ң тұрақтандыру тіректері су кірмейтін бөліктерге бөлінген, бөліктерде материалдар
Дүниежүзілік тәжірибеде бірнеше жылдық ішіндегі конструкторлармен жобалаушылардың жұмыстары ЖБЖБҚ-ң
ЖБЖБҚ-н жасымалдаудың үш әдісі бар: буксирлер көмегімен, өздігінен жүретін,
ЖБЖБҚ-ң конструкциясын жасауда негізгі қойылатын талаптар, келестлер;
ЖБЖБҚ-ң тұрақтылығын және қауіпсіздігін қамтамасыз ету;
бұрғылауда ЖБЖБҚ минералды жылжуы;
көшіруде маневрлігін және жеделдігін қамтамасыз ету;
бұрғылау нүктесіне жылдам орналастыру;
технологиялық және басқа қорлардың жеткілікті мөлшері;
жабдықтардың ыңғайлы орналасуы, көрсетілген қорларды сақтау үшінорындардың жеткілікті болуы;
жүктеу-түсіру жұмыстарын механикаландыру;
пайдалануда ыңғайлылығы және құрылысында қарапайымдылығы мен технологиялығы.
материалдарды минималды шығыны және еңбек сыйымдылығының төмендеуі.
ЖБҰСБҚ-н қолданатын нақты аймақты есепке алу;
Айтылған талаптарда қарама қайшылық та бар және оларды бір
Седка сипаттамасы
бұрғылау шығыры ………Е 3000
бұрғылау сораптары ………. 2
жүктотергш кран, т:
50 ………………… 2.
72 ………………… 1 якорлік жүйе;
якорлер ………. 8.
якор массасы, т ………. 13.6
шынжыр калибрі, мм…76
шынжыр ұзындығы, м … 1000-1220
Динамикалық тұрақтандыру жүйесінің басқару қондырғыларының қуаты 4706-дан 18382 кВт-қа
“Шельф” типті жүзбелі жартылай батырылатын бұрғылау қондырғысы. “Шельф” типті
Жоғарғы тұрқы, тұрақтандырғыш тіректер және понтондардың су өткізбейтіндігі “Теңіз
Қондырғының негізгі өлшемдері (м) төменде келтірілген:
Жоғарғы тұрақ: Габариттері:
ұзындығы …….. 62,4 ұзындығы (тік ұшақ алаңымен бірге) …
ені …… 49,2 ені;
биіктігі ….. 6,0
Төменгі пантондар: кронштейнсіз якорлер үшін ….. 64,2
ұзындығы (үлкен емес) … 91.96 кронштейні бар якорлер үшін
ені … 15,0 Бұрғылау мұнарасымен бірге алғандағы
биіктігі … 6.0 биіктік (негізгі жазықтықтан) … 94
Тұрақтандырғыш тіректер:
диаметрі … 9,8
биіктігі … 18,5
тіректер саны … 6
Кесте-2.6. ЖБЖБҚ-ң су сыйымдылығы мен шөгуі келтірілген
ЖБЖБҚ-ң жағдайы Сусыйымдылығы Шөгуі
Бос
dop=4.75, dн=4.36, dk=5.13
Бос (удифферентеуге қажет сұйық балластпен)
4.83
Пайдалану кезі 19770
14.3
Дауыл кезінде тоқтау 18610
12.0
Жұмыс жағдайында ЖБЖБҚ-ы (ұңғыма құрылысында) толқу 6 балл және
-пайдалану режимінде теңіз тереңдігінің 4 %-не дейін (Балтық теңізінде
-дайылдық режимінде (жылына) – теңіз тереңдігінің 8 %-не дейін.
-дауылдық жоқтау режімінде – теңіз тереңдігінің 15 %-не дейін.
Балтық және Баренец теңіздерінде 80-90 м тереңдіктерде ЖБЖБҚ-н пайдалану
Бұрғылау режимінде – теңіз толқуы 10 балға дейін, жел
ЖБЖБҚ-н теңізде көшіру 6 балдан төмен толқуда жүзеге асырылады.
Кесте-2.7. ЖБЖБҚ-ң кемелік және технологиялық қорлары
Қорлар Қорлар мөлшері, т
кемелік
отын
май
ауыз суы
техникалық су
қоректендіру суы
технологиялық
бұрғылау құралдары
бұрғылау және шегендеу құбырлары
УЩР ұнтақ материалдары
цистерналардағы бұрғылау ертінділері
Барлығы
ЖБЖБҚ-да бұрғылау қалдықтарын жинау үшін әрбірінің сыйымдылығы 3.625 м3
Көшіруде және пайдалануда ЖБЖБҚ-ң талап етілетін шөгуі понтондардағы сұйық
Қызмет көрсететін персоналдардың жалпы саны 73 адамды құрайды. Персоналдар
2.4.1 ЖБЖБҚ-ң технологиялық жабдықтары
Технологиялық жабдықтар кешені ұңғыма құрылысының барлық циклін қамтамасыз етуге
-Уралмаш 8000/200 ППЭМ блоктап жасалған бұрғылау қондырғысының жинағы;
-тәлді блоктағы бұрғылау тізбегінің тік қозғалысы компенсатары;
-тампоннажды ертінділерді дайындау жүйесімен цементтеу сораптар станциясынан тұратын цементтеу
-ұнтақ материалдарды сақтау және тасымалдау үшін қондырғылар;
-жоғары және төмен қысым компрессорлы станциялары;
-бұрғылау ертінділерінің зертханалары және фотозертханалы грунттар;
-нейтрон көздерін сақтау орындары;
-технологиялық жинақ ЗИП қоймасы;
-“Поиск” КПТО-1600-ОМІ палубалық технологиялық жабдықтар жинаты;
-каратажды жабдықтар жинағы;
-тереңсулы сүңгуір кешендері;
Цементтеу жабдықтарының жинағы үш сорапты агрегаттан 11-т және бір
Жабдық цементтеу сораптары бөлімінде орналасқан. Бұрғылау ертінділерінің ципкуляциялық жүйесі
Бұрғылау ертіндісін тазалау және дайындау жабдықтары платформаның оң жақ
Ұнтақ материалдарды тасымалдау және сақтау жабдықтары тоғыз сақтау қоймасынан,
Компрессорлы станция келесілерден тұрады: төмен қысым қондырғылары; сығылған ауамен
Тұрақты орналастырылатын жабдықтар спайдерлік және жоғарғы палубаларда және мұнара
“Поиск” палубалық технологиялық жабдықтар кешені сағалық жылытқыш блоктан, өлшеу
ЖБЖБҚ-да технологиялық жабдықтарға қызмет көрсету үшін көпірлі электірлі крандар
2.5 ЖБЖБҚ-ң энергетикалық жабдықтары
ЖБЖБҚ-ң энергетикалық жабдықтары кешенге келесілер кіреді: -автономды энергетикалық қондырғылар,
-қосымша механизімдердің электр желісін энергиямен қоректендіретін айнымалы токтың қосымша
-өнімділігі 0.694 кг/с (2500 кг/сағ) екі КАВ 2,5/7 қазанды
-әрбірінің өнімділігі 0,16-0,135 кг/с (10-12 т/тәу) екі Д4У сынау
ЖБЖБҚ-да “Басқара алмаймын” (“Не могу управлять”) дабыл өттарын қоректендіру
Кемелік тор кернеуінен де күшті кернеуі бар тұтынушыларды қоректендіру
Энергетикалық қондырғы сол жақ борт бойынша жоғарғы тұрқының артқы
2.6 ЖБЖБҚ-ң жұмыс бақылау және басқару
ЖБЖБҚ-ң жұмысын басқару және бақылау, автоматизациялау жабдықтарының көлемі мен
ББП рубка (рубка-кемені басқаруға арналған орны) палубасының 1-ші ярусында
КТҰБП-і тік ұшақтың ұшуын қамтамасыз ететін құралдарды басқару үшін
ОБП-і машина бөлімінің ауаны тазарту және шуды жұтатын изоляциясы
ОБП-ң бөлімінде: орталық өрт сөндіру посты, өрт сөндіру және
Бұрғылау және технологиялық кешендерменбасқару посты келесі постардан тұрады; бұрғылаушы,
Бұрғылаушы постынан басты электр жетектермен, тік ауысу компенсаторымен, АКБ
Бұрғылау сораптарын басқару пост бұрғылау сораптары бөлімінде орнатылған және
Цементтеу жүйесінің басқару-посты цементтеу сораптарын басқару пультінен, цементтеудің көрсету
Компрессорлы станцияны басқару посты компрессорлық станция бөлімінде орналасқан және
Жергілікті басқару посттары механизмдерді басқару үшін тікелей механизімдерде орналастырылған.
ЖБЖБҚ-ы сонымен қатар негізгі және қосалқы механизмдер жұмысынқашықтан автоматты
2.6.1 Механикалық қондырғымен бақылау және басқару жүйесі
Негізгі дизель-генераторлар ДАУ СДГ-Т қашықтан автоматты басқару жүйесімен жабдықталған,
Қосалқы дизель-генераторлар МЕСТ 10032-80-ге сәйкесті екінші дәреже бойынша автоматтандырылған.
ОБП-да жергілікті басқару постарында дабылды талдап-анықтаумен дизел-генераторлардың апсты және
Қосалқы қазанды қондырғының автоматикалық жүйесі жергілікті басқару посттарынан қазанды
Пайдаға асыру қазандары автоматика жүйелерімен қамтамасыз етілген, ол жүйеге:
Шоғырландыра-қоректендіру жүйесіне цистернада қазандық судың жоқ болған жағдайында сорап
Тұзсыздандыру қондырғысы автоматты жүйемен жабдықталған, ол қыздырылып жатқан судың
2.6.2 Қосымша механизмдерді және жүйелерді басқарумен бақылау жүйелері
ЖБЖБҚ-сында суыту жүйесімен сығылған ауа компрессорларынан, отын жүйесінен, майлау
Кемелік жүйелерді бақылау және басқару жүйелері
Сонымен қатар ЖБЖБҚ-да тұщы және теңіз суының кемелік жүйелерін
Кемелік электростанцияны басқару және бақылау жүйесі
Кемелік электростанцияны басқарумен бақылау ББҚ-ы мен ОБП-ң пультімен жүзеге
ОБП-мен секциялы автоматтарды және генераторларды, жуу автоматтарын, жағалаудан қоректендіру
ОБП-да негізгі және қосалқы генераторлар қуатын, кернеуін және тоғын,
ОБП-ң пультіне дыбыстық дабыл, апаттық-сақтандырғыш тораптары, атқарушы тораптар енгізілген.
Түрлендіргіш тиристордың салқындауын бақылау және басқару жүйесі
ЖБЖБҚ-да түрлендіргіш тиристордың салқындауын бақылау және басқару жүйесі бар,
2.6.3 ЖБЖБҚ-ң жағдайын бақылау және басқару жүйелері
ЖБЖБҚ-да қондырғының көлденең жылжуын өлшейтін, ЖБЖБҚ-ң жағдайын тұрақтандарудың ақпараттық-өлшеу
Жүйеге ақпаратты-есептеу кешенінің бөлімінде орналастырылған тұрақтандырудың гидроакурстикалық және инклинометрикалық
Инклинлметрикалық құрылғыларға ақпараттық-есептеу кешені бөлімінде орналасқан борттық шкаф және
ЖБЖБҚ-н пайдалануда тәжірибелік тексеру үшін қондырғыда динамометрикалық қондырғы орнатылған.
“Якорь” жүйесінің басқару пульті қондырғының жағдайның электронды-жарықтық трубкаларын экранда
Кернді, дифференттік және шөгуді басқару жүйелері
Басты басқару посты бөлімінде балластық жүйемен басқару пультінде кернмен
Орталықтандырылған бақылау жүйесі
Бұл жүйе көмекші механизмдермен жалпы кемелік жүйелер, электро-энергетикалық қондырғылар
Жүйенің барлық жабдықтары ОБП-ң бөлімінде бағанада орналастырылған. Орталықтандырылған бақылау
Ұңғыма құралдарының технологиялық үрдістерін бақылау жүйесі
Жүйеге бұрғы шеберінің постында, бұрғылау сораптарын басқару постында және
Технологиялық бөлімдерді газдық бақылау жүйесі
Жүйе технологиялық бөлімдерде күкіртсутектің ШМК-ын және мұнай газын, мұнай
Технологиялық бөлімдердегі қысымның құлауын және электрожабдықтарды үрлеу қысымын бақылау
Жүйе жарылу қаупі бар бөлімдерге қызмет көрсету персоналдарының қауіпсіз
“Поиск” ұңғымалардың меңгеру және сынау қондырғылар кешенін бақылау және
Жүйеге: жағу блогы, УПВ-10 қабат суларын пайдаға асыру қондырғысы,
Аспаптардың барлық кешені жергілікті басқару постарында және геохимиялық талдау
11-сурет. “Шельф” типті ЖБЖБҚ-да жабдықтардың орналасу үлгісі;
а-бүйір жағынан көрінісі; 1-мұнара; 2-құбырлар; 3-ЖБЖБҚ; 4-тік ұшақ алаңы;
б-жоғарғы палуба; 1,12-адамдар үшін лифтінің шахтасы; 2-бұрылыс кранының құрылғысы;
в-төменгі палуба; 1-сусымалы материалдар қоймасы; 2-цементтеу сораптарының бөлімі; 3-ББҚ-ң
Жүйе технологиялық желілерде және аспаптарда температураны және қысымды жергілікті
Мысалы ретінде 11-суретте “Шельф” типті ЖБЖБҚ-да қондырғылар жабдықтарының орналасу
2.7 ЖБЖБҚ-н жаңа нүктеге көшіріп апару
Тасымалдаудан бұрын қондырғыда қалдырылған болатын қалған технологиялық және кемелік
Егер буксирлеу ауа райының жақсы жағдайында және бұрғылау ауданының
ЖБЖБҚ-ң тұрақтылығын келесі формула бойынша тексереді:
мұнда: Мс-аударып тастау моменті; МV-қисаю моменті.
Тасымалдаудың басталуына дейін жүзу ауданынан, қашықтықтан, метеоболжаудың нақтылығы мен
ЖБЖБҚ-ы буксирлеуді ауа райына байланысты шектеулермен жүргізеді. Зертте толқу
Буксирлеу қондырғысына әсіресе шығыр, буксирлік трос, амортизациялық түйіндер, құрылғылар
Шығыр сенімді бекітілуі керек және шығыр барабанына трос таңдау
ЖБЖБҚ-н тасымалдау аяқталғанан кейін бұрғылау нүктесіне әкеледі, бар үлгілер
Сыртқы күштердің максималды әсерлерінде ЖБЖБҚ-ң бастапқы орнынан жылжуы мүмкін
Дүниежүзлік тәжірибеде жүзбелі бұрғылау платформаларын үлкен жүк көтергішті транспорттық
2.7.1 ЖБЖБҚ-н пайдаланудың ерекшеліктері
Берілген аудан үшін ЖБЖБҚ-ң түрін анықтауда қоршаған ортаны зерттеу
Жұмыс жағдайында ЖБЖБҚ-н пайдаланудың ерекшелігі немесе ұңғыманы бұрғылаудағы ерекшелігі
Теңіз бағанасы бұрғылау сұйығының жабық циркуляциясын және бұрғыланып жатқан
Ұңғама сағасына қатысты ЖБЖБҚ-ң көлденең жылжуы бұрғылау тізбегінің, шегендеуші
13-суретте ЖБЖБҚ-на әсер ететін күштер үлгісі көрсетілген. Бұл күштер
Көтеріліп-түсіру операциялары үрдісінде кронблокка жүктеме үлкен шектерде О-дан максималды
Осы күштердің жүктемелерінің әсерінен ЖБЖБҚ-ң көлденең және тік жылжуы
Қазіргі заменға ЖБЖБҚ-ы бұрғылау режимінде биіктігі 10-12 метр толқын,
Бұрғылау қондырғысының берілген түрі үшін толқын биіктігінің және жел
Қатты дауылдық жағдайларда бұрғылау свечалары саусақтардан алынып палубадағы стеллаждарға
Якорлік шынжырларды бірінші жағдайдан да көбірек босатады. ЖБЖБҚ-ң жоғарғы
Су асты кешенінің теңіз түбінде орналасуы тек ғана бұрғылау
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
3.1 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
"Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасын бастық басқары. Ол өндірістің
Мұнай, газ өндіру басқармасының бастығының бірінші орынбасары болып бас
Энергетика бөлімін бас энергетик басқарады. Жалпы бөлімінің жұмыстарын бөліп
Еңбекті қорғай және қауіпсіздік техникасы бөлімі — еңбекті қорғау
Жоспарлы-экономикалық бөлімі — басқа бөлімдермен біріге отырып, өнеркәсіптік техникалық
Еңбекті қорғау, ұйымдастыру, техникалық нормалау және еңбек ақы бөлімінің
Кадрлар бөлімі кадрлерді таңдау, орналастыру, зерттеу, дайындау және есептеу
Бухгалтерия - өндірістің шаруашылық қызметтерінің есебі мен есептеулерін, бухгалтерлік
Әкімшілік басқару бөлімі мұнай және газ өндіру басқармасының қызметкерлеріне
Өндірістік цехтар болып мұнай өнімдерін өндіру цехтары, зерттеу бригадалары,
Орталықтандырылған инженерлік-техникалық қызметті белгіленген технологиялық кезеңге сәйкес мұнай өндіру
Мұнай және газ өндіру цехтары басқару аппараты және мұнай
Мұнай және газ өндіру операторлары скважинаның пайдалану және жұмыс
Қосалқы өндірістік цехтар қатаарына скважиналарды жерасты күрделі жөндеу цехтары
Қосалқы өндірістік цехтарының басым көпшілігі өндірістік қамтамасыздандыру базасының құралына
Арнайы технологияларымен техникалар басқармасы өндірістік объектілерді арнайы жабдықталған машиналар,
3.2 "Октябрьск мұнай" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
2002 ж. 1-ші қаңтардағы есепті тізім бойынша мұнай өндіру
Мұнай және газ өндіру басқармасындағы жалпы орта тізімдік саны
Жұмысшылардың белгілі себептерімен келмеу уақыты 125544 адам-сағат болды, бұл
Жұмыс уақытының ысырап болуы 2001 жылға қарағанда 2,1 есе
Жұмысшылардың жалақысы жүйелі-сыйлықты және жанамалы-істелу жүйелері бойынша есептеледі. Жұмысшылардың
Жалақының келісімді жүйесі бойынша 2002 жылы 232 адам жұмыс
Басқарма бойынша 37 бригада құралады. Оның 20-сы комплексті, 17-сі
3.2.1 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысының жағдайы
Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысы белгіленген тарифті
2002 жылы "Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамынын президентінің жарлығымен "Октябрьск мұнай"
3.1 кесте - Жұмысшылардың еңбек ақысының тарифттік қойылымдары
Тарифтік қойылым Дәрежесі
II III IV V
1.Мұнай өндірумен айналысатын жұмысшылар:
а) келісімді жұмысшы 22900 25200 30150 33100
б) уақытша жұмысшы 18400 18700 19000 -
2.Мұнай дайындау комплексті қондырғылар, қүю бекеттерінде, тауарлы-транспорт бекеттегі жұмысшы.
2.1 Жұмыс жағдайы қалыпты жұмыстарда:
а) келісімді жұмысшы 22000 23500 25000 27000
б) уақытша жұмысшы 18000 18000 19210 -
2.2 Жұмыс жағдайы ауыр, әрі қауіпті жұмыстарда:
а) келісімді жұмысшы 25250 27000 28500 31000
б) уақытша жұмысшы 18130 19250 20200 20950
3.2 кесте — Инженерлік-техника жұмыстарының қызметкерлерінің жалақысы
Лауазым - дәрежесі Бірлестік бойынша тарифтік қойылым
Бастық 77924 - 80 теңге
Бас инженер 70833 - 60 теңге
Бас геолог 64377 - 60 теңге
Бас механик, энергетик 58558 - 40 теңге
Экономист 53193 - 60 тенге
Мұнай және газ өндіру технологиясы, өндірістік,геологиялық бөлімдерінің бастықтары 71289
Техника бөлімінің бастығы 58558 - 40 теңге
Жоспар — экономикалық, еңбекті және жалақы үйымдастыру, финанс бөлімдерінің
Еңбекті қорғау және қауіпсіздік техникасы бойынша мұнай газ өндіру
Күрделі жөндеу бөлімінің бас инженері 64377 - 60 теңге
М.Г.Ө. цехтарының инженерлері мен геологтары 71289 - 34 тенге
Игерудің алдыңғы қатарлы технологтары 30643 - 20 теңге
Цех бастыктары 59576 - 83 теңге
Мұнай және газ өндіру цехтарының шебері 26987 - 52
Мұнай газ өндірістік басқармасына 1423 адам және айлық жалақы
2002 жылы басқару аппаратындағы қызметкерлер саны 867 адам жалақы
Инженерлік - техникалық қызметкерлермен қызметкерлердің (санын есептеу үшін жеке)
- Инженерлік - техникалық қызметкерлер және қызметкерлердің санын есептеу
- Штат бойынша белгіленген орташа жол ақы қоры
- Лауазымды еңбек ақының минималды және максималды түрлерінен лауазымды
Мысалы: кестелерден көріп мұнай және газ өндіру басқармасының бастығы
Штатты кесте штатқа енгізілген барлық қызметкерлердің лауазымдық ақыларының орташа
"Октябрьск мұнай" мұнай және газ өндіру басқармасының шеберлерімен басқа
Жұмысшы бригадалары келісімді—сыйлықты жүйе бойынша жалақы алады. "Октябрьск мұнай"
3.3 Техника-экономикалық көрсеткіштердің талдауы
"Октябрьск мұнай" мұнай және газ өндіру басқармасы 2002 игеру
Игеруге 12 жаңа ұңғылар енгзілді. Дегенмен шартты-қосалқы мекемелердің ұңғыларды
Төлеген жалақы қорының 93,97 проценті пайдаланылды. 82 жұмысшыдан айып
Күрделі қаржының жұмсалуы көлемі — 87,8%, оның ішінде құрлыс-монтаждау
Іске асырылмаған негізі қордың қозғалысы 132963 тенге.
Мұнай өндіру жұмыстары техникалық және геологиялық себептермен қиындады.
Қабатқа 3354,8 мың м3 көлемінде су айдалды.
Жұмыс істемей тұрған қордан 5 игеру ұңғысы қосылып, осының
Ұңғы қондырғыларын СНПХ 823 м3, және "Север" 823 м3
1995 жылдың IV тоқсанынан бастап Газлифтті игеру әдісі қолданып,
Мұнай мен газды жинау және тасымалдауға жұмсалған шығын 2247
Қаралып отырған 2002 жылда 44 дана рационалды ұсыныс жасалды,
Мұнай және газ өндіру басқармасының жылдық өндірістік қуаты мынаған
ӨҚм = qmax nopт tn
мұндағы:
qmax - ұңғының мүмкін максималды орта күндік шығымы, 35
nорт - пайдалану қорындағы ұңғылардың орта жылдық саны, 344
tn - жыл бойына ұңғыны падалану уақыты, 126043 күн.
ӨҚм = 35*344*126043=15175577
Мұнай газ өндіру басқармасы бойынша өндірістік қуатын пайдалану деңгейі
Көқ = QH / ӨҚж
Мұндағы: QH — мұнай өндіруді жылдық нақты көлемі 2338,595
Көқ= 2338,595 / 15175577 = 0,0015
Игеру қорының пайдалану коэффициенті 0,887. Істеп тұрған қордың пайдалану
Осы 2002 жылғы мұнай және газ өндіру басқармасының жұмысының
3.4 Күрделі қаржыны есептеу
Капитал шығыны көлемінің нәтижесі құрал-жабдықты қайта бағалау және енгізу
Күрделі қаржы салымының көлеміне КОУК комплексіне кіретін құрал-жабдықтар құны
КОУК бағасы - Ск - 10000000 тг
СКҚ бағасы: Скқ =qскқ * аскк/1000* LH
мұндағы: qскқ - 1 метр құбырдың өлшемдік салмағы, кг
аскқ - 1 СКҚ-дың бағасы, тг
LH - СКҚ-дың ұззындығы, м
С скқ= 4,5* 26588/1000*2900= 346975 тг
КОУК-ке кеткен күрделі қаржы:
Zкапитал =Крез (Ск + С скқ + Ссж) +Смонтаж
мұндағы: Крез - жабдықтардың резервті коэффициенті,
Ссж- - саға жабдықтарының құны,
С скқ - СКҚ-ң құны,
См - монтажды жұмыс кұны,
мұнда: Крез= 1,1; Ссж - 29365000 тг; Смонт -
Zкап=1,1(10000000+346975+29365000)+244725= =40198705 тг
3.3 кесте - КОУК комплексті ұңғының күрделі қаржы көлемі
Жабдықтар аты Баланстық құны, тг
КОУК комплексі, тг 10000000
СКҚ, тг 346975
Саға жабдықтары, тг 29365000
Монтаждау құны, тг 244775
Барлығы, тг 40198705
3.5 Жылдық өндіруге кеткен шығындар:
-энергия кететін шығындар
-жер асты жөндеуге кететін шығындар
-амортизациялық төлемдер
-еңбек ақы қоры шығындары
-еңбек ақы қоры төлемдері
3.5.1 Энергияға кететін шығын
Zэн=Сэ *Эуд *Qн *Клэп С уст * Nэд
Мұндағы:Сэ- орнатылған эл/энергия қуатының құны,тг/кВтч
Nэд - электрдвигателдеріне орнатылған қуат, кВт
Клэп - электрожелісіне кететін шығынды ескеру коэффициенті
Суст - орнатылған қуат төлемі
Клэп - 1,2
Эуд -19,156 кВтч/м3
Nэд - 30 кВт
Сэ - 6,56 тг/кВтч
QH - 45м3/сут*365 = 1642,5 м3/год
Zэн=6,56*19,156*16425*1,2*59652*30 = 4211492,688
3.5.2 Жер асты жөндеуге кеткен шығын
Zпрсs = Срем * N рем
Мұнда Срем — нақты көрсеткіштер бойынша бір ремонтқа кететін
Срем = 2647,5 мың. тг.
Znpc = 2647,5*2,5 = 6618,75 мың. тг.
3.5.3 Амортизациялық төлемдер
Бұл тарам амортизациялық норма бойынша есптеледі:
Zам = ( Ак*Ск +Асққ *С сққ + Ауо
Мұнда: Ак = 0.12, Ккр = 1.1
Zaм=(0,12*10000000+0,l*346975+0,12*29365000+0,067* *32801500)*l,l=
= 29409052,75
3.5.4 Еңбек ақы қоры шығындары
Қолданылған шаралар жұмысшылар санының өсуіне байланысты немесе қысқаруына әсер
ЕАҚ=МЗП-ТК*ПК*КН*КНГ*12 *ЖС
Мұндағы: МЗП- минималды жалақы
Тк - тарифтік коэффициент
Пк - қосымша жалақы
Кн - территориалдық коэффициент
Кнг - аудандық коэффициент
Жс - жұмысшы саны
ЕАҚ = 3447*5,95*1,25*1,14*1,1*100*12 = 49627141,2
3.5.5 Еңбек ақы қоры төлемдері
Еңбек ақы мемлекеттік төлемдер бюджетке 26% және мемлекеттік жинақтау
ЕҚТ=ЕАҚ*0,36
ЕҚТ=49627141,2*0,36 = 17865770,832
3.6 Мұнайдың өзіндік құнын есептеу
1 жылдық экономикалық тиімділік ол жаңа технологиялық процестерді жүргізгеннен
С=(ZЭH+Znpc+Zам+ЕАҚ+ЕҚТ)/Qае=(421492,6+29409052,75+6618,75+ +3849627141,2+17865770,882)/16425 = 5509,2тг
Сонымен КОУК комплексін енгізгеннен кейін 1 тонна мұнайдың өзіндік
3.7 Экономикалық тиімділік
Эг=(С1 - С2)* Qж - EH*ZKan/ Qж
Мұндағы:
С1— С2 - жаңа КОУК комплексін енгізгенге дейінгі және
Эг=( 6947,48 -5509,2)* 16425-0,15 *40198705/16425 = 23626666,8 тг
Сонымен экономикалық тиімділігі 23626666,8 тг.
3.4 кесте - Техникалық – экономикалық көрсеткіштер
Көрсеткіштер Жоба бойынша
Мұнай өндіру, мың т 2447
Газ өндіру, млн. м3 192,257
Мұнай беру, мың т. 2374,8
Барлық шығын, тг 3901120076
Амортизациялық шығын, тг 29409052
ЕАҚ, тг 49627141
Күрделі қаржы қоры, тг 40198705
Барлық адам саны 1037
1 т. Мұнайдың өзіндік құны, тг 5509,2
Скважина саны, дана 347
Экономикалық тиімділік, тг 23626666,8
4. Еңбек қорғау
4.1 Өндірістік қауіпті және зиянды факторларды талдау
Фонтанды ұңғылардың жер үсті қондырғыларын қамтамасыздандыру кезінде жұмысшылардың қатерге,
Фонтанды ұңғыларды пайдалыну кезеңдері кезінде ашық атқылауы мүмкін, соған
Кейбір ұңғыларды пайдалану кезінде коммуникациялардың үзілуі, ұңғы ішіндегі жарылыс
Ұңғыларды толтырудың жұмыс көлемі және қауіпті операциялары, сонымен бірге
Фонтанды ұңғыларды пайдалыну қауіпсіздігінің бірі – олардың саңылаусыздандырудың сапалылығы
4.2 Қорғаныс шаралары
4.2.1 Қауіпсіздіктің жалпы шаралары
Фонтанды ұңғылардың саға жабдығына қойылатын шарттар болып мынадай талаптар
Арматураның негізгі жауапты бөлігі - түп қысымына сәйкес келетін,
Ұңғы сағасына қондырылатын фонтанды арматураны жинақтаудан кейін тексеру үшін,
Арматураны алдыру үшін техникалық шартта қаралған жолмен, тығыздағыштар жинақтары
Фонтанды арматураны құрастыру кезінде ең жауапты, яғни ұңғының саңылаусыздануы,
Құрастырар алдында арматураның барлық бөлшектерін жеке түрде қарап, тексеріп
Фонтанды арматураның дұрыстап жинақталмауы немесе оның бұзылуы ашық фонтандауға
Фонтанды арматураға 3 жүрісті кранды манометрлер және вентильдермен жабдықталуын,
Фонтанды арматураның өнімді шығару желісінің астына белгілі биіктікте тұратын
Фонтанды ұңғыны қамтамасыз етудің ыңғайлы және қауіпсіз болуы саға
Дегенмен көптеген кен орындарында, соның ішінде Жаңажол мұнай-газ кен
Фонтанды ұңғыларда парафин тығындары, гидраттар түзілген жағдайларда ұңғыға бу,
Осындай жұмыстар кезінде мүмкін болатын кәсіби жарақаттанудың қаупі зор
4.2.2 Қауіпсіздік техникасы
Өндіріс объектілерінің арасындағы белгілі санитарлық, өрттен сақтандыру мөлшерлі секілді
Объектілердегі қондырғылардың қауіпсіз және қиыншылықсыз пайдалануға және жөндеу жұмыстарын
Бөлек механизмдер мен дуалдың ара қашықтығы 1 метрден, ал,
Жарылыс қауіпі бар жерлерде телефон қондырғылары және белгі беру-ескертеу
Жұмыс істеп тұрған немесе істемейтін ұңғылардың номерлері болуы керек.
Адамдар өтетін жерлердегі, яғни жер бетінде ашық өткізілген құбырлар,
Аппараттардың, құбырлардың ыстық беттері, іштен жану қозғалтқыштарының шығару құбырлары
Жер асты және жер үсті құбырлары автомобиль жолдарымен қиылысқан
Машиналар мен механизмдер төзімді металдан жасалған қоршаумен, яғни қозғалыста
Қозғалмалы бөлік қоршаудан 0,35 метр қашықтықта болатын болса, ұстағыштармен,
Төменгі белдемелер биіктігі 15 сантимерден, ал, қалған белдіктердің ара
Байланыстырушылар белдіктерге ұстағыштармен қоршалады. Олардың биіктігі 1,5 метрден аспайды.
Тісті немесе шынжырлы берілістер толық металды, яғни жинақталушы және
Жұмысшының 0,75 метр биіктікке көтерілуі керек объектілерде басқыштармен, ал,
Жаңажол кен орнындағы электрмен қамтамасыз ету қос линиядан сіңірілетін
Ұңғылады 6 кВт қуаттылықты электрмен қамтамасыз ету желі бойымен
- уақытылы тексерулер жүргізу;
- жабдықтарды дер кезінде алып келу;
- ЖҚҚ-ды қарастыру (жеке қорғану құралы).
4.2.3 Санитарлық-гигиеналық шаралар
Мұнай өндіру кезінде қабатқа су айдау мен басқадай өндірістік
Мұнай өндіру кезінде күн бойында көп жүретін болғандықтан, операторларға
Ұсақ-түйек жұмыстар орындалатын өндірістік бөлмелердегі жалпы электрлі жарықтандыру кемінде
Жүргізілмелік санитарлық–гигиеналық шараларға сәйкес жұмысшыларға арнайы киім беріледі.
4.2.4 Өртке қарсы шаралар
Мұнай өнеркісібінде өрт қауіпсіздігі “А” категориясына жатқызылады, яғни олар
Осыған байланысты өндірістік ғимараттарды орналастыру кезінде келесі жағдайлар орындалуы
- мұнараға дейінгі автомобиль жолының ара қашықтығы 25 метрден
- тұрғын үйлер, клубтар, асханалар т.б. мұнай өндірудің территориялық
1200С тұтанғыш температуралы мұнайды айдау үшін сорап станциясы 1
Оттың аяқ алуынан сақтану мақсатында мұнай өткізгіштерінде әрбір 100
МГӨБ қамдандыратын өрт сөндіру командаларына ерікті өрт сөндіру дружинасы
Команда өзіне қажет жабдықтармен қамтамасыз етілген болуы керек.
5 Қоршаған табиғи ортаны қорғау
5.1 Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде қарастыратын технологиялық
Кез келген кен орындағы қолданылып жатқан технологиялық процестер биосфераның
Бұл “қоршаған табиғи ортаны қорғау” бөлім толығымен мұнай өнеркәсібіне
Біздің қарастырып отырған кен орындағы қоршаған табиғи ортаны ластайтын
Ластауға әсер ететін көздердің бірі Жаңажол газ өңдеу зауыты
- мұнайды 1-ші және 2-ші сатыда сепарциялау;
- мұнайды дайындау қондырғылары;
- резервуарлы парктер;
- ілеспе газды қысу;
- моноэтаноламин ерітіндісімен газды күкірт сутек пен көмір қышқылдан
- сілті әдісімен газды меркаптандардан тазарту;
- газды диэтиленгликолмен кептіру;
- жай күкіртті алу;
- газды дайындау қондырғысы.
Кәсіпорынның жинау жүйесіне сепараторлар, факелдар жүйесі, дренажды ыдыстар кіреді,
Негізгі технологиялық процестер: өндіру, ұңғы өнімін жинау және дайындау,
Көмекші технологиялық процестер: жылыту (пешпен), жөндеу қызметтері және ұңғыларды
Көпшілік кәсіпорындар қоршаған табиғи ортаны мына себептердің нәтижесінде ластайды:
- мұнай және газ кен орындарын өндіру мен игеру
- булану аймағына ілеспе қабат суларын төгу;
- кен орнын игеру кезінде ұңғы өнімін жер бетіне
Мысалы: газды жағу факелдарын жою үшін көп өндірістерде ілеспе
5.1.1 Атмосфераның ластану себептері
Негізгі ластайтын заттар күкірт сутек, көмір сутек, меркаптандар, күкірт
Мұнай кен орны, пештер және т.б. ластанудың 4-ші категориясына
Атмосфераның ластану көздеріне мыналар жатады: пайдалану ұңғылары, өлшеу қондырғылары,
Негізгі тікелей ластануға қатысы барлар мыналар: газды жағу факелдар,
Ластануға тікелей қатысы жоқ бөлініп шыққан заттар – көмір
5.1.2 Гидросфераның ластану себептері
Мұнай кәсіпшілігі қабат суларына және жер беті суларына үлкен
Мұнай кәсіпшілігінде мынадай ағын сулар пайда болады:
- мұнай және мұнай өнімдерімен ластанған өндірістік сулар;
- органикалық заттармен ластанған шаруашылық сулар;
Қабат және жер беті суларының ластану себептері:
- тазаланбаған немесе жартылай тазаланған өндірістік және тұрмыстық ағын
- жер беті ағын сулары;
- дренажды ағын сулары;
-булану аймағына жоғары минералданған ілеспе қабат суының төгіліуі;
- құбырлардан, ыдыстардан және басқа құрылымдардан улы сұйық материалдардың
- ластайтын заттардың атмосфераға түсуі, яғни рельефтер және су
- қалдықтар мен материалдарды сақтау орны, тасымалдау алаңы;
- төгілген мұнайлар, газ тазарту өнімдері, реагенттер және т.б.
Гидросфераны ластайтын негізгі себептер: мұнай және мұнай өнімдері, күкіртсутек,
5.1.3 Литосфераның ластану себептері
Литосфераға мұнай өндіру кешендерінің тигізетен кері әсері:
- ескі нашар цементтелген ұңғылардан күкірт сутегінің жер қабатына
- фонтанды немесе басқа ұңғылардан мұнайдың жерге төгілуі және
Литосфераны ластайтын негізгі себептер: тұрмыстық және кәсіпшілік қатты қалдықтары,
5.2 Ұйымдастыру шаралары
Қоршаған табиғи ортаны қорғау бойынша өтетін шараның жауаптысы қоршаған
Кәсіпорын аймағындағы экологияның бұзылуының азаюы бойынша ұйымдастырылған шараларға мыналар
- өндірістегі режимдер мен шикізаттарға бақылаудың автоматты жүйесін енгізу;
- жұмысшыларды оқыту және үйрету;
- фонтанды ұңғыдан төгілетін ұңғы өнімін және тастанды қалдықтарды
Бақылауды қажет ететіндер:
- фонтанды ұңғының қабат қысымын қадағалау;
- өндірістің аса тиімді прцестерін, аз қалдықты және қалдықсыз
- табиғи қорларды тиімді пайдалану;
- жер беті және қабат суларын фонтанды ұңғының қалдықтармен
- авариялық ағын суларының алдын алу бойынша инженерлік шараларды
- өндіріс өнімдерінің және соған сай ластандырғыш заттардың өндіріс
5.3 Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары
Жобалау және экологиялық тазалау технологиясын енгізуден, жаңа тазарту системасын
5.3.1 Атмосфераны қорғау
Атмосфераның зиянды заттармен ластануын азайту үшін қауіпсіздік техникасын сақтау
Атмосфераның ластануын шектеу бойынша жобада келесі негізгі технологиялық шешімдер
5.1 кестесінде ауа атмосферасында зиянды заттардың ШРК(ПДК) мәні көрсетілген,
- газды тазарту;
- ілеспе газдың алдын ала тазартырылуы;
Зауыт тоқтап, қондырғыны ауыстырған кезде газдың күкірт сутегімен бірге
5.1 кесте - Ауа атмосферасындағы зиянды заттардың ШРК-сы (ПДК)
Заттардың атаулары Тұрғылықты жерде Жұмыс зонасында
Азот диоксиді 0,085 - 0,04 мг/м3 2,0 мг/м
Азот оксиді 0,085 - 0,04 мг/м 5,0 мг/м
Аммиак 0,2 - 0,04 мг/м 20,0 мг/м
Бензапирен 0,1 мкг/100м 0,00015 мг/м
Диэтаноламин 0,05 мг/м 5,0 мг/м
Керосин 1,2 мг/м 300,0 мг/м
Салицилді қышқыл 0,01 мг/м -
Күкірт қышқылы 0,3 - 0,1 мг/м 1,0 мг/м
Сірке қышқылы 0,2 - 0,06 мг/м 5,0 мг/м
Кремний диоксиді 0,02 мг/м 2,0 мг/м
Ксилол 0,2 мг/м 50,0 мг/м
Марганец 0,01- 0,001 мг/м -
Мыс оксиді 0,002 мг/м -
Меркаптандар 0,00009 - 0,1 мг/м 0,8 мг/м
Натрий карбонаты 0,04 мг/м 2,0 мг/м
Қалайы оксиді 0,02 мг/м -
Органикалық емес шаң тозаң 0,15 - 0,05 -
Қара күйе 0,15 0,05 мг/м
Күкірт сутек 0,008 мг/м 10,0 мг/м
Қорғасын 0,00033 мг/м 0,01/0,005 мг/м
Күкірт көміртегі 0,03 - 0,005 мг/м 3,0 мг/м
Көміртегі оксиді 5,0 - 3,0 мг/м 20,0 мг/м
Көмірсутегі 1,0 мг/м -
Көміртегі 1,0 мг/м 10,0 мг/м
Фтор 0,7 мг/м 0,05 мг/м
Ұңғы өнімдерін жер қоймаларына құю рұқсат етілмейді. Ол үшін
5.3.2 Гидросфераны қорғау
Қазіргі жоба бойынша гидросфераны қорғау үшін мыналар қарастырылады:
- механикалық және биологиялық тазартудың жаңа жүйелері;
- қабат суларын дайындаудың әлемдік тәжірибесін қолдану;
- ауамен суыту аппараттарын қолдану арқылы сумен қамту жүйесін
Амин құрамды ағын суларын микробиологиялық тазарту қарастырылған. Ал, техгологиялық
Жобада ағын суларының жер бетіне төгілуін қарастырылмайды.
Жоғары арынды саңылаусыздандырылған жүйенің орынды пайдалануы қоршаған ортаны және
Құбырлардан аққан зиянды сұйық заттармен судың ластануына жол бермес
- канализацияның тазарту құрылымынан мұнай өнімдері технологиялық процестеріне оралады;
- сусызданған механикалық қоспалар қалдықты залалсыздандыру қондырғысына жөнелтіледі;
- қысымның көбейген кезінде жүйеде автоматты түрде мұнайды қондырғыға
- егер гидродинамикалық зерттеу, жер асты және күрделі жөндеу
- қабат суларының ластанған аймағындағы қабат суларының сапасы мен
5.3.3 Литосфераны қорғау
Жер қойнауын ластайтын деңгейді төмендететін шаралар 4-ке бөлінеді:
- ұйымдастырылған шаралар;
- технологиялық шаралар;
- проектілі-конструкциялық шаралар;
- санитарлы-эпидемияға қарсы шаралар;
Ұйымдастырылған шаралар: қалдықтармен айналысатын ұйым; Кен орын территориясы бойынша
Технологиялық шаралар: Бұрғылау, қондырғыны тасымалдау, техникалық қайта құнарлату кезінде
Проектілі-конструкциялық шаралар: Табиғатты қорғау органдарын бақылайтын игеру жобаларын тексеру
Санитарлы-эпидемияға қарсы шаралар: Тұрмыстық және өндірістік қалдықтарды көметін жерлерді
Қазіргі кезде ауыл шаруашылығында жерді биологиялық қайта құнарландыру экономикалық
- темір-терсек жинау;
- жер бедерін жобалау;
- уақытша су ағындарын реттеу және т.б.
Литосфераны тиімді қорғайтын мынадай шаралар бар:
- бұрғылау жұмыстары кезінде жерге тиісті шараларды ескеру;
- құм жолдарының санын шектеу;
- жерді құнарландыру шараларын іске асыру;
- жер жағдайына бақылауды ұйымдастыру;
Қалдықтарды жою және жинауды ұйымдастыру. Қалдықтардың негізгі жиналатын жерлері:
- мұнай кәсіпшілігі;
- құрылыс алаңдары;
- өндірістік базалар;
- вахталы поселкісі;
Осыдан басқа кішігірім өндірістік, құрылыстық және көмекші алаңдар бар.
Қалдықтарды жою және жинау әдістерін таңдау кезінде келесі факторларды
Адамға әсер ететін қоршаған ортаны ластайтын қауіпті заттар шу,
Атмосфераның ластануы құрылыс материалдарының, резиналық, металдық және басқа да
ҚОРЫТЫНДЫ
Альфа теңіз кен орнының солтүстік күмбезіндегі фонтанды ұңғылар жұмысын
Кен орнының “солтүстік Б” пачкасын игеру барысында 2001 жылы
Альфа теңіз кен орнында мұнай өндіруді, қабат қысымын тұрақтандыру
20 аз шығымды ұңғылардың 15- ін су айдауға, ал
Ұңғыны күрделі және жер асты жөндеу бригадаларының санын көбейтіп
Енгізілетін газлифтпен игеру тәсілін қайта қарастырып экономикалық тиімділігі 25
Толығымен “солтүстік В” ұңғыларды бойынша ұңғылардың қабат қысымын ұстау
ПАЙДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
1. Н. А. Еременко «Геология нефти и газа» М.
2. Ю. П. Жлтов «Разработка нефтяных месторождений» М. Недра,
3. В. И. Шуров «Техннология и техника добычи нефти»
4. Технологический отчет НГДУ «Октябрьскнефть»
5. «Анализ разработки и анализ работы месторождения Жаңажол»
6. Нұрсұлтанов Ғ. М., Абайұлданов Қ. Н. «Мұнай және
7. Х. А. Қалабаев «Методикалық нұсқаулар» Алматы. ҚазҰТУ, 1992
Qm,мың т.
Шығын
ЗН
ТШ
Шығ.,
тг.
Пайда
Өзг.Ш
Табыс
3.1 сурет - Залалсыздық нүкте графигі