Газ шығымы

Қарашығынақ кені
КІРІСПЕ 9
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 10
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер 10
1.2 Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу
1.3 Стратиграфия 13
1.4 Тектоника 18
1.5 Мұнайгаздылығы 19
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме 20
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері 22
2 ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 25
2.1 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы 25
2.2 Игерудің қазіргі күйін талдау 29
2.3 Ұңғыларды газогидродинамикалық зерттеу және олардың нәтижелері 33
2.4 Қарашығанақ кен орнындағы газконденсатты ұңғыларды кәсіпшілік зерттеу 40
2.5 Пайдалану ұңғымалардың кешенді зерттеу 42
2.5.1 Бақылау айырғышындағы ұңғыманы кешенді зерттеу 47
2.5.2 Бақылау айырғышындағы ҚМГККО-ның 126-шы пайдалану ұңғымасын кешенді
2.5.3 “Порта - Тест” қондырғысында пайдалану ұңғымаларын кешенді зерттеу
2.5.4 “Порта - Тест” қондырғысында ҚМГККО-ң 107-ші ұңғымасын кешенді
2.6 Пайдалану ұңғымаларын жедел – зерттеу 82
2.7 Қолайлы технологиялық тәртіпті таңдау мен жабдықтарды іріктеу 83
2.7.1 Сораптық сығымдағыш құбырлардың ішкі диаметрлерін есептеу 84
2.7.2 Қолайлы шығымдарды және газ ұңғыларындағы депрессияны есептеу 85
2.7.3 Қолайлы технологиялық тәртіпті есептеу 86
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 88
3.1 Қарашығанақ кен орнында ұйымдастыру сипаттамалары 88
3.2 Өндіру пішіндері 88
3.3 Өндіруді объектілер арасында бөлу 89
3.4 Өндіру коэффициентінің есептелген шамасын талдау 93
3.5 Экономикалық есептеулермен ұсынылған варианттарды талдау нәтижелері 96
3.6 Кен орынды игерудің экономикалық үлгісі 99
3.6.1 Жалпы жағдай 99
3.7 Жобаны жүзеге асырудың тиімділік көрсеткіштері 105
3.8 Газ айдау станциясын пайдаланудың экономикалық тиімділігін есептеу 106
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 111
4.1 Еңбекті қорғаудың артықшылығы 111
4.2 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлар анализі
4.3 Қорғаныс шаралары 112
4.3.1 Өндірістік санитария 112
4.3.2 Қауіпсіздік техникасы 112
4.3.3 Өрттік қауіпсіздік 115
4.4 Ұңғы сағасының жарылу және өрт қауіптілігі бойынша сипаттамасы
4.5 газды және газды – конденсатты ұңғыларын пайдалану кезінде
4.5.1 Ұңғыларды меңгеру 117
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 121
5.1 Қоршаған ортаға тасымалдау және газ мұнай өңдеу
5.1.1 Атмосфераның ластаушы көздері ретінде технологиялық үрдістердің анализі. 125
5.1.2 Топыраққа және жер қойнауына әсер етуі 126
5.2 Ұйымдастыру шаралары 128
5.3 Атмосфераны қорғауды қамтамасыз ету 128
5.4 Гидросфераны және литосфераны қорғау 130
ҚОРЫТЫНДЫ 132
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 133
КІРІСПЕ
Ұңғыларды пайдалану мұнай және газ игерудегі негізгі орындардың бірін
Қолайлы технологиялық режимді іріктеп таңдау, өзіне ерекше көңіл аударуды
Бұл дипложобаның мақсаты – Қарашығанақ кен орын жағдайына қарай
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
Қарашығанақ МГККО Батыс – Қазақстан облысының батысында, Бөрлі ауданының
Ауданнның орфографиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен, Солтүстік
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3т/л ал ұңғы
Аудан климаты төте континентальды. Ауа температурасы -40 (қыста)
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында
Грунттың қалыңдығы, қар табанына байланысты 1-ден 1,5 метрге
1.2 Ашылу тарихы және кен орынның игерілуіне қысқаша шолу
Қарашығанақ ауданында сейсмикалық жұмыстар шағылған толқын әдісімен (ШТӘ)
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы «Уральскнефтегазгеология» өндірістік –
Мұнайгазконденсат кеніші терең жатысты тұз асты құрылымында негізделген және
Мұнайгаздылық этажы 300-ден 1600 метрге дейін, ал осындағы мұнайлы
1983 жылы мұнай, газ және конденсаттың қорын оперативті түрде
1988 жылы көмірсутектер қоры саналып бекітілді. Кен орын үш
ОПЭ жүргізу үрдісінде кейбір техникалық шешімдер жасалынбай қалған:
1990 жылы құрғақ газдың кері айдалуы басталу керек еді;
ұңғы өнімділігін арттыратын жаңа технологиялардың игерілуімен енгізілуі қамтамасыз етілмеген;
эксплуатациялық ұңғыларды бұрғылау негізінде коллекторлар және объект аралық флюидтардан
Осы кезге дейін әр түрлі себептерге байланысты сайклинг –
1.3 Стратиграфия
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс - Орынбор
Кристалды іргетас.
Шығыс - Орынбор тұз күбезі маңайларында іргетас 4.1 км
Іргетас гранитті жыныстардан құралған, оның жасы архейлік-ортапротерозойлық.
Сейсмобарлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында іргетас
Жоғары протерозой тобы - PR
Жергілікті таралу осы ауданды екі үлкен комплекс рифей және
Рифей комплексі Волга - Урал антиклизасында архей протерезой
Рифей шөгінділері 300 - 400 м тереңдікте Үлкен -
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз
Қарашығанақ ауданында, сейсмобарлау нәтижесіне байланысты фундаментпен және
Палеозой тобы - PZ
Ордовик шөгіндісі Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің шығысында және
Қызыл Яр Соль - Илецк тұз күбізінің көлденең тұсында
Төменгі палеозой шөгіндісі тығыз құмтастардан және сұр түсті
Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м. қалыңдығындағы
Қарашығанақ кен орнында терең бұрғылау кезінде тұз асты, тұзды,
Девон жүйесі - D
Девон шөгінділері орта және жоғарғы бөлімдерімен берілген. Орта бөлімі:
Төменгі девон - D1
Жоспардың уақытын құрастыру үшін тек бір ғана іздеу ұңғымасы
6245 - 6248 м интервалынан алынған керн - аргилиттен
Төменгі девон шөгіндісі шамамен 30 м қашықтықты құрайды.
Орта девон – D2
Живет ярусы шөгінділері қара - сұры тіпті қара әктастардан
Жоғарғы девон – D3
Төменгі - орта фаменді бөлшектенбеген шөгінділер стратиграфиялық
Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд мүшелерінің
Максимал қалыңдығы 368 м. (ұңғыма 15)
Жоғары фоменді шөгінділер келісім бойынша төменгі - орта фамен
Таскөмір жүйесі - C
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге. Қалыңдығы
Пермь жүйесі - Р
Пермь жүйесі ұңғылармен ашылған, қиманың негізгі бөлігін алып жатыр.
Пермь жасының шөгінділері кен орны аумағының стратиграфиялық үзілісті
Төменгі бөлімі – Р1
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын
Асссель ярусы – үш түрлі қима негізінде құралған.
Бірінші - биогермді әктас. Екіншісі - дөңес биоморфты –
Сакмар ярусы - рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес
Артин ярусы - рифті және дөңес қималар негізінде екі
Конгур ярусы - толық қималарының төменгі қабаттарында карбонат
Жоғарғы бөлім – Р3
Бөлімнің шөгінділері уфимдік, қазандық және татар ярустары белгілі
Мезозой тобы - MZ
Триас жүйесі - Т
Триас жүйесінің шөгінділері жыныстың терригенді қалыңдығымен, ұсақ бөлшектерге
Триас шөгінділерінің қалыңдығы 1068 - 2040 метр, Қарашығанақ күмбезінде
Юра жүйесі - J
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (песчанник, құм, саз, құмтас)
Бор жүйесі - K
Бор жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім – валонянин, готерев, баррем
Неоген жүйесі - N
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің қалыңдығы
Төрттік жүйесі - Q
Төрттік жүйесінің шөгінділері (суглинка, супесь, құм, галечник, саз), қалыңдығы
1.4 Тектоника
Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне негізделген.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно – седиментациондық құрылымдық формасымен
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық – литологиялық
Жоғары құрылымдық – литологиялық комплекстік құрылымдардың формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді.
Ең жоғарғы қиманың бөлігі – неогенді және төрттік жайылым
1.5 Мұнайгаздылығы
Каспий ойпатының солтүстік аудандарында мұнайгаздылықтың негізгі перспективалары тұз асты
Қаршығанақ кен орнында барлау және эксплуатациялық ұңғыларында жүргізілген комплексті
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 метр интервалында,
Стратиграфиялық жағынан ең зерттелгені пермь шөгіндлері. №112 ұңғысынан мұнай
Мұнай жиналымдары мұнайға қаныққан жарықшақты ашық - сұр
Ирен горизонтының сульфатно – карбонатты жыныстарында мұнайға қаныққан жыныстардың
Филиппов горизонтының сульфатно – карбонатты шөгінділерінде газдылық №30 ұңғысында
Кен орында таза күйінде қабат сулары алынбаған. Бірақ №13
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша Қарашығанақ кен орны
1.6 Гидрогеологиялық мінездеме
Қарашығанақ кен орнын тергейтін жер асты сулары Солтүстік –
Көтерілімнің геологиялық қимасында екі ірі гидрогеологиялық этажға біріккен, кунгур
Жоғарғы этажжоғарғы пермьнен неоген – төрттік шөгінділерді қосады. Бұлардың
Бұл қалыңдықтың сукүкіртті жыныстары сазбен араласқан әр түрлі қуатты
Пермьшөгінділерінің құмды пачкалары керісінше, жоғары сазды және кеуектілік көрсеткіштері
Тұз асты этажының сулы комплекстері аз зерттелген. Қиманың ашылған
Төрттік және неоген шөгінділерінің сулары негізінен тұщы және аз
Триас горизонты сулары ең жоғары минерализацияланған болып келеді. 9800
Тұз массивтерімен тікелей контакт зоналарында (тұзаралық линзалар) одан да
Еріген газ құрамында мүлдем аз – 270 нсм3/л, оның
Тұз асты карбонатты шөгінділерінің төменгі гидрогеологиялық қабаты Қарашығанақ МГККО
П – 2 ұңғысының төрт интервалын сынау кезінде су
Мұнайгазконденсат кенішінің төсеніш сулары контур сырты суларымен салыстырғанда тұщыланған,
1.7 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің қабат
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан. Пермь және
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842 г/см3,
1.7.1 кесте. Ұңғы өнімінің құрамы.
Ұңғы номері 33 44
Перфорация интервалы, м. 5120-5155 5127-5156
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2 8,22 5,71
С3 3,08 3,06
С4 1,65 1,40
С5 14,39 15,73
N2 1,03 0,41
CO2 4,62 6,05
H2S 4,32 4,81
1.7.1 Қабаттағы мұнай қасиеттері
Қабат мұнайының барлық параметрлері Солтүстік - шығыс және
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негігі тәуелділік
1.7.1 кесте. Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель
Алаң Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат қысымы, Мпа 58,7 58,7
Қанығу қысымы, Мпа 58,1 55,3
Газ құрамы, м3 /т 625 449
Көлемдік коэффициенті, бірлік үлес 2,28 1,99
Қабат мұнайының ты-ғыздығы, кг/м3 601 651
Қабат мұнайының тұт-қырлығы, МПа
Сығылу коэффициенті, 1/ МПа *104
1.7.2 кесте. Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа
Параметрлері Конденсат Солтүстік-шығыс алаң мұнайы Оңтүстік-батыс
20 0С-тегі тығыздығы,кг/м3 782 844 805
20 0С-тен тұтқырлығы, мПа*с 1,69 7,5 13,5
Құрамындағы күкірт, % масса 0,9 0,7 0,9
Құрамындағы парафин,% масса 2,29 3,8 5,0
Құрамындағы асфальтендер, % масса 0,07 0,08
Құрамындағы шайыр % масса 0,70 1,23
Қату темпетурасы, 0С -10 төмен -10
Таблицадан көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
1.7.2 Ұңғылар қоры жағдайы
КНГДУ баллансында (1.07.1997ж. жағдайы) 266 ұңғы бар. Олардың
179 терең ұңғылардың: 33 – игерілуде; 85 – консервацияланған;
2 ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Кен орынды игерудің қысқаша тарихы
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 ашылды, онда 4171-4262 м.
Кен орынды меңгеруді жылдамдату мақсатында КСРО Мингазөндірісі барлама жымыстарды
Резервуар жайлы бар ақпараттарға жоба (1980 жылы) сәйкес келмеуіне
1985 жылы 28 тамызда Орла қаласынада болған КСРОГКЗ отырысында
ГКЗ КСРО ПГО «Оралмұнайгазгеология» шешіміне сәйкесті 1985-86 жылдары «1988
1986,1987,1988 жылдарында қабылданған бағдарлама орындалып және көмірсутектер қорын қайтадан
05.07.91 жыл «ТӨП-ң анықталған жобасы ... » Мәскеу қаласында
Жобалық құжатта игерудің үш объектісібөлінген. Бөлудің негізінде жабынынан сумұнай
1 объект – біртекті еместігі жоғары дәрежемен сипатталатын пермь
2 объект – орта карбон шегінде кеніштің газконденсатты бөлігінде
3 объект – таскөмір және жоғарғы девон шөгінділеріне ұштастырылған
Объектіні игеру жеке ұңғыма торларымен жобаланған. 1 объект үшін
2.2 Игерудің қазіргі күйін талдау
Белгіленген вариант бойынша сайклинг ұрдістің жүзеге асырылуы қарастырылды. «Құрғақ»
қабат қысымы төмен және конденсатция басталу қысымына жақын қысымды
пайдаланудағы және жаңа енгізілген ұңғымалар бойынша шығымдар шектелген;
пайдаланушы ұңғымалар қабат қысымын конденсация басталу қысымы депрессиясының төрттен
Қабат қысымдары есептік жылдың соңында конденсатция басталу қысымынан төмен
Бекітілген варианттар бойынша ұңғымалардың жалпы қоры 343 ұңғыманы құрайды,
30.11.93 жылы Ақсай қаласындағы ғылыми – техникалық жиналыста Қарашығанақ
01.12.93 жылы жағдай бойынша Қарашығанақ ГПУ-ң үлесінде 249 ұңғыма
1-ші пайдалану объектісінің жоғары біртекті еместігі жайында тұжырым жасалған.
Осы жиналыстың шешімі бойынша табиғи сарқылу режимінде газконденсатты кенішті
«Қарашығанақ мұнайгазконденсат кен орнын меңгеруді жалғастыру үшін шет елдік
ҰМК «Қазақойл» өкілдерінің және бақылаушыларының қатысуымен болған жиынның шешімімен
1997 жылы ҚР Президенті Н.Ә. Назарбаев Қазақстан Республикасымен жер
Жер қойнауын пайдаланушылар КРМТ құрылымын жасады, ол кейін Қарашығанақ
ҚИҰ өкілдерімен ҚР ГКЗ-ң біріккен шешімімен 28.05.99 жылы ГКЗ-да
2.3 Ұңғыларды газогидродинамикалық зерттеу және олардың нәтижелері
Кен орыындағы гидродинамикалық зерттеулерді нормативті құжаттар талаптарына сәйкесті жүзеге
Кен орында сүзудің тұрақты және тұрақты емес режимдерінде жүргізілген
Мысалы, осылайша №17 ұңғымада (арақашықтығы 5170 – 5190 м.)
2.2.1. кестеде қалыптастырылған режим әдісінде барлама ұңғымаларды зерттеудегі ұңғымалардың
2.3.1. Кесте. Қалыптастырылған режим әдісімен барлама ұңғымаларды зерттеудегі ұңғыманың
Ұңғымалар саны / анықтаулар саны Үзіліссіз жұмыс уақыты, сағат
17 / 41 2 - 5
25 / 123 5 – 10
36 / 117 10 – 15
33 / 92 15 – 20
38 / 107 20 – 25
16 / 28 25 – 30
Көрсетілгендей, режимде қалпына келтіру уақыты зерттелулердің басым бөлігінде (80%-н
Бақылау айырғышында жүргізілетін зерттеулердің кемшілігі қалпына келу режимінде айырғышқа
Режимдердегі ұңғыманың жұмыс уақытының және режимдер санының аздығы Порта
Газконденсатты ұңғымалардың тұрақты режимдегі зертеулер нәтижесі кысымға тәуелді,
Kөнім = Q1 – Q2 / (P1 - (P2
Одан әрі есептеу Дюпий формуласы бойынша жүргізілген. Алынған өнімділік
k = Kghμ (ln RK/rc + C1 +C2) /
Өткізгіштікті к есептегенде ГИС бойынша анықталған әрекеттегі қалыңдықты һ
Тұрақты жағдайда жүргізілген зерттеулер нәтижесі бойынша алынған өткізгіштік мәндері
Тұрақсыз режимдерде зерттеулерде ҚҚКҚ жазу уақыты 1-ден 10 күн
Тоқтатқанға дейінгі ұңғымалар жұмысының ұзақтылығынан тәуелді газконденсатты ұңғымалардың тұрақсыз
Ртүп2 = ( + (Lgt
Мұнда: Ртүп, Рқаб – сәйкесінше түптік және қабаттық қысымдар,
( - сүзгілік қарсыласудың тұтқырлық коэффициенті;
( - сүзгілік қарсыласудың инерциялық коэффициеті;
t – қысымның қалпына келуінің ағымдағы уақыты, С;
Т – ҚҚКҚ алудан бұрынғы ұңғыма жұмыс уақыты, С;
Мұнда Рқаб ретінде бұл уақыт ұңғыманың қысымының қалпына
ҚҚКҚ өңдеу нәтижелерімен қабат параметрлері есептелген; өткізгіштік kh, өткізгіштік
kh парметрін келесі формуламен есептейді:
kh = 42,4 Q0PamμқабТқабZқаб / Тст(;
мұнда: Q0 – тоқтауға дейінгі қалыптасқан газ шығымы, мың.
μқаб – қабат жағдайындағы газ тұтқырлығы, МПа*с;
Тқаб – кельвин бойынша қабат температурасы, 0К;
Zқаб – газдың асқын сығылу коэффициенті;
Қабат өткізгіштігін (k) kh параметрі мәніне және ГИС мәліметтері
Пьезоөткізгіштіктің шамасы (() келесі формуламен есептеледі:
( = Рқабk / μkк;
мұнда: kк – бірлік үлестегі, кеуектілік;
Мұнай ұңғымалары бойынша қысымның өзгеру қисығы Р (t) координаторларында
i = P2 – P1 / lgt2 – lgt1;
Кейін қабат параметрлерін анықтаймыз: kh / μ гидроөткізгіштік коэффициенті,
i = 2,3 Qμbk / (4(kh); kh / μ
Қалыптаспаған режимде тәжірибелік - өндірістік пайдалануда және сынау
1994 жылы КЕГЭИ мамандары 1993 жылдың желтоқсанында алынған ҚҚКҚ-ң
Qг = С* (Рсағ.ст2 – Рсағ.дин2)n;
Мұнда: Qг – газ бойынша ұңғыманың орта тәуліктік шығымы;
C, n – Порта – Тест жылжымалы сепарациялық қондырғысында
Рсағ.ст – сағалық статикалық қысым. Зерттеу уақытында Рсағ.ст өлшеуді
Рсағ.дин - сағалық динамикалық қысым. Сағалық динамикалық қысымды
Қайтадан ьалдауда ұңғымадағы әрекеттегі қалыңдық термокаротаж мәліметтеріне сәйкесті қабылданған.
ҚАӘ және ҚҚКҚ – мен анықталған өткізгіштік мәндерін (П
Алынған нәтижелер жалпы алғанда қабат төмен сүзгіштік сипаттама екенін
2.3.2 Кесте. Ұңғымаларды және қабатты зерттеу нәтижелері
Аталуы Саны Өзгеру аралығы Қабат бойынша орташа мәні
Ұңғыма Өлшеулер
1 2 3 4 5
1 объект
Бастапқы қабат қысымы, МПа 10 14
54,83
(4200м.)
Бастапқы қабат температурасы, 0С 11
70,76
(4200м.)
Өткізгіштік, 10-3 мкм2 29 219 0,03-61,65 3,84
Өткізгіштік, 10-3 м*мкм2 29 219 3,6-1774,0 453
Пьезоөткізгіштік, м2/с 29 219 0,01-0,037 0,0174
2 объект
Бастапқы қабат қысымы, МПа 22 61
56,93
(4700м.)
Бастапқы қабат температурасы, 0С 11
80,83
(4700м.)
Өткізгіштік, 10-3 мкм2 24 817 0,03-116,2 6,90
Өткізгіштік, 10-3 м*мкм2 24 817 1,2-3355,2 357
Пьезоөткізгіштік, м2/с 24 817 0,0192-0,03 0,0211
3 объект
Бастапқы қабат қысымы, МПа 26 45
59,20
(5050м.)
Бастапқы қабат температурасы, 0С 11
89,90
(5050м.)
Өткізгіштік, 10-3 мкм2 18 33 0,3-30,0 13,4
Өткізгіштік, 10-3 м*мкм2 18 33 13-2760 395,7
Пьезоөткізгіштік, м2/с 18 33 0,0032-0,0039 0,0035
2.4 Қарашығанақ кен орнындағы газконденсатты ұңғыларды кәсіпшілік зерттеу
Газды және газконденсатты кен орындары игеру ережелеріне сәйкесті (1)
Кенішті игеруді бақылау үрдісінде келесі ақпараттар алынуы тиіс:
Жалпы кен орын бойынша және әрбір ұңғыма бойынша газбен
Газ шығымынан тәуелді әрбір ұңғыма бойынша кондесаттың және көмірсутектік
Пайдалану ұңғымалары бойынша ағынның екі мүшелік формуласындағы қабаттың сүзгілік
Түп аймағындағы және қабаттың алыстау бөліктерінің өткізгіштік, пьезоөткізгіштік прарметрлерінің
Қабаттағы көмірсутектердің шығынының С5+ж шамасы. Берілген ақпараттарды алу үшін
Берілген нұсқауда бақылау айырғыштарында және “Порта - Тест” айырғыштық
2.5 Пайдалану ұңғымалардың кешенді зерттеу
Толық ағынды айырғыштық қондырғыларда ұңғымаларды кешенді зерттеу нәтижелерінде келесі
газдың, конденсаттың шығымының және конденсатты меншікті шығуының түптік және
өлшеу қисықтарының түрі және қабаттың сүзгілік қарсыласу коэффициетінің шамасы;
динамикалық қабаттық және қабаттық қысымдардың шамасы;
түп аймақтағы және қабаттың алыстау бөліктерінің өткізгіштік, пьезоөткізгіштік шамалары;
1 м3 қабат қоспасына және газ айырымына келетін сұйық
берілген ұңғыманы пайдаланылуының технологиялық режимі бойынша ұсыныстар.
Ұңғыманы толық ағынды сепарациялық қондырғыда зерттеудің негізгі екі әдісі
Екінші әдісте «Порта - Тест» типті жылжымалы сепарациялық қондырғы
Бірінші тәсілдің артықшылығы ұңғыма өнімі зерттеу уақытында өртелмей өніммен
Екінші тәсілдің артықшылығы зерттеуде барлық режимдерде айырғышқа қысымның 10-нан
Өртелінген газ мөлшерін қысқарту үшін ұңғыманы шлейфте жұмысы кезінде,
2.5.1. Кесте. ҚМГККО газогидродинамикалық әдіспен игерудің бақылау тәсілдері.
Бақылау түрі Барлық ұңғыманы зерттеудің мерзімділігі Қолданылатын жабдықтар Өлшенетін
1 2 3 4 5
1.Пайдалану ұңғымаларын кешенді зерттеу 2 жылда 1 рет Үлгілі
2.Пайдалану ұңғымаларын жедел зерттеу Пайдалануға енгізуден бұрын. Бірінші
3.Қысымның қалпына келу қисығын жазу Кәсіпшілік тоқтағанда жылына
4.Тоқтатылған пайдалану ұңғымалары бойынша сағалық қысымды өлшеу Бірінші екі
5.Тоқтатылған ұңғымалар бойынша қабат қысымын өлшеу Тоқтатылған ұңғымалар сағасында
6.Жұмысшы сағалық қысымды, температураны тізбек аралық қысымды өлшеу Айына
2.5.1 Бақылау айырғышындағы ұңғыманы кешенді зерттеу
Сүзудің тұрақты режимінде ұңғыманы бақылау айырғышының көмегімен зерттеуде жұмыс
Тұрақсыз конденсатпен айырылған газдың сынамаларын алу қайталану үшін конденсаттың
Төменде кестеде бақылау айырғышында ҚМГККО ұңғымаларын зерттеуді жүргізудің типтік
2.5.2 Кесте. Бақылау айырғышында ұңғыманы зерттеудің типтік жоспары.
Шаралар
1. Ұңғыманы бақылау айырғышына қосу және зерттеу басталмастан бұрын
2. Бақылау-өлшегіш аспаптардың сенімді жұмысын қамтамасыз ету, ұңғыма шлейфі
3. Бақылау айырғышындағы газ сепарациясын және тұрақсыз конденсатты алу
4. Зерттеу жұмыстары үрдісінле мұнай және газ өнеркәсібінің қауіп
сіздік ережелерін сақтау керек, сондай-ақ ҚазГПУ-де әрекеттегі техника қауіпсіздігі
шылармен қауіпсіздік техникасы бойынша ңысқаулар жүргізу
5. 7 тұрақты сүзу режимінде ұңғымаларды газодинамикалық зерттеуді жүргізу
6. Зерттеуді жүргізуге нұсқаулар:
1-ші режим
ұңғыма 7 тәулік жұмыс жасаған максималды режимде оның жұмыс
2-ші, 3-ші және 4-ші режимдер
5 - 10 мың м3/сағ дейінгі максималды шығын диапазонынан
ды түсіруді, ізінше ҚҚКҚ-н жазып алуды қамтамасыз ету керек
7. Өлшенетін параметрлер. Ұңғыма жұмысында бақылау айырғышы арқылы мезгіл-мезгіл
гі, айырғыштағы қысым мен температура, тұрақсыз конденсаттың және айырылған
Зерттеу соңында ұңғыма сағасындағы қысымның қалпына келу қисығын 2
Мәліметтерді өңдеу нұсқасы
Сүзудің тұрақты режимінде ұңғыманы зерттеуде өлшенген параметрлердің шамасы жиынтық
Диафрагманы есептеуде температурамен қысымның белгіленіп алынған мәндері қабылданатын болғандықтан,
(2.1)
мұнда: Qг.с. – түзетуді ескерумен, қалыпты жағдайда келтірілген, Q=
Qг.зам - қалыпты жағдайға келтірілген, есептегіщпен өлшенген газ
Pзам, Pрасч – сәйексті өлшенген және есептелген қысымдар, кг/см2;
Tзам, Tрасч – сәйексті өлшенген және есептелген температура, 0К.
Ұңғыма сүзудің тұрақты режиміне өткеннен кейін ортақ мәндері табылған
әрбір режимде жұмыстың ұзақтылығы, сағ;
түптегі қысым – Ртүп, кг/см2;
ұңғыма буферіндегі қысым – Рбуф, кг/см2;
құбыр сыртындағы кеңістіктегі қысым – Рзатр, кг/см2;
шлейф ұшындағы кіріс монифольдтар блогындағы қысым – РБВМ, кг/см2;
айырғыштағы қысым – Рсеп, кг/см2;
түптегі температура – tтүп, 0С;
буфердегі температура – tбуф, 0С;
кіріс монифольдтар блогындағы температура – tБВМ, 0С;
айырғыштағы температура – tсеп, 0С;
айырылған газ шығымы – Qг.с, мың м3/тәу;
тұрақсыз конденсат шығымы – Qн.к, м3/тәу;
Кестеге сондай-ақ зертханалық жағдайда анықталған шамалар да енгізіледі:
айырғыштағы қысыммен температурадағы тұрақсыз конденсат тығыздығы - (т.к, кг/м3;
орналастырудың көлемдік коэффициенті- Кор;
газсыздандыру газының мөлшері – Gг.д м3/м3 дег. конд;
тұрақсыз және газсыздандырылған конденсаттың молярлық массасы, М, кг/моль;
200С-дегі айыру газының тығыздығы - (см, кг/м3;
200С-дегі газконденсатты қоспаның тығыздығы - (см, кг/м3;
ауаға қатысты газконденсатты қоспаның тығыздығы - (см, кг/м3;
Кәсіпшілікте өлшенген және зертханаларда анықталған параметрлер шамалары негізінде шамалар
тұрақсыз конденсаттың меншікті шығуы, см3/м3 айырылған газ;
Gн.к = 103 Qн.а / Qч.с;
тұрақсыз конденсаттың шығымы, т/тәу, Qн.к = Qнк (м3/тәу) *
газсыздандырылған конденсаттың шығымы, м3/тәу,
Qд.к = Qн.к (м3/тәу) * Кор;
газсыздандырылған конденсаттың шығымы, т/тәу,
Qд.н = Qд.к (м3/тәу) * (д.к;
тұрақсыз конденсаттың шығымы, г/м3 айырылған газ;
Gн.к = 103 Qнк (т/тәу) / Qг.с;
газсыздандырылған конденсаттың меншікті шығуы, см3/м3;
Gн.к = 103 Qгк (м3/тәу) / Qг.с;
газсыздандырылған конденсаттың меншікті шығуы, г/м3;
Gн.к = 103 Qдк (т/тәу) / Qг.с;
газсыздандыру газының шығуы, мың м3/тәу;
Qг.д = 10-3 Gг.д Qд.к (м3/тәу);
Тұрақты және тұрақсыз режимдерде ұңғыманы зерттеу мәліметтері бойынша қабат
Qсм = Qг.с + Qк.г;
Qк.г = 10-3 Qн.к Рн.к 24,04/Мн.к;
мұнда: Qсм – қалыпты жағдайға келтірілген газконденсатты қоспаның шығымы,
Qк.г – қалыпты жағдайға келтірілген, газ фазасында есептелген, конденсат
Егер әртүрлі режимдегі жұмыстағы динамикалық қабаттың қысым мен түптік
Түптік қысымдар есебін СКҚ-да қозғалатын газ бағанасының формуласымен (2.3)
(2.3)
S = 0,03415 Sсм L / Zср Tср;
мұнда: Ртуп, Рбуф – жұмыс барысындағы ұңғыма түбімен буферіндегі
(* - сорапты комперссорлы құбырдың (СКҚ) қосынды гидравликалық қарсыласу
Zср – ұңғыма оқпаны бойынша орташа температура мен қысым
Tср – ұңғыма оқпаны бойынша орташа температура;
dішкі – СКҚ-дың ішкі диаметрі, см;
(см – газконденсатты қоспаның салыстырмалы тығыздығы;
L – қабаттың ашылу интервалының ортасына тең қабылданатын түптік
Қозғалмайтын газдың бағанасы үшін динамикалық қабаттың қысымның есебі келесі
Рқаб.дин = Рбуф.қаб.ст * еs;
мұнда: Рбуф.қаб.ст – буферлік псевдостатикалық қысым, бұл ҚҚКҚ-н жазудың
Ұңғыма жұмыс жасап тұрғанда және тоқтап тұрғанда ұңғыма оқпаны
Тор = (Тсағ + Ттүп )/ 2;
Тоқтаған ұңғымада сағалық температура орнына 20м тереңдіктегі жылдық 283К
(2.3), (2.4), (2.5) формулаларымен есептеуде, бастапқы мәліметтердің бар болуына
1. Егер берілген ұңғымада ешқашан тереңдік өлшеулер жүргізілген болмаса,
2.5.3 Кесте. Бастапқы жағдайлар үшін қабаттың ашылған интервалының ортақ
Тереңдік, м Gн.к (см Ркр Ткр Тқаб
3700 460 0,900 47,10 246,4 340
4000 580 1,010 48,20 236,0 346
4500 840 1,080 49,45 222,8 352
5000 1260 1,235 50,00 215,0 357
5200 1500 1,325 50,05 213,4 360
Гидравликалық қарсыласу коэффициентінің Қарашығанақ кен орны үшін, (* =
2.5.4 Кесте. Қарашығанақ кен орнындағы СКҚ-р үшін гидравликалық қарсыласу
Газконденсатты қоспаның шығымы, мың м3/тәу Гидравликалық қарсыласу коэффициенті
100 0,055
200 0,022
300 0,012
( 400 0,008
Егер ұңғымада 6 ай бұрын тереңдік өлшеулер жүргізілген болса,
; (2.7)
Әрбір режимдер сайын гидравликалық қарсыласуының шартты коэффициентін есептеу келесі
; (2.8)
Бірнеше режимдерде гидравликалық қарсыласу коэффициентінің шамасы есептелгеннен кейін (*
Егер ұңғыманы зерттеу барысында түптік қысымды өлшеу барлық режимде
(2.7) формула бойынша газконденсатты қоспаның тығыздығының шамасы есептелінеді, кейін
Газконденсатты қоспаның шығымын және түптік қысымды есептегеннен кейін екі
; (2.9)
мұнда: a – қабаттың сүзгілік қарсыласу коэффициенті, (кгс/см2)2тәу/мың м3
в - қабаттың сүзгілік қарсыласу коэффициенті, (кгс/см2)2тәу/мың м3 (инерциялық);
Мор – қабат температурасы (Рқаб.дин + Ртүп / 2)
Zор – қабат температурасымен қысым депрессиядағы орташа қысым үшін
М*ор және Zор – П.4 және П.5 бөлімдеріндегі жұмыс
М*ор Zор көбейтіндісін анықтауға болады. (2.10) тәуелділігі бойынша, кейін
;
( = 0,26 Тор + 0,59; ( =
Сүзгілік қарсыласудың коэффициентінің шамасын анықтау үшін парабола теңдеуін (2.9)
; (2.11)
Зерттелінген нүктелерді графикке енгізу (зерттеудің сәйкесті режимдерінде) нәтижесінде өлшеу
«а» коэффициент бойынша ашылған қабат интервалының өткізгіштік параметрін есептеу
; (2.12)
мұнда: Мор және Zор – тұтқырлықтар, мПа*с және және
Тқаб – қабат температурасы;
Rн және Rс – қоректендіру нұсқасымен ұңғыма радиусы ,
а – сүзгілік қарсыласу коэффициенті (кгс/см2)2тәу / мың м3;
Ұңғыма сағасындағы, СКҚ башмагындағы жылдамдықты есептейміз:
V = 0,52T*Z*Qқос / P*d2;
мұнда:V – есептеу нүктесіндегі газконденсатты қоспаның жылдамдығы, м/с;
T – температура, К; P – қысым, кгс/см2; Z,
d – СКҚ-ң ішкі диаметрі, см;
Қарау үшін алынған нәтижелер график түрінде беріледі. Ұңғыма буферіндегі,
Конденсаттың меншікті шығуының шығымнан тәуелділік графигінде түптік қысым шамасымен
Мәліметтерді ағынның екі мүшелі формуласында өңдеу және сүзудің тұрақты
Қолда бар геологиялық мәліметтерге байланысты түптік қысым төмендегенде ҚМГККО
(2.14)
мұнда: (2.15)
(2.14) ағыс теңдеуі Орынбор кен орны ұңғымаларынан коллекторлар үлгісі
(2.15)-тен тәуелді (2.14) ағыс теңдеуі бойынша сүзудің бір тұрақты
(2.15)-тен тәуелді (2.14) теңдеуінен сүзгілік қарсыласу коэффициентін анықтау үшін
- ашу дәрежесі бойынша С1, С2 коэффициенттерін 0-ге тең
- ашу сипаты бойынша С1, С2 коэффициенттерін 0-ге тең
«а»-ға қатысты (2.14) теңдеуінің нақты түрінде шешу мүмкін емес,
Депрессиядан жұмыс қабатының тәуелділігін ескеріп өлшеу қисығын қалпына келтіруді
m = ah = 1,29*10-15MорZорTқабln(Rк / Rс) / K;
Депрессиясы (Р1 және шығымы Q1 сүзілудің тұрақты режиміндегі ұңғыма
Ұңғыманың берілген режиміне тәуелділік бойынша 2.1 және 2.2 суреттен
Депрессиясы (Р2 және шығымы Q2 параметрлі сүзудің басқа тұрақты
Болжауларға байланысты ажыратылғаннан кейін (немесе қосылғаннан кейін) m =
a1 – a2 = m/h1 – m/h2;
(2.17) шешіп, оған қатысты h2-і аламыз:
h2 = 1 / 1/h1 – (aq – a2)
Осылайша, (Р2 және Q2 параметрлерімен екінші режимдегі жұмыста барлық
Есептеу тізбектеп шамалау әдісімен жүргізіледі:
(2.14) теңдеуімен ұңғыма жұмысының (Р1 және Q1параметрлерімен жұмысшы қалыңдық
n = a1h1 параметрі есептелінеді;
жұмысшы қалыңдық белгісіз болғандықтан h2 = h1 деп қабылданады,
(2.14) теңдеуімен ұңғыма жұмысының (Р2 және Q2 параметрлері үшін
берілген дәлдікке жеткенше есептеу қайталана береді, мысалы:
h2 (n+1) – h2(n2) / h2(n+1) ( 0,01;
Әдетте итерацияның 4 айналымы қажет. «в» коэффициенті (2.15) тәуелділігі
Қосынды жұмысшы қалыңдығы белгілі бірінші режимдегі ұңғыма жұмысының параметрлерін
; (2.20)
мұнда: ах - «а» коэффициентінің ізделетін мәні;
ав, ап – hRсв және hRсн үшін графиктен алынатын
Берілген әдісте ұңғыманы зерттеу нәтижелерін өңдеуде қысымнан қабатпен газ
Р2туп = ( + (*Lg*t;
мұнда:
( = Pз.о2 + (*Lg * 2,25 (/ Rc2
( = 149 Q0 МқабТқабZқаб / kp2;
мұнда:Рз.о және Ртуп – тоқтамас бұрын ұңғыманың түбіндегі және
t – қысымның қалпына келуінің ағымдағы уақыты, 0С;
Q0 – тоқтамас бұрынғы ұңғыма шығымы, мың м3/тәу;
k – қабаттың өткізгіштігі, 10-15 м3;
һ – қабаттың жұмыс қалыңдығы, м;
Мқаб, Zқаб – қабат жағдайындағы тұтқырлық, мПа*с және сығылу
Pқаб, Тқаб – қабат қысымы мен температурасы;
Пьезоөткізгіштік табу үшін келесі формула қолданылады:
( = 0,72*10-13К Рқаб / mМқаб;
мұнда: ( - пьезоөткізгіштік коэффициенті, кгс/см2;
m – бірлік үлестегі, кеуектілік коэффициенті, келесі эмпирикалық тәуелділіктен
m = 0,2 / 1+10(0,773 + 0,285Lgk);
Егерде ұңғыма ҚҚҚКҚ жазып алуға жабылмас бұрын елеусіз уақытта
Ртүп2 = Рқаб2 - (Lg * T+t / t;
Күкіртсутегі көп кен орындарда қысымның қалпына келуінің толық уақытында
Псевдостатикалық қысым қалпына келгеннен кейін түптегі қысым тек бір
kh = 149QқосMқабZқабTқаб / (;
Зерттеудің негізгі нәтижелері жинақ кестеге енгізіледі. Ұңғыма оқпанында интервал
( = 10(P / (L;
мұнда: ( - ұңғыма оқпаны жағдайындағы тығыздық, г/см3;
(P – қысымның ұлғаюы, кгс/см2;
(L – қысымның ұлғаюы болған ұңғыма оқпанының ұзындығы, м.
Ұңғыма оқпанында флюидтер тығыздығының шамасының өзгеруі тұрғызылады, ұңғыма тоқтатылғаннан
Мысал ретінде төменде ҚМГККО-да бақылау айырғыштары көмегімен № 126
2.5.2 Бақылау айырғышындағы ҚМГККО-ның 126-шы пайдалану ұңғымасын кешенді
Пайдалана басталу мерзімі:
Зерттеу мерзімі :
Пайдалану тізбегі:
Сорапты – компрессорлы құбыр: ішкі диаметр 9,96 – 7,6
Түсіру тереңдігі:
Пакерді түсіру тереңдігі:
Ашық оқпан:
Зерттеуді жүргізу нұсқауы.
ҚМГККО-ң 126-шы ұңғымасы УКПГ-16 құрамына кіретін бақылау айырғышында ұңғыма
Ұңғыма жұмысы уақытында ұңғыма сағасы – шлейф – бақылау
Ұңғымаға тереңдік манометрді көтеріп түсіруде әрбір 500 м сайын
126-шы ұңғыманы зерттеуде өлшенген параметрлер шамасы 2.3.4.1 кестесінде көрсетілген.
2.5.5 Кесте. 2.10.98ж. – 11.10.98ж. аралығында бақылау айырғышында ҚМГККО-ң
Тереңдік, м Қысым, кгс/см2
5.10.90ж. Динамика:
Qг = 588 мың м3/тәу;
Qк = 481 м3/тәу;
Qқос = 683 мың м3/тәу. 15.10.90ж. Статика:
Тоқтату уақыты – 1сағат
0 228 264
500 256 282,6
1000 268 302,2
1500 298,5 322,7
2000 320,3 342,9
2500 341,3 363,9
3000 363,3 384,5
3500 386,3 406,1
4000 402,9 426,8
4500 438,9 440,0
4770 452,8 459,6
2.5.6 Кесте. 2.10.98ж – 11.10.98ж аралығында бақылау айырғышында ҚМГККО-ң
№ Режим Уақыты Режимде жұмыстың ұзақтылығы, сағат Қысым,
Түпте Басында Құбыр сыртындағы кеңістікте КМБ-да Айырғышта Түпте Шлейф
м3/
тәу т/ тәу м3/
тәу т/ тәу см3/м3 г/ м3 см3/м3 г/ м3
1 2/10/90 22 417,8 221,0 - 200 117
- - 26 754 72 875 616 415 445
2 3/10/90 15 406,1 200,7 - 175 119
27 914 83 1057 713 492 515 404 780
3 3/10/90 16 432,8 239,2 - 220 120
27 637 58 734 492 336 356 279 773
4 5/10/90 19 430,3 245,0
228 116
24 588 56 683 481 328 348 273 818
5 9/10/90 30 455,5 264,9
221 120
28 392 37 455 315 215 228 189 804
6 10/10/90 22 463,7 274,0
227 119
32 249 25 292 215 147 155 122 863
7 11/10/90 21 426,4 235,0
229 120
32 613 57 710 489 333 354 278 798
Статика 473,1 276,0
83
453
Координата басынан өтуіне байланысты өлшеу қисығын тұрғызу үшін 496
Шектік параметрлер: Ршек.геа.сеп – 49,9кгс/см2; Ршек.қаб.қос –
Тшек.газ.сеп – 215,5К; Тшек.қаб.қос – 240,0К;
Қабат жағдайындағы тұтқырлық: Мқаб – 0,039 мПа*с;
С5+ж мөлшері: №1 режимде қабат қоспасы 410 г/м2;
№2 режимде қабат қоспасы 400 г/м2;
Мәліметтерді және алынған нәтижелерді өңдеу.
Төменде кестелерде келтірілген кәсіпшілік және зертханалық өлшеулердің нәтижесін өңдеу
Түптік қысым бір режимде өлшенген болғандықтан, ол басқа режимдерде
Түптік қысымдар есебі 2.3 формуласымен жүргізілген, мұнда Qқос (
Қабат қысымы және газконденсатты қоспаның шамалары туралы алынған мәліметтер
Депрессияның, ұңғыма басымен түбіндегі қысымның шығымнан тәуелділігі келтірілген. өлшеу
Тұрақсыз және газсыздандырылған конденсттың меншікті шығуының газконденсатты қоспа шығымынан
Ұңғыманың әртүрлі режимінде сағадағы және түптегі газконденсатты ағыстың жылдамдығының
2.5.7 Кесте. ҚМГККО-ң 126-шы ұңғымасы бойынша өлшеу қисығын тұрғызуға
Арақашықтық (3808-4830 м.)
Ршек.қосп = 48.3 кгс/см2; Тшек.қосп = 240 К;
Зерттелген уақыты :2.10.90-11.10.90 ж.
№ Режим Рбас.,
кгс/см2 Ртүп.,
кгс/см2 Ртүп2.,
кгс/см2 Qқос,
103 м3/тәу Мор**Zор Мор* Qқос/ Мор*
103 м3/тәу Рқаб2-Ртүп2 / Мор2*Zор
кгс/см2 Рқаб2-Ртүп2 / Qқос*Мор2*Zор
кгс/см2* тәу/103 м3 Р,
кгс/см2 Газконденсатты ағынның жылдамдығы, м/с
Сағада = 9.96 см Түпте = 7.6 см
1 220 417 173889 875 3,63 3,33 262,7 6247
2 199 405 164025 1057 3,36 3,09 342,1 8223
3 238 432 186624 734 3,73 3,37 217,8 4994
4 245 430 184900 683 3,72 3,36 203,3 5160
5 265 455 207025 455 3,88 3,46 131,5 3156
6 274 464 215296 292 3,93 3,46 84,4 2508
7 235 426 181476 710 3,69 3,35 211,9 5495
Статика 276 473,1* тоқтағаннан 24 сағаттан кейін
Ртүп.ор = 434; Мор*Zор = 3,71
2.5.8 Кесте. ҚМГККО-ң 126-шы ұңғымасын зерттеумәліметтерін өңдеу нәтижелері.
(ВолгаУралНИПИГаз нұсқауы бойынша)
Рқаб = 496,683 кгс/см2; hжұм = 171
№ Режим Рбас., кгс/см2 Ртүб.,
кгс/см2 Р, кгс/см2 Qқос, мың.м3/тәу а, кгс/см2 b, кгс/см2
м К, 10-15
1 199 405 91 1057 34,7 0,00012243 171 1,00
2 220 417 79 875 31,1 0,00008646 192,3 1,12
3 238 432 64 734 24,9 0,0000589 238,1 1,39
4 245 430 66 683 26,6 0,0000615 227,3 1,33
5 265 455 41 455 33,9 0,0000974 177,0 1,03
6 274 464 32 292 37,5 0,0001711 158,7 0,93
7 235 426 70 710 30,6 0,0000839 196,1 1,15
Тұрақсыз конденсат шығымының газконденсатты қоспа шығымынан тәуелділігі келтірлген. 126-шы
Ұңғыманы зерттеулер нәтижесі кең түрде кестеде келтірілген.
2.5.9 Кесте. 126-шы ұңғыманы зерттеудің негізгі нәтижелері.
Зерттелген уақыты : 2.10 – 11.10. 1998 жыл.
Параметрлер Өлшем бірліктері Шамалар
1 2 3
1. Тұрақты режимде зерттеу нәтижелері
Өлшеу қисығының түрі.
Қабаттың сүзгілік қарсыла
суының коэффициенті.
Стандартты нұсқау бойынша:
“а”
“в”
(кгс/см2)2*тәу/мың м3
(кгс/см2)2*тәу/мың м3
Шығым осіне иілген парабола.
25
-0,0033
Ұсынылатын режим үшін “ВолгоУралНИПИГаз” нұсқауы бойынша:
“а”
“в”
(кгс/см2)2*тәу/мың м3
(кгс/см2)2*тәу/мың м3
26,6
0,0000615
Геофизикалық зерттеу жүргізу уақыты.
Жұмысшы аралықтар. м 16.02.1989 ж.
3800 – 3856
4488 – 4457
4560 – 4520
4627 – 4583
Тоқтатылған ұңғымадағы ағыс бағыты.
Жоғарғыдан төменгі аралыққа ағыс.
Жұмысшы аралықтардың ортасына дейінгі тереңдік. м 4191
Жұмысшы қалыңдық. м 171
Ашылған аралықтағы қабаттар арасындағы қима б/ша гидродинамикалық байланыс жайлы
Өтімділік (түп аймағында) 10-15 м2 м 2318
Өткізгіштік. 10-15 м2 м 13,6
Тәуелділік б/ша кеуектілік.
0,185
Пьезоөткізгіштік. см2/с 673
2.5.9 кестенің жалғасы
2. ҚҚКҚ әдісі бойынша зерттеу нәтижелері.
Қабат қысымы. кгс/см2 504
Динамикалық қабат қысымы (тоқтатылған ұңғыма түбінде) кгс/см2 473
Өлшеу қисығының координат басынан өту шартынан анықталған қабат қысымы.
Тоқтатылған ұңғыма сағасындағы қысым. кгс/см2 276
Өтімділік (меншікті аймақ). 10-15 м2 м Қысымның тез қалпына
Өткізгіштік. 10-15 м2 м
Тәуелділік б/ша кеуектілік.
-
Пьезоөткізгіштік. см2/с -
3. Ұсынылатын режим.
Буфердегі қысым. кгс/см2 245
Түптегі қысым. кгс/см2 430
Газ шығымы. мың м3/тәу 588
Тұрақсыз конденсат шығымы мың м3/тәу 328
Газконденсатты қоспаның шығымы. мың м3/тәу 683
Тұрақсыз конденсаттың меншікті шығуы. г/м3 558
4. Қабатта түскен сұйық көірсутектерді есептеу.
Қабаттың бастапқы қысымы. кгс/см2 564
Конденсатциялану қысымы. кгс/см2 481
Сұйық көмірсутектердің С5+ж бастапқы мөлшері. г/м3 500
Сұйық көмірсутектердің С5+ж нақты мөлшері. г/м3 401 егер Ртүп
Сұйық көмірсутектердің қабатта шығындалуы. г/м3 99
2.5.3 “Порта - Тест” қондырғысында пайдалану ұңғымаларын кешенді зерттеу
Ұңғыманы газогидродинамикалық және газконденсатты зерттеуге арналған “Порта - Тест”
Ұңғыманы зерттеу және өлшеулерді жүргізу әдісі 2.1 бөлімінде жазылған
; (2.28)
мұнда: шығым коэффициенті;
Ед - газдың ұлғаю коэффициенті;
Кt - диафрагманың жылулық ұлғаю коэффициенті;
d20 - 200С-ғы диафрагма диаметрі, мм;
Pсеп - диафрагма алдындағы қысым, кгс/см2;
- өлшегіш диафрагмадағы қысымның құлауы, кгс/см2;
- айырылған газдың қатысты тығыздығы;
Коэффициенттері жұмыста келтірілген тәуелділіктерге байанысты таблады. Диафрагма диаметрі, оларды
Төменде мысал ретінде “Порта - Тест” қондырғысында ҚМГККО-ң 107-ші
2.5.4 “Порта - Тест” қондырғысында ҚМГККО-ң 107-ші ұңғымасын кешенді
Пайдаланыла басталған уақыты; 12.11.1984 жыл.
Зерттеу уақыты: 16.09 – 25.09. 1988 жыл.
Бұрғыланған түп, м: 4409
Жасанды түп, м: 4331
Пайдаланушы тізбек, м: 4395 м тереңдікке 177,8 мм;
Сорапты компрессорлы құбыр: ішкі диаметр 9,96 – 7,6 см;
Түсіру тереңдігі, м: 1140, 4317;
Пакерді түсіру тереңдігі, м: 3800;
Перфорация интервалы, м: 3986 – 4323;
107-ші ұңғыма амбарға баратын, факел желісінде құрастырылған “Порта -
107-ші ұңғыманы зерттеу барысында өлшенген параметрлер шамасы 2.8 кестеде
Түптік қысымды есептеу келесі тәсілмен жүргізілген: тереңдік өлшеулер нәтижесі
Өлшеу қисығын өңдеу нақты газдарға арналған ағыс теңдеуімен
а = 3
және өткізгіштік параметрі kh = 2660*10-15 м2 м.
Сүзудің тұрақты режимінде ұңғыманы өңдегеннен кейін қысымның қалпына келу
2.5.10 Кесте. 16.09. – 23.09. 1998 ж. аралығында “Порта
Уақыты Режимде жұмыстың ұзақтығы, сағат Қысым, кгс/см2 Температура,
Түпте, 4083 м. Басында Құбыр сырты кеңісткте
конденсат
Тұрақсыз Газсыздандырылған Кәсіпшілік жағдайда Зертханалық жағдайда
м3/ тәу т/ тәу м3/ тәу т/ тәу см3
16/09/98 15 365 150 218 26 71 72 33
17/09/98 16 368 166 228 23 72 72 35
18/09/98 20 371 184 228 20 71 72 37,5
19/09/98 19 375 193 229 16 71 72 37,5
20/09/98 15 380 211 247 11 71 72 33
23/09/98 15 381 216 244 10 72 72 30
24/09/98 39 380 221 - - - 72 34,5
Стат.15 - 391 241
Көмірсутегі С5+ж мөлшері: №1 режимде - 416 г/м3 қабат
Шектік параметрлер: Ршек.газ.сеп – 49 кгс/см2
Тшек.газ.сеп – 715 К
2.5.11 Кесте. ҚМГККО-ң 107-ші ұңғыма оқпаны бойынша қысымды өлшеу
Тереңдік, м Қысым, кгс/см2
24.09.88 ж. – Динамика: 25.09.88 ж. – Статика:
Qқос = 560 мың м3/тәу
0(манометр бойынша) 229 245
0 221 241
500 238 257
1000 257 273
1500 276 290
2000 295 306
2500 314 327
3000 334 347
3500 356 368
3800 369 -
3813 - 381
3824 370 -
Есептелген тереңдік 4083 380 391
107-ші ұңғымабойынша өлшеу қисығы көрсетілген. Ол ұңғыма оқпанына келтірілген
Ұңғыма басындағы қысыммен температураның, депрессияның газконденсатты қоспа шығымынан тәуелділігі
Тәуелділіктен түп қысымының төмендеуімен конденсаттың меншікті шығуының төмендеуі (381-365
Алынған тәуелділіктерге байланысты 107-ші ұңғыма үшін жұмыстың келесі технологиялық
Qқос = 700 мың м3/тәу; Qг = 576 мың
Рбас = 211кгс/см2; Ртүб = 380 кгс/см2.
Осы режимде жұмыс барысында ұңғыма үлкен конденсаттың меншікті шығуымен
107-ші ұңғыманы зерттеудің негізгі нәтижелері 2.5.12 кестеде көрсетілген.
2.5.12 Кесте. ҚМГККО-ң 107-ші ұңғымасын зерттеудің негізгі нәтижелері.
Зерттелген уақыты : 16.09 – 25.09. 1998 жыл.
Параметрлер Өлшем бірліктері Шамалар
1 2 3
1. Тұрақты режимде зерттеу нәтижелері
Өлшеу қисығының түрі.
Қабаттың сүзгілік қарсыла
суының коэффициенті.
Стандартты нұсқау бойынша:
“а”
“в”
(кгс/см2)2*тәу/мың м3
(кгс/см2)2*тәу/мың м3
Шығым осіне иілген парабола.
3
0,097
Ұсынылатын режим үшін “ВолгоУралНИПИГаз” нұсқауы бойынша:
“а”
“в”
(кгс/см2)2*тәу/мың м3
(кгс/см2)2*тәу/мың м3
3,5
0,11
Геофизикалық зерттеу жүргізу уақыты.
Жұмысшы аралықтар. м 15.08.1986 ж.
4986 – 3842 сұйық
4111 – 4088
4203 – 4236 сұйық
4323 – 4297
Тоқтатылған ұңғымадағы ағыс бағыты.
Тоқтатылған ұңғымада ағыс жоқ.
Жұмысшы қалыңдық. м 388
Ашылған аралықтағы қабаттар арасындағы қима б/ша гидродинамикалық байланыс жайлы
2.5.12 кестенің жалғасы
Өтімділік (түп аймағында) 10-15 м2 м 2660
Өткізгіштік. 10-15 м2 м 6,86
Тәуелділік б/ша кеуектілік.
0,18
Пьезоөткізгіштік. см2/с 307
2. ҚҚКҚ әдісі бойынша зерттеу нәтижелері.
Қабат қысымы. кгс/см2 438
Динамикалық қабат қысымы (тоқтатылған ұңғыма түбінде) кгс/см2 391
Өлшеу қисығының координат басынан өту шартынан анықталған қабат қысымы.
Тоқтатылған ұңғыма кгс/см2 241
Өтімділік (меншікті аймақ). 10-15 м2 м 368
0,95
Өткізгіштік. 10-15 м2 м
Тәуелділік б/ша кеуектілік. Бірлік үлесі 0,17
Пьезоөткізгіштік. см2/с 45
3. Ұсынылатын режим.
Буфердегі қысым. кгс/см2 211
Түптегі қысым. кгс/см2 380
Газ шығымы. мың м3/тәу 576
Тұрақсыз конденсат шығымы мың м3/тәу 426
Газконденсатты қоспаның шығымы. мың м3/тәу 702
Тұрақсыз конденсаттың меншікті шығуы. г/м3 740
2.6 Пайдалану ұңғымаларын жедел – зерттеу
2 бөлімде айтылған ұңғыманы кешенді зерттеуді жүргізу нәтижесінде кенішті
Жедел - зерттеу I режимде жұмыс параметрлерін өлшеп, одан
- жұмысшы шығымды өлшеу
- жұмыс жасап тұрған ұңғымада қысымның түптен сағаға дейін
- сағада және түпте қысымның қалпына келу
2.7 Қолайлы технологиялық тәртіпті таңдау мен жабдықтарды іріктеу
Негізгі деректер:
Газ щығымы Q – 341,89 мың м3/тәу;
Ұңғы түбіндегі қысым Ртүп – 39,6 МПа;
Ұңғы сағасындағы қысым Рс – 22,9 МПа;
Қабат қысымы Рқаб – 47,9 МПа;
Қалыпты жағдайдағы қысым Ро – 0,1013 МПа;
Ұңғы түбіндегі температура Ттүп – 342 0К;
Ұңғы сағасындағы температура Тс – 305 0К;
Қабат температурасы Тқаб – 348 0К;
Салыстырмалы газ тығыздығы ( - 0,7025 кг/м3;
Ұңғы түбіндегі газ тығыздығы (г.т – 498,588 кг/м3;
Конденсат тығыздығы (к - 803 кг/м3;
Гидравликалық кедергі коэффициенті ( = 0,02;
Сүзгілік кедергі коэффициенті;
2.7.1 Сораптық сығымдағыш құбырлардың ішкі диаметрлерін есептеу
Көтергіш диаметрін көтергіштегі қысымымен берілген шығмдарынан бастап формула бойынша
diøêi = ; (2.29)
Мұндағы: - гидравликалық кедергі коэффициенті;
Q – газ шығымы, мың м3/тәу;
Ртүп – ұңғы түбіндегі қысым, МПа;
Рс – ұңғы сағасындағы қысым, МПа;
Zорт – жоғары сығылудың орташакоэффициентін есептеу электронды есептегіш машиналарда
Торт – ұңғы оқпаны бойынша орташа температура, К;
; (2.30)
; (2.31)
мұндағы: ( - газдың салыстырмалы тығыздығы;
L – ұңғы тереңдігі, м;
Òîðò. = = 326,5 Ê
0,0683 *0,7025*4454
2 S = -----------------------= 0,9028
0,725*326,5
diøêi( ( 0,0626ì
Алынған мәнді ең жақын стандартты диаметрге дейін дөңгелектейді. Жуық
2.7.2 Қолайлы шығымдарды және газ ұңғыларындағы депрессияны есептеу
Ұңғы түбіндегі қысым конденсация басындағы қысымнан аз болған жағдайда
h c ( , (2.32)
мұндағы: L – перфорацияның төменгі тесіктеріне дейінгі ұңғы тереңдігі,
d – сораптық сығымдағыш құбырлар диаметрі, м;
(2.33)
Ұңғы түбіндегі қолайлы қысым газды сұйықтық қоспасының қозғалысын бейнелейтін
(2.34)
Қабаттың ашылған қалыңдығының қолайлы мәнін мына формула бойынша анықтауға
(2.35)
Қабатқа жұмыс депрессиясының мүмкіндігі мына формула бойыенша анықталады:
(2.36)
2.7.3 Қолайлы технологиялық тәртіпті есептеу
Газды ұңғы жұмысының тәртібі жабдықтары және сонымен қатар газды
(2.37)
Мұндағы: Vг.в.min – газдың пайда болмайтын кездегі ең кіші
(2.38)
Газдың конденсат тығыны пайда болмайтын кездегі ең аз жылдамдығы
(2.39)
Ұңғы түбіне конденсаттың шөгуі болмайтын кездегі ең аз шығым
(2.40)
Сонымен, конденсат бөлшектерін шығару 162,271 мың м3/тәу. Шығымы кезінде
№622 ұңғының шығымы 341,89 мың м3/тәу. қарастырылған ұңғыны пайдалану
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
3.1 Қарашығанақ кен орнында ұйымдастыру сипаттамалары
ҚМГККО кен орнын игергенде қолданылатын негізгі шаруашылық бірлігі мұнайгаз
3.2 Өндіру пішіндері
Келісім кезеңінде өндіру пішіні, П-26.1, П-29.1 суреттерде және кен
Бұдан басқа газ айдауға ден қоя отырып, оның кен
Симуляция нәтижелері бойынша алынған объектілердегі қабат қысымдары, екі бастапқы
3.2.1. Кесте. Көмірсутектерді өндіру коэффициентері.
Вариант Сипаттамасы Келісім кезеңі Толық өмір
сұйық, т. % газ % сұйық т. % газ
1 2 объектіге 40% айдау 27,3 39,6 31,2 67,4
2 2 объектіге 60% айдау 30,6 31,0 36,2 61,8
3 3 объектіге 100% айдау 35,1 9,7 - -
4 2 объектіге 40% айдау + 3 объектіге қалған
5 2 объектіге 40% айдау + 3 объектіге байытылған
6 3 объектіге 60% айдау + 3 объектіге байытылған
7 Табиғи сарқылы 19,8 43,0 - -
8 2 объектгіе 40% айдау + 3 объектіге 10%
3.3 Өндіруді объектілер арасында бөлу
Жоғарыда TRAK опциясы көмегімен, өдірілген сұйықтар мен газдар I,
3.3.1. Кесте. Бақылау кезеңіндегі алу коэффициенттері.
Вариант Бақылау кезеңі
Көлемдегі сұйық, % Газ %
1+П 1 2 3
1 28,7 34,8 27,4 37,3 18,0 39,6
2 31,8 38,6 27,6 42,4 20,0 31,0
3 36,2 43,1 27,1 48,6 24,2 9,7
4 36,6 40,5 24,3 46,0 29,9 9,7
5 34,0 40,0 24,4 45,3 23,7 26,3
6 35,6 41,8 28,7 46,3 24,7 17,5
7 20,6 23,3 19,0 24,7 15,8 43,0
8 28,9 34,7 27,3 37,3 18,8 38,9
3.3.2. Кесте. Игерудің барлық уақытындағы алу коэффициенті.
Вариант Бақылау кезеңі
Көлемдегі сұйық, % Газ %
1+П 1 2 3
1 34,9 42,0 35,9 45,8 20,5 67,4
2 37,8 44,1 35,9 50,2 22,5 61,7
Варианттарды бейнелеп жазу.
Ұсынылған сегіз вариатта (1997-2037) келісім кезеңі қаралады; олардың екеуі
Осы бөлімде әрбіріне жүргізіледі %
Маркетинг және өндіруді шктеудің негізгі бастапқы жағдайы
50-85-ші қосымшаларда ұсыылға, жоғарыда айтылға айтылған варианттардың әрбірі үшін
Бұл карталар екі категорияға бөлінеді:
3-В қималары (28,59 үлгілер қатары бойыша)
1/1999 және 1/2038 жылдарға қабат қысымы
1/1999 және 1/2038 жылдарға флюндтердің қаныққандығы
4,8,12,13,16 геологиялық қабаттар картасы
1/1999 және 1/2038 жылдарға қабат қысымы
1/1999 және 1/2038 жылдарға флюндтердің қаныққандығы
1 вариант (40 % газ айдау)
Маркетингілік ұсыныстардың негізгі бастапқы берілгедері:
Газ.
- газдың максималды өндіру = 27.5 млрд. ст. м3/жыл.
- 16 әрекеттегі аударылған, айдау ұңғымаларын қолданумен, бастапқы көлемі
газ жоспары 01.2005 жылдан басталады, газды сату
газды сатудың басқа рыноктары. ОГӨ және Орал облысы.
Мұнай/конденсат.
максималды газ өндіру=27,5 млн.тон/жыл.
КҚК-ы 12.2001 жылдан бастап жұмыс жасайды, 7 млн тон/жыл.
ОГӨ: 4 млн. тон/жыл.
Қосымша сұйық самараға немеск кен орынның өзіндегі кіші мұнай
Коллекторды игеруге негізгі ұсыныстар:
кен орнында мұнай ұңғымаларын өндіруді приоритизациалау жолымен ГФ-ң көрсеткішін
I және II объектілер ұңғымаларынан газ өндіруді шектеумен 2005
Ішкі газдың айналуы жән қабат қысымын жартылай ұстап тұру
Келісім кезеңінің соңғы жылдары (2007 жыл) газды сату үстінен
II және I объектілерде өндіруді шектей отырып 2005 жылға
1 варианттағыдай, айдау ұңғымалары жоқ капжөндеу графигі. Барлық өндірілген
Жағдай картасын талдау келесіні көрсетеді:
игерудің 40 жылынан кейін коллекторлардың жалпы сарқылуы (коллектордағы ортша
тік құрғау себебінен, сұйықтың көп бөлігі коллектордың төменгі бөлігінде,
газ қалпағының кейбір учаскелерінде (40-70%) жоғарғы қаныққан сұйықтың болуына
мұнай жиегінің үлкен бөлігінде газдың жоғары қанығуы;
мұнай жиегіне онша көп мес судың ағуы.
8 вариант
(II объектіге 30 % газ айдау + III объектіге
Маркетингілік ұсыныстардың негізгі бастапқы берілгендері:
Газ.
газды максималды өндіру=27,5 млрд. ст. м3/жыл.
16 әрекеттегі айдау ұңғымаларына ауыстырылған ұңғымаларды қолданумен, бастапқы қабылдауы
Газ жобасы 01.2005 жылдан басталады; газдың сатылуы 4-14.4 млрд.
газды сатудың басқа рыноктары. ОГӨ және Орал облысы.
Мұнай/конденсат.
максималды газ өндіру=27,5 млн.тон/жыл.
КҚК-ы 12.2001 жылдан бастап жұмыс жасайды, 7 млн тон/жыл.
ОГӨ: 4 млн. тон/жыл.
Қосымша сұйық самараға немеск кен орынның өзіндегі кіші мұнай
Коллекторды игеруге негізгі ұсыныстар:
кен орнында мұнай ұңғымаларын өндіруді приоритизациалау жолымен ГФ-ң көрсеткішін
I және II объектілер ұңғымаларынан газ өндіруді шектеумен 2005
Ішкі газдың айналуы жән қабат қысымын жартылай ұстап тұру
Келісім кезеңінің соңғы жылдары (2007 жыл) газды сату үстінен
II және I объектілерде өндіруді шектей отырып 2005 жылға
3.4 Өндіру коэффициентінің есептелген шамасын талдау
Белгіленген пайдалану объктілері бойынша кен орынды игерудің есептеу варианттары
Барлық қаралған есептеу варианттары бойынша еркін газдың, конденсаттың, мұнайдың
Базалық вариант ретінде , арттыру бойынша шамаларды қолданбай, қазіргі
Жалпы кен орны бойынша (20,6%), сондай-ақ ьарлық үш объектісі
Қабат қысымын ұстау бойынша қаралған барлық есептеу варианттары базалықпен
Айырылған газдың 40%-н карбонның жоғарғы бөлігіне айдаудың технологиясын қалған
Айырылған газдың 40 және 60 карбонның жоғарғы бөлігіне айдауды
8-ші вариант 1-ші варианттың түрленуі болып табылады, ол еікнші
Осылайша, қабат қысымын ұстаумен барлық варианттар кері айдау процентінен
Игерудің базалық варианты үшін (7-ші вариант) кен орын бойынша
3.5 Экономикалық есептеулермен ұсынылған варианттарды талдау нәтижелері
Игерудің технолгиялық үлгілері шеңберінде жоғарыда айтылған 40 жылға тең
Табиғи сарқылуға игеру есебі Қарашығанақ кен орны үшін төмен
1-ші вариант - 2-ші объектіге шикі газдың 40%-н кері
2-ші вариант - 2-ші объектіге шикі газдың 60%-н кері
3-ші вариант - 2-ші объектіге шикі газдың 100%-н кері
4-ші вариант - 2-ші объектіге шикі газдың 40%-н кері
8-ші вариант - 2-ші объектіге шикі газдың 30%-н кері
Өндірілген өнімді кәсіпшілік ішінде дайындау нәтижесінде сатуға келесі өнім
Орынбор қалаына газ (күкіртті);
жергілікті рынокқа газ (тазартылған);
газдық бағдарламаны, газды күкірттен тазартуды және экпорттау газқұбырының құрылысын,
кіші МӨЗ-на тұрақсыздандырылған сұйық;
Орынбордан тұрақтандырылған сұйық;
КТК арқылы тұрақтандырылған сұйық;
2-ші маршрут бойынша тұрақтандырылған сұйық; (Самараға).
Кәсіпшілікте мұнайгазконденсат қоспасының бірге жинау жүйесін жүзеге асыру жеткілікті
40%-і айдау варианты басқа қалған варианттармен салыстырғанда есептеу бағаларында
60%, 100% айдау варианттары, сондай-ақ байытылған газды айдау және
иелік етуші компанияның шығыны ;
иелік етуші компанияның нақты ақша ағымдары;
Қазақстан Республикасының нақты ақша ағымдары;
2-ші объектіге 40% өндірілетін газды айдау варианты ҰМК өкілдерінің
40% өндірілетін газды 2-ші объектіге айдау варианты ОСРП-ның бекітілген
КИО және НИПИгазнефть экономикалық тұрғыдан тиімді вариант ретінде 40%
3.6.1 Жалпы жағдай
Берілген бұл бөлімде бөліктерге 40% газды кері айдау вариантының
Есептеу инфляцияны ескеріп ағымдағы құнда, сондай-ақ инфляцияны ескермей есептеу
Игерудің тиімділігі келесі кезеңдермен бағаланады:
а) 1992 – 2037 жылдар - Өнімді бөлу туралы
ә) 1998 – 2037 жылдар - 40жылға тең келісім
б) 1992 – 1084 жылдар - Игерудің барлық мерзіміне;
3.6.1 кестесінде өнімді бөлу принциптері туралы ақырғы келісімде орын
Берілген жобада Қарашығанақ кен орнының үш объектісінің игерілуі қаралады.
Игеруді бір мұнай қабатынан өндіру аяқталғаннан кейін, жоғарғы жатқан
Мұнай жиегі, барлық кен орындар сияқты тік және көлбеу
Кен орынды игеру қабат қысымын ұстап тұру және өнімді
3.6.1 Кесте. ӨБК келісім шарттарының негізгі көрсеткіштері.
Табысты мұнайгаз шикізаты құны арқылы қайтару Жұмсалған Қайтарылған
ӨБК бойынша шығындар
1995 28,2 5,3
1996 76,5 18,2
1997 60,7 17,6
ӨБК бойынша қайтарылған шығындарға өсулер
7,0%
Либор ставкасы
6,0%
Өткен жылдар шығыны (ҚР Аудит жүргізгеннен кейін қабылданады)
K/EEIG млн.$ 74,4
AGIP/BG млн.$ 70
JDT млн.$ 10
Барлығы: млн.$ 154,7
Ішкі шығындарды қосқанда (АВТ itemal costs) (0-жоқ, 1-ия) 0
3.6.1 кестенің жалғасы
Ішкі шығындарды қосқанда K/EEIG COSTS (0-жоқ, 1-ия) 1
Ішкі шығындарды қосқанда JDТ
ӨБК - бонустары
млн.$
Бонустың бірінші төлемі 19992,50 50
ӨБК бонусы 1995,25 75
Тиімді мерзім (ӨБК-ға кіру үшін) 1998 225
150 Ақырғы құны 2001,75 50
2002,75 50
2003,75 50
ӨБК - шығындарды қайтару
ҚМГШ шекті құны (таза табыс %-нен)
60%
Аз уақытта шығындарды қайтару
Қайтарылмаған шығындарға өсімдер
Барлығы 9%
Сыйлық 3%
Аплифт
Либор 6%
ӨБК - табысты бөлу
1992 жыл терминінде ВНП
Макрос таңдауы/қолмен енгізу
Компания
Республика
База Мақсат База Мақсат
0,00% 10,00% 45,00% 55,00%
10,00% 15,00% 55,00% 65,00%
15,00% 20,00% 65,00% 80,00%
20,00% 25,00% 80,00% 100,00%
Қолмен есептеу
-5 80,00%
50,00%
5,00% 20,00%
Қайтарылуға дейін %
Компания 20% ВНП-ден жоғары %
Инфляция және дефляция екпіні
1998 жылға дейінгі шығындары (% жылына) 3,0%
Күрделі және пайдалану шығындары (% жылына) 2,5%
Газ бағасының инфляциясы (% жылына) 2,5%
Сұйық бағасының инфляциясы (% жылына) 2,5%
Жоба дефляциясының екпіні (% жылына) Шығындар
3.6.1 кестенің жалғасы
Шығындар инфляциясының бірінші кезеңі (1-ге тең болғанда) 1997
Баға инфляциясының бірінші кезеңі (1-ге тең болғанда) 1999
Жоба басталуы 1992
Салықтар
Қолдаушыларға төленетін салық 30,0%
ҚҚС ставкасы, % 20,0%
ҚР және РФ опер.,
Жиналатын ҚҚС-ның % қаржылай салымдары 50,0%
Жиналатын ҚҚС-ның % пайдалану шығындары 50,0%
Салықтар арқылы ҚҚС есепке алу (шешілген)
Жылдық қор (таза тбысқа) 0,5%
Болашақ ҚҚС арқылы ҚҚС есепке алу (0-ия, 1-жоқ) 0
Салық төленгеннен кейін мұнайдан түскен табыс арқылы ҚҚС есепке
Кедендік төлемдер ставкасы
% түсетін қаржылай салымдар Қаржылай салым дарда есептеу
% тісетін пайдалану шығындары 0
Дисконт ставкасы 10,0
Негізгі шығындар
Млн. доллар жылына 2
Жылдар саны 40
Әлеуметтік шығындар, млн доллар жылына
Млн. доллар жылына 10
Жылдар саны 40
Ескертулер
Құбыр желісі к/о – Ү. Шаған ӨБК-ға кіреді.
Газ құбыр желісі ӨБК-ға кірмейді.
ГӨЗ ӨБК-ға кірмейді.
Квартал сайын төлемдер 2012
3.6.2 Кесте. Өндіріс көлемі бойынша өнімнің тізімімен сипаттамасы.
Өнімнің аталуы Өндіру бастал- ған жыл Өндіру дің
малды өндіру көлемі Өндірудің жалпы мерзімі Өндірудің
Орынбор қаласына шикі газ, млрд. м3 1998 2,9 2004
Жергілікті рынокқа тазартылған газ, млрд. м3 2001 0,1 2001
Қазақстан Республикасына шикі газ, млрд. м3 2005 2,3 2024
Газ айдау, млрд. м3 2001 1,3 2009 11,0 2001-2035
Кіші МӨЗ-на тұрақтандырылған сұйық, млн. т. 1999 0,4 1999
Орынбор қаласынан тұрақтандырылған сұйық, млн. т. 1998 1,8 2005
КТК арқылы тұрақтандырылған сұйық, млн. т. 2002 6,0 2005
Самара – Балтика, 2-ші маршруты арқылы тұрақтандырылған сұйық, млн.
Кен орынның дамуы этап бойынша болады, олар келесі этаптарға
Этаппен өндіру көлемі жылына 12 млн.т сұйық көмірсутектер өндіру
6 млн.т көлемінде тұрақтандырылған сұйық КТК арқылы 2002 жылдың
Бастапқы этапта сұйық көмірсутектерді өндіру көлемі жүзеге асырылуы, сатылуы
Сұйық көмірсутектерді өндіруде КТК жіне кіші МӨЗ-на жеткізу приоритетті
Өндірілетін газ келесілер үшін қолданылады:
Орынборда бар қуаттылықты жүктеу және өңделген газды кері Қазақстан
жергілікті тұтынушыларды 2001 жылдан бастап қаралатын кезеңнің соңына дейін
«Газ жобасын» жүзеге асырумен Қазақстанның ішкі рыногымен қамтамасыз ету.
газдың бір бөлігі өз қажеттіліктеріне қолданылады, жеке алғанда: қажеттілктерді
МГК сатылатын көлемінің динамикасымен бағыты 3.6.3 кестеде келтірілген. 3.6.1.
3.7 Жобаны жүзеге асырудың тиімділік көрсеткіштері
Жоба тиімділігі – дүниежүзілік тәжірибеде қабылданған Қазақстан Республикасының ұйымдарының
Жобаны бағалау үшін келесі тиімділіктің негізгі көрсеткіштері қолданған:
таза табыс (табыстан тәуелсіз, салықтық төлемдерсіз жаңа табыс);
нақты ақшалар ағымы (компанияның жылдық нақты ақшалар ағымы алынған
Жылдық жалпы табыстың жиынтық шамасы Қазақстан Республикасымен альянс арасындағы
нақты ақшалардың дисконтталған ағымы (таза келтірілген құн);
(NPV) дисконт номері 10%-ке тең болғанда;
күрделі салымдардың қайтарылу уақыты (осы жобалар есебінен түскен табстармен
пайданың ішкі нормасы немесе күрделі салымдардың қайтарылуының ішкі нормасы
кен орынды игерудің шекті мерзімі – таза табыстың теріс
максималды қаржылық тәуекел (МКТ) – мкасималды теріс ақша ағынының
шығындар бойынша меншікті шығындар;
Бағалау көрсеткіштері жүйесіне келесілер енгізілген:
кен орынды меңгеруге күрделі салымдар;
мұнайды, газды, конденсатты өндіруге пайдалану шығындары;
Қазақстан Республикасымен компаниялар альянсы арасыда алынғанөнімді үлестіру.
Тиімділікті есептеу 40 жыл (19982037ж.ж,) келісім мерзіміне, сондай-ақ 1992
Табысқа байланысты төленетін салықтарға дейінгі компания үшін нақты ақша
3.8 Газ айдау станциясын пайдаланудың экономикалық тиімділігін есептеу
Әрбір кіргізілетін жаңа шараларды енгізу оны жүргізуге керекті шығындардан
Қарашығанақ кен орны бойынша 2002 жылғы пайдалану шығындарын есептеу.
1) газды конденсат өндіру
Q=N*q*365*n
мұндағы: N - ұңғы қоры, 40
q – 1 ұңғының тәуліктік шығымы 5,7 т/тәу;
n – ұңғының пайдалану коэффициенті, 0,89;
Q1=40*5.7*365*0.89=181353,9 т/жыл
2) негізгі қорлардың амортизациясы
Ша=Ск*NА*N/100
мұндағы: Ск – ұңғының қалдық бағасы,
Ск=Б- (Б*NА*Т)/100,
Б-бастапқы баға, 755199$
NA-жылдық амортизациялық норма, 6,7%;
Т = жыл, 8;
N = өндіру скв. қоры, 40;
Ск = 755199 $;
350412,3$ = 50809783,5 тг.;
ША = $;
Қабатқа газ айдауға блокты шоғырланған сорапты станциясы алынды.
БШСС бағасы - 385124$;
ША = $;
ШАжалпы = 5129024,98$; = 743708622,1 тг.
3) жылдық еңбек ақы қоры
Барлығы – 200 адам,
20 – ИТҚ,
180 - жұмысшы
ЕАҚ=min жалақы*Ткоэф*Кқос*Кгер*Кауд*N*n;
мұндағы: min жалақы – 4200теңге;
Ткоэф – тарифтік коэффициент;
ИТҚ – 8,53;
Жұм – 5,95;
Кқос – қосымша жалақы;
ИТҚ – 1,50;
Жұм – 1,25;
Ктер – территориалды коэффициент – 1,1;
Кауд – аудандық коэффициент – 1,14:
n – айлар саны;
N – жұмысшылар саны.
ЕАҚитқ=4200*8,53*1,50*1,1*1,14*20*12=13416128,67 тг.
ЕАҚжұм=4200*5,95*1,25*1,1*1,14*180*12=70186956,84 тг.
ЖЕАҚ=ЕАҚитқ+ЕАҚжұм=83603085,51 тг.
ЖЕАҚ – долларға айналдырғанда – 576573 $;
4) әлеуметтік төлемдер, ҚР 26% және 10% зейнетақы қорына,
барлығы 36%;
ӘТ=ЖЕАҚ*0,36=576573*0,36=207566,28 $.
` 207566,28 $ = 30097110.6 тг.
5) энергия шығындары:
Шэ=Qc*См*Ц:
мұндағы: Qc – айдалған газ көлемі,
См – 1 т мұнайды өндіру үшін кеткен энергиялық
Ц – 1 кВт/сағ құны 0,035 $ = 3403117,375
6) басқа да шығындар, ЕАҚ-дан 25%;
Шп=ЕАҚ*0,25=576573*0,25=144143 $ = 20900735 тг.
7) мұнай және газды жинау және дайындауға кететін шығын:
Сжд=Сжд’*Qc;
мұндағы: Сжд’ – 1 т мұнайға келетін шығын, 4,09$;
Qс – 1жылдық сұйық өндіру, 13685 т.
Сжд =4,09*13685=55971,65 $ = 815889,25 тг;
8) қабатқа жасанды әсер ету шығыны:
қабат газын қолданады, 1 м3 = 0,26 $;
1$ = 149 тг.
қабат қысымын ұстау үшін (ҚҚҰ) жұмсалатын шығын:
СҚҚҰ = СҚҚҰ’*Nайд;
мұндағы: СҚҚҰ’ – 1 айдау ұңғысына кететін газ көлемі,
Nайд – айдау ұңғы саны – 80;
СҚҚҰ’=72602*0.26=18876.52 $;
С= СҚҚҰ’*Nайд=18876,52*80=1510101,6 $ = 218964732 тг.
9) күнделікті жөндеу шығыны. Негізгі қордан 1,2% құрайды.
Жалпы өндірістік қор (ЖӨҚ).
ЖӨҚ = 350412,3*210+385124,3*3 = 74741955*0,012 = 896903,46 $ =
10) жалпы өдірістік шығын (ЖӨШ):
Жалпы өнімге кеткен шығындардың барлығын қосамыз.
ЖӨШ=8542773,745 $ = 1238847193 тг
11) өндірістік емес шығын:
ӨЕШ-ЖӨШ-тан 12% құрайды.
Шөе=Шжө*0,12=8543773,745*0,12=1025252,849$ = 148661663,1 тг.
Жалпы пайдалану шығыны:
Шөе+Шжө=9569026,594$ = 1387508856 тг.
Өзіндік құнын есептеу
Өзіндік құн – 1 т мұнай өндіруге келетін шығын.
С=Спайд/Q;
мұндағы: Спайд – жалпы пайдалану шығын, 956026,594 $;
Q - өндірілген мұнай, 181353,9 т/жыл.
С=9569026,594 / 181353,9 = 52,76 $ = 7650,2 тг.
Пайданы есептеу:
Пайда=Q*(Ц-с)=181353,9*(98-52,76) = 8204450,436$;
8204450,436 $ = 89645313 тг.
мұндағы: Q - өндірілген мұнай көлемі.
Ц – 1 т мұнайдың бағасы.
С – 1 т мұнайдың өзіндік құны.
Пайдадан 30% - табыс салығы құралады.
8204450,436*0,3=2461335,131 $;
2461335,131 $ = 356893594 тг.
Таза пайданы есептеу:
Таза пайда = 8204450,436-2461335,131 = 5743115,305 $;
5743115,305 $ = 832751719,2 тг.
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ
4.1 Еңбекті қорғаудың артықшылығы
Қазақстан республикасының еңбекті қорғау туралы 1993 жылдың 22 қаңтарындағы
4.2 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлар анализі
Бірінші кезекте зиянды қосылыстардың таралуы немесе тотығуы секілді қауіпті
Қазігі таңда Қарашығанақ газ өндіру комплексі әртүрлі зиянды заттармен
4.3 Қорғаныс шаралары
4.3.1 Өндірістік санитария
Қауіпті әрі зиянды заттармен байланысты жұмыстарда және ыңғайсыз өндірістік
Өндірістік объектілерде қауіпті санитарлы нормадағы персоналға қызмет көрсететін санитарлы
Өндірістік орындар жылумен, вентеляциямен СН 245 -71; СН 433
Санузелдер санитарлық нормаға сай болуы қажет. Кәсіпорындағы әрбір жұмысшы
Қызмет көрсетуші персонал «Тегін беру норма тізіміне» сәйкес жазғы
Жұмыстары зиянды еңбек шарттарымен байланысты жұмысшы және қызметкерлер тегін
4.3.2 Қауіпсіздік техникасы
Толық технологиялық үрдістер герметизациясымен бірге технологиялық үрдістермен операциялардың комплексті
Барлық объектілерде ауадағы күкіртсутек және көмірсутектің құрамын анықтайтын бақылау
Құрамында күкіртсутегі бар газдарды залалсыздандыру үшін, комплексті түрде дайындау
Сақтандыру клапандары арқылы оның жұмыс қысымын көтерген жағдайда разрядка
Реагенттерді сақтау, қабылдау және тұтынуға беру секілді операцияларды орындау
Реагенттерді тараларда сақтау кезінді оларды жылу берілмейтін жабық орындар
Уақытша электрожелілер орнату және эксплуатациясы ереже бойынша жіберілмейді. Құрылыс
Жарылғышқауіпті орындарда жұмыс істеген кезде 12 вольт кернеуден аспайтын
Электрқұрылғыларды қолдану кезінде тиым салынғандар:
қорғаныс электроизоляциялық қасиеттерін жоғалтқан, изоляциясы зақымданған кабель және сымдарды
отқа қарсы подставкасыз электрожылыту приборларын қолдануға, сонымен бірге оларды
мекемені жылыту үшін стандартты емес электр пештерді немесе осы
кернеулі электро проводкаларды және ұшы изоляцияланған кабельдерді қалдыру;
зақымданған розеткаларды, жарық беру қораптарды, рубильниктерді және басқа да
Қорғалған жапқыш арнайы коррозия ингибиторлары және басқа да технологиялық
Қондырғылардың және құбырлардың коррозиондық күйін бақылау қарастырылуда.
Өндірістік үрдістерді автоматтандырудың жоғарғы деңгейі қаралуда, ол төмендегілерді қамтамасыз
ықтимал авариалық жағдайлар кезінде жіберілетін мәндерден технологиялық параметрлердің сөнгендігі
қауіпті қысым көтерілу кезінде өнімнің бір бөлігін утилизация жүйесіне
қондырғы және құрылыс игерілуі уақытында, аппарат және агрегаттардың жанында
Бақылау жүйесі және басқарудың жұмыс күйінің жоғарғы сенімділігін қамтамасыз
4.3.3 Өрттік қауіпсіздік
Өндірістік көмекші обьектілердің өртке қаупсіздігін және авариялық жағдайды болдырмау
Технологиялық үрдістің істен шығуын және авариялық жағдайдың болдырмауын, сонымен
Жарылудың және өртің таралмауын, қызмет көрсетуші персоналдың қауіпсіз эвакуациясын,
Өртті сөндіру және таралмауын қадағалау үшін арнайы жағдайлар жасау.
Шетелдік және отандық пайдалану тәжірибелеріне сүйене отырып, технологиялық
Жарылу қауіпі бар зоналарда электр қондырғыларды пайдалану кезінде
Барлық кәсіпорынның құрлыстарына мекмелеріне өртсөндіргіш машиналардың оңай кіріп
Кәсіпорын алаңы бойынша темекі шегу үшін арнайы орындар болуы
КПО б. в. аймағында және барлық мекемелерде өрт қаупті
4.4 Ұңғы сағасының жарылу және өрт қауіптілігі бойынша сипаттамасы
Заттардың жарылу және өрт қауіптілігі мынандай негізгі себепкер шарттармен
жанғыштық;
тұтану температурасы;
оталу температурасы;
өздігінен жану темепратурасы;
әлсіз жану (бықсу) температурасы.
Тұтану аймағы, яғни тұтанудың температуралық және шоғырлану шектерімен, өздігінен
Газ ұңғыларының, сонымен бірге ашық аланда бұрғыланудағы ұңғылар сағалары
4.5 газды және газды – конденсатты ұңғыларын пайдалану кезінде
4.5.1 Ұңғыларды меңгеру
Ұғының әрбір түрі үшін, нақты жағдайларға сүйене отырып, қауіпсіз
Газды ұңғыларды игеру барысында (бұрғылау және жер асты жөндеуінен
Жарылыстар ауаны айдау процесінде газды ауа қоспасын көтергіштен қысым
Көпшілік жағдайларда газды ұңғыларды меңгеру кезінде (жөндеуден кейін іске
Ұңғыдағы статикалық электр санатынан және ағынды шақыру бойынша ұңғылардығы
Құрамында белсенді оттегі жоқ газдар мен көбік көмегімен газ
Көбіктермен меңгеру бұл жағдайда ауа қатты шашыраған күйде және
Ұңғыны меңгерумен айналысатын адамдар ашық бұрқақтануға жол бермес үшін
Ұңғы сағасындағы жабдықты өнімді қабаттың мөлшерленген қысымына сәйкес таңдап
Ұңғы сағасын байланыстыруды, ыдыстарды, қамбарларды, жалынды желілерді өнімді қабылдауға
Ұңғыны меңгеруге кіріспей тұрып, жұмыс орындарын жұмыс қауіпсіздігіне кепіл
Қабаттың жоғары қысымы кезінде када көмегімен ұңғыны меңгеруге, тек
Ұңғыны иеңгеру кезінде меңгеруге байланысты емес басқа жұмыстардың атқарылуы,
Оператор бақылауы тиіс:
гидратты түзілулерді болдырмау, газды тазарту, айырып-қосқыш құрылғыларының және сызбаның
Бақылағыш өлшегіш құралдар жіне автоматика, тиекті, реттеуші және қозғаушы
қорғау құралдарын, байланыс және телемеханика құралдарының күйін;
жұмыс аймағындағы ауа құрамында газдардың болуын бақылау және табылған
Оператор қыс айы кезінде тиекті және сақтаушы арматура және
Тиекті арматураны қажет мөлшерде майлау керек, ол оңай ашылу
Автоматты немесе қашықтықтан басқарылатын кезеңдік жұмыс істейтін ұңғының жабдығын
Ұңғыларды ахаулы бақылағыш - өлшегіш құралдар және автоматтандыру құралдары
Ғимараттың ішіндегі газды манифольд жұмысының барлық түрлері, топтық өлшеу
Мұнай мен газды өндіру бойынша оператор тізбек аралыық мүмкін
Газды ұңғыларды пайдалану шарттарының өзіндік ерекшелігі ұңғы сағасындағы жоғарғы
Өндірістік және қосымша пайдалану объектілерінің өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету
технологиялық үрдістердің бұзылуыменапатты жағдайларын болдырмау, сонымен қатар объектілердегі жарылыс
жарылыстармен өрттердің таралып кетуін болдырмау, қызмет ететін адамдарды эвакуациялау
апатты жағдайларды жедел жоюды қамтамасыз ету;
өртті сөндіру және жекелеуді қамтамасыз ететін жағдайлар тудыру.
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ
5.1 Қоршаған ортаға тасымалдау және газ мұнай өңдеу
Мұнай өндірудің жылдам өсуі және сәйкесінше мұнай–газды өңдеумен тасымалдаудың,
Мұнай және газ өнеркәсібінің ірі кешендері және адамдар қоныстанған
Шикі мұнай.
Шикі мұнай буларының адам ағзасына әсері тұрақсыз және оның
Бензин адам ағзасына негізінен дем алу жолдары арқылы ауамен
Керосин.
Керосин жалпы әсер етуі бензинге ұқсас. Керосин буларының шырышты
Көмір тотығы СО­түссіз, дәмсіз және иіссіз газ.
38 0С­температурада адам қанында бөлініп таралу коэффициенті 0,1709. Жұмыс
Көмір екі тотығы–түссіз, ауыр, аз реакциялы газ. Төмен және
Табиғи газ.
Оның әсері шектік көмірсутектердің әсеріне ұқсас. Басты қауіп оттегі
Күкіртті қоспалар.
Күкіртті қоспалардың зияндылығы аз күкіртті мұнайлардан, табиғи газдармен конденсаттардан
Меркаптандар.
Жоғары улы органикалық күкіртті газ. Мұнайы бар күкірттерге термиялық
Күкіртті.
1:1000000 елеусіз шоғырлануында сезілетін, ұнамсыз иісті, түссіз газ.
Күкіртсутек көп күкіртсутекті мұнайды және газды өндірумен өңдеу объектілері
Күкіртті ангидрит.
Өткір иісті және түссіз газ. Тыныс жолдарының беттерінде күкірт
Азот тотығы.
Азоттың екі тотығына жылдам тотығатын түссіз газ.
Азот тотығы – қанды у. Ол гемоглобинді метгемоглобинге өзгертеді.
Детергенттер (жұғыш заттектер).
Детеркенттер деп–БАЗ, сондай-ақ қосымшалар, активаторлар, толтырғыштар, қосылатын заттар түсініледі.
5.1 кестеде газ желілері объектіндегі қоршаған ортаны негізгі ластаушылар
5.1 кесте. Газ желілері объектіндегі қоршаған ортаны негізгі ластаушылар.
Ластаушы
Объект
Қоршаған ортаны қорғау жағдайын жақсартуға кеңес берілетін шаралар
1
Көмірсутегі бар табиғи газдар (метан, этан,пропан,бутан, және т.б) Газкомпрессорлы
Газ айдайтын агрегаттардың шығаратын газдары (СО, СО2, СН4, КО,
Органикалық және неорганикалық текті улы өнімдермен, фенолдармен, метанолмен, майлармен,
Мұнаймен ластанудың кейбір экологиялық аспектілерін және олардың алдын алу
5.1.1 Атмосфераның ластаушы көздері ретінде технологиялық үрдістердің анализі.
Мұнай өндіру аудандарындағы атмосфера тұрақты қондырғыларда минералды отындарды жағу
Мұнай өнімдерін өртеу атмосфераның тозаңмен, көмір тотығымен, күкірт тотықтарымен,
Бөліп шығарылған көмірсутектердің үлкен бөлігі (75%-і) атмосфераға, 20%-і суға,
Сондай-ақ газ және мұнай өңдейтін заводтарда мұнай және мұнай
Көмірсутектер (МГО қуаттылығына байланысты) – 1,5-28%
Күкіртсутектер (өртелетін отын массасына байланысты) – 0,0025-0,0035%.
5.1.2 Топыраққа және жер қойнауына әсер етуі
Мұнаймен ластанудың өсімдіктер әлеміне және топыраққа әсері. СО, СО2,
Мұнай–газ кен орындарын игеруде топырақ мұнаймен, мұнай өнімдерімен, әртүрлі
Топыраққа және өсімдіктерге мұнайдың залалды әсері оның құрамында жоғары
Құрамында әртүрлі зиянды заттар (газ,мұнай,тұз және т.б) бар. Мұнай
Мұнай және газ өндіру аймақтарындағы табиғат тепе–теңдігінің бұзылуы кәсіпшілікті
Мұнай кен орындарын игеру мен пайдалануда топырақтың ластануының алдын
Бұрғылау бұралқы суларынан бұрғыланған жыныстарды ажырату және оларды арнайы
Бұрғылау бұралқы сулары қайта пайдалану есебінен жуу ерітінділерін қолдану
Мұнай және мұнай өнімдерінен ластанған топырақтарды микробиологиялық тазалауды жасап
Өндірістік және ауылшаруашылық жерлерде көліктердің қатаң белгіленген қозғалысы;
Жер қойнауы. Зерттеулер нәтижесі бойынша мұнай кен орындарын пайдалануда
5.2 Ұйымдастыру шаралары
Жобада табиғатты қорғау шараларына жауапты инженер–экологиялық жұмысы қарастырылған. Экологиялық
5.3 Атмосфераны қорғауды қамтамасыз ету
Ауа бассейінін қорғау аймағында басты мәселе–түтік газдарды тазарту технологиясының
Германияда “Degassa” фирмасы катализаторды қолданумен түтін газдарды күкірт оксидтерінен,азоттан
Газдарды жалындарда өртегенде шығарылатын күкіртті ангидриттерді осы газдардың жиналуын
Жалынды газдардың жануы толық және түтінсіз болуы керек, бұл
Мұнай және газ өндіру,тасымалдау және өңдеу аудандарындағы зиянды шығарындылардың
Мұнай газын пайдаға асыруды,газ–мұнай өндіруші және өңдеуші үрдістердің экологиялық
Табиғи жер асты газ қоймаларын пайдалануды;
Бөлшектерді сұйық сүзгілерде және эмульгирленген мұнайды сіңіру принципіне негізделген
Газ кәсіпшілігінде конденсаттан табиғи газды анағұрлым сапалы тазартуды ұйымдастыру;
Резервуарлардан зиянды шығарындылардың шамасын азайту үшін келесі шаралар жасалған
понтондар және жүзбелі шатырлар;
газтеңестіргіш жүйелер;
резервуарларға кіретін ауа ағымдарын қайтаратын–дискілер;
тоңып қатып қалмайтын арматура.
5.4 Гидросфераны және литосфераны қорғау
Жер қойнауын және жер асты суларын қорғау үшін қабат
Жер асты сулары көздерінің және сулардың ластануының алдын алу
Мұнай өндіру аудандарында қабаттарды суландыруға кәсіпшілік бұралқы суларды максималды
Көмірсутектердің шығындарын төмендету мақсатымен мұнай,газ және қабат суларын дайындаудың
Әрекеттегі жүйелердің (газкомпрессорлы станциялар,әртүрлі технологиялық қондырғылар) сумен салқындатуын ауамен
Коррозиялық жерлерден жабдықтарды және коммуникацияларды қорғаудың сенімді әдістерін енгізуді.
Мұайдың, мұнай өнімдерінің және газдың құбырмен тасымалдануының қоршаған ортаға
Айдау станцияларында және магистралды құбырлар желісінің мұнай құю пункттерінде
ҚОРЫТЫНДЫ
Берілген дипломдық жоба Қарашығанақ кен орнында істелініп жатқан қызметтер
Қарашығанақ кен орнының мұнай бергіштігін арттыру үшін қандай шаралар
Экономикалық бөлімінде қабатқа газ айдау арқылы қабат қысымын ұстаудың
Еңбекті және қоршаған ортаны қорғау бұл әрбір КИО қызметкерлерінің
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Гайков П.Т. “Дипломдық жобаның геологиялық бөлімін құрау бойынша әдістемелік
Гуревич Г.Р. “Қабат қысымын тұрақты түрде ұстаумен газ конденсатты
Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. “Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау”
Закиров С.Н. “Газды және газдыконденсатты кен орындарын игерудің теориясы
Зотов Г.А., Тверковкин С.Н. “Газ ұңғыларын газогидродинамикалық зерттеу әдістері”,
Калабаев Х.А. “Дипломдық жобаның экономикалық бөлімін құрау бойынша әдістемелік
Лалазарян Н.В. “Газды ұңғыларды пайдаланудың әртүрлі технологиялық тәртібі кезінде
Маргулов Р.Д. “Күрделі құрамды газ кен орнын игеру”, Мәскеу
1996, 1997, 1998 жылдардағы Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнының
Тәжірибелі өнеркәсіптік пайдалану жобасы, 1984 жыл
Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басниев К.С. “Табиғи газды өндіру”,
Тяжин Ж.И. “Дипломдық жобада еңбекті қорғау”, Алматы, 1982 жыл.
Ширковский А.И. “Газды және газды конденсатты кен орындарын пайдалану
131




Ұқсас жұмыстар

---

Мұнай қалдықтарын кокстеу қондырғысының жобасы

---

Мұнай кен орнын игеру

---

Термиялық процестер,оның негізгі заңдылықтары, талаптары

---

925000 т/жыл, түскен мұнайдың баяу кокстеу қондырғысын терең өңдеу барысында шыққан өнімдер

---

Бидай ұнының газ түзілу қабілеті

---

Аманкелді кенорнын газбен өндіру

---

Динамкалық қабат және қабат

---

Вакумдық пиролиз

---

Мұнай өндеуді тереңдету әдістері

---

Мұнай қалдықтарын кокстау әдістемесі

---