Скважиналарды күрделі жөндеу

Жаңажол кеніші мұнайы
(айдау және пайдалану скважиналары)
АННОТАЦИЯ.
Диплом жобасы Д (КТ-(() игерудің шартына қолданылатын мұнайда күкіртсутек
Кен орнының геологиялық құрамы негізінде және игеруі туралы өнеркәсіптік
Тереңсораптық пайдалану кезінде қауіпсіздік техникасы мен еңбекті қорғау сұрақтары
Қорытындыда Жаңажол кен орнында қолданылатын (LUFKІN( фирмасының сораптық жүйесін
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 3
1.ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛМ. 3
1.1.Кен орнының физика-географиялық және экономика- 3
географиялық сипаты. 3
1.2. Кен орнын геология-геофизикалық зерттеу және игеру тарихы. 5
1.3.Стратиграфия. 10
1.4.Тектоника. 16
1.5.Мұнайгаздылығы. 18
1.6. Сулылығы. 20
2.ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ. 22
2.1 Жаңажол кен орнын игеруін талдау. 22
2.2.Кен орнын игерудің қазіргі жағдайы және қысқаша тарихы. 26
2.3.Айдау және пайдалану скважиналарының динамикалық қоры. 29
2.4 Қабат қысымын көтеру және ілесспе су, мұнай мен
2.5. Жаңажол кен орнында скважиналарды пайдалану әдістері. 31
2.5.1. Жаңажол кен орнындағы терең сорапты мұнай өндіру технологиясы.
2.5.2.Скважиналарды бастыру. 42
2.6. Скважинаны пайдалану кезіндегі туындайтын қиындықтар және олармен күресу
2.7. Скважиналарды күрделі жөндеу 43
2.8. Асфальтендер және парафин шөгінділерімен күрес. 44
2.8.1. Жаңажол кен орнындағы жабдықтарды коррозиядан қорғау. 45
2.9.Есептеу бөлімі. 48
2.9.1.Есептеу үшін негізгі мәліметтер. 48
2.9.2. Сорапты компрессорлы құбырларының (НКТ) тізбегі бойынша ҚҚТ (КРД)
2.9.3. Шығару (откачка) режимінің параметрлерін анықтау. 62
2.9.4. Штангалы тізбектің конструкциясын таңдау. 65
2.9.5. Штангалы сорапты қондырғының беру коэффициентін анықтау. 66
2.9.6.Тербелмелі станок качалканы таңдау және штанга алқасының нүктесіне әсер
2.9.7. Штангалы сорапты қондырғы жұмысының пайдалану көрсеткіштерін есептеу. 72
3.ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ. 72
3.1(Октябрьмұнай( МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты. 73
3.2. Негізгі және көмекші өндірістік ұйымдар. 73
3.3. (Октябрьмұнай( МГӨБ-ғы жалақы және еңбекті ұйымдастыру. 74
3.4. Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне талдау жасау.
3.4.1.Өнімнің бірлігінің өзіндік құнын талдау. 77
3.5. Скважинадан 1 тонна мұнайды көтеруге кеткен шығындарды есептеу.
3.5.1. Күрделі қаржыны есептеу. 79
3.6. Мұнай өндірудегі шығындарды калькуляциялау. 81
3.6.1. Шартты келтірілген және меншікті күрделі шығындарды 84
есептеу. 84
4.ЕҢБЕКТІ ЖӘНЕ ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ. 85
4.1.Еңбекті қорғау. 86
4.1.1.Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі. 86
4.1.2. Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін анықтау. 90
4.1.3. Сақтандыру және қоршау қондырғыларын таңдау. 91
4.1.4. Электр қауіпсіздігі. 92
4.1.5. Санитарлы-гигеналық шаралар. 93
4.1.6. Өртке қарсы шаралар. 94
4.2. Қоршаған ортаны қорғау. 94
Қорытынды 96
ҚолданылҒан Әдебиеттер тізімі 98
КІРІСПЕ
Қазақстан дүние жүзіндегі ірі мұнайлы мемлекеттердің бірі болып табылады.
Оралмаңы жотасы шегінде алғашқы кен орындарының бірі Жаңажол кен
Жаңажол кен орнын ашу нәтижесінде көмірсутек кеніштерін орналастыру заңдылықтарының
Қазіргі уақытта Жаңажол кен орнын бұрғылау мұнай өндіруді тұрақтандыру
Фонтанды әдіспен мұнай өндіру технологиясы толықтай жаңа талаптарға сай,
Бұл жабдықтарға, құрастыруға, кадрлар даярлауға және жұмыс режимін оптимизациялауға
1.ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛМ.
1.1.Кен орнының физика-географиялық және экономика-
географиялық сипаты.
Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінде, Орал
Жергілікті бедер жыра-сайларға бөлшектелген, аласа қыратты жазықты болып келеді.
Ауданның ауа-райы құрғақ, қатал континентальды. Температураның жылдық және тәуліктік
Аудан көлемі аз қоныстанған. Кен орнынан солтүстік шығысқа қарай
(Ақтөбемұнайгаз( АҚ-ның өндірістік базалық кәсіпорны Жаңажолдан солтүстікке қарай 130
риясында құрлыс материалдары болып табылатын саз, құм, мергель және
1.2. Кен орнын геология-геофизикалық зерттеу және игеру тарихы.
Жаңажол кен орнын көтеру 1960 жылы Ақтөбе геофизикалық экспедициясының
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында жоғарғы және ортаңғы карбон
Жаңажол ауданында мұнай-газ өнімі бар және оның өндірістік болашағының
1960-1961 жылдары осы ауданда сейсмобарлау жұмыстарының мәліметі бойынша Жаңажол
1961 жылы іздеу-барлау скважиналарын бұрғылау басталды, 152 м тереңдікте
Жаңажол кен орнында 1978 жылы бірінші карбонатты қабаттың (КТ-()
1981 жылы 1-ші октябрьде құрылған (Ақтөбемұнайгаз-геология( бірлестігінің көрсетуімен 1981
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында пайдалану және 5000м тереңдікте
Ашылған кен орнын пайдалануға даярлау кезінде болатын бүкіл өндірістік-техникалық
Кен орнын алғаш игеру 1983 жылы (КТ-() бірінші карбонотты
1985 жылы (КТ-((( екінші карбонатты қабаттың мұнай, газ, конденсат
Одан кейін 1986 жылы оңтүстік күмбездегі Дн-1 пачкасына КТ-((-ге
Жаңажол кен орны негізінен ЦКР техникалық схемасы негізінде игеріледі.
Техникалық схема келісімі бойынша өнімділікті 8 игеру объектісіне бөлген;
Әрбір игеру объектісі бойынша игерудің екі түрі қарастырылған. Бірінші
2-ші вариантта А және Б пачкасы бойынша барлық өнімді
((( Техсхемаға сәйкес Г пачкасына 4 игеру объектісі бөлінген;
Д пачкасына игерудің үш объектісі бөлінген: жоғарғы Дв-1 және
((( Техсхемадағы толықтыруда Гв-((( және Гн-((( кеніштерін Г-((( пайдалану
Игерудің үшінші жұмысында аз өнімді объект ретіндегі Д-((( кенішін
Осындай сипатпен 10 пайдалану объектісі бөлінді. Бірінші карбонатты қабатқа
((( ұсынылып отырған вариант бұрынғы қабылданған технологиялық шешімдерге сүйене
Осыған байланысты жобалау скважиналарының сандарын азайтып (мүмкіндігінше шекті қабатты
1.3.Стратиграфия.
Кен орнының ашылған және зерттелген шөгінді жыныстар қимасының қабаттары
Тас көмір жүйесі С.
Төменгі бөлім –С 1. Жаңажол ауданында ашылған ең көне
Қимадан жоғарыда терригенді жыныстар ізбестас және қою-сұр аргелиттермен қабатталған
Орта бөлім С2.
Орта бөлім башқұрт және москва ярустарының шөгінді қабаттарынан тұрады.
Башқұрт ярусының шөгінді қабаты тек қана (-синельников скважинасында толық
Москва ярусының (С((( құрамында екі ярус бөліктері айрықша білінеді,
Жоғарғы москва ярус бөлігі подольск және мячиковскі горизонттарынан тұрады.
1 скважинада (интервал 3117-3114; 3004-3000; 2945-2938 м) және конадонтпен,
Жоғарғы бөлім С3. Жоғарғы карбонның ортаңғымен шекарасы қисық ГК
Касимов ярусы (С3 К) шөгінділердің жасы фораминефер кешені бойынша
Гжель ярусы (С3д). Екі бөліктен құралады. Төменгі бөлігінің қалыңдығы
Пермь жүйесі(Р).
Пермь шөгіндісі төменгі және жоғарғы бөліктерден тұрады. Төменгі бөлім
Ассель + сакмар ярусы (Р1а+С).
Ассель-сакмар (терригенді қабаты) жыныстарының терригенді қабаты гжель терригенді пачкасымен
Кунгур ярусы (Р1к). Кунгур ярусының гидрохимиялық шөгіндісі жоғарғы карбонат
Галогенді қабаттың максимальды қалыңдығы 996м (12-скважина) минимальды қалыңдығы 7м-ді
Жоғарғы бөлім (Р2). Жоғарғы пермь шөгіндісі шұбар-түстес, сұр-түстес терригенді
Жоғарғы пермнің қалыңдығы 633м-ден (10-скважина) солтүстік күмбез жиынтығында 108
Мезозой тобы (М(). Бұл қабат Жаңажол ауданында көлемді түрде
Триас жүйесі (Т).
Триас шөгіндісі тек қана төменгі бөлігіне (Т2) бөлінеді және
Юра жүйесі (J).
Юра шөгіндісі төменгі және орта бөлімдерге бөлінеді. Олардың жиынтық
Бор жүйесі (К).
Бор жүйесі жоғарғы және төменгі бөліктерден тұрады.
Төменгі бөлім(К1). Төменгі бөлік құрамында гатеривтік, алпьтік және альбтік
Жоғарғы бөлім (К2). Жоғарғы бор басым көпшілігінде жасыл-сұр саздардан,
Антропогендік жүйе (Q). Қалыңдығы аз 2-3 метрлік төрттік шөгінді
1.4.Тектоника.
Тектоникалық қатынас бойынша Жаңажол кен орнының ауданы Каспий маңы
Кеңқияқтан солтүстікте Талдысай және Атжақсы, солтүстік Атжақсы және Байжарық
Тектоникалық сатылар едәуір дәрежеде бұзылған жарықтармен күрденелінеді. Жаңажол сатысының
Жаңажол кен орны Подольск-Гжельск жасындағы жыныстардан құралған көлемді карбонат
4-7(. Жалпы карбонат массивінің жыныстармен шекарасының барлық гаризонттары байланысқан.
Тек кунгур ярусы қабатының аудан шегінде 15 метрден 600
1.5.Мұнайгаздылығы.
Жаңажол өнімділігі карбонат коллекторларынан байланысты Қазақстанда бірінші ашылған ірі
Жаңажол ауданы қимасының мұнайгаздылығының алғашқы деректері бірінші скважинаны бұрғылау
Жалпы қалыңдықтары А және Б жоғарғы екі пачкасы 35-80
А өнімді пачкасы.
Пачка шегінде 1-2 қабат коллекторлары оқшау білінеді де, олар
Б өнімді пачкасы.
Б өнімді пачкасы бүкіл ауданға тараған үш қабат коллекторынан
Орташа алынған мұнайдың қанығуының қалыңдығы 12 м, газдың қанығуінікі
Мүнайгаз қойнауыны” биіктігі 200 метрге тең оның 110 метрі
В өнімді пачкасы.
В өнімді пачкасы қабатшаларына бөлінген қалыңдық 2 метр және
Алынған мұнай дебиті 1м3/тәу-тен 174 м3/тәу-ке дейін өзгереді, ал
В пачкасының көпшілік бөлігінде СМБ белгісі 2651 метрден алынған,
Газ шапкасының шегінде 30 метрді құрайды. Мұнай шегінің биіктігі
1.6. Сулылығы.
Жаңажол ауданы Каспий маңы артезиан бассейнінің шығыс бөлігінде орналасқан.
Жер асты суларыкен орнында скважиналарды сынау кезінде алынды. 60-90метр
Химиялық құрамы бойынша альб суларының минералдылығы 1,8-6-3,6 г/л болып,
2.ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ.
2.1 Жаңажол кен орнын игеруін талдау.
Жаңажол кен орнын өңдегендегі жобалы және нақты көрсеткіштерін талдау
Нақты мұнай өндірудің жобалаудан бөлінуі 1992 жылдан басталды. Осы
Соның нәтижесінде келесідегідей жағдайлар пайда болды:
1. 1993 жылдан бастап жаңа өндіру скважиналарын бұрғылау бірден
Сол кезде кезекті қорлы скважина санының төмендеуі бойынша кординалды
Осы күнде біз кезекті қордағы скважинаның жалпы саны-158 скважина,
2.Өндірудің механикаландырылған әдістеріне өту бойынша жобаланған жұмыстарды жүргізбеу. Біз
Мұнай өндіруін өсіру сығымдағыш станцияларын пайдалануда скважиналарды кезеңді есебіне
1998-1999 жылдары Жаңажол кен орнының кейбір мұнай скважиналарына амермка
3.Барлық игерілген объектілер бойынша қабат қысымының түсуі (1-ші қосымша).
Жаңажол кен орны бойынша негізгі игерілген объектілерге Г-((( геологиялық
Пайдалану қоры 75 скважинадан тұратын Г-((( объектісі бойынша барлық
Г-((( объектісін игеріп талдауда, жыл сайын айдалатын су көлемін
Сол бойынша қарастырсақ, соңғы жылдар қатарында Г-((( объектісінің өндіру
Қаралатын негізгі мәселе газ шапкасындағы газ жарылыстарын және қабат
2.2.Кен орнын игерудің қазіргі жағдайы және қысқаша тарихы.
Кен орнын алғаш игеру 1983 жылы (КТ-() бірінші карбонатты
1985 жылы (КТ-(() екінші карбонатты қабаттың мұнай, газ, конденсат
Одан кейін 1986 жылы оңтүстік күмбездегі Дн пачкасына КТ-((
КТ-( бірінші карбонатты кен орнын игергенде, 2550-2900 метр тереңдік
А пачкасымен биіктігі 90-203 метрге тең мұнаймен жиектелген газ
Екінші КТ-(( карбонаттық қабатында үш өнімді Г және Дв,
Г пачкасына газ шапкасының биіктігі 265 метр болатын және
Дв және Дн пачкаларының мұнайлылық қабаты 235 және 100
Диференциалды газдандырылғанан кейін жұмыс шартында мұнай тығыздығы 0,824 г/см3,
Товарлық сипаттамасы бойынша күкіртті (күкірттің массалық құрамы 0,82() смолалы
1984 жылы кен орны өнеркәсіптік игеруге енгізілді. Игерудің бірінші
Кен орнын игерудің әуелгі басынан өндірудің тек бір ғана
1990 жылы маусымда N 724 скважина пайдаланудың фонтандық тәсілінен,
1996 жылы желтоқсанда Дн пачкасындағы N2042,2043 скважиналар ШТС әдісіне
Осындай жағдаймен қазіргі кезде пайдаланудың механикаландырылған тәсілімен үш скважина
1996 жылдың аяғында өндіріске екі ГТС-48МВт және ГТС-150МВт газтурбиналы
Қазіргі уақытта Жаңажол кен орны барлауға дейінгі, мұнай өндірудің
2.3.Айдау және пайдалану скважиналарының динамикалық қоры.
2000 жылдың бірінші жартысындағы скважина қоры төмендегідей:
Пайдалану -358
Өнім беруші -332
Тоқтап тұрғандары -13
Айдаушы -91
Айдаудағы -79
Тоқтап тұрғандары -3
Игерудегі -1
Бақылаушы -11
Уақытша тоқтап тұрғандар -8
Жүтушы ( Поглащающие) -0
Жайылғандар -16 оның ішінде:
пайдаланудан кейін -0
бұрғылаудан кейін -16
Мұнай скважиналарының қоры:
пайдалану қоры, барлығы -358
фонтанды скважиналар -354
ШТС (ШГН) -4
өнім беруші, барлығы -332
фонтанды скважиналар -329
ШТС (ШГН) -3
Пайдалану және айдау скважиналар қорының динамикасы төмендегі кестеде көрсетілген.
Кесте 1.
Айдау және пайдалану скважиналары қорының динамикасы
жыл 86 87 88 89 90 91 92 93
пайдалану 3 61 103 165 205 232 268 295
айдау - - 1 4 4 9 13 32
2.4 Қабат қысымын көтеру және ілесспе су, мұнай мен
Кен орнын игеруде алғашында 24104,8 мың.т мұнай, 492,1 млн
Мұнай газ ілеспе суды өндірудің ҚҚК үшін динамикасы кестеде
Кестеден 1996 жылғы фактілі мұнай өндіру, жоспарлы өндіруден 42000
Жаңажол кен орнында қабат қысымын көтеру жүйесі толық түрде
Кесте 2.
ҚҚК және ілеспе су, мұнай мен газ өндіру динамикасы.
(Октябрмұнай( МГӨБ-ның мұнай өндіруі, мың.т
жылдар 1994 1995 1996 1997 1998 1999
жоба 2295,6 2286,0 2294,7 2333,0 2293,8 2343
нақты 2317,5 2288,9 2255,7 2345,9 2315,5 2342
газ өндіруі млн.м3
жоспар 37,2 35,5 36,7 37,6 36,8 36,0
нақты 37,7 37,5 37,8 36,3 37,8 36,1
ресурс 608,4 614,1 640,6 669,5 682,4 689,0
ілеспе су өндіру, мың,м3
нақты 39997 44217 38689 35743 19530 25283
ҚҚК үшін су айдау, мың.м3
нақты 1392,2 1988,2 3111,6 3554,8 3650,1 4349,7
2.5. Жаңажол кен орнында скважиналарды пайдалану әдістері.
Жаңажол кен орнының мұнай кенішінен өнімді жоғары көтеру қазіргі
Фонтандық пайдалану кезінде өнім түптен сағаға дейін сатылы лифт
- С-75-73*7,01-2030 м маркалы болат құбыр
- С-75-88,9*6,45-420 м маркалы болат құбыр
- SM-90-88,9*6,45-550 м маркалы болат құбыр
Өндіруші скважиналардың тереңдік жабдықтары ретінде КОУК-89/173-35Кг-136Э (комплекс оборудования управляемого
КОУК кешені фонтандық скважиналарының апат жағдайында, автоматты және ара-қашықты
Бұл кешен төмендегілерді қамтамасыз етеді:
1). Бір шоғырда орналасқан газ және газоконденсатты фонтанды скважиналарды
2). Скважина жұмысын жергілікті арақашықтықты және автоматты басқаруды.
КОУК кешені жиілігі 50Гц ауыспалы ток қуаты 380В электроқорегі
Өзгертілген конструкция бойынша өндіруші скважиналар хлопушкалы бітеу-клапандарымен жабдықталады. Оған
Сүйықтарды өндіруді реттеу скважина сағасында орнатылған штуцерлермен жүргізіледі.
Қазіргі кезде скважиналардың көпшілігінен сусыз мұнайлар өндіріледі. Бірақ кейін
Сулылығы ұлғайған сайын, түпке қарсы қысым өсе түседі, бұл
Штангалы пайдалану кезіндегі тереңдік жабдықтарды келесі элементтермен компоненттеледі:
- сорапты-копрессорлы құбыр диаметрі 88,9мм*6,45мм, 1200метр тереңдікке;
- НСВ-43-35-15 типті штангалы терең сорап;
- 1200-2820 метр аралығындағы 73*7,01 диаметрлі құбырдан құралған хвостовик;
- 2700 метр тереңдіктегі ингибитрлі клапанды скважиналық камера;
- 2825 метрдегі пакер;
Бүндай жабдықтар плунжерінің диаметрі 44 мм сораппен № 332
Қос сатылы штангалы тізбек, диаметрі 19мм - 800метр және
Тербелмелі станок качалканың жұмыс параметрлері:
- плунжердің жүріс ұзындығы -2,4 метр;
- тербеліс саны -8,1/мин.
Сораптың теориялық өнімділігі 25 м3/тәу.
Скважина сағасына АУ-65/50-14Кг типтес сағалық арматура орнатылған.
Түптік қысым өндіруші скважиналарда қаныққандық қысымына тең деп қабылданады
Өнімнің сулылығы 50(-ті құраған кездегі объект бойынша мүмкін болатын
А пачкасы 10(- 2042метр , 25(-1242метр;
Б пачкасы 10(- 2060метр , 25(-1160метр;
В пачкасы 10(- 2000метр , 25(-1060метр;
Г пачкасы 10(- 2300метр , 25(- 1400метр;
Дв пачкасы 10( -2600метр , 25(-1700метр;
Дн пачкасы 10( -2815метр , 25(-1815метр;
Кестеде көрсетілгендегідей Дв және Дн пачкалары үшін төменгі арынды
Скважиналар механикаландырылған кезінде сұйықтың шығымы 40м3/тәу болса, онда газлифтілік
Кен орнында компрессорсыз газлифт әдісі қолданылуы мүмкін. Бүл үшін
Ішкі лифт үш вариант бойынша құрастырылуы мүмкін:
1) диаметрі 48 мм құбырдан, колонна аралық саңылау 20,1
2) диаметрі 60 мм (тең төзімді емес) құбырдан ,
3) диаметрі 60 мм (төзімді, муфта диаметрі кішірейтілген) құбырдан,
Ішкі лифт қабат перфорациясы аралығына дейін емес, ол газдың
2.5.1. Жаңажол кен орнындағы терең сорапты мұнай өндіру технологиясы.
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында өндіруші скважиналардан сұйықты алу,
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнының екі скважинасында терең сорапты
Кесте 3
Терең сорапты қондырғылармен жабдықталған скважиналардың қазіргі жұмыс жасау режимі:
NN
ПП NN скв. объе-кті жүріс ұзын-дығы, м тербе-
ліс саны мин. сорапттың түсу тереңдігі,м сорап диаметрі,
1 2042 Дниз 4,26
2 2043 Дниз 3,65 10 1817 57 М-912Д-305
3 2038 Дниз 3,65 8 2183 57 М-640Д-305
4 2028 Дв 3,65 8 2500 57 М-640Д-305
5 2037 Дниз 3,65 8 2496 57 М-640Д-305
6 2049 Дниз 3,65 8 2497 57 М-640Д-305
7 2124 Дв 3,65 8 2494 57 М-640Д-305
8 2033 Дниз 7,3 2,6 2500 44 Rotoflex
9 116 В 3,8 4 2500 57 CYJY 14-4,8
Кесте 4.
Жаңажол кен орнында қолданылатын тербелмелі станок-
качалканың сораптың және жылтыратылған штоктардың ТЕХНИКАЛЫҚ СИПАТТАМАЛАРЫ.
Станок-качалкалардың фирмасы
NN Сипаттамасы “Лафкин” Қытайлық
МАРК-ІІ Rotoflex CYJY14-4,8-73HF
1 2 3 4 5
1 Cтандарт АPІ М-640-Д-305 Mod 800DX 640-305-192
2 жүк көтеруі,тонна 13,2
3 максималды айналыс моменті, кНм
4 жүріс ұзындығы,м 4,87;4,26;3,65
5 тербеліс саны, мин 8;12;13;15;5,75;8,2;9,4
6 барлық самағы, т
7 электроқозғалт-
қыш қуаты, л.с.
8 ерекшеліктері 1.Терең скважиналардан сұйықты шы-ғару мүмкіндігі өте жоғары.
2Балансирленген сәттер жүйесі редукторлар мен электроқозға-лтқыштардың кішкене типті көлемін
3.Штанга жү-рісін оптимизациялау сораптың өндіргіштігін арттырады штанганың қызмет ету
4.Екі қості-ректі Марк-2 станок качалкасы жүйесін екі тіректі фундаментке
2.Үлкен жүріс ұзындығы ( 7,3м ) және сораптың баяу
3.Қарапайым қызмет көрсету жұмыс қауіпсізді-ктерімен қамтамасыз етеді.
4.Баяу қозғалыс салдарынан штангалардың, сорап құбырларының тозуын төмендетеді. 1.станок
(дәстүрлі) түрі.
2.5.2.Скважиналарды бастыру.
Скважиналарды сұйықпен бастыру ашық фонтандалуды, сағалық жабдықтарды алған кезде
Жаңажол кен орнында ИЛ-80 препаратының сулы ерітіндісі қолданылады. Бүл
2.6. Скважинаны пайдалану кезіндегі туындайтын қиындықтар және олармен күресу
Скважиналарды ұзақ мерзімде пайдаланады және оларды кейде мерзімдік жерасты
Жүргізілетін жөндеулердің саны жөндеу аралық кезеңмен сипатталады, яғни ол
2.7. Скважиналарды күрделі жөндеу
1999 жылы барлығы 92 скважинаға күрделі жөндеу жұмыстары жүргізілді.
2.8. Асфальтендер және парафин шөгінділерімен күрес.
Мұнай қозғалысы жолын бойлай температура мен қысым азайады, газ
Шөгінділер ағымға гидравликалық қарсылық туғызады және шығымды азайтады.
Жаңажол кен орнының мұнайының құрамында парафин 7,7(-ті құрайды.
Қазіргі уақытта шөгінділермен күрес АСПО (асфальтосмолопарафиновых отложений) өндіру скважиналарында
Жылу әдісі ретінде скважиналарды ыстық жуу қолданылады.
Едәуір парафинді скважиналар бойынша тазарту аралық кезеңі 30-40 тәулікті
АСПО-дан қорғаудың химиялық әдісіне парафин шөгінділері ингибиторларын скважиналардың құбыр
Жаңажол кен орнында СИПХ-7212 және газды бензин, АПС, ФАУ
2.8.1. Жаңажол кен орнындағы жабдықтарды коррозиядан қорғау.
Белгілі болғандай Жаңажол газоконденсат кен орнында мұнай жәнә газ
Булы және бу жайылымды коллекторлардың негізгі тектері орташа уақ
Осыған байланысты кен орнын кәсіпшілікті игеругежіберу кезінде, жерасты және
Қысқа мерзім ішінде ғылыми-зерттеу институтымен ТМД елдерінің заводтарымен бірге
Өндіру скважиналарын қауіпсіз пайдалану үшін, арнайы жерасты және жерүсті
Мұнай мен газдың атмосфераға шығуын болдырмау үшін басқарылатын бөлу-қлапандары
ВННИ гермет институтының қондырғылары мен құбырларын игеру кезінде, сульфидті
Мүмкіндік кернеуі 40( дейін шектеуде күкірт сутекті ағу мүмкіндігі
Тотануға қарсы қорғау сұрағын шешу үшін Ресейдің басқарушы институттары
жерүсті қондырғыларын қорғау бойынша - ВНИИСПТ мұнай, газ ортасында
Тәжірибелік жұмыстардың берілгені бойынша Жаңажол кен орнының модельдендіру ортасы
Көрсетілген институттармен қабат қысымын ұстап тұру жүйесі мен жерасты,
-мұнай мен газды дайындау және жинаужүйесі үшін тоттану ингибиторы
- мұнайды жинау және қабат қысымын ұстау жүйесіне арналған
- мұнайды жүйесіне арналған парафинді шөгу және тоттанудың кешенді
Тоттануға төзімді жабдықтар мен тоттануға қарсы ингибиторлардың арқасында 18
Барлық келтірілгендерге жерасты және жерүсті скважина жабдықтары, мұнай және
2.9.Есептеу бөлімі.
2.9.1.Есептеу үшін негізгі мәліметтер.
Технологиялық есептеулер, пайдаланудың тәсілін таңдау, сұйықты көтеру үшін жабдықтарды
- конструкция (тереңдік, диаметр, перфорация ара-қашықтығы, вертикалдық түпті араластыру).
- өнеркәсіп жіктелуі бойынша пайдаланатын шектер және олардың механикалық
- жоспарланатын сұйықтың шығымдары және оларды шектеу критерилері.
- қабаттық қысым.
- скважина өнімділігінің коэффициенті (индикаторлық диаграмма).
- өнімнің сулану дәрежесі.
Скважина өнімінің физико-химиялық ерекшекліктері туралы мәліметтерге мыналар жатады:
- мұнай құрамы оның газдан тазартылған күйі және қабаттық,
- газ құрамы, қабаттық және беттік шартындағы оның тығыздығы
- өнімнің сулануы, су тығыздығы оның тұтқырлығы, көлемдік коэффициент,
Кейбір жағдайларда сұйықтың құрамы және парафиннің негізгі ерекшкліктері, механикалық
Ереже бойынша скважина (мұнай) өнімінің негізгі ерекшкліктері графикалық тәуелділік
Көрсетілген тәуелділіктер аноматикалық форма түрінде беріледі.
Нскв.= 3320м.
Рпл.= 36,0(103Па
Дк.= 0,1683м
Тпл = 353К
(н =817,4 кг/м3
(в = 1060 кг/м3
(г.о = 0,852 кг/ м3
К=12,5м3/сут(МПа.
К=К/106(86400=12,51/106(86400=1,27(10-10м3/с(Па
q=0,56(10-3м3/с
Мұнай шығымын анықтаймыз:
qн=q(1-(в )=0,56*10-3*(1-0,01)=0,56*10-3 м3/с
Түптік қысымды анықтаймыз:
Ртүп = Рпл - q/K=36*106-0.56*10-3/1,27*10-10=38,6*106Па.
Газдың мұнайда еру коэффициентін анықтаймыз:
( = Go/Pнас = 305/22,38*106.
Сүйықтың тығыздығын анықтаймыз:
Рсұй= (н (1-(в)+(в*(в = 817,4*(1-0,01)+0,01*1060=841,7мг/м3.
(в( ((( болса онда сұйықтың кинематикалық тұтқырлығын былай анықтаймыз:
(= (в*(в/(1-3(1-(в)*(=1060/(3(1-1-0,01)841,7=36,5 мм2/с.
Ілеспе газдың салыстырмалы тығыздығын анықтаймыз:
(г=(г,о/(возд =0,852/1,293=0,659
Ілеспе газдың орташашектік параметрін (псевдокритические) анықтаймыз:
Рср.кр = ( 4,937-0,464*(г )*106=4,631*106Па
Тср.кр = 97+171,5*(г =210,02К
Ілеспе газдың сығылу коэффициентінің формуласын жеңілдетеміз.
Z=1-10-2( 0,76*Тпр3-9,37*Тпр+13 )*( 8-Рпр )*Рпр.
бұндағы келтірілген параметрлер:
Тпр=Тср/Тср.кр. =320/210,02=1,524
Рпр=Рср/Рср.кр.
Қүбыр сырты кеңістігі бойынша скважинаның түбінен динамикалық деңгейіне дейін
Р=Ртүп-Ру /6(12=38,6*106-5,8*106/8=4,02*106Па
cәйкестігінде қысым бойынша қадамды қабылдаймыз.
NN учаскалар
Р1=Ртүп-(і-1)*Р Р2=Ртүп-(і-1)*Р
1)38,6
34,575
2)30,555
26,535
3)26,535
22,515
4)22,515
18,495
Учаскалар бойынша орташа және келтірілген қысымды анықтаймыз:
Рорт1= Р1+Р2/2=38,6*106+34,575*106/2=36,5875*106Па
Рорт2=28,54*106Па
Рорт4= 20,51*106Па
Ротр5= 16,48*106Па
Рорт6= 12,46*106Па
Рорт7= 8,44*106Па
Рорт8=4,41*106Па
Ркел1=Ркел1/Рср.кр=36,58*106/4,631*106=7,89*106
Ркел2=6,1*106Па
Ркел3=5,29*106Па
Ркел4=4,42*106Па
Ркел5=3,55*106Па
Ркел6=2,69*106Па
Ркел7=1,82*106Па
Ркел8=0,95*106Па
Участоктер бойынша газдың сығылу коэффициенттерін анықтаймыз:
Z1=1-2,323*10-2(8-Ркел1)*Ркел1=1-2,323*10-2(8-7,89)*7,89=0,716
Z2=0.631
Z3=0.571
Z4=0.537.
Z5=0.529
Z6=0.546
Z7=0.581
Z8=0.656
Скважинаның орташа термодинамикалық жағдайындағы тығыздықты және бөлінген газдың шығынын
(г1=(г1*Рорт*То/Ро*z=0,852*36,58*106*273,15/101325*320*0,716=366,69 кг/м3
(г2=377,48кг/м3
(г3=365,71кг/м3
(г4=341,24кг/м3
(г5=305,28кг/м3
(г6=261,77кг/м3
(г7=217,41кг/м3
(г8=173,2кг/м3
(1=(G0-(*Pcр)*qP0*z/Pcp*T0=0
(2=0
(3=0.1*10-3м3/с
(4=0,11*10-3м3/с
(5=0,26*10-3м3/с
(6=0,49*10-3м3/с
(7=0,9*10-3м3/с
(8=1,8*10-3м3/с
Участка бойынша (сұйықтық-газ( шекарасында беттік керілуді анықтаймыз:
(ж1=10-(1,19+10-8*Рср)=31,12*10-3н/м
(ж2=33,68*10-3н/м
(ж3=36,44*10-3н/м
(ж4=39,44*10-3н/м
(ж5=42,67*10-3н/м
(ж6=46,17*10-3н/м
(ж7=49,96*10-3н/м
(ж8=54,06*10-3н/м
Газдың шектік шығынын анықтаймыз:
(кр=1,75*Д2,5+1,25*q=1,75*0,16832,5+1,25*0,56*10-3=20,42*10-3м3/с
Барлық участоктар үшін Vкр(V (қоспаның бірінші құрылымы).
Участок бойынша ағынның газқаныққандылығын анықтаймыз:
(см1=((1-(г)+(г*(г=841,66
(см2=841,66кг/м3
(см3=841,54кг/м3
(см4=830,25кг/м3
(см5=816,2кг/м3
(см6=793,39кг/м3
(см7=754,75кг/м3
(см8=679,51кг/м3
Үйкелістегі шығынды анықтаймыз:
hтр1=78*10-4/Д4,75*q1.75*0.25+9.3*10-7/Д16/3*Vі+1,1*106к-7Д3*qк+113*0,025*Vік=0,023*10-3м/м
hтр2=0,023*10-3м/м
hтр3=0,0231*10-3м/м
hтр4=0,0231*10-3м/м
hтр5=0,241*10-3м/м
hтр6=0,0244*10-3м/м
hтр7=0,0248*10-3м/м
hтр8=0,0253*10-3м/м
бұнда К=0,103/Д0,714=0,3681.
Участоктардың ұзындығын анықтаймыз:
l=Р(-Р((/(*g( (cм/(ж+hтр)=3,425*106/1013,2*9,81*( (см/(ж+0,023*10-3)
l1=344,58м
l2=344,58м
l3=344,63м
l4=349,06м
l5=355,32м
l6=365,54м
l7=348,25м
l8=426,8м
NN-нүктелерінен кесте тұрғызамыз:
Р=Ртүп-(і-l) 1.38,6*106 2.34,57*106 3.26,53*106 4.22,51*106
і-l
І=H-(*Іі 5.18,49*106 6.14,47*106 7.10,45*106 8.6,43*106
0
Скважинаның оқпаны бойынша қысымның қиғаш тарауы (КРД) графигін кестедегі
2.9.2. Сорапты компрессорлы құбырларының (НКТ) тізбегі бойынша ҚҚТ (КРД)
Сораптың қабылдауындағы қысымды тең қабылдаймыз (Рпр =0,2(0,3-ке те” Рнас)
8,29*106Па қысымның осі нүктесінен ҚТҚ мен қаныққанға дейін вертикаль
А.Н.Адониннің диаграммасы бойынша Q =0,71*10-3м3/с және L4=1140м үшін сораптың
Осы себептерге байланысты бір шарикті клапанды қолданамыз dкл.в =dкл.н=0,025м
НСН2-55 сорабы (dв=0,059м ішкі диаметрі, dн=0,073м сыртқы) нормализацияланған 20НМ
Штанга тізбегінің конструкциясы екісатылы: жоғарғы саты d1=25мм ұзыдығы l2=55(/100(
Газ сепарациясының коэффициентін анықтаймыз:
(с=(с.о/1+4,3*4q/(*Д2=0,719/1+4,3*4*0,71*10-3/3,14*0,16832=0,576
бұнда (с..о-сораптың ашық қабылдауындағы сепарация коэффициенті.
(с.о=D2-D2кн /D=0,1682-0,0892/0,1682=0,709
Dкн-d сораптың тұрқы (НСН2-55 үшін, Dкн=0,089м)
(в( 0,5 кезінде.
(с.о=(с.о/l+36,5*4q/(*D2=6,632
Құбырлық газ факторы (құбырасты кеңістігінде еркін газ бөлігі сепарациясынан
(құб=(*Рорт+ v8(l-(c)*Рорт8/Ро*Торт - z8*qн=197,4м3/м3
8 участок үшін барлық мәліметтер сораптың қабылдауында болып табылады.
Қүбырлық қанығу қысымы:
Рнас.тр =Gоқұб/(=197,4/14,07*10-6=14,03*10-3Па
(Р(( -төмен, Р(-жоғары) участоктарын қысыммен қабылдаймыз.
NNучасток 1)
Р(=Ру+іР 9,425 12,85
Р((=Ру+(і-1)р 6,0 9,425 12,85
1-8 учаскалар бойынша газдың орташа келтірілген қысымын және сығылу
Рорт1=Р(+Р((/(=9,43+6,0/2=7,713*106Па
Рорт2=11,138*106Па
Рорт3=11,138*106Па
Рорт4=17,988*106Па
Рорт5=21,413*106Па
Рорт6=21,413*106Па
Рорт7=28,263*106Па
Рорт8=31,688*106Па
Ркел=Рорт/Рср.кр
Ркел1=1,67МПа
Ркел2=2,405МПа
Ркел3=3,14МПа
Ркел4=3,884МПа
Ркел5=4,624МПа
Ркел6=5,363МПа
Ркел7=6,101МПа
Ркел8=6,843МПа
z=1-2,323*10-2( 8-Ркел )*Ркел
z1=0.754
z2=0.687
z3=0.646
z4=0.629
z5=0.673
z6=0.671
z7=0.731
z8=0.816
1-8 учаскалар бойынша термодинамикалық жағдайдағы бөлінген газдың шығынын және
(г+(г.о=Рорт*То/Ро*Торт*Z
(г1=73,421кг/м3
(г2=116,366кг/м3
(г3=161,55кг/3
(г4=205,261кг/м3
(г5=241,275кг/м3
(г6=265,686кг/м3
(г7=277,508кг/м3
(г8=278,727кг/м3
(і=( Gj.тр-(*Рорт )*qн Ро*Торт*Z/Рорт*То
(1= 0,488*10-3м/с
(2= 0,191*10-3м/с
(3= 0
(4= 0
(5= 0
(6= 0
(7= 0
(8= 0
1-8 участоктары бойынша (сұйықтық-газ( шекарасындағы беттік төмендеуін анықтаймыз:
(ж=10-( 1,19+10-8*Рорт )
(ж1=54,059*10-3н/м
(ж2=49,96*10-3н/м
(ж3=46,196*10-3н/м
(ж4=42,67*10-3н/м
(ж5=39,434*10-3н/м
(ж6=36,443*10-3н/м
(ж7=33,68*10-3н/м
(ж8=31,126*10-3н/м
Сақиналы кеңістіктің эквивалентті диаметрін анықтаймыз:
d=(( dв2-dорт2)1,75*( dв-dорт )1,25(1/4,75=0,0484
немесе d=( ( dв2- d2орт )2*(dв-dорт )4,3(3/16=0,0486
бұнда dорт=55(*d1+45( d/100(=0,0236м
Газдың шектік шығынын анықтаймыз:
(орт=1,75*d2,5+1,25 q=1,789*10-3 м3/с
Барлық участкаларда құрылымы эмульсиялы (көбікті) (((кр болғандықтан.
1-8 учаскелер бойынша бу қаныққандығын анықтаймыз:
(г=(/(+q+0.233*d2 3((ж/(в
(г1=0,288
(г2=0,149
(г3=0
келесі барлық учаскаларда о-ге тең.
1-8 учаскалар бойынша газсұйықты қоспаның тығыздығын табамыз:
К=7,8*10-4/d4.75*q1.75*(0.25+9.3*10-3/d16/3 *(2+1.1+106к-7/d3*qк+1/3 *(0,025*(к
hтр1=10,556*10-3
hтр2=10,54*10-3
hтр3=10,5*10-3
hтр4=10,5*10-3
hтр5=10,5*10-3
hтр6=10,5*10-3
hтр7=10,5*10-3
hтр8=10,5*10-3
1-8 участкалардың ұзындығын анықтаймыз:
І=P( -P ((/(*g ( (см/(ж+hтр )
І1=340,98м
І2=340,99м
І3=341,05м
І4=345,48м
І5=351,53м
І6=361,52м
І7=379,82м
І8=421,33м
Нүктені алдыңғы графикке апарып СКҚ (НКТ) -ға КРД сызығын
((=(н( 1-(в )+(в*(в=817,4( 1-0,227 ) +1060*0,227=933,12кг/м3
((-сұйықтың тығыздығы.
мұнда (в-негізгі ағымның газқұрамы.
(в=Сбр-1/2+((Сбр-1/2)2+(в*Сбр=0,477
мұнда Сбр- өлшемсіз жылдамдық.
Сбр=С/Со=0,794/0,12=0,662
Со- ағымды тамшылардың тұну жылдамдығы =0,12(0,15м/с.
С- сақиналы кеңістіктегі СКҚ және тізбек штангаларының арасындағы сұйықтың
С=4q/( (dв2- dорт2)=4*0,71*10-3/3,14(0,0592-0,04832)=0,794.
Re-Рейнольдс параметрі.
Re=C(dв-dорт) /((=0,794(0,059-0,0483)/5,846*10-6=1439,685.
((-сұйықтың кинематикалық тұтқырлығы.
(( =(в*(в/(1-3(1-(в)*((=5,846*10-6мм2/с
(-үйкеліс коэффициенті.
(=64/((Re=10,93
hтр=(*С2/2g( dв-dорт )=31496*10-3 м/м
Lн=1140м тереңдік нүктесінен СКҚ (НКТ) бойынша ҚҚТ (КРД) мен
Рвык.=17,6*10-6 Па.
2.9.3. Шығару (откачка) режимінің параметрлерін анықтау.
Сорғыш клапанның ернеуіндегі газсұйықты қоспаның мах жылдамдығын анықтаймыз.
Смах.в=4(q+(8(1-(c)(/dкл.в2=4(0,71*10-3+1,8*10-3(1-0,634)(/0,025=8,78м/с.
Рейнольдс санын анықтаймыз:
Reкл.в.=Смах.в*dкл.в/( =0,722*104
График бойынша шығын коэффициентін анықтаймыз (кл.в=0,38. Сорғыш клапандағы қысымның
Ркл.в=Смах2в*(/2(2кл.в=218185,797 Па
Сорғыш клапандағы еріген сұйықтың максимальды жылдамдығын анықтаймыз (Рвык( Рнаст.тр).
Смах.н=4*(q+(dкл.н)/dкл.н2=4,704 м/с
(вык.-еріген газ шығыны, м3/с
(вык=(Gо.тр-(*Рвык)*qн Ро Торт*zвык/Рвык *То=0,045*10-3 м3/с
Тпр=Торт/Торт.кр=1,484
Рпр=Рвык/Рорт.кр=3,8
zвык=1-10-2(0,76*Тпр3+13)*(8-Рпр)*Рпр=0,722
Цилиндрдегі сору және айдау кезіндегі қысымды анықтаймыз:
Рвс.ц=Рпр-Рпл.в =3,583*106Па
Рнаг.ц=Рвык+Ркл.н=17,6*106Па
Ркл.н=С2мах.н*(/ 2(2.кл.н=69980,81Па
Reкл.н=Смах.в*dкл.н/(=6,886*103
График бойынша шығын коэффициентін анықтаймыз (кл.н=0,38. Анықтайтынымыз Ркл.н=69980,81Па
Сораптың әсерінен пайда болатын қайта құлау қысымын анықтаймыз:
Рн=Рн.ц-Рпр=13,8*106Па
Плунжерлі жұптың шектік саңылауын анықтаймыз:
(кр=22,894*3((2*(пл*(/(Рвык-Рвс.ц)*(1+1,5 е2)=933,525*106Па
мұнда Іпл=1,2 плунжер ұзындығы.
е-салыстырмалы эксцентристет, 0,5-ке те”.
Алынған шектік саңылау (кр=933,525*106 (кр(( (100*106 сондықтан сұйықтың
qут=(1+1,5 е2) *( D(3(Рвык-Рвс.ц)/12( *Іпл*(=0,002*10-3 м3/с
Ағып шығуды қоса есептегендегі сораптың толу коэффициентін мына формула
(ут=q-0,5*qут/q=0,9986
Еркін газды қоса есептегендегі сораптың толу коэффициентін анықтаймыз:
(сг=l-mвр*Rнц/l+Rвс.ц
бұнда mвр-сораптың орташа кеңістітегі салыстырмалы көлемі 0,1-ге тең.
Rнц-цилиндрдегі сұйықтың айдау қысымы кезіндегі газқанығуы, м3/м3
Rнц=(Gо-(*Рнц)(l-(в)*Ро*Торт*zнц /Рнц*То=0,541
Тпр=1,507; Рпр=Рвс.ц/Рорт.кр=0,773
Тпр=1,507; Рпр=Рн.ц/Рорт.кр=3,8
zнц=1-2,323*10-2(8-рпр)*Рпр=0,87
zвсц=0,629
Rвсц=(Go-(*Рвсц)(1-(в)*Ро*Торт*zвсц/Рвсц*То=2,758
(сг=1-0,1*0,541/1+2,578=0,652
Сораптың толу коэффициенті пайда болған кездегі жоспарланған шығымды қамтитын,
qнас=q/(ут *(сг=0,56*10-3/0,9986*0,652=1,07 м3/с
Д=55 мм болғандағы шығару (откачка) жылдамдығын анықтаймыз.
Sпл.п=4*qнас/(*D2=0.463 м/с немесе 27,78 м/мин
А.Н.Адониннің диаграммасы бойынша 1140м тереңдіктен 73,5м3/тәу сұйықты шығару үшін
плунжердің жүріс ұзындығы -Іпл=4,5 м;
тербелмелі станок качалка Марк-((;
балансирдің тербеліс саны-
n=Sпл.п/Sпл=27,7813=9,26 тер/мин немесе 0,154 тер/сек.
2.9.4. Штангалы тізбектің конструкциясын таңдау.
АзНИПИнефть кестесі бойынша таңдалған штангалы тізбек, жоғарғы сатысы 25
МИНХ және ГП әдісі бойынша сатылар ұзындығын анықтаймыз. Алдын-ала
m1=dв/d1=2,36;2,68
Мшт1=1/m12+l/m12*Іn m1-1=4.265
Мшт2=3,282
mм1=dв/dмуфт1=1,073
mм2=1,283
Ммуфт1=0,032/mм12+1/mм12-l*Іn mм1-1=19,344
Ммуфт2=1,552
Плунжердің ауданын анықтаймыз:
F=(/4*D2=(/4*(0,055)2=19,43*10-4м
Гидростатикалық ауырлықты анықтаймыз:
Рж=(Рвык-Рвсц)*F=33303,964Н
Жоғарғы және жүріс кезіндегі динамикалық коэффициентті анықтаймыз:
mв=Sпл*n2/1440=0,14
mн=Sпл*n2/1790=0,11
Штанганың қалтқушылығын (плавучесть) және қосымша көбейткішті анықтаймыз:
Карх=1-(Рвых-Ру)/Lн*g*(ж=0,168
М=0,2*Карх+0,6mв+0,4mн=0,162
Гидродинамикалық үйкеліс кезіндегі меншікті күшті анықтаймыз:
qтр1=2(2*(*( Sпл*n(Mшт1+Mмуфт1)=0,356 н/м
qтр2=0,073 н/м
Плунжердің шоғырлану қарсылық күшін анықтаймыз:
Рклн=Рклн*F=166,26Н
Ртр.пл=1,65*D/(-127=0,1683/100*10-6=780,5Н
(төменгі ауырлық( күшін анықтаймыз:
І2= f1(q1*м+qтр1) Lн*0,6(P+Pтрн)*f/f2(q1*м+qтрн1)+(q2*м+qтрн2)*f=753,7м
Жоғарғы сатының ұзындығын анықтаймыз:
І1=Lн-І2=386,3 м немесе Lн-тың 33,89(
Алынған нәтижелер АзНИПИнефть-тің ұсынған шараларына сәйкес емес, төменгі ауырлықты
Ітн=Pтн/qтн*Kарх=58,236м немесе Lн-тың 5,11(
ұзындығы 8м 8штанганы аламыз немесе
Ітн=64,0м
2.9.5. Штангалы сорапты қондырғының беру коэффициентін анықтау.
Құбырдың және штанганың серпімділік коэффициентін анықтаймыз:
(тр=Рж*Lн/E*fтр=13,1*10-2 м
(шт=Рж/Е*(І1/f1+І2/f2)=3.06*10-2 v
(=(тр+(шт=16,16*10-2
Динамикалық критериді (белгі) анықтаймыз (Коши параметрі):
(=2( n*Lн/а=2(*n*1140/4900=0,811
Коши шектік параметрі.
(кр=0,2/(mһ0,2/(1,6=6,158
(((кр болса, онда штанганың инерциялық созылуын есепке алуымыз керек.
S=(Sпл+()(соs(1*cos(2-f1/f2*sіn(1*sіn(2)=1,094
(1=2(n*l1/Q=0,069 рад:(2=0,135
(ПШГНТ-12-3-5600 үшін) S=3 жақындау стандарты ұзындығын қолданамыз және плунжердің
n=1,097/3*0,555=0,203c-1 немесе 12,2 мин-1
(1=2n*0,203*386,3/4900=0,101рад
(2=0,196рад
Sпл=S/(cos(1*cos(2-f1/f2*sіn(1*sіn(2)-(=2,832
Серпімділік деформациясын қоса есептегендегі беру коэффициенті:(2,832)
упр=Sпл/S=2,832/3=0,944
Штангалы сорапты қондырғының жалпы беру коэффициенті.
под.=(ут*(сг*упр=0,9986*0,652*944=0,615
Алынған сұйық шығымының негіздерін тексереміз:
q=F*S*nпод=19,43*10-4*3*0,203*0,615=0,73*10-3 м3/с
2.9.6.Тербелмелі станок качалканы таңдау және штанга алқасының нүктесіне әсер
Барлық аудандағы, сұйықтағы және төменгі ауырлықты қоса есептегендегі штанга
Ршт=q1*l1*q2(l2-lтн)+qтн*lтн=55302,163Н
Р(шт=Ршт*Карх=9290,76Н
Коэффициенттерді анықтаймыз:
m((((2(n)2*S/q=((2(n)2*3/9,81=1,187
(=(шт/(=0,189
ПШГНГ-12-2-5600 кестесіне S=3м кезіндегі кинематикалық коэффициенттерді аламыз:
1=1,1; а1=0,9; 2=+0,74; а2=1,55.
Жоғары-төмен жүріс кезінде пайда болатын дірілді және инерциялы күшті
Рвыб.в=1*mw((а1 (-(шт/S)*Pшт*Pж=36077,719Н
Рвыб.в=2mw((а2(-(шт/S)*Pшт*Pж=32104,099Н
Рин.в=1/2 12mw 2(а1-2*(шт/(*S)*Pшт=7489,28Н
Рин.в=1/2* 22mw 2(а2-2*(шт/(*S)*Pшт=77238,465Н
Түзетілген коэффициентті анықтаймыз:
mw=(w2*S/q=1,854
Kдин.в=2,042*(D*103)-0,206=0,894
Кдин.н =2,754*(D*103)-0,294=0,848
Штанга алқасына түсетін максимальды және минимальды күштерді анықтаймыз:
Рмах=Р(шт+Рж+Кдин.в(Рвиб.в+Рин.в)=190800,514Н
Рмин=Р(шт -Кдин.в(Рвиб.н+Рин.н)=37420,335Н
Сорапты қондырғының жұмыс істеу кезіндегі пайда болатын кедергі күшін
Ртр.мех=Сшт*(Рж+Р(шт)=926,453Н
Сақиналы кеңістіктегі штанга мен құбыр арасына байланысты, сандық коэффициенттерді
А1=(m12- l)+4*lnm1/m12-l-2/(m12+l)*ln m1-(m12-l)=3,0997
А2=2,559
B1=(m12-l)-2*lnm1 /(m12+l)*lnm1-(m12-l)=2,662
B2 =2,235
U1=8q/(*(dв2-d12)=0,615
U2=0,586
Төменгі жүріс кезіндегі барлық штанга тізбегіндегі гидродинамикалық үйкелісті анықтаймыз:
Ртрг1=2(*(*(*(1(-(*n*S*A1*U1*B1)=-1377,25H
Pтрг2=-2242,95Н
Ртрг,н=Ртр1+Ртр2=-3620,2Н
Жоғарғы жүріс кезінде жақшадағы бірінші мүше ( + (
Ртрг.1=2(*(17,077*10-6)*36,5*10-6*841,66*386*3*(+(*n*S*A1-U1*B1)=1132,286H
Pтрг.2=1862,07Н
Ртрг.н=2994,36Н
Штангадағы максимальды күшті анықтаймыз (жоғарғы қиылысуда):
(мах=Рмах/f1=190800,5142/4,91*10-4=388,596*106 Па
минимальды
(мин=Рмин/f1=37720,335/4,91*10-4=76,212*106 Па
амплитудалы
(а=1/2*((мах-(мин)=156,192*106 Па
орташа
(m=1/2*((мах-(мин)=232,404*106 Па
келтірілген
(пр=(а+0,2*(m=202,6728*106 Па
20НМ маркалы легирленген болат штанга үшін мүмкін болатын нормализацияланған
Сондықтан көміртекті болатты 40 таңдаймыз, экзаменациялық ТВЧ с ((кр(
Редуктор білігіндегі айналу моментін анықтаймыз:
(Мкр)мах=300*S+0,236*S(Pмах-Pмин)=109493,17Н
Sm=3м; n=12,2кач/мин. Есептелген мәліметтерді құжаттық сипаттамалармен салыстыра отырып, Марк-((
Қондырғыны жұмысының энергетикалық көрсеткіштерін есептейміз. Сүйықты көтеру кезіндегі шығындалған
Nпол = q(Рвых-Рпр)=9798 Вт
Са”ылаудан кететін шығынның қуатын анықтау:
(ут=1/1+qут/2q=0,9986
Клапан түйінінен кететін шығынның қуатын анықтау:
Nкл= q(Ркл.в+Ркл.н)=204,598 Вт
Штанганың және плунжердің гидростатикалық, механикалық үйкеліс кезіндегі шығынның қуатын
Nтр.мех=2*S*n*Ртр.мех=3009,06 Вт
Nтр.г=2*S*n(Ртр.чн+Ртр.чв)/2=1141303 Вт
Nтр.пл=2*S*n*Ртр.пл=2693,5 Вт
Жерасты қондырғылары бөлігінің шығын қуатын анықтаймыз:
Nп.ч=Nпол/(ут+Nкл+Nтр.мех+Nтр.г+Nтр.пл=27132,19Вт
Жерасты қондырғысы бөлігіні” КПД-сын анықтаймыз:
(=пч=Nпол/Nпч=0,361
Қондырғының жалпы КПД-сын анықтау:
((эд(0,82 және (ск(0,85 қолданамыз)
(шсну((пч*(эд*(ск (0,252
Сүйықты көтеруге кеткен шығынның толық қуатын анықтау:
Nпол =Nпол/(шсну (38845,24 Вт
Кестедегі АОП-72-4 электроқозғалтқышты таңдаймыз, қалыпты қуаты Nэд=40000 Вт ((эд(0,88;
Сұйықты және мұнайды көтеруге кеткен шығынның толық қуатын анықтаймыз:
Эуд.ж=Nполн/q=62,162*106 Дж/м3 немесе 17,276кВт.ч/м3
Эуд.ж=Nполн/q=68,961*106 Дж/м3 немесе 19,156кВт.ч/м3
2.9.7. Штангалы сорапты қондырғы жұмысының пайдалану көрсеткіштерін есептеу.
Штангалы тізбектің ықтималды үзілу жиілігін анықтау:
і=0,012(B((-1)*A(((прВ((/((пр( (( (35,734
А.С.Вирковский j формуласы бойынша анықтайтынымыз (К=1, с(n=0,533)
j=c(n(D/d1)3,27+0,13; (Lн/1000)2к+1=(1140/1000)3=1,482(1,386)
j=0,533(0,055/0,025)3,27*1+0,13=7,78(4,084)
K=0,75; j=1,386; j=4,084 кезінде
(Ақтөбемұнайгаз( шарты үшін
j=A*(Lн/1000)B(/(Lпр-Lн)=0,755*1,141,64/(1600-1140/1000)=1,486
j=2рем/жыл қабылдаймыз.
Жылына болатын жөндеудің жалпы санын қабылдаймыз:
Nрем= j+nпр=1,486+1=2,486
Жерасты жөндеудің, жөндеуаралық кезіндегі скважинаның жұмыс уақытын, пайдалану коэффициентін
Трем=tp1*j+tp2*nпр+tот+Nрем=102 сағ
Тмрп=Ткол-Трем/Nрем*24=4,412 тәу
Кэ=Ткап-(Трем+tорг)/Ткап=0,611
Qм.жыл=qм*86400*365*Кэ=12336,168м3
3.ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ.
3.1(Октябрьмұнай( МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты.
(Октябрьмұнай( МГӨБ 1984 жылы ұйымдастырылған. Осы келтірілген басқарма құрамы
Сонымен қатар (Октябрьмұнай( МГӨБ-на бағынатындар: бас инженер құрылыс жағынан,
3.2. Негізгі және көмекші өндірістік ұйымдар.
(Октябрьмұнай( МГӨБ-сы төрт ұйымдық бөлімше топтардан тұрады:
-басқару аппараты;
-инженерлі-техникалық қызмет;
-өндірістік қамтамасыз ету базалары;
-цехтар және мекемелер.
Соңғысы басқарма бастығына тікелей бағынады.
Кәсіпорындардың біртұтас өндірісстік процесі негізгі және көмекші процестерге бөлінеді.
МГӨБ-ның негізгі өндірістік процесі, мұнай және газ өндіру, кептіру,
Негізгі процестер үшін, өнеркәсіпке қолайлы жағдайдың мақсатында көмекші процестерді
-өндіріс құрал-жабдықтарын күту және жөндеу;
-сумен қамтамасыз ету;
-энергиямен қамтамасыз ету;
-материалды-тхникалық жабдықтау және т.б.
Басқармадағы көмекші өндіріс болып, скважиналарды жерасты жөндеу алаңы, мұнайды
Көмекші процестерді жасау, (бөлімде және қызметте) техникалық процестерге қолайлы
-Еңбек құралдарын жылжыту бойынша немесе тиеу және түсіру жұмыстарында;
-Бақылаушы тексеру және сынауда жасалған еңбек құралдарына сәйкес қойылатын
-Шартты меңгеру бойыншазерттеу қажетті өндірістік процесс көрсеткіштері;
-Геологиялық барлау пайдалы қазбаларды барлау бойынша.
3.3. (Октябрьмұнай( МГӨБ-ғы жалақы және еңбекті ұйымдастыру.
Кез-келген кәсіпорында, соның ішінде мұнайгаз өндіру кәсіпорнында еңбекті ұйымдастыру,
Еңбекті ұйымдастыруға кіретіндер:
а) жұмыс орнын ұйымдастыру және қызмет көрсету;
б) жұмыс режимі;
в) жұмысшы кадрларды орналастыру;
г) еңбекті қорғау және техникалық қауіпсіздікпен қамтамасыз ету;
д) жұмысшылардың сапасын жоғарылату және дайындау, іріктеу;
е) сайысты ұйымдастыру.
1999 жылдың 1 қаңтарынан бастап (Октябрьмұнай( МГӨБ-да тізім бойынша
Орташа тізімдік сан 1035 адамды құрады, оның ішінде 735-і
Барлық жұмысшылармен жасалған 239735 адам-күн, календарлы кезеңнің пайдалану коэфициенті
Жұмысшы уақытын жоғалту 0,018 күнге төмендеді бұл 1995 жылғы
Жұмысшылардың еңбек өтемі уақтылы сыйақылы жасалған және жанама жасалған
Жүмысшылардың орташа разряды 4,0-ді құрайды.
1998 жылы 21 жұмысшының профессиясын біріктіріп, 15( көлемінде жалақы
(Октябрьмұнай( МГӨБ-да 1998 жылы 1 жұмысшының орташа еңбек өтемі
3.4. Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне талдау жасау.
Жаңажол кен орны игеруге 1984 жылы енгізілген. Тәжірибе алаңын
Өндіру және айдау скважиналарының әсерсізденуінің негізгі себептері:
-жабдықтарды жөндеу;
-құм тығынын жою үшін скважиналарды тоқтатып қою.
Нақтылы мұнай өндіру 1998 жылы 2342,2 мың тонна, жоспар
-сұйық іріктеуінің жетіспеуіне және де шығыммен әсер етуші скважиналардың
-Дв және Дн обьектісінде көптеген скважиналардың фонтандалуының тоқтатылып, пайдаланудың
-бұл кеніштер бойынша нұсқалық судың нашар белсенділігі байқалады, нәтижесінде
3.4.1.Өнімнің бірлігінің өзіндік құнын талдау.
Өнеркәсіптік өнімнің өзіндік құны-бұл өнімді өндіру мен таратуға кеткен
1999 жылы товар өнімінің бір тоннасының өзіндік құны 2678,8
Жалпы товарлы өнімді өндірудегі кәсіпорынның жалпы шығыны, өндірістегі арнайы
3.5. Скважинадан 1 тонна мұнайды көтеруге кеткен шығындарды есептеу.
Жабдықтың жұмыс режимін және оларды қажетті құрастырудың әртүрлі варианттарының
Бұл кезде сәйкес көрсеткішке қатысты барлық қатысты шығындар баптарын
Скважинадан мұнайды көтергенде шартсыз өзіндік құнын және келтірілген шарттық
1. Қондырғының қалыпты жұмысы үшін қажетті резервтік құрал жабдықтар
2. Жылына 1 скважинаға келетін және қондырғы жұмысының режимі
-сұйықты жоғарыға шығару үшін энергияға шығындар;
-жерүсті жабдықтауымен скважиналарды жерасты ағымдағы жөндеуге кететін шығындар;
-жабдықтың құнына амортизациялық жарналар.
Кесте 5.
Жаңажол кен орнын игерудегі техника-экономикалық
көрсеткіштер.
жыл көрсеткіші 1999 жыл
КӨРСЕТКІШТЕР нақтылы жобалық
Мүнай өндіру, мың.тонна 2342,2 2415,0
Мұнай тапсыру, мың.тонна 2130,6 2132,87
Пайдалану коэффициенті 0,902 0,92
Жаңа қор енгізу, мың.теңге 158352 236605
1 скважинаның орташа тәуліктік шығымы, тонна 18,7 45,5
Қазіргі бағадағы товарлы өнім шығару, мың.тонна 7702491 7994859
Соның ішінде мұнай, мың.т 6335094 6427418
1 тонна мұнайдың өзіндік құны, теңге 2678,8
1 тонна мұнайдың орташа бағасы, теңге 3288,9 3288,9
Барлық саны 1035 964
Оның ішінде ҚҚК (ППД) 735 718
Баланс бойынша пайда 1288120 2002488
3.5.1. Күрделі қаржыны есептеу.
Күрделі қаржы скважина жабдығы үшін штангалы сопраты қондырғының құнын
қондырғының өзі, құрылысты-монтаждау жұмысы және резервтегі жабдық, қондырғының қалыпты
ТС-качалканың бағасы Сск=1 552128 теңге.
сорапты-компрессорлы құбырдың және штанганың бағасы:
Снкт =qнкт*анкт/1000*Lн
Сшт =1/8(ашт1*l1+ашт2*l2)
мұнда Снкт -сорапты компрессорлы құбырдың 1 тоннасының бағасы, тең
qнкт -1 метр құбырдың есептік салмағы, кг.
ашт -1 штанганың бағасы, теңге.
l- штанга тізбегінің ұзындығы, м.
Снкт =4,5*9500/1000*1140=487350 теңге
Сшт =1/8(2670*386+2800*753,7)=392722,625 теңге
Штангалы қондырғы жабдығының күрделі қаржылары:
Zкап =Крез(Сск+Снкт+Сшт+Суо)+Смонт
мұнда Крез =1,1;
Суо =7000тг;
Смонт =244725тг.
Zкап=1,1(1552128+487350+392722,6+7000)+244725=2,93 млн.тг.
Кесте 6.
Штангалы терең сорапты скважина жабдығының күрделі
қаржылар көлемі.
Жабдықтың аталуы Баланстық құн
1.Станок-качалка, тг 1552128
2.Сорапты компрессорлы құбыр, тг 487350
3. Штангалар, тг 292722,625
4. Сағалық жабдықтар, тг 7000
5. Монтаждау құны, тг 244725
6. Резервтелу коэффициенті 1,1
7. Барлығы млн.тг.
3.6. Мұнай өндірудегі шығындарды калькуляциялау.
Жылына 1 скважинаға келетін пайдалану шығындары көлеміне және қондырғының
-сұйықты жоғарыға көтеруге кеткен энергия шығындары;
-Скважинаны жерасты жөндеу жұмыстарына кеткен шығындар;
-жабдық құнының амортизациялық жорналары;
-еңбек төлем қоры;
-жұмыс берушіні шығару (отчисления работадателя);
-өндірістен тыс шығындар.
Zэн.потр -энергетикалық шығындар және Zэн.уст -орнатылған қуатқа төлем.
Zэн =Сэ*Эудн*Qжыл+Клэп*Суст*Nэд
мұнда Сэ-энергияның орнатылған қуатының бағасы тг/(кBт/с);
Nуст -ТС качалканың электроқозғалтқышының қуаты кВт;
Клэп -электротербеліс жүйесіне кететін шығынды ескергендегі коэффициент.
Сэ=7,5тг/(кВт/с)*с
Эудн=19,156тг/(кВт/с)*с/м3
Клэп=1,2
Nэд=30кВт
Zэн=7,5*19,156*12336,168+1,2*23652=2623809,3тг.
Скважинаны жерасты жөндеуге кеткен шығындар:
Zпрс =Cрем*Nрем
мұнда Срем -бір жөндеудің нақтылы немесе норматив бойынша бағасы,
Срем =947,5 мың.тг.
Zпрс =947,5*2,486=2355,485 мың.тг.
Жабдық амортизациясы. Осы бойынша сәйкес орнатылған шығындар:
Zпрс=(Аск*Сск*Анкт*Снкт+Ашт*Сшт+Ауо*Суо+Сэн*Nсн)*Ккр
А-жабдықтың осы түрінің амортизациясы жарығының үлесін сәйкес индекспен анықтайды.
Сн = скважина сорабының бағасы, тг.
Nсн =скважина сорабының скважинадағы жылдық шығыны, шт (түйір, дана).
Ккр= жабдықты күрделі жөндеудегі жарнаны есептегендегі коэффициент 1,1(1,2.
Zөн.шығ.= (0,12*1552128+0,1*487350+0,2*392722,7+0,12*7000+70000*2)*1,1=499,812 мы”.тг.
Кесте 7.
Амортизациялық жарнаны есептеу.
Жабдықтың аталуы Баланстық құн Амортизация нормасы Жылдық сома
1.ТС качалка 1552128 12( 186255,36
2.НКҚ 487350 10( 48735
3.Штангалар 392722,625 20( 78544,524
4.Саға жабдығы 7000 12( 840
5.Скважина сорабы 70000 --- 70000
Қосымша --- --- ---
Барлығы 2509200,6 54( 384374,88
Негізгі жалақы бойынша шығынның өзгеруі тек қана егер, шараларды
ФЗП=Міn зп*Тк*nк*Кк*Кн/г*12*Чр
Міn зп -минимальды төлем ақы;
Тк- ІV разрядқа сәйкес тарифты коэффициент;
nк - сыйақы (премиальный) коэффициенті;
Кк - бірінші климатты ауданға сәйкес коэффиуиент;
Кн/г - мұнай және газ саласына әсер ететін коэффициент;
Чр - жұмысшылар саны.
ФЗП=2650*3,8*1,25*1,25*1,14*12*425=81955597,5тг.
Жүмыс берушінің әлеуметтік сақтандыру, зейнетақы, жұмыспен қамтамасыз ету қорына
81955597,5 * 0,32=26225791,2
Жабдық және оның жұмыс режимінен тәуелді бап бойынша, келтірілген
С=(Zэн+Zөн.шығ+Zпрс+ФЗП+ОТраб)/Qжыл
С=(2623809,3+499,812+2355,485+81955597,5+22182)/12336,16=1439,5 тг.
3.6.1. Шартты келтірілген және меншікті күрделі шығындарды
есептеу.
Күрделі меншікті шығын:
Куд=Zкап/Qжыл
Q2=q*1жыл*Кэ
Q2=18,7*365*0,92
Куд=2,92млн/12659,66=237,34тг/т
Zпр =Ен*Куд+С
Ен -салааралық нормативті күрделі қаржы коэффициенті:
Ен=0,17.
Zпр = 0,17*237,34+1439,5=1479,8 тг/т
Эжыл =(С1-С2)(Q - Ен*(К
Эжыл =(2678,8-1439,5)*12659,66-0,17*384374,88=15222869
Кесте 8.
Жаңажол кен орнында скважиналарды пайдаланудың фонтандық тәсілінен механикалық пайдалану
КӨРСЕТКІШТЕР енгізгенге дейін енгізгеннен кейін
Жылдық мұнай өндіру көлемі, мың.т 2342,2 2415,0
Күрделі қаржылар, тг 1 120 713 2 930 000
Қосымша мұнай өндіру, т
12659,66
Пайдалану шығындары, тг 1 010 615,7 2 623 809,3
Мүнай өндірудің өзіндік құны, тг 2678,8 1439,5
Жылдық экономикалық тиімділік, тг 15 222 869
4.ЕҢБЕКТІ ЖӘНЕ ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ.
4.1.Еңбекті қорғау.
4.1.1.Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі.
Фонтанды скважиналардың жерүсті қондырғыларын қамсыздандыру кезінде жұмысшылардың қатерге, яғни
Фонтанды скважиналарды пайдалану кезеңдері кезінде ашық атқылауы мүмкін, соған
Кейбір скважиналарды пайдалану кезінде коммуникацияларды” үзілуі, скважина ішіндегі жарлыс
Скважиналарды толтырудың жұмыс көлемі және қауіп операциялары, сонымен бірге
Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігінің бірі - олардың герметизациялаудағы сапалылығы
Фонтанды скважиналардың саға жабдығына қойылатын шарттар болып мынадай талаптар
жабдықтар барлық жағынан төзімді болуы, фонтанды құбырлардың сақиналы кеңістігінде,
Арматураның негізгі жауапты бөлігі- түп қысымына сәйкес келетін, ұқсас
Арматураны аудару үшін техникалық шартта қаралған жолмен, штеп және
Фонтанды арматураны құрастыру кезінде ең жауапты, яғни скважинаның герметизациялануы,
Қүрастырар алдында арматураның барлық бөлшектерін жетік түрде қарап, тексеріп
Фонтанды арматураны дұрыстап жинақтамау немесе оның бұзылуы ашық фонтандалуға
Фонтанды арматураға үшжүрісті кранды манометрлер және винтилдермен жабдықталуын, олардың
Бірінші манометр буферде және жұмыс және статикалык қысымды өлшеу
Фонтанды шыршаны, белді жүйе механизмдерінің көмегімен құбыр басына қондырады.
Фонтанды арматураны мұнай-газ ағынының толассыз болып және оның айдалу
Арматураны бұндай бекіту желілердегі гидравликалық соққы кезіндегі соқтығулардан болатын
Фонтанды арматураның өнімді шығару желілерінің астына белгілі биіктікте оларды
Фонтанды скважинаны қамтамасыз етудің ыңғайлы және қауіпсіз болуы саға
Үштік арматура биіктігі жоғары болып, оның қондырылуы және қамтамасыздандырылуы
Кресті фонтанды арматура үштік арматураға қарағанда биіктігі әлдеқайда төмен
Дегенмен көптеген кен орындарында, соның ішінде Жаңажол мұнай-газ кен
Скважина сағасындағы, егер скважина мұнарамен жабдықталса өлшемі 4х5 метр
Фонтанды скважиналарда парафин тығындары, гидраттар түзілген жағдайдағы, скважинаға бу,
Оссы жұмыстар кезінде кәсіби жарақтану мүмкіндіктер қаупі зор болып
Жаңажол кен орнының өнімдерінде улы газдардың көп болуы қызметкерлерге
4.1.2. Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін анықтау.
Өндіріс объектілерінің арасындағы белгілі санитарлық, өрттен сақтандыру мөлшерлері секілді
Объектілердегі қондырғылар, олардың қауіпсіз және қиыншылықсыз пайдалануға және жөндеу
Бөлек механизмдермен дуалдың ара-қашықтығы 1 метрден, ал жұмысшы өткелдерінің
Жарылыс қаупі бар жерлерде телефон қондырғылары және белгі беру
Жұмыс істеп тұрған немесе істемей тұрған скважиналардың номерлері болуы
Адамдар өтетін жерлердегі, яғни жер бетінде ашық өткізілген құбырлар,
Аппараттардың, құбырлардың ыстық беттері, іштен жану қозғалтқыштарының шығару құбырлары
Жер асты және жер үсті құбырлары автомобил жолдарымен қиылысқан
4.1.3. Сақтандыру және қоршау қондырғыларын таңдау.
Машиналар мен механизмдер төзімді металдан жасалған қоршаумен, яғни қозғалыста
Қозғалмалы бөлік қоршаудан 0,35 метр қашықтықта болатын болса, ұстағыштармен,
Ұстағыш биіктігі механизмдердің қозғалмалы бөлікті өлшемдеріне байланысты белгіленеді. Оның
Төменгі белдемшелер биіктігі 15 см-ден, ал қалған бөліктерінің ара-қашықтығы
Байланыстырушылар белдіктерге ұстағыштармен қоршалады. Олардың биіктігі 1,5 метрден аспайды.
Тісті немесе шынжырлы берілістер толық металлды, яғни жинақтаушы және
Жұмысшының 0,75 метр биіктікке көтерілуі керек объектілерде басқыштармен, ал
Мартерлі баспалдақтарда қапталдық тірегіштер биіктігі 1 метр болып екі
Оның биіктігі басқыштың алдыңғы қырынан бастап вертикальды етіп санап
4.1.4. Электр қауіпсіздігі.
Жаңажол кен орынындағы электрмен қамтамасыз ету қос линиядан сіңірілетін
Сенімділік ( Кеңқияқ-2 ( электробөлімшесінің 220 квт қуатына қосылудан
Скважиналарды 6 кв қуаттылықты электрмен қамтамасыз ету желісі бойымен
-уақытылы тексерулер жүргізу;
-жабдықтарды дер кезінде алып келу;
-СИЗ-ді құру.
4.1.5. Санитарлы-гигеналық шаралар.
Мұнай өндіру кезінде қабатқа су айдау мен басқадай өндірістік
Мүнай өндіру кезінде күннің астында көп жүретіндіктен, операторларға топтық
Бөлімшеде цинктен ас суы бар бөшке, қол жуғыш, дәрі-дәрмек
Суды тексеру жылына 2 рет санитарлық-эпидемиялық станциялармен бактерияларды ластануға
Ұсақ-түйек орындалатын бөлімшелердегі жалпы электрліжарықтандыру кемінде 50-150 люкспен қамтамасыз
Мүнай өндірісі жағдайында жарықтандыруда өрт қауіпсіздігін ескеру өте қажет.
Табиғи жарықтандыру есебі сәулелік алаңша әдісімен табиғи жарықтандыру коэффициентін
Жүргізілмек санитарлы-гигеналық шараларға сәйкес жұмысшыларға арнайы киімдер беріледі.
4.1.6. Өртке қарсы шаралар.
Мұнай өнеркәсібінде өрт қауіпсіздігі (А ( жатқызылады, яғни олар
Осыған байланысты өнеркәсіптік ғимраттарды орналастыру кезінде келесі жағдайлар орындалуы
Мұнараға дейінгі автомобиль жолының ара-қашықтығы 25 метрден кем болмауы
Тұрғын үйлер, балалар бақшасы, клубтар, мұнай өндірудің тереториялық аймағынан
120(С тұтанғыш температуралы мұнайды айдау үшін сорап станциясы 1
Өрттің аяқ алуынан сақтану мақсатында мұнайөткізгіштерде әрбір 100 метр
МГӨБ-сы қамдандыратын өрт сөндіру командаларына ерікті өрт сөндіру жиналысы
4.2. Қоршаған ортаны қорғау.
Жаңажол кен орнының мұнайлы газды едәуір көлемде (Н2S) күкірт
Мұнай объектілерін салу кезінде технологиялық режимдерін бұзу салдарынан, құырөткізгіштермен
1. Өнеркәсіпке скважиналарда авария болмауын қарайтын (бақылайтын) айырғыш қақпақтарын
2. Уақытылы фонтанды арматура фланецтерінің байланыстарын қарап, тексеру нәтижесінде
3. МГӨБ-да АТӨҚ мен скважиналарда ауа ортасын бақылауды қамтамасыз
4. Зиянды заттармен ауа мен топырақты ластандыратынын алдын-ала білу
5. Ембі мен Темір өзендерінің бассейінінің мұнай ангидерімен ластануын
Күніне қуаттылығы 1000 м3 канализациялы тазалағыш қондырғы жұмыс жасайды.
Қорытынды
Көп қабатты мұнайгаз өндіретін Жаңажол кен орны 1984 жылдан
Кен орнын игеру кезінде КТ-( және КТ-(( карбонатты қабаттарға
Келтірілген мәліметтер бойынша мұнай өндіру 1991 жылдан 1995 жылға
Игерудің ағымдағы жағдайының талдауы көрсеткендей скважиналардың орташа әрекет ету
Пайдаланудың фонтандық тәсілінен механикалық аудару кезінде № 2042, 2043
Кен орнында қарапайым станок качалкалардан басқа қытайлық Rotoflex және
Соңғы бес жыл ішінде кен орнында негізінен отандық СК8
ҚолданылҒан Әдебиеттер тізімі
1. Ю.П.Желтов. Разработка нефтяных месторождений. М.Недра. 1986 г.
2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных
3. И.Т.Мищенко, Г.И.Богомольный. Выбор оптимальных типоразмера и режима работы
4. (Каспиймунайгаз( Анализ разработки месторождения Жанажол. Атырау. 1997 г.
5. М.И.Максимов. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. Недра. 1975
6. Х.А.Қалабаев, Ғ.М.Нұрсұлтанов. Дипломдық жобаның экономикалық бөлімін орындауға арналған
7. Ғ.М.Нұрсұлтанов. Мұнай және газды өндіріп өңдеу. Алматы 1999ж.
8. Ғ.М.Нұрсұлтанов. Мұнай өнеркәсібіне арналған терминдер сөздігі. Алматы 1994ж.
9. Ж.Г.Жолтаев, И.И.Шмайс, П.Т.Гайковой. Методические указание для составления дипломного
10. М.С.Янович, К.Е.Бусырин. Охрана труда М.Недра.1990г.
11. Ж.Тяжин. Охрана труда. Методические указания к выполнению ИРС.




Ұқсас жұмыстар

---

Скважиналарды күнделікті және күрделі жөндеу

---

Скважиналарды жөндеу аралық уақытына ұлғайту үшін өндірудің әр тәсіліне бөлек техникалық және технологиялық шараларды игеру

---

Фонтанды скважиналарды жөндеу

---

Жаңажол кен орнының пайдалану коэффицентінің қозғалысы жылдар

---

Жаңажол кен орнының негізгі мәселелеріне талдау

---

Жалақының жеткілікті деңгейі

---

Жаңажол кеніші мұнайы (айдау және пайдалану скважиналары)

---

Скважиналарды цементтеу

---

Айдау скважиналары, скв

---

Өзен кен орнында қолданылатын қабаттардың мұнай бергіштігін көтеру әдістері

---