Жаңажол ұңғыларының газының гидрат түзілу параметрлері
АҢДАТПА
Осы дипломдық жобада кен орынның геологиялық құрылымының
Дипломдық жобаның мақсаты – кен орынды игеру кезіндегі
Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік факторларды
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде атмосфераны, гидросфераны қорғау туралы
АННОТАЦИЯ
В настоящей дипломной работе приведены сведения о геологическом
Цель дипломного проекта – разработка мероприятий по борьбе
В части охраны труда указаны анализ опасных и
В части охраны окружающей среды рассмотрены технологические процессы,
ANNOTATION
The present diploma project gives information about the
The purpose of a diploma project - development
Dangerous and harmful industrial factors and danger of
Environment protection section includes sources that pollute atmosphere
МАЗМҰНЫ
Кіріспе.......................................................................................................................9
1 Геологиялық бөлім.............................................................................................10
1.1 Кен орын бойынша жалпы мәлімет...............................................................10
1.2 Кен орынның геологиялық зерттелу және игеру тарихы.............................11
1.3 Стратиграфия...................................................................................................12
1.4 Кен орнының құрылысы.................................................................................14
1.5 Мұнайгаздылығы.............................................................................................15
1.6 Мұнай мен газдың қорлары............................................................................16
2 Технологиялық бөлім.........................................................................................18
2.1 Кен орынды игеру жүйесі...............................................................................18
2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау.............................................................18
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің,
игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау................................................19
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау...........................................21
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру
режимдері...............................................................................................................22
2.1.5 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы
мұнай бергіштігін арттыру әдістері.....................................................................23
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы.................................25
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің
сипаттамасы...........................................................................................................25
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу
шаралары және олармен күрес.............................................................................29
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің
талаптары мен оларға ұсыныстар........................................................................29
2.3 Арнайы бөлім...................................................................................................32
2.3.1 Гидраттармен күресу шаралары бойынша қысқаша шолу.......................32
2.3.2 Гидрат түзілуімен күресуге қолданылатын ингибитор
шығынын анықтау бойынша технологиялық есеп.............................................................................................................................37
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу........................43
3 Экономикалық бөлім..........................................................................................45
3.1 "Октябрьмұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының
ұйымдастыру құрылымы......................................................................................45
3.2 Экономикалық тиімділік есебі.......................................................................47
4 Еңбекті қорғау бөлімі.........................................................................................54
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар.......................................... 54
4.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары.............................54
4.3 Жаңажол кен орында гидрат түзілуімен күрес кезінде
қорғану шаралары....................................................................................................58
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі....................................................................... 60
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау..........................................................................60
5.2 Су ресурстарын қорғау....................................................................................63
5.3 Жер ресурстарын қорғау..................................................................................65
Қорытынды.............................................................................................................68
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі.........................................................................69
КІРІСПЕ
Мың жылдар аралығында мұнай адамзатқа жарық, жағар май,
Мұнай мен газды ысырапсыз қолдану арқылы ғана оны
Жаңажол кен орнында мұнай қорының 40,7%-ын өндіру
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983
Қазір Жаңажол кен орнында 100 – ден астам
Бұл ұңғыларды қазуға миллиондаған қаражат жұмсалды, алайда олар
1 Геологиялық бөлім
Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Мұнайгазконденсатты Жаңажол кен орыны Ақтөбе қаласынан оңтүстікке қарай
Жер бедері әлсіз жоталы жазықтан тұрады. Жер бедерінің
Ауданның гидрографиялық бөлігі Ембі өзенімен байланысты сипатталады. Ол
Ауданның ауа-райы құрғақ,жоғары континентальды және жылдық пен тәуліктік
Топырақтың қату тереңдігі 1,5-1,8 м-ді құрайды. Ортажылдық, атмосфералық
Кен орынның геологиялық зерттелу және игеру тарихы
Барлаулық бұрғылаудың мәліметтері бойынша, төменгі тас көмір кезеңінен,
Стратиграфиялық жағынан А жиынтығы гжель ярусының төменгі бөлігіне,
Барлық анықталған өнімді жиынтықтар өзара гидродинамикалық жүйемен біріктірілген,
СМЖ-ның жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік периклиналда
Г стратиграфиялық жиынтығы өзінің негізгі қима бөлігінде, мәскеу
3 блоктағы ГМЖ-ның газ мұнайлы шоғырында, 36-шы
Су мұнайлы жапсар –3603 метр абсолютті белгісінен (шоғырдың
6 – шы және 14 – ші ұңғымалардың,
1.3 Стратиграфия
Кен орнының ашылған және зерттелген шөгінді жыныстар қимасының
Тас көмір жүйесі С
Төменгі бөлім-С 1. Жаңажол ауданында ашылған ең көне
Орта бөлім С2
Орта бөлім башқұрт және москва ярустарының шөгінді қабаттарынан
Башқұрт ярусының шөгінді қабаты тек қана (-синельников скважинасында
Москва ярусының (С((( құрамында екі ярус бөліктері айрықша
Жоғарғы москва ярус бөлігі подольск және мячиковскі горизонттарынан
Касимов ярусы (С3 К) шөгінділердің жасы фораминефер кешені
Пермь жүйесі(Р)
Пермь шөгіндісі төменгі және жоғарғы бөліктерден тұрады. Төменгі
Ассель + сакмар ярусы (Р1а+С)
Ассель-сакмар (терригенді қабаты) жыныстарының терригенді қабаты гжель терригенді
Кунгур ярусы (Р1к). Кунгур ярусының гидрохимиялық шөгіндісі жоғарғы
Мезозой тобы (М(). Бұл қабат Жаңажол ауданында көлемді
Триас жүйесі (Т)
Триас шөгіндісі тек қана төменгі бөлігіне (Т2) бөлінеді
Юра жүйесі (J)
Юра шөгіндісі төменгі және орта бөлімдерге бөлінеді. Олардың
Бор жүйесі (К)
Бор жүйесі жоғарғы және төменгі бөліктерден тұрады.
Төменгі бөлім(К1). Төменгі бөлік құрамында гатеривтік, алпьтік және
Жоғарғы бөлім (К2). Жоғарғы бор басым көпшілігінде жасыл-сұр
Антропогендік жүйе (Q). Қалыңдығы аз 2-3 метрлік төрттік
Кен орнының құрылысы
Тектоникалық жағынан аудан Каспий маңы ойпатының борт алдындағы
Геологиялық дамуының ерекшеліктерінің бірі болып, аумақтың жедел түсуі
Жаңажол кенорыны Гжель – Подоль (КТ – 1)
Барлау ұңғыларымен ауданды бұрғылаған кезде, карбонатты қалыңдығының төменгі
Кенорынның өндірістік мұнайгаздылығы екі карбонатты қалыңдықпен байланысады: бірінші
1.5 Мұнайгаздылығы
Өнімді жиынтықтардың коллекторлық қасиеттері сынама мен кәсіпшілік –
А, Б және В жиынтықтардағы газды телпектердің газғақанығушылығы
Оңтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 13 м
В1 жиынтығының қалыңдығы 28,2 м – ден, 73
Мұнай мен газдың қорлары
Жаңажол кен орнының сатысында (Алибекмола, Жаңажол, Ұрыхтау, Қоңғыр,
Қабаттың мұнай және газконденсатты бөлігінде, еріген газ, құрамы
Қалыпты конденсат мөлшері газда 283 г/м3.Оның тығыздығы
Жаңажол кен орнының қорлары есептеліп, мұнай 399922 мың.т,
2. Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
Ағымдағы игеру жағдайын талдау
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында 2007 жылдың «Жаңажол
Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, олардың
2007 жылғы игерудің технологиялық схемасы кесте 2.1 көрсетілгендей
2007 жылғы технологиялық схемаға сәйкес 4 жыл ішінде,
Кесте 2.1
Бекітілген негізгі технологиялық көрсеткіштер
Жылдар Өндіру ұңғыла рының қоры Айдау ұңғыла
2001 355 103 205,51 209,78 638,28 10,07 0,51
2002 359 116 225,02 236,91 734,73 10,52 0,56
2003 381 130 270,49 290,51 915,43 11,73 0,68
2004 406 141 337,26 363,04 956,31 14,21 0,84
2005 431 141 383,62 419,51 1042,15 16,08 0,96
2006 431 141 408,44 457,45 1146,84 17,78 1,02
2007 431 141 392,69 450,61 1117,95 17,43 0,98
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің,
Кен орнын игеру 1992 ж «Шығысгидромұнай» институты орындаған
Игеру КТ-І – бірінші және КТ-ІІ – екінші
Кеніш игеруге 1983 жылдың сәуірінде берілді. 01.01.2007 жағдайына
Игеру варианттарының экономикалық көрсеткіштері.
Мұнай кеніштерін сандық модельдеу үшін VIP және WORKBENCH
Игеру варианттарының техникалық көрсеткіштері.
Берілген жобаны жүзеге асыру үрдісінде бір уақытта резервтегі,
Кесте 2.2
Кен орынның ұсынылған 2 варианты бойынша техникалық көрсеткіштер
1.Жылдар Ұңғымалар саны Жылдық өнім алу 8.Мұнайды геологиялық
2.Өндіру 3.Айдау 4.Мұнай, мың.т 5.Сұйықтық, мың.т 6.Су, мың.т
1998 359 99 2324,2 2359,4 6383,4 1090 0,58
1999 355 103 2086,1 2128,8 6382,8 1022 0,52
2000 359 116 2396 2517,3 7636,4 1078 0,60
2001 398 133 3243,5 3463 9537,3 1325 0,81
2002 429 143 3926,9 4217,6 11044,8 1580 0,98
2003 429 143 4201,8 4591,8 11495,1 1677 1,05
2004 429 143 4033,8 4516,3 11517,7 1681 1,01
2005 429 143 3820,1 4379,7 11058,6 1634 0,96
2006 429 143 3618,8 4278 10636,8 1571 0,90
2007 429 143 3428,1 4191,1 10277,9 1442 0,86
2008 429 143 3225,6 4076,2 9855,1 1397 0,81
2009 429 143 3062,1 4023,1 9497,3 1355 0,77
2010 429 143 2893,5 3968,7 9152,8 1308 0,72
2011 429 143 2711,9 3899,2 8831,6 1250 0,68
2012 429 143 2505,5 3800,4 8378,2 1162 0,63
Айдау фонды 20 ұңғы, олардың ішінде 3 ұңғы
Всев бумасын кенішке айдау ұңғыларының барьерлік қатарына су
Объектіні игеру басынан бастап 11517 мың м3 су
Кеніштің солтүстік күмбезіндегі өнім алу аймағындағы орта есеппен
Осылайша, ағымдағы су айдаудың жоғары деңгейіне қарамастан, өнім
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
Газмұнай шекаралығының (ГНК) ағымдағы жағдайын талдау.
Пайдалану басында газ телпегінің энергиясын, шеткі және табан
Қабаттан мұнай алуды талдау.
Кен орны объектілері бойынша объектілерден бірқалыпсыз қор алу
Қабаттардың көп бөлігі әлі толық бұрғыланбаған және қордың
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы,
игеру режимдері
Қабатқа әсер ету агенттері ретінде МЕСТ-39225-99 «Мұнай қабатын
Жаңажол кен орнының барлық кеніштерінде қабат қысымын ұстау
Всолт объектісінің кенішінде су айдау 1986 жылы басталды.
Су айдаудың жоғары мөлшеріне қарамастан жобалық деңгейлер орындалмайды.
Воңт объектісінің кенішінде су айдау 1991 жылы басталды.
Кеніштерде қысым төмендеген кезде өндіру ұңғымаларының өнімділігінің өзгеруі.
Рационалдық қабат қысымы. Алғашқы 5 жылда Жаңажол кен
Кесте 2.3
Қабат қысымдары
Жылдар Боңт Бсолт Воңт Всолт Гсолт Дн Дв
2007 25,3 25,3 26,0 25,6 28,4 29,4 29,4
2006 24,8 24,8 24,1 25,4 27,4 27,9 27,8
2005 24,6 24,5 23,6 24,6 27,5 27,2 27,0
2004 24,3 24,2 23,8 24,9 27,4 27,3 27,0
2003 24,1 24,0 23,6 24,7 27,2 27,1 26,8
2007 ж бастапқы қабат қысы- мынан қолдау пайызы,
2.1.5 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай
Судың сапа нормасын құрастыру үшін екі мәселені есте
Қоршаған ортаны ластауды азайту үшін ағынды сулар қайта
Су айдау қысымын зерттеп, айдаудың қысымын әр бумаларға
Айдау станциялардың айдау қабілеттілігі жоғарлау тиіс. Шоғырлама сорап
Айдалатын судың сапасы жоғары болу үшін шоғырлама сорап
Айдаудың қысымы мен көлеміне қойылатын талаптарын қанағаттандыру үшін
Қыс кезінде айдау жүйесі кен орында дұрыс жұмыс
Қоршаған ортаны ластауды азайту үшін, ағынды сулар қайта
Десульфация кезінде қондырғы арасынан көрсеткіштерінің жетіспеушілігі байқалған кезде
Дайындалған мұнайлы судың қабат суына сәйкестігін ескере отырып
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
Жаңажол кен орнында мұнайдың
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының
Кен орын өнімді қабатына
«В» (солтүстік) бөлігінде 76
«В» (оңтүстік) бөлігінде 50
«Б» бөлігінде 91
«А» бөлігінде 13
«Дасты» бөлігінде 24 ұңғы
«Дүсті» бөлігінде 36 ұңғы
«Д (Ш)» бөлігінде 19
«Г (Ш)» бөлігінде 65
Жалпы өндіру қорында 374
Жаңажол кен орынның Г –ІІІ бумасының игеру графигі
Жұмыс істеп тұрған қорда
Бақылау қорында 10 ұңғы, геологиялық
Су айдау қорында 62 ұңғы,
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын
Өндіру ұңғыларының істемей тұрған
-көтеру құбырларында парафин тығындарының
-күкірттісутектің өнімде көп болуының
2007 жылы 2345,941 мың
Барлық ұңғы таза мұнай
Қабат қысымының азаюына байланысты,
Кедергілі қатарда 14 айдау
Қабат қысымын ұстаудың осы
2000 жылы Жаңажол кен
2001 жылдың 4-тоқсаннан бастап газлифт
Осы мәліметтерді алдыңғы жылдың
Жаңажол кен орыны бойынша
Дегенмен 2007 жылға жасалған
Кесте 2.4
Жаңажол кен орнының пайдалану коэффициентінің қозғалысы
Жылдар 2004 2005 2006 2007
жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты Жоспар нақты
Пайдалану
Коэффциенті
(мыңдық дәлдік)
0,859
0,895
0,873
0,873
0,883
0,883
0,891
0,891
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды ұңғылар
Мұнай өндіру ұңғылары қорының
Қазіргі таңда осы сорапты компрессор
Ұңғы өнімділігіне орай мынадай
Сорапты компрессорлы құбырлар (СКҚ) шығым: 40
Мұнай ұңғыларындағы түп суларын
Ұңғыны фонтанды пайдалану.
Жаңажол кен орыны үшінші
Қазіргі таңда КТ – ІІ
Фонтанды ұңғылардың қондырғыларына жер
Жер асты қондырғыларында фонтанды
Ұңғыға түсірілетін фонтанды құбырларының
Қабаттың туы маңының аймағын
Фонтанды ұңғы қондырғыларына диаметрлері
Құбырлардың сапасы Д, К,
Фонтанды ұңғылар қондырғылары сақиналы
Ұңғыны механикалық пайдалану.
1990 жылы маусымда N724 ұңғы штангілі –терең сораппен
Сол жылдың желтоқсан айында N332 тағы бір ұңғы
1996 жылы желтоқсанда Дт текшесінде екі ұңғы N2024
1997 жылы маусымда В текшесімен N16 ұңғы және
Оларға Қытайда өндірілген “ROTAFLEX” тербелмелі станогы орнатылды.
2000 жылы ақпанда ШТСқа Б текшесінен Т352 ұңғы
Қазіргі уақытта кен орнындағы 19 ұңғы пайдаланудың тереңдік
Штангілі сорап мұнай өндірісінде ең көп таралған қондырғы.
Қондырғы плунжерлі сораптан, теңселме станоктан, плунжерлі теңселме станокпен
Плунжер мен штангінің төмен қарай жүрісі кезінде сорғыш
2.2.2 Ұңғыны пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары
Жаңажол кен орнында басты
Көтергіш құбырларда шөккен парафин
Механикаландырылған әдіс: ырғақ, ұшпалы ырғақ
Жылулық әдісте көтергіш құбырларды
Химиялық әдістің негізі болып
Жаңажол кен орнында парафиннің
Ұңғыны депарафиндеуге қажет еріткіш
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің
Мұнай газды жинау және дайындау жер үсті жүйесінде
Қайта жөндеу жұмыстарынан кейін осы мәліметтер алынған:
Соңғы жағында орналасқан, өндіретін ұңғыдағы кері саға қысымы
Кәдімгі өндіретін ұңғыдағы кері саға қысымы 1,0-1,3 МПа
Берілген кен орында мынадай технологиялық схема қолданылады:
Кесте 2.5
Мұнай мен газды жинау және тасымалдау
№
Заттың аты
Бірлік
Оңтүстік
Солтүстік
Барлығы
Нұсқау
1 Фонтанды ұңғылар Шт 115 195 310
2 Сорапты ұңғылар Шт 9 15 24
3 Газлифті ұңғылар Шт 4 3 7
4 АТӨҚ Шт 26 24 30
5 Ұңғы сағасынан лақтыру құбыр желісі Км 150
6 Тасымалдау құбыры Км 43 70 113
D159x9 Км 9 6,5 15,5
D219x11 Км 20 34 54
D273x12 Км
19 19
D325x14 Км 5,5 9 14,5
D377x14 Км 3,5
3,5
D426x15 Км 5 1,5 6
7 Мұнай айдау станциясы Шт 1
1
8 Мұнай құбыры Км 13,5
13,5 D126x12
9 Газ құбыры Км 13,5
13,5 D325x10
АТӨҚ өлшеу қондырғыларының және лақтыру желілерінің құрылысы
Толығымен қамтылмаған АТӨҚ болады, сондықтан жаңа өндіру ұңғыларының
Жоба бойынша 92 фонтан ұңғыларын, 24 айдау ұңғыларын,
Мұнай және газ дайындау жүйесі.
Кен орынның солтүстігінде ГПЗ да мұнай дайындау қондырғысының
Берілген ГПЗ 1998 жылы 2350 мың тонна
Ұсынған ІІ-ші вариант бойынша мұнайды өндіру 4,08x106 т/ж,
Газды дайындау.
2010 жылға дейін газдың шығымы оған қосылған газлифтке
2.3 Арнайы бөлім
2.3.1 Гидраттармен күресу шаралары бойынша қысқаша шолу
Қабат жағдайларында газ көбінесе су буларымен қаныққан болады.
Жаңажол кен орнында гидрат түзілуіне газ құрамында күкіртсутек
Гидраттар көмірсутек пен судың тұрақсыз қосылысы болғанына қарамастан,
Осыған байланысты игеру кезінде гидрат түзілуін болдырмау және
Гидраттың түзілуін болдырмау үшін бір немесе бірнеше әдістерді
Газ ағынын ылғалдан сорбция әдістерімен кептіру
Газ ағынына гидрат түзілуіне қарсы ингибиторлар айдау
Газ ағыны температурасын гидрат түзілу температураснан жоғары ұстау
Ағын қысымын гидрат түзілу қысымынан төмен мәнде ұстап
Газ тығыздығын құрамындағы ауыр көмірсутектерден айыру арқылы азайту.
Гидрат түзілуінің алдын алу үшін және ылғал коррозиясын
Барлық жағдайларда газды салқындату арқылы кептіру кезінде одан
Абсорбция әдісі кейбір сұйық заттардың ылғалды жұту мүмкіндігіне
Газ бен сұйық көмірсутектерді еріту қарқынының төмен болуы
Газдан су буларын қатты жұтушының көмегімен бөліп алу
Газ ағынына ингибиторларды енгізу тәсілі ұңғы мен құбырларды
Ғылыми негізделген жағдайлар ұйымдастыру үшін Жаңажол кен орындағы
Жаңажол газының гидрат түзілу параметрлері қазіргі күнге дейін
Одан да нақты, дәл мәндері алу үшін біз
Кесте 2.6
Газ сеперациясының құрамы, (мольдік %)
Құрамы СН4 С2Н6 С3Н8 изо- С4Н10 н- С4Н10
Саны 81,84 5,64 1,74 0,22 0,41 0,12 0,09
Трекел мен Кемпбел тәсілдері бойынша есептелген гидрат түзілу
Кесте 2.7
Газ сеперациясында гидрат түзілу шарттары
1 Р, МПа 3 5 7 10 15
2 Температура, ºС 13,0 16,5 18,4 20,1 21,6
2.1 -суретінде саға жағдайларындағы гидрат түзілу параметрлері көрсетілген.
Сурет 2.1. Жаңажол ұңғыларының газының гидрат түзілу параметрлері
Жұмыс істеу жағдайларында қисық астында ылғал бар жағдайда
Бұл жобада термобарикалық шарттар анализі қолданылады. Өкінішке орай,
2000 бен 2002 жылдар аралығында бірдей дебит жағдайында
Кесте 2.8
Газ дебитттері мен ұңғының сағалық температурасы
Ұңғы дебиті, мың м³/тәу 250 500 750 1000
Орташа температура, ºС 29 35 39 42 44
Кесте 2.9
Ұңғылар бойынша сағалық жұмыс температуралары, ºС
Көзі Объект I II I+II II+III
Жаңажолды игерудің технологиялық схемасы, 2000ж Шектері, ºС 12,43-41,7
(17 ұңғ. б-ша) 20,7-47,5
(7 ұңғ. б-ша) 34,7-42,9
(5 ұңғ. б-ша) 43,3
(121 ұңғ. б-ша)
Орташа, ºС 33 37 39 43,3
Кесте 2.10
Орташа есептелген сағалық температуралар, ºС
Көзі Кезеңдер Игеру объектісі
I II I+II II+III I+II+ III
УПОПЭ,
2002ж 10.99-03.2000 36 43 42 46
03.99-10.99 35 41 41 38
10.99-06.2000 35 38 41 39 42
11.2000-10.2002 39 41 42 40 44
орташа 36 41 42 41 43
Газдың 500 мың м³/тәу дебиті кезінде 5 жыл
Сағалық температуралар газ бен конденсаттың әртүрлі дебиті кезіндегі,
Белгілі мәліметтер анализі бойынша, кен орынды осы уақытқа
Кесте 2.11
Игерілуші I объекттің өндіру ұңғыларының сағалық температурасы
Газ дебиті, мың м³/тәу 200 250 300 500
Саға температурасы, ºС 28 31 33 42
Ұңғының сағалық температурасының болжамдары, Альянс мамандары есептеген, ол
Кесте 2.12
Игерілуші II объекттің өндіру ұңғыларының сағалық температурасы
Газ дебиті, мың м³/тәу 100 150 200 250
Саға температурасы, ºС 15.5 21 28 32.5 36.8
Конденсат дебиті, мың м³/тәу 100 150 200 250
Саға температурасы, ºС 15 23 29 34.5 38
Кесте 2.13
Игерілуші III объекттің өндіру ұңғыларының сағалық температурасы
Мұнай дебиті, мың м³/тәу 50 100 200 300
Саға температурасы, ºС 10 13 21.5 27.5 33.5
Кесте 2.14
Болжамды саға температурасы
Мұнай дебиті, мың м³/тәу 50 100 300 500
Саға температурасы, ºС 13 15 30 46
Конденсат дебиті, мың м³/тәу 50 100 300 500
Саға температурасы, ºС 16 22 33 48
Жоғарыда көрсетілген мәліметтер, бір –бірінен тәуелсіз әртүрлі ұйымдармен
Гидрат түзілуін болдырмау мен алдын –алу бойынша қолданылып
Жаңажол кен орындағы гидраттардың түзілуін болдырмау және алдын
Қазіргі кезде Жаңажол кен орында ұңғылар мен шлейфтардың
Бұл жоба бойынша метанол ұңғының құбараралық аймағына насоспен
Қазіргі уақытта жұмыс істеп тұрған ұңғыға КИГИК екі
2.3.2 Гидрат түзілуімен күресуге қолданылатын ингибитор шығының анықтаудың
Табиғи газды игергенде және тасымалдағанда күрделі жағдайлар тууы
Гидраттармен күресу және алдын –алу жұмыстарының ең
Жұмыстың мақсаты, гидрат түзілуін алдын –алуына кететін метанол
Гидраттың өзі су мен көмірсутектің тұрақсыз физика –химиялық
Газ құбырларында, ұңғы сағасында және өндіріс техникасында гидраттармен
Тек бұзғыш кристалл гидраттар. Күресу түрі –газ құбырларында
Бұзғыш гидраттар және олардың пайда болуын ескертетін гидраттар.
Тек қана ескертетін гидраттар. Күресу түрі –газды газ
Газ өндірісінде газ ағынына СН3ОН (метанол) метил
Ұңғыдағы гидраттармен күресу кезіндегі ингибиторлардың шығының есептеу
Берілгені:
қабат қысымы
қабат температурасы
саға қысымы
саға температурасы
штуцерден кейінгі газ ағымындағы қысым
штуцерден кейінгі газ ағымындағы температура
№ 103 ұңғымасының орташа тәуліктік дебиті
газдың салыстырмалы тығыздығы
2.15 және 2.16 кестелерінде 101, 103, 104, 110,
2.15 кесте
Қабат газының, газ сеперациясының және шикі конденсаттың компонентті
Атауы Нижневизейский горизонты
Қабат газы газ сепарациясы шикі конденсат
Көмірқышқыл газ 0.13 0.13 –
Азот 5.68 5.82 –
Метан 78.80 80.18 18.81
Этан 9.48 9.50 9.47
Пропан 3.35 3.15 12.44
Изо-бутан 0.47 0.59 3.88
Н-бутан 0.74 0.54 9.49
Изо-пентан 0.25 0.16 3.52
Н-пентан 0.22 0.14 3.76
Гександар(С6+ жоғары) 0.88 – 38.64
Газ тығыздығы, 20 °С, г/л 0.854 0.822 –
Ауа бойынша салыстырмалы тығыздық 0.709 0.682 –
2.16 кесте
Ұңғымалардың қазіргі дебиттерінің сипаттамасы
№ п/п Ұңғымалар Қазіргі газ дебиті
мың м³/тәу Қазіргі конденсат дебиті,
т/тәу
1 2-Г 56.98 4.08
2 6-Г 60.98 5.01
3 16-Г 18.05 1.05
4 101 10.00 0.90
2.16 кестенің жалғасы
5 102 25.29 2.08
6 103 27.82 2.23
7 104 107.95 9.33
8 105 3.86 0.20
9 106 17.50 1.31
10 107 45.67 3.45
11 108 74.60 6.58
12 109 99.59 8.69
13 110 8.28 0.67
14 111 3.79 0.20
15 112 22.72 1.71
Технологиялық регламентке сай, коррозия ингибиторы гидрат түзілу метанолымен
2.5 суреттен берілген қысым мен газдың салыстырмалы тығыздығы
Сурет 2.5. Су буына қаныққан әртүрлі меншікті
t ус =292 K= 19°C
t пл =297 K= 24°C
t шт =290 K= 17°C
Қоспаның қату температурасының төмендеуін анықтаймыз.
Δt = tгидрат ус - tшт=21-11=10°C
Δt = tгидрат пл- tшт=23-11=22°C
Δt3= tгидрат шт- tшт=17-11=6°C
Гидратты болдыртпайтын судағы метанолдың % салмағы х, ол
Х=7%
Сурет 2.6. Гидратты болдыртпайтын судағы метанолдың % салмағы
Сурет 2.7 Гидратты болдыртпайтын газдағы метанолдың судағы
=емг/х,
=0,025
мұндағы емг – газды қанықтыратын газдағы метанолдың үлесі;
W = W'-W"
W =1.8-0.22=1,58 кг/1000м3
мұндағы W’ – бастапқы су үлесі
W" – метанолды айдау нүктесіндегі су үлесі (штуцерден
W' u W" -
Сурет 2.8. Әртүрлі қысым мен температурадағы табиғи газдағы
Метанолдың меншікті шығыны мына формуламен анықталады:
e =x( W/100) кг/1000
e =7(0.025+1,58/100)=0,2856 кг/1000м3
103 ұңғымадағы метанолдың тәуліктік салмақ шығыны гидраттың түзілуіне
Qм = ем*Q кг/тәу
Qм =0,2856*27.82=7,9454 кг/тәу
Гидраттың түзілуіне кедергі жасайтын, Qср м орташа
Qср/г. м =365*36,96*0,2856=4165,5902 кг/жыл
Жыл бойынша метанол саны 2.17 кестее берілген
Кесте 2.17
Жыл бойынша метанол саны
Жылдар 2008 2009 2010 2011 2012
Метанол шығыны, т 3852,85824 3852,85824 3852,85824 3852,85824 3852,85824
2.18 кестеде термобарикалық шарттарды мәнге ала отырып,
Кесте 2.18
Диэтиленгликольдың шығыны
ТГ, 0С 25 24 23 22 21 20
GН, кг/1000
м3 0 0.24 0.32 0.46 0.65 0.74 0.789
2008-2009 жж аралығында қажет болатын диэтиленгликолбдың (ДЭГ)
Кесте 2.19
Диэтиленгликольдың жыл бойынша саны
Жылдар 2008 2009 2010 2011 2012
ДЭГ шығыны, т 436.0 551.0 549.1 548.0
Ұңғыдағы термобарикалық шарттардың анализі, гидрат түзілудің есептелген
бұрғылау жұмыстары бітіп, пайдалануға кіріскен кезде;
ұңғының ұзақ уақыт тоқтап тұруы кезінді;
гидрат түзілетін температурадан ұңғы сағасының температурасы төмендеуі
Гидрат түзілу себебін білу мақсатында зерттеулер комплексін жүргізу
Зерттеулер нәтижесінен кейін, гидратпен күресу методикасын таңдау керек
Гидрат түзілу ингибиторын таңдаған кезде оның экономиалық есептемесі
Гидрат түзілудің алдын –алу үшін мөлшерлеу жүйесін қарастырып,
2.3.3 MS Excel компьютерлік программасын қолдану арқылы жүргізілген
Берілгені
газдың салстырмалы тығыздығы 0,709
№103 ұңғыманың ортатәуліктік дебиті, мың м /тәу 27,82
қабат температурасы (Тпл),°С 60
қабат қысымы (Рпл ), Мпа 22,21
штуцерден кейінгі газ ағымындағы температура (Tшт),°С 11
штуцерден кейінгі газ ағымындағы қысым (Pшт),Мпа 6
ұңғы сағасындағы температура (Туст),°С 20
ұңғы сағасындағы қысым (Ру), МПа 8
Есептеу
Метанолдың меншікті шығыны мына формуламен анықталады:
ем 0,2856
Метанолдың тәуліктік салмақ шығыны гидраттың түзілуіне кедергі жасайды.
Qм = ем*Q кг/тәу Qм 7,9454
Жылдар Орташа дебит,
мың м³ Метанол шығыны, т/жыл
2008 36,96 3852,85824
2009 35,78 3729,85032
2010 36,41 3795,52404
2011 34,71 3618,30924
2012 34,25 3570,357
3 Экономикалық бөлім
3.1 "Октябрьмұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
"Октябрьмұнай" мұнай-газ өндіру басқармасын бастық басқарады. Ол өндірістің
Мұнай, газ өндіру басқармасының бастығының бірінші орынбасары болып
Энергетика бөлімін бас энергетик басқарады. Жалпы бөлімінің жұмыстарын
Еңбекті қорғай және қауіпсіздік техникасы бөлімі — еңбекті
Жоспарлы-экономикалық бөлімі — басқа бөлімдермен біріге отырып, өнеркәсіптік
Еңбекті қорғау, ұйымдастыру, техникалық нормалау және еңбек ақы
Кадрлар бөлімі кадрлерді таңдау, орналастыру, зерттеу, дайындау және
Бухгалтерия - өндірістің шаруашылық қызметтерінің есебі мен есептеулерін,
Әкімшілік басқару бөлімі мұнай және газ өндіру басқармасының
Өндірістік цехтар болып мұнай өнімдерін өндіру цехтары, зерттеу
Орталықтандырылған инженерлік-техникалық қызметті белгіленген технологиялық кезеңге сәйкес мұнай
Мұнай және газ өндіру цехтары басқару аппараты және
Мұнай және газ өндіру бригадаларын шебер басқарады. Шебер
Мұнай және газ өндіру операторлары скважинаның пайдалану және
Қосалқы өндірістік цехтар қатаарына скважиналарды жерасты күрделі жөндеу
Қосалқы өндірістік цехтарының басым көпшілігі өндірістік қамтамасыздандыру базасының
Арнайы технологияларымен техникалар басқармасы өндірістік объектілерді арнайы жабдықталған
2007 ж. 1-ші қаңтардағы есепті тізім бойынша мұнай
Мұнай және газ өндіру басқармасындағы жалпы орта тізімдік
Жұмысшылардың белгілі себептерімен келмеу уақыты 125544 адам-сағат болды,
Жұмыс уақытының ысырап болуы 2004 жылға қарағанда 2,1
Жұмысшылардың жалақысы жүйелі-сыйлықты және жанамалы-істелу жүйелері бойынша есептеледі.
Жалақының келісімді жүйесі бойынша 2004 жылы 232 адам
Басқарма бойынша 37 бригада құралады. Оның 20-сы комплексті,
3.2 Экономикалық тиімділік есебі
Конденсат бөлшектерін шығарып оптимальды технологиялық режим зерттеулерін келістіріп
Бір ұңғыма үшін бір жыл ішінде алынған газ
Q2=q2*Тэ*Кэ (3.1)
Q2=27,82*365*0,90 = 9132,3 мың м3/жыл.
Ингибиторды қолдануға дейінгі уақыттағы дебит шамасы:
Q1=21,35*365*0,90=7013,47 мың м3/жыл.
Нәтижесінде газ өндірудің жалпы өсуін формула бойынша табамыз:
∆Q =Q2-Q1 (3.2)
∆Q = 9132,3- 7013,47=2118,83 мың м3/жыл.
Жұмыс істеп тұрған өнеркәсіпке жаңа техниканы енгізгенде шығындардың
Экономикалық тиімділік есебінде бастапқы мәліметтер ретінде ағымдағы және
Ағымдағы шығындар – өнім шығарғандағы жыл бойы болатын
Капиталды шығындар (инвестициялар) – өндірістік фондтар және олардың
Өнім шығаруына байланысты барлық шығындар экономикалық элементтер және
Шараны енгізгенге дейінгі газ конденсатты өндіруге кеткен шығындарды
Газ шығаруға кеткен электроэнергияның жылдық шығынын 1 мың
3э=Q1*Pэ*Цэ, (3.3)
мұндағы Q - шараны қолданусыз өндірілген
Рэ - 1 мың. м3 өндірілетін газ көлеміне
Цэ - 1 кВт*сағ электроэнергия құны, тг/кВт*сағ. Зэ
Еңбек ақы қорын жұмысшылардың орташа жалақысымен анықтаймыз:
Зпп=Nч*Sз/п*Фскв,
мұндағы Nч – ағымдағы фондтың 1
Sз/п- жұмысшының орташа жылдық жалақысы, тг/адам;
Фскв – ағымдағы ұңғыма фонды;
Зпп = 2*926300*1 = 1 852 600 тг
Жұмыс берушіден әлеуметтік қамсыздандыруға, зейнетақы және жұмыс фондына
3ор = Зпп*0,31
Зор = 1852600*0,31 = 185260 тг
Кесте 3.1
Пайдалануға кеткен шығындар
Атауы Шамасы
1 мың. м3 өндірілетін газ көлеміне кететін меншікті
49
1 м3 метанолды енгізуге кететін меншікті электроэнергия шығыны,
Электроэнергии құны, тг/кВт*сағ 3,65
Ағымдағы фондтың 1 ұңғымасына жұмысшылар саны, жұм/ұңғ 2
Еңбек ақысы, тг/жұм жылына 780 000
Әлеуметтік қамсыздандыру, зейнетақы фонды, жұмыс фонды, ЕАҚ %
1 мың м3 газды жинау, тасымалдау және дайындауға
ОПФ амортизация нормасы, ОПФ құнының %
Ағымдағы жөндеу жұмыстары, ОПФ құнының % 0,6
Жалпы өндірістік шығындар, тура және қосымша шығындардың %
Өндірістен тыс шығындар, жалры өзідік құнының %
Басты техниканың орнына келген негізгі құралдарға кететін амортизациялық
Ұңғыма бойынша амортизациялық алымдар начисляют по ұңғыманың бастапқы
Аг = (Сп*Nа)/100%,
мұндағы Сп - ұңғыманың бастапқы
Na - ұңғыма амортизациясының жылдық нормасы, %.
Аг = 420075000*6/100 = 25204500тг
Газды жинау, тасымалдау және дайындауға кететін меншікті шығындарға
Берілген калькуляция статьясы үшін жылдық шығын шамасы:
3стп=Зуд*Q ,
Зстп = 885*7013,47= 6206920,95тг
мұндағы 3стп - газды жинау, тасымалдау және дайындауға
Қондырғыларды ұстау және пайдалану шығындарына, соның ішінде, ұңғымаларды
Жерасты және жерүсті қондырғыларының ағымдағы жөндеу жұмыстарына бірқатар
Берілген статья үшін шығындардың үлкен есептеуі үшін ағымдағы
Зтр=0,6*Сп/100% (3.8)
Зтр = 0,6*420075000/100 = 2520450 тг
Жалпыөндірістік шығындар өндірісті ұйымдастыру және өнеркәсіпті бақару шығындарына
Олар басылым шығынға қатысып, тура және қосымша шығындар
Зопр = 25% * (Зэ+Зпп+Зор+Аг+Зстп+Зт.р)/100%
Өндірістен тыс шығындар – өнімді коммерциялық таратуына байланысты
Зопр=25*(1254360+1852600+185260+25204500+6206920,95+2520450)/100=
Звп= 1%* З/100%
Звп= 1*37224090,95/100 = 372240,9095тг.
Есептеулер нәтижелері бойынша 3.2 кестесін құрамыз, оған статья
Есептеулер мен кесте нәтижелеріне байланысты 1 мың м3
С1=Зг/Q1,
мұндағы Зг – калькуляция статьялары бойынша пайдаланушы шығындардың
С = 37224090,95/7013,47= 5307,51тг.
Осыдан, жылдың соңына қарай ингибиторды қолданусыз 1 мың
Шараны енгізгеннен кейінгі пайдаланушы шығындарына ингибиторды қолдануға кеткен
Ингибиторды енгізуге кеткен шығындар:
З = 59130*50 = 2956500 тг
Ингибиторды қосу нәтижесінде алынған қосымша газға кеткен шығыдарға
Кесте 3.2
Шараны енгізгенге дейінгі жылдық пайдалану шығындары
Калькуляция статьяларының аталуы Сумма, тг
Электроэнергия 1 254 360
ЕАҚ 1 560 000
Әлеуметтік алымдар (31 %) 185 260
Ұңғыма амортизациясы 25 204 500
Газды жинау, тасымалдау және дайындау 6 206 920,95
Ағымдағы жөндеу жұмыстары 2 520 450
Жалпыөндірістік шығындар 9 306 022
Өндірістен тыс шығындар 372240
Барлығы 56 392 696,23
Шараны енгізгеннен кейін газды шығаруға кеткен электроэнергия шығындары:
Зэ= 9132,3*49*3,65 = 1 633 311,855тг.
Газды жинау, тасымалда және дайындау шығындарын анықтаймыз:
Зстп= 9132,3*885 = 8082085,5 тг.
Ұңғыма амортизациясына, ұңғымада жұмыс ңстейтін жұмысшыларға, зейнетақы фондына
Жалпыөндірістік шығындарды мына формуламен анықтаймыз:
Зопр = 25*(1633311,855+1852600+185260+25204500+8082085,5+2520
450)/100 =9869551,8387 тг
Өндірістен тыс шығындар:
Звп= 1*39478208/100 = 394782,08 тг
Шараны енгізгеннен кейінгі шығындардың есептелу нәтижелерін 2.3 кестесіне
1 мың м3 газдың шараны енгізгеннен кейін өзіндік
С2=39478208/9132,3= 4352,5тг/мың м3.
Осыдан, жыл соңына қарай ұңғыма бойынша 1 мың
Ингибиторды енгізгенге дейін және енгізгеннен кейінгі калькуляция статьяларына
Бір ұңғымада шараны өткізуден болған жылдық экономикалық эффект
Кесте 3.3
Шараны енгізгеннен кейін пайдалануға кеткен жылдық шығындар
Калькуляция статьяларының аталуы Сумма, тг
Электроэнергия 1 633 311,855
Ингибиторды қолдануға кеткен шығындар 2 956500
ЕАҚ 1 560 000
Әлеуметтік алымдар (31 %) 185 260
Ұңғыма амортизациясы 25 204 500
Газды жинау, тасымалдау және дайындау 8 082 085,5
Ағымдағы жөндеу жұмыстары 2 520 450
Жалпыөндірістік шығындар 9869551
Өндірістен тыс шығындар 394782
Барлығы 81 805 574,35
Кесте 3.4
Шараны енгізгенге дейін және енгізгеннен кейінгі технико-экономикалық көрсеткіштер
Шығындар статьялары Шараны енгізгенге дейін Шараны енгізгеннен кейін
Газды өндіруге кеткен электроэнергия шығыны, тг 1 254
Ингибиторды қолдануға кеткен шығын, тг — 2956500 +2
ЕАҚ, тг 1 560 000 1 560 000
Әлеуметтік алымдар (31%),тг 483 600 483 600 —
Ұңғыма амортизациясы, тг 25 204 500 25 204
Газды жинау, тасымалдау және дайындау, тг 6 206
Ағымдағы жөндеу жұмыстары, тг 2 520 450 2
Жалпыөндірістік шығындар, тг 9 306 022 9869551 +563
Өндірістен тыс шығындар, тг 372 240 394782 +22
Барлық шығын, тг 46 908 092 52 704
3.4 кестенің жалғасы
Газ өндіру, мың м3 7013,47 9132,3 +2118,83
1 мың м3 газдың өзіндік құны, тг/тыс. м3
Экономикалық эффект, тг 2 023 482,65
4 Еңбекті қорғау
4.1 Жаңажол кен орнында қауіпті және зиянды өндірістік
Жаңажол кен орнының өнімді қабаттарында күкіртсутектің құрамы едәуір
Сонымен қатар, Жаңажол кен орнындағы зияанды және қауіпті
Мұнай заттектер – күкіртті ангедрид, диэтилонгликоль, метанол, ингибиторлар
Өндірістік факторлар – газ, конденсат,мұнай ,метанол және басқа
Жаңажол кен орнының объектілеріндегі шуыл мен тербелістердің көздері
Жаңажол кен орны объектілеріндегі жұмыстардың көбі бақылау
Еңбек қауіпсіздігін сақтау шаралары
Еңбек қауіпсіздігінің басты мақсаты, өндіріс орнындағы зерттеудегі
Кен орынның зерттеу аймағының басшылары жұмысшыларды берілген барлық
Жұмысқа тұру барысында жұмысшылар медициналық қаралудан өтеді. Содан
Апат болған жағдайда: апатқа ұшыраған немесе сол апат
Еңбек қауіпсіздігін сақтау заңдарына сәйкес: денсаулығына келтірілген зақымдары
Өндіріс территориясында қауіпсіз жұмыстар жүргізу үшін
1. МГӨӨ және ұңғы алаңдарын, мұнай жинау
2. Әрбір өндірістік объект өрт сөндіру құралдарына ие
құрғақ құмы бар қорап, күректер, өрт сөндіргіштер және
3.МГӨБ территориясында темекі шегу тек арнайы бекітілген
4. Дәнекерлеу жұмыстары өнеркәсіп басшылығының рұқсаты бар адам
5. Барлық электр жетектері мен сорап электр жабдықтары,
Мұнай және газ буларының жиналуы мүмкін жерлерде қосымша
6. МГӨБ территориясында ішкі жану двигательдері бар көшпелі
7. Агрегаттар, машиналар, басқа да жабдықтар, сонымен
8. Қызмет көрсету үшін жұмысшыны 0,75 м –
9. Телемеханика желілерінде жұмыс жасау тек рұқсат арқылы
Өндірістік кәсіпорындарды жобалаудың санитариялық нормалары, кәсіпорынның аумағына,
Өндірістік орындар жылумен, вентеляциямен СН 245-71; СН 433-71:
Шу мен вибрацияға қарсы күресу үшін қорғану шаралары
Топтамалы өлшеу құралдары территориясында прожектор түріндегі жасанды жарықтандыру,
Кесте 4.1
Желдету түрлері
Тұрғын орын аты Жалпы көлемі м3 Бөлмедегі адам
Тұрғын бөлме 30 18 1,7 Жасанды (кондиционер)
Асхана 75 18 4,1 Жасанды (кондиционер)
Қызыл бұрыш 75 12 6,3 Табиғи
Жуыну орны 30 6 5 Жасанды (кондиционер)
Өрт жарылыс қауіпсіздігі.
Апаттық тоқтату жүйесі технологиялық бақылау жүйесінен тәуелсіз, бірақ
Жарылу және өртену қаупі бар бөлмелерде және сыртқы
Өртке шыдамды жетегі бар барлық апаттық клапандар жетекші
Тоқтатудың келесі төрт деңгейі қарастырылады:
1-деңгей, жабдықтарды орны бойынша тоқтату;
2-деңгей, негізгі шығару желісі шеңберінде қондырғыларды ажырату;
3-деңгей, технологиялық ақаулар болғанда барлық қондырғылармен
жүйелерді ажырату және қысымды төмендетпей оқшауландыру;
4-деңгей, кешенді толық тоқтату және қысымды төмендету;
Жабдықтардың өрт қауіпсіздік есебі.
Өрттің пайда болуынан және таралуынан автоматты қорғаныс жүзеге
Есеп: Бензинді №100 л/мин жылдамдықпен сыйымдылығы М=2000л
Шешімі: сұйықтықты кұюдың потенциалын анықтайық. Электрлік бензинмен
Q=q∙M=1,1∙10-81000=22∙10-6K
Егер цистернаның электрлік сыйымдылығын С=10-9Ф деп алсақ, онда
U=Q/C=(11∙10-6)/10-9=22∙103B
Берілген потенциалда цистерна мен жердің арасында ұшқын энергиясының
Е=CU2=0,5∙10-9 ∙484∙106=242∙10-3Дж
Бензиннің жануы үшін ұшқын энергиясы Еmin=0,9∙10-3Дж жеткілікті. Сондықтан
U2доп= 2Еmin/C=2∙0.9∙10-3/10-9
Uдоп=1.35∙103В
Потенциалды мүмкін мөлшерге дейін төмендету үшін жерсіздендіруді қарастыру
R≤Uдопt/Q=Uдоп∙M/Qv
R=(1,35∙103∙2000∙60)/11∙10-6∙100=36,8∙109Ом (t=60c)
Осындайда толық разряд уақыты:
Т=3τ=3RC=3∙73,6∙10-9=110,4c
Жарылыс өрт қауіпі бар ортада релаксация уақытының тұрақтысы
Онда цистерна корпусындағы потенциал мүмкін мәнінен аспайды.
U'=QR/t'=(22∙10-6∙106)/10∙60=3,66∙10-2B (t'=10мин)
мұндағы t'=10мин – сыйымдылығы 2000л цистернаға 100л/мин жылдамдықпен
Қорытынды: кәсіпорында қолданылатын технологиялық шешімдер
ҚР-ның қауіпсіздігі бойынша мемлекеттік бақылау құрылымдарының талаптарына жауап
Жаңажол кен орында гидрат түзілуімен күрес кезінде қорғану
Күкіртсутектің қауіпі мен гидрат қалыптасуға шалдыққыш газ құбырларындағы
Гидрат қалыптасу ингибиторларының арасында жұмысшылар үшін ең қауіптісі
Метанол буларының ауамен жануы кезіндегі жалынның максималды таралу
Кен орнында өндіріс объектілерінің жарықтандыру жүйелері қарастырылған.
Метанолмен жұмыс кезінде бумен дем алу және терінің
Метанолмен улануды алдын алудың негізгі құралдарының бірі бұл
Электірлі құралдарды, жарықтандырғыштармен тағы да басқа қондырғыларды қолдану
5 Қоршаған ортаны қорғау
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау
Атмосфераны тиімді қорғау үшін ҚР “Атмосфералық ауа туралы”
- ҚР нормативтік актілерін және қалдық тастаудың нормативтік
- ұңғыманы сынау бағдарламасы минимумға жеткізілуі керек;
- ұңғыманы сынау барысында мұнайды өртеу үшін жанған
- химиялық реагенттерді тасымалдаудың, сақтаудың және дайындаудың жабық
- мониторинг жүргізу.
Мұнай өндірісіндегі жағымсыз әсерді азайту үшін келесі шаралар
- мұнайды жинаудың арынды жүйесін герметизациялау;
- мұнай өнімдерін жинау және дренаждауға ЕПП-16 дренаждық
- СНИП Ш-42-80 сәйкес құбырлардың пісірілген қосылыстардың тігістерін
- сырттық (изоляциялық жабын) және ішкі коррозияны басу
Атмосфераны қорғау шаралары
Атмосфераның зиянды заттармен ластануын азайту үшін қауіпсіздік техникасын
Ауа сапасы ПДК көрсеткішінің сапасы көмегімен бағаланады, j=Ci/ПДКi
а) ауаның қауіпті жылдамдығы – ұйымдасқан қалдықтардан
б) желдің қауіпті бағыты, яғни тірі массивке
в) атмосфераның қауіпті тұрақты жағдайы, әрбір 100 метр
г) температуралық алмасу – ауа температурасының жерге жақын
Мұнай және газ өндірісі кәсіпорындары: Ақтөбе облысында –
Автокөліктерден бөлінетін қалдықтардың негізгі массасын әлі күнге дейін
Атмосфераны негізгі ластайтын заттар: күкірттісутек, көмірсутегі, меркаптандар, күкірт
Мұнай кен орны, пештер және т.б. ластанудың 4-ші
Су қоймасы және жер сфераларына жыл сайын
Атмосфераның химиялық ластануы. Жаңажол кен орнының атмосфераға әсер
Жаңажол кен орнының өнеркәсіптік алаңында ластаушы заттардың 30
Ұйымдастырылған көздерге қазандардың түтіндік мұржалары, топтық өлшеу
Ұйымдастырылмаған көздерге сальникті, фланецті қосылыстардың, бақылау және жапқыш
Ұйымдастырылған көздердің жалпы саны 5 (қалыпты режим) және
Жаңажол кен орнында жобаланған жұмыстар барысында атмосфераны негізгі
-іштен жану қозғалтқыштарында жанармай жағу;
-ұңғыманы сынау барысында қабат флюидтерін алаулы оттықта жағу;
-қалдықтарды өртеу;
-мұнайы бар шламдарды жылулық десорбциялау;
-шаңдану.
Жаңажол кен орнында барлау жобасы бойынша атмосфераға тасталатын
Атмосфераға шығарылатын зиянды қалдықтарды азайту шаралары:
Атмосфераға шығарылатын зиянды заттың шығарылуын азайту үшін негізгі
а) НТУ мерзіміне технологиялық регламент жасау;
б) апаттық жағдайларға персоналды күреске үйрету;
в) өртке қарсы нормалар мен ережелерді орындау;
г) ЖЖТ төгілуін (жанар жағар май) болдырмау;
д) өндірістік қалдықтарды белгіленген орындарда сақтау;
Ластаушы заттардың тастандыларын азайтуға тікелей бағытталған шараларға келесілер
Резервуарлар мен фазалар бөлінуінде (су-мұнай) сұйықтықтың деңгейін автоматты
Резервуарларда қатпайтын ауа клапондарын қолдану, есебінен көмір сутек
Жоғарыда көрсетілген мұнай өндіретін обьектілердің зиян әсерлерін төмендетуге
Су ресурстарын қорғау
Су алаптарының мұнай өнімдерімен ластанудан қорғау.Пайда болуына байланысты
Өндірістік тұрақ сулар әр түрлі технологиялық үрдіс кезінде,
Тұрмыстық тұрақ суларға қоғамдық және тұрмыстық объектілерден келіп
Атмосфералық тұрақ сулар дегеніміз – қар еруі мен
Су алаптарына келіп құятын зиянды ластаушы заттар үшке
Тұрақты сулардағы минералды ластаушы заттар бұлар тұздармен, қышқылдармен,
Мұнай пленкалары өзен беттерін жауып әр түрлі газдылы
Тұрақ суларды тазарту әдістері; Қазіргі уақытта төрт түрі
Механикалық әдіс әр түрлі механикалық жабдықтар көмегімен, құм
Химиялық әдіс бойынша тұрақ суларға химиялық енгізіліп ластандырғыштармен
Биологиялық тазарту. Тұрақ сулардан әр түрлі органикалық заттарды
Сонымен қатар жер асты суларының ластануының төмендету шараларын
Ағым суларымен сұйық көмірсутегтердің төгілу кезіндегі сорғыту жүйелерін
Су алуды шектеу және қабылданған мелистерді сақтау;
Тереңдік қондырғылардың төменгі жақтарын қадағалап отыру;
Мұнай немесе техногенді судың ағып кетуі мүмкін құбырлар
Техникалық су жинау жерлерінде судың беттікке шығып кетуін
Мұндағы өндіру барысында үстіңгі сулы қабаттар мұнаймен және
Өндірістік және тұрмыстық ағынды сулардан, сондай-ақ ыдыстардан, құбырлар
Мұнаймен бірге өндірілетін ілеспе қабат суы - минерализациясы
Жана Жол кен орны, Жем және Атжақсы өзендерімен,
Жем өзені Родник ауылынан 20 км жерден шығысқа
Территория жерінде өзен шалғайының ендігі 2,5 – 3
Өзеннің химиялық құрамы тек мезгіл бойынша ғана емес,
Жем өзенінің гидрогеологиялық сипаттамасы.
Су жинау ауданы, 2930 мың м2, жылдық су
Орташа жылдық су шығыны;Көп жылдық кезең бойынша –
Максималды су шығыны; 1 % -ға қамтылған –
Максималды орташа айлық су шығыны ( Жаз –
Су бетінің булану,мм Орташа – 1050,3%-ға қамтылған –
Жылы кездегі орташа шөгінділер (ІV – Х), мм
Атжақсы өзені Жем өзеніне оң жақтан құяды. Ұзындығы
Сапасы жағынан Жем өзені лас суларға жатады (V
Жер ресурстарын қорғау
Жер қойнауын қорғау дегеніміз – фонтанды ұңғы атқылауын,
Топырақ пен жер қойнауын қорғау үшін жобада келесілер
ҚР нормативтік актілерін және заңдарын сақтау;
қалдықтар шығармайтын және қабат флюидтерінің төгілуін болдырмайтын барлама
улылығы аз бұрғылау ертінділерін және жуу сұйықтарын, сондай-ақ
нақты жолдар бойынша көліктер қозғалысы;
ескі нашар цементтелген ұңғылардан күкірттісутегінің жер қабатына жайылуын
ұңғыларда ақаудың немесе басқа себептердің болуына байланысты мұнайдың
өндірістік операциялар аяқталғаннан кейін қалпына келтіру жұмыстарын жүргізу;
мониторинг жүргізу.
Геологиялық ортаға әсер ететін мүмкін негативті әсерлер:
- кен орынды пайдалану кезінде және ұңғыларды бұрғылау
- автокөліктің қозғалысы кезінде топырақ түзуші субстраттардың бұзылуы,
Мұндай негативті әсерлерді азайту үшін келесі шараларды іске
ластану потенциалы және қоршаған ортаға әсері минимал материалдарды,
ұңғыларды пайдалану кезінде ластаушы заттардың көлемін минималдау;
қауіпсіз көму үшін максималды утилизациялау, қайта өңдеу.
Жер қойнауын ластайтын деңгейді төмендететін шаралар 4-ке бөлінеді:
ұйымдастырылған шаралар;
технологиялық шаралар;
проектілі-конструкциялық шаралар;
санитарлық-эпидемияға қарсы шаралар.
Ұйымдастырылған шаралар: қалдықтармен айналысатын ұйымдар, кен орын территориясы
Жануарлар және өсімдіктер әлемін қорғау бойынша жобада келесі
ішкі құжаттарды және ҚР нормативтік актілерімен заңдарды сақтау;
жануарлар және құстар тіршілік ететін жерлерге жақындауды шектеу;
ұңғымаларды сынауды күндізгі уақытта жүргізу;
бондық қоршаулардың болуы;
көліктердің жылдамдығын шектеу және олардың нақты айналым бойынша
жер қойнауына, өсімдіктер әлеміне зиянды әсері бар химиялық
жануарлар және өсімдіктер әлемін қорғау және аң аулауға
мониторинг жүргізу.
Флора мен фаунаның жағдайы туралы жалпы мәлімет және
Жаңажол кен орнын қоршаған территорияның өсімдік жамылғысы флораның
Аумақтың өсімдігі табиғаттың қатаң жағдайында тіршілік етеді. Климаттың
Қазіргі уақыттағы жануарлар әлемі бұл аймақта өте тапшы.
Мұнай газын факелде жаққанда ластауышы заттардың тасталым есебі.
Жоғары факелді қондырғыда газды жаққандағы меншікті тасталымдары 5.1
Кесте 5.1
Жоғары факелді қондырғыда газды жаққандағы меншікті тасталымдары
Зиянды заттар Меншікті тасталым г/г Тасталым қуаты г/с
Көміртек оксиді (со) 0,0200 0,119 3,7578
Азот оксиді (ИО2) 0,0030 0,0178 0,56134
Көмірсутекте (СИ) 0,005 0,002979 0,0939
Күйе 0,0020 0,011916 0,3757
Тасталым қуаты келесі формуламен есептеледі.
М; =1000 * Vт * Вг * Рг
Мұндағы Vт –
Вг - Мұнай газының көлемдік тығыны м/с
Р – мұнай газының тығыздығы кг / м
Mi (co) = 1000 * 0.02 * 0.006
Mi (NO) = 1000 * 0.003 * 0.006
Mi (Cn) = 1000 * 0.0005 * 0.006
Mi (күйе ) = 1000 * 0.002 *
Ластаушы заттардың жалпы тасталымы келесі формуламен есептеледі:
П1 = 0.0036 * j * Mi
П i (co) = 060036 * 8760 *
П i (NO) = 0,0036 * 8760 *
П i (Cn) = 0,0036 * 8760 *
П i (күйе ) = 0,0036 * 8760
ҚОРЫТЫНДЫ
Дипломдық жоба, кафедра берген тапсырма бойынша және құрастырылған
Дипломдық жобада Жаңажол кен орында гидрат түзілуімен күресу
Қарастырылған шараларды қорыта келсек, Жаңажол кен орынның қазіргі
- Жаңажол кен орынның газын гидрат түзілуіне
- 400 -500м тереңдікке айыру –клапандарын
- Эксперименттік жолмен 1000м³ шығатын және gк
- Коррозия мен гдрат түзілу ингибиторларының жекеше
- Гидрат түзілуін болдыртпау мақсатында қысымды төмендету
- Дроссельдеу құрылғылардың және қысқа құбыраралық аймақтарының
- Метанол шығының болдыртпау мақсатында, сумен араласқан қоспалардан
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
А.И.Ширковский «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»
В.Ф. Шматов, Ю.М. Малышев «Экономика, организация и планирование
В.С. Бойко «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», М.,
В.И.Щуров «Технология и техника добичи нефти», М., изд-во
Годовой отчет НИИ ОАО «СНПС – Актобемунайгаз» за
Годовой отчет отдела по исследованию проблем добычи и
Ғ.М.Нұрсұлтанов, Қ.Н.Абайұлданов «Мұнай және газды өндіріп, өңдеу», Алматы,
Джиембаева К.И., Насибуллин Б.М. «Ұңғы өнімдерін жинау және
И.М.Муравьев, В.И.Ямпольский «Основы газлифтной эксалуатации скважин», М., изд-во
«ҚР мұнайгаз өнеркәсіптік қауіпсіздік нормалары» – Алматы,
М.М. Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И.Брагин, «Нефтегазопромысловая геология», М.,
«Мұнай және газ» нормативтік құқықтық актілер жиынтығы, Алматы,
Научно-исследовательский институт по разработке нефтегазовых месторождений
14. Научно - исследовательский институт «Гипровостокнефть» «Технологическая схема
15. Научно-исследовательский институт «Гипровостокнефть» «Дополнение к технологической схемы
16. Тайкулакова Г. С. «Экономическая эффективность внедрения
17. Тяжин Ж.Т «Еңбекті қорғау» әдістемесі. А.
1999-2000 ж.
18. Х.А.Калабаев «Методические указания к выполнению организационно-экономической части
0907 «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
19. Ю.В.Зайцев, Р.А.Максутов, О.В.Чубанов, Ш.Т.Джаффаров «Справочное пособие по
Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
Мұнай, газды жинақтау, дайындау, тасымалдау және игеру технологиялары мен принциптері
Қарашығанақ мұнай-газ конденсат кен орны
Боранқұл кен орны
Жаңажол кен орны жайлы
Жаңажол кен орны жайында
Периодты газлифтілі ұңғыманың жабдығының көрсеткіштері
Октябрьск мұнай кен орны
Жаңажол кен орны бойынша өндіру ұңғыларының солт
Ақыртөбе жерасты газ сақтау қоймасы