Газлифтілі ұңғы өнімділігінің көрсеткіштері
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ________________________________________________________
КЕН ОРНЫНА ЖАЛПЫ ШОЛУ________________________________
Стратиграфия______________________________________________
Тектоника_________________________________________________
Өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеттері___________________
Мұнай, газ және судың физикалық қасеттері____________________
ЖАҢАЖОЛ КЕН ОРНЫНДАҒЫ ФОНТАНДЫ ҰНҒЫНЫҢ ГАЗЛИФТІГЕ АУЫСУЫНЫҢ ТҰЖЫРЫМДАМАСЫ_____________
2.1Ұңғының қалайлы жұмыс режимін тандау______________________
2.2 Жаңажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) жабдығын
2.3 Жаңажол кен орнындағы үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) пайдалану
2.4 газлифтілі ұңғының жер асты жабдығының жинастыру схемасын анықтау________________________________________________________
2.5 газлифтілі қондырғының есебі______________________________
2.6 жаңажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифт әдісіне
«ОКТЯБРЬСКМҰНАЙ» МҰНАЙГАЗӨНДІРУШІ БАСҚАРМАСЫНЫҢ ҰЙЫМДАСТЫРУ МІНЕЗДЕМЕСІ___________
Негеізгі және көмекші өндірістерді ұйымдастыру________________
3.2 «Октябрьскмұнай» мұнайгазөндіруші басқармасының еңбек пен еңбек ақына ұйымдастыру
3.3 Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техникалық-экономикалық көрсеткіштерін талдау____________________________________________
3.4 Газлифтілі ұңғы өнімділігінің көрсеткіштері____________________
ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ_______________________________
4.1 Мұнайгаз өндіру кәсіпорындағы өртке қарсы шаралар және техника
4.2 газлифт қондырғыларын пайдалану кезіндегі еңбекті қорғау және қауіпсіздік
4.3 «Октябрьскмұнай» МГӨБ апатты жою жоспары_________________
4.3.1 Күкіртсутекті ортада жұмыс істеу кезіндегі техника қауіпсіздігінің жалпы
4.3.2 Объектідегі өртке қарсы шаралар___________________________
4.3.3 Мұнай ұңғысын өрттен сөндірудің есебі_____________________
ҚОРЫТЫНДЫ__________________________________________________
ҚОЛДАНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР______________________________________
ҚОСЫМША____________________________________________________
АНДАТПА
Техникалық – технологиялық бөлімінде Жаңажол кен орнындағы фонтанды ұңғының
Газлифтілі жағдайдың компрессорлы және компрессорсыз түрі болады. Газлифтілі пайдалану
Жаңажол кен орнында алғашқы кезде үздіксіз - компрессорлы газлифт
2001 жылы ұйымдастыру – технологиялық шараларында 25 ұңғы үздіксіз
Үздіксіз газлифт әдісіне ауыстырылған ұңғы өнімі КҚ – І
Айдаушы агенттің шығыны, өндірілетін өнім, жұмыс істеуге кететін шығын
Жер асты жабдығында 5 клапан берілген, осы берілен 5
КІРІСПЕ
Қазақстан - ірі мұнай державасы. Геологиялық қоры бойынша ТМД
Республиканың батыс аймағының тұрғындары мұнайды ежелгі уақытта тапқан. Төмен
1899 жылы Қарашшңгүл кен орында 38 – 275 метр
Ақтөбе облысы мұнайының 70 жылдық тарихы бар. Алғаш
Кенқияқ кен орны тұз үсті комплексі 1959 жылы табылып,
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы
Суға қарағанда мұнайдың құралы күрделілеу. Одан тек қана бензин,
Газлифтілі жағдайдың компрессорлы және компрессорсыз түрі болады. Бірінші жағдайда,
Газлифтілі пайдалану әдісінің басқа механизацияланған әдістерден ерекшелігі келесіде :
Жаңажол кен орнында алғашқы кезде үздіксіз - компрессорлы газлифт
1 Геологиялық бөлім
1 Кен орнына жалпы шолу
1.1 Стратиграфия
1.2 Тектоника
1.3 Өнімді қабаттардың оллекторлық қасиеттері
1.4 Мұнай, газ және судың физикалық химиялық қасиеттері.
1 КЕН ОРНЫНА ЖАЛПЫ ШОЛУ
Жаңажол кен орны Ақтөбе облысы Мұғалжар ауданының
орналасқан. Кен орны 1978 ж № 4 ұңғымамен ашылды,
Әкімшілік-аумақтық бөлінісіне кен орны Ақтөбе облысы, Мұғалжар
ауданының құрамына кіреді. Кен орны Қандыағаш қаласының оңтүстігіне қарай
Жаңажол құрылымының солтүстік-батысына қарай 35 км-де Кеңқияқ мұнай-газ кен
Аумақтың жер бедерінің жазықтығы желдің қарқынды болуына жағдай туғызады.
Гидрографиялық жүйе үзіксіз ағындағы 3 өзеннен тұрады. Олардың ішіндегі
Темір өзені бастауын Темір ауданының Георгиевка поселкесінің слотүстік-батысына қарай
Тамды өзені бастауы Шабаевск поселкесіндегі бұлақтан алып, Елек өзеніне
Сонымен қатар үздіксіз ағыны жоқ, жиі кеуіп қалатын 4
өсімдіктің қалыптасуы атмосфералық жауын-шашын есебінен жүзеге асады. Табиғи жайылым
1 кесте - Ембі метеостанциясы бойынша ауаның айлық және
Сыртқы ауаның абсолютті минималды температурасы -42 С.
Сыртқы ауаның абсолютті максималды температурасы +43 С.
Айлар І ІІ ІІІ ІV V VІ VІІ VІІІ
Орташа температура, 0С -13,2 -14 -7,3 6,2 15,7 21,4
2- кесте - Желдің қайталануы, бағыты, жылдамдығы туралы
13 сағаттағы ауаның айлық орташа шартты ылғалдығы:
салқын айда -77%
ыстық айда -29%
Қыстағы қар жамылғысының қалыңдығы - 20см. Өсімдік жамылғысы шөлейтке
Ай Жел бағытының қайталануы, % Желсіз уақыт-тын қайта-
лануы,%
Бағыты бойынша желдің орташа жылдамдығы, м/с
С Св В Юв Ю Юз З Сз
Қаңтар 9/3 28/3,5 10/3,9 15/5,2 14/4,7 5/4,5 5/4,5 4/4,3
Шілде 18/4 20/3,7 8/3,5 8/3,7 7/3,4 10/3,8 12/4,2 17/4,6
Орташа жылдың қайталануы,% 13,5 24 9 12,5 10,5 12
1.1 Стратиграфия
Жаңажол кен орнының геологиялық қималары, шөгінді қалыңдығына
Тау жыныстарының саны, сапасы және интервалы бойынша
3-кесте - Қиманың литологиялық мінездемесі
Орналасу аралығы, м Жыныстың аталуы Қалыңдық құрамының мөлшері, %
1 2 3 4
0,5 Саздақ 100 Саздақ
5-8,5 Құм
Саз
Мергел 50
30
20 Сұры құм
Сұрғылт-жасыл саз
Ақшыл-сұры мергелдер
85-475 Саз
Құм
Құмайт 50
30
20 Сұры, тығыз саз
Ұсақ-қиыршықты құм
Сұры құмайт
475-600 Саз
Құм 50
50 Түрлі қиыршықты, сұры саз
Қатпарлы, сұры құм
600-800 Саз
Алеврит
Құмайт 50
35
15 Слюдалы, сұры саз
Орташа
қиыршықты, сазды алевролит
Кварцты-қиыршықты құмайт
800-2290 Саз
Құмайт
Алевролит
Ангидрит 65
15
15
5 Сұп-сұры, тығыз, ізбістас, ұсақ қиыршықты саз
Ұсақ қиыршықты, ізбасты құмайт
Жұқа қатпарлы алевролит
Сұры, сілімді, қатты ангидрит
2290-2400 Тасты тұз
Ангидрит
Саз 55
40
5 Ақ, кристалды, тасты тұз
Сұры, тығыз, сілімді ангидрит
Сұрғылт-жасыл саз
2400-2450 Аргиллит
Алеврит 75
25 Сұры, тығыз, слюдалы аргиллит
Сұры, сазды алевролит
2450-2560 Аргиллит 55 Құмайт пен гравелит қабатшаларынанқұралған аргиллит
2560-2690 Ангидрит
Аргиллит
Ізбістас
доломит 30
30
30
10 Сұп-сұры, ірі кристалды ангидрит
Сұп-сұры аргиллит
Ашық-сұры ізбістас
Ашық-сұры, ақ, жарықшақты доломит
2690-2760 Ізбістас
Аргиллит 90
10
Сұры, микрокристалды доломиттелген, кеуекті қуысты ізбістас
Сұп-сұры, тығыз, қатпарлы аргиллит
2760-3310 Ізбістас
Аргиллит
Алевролит
Құмайт
Доломит 45
25
15
10
5 Ашық-сұры, жарықшақты, қуысты ізбістас
Жасыл-сұры, тығыз аргиллит
Сұры, қатпарлы алевролит
3075м тереңдіктегі терригенді жыныстар аргиллитті, алевролитті боп келеді
Қатпарлы құмайтты, сұры доломит
3310-3540 Ізбістас
Аргиллит
90
10
Сұры, органогенді, жарықшақты, қуысты ізбістас
Сұры, тығыз аргиллит
3540-3900 Ізбістас
Аргиллит
90
10 Сұры, органогенді жарықшақты, қуысты ізбістас
Сұры, тығыз аргиллит
Жаңажол кен орнының шөгінді қалыңдығының қимасы таскөмір жүйесі (төменгі,
Орташа карбон (С2) Башқұрт және Мәскеу жік қабаттарымен көрсетіледі.
Жік қабаттың ашық қалыңдығы шамамен 108-156 м аралығында. Олар
Подольск қабатының төменгі бөлігі сазтастар, құмайт, құмайттастар, алевролиттер, қалыңдығы
Касимов жік қабаты металлогиялық қатынас бойынша көп бөлігінде әктаспен
Оңтүстік және оңтүстік батыстағы Гжель жік қабаты 65-85 пайызды
Пермь жүйесі (Р) Р1 төменгі және Р2 жоғарғы бөлімдерімен
Құңғұрдың жоғарғы бөлігінде негізгі қалыңдығы 4-84м болатын ангидриттермен құрастырылған
Триас, юра және бор жүйесі түзілімдері терригенді жыныстармен саз,
1.2 Тектоника
Тектоникасы жағынан Жаңажол кен орны аймағы Орал
аумағынан Ащысай және Солтүстік Көкпекті жарылымдарымен бөлінген Каспий маңы
Жаңажол түзілімі осьтік ұзындығы 28 км және субмеридианды
созылымның брахиантиклинді қатпары болып табылады. Қатпар жергілікті 2 көтерілімнен
Бұрғылауды зерттеу бөлімінде түзілім амплитудасы 250 метрді құрайды.
Қиманың барлық көкжиегінде құрылымдық формасы сақталған.
1.3Өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеттері
Жоғарғы карбонат қабаты қималарын салыстыру нәтижесінде газ конденсат және
Барлық бумалардың литологиялық жыныстары әктастармен, доломиттермен және олардың арасындағы
Өнімді жыныстар тілігінде доломиттер кең таралған. Бұл битумнан сіңірілген
“Б” бумасында 7 ұңғы бойынша кеуектіліктің 215 үлгісі және
“В” бумасы бойынша кеуектілікке 164 анықтама, өткізгіштікке 82 анықтама
“В” бумасы кернмен сипатталмайды. Оның барлық өлшемдері “В” бумасы
Алғашқы карбонат қалыңдығы (КҚ-I) әктастармен, доломиттермен және олардың алмаспасы
Өнімді бумалардың коллекторлық қасиеттеріне керн және геофизикалық зерттеулердің
Газ телпектеріндегі “А”,”Б” және “В” бумаларының газға қаныққандығы 79пайыз,
Ұңғыны геофизикалық зерттеу нәтижесі бойынша кеуектіліктің орташа мәні: “А”
Стратиграфия бойынша “Г” бумасы Мәскеу жік қабатының Кашир горизонтымен,
Жобалауға кеуектіліктің келесі мәндері ұсынылады: Г бумасында Г-І -9,5пайыз,
Өнімді бумалардың өткізгіштігін негіздеуге гидродинамикалық және геофизикалық зерттеулерінің, керн
Жобалауға өткізгіштіктің келесі мәндері ұсынылады: “Г” бумасы бойынша –І-0,0185мкм2,
Жалпы мұнай қаныққандылығы тек ұңғыларға жүргізілген зерттеулер нәтижесіне байланысты
Өнімді бумалар мен олардың жеке қатшаларының қалыңдықтары шөгінділер жағдайына
КҚ-І өнімді қабаты бойынша “А”, “Б”, “В” және “В1”
“А” бумасының жалпы қалыңдықтары 2,4метрден 89,4метрге өзгереді, жалпы тиімді
Орташа есеппен мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы 12м, газға қаныққандылығы -26м.
Орташа есеппен, шоғыр бойынша мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы 12м, газға
“В” бумасында да “Б” бумасы сияқты қалыңдықтары арасында үлкен
Орташа есеппен, мұнайға қаныққандылығының қалыңдығы оңтүстік күмбезде -13м, солтүстік
В бумасы қалыңдығы 28,2 метрден 73 метрге дейін, “В1”
Орта есеппен мұнайға қаныққандылығының қалыңдылығы оңтүстік күмбезде 5,6м, солтүстік
ГВ-ІІІ бумасының мұнайға қаныққандылығының максималды қалыңдығы 30,2м, ГН-ІІ-71,2м, Дв-І-115,4м,
1.4 Мұнай, газ және судың физикалық қасиеттері
Жаңажол кен орны газы мен мұнайының қасиеттері 9 ұңғыға
«Эмбанефть» бірлестігі, ЦНИЛ «Атырау мұнайгазгеология» бірлестігінің орталық зертханасы, «КАЗНИГРИ»
«КАЗНИГРИ» мұнай жіне газ геохимиясы зертханасы, «Волгоград НИПИ мұнай»
Тереңдік сынамаларын стандартты газдау кен орнындағы бөлуші құрылғылар жұмысына
Есептеу мен тәжірибе бөлудің келесі жағдайларында жасалады:
Бөлу сатылары
1
2
3
4
Сынамалар тек 17 және 25 ұңғылар бойынша толық зерттелген.
Бұл ұңғымалар бойынша алынған мұнай және газ өлшемдерінің мәні
Жаңажол кен орнында КҚ-І жоғарғы карбонат қабатын сынамалауда 7
Химиялық құрамы жағынан бұл су хлоркальций типіне жататын жоғары
2 ЖАНАЖОЛ КЕН ОРНЫНДАҒЫ ФОНТАНДЫ ҰҢҒЫНЫҢ ГАЗЛИФТІГЕ АУЫСУЫНЫҢ ТҰЖЫРЫМДАМАСЫ
/8/ әдебиет бойынша 1983 жылдың қазан айынан бастап Жанажол
Қазіргі уақытта Жанажол кен орны: /9/ әдебиеттегі бекітілген
Отандық мұнай салаларының ұқсас келуіне байланысты кен орындары өзгеше
Игеру технологиясы мұнайды аралас ығыстырумен аяқталады, яғни газ бүркемесіндегі
Рпл > Sсм • gН,
Кен орнын игеру өлшемінде (ұңғының сулануы, өндіруші ұңғының іріктеу
Рпл ≤ ρсм • gН,
«Гипровосткнефть» институты жасанды фонтандауды жалғастыру варианты бойынша сулану 20
/10/ әдебиет бойынша Жанажол кен орнындағы 127 ұңғыны ауыстыру
Жаңажол кен орнында алғашқы кезде үздіксіз компрессорлы газлифт жағдайын
Осы жағдайға сәйкес орта өнімді және жоғары өнімді ұңғылардың
Q = 4•104/H,
Мұнда; Q – ұңғы өнімі, м3/тәу;
Н – сұйықтың көтерілуінің биіктігі, егер ұңғының динамикалық
Карбонатты қалыңдық – І (КҚ-І) : Н = 2800
КҚІ үшін: Q = 4•104 /2800 = 14,3 м3/тәу
Карбонатты қалыңдық - ІІ (КҚІІ) үшін: Q = 4•104
Демек, үздіксіз газлифт әдісіне ауыстырылған ұңғы өнімі КҚІ және
/11/ әдебиет бойынша:
Газлифтілі әдіспен пайдалану кезіндегі ұңғы конструкциясын жоспарлауда газ ұңғысы
Түптік қысымды анықтайтын компрессорлы көтерудің есебі:
Рзаб = Р1 + Р2 + Р3 +Рб
Мұнда Р1 – төменгі интервалдағы қабат суының бағанадағы гидростатикалық
Р1 = H1V1 = 1000•1,02/10 =
10
Мұнда Р2 - ортаңғы интервалдағы газмұнай қоспасы бағанының
Р2 = H2V2 = 1500•0,667/10 =
10
Мұнда, Р3 – жоғарғы интервалдағы мұнайгаз қоспасы бағанының гидростатикалық
Р2 = H3V3 = 650•0,764/10 =
10
Рб - буферлі қысым = 12 кг/см2
Рпат - ұзындығы 1600 м болатын СКҚ ішіндегі
қысым = 4 кг/см2
Рзаб = түптік қысым = 252 кг/см2
Қабаттағы депрессия: ∆Р = Pпл – Pзаб = 268
2.1 Ұңғының қолайлы жұмыс режимін таңдау
Жаңажол кен орнының ұңғыларында газ факторын дәл анықтау мүмкін
Ұңғының жұмыс режим үлгісін іріктеп алғанда қолайлы жұмыс режимін
Дәл осы ұңғының технологиялық жұмыс режиміне лайық ұңғының 5
4 кесте – Зерттеу мәліметтері
Нүктелер
Саны Күні Жұмысшы
Агенттің
тәуліктік
шығыны,
м3/тәулік Орташа тәуліктік
өнім, т Су, % Жұмысшы агенттің меншікті шығыны, м3/тәу
мұнай су барлығы
І 20-23/V 19300 8,7 286,2 294,9 97,0 66
ІІ 18-19/V 20700 10.0 297,5 307,5 97,0 68
ІІІ 4-10/V 22400 13,2 301,8 315,0 97,0 71
IV 11-12/V 24000 10,2 300,3 310,5 97,0 77
V 13-16/V 25200 11,5 287,5 299,0 96,0 82
Ұңғыны қондырылған жұмыс режимінде жұмысшы агенттің айдалуы жүзеге асуы
Q=f (V0) параболасының қисық түрі төрт сипаттамасы нүктені
(1 сурет).
1-ші нүкте – координат басынан алшақтау орналасқан, себебі, лифт
2-ші нүкте – жұмысшы координат басынан перпендикуляр түсіру керек.
3-ші нүкте – Q=f(Vo) ұңғысының иілу нүктесі. Ол ұңғыдағы
4-ші нүкте – егер жұмысшы агеттің ұңғыға айдалуы жалғасса,
І және ІІІ қисығында көрсетілгендей ұңғыға 22400м³/тәу жұмысшы агент
2.2 Жанажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) жабдығын
Газлифт әдісі арқылы газды пайдаланғанда беттік айдалатын және қабаттан
2001 жылы “СНПС – Актөбемұнайгаз” ААҚ-ы ұйымдастыру-техникалық шарада
Жанажол кен орнындағы газлифтілі пайдаланудың тнхнологиялық схемасы (2 сурет)
Газдың бір бөлігі газ жинау қондырғысынан (ГЖК) кейін 3,4
Газ газдайындау қондырғысының өнімі боп табылады, ол ОСТ –
5-кесте - Газдың массалық концентрациясы
Көлемдік
Компо-ннеттері,
% Азот Ме-тан Этан Про-
пан Изо-бутан 11 бутан (һо-
псптан) Н
Пен-тан Гек-
сан Тығыздық кг/м3
Жобалық мәлімет-тер 134 83,9 9,61 4,16 0,36 0,49 0,06
Нақты мәлімет-тер 2,45 82,7 8,12 4,76 0,65 0,95 0,24
Дайындалған газ (табиғи газ) /17/ әдебиетке сәйкес келуі керек.
6-кесте -Газдың массалық концентрациясы
Массалық
Концентрациясы ГОСТ – 5542-87 Тазартылған газ
(22.04.99)
Күкіртеу тегі 0,02 г/м3 0,015 г/м3
Меркаптанды күкірт 0,36 г/м3 0,032 г/м3
оттегі 1 % -
Мех. коспа 0,001 г/м3 -
Конденсат Жіберілмейді -
Газлифтілі компрессорлы станциядан кейін газ159х7 және одан әрі 89х5мм
-газдың жұмысшы қысымы – 160 кг/см2
-дайындау газының дәрежесі – ілеспе, тазартылған
-газ температурасы – 278 – 253 К
-қондырғы арқылы өткен жалпы газ шығыны – 24-640
-ұңғы желісінен өткізу қабілеті – 2830 м3/сағ.
-ұңғы желісінің блоктағы толық саны – 8 дана.
БГРА-2-ң жергілікті жүйесін бақылау технологиялық және ақпаратты блогынан тұрады.
2.3 Жанажол кен орнындағы үздіксіз компрессорлы газлифті (ҮКГ) пайдалану
Газлифтілі ұңғы жабдығы /13/ әдебиет пен /16/ әдебиетте қаралған
1) Мұнай ұңғысын үздіксіз газлифт әдісін қолданған кезде Л
қондырғысы қолданылады, ұңғыны игерудің автоматты қосылуын, сондай-ақ қабаттың қажетті
7-кесте - Периодты газлифтілі ұңғының жабдығының көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер ЛНП – 73Б – 35К2
1 ГОСТ 633-80 сәйкес келетін СКҚ шартты диаметрі, мм
2 Жұмысшы қысым Рр, МПа 21
3 ГОСТ – 632-80 сәйкес келетін пайдалану құбырлар тізбегінің
4 Газлифтілі клапанның шартты диаметрі, мм 25
5 Түсіру тереңдігі, м 3000
6 Ұңғылық орта
Мұнай,конденсат,табиғи және ілеспе газ,қабат суының құрабында 1 г\л механикалық
7 Ұңғы оқпанының тік бағыттан ауытқу бұрышы, рад 0,96
8 Ұңғылық орта температурасы, К артық емес 403
9 Габаритті өлшемі, мм Диаметр 17100
10 Салмағы, кг Жиналған түрде 440
505
11 ТУ26-16-10-76. 1НІТ сәйкес келетін пакер типі 2ПД-ЯГ-136-70-К2
12 Қабылдау клапаны, 1 дана КПП1-40К2
13 Ниппель, әрбіреуінде 1 данадан ЛНП.00101, 2 ЛН.001
14 Тізбектің айырғышы, 1 дана 4РК-73/136-35К2
15 Ұңғылық камера, 1 дана КТ-73Б/69-35К2
16
ГПТ-25-35К2
17 ТУ26-16-50-77 сәйкес келетін қапақ отырғызатын қондырғының өткізу тесігі
5Г-25-35-К2
Газлифтілі ұңғы жабдығының негізі бөлшектері: сорапты-компрессорлы құбыр (СКҚ), газлифтілі
2) Қазіргі газлифтілі қондырғы, ереже бойынша, ұңғының құбыраралық кеңістігінде
8-кесте - Ү435-135 (ҚХР) көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер Ү435-135
1 Отырғызу әдісі Гидравликалық
2 Жұмысшы қысым (Мах құлау қысымы) 35
3 Максималды сыртқы диаметрі, мм 135
4 Өткізу тесігінің диаметрі, мм 82,5
5 ГОСТ-633-80 сәйкес келетін пайдалану тізбегі құбырларының айыру пакерінің
168
6 Ұңғылы ортаның температурасы, К артық емес 393
7 Габаритті
өлшем, мм Диаметрі 135
Ұзындығы 610
8 Пайдалану тізбегінің ішкі максималды диаметрі, мм 146
Ү435-135 пакер қондырғысы қос пакерлі К ҮҮ435-135 аспап көмегімен
3) Ұңғыны фонтанды, содан кейін газлифтті әдіспен пайдалану үрдісі
Бұл ұңғының барлық жұмыстарын зерттегенде, түп маңын жууға, ұңғы
Осыны ескере отырып, ұңғыны пайдалану үрдісі кезінде негізі жұмысты
1)Ұңғылық камераның ось бойында РТ-2 камерасы және ZVТ-350
алынбалы-салынбалы газлифтілі клапаны орналасқан.
2)РТ-1 тұрақты ұңғылық камерасы және ZVG-350 тұрақты газлифтілі
клапаны.
9-кесте - Ұңғылық камераның ось бойында орналасқан РТ-2 камерасының
№ Көрсеткіштер РТ-2
1 Өткізу тесігінің диаметрі, мм 59
2 Максималды жұмысшы қысымы Рр, МПа 35
3 Ей сәйкес келетін жалғастырушы оймасы, дюйм. 27/8’’
4 Ұзындығы, мм 2080
5 Максималды сыртқы диаметрі, мм 114
6 Созылу беріктілігі, тн 60
7 ГОСТ-633-80 сәйкес келетін пайдалану тізбегі құбырының шартты диаметрі,
8 Ұңғылы ортаның температурасы, к(с) артық емес. 423 (150)
9 Массасы, кг 58
3) Газлифтілі клапандар – ұңғыға айдалатын газды автоматты басқаратын
10-кесте - РТ-1 тұрақты ұңғылық камерасының көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер РТ-1 1 Өткізу тесігінің диаметрі, мм
2 Максималды жұмысшы қысымы Рр, МПа 35
3 ЕЙ сәйкес келетін жалғастырушы оймасы, дюйм. 27/811
4 Ұзындығы, мм 820
5 Максималды сыртқы диаметрі, мм 114
6 Созылу беріктілігі, тн 60
7 ГОСТ-633-80 сәйкес келетін пайдалану тізбегі құбырының шартты диаметрі,
8 Ұңғылы ортаның температурасы, к(с) артық емес. 423 (150)
9 Массасы, кг 13
11-кесте - Алынбалы-салынбалы ZVТ-1 газлифтілі клапанның көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер XVT-1
1 Газлифтілі клапанның шартты диаметрі, мм (Дюйм) 25,4 (г)
2 Клапанның жұмысшы қысымы Рр, МПа 35
3 Зарядталған – сильфонның максималды қысымы, Р3, МПа 15
4 сильфонның тиімді ауданы, см2 2,0
5 Өткізу тесігінің диаметрі, мм 1/8’, 3/16’, ¼’
6 Сыртқы максималды диаметрі, мм 34,5
7 Ұңғылы ортаның температурасы, к (с) артық емес 373
8 Жалпы ұзындығы, мм 490
9 Массасы, кг 1,25
12-кесте - ZVG-350 тұрақты газлифтілі клапанның көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер ZVG-350
1 Газлифтілі, клапанның шартты диаметрі, мм (Дюйм) 25,4 (о’’)
2 Клапанның жұмысшы қысымы Рр, МПа 42
3 Зарядталған – сильфонның максималды қысымы Р3, МПа 15
4 сильфонның тиімді ауданы, см2 2,0
5 Өткізу тесігінің диаметрі, мм 1/8’, 3/16’, ¼’
6 Түсіру тереңдігі, м 3500
7 Ұңғылы ортаның температурасы, к(с) артық емес 393 (120)
8 Жалпы ұзындығы, мм 425
9 Массасы, кг 1,1
4) КЦВГ айналмалы клапаны.
13кесте - КЦВГ айналмалы клапанның көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер КЦВГ-25-35 К2
1 Шартты диаметр, мм 73
2 Жұмысшы қысым Рр, МПа 35
3 Ұстағыш басының сыртқы диаметрі, мм 22
4 Өткізу тесігінің диаметрі, мм артық емес 9,5
5 Ұңғылы орта
Мұнай,конденсат, табиғи және ілеспе газ,қабат суының құрабында 1 г\л
6 Бір бұранда қимасының қысымы, МПа (кгс/см2) М 2,5
М 3 10,7 (109,3)
7 Қиылған бұранданың саны, дана М 2,5 4
М 3 4
8 Габаритті өлшемдері, мм Диаметрі 29
9
Ұзындығы 485
10 Жиналған түрдегі массасы, кг 1,3
5) Айналмалы клапаны газлифтілі клапанның базалық бөлшегінен жасалған, ұңғылы
14-кесте - КТ1-135/б0-35 К2 ұңғылы камерасының көрсеткіштері
№ Көрсеткіштер КТ1-135/б0-35 К2
1 Өткізу тесігінің диамтері, мм 59
2 Максималды жұмысшы қысымы Рр, МПа 35
3 ГОСТ-633-80 сәйкес келетін жалғастырушы оймасы, мм 73
4 Максималды түсіру тереңдігі, м 3500
5 Ұңғылы орта Мұнай,конденсат, табиғи және ілеспе газ,қабат суының
6 ГОСТ 633-80 сәйкес келетін пайдалану тізбегіндегі құбырлардың шартты
7 Ұңғылы ортаның температурасы, К артық емес 423
8 Габаритті өлшемдері, мм ұзындығы 1850
Ені 97
9 Массасы, кг Жиналған түрде 52,0
Толық комплектіде
2.4 Газлифтілі ұңғының жер асты жабдығының жинастыру схемасын анықтау
Сараптау белгілері мен геологиялық-техникалық дәлелдеулерді ескере отырып, ұңғыларды үздіксіз
Геотермиялық градиент пен бейтарап қабаттың тереңдігінің есебі.
Жердің беткі қабатының температурасы негізінен белгілі бір мезгілде сәулесіз
Жердің ішкі жылу өрісі жерінің бөлінетін шекарасы тұрақты оң
Қабаттың жылулық температурасының тереңдігі 1-2 метрден аспайды. Ақтөбе қаласында
Жер қыртысының төменгі қабатындағы қалыпты температура тереңдікке байланысты жоғарылап
Мұнайдың қабаттық қысымының жерінен газ көлемі өзгеруі (арласуы) мүмкін.
Температура әсерін ескере отырып, мұнайдың қабаттық ерекшелігін жер бетіндегі
Мұнайдың қабаттық қысымының әсер етуінен газдың белгілі мөлшері еруі
ГИС (геотермия) мәліметтері бойынша әрбір ұңғы үшін геотермиялық градиенттің
- мәліметтердің негізі бойынша тереңдікке тәуелді ұңғы сағасының температурасына
- алынған мәліметтер экстропоменерлі тіке жүйелікке тәуелді.
Қабаттағы тұрақты жылдық температураның бейтарап қабатына тереңдігінің аяқталуы тіктіктің
Барлық таңдалған ұңғылардың Н (тереңдік) мәні өлшемі үшін қабатшаның
Бейтарап қабатшадағы топырақтың орташа жылдық температурасы 8,50С тең. Сәйкесінше,
Алынған қорытынды мәліметтерді 15 кестеге енгіземіз.
15-кесте - Алынған мәліметтер
№ Көрсеткіштер 415 ұңғы
1 Бейтарап қабатшаның 31,8 м тереңдігіндегі топырақтың температурасы, гр.
8,5 (281,6)
2 Перфорацияның ортаңғы интервалы, м 2854
3 Қабат температурасы, 0С(к) 60 (333,1)
4 Орташа геотермиялық градиент W, гр. 0С(к) 2,4
Әрбір ұңғы үшін орташа геотермиялық градиентті мына формуламен анықтаймыз:
W= (Тпл – Т н.с.) / (Lc – Lн.с.),
Мұнда, Тпл – қабат температурасы (перфорацияның ортаңғы интервалы )
Ти.с – бейтарап қабатына температурасы, Ақтөбе қаласы үшін
Ти.с. =8,50 С= 281,6 К
Lc – ұңғы тереңдігі
Геотермиялық градиентті анықтау үшін Lc-шы перфорацияның ортаңғы интервалының тереңдігіне
Lи.с. – бейтарап қабатының тереңдігі. Lи.с.= 31,8 м
2.5 Газлифтілі қондырғының есебі
16-кесте - Есептеуді жүргізу үшін қолданылатын бастапқы мәліметтер
Нақты мәліметтер
Ұңғы № 415
Игеру нысаны 5
Сұйықтың өнімі Q, тн/тәу 44
Газынан айырылған мұнай тығыздығы Рн.д., кг/м3 792,5
Сулануы, доли ед, В отс.
Өндірілген сұйықтың тығыздығы, кг/м3 792,5
Сұйықтың өнімі Qж, м3/тәу 55,52
Қабат қысымы Рпл, Мпа (зерттелген күні) 25,6 (19.11.98)
Типтік қысымы Рзаб, Мпа (зерттелген күні) 24,8 (22.10.99.)
Өнімділік коэффиценті К, м3/тәу МПа 68,75
Депрессия, Мпа dЗ= Рпл - Рзаб 0,8
Ұңғы сағасындағы қысым Ру, МПа 2,4
Қабат температурасы Тпл, К 333,1
Геотермиялық градиент W, К/м 0,024
Ұңғы тереңдігі Lс, м (жасанды түп) 2920
Пайдалану тізбегінің диаметрі Вт, м 0,059
Газынан айырылған мұнайдың тұтқырлығы Ми-д, МПа с 1,845
Газ факторы, м3/т (өндірістік) 150
Қабат мұнайындағы газ факторы Г, м3/т (жоба) 294,8
Газ факторы м3/ м3 (жоба) 233,6
Қаныққан мұнайдың қысымы Р нас, МПа 25,05
Қабат мұнайының тығыздығы Рн, кг/ м3 676,8
Қабат мұнайының тұтқырлығы Мн, Мпа с 0,36
Қабат мұнайының көлемдік коэффициенті bн 1,483
Жобалық мәліметтер
Берілетін газдың қысымы Ргу, МПа 11,1
Күтілген типтік қысымы Рзаб, МПа 22,69
Күтілген депрессия dР, МПа 2,91
Күтілген өнім Qж.ст, м3/тәу 200
Күтілген кеңістілік Qож, м3/тәу 144,48
Газлифтілі қондырғысын есептеу 2-кезеңнен тұрады: қолайлы режимін таңдау және
Қондырғының қолайлы режимін таңдау
1) Көтеру құбыр тізбегінің диаметрін таңдау.
СКҚ тізбегінің диаметрі «Технологической схемой разработки нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол»
Түсіру тереңдігінің бағдарлы шегін мына формуламен анықтайды:
Ндоп = б Т (К * ρт*g),
Мұнда, бт – незіндегі ағымды шегі, Па.
Болат С-75 = 5270 кгс/см2 = 537,2 Мпа (РД39
Рт – құбыр материалының тығыздығы, кг/м3, Рт = 7800
к – беріктік қорының коэфицентті, 1,5 тең деп қабылдайды.
Барлық ұңғы үшін: Ндоп = 537,2*10/(1,5*9,81*7800) = 4680,4 м
Сондай-ақ Ндоп > L ск болғандықтан, тізбектің диаметрі Дт
2) Берілген Qж.ст өнім үшін көтеру тізбегінің қималық қысымын
Қолайлы режимін қолдану үшін кейінгі алынған қималық қысымның сапасы,
α=Rr – Lпл, м3/м3,
Мұнда, α – қабат газының меншікті шығыны
αпл = Г• (1 –В),
№415 ұңғыдағы газлифтілі қондырғының қолайлы режимін таңдау.
Газдың меншікті шығымын Rr келесідегідей қабылдаймыз:
О; 116,8; 23366; 350,4 м3/м3; Жалпы меншікті газ шығынына
3) Бір фазалы ағын αпл бастап, қабылданған α үшін
№415 ұңғының көтеру тізбегіндегі қималық қысымның есебін Поэтман –
Есебі «жоғарыдан –төмен» қарай жүргіземіз. Сондай-ақ Рзаб = 24,8
3.1) Өзгеру қысымының мөлшерін қабылдаймыз:
Р=0,1 • Рпос = 0,1 *25,05 = 2,5 Мпа;
Қысымның жалпы санын былай анықтаймыз: N=(25,05-2,4) /2,5 = 9,0
Сәйкесінше, басу қысымының саны п = 10, ал
Рі = Р+N Рі,
Р1 = Ру = 2,4 МПа
Р2 = Р1 = 4,9 МПа
Р3 = 7,4 МПа
Р4 = 9,9 Мпа
Р5 = 12,4 Мпа
Р6 = 14,9 Мпа
Р7 = 17,4 Мпа
Р8 = 19,9 Мпа
Р9 = 22,4 Мпа
Р10 = 24,8 Мпа
3.2) Температуралық градиенттің ағымын анықтаймыз:
Т=Тс +Wn· H,
Wn = (0,0034+0,79*0,024) / (10Q ж.ст (20*Рт2,67)) = 0,034
3.3) Ұңғы саласындағы температураны анықтаймыз:
Т=Тc – Wn *H = 333,1 – 0,0134 *
3.4) Температура ағымын берілген қысымға сәйкес анықтаймыз:
Т=Ту + ((Тпл-Ту) (Р-Ру) / (Рпл-Ру)),
Т1=Ту=293,97 К
Т2=293,97 +((333,1-293,7) (4,9-2,4)) (25,6-2,4)=298,19К
Т3=293,97 +((333,1-293,7) (7,4-2,4)) (25,6-2,4)=302,4К
Т4=293,97 +((333,1-293,7) (9,9-2,4)) (25,6-2,4)=306,62К
Т5=293,97 +((333,1-293,7) (12,4-2,4)) (25,6-2,4)=310,84К
Т6=293,97 +((333,1-293,7) (14,9-2,4)) (25,6-2,4)=315,05К
Т7=293,97 +((333,1-293,7) (17,4-2,4)) (25,6-2,4)=319,27К
Т8=293,97 +((333,1-293,7) (19,9-2,4)) (25,6-2,4)=323,49К
Т9=293,97 +((333,1-293,7) (22,4-2,4)) (25,6-2,4)=327,7К
Т10=293,97 +((333,1-293,7) (24,8-2,4)) (25,6-2,4)=331,75К
3.5) Бір ретті газданған қабат мұнайының салыстырмалы мәліметтерін
3.6) Ұңғы сағасының термодинамикалық жағдайына сәйкес газсұйық қоспасының меншікті
V=bн + ((Vrв + Rr / (1 – βв))
Ту = 293,97 К; Ру = 2.4 Мпа;
Vсм1=1,02+[ (220+/(1-0)]*0,895*0,1*293,97] / (2,4*273,1)
0/ (1-0)= 9,841 м3/м3
Т2= 298,19К:-; Р2=4,9Мпа; Z2 = 0,895; bн2 = 1,138;
Vсм2=1,138+[ (161]*0,895*0,1*298,19] / (4,9*273,1)= 4,409 м3/м3
Т3= 302,40К; Р3=7,4Мпа; Z3 = 0,895; bн3 = 1,179;
Vсм3=1,179+[ (145]*0,895*0,1*302,40] / (7,4*273,1)= 3,121 м3/м3
Т4= 306,62К; Р4=9,9Мпа; Z4 = 0,875; bн4 = 1,225;
Vсм4=1,225+[ (125]*0,875*0,1*306,62] / (9,9*273,1)= 2,465 м3/м3
Vсм5= 2,067 м3/м3
Vсм6= 1,855 м3/м3
Vсм7= 1,706 м3/м3
Vсм8= 1,590 м3/м3
Vсм9= 1,503 м3/м3
Vсм10= 1,489 м3/м3
3.7) Газсұйық қоспасының идеалды тығыздыңын есептейміз:
ρсил =Мсм 1Vсм,
Мұнда, Мсм – қоспаның меншікті массасы, яғни газсыздандырған мұнайдың
Рсм и – газсұйық қоспасының идеалды тығыздығы;
Vсм - қоспа көлемі.
Рсми1= 1244,516/9,84 = 126,46 кг/м3
Рсми2= 1244,516/4,409 = 282,27 кг/м3
Рсми3= 1244,516/3,121 = 398,76 кг/м3
Рсми4= 1244,516/2,465 = 504,87 кг/м3
Рсми5= 1244,516/2,067 = 602,09 кг/м3
Рсми6= 1244,516/1,855 = 670,90 кг/м3
Рсми7= 1244,516/1,706 = 729,49 кг/м3
Рсми8= 1244,516/1,590 = 782,71 кг/м3
Рсми9= 1244,516/1,503 = 828,02 кг/м3
Рсми10= 1244,516/1,489 = 835,81 кг/м3
3.8) Жоғарғы қысымның керікелмейтін корреляциялық коэффициенті (В.Н. Щуров формуласы)
f = 1019,66*(1+lg [0?99*10-5*Qжот * (1-β6) * Мси /
f = 1019,66*(1+lg [0?99*10-5*200 * (1-0) * 1244,516 /
3.9) Берілген қысымдағы Р нас кіші толық градиент қысым
Газсұйық қоспасының қозғалыс теңдеуінің инженерлік есептеу үшін қолайлы пішіні
Dp/dH = p син g*10-6 + (f *Qж.ст2 Мж.ст
Dp1/dH=126,46*9,81*10-6+(0,00547818*2002*1244,5162)/(2,302
*1015*126,46*0,0595)=2,871*10-3Мпа/м
dp2/dH=3,503*10-3МПа/м
dp3/dH=4,429*10-3МПа/м
dp4/dH=5,631*10-3МПа/м
dp5/dH=6,249*10-3МПа/м
dp6/dH=6,889*10-3МПа/м
dp7/dH=7,439*10-3МПа/м
dp8/dH=7,942*10-3МПа/м
dp9/dH=8,372*10-3МПа/м
dp10/dH=8,446*10-3МПа/м
3.10) dH/dp есептейміз:
dН1/dр = 348,1 м
dН2/dр = 285,5 м
dН3/dр = 225,6 м
dН4/dр = 186,5 м
dН5/dр = 160,0 м
dН6/dр = 145,2 м
dН7/dр = 134,4 м
dН8/dр = 125,9 м
dН9/dр = 119,4 м
dН10/dр = 118,4 м
3.11) dH/dp = f (p) байланыстылығына сандық интеграл жүргіземіз,
Ні = N
I=1
Р1= Pу=2,4 Мпа, Н=0
Р2= 4,9МПа, Н=1(348,1+285,5) /2=316,8 м
Р3= 7,4 МПа, Н=1(348,1+285,5) /2+285,5=572,45 м
Р4= 9,9 МПа, Н=1(348,1+186,5) /2+285,5+225,5=778,6 м
Р5= 12,4 МПа, Н=1(348,1+160) /2+285,5+225,5+186,5=951,85 м
Р6= 14,9 МПа, Н=1(348,1+145,2) /2+285,5+225,8+186,5+160=1104,45 м
Р7= 17,4 МПа, Н=1(348,1+134,4) /2+285,5+225,8+186,5+160+145,2=1244,25 м
Р8= 19,9 МПа, Н=1(348,1+125,9)/2+285,5+225,8+186,5+160+145,2+134,4=
=1374,4м
Р9= 22,4 МПа, Н=1(348,1+119,4)/2+285,5+225,8+186,5+160+145,2+134,4+125,9=
=1479,05 м
Р10= 24,8 МПа,Н=1(348,1+118,4)/2+285,5+225,5+186,5+160+145,2+134,4+125,9+
+119,4=1615,95 м
Қалған Rr және αпл, белгілері үшін ұқсас есептеулер жүргіземіз,
415 ұңғы үшін қысымның орналасуын Поэтман – Карпентер әдісімен
17-кесте - αпл = О м3/м3;
Р
МПа Т,К Угв.
м3/м3
3 Ьн Z Vсм
м3/м3 Мсм
кг/м3 Рсм
кг/м3 f d/PdH
МПа/м DH/d P
м/МПа Н м
2,4 326,97 9,841 1,01 0,895 9,841 1244,516 126,46 0,00547818
4,9 327,63 4,409 1,138 0,895 4,409 ------- 262,76 ------
7,4 328,29 3,121 1,179 0,895 3,121 ------- 398,76 ------
9,9 328,95 2,465 1,225 0,875 2,465 ------- 504,67 ------
12,4 329,61 2,067 1,265 0,857 2,067 ------- 602,09 ------
14,9 330,27 1,855 1,291 0,848
1,855 ------- 670,9 ------ 60249 160 110
4,45
17,4 330,93 1,706 1,325 0,846 10706 ------- 729,49 ------
4,25
19,9 331,59 1,59 1,363 0,85 1,59 -------- 782,71 ------
4,4
22,4 332,25 1,503 1,406 0,862 1,503 -------- 826,06 ------
9,05
24,8 332,89 1,489 1,487 0,881 10489 ------- 835,81 ------
18-кесте - αпл = 233,6 м3/м3;
P,
МПа V см
м3/м3 Мсм
кг/м3 См
кг/м3 f DP/dH
МПа/м DH/dP
м/МПа Н, м
2,4 9,841 1244,516 126,46 0,00547818 2,958 338,1 0
4,9 4,409 --------- 282,76 -------- 3,04 328,9 333,5
7,4 3,121 -------- 398,76 -------- 3,775 264,9 630,4
9,9 2,465 ----------- 504,87 -------- 4,534 220,6 873,15
12,4 2,067 ---------- 602,09 -------- 5,262 190,0 1078,45
14,9 1,855 ---------- 670,9 -------- 5,789 172,7 1259,8
17,4 1,706 ---------- 729,49 -------- 6,243 160,2 1425,75
19,9 1,590 ---------- 782,71 -------- 6,659 150,2 1581,45
22,4 1,503 ----------- 828,02 -------- 7,015 142,6 1727,85
24,8 1,489 ---------- 835,81 ------- 7,076 141,3 1869,8
3.12) Есептеу қорытындысының қателігін тексеру:
Б = (Рзабр – Рзаби) 100/Рзаби = (25,3-24,8) 100/24,8
4) Ұңғыға ағып келетін сүйық мөлшерінің қамтамасыз етуіне сәйкес
түптік қысымын анықтаймыз:
Рзаб = Рпл – Qж.ст/к; Мпа,
5)Көтеріп-түсірудің максималды мүмкін тереңдігіне сәйкес түптік қысымды
анықтаймыз. Түсіріп – көтеру тереңдігі перфорацияның жоғарғы интервалмен шектеледі.
Рбаш = 11,5-0,4 = 11,1 Мпа,
Рзаб = 25,6 – 200/68,75 = 22,69 Мпа
6)Ұңғының құбыраралық кеңістіктегі айдау газының қималық қысымын тұрғызамыз және
Көтеру құбырындағы температуралы градиенттің ағымын мына формуламен анықтаймыз:
Wn = (0,0034+0,79W) / (10Qж.ст/20*Qт 2,67)),
Wn = (0,0034+0,79*0,024) ((10200/20*0,059 2,67) ) = 0,0134 к/м
Ұңғы сағасындағы температураны мына формуламен анықтаймыз:
Ту = Тс – Wn * Н = 333,1
Ұңғы оқпанындағы орташа температура:
Тср = (293,97+333,1) / 2= 313,54 К,
Құбыраралық кеңістіктегі орташа қысымның мөлшерін шамамен қабылдаймыз:
Рср = Ргу = 11,1 МПа
Ауадағы газдың салыстырмасы тығыздығын анықтаймыз:
“Б” бумасы үшін: г =
Газдың келтірілген параметрлері Р = Рср = 11,1 МПА
Рпр = 11,1*10 / (46,9-2,06*0,7612) = 2,446;
Тпр = 330,04 /(97+172-0,761) = 1,348;
Газдың сығылу коэфицентін Р= Рrу = 11,1 Мпа және
КҚ – І үшін: Z = 0,8683 (КҚ ІІ
Тереңдікке Н= 1000 м береміз және осы тереңдіктегі газ
Рр (Н) = Рr.у. * e0,03415 *Рr * H
Рр = 11,1* e0,03415 *0,761 * 1000 / (0,8683*313,54)
Р-Н алауына (Н=1000 м, Р = 12,583 Мпа) нүктелерін
7) Ұңғының Qж.ст. = 200 м3/тәу қамтамасыз ететін газлифтілі
Rr, м3/м3
233,6
350,4
8) Көтеру сұйығының көлемінің бірлігі үшін, әрбір мүмкін режимдер
W = 103 (n/n-1) * Rr * R0 *
Мұнда, Rr – айдаушы газдың меншікті шығымы, м3/м3
Ро – қалыпты қысым, Ро = 0,1 Мпа;
Рт және Ру – ұңғы сағасы мен жер асты
Rr = 233,6 м3/м3
W = 103 (1,2/1,2 –1) *233,6 * 0,1* (115,9
Rr = 390,4 м3/м3
W = 103 (1,2/1,2-1) * 390,4*0,1* ((10,9/2,4)(1,2-1) / 1,2
9)Газлифтілі қондырғының қолайлы жұмыс режимін таңдаймыз. Дегенмен режим кезінде
Сол үшін алдағы есептеу кезінде газлифтілі пайдалануда барлық іріктеу
Айдаушы газдың меншікті шығыны ( Rr=350 м3/м3;
Жұмысшы клапан қондырғысының тереңдігі Lрк = Nвr = 2080м.
Газлифтілі қондырғысы жабдығының үздіксіз қозғалысының №415 ұңғыға түсірілу жүйесінің
1)Алдын-ала анықталған және тұрғызылған (4-сурет) координаттағы Р-Н алаңының масштабы
Рпл = 25,6 Мпа қимасы нүктесінде – сұйықтың гидростатистикалық
Рзаб = 22,69 Мпа қимасы нүктесінде – параметр О-ге
Ру = 2,4 Мпа қима нүктесінде – газлифтілі қондырғының
Рrу = 11,1 Мпа қима нүктесінде – құбыраралық кеңістіктегі
Ту = 293,97 қима нүктесі бойынша температураны алдын-ала жүргізілген
1-клапан:
І)Ұңғы сұйығының статистикалық деңгейі жағдайында қондырғының тереңдігін есептейміз:
Нст = Lc – 106 * Рпл / (рпл
Нст= 2920 – 2,5 * 106 / (9,81*792,5)= -
Минус таңбасы ұңғының қотарылуын көрсетеді.
ІІ) Көтеру тізбегіндегі сұйықтың статикалық деңгейінің Нст өсуі кезінде
Нст=106 *(Рrу – Ру) / ((1-Fт/ Fкn) * Рж*g)=106
Нст=106 *(11,1 – 2,4) * (1-0,0592/0,1482) (9,81*792,5)= 941,21 м
Сондай-ақ Нст үлкен болғанда, онда ұңғыдағы сұйық деңгейі жоғары
III) Клапан қондырғысының тереңдігін L1 анықтаймыз, Ру = 2,4Мпа
1335 м тереңдігінде келесі параметрлерді анықтаймыз:
көтеру тізбегінің минималды қысымы Ртmin1=8,13 Мпа; құбыраралық кеңістіктегі газдың
IV) Клапан арқылы өтетін газ шығымы көтеру тізбегіндегі L1
Vr = Rr*Qж.ст / 86400, м3/с,
Vr = 350,4*200 / 86400=0,811 м3/с.
Сағаттық шығымын былай құдайды.
Vr = 350,4*200 / 24=2920 м3/с.
БГРА-2 ұңғылық желінің жіберу қабілеттілігі 2800 м3/с құрайды. Сондай-ақ,
Vr=340*200/24= 283,33 м3/тәу,
Vr = 350,4*200 / 86400=0,811 м3/с.
Сағаттық шығымын былай құрайды:
Vr = 350,4*200/24 = 2920 м3/сағ.
V) Жоғарғы саналатын көрсеткіштерді анықтаймыз:
Rr = 340 м3/м3 болғанда:
W = 103 – 1,2/ (1,2-1) * 340 0,1
Rr, м3/м3
340
L1 = 1312 м
Р-min = 8,93 МПа
Рr1 = 12,70 МПа
Т1 = 311 К
Vr = 2833,33 м3/сағ
Vr = 340*200/86400 = 0.787 м3/сағ.
VI) Клапанның қақпақ ортырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін анықтаймыз. Ол
P2/P1 = Pr min/Pr1= 8.93/12.70 = 0.703,
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрі:
Мұнда, V – шығын коэфиценті, n = 0,85
Р1 = Pr1 – саңылауына салыстырғандағы тығыздығы, «Б» бумасы
VII) Номаграмма бойынша саңылау диаметрі алдын-ала есептеледі:
Байқау коэффиценті:
К1 = 0,0731 * √рr * T1 = 0,0731
газ шығыны:
Vr1 = 8,64*К1*Vr \ 8,64*1,1246*0,787 = 76,5 т м3/тәу,
Номограммада dот = 7 мм, яғни есептеудегіге салыстырмасы түрде
VIII) Клапанның өлшемдерін кестеден таңдаймыз. КС-25 клапанында dот =
IX) Тереңдегі клапан қондырғысының – сильфондағы қысымын анықтаймыз:
i=n-1
Рсп = (Р1(Lп) – Σ Р+Рт min
i=1
Рс1= (12,70+8,93*0,190) (1,190=12,098 МПа
Мұнда, Pr (Ln) – клапанның п-ші қондырғысының тереңдігінде көтеру
Кк.п., Кс.п – коэффиценттері Кк = 0,190 және Ке=Кк+1
Х) Клапанның тарифы параметрлерін есептейміз температуралы коэффиценті:
Ст1 = Т1/Тст = 311/293 = 1,0614,
Мұнда, Т1 – қондырғының тереңдігі температурасы,
Тст = 293 К-стандартты температура.
Тарировканың нақты қысымын анықтаймыз:
Ртар1 = Рс.ст. * Кс = 11,40 *
Мұнда, Рс.ст – зарядтталған клапанның қысымы.
Рс.ст1 = (12,7+8,93*0,190)/1,19*1,0614=11,40 МПа
2-клапан.
Клапан қондырғысының L2 тереңдігін анықтаймыз, ол үшін мына нүктеден
= 13,29-0,3=12,89 МПа) нүктесін жалғастыратын 9 түзу жүргіземіз. Р
Р1 = (Рт max1 - Pr min1 )*Кк1=
L2 = 1750м тереңдіктегі клапан қондырғысын жүйелі анықтаймыз:
Ртmin = 10,91 МПа
Құбыраралық кеңістіктегі газдың қысымы:
Рro2 –Pr2 - P1 = 13,29
Құбыраралық кеңістіктегі газдың температурасы: Т2= 317К. Клапанның қақпақ отырғызатын
Рr min2 /Pro2 = 10,91 / 13,045 = 0,836
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін анықтамйыз: С2=0,362
dот = √ 0,0532*0,787*(0,1/273,1)*(0,761*317)0,5 / (13,29*0,85*0,362)= 7,63*10-3м
Клапанның өлшемдерін кестеден таңдаймыз. КС-25 клапанында: dот=8 мм; К=0,19
Тереңдегі клапан қондырғысының сильфонды қысымын анықтаймыз:
Рс2= (13,29-0,245+10,91) / 1,19=12,872 МПа
Клапанның тарирлі параметрлерін есептейміз:
Температуралы коэффиценті: Сr2=Т2 (Тст =317/293=1,0819К; зарядтталған қысымы: Рс
Тарировканың нақтылы қысымы:
Ртар2=11,933*1,19 = 14,20 МПа
3-клапан.
Клапан қондырғысының L3 тереңдігін анықтаймыз, ол үшін мына
Р координатындағы көлбеу қиылысатын (Н=L2=1750 м) нүктелері 2 қисықта
Екінші клапанның жабықтығын қамтамасыз ететін құбыраралық кеңістіктегі қысымның түсуін
Р2=(Рт max2 – Pт min2 )* Кк2 = (11,71-10,91)*0,19=
L3=1750 м тереңдіктегі клапан қондырғысын жүйелі анықтаймыз:
Құбыраралық кеңістіктегі газдың қысымы:
Рro3=Pr3 - P1 - P2=13,69
Қондырғының тереңдегі температурасы Т3=320К
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін есептейміз, ол үшін
Р2/ P1=Рт min3 /Pro3=12,00/13,293=0,910
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылаудың диаметрін анықтаймыз: С3=0,283
dom=√0,0532*0,787*(0,1/273,1)*(0,761*320)0,5/(13,69*0,85*0,283) = 7,046*10-3м.
клапанның типтік өлшемдерін кестеден таңдаймыз. КС-38 клапанында: dоm=9,5мм; К=0,130
Тереңдігі клапан қондырғысының сильфондағы қысымын анықтаймыз:
Рс3=(13,69 – 0,245 – 0,152 +1200*0,130) /1,130=13,156 МПа клапанның
Температуралы коэффиценті:
Ст3=Т3/Тст=320/293=1,0922К;
Зараядтталған қысымы:
Рс сm3= (13,69+12,10*0,13) / (1,13*1,0922)=12,367 МПа;
Тарировканың нақтылы қысымы:
Ртар3=12,367*1,13 = 13,975 МПА
4-клапан.
Клапан қондырғысының L4 тереңдігін анықтаймыз, ол үшін мына нүктеден
Р= Pкл + Р1+
Үшінші клапанның жабықтығын қамтамасыз ететін құбырарылық кеңістіктегі газ қысымының
Р3=(Рт min3 – Рт min3) * Кк3= (12,2 –
L4=2170м тереңдіктегі клапан қондырғысын жүйелі анықтаймыз:
Рт min4=12,70 МПа
Құбыраралық кеңістіктегі газдың қысымы:
Рro4=Pr4 - P1 - P2
Қондырғының тереңдегі температурасы:
Т4=322 К
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін есептейміз, ол үшін
Р2/ P1=Рт min3 /Pro4=12,79/13,48=0,942
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін анықтаймыз: С4=0,230
dom=√0,0532*0,787*(0,1(2,731) – (0,761*322)0,5 / 13,89*0,85*0,230) = 7,046*10-3м.
Клапанның типтік өлшемдерін кестеден таңдаймыз КС –38 клапанында: dom=
Тереңдегі клапан қондырғысының сильфондағы қысымын анықтаймыз:
Рс4= (13,89-0,245-0,152-0,013+1270*0,130) /1,130=13,390 МПа
Клапанның тарирлі параметрлерін есептейміз: Температуралы коэффиценті:
Ст4=Т4/Тст=322/298=1,099
Зарядтталған қысымы:
Рс ст4= (13,89+12,7*0,130)/(1,13-1,099) = 12,514 МПа
Тарировканы нақтылы қысымы:
РтарV=12,514*1,13=14,14 МПа
5-клапан.
Сондай-ақ, төртінші клапан қондырғысының тереңдігі жұмысшы клапан қондырғысының тереңдігіне,
Жұмысшы клапанның жұмысының ерекшелігін (газлифтілі қондырғысының жұмысы кезінде үнемі
Көтеру тізбегінің төртінші клапан деңгейіндегі максималды қысымын анықтаймыз. (Н=0;
Р1– Р2 – Р3 –
Төртінші клапанның жабдықтығын қамтамасыз ететін құбырлық кеңістіктегі қысымның түсуін
Р4= (12,71-12,70)*0,13=0,0013 МПа
L5=2310 м тереңдіктегі клапан қондырғысын жүйелі анықтаймыз:
Рт min=13,28 МПа
Құбыраралық кеңістіктегі газдың қысымын:
Рro5=Pr4 - P2 - P3 –
Қондырғының тереңдегі температурасы:
Т5=324К
Клапанның қақпақ отырғызатын қондырғысы саңылауының диаметрін есептейміз, ол үшін
Р2/Р1=Рт min5/Pro5=13,28/13,66=0,972 МПа
Жұмысшы саңылаудың диаметрі: С5=0,164
dom=√0,0532*0,787*(0,1/273,1)*(0,761*324)0,5/((14,09*0,85*0,164)=7,046*10-3м сондай-ақ, жұмысшы саңылаудың диаметрі 11,07 мм кем болмауы
21-кесте - Есептеу қорытындысы
Кла-
пан
№ Есеп-
тегі
саңылаулар,
мм Кла-
пан Саңылаулар,
Мм Кк L,
М Т,
К Pr
МПа Prmin,
МПа Рі,
МПа Рс,
МПа Ст Ртар,
МПа Рсст,
МПа
1 7,046 КС 8 0,19 1312 311 12,70 8,93
2 7,63 КС 8 0,19 1750 317 13,29 10,91
3 8,52 КС 9,5 0,13 1995 320 13,69 12,00
4 9,4 КС 9,5 0,13 2170 322 13,89 12,71
5 11,07 Саңы-лау 11,5 - 2310 324 14,09 13,28
№415 ұңғы үшін жүргізілген есептеу негізінде газлифтілі қондырғыға жер
Газлифтілі ұңғының жер асты жабдығының схемасы
Жүргізілген есептеулер бойынша №415 ұңғыны үздіксіз газлифтілі пайдалануға жіберу
Жұмысын және қосылуын пакер қондырғысынан 50м жоғарыға, ал пакерді
Жаңажол кен орнының газлифтілі ұңғыларының жер асты жабдықтарының қиыстыру
22-кесте -Газлифтілі ұңғының жер асты жабдығының қиыстыру схемаларын салыстыру.
Көрсет-
Кіштер Үздіксіз –дискрет-
ті газлифті кезін-
дегі РПС-73 рет-
тегіштерінің орна-
ласу схемасы №415 ұңғы үшін
есептеу қорытын-
дылары және кла-
пандар схемасы “Гипровостокнефті” институтымен қаралған клапандардың орналасу схемасы
Игеру объектісі 2086 (Д6+Ди), 645(В), 2133(Д6), 2378 (Д ІІІ).
Б
Б; В
Есептеу әдістемесі Ф.Поэтман – П.Карпентер Ф.Поэтман –
П. Карпентер
А.П. Крылов
Клапан-дардың орналасуы №2086 ұңғы-1702,17м
№645 ұңғы-1631,41м
№2133 ұңғы-1895,45м
№1378 ұңғы-1648,40м 1 клапан –1312м
2 клапан – 1750м
3 клапан – 1995м
4 клапан – 2170м
жұмысшы саңылау –2310м 1 клапан –400м
2 клапан –1100м
3 клапан – 1700м
4 клапан – 2100м
5 клапан – 2500м
Әдебиеттер Жаңа технологиялар: Үздіксіз дискретті газлифт ЖШС “МАБС” Ақтау
Ұңғыларды үздіксіз газлифтілі пайдалануға көшірудің техникалық дәйектемесі
1) “Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений
Республики Казахстан” (23 бет): “Газлифтілі әдіспен пайдалануға белгіленген ұңғылардың
Ұңғыны салудағы техникалық жобасы болып тампонажды ерітінінің көтерілуі салалары:
конструктордан – ұңғы сағасына дейін;
аралық тізбектен кейін – кем емес, бірақ – асып
- пайдалану тізбегінен кейін:
а) айдау және газ ұңғылары үшін – сағаға дейін
Үздіксіз газлифтілі пайдалануға белгіленген ұңғылардың конструкцияларын салыстыра келгенде келесі
2) Технологиялық есептердің ойдағыдай шығарылуы газсұйық ағымының нақты ерекшеліктерінің
Жаңажол кен орнының пайдалану мінездемелерін салыстырайық:
Мұнайдағы газ көлемі – 235,5 – 382,3 м3/т.
Мұнайдың тұтқырлығы – 0,28 – 0,53 сП.
Судың тұтқырлығы – 0,55-0,60 сП
СКҚ ішкі диаметрі – 0,059 м.
Бұл жағдайда Д.Поэтман мен П.Карпентердің әдісі есептеуге ең қолайлысы
3) Үздіксіз газлифтің қолданылу облысы жоғары өнімді, газ факторы
Q = 4*104/Н;
Мұнда, Q – ұңғы өнімі, м3/тәу.
Н – сұйықтың көтерілу биіктігі, егер динамикалық деңгейі ұңғы
КҚ – І үшін: Q=4*104/2800=14,3 м3/тәу;
КҚ - ІІ үшін: Q=4*104/3800=10,4 м3/тәу.
Үздіксіз газлифтілі әдіске көшірілетін ұңғылар сұйығының өнімділігі
4) Ұңғыларды үздіксіз газлифт әдісіне ауыстыру үшін сұйықтың ағып
Ұңғыларға қажетті суйық көлемінің ағып келуін қамтамасыз ететін түп
Рзаб=Рпл – Qж.ст/к, МПа
№415 ұңғы: Рзаб=25,6 – 40/69,75=25,03 МПа.
№2077 ұңғы: Рзаб=25,3 – 40/2,4 =8,63 МПа.
Газлифтке ауыстырудағы айдалынатын газдың есептелу қысымы Рr.у.=11,1 МПа. №2077
Келесі есептеулерді №415 ұңғыға жүргіземіз. №415 ұңғылық ағымдағы өкімділігі
4)Нақты кәсіпшілік жағдайларда әр ұңғының газ факторын анықтау мүмкін
емес, себебі АТӨҚ қондырғыларының айырғыш өлшеуіштері газдың болуын өлшеудің
Ұсыныстар мен мінездемелер
Газлифтілі қондырғының есептеулері мен техникалық дәйектемелерінің негізі ретінде мыналарды
1) Үздіксіз газлифтілі пайдалануға ауыстырылатын ұңғыларды «Ұңғыларды үздіксіз газлифтілі
2) Күтіліп отырған теориялық өнімділік 40 м3/тәу болғанда, ұңғыларды
3) СКҚ түзбегінде газсұйық ағымының есептеулерінің әдістемелерін талдау және
4) Жаңажол кен орнындағы үздіксіз газлифт әдісіне ауыстырылатын ұңғылар
5) Есептеулер жүргізген кезде бастапқы берілгендер есебінде жобалық газ
6) Үздіксіз газлифтілі пайдалануға белгіленген ұңғыларға қабат температурасын, қабат
7) Ұңғыларды үздіксіз газлифтке ауыстырғаннан кейін қолайлы меншікті газ
2.6 Жаңажол кен орнында үздіксіз компрессорлы газлифт әдісіне ауыстыру
Газлифтілі ұңғылардың сағасына арматура орналастырады (ұңғыға түсірілген құбырларды ұстап
Манометр буферлік және құбыр сырты кеңістігіндегі қысымдарының ауытқуын бақылау
Газлифтілі ұңғының сағасын свечаға шығатын үрлеу желісі
3 “ОКТЯБРЬСКМҰНАЙ” МҰНАЙГАЗӨНДІРУШІ БАСҚАРМАСЫНЫҢ ҰЙЫМДАСТЫРУ МІНЕЗДЕМЕСІ
«Октябрьскмұнай» мұнайгазөндіруші басқармасы (МГӨБ) 1984 жылы ұйымдастырылған.
Басқарманың негізгі құрылымы, берілген ұйым үшін типтік болып табылады.
Сондай-ақ басшының бағыныштылары: бас инженер, құрылыс бойынша басшының орынбасары,
Әрбір орынбасарлардың өзінің цехтарының, бөлімшелерінің, өзінің арнайы тапсырмалары бойынша
Негізгі және көмекші өндірістерді ұйымдастыру
«Октябрьскмұнай» МГӨБ 4 ұйымдық бөлімшеден тұрады:
аппаратты басқару;
инженерлік-техникалық қызмет ету;
өндірістік қамтамасыз ету базалар;
цехтар мен өнеркәсіптер.
Өнеркәсіптің бірдей өндірістік үрдісі негізгі және көмекші үрдісі болып
Негізгі өндірістік үрдіс үшін мұнайгазөндіруші басқармасы, бұл мұнай мен
Көмекші үрдістің мақсаты, негізгі үрдіс үшін өндірістік жағдай болып
Көмекші өндірістің негізгі міндеті болып мыналар табылады:
өндірістің мазмұны мен жөндеу шарасы;
сумен қамтамасыз ету;
энергиямен қамтамасыз ету;
материалдық – техникалық жабдықтау.
МГӨБ-нің көмекші өндірісі болып, ұңғыны жер асты жөндеу, дайындау
3.2 «Октябрьскмұнай» мұнайгазөндіруші басқармасының еңбек пен еңбек ақыны ұйымдастыру
Әртүрлі өнеркәсіпте нақты айтқанда мұнайгазөндірушіде еңбекті ұйымдастырғанда ұйым әртүрлі
ұйым мен жұмыс орнын қамтамасыз етуді;
жұмыс режимі;
жұмысшы кадрларды орналастыруды;
еңбекті қорғауды және техника қауіпсіздігін қамтамасыз етуді;
жұмысшылардың мамандылығына дайындау және жоғарылау, іріктеу;
қазіргі заманғы ұйым.
«Октярьскмұнай» МГӨБ 2003 жылдың 1 қаңтарындағы тізім бойынша 931
Орташа тізім бойынша 996 адамды, оның ішінде 682-і жұмысшы
Жұмысшылардың еңбек ақысы істелінген және қосымша істелген бойынша төленеді.
2002 жылы 21 жұмысшы қосымша мамандық бойынша білім алды.
МГӨБ жұмыс істейтін адамның 2002 жылғы айлық еңбек ақысы
2003 жылы 108 адам жобаны 122,4 % дейін орындады.
Жаңажол кен орнын пайдаланудағы техникалық-экономикалық көрсеткіштерін талдау
Өнімнің көлемі, құрамы және сапасы экономикалық талдау кезінде ерекше
Кәсіпорынның периодты есебі бойынша (жылдық, тоқсандық, айлық) талдаулар жүргізіледі.
Жаңажол кен орны игерілуге 1983 жылы қазан айында берілді.
Дәл қазіргі уақытта 496 ұңғы бұрғыланған, оның 368 пайдалану,
Өндіру және айдау ұңғыларының қозғалысының негізгі себебі:
жабдықты жөндеу;
құммен бітелген ұңғы.
23 кесте - 2003 жылғы «Октябрьскмұнай» МГӨБ негізгі экономикалық
Көрсеткіштің аталуы Өлшем
бірлігі 2003 ж Ауытқуы
+ -
жоба нақты
1 2 3 4 5
Өндірістік бағдарлама
1. Мұнай өндіру
мың тонна 2720,0 2958,780 238,70
23 кестенің жалғасы
2. Ілеспе газды өндіру млн. м3 417,849 504,891
3.Тауарлы мұнайды шығару мың тонна 2691,375 2933,607 242,232
4. Мұнайды тапсыру мың тонна 2669,368 2897,836 228,468
5. Қабатқа су айдау мың м3 7500,689 7511,299
6.Мұнай ұңғысының орташа жұмыс істеуші қоры ұңғы 373 363
7.Жұмысшы ұңғы қорында-ғы қолданушы коэффици-енті үлес бірлігі 0,910 0,26
8.Пайдалану ұңғы қорында-ғы қолданушы коэффициен-ті үлес бірлігі 0,870 0,876
9.Жаңа ұңғыларды іске қосу
Оның ішінде:
-мұнай
-айдау
-игеру Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
ұңғы 39
37
2
39 33
32
1
33 -6
-5
-1
-6
10. Ұңғыны күрделі жөндеу
Оның ішінде:
-айдауға ауыстыруға дейінгі
-ҮДГ ауыстыруға дейінгі
-космпроссерлыға ауысты-руға дейінгі
-қабатты гидро жаруға дейінгі
Оның ішінде:
-өндіруші
-айдаушы
-СПО-өндіруші
-қосымша перфорациялау
Оның ішінде:
-өндіруші ұңғы
-айдаушы ұңғы
-ПЗП кезіндегі өндіруші ұңғы
-судың ағып келуін болдырмау
-айдау ұңғысының термоплазмалы түрі
-құбыраралықтағы ағынды болдырмау
-саға жабдығын тексеру
-ПО тексеру Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы
Ұңғы 311
8
18
25
20
10
10
55
45
40
15
6
15
4
25
5
30 275
7
10
18
12
9
3
72
59
44
3
19
1
5
2
23 -36
-1
-8
-7
-8
-1
-7
17
14
4
-12
-6
4
3
20
-3
-7
11.Капиталды салым көлемі оның ішінде:
а) пайдалану бұрғысына
ә) ОНТМ
б) құрылысына
оның ішінде:
-2 кезектегі Жаңажол мұнай кен орнының жан-жақты қондырғысы
-3 кезектегі жан-жақты қон-дырғысы
-мұнайды жинаудың кеңеюі
-кен орнының қондырғысы-ның кеңеюі
-құрылыс бөлімі
в) тағы басқа капиталды салым
12. Әлеуметтік ортаны қоса есептегендегі, жалпы шығы-ны
13. Әлеуметтік ортаны қоспай есептегендегі, жалпы шығыны
-периодты шығыны
-өзіндік құны
14. Тауарлы мұнайдың шығыны (1 тонна)
15. 1 тонна мұнай өндіргендегі шығыны
16. АҚ арасындағы бір тонна мұнайдың бағасы
17. Реализация көлемі
18. Салыққа кететін шығын
19. Барлық адамдар саны,
оның ішінде:
өндірістегі саны
ЦДНГ – 1
ЦДНГ-2
ЦПЛД
УКТ
ЦАП
ПРЦЭО
ПРЦЭиЭ
ПСУ
ЦИТС
Кезекшілік қызметі
ЯКОС и АЗ
ЦНИПР
УОС
УУН
СКБ
басқарма аппаратында
оның ішінде НТР
-әлеуметтік ортада
20. Орташа айлық еңбек ақысы
оның ішінде:
өндірістегі
басқарма аппаратында
әлеуметтік ортада
21.Жинақ қоры.
22.Металл тапсыру Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың теңге
Мың тенге
Теңге
Теңге
Мың теңге
Мың теңге
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Адам
Теңге
Теңге
Теңге
Теңге
Мың теңге
тонна 14522079
10590630
3565372
37479
5954
243247
3032129
246503
366077
10474084
10432558
222186
10210372
3741,34
3850,77
2500
6868787
-3605247
962
706
88
119
110
80
21
61
81
46
10
5
15
47
9
11
2
137
107
119
49574
51097
69344
18277
156 17121082
13754168
10849
3210182
65449
5753
243057
2600704
295219
145883
10083204
10035082
233282
9801800
3289,42
3407,91
9749817
-471522
945
694
88
116
109
78
21
58
80
45
11
5
15
47
9
10
2
134
104
117
49687
51195
69328
18583
471692
154 2805209
3163538
10849
-355191
27970
-201
-190
-431426
48656
-13987
-390820
-347476
11096
-408582
-451,92
-442,86
-2500
2881030
3133775
-17
-12
0
-3
-1
-2
0
-3
-1
-1
1
0
0
0
0
-1
0
-3
-3
-2
113
98
-16
306
471692
2
Газлифтілі ұңғы өнімділігінің көрсеткіштері
24 кесте - Газлифтілі ұңғы өнімділігінің көрсеткіштері
кеніш Ұңғы саны (дана) Жекеленген ұңғының тәуліктің өнімі (тонна)
КҚ - І 100 100 300 300,0
КҚ - ІІ 36 30 300 324,0
Барлығы 136 15,29 300 624,0
25 кесте - Шаралар тиімділігі бағасы кезіндегі іріктеу мен
шаралар Шаралар кезінде қабылданған жалпы ұңғылар саны (ұңғы) Тиімді
Шаралар қабылдағанға дейінгі Шаралар қабылдағаннан кейінгі Қысқаша артуы (t)
газлифт S 3 60 4,6 17 3,7 109
26 кесте - Капиталды шығын мен пайдалану шығымының өлшемдері
№ аталуы өлшем бірлігі өлшемі
1 Газлифт қондырғысы
-газлифтілі ұңғы сағасы
-магистарлды желісі φ 219*12
φ 159*10
φ 114*8
φ 89*7
57*4φ
саға желісі
8 ұңғыға арналған газ айырғыш
барлығы
Мың теңге /кв
Мың теңге / км
Мың теңге / км
Мың теңге / км
Мың теңге / км
Мың теңге / км
Мың теңге /стан
Мың теңге
231,0
12320,0
7700,0
4989,6
3680,6
2156,0
10780,0
41857,2
2 Пайдалану шығыны
материалдар
отын
энергия
тікелей еңбек ақы
жақсартылған жағдай
су мен газ айдау шығыны
ұңғыны жөндеу кезіндегі шығыны
ТҚӨ кезіндегі шығыны
Ұңғыны зерттеу кезіндегі шығыны
Мұнай мен газды дайындау кезіндегі шығыны
Негізгі заттардың амортизациясы
Жалпы тікелей шығыны
Жалпы пайдалану шығыны
Газ дайындау бағасы
Жалпы шығын
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
Мың теңге/ұңғы/жыл
363,6
1,9
256,9
831,0
15,0
0,492
2514,0
3850,0
27,0
0,385
1606,7
668,2
3,1
10904,3
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ
Табиғи-климатологиялық сипаттама
Жаңажол кен орны Ақтөбе облысы Мұғалжар ауданының территориясында орналасқан.
Қазақстанды комплекті физикалық-географиялық аудандандыру үлгісіне сәйкес қарастырылып отырған территория
Кен орны Ембі өзенінің аңғарынан оңтүстік-шығысқа қарай және Ембі
Жаңажол кен орны аймағы үшін биіктік абсолют белгісі теңіз
Кен орнының солтүстігінде жер бедерінің тұзды-күмбезді типі басым болады.
Атжақсы уақытша су ағызу аймағында тұзды күмбезді Столовое
Өзен старицы құрлықтар құрып лиандирует және көктемгі қар еру
Қарастырып отырған аймақтың климаты.
Аудан климаты тұрақты қар жамылғысы бар ұзаққа созылмалы
Құрғақ өткір континенталды климат жағдайында климаттік құрылу негізгі факторларының
Тік күн радияциясы ағынының қарқыны 154-158 ккал/см2 , ол
Салқын жартыжылдықта ең көп бұлттылық белгіленеді және ол қыста
Өте қатты ыссы ауа температурасы желсіз кезде 330С –дан
Аязсыз кезең 170 күнге созылады. Қазан айнының басында ауада
Қыс салқын, ұзақтылығы 190 күн, жел жылдамдығы 6 м/сек
4.1 Мұнайгаз өндіру кәсіпорындарындағы өртке қарсы шаралар және техника
Өндіріс аймағында жұмысты қауіпсіз жүргізу үшін өртке қарсы шараларды
Мұнай және газ ұңғымаларында, мұнай газ жинайтын және айыратын
1) МГӨБ аймағын және соның ішінде ұңғы аумағын және
2) Әрбір өндіріс кешенінде алғашқы өрт сөндіру құралдары
3) МГӨБ аймағында темекі тарту тек қана арнайы орындарда
4) Өндіріс кешендерінде дәнекерлеу және басқада отпен жүргізілетін жұмыстарды
5) Электр жетек және мұнайды сорабының электр құралдары, резервуарлар
Мұнай және газ буларының жиналуы мүмкін жұмыс орындарын қосымша
6) МГӨБ аймағындағы жұмыс кезінде іштен жану двигателі бар
7) Электр беру желісі бойында агрегаттарды, машиналарды және
8) Қызмет көрсету үшін жұмысшыны 0,75 м дейінгі биіктікке
9) Телемеханика желісінде жұмысты тек қана жазбаша рұқсатпен және
«Қосуға болмайды-желіде жұмыс жүріп жатыр»
Штангілі сорабтармен, қондырғылармен ұңғыны пайдалану кезінде жеткілікті берік
Тербелмелі станоктардың барлық түрлерін бүктеме шатунды механизм және
Сонымен қатар қауіпсіздік ережелерінің келесі негізгі талаптарын сақтау қажет:
Сағалы үш жақты сальниктің үстіңгі ауданының деңгейінен 1 метрден
Сальник корпусында тығыздалуды толтыру кезінде оның басы сальникті штокте
Тербелмелі станок шкивін қолмен айналдыруға немесе оны құбыр немесе
Бүктеме шатунды механизм саусақтарын қайта орналастыру кезінде шатунды тербелмелі
Тербелмелі станокті іске қосар алдында станок редукторы тоқтатулы, қоршаулар
Тербелмелі станоктың электр қозғалтқышында және тежегішінде қызмет ету үшін
Белдікті рычагтың көмегімен шешуге және кигізуге тиым салынады. Белдікті
Бөлек бөлшектерін майлау, қарау немесе алмастыру кезінде тербелмелі станок
Арқанды және шыншырлы алқаларды еденнен немесе тасымалдайтын ауданды басқыштан
4.2 Газлифт қондырыларын пайдалану кезіндегі еңбекті қорғау және қауіпсіздік
Фонтанды компрессорлы арматура күткен жұмысшы қысымынан тәуелсіз шпилкілердің
Фонтанды арматураның жұмысшы қысымы ұңғы сағасында күтілген ең жоғарғы
Ұңғыны газлифтті пайдалануға ауыстырар алдында пайдалану тізбектері сағалы
Газлифтті жүйедегі коспрессорлы станция жұмысы кезінде мыналарды жүргізу қажет:
Барлық технологиялық құбырларды, айырғыштарды, қалбырларды, ілмекті реттегіш арматураларды ай
Өрт сөндіру жүйесін, газды кептіруді, жарықтандыруды, желдетуді және апатты
Газ тартатын құбырлар монтаждан кейін сығылған ауамен үрленуі және
Газлифтті ұңғының сағасы 100 м дейін қашықтатылған, свечаға шығаратын
Ұңғылардың және аппаратуралардың байланысын, сонымен қатар қысымы бар газ
Газлифтті комплекспен жұмысқа пайдалану инструкциясымен, құрамындағы бөлшектердің және
Жеткізілгендердің жинақтылығын тексеру және комплексті ұңғыны түсіруге дайындау жұмысшы
Тексеру үрдісі қосымша бөлшектер жәшіктен жүк көтерімділігі 500 кг-дан
Комплекстің қосымша бөлшектерін ұңғыға түсіруге дайындау, сонымен қатар
Комплекстің қосымша бөлшектерін ұңғымаға түсіруге дайындау (бүтіндігін және жұмысқа
Қабырғалы шаруашылық мемлекеттік тексерістен өткен керекті бақылау-өлшеу құралдарымен қамтамасыз
Қосымша бөлшектерді бүтіндікке сынағанда жоғарғы қысым кезінде қызмет көрсетуші
Лифтті комплекстік ұңғыға дайындалған қосымша бөлшектері ораулы немесе ораусыз,
Сорапты компрессорлы құбырлардың біріктіру өлшемдері пакер және комплекстік ұңғының
Комплекстің бөлшектерін ұңғыға қабылданған жұмыс жоспарына сәйкес түсіру керек.
Комплексті монтаждау кезінде қосымша бөлшектердің арасында ара қашықтық сақтау
Комплексті монтаждау және пайдалану кезінде мына нұсқау сақталу керек.
Газлифтті клапандарды алмастыру үшін алдын-ала жөндеу жұмыстарын жүргізген кезде
Либрикаторды перевенорлың қайтадан жіберу клапаны арқылы ұңғының ортаны қайтадан
4.3 «Октябрьскмұнай» МГӨБ апатты жою жоспары
Ату жұмысын бастамас бұрын, МГӨБ басшылығында «АҚ-Берен» Ақтөбелік отряд
Жоспарда мыналар қаралу қажет:
-адамдардың орналасу схемасы;
-жабдықтардың орналасу схемасы;
-күкіртсутегінің шашырауынының қауіпті аумағының болуы;
-оператордың күкіртсутегін тасудағы және орналастырудағы концентрациясы жөніндегі білімі;
-қондырғылардың түрі, саны және сақталатын орны;
-күкіртсутекті ортада жұмыс істеу кезіндегі техника қауіпсіздігін талап ету.
Сол объектіде жұмыс істейтін жұмысшылар техника қауіпсіздігімен және жобамен
4.3.1 Күкіртсутекті ортада жұмыс істеу кезіндегі техника қауіпсіздігінің
1) Ұңғыда төмендегідей апаттар болуы мүмкін:
а) саға жабдығының флонецті байланысу жерінен мұнай мен газдың
ә) монометрдің істен шығуы.
2) Арматураның флонецті байланысының герметикалығын индикаторлы қағазбен немесе сабынды
3) Апатты көрген адам кезекшіге белгі беру керек. Ол
4) Күкіртсутекті апаттарды жою үшін противогаз киген кемінде
5) Апат болған жағдайда жел жағында тұрып жұмыс жасау
6) Жұмысшы аумақтың ауа құрамында күкіртсутегінің мөлшері 10мг/м3 ,
7) Ауа құрамын 7495 мг/м3 (7,495 г/м3) дейін
8) Жұмыс аумағында (саға жабдығында, факелде) желдің жылдамдығы 0,5÷
9) Белгілердің түрлері ұңғының қысымдағы мәдени бүркемеде болу керек.
10) Ұзақ жөндеу жүргізілген кезде белгілі бір уақыт аралығында
11) Істен шыққан монометрді, бұрандаларды, ауыстырған кезде противогаз киіп
12) Мұнай шашылған апат кезінде бульдозермен тазартылуы керек.
13) Апат жұмысының қауіпсіздігіне объектінің бастығы жауапты.
Объектідегі өртке қарсы шаралар
1) Өрт қауіпсіздігін қамтамасыз етудің жалпы талаптары ГОСТ 12.1.004
2) Өрт болған жағдайда мыналар қаралады:
а) Ұңғы территориясы жоспарланған және таза ұсталуы керек.
ә) Мұнай құйылатын орын таза жиналу керек.
б) Жұмыс территориясында, ұңғы айналасында – 10 м қашықтықта
в) Жабдықтардың герметикалығы қатаң тексерілуі керек.
г) Мұнай ұңғысын жуу кезінде агрегат ұңғыдан кемінде 25
ғ) Факел ұңғыдан 100 м қашықтықта орналасуы керек.
д) Крандар, бұрандалар жайлап ашылып, жабылуы керек.
3) Өрттен сақтану жүйесін арнайы оқыған адамдар жүргізеді.
а) Судың қоры тұрақты сиымдылықта ұңғы айналасында 10 м3
ә) 3-5 м 3 көлемде көбік сиымдылықта ұңғы айналасында
Мұнай ұңғысын өрттен сөндірудің есебі
Ұңғының өнімін анықтау /20/
Өртті сөндіру әдісі кезінде таңдалған судың, газдың көбіктің, мұнайдың
Қосымша. Фонтанды мұнай ұңғысын сөндіру кезінде төмендегідей этаптар болады:
- бірінші этап (сөндіруге дайындау) – 60 мин.
- екінші этап (бірінші этаптың жалғасы, өртті сөндіру):
- 1) ұңғы сағасына су айдау – 15 мин;
- 2) су қысымы – 60 мин;
- 3) газсу қысымы – 15 мин;
- үшінші этап (ұңғы сағасын салқындату) – 60 мин.
Шешуі:
№ 415 ұңғының өнімі нақты мәліметте 55,52 м3 /тәу.
2) 5.1 кестеден /20/ қара мұнай үшін қуатты 5
Лафетті оқпанның саны 6 дананы жел бағытымен 240 0
Кестедегі мәліметтерді қойғаннан кейін, дәл осы өртке кететін су
140 мин. . 60 с = 8400 с
8400 с . 120 л/с = 1008000 л
1008000 л = 1008 м 3 немесе 1008
Сонымен осындай өртті сөндіру үшін 140 мин. ішінде 1008
Қосымша Ә
Лафетті оқпанның орналасуы
жел бағыты
240
ҚОРЫТЫНДЫ
Ұңғынның табиғи фонтандауы тоқтаған кезде, ұңғы механикалық кейбіреулері газлифтілі
Бұл дипломдық жобада үздіксіз – компрессолы газлифтілі әдісі қаралған.
Газлифтілі пайдалану әдісінің өзіндік артықшылығы мен кемшілігі болады.
Артықшылығы:
жоғары өнім береді (тәулігіне 60,0 тонна өнім береді);
жабдықтары қарапайым және ұзақ уақытқа дейін қызмет атқарады;
көлбеу ұңғыларды пайдалануға болащды;
автоматтың көмегімен бақылап, басқаруға болады;
ұңғыны зерттеудегі қарапайымдылығы.
Газлифтілі пайдалануыдың негізгі кемшіліктері:
тоттануға ұшырауы жоғары;
компрессорлы газлифт капиталды шығынды көп қажет етеді, себебі компрессорлық
Сұйықтықты көтеру үшін газ ұңғысын немесе газ желісінен газ
Бір ұңғының өндіруіне байланысты тереңдік – сорап пен газлифтілі
Жаңажол кен орнында 2001-2003 жылдары тереңдік-сорапқа ауысқан ұңғының өнімі
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР
Научно-исследовательский институт по разработке нефтегазовых месторождений ОАО «СНПС Актобемунайгаз»
В.Ф. Шматов, Ю. М. Малышев «Экономика, организация и планирование
В. С. Бойко «разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»,
М.М Иванова, И.П Чоловский, Ю.И. Брагин,
М.Л. Сургуев. «Вторичныеи третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов», М.,
Г.Е.Панов., Л.Ф. Петряшин, Г.Н. Лысяный «Охрана окружающей среды на
Р. А. Валиуллин, Рамазанов и др. «Особенности термометрии при
8) НИИ «Гипрвостокнефть» «Уточненной технологической схеме опытно-промышленной разработки нефтяных
9) Научно – исследовательский институт «Гипровостоконефть» «технологическая
НИИ «Гипрвостокнефть» «Схемой комплексного обустройства II очереди»
Часть III.
11) «Единым правилами разработки нефтяных и газовых месторождений республики
12) «Қ.Р. мұнай және газ өнеркәсібіндегі қауіпсіздік ережелері»-Алматы. 1995г.
13) НИИ «Гипрвостокнефть» «Комплексное обустройство II-ой очереди нефтяного месторождения
14) НИИ «Гипрвостокнефть» «Комплексное обустройство IV очереди нефтяного
15) ГОСТ-5542-87
16) ОКБ «Нефтемаш» «Особого конструкторского бюро по проектированию газодобывающих
17) Бойко В.С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», М.
18) Иванов М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. «Нефтегазопромысловая геология»
19) Александров К.К., Кузьмина «Электро – технические чертежи и
20)
21) «Планирование на предприятии нефтяной и газовой промышленности, М.
22) Юрчук «Расчеты в добычи»
23) Годовой отчет НИИ ОАО «СНПС – Актюбемунайгаз» за
24)Годовой отчет отдела по исследованию проблем добычи и бурения
25) Ғ.М. Нұрсұлтанов, Қ. Н. Абайұлданов «Мұнай және газды
25) Қ. Бекетов «Үлкен қазақша – орысша, орысша –қазақша
26) Ғ.М. Нұрсұлтанов «Мұнай және газ өнеркәсібінің орысша-қазақша түсіндірме
Жаңажол кен орнын газлифтілі әдіспен пайдаланудың технологиялық схемасы
2 сурет.
№1 ұңғы аумағында болған апатты жоюдың жоспары
-сурет
«Октябрьскмұнай» МГӨБ деңгейіндегі адамдардың міндеттері мен ҚОҚЕҚЖ
– сурет
Q = f (V0) қисығының параболалық түрі
1 сурет
415 ұңғының көтеру тізбегіндегі қималық
қысымның диаграммасы
3 сурет
Үздіксіз газлифт кезіндегі газлифтілі
клапандардың орналасу схемасы
4 сурет
Сепататор С-1301
Газомотокомпрессор ГК-1301/1-2
1 саты
t=85°C t caл - 45°C
Р – 61,1 атм
10 ГКНАМ 2/40-150
екі тактылы двигатель, V - үлгілі,
10 цилиндрлі
СППК Рж-88 атм
2 клапан
СППК Рж -132 атм
2 клапан
Газлифтілі пайдаланудың 8 желілі «Газлифт» 7177.00.007.000 БГРА-2 блокты қондырғысы
Газ шығыны-24-640 мың м³/тәу.
Жалпы шығын-24-640 мың м³/тәу.
Қысымы р-16 МПа
Шығыстағы температура 5-80°С
Ұңғы
БР -2,5
НД-16 /400 сорап
Үрлеу свечасы
Факел
ГОСНАДЗОР
органы
«Октябрьскмұнай» МГӨБ бастығы
Профсоюз
органы
Басшының орынбасары
Бас инженер
ТЖ, ҚОҚ, ЕТ және ТҚ-ң бас техникалық бастығы
Қызметтер мен бөлімдердің бастығы
Өндірістік бөлімшенің бастығы
ТЖ, ҚОҚ, ЕТ және ТҚ қызметі, бөлімі
Өндірістік объектілер (Цех, бөлім, бригада) мен персоналды, мердігерлерді
Бас технолог
Бас техникалық жетекші
ЦИТС бастығы
«Октябрьскмұнай» МГӨБ бастығы
1 Цех
2 Цех
№1 ұңғы
№ 100 ұңғы
Газлифтілі ұңғы өнімділігінің көрсеткіштері
Периодты газлифтілі ұңғыманың жабдығының көрсеткіштері
Октябрьск мұнай кен орны
Үздіксіз – компрессолы газлифтілі әдіс
Мұнайды өндіру технологиясы
Ұңғыларды газлифтілі пайдаланудың қауіптілігі
Жаңажол кен орны жайында
Жаңажол кен орны жайлы
Төменгі карбон жыныс қабатының максималды анықталғаны қалыңдығы 308 метр
Кеніштің биіктігі 200 метр