Энергетикалық шығындарды есептеу

1 ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Мұнайгазконденсатты Жаңажол кен орыны Ақтөбе қаласынан оңтүстікке қарай 240
Жер бедері әлсіз жоталы жазықтан тұрады. Жер бедерінің абсалютты
Топырақтың қату тереңдгі 1,5-1,8 м – ді құрайды.
Кен орынды игеру 1983 жылдан басталды.Қазіргі уақытта мұнай мен
1.2 Кен орынның геологиялық сипаттамасы
Барлаулық бұрғылаудың мәліметтері бойынша, төменгі тас көмір кезеңінен, төрттік
КТ – 1 – дің үстінде орналасқан, төменгі
Стратиграфиялық жағынан А жиынтығы гжель ярусының төменгі бөлігіне, Б
Барлық анықталған өнімді жиынтықтар өзара гидродинамикалық жүйемен біріктірілген, практикалық
СМЖ – ның жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік
Г стратиграфиялық жиынтығы өзінің негізгі қима бөлігінде, мәскеу ярусындағы
Шоғырлардың су – мұнайлы байланыстары (негізінен ұңғыларды сынау кезінде
3 блоктағы ГМЖ – ның газмұнайлы шоғырында, 36 –
Сумұнайлы жапсар –3603 метр абсолютты белгісінен (шоғырдың батыс бөлігіндегі
ПГИС – тің мәліметтері мен сынау нәтижелері бойынша СМЖ
ПГИС бойынша 17 – ші мен 29 – шы
6 – шы және 14 – ші ұңғымалардың, –2637
Төменде өнімді жиынтықтардың қысқаша сипаттамалары келтіріледі.
А жиынтығы жоғарыда мықты қалыңдықпен (650 м – ге
Жоғарыдағы шоғыр, шоғырлардың литологиялық шектелген, массивті түріне жатады. Газдылық
Газмұнайлы шоғырмен байланысты Б жиынтығы, А жиынтығынан 2 –
В жиынтығы, Б жиынтығынан 4 – 74 м –
В1 жиынтығының қорларын есептеу кезінде, солтүстік шоғыр толық барланбаған
КТ – 2 карбонатты қалыңдығының КТ – 1 карбонатты
3 блокпен мұнайлы шоғыр байланысты, ол жоғарғы және төменгі
1.2.1 Стратиграфия
284 өндіретін және барлық барлау ұңғымаларының стратиграфиялық өзгеру мәліметтерін
КТ – 1 құрылымы:
Қабатшаның құрылымдық жоспары бойынша шектелетін изогипстің абсолютты белгілері 2330
КТ-2 құрылымы:
Қабатшаның құрылымдық картасы бойынша оңтүстік күмбездің абсолютты белгісі
Берілген көтерілімнің батыс қанаты, шығыстағыдан нығыздырақ және қабаттарының құлау
КТ – 2 құрылымын зерттегенде, алдыңғылар оның батыс қанатында
Әрбір қабаттың қалыңдығы нақты бөлінгеннен кейін 50 м құрады.
КТ – 2 мүнайлы жиынтығы жоғарыдан төменге қарай мұнайлы
1.2.2 Тектоника
Тектоникалық жағынан аудан Каспий маңы ойпатының борт алдындағы ватолы
Геологиялық дамуының ерекшеліктерінің бірі болып, аумақтың жедел түсуі және
Жаңажол кенорыны Гжель – Подоль (КТ – 1) және
Барлау ұңғыларымен ауданды бұрғылаған кезде, карбонатты қалыңдығының төменгі қимасында
Кенорынның өндірістік мұнайгаздылығы екі карбонатты қалыңдықпен байланысады: бірінші және
1.3 Мұнайгаздылық
Өнімді жиынтықтардың коллекторлық қасиеттері сынама мен кәсіпшілік – геофизикалық
А, Б және В жиынтықтардағы газды телпектердің газғақанығушылығы сәйкесінше:
Жобалау үшін кеуектіліктің келесідей шамаларын қабылдау қажет: Г –
Жобалау үшін, өткізгіштің келесідей шамаларын қабылдау керек: Го жиынтығы
ГНС нәтижелері бойынша ғана жалпы мұнайғақанығушылық анықталды және былай
Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 12 м құраса, ал газға
Жалпы шоғыр бойынша орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 12 м
В жиынтығы, Б жиынтығы сияқты қалыңдықтарының үлкен айырмашылықтарымен сипатталады.
Оңтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 13 м құраса,
В1 жиынтығының қалыңдығы 28,2 м – ден, 73 м
Оңтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 5,6 м құраса,
1.4 Мұнайгаз шоғырларының түрі
Жаңажолдық мұнайгаз шоғырлары, аймақтық геология бойынша болатын, литологияның әсерінен
Сұйықтардағы элементтерінің қозғалысына байланысты, осы мұнайгаз шоғырлары, контурында және
Жерасты шоғырларындағы көмірсутектердің бастапқы жату жағдайына байланысты, шоғырымыз бір
Фазалық жағдайының сипатына байланысты КТ – 1 шоғыры, Гсол.
Мұнай мен газды игеретін шоғырларды жіктеуге байланысты, Жаңажолдық мұнайгаз
1.1 кесте – Жаңажолдық мұнайгаз шоғырларының түрлері
Жиынтық
Көмірсутектердің жалпы көлеміндегі мұнайдың үлесі Шоғырлардың түрі
А оңт. 0,09 Мұнайлы жапсары бар газконденсатты
А сол. 0,27 Мұнайгазкоденсатты
Б оңт. 0,41 Мұнайгазконденсатты
Б сол. 0,49 Мұнайгазкоденсатты
В оңт. 0,84 газконденсатты телпегі бар мұнайлы
В сол. 0,63 Газконденсаттымұнайлы
Г сол. 0,74 Газконденсаттымұнайлы
Д оңт. 1,00 Мұнайлы
Д сол. 1,00 Мұнайлы
1.5 Өткізгіштік бойынша қабаттардың біртекті еместігі
Қабаттардың ішіндегі өткізгіштің вариация коэффициенті бойынша Г жиынтығы барлығынан
А жиынтығының жалпы қалыңдықтары 62 м – ден, 134
Кенорынының өнімді қабаттары бойынша қалыңдықтардың өзгеру сипаттамасы, 1.5.1. және
1.2 кесте - КТ – 1 қабаттарындағы қалыңдықтардың сипаттамасы.
Қалың-дық Аталуы Жиынтықтар
А Б В сол. Воңт.
1 2 3 4 5 6
жалпы Орташа мәні, м
вариация коэффициенті, үл. бөл. 101,2 65,4 263,3 258,5
өзгеру аралығы, м 62-134 45-90 232-292 232-278,5
1.2 кестенің жалғасы
мұнайға
қаныққан Орташа мәні, м 12,9 11,4 20,5 14,0
вариация коэффициенті, үл. бөл.
өзгеру аралығы, м 1,2-37 1,0-45,5 1,0-57,5 1,2—38,2
газға
қаныққан орташа мәні, м 29,1 14,1 18,9 6,7
вариация коэффициенті, үл. бөл.
өзгеру аралығы, м 1,0-87,4 1,0-44,5 2,4-62,2 1,2-21,6
1.3 кесте – КТ – 2 қабаттарындағы қалыңдықтардың сипаттамасы
Қалы-ңдық аталуы Жиынтықтар
Г сол. Г оңт. Д ж оңт. Д т
1 2 3 4 5 6 7
мұнайға
қаныққан орташа мәні, м 36,8 8,0 30,7 29,7 16,8
вариация коэффициенті, үл. бөл.
газға
қаныққан өзгеру аралығы, м 2,0-92,2 1,2-20,0 1,5-75,7 1,4-82,0 2,0-53,4
1.3 кестенің жалғасы
газға
қаныққан орташа мәні, м 26,1
өзгеру аралығы, м 1,2-69,4
1.5.1 Қабаттағы мұнай мен газдың физикалық, химиялық қасиеттері
Жаңажол кен орынының жер бетіндегі мұнайының қасиеті, төмен тығыздылығымен,
КТ – 1 мен КТ – 2 жиынтықтары бойынша
А жиынтығы
Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,7055
Б жиынтығы
Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,7080
В1+В жиынтығы
Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,6820
Г жиынтығы
Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,6389
Д жиынтығы
Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,6838
1.6 Жаңажол кен орнын игеру жағдайы
Жаңажол кен орыны 1978 жылы ашылды. Кен орында
Кен орын бойынша 2003 жылы 4064,721 мың т. мұнай
Бір ұңғыма бойынша мұнайдың орташа шығымы 31 т/тәу. болды.
Игеру басталғаннан, 2004 жылдың 1-ші қаңтарына дейінгі аралықта 44121,321
Игеру басталғаннан бері 12572,7419 млн. м ілеспе
Ұңғымалар қорының ішінде пайдалану ұңғымаларының саны – 446, соның
Жалпы кенорын бойынша 8 пайдалану объектісі белгіленді және игеріліп
А объектісі – мұнайлы жапсары бар газконденсатты шоғыр болып
2003 жылы мұнай өндіру 42,975 мың т – ны
Игеру басталғаннан бері А жиынтығының шоғырынан 479,91 мың т.
А жиынтығының оңтүстік аймағында су айдау 1992 жылдан, ал
Игеру басталғаннан бері А жиынтығының шоғырына 519,847 мың м
А жиынтығы бойынша келесідей геологиялық – техникалық шаралар іске
2003 жылы мұнай өндіру 708,485 мың т – ны
Игеру басталғаннан бері объект бойынша 7316,663 мың т. мұнай
Б жиынтығында игеру, оның оңтүстік аймағында барьерлі су айдау,
Б жиынтығы бойынша келесідей геологиялық – техникалық шаралар іске
Компрессорлы газлифтке №№ 130, 848, 454, 460,456,719,714 ұңғымалары көшіріліп,
В сол. объектісі – газды телпегі бар мұнайлы
2003 жылы 708,485 мың т. мұнай, 38,4084 млн. м
Игеру басталғаннан бері объект бойынша 8290,588 мың т. мұнай
Шоғырға газ,сумен әсер ету арқылы объект игеріліп жатыр, ал
Компрессорлы газлифтке №№ 147, 301, 376, 611 ұңғымалары дайындалып
В оңт. объектісі – үлкен емес газды телпегі бар
Игеру басталғаннан бері В оңт. жиынтығының шоғырынан 4154,786 мың
В оңт. жиынтығы бойынша мынадай шаралар іске асырылды: №
Д ж., Д т., Д – 3, Г –
Д ж. объектісі – мұнайлы шоғыр болып табылады.
Өндірілетін өнімнің орташа сулануы 1,3 % - ды құрады.
2004 жылдың 1 қаңтарындағы жағдай бойынша, игеру басталғаннан бері
Игеру басталғаннан бері В оңт. жиынтығының шоғырынан 4154,786 мың
В оңт. жиынтығы бойынша мынадай шаралар іске асырылды: №
Д ж., Д т., Д – 3, Г –
Д ж. объектісі – мұнайлы шоғыр болып табылады.
Өндірілетін өнімнің орташа сулануы 1,3 % - ды құрады.
2004 жылдың 1 қаңтарындағы жағдай бойынша, игеру басталғаннан бері
3 қатарлық су айдау жүйесінің әдісі арқылы қабат қысымы
Д ж. жиынтығы бойынша мынадай геологиялық – техникалық
БОТЭС – қа №№ 3007, 2124, 2086 (Д ж.+Д
№ 2031 (Д ж.+Д т.) ұңғымасында ТҚӨ жүргізіліп, соның
Компрессорлы газлифтке №№ 2133, 2116 ұңғымалары көшіріліп, соның нәтижесінде
Өндірілетін өнімнің орташа сулануы 0,9 % - ды құрады.
2004 жылдың 1 қаңтарындағы жағдай бойынша, игеру басталғаннан бері
3 қатарлық су айдау жүйесінің әдісін қолдану арқылы шоғыр
Д т. жиынтығы бойынша мынадай геологиялық – техникалық
Д – 3 объектісі – мұнайлы шоғыр болып табылады.
Бір ұңғыма бойынша мұнайдың орташа шығымы 45,5 т/тәу болды.
2004 жылдың 1 қаңтарындағы жағдай бойынша, игеру басталғаннан бері
Пайдалануға 18 жаңа ұңғыма енгізіліп, оларда мұнай өндіру көлемі
Д – 3 жиынтығы бойынша мынадай геологиялық- техникалық
№№ 3327, 3316, 3300, 3314, 3355, 3322 ұңғымаларында ҚҚЖ
3 қатарлық су айдау жүйесінің әдісін қолдану арқылы шоғыр
Г – 3 объектісі – екінші карбонатты қалыңдық
2003 жылы 2119,126 мың т. мұнай, 819,1897 млн. м
Бір ұңғыма бойынша мұнайдың орташа шығымы 54,8 т/тәу болды.
2004 жылдың 1 қаңтарындағы жағдай бойынша, игеру басталғаннан бері
Г – 3 объектісі, щоғырға сугазбен әсер ету, газ
Г – 3 жиынтығы бойынша мынадай геологиялық – техникалық
№№ 2377, 2376, 2446, 2453, 2444, 2358, 3476, 2407,
ШТС – қа № 3426 ұңғымасы көшіріліп, онда қосымша
№ 2547 ұңғымасында ҚҚЖ жүргізіліп, соның нәтижесінде қосымша 1,524
Г т. – 1 объектісі – 2004 жылдың 1
Бір ұңғыма бойынша мұнайдың орташа шығымы 25,6 т/тәу болды.
Игеру басталғаннан бері Г т. – 1 жиынтығында 91,089
2002 жылдың осы кезеңдегі Жаңажол кен орынының игеру көрсеикіштерімен
Кен орын бойынша істеп тұрған өндіру ұңғымаларының қоры 413
Жалпы кен орын бойынша жыл басынан мынадай шаралар іске
- пайдалануға жаңадан 31 ұңғыма
- 16 ұңғымада қосымша перфорация жүргізіліп, оларда
- 22 ұңғымада сулы горизонтты оқшауландыру жүргізіліп,
- 28 ұңғымада ТҚӨ жүргізіліп, оларда мұнай
- БОТЭС – қа 6 ұңғыма көшіріліп,
- компрессорлы газлифтке 63 ұңғыма көшіріліп, оларда
- НДГ-ға 10 ұңғыма көшіріліп, оларда мұнай
- плунжерлі газлифтке 19 ұңғыма көшіріліп, оларда
- ШТС – қа 6 ұңғыма көшіріліп,
нәтижесінде қосымша мұнай өндіру көлемі 0,045 мың т-ны құрады.
- 7 ұңғымада ҚҚЖ жүргізіліп, олар бойынша
- 16 ұңғыма су айдау үшін көшірілді.
1.6.1 Өндірістік бағдарламаның орындалуы
2003 жылы 4064,7 мың т. мұнай өндіру жоспарланған ,
Қабат қысымын ұстау мақсатымен, қабатқа жоспар бойынша 8961,250
1.6.2 Өндіру қоры бойынша негізгі ұйымдастырушылық –техникалық шараларының орындалуы
Техникасы мен технологиясы
2004 жылдың 1 қаңтарында Жаңажол кен орыны бойынша жалпы
БОТЭС – қа көшіру, 6 ұңғымада ұйымдастырылды.
1.4 кесте-БОТЭС – қа көшірілгн ұңғымалар шығымы.
№, реті Ұңғыманың №№ Шығымы, т./тәу.
Жөндеуге дейін Жөндеуден кейін
1 2025 85 130
2 2032 58 104
3 3007 23 45
4 490 10 15
5 2086 30 70
6 2124 12 25
БОТЭС – қа 6 ұңғыманы көшірудің нәтижесінде, қосымша өндіру
2004 жылдың 1 қаңтарында бір ұңғымаға келетін орташа тәуліктік
Мұнайды өндіруді жетілдіру үшін жыл бойы зерттеу қорында, жоспар
2003 жылы НҰТШ байланысты өндіру қорынан 64 ұңғыма компрессорлы
2003 жылы НҰТШ байланысты жоспар бойынша өндіру қорынан 13
2003 жылы НҰТШ байланысты жоспар бойынша өндіру қорында 70
2004 жылдың 1 қаңтарындағы жағдай бойынша жоспар бойынша 40
2003 жылы жоспар бойынша 20 ұңғыма плунжерлі газлифтке (ПГЛ)
2003 жылы жоспар бойынша 3 ұңғыма БОТЭС – қа
2003 жылы жоспар бойынша 3 ұңғыма өзінің газын пайдаланатын
2003 жылы жоспар бойынша істен шығарылған қордан 3 ұңғыманы
Жыл бойы №№1,2 мұнай өндіретін цехтердің күшімен, ұңғымаларды және
- 2324 ұңғ./опер. ыстық жуу ;
- 583 ұңғ./опер. химиялық өңдеу
- УКТ күшімен 432 жер
Химреагенттердің шығыны:
СНПХ – 7850 – 467,7 т .
Метанол – 832,7 т.
KO – 101 – 176,2 т.
KW – 201 – 288,2 т.
KL – 301 – 44,7 т.
KL – 99 – 341,4 т.
KL – 6555 – 373,7 т.
1.6.3 Айдау ұңғыларының қоры бойынша ұйымдастырушылық-техникалық шараларының орындалуы және
Айдау ұңғыларының қабылдағыштығын өсіруіне байланысты, оларда жоспар бойынша 55
2003 жылы НҰТШ байланысты жоспар бойынша 10 ұңғымаға әмбебап
2003 жылы № 2 және № 4 БКНС
1.5 кесте- 2004 жылдың 1 қаңтарындағы жағдай бойынша “Октябрьскнефть”
Аталуы Ұңғылар саны
1 2
Істеп тұрған қор бойынша уақытша тоқтап тұрған ұңғымалар
14
1.5 кестенің жалғасы
а) фонтанды
Жаңа
Ескі
б) терең-сорапты
Жаңа
Ескі
в) үздіксіз-дискретті газлифт
Жаңа
Ескі
г) компрессорлы газлифті
Жаңа
Ескі
д) БОТЭС
Жаңа
Ескі
е) плунжерлі газлифт
Жаңа
Ескі 9
-
9
1
0
1-(ЗКН)
2
-
2
0
-
-
1
1
-
1
1
Істемей тұрған ұңғымалардың қоры
а) фонтанды
б) терең-сорапты
в) үздіксіз-дискретті газлифт
г) компрессорлы газлифт
д) ӘЭОТС
е) плунжерлі газлифт
Бұрғылаудан кейінгі игеруде 33
25
4
-
-
-
2
1.5 кестенің жалғасы
Соның ішінде фонтанды ұңғымалар
2
-
Айдау қоры
Соның ішінде айдауда
Уақытша тоқтап тұрған
Игеруде
Істемей тұрған ұңғымалар 134
117
7
-
10
Бақылау қоры
Пьезометрлік
Бақылайтын 12
9
(№№ 393, 502, 326, 359, 541, 555, 745, 44,
3-№№ 2237; 170; 364.
Арнайы ұңғымалар
Жұтатын 1-(№ 2301-тұзды)
-
Барлық ұңғымалар 593
Істен шығарылған ұңғымалар
Геологиялық себептерге байланысты
Техникалық себептерге байланысты
17
7
(№№ 111, 120,122, 148,200, 303, 2459.)
10
(№№ 164, 205, 290, 216, 2024, 2210, 2436, 2213,
Барлау ұңғымалар
1.6.4 Жаңажол кен орынындағы ұңғыларды пайдалану әдістері
1.6.4.1 Пайдалану әдісін негіздеу
Мұнайды өндіру үрдісі қабаттан ұңғымалардың түбіне ағып келетін сұйықтардың
Жаңажол кен орнын игеру жобасы кенорынды газлифтпен, щтангалы сораппен
Газлифті пайдалану фонтанды пайдаланудың логикалық жалғасы болып табылады, онда
1.6.4.2 Штангасыз ұңғымаларды пайдалану
Ортадан тепкіш түріндегі жұмыс дөңгелектері бар лопасты сорапты
Түсірілетін электрқозғалтқыш арқылы ұңғыманың ортадан тепкіш сораптары іске қосылады.
Ұңғыманың сорабында 80-400 саты бар. Сораптың төменгі бөлігіндегі тордан
Басқару станциясында токтың күшін және кернеуді көрсетіп тұратын құралдар
СКҚ тізбегі кері және ағызып жіберу клапандармен жабдықталған. Сорап
2003 жылдан бастап 6 ұңғыма БОТЭС – қа көшірілді.
А жиынтығы - 10 % -2042 м, 25 %
Б жиынтығы - 10 % -2060 м, 25 %
В жиынтығы - 10 % -2000 м, 25 %-1060
Г жиынтығы - 10 % -2300 м, 25 %-1400
Д ж. жиынтығы - 10 % -2600 м, 25
Д т. жиынтығы - 10 % -2815 м, 25
1.7 Арнайы бөлім
Газды фактор БОТЭС – тың жұмысына әсер ететін
Сумұнайлы қоспасының құрамында газдың болуы, сол қоспаның қасиетін және
Қондырғыны пайдаланудың техникалық шарттарына байланысты сораптың ішіне мұнайдың кіруі
5 – 25 % аралығында болады.
БОТЭС – пен пайдаланатын, ұңғымалардағы газбен күресетін келесідей әдістер
- сораптың оптималды өнім беруін және оның
- әр түрлі құрылымдағы айырғыштарды қолдану;
- сораптың қабылдау бөлігіндегі жабдықтарды монтаждау;
- құбыр аралық кеңістікке мүмкіндігінше газды жіберу;
- комбинирленген, яғни сатылы сораптарды пайдалану.
Сораптың қабылдау бөлігінде қанығу қысымына тең болатын немесе сол
Бұл дегеніміз СКҚ-ға, желіге, электр энергиясына және түсіріп-көтеру жұмыстарына
Айырғыштарды пайдалану. Бұл әдіс сораптың қабылдау бөлігіндегі арнайы жабдықтардың
Диспергатор ағынның күшті турбулизаторы болып табылады,сондықтан газсұйықты қоспаның құрылымын
Құбыр аралық кеңістікке газды жіберу. Ұңғыманы пайдалану үрдісінде, құбыр
Комбинирленген сораптарды пайдалану. Егер сораптың қабылдау бөлігінде кейбір сатыларды,
БОТЭС-тың тұрақты жұмысын қамтамасыз ету үшін, сораптың түріне байланысты,
Жоғары газдалған сұйықты айдау үшін, батпалы сораптың тұрақты жұмысын
Газ айырғыштар мен диспергаторлар сораптың ПӘК-ін ұлғайтуға, қажетті өнімділігін
Диспергаторлардың жұмыс істеуінің негізгі мақсаты, айдалатын газсұйықты қоспадағы газ
Жоғарыда аталған жабдықтар негізінен сораптың бірінші сатысында орналасады, яғни
Газ айырғыштардың үш түрі шығарылады:
1) гравитациялы;
2) вихревті;
3) ортадан тепкіш.
Ортадан тепкіш газ айырғыштар ЭОТС- ты еркін газдың зиян
пайдаланады.
Гравитациялық айырғыштың айыру коэффициенті төмен, ортадан тепкіш айырғыштың айыру
1.7.1 Газ айырғыштардың және диспергаторлардың құрылымы мен жұмыс
Еріген газ көптеп кездесетін ұңғымадан мұнай алған кезде, газайырғыштарды
Газ айырғыштар БОТЭС үшін, ортадан тепкіш сүлбе бойынша жиі
МН (К) – ГСЛ типтегі газ айырғыш басы –
Газ айырғыш келесідей тәртіппен жұмыс істейді: ГСҚ тор мен
шнекке, содан кейін ары қарай газ айырғыштың жұмысшы мүшелеріне
МНДБ5 диспергаторлар қабат сұйығының құрамындағы газды ұсақтау үшін, біртекті
1.7.2 Ұсынылатын газ айырғыштар мен диспергаторлар
Батпалы терең сорапты қондырғысымен бірге әр түрлі құрылымдағы негізгі
- ортадан тепкіш газ айырғыштар;
- вихревті газ айырғыштар;
- гравитациялы айырғыштар;
- сораптың конустық сүлбесі;
- диспергаторлар.
Қабат мұнайының газға қанығушылығын (168,2 – 319,5 м
YGS ( Yortex Gas Separator) вихревті газ айырғышы,
Газ айырғышқа өзара жақын орналасқан, қыштан жасалған, үш
БОТЭС жұмысының тиімділігін көтерудің тағы бір жолы, ол REDA
Сораптың кіру бөлігіндегі газдың мөлшеріне байланысты, AGH диспергаторын стандартты
1.8 ОТЭС-қа арналған жабдықтарды таңдау және оның тиімді жұмыс
Дипломдық жобаның негізгі мақсаты – ОТЭС-пен жабдықталған ұңғыны пайдалану
1.8.1 Сорапты құбырлар диаметрін таңдау
Сорапты құбырлар диаметрі олардың өткізгіштік қабілеті және де кабель
1.1 график – Сорапты құбырлардағы арын шығынының қисығы.
Құбырлар диаметрін анықтау үшін шығым (дебит) нүктесінен әртүрлі диаметрлі
1.8.2 ОТЭС-тың қажетті арынын анықтау
Қажетті арын ұңғының шартты сипаты теңдеуінен анықталады:
Нс = hст+ (h + hтр + hг +
Мұндағы hст = 700 м – статикалық деңгей; (h
; (1.2)
Мұндағы L – сорапты түсіру тереңдігі, м; L=hд
Бірфазалы сұйықтың құбыр бойымен қозғалысы кезіндегі гидравликалық кедергі коэффиценті
Re = (ср ( d/( = 14,7(10 Q/d( ;
мұндағы d – 60мм-к құбырлардың ішкі диаметрі, d=0,05
Rе = 14,7(10-6(180/0,05(2(10-6 =26460
Құбырлардың салыстырмалы тегістігі:
кs=d/2(; (1.4)
Бұл жердегі d – құбырлар диаметрі, мм; ( -
Сонда алатынымыз: кs = 50/2·0,1 = 250
Анықталған Rе және кs мәндері бойынша 1.3 графиктен табатынымыз:
1.2 график – Рейнольдс саны мен құбырлардың салыстырмалы тегістігіне
Үйкелістер мен жергілікті кедергілерден болатын арын шығынын келесі формуламен
(1.4)
немесе 33,8 м сұйық бағанасы бойынша.
Берілген жағдайдағы сораптың қажетті арыны төмендегі өрнек (1) бойынша
Нс = 500 + 150 + 33,8 + 2
1.8.3 Сорапты таңдау
Пайдалану тізбегінің диаметрі және ұңғы шығымынан (дебитінен) тәуелді болатын
ОТЭС-тың сипаттамасын негізге ала отырып ұңғыға арналған сорапты ұңғы
Q=180 м3/тәу шығымды және сұйық бағанасы бойынша 695,8 м-ге
Жұмыс сипаттамасын көрсететін қисыққа сәйкес, бұл сорап және оның
Сораптың сипаттамасын ұңғының шартты сипаттамасына лақтыру желісіндегі орнатылған штуцер
Бірінші әдіс кезінде шығым (дебит) мен арын сораптың жұмыс
1.1 сурет – 1ЭЦН6-100-900 сорабының жұмыс сипаттамасы.Қажетті арынды
Сәйкесінше 1ЭЦН6-100-900 сорабының 230-13=117 сатысы болуы тиіс.Алынып тасталған сатылардың
1.8.4 Кабельді таңдау
ОТЭС-қа арналған таңдалатын дөңгелек және жалпақ кабельдер қосымшада көрсетілген.
, (1.5)
мұндағы I – ПЭД-35-123 электроқозғалтқышының статорындағы ток күші, I=70
Ұзындығы 100 м кабельдің кедергісін мына өрнек бойынша анықтауға
. (1.6)
Мұндағы ρt – Тк температурасы кезіндегі кабельдің меншікті кедергісі,
Ом·мм²/м,
мұндағы ρt=0,0175 Ом·мм²/м – Т=293 К кезіндегі мыстың меншікті
R=100·0,019/25=0,076 Ом
Кабельдегі электро энергиясының шығыны төмендегі өрнек бойынша мынаны құрайды:
Кабельдің жалпы ұзындығы сорапты түсіру тереңдігі L=1040 м
Агрегаттың негізгі диаметрін кішірейту үшін ұзындығы 6,5 м болатын
1.8.5 Қозғалтқышты таңдау
Сораптың жұмысы үшін қажетті қозғалтқыштың қуатын келесі формуламен анықтаймыз:
(1.7)
мұндағы (н = 0,5 – сораптың П.Ә.К-і (оның жұмыс
Дөңгелек кабельдегі 12,32 кВт қуат шығыны кезіндегі қозғалтқыштың қажетті
Nп= 30,15+ 12,32=42,47 кВт.
ОТЭС-қа арналған кеңінен қолданылатын электроқозғалтқыштар мен протекторлалдың техникалық сипаттамасы
Қуаты 46 кВт-қа тең ПЭД-46-123 электроқозғалтқышын таңдаймыз, оның диаметрі
1.8.6 Агрегаттың негізгі диаметрін анықтау
Қозғалтқыштың сорап пен көтергіш құбырлардың сыртқы диаметрі берілген диаметрдегі
1.2 сурет – Батырмалы агрегаттың, сорапты құбыр мен кабельдің
Түсіру тереңдігін, ұңғының қисаюын және пайдалану тізбегінің жағдайын біле
Кабельді қорғау үшін және де агрегаттың пайдалану тізбегінде қысылып
Батырмалы агрегаттың ең үлкен негізгі өлшемі пайдалану тізбегі
Жалпақ кабельді ескергендегі агрегаттың негізгі диаметрі:
(1.8)
Мұндағы Dэд – электроқозғалтқыштың сыртқы диаметрі; Dн –
Сәйкесінше (22) формула бойынша:
Сорапты құбырлар мен дөңгелек кабельді қоса есептегендегі агрегаттың негізгі
(1.9)
Мұндағы dм – 60 мм-ге тең сорапты құбырға келетін
Осы шамаларды ескере отырып, келесі (22) формуласы бойынша алатынымыз:
Егер А max > D max болса, яғни
1.8.7 Автотрансформаторды таңдау
Автотрансформатор басқару станциясынан электроқозғалтқышқа дейінгі кабельдегі кернеудің жоғарылауы мен
Автотрансформаторды таңдау және оның екінші орамындағы кернеу шамасын анықтау
(1.10)
Мұндағы r0 – кабельдің белсенді меншікті кедергісі, Ом/км; х0
Кабельдің белсенді меншікті кедергісі мына формула бойынша анықталады:
(1.11)
соs ( шамасы – ПЭД-46-123 электроқозғалтқышы үшін 0,82-ге тең,
Кабельдегі кернеу шығынын мына өрнектен табамыз:
Трансформатордың екінші рамындағы кернеу электроқозғалтқыш кернеуі 465 В мен
(1.12)
Мұндағы Uсет – вольтметр бойынша желінің нақты кернеуі, В;
465 В кернеулі ПЭД-46-123 электроқозғалтқышы үшін кабельдегі шығындарды (жоғалтуларды)
1.8.8 1 тонна сұйықты өндіруге кететін электр энергиясының меншікті
Электрлік сорапты қондырғының энергетикалық көрсеткіштері болып 1т сұйық өндіруге
(1.12)
Мұндағы Н – сұйық беру биіктігі, Н=1040 м; (об=(тр((н((дв((к((ав
(об = 0,97( 0,5 ( 0,73 ( 0,83 (
Электр энергиясының меншікті шығыны төмендегі өрнек бойынша мынаны құрайды:
Э = 2,73 ( 1040 ( 10-3 / 0,282
Көтеру биіктігінің әсерін ескермеу үшін кейде электр энергиясының меншікті
ОТЭС-пен 1 т сұйықты көтеруге кеткен электр энергиясының меншікті
жоғары болады.
1.8.9 Қысымның таралу қисығын есептеу
Мұнай өндірудің көптеген мәселелерін шешу, соның ішінде мұнайды жер
Ұңғыдағы газсұйық қоспасының қозғалысын гидродинамикалық есептеудің реттілігі:
а) қысым өзгеруінің (Рқан–Рс) жалпы аралығын (диапазонын) (Р аралығына
(1)
Сағадан төмен, тізбек қимасындағы бірнеше қысымды аламыз:
ә) ағынның температуралық градиентін есептейміз:
Мұндағы Тбқ - бейтарап қабаттағы температура, К
;
одан әрі сағадағы температураны есептейміз:
б) берілген Рi қысымына сәйкес ағын температурасын Тi анықтаймыз:
в) мұнайдың газсыздану үрдісі есебінің формуласы бойынша сәйкесті жағдайлар
г) әр қимадағы сәйкесті Рi, Тi кезіндегі газсұйықты ағынның
bм- мұнайдың көлемдік коэффициенті;
Vгв-қалыпты жағдайға келтірілген мұнайдан бөлінген газдың меншікті көлемі;
д) сұйықты, газды фазамен газсұйық фазасының келтірілген жылдамдығын келесі
ж) саға нүктесіндегі, яғни Н = 0, Р =
з) қысым градиенттеріне (dH/dP)с кері (dP/dH)i шамасын есептейміз;
и) Рi-1-ден Рi-ге дейінгі қысымдар диапазонындағы қоспалар қозғалатын көтергіш
Бұл кезде (dH/dP)о = (dH/dP)с.
Нi ұзындықтары Рi қысымдарына сәйкес төмендегідей болады:
ұңғыдағы газсұйық учаскесінің толық ұзындығы;
к) есептеулер нәтижесі бойынша газсұйық қоспаның қозғалыс учаскесіндегі қысымдар
л) егер Lұ ( Lгсқ болса, онда Ртүп (
Поэтман–Карпентер әдісінде негіз ретінде wcұй тиімді жылдамдықпен қозғалатын, қоспаның
СКҚ-дағы қысымды есептеу теңдеуі:
мұндағы f – барлық тығындарды ескеретін жалпы корреляциялық коэффициенті.
Газсыздалған мұнайдың бірлік көлеміне қатысты қоспаның меншікті салмағы
Газсыздалған мұнайдың бірлік көлеміне қатысты, ағын қимасындағы берілген Рi
Қысым теңдеуіне кіретін қоспаның идеалды тығыздығы классикалық физикада қабылданғандай,
Енді сол Поэтман-Карпентер әдісін қолдана отырып ортадан тепкіш электросораппен
Qсұй = 180 м3/тәу; ρм газ. = 850
Есепті «жоғарыдан-төмен» жүргіземіз. Ртүп > Рқан болғандықтан, қысымның таралу
1) қысымның өзгеру қадамының шамасын ΔР = 0,1∙9,2 ≈
МПа; МПа; МПа;
МПа; МПа; МПа;
МПа; МПа;
2) ағынның температуралық градиентін (3) бойынша есептейміз:
К/м;
3) ұңғының сағасындағы температураны (4) бойынша анықтаймыз:
К;
4) берілген қысымдарға (1.19 кестені қара) сәйкес келетін ағынның
К;
К;
К;
К;
К;
К;
К;
К;
5) Vгв = f (P), bм = f (Р)
1.6 кесте – Поэтман–Карпентер әдісі бойынша қысымның таралу есебінің
Р, МПа Т, К V, м3/м3 bм z Vқос,
2,2 309,5 24,3 1,1105 0,85 2,174 1137,2 523,09 0,005
3,12 312,27 20 1,1235 0,80 1,710 1137,2 665,029 0,005
1.6 кестенің жалғасы
4,04 315,15 16,5 1,131 0,75 1,484 1137,2 766,307 0,005
4,96 317,98 11,8 1,140 0,71 1,336 1137,2 851,197 0,005
5,88 320,80 8,8 1,145 0,67 1,262 1137,2 901,109 0,005
6,80 323,63 5,6 1,147 0,62 1,207 1137,2 942,170 0,005
7,72 326,46 3 1,150 0,57 1,176 1137,2 967,006 0,005
8,64 329,28 1 1,156 0,52 1,166 1137,2 975,300 0,005
9,56 332,11 0,8 1,157 0,47 1,161 1137,2 979,500 0,005
10,2 334,08 0,7 1,159 0,42 1,158 1137,2 982,037 0,005
Газдың сығымдылық коэффициентін z А.З Истоминнің формуласы бойынша анықтаймыз:
Мұндағы
кг/м3;
МПа;
К;
; ; ;
; ; ;
; ; ;
Одан әрі келтірілген температураны анықтаймыз:
; ;
; ;
; ;
; ;
; ;
Газдың сығымдылық коэффициенті келесідей анықталады:
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
6) сәйкесті термодинамикалық жағдайлар кезінде газсұйық қоспасының меншікті көлемін
мұндағы Vгв, Rг – сәйкесінше мұнайдың, бөлінген газдың
Ұңғы сағасының термодинамикалық жағдайлары кезіндегі Тс = 309,5 К,
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
м3/м3;
7) стандарттық жағдайлар кезіндегі қоспаның меншікті салмағын (19)-шы формула
кг/м3.
8) (21)-ді қолдана отырып, газсұйық қоспаның идеалды тығыздығын анықтаймыз:
кг/м3; кг/м3;
кг/м3; кг/м3;
кг/м3; кг/м3;
кг/м3; кг/м3;
кг/м3; кг/м3;
9) (18)-інші формула бойынша қысымның қайтарымсыз шығынынан корреляциялық коэффициентті
;
10) Рқан-нан төмен (1.19 кестені қараңыз) берілген қысым нүктелеріндегі
МПа/м;
МПа/м;
МПа/м;
МПа/м;
МПа/м; МПа/м; МПа/м;
МПа/м
МПа/м;
11) тізбек қимасындағы сұйықтың келтірілген жылдамдығын есептейміз, бұл жерде
м/с.
Р > Рқан кезіндегі мұнайдың көлемдік коэффициенті басқа да
12) Р = 9,56 Мпа кезіндегі бір фазалы ағынның
13) ағынның гидравликалық үйкеліс коэффициентін (16)-шы формула бойынша анықтаймыз:
14) қималардағы қысымның градиентін (10)-шы формуламен есептейміз, бұл жердегі
Р = 9,56 Мпа:
МПа/м;
Р = Ртүп = 10,2 МПа:
МПа/м
15) dH/dp-ны есептейміз:
;
м/МПа; м/МПа;
м/МПа; м/МПа;
м/МПа; м/МПа;
м/МПа; м/МПа;
м/МПа; м/МПа;
16) dH/dp = f(р) тәуелділігінен (12)-ші формула бойынша сандық
Р=Р0=2,2 МПа: Н0=0;
Р=Р1=3,12 МПа: Н1=0,92·[(196+153,84)/2]=160,92 м;
Р=Р2=4,04 МПа: Н2=0,92·[(196+88,5)/2+153,84]=272,40 м;
Р=Р3=4,96 МПа: Н3=0,92·[(196+85,4)/2+153,84+88,5]=352,39 м;
Р=Р4=5,88 МПа: Н4=0,92 ·[(196+83,3)/2+153,84+88,5+85,4]=429,99 м;
Р=Р5=6,8 МПа: Н5=0,92·[(196+81,3)/2+153,84+88,5+85,4+83,3]=
=505,71 м;
Р=Р6=7,72 МПа: Н6=0,92·[(196+80)/2+153,84+88,5+85,4+83,3+
+81,3]=579,91 м;
Р=Р7=8,64 МПа: Н7=0,92·[(196+79,6)/2+153,84+88,5+85,4+83,3+
+81,3+80]=653,52 м;
Р=Р8=9,56 МПа: Н8=0,92·[(196+79,4)/2+153,84+88,5+85,4+83,3+
+81,3+80+79,6]=726,46 м;
Интегралдау нәтижелерінде (1.19 кестені қараңыз) газсұйық ағыны қозғалатын есептік
17) бір фазалы ағын учаскесінің ұзындығын анықтаймыз. Бұл учаскені
м.
Қысымы Pс =2,2 МПа-дан Pтүп = 10,2 МПа-ға дейінгі
Несеп = 799,47 + 50,784 = 850,254 м.
2 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 «Октябрьскнефть» МГӨБ – ның ұйымдастырушылық сипаттамасы
«Октябрьскнефть» мұнайгаз өндіру басқармасы (МГӨБ) 1984 жылы ұйымдастырылды.
Басқарманың құрылымы, басқа мұнайгаз мекемелерінің құрылымдарына ұқсас болып келеді.
Сонымен қатар бастыққа – бас инженер, құрылыс жөніндегі бастықтың
Ал әрбір орынбасарға сәйкесінше қызметтер, цехтер, бөлімдер қарайды.
2.1.1 Негізгі және қосымша өндірісті ұйымдастыру
«Октябрьскнефть» МГӨБ 4 ұйымдасқан қызметтерден тұрады:
басқару аппаратынан;
инженерлі – техникалық қызметінен;
өндірістік қызмет көрсету базаларынан;
мекемелер мен цехтардан.
Соңғысы тікелей МГӨБ – ның басшылығына қарайды.
Кәсіпорындағы тұтас өндірістік үрдіс, негізгі және қосалқы үрдістерге бөлінеді.Мұнайгаз
- өндірістік қорларды жөндеу және ұстау;
- сумен қамтамасыз ету;
- энергиямен қамтамасыз ету;
- материалдық-техникалық жабдықтау.
МГӨБ қосалқы өндіріске сонымен қатар, ұңғыманы жер асты жөндейтін
Қосалқы үрдістерді құру арқылы, техникалық үрдіске қолайлы әсер етуге
Келесідей қосалқы үрдістерді белгілеп алу қажет:
- еңбек құралдарының орны ауысып тұруына байланысты,
- жасалған еңбек құралдарының сапасын тексеретін және
- өндірістің қажетті параметрлерінің күйін зерттейтін үрдістер;
пайдалы қазбаларды барлайтын, геологиялық барлау үрдістері.
2.1.2 Техникалық жабдықталуы. Телемеханикаландыру және
автоматтандыру
Батырмалы ортадан тепкіш сораптарды автоматтандыру үшін МСИСИ
сораптық қондырғыны орталық компьютерленген бекеттен телебасқару;
сорап электрқозғалтқышының, подшипниктері мен статорының орамаларының қызып кетуінен автоматты
орталық пунктке апаттық жағдай туралы хабар беру.
Ортадан тепкіш сораптық агрегаттарды автоматты басқару және бақылау
2.1.3 Материалды-техникалық жабдықтауды ұйымдастыру
«Октябрьскнефть» мұнайгаз өндіру басқармасы материалды-техникалық жабдықталуы – бұл кәсіпорынның
Материалды-техникалық жабдықтаумен материалды-техникалық жабдықтау бөлімі айналысады, ол акционерлік қоғамның
2.1.4 Кәсіпорынның көлік құралдарын ұйымдастыру
Кәсіпорындар мен ұйымдардың жаңа шаруашылық
Мұнай кәсіпшіліктерінің жолсыз және жан-жаққа таралуы жағдайында технологиялық көлікке
техникалық жабдықтауды, ТК сенімді жұмыс қабілетін индустрияландыру;
табиғи-климаттық жағдайы күрделі аудандарда пайдаланудың рационалды қорлары мен
Көліктік шығындар кәсіпорын есеп қағаздарында жеке бапта көрсетілмеген,
«Октябрьскнефть» мұнайгаз өндіру басқармасы арнайы көліктермен «Дело всех» ЖШС-гі
2.1.5 Ұңғыларды жөндеу қызметін ұйымдастыру
Ұңғыны жөндеуді орындауды ұйымдастыру – бекітілген және келісілген жоспарлар,
Ағымдағы жөндеу бригадасы келердің алдында әр 3-5 күнде ұңғыны
2.1.6 «Октябрьскнефть» МГӨБ бойынша еңбек және еңбек ақыны ұйымдастыру
«Октябрьскнефть» МГӨБ бойынша жұмыскерлердің орта тізімдік саны барлығы –
Материалдық-көмек төлемдері және әлеуметтік жеңілдіктерді ескергенде «Арман» БК бойынша
Еңбек заңы және қазіргі кездегі жағдайларға сәйкес әртүрлі қосымша
2.2 Жаңа техника мен технологияны енгізудегі батырмалы ортадан тепкіш
Игеріліп жатқан «Октябрьскнефть» мұнай кен орнында қабаттың ағымдағы және
Ортадан тепкіш электросорап қондырғысын қолдану ұңғының орта тәуліктік шығымын
Мақсаты: мұнай өндірудің жаңа және анағұрлым жетілдірілген механикалық өндіру
«Октябрьскнефть» кен орнында ортадан тепкіш электросорап қондырғысы 1997 жылдардан
Есепті әрі қарай жалғастыру үшін төмендегі кестеге назар аудару
2.1 кесте – Алғашқы берілгендер.
Ұңғы қоры, Nұңғ дана. 6
Ұңғы шығымының өсуі п, % 83
Орта тәуліктік шығым, т/тәу. 6,5
Жөндеу жүргізу уақытының қысқаруы (Тж , сағ. 700
Айдалатын су көлемі Qсу, т 1500
ОТЭС-қа жұмсалатын шығындар Рм , т • МЭ
Материалдардың құны Цм, тг/т
1200000
Мұнайдың меншікті өзіндік құны С1, тг/т 7905
ӨӨП саны, адам 48
Мұнайды дайындауға және тасымалдауға кететін шығындар Цт с, тг/т
2.2.1 Жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі өнім өндіру көлемін есептеу
Жаңа техниканы енгізуге дейінгі мұнай өндіру көлемі:
Q1 = q1 · Nұңғ · Тж · Кп;
мұндағы q1 – шараны енгізгенге дейінгі ұңғы шығымы, т/тәу;
Nұңғ – жұмыс істеп тұрған ұңғылар саны, дана;
Тж – жұмыс істеп тұрған ұңғылардың жұмыс істеу мерзімі,
Кп – ұңғыны пайдалану коэффициенті;
Тж =360 тәулік.
Q1 = 5 · 6 · 360 · 0,94
Ұңғы шығымының өзгеруі әсерінен мұнай өндіру көлемінің өзгеруі:
(Qд = Тж · Кп · (q1 –q2);
мұндағы q1, q2 – шараны енгізгенге дейінгі және кейінгі
q2 = 6,5 тн.
(Qд = 360 · 0,94 · (6,5 –5) =
Ұңғылар қорының жұмыс ұзақтылығының өзгеруі әсерінен кейінгі мұнай өндіру
(Qв = q2 · (Тж/24;
мұндағы q2 – жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі бір ұңғының
(Тж – жөндеу жүргізу уақытының қысқаруы, сағат.
(Qв = 6,5 · 700/24 = 189,5 т/тәу.
Пайдалану коэффициентінің өзгеруі салдарынан болатын мұнай көлемінің өсуі:
(Qк = q1 · Тж · (Кп1 – Кп2);
(Qк = 5 · 360 · (0,96 – 0,94)
Әртүрлі факторлар әсерінен мұнай өндіру көлемінің жалпы өзгерісі:
(Q = (Qк + (Qв + (Qд ;
(Q = 36 + 189,5 + 507,6 = 733,1
Жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі мұнай өндіру көлемі:
Q2 = (Q + Q1;
Q2 = 733,1 + 10152 =10885 т/жыл.
2.3 Жаңа технологияны енгізіуге дейінгі кен орынды штангалы терең
2.3.1 Еңбек ақы қорының есебі
Негізгі еңбек ақы бойынша шығындардың өзгерісі есептеледі, егер де
ЕАҚ = Минимальді еңбек ақы Тарифтік коэффициент Айлар саны
Бұл коэффициенттер төмендегі 2.4 кестеде көрсетілген.
2.2 кесте – ЕАҚ есептеуге қажетті көрсеткіштер.
ҚР минимальді еңбек ақы, тг 9200
Тарифтік коэффициент ИТЖ 7,39
ӨӨП 5,95
2.2 кестенің жалғасы
Айлар саны 12
Аудандық коэффициент 1,1
Территориалық коэффициент 1,14
Қосымша еңбек ақы коэффициенті 1,25
ӨӨП саны, адам 48
ЕАҚ1 = 9200 · 7,39 · 12 · 1,1
Әр ИТЖ-ға келетін еңбек ақы – 1278854,28 теңге.
ЕАҚ2 = 9200 · 5,95 · 12 · 1,1
Әр ӨӨП-ға келетін еңбек ақы –1029659,4 теңге.
∑ЕАҚ = ЕАҚ1 + ЕАҚ2 = 7673125,68 + 43245694,8
2.3.2 Еңбек ақы қорынан төленетін төлемдер
ЕАҚ-нан мемлекеттік бюджетке – 10 %, ал жинақтаушы зейнетақы
Т төлем =∑ЕАҚ · 0,20;
мұндағы Т төлем – ЕАҚ-нан төленетін төлемдер.
Т төлем = 50918820,5 · 0,20 =10183764 тг
2.3.3 Басқа да ақшалай шығындар
Басқа да ақшалай шығындар ЕАҚ-ның 25 %-ын құрайды:
Шбасқ = 50918820,5 · 25 / 100 =
2.3.4 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын шығындар Суға
Шсу = Qсу · Цсу;
мұндағы Qсу – айдалатын судың көлемі, мЗ;
Цсу – судың (ағын) бағасы – 20 тг/мЗ.
Шсу = 1500 · 20 = 30000 тг.
2.3.5 Қосымша материалдарға кететін шығындар
Шығындалатын материалдар:
Шқ.мат= Рм · Цэ ;
Шқ.мат= 4,5 · 800000 = 3600000 тг.
Рм – ШГН-ге кететін материалдар шығыны;
Цм – материалдың бағасы, тг.
2.3.6 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындарды анықтау Шқ.қ.ұ=
мұндағы Qсу – айдалатын су көлемі, м³;
Энв – 1 мЗ суды айдауға кететін электр
Цэ – 1 кВт · сағ. электр энергиясының бағасы
Шқ.қ.ұ = 1500 · 23 · 6,38 = 220110
2.3.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға кететін шығындар
Бұл шығындар мұнай өндіру көлеміне (шараны енгізгенге дейінгі) пропорционалды
Шм.тас = Q1 · Сментас;
мұндағы Q1 – шараны енгізгенге дейінгі мұнай көлемі, т;
Сментас – 1 тонна мұнайды тасымалдауға және қамтамасыз етуге
Шм.тас= 10152 · 455 = 4619160 тг.
2.3.8 Энергетикалық шығындарды есептеу
2.3 кесте – Электр энергиясын есептеуге қажетті көрсеткіштер.
Жоспарланған мұнай өндірудің өзгерісі (Q, т. 2056,2
1 т. мұнайды көтеруге кеткен электр энергиясының меншікті шығыны
10,06
1 кВт(сағ. Электр энергиясының Ц, тг. 6,38
ШЭ = Q1 · Э · Ц;
ШЭ= 10152 · 10,06 · 6,38 = 651584 тг.
2.3.9 Негізгі қордың амартизациялық төлемдері
Аr=Cn*Na/100%
мұндағы: Аr-амортизацияның жылдық соммасы,тг;
Cn-негізгі қордың бастапқы құны,тг;
Na-амортизация нормасы,%;
А=9360000*16% /100% =1497600ТГ
2.3.10 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар
Жер асты және жер үсті жабдығын ағымдағы жөндеу көптеген
Шжөн =(Тж · S;
Шжөн = 700 · 1500 = 1050000 тг.
2.3.11 Жалпы Жылдық Эксплуатациялық Шығындар
ЖЖЭШ=50918820,5+10183764+12729705+30000+3600000+220110+4619160+651548+1497600+1050000=85500707,5 тг.
1-тонна мұнайдың өзіндік құны.
С1=ЖЖЭШ/Qгл;С1=85500707,5тг/10152т=8422тг/т=68 долл/т.
2.4 Жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі экономикалық тиімділікті есептеу
2.4.1 Еңбек ақы қорының есебі
Негізгі еңбек ақы бойынша шығындардың өзгерісі есептеледі, егер де
ЕАҚ = Минимальді еңбек ақы · Тарифтік коэффициент Айлар
Бұл коэффициенттер төмендегі 2.4 кестеде көрсетілген.
2.4 кесте – ЕАҚ есептеуге қажетті көрсеткіштер.
ҚР минимальді еңбек ақы, тг 9200
Тарифтік коэффициент ИТЖ 7,39
ӨӨП 5,95
Айлар саны 12
Аудандық коэффициент 1,1
Территориалық коэффициент 1,14
Қосымша еңбек ақы коэффициенті 1,25
ӨӨП саны, адам 48
ЕАҚ1 = 9200 · 7,39 · 12 · 1,1
Әр ИТЖ-ға келетін еңбек ақы – 1278854,28 теңге.
ЕАҚ2 = 9200 · 5,95 · 12 · 1,1
Әр ӨӨП-ға келетін еңбек ақы –1029659,4 теңге.
∑ЕАҚ = ЕАҚ1 + ЕАҚ2 = 7673125,68 + 43245694,8
2.4.2 Еңбек ақы қорынан төленетін төлемдер
ЕАҚ-нан мемлекеттік бюджетке – 10 %, ал жинақтаушы зейнетақы
Т төлем =∑ЕАҚ · 0,20;
мұндағы Т төлем – ЕАҚ-нан төленетін төлемдер.
Т төлем = 50918820,5 · 0,20 =10183764 тг
2.4.3 Басқа да ақшалай шығындар
Басқа да ақшалай шығындар ЕАҚ-ның 25 %-ын құрайды:
Шбасқ = 50918820,5 · 25 / 100 =
2.4.4 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын шығындар
Мұнайды жинау, тасымалдау және дайындаудың көлемін жұмысшылардың саны мен
Суға кететін шығындар:
Шсу = Qсу · Цсу;
мұндағы Qсу – айдалатын судың көлемі, мЗ;
Цсу – судың (ағын) бағасы – 20 тг/мЗ.
Шсу = 1500 · 20 = 30000 тг.
2.4.5 Қосымша материалдарға кететін шығындар
Мұнай өндірудің анағұрлым жетілдірілген механикалық әдісі үшін жаңа жабдықты
Шығындалатын материалдар:
Шқ.мат= Рм · Цэ ;
Шқ.мат= 2,5 · 1200000 = 3000000 тг.
Рм – БОТЭС-қа кететін материалдар шығыны;
Цм – материалдың бағасы, тг.
2.4.6 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындарды анықтау Қосымша
Шқ.қ.ұ= Qсу · Энв · Цэ;
мұндағы Qсу – айдалатын су көлемі, м³;
Энв – 1 мЗ суды айдауға кететін электр
Цэ – 1 кВт · сағ. электр энергиясының бағасы
Шқ.қ.ұ = 1500 · 23 · 6,38 = 220110
2.4.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға кететін шығындар
Бұл шығындар мұнай өндіру көлеміне (шараны енгізгеннен кейінгі) пропорционалды
Шм.тас = Q2 · Сментас;
мұндағы (Q – шараны енгізуден кейінгі мұнай көлемі, т;
Сментас – 1 тонна мұнайды тасымалдауға және қамтамасыз етуге
Шм.тас= 10885 · 455 = 4952675 тг.
2.4.8 Энергетикалық шығындарды есептеу
Мұнайды өндіруге кететін энергетикалық шығындардың өзгеруі шараларды енгізу нәтижесінде,
2.5 кесте – Электр энергиясын есептеуге қажетті көрсеткіштер.
Жоспарланған мұнай өндірудің өзгерісі (Q, т. 2056,2
1 т. мұнайды көтеруге кеткен электр энергиясының меншікті шығыны
1 кВт(сағ. Электр энергиясының Ц, тг. 6,38
ШЭ = Q2 · Э · Ц;
ШЭ= 10885 · 10,06 · 6,38 = 698630 тг.
2.4.9 Негізгі қордың амартизациялық төлемдері
Амартизация - өтеу деген мағынаны білдіреді.Ескірген техника мен құрал
Аr=Cn*Na/100%
мұндағы: Аr-амортизацияның жылдық соммасы,тг;
Cn-негізгі қордың бастапқы құны,тг;
Na-амортизация нормасы,%;
А=174000*13% /100% =2262000ТГ
2.4.10 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар
Жер асты және жер үсті жабдығын ағымдағы жөндеу көптеген
Шжөн =(Тж · S;
Шжөн = 700 · 1500 = 1050000 тг
2.4.11 Жалпы Жылдық Эксплуатациялық Шығындар
ЖЖЭШ=50918820,5+10183764+12729705+30000+3000000+220110+4952675+698630+2262000+1050000=86045704,5 тг.
тонна мұнайдың өзіндік құны.
С2=ЖЖЭШ/Qгл;
С2=86045704,5тг/10885т=7905тг/т=63,75 долл/т.
С2 – жаңа техниканы енгізу нәтижесіндегі пайдалану шығындарының өзгерісі;
2.5 Мұнай өндірудегі жаңа техниканы енгізудің экономикалық
тиімділігін есептеу
Арман кен орнындағы мұнайды алудың түпкі коэффициентін жоғарлататын және
Э = (С1 – С2) · Q2 ;
Э = (8422 – 7905) · 10885 =5627545 тг.
Алынған есептеулер нәтижелеріне сүйене отырып, батырмалы ортадан тепкіш электросораптарды
2.6 кесте – Жаңа техниканы енгізгенге дейінгі және енгізуден
№ Р/Н Көрсеткіштер Енгізгенге
дейінгі Енгізуден кейінгі
1. Жылдық мұнай өндіру, мың т 10152 10885
2. Орта тәуліктік шығым, т/тәу. 5 6,5
3 Жылдық мұнай өндіру, мың т 10152 10885
4 Орта тәуліктік шығым, т/тәу. 5 6,5
5 Ағымдағы пайдалану шығындары, тг.
Соның ішінде: су айдауға
көмекші материалдарға
30000
3000000
30000
3000000
2.6 кестенің жалғасы
6 Мұнайдың меншікті өзіндік құны, тг/т 8422 7905
7 Экономикалық тиімділік, тг 5627545
Жобаның экономикалық бөлімінде механикалық өндіру әдісіндегі анағұрлым жаңа және
Бұны келесі факторлар көрсетті, 1997 жылдан бастап мұнай өндірісінде
Барлық шығындарды ескере отырып экономикалық тиімділік 5627545 тг-ні құрады.
3 ЕҢБЕК ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
3.1 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптарды пайдалану кезіндегі қауіпті және
Өндірісте еңбектің қолайлы жағдайларын қамтамасыз ететін профилактикалық жұмыстарды жүргізу
Батырмалы ортадан тепкіш электросорап жабдығы, ұңғыға сорапты құбырлар арқылы
Электросорап, арнайы батырмалы, майға толы, ауыспалы тогы бар электроқозғалтқыштан,
Батырмалы ортадан тепкіш электросорапты пайдалану кезінде, мынадай өзіне тән
Желілік барабан механизмін рама-шаналарына қондырады, оның бүйірінде барабан желісін
БОТЭС электр тогымен жұмыс істейтінін ескерсек, яғни одан туатын
Электрлік жарақаттардың пайда болуының мынандай негізгі жағдайлары бар:
электр тогына қосылған электр қондырғыларына қол сұққанда электр қондырғыларындағы
электрлік оқшауландыруы дұрыс емес орындарының немесе ток жүргізетін бөліктердің
Техника қауіпсіздік ережелерін сақтамаған жағдайда, түсіру-көтеру операциялары аса қауіпті
Жабдықты дұрыс пайдаланбағанда, жөндеу жұмыстарын жүргізгенде және оны жұмыс
Тасымалдауға жабдықты дайындаған кезде, тасымалдаудың қауіпсіздік ережелері сақталмаса, айналасындағы
Көмірсутектер, эфирлер, спирттер, альдегидтер, ілеспе газдар сияқты және тағы
3.2 Қорғаныс шаралары
Қондырғыларды пайдалану, монтаждау және демонтаждау бойынша барлық жұмыстарды жүргізуде,
Ток жүретін бөліктерге жақындау мүмкіндігімен байланысты аппараттардың бекітілуінің сенімділігі
Трансформатордың кабелін, басқару станцияларын сол сияқты кабельдің сауытын (броня)
Қондырғыны басқару станциясының есігінің сыртында орналасқан «қосу» және «тоқтату»
Қондырғы оқшаулануының кедергісі 1000 Ом-ға дейінгі қуатты мегаллетрмен өлшейміз.
Басқару станциясының есігінде құлып болуы керек, оның кілті қондырғыға
Ұңғы сағасынан шығатын сауытталған кабель трассаның әрбір 50 м-де
Кабельде көтеру-түсіру операциялары кезінде қандай да бір жұмыстарды жүргізуге
3.2.1 Өндірістік санитария
Өндірістік кәсіпорындарды жобалаудың санитарлық нормалары, кәсіпорынның аумағына, ондағы сумен
Жұмыс орнының метеорологиялық жағдайын стационарлық және ашық жерде деп
Ашық алаңда жұмыс істейтін жұмысшылар тобы үшін кәсіпшіліктің әрбір
Химикаттар дайындау және олармен жұмыс жасау кезінде көзілдіріктер, шаңға
Электросораптар орналасқан территорияда әртүрлі жарықты талап ететін едәуір алаңды
Жарықтандыру территориясында тым жағымсыз көлеңкелер пайда болады, олар заттарды
3.2.2Батырмалыртадантепкіш электросораптарменжабдықталған ұңғыларды пайдалану кезіндегі техника қауіпсіздігі
Батырмалы сораптардың қондырғыларын пайдаланудың, демонтаждаудың, монтаждаудың барлық жұмыстары «Мұнай
пайдалану кезіндегі техника қауіпсіздігі ережелеріне» сүйене отырып орындалады.
Жобамен жұмыстарды жүргізудің қауіпсіздігі бойынша келесідей шаралар қарастырылады:
аппараттардың бекітілу беріктігін, жер үсті электрожабдықтың байланысын тексеру
трансформатордың (автотрансформатордың), басқару станциясының және желінің қорғанысы жерлендірілген болуы;
ұңғының шегендеу тізбегінің жерлендірілуі, контурмен немесе нөлдік желімен қосылуы;
басқару станциясындағы релелі аппараттарды және өлшеу құралдарды орнатқан кезде,
басқару станциясынан ұңғы сағасына дейін, арнайы тіректер арқылы жер
қондырғы жұмыс істеп тұрған кезде оған қол сұғудың болмайтындығы;
қондырғының оқшаулану кедергісінің шамасының 1000 В-қа дейін болуы;-басқару станциясындағы
жер үсті электрожабдықты, желінің электроқозғалтқышқа бекітілген жерін қарауды және
мұнарада немесе үшаяқта (треногада) белбеуге, ал мачтаның аяғына хомутпен
Ұңғының түбіне батырмалы электросорапты түсіру кезінде келесідей талаптарды орындаған
батырмалы сораптағы электрожабдықты токтан ажырату;
сорапты түсіру жылдамдығын 0,5 м/сек-тан асырмау;
желінің көтеру құбырлар тізбегіне бекітілуі;
барабаннан желіні жіберу және оны ораудың механикалық түрде жүргізілуі.
барабансыз желіні тасымалдамау;
ұңғы сағасында батырмалы электрлі ортадан тепкіш сорап арнайы хомуттармен
батырмалы электрлі ортадан тепкіш сораптармен жабдықталған ұңғыларды қалыпты пайдалану
3.2.3 Электр қауіпсіздігі
Кернеулі токты бөлікке адам жақындаған жағдайда, оны токтың әсерінен
Егер кернеулі қондырғыдан тез ажырату мүмкін болмаса, зақымданғанда токты
Көмек көрсетуші өзі токқа түспеуі үшін, өзінің қолдарын алдын-ала
1000 В кернеулі электроқондырғыларда көмек көрсетуші өзінің қауіпсіздігін қамтамасыз
Жөндеу жұмыстарын бастауға дейін электросораптың жетегі сөндіріледі, ал қосатын
Жерлендірілген электроқондырғы үшін ұңғының кондукторын пайдалану керек.
3.2.4 Өрттік-жарылыстық қауіпсіздік
Жаңа ұңғыларды бұрғылау барысында, оларда ашық фонтандаудың алдын алатын
Жобамен төмендегілер қарастырылады:
мұнай мен суды дайындайтын, айыратын және жинайтын жүйенің толық
лақтыру желісінің жарылу жағдайы кезінде, ұңғы жұмысының автоматты түрде
ТӨҚ-ның, СС-дың, ұңғының түсуін ескеру;
ұңғыдан топтық қондырғыларға және басқа нысандарға дейінгі өртке қарсы
топтық қондырғылардан өртену көздеріне дейінгі қашықтықтың 100м болуы;
вагондардың арасындағы қашықтықтың 3 м-ден кем болмауы;
газдалған аймақты аптасына 1 рет тексеру;
қысыммен жұмыс істейтін жабдықтардың және демалу, реттеу клапандарының күнделікті
өртенбейтін материалдар мен жабдықтарды жылудан оқшауландыру;
ұңғы қондырғыларының, сораптардың бұрандамаларының жағдайын бақылау;
жанармайларды арнайы белгіленген жерлерде сақтау;
мұнайды қыздыратын пештердегі температураны реттейтін қондырғылардың бақыланып тұруы;
ұңғыны монтаждағанда және демонтаждағанда лақтырыстың болдырмауын қарастыру;
қолайсыз климаттық жағдайларда қауіпті жұмыстарды тоқтату;
өрт болған жағдайда жұмысшыларды қауіпті аймақтан алып кету, құтқару
Жобада өндірістік ғимараттар мен жабдықтар территориясына қойылатын төмендегідей талаптар
барлық өндірістік объектілер, сонымен қатар өндірістік ғимараттар территориясының таза
өндіріс және ғимараттар территориясының майланбауы, тез тұтанғыштармен, ыстық сұйықтармен,
МГӨБ-ның әрбір объектілерінде майланған материалдар мен шүберектерге арналған, қақпағы
өрт-жарылыс қауіпті алаңдар мен объектілер және құрылымдардың маңайында орналасқан
топтық қондырғылар, жеке және топталған резервуарлардың жобаға сәйкес және
объектілердегі таңба-көрсеткіштердің түнгі уақыттарда жарықтандырылуы;
өрттік гидранттардың қатып қалмауы үшін жылумен қамтамасыз етілуі;
өрт-жарылыс қауіпті объектілер, цехтар, қоймалар территориясында темекі шегуге тыйымның
топтық қондырғы және басқа да аймақтарда от жағуға, шөпті,
құрылымдарға, өрттік гидранттар мен өрт сөндіру құрылғыларына баратын жолдар,
өрт-жарылыс қауіпті территорияларға енудің арнайы рұқсат арқылы жүзеге асырылатындығы.
сорапты станция, мұнай жинау және дайындау пунктіндегі, тауарлы резервуарлар
жабдықтардың саңылаусыздығына қатаң түрде бақылаудың жасалуы, егер саңылау анықталса,
қатып қалған аспаптарды, құбыр желілерін, ысырмаларды жылыту тек қана
өндірістік объектілер мен ғимараттардың жанғыш конструкцияларын (ағаштан жасалған құрылымдар),
арнайы киімдерді ғимараттың арнайы киім сақтауға арналған жеке шкафтарында
мұнаймен, тез тұтанғыш заттармен ластанған киімдерді кептіру үшін бу
едендерді, қабырғаларды, сонымен қатар киімді жууға және жабдықтарды тазалауда
мұнайы бар резервуарлар мен аспаптарды қараудың табиғи жарық немесе
резервуарлар мен аспаптардың ішінде шамды қосып немесе өшірудің болмайтындығы.
әр телефондық аппаратта өрт пайда болуы кезінде, өрт қызметін
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
4.1 Атмосфераны, гидросфераны және литосфераны (топырақ, жер қойнауы) ластайтын
Жаңажол кен орынында барлама ұңғымаларды бұрғылау бағдарламасы бойынша күнделікті
Биосфера компоненттерін ластаушы негізгі көздер.
Негізгі ластаушы көздер келесілер:
- мұнай өндіру;
- Аташ карьері;
- тазартылған бұрғылау шламын көметін орындар;
Осылайша, мұнай қалдықтарын тастау келесі жағдайларда жүзеге асады:
- бұрғылау қондырғысын жинау;
- жою және құлату;
- бұрғылау жұмыстары.
Атмосфераға қалдықтар тастау келесі жағдайларда болады: бұрғылау қондырғысын жинау,
4.1.1 Атмосфераны ластау көздері
Атмосфераның химиялық ластануы. Жаңажол кен орнының атмосфераға әсер ету
Жаңажол кен орнының өнеркәсіптік алаңында ластаушы заттардың 30 стационарды
Ұйымдастырылған көздерге қазандардың түтіндік мұржалары, топтық өлшеу қондырғыларының
Ұйымдастырылмаған көздерге сальникті, фланецті қосылыс-тардың, бақылау және жапқыш –
Ұйымдастырылған көздердің жалпы саны 5 (қалыпты режим) және ұйымдастырылмаған
Жаңажол кен орнында жобаланған жұмыстар барысында атмосфераны негізгі ластау
- іштен жану қозғалтқыштарында жанармай жағу;
- ұңғыманы сынау барысында қабат флюидтерін
- мұнайы бар шламдарды жылулық десорбциялау;
- шаңдану.
Жаңажол кен орнында барлау жобасы бойынша атмосфераға тасталатын қалдықтарды
Адамның ағзасына әсеріне байланысты лақтырылатын заттар санитарлық нормаларға сәйкес
4.1 кесте – Күнделікті іс-әрекет барысындағы қалдықтар көлемі
Қалдық көзі Мөлшері
Техникалық су 1.137м/(ауызсу+басқа )
Артық техникалық су 1 болғандықтан кәсіпорынның атмосфераны ластау қаупі бар және табиғатты
Егерде ластаушы заттардың таралғанан кейінгі шоғырлану мөлшері ШМШ мәнінен
ШМШ-бұл таза ауада таралған кезде нормативті ШМШ мәнінен артып
4.4 Жаңа жол кен орны бойынша мұнайды жинау және
Мұнай атқылағанда аймақтың үлкен үлесі ластануы мүнкін соңғы жағдайда
Көп ластану
Орта дәрежелі ластану
Аз ластану
Тозаң қондырып орта дәрежелі ластану
топырақта мұнайдың болуы қаупті экологиялық салдар туғызады. Зереттеу арқылы
-Топырақтың құрлымы бұзылады оның физика –химиялық қасиеттері өзгереді.
-Төгілген мұнай мен көмірқышқыл газы сумен қосылып улы затттарды
-Өсімдіктердің қалыпты өсіуіне және олардың тіршілігіне кері әсерін тигізеді.
-Мұнайдың топыраққа жағымсыз әсер етуі қоректену тізбегі арқылы адамға
-Мұнайдың топыраққа төгілуі осы ортада тіршілік ететін жануарлар
Ауаға лас заттарды шығару үшін күресу шараларына мыналар кіреді:
-Мұнайды өндіру, жинау және жеткізу кезіндегіқорғанысқұрлыстарын салу.
-Қоршаған ортаны ластауды болдырмау шараларын жүргізу (жөндеу,тексеру)
-Активті коррозиялы топыраққа қарамай антикоррозиялды айыру жұмыстарын жүргізу.
-Әрбір өткізетін және электір ысырманы айыратын қондырғылар орнату.
-Ашық фонтанды болдырмау.
Ұңғының барлық газды және сулы бөлімдерін бір-бірінен айыру
Жинау , айыру , мұнайды жүйелерін түгелдей бекіту т.б.

Р
=
0,1
Р
қан

Р
Р
i
i
с
қан
с
i
N







Р ,
i
=
1,2,3,
.
.
.
N ;
Р
= Р
+
P
;
(
1.15)
1




а
Q
D
сұй
қ





(
,
,
)
'
,
0
0034
0
79
1
10
20
2
67
,
(1.16)
Т
Т
Н
с
қаб
а




;
(1.17)




Q
Q
b
Q
V
Q
z
Р
Т
Р
Т
сұй i
сұй
с
м i
сұй
с
гв i
с
сұй
i
о
i
i
о














1
1



,
(1.18)
V
,
(1.19)
г i
w
Q
V
w
w
сұй
с i
г i
сұй
гп
р
i
г i
қос i
i
i
F
;
w
F
,
(1.20)
w
.
(
1.21)






dP
dh
g
dP
dh
қос
т
сұй
г
г
г






















cos
р
(1.22)
(1.23)
қос
1
Р
P
Р
i
қан
N






Р
Р
L
L
g
w
D
k
түп
қан
ұ
гсқ
с
с
с
қ




































cos
р
2
0,2
сұй
қ
с
с
,
(1.26
=
0,067
158
Re
(1.27)
Re
=
w
D
,
1
2
2




dP
dH
g
f
Q
М
D
қос
сұй
с
қос
қос
қ

















10
1
2
3
10
6
2
2
2
15
5
cos
,
,
МПа
м
(1.28)


f
Q
М
D
сұй
с
қос
қ

























10
19
66
1
0
99
10
1
1
17
773
5
0,25



,
,
(1.29)
,
lg
,
,


М
Г
қос
м
гс
с
с
с











1
,
кг
м
(1.30)
3


V
b
V
z
Р
Т
Р
Т
қос
м
гв
о
о
с
с










1
,
м
м
(1.31 )
3
3

қос
қос
қос
М
V

(1.32)




а
Q
D
с
Т





(
,
,
)
'
,
0
0034
0
79
1
10
20
2
67
,
(3)










3
3
с
с
0
0
с
г
гв
м
қос
м;
/
м
1
/
Т
Р
/
Т
P
z
1
/
R
V
b
V

















Ұқсас жұмыстар

---

ЭНЕРГЕТИКАЛЫҚ АУДИТ ЖӘНЕ МЕНЕДЖМЕНТ НЕГІЗДЕРІ

---

Кәсіпорынның энергетикалық балансына шығындарды жіктеу

---

Энергетикалық қазандардың энергетикалық сипаттамасы

---

Электр энергиясының түрлену және тұтыну процесі

---

Көмекші өндірістің жұмысын анықтау

---

Өнімнің (жұмыстың және қызыметтің) өзіндік құнын кальку -ляциялаудың және шығынды есепке алудың елімізде және іс – тәжірибеде қолданылатын әдістері

---

Павлодар қаласының электр желісінің картасхемасы

---

Тікелей шығындар есебі

---

Алматы ЖЭО-1дегі БКЗ-160-100 қазандығын жаңғырту

---

Өнімнің өндірістік құнын калькуляциялау

---