Мұнай өндірудің динамикасы

МАЗМҰНЫ
МАЗМҰНЫ 1
Кіріспе 4
1. ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 5
1.1. Кен орны туралы жалпы мәліметтер 5
1.2. Кен орнының геологиялық зерттелуі мен өңделу тарихы 8
1.2. Стратиграфия 11
1.4. Тектоника 16
1.5 Мұнайгаздылық 19
1.6 Су сақтағыштық 22
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 24
2.1 Кен орнын өндірудің жағдайы 24
2.1.1 Ұңғымалардың қорының динамикасы 27
2.1.2 Мұнай өндірудің динамикасы 31
2.1.3 Пласттық қысымның динамикасы 33
2.1.4 Пласттан мұнай қорын өндірудің анализі 41
2.2 Ауызғы және ішкі ұңғымалық құрал-жабдықты, ұңғыманы пайдаланудың ұсынылған
2.2.1 Атқылау эксплуатациясы кезіндегі құрал-жабдықтар 46
2.3 Тауарлық кондицияға дейін мұнай мен газды жинау, транспорттау
2.3. 1 Объектінің жалпы сипаттамасы 48
2.3.2 Дайын өнімнің бастапқы шикізатының, реагенттердің және көмекші материалдардың
2.3.3 Технологиялық процесстің көрінісі 51
2.3.3.1 Зауыттық манифольд 52
2.3.3.2 Ұңғыма ауызы 53
2.3.3.3 Топтық Өлшеу Қондырғылары 54
2.3.3.7 Қысым режимі 57
2.3.3.8 Жұмыс температуралары 57
2.4. Мұнай мен газды тауарлық кондицияға дейін дайындаудың технологиялық
3. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 70
3.1. Кәсіпорынды нығайтудың экономикалық көрсеткіштері. 70
3.2. Жылдық өндірістік шығындарды есептеу 73
Шараны енгізудің технико-экономикалық анализі, ұсынылған вариантты таңдау негізі 80
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 83
4.1 160-200 құрылғысындағы қауіпті және зиянды факторлардың анализі 83
4.1.1 Адам ағзасына заттардың улы әсерінің сипаты. Қауіпсіздік шаралары
4.1.1.1 Күкіртті сутек 85
4.1.1.2 Көмір сутекті газдар 87
4.1.1.4 Көміртегінің қос тотығы (көмір қышқыл газы) 88
4.1.1.5 Азот 89
4.1.1.6 Метанол 89
4.1.1.7 Ингибиторлар 90
4.2 200 құрылғысының жұмысының беріктігі мен қауіпсіздігін қамтамасыз ететін
4.2.1 Еңбекті қорғау бойынша ұйымдастыру шаралары 95
4.2.2 Техникалық шаралар 96
4.2.2.1 Жеке және ұжымдық қорғаныс құралдары. 96
4.2.2.2 Жұмыс орындарындағы жарықтанудың және шудың деңгейі. Жарықтандыру 97
4.2.2.3 Сигнализация 99
4.2.2.4 Вентиляция 99
4.2.2.5 Азот пен газдарды табу жүйесі 100
4.2.2.6 Статистикалық электр 101
4.3 160-200 құрылғыларындағы авариялық жағдайлардың алдын алу мен
4.3.1 Электрэнергиясын беруді тоқтату 103
4.3.2 Шикізатты беруді тоқтату 105
4.3.3 Буды беруді тоқтату 105
4.3.4 Құрал-жабдықтарды герметизациялау 106
4.3.6 Ыстық технологиялық суды беруді тоқтату 107
4.3.7 Техникалық суды беруді тоқтату 108
4.3.8 Құрылғыдағы өрттің пайда болуы 108
Терезені сындыру арқылы нүктелік бекеттер 109
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 111
5.1 Теңіз кен орыны аумағының табиғи-климаттық сипаты 111
5.2 Атмосфераны ластаудың көзі ретіндегі кәсіпорынның сипаты 112
5.3 Құрал-жабдықтардан атмосфераға зиянды заттарды тастаудың параметрлері 114
5.4 Өндіру объектілерінің атмосфералық ауаны ластауының үлесін бағалау 116
5.5 Сейсмикалылық пен шөгу мәселесі 116
5.6 Жер қыртысының және топырақтың қазіргі таңдағы жағдайы 117
5.7 ТШО біріккен кәсіпорнындағы қалдықтарды жинау мен алып
5.8 Судың қазіргі таңдағы жағдайы 120
5.9 Жер ресурстарын қорғау 126
5.10 Қоршаған ортаның жағдайына бақылау жасау. 128
Кіріспе
Теңіз кен орны 1979 жылы ашылған. 1981 жылы Т-1
( Теңізшевройл( БК 1993 жылы 6 сәуірде Қазақстан Республикасы
Теңіз кен орны мұнай қорының көлемі бойынша Қазақстан Республикасындағы
Осы бітіру жұмысында ұңғыма өнімін жинау мен дайындаудың мәселелері
1. ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1. Кен орны туралы жалпы мәліметтер
Теңіз кен орны Каспий теңізі маңы ойпатының оңтүстік-шығыс бөлігінде
ТШО біріккен кәсіпорнының қызметінің қандай-да бір мөлшердегі әсер етуіне
Теңіз кен орны бассейн жиегі бойынша әртүрлі тереңдікте табылған
Ауданның климаты- жауын-шашынның жылдық мөлшері 150мм болатын мезгілдік және
Қысы (желтоқсан-қаңтар) әлсіз суық, аз қарлы, көбіне жауын-шашынды ауа
Көктем ( наурыз-сәуір) күндізгі және түнгі температураның түсуімен, ыстық
Жазы (мамыр-қыркүйек) құрғақ және ыстық, ауа райы ашық болады.
Күзі (қазан-қараша) алғашқы жартысында жылы, аз бұлтты болады. Жауын-шашын
Атмосфералық жауын-шашын жыл мезгілдері бойынша тең болып бөлінбейді. Көбіне
Кен орнына республикалық маңызы бар Құлсары-Сарықамыс асфальттелген авто жолы
Теңіз кен орнынан солтүстік батысқа қарай 110 км қашықтықта
Әуе кемесіне жергілікті үш: Құлсары, Қаратон, Сарықамыс әуе желісінің
Жылыой ауданының, сондай-ақ ТШО вахталық поселкесінің елді мекендерінің шаруашылық-тұрмыстық
Жылыой ауданының елді мекендерін электрмен жабдықтау Атырау ТЭЦ және
Теңіз кен орнының мұнайы 5 технологиялық желісінде мұнайды жылына
2010 жылы газ шикізатын бұрғылаудың (3ГС-1 және 3ГС2) жобасын
Ауданның аумағындағы қашықтығы 1500 км астам құбыр желістері келесі
Орта Азия-Орталық магистральды газ құбыры;
Теңіз-Құлсары-Атырау-Новороссиск (КТК) мұнай құбыры;
Өзен-Құлсары-Атырау-Самара мұнай құбыры;
Қаратон-Қосшағыл-Құлсары-Орск мұнай құбыры.
Жергілікті тұрғын халық негізінен мал шаруашылығымен, мұнай газ саласындағы
Ауданда тұщы су атымен жоқ.
1.2. Кен орнының геологиялық зерттелуі мен өңделу тарихы
Теңіз кен орны 1-ші ұңғымадан мұнай алу арқылы ашылған.
Теңіз кен орнының геологиялық үлгісі стратиграфикалық корреляцияның зерттеуіне, коллектордың
1950 км сейсмикалық профильді құрайтын сесмикалық мәліметтер сейсмикалық жазбалардың
Сейсмикалық мәліметтер Теңіз кен орнын өңдеудің әртүрлі фазаларында оның
1993-1994 жылдары күрделі жөндеу бойынша бағдарлама жарылғыш материалдарын пайдалану
Теңіз бойынша сейсмикалық интерпретация бірнеше сатылардан өтті. Оның негізгі
негізгі сынықтың интерпретациясы;
барлық ұңғымаларға байланысқан шағын сынықтарда көрінетін коллектордағы жиектерді іздестіру;
карта бойынша сынықтарды байлау;
полигон қалдықтарын картада көрсету.
Қалдықтарды бағалау мақсатында Теңіз кен орнының аумағында төрт: башқұрт
Жиекті бақылау шатырында құрылымда орналасқан ұңғымалардағы ішкі ұңғымалық бақылау
Девонның жабындысы бойынша қандай да бір ерекше сейсмикалық жағдайлар
Бұрғылау ұңғымаларының елеулі қорына қарамастан анықталған қазбалардың зерттелу дәрежесі
І объектіні зерттеудің дәрежесі екінші объектіге қарағанда жоғары. С(2)
Қазіргі таңда кен орнында коллекторды анағұрлым терең зерттеу бойынша
1.2. Стратиграфия
Теңізде төрттік жүйеден жоғарғы девондық уақытқа дейінгі шөгінділер қазылған.
Тұздың астының шөгінділері негізінен әртүрлі фационалды карбонаттық жыныстармен көзделген.
Артиндік шөгінділер әк тасты қалдықтары бар терригенді жыныстармен орналастырылған.
Тұзды шөгінділер сульфатты-галогенді жыныстардың қалыңдығымен көрсетілген және үш мүшелі
Тұздың үстіңгі кешені негізінен Каспий маңы ойпатының барлық оңтүстік-шығысына
Теңіз коллектор үш негізгі блокқа бөлінген: 3 объект (девон
Палеозойлық топ-Рz
Девондық жүйе - D
Теңіз платформасының девондық шөгінділері девондық кезеңнің соңындағы объект секілді
Теңіздегі девондық шөгінділерді тек екі ұңғыма ғана бағындырды. Т-10
Т-16 ұңғымасы бойынша 5009 метр тереңдікте девондық шөгінділердің байланыс
Шатырдағы девон жабындысы Т-35 ұңғымасында бақыланады. Т-35 ұңғымасы карбонатты
Таскөмірлі жүйе-С
Төменгі бөлім-С1
Турнелік және Визейлік ярустар-С1 t, С1v
ІІ объект төменгімен салыстырғанда жақсы зерттелген объект болып саналады.
ІІ объектіні сынақтан өткізу Т-22 платформалық ұңғымасыннан 420 метрлік
Каротажды диаграммалар және жыныс үлгісінің материалдары ІІ объектінің қазылған
Жыныстардағы ІІ объектінің болуы девонның жабындысы мен І объект
Визей, серпух, башқұрт ярустары-С1 v, C1s,C2 b
І объект –бұл артин аргиллитінен және Визе негізінде шөккен
Визе ярусы-С1v
Жоғарғы Визе (октық жиек), ІІ объект жабындысы бойынша орналасқан
І объект анағұрлым бай жыныс үлгісі материалын иеленеді. Т-8,
Карстық жабындының болуы Т-8 және Т-24 ұңғымаларындағы окс ярусының
Осы коллекторды модельдеу кезінде көп мөлшерді алу мақсатында окстық
Октық жиектің орташа қалыңдығы 297 метр.
Серпух ярусы-С1s
Серпух ярусы негізгі қабыспайтын латеритті сланцтрмен жабылады. Бұл қабыспай
Серпухты аралық криноидті, брахиопоидтты, фораминиферолы пакстоундармен жабылады. Жекелеген кораллдар
Серпух ярусы төрт зонаға бөлінген (31-34). Олар шөгінді жыныстарының
Башқұрт ярусы-С2b
Башқұрт аралығы грейнстоунның балдырлы кешеніне 100 метрге орналасқан. Ол
Қуыстылығы башқұрт интервалында серпух немесе окстық шөгінділерге қарағанда анағұрлым
Деңгейдің белгілері бар корреляция башқұрт аралығында ГК корреляциясыныда қалыптасқан.
Башқұрт ярусының қалыңдығы 204 метрді құрайды.
Пермдік жүйе-Р
Теңіз аумағындағы пермдік жүйенің кесіндісі жоғары артиндік және кунгурттік
Жоғары артиндік ярус. Жоғары артиндік шөгінділер Т-1, Т-2, Т-11,Т-15,
Қалыңдығы 10метрден 150 метрге дейін ауытқиды.
1.4. Тектоника
Теңіз кен орнында шөгінді жыныстардың қазылған қабаты төрттік кезеңнен
Шөгінді кесіндіде үш ірі литолого-стратиграфиялық кешен шығарылады: тұздың асты,
Максималды қазылған тереңдік 6455м құрайды, Т-53 ұңғымасы.
Девондық шөгінділер зерттелу жағдайы бойынша 01.01.93 Волгоград НИПИ зерттеулеріне
Төменгі тас көмірлі шөгінділер қалыңдығы 607 м (Т-22), бұл
Тұзды шөгінділер литологиялық түрде органогенді сипаттағы карбонатты жыныстар көрсетілген.
Тұзды шөгінділердің қалыңдығы 500 ден 1700 м дейін өзгереді.
Тұздың үстіңгі кешенінің шөгінділер Теңіздің терригендік жынысынан тұрады. Солтүстүктен
Осы зонаның біріктіруші элементі болып девондық және тас көмір
Карбонаттық шөгінділердің жабындысы бойынша Теңіз көтерілісі 1600 м амплитудалық
Теңіз тұз асты массивінің құрылысы туралы қазіргі ойлар үш
Құрылым жазық және кең бөлігін иеленеді және эрозиялық зоналарда
Тулдық және девондық шөгінділер кіретін екінші объектінің жоғарғы қабаты
Осы жобалануларға қарағанда, сәйкес платформалық бөліктер мен оның борттарында
Мұнай кені бар Теңіз табиғи резервуары кесінді бойынша ТШО
Ауданы бойынша құрылым қатысты орталық бөлігі түсіндірілетін платформаға бөлінген.
Массивтің орталық бөлігінде ұңғымамен қазылған кесінділер Ресейдің, Қазақстанның және
ТШО БК жобаларына сәйкес кесінділер платформаның солтүстікғ батыс және
Теңіз кен орнының өнімдік шөгінділерінің жыныстары органогенді, органогенді-детриттік, оолиттік
Интенсивті жарықшақтың дамуының нәтежиесінде өнімдік қалыңдықты бірыңғай дидродинамикалық байланған
Өнімдік қалыңдық жынысының бос кеңістігі тесіктермен, жарықшақтармен белгіленген. Ол
1.5 Мұнайгаздылық
Кен орнының құрылымы орта және төменгі карбонның шөгінділері қалыңдығы
Т-10 ұңғымасы дәлелденген өнеркәсіптік мұнайгаздылықтың төменгі шекарасын көрсетті (5410
ВНК 5960 м төмен емес белгіде орналаса алатындығы жобалануда.
Теңізшевройл БК ВНК жағдайында 5450 м белгіні қабылдайды. Ол
ВНК кескінде бөлінген есепке алынған объектілер үшін бірыңғай болып
Жүргізілген зерттеулермен көрсетілгендей, карбонаттық кешеннің қалыңдығы коллектор болып табылады.
І объекті туралы башқұрт, серпух, окстік шөгінділерді қазған 16
Өндірудің ІІ объектісі бірегей ұңғымаслармен қазылды. Сонымен қатар жекелеген
Гипровостокнефть (60 аса сынақ) институты мен Корлабораториз қазіргі заман
1-кесте Теңіз кен орны мұнайының қасиеттері
Көрсеткіш Көлемі
Мұнйдың тығыздығы 797 кг/м3
Коллектордың алғашқы қысымы(4250м) 80,8 МПа
Ерітілген газдағы газдық фактор 450 м 3/м3
Сыйымдылық қысымы 24,7МПа
Пласттық көлемнің коэффициенті 2,306
Мұнайдың жабысқақтылығы 0,12 мПа.с
Пласттық мұнайдың алынуы ұңғыма аузында жүргізілсе де қысым сыйымдылық
Пласттық мұнайды барлық сынақ бойынша зерттеу кезінде зерттеліп отырған
Пласттық қысымның төмендеуі пласттық жүйенің термодинамикалық тепе-теңдігінің бұзылуына әкеліп
Кеінгі кездері ерітілген газдағы күкіртті сутектің көлемінің ұлғаю қарқыны
Теңіз кен орнын өндіру процессінде термобарикалық шөгінді жағдайы өзгеретін
1.6 Су сақтағыштық
1-2 метрлік тереңдікке енген ойыс жерлердің сулары 116-196г/л минерализацияны
Альбсеноманский жиегі 107-125 г/л минерализациялық суды құрайды. Олардың деңгейі
Жыныстың тұздық үстіңгі қабаты кешенінің анағұрлым терең жиегіндегі сулар
Т-9 және Т-14 ұңғымаларындағы қазылған ерте линзалар жоғары тауға
Тұздың астыңғы палеозойлық шөгінділерінде Қаратон ауданының ұқсастығы бойынша хлоридті-кальцилік
Тұздың үстіңгі кешенінің жер асты суларындағы йод пен бромның
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Кен орнын өндірудің жағдайы
Теңіз кен орны тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіріске (ТӨӨ) 1991 жылдың сәуір
1999 жылдың наурызынан қазіргі таңға дейін кен орнын өндіру
Осы жобамен кен орнының өнеркәсіптік-тәжірибелік өндіруі 2002 жылдың аяғына
ТӨӨ жобасы бойынша екі эксплуатациялық объектілер бөлінген: І объекті-
Кейінгі үш жыл ішіндегі жобалық және фактілі түрдегі көрсеткіштерді
2.1 кесте- Кен орнын өндірудің жобалық және фактілік көрсеткіштерін
Көрсеткіштер 2000ж
Жоба Факт жоба факт Жоба факт
Мұнай өндіру барлығы, мың.т/жыл 8500,9 9586,6 10046,4 10499,4 11062,5
өтпелі ұңғыма 7345,2 9451,8 8963,8 9985,7 9995,7 12022,8
Жаңа ұңғыма 1155,7 134,9 1082,6 514,0 1066,8 471,3
Мұнай өндіру, мың т 40895,8 39997,5 50942,1 50496,8 62004,7
Мұнай газын өндіру 4395,0 4919,1 5194,0 5530,6 5719,3
Сұйық өндіру 8500,9 9586,6 10046,4 10499,4 11062,5 62847,0
Сұйық өндіру 40895,8 39997,5 5194,0 50496,8 5719,3 6526,9
Алу қарқыны 0,7 0,8 0,8 0,9
Жылдық сулану - -
Су тарту
Толастаған
Бұрғылау 6,0
10
43
өндіру ұңғымаларын енгізу
10
2
8
5
8
3
2.1 кестенің жалғасы
Көрсеткіштер 2000 ж
жоба факт жоба факт жоба факт
Ұңғыманың шығуы, дана
С.ішінде тартуға
ұңғыма қоры 59/51 49/43 67/57 54/48 75/64 59/54
Механика-ған -
-
-
Жаңа 10 2
қозғаушы ұңғыма
Орта тәулік.дебит
504,5/754
670,5/529,7
525/882,9
716,2/873
535,1/870
743,1/730
Сұйықтық 504,5/754 670,5/529,7 525/882,9 716,2/873 535,1/870 743,1/556
Орташа қабылдауы
қабатты қысым
Газдық фактор 517 513,1 517 526,8
2.1.1 Ұңғымалардың қорының динамикасы
01.01.2003 жылғы жағдай бойынша кен орнында 107 ұңғыма бұрғыланған.
Эксплуатациялық қор 59 ұңғыманы құрайды. Қазіргі таңдағы қорда 54
Ликвидацияланған қорда 14 ұңғыма тұр. Бұрғыланғандар қатарына сондай-ақ бақылау
Барлық ұңғымалар атқылау тәсілімен пайдаланылады.
Эксплуатацияның объектілері бойынша ұңғымаларды бөлу келесідей көрініс табады: І
2.2 кесте – 01.01.2003 жыл жағжайына ұңғыма қорының сипаты
Атауы Ұңғыма қоры сипаты Ұңғыма
І ІІ ІІІ
Ұңғымаларды өндіретін қор Бұрғыланған 100
Басқа жиектен қайтарылған
Барлығы 100 8
Соның ішінде:
Істеп тұрғаны 53* 7*
Олардың атқылауы 53 7
ЭЦН
ШГН
Компрессорсыз газлифт
Ішкі ұңғымалық газлифт
Істемей тұрғаны 5 -
Консервациядағы
Тартуға ауысқаны 27 -
Бақылаудағы
Жойылуды күтіп тұрғаны
Жойылғаны 14
14
Бақылаудағы 1
1
Айдау ұңғымаларының қоры Бұрғыланғаны
Басқа жиектен қайтқаны
өндірілгеннен ауысқаны
Барлығы
2.2 кестесінің жалғасы
Атауы Ұңғыма қорының сипаты
І ІІ ІІІ
Соның ішінде:
Айдауда
Істемей тұрғаны
Бұрғылаудан кейінгі игеру
Консервациядағы
Мұнайды өңдеуде
Басқа жиекке ауыстырылғаны
Сузаборлы
Жойылғаны
Бұрғыланғаны
Басқа жиектен қайтқаны
өндіруден ауысқаны
Барлығы
Соның ішінде:
Істеп тұрғаны
Істемей тұрғаны
Бұрғылаудан кейінгі игеру
Мұнайды өңдеуде
Басқа жиекке ауысқаны
*-6 І+ІІ біріккен ұңғымалары
Ұңғыма қорларын пайдалану коэффициенті 0,512 ден (1991 ж) 0,983
Қазіргі таңда ұңғымалардың жалпы санынан 76 пайызы кен орнының
2.1.2 Мұнай өндірудің динамикасы
2002 жылы кен орны бойынша мұнай өндіру 12,494 млн.т
Мұнай бойынша ұңғыманың орташа дебиті 2240,9 т/сут (Т-118) құрайды.
2.3 – 01.01.03 ж бойынша мұнай дебиті бойынша ұңғыма
Өлшеу интервалы, т ұңғыма саны Жалпы саннан
0-50
50-100
100-500
500-1000
1000-1500
1500-2000
Барлығы
Орташа жылдық газдық фактор жалпы тұрақты болып табылады және
2.4 кестеде әртүрлі фациалды зоналарда орналасқан ұңғымалар бойынша мұнайдың
2.4 - Ұңғымалардың алғашқы дебиттер бойынша фациалды зоналардың салыстырмалы
Жиектер
Плат-ма борт Шатқал
Башқұрттық 458 1246
Серпухтық 128 1203
Окстік 533
Башқұрттық және Серпухтық 653
Башқұрттық, Серпухтық және Окстік 731
Кестеден көрінгендей ұңғыма мұнайының алғашқы дебиттері І объектінің жекелеген
Ұңғымалардағы бірнеше жиектерін бірігіп эксплуатациялау олардың ұлғайғаны байқалғанымен мұнай
Ұңғымалардың барлық топтары үшін тән болып келетін уақыт бойынша
Дебиттердің динамикасына белгілі бір әсер етуі қайта өңдеу бойынша
2.1.3 Пласттық қысымның динамикасы
Жоғарыда аталып өтілгендей Теңіз кен орнының мұнай шөгіндісі жоғарғы
Минус 4500 м алғашқы пласттық қысым 80,61 МПа құрайды,
Кен орнындағы ұңғымаларда пласттық қысымның өлшеуі туралы мәліметтер 2.5
2.5 кестесі – Пласттық қысымның динамикасы
жылдар 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995
ұңғы зона
Т-3К Плат
80,5 79,9
Т-5К Плат
78,7 77
Т-11 Плат
77,4 73,4
Т-15 Плат
75,5 73,7
Т-21 Плат
74,8
Т-23 Плат
Т-24 Плат
82,5
Т-25 Плат 82,3
Т-72 Плат
Т-105 Плат
76,6 74,2
Т-106 Плат
74,9
Т-107 Плат
77,2
Т-110 Плат
Т-111 Плат
78
Т-112 Плат
79,8 77,3
Т-113 Плат
80,2 76,8
Т-115 Плат
81
Т-116 Плат
76,1
73,3
Т-117 Плат
81,7 80,3
Т-119 Плат
Т-120 Плат
80,7
80,8 79,8
Т-121 Плат
81,3 80,5
Т-123 Плат
81,3 82,3
Т-124 Плат
Т-220 Плат
Т-317 Плат
Т-318 Плат
Т-419 Плат
80,2
Т5050 Плат
Орташа мәні
78,8 77,8
Т-1К Борт
Т-4 Борт
81
Т-6 Борт
81,7 78,9
Жылдар 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
ұңғы зона
Т-3К Плат
77,3
74,3
69,6
Т-5к Плат 77,6
70,1
63,8
Т-11 Плат
67,1 68,8
62,8
Т-15 Плат
67,3
62,9
55,1
Т-21 Плат 68,6
63,1
55,4
Т-23 Плат
71,8
Т-24 Плат
Т-25 Плат
Т-72 Плат
67,7
68,6
59,8
Т-105 Плат 78,3
71,9
63,9
62,5
Т-106 Плат 71,7
70,5 67,9
Т-107 Плат 73,4 78,5 76,4
72,1
Т-110 Плат
72,2
70
Т-111 Плат 79,2 72,5
68,7
62
Т-112 Плат
72
66,6
61,3
Т-113 Плат
73,3
70,6
63,7
Т-115 плат
73,2 69,5
65,6
Т-116 Плат 79,4 65,2
60,7
56,1
Т-117 Плат
77
69,8
Т-119 Плат 78,9
76 76,8 64 71
Т-120 Плат
77,1
73,4
69,3
Т-121 Плат
73,5
75
65,7
Т-123 Плат 80,5
79,9
73,3
Т-124 Плат
81
73,4
74,7
Т-220 Плат
78,1
64,4
Т-317 Плат
72,3
70,1
60,9
Т-318 Плат 78,6 70,4
66
60,6
Т-419 Плат
75,1
64,9
Т5050 Плат
71,6
Орташа мәні 76,6 72,1 74 69,8 69,1 63,4 67,1
Т-1К Борт
78,9
73,7 70,8
Т-4 борт
79,7 69,8 76,6
70,9
Т-6 борт
75 77,4
74 70,8
2.5 кестесінің жалғасы
Жылдар 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995
ұңғы зона
Т-7 Борт
83,2
Т-8 Борт
81,1 80,9
Т-9 Борт
Т-20 Борт
80,5
Т-27 Борт
Т-28 Борт
Т-42 Борт
Т-44 Борт
79,2 80,9 80,2
Т-102 Борт
80,5
Т-103 Борт
81,3
81,2
Т-104 Борт
80,5
Т-108 Борт
Т1100 Борт
Т1101 Борт
Т-114 Борт
80,9
Т-118 Борт
Т-122 Борт
80,8 83,7
Т-320 Борт
Т5056 Борт
Орташа мәні
82,3
80,3 81,1 81,1
Т-10 склон
Т-12 Склон
Т-16 Склон
80,5
Т-26 Склон
81,6
Т-38 Склон
Т-40 Склон
75,6
Т-43 Склон
81,5
Т-47 Склон
Т-463 Склон
Орташа мәні
81,5
80,5 78,6
жылдар 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
ұңғы Зона
Т-7 Борт 80
78,1
74,2 70,4
Т-8 Борт
79
75,7
71,7
Т-9 Борт
79,5
75,2 72
Т-20 Борт
77,5
76,3
72
Т-27 Борт 80,7
79
75,7
Т-28 Борт
75,8
Т-42 Борт
77,9
73,4
Т-44 Борт
78
74,7 71,8
Т-102 Борт
77,2
75
70,8
Т-103 Борт 80,2
78,2
73,1 71,4
Т-104 Борт
78,4
75,2
70,1
Т-108 Борт
72,1
Т1100 Борт
72,6
Т1101 Борт
76,5
73,2
69,8
Т-114 Борт 79,9 77,4
74,5
Т-118 Борт
75,4 72,7
Т-122 Борт 80,7 79,2
75,5
Т-320 Борт 80,5 79,1
75
79,1
Т5056 Борт
74,7
Орташа мәні 80,3 78,3 76,9 75,8 74,3 71,9 72,5
Т-10 склон
79,8
76 73,1
Т-12 Склон
79,1
74,5
70,9
Т-16 Склон 78,2 78,5
72,2
Т-26 Склон
Т-38 Склон
78,7
62,4
Т-40 Склон 77,4 77,7
63,3
60,4
Т-43 Склон
79,1 77,9
74,5 71,4
Т-47 Склон
77,8
74,9
Т-463 Склон
73,5
Орташа мәні 77,8 78,8 78,3 72,9 73,3 68,9
Ұңғымалар бойынша пласттық қысымдар минус 4500 м деңгейіне есептелген
Қысымның әртүрлі дәрежеде төмендеу зоналарының қалыптасуы башқұрт, серпух және
Т-11 ұңғыма(башқұрт және серпух шөгінділер) аумағында төмендетілген пласттық қысымның
Қатты-тұйық режим жағдайында пласттық қысымның төмендеу дәрежесінің ұңғымалар дебитінің
Бірқатар ұңғымалар тоқтатылғаннан соң қысымның біртіндеп қалыптасуы байқалуда. Бұл
Кен орнын өндіру шөгіндідегі қысымның төмендеуіне мұнай алудың пропорционалдығы
Мұнай алудың пласттық қысымының тәуелділігінің қисығы бойынша пласттық қысым
2.1.4 Пласттан мұнай қорын өндірудің анализі
01.01.03 жылғы эксплуатация кезінде кен орны бойынша мұнай өндіру
Осы жұмыста І және ІІ объектінің пластты перфорациямен қазған
1,223 млн.т құрайтын жалпы мұнай өндірудің екі пайызы ІІІ
Мұнай алуды аумақтық бөлу туралы айтар болсақ, онда платформаның
Ұңғыма қорын мұнайдың орташа тәуліктікдебиті бойынша бөлу 2.3 кестеде
Кен орны бойынша өндірудің негізгі көрсеткіштерінің динамикасы жалпы 2.6
2.6 кестесінен көрсетілгендей 1993 жылды қоспағанда кен орны бойынша
1995 жылдан бастап ұңғыма қорының ұлғаюы есебінен де, сондай-ақ
Мұнайды анағұрлым көп өндірудегі көлем 2002 жылы 12494,1 мың.т
2.6 кесте - Өндірудің технологиялық көрсеткіштері
Көрсеткіштер
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997
Мұнай өндіру
1312,4
2769,2
1491,8
1926,1
2539,0
4965,4
6897,1
Жинап өндіру 1312,4
4081,6
5573,4
7499,5
10038,5
15003,9
6897,1
Алын. Запас
0,2
0,6
0,8
1,0
1,4
2,0
3,0
МАК 0,1 0,2 0,3 0,4 0,6 0,8 3,0
құрғақ газды алу
328,4
776,0
471,3
644,1
817,3
1350,0
428,3
Сулылығы
0,1
0,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Орташа дебит
0,0
402,5
372,1
461,2
430,3
544,1
008,1
Экс. Коэф.
0,792
0,895
0,645
0,647
0,736
0,885
0,913
Пайдалану коэф.
0,512
0,524
0,548
0,634
0,571
0,875
0,809
Эк.қор 43 42
42
41 42 40 27
2.2 Ауызғы және ішкі ұңғымалық құрал-жабдықты, ұңғыманы пайдаланудың ұсынылған
Теңіз кен орнында ұңғымалардың атқылауы пласттық энергияның көлемді қорымен
Пайдалану тәсілін негіздеу үшін, ұңғымалардың жұмысының тиімді режимін анықтау
Пласт пен атқылау көтергішінің біріккен жұмысының тиімді режимін таңдау
Есепте келесі параметрлер есептелген:
Р аузындағы тығыздық қысымы – 23 МПа;
Мұнайдың орташа тығыздығы Р-580кг/м (НКТ бойынша сұйық қозғалған кезде
Орташа жабысқақтығы (-0,22МПа с
2.7 – Атқылау көтергішін есептеу үшін негізгі мәліметтер
Параметрлер
І объект
Өнім пластының шөгу тереңдігі
4600
4800
Пласттық қысым МПа
Мұнайды газбен толтыру қысымы
25,6
26,3
Газ құрамы
Плас-қ жағд. мұнай тығыздығы
Газдан тазартылған мұнай тығыздығы
804,0
805,0
Мұнайдың жабысқақтылығы 0,22
өнімділік коэффициенті 132,73
Пласттық температура 108,0
Аузындағы температура 85,0
Сулылығы -
Ұңғыманың оқпаны бойынша және пласттан келетін сұйықтың қозғалысының міндеттерін
ІІ вариант бойынша көтергіштің жұмыс жағдайының жобалық міндеттерін қамтамасыз
І объект
- ауыздық қысымы,МПа 23,0
- забойлық қысым, МПа
- НКТ диаметрі, мм
- максималды дебит, м/сут 1200,0
2.8 кестесінде эксплуатация көрсеткіштерінің сипаты көрсетілген. Қарастырылып отырған кезең
Теңіз кен орнының ұңғымаларының ұзақ атқылау жағдайы шөгіндідегі жоғарғы
2.8 – Эксплуатация көрсеткіштерінің сипаты
Эксплуатация
тәсілі Көрсеткіштер
1999 2000 2001 2002
Атқылаулық Ұңғыма енгізу
10
8
8
12
Орташа экспл. қор
59
67
75
87
Сұйықтық бойынша дебит
504,5
525, 0
5 35,1
511,2
Сулылығы -
2.2.1 Атқылау эксплуатациясы кезіндегі құрал-жабдықтар
Ауызғы құрал-жабдық. Теңіз кен орнында крест үлгісіндегі атқылау арматурасы
Пласттық флюидтегі күкірт сутегінің жоғарғы қосындысының болуына байланысты атқылау
Ол өзінің құрылысты ерекшеліктері бойынша кен орнын игеруге бақылау
Пайдаланудың қауіпсіздік жағдайларын қамтамасыз ету үшін ауызғы құрал-жабдық (10000
Екі жүйеде келесілерді қарастырады:
өндірістік дросселльдік клапанды қондыру;
жақ клапандарын жабу;
ұңғыманың авариялық өшірілуі.
Ішкі ұңғымалық құрал-жабдық. Сұйықтықты жоғары көтеру
SM-90 SSV темір маркасы құбырынан жасалған үрлегіштік-компрессорлық лифт бойынша
Ұңғымалардың өнімділігіне байланысты келесі мөлшердегі құбырлар ұсынылады:
- 50-200 т/сут
- 200 т/сут
Ішкі ұңғымалық құрал-жабдық компановкасына НКТ басқа келесілер кіруге тиіс:
атқылау арматурасының құбыр басынан төмен орналасқан басқару клапаны;
қонатын ниппель;
пакер;
тайғақ муфта.
Басқару клапаны ауызғы құрал-жабдықтың щитімен байланысқан және ұңғыманы пайдалану
Ішкі ұңғымалық құрал-жабдық:
өнімнің жобаланған көлемін өткізуді;
пайдалану колоннасы мен НКТ ингибиторлы қорғауды;
құбыр аралық және құбырдан тыс кеңістіктің циркуляциясын;
ұңғыма забойындағы тереңдік құралдарын түсіру мүмкіндігін;
НКТ-ның пакерден ажыратылу мүмкіндігін қамтамасыз етеді.
2.3 Тауарлық кондицияға дейін мұнай мен газды жинау, транспорттау
Ішкі кәсіпшілік жиынтық және Теңіз кен орнының газ мұнайлық
Қайта өңдеу зауыттарына мұнайды жинау және транспорттау технологиясы келесі
КТЛ-1 және КТЛ-2 қуаттылығы 47 ұңғымада өндірілетін Теңіз кен
Пайдалануға жаңа ұңғымаларды енгізуге байланысты КТЛ-1 және КТЛ-2 қуаттылығы
2.3. 1 Объектінің жалпы сипаттамасы
Теңіз кәсіпшілігі Атырау облысындағы Жылыой ауданында Каспий маңы ойпатының
Теңіз кен-орны геологиялық құрылым мен флюидке толы ерекшелігімен сипатталады.
1981 жылы 4050-4081 м интервалындағы колоннаны сынақтан өткізу кезінде
Өнімділік қалыңдығының негізгі геолого-физикалық параметрлер және флюидтердің физико-химиялық қасиеттері
Пласттық флюидтегі күкіртті сутегінің және көмірқышқыл газының агрессивті қосындыларының
Теңіз кен-орнының барлық технологиялық кешенінің жұмысын автоматты түрдегі бақылау
SCAN-3000 диспетчерлік басқару мен мәлімет жинаудың жетілдірілген жүйесін білдіреді.
2.3.2 Дайын өнімнің бастапқы шикізатының, реагенттердің және көмекші материалдардың
2.9 кестесі- Теңіз кен орнының өнімділік пластын өндірудің негізгі
Көрсеткіштер
Бастапқы пласттық қысым
Толтыру қысымы
Пласттық температура
Газдылығы
Мұнайдың пасттағы тығыздығы
Жоғарыдағы мұнай тығыздығы
Орташа тереңдік
Шөгінділер типі
Мұнайдағы күкірттің құрамы
Газдағы күкірт қышқылының құрамы
Парафиннің құрамы
Пласттағы мұнайдың жабысқақтығы,сП
20 С кезіндегі газдың тығыздығы кг/м
2.10 кесте – Пласттық мұнайдың құрамы
Компонент Мольдік үлес (
Азот
Күкіртті сутек
Көмір тотығы
Су
Метан
Этан
Пропан
И-бутан
Н-бутан
И-бутан
Н-пентан
Циклопентан
2-метилпентан
Н-гексан
Метилцеклопентан
Циклогексан
2-метилгексан
Н-гептан
2.3.3 Технологиялық процесстің көрінісі
Желіс бойынша ұңғымалардан мұнай сәулелік схема бойынша мұнайдың, судың
Жинау жүйесі таңдауы ANSІ нормасына сәйкес арматура үшін қысымның
Жекелеген ұңғымалардан өлшеу қондырғыларына желістер ANSІ-900 арматурасын пайдаланады және
Өлшеу қондырғыларынан орталық манифольдқа жинау желісі және магистральды құбырлар
Жинау жүйесінің жұмыс температурасының максималды мәні 90С тең. Температураның
Жоба бойынша пайдаланудың қауіпсіз жағдайын, қоршаған ортаны қорғауды, өндірілетін
Теңіз кен орны үшін жинау жүйесі технологиялық процесстің арнайы
Теңіз кен орнының жинау жүйесі келесі объектілерден тұрады:
ұңғыма аузынан;
топтық өлшеу қондырғысынан;
қосу ұяшығынан;
орталық өндірістік манифольд;
клапандардың аумағы.
2.3.3.1 Зауыттық манифольд
Жинау жүйесінің басты бағытталуы болып пайдалану ұңғымаларынан мұнай газ
Пласттық қысым есебінен кен орнының өнімі клапан сәйкес арматурасы
Желіс бойынша ұңғыма өнімі мұнай, су және газ бойынша
2.11 Эксплуатациялық ұңғыманы өлшеу қондырғыларына және одан орталық өндірістік
Ұңғыма нөмірлері ГЗУ
нөмірі УП нөмірі
ОӨМ
6,16,43,106,419,102,1101,1100,4 17
ОӨМ
20,44,105,110,104 8
ОӨМ
11,111,112,72 12
ОӨМ
115,317,318,220, 5
ОӨМ
114,12,119,123,463,124 20
ОӨМ
21,116,120,118 19
ОӨМ
25,121,122,47,27 14
ОӨМ
3К,5К,4,15,113 9
ОӨМ
15,5056
8,40,103,107,9,10,1К,7,108 15
ОӨМ
2.3.3.2 Ұңғыма ауызы
Теңіз кәсіпшілігінің ұңғыма ауызы Камерон фиримасымен әкелінетін және өндірілетін
атқылау арматурасы;
ұңғыманы басқару мен өшіру пульті;
ұңғыманы өшіру желісі;
компенсаторлы манифольд;
RTU орамасы;
КАМКО/Бейкер жерасты клапаны.
Механикалық ысырмамен жабдықталған және өндірістің қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін,
Бастапқы қысымды көтеру үшін 3-4 МПа дейін минималды қысым
44-130 метр тереңдікте НКТ үрлегіш-компрессорлық құбырында гидравликалық тартпасы бар
Ұңғымаларды өшірудің қажеттілігі туындаған кезде құбырдан тыс кеңістікке және
2.3.3.3 Топтық Өлшеу Қондырғылары
Лақтырма мұнай құбырлары бойынша ұңғымалардың өнімі мұнай, газ және
Өлшеу құрылғысының өнімділігі газдалған мұнайдың тәулігіне 1000 м.
Өлшеу құрылғысы келесі құрал-жабдықтар мен тораптардан тұрады:
үшфазалы өлшеу сепараторы;
өндірістік манифольд;
лақтырма құбырларынан қырғышты қабылдау камералары;
шырақты жүйе;
мұнай жинайтын құбырға қырғышты жіберу камерасы;
сығу насостары бар дренажды сыйымдылық;
сыйымдылығы бар коррозияның ингибиторын енгізу блогы;
ауа компрессорлы RTU жабындысы;
отын газының жүйесі.
Өлшеу қондырғысының барлық технологиялық жабдығы қажетті құбырлық орамамен, реттеуші
Шырақты жүйе ППК-дан лақтырылатын өнім қалдығын және құрал-жабдықтар
3,2 м көлеміндегі дренажды сыйымдылық сұйық көмір сутектерін сыйымдылықтан
Оның өнімділігі сағатына 3,5 м.
Коррозияның ингибиторды енгізу блогы мұнай жинайтын құбырда айдау үшін
2.3.3.4 Қосу торабы
Қосу торабы өлшеу құрылғыларының мұнай жинайтын құбырларынан өнімді жинау
Қосу торабы қажетті запорлық арматурамен, қырғыштарды қабылдау мен жіберу
2.3.3.5 Орталық өндірістік және ауыстырылып қосылатын манифольд
Барлық кен орнының ұңғымаларының өнімін жинау зауыттық манифольдта магистральды
Олардың 0-12 4- магистральды желісі КТЛ-1 де, 0-10
ОӨМ құрамына:
қырғыштарды қабылдау торабы;
жер асты мұнай жинайтын коллектор;
қырғыштарды жіберу торабтары (магистральды желістерде);
отын газының бөлу құбырлары;
Ауыстырылып қосылатын манифольд. КТЛ-1, КТЛ-2 кәсібіне өнімді бөлу үшін;
Дренажды жүйе. 22,8 м көлемдегі дренаждық сыйымдылық сыйымдылықтан сұйық
Зауыттық манифольд
Зауыттық манифольд өнімді кәсіпорыннан қабылдап, оны зауытқа беру үшін
жер асты дренажды сыйымдылық, сыйымдылық көлемі 3,2 м, насос
қырңыштарды қабылдау торабы;
жер асты мұнай жинайтын коллектор;
отын газының бөлу құбырлары.
Жер асты дренажды сыйымдылық технологиялық құбырларды қырғыштау кезінде сұйық
2.3.3.7 Қысым режимі
Жинау жүйесін жобалау үшін жұмыс қысымының екі деңгейі таңдалып
Жекелеген ұңғымадан өлшеу құрылғысына дейін лақтыру желісі үшін 125
2.3.3.8 Жұмыс температуралары
Лақтыру желісіндегі жұмыс температурасының максималды мәні 90С. Бұл кезде
Жинау жүйесіндегі қарастырылатын қысымның жүйесі үшін гидроқалыптасудың температурасы 28
30 С тан жоғары температураны ұстап тұру үшін жинау
Барлық Д-4 лақтыру желістері ұңғымадан өлшеу құрылғыларына дейін 25
2.4. Мұнай мен газды тауарлық кондицияға дейін дайындаудың технологиялық
Мұнай мен газды дайындау екі параллельді технологиялық желістерде КТЛ-І
160/200 құрылғы- компрессорлық станциясы (екі желісі) бар мұнайды дайындау
мұнайды демеркаптанизациясының құрылғысы;
300 құрылғысы-сепарациядан кейін газды күкіртпен тазарту;
400 құрылғысы-Клаус-процессі арқылы күкіртті алу;
500 құрылғысы-Клаус-процессінен кейін газды утилизациялау;
600 құрылғысы-күкірттің бір қоймасы,
700 құрылғысы-газды өңдеу;
800 құрылғысы-пласттық суды қайындау қондырғысы;
900 құрылғысы-энергия құралдарын қондыру;
1000 құрылғысы-екі шырақты шаруашылық,
1300 құрылғысы-механикалық қосындыны өңдеудің құрылғысы;
тауарлық парктер;
реагенттер склады;
көмекші объектілер (азоттық станция, компрессорлық, котелдік).
Слаг-кетчерлер (шламұстағыштар). өңдеу зауытына түсер алдында мұнай әрқайсысында газ,
Слаг-кетчер төменгі қалқалы горизонтальды ыдысты білдіреді. Мұнай оған 400
Слаг-кетчерден мұнай өңдеу зауытына барады.
200 құрылғысы. Мұнайды дайындаудың технологиялық схемасының көрінісі 2.2 суретінде
F-201. 1 дәрежелі сепарация 6,3 МПа қысымында және 70С
F-210 аппаратының жоғарғы бөлігінен мұнай D-202 тұрақтандырғыш колоннасының жоғарғы
Техникалық талаптарға сәйкес тазартылған газ 700 құрылғысына одан арғы
Орта қысымдағы газды өңдеудің технологиялық процессінің схемасының көрінісі. F-202,F-203
Жұмыс қағидасы және процесстің технологиясы осы сепараторда жұмыс қысымын
Механикалық қоспа мен сұйықтықтан тазартылған газ F-320 дан
Регенерацияланған және жартылай регенерацияланған ДЭА мұнайды беру комбинациясы Д-302
ДЭА регенерацияланған және жартылай регенерацияланған мұнайды реттеу шығынды ынталандыратын
Орташа қысымды абсорбержоғарғы бөлікте 2,45 МПа қысымда жұмыс істейді.
Д-302 жоғарғы бөлігі 11 клапанды табақтарды (1ден 11 дейін),
Регенерацияланған және жартылай регенерацияланған ағыстың абсорберде төмен қозғалысы кезінде
Д-302 төменгі бөлігінде ДЭА ерітіндісінің ағысы көзделген. Ол сепарациялық
Күкірттен тазартылған газда H2S концентрациясы өлшенеді. H2S концентрациясының
300 құрылғысы үшін ДЭА ерітіндісінің циркуляциясы. ДЭА ерітіндісінің жиынтығы.
көмір сутегін ДЭА ерітіндісінен айдау;
мұнайды ДЭА ерітіндісінен сепарациялау.
F-303 жиынтығында ДЭА ерітіндісінің келесі ағысы түседі:
D-301 және D-302 абсорберлерінен ДЭА ерітіндісі;
D-803 абсорберінен ДЭА ерітіндісі, F-301 газымен, F-801 газымен және
D-1001 қайта айдалатын ДЭА ертіндісі, F-401 400 құрылғысынан қышқыл
Айдау 0,55 МПа жұмыс қысымымен жүзеге асады.
F-303 сыйымдылығының ішінде мұнай жиналып қалады. Ол көмір сутегінің
ДЭА толтырылған ерітінді F-303 жиынтығынан деңгейді регулятормен басқарылу арқылы
Жеңіл көмір сутектер айдалған соң Д-303 төменгі қысымды газ
Д-303 қышқыл газ ДЭА регенерацияланған ерітіндісімен тазартылатын контактілі сақиналармен,
Аминнің жылу алмасуы. ДЭА ерітіндісі Д-304 ДЭА ерітіндісіне бағытталған.
Регенератордың жылу энергиясын максималды пайдалану үшін ДЭА ерітіндісі ДЭА
Жылу алмасуларға түсетін ДЭА жалпы шығыны каскадты басқару схемасы
Жылу алмасуларының жылу қуаты Е-301 ДЭА санын реттеумен тепе-тең
Ара қатынас реттеуіші Е-301 және Е-303 жылу алмасуларынан
ДЭА шығыны әрбір жылу алмасуының алдында өлшенеді. Температура 100,5
Жылу алмасудан кейін ДЭА қосылып, Д-304 регенераторының төменгі бөлігінің
21 табақшадан алынған Д-304 регенераторының ДЭА жартылай регенерацияланған ағысы
Регенератордың төменгі бөлігінен регенерацияланған ДЭА ағысы Е-301 А/В жылу
Сыйымдылық ыстық сумен, деңгейді өлшегішпен, штуцермен, толтырылады. Ол көмір
Т-301 сыйымдылығынан шыққан кезде ДЭА ағысы екі ағысқа бөлінеді:
Т-301 негізгі ағыс екі ағысқа бөлінеді. Олар бөлінгенге дейін
Алғышқы ағыс ЕА-301 ауа типіндегі мұздатқышта мұздатылып, Д-301 жоғарғы
Екінші ағыс ЕА-302 ауа типіндегі мұздатқышта 51,7 С дейін
ДЭА ерітіндісінің барлық ағысында абсорберлер алдында көпіршікке қарсы құрал
ДЭА барлық дренажды ағыстары ДЭА Ғ-305 жер аст ыжинағына
Д-304 ДЭА ерітіндісінің регенерациясы. Д-304 регенераторы жоғарғы және төменгі
Жоғарғы бөлігі қышқыл газ ағысынан суды мұздату мен конденсациялау
Төменгі бөлігі 10-28 табақтан тұрады. Ол 2 булы котелдерден
Регенерация процессі ДЭА ерітіндісін қарсы ағызу кезінде және буды
Ағыстың қалған бөлігі булы колоннаның төменгі бөлігіне қарай жылжып,
ДЭА толық регенерацияаланған ағысы колоннаның төменгі бөлігінен шығарылып, Е-301
Айдаудың буы мен қышқыл газдар булы колоннаның жоғарғы бөлігінен
400 құрылғысына берілетін қышқыл газдың жоғарғы концентрациясын қамтамасыз ету
Суландыру табақтарындағы сұйықтықтың болуы 7 табақтың астында орналасқан газдың
Суландыру жүйесіндегі коррозияны төмендету үшін және жылу алмастыратын табақтардағы
Қышқыл газды судың сыйымдылығын төмендету үшін колоннаның жоғарғы жағында
Регенератордағы қысым 400 құрылғысына шығу кезіндегі қысымды реттеу клапанымен
400 құрылғысының-Клаус құрылғысының (2 желісті) технологиялық процессінің көрінісі. Технологиялық
Ондағы температура 1125 С жетеді. Қыздыру камерасынде 68 пайыз
Мұздатылғаннан соң технологиялық газ 280 С R-401 алғашқы реакторына
Реактордың аузындағы температурасы 343 С құрайды.
R-401 реакторынан шыға отырып, технологиялық газ Е-402 жоғарғы бөліктегі
Одан ары қарай технологиялық газ 3,1 МПа (температураны реттеу
Күкірттің сепараторынан кейін технологиялық газ скот газ-процессінің тазалау құрылғысына
400 құрылғысының әртүрлі аппаратында алынған сұйық күкірт булы құбыр
Отын газы Клаус құрылғысын қыздыру үшін қолданылады және оның
400 құрылғысындағы Клаус процессінің тиімділігін арттыру үшін (күкіртті алудың
МДЭА ерітіндісінің болуын болдырмау үшін колоннадан шығар алдында технологиялық
МДЭА ерітіндісі регенерацияланады және тазартылған қышқыл газ Клаус құрылғысында
500 құрылғысындағы МДЭА регенерациясы (2.5 суреті). МДЭА абсорбенті бөшкелермен
МДЭА регенерациясы Д-502 абсорбентінде жүзеге асырылады.
Күкіртті тиеу 600 құрылғысы (2.6 суреті). Сұйық күкірт Т-610
700 құрылғысы-төменгі температуралы конденсация мен газ бөлу құрылғысы (2.7
Төменгі температуралы конденсация және газды бөлу үшн арналған 700
700 құрылғысының өнімі болып құрғақ газ, пропан, жеңіл күкіртті
800 құрылғысындағы газды өңдеу. 800 құрылғысы сеператордан кейін және
Колоннадағы тұрақтылықтан кейін 200 құрылғысында мұнай 50-60 С температурасында
Меркаптаннан тұратын мұнай V-1 аппаратының төменгі бөлігіне түседі. Ол
Процесс 1,2 МПа қысымында жүреді.
Колоннаның жоғарғы бөлігінен мұнай, катализатор және ерітілген ауаның қосындысы
Бөлінген катализатор V-4 аппаратынан Р-1 насосы арқылы R-1 реакторына
Демеркаптанизацияланған мұнай V-4 тен V-5 сепараторына катализатор тамшысын бөлу
Мұнай демеркаптанизациядан кейін тұтынушыға беріледі.
3. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
3.1. Кәсіпорынды нығайтудың экономикалық көрсеткіштері.
Бұл бөлімде Теңіз кен орныныда орналасқан кәсіпорынға жаңа
Капиталдық салымдар мен эксплуатациялық шығыстарды қаржыландырудың көлемі ТШО жүзеге
Капиталдық салымдар
Капиталдық шығындар:
кәсіпорынды жабдықтау: лақтыру желістерін, мұнай жинау желістерін, электр беру
мұнай мен газды дайындау объектілерін: 2 дәрежелі зауыттың құрылысы,
Капиталды салымдарға мұқтаждық зауыттың қуаттылығының кеңеюімен және өндірістің жылдық
Операциялық және ағымдағы шығындар
Операциялық және ағымдағы шығындар негізгі эксплуатациялық көрсеткіштерге сәйкес анықталады.
Салық салынуға жататын тікелей шығындарда кен орнын эксплуатациялау кезінде
Салықтар мен төлемдер
Салықтар мен төлемдердің есебі Қазақстан Республикасындағы салық салу жүйесіне
ТШО мен Қазақстан Республикасының арасында жасалған Келісімге сәйкескелесі салықтар
Роялти ставкасы 18(-ке тең. Ставка Шеврон-Тексако компаниясының табысының жиынтық
Кіріске салық ТШО әріптестерінің кірісітерін бөлген кезде 30( мөлшерінде
Табыс салығының ставкасы-15(.
Ссудалық пайызға салық - 20(.
Сонымен қатар бұлардан басқа есепте ҚР әлеуметтік қорларына ТШО
Мүлікке салықтың базалық ставкасы қорды эксплуатацияға ендіру кезінде өсіммен
Өндіру тиімділігінің экономикалық көрсеткіштерінің есебінің негізне халықаралық консалтингтік компания
Экономикалық көрсеткіштері газдың Құлсары аумақтық рыногында ұзақ мерзімді сатудың
КҚК (Каспий Құбырлық Консорциум) құбыры КҚК құбыр тарифтерін ұзақ
Кен орныныдағы алынатын барлық мұнай шет елдерге сатылады. Мұнайды
3.1 кестесі- Тасымал түрі бойынша мұнайды сату
Жыл Мұнай сату көлемі
Мың.т Мұнай сату Мұнай тасымалының бағасы
Темір жол арқылы Жақын шет елдерге құбыр арқылы,
Мың.т Жақын шетелге құбыр арқылы мың.т Алыс шетел.құбыр арқылы
2002
12494,1
2,049
1,350
9,095
63,8
9,4
21,5
3.2. Жылдық өндірістік шығындарды есептеу
Жаңа құрал-жабдықты енгізу өнімнің өзіндік құнының өзгерісіне алып келеді.
Мұнайды өндіру кезіндегі шығын деңгейі қосымша алынған көлем бойынша
Шығынның барлық статьясына есеп жүргіземіз.
1 статья. Амортизацияны есептеу
Базалық техниканың орнына келген негізгі құралдарға амортизациялық төлемдер жаңа
А жыл= СперNa/100(
Спер- құрал-жабдықтың алдғашқы құны,
Na-жылдық амортизациялық нормасы.
Осылайша, амортизациялық төлемдердің есебі шараны енгізгенге дейін:
А. Автоматтандырылған топтық өлшеу құрылғылары (АТӨҚ)
А жыл =3077* 14,3/100% *9 =3960 мың.дол,
Б. Лақтыру желістері
А жыл =27*2,8 /100% *48= 36,3 мың.дол,
В. Жинау желістері
А жыл =14 * 2,8 /100%*50= 19 мың.дол,
Г. Электр беру желістері
А жыл= 6*4,3 / 100% *18 =4,6 мың.дол,
Д. Мұнайды дайындаудың орталық бекеті (МДОБ)
А жыл= 12308*12,5/100%*3 =461 мың.дол
Аталған есепті 3.2 кестесіне түсіреміз
3.2 кестесі. – Шараны енгізгенге дейінгі амортизациялық төлемдерді есептеу
Құрал жабдық атуауы Бастапқы құны
Мың.дол. Саны. Дана. Капиталды салымдар мың.дол. Амортиз.
нормасы Амортиз. Төлемдердің жылдық сомасы. Мың. дол.
Кәсіпорынды құру:
Лақтыру желістері
14
50
700
2,8
19,6
АТӨҚ 3077 9 21539 14,3 3960
Жиынтық желістері
27
48
1296
2,8
36,3
Электрді беру желістері
6
18
108
4,3
4,6
МДОБ 12308 3 36924 12,5 4616
Мұнай дайындаудың объектілері:
2 деңгейдегі зауыт
163900
Өзге шығындар
10900
Барлығы
235367
8637
Шараны енгізгеннен кейінгі амортизациялық төлемдерді есептеу:
А. Автоматтандырылған топтық өлшеу құрылғылары (АТӨҚ)
А жыл =3077*14,3 /100%*9 -3960 мың.т
Б. Лақтыру желістері
А жыл =27*2.8 /100%*48 =36,3 мың.т
В. Жиынтық желістері
А жыл= 14.*2,8 /100%*50= 19 мың.т
Г. Электр берудің желістері
А жыл= 6*4,3/100%* 18= 4,6 мың.т
Д. Мұнайды дайындаудың орталық бекеті
А жыл =12308*12,5/100%* 3=461 мың.т
Е. Мұнайгазды сепаратор
А жыл= 75*9,3/100%* 3 =20,9 мың.т
Есептің мәліметтерін 3.3 кестесінде көрсетеміз
3.3 кестесі- Шараны енгізгеннен кейін амортизациялық төлемдердің есеп мәліметтері
Құрал жабдық атауы Бастапқы құн, мың. т Саны, дана
Кәсіпорынды орнату:
Лақтыру желістері
14
50
700
2,8
19,6
АТӨҚ 3077 9 21339 14,3 3960
Жиынтық желісі
27
48
1296
2,8
36,3
Электр
желістері
6
18
108
4,3
1,6
МДОБ 1208 3 36924 12,5 4616
Мұнай дайындау объектілері: 2 зауыт
163900
Өзге де шығындар
10900
МГ.сеп. 75 3 225 9,3 20,9
Барлығы
235592
8656
Статья. Еңбекті төлеу қорының есебі.
Еңбекті төлеуді ұйымдастыру Еңбек туралы заңға сәйкес жүзеге асырылады.
Еңбек ақы қорының есебі айлық тарифтік ставкалары бойынша жүргізіледі,
Оның көлемін (3.2) формуласы бойынша анықтайды:
ЕАҚ- Зпл.мин.*К тар.*Каудан.*К аумақ.*Кқ.е.а.*ӨӨП саны*12,(3.2)
Зпл.мин.- деген-ҚР Бюджетімен бекітілгенминималды жалақы;
К тариф.- тарифтік коэффициент;
К аудан.- аудандық коэффициент;
К аумақ- аумақтық коэффициент;
Кқ.е.а- қосымша кңбек ақы коэффициенті;
ӨӨП саны- өнеркәсіптік, өндірістік персонал саны;
ЕАҚ енгізгенге дейін:
ЕАҚ 2002 жылы- 4750*5,95*1,1*1,14*1,75*3000*12-14689,4 мың дол.
ЕАҚ енгізгеннен кейін:
ЕАҚ 2003 жылы-5000*5,95*1,1*1,14*1,75*3000*12-15462,5 мың.дол.
ЕАҚ 2004 жылы- 5950*5,95*1,1*1,14*1,75*3000*12-18400,4 мың.дол.
ЕАҚ 2005 жылы- 6250*5,95*1,1*1,14*1,75*3000*12-19328,2 мың.дол.
ҚР салық Кодексіне сәйкес әлеуметтік қорға 21% төленім жүзеге
Осылайша, сомадағы еңбек ақы қоры төленімдермен бірге еңбек ақысын
ЕАТҚ енгізгенге дейін:
ЕАТҚ 2002 жылы- 14689,4*0,21+14689,4-17774,2 мың.дол;
Шараны енгізгеннен кейін:
ЕАТҚ 2003 жылы-15462,5*0,21+15462,5-18709,7 мың.дол;
ЕАТҚ 2004 жылы-18400,4*0,21+18400,4-22264,5 мың.дол;
ЕАТҚ 2005 жылы- 19328,2*0,21+19328,2 –23387,1 мың.дол.
Статья. Энергия шығынын есептеу
Тікелей жиынтықтау мен мұнайды дайындауға кететін энергия шығындырының өзгерісі
Электрэнергиясына кететін шығынды анықтау үшін (3.3) формуласы бойынша есептеу
Эл.эн. шығын-Ж.саны* эл.эн бағасы
Ж.саны- тұтынылған электр энергиясының жалпы саны, мың.КВт/ сағ.
Эл.эн бағасы-КВт/сағ, электр энергиясының құны, дол;
Шараны енгізгенге дейінгі электр энергиясына шығын келесіні құрайды:
Эл.эн шығыны-2002 жылы – 453103*50-22655,1 мың.дол.
Енгізгеннен кейін:
Эл.эн. шығыны 2003-2005 жылдар аралығы- 535477*50-26773,8 мың.дол.
4 Статья. Көмекші материалдарға кеткен шығындар.
Жаңа технологиялық құрал-жабдықтарды енгізу кезінде көмекші материалдарға кететін шығындарды
Көмекші материалдарға кеткен шығындарды есептеу (3.4) формуласы бойынша жүзеге
Ш. көм..мат-Ж.саны*Қ. көм.мат.
Ж.саны деген- көмекші материалдың саны, т;
Қ.көм.мат. деген- көмекші материалдың бір тоннасының құны,дол.
Ш. көм.мат 2002 жылы – 70000*20-1400 мың.дол.
Шараны енгізгеннен кейін көмекші материалдарға кеткен шығындар:
Ш.көм.мат 2003-2005 жылдар аралығы-100000*20-2000 мың.дол.
5 Статья. Ағымдағы жөндеуге кеткен шығындар.
Бұл (3.5) формуласы бойынша анықталады:
Ш. жөн.-К.с*2%
К.с.- капиталдық салым.
Енгізгенге дейін ағымдағы жөндеуге кеткен шығындар келесіні құрады:
Ш. жөн. 2002 жылы- 235367*0,02 –4707 мың.дол.
Енгізгеннен кейін ағымдағы жөндеуге кеткен шығындар келесіні құрады:
Ш.жөн. 2002 жылы- 235592*0,02-4712 мың.дол.
6 Статья. Өзге де шығындар.
Өзге де шығындарға өндіріске қатысы жоқ басқарудың техникалық құралдарын
Өзге де шығындар еңбек ақы қорының 15% құрайды және
Ш.өз.- ЕАҚ*15%
Шараны енгізгенге дейін өзге шығындаркелесіні құрады:
Ш.өз. 2002 жылы- 17774,2*0,15-2666,1 мың.дол.
Енгізгеннен кейін өзге шығындар келесіні құрады:
Ш.өз. 2003 жылы- 18709,7*0,15-2806,5 мың.дол;
Ш.өз 2004 жылы- 22264,5*0,15-3339,7 мың.дол;
Ш.өз. 2005 жылы-23387,1*0,15-3508,1 мың.дол.
Осылайша, жалпы жылдық өндірістік шығындар статьялар бойынша келесіні құрайды:
Енгізгенге дейін ( Ш.2002 жылы-
Енгізгеннен кейін ( Ш. 2003 жылы – 63658,1
Ш. 2004 жылы – 67746,1 мың дол;
2005 жылы –69037,1 мың дол.
1 тонна мұнайдың өзіндік құны (3.7) формуласымен анықталады:
С- ( Ш/О өн.
О.өн- өндірудің жылдық көлемі.
Енгізгенге дейін өзіндік құн: С1- 57839500/12494068-4,6 дол.
Енгізгеннен кейін өзіндік құны: С2 – 63658100/14458734-4,4 дол.
Өзіндік құнның төмендеуінен болатын жылдық экономикалық әсерді (3.8) формуласы
Э-(С1-С2)*О.өн
Э-(4,6-4,4)*14458734-2891746,8 дол
Шараны енгізудің технико-экономикалық анализі, ұсынылған вариантты таңдау негізі
Шараны енгізудің экономикалық тиімділігін бағалауды жүргізу келесі ҚР органдарының
0,2 дисконт нормасындағы таза құны;
табыстың ішкі нормасы (ТІН);
Сатылу мерзімі;
Кірістілік индексі
Бұл жұмыста баға беру 2003-2005 жылдар аралығындағы жобалық есептік
кестесі- 2003-2005 жылдар аралығындағы экономикалық көрсеткіштердің есебінің мәліметтері
Көрсеткіштер 2003 2004
өнімді тарату көлемі мың.д 2365449
Дисконтталған көлемі 1971208 1683729 1493339
Эксплуатация.шығын,мың.д 63658,1 67746,1 1493339
Дискон. Эксп.шығын,мың.д 53048,4 47045, 39952
Жиынтық табыс,мың.дол 1918159 1637293 1553894
Капиталдық салымдар,м.дол 235592 157800 14300
Дисконт.капит. салым,м.дол 196326,6 10958,3 84085,6
Өспелі жиынтық кіріс,м.дол 2301791 4659493 7717823
Дисконт. өспелі жиын.кіріс 1918159 3235759 4466332
Дисконт.жиын. кіріс 1918159 1637293 1453894
3.4 кестесін негізге ала отырып экономикалық көрсеткіштер келесіні құрайды:
ЧПС-( ОЧПДС/(1+і)-КВ
ОЧПДС- ақаша қаражатының күтілетін таза түсімі;
КВ- капиталдық салымдар;
дисконттық ставка.
ЧПС- 4466332-389995,5-4073336,5 мың.дол.
Шараны негіздеуді келесі көріністен шыға отырып жүргізуге болады:
енгізуден кейін мұнай өндіру 14458734 т өсті;
жиынтық кіріс сәйкесінше 315601,5 мың.долларға жоғары болды;
үлесті капиталдық салымдар 20 доллардан 16 долларға төмендеді;
өнімнің бірлігінің өзіндік құны 1,2 долларға төмендеді;
таза құн 4076336,5 мың.долл құрады;
пайданың ішкі нормасы 1,25;
кірістілік индексі 3,6 тең;
сатылу мерзімі 0,2;
өнімнің бірлігінің өзіндік құнының төмендеуіненжылдық экономикалық әсер 2891746,8 дол
Нәтежиелерін 3.5 кестесінде бейнелейміз.
3.5 кестесі- Шараны енгізгенге дейін және кейінгі технико-экономикалық көрсеткіштер
Көрсеткіштер Енгізгенге дейін Енгізгеннен кейін
Мұнай өндіру көлемі 1249,1 14456,7
Өнімді тарату көлемі 2044029 2365449
Эксплуат.шығындар 57839,5 63658,1
Жиынтық кіріс 1986189,5 23001791
Таза пайда 1390332,6 1611253,7
Капиталдық салым 235367 235592
үлесті капиталды салым
20
16
1 т өнімнің өзіндік құны
4,6
4,4
Кірістің ішкі нормасы
Кірістілік индексі
Сатылу мерзімі
Жылдық
экономикалық
әсер
2891746,8
ТЕХНИКО–ЭКОНОМИКАЛЫҚ КӨРСЕТКІШТЕР
Көрсеткіштер Енгізілгенге дейін Енгізілгеннен кейін
Мұнай өндіру көлемі, мың.т 12494,1 14458,7
Өнімді тарату көлемі,мың.дол 20440229 2365449
Эксплу. Шығындар мың.дол 57839,5 63658,1
Жиынтық кіріс, мың.дол 1986189,5 2301791
Корпоративті салықты қоспағанда таза пайда,мың.дол
1390332,6
1611253,7
Капиталдық салымдар,мың.дол
235367
235592
Үлесті капиталдық салымдар дол/т
20
16
1 т өнімнің өзіндік құны, дол 4,6 4,4
Пайданың ішкі нормасы
Кірістілік индексі
Сатылу мерзімі, жылдар
Жылдық экономикалық әсер,дол
2891746,8
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ
4.1 160-200 құрылғысындағы қауіпті және зиянды факторлардың анализі
160 және 200 құрылғысындағы технологиялық процесс қауіпсіздік техникасының сұрақтары
Құрылғының жұмыс процессінде апат, жарылыс, өрт, улану, күюдің пайда
қазіргі автоматизация, процесспен басқаруды-компьютерлік бақылау жүйесін қолдануды қоса алғанда
10 кв реттелмелі қуаттары бар екі тәуелсіз синхронды көздерден
технологиялық регламентін және құрылғының құрал-жабдығын пайдаланудың инструкциясын техникалық құжаттамаға,
авариялық сигнализация, блокировка, сондай-ақ шығару-фирмасының кепілдіктеріне сәйкес құрылғыларды бақылау-өлшегіштік
ауа отасын бақылау жүйесінің, өрт сөндіру жүйесінің, өрт сигнализацияся
вентиляциялық құрылғыларының регламентке сәйкес жұмысы;
жұмыс қысымында аппараттар мен құбырлардың герметикалығына көзбен көру арқылы
қауіпсіздік техникасы бойыншабілімді жүйелі тексеру мен инструктаждарды дер кезінде
ППР графикасына сәйкес құрал-жабдықтарды жөндеуді дер кезінде жүргізу;
Жоғарғы қауіптілікпенбайланысты жөндеу, газ қауіпті және өртті жұмыстарын орындау
қызмет көрсету персоналының технологиялық схеманы, аппараттардың, құбырлардың, құрылғыларды реттейтін
4.1.1 Адам ағзасына заттардың улы әсерінің сипаты. Қауіпсіздік шаралары
4.1.1.1 Күкіртті сутек
Күкіртті сутек аса қауіпті зат болып табылады. бұл-түссіз, жанатын
Күкіртті сутектің айрықша ерекшелігі болып төменгі концентрацияда сезілетін сасып
Күкіртті сутек ауадан 1,2 есе ауыр. Сондықтан да төмен
Ол теріге тигенде теріні тітіркендіретін әлсіз қышқылдық қасиеттері бар
Қауіпсіздік шаралары.
Аса қауіпті жағдай қалыптасқан кезде желдің бағытын алдын-ала анықтап
Күкіртті сутектің шектен тыс мөлшерінің жоғарылағандығы туралы сигнал беретін
Алғашқы көмек
Күкіртті сутекпен уланған кезде келесілерді орындау қажет:
жәбірленушіні дереу таза ауаға шығару керек. Оны қолайлы жағдайда
Тез арада жедел-жәрдемнің медициналық персоналын шақырту қажет. Оның келгенін
Егер жәбірленуші есінде болса оған оттекті масканы кигізу қажет;
Көздің қатты ауыруы мен күйюді сезіну кезінде 15 минуттай
Есінен танып қалған жағдайда, бірақ пульсы мен тыныс алуы
Жәбірленушіде тыныс алудың белгілері болмаған жағдайда жасанды тыныс алуды
Тыныс алуы мен жүрегі бір мезгілде тоқтап қалған жағдайда
4.1.1.2 Көмір сутекті газдар
Метаннан басқа көмір сутектер ауадан ауыр болып келеді. Сондықтан
Адам ағзасына олар наркотикалық түрде әсер етеді де тұншыұтырады.
Қауіпсіздік шаралары
Көмір сутектің мөлшерінің асып кеткендігіне бағыттайтын авариялық құлақтандыруды қосқан
Алғашқы көмек
Жәбірленушінің таза ауаға шығару қажет. Тыныштықты қамтамасыз ету қажет.
4.1.1.3 Меркаптандар (метилмеркаптан-этилмеркаптан)
Бұл ұшқыш, түссіз тез жанатын сұйықтығы, өте күшті жағымсыз
Меркаптандар-күшті наркотикалық әсері бар және нерв тканьдерінің зағымдануын болдыратын
Қауіпсіздік шаралары
Меркаптанның мөлшерінің бекітілген деңгейден асып кетіуне көздейтін құлақтандыруды қосу
Алғашқы көмек
Бұл күкіртті сутекпен уланған кездегі жағдайға ұқсайды.
4.1.1.4 Көміртегінің қос тотығы (көмір қышқыл газы)
Бұл түссіз, қышқыл дәмді және иісті газ. Ауадан ауыр
Қауіпсіздік шаралары
Тыныс-алуа ппаратын қолдану.
Алғашқы көмек
Жәбірленушіні таза ауаға шығарып, тыныс-алуы тоқтап қалған кезде медициналық
4.1.1.5 Азот
Азот- түссіз және иіссіз газ болып табылады. Ол суда
Қауіпсіздік шаралары
Азотпен жұмыс өндірісі кезінде жеке қорғану құралдары- қорғау көзілдіріктері
Алғашқы көмек
Азоттың жоғарғы құрамы ауадығы оттегінің жетіспеушілігіне әкеліп соқтырады. Бұл
4.1.1.6 Метанол
Метанаол- этил спиртіне өте ұқсас дәмі мен иісі бар,
Қауіпсіздік шаралары
Метанолды қолдану бойынша жазбаша инструкцияның міндетті түрде болуы
Жұмыс кезінде тыныс алу аппаратын және қорғау киімінің толық
Алғашқы көмек
материалмен көздің және терінің байланысы кезінде судың көп мөлшерімен
жұтып қою кезінде жәбірленішіге су ішкізіп, жасанды құсықты жүзеге
жәбірленушіні таза ауға шығарып, тыныс-алуы қиындаған жағдайда оттегіні беру
4.1.1.7 Ингибиторлар
Деэмульгатор NALCO EC2216A
Аромат иісті янтар түстес сұйықтық болып табылады. Ол температура
Токсикалогиялық ақпарат
Жұту кезінде: өнім төменгі токсикалықты иеленеді. Буды және немесе
Теріге тиген кезде: токсикалықтың төменгі деңгейі. Терімен жиі немесе
Қауіпсіздік шаралары
Жұмыс істемеу керек, сақтамау керек және отқа жақын, жылу
Төгілген сұйықтықтың таралуына жол бермеу үшін оны құммен жабу
Алғашқы көмек
Құтқарушылар тыныс-алу аппаратын киюлері қажет: жәбірленушіні ластанған жерден алып
Терімен байланысы- егер болса судың көп мөлшерімен сабынмен жуу
Көзге тигенде дереу көзді 15 минут сумен жуу қажет.
Жұтып қойан кезде жасанды құсықты жүзеге асырмауы керек. Егер,
NALCO EC1126B коррозия ингибиторы
Ароматты иісі бар сары сұйықтық суда ерімейді. Бұл зат
Ол жанатын қоспаны қалыптастыруы мүмкін немесе тұтану температурасына дейін
Токсикалықтықтың төменгі дәрежесі. Жұтыну кезінде тыныс-алу жолдарына аз мөлшерде
Ұсынылған дәрежеден жоғары будың концентрациясы тыныс-алу жолдарын тітіркендіруі мүмкін,
Қауіпсіздік шаралары
Жергілікті соратын вентиляция ұсынылады. Жабық кеңістікте қолданған кезде
Тыныс-алу органдарын қорғау құралдары қажеттілік болған жағдайда толық маска
Алғашқы көмек
Оны жұтып қойған кезде жәбірленушіні таза ауаға тез арада
Материалдың теріге түскен кезінде зақымданған жерді сабынды сумен жуу
Көзге тиген жағдайда қабақты ашып 15 минуттай көзді көп
Затты жұтып қоюы жағдайында құсықты болғызуға тырыспаңыз. Жәбірленушінің тыныштығын
NALCO EC1151A коррозиясының ингибиторы
Сары сұйықтық, алкогольдің иісі тәріздес болып келген, суда жақсы
Зат жанатын электр зарядын жүзеге асыратын статикалық зарядтарды жинауы
Контейнерлерге тиіспеу қажет, сонымен қатар ашық от,жылу немесе жану
Демалған кезде және жұтқан кезде улы болып табылады. Көз
Қауіпсіздік шаралары
Ошағының жанынан технологиялық қалдықтардың тасталуын бақылау үшін жергілікті соратын
Жерге төгілген жағдайда оған жақындамаңыз, төгілген зонада немесе желдетілген
Алғашқы көмек
Жұту кезінде жәбірленушні тез арада таза ауаға шығарыңыз. Егер
Теріге тиген кезде сабынды сумен жуыныңыз. Ластанған киім мен
Көзге тиген жағдайда тітіркену кеткен жағдайға дейін көп су
Жұтынған кезде құсықты болдыруға тырыспаңыз. Жәбірленушіге тыныштықты сақтаңыз, медициналық
4.2 200 құрылғысының жұмысының беріктігі мен қауіпсіздігін қамтамасыз ететін
4.2.1 Еңбекті қорғау бойынша ұйымдастыру шаралары
Техника қауіпсіздігінің ережелерін сақтау – бұл ТШО біріккен кәсіпорнының
200 құрылғысына қызмет көрсету жұмыстары жекелеген қорғаныс құралдары бар
4.2.2 Техникалық шаралар
4.2.2.1 Жеке және ұжымдық қорғаныс құралдары.
Қызметкерлер технологиялық және көмекші құрал-жабдықтардың жұмысытары зоналарында өздерінің міндеттерін
4.1 кестесінде қорғаныс үшін бақылау аппараттары мен арнайы киімдердің
4.1 Кестесі- Жеке және ұжымдық қорғаныс құралдары
Тізімі Қорғаныс құралдары
Басты қорғау Каска( ішінен киетін жұмсақ бас киім-суық жыл
Көз бен бетті қоғау қорғаныс көзілдіріктері, арнайы қорғаныс көзілдіріктері
(химиялық қоспаларға қарсы тұратын)
Құлақты қорғау Беруштер, құлаққа тағатындар)
Қолды қорғау Қолғаптар (мақта-маталы, қысқы жағдайдағы жұмыстар үшін, химиялық
Денені қорғау Қысқы күртеше, мақта-маталы комбинезон ұзын жеңді, ішкі
Аяқты қорғау қорғаныс бәтеңкелер/етіктер жазғы, қорғаныс бәтеңкелер/ қысқы етіктер,
Тыныс-алу жолдарын қорғау Шаңға қарсы респираторлар, ауыстырылатын фильтрлі және
Қорғаудың сақтану шаралары Газдың ауыспалы детекторы (Драгер, Сульфипак). Авариялық
Химиялық агрессивті заттар қолданылатын немесе сақталатын құрылғының аумағында аумаққа
Жекелеген қорғаныс құралдары бойынша талаптарды дәл көрсету үшін сары
Аввриялық душтар және көздерді жуу пункттері қауіпсіздікті қамтамасыз етудің
Авариялық душтарды және көздерді жуу пункттерін пайдалану химиялық заттармен
4.2.2.2 Жұмыс орындарындағы жарықтанудың және шудың деңгейі. Жарықтандыру
Жұмыс жағдайларындағы минималды орташа жарықтануды қамтамасыз ету үшін жарықтанудың
4.2 Кестесі - Ғимараттағы жарықтанудың деңгейі
Атауы Жарықталғандықтың деңгейі
Насостық және компрессорлық генераторлы залы, көмекші
Еден деңгейіндегі 200 люкс
Операторлық, конторлық залдар және лабораториялары Еден деңгейінен 0,85 есе
Шеберханалар Еден деңгейінен 0,85 есе жоғары 300 люкс
Қоймалар және зат қоятын бөлмелер Еден деңгейінен 0,85 жоғары
4.3 Кестесі- Сыртқы алаңдағы жарықтылық деңгейі
Атауы
Жалпы технологиялық учаскелер Нөлдік көрсеткіштегі 50 люкс
Құбырлық эскадалар Нөлдік көрсеткіштен 0,85 м биік деңгейдегі 75
Құралдардан есептерді алу үшін алаңдар Алаң көрсеткішінінен 0,85 м
Жергілікті басқару панелдер Еденнен жоғары 0,85 деңгейдегі 300 люкс
Сыртқы қоймалар және резервуарлық бақтары 20 люкс
Автотұрақтар Нөлдік көрсеткіштегі 20 люкс
Қорғаныс қоршалуы Нөлдік көрсеткіштегі 20 люкс
Зауыттың периметрі бойынша забор Нөлдік көрсеткіштегі 10 люкс
Шу. Жұмыс орындарындағы дыбыстың эквивалентті деңгейі мен дыбыстық қысымының
Құрал-жабдықтан шыққан шудың деңгейі құрал-жабдықтан 1 м алшақтықта өлшеген
Шудың деңгейін өлшеу кезінде ANSІ-SІ.13-1971 (R 1976) стандарты қолданылады.
Шудың персоналға әсер ету шегі Қазақстан Республикасының және OSHA
160 және 200 құрылғысының аумағында құлақты қорғау құралын кию
4.2.2.3 Сигнализация
Технологиялық сигнализация қауіпті жағдайлардың мүмкін туындауы кезінде негізінен объектінің
4.2.2.4 Вентиляция
Барлық вентиляциялық құрылғылар Мұнайды қайта өңдеу және мұнайхимиялық кәсіпорындарды
Экплуатация кезінде барлық вент жүйелер дұрыс істеп тұруы керек,
Компрессорлы және насосты ғимараттардағы құрылғыларда негізгі және авариялық вентиляция
Негізгі вентиляция компрессорлы ғимараттар үшін ауаның он есе алмасуын,
Авариялық вентиляция сорғыш болып табылады. Ол негізгіге қосымша ауаны
Соратын вентиляциялар сорылатын ауа алмасуы ауа алмасуыннан 10 пайызға
Өрт жағдайы кезінде (детекторлардың іске қосылуы кезінде) вентиляциялық құрылғылар
4.2.2.5 Азот пен газдарды табу жүйесі
Газдардың кеміп қалуын табу үшін датчиктері газдың концентрациясының 20
Азот пен газдарды табу үшін датчиктер олардың 3 мг/м
Датчиктерден келетін сигналдар орталық операторлық (дыбыс және түсті сигналы)
Ғимараттардағы орналасқан датчиктер жергілікті авариялық соратын вентиляциямен блокталған. Соратын
4.2.2.6 Статистикалық электр
Әрбір құрылғы жерге қосылған жер асты сақинасымен жабылған. Ол
Қауіпті зоналардағы төменгі қуатты барлық күшті және бақылау құрал-жабдық
бір сыртқы болттық қосылыс цинктік темірден 25х4 шиналар үшін;
қорғаныс жерге қосылған сым үшін бір ішкі қыспа (күшті
ірі құрал-жабдық (50 м З жоғары сыйымдылықтағы аппарат немесе
Жерге қосылған сақина және жер асты қосылыстары аралас құрылғыда
4.3 160-200 құрылғыларындағы авариялық жағдайлардың алдын алу мен
Жұмыс процессінде келесі себептер бойынша авариялық жағдайлар туындауы мүмкін:
Электрэнергиясын өшіру;
Суық суды беруді тоқтату;
Шикізатты беруді тоқтату;
КИП ауасын беруді тоқтату;
Құрал-жабдықтар мен құбырлардың герметизациялануы;
Технологиялық ыстық суды беруді тоқтату;
Техникалық суды беруді тоқтату;
Құрылғыдағы өрттің пайда болуы.
Авариялық тоқтап қалған кездегі операциялардың жалғаспалылығы төменде көзделген.
160 құрылғысының авариялық тоқтап қалуы
Авариялық жағдайдағы слаг кетчерлер Ғ-160.1/2 оператормен HZ-16105 нұктесін басу
200 құрылғысының авариялық тоқтап қалуы
Қолмен авариялық тоқтату (кнопкалар пультте орналасқан).
Орталық Операторлықта авариялық тоқтатудың келесі нүктелері бар:
HZ- 21001 - 200.1 құрылғысының 1 жібін тоқтату;
HZ- 22001 – 200.2 құрылғысының 2 жібін тоқтату;
HZ- 21101 – 200.1 және 200.2 құрылғысының 1 жібін
HZ- 22101 - 200.2 және 300.2 құрылғысының 2 жібін
HZ- 21004 – GC-201.1 компрессорының тоқтату;
HZ- 22004 – GC-201.2 компрессорын тоқтату;
HZ- GC-201.3 компрессорын тоқтату;
HZ-00001 - зауыттың барлығын тоқтату (электр қуатынның
HZ-00002 - қуатты өшірмей ақ
КТЛ басқа да құрылғыларындағы авариялық тоқтатудың нүктелерінің әрекетін суммалайды.
Слагкетчер бөлінеді, 200, 300, 700 құрылғыларындағы газды беруді тоқтату.
4.3.1 Электрэнергиясын беруді тоқтату
КТЛ–1 10 кв екі фидерді иеленеді. бұл фидерлер екі
Қуаттың аз уақытта кенет төсіп кетуі жағдайында барлық қосқыштар
Егер 5 секунд ішінде электр энергиясын беру қайта қалпына
Егер екі фидерде де қуат болмаса бұл энергияның өшірілуі
Егер электр энергиясы бір минуттан кем емес өшірілсе, онда
Электр энергиясын өшірген кезде келесілер орын алады:
газ бен мұнайдың жоғары қысымды UV\21003/220036 UV-21004/220046 сепараторына шығу
Е-211.1/2 рибойлеріне бу беру жабылады, сондай-ақ D-202( FV-21004/22004 клапаны)
ДМС( LV-21017/22017 клапаны) тұрақты мұнайды шығарудың желісі жабылады.
Электр энергиясын өшріген кезде зауытты басқару жүйесі аккумулятордан қуатқа
Қысқы уақытта элект энергиясын өшірген кезде электр қыздыру желістеріне
4.3.2 Шикізатты беруді тоқтату
Кәсіпшіліктен бір жіпке шикізатты беруді тоқтатқан кезде бір слаг
Шикізатты беруді ұзақ уақыт тоқтатқан кезде құрылғыны резервуарлы бақ
газ бен сұйықтықтың жоғарғы қысымды UV-21003/22003 және
резервуарлық баққа мұнай бойынша циркуляцияны жүргізу;
аппараттардағы қысымдар мен деңгейді бақылап отыру.
Беруді тоқтатудың себебін түсіндіру. Егер де шикізат ұзақ уақыт
4.3.3 Буды беруді тоқтату
20 Барлы орта қысымды буды беруді тоқтатқан жағдайда Д-202
4,5 барлы төменгі қысымда буды беруді тоқтату кезінде жылу
Қысқы уақытта төменгі қысымдағы буды беруді тоқтату кезінде компрессордың
4.3.4 Құрал-жабдықтарды герметизациялау
Технологиялық құрал-жабдықтардан немесе құбырлардан газдың жарылуы құрылғы аумағының көмір
Құрылғы операторына:
жеке қорғаныс құралдарын пайдалана отырып, зонаның газдалуы мен зақымдану
пульт операторына жағдайды баяндау;
зақымданған жерді жоюға немесе аппаратты жүйеден ажыратуға тырусуы қажет;
жою мүмкін болмаған кезде құрылғыны авариялық дәрежеде тоқтату;
зақымданған жерден қысымды түсіру қажет;
газдалған жердің периметрі бойынша бекеттерд ітұрғызу қажет.
Пульт операторына:
СЗНЭЗ хабарлауы қажет;
өрт-авариялық қызметін шақырту қажет;
аварияны жою мүмкін болмаған кезде құрылғыны авариялық түрде тоқтату
Басқа жіптердің жұмысын теңестіру қажет.
4.3.5 Суық суды беруді тоқтату
Суық суды беруді тоқтатқан кезде 200 құрылғысынан 300 құрылғысына
Компрессорлар мен насостардың жүйелеріне суық суды беруді тоқтатқан кезде
4.3.6 Ыстық технологиялық суды беруді тоқтату
Ыстық суды беруді тоқтату кезінде Д-201 конденсатының булану колоннасының
4.3.7 Техникалық суды беруді тоқтату
Техникалық суды беруді тоқтату кезінде авариялық тоқтатуды талап ететін
4.3.8 Құрылғыдағы өрттің пайда болуы
Өрт сигнализациясы мен өртті анықтау жүйесі
Өрттік сигнализацияның жүйесі түтін мен ультра фиолетті (өртті) хабарлағыштардың
Өрт болған кезде сигнал дыбыстық хабарландырудың жалпы сиренасына барлық
РП-200.1 насостық бөлмеде өрттің 4 детекторы;
РП-200.2 насостық бөлмеде 4 детектор;
РП-200.1/2 бөлмесінде 4 детектор;
СН-200.1/2 компрессорлық бөлмеде өрттің 8 детекторы және температураның көтерілуінің
LCR- 200.1 операторлық бөлмеде 2 түтін детекторы;
LCR-200.2 оператор бөлмесінде 2 түтін детекторы бар.
Терезені сындыру арқылы нүктелік бекеттер
Терезені сындыру арқылы нүктелік бекеттер ғимараттан шығудың барлық бекетінде
операторға дыбысты сигнал қосылады;
құрылғының шақыру нөмірі сары түсті көрсетеді;
құрылғыны белдеген сигнализацияның сақинасы мнемосхемада сары түске жанады.
200.1 және 200.2 құрылғыларында периметр бойынша 10 қолмен хабарландыру
СН-200.1/2 компрессорлық бөлмеде 2 нүкте;
РН-200.1 РН-200.2 насосты бөлмеде 2 нүкте;
РН-200.1/2 насостық бөлмеде 1 нүкте бекітлген.
Өртті сигнализацияның панелі
Операторлықта өртті қалқан (мнемосхема) бекітілген. Ол дыбыстық және визуальды
Қалқанды электрмен жабдықтау үшін монофазалы 220В тоқ, 50Гц пайдаланылады.
Өртке қарсы шаралар
РН-200,1/2 немесе СН-200.1/2 ғимараттарындағы өрт кезінде автоматика жүйесі құрал-жабдықты
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ
5.1 Теңіз кен орыны аумағының табиғи-климаттық сипаты
Климаты континенталды, жылына 150 мм шамасында жауын-шашын мөлшері бар
Қысы (желтоқсан-қаңтар) әлсіз суық, аз қарлы, көбіне ылғалды ауа-райымен.
Көктем (наурыз-сәуір) күндізгі және түнгі температураның түсуімен және ыстық
Жазы (мамыр-қыркүйек) құрғақ және ыстық, ашық күнді. Күндізгі ауа
Күзі (қазан-қараша) бірінші жартысында жылы, аз бұлтты. Жауын-шашын сіркіреген
Атмосфералық жауын-шашын жыл мезгілдері бойынша тең болмайды. Көбіне қысқы-көктем
Ауаның ылғалдылығы. Ауаның орташа жылдық қатысты ылғалдығы 60 пайызды
Булану. Ауаның жоғары температурасында ылғалдықтың тапшы болуы елеулі түрдегі
5.2 Атмосфераны ластаудың көзі ретіндегі кәсіпорынның сипаты
Атмосфераға зиянды заттардың бөлінуінің көзі ТШО-да келесілер болып табылады:
200 құрылғысы- мұнай, газ, судың бөлінуі және мұнайдың тұрақтануы;
300-құрылғысы-газдарды диэтаномилмен күкіртті тазарту;
400 құрылғысы-Клаус құрылғысы-күкіртті алу;
500 құрылғысы- газдарды утилизациялау-Сульфрен немесе Скоттпроцесстері;
600 құрылғысы-сұйық және қатты күкіртті жүкке тиеу;
700 құрылғысы-көмір сутекті газдардың бөлінуі;
1000 құрылғысы- шырақ пен дренаж жүйесі;
0.31 және0.32 құрылғысы- мұнайдың демеркаптанизациясы;
800 құрылғысы-пласттық суды дайындау;
1, 2 тауарлық паркі;
насостық;
реагенттер қоймалары;
тазалау ғимараты;
1,2 газ құбырлы станциялар;
резервуарлық парк;
ЦЗЛ;
РМЦ;
Газды отындағы котел.
Теңіз кешеніндегі ластаудың көздері болып келесілер табылады: технологиялық құрылғылардың,
Атмосфераға тасталатын қалдықтарда келесі қоспалар бар: күкіртті сутек, көмір
Қалдықтардың құрамына кіретін заттардың атмосферадағы қосылысы болмаса олар суммацияның
азоттың қос тотығы+ күкіртті ангидрид;
күкіртті ангидрид+ күкірт қышқылының аэрозолы;
күкіртті ангидрид+күкіртті сутек;
күкіртті ангидрид+фтор сутегі;
фтор сутегі+ фторидтер.
5.3 Құрал-жабдықтардан атмосфераға зиянды заттарды тастаудың параметрлері
Атмосфераға тасталатын зиянды заттардың көздерінің сипаты мен параметрлері
Атмосфераның ластануының деңгейін есептеу нәтежиелері Теңіз газ өңдеу зауытының
СЗЗ шекерасындағы максималды метилмеркаптанмен ластануы және ол 0,000008мг/м құрайды.
Теңіз кен орнының объектілері эксплуатацияның қалыпты режимінде жұмыс зонасының
кестесі- Зиянды заттардың максималды концентрациясы
Заттар Максималды есеп концентрациясы СЗЗ шекарасындағы максималды концентрациясы
Күкіртті сутек 0,081 0,4
Көмір сутегі 1,62

Ұқсас жұмыстар

---

Ұңғыны пайдалану

---

Мұнай жобаларын маркетингілік талдау

---

Маңғыстау мұнай-газ кешенінің даму кезеңдері.Қазақстан мұнай-газ кешенінің келешектегі болжамы

---

Кен орнын игеру және қазіргі жағдайы

---

Өзен кен орнындағы осы және басқа да проблемалар шешімдерін табу

---

ҚАЗАҚСТАННЫҢ МҰНАЙ СЕКТОРЫНЫҢ ИНВЕСТИЦИЯЛАРЫ

---

Мұнай кен орындарын игеру кезеңдері

---

Кен орындағы мұнай және газ қабаттарын игеру режимдері

---

Айдау скважиналары, скв

---

Пласттық мұнайдың құрамы

---