Тасымалдау шығындарын есептеу

МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 4
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 6
1.1 Өзен кен орны жайлы
1.3 Стратиграфия 10
1.4 Тектоника 15
1.5 Мұнайгаздылық 17
1.6 Сулылық 21
1.6.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері
2 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 24
2.2 Арматура және бақылау- өлшеу аспаптары. 31
2.2.1 Тұрба тізбектік арматура. 31
2.2.2 Терең сораптық скважиналардағы жуатын құрылымның қондырғысының тереңдігін анықтау.
2.3 ГДРП- ны өткізу үшін скважиналарды сайлау. 35
2.3.1 ГДРП- ның технолгиялық барысы. 36
2.3.2 Скважинадағы дайындық жұмыстары. 36
2.3.3 Полимерлі су айдау 37
2.3.4 Полимерлі су айдау кезіндегі игеру көрсеткіштерінің есебі 39
2.3.3 Жанар-қышқыл, хлор кальцийын қолдану. 48
2.3.4 Жұмыстарды жүргізудіәң мерзімдері мен ұйымдастыру. 50
3. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 52
3.1. Қабатты гидравликалық жарудың экономикалық тиімділігін анықтау 52
3.1.1. Қабатты гидравликалық жарып енгізгеннен кейінгі өнімнің көлемін анықтау.
3.1.2. Іс-шараларды енгізгенге дейінгі пайдалану шығынын анықтау 53
3.1.3. Іс шараларды енгізуден кейінгі пайдалану шығынын есептеу және
3.1.4 Іс шараларды енгізуден жылдық экономикалық тиімділікті анықтау 62
Экономикалық тиімділік, тг 63
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 63
4.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторлар анализі 63
4.2 Қорғану шаралары. Техника қауіпсіздігі 64
4.2.1 Өндірістік санитария. 67
4.2.2 Өрт сөндіру қауіпсіздігі 71
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 72
5.1 Қабат қысымын қалыпты үстау жүйесіндегі қоршаған ортаны қорғау
5.2 Қауіпті және зиянды факторлардың өндірістегі сараптамасы 72
5.3 Қоршаған ортаны қауіпсіздендіру және қорғау талаптары. 73
5.4 Техника қауіпсіздігі және қоршаған ортаны қорғау бойынша шаралар.
5.5 Скважиналарды пайдалану кезінде техника қауіпсіздігі бойынша шаралар. 77
ҚОРЫТЫНДЫ 81
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 83
Қазақстан республикасы білім жӘне ғылым министрлігі
Қ.И.Сәтбаев атындағы Қазақ Ұлттық Техникалық Университеті
Мұнай және газ институты
Мұнай және газ кен орындарын игеру мен пайдалану кафедрасы
ҚОРҒАУҒА ЖІБЕРІЛДІ
Кафедра меңгерушісі,
техн. ғыл.д-ры, профессор
_____________М. Умаров
«____»__________ 2005 ж.
ДИПЛОМДЫҚ ЖОБАНЫҢ АНЫҚТАМАСЫ
Тақырыбы: «Өзен кен орнында мұнай бергіштікті арттыру»
Кеңесшілер:
геологиялық бөлім,______________
______________________________
«___» _______________ 2005 ж.
техника және технологиялық
бөлім, ________________________
______________________________
«___» _______________ 2005 ж.
экономикалық бөлім,____________
______________________________
«___» _______________ 2005 ж.
еңбекті қорғау бөлімі, ___________ Студент:
______________________________ ____________________
«___» _______________ 2005 ж. Мамандығы 2001
қоршаған ортаны қорғау «___»_________ 2005
бөлімі, ________________________
______________________________
«___» _______________ 2005 ж.
норма бақылаушы
______________________________
«___» _______________ 2005 ж.
пікір беруші,
______________________________
«___» _______________ 2005 ж.
Алматы 2005
Қазақстан республикасы білім жӘне ғылым министрлігі
Қ.И.Сәтбаев атындағы Қазақ Ұлттық Техникалық Университеті
Мұнай және газ институты
Мамандығы: Мұнай және газ кен орындарын игеру және пайдалану
Кафедра: МГКОИжП
ҚОРҒАУҒА ЖІБЕРІЛДІ
Кафедра меңгерушісі,
техн. ғыл.д-ры, профессор
_____________М. Умаров
«____»__________ 2005 ж.
ТАПСЫРМА
Диплом жобасын орындауға
Студентке _____________________________________________________
(тегі, аты, әкесінің аты)
Жоба тақырыбы ________________________________________________
______________________________________________________________
Жоғары оқу орны бойынша _____________ «___»__________ № _______
Бұйрықпен бекітілген
______________________________________________________________
Аяқталған жобаны
тапсыру мерзімі_______________________ «___»__________ № _______
Жобаның негізгі деректері _______________________________________
______________________________________________________________
______________________________________________________________
Диплом жобасында зерттелетін мәселелердің тізімі (диплом жобасының
қысқаша мазмұны)
______________________________________________________________
______________________________________________________________
______________________________________________________________
График материалдарының тізімі (міндетті сызбалардың дәл
көрсетілуімен) _________________________________________________
______________________________________________________________
Тараулары көрсетілген жоба бойынша кеңесшілер
Тарау Кеңесші, кафедра
Геологиялық бөлім
Техника және технологиялық
бөлім
Экономикалық бөлім
Еңбекті қорғау бөлімі
Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
Диплом жобасын дайындау кестесі
Тараулардың аттары, зерттелетін мәселелердің тізімі Жетекшіге ұсыну мерзімі Ескерту
Геологиялық бөлім
Техника-технологиялық
Экономикалық бөлім
Еңбекті қорғау
Қоршаған ортаны қорғау
Тапсырма берілген күні __________________________________________
Кафедра меңгерушісі ____________________________________________
(қолы) (А.Ә.Т.)
Жоба жетекшісі ________________________________________________
(қолы) (А.Ә.Т.)
Орындаған студент______________________________________________
(қолы) (А.Ә.Т.)
АҢДАТПА
Бұл дипломдық жоба 5 негізгі бөлімді құрайды.
- геологиялық бөлім;
- технико-технологиялық бөлім;
- экономикалық бөлім;
- еңбекті қорғау бөлімі;
- қоршаған ортаны қорғау бөлімі.
Геологиялық бөлімде кен орнының жалпы мәліметтері, стратигрофиялық, мұнай-газ және
Технико-технологиялық бөлімде ұңғыманың толық қоры, игерудің қабатты сұйықпен жарылуын
Экономикалық бөлімде экономикалық көрсеткіштер мен жылдық экономикалық тиімділіктің есептеулері
Еңбекті қорғау және қоршаған ортаны қорғау бөлімдерінде кен орнында
АННОТАЦИЯ
Данный дипломный проект состоит из 5 основных частей.
- геологическая часть;
- технико-технологическая часть;
- экономическая часть;
- охрана труда;
- охрана окружающий среды.
В геологической части рассматривается общие сведения о месторождении, стратиграфии,
В технико-технологической части подробно описывается фонд скважины, приведен анализ
В экономической части дан расчет основных экономических показателей и
В разделах охраны труда и охрана окружающей среды рассматриваются
КІРІСПЕ
Процестің дамуына біршама түрде атсалыса, қоғамның игілігіне қызмет ете
Мұнай және газ өнеркәсібінің жұмышыларының алдында мұнай және газды
Өзне кенорынның құнарлы қабаттарының геологиялық құрылысын тиянақты зерттеу кезінде
Қазіргі кезеңде Өзен кенорнын пайдалану өте күрделі
Кен орынды пайдалануды жақсарту мақсатында техникалық мәселелерді шешу үшін
ХІІІ қабат үшін мұнай өндіру мен түпкілікті мұнай бергіштікті
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Өзен кен орны жайлы
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен
Өзен ойпаты 500км² ауданды алады.
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста
Атмосфералық жауын- шашынның орташа жылдық
Жаңаөзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм
Ауданның елді мекендерін тас жол
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау
1.2 Кен орнының геологиялық зертелуінің
тарихы
Маңғыстауды зертеу өткен ғасырдың
Өзен көтерілуі 1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик
1941-1945 жж. арасында Маңғыстауда геологиялық
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов
1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік
Өзен кен орны өнеркәсіптік меңгеруді
1965 ж. ВНИИ Өзен кен
• кен орнын игерудің басынан
температурасын көтеріп ұстау;
• 4 пайдалану обьектілерін бөліп
зонттар; II обьект – XV+XVI горизонттар; III
зонт; 4 обьект – XVIII горизонт;
•негізгі пайдалану обьектілері (І-ІІ) бойынша
скважиналарымен 4 км блоктарға бөлу;
•барлық обьектілерді біруақытта жеке
қосу;
•ІІІ обьектіні нұсқа сыртынан су
•IV обьектіні қабат қысымын көтерусіз,
Бірақ кен орнының су айдауға
Өзен кен орнының барлық өнімді
Негізгі алаңдар мен горизонттар
1974 ж. жасалған игеру жобасында
•әрбір горизонт жеке игеру обьектісі
•өнімді горизонттар ені 2км блоктарға
қатарларымен бөлінеді;
•жаңа скважиналар әрбір горизонтқа жеке
•ыстық су айдаудың жобалық көлемі
орнын 1979 ж. қарай толығымен
рылды.
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49.3
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері
Қазіргі кезде ыстық су айдау
1.3 Стратиграфия
Өзен кен орнында терең барлау
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра
байланысты. Кен орнының геологиялық қимасында
Пермь – триас (РТ) шөгінділері
Пермь – триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар,
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері
Аален ярусы (J2 а)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален
Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы
Өзен кен орнының төменгі байос
Жоғарғы байос және бат ярустары
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түиіршікті
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз
жануарлар қалдықтары
кембридж ярустары ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3O-km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
Бор жүйесі (K)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра
Кайнозой тобы (KZ)
Кайназой тобында палеоген және неоген
Палеоген жүйесі (P)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат
Төрттік жүйесі (Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар,
1.4 Тектоника
Оңтүстік Маңғыстау ойыстары жүйесінің солтүстік
Солтүстігінде Өзен құрлымы оңтүстік – шығыс
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі
Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді.
бойынша көтерілу өлшемдері 3.5-2 км,
Қатпар периклиналы де симетриялы емес.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады,
1.5 Мұнайгаздылық
2002 ж. Өзен кенорнынан 4883000 т
Өзен кен орнының газдары метандық
Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға
Кесте 1.1 – Геофизикалық мәліметтермен анықталған
шамалары
Горизонттар
m,%
XIII
21
XIV
22
XV,XVI
23
XVII,XVIII
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты
Горизонттар Kор,мкм2
XIII
XIV
XV
XVI
XVII
XVIII 0,178
Кесте 1.2 – Бөліктер мен горизонттар
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72
XVІ горизонт құрылысында белгілі
XVІ өнімді горизонтқа ортаңғы
XIII – XVIII горизонттар мұнайларының
- мұнайда парафин (29%) мен
- мұнайдың парафинмен қанығу температурасы
- құрылым күмбезінде мұнайдың газбен
- газсыздандырылған мұнайдың орташа
Кесте 1.3 – Қабат мұнайының орташа
Көрсеткіштер
XV горизонт
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа
10,2
Газ құрамы, м3/м3
58
Мұнай тұтқырлығы, мПа·с
3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы,ºс
1.6 Сулылық
1965 ж. Өзен кен орнының
Юра кешенінің сулылығы
Юра шөгінділерінде
ярусының ортаңғы және төменгі
Терригендік сулы кешен
Жалпы қалыңдығы 800-1000 м терриген
Карбонаттық сулы кешен
Кешен сазды мергель қалыңдығынан бөлектенген
Бор кешенінің сулылығы
Бор қабаты 700-800 м құмтас-алевролит
Альб-сеноман сулы кешенінің қабаттық сулары
1.6.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері
Өзен кен орнының қабат сулары
Бор шөгінділерінің сулары негізінен
XIII-XXIII өнімді юра горизонттарының
Суда еріген газ құрамының 80-90%-і
Қабат суларының орташа тығыздығы
Қабат қысымы 11,4 мПа және
2 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
Технология АРС және кез - келген пайдалану тәсілдері бар
Шешілетін тапсырмалар.
Технология бірыңғай өндіретін және айдайтын скважиналармен қатар скважиналардың гидродинамикалық
Бөлек скважина бойынша.
Бөлек скважина бойыеша біршама тиесілі тапсырмалар келесі болып келеді:
әртүрлі технологиялық факторлардың әсер етуі арқасында төмендеген айдайтын свкажиналардың
әртүрлі технологиялық факторлардың әсер етуі арқасында төмендеген өндіретін свкажиналардағы
бұрын жұмыс істемеген қабатшаларды жұмысқа жұмылдыру арқасында сыйымдылық ағынаның
Скважиналар тобы бойынша.
Су айдау қалыптстыру жүйесі бар, оның ішінде гидродинамикалық байланыстағы
Физикалық негіздері.
Скважиналардың бұрғылау және жұмыс істеу барысында қабаттың коллекторлық қасиеттері
Ұсақ бөлшектердің түйісулеріне акустикалық әсер ету кезінде едәуір тербелу
Сейсмоэлектрлік эффект.
Қабат жынысына және қуысты жолдардың үстіндегі сұйыққа әртекті зарядтар
Қуыстық кеңістіктегі коллоидтық құрылымның бұзылуы.
Үлкен жылдамдықпен сүзгілеу сипаттамасы бар қабаттың скважина жанындағы аймағында
Қолданудың геолого- техникалық жағдайлары.
Акустикалық әсер етудің кейбір ерекшеліктеріне байланысты кенорында технолгияны қолдануда
Коллекторлық және сұйықтықтың геолого- физикалық сипаттамасы бойынша:
өнімді қабаттар қуыстық түрдегі терригендік коллекторлардан құрылған (құм тастар).
Коллектордың өткізгіштігі 50 мД- дан аса болу керек.
Құм тастылық коэффициенті 0,3- ден аса.
Қабат пен түп қысымдары қаныққан қысымнан аз дегенде 10-15
Скважиналар түбінің температурасы парафиндердің кристалдану басынан (олардың мұнайда 2
Қабаттағы монтмориллониттік саз балшықтар құрамы 5 % аспауға тиіс.
Қабаттың саздылығы 15 % аспауға тиіс.
Қабат жағдайларында мұнай динамикалық тұтқырлық 40 Мпа- дан С
Өндіруші скважиналар бойынша.
1. Скважиналардың өнімділік коэффициенті төмендей бастағаны байқалды,
Өнімнің сулылығы 80 %- дан аспайды.
Түп қысымының өзгеруіне скважинаның әлсіз гидродинамикалық қайтарылымы (депрессиялық ұлғаю
Жер асты жабдығының дұрыс күйде осы свкажинаның шығымы мен
Жоғарғы қалдықты мұнайқанықтылықпен қабатшалардың тоқтауына байланысты ағынның теңбе-тең қырын
Айдайтын скважиналар бойынша.
Скважиналар өнімділігнің коэффицентінің төмендеуі байқалады. Яғни айтқанда, техникалық себептерге
Айдаудың (скважиналар арасындағы нашарлаған гидродинамикалық байланыс).
2.1 АРС и П- ті өткізу бойынша шаралар тізімі.
Скважиндерді дайындау.
Геофизикалық партияның технологиялық кезекшілгін қамсыздандыру. АРС и П бойынша
Технологиялық процесс айдатын, фонтандық және газлифтік қор сорап- компрессорлық
Мехназацияланған қордың жұмыс кезінде жерасты жабдығын көтеру қажет.
Скважина сағасын саңылаусыздандыру қамтамасыз ету.
Скважина зумпфы таза 2 метрден кем болмауға тиіс.
Өз ара берік жалғанған, скважиналық зерттеуден және скважиналық бөлігінен
Құйғыш НКГ- ның болған жағдайында аттырылған аралығынан жоғары тұруға
РШ-306 электророзеткасы түрі, 380 В 50 Гц өндіріс торабы
“ИНЕФ-1-100” немесе “НЕФ 3-100” сәуле таратушыларды пайдалану кезінде
Парафин шөгінділерімен күрес әдістері.
Мұнайгазөндіру кәсіпорындары прафин шөгінділерін болдырмау және түзілген шөгінділерді тазарту
Парафин шөгінділермен күрестің басты әдістері:
Мұнай және газ жинаудың жоғарғы қарқынды (0,981-1,47 мПа) саңылаусыздандырудың
Бу қозғалу қодырғысын (БҚҚ) пайдалану;
Мұнай эмульсияның түзілуіне болдырмау және парафин кристаллдарының өсуінің тежелуі
Тұралардың қыртысын азайту үшін әртүрлі реактрамен эпоксидты шайырмен және
Мұнай жоғарғы температурасын сақтауды қамтамасыз етіп отыратын жылу айырғышты
Резиналық шарларды (торпедоларды), оқтың- оқтын сұйық шығатын құбыр желісінен
Қазақстан Республикасының кенорындарында көбінесе қазіргі уақытты алашқы үш әдіс
Бу қозғалу қодырғысын (БҚҚ) пайдалану біршама тиімді әдіс болғанымен,
Қондырғы бу генераторынан суға арналған цистернадан қоректену және май
Бу генераторы қыздыру құрылғысында дизель отынын жаққан кезде жылу
ППУА-1600/100 қондырғысының техникалық сипаттамасы.
Бу боынша өнімділігі, м3/с, 1,6
Бу қысымы, МПа
Бу температурасы, 0С
Су арналған цистерананың сыйымдылығы 5,2 м2
Қондырғы жұмысының қоры, сағат
Қазақстан кенорындарында парафиншөгінділері ингибиторлары болып химиялық заттардың кең ауқымды
Кесте 2.1
Өндіруші Реагент атауы Реагент сипаттамасы
EXXON CLEAR Анионогендік көмірсутегі еріткішіне беттік әрекетті қосылу
ETROLITE PD-72
CF-23 Сұйық органикалық мұнайерігіштік реагент (модификатор)
CF-2315 Шикі мұнайға сұйық органикалық мұнайерігішітік (депрессант)
BPC1 DWAX970 Араматтық ерітінді құрамында (шашыранды)
DWAX950 Парафин ингибиторы
DWAX ML 3399 Көмірсутегі ерітіндісіндегі сополимерлер қоспасы
BASF SEPARARES Алкилфенолэтаоксилат (парафин ингибиторы, диспергатор) негізінде заттардың қоспасы
SEPARARES 3315 Органикалық ерітінділердің полимер ерітіндісі
Ингибиторлық қорғауды өткізудің міндетті түрдегі шартты асфальтшайырлық және парафиндік
Осы мақсат үшін ерітінделер қолданылады. Олар келесі міндетті
асфальтшайырлық және парафиндік шөгінділердің беттік қасиеттерін өзгерту, тұрбалар және
Асфальтшайырлық және парафиндік шөгінділедің салмағын ерітеді.
Кейбір ерітінділердің сипаттамасы 6.4 кестеде көрсетілген. Асфальтшайырлық және парфиндік
Бірақ осындай тұрбалардың қымбат бағасына байланысты, бұл әдіс әрі
2.2 Арматура және бақылау- өлшеу аспаптары.
2.2.1 Тұрба тізбектік арматура.
Барлық арматураны белгілеуіне байланысты топтарға бөлінеді:
Ілмекті
Алдын ала сақтау
Реттеуші
Арматураның негізгі параметрлері- өтімді тіректің шартты диаметрі, шартты
Арматураның шартты диаметрі деп жалғаспалы трубканың өткіншілігінің нақтылы диаметрін
Шартты қысым - бұл осы бұйымдар үшін ең жоғары
Жұмыс қысымы- пайдалану нақтылы температура жағдайындағы ең жоғарғы мүмкіндіктегі
Арматура болатын шойыннан, пластмассадан, қоладан, жезден, алюминийден және басқа
Арматураны тұрбаға және сипаптарға жалғау тәсілі бойынша фланцтық, муфталық
Ілмекті арматура аппаратураның, аспаптардың немесе тұрба тізбектерінің бөлек бөлімдерінің
Ілмекті арматураға крандар, ысырмалар және вентилдер жатады. Ілмекті арматураның
Компрессорлық тәсілмен пайдаланатын скважиндағы жуатын құрылымның қодырғысын тереңдігін анықтау.
Тапрсырма. 2100 метр тереңдіктегі компрессорлық скважинаның жуатын құрылысының қондырығысының
Перфорация аралығы 2085-2055 метр тығын деңгейінің тереңдігі 2030метр. Жуу
Шешуі . оларға жуатын құрылғыны жалғағанға дейін скважинаға түсірілуге
l3=l2+ml
l2- скважинаның қолдан жасалған түбінен сүзгіштің төмендегі тесіктеріне дейінгі
Онда формуладағы оң бөліктегі екінші қосылғыш сүзгіштің ұзындығының төрттелген
l1=H1-H2
H1, H2- сүзгіштің төменгі және жоғарғы тесіктеге сәйкес тереңдіктері.
l1=2085-2055=30 метр аламыз.
l1=H1-H2, Н- скважинаның тереңдігі, метр.
Осы формуласына кіретін шамалардың сандық мағыналарын қоя отырып, l1=2100-2085=15
Онда осы формула бойынша l3=15+4(2085-2055)=135 метр аламыз.
ПУ-1 қондырғаннан кейін есептелген тереңдікте жуатын тұрбаларды түсіру жалғасады.
Н3- тығынның жоғарғы деңгейінің тереңдігі, метр, l0- жуатын
Онда l=2030-15=2015 метр.
Тапсырма. Алдыңғы тапсырманың жағдайлары бойныша ПУ-1 қондырғысының тереңдігін анықтау,
Шешуі. Оған жуатын құрылымның жалғауға дейінгі скважинаға түсірілген жуатын
H4- пайдалану тізбегіндегі ақау орнының тереңдігі, м
l01-тығындалудан скважинаны жууы бойынша жұмыстарды қауіпсыз жүргізуді қамтамасыз ететін
онда офрмула бойынша l3= (2100-1805)+20=315 м болады.
Жууды бастау алдында скважинаға түсірілген тұрбалардың жалпы ұзындығын анықтаймыз:
2.2.2 Терең сораптық скважиналардағы жуатын құрылымның қондырғысының тереңдігін анықтау.
Тереңсораптық скважиналарда, оларды тығындалудан жуғаннан кейін тұбаларды көтеру көрсетілген,
Егерде жуудан кейін сораптың астыңғы темірдің тереңдігі өзерусіз қалса
Егерде скважиналарды жуғаннан кейін, сораптың төменгі темір тереңдігін ұлғайту
Скважинаны жуу алдындағы жуатын тұрбалардағы башмагы 15 метр тығындалудан
Сумен тікелей жуу.
Шешім.Һ1 . Формуласы бойынша диаметрі 73
ГДРП-ны жүеге асыруға арналған қажетті техгикалық құралдар мен жабдықтар.
1, 2, және 3 кестелерде сәйкес технолгиялық процессті жүзеге
№ АТАУЫ САНЫ
1 А-50У немесе Аз ИНМАШ түрдегі көтергіш, түйір 1
2 ЦА-320 цементтік агрегат, түйір 2
3 ППУ-1200/100 түрдегі буөндіргіш қондырғы, түйір 1
4 Геофизикалық көтергіш 1
5 Каротажды геофизикалық стансы, түйір 1
6 Сорап,- компрессорлық тұрбалар, метр Скважинаның тереңдігіне байланысты
7 25-30 м3 технологиялық ыдыс 1
8 Префентор және перфорациялық ысырма (қысым астындағы скважиналар үшін
9 27544-87 ГОСТ бойынша 0-2000С өлшеу шектерімен термометр, түйір
10 1000-1600 кг/м3 тығыздығын өлшеу шегімен ареометр, түйір 1
Кесте 2 – Жұмыстар жүргізілуге арналған жабдықтар.
№ Атауы 1 операция сан
1 Қышқылдатқыш: аммиакты селитра, кг 600-1200
2 Су тұщы, м3 0,150-0,500
3 Жанар: карбалид, кг 150-300
Порох генераторы, жинақ 2
Кесте 3 - Стандартсыз жабдық.
№ Атауы Саны Сипаттама
1 Жыланшық- қыздырғушы, түйір 1 Трубканың диаметрі-25 мм
Трубканың ұзындығы-8 м
Айналулар саны-5
2 Скважинаның қысымын өлшеу үшін кремерлік немесе басқа
2.3 ГДРП- ны өткізу үшін скважиналарды сайлау.
ГДРП технологиясы бойынша жұмыстарды жүргізу үшін скважиналарды қолдану ауммағы
қабат колекторлар төқменгі және ортаөткізгіштікке жатады
жақсы жұмыс жасап жатқан көрші скважиналарға ұқсас, коллекторлардың бірлей
Пайдалану барысында тез шығымдарын (сыймыдылық) төмендеткен скважиналар,
Гидродинамикалық зерттеудің қорытындысы бойынша, игеріліп датқан қабаттың кейір қабаттры
Орташа сазды қабат- коллекторлар 20(- дан аспаған, кеуектілік 8-10
Түптен және жоғары 200-250 метрдегі шектердегі тұрбаның арғы жағындағы
Шегендеу құбырлар итізбегі жақсы техникалық жағдайда
Сулылығы 30-40( аспаған.
2.3.1 ГДРП- ның технолгиялық барысы.
ГДРП технолгиясын пайдалану жанар-қышқыл құрамдарының көмегі арқылы мұнай және
Технолгиялық барыс орындайтын әртүрлі варианттар болуы мүмкін. Бірнеше операция
ПЗП өңдеу схемасы екі этапта орындалады да, ГДРП- ның
өнімді қабаттың аумағында, скважинаның бірінші кезеңінде ПГП- 42 Т
2.3.2 Скважинадағы дайындық жұмыстары.
Көтергішті қондыру.
терең сорапты жабдықты көтеру,
метріне 20 тесіктен кем емес перфорация тығыздығын қамтамасыз ете
Түпке дейін СКҚ рұқсатымен жуатын сұйықпен скважиналардың оқпанын жуу,
СКҚ- ны булау және үлгілеу, балшыққа құйғыш қондыру,
Көтерілген тығыздықтағы ерітінді істеу үшін скважиналық сұйықтықты ауыстыру (қабаттағы
Тұраты деңгейді белгілеу
Қысымның порох генераторының префорация аралығымен алдын ала өңдеуді жүргізу.
Скважинаға қажетті мөлшерде жанар-қышқыл құралдар компонеттерін қыздыру арналған құрылғыны
2.3.3 Полимерлі су айдау
Біртексіз коллектор-дан мұанйды ығыстырып шығару үшін тұтқырлығы жоғары суды
Суды қоюландыру үшін әртүрлі суда еритін полимерлер қолд, олардың
Мұнайды ығыстыру үрдісін практикалық тұрғыдан жүзеге асыру барысында, алғашқы
Тұтқырлығы жоғары жұмыс агенті ретінде көбіктерді қолдануға болады. Оны
Полимерлі ерітінділер-бұл жоғары молекулярлы химиялық реагент- полимер. Оның аздаған
Полимер ретінде полиакриламид(ПАА) қолд. ПАА-ты гел түрінде, қатты
ПАА-ң сорбциялық дәрежесі жоғары болғандықтан, оның концентрациясын келесі мәнге
ПАА-ң судағы ерітіндісін қабаттағы мұнайдың тұтқырлығы (н=(10-30)*10-3Па*с аралығында болған
Полимерлі су айдаудың артықшылығымен қатар, оны кең түрде қолдануды
Сондықтан қазіргі уақытта терең жатқан қабаттар үшін, өткізгіштігі нашар
Болашақта тұзға берік полиммердің судағы ерітіндісін қолдану қарастырылады. Қабаттың
МКОИ-ң физикалық-химиялық әдістірінің ішінен қабат-қа БЭХ спирттердің, мұнай ерітінділерінің(еріткіштерін),
Судың, БЭЗ-ң, көмірсутекетің және спирттің белгілі бір арақытынасын
Мынадай %-дың құрамдағы мицеллярлы ерітінділері қолд:
Сульфаттар-6, БЭЗ-1.2, Изопропил спирті-1.2, керосин-51.6, су-40
Сульфонат-8, БЭЗ-2, мұнай н/е белгілі бір сұйық көмірсутектің құрамы-30,
Қабат бойымен мицеллярлы ерітіндінің шоғырын жылжыту үшін полимердің судағы
2.3.4 Полимерлі су айдау кезіндегі игеру көрсеткіштерінің есебі
Дөңгелек кеніштің радиусы қалыңдығы һ=25 м, суға қаныққандығы S0=0,2
Полиакриламид ерітіндісімен мұнайды ығыстырып шығару кезінде күнделікті және
(1)
Мұнда: μ В – таза
Осыған орай мұнай қалдығын құрайды.
S*н.ост.(С)=Sн.ост. (1-1000С) (2)
Мұнда Sн қалд– мұнайды сумен ығыстырып шығару кезіндегі мұнай
Су және мұнай үшін салыстырмалы фазалық өткізгіштігін табамыз:
Kв (S)=[S-S0/ (1-S0) ]2
Kн (S)= [(1-S-Sн.ост. (С))/(1-S-S*н.ост.)]2 (4)
F(S)= (5)
ЭЕМ-да орындалған (2)-(5) формулалар бойынша есептеулер 6-кестеде көрсетілген.
Енді, графоаналитикалық шешу әдісін қолданамыз. (- , О)
Бұл шамалар шарттарға сәйкес, тең:
S-=0,660; S+=0,465; Vc=0,709
Sф=0,430; Sм=0,70
Мұнай бергіштікті есептеуге көшеміз. Барлық игеру мерзімін екі кезеңге,
Сусыз кезеңде сығылмайтын сұйық болжам бойынша мұнай көлемі қабатқа
Vн(t) = Vайд(t) = qt
Мұнай бергіштік коэффицентінен келесі формула шығады:
(6)
немесе өлшемсіз шама
(7)
Мұнда мұнай бергіштік коэффиценті -ға тәуелді.
Сусыз кезеңнің аяқталу * уақытын табамыз:
(8)
Кесте 4 - Мұнай бергіштік есебі
Бастапқы мәліметтер
1
18,6
S0 0.2 S * н.ост
Sн.ост 0,15 S * н.ост1 0,15
С01 0 S * н.ост2 0,10935
С02 0,001
Есептеу нәтижелері
S KB KН1 KН2 f1(S,C) f2(S,C)
0,2 0 1 1 0 0
0,226 0,001056 0,9216 0,926126 0,02872593 0,020772711
0,252 0,004225 0,8464 0,855086 0,084958164 0,094167763
0,278 0,009506 0,7744 0,786881 0,185884387 0,183477043
0,304 0,0169 0,7056 0,72151 0,3081946 0,303461041
0,33 0,026406 0,64 0,658973 0,434207255 0,427044395
0,356 0,038025 0,5776 0,599271 0,550458608 0,541328454
0,382 0,051756 0,5184 0,542403 0,649981896 0,639615927
0,408 0,0676 0,4624 0,48837 0,731125273 0,720249016
0,434 0,085556 0,4096 0,437171 0,79529685 0,78448759
0,46 0,105625 0,36 0,388806 0,845136312 0,873817594
0,486 0,127806 0,3136 0,343276 0,883454572 0,873817594
0,512 0,1521 0,2704 0,30058 0,912758997 0,903957043
0,538 0,1782506 0,2304 0,260718 0,935106856 0,92719263
0,564 0,207025 0,1936 0,223691 0,952129744 0,945097733
0,59 0,237656 0,16 0,189499 0,965068601 0,958899313
0,616 0,2704 0,1296 0,158141 0,974879047 0,969515553
0,642 0,305256 0,1024 0,129617 0,982284247 0,977680707
0,668 0,342225 0,0784 0,103927 0,9878333238 0,983935351
0,694 0,381306 0,0576 0,081072 0,991943939 0,988698171
0,7 0,390625 0,053254 0,0762 0,99272369 0,989621047
Кестенің мәліметі бойынша f(S,O) және f(S,C) S-дан тәуелді график
Сурет 1 Бір қатар абсорбциялар кезінде сулы ерітіндінің жартысы
немесе өзара қатынас есебін аламыз:
немесе өлшемді шамамен
(9)
Сусыз кезең аяқталған кезде мұнай – бергіштік коэффицентін табамыз:
(10)
Мұнай бергіштік коэффициентін анықтаудан:
(11)
Суға қаныққан S = 0,443 бөлігі өндіргіші галереяларға жақындағанда,
f (S,O) = 2,5
формула бойынша анықтаймыз:
Суға қаныққандық S сұйықтың бөлігін өндіруші галереяларға жақындағандағы уақытын
(12)
Сурет бойынша f’(S*,O) мәнін анықтаймыз:
немесе өлшемді шамамен
(13)
мұнай бергіштік уақыты = ’
Қажетті мәндерді қойа отырып, мынаны аламыз:
(14)
Соңғы өзара қатынасына қойып, мынаны аламыз:
(15)
Мұнда =0,7
бұдан
немесе өлшемді шамамен
(16)
Мұнай бергіштік коэффицентін анықтаймыз:
(17)
Келесі өзара қатынас жалғасады:
(18)
Мұнай бергіштік коэффиценті
(19)
ПАА консентрация бағыты үшін Sm–ді орташа суға қаныққандығын сипаттаймыз.
Sm табылған мәнін қойып, табамыз:
Өндірілген мұнайдың жалпы санын келесі жолмен анықтаймыз:
(20)
2.3.3 Жанар-қышқыл, хлор кальцийын қолдану.
скважиналардың параметрлерін есепке ала отырып, жанар-қышқыл құралдарының және оның
Скважина сағасына ЦА-320, ППУ, бастыру сұйығы бар ыдысты орналастыру.
ЦА-320 қоймасын бумен булау, өлшейтін таңбаны кірден тазалау, қыздырғышты
ЦА-320 қоймасының бөлекжайына тұщы судың мөлшерін жанар-қышқыл құралдарын дайындауға
Шыққан ерітінділердің тығыздығын бақылау.
Скважинаға жанар-қышқыл құралдарын ендіру.
скважинамен СКҚ параметрдерін есепке ала отырып, бастыру сұйықтығының сұраныс
түпке дейін СКҚ тізбегіне жол беру
СКҚ- ға жанар-қышқыл құрамдардың сұраныс көлемін ендіру
Жоғарғы қысымдағы кранды және желідегі ысырмалы, скважинаның тұрба артындағы
Бастыру қысым 5-8 МПа- дан аспау керек.
50 метр СКҚ- ны жанар-қышқыл құрамдық-свкажиналық сұйықтықтың есепті шекарасынан
Жабдықты ажырату.
Скважинадағы сұйықтық деңгейін сағасынан 150-200 метр төмендету.
Тығыздықты өлшеуіштің және резистивиметр көмегі арқылы белгілеу және Рзаб-ты
Өңдеуді өткізу.
РЭ мен жұмыстар жобасына сәйкес порох генераторды жинау,
Соғада лубрикаторлық құрылғыны орнықтыру, тұрба артындағыны ашу,
Скважинаға жанар қышқыл құрамының орналасқан аумағына сұраным тереңдігіне порох
порох генераторы мен жанар-қышқыл құрамын жағу,
Кабелді көтеру және одан қондырғылық аспатарды алу,
Қорытынды шаралар.
өңдеуді бақылау мақсатында термометр мен манометрдің жобасын жазу,
түпке дейін СКҚ- ны түсіру, скважинаны жуу, пісіру тәсілмен
пайдалануға скважинаны қосу жұмыстарын орындау, скважина жұмысын бақылауды ұйымдастыру.
2.3.4 Жұмыстарды жүргізудіәң мерзімдері мен ұйымдастыру.
ГДРП технолгиясымен скважиналарды өңдеуді жүргіуді 2003 жылдың басында жоспарланған.
МГӨБ-1:5 түйір, оның ішінде 2 айдайтын және 3 өндіруші.
МГӨБ-2:5 түйір, оның ішінде 2 айдайтын, 3 өндіруші.
Скважиналарды қорытынды сайлау орындаушының өкілдері мен МГӨБ- тің тапсырушысының
Әр скважинадағы жұмыс орындаушы мен тапсырушы мамандардың құрғанымен, МГӨБ
Скважиналарды күрделі жөндеу бригадаларының күштерімен МГӨБ өңдеуді жүргізуге скважиналарды
Технологиялық жоспарда көрсетілгендей, скважиналардағы геофизикалық жұмыстарды “Компания мұнай- экология”
“Мұнай- экология” компания ЖШС орындаушы қажетті жарылғыш құралдарымен, зарядталған,
Скважиналардың өндіру көрсеткіштерінің болжамы және өңдеудің тиімділік бағасы.
Азшығымды және төмен сыйымдылықты скважиналардың біреше ондығының, сонымен қатар,
Күту тиімділігі:
мұнайды өндірудің өнімділігін орташа 2 есе арттыру,
тиімлігі 10-12 ай ұзықтығы.
Бір скважинаның қазіргі шығымы 6 тоннадан аз болып 1200
Айдайтын скважиналардың тәулігіне 30 м3- ден аз жұмыс істейтін,
Орындаушы келіссөздің техникалық бөлімінін ГДРП қорытындылары “Өзенмұнайгаз” ААҚ мұнайкәсіпшілігіне
3. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
3.1. Қабатты гидравликалық жарудың экономикалық тиімділігін анықтау
Мұнай газ өндіру өнеркәсібінде өндіру технологияларын жетілдіру, өнідірстегі өнім
Өзен кен орындағы қабаттың мұнай бергіштігін арттыру әдісінің
3.1.1. Қабатты гидравликалық жарып енгізгеннен кейінгі өнімнің көлемін анықтау.
Күтіліп отырған тиімділікті анықтау үшін скважинаны гидрожарудан қосымша мұнайдың
Гидрожарудан кейінгі енгізілген бір жылда алынған мұнай санын бір
Q2 = q2 · Tэ · Kэ
Q2 = 8 · 365 · 0,95 = 2774
Сол уақыттағы шығым өңдеусіз скважинаны құрар еді:
Q1 = 5,3 · 365 · 0,95 = 1837,775
Өңдеу кезінде алынған мұнай өнімінің жалпы өсуін мына формуламен
Q = Q2 – Q1
Q = 2774 – 1837,775 = 936,225 тон/жыл
3.1.2. Іс-шараларды енгізгенге дейінгі пайдалану шығынын анықтау
Жаңа техникаларды енгізген кездегі мекемелер күрделі қаржылар номенклатураларының түгелдей
Экономикалық тиімділікті есептеу кезінде күнделікті және капиталды шығындарды шамамен
Күнделікті шығындар – бір жыл мерзімінде үнемі өндірілетін, өнімді
Капиталды шығындар - өнідірістік қорларды жасау үшін капиталды салымдар
Мұнай өндірудің шығын деңгейін есептеу үшін калькуляция бабы
Кесте 3.1 - Пайдалану шығынын есептейтін нормативтер
Аталуы
Шама
1 тонна өндірілетін мұнайға кететін электроэнергияның меншікті шығыны, кВт
1 м3 суды айдауға кететін электроэнергияның меншікті шығыны, кВт
Электроэнергияның құны, тг/ кВт · r 6,56
Қазіргі 1 скважина қорының жұмысшылар саны, жұм/скв 2
Еңбек ақы, тг/жұм 1 жылда 602124
Әлеуметтік сақтандыру, зейнетақы қоры, жұмыстылық қоры, % ЕАҚ –
Жинауға, тасымалдауға, дайындауға кететін меншікті шығын 1т мұнай, тг/1т
Амортизация мөлшері, % 6,7
Күнделікті жөндеу, % 1,2
Жалпы өндірістік шығындар, тікелей және жанама шығындардың пайызы, %
Өндірістен тыс шығындар, толық өзқұндылықтың пайызы, % 0,5
Мұнайды шығаруға кеткен электроэнергияның жылдық шығынын 1 тонна мұнайға
Шэ = Q1 · Рэ · Цэ
Мұнда: Q1 – шара өткізілмеген өндірілген мұнайдың жылдық көлемі,
РЭ – 1 тонна өндірілетін мұнайға кететін энергияның меншікті
ЦЭ – 1 кВт * r электроэнергия құны,
Шэ = 1837,775 · 49,55 · 6,56 = 597365,0882
Қабаттың мұнай бергіштігін арттыру үшін су айдау шығыны өзімен
Қаралып отырған кезеңде цех қуаты өзгермейтіндіктен, 1м3 су
Шса = Nсш · Эн · Цэ ·Q1
Мұнда: NPB – 1 тонна өндірілетін мұнайға кететін су
ЭН – 1 м3 су айдауға кететін электроэнергия шығынының
Шсш = 2,45 · 15,5 · 6,56 · 1837,775
Жұмысшылардың орташа жалақысы бойынша еңбек ақы қорын анықтаймыз:
Шпп = Nч · Sеа · Фскв
Мұнда: Nr – қазіргі қордың 1 скважинасының санынының нормативі,
Sш/п – жұмысшылардың орташа жылдық жалақысы, тг/ад;
Фскв – скважинанының қазіргі орташа қоры;
Шпп = 2 · 602124 · 1 = 1
Жұмыс берушіні әлеуметтік сақтандыруға арнап шығару, зейнетақы қоры және
Шор = Шпп · 0,31
Шор = 1 204 248 · 0,31 = 373
Жалпы жабдықтарды амортизациялық арнап шығару, базалық техника орнына келгендері,
Скважина бойынша амортизациялық бөліп шығару скважинаның бастапқы құнынан норма
Ar = (Cn · Na) / 100%
Мұнда: Сn – скважинаның бастапқы құны, тг
N0 – скважинаның жылдық амортизация мөлшері, %
Ar = (288 015 000 · 6,7) / 100%
Мұнайды жинау тасымалдау және дайындай бойынша скважинадан қондырғыға дейінгі
Скважинадан мұнай жақын жердегі блокқа келеді, ал содан кейін
Осы калькуляция бабы үшін шығынның жылдық өлшемі былай болады:
Шкб = Шмш · Q1
мұнда: Шмш – мұнайды жинауға, тасымалдауға және дайындауға кеткен
Шкб = 899 · 1837,775 = 1 652 159,725
Пайдаланған жабдықтарға және құрамына кеткен шығындар, оған қоса скважинаны
Жерүсті және жерасты жабдық күнделікті шығындары басқа шығындарды қосады.
Ірілеу шығындарды есептеу үшін берілген бапқа скважинаның бастапқы құнынан
Шопр = 21% (Шэ + Шеа + Шпп +
Шопр= 21 · (597365,0882 + 457819,1569 + 1 204
Өндірістен тыс шығындар – бұл өнімді коммерциялық іске асырумен
Шөнд. тыс = 0,5% · Ш /
Шөнд. тыс = 0,5 · 32 178
Калькуляциялық бабы бойынша барлық іс-шараларды енгізуге дейінгі бір скважинаға
Кестедегі нәтижелермен есептеулерге қарап, скважинадағы іс-шараларды енгізуге дейінгі скважинаның
С1 = Шr / Q1 (3.12)
Мұнда: Шr – калькуляциялық бап бойынша жылдық пайдалану шығыны,
С1 = 32 876 984,81 / 1837,775
Скважинаның өңделмеген 1 тонна мұнайөз құндылығы жыл аяғында 17889,55928
Кесте 3.2 - Жылдық пайдалану шығындары
Калькуляциялық баптар атауы Сумма, теңге
Электроэнергия 597365,0882
Қабат қысымын ұстауға (ҚҚҰ) кеткен шығындар 457819,1569
Еңбек ақы қоры (ЕАҚ) 1204248
Әлеуметтік бөліп шығару (31%) 337316
Скважинаның амортизациясы 19297005
Мұнайды дайындау, жинау және тасымалдау 1652159,725
Күнделікті жөндеу 3456180
Жалпы өндірістік шығын 5677999,542
Өндірістен тыс шығындар 160892,3175
Қорытынды 32840984,83
3.1.3. Іс шараларды енгізуден кейінгі пайдалану шығынын есептеу және
Гидрожаруды (Шr) өткізу бойынша шығындардан іс шараларды енгізуден кейінгі
Гидрожаруға байланысты шығындар құрамына скважинада дайындық аяқталған жұмыстар бойынша
Сәйкес қондырғыларды шақыру және жалақы шығындары гидрожарумен, отын, қажетті
Гиравликалық жаруды пайдалану бойынша шығындарын келесі формула арқылы білеміз:
Ш1 = Шбеқ + Шқұм+ Штасым + Шотын +
Мұнда: Шбеқ – іс шаралар барысында әрекеттенген бригадалар еңбек
Шқұм – құмды иемденумен байланысты шығындар;
Штасым – гирожаруды өткізуге кеткен тасымалдау шығындары;
Шотын – отынға кеткен шығындар;
Ам – 1 скважинаны өңдеуге кететін көлем қорының амортизациялығын
Еңбек ақы төлеу бойынша шығындар:
скважинаны жер асты жөндеу бригадасының еңбек ақысы;
скважинаны зерттеу бойынша бригадасының еңбек ақысы;
ертінді дайындау бойынша бригадасының еңбек ақысы;
скважинаға сұйықты жару бойынша айдау, қондырғылар мен қызмет көрсету
Іс шараларды өткізу бригадаларының еңбек ақысын есептеу 3.3 кестесінде
Кесте 3.3 - Іс шараларды өткізу бригадаларының еңбек
Бригадалар атауы Жұмыс сағатының құны, тг/сағ Уақыт мөлшері, сағ
Скважиналарды жер асты жөндеу бойынша бригадалары
23267
37
860379
Скважинады зерттеу бойынша бригадалары
6594
4
26376
Сұйықты жаруға дайындау бойынша бригадалары
11652
5
58260
Сұйықты жаруға айдау, қондырғылар мен қызмет көрсету бойынша
4502
3
13506
Қорытынды 958521
Кесте 3.4 - Сұйықтыққа – құмтасығышқа кететін шығындарды есептеу.
Ерітінді құрамы 1 м3-қа кететін құм массасы, кг 1
Құм, тг 300 15 4500
Қорытынды (10 м3 ертінді үшін) 45000
Тасымалдау шығындары өзімен бірге көтергіш өткелдер шығындарын қосады, шақыру
Есептеу 3.5 кестеде көрсетілген.
Кесте 3.5 - Тасымалдау шығындарын есептеу
Атауы Құны 1 км, тг/км Базадан скважинаға дейінгі қашықтық,
Скважинаға көтергіш өткелі және кейін қарай
437,2
9
3934,8
Скважинаны зерттеу бойынша шақыру және өткел партиясы
437,2
9
3934,8
Сұйықтықты – құмтасығышты жеткізу
437,2
9
3934,8
Қорытынды 11804,4
Отынға кететін шығындар өзімен бірге дайындау үшін кететін шығындары
Кесте 3.6 - Отынға кететін шығындарды есептеу.
Жұмыстар атауы 1 м3 ертіндіге кеткен отын шығыны, т/
Сұйықтық – құмтасығыштың дайындалуы
13,8
32
441,6
441,6*10=4416
Жұмыс істейтін сұйықтықты айдау
3,3
32
105,6 105,6*(10+5,43)= =1629,41
Қорытынды
6045,41
5,43 м3 – сұйықтықты – құм тасығышты үрлеп тазалау
Амортизациялық бөліп шығару - өндірістік қорды бөліп шығару, іс
Кесте 3.7 - Амортизациялық бөліп шығаруды есептеу.
Кешеннің атауы Теңгеру құны, тг Амортизациялық жылдық нормасы, %
Жерасты агрегаты 4 333 140 5 93 2329,645161
Сорапты агрегаты 3 950 100 8,3 93 3525,358065
Автоцистерналар 3 137 850 6,7 93 2260,601613
Құмараластырғыш агрегат 3 484 980 11,1 93 4159,492258
Қорытынды 12275,0971
3.4 – 3.7 кестеде көрсетілген есептеулер нәтижесін бойынша іс
Ш1 = 958521 + 45000 + 11804,4 + 12275,0971+6045,41
Қосымша мұндайды шығару бойынша шығындар, өңдеудің нәтижесінде алынған, оны
Іс шараларды енгізуден кейінгі мұнайды шығару бойынша электроэнергияға кеткен
Шэ = 2774 · 49,55 · 6,56 = 901683,152
Қабатқа жасанды әсер ету бойынша кеткен шығындар:
Шзв = 2,45 · 15,5 · 6,56 · 2774
Мұнайды дайындау және жинау, тасымалдау бойынша шығындар:
Шдай, жин, тасым = 2774 · 899 = 2
Скважинаның амортизацияларына кеткен шығындар, скважинаға қызмет көрсететін жұмысшылардың еңбек
Жалпы өндірістік шығынды формула бойынша анықтаймыз:
Шж, өнд = 21·(901683,152 + 691047,784 + 2466086 +
Өндірістен тыс шығындар:
Шөнд. тыс = 0,5 · 34 351 374,78 /
Өңдеуден кейінгі 1 тонна мұнайдың өз құндылығын анықтаймыз:
С2 = Шr / Q2 = 34523131,66 / 2774
Осылай, жыл аяғында скважина бойынша 1 тонна мұнайдың өз
Іс шараларды енгізуден кейінгі шығындарды анықтау бойынша есептеу нәтижесі
Кесте 3.8 - Жылдық пайдалану шығындары
Калькуляциялық баптар атауы Сумма, тг
Электроэнергия 901683,152
Қабат қысымын ұстауға (ҚҚҰ) кеткен шығындар
691047,784
Еңбек ақы қоры (ЕАҚ) 1 204 248
Әлеуметтік бөліп шығару (31%) 373 316
Скважинаның амортизациясы 19297005
Мұнайды дайындау, тасымалдау және жинау 2 466 086
Күнделікті жөндеу 3 456 180
Жалпы өндірістік шығындар 5 961 808,847
Өндірістен тыс шығындар 171756,8739
Өңдеуді өткізу бойынша шығындар 1033645,907
Қорытынды 35556777,56
3.1.4 Іс шараларды енгізуден жылдық экономикалық тиімділікті анықтау
Енгізілген есептеулердің нәтижесі бойынша шығындарды анықтау, қабатты гидравликалық жаруды
Эжыл = (С1 – С2) · Q =
Іс шараларды өткізуден жылдық экономикалық тиімділік 5097095,703 теңгені құрайды.
Кесте – 3.9 Қабатты гидравликалық жару бойынша іс шараларды
Шығын баптары
Іс-шараларды енгізуге дейін
Іс-шараларды енгізгеннен кейін
Шығындар өзгерісі
Мұнайды шығару бойынша электроэнергияға кеткен шығындар
597365,0882
901683,152
+304318,0638
Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындар, тг
457819,1569
691047,784
+233228,6271
Әлеуметтік бөліп шығару (31%), тг
1204248
1204248
1204248
Сважиналар амортизациясы, тг
373316
373316
373316
Мұнайды дайындау, жинау және тасымалдау, тг
19297005
19297005
19297005
Сважиналарды күнделікті жөндеу, тг 1652159,725 2466086 +813926,275
Жалпы өндірістік шығындар, тг
3456180
3456180
3456180
Өндірістен тыс шығындар, тг
5677999,524
5961808,847
+283809,323
Өңдеу өткізу бойынша шығындар, тг
160892,3175
171756,8739
+10864,5564
Шығын қорытындысы, тг
32840984,83
35556777,56
+2715792,73
Мұнай өнімі, тг
1837,775
2774
+936,225
1 т. Мұнайдың өз құндылығы, тг/т
17889,55928
12445,25294
-5444,30634
Экономикалық тиімділік, тг
5097095,703
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
4.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторлар анализі
Қабат қысымын қалыпты ұстау жүйесінде жұмыс агенттік қабатқа
Қ.Қ.Қ.Ұ жүйесінің құрылыстарына су алатын ұңғылар, су жинауға арналған
Айтылған құрылыстардың қызмет ету кезіндегі қауіпті және еңбектілікті қажет
4.2 Қорғану шаралары. Техника қауіпсіздігі
Барлау обьектілерде –бұталы сорап станцияларында, су қыздыру пештерінде СПТБ-40/160,
жұмыс орнында газ иісінің болған жағдайда.
шу және вибрация кезінде.
жарық болмаған кезде.
жұмыс орнының немесе территорияның замазученноть.
электр қауіпсіздігі кезінде.
керекті қорғану құралдарының болмаған немесе қолдануға жарамай қалған кезінде.
- жайсыз метереологиялық жағдайларда.
Б.Б.С.С-тің жұмыс бөлмесі механикалық қоздырғышымен ағынды сорып вентиляциямен
Тез тұтанғыш заттар және материалдар үшін Б.Б.С.С бөлмесінен, С.Н-433-кекелтірген
Жұмыс жабдықтары және КИПиА қалқандары
Сағаны жабдықтамас бұрын қондырғыны
Сағаның жабдықтарын бөлшектеу алдында арынды
ПТБ-10/160 қыздыру пешін қолдану кезіндегі
Электр жарықтандыру шырақпенен жарылу қауіптілігінің атқаруында орындалған. Беті жағында
мұнда: гу-жылуөткізгіштік коэффициентті (стекловат үшін t=800с-та 0,058Дж/мск)- қа
Dk-жылу бергіштік коэффициенті (1м диаметрлі цилиндірлі бет үшін 15
tт - құбырдың температурасы (800с)
tк - сыртқы температурасы (300c)
tn - бетінде берілген температура (350c)
Сонымен,
Натуралды логарифм кестесі бойынша табамыз.
бұдан dиз=0,2346м.
Сонымен 219,1 мм диаметрлі құбырды изоляциалау үшін стекловаттың 8мм
Эканомика жағынан бұл тиімді, себебі изоляция қызметаерлерді тек қана
4.2.1 Өндірістік санитария.
Жұмыс орнының метерологиясын жағдайын станцианарлық және ашық жерде деп
Химикаттар дайындау және олармен жұмыс жасау ензінде көзілдіріктер, шаңға
Қ.Қ.Қ.Ұ цехының территориясында әр түрлі жарықты талап ететін, едәуір
Есептеу үшән қарастырылып жатқан жобадағы жағдай үшін прожектордың иілу
Формулаға келтірейік.
мұнда
Берілген нормаланған жарықтандыруды болдыру үшін бұрышының
Еn=5лк
Прожекторлар тобының ықпал ету бұрышы 0 сондықтан
барлығы, әрбір мачтада прожектор қондырылуы қажет.
Р=60000:40000=1,5 :
Кесте 4.1- Қолайлы жарықтандыру кестесі.
Прожектор мачталар.
Мачтадағы есептеу нүктелеріне дейінгі ара қашықтық. Иілу бұрышы бойынша
Ө=120 Ө=120
А Б В Г А Б В Д А
М1 170 210 250 240 1,1 0,4 0,2 0,3
М2 170 140 120 185 1,1 1,1 1,7 1,1
Сорапты қабаттың қысымын қалыпты ұстаудың жасанды вентиляциясын есептеу. Жылу
Зияндылық жылу, майдың буы және газдар. Осыдан байланысты жергілікті
Сору вентиляциясы үшін «Промстройтрестің» ленинград бөлімшесінің конструкциясының біркелкі сорылу
Панелдің көп таралған өлшемі.
А+Б=650 800мм. Бұл панелдің өтпелі қимасының ауданын
Газды тасқында панелдің нақты қимасында ауаның ұсынылған жылдамдығы, 3,5-
Вентиляция жүесінің жеке учаскелерінде арынның жойылу есебі ауаның көлденең
тең.
d диаметрін аламыз, жылдамдық белгісін
номограмма бойынша бірінші учаскедегі үйкелудегі қысымның жойылуын анықтаймыз
Біркелкі сорылу панелінің жергілікті кедергісінің коэффициентін кесте бойынша анықтаймыз.
Дроссель- клапанының жергілікті кедергісінің коэффициентін, ашылу бұрышын
деп алып және бұрылыс болады.
Дөңгелек иін үшін жергілікті кедергі коэффициентін анықтаймыз.
Бірінші учаскедегі ұжымның жойылуының жиынтығы.
Осыған ұқсас 2 және 3 учаскелердегі ұжымның жойылуын есептейміз
Кесте 2
№ учаскесі м
1 9
2 9
3 11
қорытынды
118,24
Тасымалданатын ауа май аэрозольдарымен ластанғандықтан, онда қажетті орын мына
Өнімділігі және орыны
4.2.2 Өрт сөндіру қауіпсіздігі
Нұсқа ішінен суландыру кезінде су айдауға скважиналарды қабаттың мұнай
Жануды өрт сөндірудің біріншілік инвенторының көмегімен жояды.
Инвенторлар өрт сөндіру орындарында және скважинаны зерттеу автомашиналарында болады.
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ
5.1 Қабат қысымын қалыпты үстау жүйесіндегі қоршаған ортаны қорғау
Біздің еліміздегі – қоршаған ортаны қорғау – бірден бір
Құрлықта үлкен қауіптілікті жоғары агресивтілігі мен және уландырғыш қасиетті
Сонымен қатар, ағын суларды тазарту сапасын көтеру үшін өндіріске
Кәсіпшіліктегі ластанудың азаюына қабат суының скважина ішіндегі ағысын жою,
Жердің ренультивациясының рациональды схемасын кең қолдану қажет.
5.2 Қауіпті және зиянды факторлардың өндірістегі сараптамасы
Артқы жылдары біздің планетада экологиялық жағдай адамзаттың өнеркәсіптік және
Қазіргі уақытта экологиялық ақуалдың әрі қарай қиындауы глобалдық апатқа
Толықтай жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау мәселесі тауөндірушілік
Пайдалы кен қазбаларын өңдейтін кәсіпорын рекультивирленген жерлердегі, аз өнімді
5.3 Қоршаған ортаны қауіпсіздендіру және қорғау талаптары.
Бағдарлама “Мұнай өнеркәсібіндегі қауісіздік тәртібі”, “Жару жұмыстары кезінде қауіпсіздендіру
Жұмысқа жіберілген тұлғалар порох генераторларымен және жанар-қышқыл құрамымен жұмыс
Жанар-қышқыл құрам компоненттері топтап шығарылған өнім болып табылады. Оларды
Жанар-қышқыл құрам компонеттерін тасымалдау және сақтау кезінде жанғыш заттардың
Жанар-қышқыл құрамының өртке қатынасының қауіпсіздігі және атмосфералық жағдайларда жарылыстың
Технолгиялық барыс кезінде отпен жұмыстарды және электро- жабдықтардағы жұмыстарды
Ұрған кезде жалын бермейтін құралды пайлалану қажет.
Скважинадағы жанар-қышқыл құрамды ендіруге арналған жиналған тізбек алдын ала
Қоршаған ортаны қорғауға шаралар қамтамасыз ету мақсатында скважинаны жәе
Жанар-қышқыл құрамында жанғыш және порох генераторларында зарядтардың өнімдерінде денсаулыққа
Қысқа уақытта жанар-қышқыл құрамының ерітінділері коммуникациялары, ысырмалары ұатқанда 800С
Қандай болмасын жанғыш заттардың жұмыстар жүргізу жерінде өрт болған
Мұнайгазөндіру кәсіпорындарындағы жер қойнауларын және қоршаған ортаны қорғау мәселесі
Қоршаған ортаға көмірсутегінің ағу және басқа да зиянды әсерін
Атмосфераның біршама жаппай ластанулары мұнай және газ өндіру
Мұнаймен және мұнайөнімдерімен ластану жер бетінің тау жынысы физико-
Бұнда олардың азот режимі нашарлайды, өсімдіктердің тамырлық қоректендіруі бұзылады.
Су ыдыстарына мұнай және басқа улы заттар түскенде улану
Жер қойнауларына және қоршаған ортаға зияын келуі мүмкін барлық
5.4 Техника қауіпсіздігі және қоршаған ортаны қорғау бойынша шаралар.
Мұнайлы жерлердегі СТЗ- ны кезінде едәуір назар техника қауіпсіздігі
1. Жаңа скважиналар бұрғылау барысында шаралар қолдануға тиіс.
А) скважиналардың оқпанында ашық фонтану мен опырылмаларды алдын алу
Б) бір- бірінен барлық мұнайлы және сутасу қабаттарын скважиналарда
В) ыстық суды айдау үшін арналған әсіресе айдайтын
Г) тек мұнай қабаттарының скважиналардағы перфорациясы бойынша.
2. Өндіруші және айдайтын скважиналарды пайдалану мұнайды бақылаусыз сайлау
3. Пайдалану тізбектерін саңылаусыздандыру ақаулы скважиналарды (бұзумен) тізбектен
4. Мұнайды және суды жинау, айыру және дайындау жүйелерін
5. Техникалық жобадағы орналастыру кешендерін жобалау кезінде келесі шараларды
А) сұйық шығатын құбыр желісінің жарылу кезінде бөлектеушімен скважиналарды
Б) мұнайгазжинайтын тораптарда бөлішу болат гидрофильцирлық ысырмаларды қондыру.
В) мұнай құбырларының апатқа ұшырау кезінде тұрғын нүктелерді қорғау
Г) бір бөлікте мұнайкәсіпшілік тұрба тзбектерімен коммуникацияларын үш тұрбан
Д) ағындардың барлық түрлеріндегі канализацияның ағынсыз жүйелерін жүзеге асыру
Е) саңылаусызданған блоктық қондырғыларда тазартылған өнімді қабаттарды сулау үшін
Ж) свкажиналарды жерасты және күрделі жөндеулердің қорытындысында
Сонымен қатар топтық өлшеу қондырғысын олардың арнаулы канализациялық құдықтарын
З) қабат қысымын ұстап тұру жүйесінің қабат суын блоктық
6. Скважинаның қабырғасының опырылып құлауын топтық өлшегіш қодырғылармен, кәсптік
7. Мұнай кәсіптік құрудың аудандарының периметрі бойынша ағаштар отырғызуды
8. Оларды суды қабатқа айдауды болдырмау керек, себебі оның
10. Қажетті мөлшерде қабатқа ыстық немесе терминальдық суды қабат
11. Мұнайқанықтылық қабаттардың температурасын парафинмен мұнайды қанықтыру температурасынан төмен
12. Өнімдерді іріктеу таумақтарында қабат қысымын өнімді қабаттардағы бастапқы
5.5 Скважиналарды пайдалану кезінде техника қауіпсіздігі бойынша шаралар
Фонтандық және газлифттік скважиналардың жерүсті жабдығына қызмет етушілердің апатты
Фонтан.
Фонтанды скважиналарды пайдалану барасында ашыұ фонтан мүмкіншілігін жоққа шығара
Кейде скважиналарды пайдалану кезінде жерүсті коммуникациясының жарылыстары, скважинаіштік жарылыстар
Скважиналарды бастыру бойынша операциялар, сонымен қатар сағалық арматураны құрастыру
Падалану қауіпсіздігі орныққан технологиялық режимді тәртіпті трде ұстауды керек
Пайдалану барысында манометрдің орнында және жөндеуден өткендігін және басқа
Мұнайды өндірудің сораптық тәсілі ең әбден таралған. Осы тәсілді
Белгілі қауіптілік сағалық арматураның қызмет істеу кезінде сальниктік тығыздаушы
Өз конструкциясы бойынша станок- тербегіштер белгілі талаптарды, оларды жұмыста
Станок- тербегіштер баспалдақтармен, алаңдармен және алдын ала сақтайтын қоршағыштармен
Станок- тербегіштерге қызмет істеу және жөндеу уақытында ана немесе
Станок- тербегіштердің жұмыс істеу уақытында жөндедуді жүргізу немесе станоктың
Апатты жағдайларды болдырмау үшін жұмыс орнын көрсетілген операцияларды орындауға
Шатун бүктемелерін ажыратылғаннан кейін станок- тербегіштің бағанына байланады ,
Кейбір бөліктерді бекітуінің техникалық жағдайы станок- тербегіштер тоқтағаннан кейін
Пайдалану барысында станок тербегіштер мен редуктордың бөлшектерін тексеріп және
ҚОРЫТЫНДЫ
Қазіргі кезеңде Өзен кенорнын жоғарғы қарғынмен игеріп жатыр. Жылдан
Бұның бәрі кенорынды игеруде басқарулыға, реттеуге келетін болып келді.
Игеру үшін жан- жақты жобасын құру қажет. Жобалау екі
Қабат өнімдерін арттыру бойынша ұсынылған шараларды қолдану керек.
Табиғи өткізгіштіктің күрт өзгерулерінің тәсілдері оларды жүзеге асыруда үлкен
Ұсынба толығымен термосуендірудің үш технолгиясы кезінде әдістерді қолдануға жатып,
“Өзен кен орнындағы мұнай бергіштікті арттыру” атты тақырыптағы дипломдық
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
1. Туякбаев С.Т. Геология и разработка нефтяных месторождений на
2. Отчет за 2002 год НГДУ «Узеньнефть».
3. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин –
4. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и
5. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловые оборудование: Справочник – 2-е изд.
6. Джиенбаев К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважины
7. Уманский Л.М., Уманский М.М. Экономика нефтяной и газовый
8. Юрчук А.С. Расчет нефтегазовых добычи. М. Недра, 1976
9. Оркин К.Г. Расчеты в технологии и техники добычи
10. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной безопасности. 1985
11. Домин П.А. Справочник по технике безопасности. 1985 г.


Ұқсас жұмыстар

---

Мұнай дайындау қондырғылары

---

Өндіріс шығындарының бухгалтерлік есебі

---

Тауарлардың мәні және негізгі түсінігі

---

Өндіріс шығындары туралы

---

Техника және электротехниканы тасымалдауды орындайтын логистикалық компания

---

Техникалық жағдайдың қозғалтқыш майының жұмсалу қарқындылығына тигізетін әсері

---

Баға түрлері, жіктелуі

---

Өнімнің өзіндік құнының түсінігі мен маңызы

---

Компрессорлық станцияның сипаттамасы және жұмысы. Мұнай айдау

---

Көмекші өндіріс шығындарының есебі

---