Жанажол кенорнындағы фонтанды ұңғыларды игеру диплом жұмысы
№2509


МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 10
1 ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 13
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат 13
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зертгеу тарихы 14
1.3 Стратиграфия 15
1.4 Тектоника 20
1.5 Мұнайгаздылығы 22
1.6 Сулылығы 25
1.7 Жаңажол кен орньш игерудщ қысқаша тарихы мен қазіргі 27
жағдайы 27
1.7.1 Скважинаны пайдалану көрсеткіштері 33
1.7.2 Жаңажол кен орнын игеру барысынан туындайтын 34
тұжырымдар 34
1.8 Фонтанды скважиналарды жөндеу 36
1.8.1 Жөндеулер түрі 36
1.9 Фонтанды скважиналарды пайдалану 37
1.10 Фонтанды скважиналарды игеру 38
1.10.1 Фонтанды скважинаның жер асты және жер үсті 40
қондырғылары 40
1.10.2 Жер асты және жер үсті қондырғыларын тоттанып 46
тозуымен күресу. Күресу тиімділігі 46
1.10.3 Фонтанды скважиналарда парафин түзілуімен күресу. 47
Күрес тиімділігі 47
1.11 Фонтанды скважиналарды зерттеу 48
1.11.1 Кен орнындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы 48
1.11.2 Фонтанды скважиналарды зерттеу өдістері мен 49
технологиялары Зерттеу кезінде қолданылатын қондырғылар 49
мен саймандар 49
1.12 Фонтанды скважиналарды зерттеу мәліметтерін өндеу. 52
Өңделген мәліметгерді пайдалану 52
1.13 № 2243 Типтік скважинасына фонтанды көтергішті таңдау 54
1.13.1 Жаңажол кен орнының № 2243 скважинасьн (фонтанды) 54
есептеу 54
1.13.2 Фонтанды скважина пайдаланудың нақты жольш жобамен 67
салыстыру 67
2 Экономикалық бөлім 71
2.1 "Октябрьск мұнай" мұнай - газ өндіру басқармасының 71
ұйымдастыру құрылымы 71
2.2 "Октябрьск мұнай" мұнай - газ өндіру басқармасындағы 74
еңбек ақы және еңбекті ұйымдастырудың жағдай күйі 74
2.2.1 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол 75
ақысының жағдайы 75
2.3 Техника - экономикалық көрсеткіштердің талдауы 79
2.4 Күрделі қаржыны есептеу 81
2.5 Жылдық өндіруге кеткен шығындар 82
2.5.1 Энергияға кететін шығын 83
2.5.2 Жер асты жөндеуге кеткен шығын 83
2.5.3 Амортизациялық шығын 83
2.5.4 Еңбек ақы қоры шығындары 84
2.5.5 Еңбек ақы қоры төлемдері 84
2.6 Мұнайдың өзіндік құнын есептеу 84
2.7. Экономикалық тиімділік 85
3 Еңбекті қорғау 87
3.1 Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі 87
3.2 Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін 90
анықтау 90
3.3 Сақтандыру және қоршау қондырғыларының таңдау 91
3.4 Электр қауіпсіздігі 92
3.5 Санитарлық -гигиеналық шаралар 92
3.6 Өртке қарсы шаралар 93
4 Қоршаған ортаны қорғау 94
ҚОРЫТЫНДЫ 103
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 104



Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Жұмыс көлемі: 96 бет
Пәні: Соңғы қосылған дипломдық жұмыстар

-----------------------------------------------------------------------------------

-----------------------------------------------------------------------------------
https://www.topreferat.com/
ДИПЛОМДЫҚ ЖҰМЫСТЫҢ ҚЫСҚАРТЫЛҒАН МӘТІНІ
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 10
1 ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 13
1.1 Кен орны туралы
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зертгеу тарихы
1.3 Стратиграфия 15
1.4 Тектоника 20
1.5 Мұнайгаздылығы 22
1.6 Сулылығы 25
1.7 Жаңажол кен орньш игерудщ қысқаша тарихы мен
жағдайы 27
1.7.1 Скважинаны пайдалану көрсеткіштері 33
1.7.2 Жаңажол кен орнын игеру барысынан туындайтын
тұжырымдар 34
1.8 Фонтанды скважиналарды жөндеу 36
1.8.1 Жөндеулер түрі 36
1.9 Фонтанды скважиналарды пайдалану 37
1.10 Фонтанды скважиналарды игеру 38
1.10.1 Фонтанды скважинаның жер асты және жер үсті
қондырғылары 40
1.10.2 Жер асты және жер үсті қондырғыларын тоттанып
тозуымен күресу. Күресу тиімділігі 46
1.10.3 Фонтанды скважиналарда парафин түзілуімен күресу. 47
Күрес тиімділігі 47
1.11 Фонтанды скважиналарды зерттеу 48
1.11.1 Кен орнындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы 48
1.11.2 Фонтанды скважиналарды зерттеу өдістері мен 49
технологиялары Зерттеу кезінде қолданылатын қондырғылар 49
мен саймандар 49
1.12 Фонтанды скважиналарды зерттеу мәліметтерін өндеу. 52
Өңделген мәліметгерді пайдалану 52
1.13 № 2243 Типтік скважинасына фонтанды көтергішті
1.13.1 Жаңажол кен орнының № 2243 скважинасьн (фонтанды)
есептеу 54
1.13.2 Фонтанды скважина пайдаланудың нақты жольш жобамен 67
салыстыру 67
2 Экономикалық бөлім 71
2.1 "Октябрьск мұнай" мұнай - газ өндіру басқармасының
ұйымдастыру құрылымы 71
2.2 "Октябрьск мұнай" мұнай - газ өндіру басқармасындағы
еңбек ақы және еңбекті ұйымдастырудың жағдай күйі 74
2.2.1 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол 75
ақысының жағдайы 75
2.3 Техника - экономикалық көрсеткіштердің талдауы 79
2.4 Күрделі қаржыны есептеу 81
2.5 Жылдық өндіруге кеткен шығындар 82
2.5.1 Энергияға кететін шығын 83
2.5.2 Жер асты жөндеуге кеткен шығын 83
2.5.3 Амортизациялық шығын 83
2.5.4 Еңбек ақы қоры шығындары 84
2.5.5 Еңбек ақы қоры төлемдері 84
2.6 Мұнайдың өзіндік құнын есептеу 84
2.7. Экономикалық тиімділік 85
3 Еңбекті қорғау 87
3.1 Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі 87
3.2 Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін 90
анықтау 90
3.3 Сақтандыру және қоршау қондырғыларының таңдау 91
3.4 Электр қауіпсіздігі 92
3.5 Санитарлық -гигиеналық шаралар 92
3.6 Өртке қарсы шаралар 93
4 Қоршаған ортаны қорғау 94
ҚОРЫТЫНДЫ 103
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 104
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің, ауылшаруашылығының
Қазақстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына
Осы "дипломдық жобаның" негізгі болып отырған Жаңажол кен
Жаңажол кен орыны 1983 жылдан бастап өндірістік игерілуіне
Қазіргі уақытта мұнай, газ корбонаттары қабаттың, яғни RT-I,RT-II
Осы "дипломдық жоба" жұмысында Жаңажол кен орынның солтүстік
Сонымен қатар, Жаңажол кен орнында газ факторының көп
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне
Шолу картасы
1 ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орны туралы
Жаңажол кен орыны Орал үстіртімен Ембі өзенінің арасында
Жергілікті жер релефі дөңес - қыратты. Оның абсолютті
Суы минералданған, сондықтан техникалық қажеттіліктерге пайдалынады. Ал, тұрмыстық
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сонымен қатар ылғалдылығы
Қыс мезгілінде температура минус 40° С дейін жетеді.
Алғашқы қар қарашаның ортасына таман түсіп, наурыз айының
Орта жылдық атмосфералық жауын-шашын мөлшері көп емес, ол
Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендер: кен
Атырау - Орск мұнай құбыры 100 шақырым жерден
Жақын темір жол станциясы: Москва - Орта азия
"Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамының базалық орталығы, Жаңажол кен орнының
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зертгеу тарихы
Ауданның геологиялық
Жұмыс қортындысында геологиялық карта және территорияның тектоникасы мен
1949 жылы В.И.Сомодуров және И.В.Иванов 1:200000 масштабында 40
1952 - 1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында
1960 жылы Жаңажолды көтеру белгіленіп және 1961 жылы
№10В Ақтөбе геофизикалық экспедициясы 1975 және 1980 жылдары
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау" экспедициясы, ал
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978 жылы, наурыз айында
1981 жылдан бастап Жаңажолдағы
жұмыстарын 1981 жылы құрылған құрамы айтылып өткен экспедициялардан
1981 жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының "Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамның "Октябрск
1.3 Стратиграфия
Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі тас
С - Таскөмір жүйесі
С1 - Төменгі бөлім
Жаңажол кен орын көлемінде аршылған, барынша ерте шөгінді
Осы жыныстар № 1-е скважинасында 4190 - 4200
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі корбанатты қабатпен ауысады.
С2 - Ортаңғы бөлім
Ортаңғы корбон жыныстары башкир және москвалық ярус құрамдарында
С2- Башкир ярусы
Бұл жастағы жыныстар №1 - е скважинасының 3892
Құрамында қошқыл және ақшыл, қошқыл әктастар оргоногиенді түйірлі,
С2m- Москва ярусы
Мұның құрамы екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі москвалық подярусының № 1- е скважинасында 3668
Бұл қабаттар корбананттар және аргиллит жікшелері аралас шөгінділерден
Жоғарғы Визе - москвалық подярусының кобонанты жыныс комплекстерінің
Кт - П индексімен белгіленген
С2m2 - жоғарғы москва ярусы
Бұл мячковтың және Подольск горизонттарымен белгіленген. Подольск горизонтының
Оның қалыңдығы 115 метрден 164 метрге дейінгі аралықты
С3 - жоғарғы бөлім
Жоғарғы кобонанты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы геологиялық
С3к - Касимов ярусы
Жыныс жасы № 5 скважинасының 2832 - 2834
Литологиялық қатынаста ол ауданның көптеген бөлігінде әктастар және
Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден 97 метрге дейінгі
С3д - Гжель ярусы
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53
Жыныс ішінде сульфатты және корбонатты қабаттар бар. Оның
Қаралып отырған гжельдік ярусының бөлігі екі аймаққа, ягаи
Осы аймақтар 12 скважинасының 2964.2 - 2890 метр
Жоғарғы КТ - I корбонатты қабатында негізінен газоконденсат
Корбонатты қабаттың жалпылама қалындығы 427 - 573 метрлер
Қиманың корбонат үсті бөлігі жиі кездеседі. Яғни, гравалит,
Оның қалыңдығы 24 метрден 109 метрге дейін жетеді;
Р - Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері - төменгі және жоғарғы бөлімдермен берілген.
Р1- төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі ассольдік, сакморлық, артин және кунгкрлық
Р1а-s - Ассельді - сакмарлы ярусы. Ассельді -
Литологиялық байланыста бұл аргиллиттер, қыйыршық топырақтар, алевролиттер, жиі
Алельдік ярусының қалындығының жасы 1 сқважинаның 2647 -
Сонмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, яғни, 5 скважинада
Р1- Кунгур ярусы
Кунгурлық ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы корбонат үсті терригенді
Кунгурлық ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді -галогенді
Кен орынының кушурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді -сульфатты
Оның негізгі бөлігін 4 метрден 48 метр қалындықта
Р2 - жоғарғы бөлімі
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында
Жоғарғы пермь бөлігінің қалындығы солтүстік төбешіктерімен ұштасқан жерде
Т - Триас жүйесі
Триасе шөгіндісі Т1 - төменгі құрамынан бөлініп және
I - Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі және ортаңғы, жоғарғы бөлімдерге құрамдарына
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара - қошқыл түсті, құм
R - бор жүйесі
Бүл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі
Р - Антропогендік жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің, қалыңдықтары онша емес, небары 2
1.4 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орыны Каспий маңы кеңістігінің
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданының интенсивті түсуі
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары
Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кеңқияқ, Қожасай, Шұбар қатарларының
Жаңажол қатарының бір ерекшілігі, қуатты корбонат массивтерінің дамуы
Сейсмикалық мәліметтерден бұрғылау жұмыстарының
салыстырғанда әр түрлі локальды дөңестерінің морфологиясындағы өлшемдері, шөгінділердің
Құрылым картасында жоғарғы корбон шөгінділерінің табаны бойынша екі
2.65 шақырымдақ жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 95
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша, гжельдік
Жаңажол дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып,
Осы екі локалды дөңестен тұрады. № 50 скважина
2.5 шақырымдық изогипс бойынша оңтүстік дөңесінің ауданы 9.5x4
1.5 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орыны Қазақстандағы өнімділігі корбонатты коллекторларға байланысты
Қиманың мұнай - газ бергіштігі туралы алғашқы мәлімет
Орта корбонның әктастарының ашық ақпанында қабат - санағышпен
Кейін, 1978 жылдың 31 шілдесінен 2 тамыз аралығында
Фонтанды скважиналарда 3 және 8 милиметрлік штуцерлер қолданды.
КТ - 1 - жоғарғы корбонатты қабат
Литологиялық қатынасында әктас, доломит және олардың ауыспалы өзгерістерінен
Осы өзгерістермен қатар саздың азғантай қаптамалары да кездеседі.
Скважина қималарына сәйкестеп қою арқылы жоғарғы корбонатты қабат
Олардың "А", "Б" және "В" индекстерімен белгіледі.
Стратиграфиялық жағынан алғашқы екі бөлік орта корбонның касимовтың
Қабат коллекторларының өнімді бөлігін құрайтын саны 1 ден
"В" өнімді қабат бөлігі төрт қабатты коллекторлардан тұрады.
"А" және "Б" бөліктеріндегі секілді бұл қабатта 2
"А" бөлігінде мұнай қабатында биіктігі бойынша азғантай газ
Орташа тиімді қабат қалыңдықтары 11 метр және 18
Бұрғылау барысында 10 скважинада 3 милиметрлік штуцермен 1
Сусыз мұнай ағыны № 5 және № 11
Газ - мұнай байланысы 2560 метр белгісінде қабылданды.
Газ шапкасының биіктігі солтүстік еңісте 50 метр, ол
Мұнай бөлімінің биіктігі де алдыңғы екі бөлімдеріндегідей 83
Газбергішті аудан көлемі 1675 мың шаршы метр (м2),
Шөгінділер қабаты еңісті "В" бөлігінің өнімді қабаты үш
Бөлік екі немесе бес бөлікшелерден тұрады. Бұл бөлікшелердің
Мұнай - су байланысының мүмкін үлкен жағдайы солтүстік
КТ -ІІ - Төменгі карбонатты қабаты
Жоғарғы карбонатты қабатымен беттесетін терригенді жыныстар астында башкирлік
Қолдағы керп мәліметтері қабат қимасының
І көрсеткіштері де дәлелдейді.
КТ - II - төменгі карбонатты қабаты 23
3 скважинаны бұрғылау жұмыстары арқылы бес аральщты сынап,
Осы бес аралықта газданған сазбалшық ерітіндісі, оның ішінде
Мұнай - су байланысы, 27 скважинаның 3530 метр
Мұнайбергіштіктің жоғарғы шекарасы 3390 метрде белгіленген. Яғни 3
Өнімді қабат биіктігі 140 метрге дейін жетеді.
3845 - 3959 метрлер аралығындағы қабатты сынау нәтижесінде
КТ - ІІ- төменгі карбонатты қабатын бес бөлікке
КТ - I - жоғарғы карбонатты қабатында кен
Карбон үсті бөлігі 24 метрден 109 метр қалыңдықты
1.6 Сулылығы
Жаңажол кен орынының қабат қималарында әртүрлі деңгейде бөлшекті
Сулардың статикалық деңгейі 14 тен 65 метрге дейінгі
Су аралас жыныстар болып альб ярусының сулы топырақтары
Альб сулары химиялық жағынан хлорлы - магнийлі. Минералдылығы
Олар құрамы жағынан өте жоғары дәрежеде метаморфизмді, жеткілікті
Карбон қабатының сулары 2035 - 3050 метр аралықтарында
Химиялық құрамы жағынан В.А.Суменнің анықтамалығы бойынша хлорлы кальций
Қабат суларының тығыздығы, температурасы 20° С тең болғанда,
Мәліметтердің талдауы сумұнай байланысынан алшақтаған тереңдіктегі корбон суларының
1.1-кесте Карбон суларының газдылығы
Скважина № Өту аралығы, м Судың
1-с 3628-3640 1.05*10-3 1.19*1012
1 4040-3873 1.07*10-3 0.18*1012
9 3452-3396 1.07*10-3 1.55*1012
10 2943-2930 1.06*10-3 2.98*1012
17 2921-2930 1.06*10-3 2.49*1012
1.1 кестесінің жалғасы
26 2865-2930 1.07*10-3 1.88*1012
26 2847-2512 1.06*10-3 1.78*1012
1.7 Жаңажол кен орньш игерудщ қысқаша тарихы мен
жағдайы
Ауданның геологиялық құрылымы
Е.И.Ковалевский және А.П. Гернгросе жұмыстарында жарияланды.
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын
Кейін ауданды зертгеу жұмыстары бағытты сипатта болды. Территорияны
1944 - 46 жылдар аралығында Г.Н. Водорезов және
Түсіру нәтижесінде геологиялық карта жасалып және жерге түсіндірме
1949 жылы Самодуров және Ивановалар 1:200000 масштабында М
1952 жылы ауданды
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын
1953 - 1954 жылдар аралығында аталмыш ауданда
Жаңажолды көтеру 1960 жылы анықталды.
1961 жылы МСВ "Ақтөбегеофизикалық экспедициясы" сейсмикалық жұмыстарымен бұрғылауға
1975 - 80 жылдар аралығында оның құрылымы
Тереңдете бұрғылаумен іздестіру жұмыстары 1961 жылы "Ақтөбемұнайбарлау" тресінің
1976 жылдан бастап іздестіру
"Кеңқияқ мұнай барлау" экспедициясымен қосарлана жүргізілді.
Кен орында алғашқы мұнайдың ағыны 1978 жылдың 4
Қазіргі кезде Жаңажолдағы іздеу және барлау жұмыстары1981жылдың 1
1981 жылдың аяғында кен
Жаңажол кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 скважина бар.
Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді.
Олардағы скважиналар:
"В" (солтүстік) бөлігінде 76 скважина
"В" (оңтүстік) бөлігінде 50 скважина
"Б" бөлігінде
"А" бөлігінде
"Дниз" бөлігінде
"Дверх" бөлігінде
"Д(Ш)" бөлігінде
"Г(Ш)" бөлігінде
Жалпы өндіру қорында 359 скважина мұнай өндірумен тұрғызылғаны
Бақылау қорында 10 скважина, геологиялық бақылау орнының бұйрығы
Су айдау қорында 62 скважина, оның 54 скважинасы
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 скважинада жүргізілу керек.
Осы қордың 8 скважинасының алтауы геологиялық, ал 2
Өндіру скважиналарының істемей тұрған себептері мына жағдайларға байланысты:
- көтеру құбырларында парафин тығындыларының пайда болуынан;
- күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан скважина жер
Скважинаның қорының жағдайы кестеде келтірілген.
1944 жылы 2345.941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол
Скважиналардағы мүнай шығымы 0.2 - 1 т/тәу тен
Саға қысымына 62 скважина ие.
Барлық скважина таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін
А.В.Афанасьеваның басқаруымен ВНИИ жүргізген есептеулер нәтижесі бойынша, мұнайлы
Осы есептеулер нәтижесінде, қабат қысымын ұстау жүйесіне көшкенге
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін
Кедергілі қатарда 14 айдау скважинасы, солтүстік кеңістікте 1
Дегенмен бұл әдіс техникалық судың, қондырғылардың жетіспеуіне байланысты,
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 1995 жылы 3
Осы бағытта, яғни қабат қысымын ұстау жүйесі бойынша
1944 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің штангілі
1955 жылдың 4-тоқсанынан бастап газ лифт әдісімен мұнайды
Қазіргі таңда осы игеру әдісіне қажетті құрал -
1.2.1- кесте "Октябрск мұнай" МГӨБ фонтанды скважиналарының қорының
№№ Скважина 1998 1999 2001 2002
1 Пайдалану қоры 295 348 362 374
2 Консервацияда 10 5 7 8
3 Барлық скважина саны 270 332 354 364
4 Бұрғылануда 46 42 12 13
5 Игерілуде 2 5 13 4
6 Шығарылғаны 4 - 8 5
Кестеде көрсетілген мәліметтерге сүйене отырып 2002 жылдың 374
Осы мәліметтерді алдыңғы жылғы яғни 1998 жылдың
1.2.2- кесте Жолаушы су, жолаушы газ және
Жылдар Су өндіру (тың.м3) Газ өндіру
жоспарлы (мың.т) нақты (мың.т)
1.2.2-кестенің жалғасы
1996 25283 36 2342.0
1997 28456 37.2 2345.4
1998 3736.2 36.9 2415.0
1999 3848.1 37.8
Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын талдай
Дегенмен 2002 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын көруге
1.2.3-кесте Жаңажол кен орнының пайдалану коэффициенттінің қозғалысы
Жылдар 1998 1999 2001
жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты
пайдалану
коэффициенті
(мыңдық
дәлдік) 0.895
0.895
0.873
0.873
0.833
0.833
0.891
0.891
4 кестеден мындай қорытынды жасауға болады: Жаңажол кен
1.2.4- кесте фонтанды скважиналардьщ орташа шығымьшың қозғалысы
Жылдар 1998 1999 2001
Орташа шығым (т/тәулік) 22.2 20.2 19
5 кестеден көріп отырғанымыздай, кен орыны бойынша мұнай
1.2.5-кесте Жаңажол кен орынының фонтанды скважиналарын жөндеуаралық кезеңдерінің
№ Көрсеткіштер 1998 ж 1999
1 Пайдалану қоры 348 362
2 Скважина-ай жұмыс жасалды. 1824
3 Жөндеу жүргізілді 256 249.
4 Есептеуге алынған жөндеу саны. 293
5 Скважина-күн жөндеу аралық кезеңінің жұмысы.
- жоспарлы
- нақты 673
689 724
756 823
951
1.7.1 Скважинаны пайдалану көрсеткіштері
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды скважиналар қорының сипаттамасы.
Мұнай өндіру скважиналары қорының барлығы дерлік фонтанды игеру
Сұйықты жер бетіне көтеру СҚҚ арқылы жүргізілуде. Олар
Қазіргі таңда осы сарапты - компрессор құбырларды жапондық
Скважина өнімділігіне орай мынадай диаметрлі құбырлар қолданылады.
СҚҚ Шығым: 40 м3/тәу аз болса Ф 48
40 м3/тәу - 80 м3/тәу арасында Ф 60
және 80 м3/тәу жоғары болса Ф 73, сонымен
Мұнай скважиналарындағы түп суларын шығару үшін пайдалану басынан
1.7.2 Жаңажол кен орнын игеру барысынан туындайтын
тұжырымдар
1984 - 1999 жылға дейінгі аралықта "Б" бөлігінен
Бұл жалпы кен орнының өндіру жоспарының 15.5%-ін құрайды.
Өнімнің орташа жылдық сулануы 'Техникалық жүйе" жоспарында белгіленген
Қабаттың орташа қысымы жобаланғаң 30 х 106 Па
1994 жылдың аяғындағы мәліметтер бойынша скважиналардың орташа шығымы,
1992 жылдың қараша айынан бастап оңтүстік күмбезде су
Солтүстік күмбезінде 1993 жылдың мамыр айынан бастап қабатқа
"Б" бөлігіне 1.347 млн. м3/су айдалды.
1994 жылда осы "Б" бөлігінің солтүстігіне 131.9 мың
Механикаландырылған өндіруге 29 скважина ауыстырылды.
"Скважинаньщ орташа сұйықтық шығымы" 1998 жылдың аяғында 51.6
"Б" және "В+В" бөлімдерінен мұнай өндіру жобаланған көрсеткіштерден
1994 жылы жұмыс жасап тұрған скавжиналардың төмендеуімен көзге
Соңғы жылдарды қаражат жағдайларының қиыншылықтарына сәйкес АСПО және
Дәл осы себептермен 1990 жылдан бастап бұрғылау жұмыстарының
Ал бұл мұнай өнімділігінің деңгейінің түсу көлемін жабатын
Осы айтылып өткен жағдайларды ескере келіп Жаңажол кен
Сондықтан мынадай шаралар мұнай өндіруді реттеуге сешігін тигізеді:
1. Кем дегенде 10 скважинаны терең сораппен
2. 10 скважинаны газлифтпен игеруге қөшіру қерек.
3. 1995 жылдың жоспарындағы енгізілетін 15 жаңа скважинаны
4. Скважинаны жер асты
5. Қажетті көлемде парафин және ғидрат түзуге
6. 1995 жылы қабатқа су айдау
1.8 Фонтанды скважиналарды жөндеу
1.8.1 Жөндеулер түрі
Жер асты қондырғылары мен скважина оқпанындағы ақауларды жою,
Істегі скважиналар қорының жөндеу жұмыстарымен тұрғызу ұзақтығы, жыл
Жаңажол кен орнында, қазіргі жағдайда скважинаны пайдалану коэффициенті
Скважинаны жер асты жөндеудегі жұмыс түрімен қиындығына орай
Кезекті жөндеуге: сорап ауыстыру; сорапты - компрессорлар құбырларын
Жер асты жөндеу бригадалары Жаңажол кен орнында вахталық
Жер асты қондырғыларының апаттары мен қауіптерін жою, пайдалану
Скважинаны жер асты жөндеу жұмысатрын көтергіш және транспорт
СКЖ - дегі барынша сәйкес келетін жұмыстар болып;
1.9 Фонтанды скважиналарды пайдалану
Жаңажол кен орыны үшінші кезеңде игеру жағдайында болғандықтан
Қазіргі таңда КТ – ІІ қабатының "Г -
1.10 Фонтанды скважиналарды игеру
Коллекторлар сипаттамасының мәліметтері негізінде бірінші және екінші корбонатты
Жоғары да айтылған және "Ақтөбемұнай" акционерлік қоғамының бұрғылау
Қышқыл - ерімелі толықтырылғаш түрінде ерітіндіге қатты фазалардың
Сынақ объектісін аршылуы 1160 кт/м3 тығыздықты хлорлы кальций
Перфорация аяқталғаннан соң, антикоррозиялық етіп істелген, басқармалы, (скважинаға
Ағынды шақыру (Север - 1 ингибаторымен жабық айналымда
КОУК қондырғысын түсіру МГӨБ мен бірге қажетті жағдайлардың
Ингибаторлеген мұнайды айдаған соң, сорапты - компрессор және
Ингибаторлы ерітіндіде ұстаған соң - скважинаның құбыр аралық
Фонтанды скважиналардың саға қондырғылары ретінде АФК - 6В
Фирмасының АФ 6 А - 210/350 фонтанды арамтуралары
Мұнайды фонтанды игеру кезінде жер асты қондырғылар жиынтығына
- бөлгіш қақпақ;
- айналдырғыш қақпақ.
Қабат қысымы түсіп, өнімнің сулануына байланысты біршама скважиналар
Фонтанды скважиналарының 359 СҚҚ - да ингибирлеуші қақпағы
КОУК - 89/73 36 кг мынадай элементтерден жинақталған:
- КАУ бөлгіш қақпағы;
- Пакер;
- Айналдырмалы қақпақ;
- Ингибаторлық қақпақ.
1995 жылдың 4 тоқсанынан бастап компрессорсыз газлифт әдісі
- СҚҚ - ы жібергіш
- Аралық пакер;
- Бөлгіш қақпақ;
- Табандағы қақпақ.
СҚҚ - ы фонтанды игеру кезіндегі күйінде қалады.
СҚҚ - ның өткізгіштік қысымын азайту үшін скважина
Скважинаның құбыр сырты аралығын құбыр аралықтан оқшаулау, сонымен
Осы аталған қондырғылардың (НІЗ) күкіртті сутектен болатын коррозиядан
1.10.1 Фонтанды скважинаның жер асты және жер үсті
қондырғылары
Фонтанды скважиналардың қондырғыларына жер асты және жер үсті
Жер асты қондырғыларына фонтанды көтергіш ретінде, ингибаторланатын болса,
Қондырғының жинақталуы 2.3.2. бөлімінде келтірілген.
Скважинаға түсірілетін фонтанды құбырларының тізбегі: газ және сұйықты
Құрамында күкіртті сутек және су кездесетін мұнайды өндіру
Қабаттың туы маңының аймағын өңдеу және скважинаны жуу
Фонтанды скважина қондырғыларына диаметрлері 38:50:63:73:89:102 және 144 мм;
Құбырларды сапасы Д,К,Е,Л,М топтарынан болатын жоғары механикаландырылған құрамда
Фонтанды скважиналар қондырғылары сақиналы кеңістігін сығымдау үшін, скважина
Фонтанды скважиналардың саға жабдықтары мынадай бөлшектерден жинақталады:
- Шеген тізбектерді байланыстырушы қондырғылар;
- Манифольд;
- Фонтанды арамтура;
- Арматураны басқару станциясы.
Шеген тізбектерді байланыстырушы қондырғының техникалық көрсетікштері:
а) Шифр: АКК – 235 178 245 324к
б) Байланыстырушы тізбектердің шартты диаметрлері:
- кондуктор 324 мм, П - техникалық 245
- пайдалану 168 мм.
в) Жан – жақты өлшемдері:
- ұзындығы 1290 мм,
- ені 820 мм,
- биіктігі 1320 мм.
г) Салмағы:
- жиналған түрінде 1870 кг,
- толық ЖИЫНТЫҒЫІ885 кг.
Шеген құбырларды байланыстырушы қондырғының ерекшелігі;
а) ашпалы - ілінбелі тізбек,
б) К - тәріздес резиналы тығыздағыпшен сақиналы қеңістіктерінің
в) шеген құбырларды, түпке құбырды отырғызбай-ақ байланыстырылуы,
г) тығыздағыш торабының сағымдалушылық мүмкіндігін қөтеру үшін пакер
Тізбек аралық қеңістікте қысымын анықтау, бақылау мүмкіншіліктері қаралған.
"Башкирлік" фонтанды араматурасының техникалық көрсеткіштері:
а) Шифр - АА 6В - 80/65 х
б) арматура нобайы МЕСТ 14846- 76 бойынша,
в) шартты өлшеулері:
- оқпан диаметрі 80 мм,
- қапталдық шығарулар және құбыр басының диаметрлері 65
г) Пневмоцилиндр қысымы 1.0 мПа,
д) Автоматикалық бөгегіштің қосылу қысымы:
- жоғарыдағы 8-16 мПа,
- төмендегі 5-10 мПа.
ж) Жан - жақты өлшемдері:
- ұзындығы 2335 мм,
- ені 1180мм,
- биіктігі 2810мм.
и) Салмағы:
- жинақталған түрдегі - 2250 кг,
- жинақтың барлық - 2635 кг.
Фонтанды арамтураның конструтивті ерекшелігі:
а) бекітпе қондырғы - пневмо және қолмен басқарумен,
б) реттегіш қовдырғыш - бұрьпшық реттеу дресселі;
в) шыршаның қапталдық шығу жолдарындағы температураны өлшеу;
- шыршаның қапталдық шығу жолдарындағы құбыр аралық және
- шырша ақпаны және құбыр аралық кеңісігіндегі парафин
Манифольдың техникалық сипаттамасы
а) Шифр: МАФ - 65 х 35 қг,
б) Шартты өткізуі 65 мм,
в) Жан - жақты өлшемдері:
- ұзындығы 8477 мм,
- ені 2260 мм,
- биіктігі 2070 мм.
Құрылымның ерекшелігі:
- өндірілетін өнімнің қысымын, температурасын өлшеу;
- зерттеу жұмыстары кезеңіндегі
Фонтанды араматура
Оның құрылысы, жұмыс істеу принципі
Фонтанды арамтура фонтанды және газлифтті скважиналардың сағасын сағымдау
Фонтанды арматура мынандай бөлшектерден жинақталады:
1 – құбыр басының негізі;
2 – ауыстырғыш орама;
7 – қолмен басқарылатын;
8 – қашықтан басқарылатын ақпан бөлгіш;
9 – аралық фланецтерден;
10 – ретендіруші дроссел;
11 – қапталдың шығару желілеріндегі қолмен басқарылатын бөгегіш;
12 – құбыр басы және бастағы фланецтер, аральщ
13 – ажыратқыш вентельмен, яғни, осы арадағы қысымды
Құбыр басы крестиновасында 14 құбыр ұстағыш орнатылады. Осының
Құбыр ұстағышта скважина қақпағын басқаратын түтікшені енгізуге арналған
Өлшеу құрылғылары
Жаңажол кен орнында мұнай газ жинау жүйесіндегі негізгі
1995 жылдың 1 қаңтарындағы мәліметтер бойынша "Октябрскмұнай" МГӨБ
Реагентті блоктар
Скважиналардағы топтану, парафин тығынын жоюшы ингиваторы сонымен бірге
1995 жылдың 1 қаңтарындағы мәліметтер бойынша I 383
Есепті жылда 47 блок пайдалануға қабылданды, яғни 47
УБСА - Жергілікті автоматизация блогы
Апатты қосылу және жұмыстардың жеке жағдайларында жергілікті автоматизация
1.10.2 Жер асты және жер үсті қондырғыларын тоттанып
тозуымен күресу. Күресу тиімділігі
Жаңажол кен орнында пайдалану кезінде қондырғының тозуынан жедел
Осы негізде кен орнында СҚҚ-ның, тізбек ауыстырғыштың, фонтанды
Жер үсті қондырғыларының жалпы тоттанып – тозуынан жылдамдығынан
Скважинадағы сүйық "Север -1" реагенттерімен ингибаторланады.
"ВНЦЦСПТ нефть" институтымен Жаңажол кен орнында жер үсті
Тотығу – тозудан жер асты қондырғыларын қорғау үшін
Сағаға 5 мм диаметрлі штуцерлі қондырып, қарсы қысымы
Қондырғы бетінде қорғаушы жаппа құрылуы үшін скважина 12
Сынақтан соң құбырдың – тұздалу және жарықталуы байқалмайды.
Қазіргі кезде тотығу-тозудан құбыр өткізгіштері және қондырғылар "Север
Кен орнында тотығу - тозуды анықтау үшін ай
1.10.3 Фонтанды скважиналарда парафин түзілуімен күресу.
Күрес тиімділігі
Жаңажол кен орнында басты назарды парафин және гидрат
Көтергіш құбырларды шөккен парафин кен тазарту үшін механикаландырылған,
Механикаландырылған әдіс: ырғақ, ұшпалы ырғақ және плунжер тәріздес
Жылулық әдісте көтергіш құбырларды парафинмен тазарту үшін, құбыр
Химиялық әдістің негізі болып парафин шөгіндісінен тазарту үшін
Жаңажол кен орнында парафиннің түзелуінен сақтану үшін скважиналарға
Скважинаны пепарафиндеуге қажет еріткіш заттар көлемін есептеу, шөгінділердің
1.11 Фонтанды скважиналарды зерттеу
Фонтанды скважинаның жұмыс кезендерін дұрыс қою үшін оны
Өндірістік тәжірибеде фонтанды скважиналарды қарапайым жағдайда -әртүрлі түп
1. Жоғарғы штуцерге байланысты мұнай, су және
2. Қабат қысымының, өтпелі кезендегі мәнін анықтап және
3. Түп қысымы немесе дипрессияға байланысты мұнай, газ
4. Алынған мәліметтер негізінде белгіленген уақыт аралығында скважина
1.11.1 Кен орнындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы
Жаңажол кен орнының скважинаны зерттеу бағдарламасы, қабат сұйықтарымен
Өнімді жиектердің коллекторлық құрылымын анықтау үшін бірінші реттік
Скважинаны гидродинамикалық зерттеу әдісі кезінде кем дегенде үш
Қабат және түп қысымдарьш бақылау үшін барлық скважиналар
Қабат флюидтерін өндіруді бақылау мүнай және сұйықтың шығымдарын,
1.11.2 Фонтанды скважиналарды зерттеу өдістері мен
технологиялары Зерттеу кезінде қолданылатын қондырғылар
мен саймандар
Фонтанды скважиналардың пайдалану кезіндегі оперативті жұмыстар ағынның индикаторлық
Қисықты құру үшін түп қысымын және соған сәйкес
Осы зерттеу мәндеріне параллелді түрде құбыр сырты және
Индикатор диаграмасын құру және қисықты реттеу кезеңдері (штуцердің
Бұл үшін өте аз шығым кезеңінде зерттеуді міндетті
Әр скважина бойынша мүмкін технологиялық кезеңдерді орнату үшін,
Фонтанды скважиналарды әр түрлі диаметрлі штуцер орнатумен зерттеуде
Зерттеу кезінде алынған мәліметтер негізінде реттеу графигі тұрғызылады.
Құралған қисықтың көмегімен фонтанды скважиналардың технологиялық кезендерін анықтауға
Фонтанды скважиналарды зерттеу барысында мынадай қондырғылар
1. ГДМ - 3 - динамографы,
2. СБ - 400 - газды өлшеуші,
3. Тереңдік монометрі,
4. Контейнерлер,
5. Секундомерлер.
Саймандарды скважина жұмыс істеп тұрған- кезде түсіруге болады.
Кей жағдайларда саймандарды скважина саға қысымы өте жоғары
(3) Қорап өлшемдері өзіне түсірілетін саймандарды түсіре алатындай
болу керек.
Қораптың жоғарғы бөлігінде (4) тығыздағышты қондырғы және (6)
Лубрикаторда скважина жұмысын тоқтатпастан, тек (2-ші) бөгегішпен бөгеп,
Түптік құрал - саймандарының проволкілерін байланыстырып лубрикатор корпусына
Осыдан соң 4 сальник қақпағы бұрандалады. Проволкі 5
Лубрикатор қуатталған соң 2 бөгегішті ашып, қысым теңестіріледі.
Монометрдің барлық
Скважина монометрлерінің әр
Монометрдің сезгіш бөлігі болып вакумды жеңіл маймен толтырылған
Серіппе ішіндегі әрбір тіл қысым арқылы вертикал осіне
Белгілеуші бөлім
белгілегішті іске келтіретін сағат механизмі, яғни қозғалысы тең
МГН - 2 техникалық сипаттамасы.
- диаметрі: 32 мм,
- ауырлатқышпен бірге салмағы: 12.3
- ауырлатқышпен бірге ұзындығы: 2285
- қысымды өлшеу шегі: 10-100
- жұмыс істеу температурасы: 160°С
- ауысу жұмысы
а) перо: 500 мм-ге дейін,
б) күйме: 120 мм- ге дейін.
- өлшеу шегінің сезгіштік қашықтығы:
- күйменің ауысу жұмысының уақыты
- сайманның дәлдіқ классы: 0.25
1.12 Фонтанды скважиналарды зерттеу мәліметтерін өндеу.
Өңделген мәліметгерді пайдалану
Түптегі монометр түп қысымының өзгеруінен белгілейді. Скважинаның анықталмаған
Сурет 3.1
(Ln t: дР). Координаттары бойынша график тұрғызамыз.
Сурет 3.2
тік теңестірілу
гидро өткізгіштік
және К өлшемдері жылумен өткізгіштер.
Табылған су өткізгіштер жоғарылық және өткізгіштік скважинаға жерлі
немесе
Келтірілген әдіс скважинаны жылдам жабуға, скважинаға ағымды жылдам
Анықталмаған режим кезеңінде зерттеу қабатының шалғай аймақтарындағы өткізбейтін
Осындай аномалдың болуы
1.13 № 2243 Типтік скважинасына фонтанды көтергішті
1.13.1 Жаңажол кен орнының № 2243 скважинасьн (фонтанды)
есептеу
Берілген мәліметтер:
1. Скважина тереңдігі
2. Қабат қысымы
3. Скважина диаметрі
4. Қабат температурасы ТҚ=333.15К
5. Мұнай тығыздығы
6. Судың тығыздығы
7. Газдың тығыздығы
8. Өнімділік коэффициенті
9. Қанығу қысымы
10. Газ факторы
11. Сулануы
12. Шығымы
13. Мұнайдың тұтқырлығы
14. Судың тұтқырлығы
15. Саға қысымы
16. Саға температурасы
1. Көтергіш диаметрін анықтау және штуцер таңдау;
2. Мұнай шығымын анықтаймыз:
3. α- коэффициентін анықтаймыз:
4. Сұйық тығыздығын анықтаймыз:
кг/м3
5. βс<0,5 болғандағы тұтқырлығын табамыз:
6. Газ тығыздығына қатынасын анықтаймыз:
7. Скавжинаның орташа температурасын табамыз:
8. Газдың орташа ақтық температурасының қысымын анықтаймыз:
9. Скважинаның келтірілген температурасын анықтаймыз:
10.Сығылу коэффициентін анықтау үшін шығаруды келтіреміз
Сонымен түп қысымы (РМ>Рққ) қанығу қысымынан үлкен болғандықтан
Екінші аралықта Ртүп-Рққ қысымдарының соңында ағын екі фазалы,
d=60 mm
ішкі диаметрі d=0.0503 м
11. Р׳=РМ=25.8*106Па
Р"=Рққ=22.4*106Па
12. РТ-Рққ қысым аралықтарын бір бөлек ретінде қарап
13. φс - нақты су құрамдасы:
мұндағы: Сөз - өлшемсіз жылдамдық
мұндағы С0 су тамшыларының мұнайда онығу жылдамдығы С0=0.12
һүйк=һ
λ=
Re= <2320
V/= = =7.085
14. Рққ- Рс қысым аралығын 5 бөлікке
ΔР= =
Кесте толтырамыз
Бөлім 1 2 3 4
22.4* 106 18.28*106 14.16*106 10.04*
Па 18.28*10б 14.16*106 10.04* 106
=Рққ-(і-1)ΔР
15. Әрбір
P01=20.34*106Па
Р02=16.22*106Па
Р03=12.1*106Па
Р04=7.98*106Па
Р05=3.86*106Па
16. Газдың
17.Жолаушы газдың тығыздығын анықтаймыз
18. Бөлінген газдың көлемдік шығымы
19. Сұйық - газ шекарасындағы беттік керілуді анықтаймыз:
Бөлім 1 2 3 4 5
1.942*10-3 3.478* 10-3 5.944*10-3 9.908*
20. Ақтық газ шығынын анықтаймыз
21. Алғашқы 4 бөліктер үпгін ViБөлім 1 2 3 4 5
Nri 0.0309 0.0946 0.17 0.218 0.55
22. Осы қестеде көрсетілген бесінші бөлім үшін Vi>
23.Әр бөлім үшін сұйық қоспаның тығыздығын және үйкелістің
рск1=825.84 (1-0.0309)+227.125*0.0309=807.339 кг/м3
рск2=825.84 (1-0.14)+129,055*0.17=707.386 кг/м3
рск3=825.84 (1-0.281)+78,598*0.281=615,825 кг/м3
рск4=825.84 (1-0.0309)+227.125*0.0309=807.339 кг/м3
рск5=825.84 (1-0.555)+34,123*0.555=386,437 кг/м3
24.
Бөлім 1 2 3 4 5
Һоі 0.025*10-3 0.0413* 10-3 0.056*10-3 0.016*10-3 0.116*10-3
25. Бөлік ұзындықтарын анықтаймыз
Бөлім 1 2 3 4 5
520.18 549.09 593.66 681.86
26. Қысымның таралу қисығын (ҚТҚ) Ь=2843 м нүктеден
Р 1.8*106 22.4* 106 18.28*106 14.16*106 10.04* 106
L 595.32 2836 2315.82 1766.73 1173.07
ҚТҚ абцисса осінің 3.95*106 Па нүктесінде қиып өтеді.
27. Штуцердегі қысымның азаюы:
=4*106-1.8*106=2.2*106 Па
28. Штуцер шығынының қоэффициенті
Мр=0.86* [1-1.4( )0.726]=0.86*[1-1.45*( )0.726]*0.64
29. Штуцердегі ауданының қимасын мына формуламен анықтайды
30.
"Төменнен - жоғары" қарай ҚТҚ немесе жоғарыдан -
Жоғарыдан ҚТҚ - ны тұрғызу үшін барлық нүктелерді
Р: 1.8*10 Па 22.4*106Па 18.28*106Па
L 0м 3443.32м 2911.14м 2361.15м
Координаталары 595.2 м қосамыз. Бұл ҚТҚ жатық бойынша
Штуцердегі Ршт түсуі мынаған тең:
Енді d=48 мм, ішкі диаметрі 0.0403 м болатын
13. үйкелісте меншікті жойылуы
14. Рққ- рс қысым аралығына 5-ке бөлеміз
р/// :мПа 22.4 18.28 14.16
р///:мПа 18.28 14.18 10.04
15. Әр бөлім үшін:
Бөлім 1 2 3 4 5
Роі 20.34*106 16.22* 106 12.1*106 7.98* 106 3.86*106
16. Газдың
Бөлім 1 2 3 4 5
2і 0.708 0.704 0.736 0.797 0.837
Бөлім 1 2 3 4 5
Рrі 4.408 3.515 2.622 1.729 0.837
17. Жолаушы газдың тығыздығын анықтаймыз:
Бөлім 1 2 3 4 5
Рrі 227.125 180.862 129.055 78.598 34.123
18.Сығылған газдың көлемдік шығыны:
Бөлім 1 2 3 4 5
Vi 0.0521*10-3 0.205* 10-3 0.484* 10-3 1.177*10-3 3.315*10-3
19.Сұйық газ шекарасындағы беттік керілуді анықтаймыз:
Бөлім 1 2 3 4 5
1.942*10-3 3.478* 10-3 5.944* 10-3 9.908*10-3 16.278* 10-3
20. Газдың артық шығынын есептейміз:
м3/сек
21. Алғашқы төрт бөлім үшінV4> Vа, сондықтан ағынның
22. Бесінші бөлім үшінVі> Vа, (тығынды снаряд), сондықтан
Бөлім 1 2 3 4 5
0,0389 0,1205 0,216 0,350 0,367
23. Әр бөлек үшін сұйықты қоспаның тығыздығы мен
Бөлім 1 2 3
0,0389 0,1205 0,216 0,350
24.
мұндағы
Бөлім 1 2 3 4 5
hyик 0,050*10-3 0,082* 10-3 0,1 12* 10-3 0,153*10-3
25. Бөлік ұзындығын анықтаймыз:
Бөлім 1 2 3 4 5
523.28 561.28 621.8 744.07 784.29
26.ҚТҚ құры үшін мәндерді кестеге енгіземіз
Бөлім 22.4* 106 18.28* 106 14.16*106 10.04* 106
2836 2312.72 1751.39 1129.59 385.6
ҚТҚ абцисса осін 3.8 *106 Па нүктесінде қояды.
Штуцердегі қысымның түсуі: і=5
"Төмен" ҚТҚ -ын параллель көшіру үшін барлық нүктелерді
Р,Па 22.4* 106 18.28*106 14.16*106
2234.77 2710.49 2150.16
Координаталарға 398.77 м қосамыз. Бұл ҚТҚ-ны ось бойынша
Н=2836 м Рс=19.2* 106-19.2* 106=3.2* 106 Па,
Белгіленген шығымды 48 мм диаметрлі көтергіш өткізе алады,
1.13.2 Фонтанды скважина пайдаланудың нақты жольш жобамен
салыстыру
Скважина жұмысының сайма- сай кезеңі мен оған қондырғы
Осы айтылып өткен тақырыпқа байланысты А.П.Крыловтың аналитикалық және
Осы техника - технология бөліміндегі фонтанды скважина көтергіштерді
Осы айтылған жайларды ескере келіп, диаметрі 48 мм
Сурет 3.3.
2 Экономикалық бөлім
2.1 "Октябрьск мұнай" мұнай - газ өндіру басқармасының
ұйымдастыру құрылымы
«Октябрьск мұнай» мұнай - газ өндіру басқармасын бастық
Мұнай, газ өндіру басқармасының бастығының бірінші орынбасары болып
Энергетика бөлімін бас энергетик басқарады. Жалпы бөлімінің жұмыстарын
Еңбекті қорғай және қауіпсіздік техникасы бөлімі - еңбекті
Жоспарлы - экономикалық бөлімі - басқа бөлімдермен біріге
Еңбекті қорғау, ұйымдастыру, техникалық нормалау
Бөлімінің ең басты міндеті болып, еңбек өнімділігін әрі
Кадрлар бөлімі кадрлерді таңдау, орналастыру, зерттеу, дайындау және
Бухгалтерия - өндірістің шаруашылық қызметтерінің есебі мен есептеулерін,
Әкімшілік басқару бөлімі мұнай және газ өндіру басқармасының
Өндірістік цехтар болып мұнай өнімдерін өндіру цехтары, зерттеу
Орталықтандырылған инженер - техникалық қызметті белгіленген технологиялық кезеңге
Мұнай және газ өндәру цехтары басқару аппараты және
Мұнай және газ өндіру бригадаларын шебер басқарады. Шебер
Мұнай және газ өндіру операторлары скважинаның пайдалану және
2.1 сурет- Октябрск мұнай –газ басқармасының ұйымдастыру құрылымы
Қосалқы өндірістік цехтар қатарына скважиналарды жерасты күрделі жөндеу
Қосалқы өндірістік цехтарының басым көпшілігі өндірістік қамтамасыздандыру базасының
Арнайы технологияларымен техникалар басқармасы өндірістік объектілерді арнайы жабдықталған
2.2 "Октябрьск мұнай" мұнай - газ өндіру басқармасындағы
еңбек ақы және еңбекті ұйымдастырудың жағдай күйі
2002ж. 1-қаңтардағы есепті тізім бойынша мұнай өндіру басқармасында
Мұнай және газ өндіру басқармасындығы жалпы орта тізімдік
Жұмысшылардың белгілі себептермен келмеу уақыты 125544 адам/сағат болды,
Жұмыс уақытының ысырап болуы 1999 жылға қарағанда 2,1
Жұмысшылардың жалақысы жүйелі - сыйақы және жанамалы-істелу жүйелері
Жалақының келісімді жүйесі бойынша 2002 жылы 232 адам
Басқарма бойынша 37 бригада құрылды. Оның 20-сы комплексті,17-сі
2.2.1 Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол
ақысының жағдайы
Мұнай газ өндіру басқармасының қызметкерлерінің жол ақысы белгіленген
2002жылы "Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамының президентінің жарлығымен "Октябрьск мұнай"
1 кесте-Жұмысшылардың еңбек ақысының тарифтік қойылымдары
Тарифтік қойылым Дәрежесі
ІІ ІІІ IV V
1. Мұнай өндірумен
айналысатын жұмысшылар
2. а) келісімді жұмысшылар 22900 25200
б) уақытша жұмысшылар 18400 18700
3. Мұнай дайындау комплексті
қондырғылар, құю бекеттерінде,
тауарлы - транспорт
жұмысшы:
2.1. Жұмыс жағдайы
жұмыстарда
а) келісімді жұмысшылар 22000 23500
б) уақытша жұмысшылар 18000 18000
2.2. Жұмыс жағдайы ахыр, әрі
қауіпті жұмыстарда
а) келісімді жұмысшылар 25250 27000
б) уақытша жұмысшылар 18130 19250
2 кесте - Инженерлік - техника жұмыстарының қызметкерлерінің
Лауазым - дәрежесі Бірлестік бойынша тарифтік қойылым
Бастық 77924 - 80 теңге
Бас инженер 70833 - 60 теңге
Бас геолог 64377 - 60 теңге
Бас механик, энергетик 58558 - 40 теңге
Экономист 53193 - 60 теңге
Мұнай және газ өндіру
-34 теңге
Техника бөлімінің бастығы 58558 - 40 теңге
Жоспар - экономикалық, еңбекті және жалақы ұйымдастыру,
Еңбекті қорғай
Күрделі жөндеу бөлімінің бас инженері 64377 -
М.Г.Ө. цехтарының инженерлері
Игерудің алдыңғы қатарлы технологтары 30643 -
Цех бастықтары 59576 - 83 теңге
Мұнай және газ
Мұнай газ өндірістік басқармасына 1423 адам және айлық
2002 жылы басқару аппаратьшдағы қызметкерлер саны 867 адам
Инженерлік техникалық қызметкерлермен қызметкерлердің (санын есептеу үшін жеке)
- Инженерлік - техникалық қызметкерлер
- Штат бойынша белгіленген орташа жол ақы қоры
Лауазымды еңбек ақының минималды
лауазымды ақы нобайын құру.
Мысалы : кестелерден көріп мұнай және газ өндіру
Штатты кесте штатқа енгізілген барлық қызметкерлердің лауазымды ақыларының
"Октябрьск мұнай" мұнай және газ өндіру басқармасының шеберлерімен
Жұмысшы бригадалары келісімді - сыйлықты жүйе бойынша өндіру
2.3 Техника - экономикалық көрсеткіштердің талдауы
" Октябрьск мұнай " мұнай және газ өндіру
жұмыстарының негізгі талаптарының орындап, жоспардан 100 тонна өндірді.
Газ өндіру жоспары орындалған жоқ.
Еңбек өнімділігі штатты қысқарту және мұнай өндіру жоспарын
орыңдағандықтан 0,6 процентке өсті.
Игеруге 12 жаңа скважиналар енгізілді. Дегенмен шартты -
Төлеген жол ақы орынның 93,97 проценті пайдаланылды. 82
Өткен жылмен салыстырғанда бір жұмысшының, жол ақысы 2180
Тауарлы өнім өндіруді орындалған көлеміне шығын шыққан жоқ,
Күрделі қаржының жұмсалуы көлемі - 87,8%, оның ішінде
Іске асырылмаған негізгі қордың қозғалысы 132963теңге.
Мұнай өндіру жұмыстары техникалық және геологиялық себептермен қиындады.
Қабатқа 3354,8 мың м3 көлемінде су айдалды.
Жұмыс істемей тұрған қордан 5 игеру скважинасы қосыльш,
Бұрғылау жұмыстарынан кейін пайдалануға берілген қордағы қордағы 12
Скважина қондырғыларын СНПХ 823м3, және "Север" 823м3 көлеміндегі
2 скважинаға штангілі терең - сорап қондырғысы қондырылып,
2002 жылдың IV тоқсанынан бастап Газлифтті игеру әдісі
Мұнай мен газды жинау және тасымалдауға жұмсалған шығын
Қаралып отырған 2002 жылда 44 дана рационалды ұсыныс
Мұнай және газ өндіру басқармасының жылдық өндірістік қуаты
ӨҚм=dmaxnортtn
мұндағы: dmax – скважинаның мүмкін максималды орга күдік
nорт – пайдалану қорындағы скважиналардың орта жылдық саны,
tn – жыл бойынша скважинаны пайдалану уақыты 126043
ӨҚм=35*344*126043=15175577
Мұнай газ өндіру басқармасы бойынша өндірістік қуатын пайдалану
ҚӨҚ=2338,595/15175577=0,0015
мұндағы: Qн - мұнай өндіруді жылдық нақты қөлемі
ҚӨҚ=2338,595/15175577 = 0,0015
Игеру қорының пайдалану қоэффициенті 0,887. Істеп тұрған қордың
Осы екі пайдалану қоэффициенттерінің алдыңғы жылғы көрсеткіштерімен салыстырғанда
Мұның себебі сатысындағы техникалық қиыншылықтарымен байланысты.
Осы 2002 жылғы мұнай және газ өндіру басқармасының
Оған 2002 жылғы бекітілген жоспардағы белгіленген коэффициенттермен, кейбір
2.4 Күрделі қаржыны есептеу
Капитал шығыны көлемінің нәтижесі құрал-жабдықты қайта бағалау енгізу
Капитал шығынның көлемін базалық және енгізу варианттары бойынша
Күрделі қаржы салымының көлеміне КОУК комплексіне кіретін құрал
КОУК бағасы,
Құрылыс монтаж шығындары, тг.
Қосымша жабдықтары, тг.
КОУК бағасы - Ск - 10000000 тг.
СҚҚ бағасы
СҚҚ=qСҚҚ*аCҚҚ /1000*LH
мұндағы: qсққ - 1 метр құбырдың өлшемдік салмағы,
аСҚҚ - 1 СҚҚ -дың бағасы, тг
Lн - СҚҚ - дың ұзындығы, м
Сққ=4,5*26588/1000*2900=346975 тг
КОУК - ке кеткен қүрделі қаржы
Zкапитал=Крез(Ск+Ссққ+Ссж)+Смонтаж
мұндағы:
Крез – жабдықтардың резервті коэффициенті;
Ссж – саға жабдықтарының құны;
Ссққ – СҚҚ-ң құны;
См - монтажды жұмыс құны,
Мұнда
Крез – 1,1;
Ссж – 29365000 тг;
Смонт – 244725 тг;
Ссққ – 346975 тг.
Zкап= 1,1(10000000+346975+29365000)+244725=40198705 тг.
3 - ші кесте. КОУК комплексті скважинаның күрделі
Жабдықтар аты Баланстық құны, тг
КОУК комплексі, тг 10000000
СҚҚ, тг 346975
Саға жабдықтары, тг 29365000
Монтаждау құны, тг 244775
Барлығы, тг 40198705
2.5 Жылдық өндіруге кеткен шығындар
• энергияға кететін шығындар
• жер асты жөндеуге кететін шығындар
• амортизациялық төлемдер
• еңбек ақы қоры төлемдері
• еңбек ақы қоры
2.5.1 Энергияға кететін шығын
ZЭН= Сэ*Эуд-QН* КлэпСуст* NЭД
Мұндағы: Сэ – орнатылған эл\энергия қуатының құны,тт\кВтч
NЭД – электрдвигателдерінің орнатылған қуат кВт
Клэп – электрожелісіне кететін шығынды ескеру коэффиценті
Суст – орнатылған қуат төлемі
Клэп – 1,2
Эуд - 19156кВтч\м3
NЭД – 30кВт
СЭ – 6,56 тг/кВтч
QН – 45 м3/сут – 365=1642,5 м3/жыл
ZЭН= 6,56*19,156*16425+1,2*59652*30-4211492,688
2.5.2 Жер асты жөндеуге кеткен шығын
Zпрс =Срем* Nрем
Мұнда Срем – нақты көрсеткіштер бойынша бір ремонтқа
Срем = 2647,5 мың.тг.
Zпрс=2647,5*2,5=6618,75 мың.тг.
2.5.3 Амортизациялық шығын
Бұл тарам амортизациялық норма бойынша есептеледі
Zпрс = (Ак *Ск+Асққ *Ссққ+ Ауо *Суо+Аскв*Сскв)*Ккр
мұнда
Ак
Ккр
Zам=(0,12*10000000+0,1*346975+0,12*29365000-0,067*32801500)*1,1= =29409052,75
2.5.4 Еңбек ақы қоры шығындары
Қолданылған шаралар жұмысшылар санының өсуіне байланысты немесе қысқаруына
ЕАҚ=МЗП-ТК*ПК*КН*КНГ*12*ЖС
Мұндағы МЗП – минималды жалақы
ТК – тарифтік қоэффициент
ПК – қосымша жалақы
КН – территориалдық қоэффициент
КНГ – аудандық қоэффициент
ЖС – жұмысшы саны
ЕАҚ=3447*5,95*1,25*1,14*1,1*100*12=49627141,2
2.5.5 Еңбек ақы қоры төлемдері
Еңбек ақы мемлекеттік төлемдер бюджетке
ЕҚТ=ЕАҚ*0,36
ЕҚТ=49627141,2*0,36=17865770,832;
2.6 Мұнайдың өзіндік құнын есептеу
1 жылдық экономикалық тиімділік ол жаңа технологиялық процестерді
С=(ZЭН+Zпрс+Zам+ЕАҚ+ЕҚТ)/Qае=(421492,6+29409052,75+6618,75+
3849627141,2+17865770,882)/16425=5509,2 тг
Сонымен КОУК комплексін енгізгеннен кейін 1 тонна мұнайдың
2.7. Экономикалық тиімділік
Эг=(С1 –С2)*Qж-ЕН*ZКан/QЖ
Мұндағы:
С1 –С2 – жаңа КОУК комплексін енгізгенгн дейінгі
Эг=(6947,48-5509,2)*16425-0,15*40198705/16425=23626666,8 тг
Сонымен экономикалық тиімділігі 23626666,8 тг
Техникалық-экономикалық көрсеткіштер
Көрсеткіштер
Мұнай өндіру мың.т 2447000
Газ өндіру млн. м3 192,257
Мұнай беру мың.т 2374,8
Барлық шығын 3901120076
Амортизациялық шығын 29409052
ЕАҚ, тг 49627141
Күрделі қаржы қоры, тг 40198705
Барлық адам саны 1037
1т, мұнайдың өзіндік құны, тг 5509,2
Ұңғы саны, дана 347
Экономикалық тиімділік, тг 23626666,8
3 Еңбекті қорғау
3.1 Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігі
Фонтанды скважиналарды жер үсті қондырғыларын қамтамассыздандыру кезінде жұмысшылардың
Фонтанды скважиналарды пайдалану кезеңдері кезінде ашық атқылауы мүмкін,
Кейбір скважиналарды пайдалану кезінде коммуникациялардың үзілуі, скважина ішіндегі
Скважиналарды толтырудың жұмыс көлемі және қаупті операциялары, сонымен
Фонтанды скважиналарды пайдалану қауіпсіздігінің бірі – олардың герметезациялауға
Кейбір скважиналарды пайдалану кезінде коммуникациялардың үзілуі, скважина ішінде
Скважиналарды толтыруды жұмыс көлемі және қаупті операциялары, сонымен
Фонтанды скважиналар пайдалану қауіпсіздігінің бірі – олардың герметизациялауға
Фонтанды скважиналардың саға жабдығына қойылатын шарттар болып мынадай
Арматураның негізгі жауапты бөлігі – түп қысымына сәйкес
Скважина сағасына қондырылатын фонтанды арматураны жинақтаудан кейін тексеру
Арматураны алдыру үшін техникалық шартта қаралған жолмен, тығыздағыштар
Фонтанды арматураны құрастыру қезінде ең жауапты, яғни скважинаның
Құрастырар алдында арматураның барлық бөлшектерін жетік түрде қарап,
Фонтанды арматураны дұрыстап жинақталу немесе оның бұзылуы ашық
Фонтанды арматураға үш жүрісті кранды манометрлер және винтелдермен
Бірінші манометр буферде, жұмыс және статикалық қысымды өлшеу
Фонтанды арматураны мұнай-газ ағынының толассыз болып және оның
Арматураның мұндай бекіту желілері гидравликалық соққы кезіндегі соқтығулардан
Фонтанды арматураның өнімді шығару желілерінің астына белгілі биіктікге
Фонтанды сқважинаны қамтамасыз етудің ыңғайлы және қауіпсіз болуы
Үштік арматура биіктігі жоғары болып, оның қондырылуы және
Кресті фонтанды арматура үштік арматураға үштік арматураға қарағанда
Дегенмен көптеген кен орындарда, соның ішінде Жаңажол мұнай
Фонтанды скважиналарда парафин тығындары, гидраттар түзілген жағдайларда, скважинаға
Осы жұмыстар кезінде кәсіби жарақатану мүмкіндіктері қауіпі зор
Жаңажол кен орнының өнімдерінде улы газдардың қөп болуы
3.2 Машина және механизмдердің қауіпті аймақ өлшемдерін
анықтау
Өндіріс обьектілерінің арасындағы белгілі санитарлық, өрттен сақтандыру мөлшерлі
Обьектілердегі қондырғылар, олардың қауіпсіз және жөндеу жұмыстарын жүргізу
Бөлек механизмдер мен дуалдың ара қашықтығы 1 метрден,
Жарылыс қауіпі баржерлерде телефон қондырғылары және белгі беру
Жұмыс істеп тұрған немесе істемейтін скважиналардың номерлері болуы
Адамдар өтетін жерлердегі, яғни жер бетінде ашық өткізілген
Ақпараттардың, құбырлардың ыстық беттері, іштен жану қозалтқыштарының шығару
Жер асты және жер үсті құбырлары автомобиль жолдарымен
3.3 Сақтандыру және қоршау қондырғыларының таңдау
Машиналар мен механизмдер төзімді металдан жасалған қоршаумен яғни
Қозғалмалы бөлік қоршаудан 0,35 метр қашықтықта болатын болса,
Ұстағыш биікткті механизмдердің қозғалмалы бөліктері өлшемдеріне байланысты белгілінеді.
Төменгі белдемелер биіктігі 15 сантиметрден, ал қалған белдіктердің
Байланыстырушылар белдіктерге ұстағыштармен қоршалады.Олардың биіктігі 1,5 м аспайды.
Тісті немесе шынжырлы берілістер толық металды, яғни жинақталушы
Жұмысшының 0,75 метр биіктікке көтерілуі керек объектілерде басқыштармен,
Мартелі баспалдақтарда қапталдың тірегіштер биіктігі 1 метрден болып
Оның биіктігі басқыштың алдыңғы қорынан бастап вертикальды етіп
3.4 Электр қауіпсіздігі
Жаңажол кен орнындағы электрмен қамтамасыз ету қос линиядан
Сенімділік "Кенкияқ-2" электр бөлімшесінің 220 кВт қуатына қосылудан
Скважиналарды 6 кв қуаттылықты электрмен қамтамасыз ету желі
- Уақытылы тексерулер жүргізу, жабдықтарды дер кезінде алып
3.5 Санитарлық -гигиеналық шаралар
Мұнай өндіру кезінде қабатқа су айдау мен басқадай
Мұнай өндіру кезінде күн бойында көп жүретін болғандықтан,
Бөлмеде цинктен ас суы бар бөшке, қол жуғыш,
Ұсақ-түйек жұмыстар орыдалатын өндірістік бөлмелердегі жалпы электрлі жарықтандыру
Табиғи жарықтандыру есебі сәулелік алаңша әдісімен табиғи жарықтандыру
Жүргізілмелік санитарлық-гигиеналық шараларға сәйкес жұмысшыларға арнайы киім беріледі.
3.6 Өртке қарсы шаралар
Мұнай өнеркәсібінде өрт қауіпсіздігі А жатқызылады, яғни олар
Осыған байланысты өндірістік ғимараттар орналастыру кезінде келесі жағдайлар
Тұрғын үйлер, балалар бақшасы, клубтар, мұнай өндірудің территориялық
120 С тұтанғыш температуралы мұнайды айдау үшін сорап
Оттың аяқ алуынан сақтану мақсатында мұнай өткігіштерінде әрбір
МГАБ қамдандыратын өрт сөндіру командаларының ерікті өрт сөндіру
Команда өзіне қажет жабдықтармен қамтамасыз етіледі.
4 Қоршаған ортаны қорғау
Кез келген кен орындағы қолданылып жатқан технологиялық процестер
Бұл "қоршаған ортаны қорғау" бөлім толығымен мұнай өнеркәсібіне
Объектің негізгі технологиялық процестері: өндіру, кәсіпорынның жинау жүйесіндегі
Көпшілік кәсіпорындар қоршаған табиғи ортаны мына себептердің нәтижесінде
1. Мұнай және газ кен орындарын өндіру
2. Булану аймағына ілеспе қабат суларын төгу;
3. Кен орнын игеру кезінде ұңғы өнімін
Мұнай және газ өнеркәсібінің ірі кешендердің және тұрғылықты
Мысалы: газды жағу факелдарын жою үшін көп өндірістерде
Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде
технологиялық процестерді талдау
Біздің қарастырып отырған кен орындағы қоршаған табиғи ортаны
Ластауға әсер ететін көздердің бірі Жаңажол газ өңдеу
1. Мұнайдың 1-ші және
2. Мұнайды дайындау қондырғылары;
3. Резервуарлы парктер;
4. Ілеспегазды қысу;
5. Моноэтаноламин
6. Сілті әдісімен газды
7. Газды дизтиленгликолмен кептіру;
8. Жай күкіртті алу;
9. Газды дайындау қондырғысы
Кәсіпорынның жинау жүйесіне сепараторлар, факелдар жүйесі, дренажды ыдыстар
Атмосфераның ластану себептері
Негізгі ластайтын заттар күкірт сутек, көмір сутек, меркаптандар,
Мұнай кен орны, пештер және т.б. ластанудың 4-ші
Атмосфераның ластану көздеріне мыналар жатады: пайдалану ұңғылары, өлшеу
Негізгі тікелей ластануға қатысы барлар мыналар: газды жағу
Ластануға тікелей қатысы жоқ бөлініп шыққан заттар –
Гидросфераның ластану себептері
Мұнай кәсіпшілігі қабат суларына және жер беті суларына
Мұнай кәсіпшілігінде мынадай ағын сулар пайда болады:
- мұнай және мұнай өнімдерімен ластанған өндірістік сулар;
- органикалық заттармен ластанған шаруашылық сулар; Қабат және
1. Тазаланбаған немесе
2. Жер беті ағын сулары;
3. Дренажды ағын сулары;
4. Булану аймағына жоғары минералданған
5. Құбырлардан, ыдыстардан және басқа да құрылымдардан
6. Ластайтын заттардың атмосфераға түсуі, яғни рельефтер
7. Қалдықтар мен материалдарды сақтау орны, тасымалдау
8. Төгілген мұнайлар, газ тазарту өнімдері, реагенттер
Литосфераның ластану себептері
Литосфераға мұнай өндіру кешендерінің тигізетін кері әсері:
- ескі нашар цементтелген ұңғылардан күкірт сутегінің жер
- мұнайдың жерге төгілуі және
Ұйымдастырылған шаралар
Қоршаған табиғи ортаны қорғау бойынша өтетін шараның жауаптысы
Кәсіпорын аймағындағы экологияның бұзылуының азаюы бойынша ұйымдастырылған шараларға
- өндірістегі режимдер мен
- жұмысшыларды оқыту және үйрету;
- ортаны және тастанды қалдықтарды бақылау жүйесін құру;
Бақылауды қажет ететіндер:
1. Өндірістің аса тиімді процестерін, аз қалдықты және
2. Табиғи қорларды тиімді пайдалану;
3. Жер беті және қабат суларын өндірістік қалдықтармен
4. Авариялық ағын
5. Өндіріс өнімдерінің және соған сай ластандырғыш
Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары
Жобалау және экологиялық тазалау технологиясын енгізуден,
Атмосфераны қорғау
Атмосфераның зиянды заттармен ластануын азайту үшін қауіпсіздік техникасын
Атмосфераның ластануын шектеу бойынша жобада келесі негізгі технологиялық
ТУ-39-РК1168001-97 сәйкесінше мұнай өнімінде күкірт сутектің құрамы аса
4.1. кестесінде ауа атмосферасында зиянды заттардың ШРК мәні
1. газды тазарту;
2. ілеспе газдың алдын ала тазартырылуы;
Зауыт тоқтап, қондырғыны ауыстырған кезде газдың күкірт сутегімен
4.1- кесте Ауа атмосферасындағы зиянды заттардың ШРК-сы
Заттардың атаулары Тұрғылықты жерде Жұмыс зонасында
Азот диоксиді 0,0857/0,04 мг/м3 2,0 мг/м3
Азот оксиді 0,085/70,04 мг/м3 5,0 мг/м3
Аммиак 0,2//0,04мг/м3 20,0 мг/м3
Бензапирен 0,1мкг/100м3 0,00015 мг/м3
Диэтаноламин 0,05 мг/м3 5,0 мг/м3
Керосин 1,2 мг/м3 300,0 мг/м3
Салицилді қышқыл 0,01 мг/м3
Күкірт қышқылы 0,3//0,1 мг/м3 1,0 мг/м3
Сірке қышқылы 0,2//0,06 мг/м3 5,0 мг/м3
Кремний диоксиді 0,02 мг/м3 2,0 мг/м3
Ксилол 0,2 мг/м3 50,0 мг/м3
Марганец 0,01//0,001 мг/м3
Мыс оксиді 0,002 мг/м3
4.1– кестенің жалғасы
Меркаптандар 0,00009//0,1 мг/м3 0,8 мг/м3
Натрий корбонаты 0,04 мг/м3 2,0 мг/м3
Калий оксиді 0,02 мг/м3
Органикалық емес шаң тозаң 0,15//0,05
Қара күйе 0,15 0,05 мг/м3
Күкірт сутек 0,008 мг/м3 10,0 мг/м3
Қорғасын 0,00033 мг/м3 0,01/0,005 мг/м3
Күкірт көміртегі 0,3//0,005 мг/м3 3,0 мг/м3
Көміртегі оксиді 5,0//3,0 мг/м3 20,0 мг/м3
Көмірсутегі 1,0 мг/м3
Көміртегі 1,0 мг/м3 10,0 мг/м3
Фтор 0,7 мг/м3 0,05 мг/м3
Ұңғы өнімдерін жер қоймаларына құю рұқсат етілмейді. Ол
Гидросфераны қорғау
Қазіргі жоба
- механикалық және биологиялық тазартудың
- қабат суларын дайындаудың әлемдік
- ауамен суыту аппараттарын қолдану арқылы сумен
Амин құрамды ағын суларын микробиологиялық тазарту қарастырылған. Ал,
Жобада ағын суларының жер бетіне төгілуін қарастырылмайды.
Жоғары арынды саңылаусыздандырылған жүйенің орынды пайдалануы қоршаған ортаны
Құбырлардан аққан зиянды сұйық заттармен судың ластануына жол
1. Канализацияның тазарту құрылымынан мұнай өнімдері технологиялық процестеріне
2. Сусызданған механикалық қоспалар
3. Қысымның қөбейген жүйеде автоматты түрде мұнайды қондырғыға
4. Егер гидродинамикалық зерттеу, жер асты және күрделі
5. Қабат суларының ластанған аймағындағы қабат суларының сапасы
Литосфераны қорғау
Жер қойнауын ластайтын деңгейде төмендететін шаралар 4-ке бөлінеді:
1. Ұйымдастырылған шаралар;
2. Технологиялық шаралар;
3. Проектілі - конструкциялық шаралар;
4. Санитарлы - эпидемияға қарсы шаралар.
Ұйымдастырылған шаралар: қалдықтармен айналысатьш ұйым; Кен орын территориясы
Технологиялық шаралар: Бұрғылау, қондырғыны тасымалдау, техникалық қайта құнарлату
Проектілі - қонструкциялық шаралар: Табиғатты қорғау органдарын бақылайтын
Санитарлық - эпидемияға қарсы шаралар: Тұрмыстық және өндірістік
Қазіргі кезде ауыл шаруашылығында жерді билогоиялық қайта құнарландыру
- темір - терсек жинау;
- жер бедерін жобалау;
- уақытша су ағындарын реттеу
Қалдықтарды жою және жинауды ұйымдастыру
Қалдықтардың негізгі жиналатын жерлері:
1. мұнай кәсіпшілігі;
2. құрылыс алаңдары;
3. өндірістік базалар;
4. вахталы поселкісі.
Осыдан басқа кішігірім өндірістік, құрылыстық және көмекші алаңдар
Қалдықтарды жою және жинау әдістерін таңдау кезінде келесі
Литосфераны тиімді қорғайтын мынадай шаралар бар:
- бұрғылау жұмыстары кезінде жерге
- құм жолдарының санын шектеу;
- жерді құнарландыру шараларын іске
- жер жағдайына бақылауды ұйымдастыру.
Адамға әсер ететін қоршаған ортаны ластайтын қауіпті заттар
Атмосфераның ластануы құрылыс материлдардарының, резиналық, металдық және басқа
ҚОРЫТЫНДЫ
Жаңажол кен орнының Солтүстік күмбезіндегі фонтанды скважиналар жұмысын
Кен орнының солтүстік күмбезіндегі "Б" пачкасын игеру барысында
Өнімнің орташа сулануы 7.3 %, ал газ факторының
Қазіргі таңда осы қаралып отырған кен орыны бойынша
Суды Атжақсы өзенінде қондырылған су – дуалды станциялармен
Осы су айдау арқылы қабат қысымы 2 АТМ
Жаңажол кен орнында мұнай өндіруді қабат қысымын тұрақтандыру
1. 20 аз диабетті (сол "Б" пачкасында) скважиналардың
2. Скважинаны күрделі және жер асты жөндеу бригадаларының
3. Енгізілетін газлифтпен игеру тәсілін қайта қарастырып
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
1. Н.А.Ерменко «Геология нефти и газа» М.Недра
2. Ю.П.Желтов «Разработка нефтяных месторождений» М.Недра 1986
3. Шуров В.И. «Технология и техника добычи
4. Технологический отчет НГДУ «Октябрьскнефть»
5. «Анализ разработки и анализ работы месторождения
6. Нурсултанов Г.М., Абайылданов Қ.Н. «Мұнай мен газды
өңдеу»
7. Х.А.Қалабаев «Методикалық нұсқаулар» Алматы. ҚазҰТУ, 1992
10
Скавижинаны К және Ж.А.Ж
Арнайы техникалық
СГ.Зерт. тобы
МГӨЦ
2
МГӨЦ
1
ПҚІЭЖ
Бөлімшесі
Бас инженер
Бас экономист
Бас бухгалтер
Кадрлер бөлімі
Бас геолог
Күрд.жөн. жөніндегі бастық орынбасары
Вахтадағы жатаханалар меңгерушісі
ОТБ
ӨЭБ
Бухгалтерия
ОНТҚ
бастығы
Геология бөлімі
Күрделі жөндеу бөлімі
Матер. – тех
Жабдықтау бөлімі
Бас механик
ЕҚ және ЖБ
Информация өңдеу
ОЙТҚ бастығының
орынбасары
Бас энергетик
ҚТ-б-ша Бас орынбасары
ОЙТҚ қызмет
Құрылыс монтаж бөлімі
ТПБ
Тех. жабдық қоймасы
МГӨБ – ның бастығы






16 қыркүйек 2019ж.
2008-2018 topreferat.com - Қазақша рефераттар, курстық, дипломдық жұмыстар

^