Теңіз кен орнында қабатқа әсер ету диплом жұмысы №3282


МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орны туралы жалпы мәліметтер
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Мұнайгаздылығы
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
2.1.1 Игерудің ағымды жүйесін талдау
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
2.1.5 Қабатты және ұңғыны гидродинамикалық зерттеу
2.1.6 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай бергіштігін арттыру әдістері
2.2 Мұнай және газ өндіру теникасы мен технологиясы
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы 2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және олармен күрес
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары мен оларға ұсыныстар
2.3 Арнайы бөлім
2.3.1 Теңіз кен орнында қабатқа әсер ету тақырыбына қысқаша шолу
2.3.2 Ұңғыма түбіне тиісті аймақты тұз қышқылымен өңдеуді есептеу
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу
3 Экономикалық бөлім
3.1 Кен орнын игерудің технико-экономикалық көрсеткіші
3.2ҚГЖ-ның экономикалық тиімділік есебі
4 Еңбекті қорғау бөлімі
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар
4.2 Еңбек кауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары
4.3 Электр қауіпсіздігі бойынша шаралар
4.4 Өрт қауіпсіздігі
4.5 Теңіз кен орнында төтенше жағдайды алдын алу шаралары
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау
5.2 Су ресурстарын қорғау
5.3 Жер ресурстарын қорғау
ҚОРЫТЫНДЫ
ПАЙДАЛАНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ



Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Жұмыс көлемі: 142 бет
Пәні: Соңғы қосылған дипломдық жұмыстар

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

-----------------------------------------------------------------------------------
https://www.topreferat.com/
ДИПЛОМДЫҚ ЖҰМЫСТЫҢ ҚЫСҚАРТЫЛҒАН МӘТІНІ
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орны туралы жалпы мәліметтер
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Мұнайгаздылығы
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
2.1.1 Игерудің ағымды жүйесін талдау
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
2.1.5 Қабатты және ұңғыны гидродинамикалық зерттеу
2.1.6 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай бергіштігін
2.2 Мұнай және газ өндіру теникасы мен технологиясы
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы 2.2.2 Ұңғыларды пайдалану
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары
2.3 Арнайы бөлім
2.3.1 Теңіз кен орнында қабатқа әсер ету тақырыбына қысқаша
2.3.2 Ұңғыма түбіне тиісті аймақты тұз қышқылымен өңдеуді есептеу
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу
3 Экономикалық бөлім
3.1 Кен орнын игерудің технико-экономикалық көрсеткіші
3.2ҚГЖ-ның экономикалық тиімділік есебі
4 Еңбекті қорғау бөлімі
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар
4.2 Еңбек кауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары
4.3 Электр қауіпсіздігі бойынша шаралар
4.4 Өрт қауіпсіздігі
4.5 Теңіз кен орнында төтенше жағдайды алдын алу шаралары
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау
5.2 Су ресурстарын қорғау
5.3 Жер ресурстарын қорғау
ҚОРЫТЫНДЫ
ПАЙДАЛАНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
КІРІСПЕ
Теңіз кен орны тек Қазақстанда ғана емес, дүниежүзілік алып
70 – жылдардың басында «Ембімұнай», «Саратов мұнай геофизикасы», «Ембімұнай
1974 жылдың желтоқсаныында, осы сұлба бойынша сынау жағдайында тұңғыш
1979 жылы Теңіз кен орнының ашылуы мен бағалануы Қазақстан
Теңіз кен орнының жер қойнауын игеруші 1993 жылы 2
1993 жылдың 6 сәуірінен бастап, «Теңізшевройл» ЖШС кен орынды
1. Геологиялық бөлім
Кен орны туралы жалпы мәліметтер
Әкімшілік жағынан алғанда Теңіз кен орны Қазақстан Республикасы-ның Атырау
Географиялық жағынан кен орын Каспий маңы бассейнінің оңтүстік –
Оларға Қарашығанақ, солтүстіктегі Оренбург, Кеңқияқ және солтүстік-батыстағы Жаңажол, батыстағы
Теңіз кен орны диаметрі 500 км болатын ірі шеңбер
Рельефтің орташа абсолюттік белгілері минус 25 м құрайды.
Шөл далаға лайықты, территория өсімдіктері кедей және тікенекті. Жантақ,
Аймақ климаты күрт континентальді қысы суық (-300С дейін), жазы
Жауын шашынның негізінен көктемгі және күзгі мезгілдерінде жауады, оның
Жеке тұрған Теңіз және Королевское карбонатты платформаларының түзілуінің барлық
Бұл сәйкессіздіктер теңіз деңгейінің ауытқуы (әсіресе мұздану дәуірінің басы
1.1-сурет. Ауданның шолу картасы
1.2 Стратиграфия
Теңіз кен орнында төрттіктен жоғарғы девонға дейінгі жастағы шөгін-ділер
Тұзасты шөгінділер негізінен әртүрлі корбанатты жыныстармен көр-сетілген. Керн материалдары
Атриндік шөгінділер көбінесе қайта шөккен әктас сынықтары бар терригенді
Кунгур жасындағы тұзды шөгінділер сульфатты-галогенді жыныстар-мен көрсетілген және үшмүшелі
Тұзүсті кешені негізінен бүкіл оңтүстік – шығыс Каспий маңы
Теңіз коллекторы үш негізгі блокқа бөлінген: объект 3 (девон
Палеозой тобы – Pz
Девон жүйесі D
Теңіз платформасының девон шөгінділері 3 объект ретінде қарасты-рылады. Теңіздің
Теңіз кен орнында девон шөгінділеріне тек қана екі ұңғы
Т-16 ұңғы бойынша 5009 метрде девон шөгінділерінің жапсарлы зонасы
Қанатта орналасқан Т-35 ұңғысында девон жабыны байқалады. Т-35 ұңғысында
Таскөмір жүйесі – С
Төменгі бөлім – С1
Турней және Визей ярустары – С1t, C1v
II объект төменде жатқан III объектіге қарағанда жақсырақ зерттел-ген.
II объектіні сынау платформада орналасқан Т-22 ұңғысымен 420 метр
Каротажды диаграммалар және кернді материал объект ІІ ашылған аралығын
Құрылым қанаттарындағы шөгінді жыныстарда орналасқан ІІ объект аралық
Визей, серпухов, башкир ярустары - С1v, С1s , С2b
Объект І – бұл Визе негізіне шөккен артинск аргилиттер
Визей ярусы - С1v2
Жоғарғы Визе (ок горизонты) ІІ объектіде орналасқан вулкандық туф
Объект І керн материалына ең байы. Т-8, Т-22, Т-24
Карсты беттердің болу мүмкіндігі окск ярусы жабынының маңында Т-8
Бұл коллекторды моделирлеу кезінде жоғарғы бергіштікті алу мақса-тында, ок
Ок горизонтының орташа қалыңдығы 297 метр.
Серпухов ярусы - С1s
Серпухов ярусы негізгі келісімсіздікті көрсететін латеринді тақта-таспен жабылған. Бұл
Серпухов аралығы таязсулы криноидты, брахиопоидты және фора-миниферлі пакстоундармен жабылған.
Серпухов ярусы төрт шөгінді жиналым цикліне сәйкес келетін төрт
Серпухов ярусының орташа қалыңдығы 197 метрді құрайды.
Башкир ярусы - С2b
Башкир аралығының шамамен 100 метрі Теңіз коллекторының жабыны маңындағы
Башкир аралығының кеуектілігі серпухов және окск шөгінділеріне қарағанда біртексіз.
Шөгінді жиналу циклдерінің жоғары қарай таяздануы керн бойынша жақсы
Бастапқыда корреляцияның башкир аралығы деңгейлерінің белгілері ГК шыңдарының корреляциясына
Башкир ярусының қалыңдығы 204 метр.
Перм жүйесі – Р
Теңіз ауданындағы перм жүйесінің қимасы жоғарғы артин ярусасты-мен және
Жоғарғы артин ярусасты. Жоғарғы артин шөгінділері Т-1, Т-2, Т-11,
Т-15, Т-33, Т-38, Т-39, Т-41, Т-42, Т-43 және басқа
Қалыңдық 10-150 метр аралығында ауытқиды.
1.3 Тектоника
Теңіз кен орны Каспий маңылық (Каспий маңылық бассейн) оңтүстік
Теңіз және Королевское кен орындарындағы палеозойлық тұз асты кешенінің
Жеке тұрған Теңіз және Королевское карбонатты платформаларының түзілуінің барлық
Бұрғылау және сейсмикалық мәліметтерді кешенді зерттеу нәтижесінде Каспий маңылық
1.4 Мұнайгаздылығы
Кен орнындағы орта және төменгі карбон қалыңдығының өзгерісі сонша,
Т-10 ұңғысы дәлелденген өндірістік мұнайгаздылықтың төменгі шек-арасын ашты (5410
Өткізгіштікті анықтау
«Тенгизшевройл» СМЖ белгісі ретінде 5450 м қабылдаған, бұл қазір-гі
Қима бойынша бөлінген барлық есептеу объектілеріне СМЖ бірың-ғай ортақ
Жүргізілген зерттеулер көрсетіп отырғандай, туль және ок шөгінді-лерінің шекарасындағы
Игерудің І объектісі туралы башкир, серпухов және ок шөгінділерін
ІІ объект жеклелеген ұңғылармен ашылған, әрі кейбір ұңғылар объек-тінің
Мұнай, газ және судың қасиеті мен
Қабат және газсыздандырылған мұнай үлгілеріне «Гипровостокнефть» институты және
1.1-кесте -Теңіз кен орны мұнайының қасиеттері
Көрсеткіш Шамасы
Мұнай тығыздығы 797 кг/м3
Бастапқыдағы коллектор қысымы (4250 м) 80,8 МПа
Еріген газ кезіндегі газ факторы 450 м3/м3
Қанығу қысымы 24,7 МПа
Қабаттық көлем коэффициенті 2,306
Мұнай тұтқырлығы 0,22 мПа . с
Қабат мұнайының үлгілерін алу ұңғы сағасында жүргізілсе де, онда
Қабат мұнайын көптеген үлгілер бойынша зерттеу барысында зерттеліп жатқан
Қабат қысымының төмендеуі қабат жүйесінің термодинамикалық тепе-теңдігін бұзады, бұл
Соңғы кездерде еріген газ құрамындағы күкіртсутек көлемінің өсуі байқалып
Теңіз кен орнын игеру бірнеше сатыда жүреді, осы үрдістер
Мұнай мен газдың физико-химиялық қасиеттері. Теңіз кен орнының мұнайы
Мұнай газының ерекшелігі ондағы күкіртсутек құрамының жоғарылығы, бір ретті
Үлгілерді алу үңғылардың сағалық арматураларындағы лубрикатор арқылы каррозияға төзімді
Алынған мұнай үлгілері қазіргі заман технологиялар орталығы «Core Laboratories»
Үлгілерді жоғарғы қысымды қондырғыға салардан бұрын контей-нерлердегі клапанды ашу
Қабат мұнайының тығыздығы қабат қысымы және қанығу қысымы жағдайларында
Бір сатылы сеперация кезіндегі алынған қабат мұнайының қанығу қысымының
Жүйе толығымен қанықпаған жағдай тұр, қабат қысымы (Рпл =
Т-5857 ұңғысы бойынша қабат мұнайының кейбір параметрлері:
– қабат қысымы: 74,08 МПа;
– қабат қысымы: 1260С;
қанығу қысымы: 25,67 МПа;
сығылу коэффициенті: 37,01*104 1/МПа;
қабат флюидінің тығыздығы: 630,8 кг/м3;
қабат флюидінің тұтқырлығы: 0,173 мПа*с.
Теңіз және Королев кен орындарының қабат мұнайларының қасиеттері бір-біріне
Жоғарыда айтылғанды негіздеу үшін 2002 жылы Теңіз кен орнының
Газ бен қабат флюидтерінің үлгі бойынша компонентті құрамындағы айырмашылық
Жалпы алғанда ілеспе газ және қабат мұнайының алынған құрамы
Жарықшақтардың қарқынды дамуы себебінен және жарықшақтар бойынша қуыстардың қабыршақтануы,
Өнімді қабаттың жыныстарының бос кеңістіктері кеуектермен, каверн-дермен және жарықшақтармен
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
2.1.1 Игерудің ағымды жағдайын талдау
Игерудің негізгі технологиялық көрсеткішінің динамикасы 2.1–кестеде және 2.1–суретте келтірілген.
Кестеден көретініміздей соңғы 6 жылда жылдық мұнайды өндіру
Кен орынды игеру басталғаннан бері 170 млн.т. мұнай өндірілді,
Ілеспе газды жылдық шығарылым 6.9-7.6 млн. м3 құраған,
2011-2012 жж. мұнайдың орта тәулікті шығымы 989-972 т/тәул құрады.
Жұмыс істейтін өндіруші қорды 2010 жылы 55 ұңғы, 2011
2003-12 жж. аралығында аймақ бойынша жылдық және жинақталған мұнай
01.01.2012 ж. қарай 90 млн. т. мұнай бүйір жақта
2008-2012 жж. Теңіз кен орнын игерудің негізгі жобаланған және
2.3–кестесінен көретініміздей 2008-09 жж. мұнай өндірілуі жобаланғанға
Жұмыс істейтін өндіруші ұңғылар қоры 58 орнына 50-51 құрады.
Мұнайдың нақтылы ортатәуліктік шығымы 972 т/тәул құрады, ол жобаланғаннан
2012 жылға игеру көрсеткіштерінің қалу себебі – Екініші Буын
2010 жылы жобаланған 2.1 млрд. м3 орнына 128.1 млн.
01.01.2012 ж. қарай газайдау ұңғылардың нақтылы қоры жобаға сай
2.1-кесте-01.01.12 ж. қарай игеру басталғаннан бергі негізгі технологиялық көрсеткіштер
Көрсеткіштер
Игеру жылдары
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Мұнай өндірілімі, мың.т, жалпы 10499 12350 12323 12239 12844
сонымен қатар өтпелі ұңғылардан 10049 9581 12098 12028
жаңа ұңғылардан 450 2769 225 211 225 0
Жинақталған мұнай өндірілімі, мың т 50497 62847 75170
Сұйықтық шығару жалпы, мың т 10499 12350 12323 12239
Жинақталған сұйықтық өндіру, мың т 50497 62847 75170 87409
Ортажылдық сулану, % 0 0 0 0 0 0
Мұнай бойынша 1 ұңғының орта шығымы, т/тәул 705 740
Алғаш шығ. қорлардан шығатын
теру темпі, % 0.7 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9
Мұнайды шығару коэф, а.б. 0.015 0.019 0.023 0.026 0.030
Мұнайлы газды өндіру, млн. м3 5539 6529 6214 6528
Жин. мұнайлы газды өндіру, млн. м3 25810 32339 38553
Орта газ факторы, м3/т 528 529 504 533 524
Газ айдау, млн. нм3 0 0 0 0 0
Өнд. ұңғылар қоры жыл соңына 80 86 91 96
ағымдағы 52 56 57 57 56 50 51 55
Өндіруші ұңғыларды енгізу 5 3 4 1 2 0
Айдау ұңғыларды енгізу 0 0 0 0 0 0
Мұнай бойынша жаңа ұңғылардың
орта шығымы, т/тәул 579 864 783 1330 901 -
2.1-сурет. Игеру басталғаннан 01.01.2012 ж. дейінгі негізгі технологиялық көрсеткіштер
2.2-кесте- Мұнай кенішінің аумақтары (зоналары) бойынша жылдық және жинақталған
Кен орындар аумақтары Мұнай өндірілуі, мың т. Игеру
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Платформа жылдық 3886 3158 2939 3569 3368 3583 4467
% барлығы 31 26 24 28 26 28 33
жинақталған 26553 29711 32650 39588 43171 47638 52321 52321
Бүйір жылдық 6287 7111 7280 7373 7333 6815 6971
% барлығы 51 58 59 57 58 54 52
жинақталған 29156 36267 43546 50919 58252 65067 72038 80021
Еңіс Жылдық 2177 2054 2020 1902 2011 2274 1938
% барлығы 18 17 17 15 16 18 15
жинақталған 7138 9192 11212 13114 15125 12672 13376 14874
Барлығы жылдық 12350 12323 12239 12844 12712 12672 13376
% барлығы 100 100 100 100 100 100 100
жинақталған 62847 75170 87408 100253 112965 125637 139013 153887
2008 ж. мұнайдың нақтылы ортатәуліктік шығымы 839 т/тәул. құрады,
2013 ж. мұнайдың жылдық өндірілімі 16500 мың т. құрады,
2013 жылға игеру көрсеткіштерінің қалу себебі – Екініші Буын
2009-12 жж. газ айдау көлемі бойынша артта қалу байқалады.
Мұнайдың 01.01.12 жылға жинақталған өндірілімі нақтылы 170387 мың т.
Жоғарыда айтылғанға негіздеп келесідей айтуға болады:
- игерудің негізгі көрсеткіші – мұнай өндіру, 2008-09 жж.
- мұнайдың нақтылы ортатәуліктік шығымы жобаланғанан 2008 ж. –
- 01.01.2012 ж. қарай газайдау ұңғылардың нақтылы қоры жобаға
- 2012 ж. 2009, 2010 және 2011 жылдардағыдай газ
- 01.01.12 жылға мұнайдың жинақталған өндірілімі нақтылы 170387 мың
- 2012 ж. мұнай өндірілуінің күтілетін деңгейі – 23
Кен орынды игеру басталғаннан бері 170 млн.т. мұнай өндірілді,
Ілеспе газды жылдық шығарылым 6.9-7.6 млн. м3 құраған,
2011-2012 жж. мұнайдың орта тәулікті шығымы 989-972 т/тәул құрады.
Жұмыс істейтін өндіруші қорды 2010 жылы 55 ұңғы, 2011
2.3-кесте-2008-2012 жж. игерудің жобалық және нақтылы көрсеткіштері
Көрсеткіштер 2008 ж. 2009 ж. 2010 ж. 2011 ж.
жоб. нақ. жоб. нақ. жоб. нақ. жоб. нақ. жоб.
Мұнай өндіру жалпы, мың т. 12584 12712 12700 12672
Жинақталған мұнай өндіру, мың т 112748 112965 125448 125637
Сұйықтық өндіру жалпы, мың т 12635 12712 12751 12672
Жинақталған сұйықтық өндіру, мың т 112799 112965 125550 125637
Мұнайды шығару коэф, а.б. 0.03 0.03 0.04 0.04 0.04
Бек. баст. шығ. қорларды жинау темпі, % 0.9
Тек. шығ. қорларды жинау темпі, % 1.0 1.0 1.0
Мұнайлы газды өндіру, млн. ст. м3 7050 6813 7023
Мұнайлы газдың жин. өндіру, млн. ст. м3 34735 58626
Газ айдау, млн. нм3 0 0 900 0.109 2100
Жинақталған газ айдау, млн. нм3 0 0 900 0.109
Игеру бас. бұрғ. ұңғ. қоры, бірлік 120 129
Жыл соңына істейтін өнд. ұңғ. саны, бірлік 58 50
Жыл соңына газайдау. ұңғ. қоры, бірлік 0 0 4
2.3-кестенің жалғасы
Жыл соңына айдау істейтін ұңғылар мөлшері, бір. 0
Ұңғыларды бұрғылау 11 13 3 3 5 0 8
сонымен қатар шығарылатын 7 9 3 3 5 0
айдалатын 4 4 0 0 0 0 2 0
Мұнай б-а 1 ұңғ. орта шығымы, т/тәул 686 839
Ортажылдық сулану, % 0.4 0 0.4 0 0.4 0
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы шығындарын, игерудің технологиялық
Теңіз мұнай кен орнының ұңғылар қоры жағдайының 01.01.2012
2.4–кестеде көрсетілгендей Теңіз кен орнында 01.01.2012 жылғы жағдайы бойынша
10, 12, 27, 38 ұңғылар лақтыру сызықтары жөндеуде болғандықтан,
Газайдау ұңғылар қорын 8 бірлік құрады, сонымен қатар жұмыс
Арнайы қорды 2 (24, 100) бақылау ұңғылары құрады.
Жаңа ұңғыларды бұрғылау және пайдалануға беру 2012 жылы жүргізілмеді.
2.5–кестеде кен орынды пайдалану басталғаннан 01.01.12 жылға дейінгі
Кестеден көретініміздей 1996-2012 жж. ТШО кен орында 50 ұңғы
Кен орын барлық аудан бойынша бұрғыланған. 01.01.12 жылға 74
01.01.12 жылға барлық ұңғылар фонтанды әдіспен пайдаланылған және сусыз
2011 ж. газ айдауды 7 ұңғыма арқылы жүргізген: 5044,
2.4-кесте-01.01.2012 ж. жағдайға ұңғы қорларының сипаттамасы
№ Қор Санат Ұңғылар саны Ұңғылар №
11
Өндіруші ұңғылар қоры Барлығы 123
сонымен қатар
жұмыс істеп тұрған фонтанды 74 1к, 3к, 4,
жұмыссыз 9 10, 12, 25, 27, 38, 41, 122,
уақытша тоқтатылған 22 2к, 5к, 16, 37, 39,
жойылғандар 18 1, 2, 3, 5, 18, 19, 22,
32 Айдаушы ұңғылар қоры Барлығы 8
айдау үстінде 5 5044, 5246, 5447, 5646, 5848
жұмыссыздар 2 5242, 5444,
уақытша тоқтатылған 1 220
43 Арнайы ұңғылар Бақылаушы 2
24, 100
Барлығы 133
2.5-кесте-Жылдар бойы ұңғыларды бұрғылау
Жылдар Ұңғылар номерлері Ұңғылар саны
1 2 3
1982 1*
1
1983
1984 2*
1
1985 3*
1
1982-1985
3
1986 4 5* 14
3
1987 7 9 22* 23 38 44
6
1988 6 11 17 29 34* 37 39 41
8
1989 27 40
2
1990 8 10 19* 33* 36* 42 43 100
9
1991 16 102 108 113 122 123
6
1992 12 18* 20 21 25 104 105 106
1993 15 26* 28 24 32* 35* 103 111
11
1994 1к 2к 3к 5к 31 45 109* 119
1995 52* 53* 72 110 211 317 456 1100
9
1986-1995
80
1996 30 46 47 60 70 125 220 320
10
1997-2000
0
2001 5050
1
2002
0
2003 5056
1
2004 5034 5857 5246 7252 6846 6337
6
2005 5853 4346 6261 5435 5059
5
2006 7040 5646 5454 4635 7453
5
2007 3938 4748 6246 4629 4556 5044
6
2.5-кесте жалғасы
1 2 3
2008 3948 5242 5442 5444 5447 5963 5660 5848
2009 5632 5850 6836
3
2010-11
0
1996-2012
50
Барлығы
133
2.6-кесте-01.01.2012 жылға мұнай шығымы бойынша ұңғыларды орналастыру
Ұңғылар орналасқан аймақ Мұнай шығымы, т/тәул Барлығы
201-500 501-1000 1001-1500 1500 жоғары
Платформа 10
(3к, 6, 30, 72, 105, 120, 121, 123, 419,
(11, 14, 15, 21, 29, 106, 110, 111, 112,
(46, 116, 5850, 5442)
0
31
Бүйір 3
(7, 102, 1101)
11
(4, 20, 23, 31, 44, 103, 104, 114, 320,
(8, 9, 28, 118, 5034, 5857, 7052, 7252)
6
(1к, 70, 108, 4556, 5059, 5454) 28
Еңіс 6
(42, 43, 47, 4346, 4635, 6337)
6
(17, 45, 1100, 3938, 5435, 7040)
2
(7453, 4629)
1
15
1996-2011 жж. ТШО кен орында 50 ұңғы бұрғылаған, 2010-2011
01.01.12 жылға 74 жұмыс істейтін өндіру ұңғыларынан: 31 платформада,
01.01.12 жылға барлық ұңғылар фонтанды әдіспен пайдаланылған және сусыз
2001 ж. газ айдауды 7 ұңғыма арқылы жүргізген: 5044,
Газайдау ұңғыларының ортаайлық қабылдаушылығы 13.5 мың нм*/тәул-тен 1618 мың
26% - 500 т/тәул. дейін және ұңғылардың 19% -
Игерудің нақтылы көрсеткіштері 2008 жылы жобаланған мәнге сәйкес болды;
Жұмыс істейтін өндіру ұңғылар қоры 2008-11 жж. бойы жобаланған
2008-2011 жж. бір ұңғының орта мұнай шығымы 839 т/тәул-тен
Орта газ факторы соңғы 10 жыл ішінде бірқалыпты болуда
Газайдау ұңғылар қорын 8 бірлік құрады, сонымен қатар жұмыс
Арнайы қорды 2 (24, 100) бақылау ұңғылары құрады.
Жаңа ұңғыларды бұрғылау және пайдалануға беру 2010 жылы жүргізілмеді.
2009-12 жж. газ айдау көлемі бойынша артта қалу байқалады.
2010 жылы жобаланған 2.1 млрд. м3 орнына 128.1 млн.
01.01.2012 ж. жағдайға мұнай бойынша орта ағымдағы шығым орта
Кестеден көргеніміздей платформалы (87%) және еңіс (80%) ұңғылар негізінен
2008 ж. газ айдауды 7 ұңғыма арқылы жүргізген: 5044,
Игерудің технологиялық көрсеткішін талдау
Кен орынды соңғы 10 жылда (2002-2011) игерудің негізгі нақтылы
Алайда жобаланған көрсеткіштермен салыстырғанда 2010/11 жж. мұнай өндіру
2010-11 жж. игеру көрсеткіштерінің едәуір қалу себебі – Екініші
Бір ұңғының мұнайының орта шығымы 2008-2011 жж. 839 т/тәул-тен
Соңғы 10 жыл аралығындағы орта газ факторы бірқалыпты болуда
Теңіз кенорнын игеру басталғаннан бері 153.8 млн.т. мұнай өндірілді,
Ағымдағы шығымы 1500 т/тәул-тен асатын кеніштің бүйір бөлігінде орналасқан
2.7-кесте-Игерудің технологиялық көрсеткіштері

Көрсеткіштер
2003
2004
2005
2006
2007 2008 2009 2010 2011
жоб. нақ. жоб. нақ. жоб. нақ. жоб. нақ.
1 Мұнай өндіру, мың т. жалпы 10499 12350 12323
2 Жин. мұнай өндіру, мың т 50408 62758 75081
3 Сұйықтық өндіру жалпы, мың т 10499 12350 12323
4 Жин. сұйықтық өндіру, мың т 50408 62758 75081
5 Мұнайды шығару коэф, а.б. 0.015 0.019 0.023 0.026
6 Баст. шығ. қорларды жин. темпі, % 0.7
7 Мұнайлы газ өндіру, нм3 5596 6476 6260
8 Мұн. газдың жин. өндіру, млн.нм3 26991 33467 39727
9 Газ айдау, млн. нм3 0 0 0 0
10 Жинақталған газ айдау, млн. нм3 0 0 0
11 Игеру бас. бұрғ. ұңғ. қоры, бірлік 80 86
12 Жыл соңына істейтін өнд. ұңғ. саны, бірлік 52
13 Жыл соңына газайдау ұңғ. қоры, бірлік 0 0
2.7-кесте жалғасы
14 Жыл соңына айдау істейтін ұңғылар мөлшері, бірлік
0
0
0
0
0
0
0
4
1
8
3
8
5
15 Ұңғыларды бұрғылау 1 6 5 5 6 11
16
Өндіру ұңғылары 1 5 5 4 6 7 9
17
18 Мұнай б-а 1 ұңғ. орта шығымы, т/тәул 705
19 Газ б-ша 1 ұңғ. орта қабылд. - -
20 Ортажылдық сулану, % 0 0 0 0 0
21 Ортажылдық газ факторы, нм3/т 533 524 508 536
ЗСГ-1 жобалық шешімге сәйкес 2009 ж. қарашада 220 ұңғысы
ЗСГ-1 орындау 2010 ж. қаңтардан маусымға дейін 4 айдау
2011 жылы «шикі» газды айдау жүргізіле бастады және 2011
Газ факторларын газайдаушы өндіру ұңғыларына көршілесе талдау оның көбейгенін
Қорытынды
▪ 2011 ж. соңына жұмыс істейтін өндіру ұңғылар қоры
▪ 2011 ж. мұнай өндіру 14.9 млн. т, газ
▪ Игерудің нақтылы көрсеткіштері 2008 жылы жобаланған мәнге сәйкес
▪ Жұмыс істейтін өндіру ұңғылар қоры 2008-11 жж. бойы
▪ 2008-2011 жж. бір ұңғының орта мұнай шығымы 839
▪ Орта газ факторы соңғы 10 жыл ішінде бірқалыпты
▪ Бір газайдау ұңғысының орта қабылдаушылығы 2011 жылға 989
▪ Өндіру ұңғыларында газ атқылауы 01.01.12 жылға дейін байқалмады.
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
01.01.12 ж. пайдалану уақытында кен орын бойынша жиналған мұнай
Нағыз жұмыста перфорация арқылы I және IΙ нысанның қабаттарын
Барша мұнай өнімінің екі пайызын құрайтын 3.5 млн. тоннасы
Егер жиналған мұнай бөлігін аймақтық бөлу туралы айтсақ, онда
1998 жылдан бастап мұнайдың жылдық терімін жыл сайын көбейту
Мұнайдың максималды алынуы 2012 жылы болды – 16500 мың
Қазіргі кезде кен орынның пайдалану нысанілері бірыңғай гидродинамикалық
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипатамасы, игеру режимдері
Теңіз кенорны аса жоғары қабаттық қысыммен сипатталады. Минус 4500
2008-2012 жж. Теңіз кенорнында қабаттық қысымды тұрақты бақылау мақсатында
2.2–сурет. Кен орын бойынша қабаттық қысымның жиналған мұнай өніміне
2.3–сурет. Қабаттық қысымның кен орынның әр түрлі аймағындағы жинақталған
2.2-2.3–суреттерде қабаттық қысымның әр түрлі аймақ және жалпы
2.1.5 Қабатты және ұңғыны гидродинамикалық зерттеу
Кен орында қабат-коллекторларының сүзгіш-сыймдылықты параметрлерін бағалау мақсатында келесі түрдегі
• орнатылған іріктеу әдісі (ОІӘ) мен артынан болатын тіркеуді
• тереңдік дебитомер мөлшерлік ағынын анықтау арқылы ұңғыны кешенді
• импульсті зерттеулер:
гидротыңдау (Pulse test);
ұңғы интерференциясына зерттеу (Interference Test);
Теңіз кенорнында гидродинамикалық зерттеулер 68 ұңғыда жүргізілді. Зерттеу нәтижелері
Жоғарыда айтылғандай гидродинамикалық зерттеулер кезінде РТТ (Pressure Transient Test)
2005-2011 жж. аралығында кеніштің әр түрлі аймағында орналасқан 46
РТТ зерттеу нәтижелері 2.8–кестеде келтірілген.
РТТ әдісі арқылы зерттеу кезінде бастапқыда ОІӘ зерттеуі ұңғы
РТТ зерттеуі нәтижесінде түп маңылық ұңғылардың жағдайын сипаттайтын скин-факторлар
2.8-кесте-РТТ әдісімен гидродинамикалық зерттеу нәтижелері, 2012 ж. қорларды санағаннан
2.8-кесте жалғасы
Кестеден көретініміздей ең жақсы сүзгіштік және өнімділік қасиетке кеніштің
Еңісте орналасқан ұңғылар орта қабілеттіліктермен сипатталады: коллекторлар өтімділігі –
Платформада орналасқан ұңғылар ең нашар параметрлермен сипатталады: олар ашқан
Салыстырудан көретініміз – кеніштің бүйір жағында орналасқан ұңғылардың сүзгіштік
РТТ зерттеуі нәтижесінде түп маңылық ұңғылардың жағдайын сипаттайтын скин-факторлар
2.1.6 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай бергіштігін
Теңіз кенорнында қабат қысымын ұстау газды кері айдау жолымен
Шикі газды айдау (ШГА) жобасы екі сатыда жүргізіледі. 1
ШГА-1 және ШГА-2 сатылары болашақ дамуға қайта өңдеу бойынша
Кен орынды саты бойынша шикі газды айдау ШГА негізінде
ШГА жүйесі төрт негізгі бөліктен тұрады. Олар – кәсіптік
Кәсіптік жабдыққа өнімділік мониторинг системасын қоршайтын айдау ұңғылары, өндіру
Теңіз кенорнында таза газды ШГА-1 айдаудың бірінші сатысы 2009
Газ айдаудың толық мөлшері (ШГА-1(күкіртсізденген газ) және ШГА-2 (қышқыл
ШГА-2 сатысында айдауға арналған шикі газ магистральді газ құбырына
Nuovo Pignone Айдау компрессор кешені газды құбырдан қуат алатын
Шикі газ бірінші сатының сорғыш сепараторына 6.2 МПа қысыммен
Газдың шығарда оның кен орын құбырларына жеткізуге дейінгі суыту
Nuovo Pingone компрессорындағы жобалық қысым шикі газды айдау үрдісін
Жанармай газы айдау компрессорға тығыздауыш газ ретінде қолданылады. Жанармай
Зауыт конфигурациясы жұмыс уақыты кезінде кәсіпорында шикі газ айдау
Газ айдау үрдісінің сұлбасы 2.4–суретте көрсетілген.
2.4–сурет. Газ айдау үрдісінің сұлбасы
Газ айдау үрдісін қинындату мүмкін факторлар қатарына механикалық қоспалардың,
Айдалатын газға негізгі шарт болатын қышқыл компоненттердің болуын төмендету
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
Ұңғыны игерудің технолоиялық шарттары
Берілген жұмыс барысында өндіру әдісін таңдау мен негіздеу ұңғыны
Ұңғыны игерудің технико-технологиялық шартының ағымдағы жағдайы.
01.01.12 жылға қарай кен орында 123 өндіру ұңғылар қорынан
Сағалық жабдықтар
Өндіруші ұңғы қорларының сағалары өлшемі шыршаның қабырғасымен 31/16'', 41/16''
Фонтанды арматураның құбырлы басында сорапты-компрессорлы құбырды жалғауға арналған ілмек
Фонтанды шыршаның (жұмыс істейтін және қордағы) бүйірлі бұрғышында 10000
Барлық фонтанды арматуралар тіркелген штуцерсіз бір тиекпен жұмыс істейді.
Ұңғыларда «Cameron» типті қорғаныс жүйесінің басқару панелдері орнатылған. Панель
Ұңғы ішілік жабдықтар
Теңіз кен орнындағы ұңғы ішілік жабдық жиынтықтары: әр түрлі
Фонтанды көтергіште қолданылатын құбырлар С-90, SM-2035 және SM-2535,
Кен орындарда жүйелі түрде жүргізілетін С-90 маркалы құбыр мониторингі
Кен орынды игерудің жобалық технологиялық шарттары
Ұсынылған енгізу нұсқасына (2С нұсқа) сәйкес мұнай кенішін игеру
Сонымен қатар игерудің негізгі уақыт аралығында (2013-34 жж.) мұнай
▪ ұңғыны пайдалану әдісі – фонтанды барлық қарастырылып отырған
▪ ұңғыларды негізінен I және II стратиграфиялық нысанда пайдаланады;
▪ кеніштің бөлігі (1 стратиграфиялық нысан ұңғылары) башкирско-серпуховское түзіліміндерінде
▪ ұңғылар төменгі қабат қысымымен пайдаланылады;
▪ өндірілетін ұңғыларды пайдаланудың болжамдық кожффициенті 0.92 а.б. құрайды;
▪ ұңғыны пайдалану мұнайдың сулануының шамалы өсуімен қатар жүреді;
▪ ұңғы өнімділігінің орта кожффициенті – 571.9 т/тәул/МПа;
▪ бір ұңғыға келетін мұнайдың орта жылдық шығымы 2013
▪ газ факторы 2012 ж. 514 м3/т-дан 2035-44 жж.
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және олармен
Газоконденсатты кен орындарда ұңғыларды және жердегі жабдықтарды пайдалану үрдісі
өндіру және айдау ұңғыларының түп аймағының ластануы;
гидрат түзілуі;
ұңғы және жер беті жабдықтарының коррозиясы.
Теңіз кен орнында ұңғының өнімділігін және қабылдаушылығын, сонымен қатар
Мақсат бойынша жұмыс тиімділігін бағалау мұнайдың шығым өзгерісі бойынша,
2006-2011 жж. араылығында «Schlumberger» компаниясы иілгіш құбырларын қолдана отырып
Келесіде ұңғы өнімділігін арттыру (скин-әсерді төмендетіп) мақсатында иілгіш
▪ Қазіргі таңда Теңіз кен орнында гидротыңдау мәселесі маңызды
Теңіз кен орнының газ құрамында гидрат түзуші қосылыстар –
Криссталлогидраттар құбыр қабырғаларында және мұнай кәсіптік жабдықтардың бет ауданында
Гидраттың шөгуімен күресу әдісі олардың жиналу орындарымен, мөлшерімен, гидраттың
Гидраттармен күресті газ ағынының температурасын гидраттың түзілу температурасынан жоғары
Талдау көрсеткендей Теңіз кен орнында гидрат түзілуін ескерту кезінде
Гидратты тығынды жоюдың кез келген әдісін қолданған кезде технологиялық
Кен орында ұңғыларды пайдалану үрдісінде өнімнің құрамында суы бар
2.9-кесте -Мұнай қабатында коррозиялы және күкірті бар компоненттер
Компоненттер Мұнай қабаты
Салмақ, % Молекула, %
H2S 10.17 16.20
CO2 2.11 2.60
COS
0.003734
CnSH
0.016302
2.10-кесте-Қабат су қасиеттері
Көрсеткіштер Өлшем бірліктері Өлшем
Тығыздық г/см3 1170
PH - 3-6
Химиялық құрамы мг /л
Cl
141823
SO4
5147
HCO3
6022
CO2
1680
Ca
5110
Na+K
91771
Аниондар және катиондар
251213
H2S
4000
Коррозияларды тоқтату және шығымды төмендету үшін әдетте келесі шаралар
сорапты-компресорлы құбырларды, ұңғылы, сорапты және тағы басқа қондырғыларды және
ұңғыларда және жер үстіндегі құбырларда ингибиторлар коррозияларына сәйкес келетін
Қазіргі уақытта бүкіл әлемдік тәжірибелерде осындай реагенттердің және қондырғылардың
Ұңғыларда және басқа да объектілерде жер үстіндегі қондырғылар құрамында
Кен орындарда пайдалану тәжірибелері ұңғыларды пайдалану технологиялық режимдерінің мықтылығы
Бірінші сатысында ингибиторлармен қосарланған С-90 типті НКТ қолданылды. Тәжірибелер
Кен орындардың платформалық аймақтарында өнімділігі жоғары ұңғыларда белгілі бір
Осылардан ұңғылардың ішіне қатты қорытпадан коррозиялы мықты НКТ қолдану
Осылардан басқа, «куәгер» үлгісін қондыру немесе кавернометрия жолдарымен ұңғыларда
Қазіргі уақытта осы қиыншылық жағдайлары толығымен зерттеліп болған жоқ,
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары
Қазіргі таңда Теңіз кен орнында жылдық мұнай өндіру көлемі
Мұнайды өндіру, жинау және дайындау, ілеспе газды өңдеу кешенді
«Теңізшевройл» ЖШҚ кен орнының қабат флюидін жоғары саға қысымының
01.01.2002 ж. уақыт мезетіндегі жағдайы бойынша, Теңіз кен орнының
Мұнайды жинау қауіпсіз пайдалану жағдайларын, қоршаған ортаны қорғауды және
Теңіз кенiшiнiң барлық технологиялық кешенiн басқару мен жұмысын автоматты
SCAN – 3000 диспетчерлiк басқару мен мәлiмет жинаудың жаңар-тылған
Келесi ұңғының дебитiн өлшеу газбен сұйық бойынша өлшегiш айырғыштың
Өлшегiш қондырғы келесi құрал – жабдықтар мен түйiндерден тұрады:
үшфазалы өлшеу айырғышы;
өндiрiстiк манифольд;
лақтырғыш құбырлардан қырғыштарды қабылдау камерасы ;
алаулық жүйе;
мұнай жинағыш құбырға қырғыш енгiзу камерасы;
тиемелi және сығымды сорапты дренажды ыдыс;
ыдысы бар тоттану ингибиторын енгiзу блогы;
ауалы компрессорлы RTU тасасы.
Өлшегiш қондырғының барлық технологиялық құрал - жабдықтары қондырғының автоматты
Айыру клапаны мен жинау жүйесiн қышқыл өнiмдерден (қырғыштарды қабылдау,
Кәсіпшілік ағысты тауарлық сапаға дейін жеткізе отырып дайындау технологиясы
кәсіпшілік ағынды сұйық (мұнай) және газды фазаларға зауытқа берілетін
мұнайды сусыздандыру мен тұзсыздандыру;
мұнайды тауарлық сапаға жеткізе отырып тұрақтандыру және меркаптанизациялау;
газды қышқылды құрамдас бөліктерінен тазарту (Н2S және СО2);
тауарлық отынды газды, тауарлық сападағы пропан және бутан фракцияларын
қышқылды газдан кәдімгі күкіртті бөліп алу;
тауарлы мұнайды, тауарлық газды, прпан бутанды фракцияны, сұйық және
Факельдерде жанып жатқан ілеспе газдың мөлшерін азайту мақсатында «ТШО»
газ экспортының жаңа құбырын пайдалануға беру;
газды өңдеудің қазіргі уақыттағы қондырғыларын жетілдіру;
екі сатыда іске асатын Шикі Газды Айдау (ШГА) жобасы:
Екінші Буын Зауытының (ЕБЗ) құрылысын салу және пйдалануға беру.
Шикі газды қабатқа айдау жүйесін ұлғайту (Болашақ Ұлғайту концепциясы)
Газды айдаудың бірінші сатысы ШГА – 1 деп аталады.
газды қайта айдау копрессорының жұмысының жоғары сенімділігі;
ШГА – 1 – дің барлық төрт ұңғымасындағы жоғары
газды айдау профилін анықтау мақсатында жасалған каротаждың жемісті
жұмысты тоқтату мен жаңартуды қажет еткен көптеген жағдайлардың арқасында
ШГА – 1 жұмысының аяқталысымен шикі газды айдау бойынша
2010 жылдың 14 қазанында айдау компрессорының жұмысы жетілдірілді және
Бүгінгі күнге дейін барлық өндіруші ұңғымалар көлденең ұңғымалар ретінде
Ұңғы шоғырларының конструциясына сәйкес ұңғымалар бір бірінен 30 м
Жоспарланған мәнде саға қысымының төмендеуі лақтыру желілері мен жинау
ШГА – 2 бойынша болашақ жоспарлар сыйымдылық пен химиялық
ШГА/ЕБЖ пайдалануға бергеннен кейін Теңіз кен орнының өндірістік қуатының
Өндіріс пен газды айдаудың болжамдары зауыт пен компрессорлардың жұмыс
Теңіз кен орнының ағымдағы игерілуі саға қысымын 10 МПа
Қазіргі уақыттағы өндірістік қуаттылықтың жұмысын қамтамасыз ету үшін зауытқа
Бұл объектінің тиімді орналасуын (кәсіпшілікте немесе тікелей КТЖ мен
2.3 Арнайы бөлім
2.3.1 Қабатқа әсер ету әдістері
Ұңғымалардың өнімділігі, ең алдымен өнімді қабат түзетін жыныстардың өткізгіштігінен
Жыныстардың сол немесе басқа ұңғыманың әсер ету аймағындағы өткізгіштігі
Тау жыныстарының осы немесе басқа себептер әсерінен табиғи өткізгіштігі
Ұңғыманың түпке тиісті аймағы (ҰТТА) деп қабаттың оқпанға түсетін
ҰТТА әсер ету әдістерін үш негізгі топқа бөлуге болады:
Химиялық әдістерді әртүрлі химиялық реагенттерде (мысалы, тұзды қышқылдағы әк
Механикалық әдістерді аз өткізгіш жыныстарда қолданады. Әсер етудің бұл
Жылулық әдістерді ҰТТА-да тұтқыр көмірсутегілер (парафин, шайыр, асфальтен), сонымен
Аталғандардан басқа олардың бірігуін сипаттайтын әдістер де бар. Мысалы,
Мұнайгаз өндіру кәсібінде ҰТТА әсер ету әдістерін ұңғымалардың күнделікті
Көміртекті коллекторда иілмелі құбырлардағы қышқылды ағындар түпке тиісті аймақты
Айдайтын ұңғымалардың сыйымдалығын қамтамасыз ету үшін ерекше жағдайларда гидроқышқылды
Қабатты сұйықпен жару әдісін қолдану
Қабатты сұйықпен жару кезінде (бұл әдіс шамамен 1948 ж
Қабаттың сұйықпен жарылуы геологиялық қабаттың өте жұмсақ және байланыспаған
Сұйықпен жарылу нәтижесінде мұнай табысын арттыру кең аралықта тербеледі,
Жарықшақтар мен олардың құрылымы
Жарықшақтану гидравликалық қысым біріккен кедергіден артық болған жағдайда жоғарыда
2.5-сурет. Сұйықпен жарылу принциптері
Сұйықпен жарылу кезінде пайда болатын жарықшақтар толтырғыштармен жүктелген сұйық
Сұйықпен жарылуға арналған аспаптар
Сұйықпен жарылуға арналған аспаптар төрт негізгі бөлімнен тұрады: сорапты
Ұңғымаларды сұйықпен жарылу үшін қажетті беткі қысым үш фактордың
ұңғыманың төменгі бөлігінде қабатта сұйықпен жарылуға арналған сұйықты айдау
сұйықтың сорапты-компрессорлы тізбек немесе шегендеу құбырлары бойынша төмен қарай
ұңғымада сұйық бағанымен түзілетін қысым.
Беткі қабаттағы қосынды қысым қабаттағы қысым мен құбырдағы қысым
Көптеген жағдайларда, әсіресе егер сұйықпен жарылу сорапты-компрессорлы тізбек арқылы
Өңдеудің бұрынғы нұсқалары пакерден төмен сорапты-компрессорлы тізбек бойынша жүзеге
Сонымен қатар айдаудың аса жоғары жылдамдықтары мен сұйықпен жарылудың
Үйкеліске кететін үлкен шығынның алдын алу үшін сорапты-компрессорлы тізбек
Зерттеушілерге не үшін жоғары айдау жылдамдықтары қажет? Аса жоғары
Кейде айдаудың төмен жылдамдықтары да қолданылады, әсіресе егер ұңғыма
Сұйықпен жарылу үшін олардың басты құралғышынан тәуелді сұйықтарды сулы,
Сұйықпен жарылуға арналған су негіздегі сұйықтар су мен қышқыл
Эмульсия типтес (аралас) сұйықтарды майдан, судан немесе қышқылдан дайындайды.
Қышқылды өңдеу қолдану
Ұңғымаларды қышқылды өңдеу қышқылдардың кейбір тау жыныстарын еріту қабілеттеріне
Көптеген жағдайларда ұңғымаларды өңдеу үшін тұзды (НС1) және фторлы-сутекті
Тұздықышқылды өңдеу кезінде қышқыл көміртекті жыныстарды ерітеді – әк
Тұз қышқылды қабаттың өңделуі кезінде соңғысы жыныстармен ұңғыма қабырғаларындағыдай,
Ұңғымаларды өңдеу үшін тұзды қышқылдың 8 – 20 %
Сонымен тұзды қышқыл металды бұзатындықтан, сыйымдылықтарды, сораптар мен құбырларды
Парафинді және асфальтшайырлы заттардың түпке тиісті аймақтарында шөгу салдарынан
Тұзды қышқылмен реакцияға түсетін көптеген заттар белгілі – күйдіргіш
Әдетте жылуқышқылды өңдеу үшін сымды магний (сым диаметрі 2
Қышқылды және жылуқышқылды өңдеуге арналған тұзқышқылды ерітінділерді орталық қышқыл
Шоғырланған тұзды қышқылды оны сақтау орнында (тұзды база) НСl
Сонымен зауыттан түскен тұзды қышқыл әртүрлі құрамды болуы мүмкін,
Тауарлы қышқылдың берілген құрамның 1 м3 жұмыс ерітіндісін алу
(2.1)
немесе кез келген кубметр мөлшері үшін
(2.2)
мұндағы – тауарлы қышқыл көлемі, ρm
НСl берілген құрамды ерітінділерін дайындау үшін тауарлы қышқылды көлемі
Есепке сәйкес, ыдысқа су құяды, содан соң шоғырланған тауарлы
Реагент-ингибиторлардың қоспалары, ББЗ әдетте осы реагент көлемдерінде түзетулер енгізілмейтіндей
Ұңғымалардың тұзқышқылды өңдеулерін жүргізі техникасы
Ұңғымалардың тұзқышқылды өңдеу процесі, егер қабатты қысым төмен болғанда,
Ол үшін жұмыс реті келесідей: ұңғыманы топырақтан, ылайдан, парафиннен
Қышқылды ванна ластағыш заттардың келесі өңдеу кезінде булы кеңістікке
Ұңғыманы өңдеу алдында оның сағасында қажетті қондырғы орнатылады және
Ұңғыма сағасын байланыстырумен қатар жұмыс орнына тұзды қышқылдың дайындалған
Ұңғыманы алдымен мұнаймен толтырады және айналым орнатылады. Содан соң
Ұңғымалардағы төмен қысым кезінде оның қабатпен жұтылуы салдарынан мұнаймен
Қышқылды қабатқа қышқыл ұңғыма оқпанынан алыс емес қашықтықта өтуі
Қышқылды ерітіндіні қабатқа айдаудан кейін ұңғыманы біраз уақытқа қышқылдың
Тұзқышқылды өңдеуді жүргізу технологиясы бірдей емес және қабаттың физикалық
Бір қуатты қабаттың бар болуы кезінде сатылы өңдеуді қолдану
Әлсіз өткізгіш жыныстарды өңдеу кезінде қаабтқа қышқылдың маңызды мөлшерін
Тұзқышқылды өңдеудің басқа ерекшеліктеріне сериялық өңдеулер жатады, ол ұңғыманы
Дайындау жобасында белгіленген көрсеткіштерге сай жарықшақ пайда болуын қамтамасыз
Көрсетілген көрсеткіштер ішінен ең көп қиындық туғызатындары ретінде, әдетте
Кедергінің нақты мәні сұйықпен жару жарықшағын жобалау кезінде өңделетін
ҚСЖ нәтижесінде түрлерде ұңғыма түбінде жоғарыда аталып өткен түрлердің
Жаңа жарықшақтар (жасанды) пайда болу кезінде сұйықтықты тұрақты өндіру
Тау-кен қысымының шамасы келесі формула бойынша анықталады Рг(МПа):
Рг = Н . р . 10
мұндағы Н – өңделетіг қабат қалыңдығы, м;
р – 2600кг/м2 ұңғыма кескінін құрайтын түр тығыздығы
Көбінесе ҚСЖ қысымы кен қысымына төмен. Ол үш себеппен
Ұңғыма түбіндегі ҚСЖ қысымы Р3 келесі формуламен анықталады:
Рз = Рг + ор
мұндағы ор – өнімді қабат жынысының жарылу беріктігін анықтау.
Ұңғыма аузындағы ҚСЖ қысымы Ру келесі формула бойынша анықталады:
Р у = Р г + о р +
мұндағы Ртр – құбырлардағы сұйықтықтың үйкелісі есесінен қысым шығыны,
Рпл – қабат қысымы, МПа.
Тәжірибеде «қабат жарылу қысымының градиенті» ұғымы (қысым мөлшерінің өңделетін
Жарылу сұйықтығының көлемі нақты шарттарға байланысты таңдалады. Тәжірибелік мәліметтерге
Егер қабат осал цементтелген жыныстардан жиналса, онда жару сұйықтығының
Топырақ тасушы сұйықтық мөлшері (м3):
Vжп = Qn / С
мұндағы Qn – өңделетін топырақ мөлшері, кг;
С – сұйықтықтағы топырақ концентрациясы, кг/м3.
2.11-кесте-ҚСЖ технологиялық жобасын құрастыруға қажет бастапқы ақпарат тізімі
№ Көрсеткіштер Өлшем бірлігі
1 Өтімділік мкм кв.
2 Кеуектілік бірлік мөлшерінде
3 Қабаттың жалпы қалыңдығы м
4 Қабаттың тиімді қалыңдығы м
5 Жоғарғы экран қалыңдығы м
6 Төменгі экран қалыңдығы м
7 Қабат жынысының орташа қаттылығы МПа
8 Юнг модулі Мпа
9 Пуассон коэффициенті бірлік мөлшерінде
10 Қабат кернеуінің шамасы МПа
11 Жоғарғы экран кернеуінің шамасы МПа
12 Төменгі экран кернеуінің шамасы МПа
13 Жарылыс қысымының градиенті МПа/100м
Топықтасушы сұйықтықтағы топырақ концентрациясы келесі эмпирикалық формула бойынша анықталады:
С = 4000/ u
мұндағы С – топырақтың тиімді концентрациясы, кг/м3;
u – топырақ түйіршіктерінің құлау жылдамдығы, м/ч (бұл жылдамдық
ҚСЖ кезіндегі жарықшақтарды толтыру мақсатында түйіршіктері 0,5-0,8 мм кварц
Қабатқа алынатын топырақ мөлшері Q n жыныс жарықшақтығына тікелей
912 ұңғымасында қабатты қарқынды қышқылмен өңдеу
912 ұңғымасы – Теңіз кен орнынынң шығыс алқабы бойынша
Бұтақтың ашық аймағы күкіртсутекті ерітіндінің қышқылға әсерін жоққа шығару
Тазалаудан кейінгі ұңғыма шығымы төмен көрсеткішке ие болды. Өнім
912 ұңғымасы 1989 жылы 4730м терңдікке дейін бұрғыланып, оның
2003 жылдың ақпан айында ұңғыма сағасы белгілі бұрышқа бұрылып
912 ұңғымасы 3 объектіде 5 7/8" ені бойынша орналасқан
Өткізілген саты сынақ ҚСЖ өткізудің мүмкін еместігін көрсетті, сол
ҚСЖ өткізілгенге дейін және одан кейін ұңңғымада зерттеулер жүргізіліп,
2.12-кесте-Негізгі көрсеткіштер
Негізгі көрсеткіштер ҚСЖ дейін ҚСЖ кейін
К,өнімділік коэффициенті, мД 0,6 0,8
Өнім, м3/күніне 504 721
Скин -5,2 -5,9
GOR 458 383
2.3.2 Ұңғыма түбіне тиісті аймақты тұз қышқылымен өңдеуді есептеу
Ұңғыма 138
Бастапқы мәліметтер:
Тереңдік Н = 4441 м
Карбонат қабатының жасырын тиімді қуаты h=34м
Ұңғыманың ішкі диаметрі D=0,194м
НКТ диаметрі d=м
Химиялық қосылыстардың тиімді мөлшерін анықтау.
Белгіленген шарттар үшін қышқыл концентрациясын 8% ретінде аламыз. Осы
Химиялық қосылыстар мен су мөлшерін есептеу
6 м3 8% тұз қышқылының ерітіндісін дайындау үшін 1840
(2.8)
және судың
(2.9)
мөлшері қажет.
Концентрленген тауарлық тұз қышқылының 10% тұз қышқылының ерітінідісі үшін
(2.10)
мұндағы А=214 және В=226 - 8%-дық концентрациялы қышқыл үшін
Яғни,
Wk = 11 м3 ретінде қабылдаймыз.
Ингибитор ретінде У-2 уникол қабылдаймыз, униколдың қажетті мөлшері келесі
(2.11)
мұндағы b – униколдың тұз қышқылына қосылу пайызы; х
Яғни,
Тұзы қышқылы ерітіндісінің құрамындағы темір тұздарына келесі мөлшерде сірке
(2.12)
мұндағы b – ерітінді көлеміне сірке қышқылын қосу пайызы;
Яғни,
Жыныс құрамындағы кремний қосылыстарының еріп, олардың кремний қышқылының гелі
(2.13)
мұндағы
b-ерітінді көлеміне плавик қышқылын қосу пайызы (1%); W=40,8 м3
Екінші сұрыпты тауарлық тұз қышқылында күкірт қышқылының мөлшері 0,6%
Гипстің үгітілмеуі мақсатында тұз қышқылына келесі мөлшерде хлорлы барий
(2.14)
мұндағы W=40,8 м3 – тұз қышқылы ерітіндісінің көлемі; а
Немесе 25 л хлорлы барийдің тығыздығы 4,0 болған жағдайда.
Беттік кернеуді жою мақсатында қлыптандырушы ретінде СД (совет детергенті)
СД қажетті мөлшері тұз қышқылы ерітінідісінің 1-1,5% құрайды (1%
40,8 м3 ∙ 0,01 = 0,408 м3 немесе 408
Қабылданған тұз қышқылы ерітіндісін дайындау үшін қажет су мөлшері
V = W – WK – ∑Q м3
мұндағы WК – тұз қышқылы ерітіндісінің көлемі;
Wk = 8 м3 – концентрленген тауарлық тұз қышқылының
∑Q = 586 + 765 + 680 +25 +408=
V = 30 – 8 – 2,5 = 19,5
Ішкі диаметрі 0,168м тең 1 м ұңғыма бұтағының көлемі
1 м3 тығыздығы 1,2 хлорлы кальций ерітіндісін алу үшін
Тұз қышқылды ерітінді дайындалғаннан кейін оның концентрациясы ареометрмен өлшенеді
Қосылатын судың мөлшері концентрация HCl > 8% болған жағдайда
(2.16)
ал қосылатын тұз қышқылының мөлшері концентрация HCl 8% кем
(2.17)
мұндағы qB және qk – қосылатын су мен концентрленген
Тұз қышқылын айдау үшін ұңғыма мұнаймен толтырылуы қажет. Қышқыл
Қышқыл ерітінідісін қабатқа айдаудан кейін айдау жолағындағы тығынды жабады
Қышқылмен өңдеу жүргізілгеннен кейін 138 ұңғымада мұнай бойынша өнімділік
2.13-кесте-Негізгі көрсеткіштер
Негізгі көрсеткіштер СКО дейін СКО кейін
К, өнімділік коэффициенті, мД 0,9 1,1
Мұнай бойынша өнімділік, м3/күніне 511 601
Газ бойынша өнімділік, м3/күніне 437 478
Скин -4.3 -4.5
Gor 747 794
Компютерлік программаны пайдаланып есептеу
Есеп үшін алғашқы берілгені: =495m3/тәу, Н=158м, ρнд=785
Есептеу Excel программасында көрсетілген. 2.6-сурет
2.6-Сурет. Программада есептеу
Берілген есептеу Microsoft Excel программа көмегімен жүргізілген. Есептеу барысында
3 Экономикалық бөлім
3.1 Кен орнын игерудің техникалық-экономикалық көрсеткіштері
Келісімшарттық кезеңдегі шығару (өндіру) бейіндерінің (профилдерінің) үлгілері кен орнының
3.1-кесте-Көмірсутектерді шығарып алу коэффициенттері
Нұсқасы
Сипаттамасы Келісімшарттық кезең Толық өмір
Сұйықтық (тоннамен), % Газ, % Сұйықтық (тоннамен), % Газ,
1
2
3
4
5
6
7
8 II объектіге 40%-дық жүктеу
II объектіге 60%-дық жүктеу
II объектіге 100%-дық жүктеу
II объектіге 40%-дық жүктеу + ІІІ объектіге қалған байытылған
II объектіге 40%-дық жүктеу + ІІІ объектіге қалған байытылған
II объектіге 60%-дық жүктеу + ІІІ объектіге қалған байытылған
Табиғи таусылу
II объектіге 30%-дық жүктеу + IIІ объектіге 10%-дық жүктеу
30,6
35,1
35,5
32,8
34,4
19,8
27,9 39,6
31,0
9,7
9,7
26,3
17,5
43,0
38,9 31,2
36,2
-
-
-
-
-
- 67,4
61,8
-
-
-
-
-
-
Шығарылған (өндірілген) сұйықтық пен газ І, ІІ және ІІІ
3.2-кесте-Келісімшарттық кезеңдегі шығарып алу коэффициенттері
Нұсқасы Келісімшарттық кезең
Сұйықтық көлемі, % Газ, %
∑ I+II I II III ∑
1
2
3
4
5
6
7
8 28.7
31.8
36.2
36.6
34.0
35.6
20.6
28.9 34.8
38.6
43.1
40.5
40.0
41.8
23.3
34.7 27.4
27.6
27.1
24.3
24.4
28.7
19.0
27.3 37.3
42.4
48.6
46.0
45.3
46.3
24.7
37.3 18.0
20.0
24.2
29.9
23.7
24.7
15.8
18.8 39.6
31.0
9.7
9.7
26.3
17.5
43.0
38.9
3.3-кесте-Игерудің барлық кезеңдегі шығарып алу коэффициенттері
Нұсқасы Кен орын игерудің барлық мерзімі
Сұйықтық көлемі, % Газ, %
∑ I+II I II III ∑
1
2 34.9
37.8 42.0
44.1 35.9
35.9 45.8
50.2 20.5
22.6 67.4
61.7
Ұсынылған сегіз нұсқада (1997-2037 жж.) келісімшарттық кезең қарастырылған; соның
1-нұсқа (газды 40%-дық жүктеу).
Негізгі бастапқы маркентингтік болжамдары:
Газ.
- Газды максимал өндіру = 27.5 млрд. ст. м3/жылына;
- Газды жүктеу 2001 жылы бастапқы көлемі 6.2 млрд.
- Газдық жоба 01.2005 басталады: 4-14.4 млрд. ст. м3/жыл
- Басқа газды сату рыноктары, ОГП, Орал облысы.
Мұнай/Конденсат.
- Сұйықтықты максимал өндіру = 27.5 млн тонна/жыл;
- КҚК 12/2001 бастап әрекет етеді: 7 млн тонна/жыл;
- ОГП: 4 млн тонна/жыл;
- Қосымша сұйықтық Самараға және кен орнының өзіндегі мұнайды
Коллекторды әзірлеу жөніндегі негізгі ұсыныстар:
- кен орында ұңғылардан мұнай өндіруді приоритеттеу жолымен ГФ
- І және ІІ объектілерінің ұңғыларынан газ өндіруді шектеп,
- қабаттық қысымды ішінара ұстап тұру және шикі газдың
- келісімшарттық кезеңнің соңғы жылдары (2027 жылдан кейін) газды
Барлық мақсаттарды жүзеге асыру үшін келісімшарттық кезеңнің алғашқы 15
Жүйе жағдайы картасын талдау:
- 40 жыл игеруден кейін коллектордың жалпы және гомогендік
- коллектордың жоғары бөлігінде газ молдылығының жоғары болуы, бұл
- газ шапкасының кейбір учаскелеріндегі сұйықтықтың мол болуы (40
- мұнай жиегінің көп бөлігі үшін сұйықтықтың жоғары молдылығын;
- жалпы мұнай жиегіне судың аздап ағып кетуін көрсетеді.
2-нұсқа (газды 60%-дық жүктеу).
Негізгі бастапқы маркентингтік болжамдары:
- Газды максимал өндіру = 27.5 млрд. ст. м3/жыл;
- Газды жүктеу 2001 жылы бастапқы көлемі 6.2 млрд.
- Газдық жоба 01.2005 басталады: жылына 1.5-9 млрд. ст.
- Басқа газды сату рыноктары, ОГП, Орал облысы.
Мұнай/Конденсат.
- Сұйықтықты максимал өндіру = 13.7 млн тонна/жыл;
- КҚК 12/2001 бастап әрекет етеді: 7 млн тонна/жыл;
- ОГП: 4 млн тонна/жыл
- Қосымша сұйықтық Самараға және кен орнының өзіндегі мұнайды
Коллекторды әзірлеу жөніндегі негізгі ұсыныстар:
- кен орында ұңғылардан мұнай өндіруді приоритеттеу жолымен ГФ
- І және ІІ объектілерінің ұңғыларынан газ өндіруді шектеп,
- қабаттық қысымды ішінара ұстап тұру және шикі газдың
Күрделі жөндеулер кестесі (графигі) 1-нұсқадағыдай; бұрғылау кестесі 1-нұсқамен салыстырғанда,
Жүйе жағдайы картасын талдау:
- 40 жыл игеруден кейін коллектордың жалпы және гомогендік
- коллектордың жоғары бөлігінде газ молдылығының жоғары болуы, бұл
- газ шапкасының кейбір учаскелеріндегі сұйықтықтың мол болуы (40
- мұнай жиегінің көп бөлігі үшін сұйықтықтың жоғары молдылығын;
- жалпы мұнай жиегіне судың аздап ағып кетуін көрсетеді.
3-нұсқа (газды 100%-дық жүктеу).
Негізгі бастапқы маркентингтік болжамдары:
- Газды максимал өндіру = 27.5 млрд. ст. м3/жыл;
- Газды жүктеу 05.2001 жылы бастапқы көлемі 6.2 млрд.
- Ешқандай газды сату жүзеге аспайды, газ тек қана
Мұнай/Конденсат.
- Сұйықтықты максимал өндіру = 13.7 млн тонна/жыл;
- КҚК 12/2001 бастап әрекет етеді: 7 млн тонна/жыл;
- ОГП: 4 млн тонна/жыл
- Қосымша сұйықтық Самараға және кен орнының өзіндегі мұнайды
Коллекторды әзірлеу жөніндегі негізгі ұсыныстар:
- кен орында ұңғылардан мұнай өндіруді приоритеттеу жолымен ГФ
- қабаттық қысымды ішінара ұстап тұру және шикі газдың
Күрделі жөндеулер кестесі (графигі) 1-нұсқадағыдай; бұрғылау кестесі 1-нұсқамен салыстырғанда,
Жүйе жағдайы картасын талдау:
- 40 жыл игеруден кейін карбонның, жалпы алғанда, ауқымды
- I объект II объектіге қарағанда көбірек сарқылғанын;
- І және ІІ объектілердің көп бөлігінде газ молдылығының
- мұнай жиегінің көп бөлігі үшін сұйықтықтың жоғары молдылығын;
- жалпы мұнай жиегіне судың аздап ағып кетуін көрсетеді.
4-нұсқа (II объектіге 40%-дық тарту + ІІІ объектіге қалған
Негізгі бастапқы маркентингтік болжамдары:
- Газды максимал өндіру = 27.5 млрд. ст. м3/жыл;
- Газды жүктеу 05.2001 жылы бастапқы көлемі 6.2 млрд.
- Ешқандай газды сату жүзеге аспайды, газ тек қана
Мұнай/Конденсат.
- Сұйықтықты максимал өндіру = 13.7 млн тонна/жыл;
- КҚК 12/2001 бастап әрекет етеді: 7 млн тонна/жыл;
- ОГП: 4 млн тонна/жыл
- Қосымша сұйықтық Самараға және кен орнының өзіндегі мұнайды
Коллекторды әзірлеу жөніндегі негізгі ұсыныстар:
- кен орында ұңғылардан мұнай өндіруді приоритеттеу жолымен ГФ
- қабаттық қысымды ішінара ұстап тұру және шикі газдың
- алғашқы 10 жыл ішінде ІІІ объектіге байытылған газды
Күрделі жөндеулер кестесі (графигі) 1-нұсқадағыдай; бұрғылау кестесі 1-нұсқамен салыстырғанда,
Жүйе жағдайы картасын талдау:
- 40 жыл игеруден кейін карбонның, жалпы алғанда, ауқымды
- I объект II объектіге қарағанда көбірек сарқылғанын;
- ІІІ объектідегі қабаттық қысым орташа 500 бар деңгейінде
- І және ІІ объектілердің көп бөлігінде газ молдылығының
- мұнай жиегінің баспа ұңғылары орналасқан бөлігінде газдың жоғары
- мұнай жиегінің баспа ұңғыларынан алыс орналасқан
- мұнай жиегіне судың аздап ағып кетуін көрсетеді.
5-нұсқа (II объектіге 40%-дық жүктеу + ІІІ объектіге газ
Негізгі бастапқы маркентингтік болжамдары:
- Газды максимал өндіру = 27.5 млрд. ст. м3/жыл;
- Газды жүктеу 05.2001 жылы бастапқы көлемі 6.2 млрд.
- III объектіге байытылған газды және суды кезектестіріп жүктеу;
- Газды сату = 4 млрд ст. м3/жыл
Мұнай/Конденсат.
- Сұйықтықты максимал өндіру = 13.7 млн тонна/жыл;
- КҚК 12/2001 бастап әрекет етеді: 7 млн тонна/жыл;
- ОГП: 4 млн тонна/жыл
- Қосымша сұйықтық Самараға және кен орнының өзіндегі мұнайды
Коллекторды әзірлеу жөніндегі негізгі ұсыныстар:
- кен орында ұңғылардан мұнай өндіруді приоритеттеу жолымен ГФ
- қабаттық қысымды ішінара ұстап тұру және шикі газдың
- ІІІ объектіге байытылған газды (жылына 8 ай) сумен
Күрделі жөндеулер кестесі (графигі) 1-нұсқадағыдай; бұрғылау кестесі коллекторды жақсылап
Жүйе жағдайы картасын талдау:
- 40 жыл игеруден кейін коллектордың жалпы сарқылуын (коллектордағы
- I және ІІ объектілер IIІ объектіге қарағанда көбірек
- І және ІІ объектілердің көп бөлігінде газ молдылығының
- мұнай жиегінің баспа ұңғылары орналасқан бөлігінде газдың жоғары
- мұнай жиегінің баспа ұңғыларынан алыс орналасқан
- мұнай жиегіне судың аздап ағып кетуін көрсетеді.
Іріктеу механизмі есебінде (жүктелген газбен мұнайды ығыстыру) кезектелген жүктеуді
Бұл нұсқаны 4-нұсқамен салыстыру нәтижесінде (ІІІ объектіге байытылған газды
- аталмыш нұсқада беріліп отырған сұйықтықты ажыратып алу коэффициенті
- ІІІ нысанаға газ және суды ағызу (жүктеу) үшін
- 4 нұсқа экономикалық пайдалы емес болып саналады.
6-нұсқа (II объектіге 60%-дық жүктеу + ІІІ объектіге газ
Негізгі бастапқы маркентингтік болжамдары:
- Газды максимал өндіру = 27.5 млрд. ст. м3/жыл;
- Газды жүктеу 05.2001 жылы бастапқы көлемі 6.2 млрд.
- III объектіге байытылған газды және суды кезектестіріп жүктеу;
- Газды сату = 2 млрд ст. м3/жыл
Мұнай/Конденсат.
- Сұйықтықты максимал өндіру = 13.7 млн тонна/жыл;
- КҚК 12/2001 бастап әрекет етеді: 7 млн тонна/жыл;
- ОГП: 4 млн тонна/жыл
- Қосымша сұйықтық Самараға және кен орнының өзіндегі мұнайды
Коллекторды әзірлеу жөніндегі негізгі ұсыныстар:
- кен орында ұңғылардан мұнай өндіруді приоритеттеу жолымен ГФ
- қабаттық қысымды ішінара ұстап тұру және шикі газдың
- ІІІ объектіге байытылған газды (жылына 8 ай) сумен
Күрделі жөндеулер кестесі (графигі) 1-нұсқадағыдай. Бұрғылау кестесі коллекторды жақсылап
Жүйе жағдайы картасын талдау:
- 40 жыл игеруден кейін коллектордың жалпы сарқылуын (коллектордағы
- I объект ішінара қабаттық қысым ұсталатын ІІ және
- І және ІІ объектілердің көп бөлігінде газ молдылығының
- мұнай жиегінің баспа ұңғылары орналасқан бөлігінде газдың жоғары
- мұнай жиегінің баспа ұңғыларынан алыс орналасқан
- мұнай жиегіне судың аздап ағып кетуін көрсетеді.
Газ бен суды кезектеп жүктеу (жүктелген газбен мұнайды ығыстыру)
Бұл нұсқаны 4-нұсқамен салыстыру нәтижесінде (ІІІ объектіге (нысанаға)
- аталмыш нұсқада беріліп отырған сұйықтықты ажыратып алу коэффициенті
- ІІІ объектіге газ және суды жүктеу (ағызу) үшін
- 4-нұсқа экономикалық пайдалы емес болып саналады.
7-нұсқа (табиғи таусылу (сарқылу)).
Негізгі бастапқы маркентингтік болжамдары:
Газ.
- Газды максимал өндіру = 16.5 млрд. ст. м3/жыл;
- Газды ешқандай жүктемеу;
- Газдық жоба 01.2005 басталады: жылына 4-тен бастап 14.4-ке
- Басқа газды сату рыноктары, ОГП, Орал облысы.
Мұнай/Конденсат.
- Сұйықтықты максималды өндіру = 8 млн тонна/жыл;
- КҚК 12/2001 бастап әрекет етеді: 7 млн тонна/жыл;
- Қалған сұйықтықты ОГП-ға сату.
Коллекторды әзірлеу жөніндегі негізгі ұсыныстар:
- кен орында ұңғылардан мұнай өндіруді приоритеттеу жолымен ГФ
- І және ІІ объектілердің ұңғыларынан газ өндіруді шектеп,
Күрделі жөндеулер кестесі (графигі) 1-нұсқадағыдай, баспа ұңғыларын санамағанда. Барлық
Жүйе жағдайы картасын талдау:
- 40 жыл игеруден кейін коллектордың жалпы сарқылуын (коллектордағы
- вертикальды дренаждауға байланысты сұйықтықтың көп бөлігі коллектордың төменгі,
- газ шапкасының кейбір учаскелеріндегі сұйықтықтың мол болуы (40
- мұнай жиегінің көп бөлігінде сұйықтықтың жоғары
- мұнай жиегіне судың аздап ағып кетуін көрсетеді.
8-нұсқа (II объектіге 30%-дық жүктеу + IIІ объектіге 10%-дық
Негізгі бастапқы маркентингтік болжамдары:
Газ.
- Газды максималді өндіру = 27.5 млрд. ст. м3/жыл;
- Газды жүктеу 5/2001 жылы бастапқы көлемі 6.2 млрд.
- Газдық жоба 01.2005 басталады: 4-14.4 млрд. ст. м3/жыл
- Басқа газды сату рыноктары, ОГП, Орал облысы.
Мұнай/Конденсат.
- Сұйықтықты максималды өндіру = 13.7 млн тонна/жыл;
- КҚК 12/2001 бастап әрекет етеді: 7 млн тонна/жыл;
- ОГП: 4 млн тонна/жыл;
- Қосымша сұйықтық Самараға және кен орнының өзіндегі мұнайды
Коллекторды әзірлеу жөніндегі негізгі ұсыныстар:
- кен орында ұңғылардан мұнай өндіруді приоритеттеу жолымен ГФ
- І және ІІ объектілерінің ұңғыларынан газ өндіруді шектеп,
- қабаттық қысымды ішінара ұстап тұру және шикі газдың
- 1-нұсқаға қарағанда, қабаттық қысымды жоғары деңгейде ұстап тұру
- келісімшарттық кезеңнің соңғы жылдары газды сатуға қарағанда, газды
Күрделі жөндеулер кестесі (графигі) 1-нұсқа үшін сияқты қалады. Бұрғылау
Жүйе жағдайы картасын талдау:
- 40 жыл игеруден кейін коллектордың жалпы сарқылуын (коллектордағы
- I және ІІ объектілер IIІ объектіге қарағанда көбірек
- коллектордың жоғары бөлігінде газ молдылығының жоғары болуы, бұл
- газ шапкасының кейбір учаскелеріндегі сұйықтықтың мол болуы (40
- баспа ұңғылары орналасқан учаскелеріндегі газдың жоғары шылыққандығымен жылжитін
- жалпы мұнай жиегіне судың аздап ағып кетуін көрсетеді.
Игерудің технологиялық тәсімі (сызбасы) шеңберінде келісімшарттық кезең, жоғарыда көрсетілгендей,
Табиғи таусылу үшін игеру нұсқасы Қарашығанақ үшін ең төмен
Экономикалық есептер келесі нұсқалар бойынша өткізілді:
1-нұсқа - II объектіге шикі газды 40%-дық кері жүктеу;
2-нұсқа - II объектіге шикі газды 60%-дық кері жүктеу;
3-нұсқа - II объектіге шикі газды 100%-дық кері жүктеу;
4-нұсқа - ІІ объектіге 40%-дық кері жүктеу + қалған
8-нұсқа – ІІ объектіге 30%-дық кері жүктеу + ІІІ
Өндірілетін өнімді ішкікәсіптік дайындау нәтижесінде сатуға өнімнің келесі
- газ Орынборға (күкіртті);
- газ жергілікті нарыққа (тазартылған);
- Өнімді Бөлу Қағидаттары туралы Түпкілікті Келісімге сәйкес Газ
- ШағынМҚӨЗ-ге тұрақсыздандырылған сұйықтық;
- Оренбургтен тұрақтандырылған сұйықтық;
- КҚК арқылы тұрақтандырылған сұйықтық;
- 2-бағыт бойынша тұрақтандырылған сұйықтық (Самараға).
Кәсіпшілікте мұнай-газ конденсаттық қоспаларын жинау мен тасымалдаудың ортақ жүйесін
40%-дық жүктеу нұсқасы (1-нұсқа) басқа нұсқалармен салыстырғанда, есептік бағада
60%-дық пен 100%-дық жүктеу, сонымен қатар байытылған газды жүктеу
Бірақ экономикалық критерийлер есебінде алынатын есептік көрсеткіштер жүйесіне сүйенетін
26.11.98ж. Астана қ. «Казахойл» ҰМК, Инвестмемком, Экология және табиғи
ІІ объектіге 40% шығарылатын газды жүктеу нұсқасы ӨБҚК-да бекітілген
ҚИҰ және МұнайгазҒЗЖИ экономикалық жағынан қарағанда оңтайлы нұсқа ретінде
Нұсқаны іске асыру мұнай жиегін бұрғылауды, игеруді бақылаудың жаңа
ҚГЖ-ның экономикалық тиімділігін есептеу
Базалық (негізгі) мәліметтер
Қабаттар гидрожарылыстары өндірісінің тиімділігін экономикалық бағалау келесі ұсыныстардан шығып
Жоғарыда аталған ҚГЖ тиімділігін бағалаудың базалық (негізгі) нұсқасын есептеу
- ҚГЖ өткізілетін жылы мұнай бойынша ұңғылардың орташа тәуліктік
- ҚГЖ өткізуден нәтиже ұзақтығы орташа 4 жыл шамасында
- ҚГЖ өткізуден нәтиженің төмендеуі екінші жылы мұнай бойынша
- ҚГЖ өткізудің успешности жетістік (табыс) коэффициенті 80%-ды
- мұнайдың жалпы салмағы 0,85т/м3.
ҚГЖ өткізу шығындары
ҚГЖ өткізу құны материалдарға, жөндеуге және негізгі қорлардың амортизациясына,
Кәсіпорын ішкі нарықта қалай, сол сияқты шетелде де ҚГЖ
ҚГЖ өткізу үшін шетелден қажетті химиялық реагенттерді: проппант (1
Негізгі қорлардың амортизациялық аударымдар есебі кәсіпорын қабылданған негізгі қорлар
Қарашығанақ кен орнындағы қабаттардың гидрожарылыс өндірісінің тиімділігін есептеуді өткізейік.
ҚГЖ-дан кейінгі қосымша өндірілген мұнайдың 1 тоннасына пайдалану шығындарының
3.4-кесте-Бастапқы деректер
Енгізу көлемі 11 ұңғыма
1 ұңғыма бойынша дебиттің өсімі 7,1 т/тәу
Технологиялық әсердің ұзақтығы 4 жыл
Мұнайдың өзіндік құны (1 тоннасы үшін) 1298,7
Өзгермелілер (айнымалылар) үлесі 35 %
1 тонна мұнайдың бағасы 1379,7
ҚГЖ құны (теңге) 1 950 000
Содан кейін өзіне дайындық-қорытынды жұмыстарын және ұңғыға сұйықтықты қысым
Мұнай өндіру бойынша үнемдеу және ҚГЖ өткізуге арналған шығындар
Бар ақшаның өсімін (БАӨ) және таза ағымдағы
1. 2007 жылғы қосымша мұнай өндіруді табайық.
/\ Q = /\ q .
мұндағы, /\ q – 1 тәулік ішінде қосымша
Пк - пайдалану коэффициенті.
n - ұңғылар саны
/\ Q = (7,1 . 11)
Жыл сайын қосымша өндірілген мұнай 25%-ға түседі
Әрбір кейінгі 3 жылдағы қосымша мұнай өндіруді табайық.
/\ Q2008 = /\ Q2007
/\ Q2008 = /\ Q2007
/\ Q2010 = /\ Q2007
2. Қосымша мұнай өндіруден түскен түсім өсімі
/\ Түсім2007 = /\ Q . Ц =
/\ Түс.2008 = /\ Түс.2007 . 0,75
/\ Түс.2009 = /\ Түс.2007 .
/\ Түс.2010 = /\ Түс.2007 .
3. Қосымша мұнай өндіруге жұмсалған шығындар
Шқос = /\ Q . Шбаст
Шбаст = С/С . 35%
Шқос = 27651,3
Шқос 2008 = Шқос 2007 .
Шқос 2009 = Шқос 2007 .
Шқос 20010 = Шқос 2007 .
4. ҚГЖ шығындары
Шқгж = 1.950.000 .
5. Ағымдағы шығындар өсімі
/\ Шағым =
/\ Шағым = 21450000
/\ Шағым2007 = Шқос2007 = 9.426.511.
/\ Шағым2008 = Шқос2008 = 6.284.341.
/\ Шағым2009 = Шқос2009 = 3.142.170
6. Пайда өсімі
/\ Пайда = /\ Түсім -- /\
/\ Пайда = 38.150.498 - 34.018.682
/\ Пайда 2007 = /\ Түс.2007 - /\
/\ Пайда 2008 = /\ Түс.2008 - /\
/\ Пайда 2009 = /\ Түс.2009 - /\ Шағым
7. Пайда салығы (с)
С = /\ Пайда .
100
С = 4.131.582 .
С2007 = /\ Пайда 2007 . 0,35
С2008 = /\ Пайда 2008 . 0,35
С2008 = /\ Пайда 2008 . 0,35
8. Бар ақша өсімі
БАӨ = /\ Түс. -
БАӨ 2007 = 38150498 - 34018682
БАӨ 2008 = Пайда2007 - Н
БАӨ 2009 = Пайда2007 - Н
БАӨ 2010 = Пайда 2007 -
9. Жиған бар ақша ағыны
ЖБАА = БАӨ + БАӨ 2008 + БАӨ 2009
ЖБАА = 2685529 + 12471022 + 8314015+ 4157008 =27.627.574
10. Дисконттау коэффициенті -Y
Y = (1+0,1)tp-t
мұндағы, tp – есептік жыл
Y2007 = 1.1 -1 =
Y2008 = 1.1 -2 =
Y2009 = 1.1 -3 =
Y2010 = 1.1-4 = 0.6830
11. Бар ақшаның дисконтталған ағыны
БАДА=БАӨ . k дисконт.
БАДА 2007 = 2685529 .
БАДА 2008 = 12471022 . 0,8264
БАДА 2009 = 8314015 .
БАДА 2010 = 4157088 .
12. Таза ағымдық құны
ТАҚ = БАДА 2007 + БАДА 2008 +
ТАҚ = 2441,4 + 10306 + 6246,3 + 2839,3
3.5-кесте - Бар ақшаның және таза ағымдық құнның өсімін

КӨРСЕТКІШТЕРІ
Өлш. бірл.
1
Мұнайды қосымша өндіру
тонна
27651,3 20738,5 13825,6
2
Қосымша мұнай өндіруден түскен түсім өсімі
мың теңге
38150,5
28612,8
19075,2
3
Қосымша мұнай өндіру шығындары мың теңге
12568,7
9426,5
6284,3
444
ҚГЖ шығындары мың теңге 21450
-
-
5
Ағымдағы шығындар өсімі мың теңге 34018,7 9426,5 6284,3
6
Пайда өсімі мың теңге 4131,6 19186,2 12790,8
7
Пайда салығы
мың теңге 1446 6715,2 4476,7
8
Бар ақша өсімі
мың теңге 2685,5 12471 8314
9
Жиған бар ақша ағыны мың теңге 2685,5 15156,5 23470,5
10
Дисконттау коэффициенті -
11
Бар ақшаның дисконтталған ағыны
денежной наличности мың теңге
2441,4
10306
6246,3
12
Таза ағымдық құны мың теңге 2441,4 12747,4 18993,7
Шығарылған (өндірілген) сұйықтық пен газ І, ІІ және ІІІ
Берілген графикте шамамен 293 тәуліктен кейін ҚГЖ толығымен орнын
млн.теңге
30
ЖБАА
25
20
ТАҚ
15
10
5
2007
2008
2009
2010
5
10
15
20
3.1-сурет. Жиған бар ақша және таза ағымдық құн динамикасының
4. Тіршілік әрекеті және еңбекті қорғау бөлімі
Біздің Республикамызда жалпы барлық экономика саласында Қазақстан Республикасының Еңбек
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды өндірістік факторлар
«Теңізшевройлдың» стратегиялық ережесі - техника қауіпсіздігі мен қоршаған ортаны
ТШО басшылығы ТШО ның Адам өмірі мен қоршаған ортаны
кәсіпорынның штаты жұмысшылары мен ұйымдарының жұмысшыларының қауіпсіздігі, апаттарды, өндірістік
өрт, дауыл мен басқа да табиғи апаттардың әсерінен кәсіпорынның
қоршаған ортаның ластануының барлық түрінің алдын алу.
Техника қауіпсіздігі мен қоршаған ортаны қорғауда көшбасшы болу –
«ТШО қоршаған ортаны қорғауда көшбасшы болуға талпынып отыр. ТШО
Бұл ережедегі мақсаттарға қол жеткізу үшін ТШО келесі бағыттар
ТШО мен оған бағынышты ұйымдардың қызметкерлері кез – келген
еңбекті, қоршаған ортаны және жұмысшылар денсаулығын қорғау саласы көрсеткіштерінің
еңбекті, қоршаған ортаны, жұмысшылар денсаулығын қорғауға қатысты мәселелер мен
өнімнің бірлігіне шаққандағы атмосфераға шығарылған тастандыларды, қалдықтар мен
күкірт бойынша төлемі жағынан тиімді жобаларды анықтау және іске
ұңғы сағасынан бастап сатып алушыға дейінгі өндірістік процесстің қауіпсізідгін
апаттық жағдайларды жою мүмкіндігі мен дайындығын ары қарай жоғарылату;
стандарттарды орнату және техника қауіпсіздігі, еңбекті пен қоршаған ортаны
еңбек пен қоршаған ортаны қорғау саласында бақылаушы көрсеткіштерді жетілдіру
4.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары
Техникалық шаралар мен жеке және ұжымдық қорғаныс құралдары
Теңіз кен орнын игеруші «Теңізшевройл» компаниясының кәсіпшілік штат жұмысшылары
Бағынышты ұйымдардың міндеті:
аварияны кәсіпшілік жарақат пен өлім жазатайым оқиғасын болдырмау;
өрт, басқа да тосын жағдайда кәсіпшілік меншігіне және бұзылымдарына
қоршаған ортаны ластанудың алдын алу.
Жұмысшының міндеті:
өзінің қызметтік міндетін орындаған кезде жұмыс сол кәсіпшіліктің жазбаша
өндіріс белдемінде болған кезде штаттық персонал, тапсырыс бойынша жұмыс
қонақтар мен бақылау органдарының адамдары өздерін жеке индивидуалды қорғаныс
Жеке қорғаныс құралдарына келесілер жатады – жұмыс киімі, қорғаныс
Тыныс алу органдарының қорғанысы.
Жұмысшылардың өзінің объектісінде тыныс алу органдарының қорғанысы туралы талаптарды
Бір рет қолданылатын респираторлар - бұл құралдар шаң мен
Фильтрлейтін противогаздар немесе жай противогаздар, бұлар артық қысымды тудырмайды,
Ауамен демалатын аппараттар немесе оқшауланған противогаздар, бұлар артық қысымды
Қызметкерлер технологиялық және көмекші құрал-жабдықтардың жұмысытары зоналарында өздерінің міндеттерін
Химиялық агрессивті заттар қолданылатын немесе сақталатын құрылғының аумағында аумаққа
Жекелеген қорғаныс құралдары бойынша талаптарды дәл көрсету үшін сары
Авариялық душтар және көздерді жуу пункттері қауіпсіздікті қамтамасыз етудің
Жұмысшылардың өзінің объектісінде тыныс алу органдарының қорғанысы туралы талаптарды
Сонымен қатар осы ережелерді күнделікті орындалуына көз жеткізуі керек.
Өндірістік санитария
Кейбір өндірістік проценттер жоғары және дірілмен сипатталынады. Дыбыстың нормаланатын
Көбінесе, төменгі зонада керек кездерде зиянды газдардың көзінің қасында
4.3 Электр қауіпсіздігі бойынша шаралар
Жарылу қаупі бар аймақтарда орналастырылған технологиялық қонжырғылардың электрлік жабдықтарының
Барлық электр жабдықтары және жарықтандыру аспаптары жарылу және өртену
Барлық күштік, байланыстық және жарықтандыру электр өткізгіштері апаттық жұмыс
Жарықтандыру аспаптары және жарықтандыру жүйелерінің электр жабдықтары қоршаған ортаға
Айнымалы тоқ көзі істен шыққан кезде, қауіпсіздік жүйелері толығымен
Апаттық электр тоғымен қамтамасыз ету жүйесі келесі апаттық жүктемелер
апаттық тоқтату кезінде адамдардың болуы қажет барлық құтқару
тік ұшақ алаңы және жарықпен дабыл беретін оттар;
өлшеу аспаптары және байланыс жүйелері;
байланыс жүйелері ЖХ (жаппай хабарландыру), ЖА (жалпы апаттық);
өрттік сораптар және өрт сөндіру жүйелері;
навигациялық құралдар және белгі беру оттары;
орталық аппарат және басқару жүйелері;
Платформаның жарықтандыру аспаптарының 33%-і “апаттық жарықтандыру” мағынасын береді, басты
Барлық жарық берушілерде шағылдырғыштары болады. Лампалардың қуатын жарық беру
Мұнарада ең кіші алаң 15м2.
Керекті жарық – 30лк.
Бұл жарыққа керек меншікті қуат, ілінудің биіктігі 2-3м болғанда
Жарық берушілерді айына бір рет тазалау 2,5 биіктікте 3
Вт/м2
Мұндағы: лампалардың сомалық қуаты, Вт
жарыққа жататын алаң, м2
Вт/м2
Мұнарада қондырылған светильниктер ФВН-64-1 жалпы жарық беру үшін және
Вт/м2
Мұндағы: жарық сәулесі, лк
запас коэфициенті
жарық түсетін алаң,м2
жарық беруші көздердің саны.
ФВН-64-1 жарықбергіштердің сәулесі 500 лк.
Жоғары жарық берушілердің сәулесі:
лк
Төмен жарық берушілердің сәулесі:
лк
Ұңғының сағасына түсетін сомалық жарық
лк
Жұмыс орнының жарығы нормадан 3,4 есе асып тұр.
Электрмен жабдықталу кезінде қауіпсіздікті көтеру бойынша келесі шаралар қарастырылған:
уақытылы тексерулер жүргізу;
жабдықтарды дер кезінде алып келу;
ЖҚҚ-ды қарастыру (жеке қорғану құралы).
Технологиялық жабдықтарды орналастыру жағдайларының көбінде немесе жұмыс орындау жағдайында
4.4 Өрт қауіпсіздігі
Теңіз кен орнында өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін арнайы
өрт пен жарылыстың пайда болуының алдын алу;
өрттің таралуын болдырмау;
жұмысшыларды өрт аймағынан эвакуациялаунын қамтамасыз ету және қондырғыларды қорғау.
өртті сөндіру шаралары.
Өрт қауіпінің алдын алу шараларына – жүйелердің
«ТШО» объектілерінде Ansul маркасындағы ұнтақты ауыстырмалы баллонды өртсөндірігштер қолданылады.
Өрттің таралуын болдырмау шаралары құрылыс жобасындағы нормативтік құжаттар мен
Қауіпті аймақтан адамдарды қауіпсіз эвакуациялау үшін , қызметкерлерді эвакуациялаудың
Әрбір аймақтағы жану ошағын уақытылы анықтау үшін өрт дабылының
Жоба бойынша өртті сөндіру үшін мынадай шаралар жасалған:
ғимараттардағы өртке қарсы кран құрылғысы;
өртке қарсы гидранттары бар жоғарғы қысымды өндірістік өртке
жалпы көлемі 4000 м2 өртке қарсы су
Өрт кезінде қондырғыларды және метанол қоймасын салқындатуға арналған
Өндіріс аймағында жұмысты қауіпсіз жүргізу үшін өртке ұарсы
МГӨБ аймағын, соның ішінде ұңғыма аумағын және мұнай газ
әрбір өндіріс кешенініде алғашқы өрт сөндіру құралдары болуы қажет.
МГӨБ аймағында темекі тарту арнайы арналған орындарда ғана рұқсат
өндіріс кешендерінде дәнекерлеу және басқа да отпен жүргізілетін
Обьектідегі өртке қарсы шаралар:
өрт қауіпсіздігін қамтамасыз етудің жалпы талаптары МЕСТ 39-107-80 сәйкес
өрт болмас үшін мына шаралар қаралады;
ұңғыма территориясы жоспарланған және таза ұсталуы керек;
мұнай құйылатын орын таза, әрі жинақы болуы керек;
жұмыс территориясында, ұңғымадан 10м қашықтықта «Шылым шегуге тиым салынады»
жабдықтардың саңылаусыздығы қатаң тексерілуі керек;
мұнай ұңғымасын жуу кезінде агрегат ұңғыдан кемінде 25м қашықтықта
факел ұңғымадан 100м қашықтықта орнатылуы керек;
крандар, бұрандалар жайлап ашылып, жабылуы керек;
өрттен сақтану жүйесін арнайы білімі бар жұмысшылар жүргізеді;
ұңғыма аймағындағы 10м3 тұрақты сыйымдылықтағы су қоры болуы тиіс;
ұңғыма айналысында 3-5м3 көлемдегі сыйымдылықта көбік орналасады.
Мұнай өнеркәсібінде өрт қауіпсіздігі «А» категориясына жатады, яғни олар
Әртүрлі жану ошақтарын жою жұмыстары келесі қондырғылар мен құрылғылар
кішігірім жану ошағын сөндіру үшін көбікті өрт сөндіргіштер қолданылады;
жанып жатқан электр желісін сөндіру үшін көмірқышқылды өрт сөндіргіш
кішігірім тұтанған мұнай өнімдерін құммен сөндіреді немесе басқа да
4.5 Теңіз кен орындарында төтенше жағдайды алдын алу шаралары
Теңіз кен орында фонтанды ұңғымаларының арматуралырында жұмыс жасайтын
Фонтанды ұңғымаларды пайдалану кезінде ашық фонтандау мүмкіндігі бар, соның
Кейбір жағдайда фонтанды ұңғымаларды пайдалану кезінде жерүсті коммуникациялардың атылуы
Ұңғымаларды тойтару және фонтанды жабдықтарды монтаждау мен демонтаждау жұмыстары
Фонтанды ұңғымалардың қауіпсіз пайдалануы қалыптасқан технологиялық режимге байланысты, яғни
Төтенше жағдайлардың алдын алу үшін құбыр арылық қысымды
Ұңғы сағасындағы фонтанның төменгі ысырмалары қалыпты жұмыс жағдайында қолданылмау
Құбыр және құбырлы арматура. Құбырлар мен арматуралардың температура және
Ұңғымадағы кез келген жұмыстар жүргілген кезде желдің бағытын міндетті
Ұңғыма атқылау жағдайында төтенше, апаттық жағдайлардың алдың алу үшін
Ұңғымаға апаратын немесе оның жанымен өтетін жолдарда 250 м
5 Қоршаған отаны қорғау
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау
«Мұнай және газ кен орындарын игерудің ортақ ережелері» бағдарламасына
Жер қойнауы мен қоршаған ортан қорғау мәселесінің мәні
Жер қойнауы мен қоршаған ортаны қорғау шаралары кен орнын
Кен орнындағы табиғатты қорғау қызметі – бұл қоршаған ортаның
жобалық және басқа құжаттың ҚР-ның табиғатты қорғау заңы бойынша
кен орнын игеру барысында қоршаған ортаға тиетін техногендік ауырпалық
кен орынды игерудің қоршаған ортаға әсерін тағайындау үшін ғылыми
қоршаған отаны қорғау шараларын жетілдіру;
Атмосфераның мониторингтік зерттеулерігн жүргізу өнеркәсіпті қалдықтардан өздігінен тазаруы міндеттері
Кен орынның игерілуі фонтанды әдіспен 1991 жылдан бері іске
Ластаушы заттар тастандыларының басты көздері болып ұңғыда жағу жүргізу
жұмыс жасап тұрған өндіруші ұңғылар – 55 ед.;
тоқтап тұрғаны – 9 ед.
Жинаудың кәсіпшілік жүйесі мұнай өндіруші ұңғыларды, өлшеу қондырғыларын, ұңғыдан
2009 жылға арналған атмосфералық ауаны қорғау туралы № 2-ТП
ұйымдастырылған тастандылар көзі –369 ед.;
ұйымдастырылмаған тастандылар көзі –290 ед.
Теңіз кен орныныда атмосфераны басты ластаушы заттар тастандылары технологиялық
Осылайша, атмосфералық ауаны қорғау есептеріне негізделген 2011 мен 2012
2011 жылғы атмосфераға төгілген ластаушы заттар тастандылары 55543.567
2012 жылғы атмосфераға төгілген ластаушы заттар тастандылары 51666.219
2011 – 2012 жылға арналған мұнай – газ
5.1-кесте -2011 – 2012 жылға арналған атмосфераға тасталған ластаушы
Ластаушы зат Зат коды Тастанды мөлшері, тонн 2011 жыл
Қатты заттар 0002 372.732 341.835
Күкіртті ангидрит 0330 15750.938 13248.747
Күкірсутек 0333 56.576 86.516
Көмірқышқыл 0337 18757.159 17281.547
Азот оксиді 0301 5680.023 5603.127
Көмірсутектер 0401 14095.592 14250.957
Ұшпалы органикалық қосылыстар 0006 0.434 0.855
Басқа да газтәрізді және сұйық 0005 830.113
БАРЛЫҒЫ:
55543.567 51666.219
Теңіз кен орнын игерудің ағымдағы жағдайын сипаттау үшін санитарлық
Кәсіпорынның қоршаған ортаға әсер ету аймағындағы территорияның экологиялық жағдайын
Атмосфералық ауанын мониторингі белгілі бір орындарда және белгілі бір
ТШО қызмет аймағында атмосфералық ауаның жағдайын бақылаудың тізбегі
ҚОББ мәліметтері ТШОның өндірістік қызметінің қоршаған орта жағдайына потенциалды
Атмосфералық ауаны бақылау пунктерінің орналасуы 5.2–кестеде келтірілген.
5.2-кесте-Атмосфералық ауаны бақылау пунктерінің орналасуы
Іріктеме нүктесі № Іріктеме орны Бақылау түрі
1 ТШО поселкесі Стационарлы
2 Жаңа Қаратон поселкесі Стационарлы
5 «Теңіз» вахталық поселкесі Маршрутты
7 Фонды нүкте Факельасты бақылауы
8 ТШО ГӨЗ көздерінен қашықтығы: 1,2,4,8,10,16 км желдің бағытымен
9 СҚА – дағы нүкте Факельасты бақылауы
Қоршаған ортаны қорғау бекеттерінің орналасуы төмендегідей:
1,4,5ші ҚОББ СҚА шекарасынан тысқары орналасқан;
3 – ші ҚОББ СҚА шекарасы маңында орналасқан;
2,6,7,8,9,10,11,12 – ші ҚОББ СҚА ішінде орналасқан.
СҚА шекарасына жақын және СҚА шекарасынан тысқары орналасқан ҚОББ
5.3–кестеде анықталатын құрамдар үшін ШРКорта тәу. пен ШРКжұм.ор. салыстырмасы
5.3-кесте-Шекті рұқсат етілген концентрациялар
Құрамдар ШРКорта тәу. , мг/м3 ШРКжұм.ор, мг/м3
H2S 0.008 10
SO2 0.05 10
NO 0.06 5
NO2 0.04 2
CO 3 20
CH4 5 7000
2011 жылы СҚА шекарасы маңында және СҚА шекарасынан тысқары
күкіртсутек 0.002 – 0.007 мг/м3;
күкірт диоксиді 0.005 – 0.019 мг/м3;
метан 0.876 – 1.768 мг/м3;
көмірқышқыл газы 0.319 – 1.166 мг/м3;
азот қышқылы 0.001 – 0.004 мг/м3;
азот диоксиді 0.002 – 0.018 мг/м3.
Анықталатын құрамдардың концентрациялары СҚА шекарасы ішінде орналасқан ҚОББ
күкіртсутек 0.002 – 0.0106 мг/м3;
күкірт диоксиді 0.003 – 0.016 мг/м3;
метан 0.772 – 2.597 мг/м3;
көмірқышқыл газы 0.209 – 1.848 мг/м3;
азот қышқылы 0.393 – 1.373 мг/м3;
азот диоксиді 0.002 – 0.025 мг/м3.
Қарастырылып отырған периодтағы мониторингтік зерттеулердің талдауын негізге ала отырып,
Атмосфераға шығатын тастандыларды азайту шаралары.
Қоршаған ортаны қорғау шараларының жоспарын орындау туралы 2010 жылға
қаныққан мұнай буларының қысымын төмендету мақсатында қалқымалы қақпақтары бар
газ өндіру мен тасымалдау жүйесін жаңарту;
қалыпты жұмыс режимі кезінде және жоспарлы күрделі немесе алдын
күкіртті сақтау көлемін азайтудың қуаттылығын арттыру;
теңіз кен орнында күкіртті ашық сақтаудың қоршаған орта мен
қоршаған ортаны бақылау бекеттерінің қызметін бақылау;
теңіз кен орнының атмосфералық ауасына моноторинг жүргізу;
факельдердің ашық жануының орнитофаунаға зиянды әсерін бағалау бойынша ғылыми
Жоба бойынша қарастырылған бүкіл шаралар кешенінің орындалуы барлық кешеннің
5.2 Су ресурстарын қорғау
Теңіз кен орны орналасқан аймақта тұрақты жер беті суы
ТШО серіктестігі территориясы шегінде тұрақты су ағысы жоқ, бірақ
Серіктестік аумағы қорғаныш бөгетімен қоршалған.
Грунтты сулар 0.5 – 3 м тереңдікте орналасқан (кейде
Каспий теңізі. Кен орынды желдің көтерме құбылыстарынан қорғау үшін
Қазіргі кезде жер асты және жер үсті суларының техногенді
күкіртті уақытша сақтау алаңы;
ГӨЗ – ның булану аймағы;
кәсіпшілк базаның булану аймағы;
кентінің булану аймаңы;
ТШО вахталық поселкесінің булану аймаңы;
Шаңырақ жаңа жұмыс поселкесінің булану аймаңы;
бұрғылау қалдықтарының ескі полигоны;
жаңа полигон.
Жер асты суларының жағдайы туралы мәліметтер мен кәсіпорын қызметінің
Қарастырылып отырған территория аумағында грунтты сулар жоғары минерализацияланған, себебі
кен орындағы 139 бақылау ұңғылары;
өндірістік объектілер маңындағы 101 бақылау ұңғылары;
18 фондық ұңғылар.
Грунт сулары жағдайының талдауы бойынша күкірсутек, сульфат, хлорид, кадмий,
Ұңғылардың құрылысы кезінде уақытша ғана бар су ағындары мен
Апаттық оқиғаларға төмендегілерді жатқызамыз:
тасымалдауға арналған ыдыстардың, резервуарлардың, құбыр желілерінің механикалық бүлінуі;
тұтыну мен техникалық сападағы суды және ағынды суды сақтау;
мұнай тасымалдау кезіндегі апатты жағдайлар;
қарқынды қар еру мен жаңбыр жауу кезіндегі су тасқыны
Мүмкін әсерлер сонымен қатар жанармай шикізаттарын тасымалдау, майды сақтау,
Теңіз кен орнының объектілерін сумен қамтамасыз ету «ҚазТрансОйл» АҚ
техникалық су ГӨЗ мен Кәсіпшілік база үшін Құлсары –
тұтынушы су Құлсары – Теңіз ағын суының Ду –
ГӨЗ тың ауданында келесі сумен қамтамасыз ету жүйелері бар:
шаруашылық – тұтыну су құбыры;
техникалық су құбыры;
өндірістік - өртке қарсы су құбыры;
айналымды сумен қамтамасыз етудің жергілікті жүйесі.
Шаруашылық – тұтыну су құбыры ГӨЗ – да жұмыс
ГӨЗ ауданына тұтынатын су Кәсіпшілік База орналасқан таза ауыз
Техникалық судың құбыр тізбегі Екінші Буын Зауыты мен Қабатқа
Кәсіпшіліктегі өндірістік қажеттіліктер мен ТШО поселкесін сумен қамтамасыз
Грунт сулары жағдайының талдауы бойынша күкірсутек, сульфат, хлорид, кадмий,
5.4-кесте-Суды тұтыну көлемі
Сумен қамтамасыз ету көзі тұтыну көлемі, мың.м3 Суды қолдану
2007 Тағайындалуы Көлем, мың. м3
АО «Қазтрансойл» 2227.500 Өндірістік қажеттілік 1766.741
АО «Қазтрансойл» 2458.918 Шаруашылық ауыз су тұтынуындағы қажеттілік 2848.356*
Ілеспе – қабаттық су 128.726 Қабат Қысымын Ұстау (ҚҚҰ)
Барлығы: 4815.144 Барлығы: 4743.823
Ағынды суды тасымалдау келесідей жүргізіледі:
«Теңізшевройл» ЖШС – на енетін объектілердің су бұру жүйесі
ГӨЗ – нан шығатын шаруашылық – тұрмыстық ағын
ГӨЗ – дағы өндірістік және жауын – шашындық ағынды
ТШО поселкесінің шаруашылық – тұрмыстық және өндірістік ағынды
ТШО поселкесінен шығатын шаруашылық – тұрмыстық ағынды сулары
2007 жылы кен орын объектілерінде булану алқабына, ТШО объектілерінің
«2007 жылға арналған қоршаған ортаның ластануының экологиялық мониторингі туралы
Кен орын бойынша күкіртсутек, темір, қорғасын, кобальт, никель, молибден
5.5-кесте-Ағынды судағы ластаушы заттардың құрамы
№ Құрамдас бөліктер Фактілі көрсеткіш, тонн Шек, тонн
1 Мұнай өнімдері 126.032 46.92
2 Хлоридтер 654.919 1093.076
3 Нитраттар 5.311 65.438
4 Фосфаттар 11.777 14.885
5 Сульфаттар 333.938 854.778
6 Қалқыған заттар 175.806 189.438
7 Темір 2.055 2.062
8 Еріген заттар 1795.230 2873.324
9 Нитриттер 2.281 4.826
10 Аммоний азоты 29.010 548.115
11 АПАВ 1.066 1.759
12 Фенолдар 0.035 0.0697
13 Метанол 0.207 0.6
14 Күкіртсутек 0.063 0.022
15 Сульфидтер 0.279 0.192
16 Гликоль 1.216 2.001
17 ДЭА 0.362 0.64
18 МДЭА 0.187 0.4
19 Кислородтағы химиялық сұраныс 410.262 373.833
Сонымен қатар жер асты суларына келетін зиянды әсерлерді азайту
ағынды сулардың өңделу мен тасталу жүйесін жаңарту мен жетілдіру;
булану алқабында судың ағып кетуін анықтайтын жүйеге жаңа сораптарды
жауын – шашындық ағынды суларды жинау жүйесін, төмен
айдалатын суды сүзудің(фильтрация) жаңа жүйесін қондыру;
су ресурстарын пайдалану мен оның сапасын бақылау мен мониторинг
тазарту құралдарында профилактикалық жұмыстарды жаңа әдістермен жүргізу және бақылау;
2006 – 2007 жылдарға арналған Шекті рұқсат етілген тастандылар
объектілерде суды пайдалануды бақылау;
суды қолдану мен суды шығарудың есебін жүргізу;
теңіздік экологиялық жүйеге келетін әсерді бағалау мақсатында Каспий теңізінің
5.3 Жер ресурстарын қорғау
Теңіз кен орнында топырақ ресурстарының жоғары қауіпте ластануы орындарына
«Өндірістік мониторинг бағдарламасына» сәйкес топырақ жамылғысын зерттеуге сынау алаңдары
кен орынның дәл орталығында 1 нүкте;
кен орынның периметрі бойынша мұнай ұңғыларының маңында басты румбалар
5 нүкте Теңіз кен орнының санитарлық қорғау аймағы (СҚА)
8 нүкте СҚА шекарасында қойылған (өндірістік қалдықтар полигоны);
12 нүкте СҚА ішінде(өндірістік қалдықтар полигоны);
8 нүкте СҚА шекарасында (күкірт алаңдары);
1 нүкте СҚА ішінде.
Жалпы алғанда, «Өндірістік мониторинг бағдарламасына» сәйкес, мониторинг топырақтың физико
«2007 жылғы...Өндірістік мониторинг бойынша есеп беру» мен «2008 жылғы...Өндірістік
Стронций мен титанның құрамы мүлдем өзгермейді.
Кен орын бойынша күкіртсутек, темір, қорғасын, кобальт, никель, молибден
Күкірсутек, кадмий, марганец, бериллий, кобальт, никель, хром, ванадий шекті
Жүргізілген зерттеулірдің көрсетуі бойынша Теңіз кен орнындағы топыраққа тиетін
Топырақты қорғау бойынша шаралар:
2009 – 2010 жылғы іске асырылған жер ресурстарын қорғау
2009 жылы 126 га жалпы ауданды карьерлер мен басқа
кен орын топырағының мониторингі;
жерге байланысты жұмыстарды топырақ пен өсімдіктерге мүмкіндігінше аз әсер
өсімдік жамылғысын сақтау мақсатында техниканың жолсыз жүруін болдырмау үшін
ҚОРЫТЫНДЫ
Қазіргі уақытта – ғылым мен техниканың қарқынды дамуы, өндіріс
Өндірістің тиімділігін, оның көпжақты жеделдетілуін дамыту және арттыру көзделіп
Дипломдық жұмыста Теңіз кен орнында игеруді бақылау және реттеу
Ұңғыманы гидродинамикалық зерттеудің теориялық негізі, оларды пайдалану тәсілінен тәуелсіз
Манометрді сақиналы кеңістікке түсіру, кейде олардың СКҚ-дың шеген құбырлармен
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Иванова М.М, Дементьев Л.Ф, Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и
Иванова М.М, Чоловский И.П, Брагин Ю.И. Нефтепромысловая геология. –
Руководство по эксплуатации. Системы сбора промысла. Том 1. Описание
Литолого-физическая характеристика каменноугольных отложений Тенгизского месторождения. Стратиграфия и литология
И.Б. Дальян Особенности формирования Каратон-Тенгзского блока в связи с
Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан.
Байков Н. М., Колесников Б. В., Челпанов П. И.
К.И. Джиембаева, Н.В. Лалазарян. Сбор и подготовка скважинной продукции
Сыромятников Е.С, Победоносцева Н.Н. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими
Панов Г. Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной
Куцын П.В. Охрана труда в
21
156






18 қараша 2017ж.
2008-2017 topreferat.com - Қазақша рефераттар, курстық, дипломдық жұмыстар

^