Ұңғылардан өндірудің ұңғы
Мазмұны
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... .
Андатпа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ...
1 Техника-технологиялық бөлім
1.1Кен орын туралы жалпы
мәліметтер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.2Игерудің I-объектісі
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ...
1.3 Игерудің
II-объектісі ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ...
1.4Игерудің
III-объектісі ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ...
1.5Мұнайды өңдеуге дайындаудың
негізі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.5.1Мұнай
дегазациясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ..
1.5.2 Мұнайды
тұрақтандыру ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ...
1.5.3 Мұнай
эмульсиялары ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ...
1.5.4 Мұнай эмульсияларын бұзу
әдістері ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ..
1.5.5 Мұнайды
сусыздандыру ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... .
1.5.6 Мұнайды
тұзсыздандыру ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... .
1.5.7 Электротұзсыздандыру құрылғысының негізгі
түрлері ... ... ... ... .
1.6 Мұнайды бірінші ретті дайындаудың технологиялық сызбасы ... ...
1.6.1 МДҚ құрылғысының технологиялық процесінің сипаттамасы ...
1.6.2 Технологиялық сызбаның
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.6.3 Жұмыстың резервтік
сызбасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.6.4 Реагент-деэмульгаторды дайындау және айдау
сызбасы ... ... ... .
1.6.5 Аппараттарды өнімнен және бұқтырмаларды
орнату ... ... ... ... ..
1.7 МДҚ-ның жұмыс
регламенті ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... .
1.7.1 МДҚ цехының жалпы сипаттамасы
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... .
1.7.2 МДҚ құрылғысының жұмыс істеу режимінің технологиялық
нормалары ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ...
1.7.3 Технологиялық процесті бақылау.МДҚ құрылғысының дабылы және
жұмысты тоқтату
жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ..
1.7.4 МДҚ құрылғысын іске қосу және өшіру
тәртібі ... ... ... ... ... ... ... .
1.8 Электродегидратор
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... .
1.8.1 Есептің
шарты ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ...
1.8.2 МДҚ құрылғысының
өнімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
..
1.8.3 Материалдық және жылулық
баланс ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.9 Мұнай эмульсияларын жылыту блогының
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ..
1.9.1 Жылытушының механикалық
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ...
2 Экономикалық бөлім
2.1 Қабат қысымын ұстау жүйесіне кеткен жылдық өндірістік шығындар
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ...
2.1.1 Энергетикалық шығындар
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ...
2.1.2 Қосымша материалдар шығындар
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ..
2.1.3 Мұнайды жинауға тасымалдауға және технологиялық дайындауға
кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ..
2.1.4 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша
шығындар ... ... ... ... ... ... .. .
2.1.5 Еңбек ақы қорының
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
...
2.1.6 Күрделі жөндеуге кеткен
шығындар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... .
2.1.7 Экономикалық тиімділік
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ...
3 Еңбекті қорғау бөлімі
3.1 Мұнай мен газды жинау және дайындау кездегі қауіпсіздігі және
зиян өндірістік факторларды
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.2 Қорғаныс
шаралары ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ...
3.2.1
Айырғыштар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ..
3.2.2 Резервуарлардың,сораптардың,мұнай жинау және газ жинау
торларының жұмысының
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.2.3 Мұнай және газды дайындау қондырғыларының жұмысы кезіндегі
техника
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ..
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
4.1 Технологиялық процесті қауіпсіз жүргізудің негізгі
ережелері ... ..
4.2 Технологиялық процесте мүмкін болатын
ретсіздіктер ... ... ... ... ...
4.3 МДҚ құрылғысын апаттық
өшіру ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... .
4.4 Түтін газдардың атмосфераға
шығуы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ...
Қорытынды
Қолданылған әдебиеттер
Кіріспе
Каспий теңізінің шельфін есептемегенде Қазақтандағы өндірістік
категориядағы өндіріліп жатқан барлық дәлелденген қорлар 3 млрд тонна мұнай
мен газ конденсатын және жуық шамамен алғанда 2 трлн м3 газды құрайды.
Қазіргі уақытта Қазақстан республикасының жыл басындағы балансында 200 ден
аса көмірсутек шикізаттарын өндіретін кенорындар бар, олардың негізгі қоры
Батыс Қазақстанның ең ірі 14 кен орындарында шоғырланған. Олардың қатарында
шығарылатын қоры шамамен 700 млн тонна мұнайы бар Теңіз мұнай кен орны,
шығарылатын қоры 400 млн тоннадан асатын құрайтын Қарашығанақ мұнай-газ
конденсатының кен орны сияқты ірі алыптар бар.
Жалпы республика бойынша мұнай және газ конденсатын шығары 2000 жылы
35,3 млн тонна құрады. Ал 2005 жылға дейін 60 млн тонна болса, 2010 жылы
100 млн тонна мұнай-газ конденсатын өндіру көзделген. КТК еңгізілуі жақын
араға мұнайдың экспортталуын қамтамасыз етеді. Каспий шельфінің болашақ
мұнайын тасымалдау үшін қосымша жобалар қарастырылуда.
Мұнай-газ кен орындары көбінесе Каспиймаңы мұнай-газ аумағында,
Онтүстік-Манғышлақ, Торғай, Үстірт-Бұзашын және Шу-Сарысу мұнай-
газды облыстар аралығында шоғырланған. Газ қорының зерттелінген негізгі
көлемі Қарашығанақ мұнай-газ конденсатының кен орны - 0,8 тлрн. м3 (св+р),
Теңіз мұнай кен орнына - 335 млрд. м3 газ, Жаңажол мұнай-газ конденсатының
кен орнына - 100 млрд. м3, Имашевское мұнай-газ конденсатының кен орны -
128 млрд. м3 газ, Өріктау мұнай-газ конденсатының кен орнына - 40 млрд. м3
келеді.
1 Техника-технологиялық бөлімі
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
1966 жылы Забұрын кен орнында күнбезділік дөңестету жұмысына
Астраханның геофизикалық экспедициясы сейсмикалық зерттеулер жүргізілді, ал
1978 жылы Казнефтегазразведка басқармасы бойынша тұзасты және пермотриас
шөгінділерінде сейсмикалық ідестіру зерттеу жұмыстары жүргізілді. Одан
кейін Гурьевнефтегазразведка барлау экспедициясымен Мел, Юра және Триас
шөгінділерінің төменгі қабаттарында мұнай-газ қорларын табу мақсатында
іздестіру барлау жұмыстары жүргізілген. Сөйтіп барлау-бұрғылау нәтижесінде
1978 жылы Забұрын мұнай-газ кен орны ашылды.
Алғашқы ашылған 1 ұңғыдан қабат сынау кезінде 914-916 және 890-
893 метр аралығында 7мм тежеткіштен тәулігіне 43 м3 мұнай-фонтанды ағын
алынды. Кен орын 1984 жылы КазНИПИнефтьпен құрылған технологиялық жоба
бойынша 1986 жылы игеруге еңгізілген. Аталған технологиялық жобада 2 нұсқа
қарастырылған. Игеруге 2-ші нұсқа алынды.
1,4 ұңғыларымен ашылған өнімді горизонттарды анықтау мақсатында
5,6 ұңғылары бұрғыланды. 1981 жылы сейсмикалық зерттеулердің мәліметттері
бойынша тектоникалық бұзылудың оң түстігінде 6 ұңғы бұрғыланған болатын.
Бірақ құрылым қабаттарының төмендеуі салдарынан дәл осы ұңғы тектоникалық
бұзылудың сол түстігіне ығысты.
Үшінші блоктағы 8 ұңғымен анықталған мұнай қабатының қорын
жиектеу және зерттеу үшін 9,10,11,12,13,14,15,16,22 ұңғылары бұрғыланған.
Екінші блоктың 17,20 ұңғылары көмегімен көтерілістің он түстік
қанатында 1 және 2 горизонттары бойынша мұнай қорының нақты мөлшерін
анықтауға мүмкіндік туды. Азамплитудалы көтерілісте қаланған 7 ұңғыда
өнімді горизонттар байқалмады.
Мел және Юра шөгінділерінің төменгі қабаттарында мұнай және газ қорын
барлау мақсатында Батыс блоктың шегінде бұрғыланған 18,19 ұңғылар мүлдем
бұрғыланбаған болып шықты.
№3 ұңғы триас шөгіні бойынша құрылымның көтерінкіленген бөлігінде
бұрғыланған. Триас шөгініне 6 ұңғы да бұрғыланған.
Кен орында 1989 жылы 30-шы маусым 30-шы тамызға дейінгі сынама
пайдалану кезінде 4252 тонна мұнай 1132 тонна су және 112 мың м3
газөндіріліп, сонымен қатар 1029 м3 көлемде бұралқы су айдалды. Ал 1990
жылдың ақпан айында кен орны өндірістік жетілдіру ісіне қосылды. 1993 жылы
Эмбанефть өндірістік бірлестігіне қарасты Орталық ғылыми-зерттеу
лабораториясының тұжырымы бойынша Забұрын кен орнын жетілдіру жобасы
дайындалды. Осы жасақталған жоба бойынша алғашқы бекітілген мұнайдың қоры
төмендегідей:
1. теңгерілетін мұнай қоры - 14289 мың тонна;
2. өндірілетін мұнай қоры - 5972 мың тонна.
Кен орында 2000 жылдың 1-ші қаңтарына дейін 24 іздеу-барлау, 66
пайдалану,11 арнайы ұңғылар бұрғыланды.
Игерудің фактілік көрсеткіштерінің жобалық шешімдермен сәйкес
келмеуі салдарынан 1994 жылы ПО Эмбанефть ЦНИЛмен Забұрын кен орнын
игеру жобасы құрылған. Забұрын кен орнын игеру жобасы бойынша 3 нұсқа
қарастырылған. Жобаны іске асыру үшін 3-ші қабылданған.
Кен орнында үш мұнай учаскесі анқталып игерілуде:
1. Оңтүстік-батыс қанат;
2. Оңтүстік-шығыс қанат;
3. Оңтүстік-шығыс қанатының перефереясы.
1994 жылы ПОЭН ЦНИЛмен құрылған Забұрын кен орнын игеру жобасы
бойынша игерудің 3 объектісі қарастырылған:
а) игерудің бірінші объектісіне онтүстік-шығыс қанатының юра
горизонттары (J2-I,J2-II,J2-III) кіреді;
б) игерудің екінші объектісіне онтүстік-баттыс қанатының юра
горизонттары (J2-IV,J2-V,J2-VI,J2-VII) кіреді
в) игерудің үшінші объектісіне онтүстік-шығыс қанатында анықталған триас
горизонттарын (T-I,T-II,T-III,T-IV,T-V,T-VI,T-VII ) біріктіреді.
Игерудің III нұсқасы бойынша қабат қысымын қамтамасыз ету үшін
қосымша ұңғыларды бұрғылау және су айдау жұмыстары қарастырылған.
Объектілерді игеру 52 өндіруші және 10 айдамалы ұңғылармен
жүргізілуі керек, соның ішінде, сәйкесінше, I-ші объектіде - 163, IІ-ші
объектіде - 162 және III-ші объектіде - 205.
Техникалық сызбаға сәйкес мұнайдың 146,6 мың тонна көлемінде
максималды өндірілуі игерудің екінші жылына келеді. Сызбаға сәйкес жылына
52 өндіруші ұңғы жұмыс істеуі және 246,5 мың м су құйылу керек.
Кен орын 1988 жылы алты барлау ұңғыларымен (№17,19,21,23,32,36)
игеріле бастады. Игерудің технологиялық сызбасында көрсетілген жобалық
ұңғылар тек 1988, 1994, 1995 жылдары ғана бұрғыланды. Сонымен бірге
пайдалану қор 41 дананы құрады.
Игеруде үш объект бар. Бірінші жылдағы игеру, фактілік мәліметтер
көрсеткендей, 18 ұңғының (I,II,III-объектілер) орнына 6 ұңғымен (III-
объект) ғана жүргізілген.
1.2 Игерудің І объектісі
І мұнай объектісі бастапқы мұнай қорының шығарылымымен игеруге 1987
жылы 8 ұңғымен (№ 5, 40, 48, 50, 51, 52). 1994 жылы бұрғылаудан шығарылған
№ 61,63,72,70,76 ұңғылары, 1995 жылы бұрғылау көмегімен шыққан №
71,77,62,73 ұңғылары еңгізілді.
Бұл объект бойынша 2000 жылы 7947 тонна мұнай өндірілді. Қабаттың
мұнайлану қалындығының қуаты 12 м дейін жатыр.
Аталған объект құмның көп шығуымен белгілі, әсіресе сораптартардың
бұзылуынан № 41,48,49,51,52 ұңғылары пайдалану жиі шығады.
2000 жылдың соңына І объектінің орташа тәуліктік дебиті – 21,7 т мұнай,
246,5 т су, сулану деңгейі 65%.
Мұнайлы горизонттардың жату тереңдігі 300-360 метр аралығында ауытқиды,
олар онда толық ашылған. Игеру басталғаннан бері І объект бойынша 131658 т
немесе бастапқы шығарылатын қордың 26,3% мұнай өндірілді.
1.3 Игерудің ІІ объектісі
Игерудің ІІ объектісі шығарылатын бастапқы мұнай қорымен
механикаландырылған электроэнергия қорымен уақытылы қамтамасыз етілмеуі
салдарынан игеруге бір жыл кейін еңгізілді.
Бұл объект эксплутациясы 16ұңғымен жүргізілген. Есепті жыл ішінде
объект бойынша 16791 т мұнай және 40130 т су өндірілген.
Қабаттың мұнайлану қалындығының ең қуатты қабаты, №43 ұңғы ауданында,
30 м дейін жатыр. Мұнайлы горизонттардың жату тереңдігі 377-450 метр
аралығында ауытқиды.
Аталған объект құмның көп шығуымен белгілі, әсіресе сораптартардың
бұзылуынан № 48,43,53,80 ұңғылары пайдалану жиі шығады.
2000 жылдың соңына ІІ объектінің орташа тәуліктік дебиті –46 т мұнай
және 140 т су. Өнімнің сулану деңгейі 65%. Игеру басталғаннан бері объект
бойынша 168190 т су өндірілді.
Игеру басталғаннан бері 01.01.2001 жылы ІІ объект бойынша жиынтық
мұнай өндірілімі 158465 т немесе бастапқы шығарылатын қордың 29,6% құрады.
1.4 Игерудің ІІІ объектісі
ІІІ объект бастапқы мұнай қорының шығарылымымен игеруге 1986 жылы
енгізілді. Мұнай өндірудің негізгі объектісі көп қабатты триастық жатыс
болып табылады. Игеру басталғаннан бері 01.01.2001 жылы ІІІ объект бойынша
жиынтық мұнай мен судың өндірілімі 486899 т немесе бастапқы шығарылатын
қордың 93% және 233897 т су құрады.
Игерудің ІІІ объектісінің өнімінің құрамында парафин кездеседі, бұл НКТ-да
және ұңғының қабырғаларында парафиннің қабатталуынан бұл объектінің
пайдалануын қиындатады. 1993 жылдан бастап өндірілетін өнім құрамындағы су
деңгейінің өсуі салдарынан мұнайдың өндірілу деңгейі төиендеді.
Аталған объектіні он үш жыл бойын эксплутациялаудан шығарылатын қордың
жартысынан көбі өндірілген, ал қалған қоры әлі 6-7 жылға жетеді. Бұл объект
бойынша 2000 жылы 18592 т мұнай немесе 1999 жылға дейін өндірілген мұнайдың
43% өндірілді.
ІІІ объектіден басқа жалпы Забұрын кенорнының объектілерінің игерілуі
жобадан көп артта. Жобадан төмен сұйықтықтың алынуы І және ІІ
объектілерінің пайдалану ұңғыларында құмның көп мөлшерде кездесуімен
түсіндіріледі, нәтижесінде өнімді горизонттар толық қуатпен өндірілмейді.
01.01.2001 жылға дейін Забұрын кен орнында барлығы 77 ұңғы
бұрғыланған.
01.01.2001 жылға пайдалану қор 39 ұңғыны құрады, оның ішінде,
істеп жатқандары - 37 ұңғы, өнім беруші - 36 ұңғы, уақытша тоқтатылған - 1
ұңғы (№63), істемейтіндері - 2 ұңғы (№4,53).
1997-2000 жылдары жалпылай жөндеумен (толық жөнделетін)
пайдалануға № 19,23,2,79,45,44,42,77,80 ұңғылары пайдалануға еңгізілді.
Олар мұнай және газдың тәуліктік өндірісіне әсерлі қосымша өнім берді.
01.01.2001 жылы бір ұңғының орташа дебиті 3,5тоннаға тең.
Газдық фактор 65,7 мт
Сумен қанығу деңгейі 61%
Мұнайдың меншікті салмағы 0,776-0,913 гсм
Құрамындағы парафин 4%
Құрамындағы асфальтенді-
силикогельді шайыр 10% дейін
Құмдану коэффиценті 1-ден 0,5-ке дейін
Кен орын, горизонттарға су құю арқылы, қабат қысымымен қамтамасыз етуді
ылғида қажет етеді. Мұнай өндірудің негізгі көздері кен орынды игерудің I-
ші және II-ші объектілері болып табылады.
Майлы мұнайдың құрамындағы күкірттік-қышқылдық шайырдың үлесі 7% дейін
жетеді. Мұнайдың үлес салмағы - 0,895 гсм3. Шеттеріндегі судың әсер ету
режимі - гравитациялық.
Кен орынды игерілуі басталғаннан бері 777020 т мұнай және 503137
су өндірілді. Есептік 2000 жылы 43330 т мұнай және 87843 т су өндірілген.
Қазіргі уақытта неокомпттық А және Б горизонттарынан басқа
игерілуде 17 горизонт бар. А және Б горизонттары мұнайдың жоғарғы
тұпқырлығынан қайтарымды әдіспен эксплутациялануға негізделген.
Кен орынның игерілуі бастағаннан бері мұнайдың ең көп бөлігі ІІІ-
ші объектіде өндірілген. 1988 жылы кен орын бойынша максималды мұнай
өндірілген: 25 ұңғы жұмыс істеп, сумен қанығу деңгейі-5% құрайтын 69965 т
мұнай өндірген.
Техникалық сызбаға сәйкес 1988 жылы 29 ұңғы жұмыс істеп 120800 т
мұнай өндірілуі керек еді.
Жобалық көрсеткіштердің факілік көрсеткіштермен сәйкес келмеуі,
біріншіден, триас горизонттарында (ІІІ-ші объект) қосымша ұңғыларды
бұрғылау жұмыстарының тұрып қалуы, екіншіден, І-ші және ІІІ-ші объектілерге
суды максималды айдаудың мүмкін болмауына байланысты.
Апт-неоком қабаты
Апт-неоком қабаты ІІ-ші және ІІІ-ші шоғырларда өнімдірек болады.
Бұл қабаттың сұйық заты бойынша сіңіруші тау жынысы негізінен алевриттер
болып кездеседі, сонымен қатар кей жерлерде ұсақ түйіршікті құм кесектері
және саз қоспалары да баршылық.
Сұйық заты бойынша сіңіруші тау жыныстары бұл қабатта көптеп
кездеседі. Қабаттың жалпы тиімділік қалындығы 4 метрден 9 метр аралығында
өзгеріп отырады. Жалпы мұнай қабатының қалындығы 2м ден 6,5м аралығында
болады. Ал ІІ-ші шоғырдағы ақиқаттық белгі - 901м, бұл көрсеткіш №57 ұңғы
бойынша жасалған картаж мәліметтерінен алынған.
ІІІ-ші шоғырдағы құрылымының шығыс бөлігіндегі
№10,43,36,64,35,22,30,31,63,16 ұңғыларында мұнай өнімділігінің
артықшылықтары байқалады, ал басқа ұңғыларда көбінесе сазды қабаттар
кездеседі. Сынама тәжірибеде 4 ұңғыда жасалынып өнімділігі тәулігіне 4м3
ден 114мдейін анықталды, №64 ұңғыдан УКН - 897 метрде жүргізіліп,
кеніштің биіктігі қабылданған УКН бойынша екі блоктада 16м биіктікті
құрайды.
УКН - условный контур нефтеносности (шартты мұнайлылық нұсқасы).
Қабаттардың орналасу (түзілу) тереңдігі ІІ-ші шоғырда минус 903м,
ал ІІІ-ші шоғырда минус 892м.
Бастапқы қорлары: 639 мың т баланстық және 83 мың т игеріліп
жатқан мұнай көлемі. Қайта есептеулер жүргізілгеннен кейін баланстық және
игеріліп жатқан мұнай қорының көлемі сәйкесінше 1179,5 мың т және 153,3 мың
т құрайды. Игеріліп жатқан мұнайдың құрамында 4,1 млн м ерітілген
(аралас) газ бар.
І неоком қабаты
Бұл қабаттың айырмашылығы оның құмды-азды жыныстардан көбірек
кездесетіндігі, олардың қалындығы 14 метрден 26 метр болады да, көбінесе
алевриттермен аралас жатады. Қабаттағы мұнаймен қанығу тиімділігінің
қалындығы 0,8 метрден 4,2 метраралығында өзгеріп отырады. ІІ-ші блокта ВНК
- 925м тереңдігінде қабылданды. ІІІ-ші блокта ВНК - 915м тереңдікте. ІІ
және ІІІ блоктардағы мұнай қорының биіктігі 15м ден 20м дейін.
Бастапқы қорлары: 546 мың т баланстық және 71 мың т игеріліп
жатқан мұнай көлемі. Қайта есептеулер жүргізілгеннен кейін баланстық және
игеріліп жатқан мұнай қорының көлемі сәйкесінше 1910,5 мың т және 248,3 мың
т құрайды. Игеріліп жатқан мұнайдың құрамында 6,7 млн м ерітілген
(аралас) газ бар.
ІІ неоком қабат ІІ неоком қабаты өзінің көлемі жағынан ең
үлкен горизонт болып табылады. Бұл қабатта сонымен қатар бытыраңқы ұсақ
түйіршікті және орта түйіршікті құм қоспалары да кездесіп отырады.
Жалпы тиімділік қалыңдығы бұл қабаттың 4,5-22 м, мұнаймен қанығу
тиімділігі 3,0 метр-17,5 метр аралығында өзгеріп отырады. Баланстық мұнай
қоры 10773 мың т, ал игеріліп жатқаны 5027 мың т құрайды. Ерітілген
(араласқан) газ қоры игеріліп жатқан мұнай құрамының 235,9 млн м
құрады.
ІІ неокомптық горизонт бойынша ұңғылардың орналасу орындары
өзгерді. Сөйтіп №56,58 ұңғылар ІІІ блокқа ауысты, яғни ІІ блоктың ауданы
кішірейді. Жалпы алғанда горизонт бойынша мұнайлану ауданы, мұнаймен қанығу
қабаттарының мәндері және де есептік параметрлер өзгеріссіз қалды.
1.01.2000 жылына пайдалану қор жобалық 69 данаға қарсы 59 дана құрады.
Игеру жұмыстарының басынан 1.01.2000 жылға дейін 2189 мың тн мұнай, 4120
мың тн сұйықтық, 98,3 млн м газ өндірілді, бірақ жоба бойынша 2696
мың тн мұнай және 4920 мың тн сұйықтық өндірілуі керек еді. 1999 жылы кен
орны бойынша 200 мың тн мұнай, 563 мың тн сұйықытық өндірілді. Орташа
газдық фактор 46,4 м тн құрайды. Сулану деңгейі 62%, ал жоба бойынша
59,1% болу керек еді.
Өндірілген бастапқы қорлардан сұрыптау жылдамдығы жобалық 5,5%-дың
орнына 3,3% құрайды. Өндірілгені 36,7%, бұл жобадан 15,3% кем. Бір
өндіруші ұңғының орташа тәуліктік дебиті 10тнтәулігіне мұнай және 28,6
тнтәулігіне сұйықтықты құрайды, ал жоба бойынша 11,8 тнтәулігіне мұнай
және 29,4 тнтәулігіне сұйықтықты өндіру керек еді.
Фактілік көрсеткіштердің жобалық мәндермен сәйкес келмеуін бұрғылау және
пайдалану ұңғыларын еңгізу жұмыстарының жобадан артта қалуымен түсіндіруге
болады. 2000 жылы №100 ұңғының бұрғылануы басталды, көзделген тәуліктік
дебит 8 тнтәулігіне мұнай құрайды.
Қосымша ұңғыларды бұрғылау және суық суды құюды арттырудан басқа, ІІІ
блокта 1990 жылы ВолгоградНИПИНефть орындалғған жобаға сәйкес №40 және №
42 ұңғылар арқылы ыстық суды құю үшін тәжірибелі учаскесі ұйымдастыру
көзделуде. Жылу тасымалдаушы сұйықтықты құю бойынша тәжірибелі-өндірістік
жұмыстарды жүргізу үшін таңдалған бірінші учаскесі 1(№42) айдамалы және 7 (
№ 35,41,43,45,78,79,85) өндірістік ұңғыларынан құралған. Аталған мұнай қоры
учаскесінің өлшемі 650x550 м (ауданы 330 мың м).
20.05.1998 жылы №42 ыстық айдамалы ауыстырылған ұңғы бойынша
Руст = 43 атм, Туст = 40 °С, Рпл = 77,5 атм, Тпл = 39 °С.
Шағылыатын ұңғылар бойынша:
2002 жыл– 25911 тн мұнай, 40236 тн су;
2003 жыл – 20026 тн мұнай, 34333 тн су;
2004 жыл – 19041 тн мұнай, 47252 тн су.
Жылу тасымалдаушы сұйықтықты құю бойынша тәжірибелі-өндірістік
жұмыстарды жүргізу үшін таңдалған екінші учаскесі 1(№40) айдамалы және 7 (
№ 15,33,39,47,76,77,84) өндірістік ұңғыларынан құралған.
Ұңғылардың ортасында № 40 айдамалы ұңғы орналасқан. Ол 1998 жылдың 24
тамызында ыстық айдама үшін ауыстырылған.
Шағылысатын ұңғылар бойынша:
2002 жыл–32207 тн мұнай, 29952 тн су;
2003 жыл –33974 тн мұнай, 34159 тн су;
2004 жыл –39059 тн мұнай, 37585 тн су.
Жылытушы пештердің өшірілуі салдарынан 1999 жылының қараша айынан
бастап № 40, № 42 ұңғылырға ыстық су айдау жұмыстары тоқтатылды. Оған
бірден бір себеп ағымдық газдың болмауы болды.
Қазіргі уақытта 245 м тәулік көлемінде суық суды айдау жұмыстары
жүзеге асырылуда. Қазан айында айдалатын судың орташа температурасы 75 С
болды, ал қараша айынан бастап судың температурасы 25-30 С.
Сызбада көрсетілгендей қараша айында шағылысатын ұңғылардың мұнай
дебиті 25тн ай мөлшеріне кемігендігі белгілі. Ыстық суды айдау жұмыстарын
тоқтату өз алдына 1,5 жыл ішінде қол жеткізген жылу режимнің бұзылуына
әкеліп соғады. Қабатқа ыстық суды айдау әдісімен жылулық әсер етуден тиімді
нәти же алу үшін 3-4 жыл аралығында тоқтаусыз айдау жұмыстарын жүргізу
керек. Есеп беру жылында Забұрын кенорнының игерілуін бақылау үшін айдамалы
және бақыламалы ұңғылар бойынша қысым өлшенді.
№ 38 айдамалы. – 97,7 атм; № 40 айдамалы. – 87,3 атм, 84,3 атм,
Тпл = 32 °С;
№ 76 мұнай ұңғысы. – 75,4 атм, Тпл = 37 °С;
№ 4 мұнай ұңғысы. – 74,6 атм, Тпл = 38 °С;
№ 62 бақылау. – 85,3 атм; № 63 бақылау. – 81,0 атм.
№40, №42 ұңғылары бойынша 12.12.2004 жылына дейін жүргізілген қабат
қысымының өлшемдері сәйкесінше 87,3 және 82,2 атмосфералық қысымға тең
болды. 31.01.2005 жылы дәл сол ұңғылрды өлшегенде қабат қысымы сәйкесінше
84,3 және 77,3 атмосфералық қысымға тең болды. айдамалы ұңғылар бойынша
қабат қысымының төмендеуін ескере отырып, қабат энергиясын сақтау
мақсатында су айдау көлемін жоспарлық көрсеткіштерге дейін көбейту керек.
1.1 кесте-Су айдау көлемін жоспарлық көрсеткіштері
Қазан 2004 ж. Қараша 2004 ж.
№ пп№ № Q мұнай Qсұйық-тЖұмыс Q мұнай Q Істелін-
айдамалжағылы-сатнай. ық. күнде-ртнай. сұйық-тыген
ы тын м3ай. і қ м3ай.күндер
ұңғыларұңғылар
1 40 76 209,3 321,8 7
1 Мұнай өндірісі мың тн 336219,3 310193,7 286200,0
2 Мұнайдың жинақталған мың тн 21001796,124101989,26962189,8
өндірісі 8
3 су өндірісі мың тн 364299,5 390296,4 356363,6
4 Судың жинақталған мың тн 14001270,71843,315628201930,8
өндірісі 7,1
5 Сұйықтық өндірісі мың тн 700518,8 700490,1 700563,6
6 Сұйықтықтың жинақталған мың тн 35203066,84256,435549204120,5
өндірісі 6,9
7 Газ өндірісі млн.м3 15,58,7 14,39 13,29,3
8 Газ өндірісінің соммасы млн.м3 93,880 108,189 121,398,3
9 Газ факторы тнм3 46,4 4646,4 46,4
10 Суланудың орташа жылдық % 5258 55,760 59,162
деңгейі
11 Ұңғыларға суды құю мың м3 540620 700700 750700
12 Ұңғыларға жалпа құйылғанмың м3 19332329,526333029,33833729,5
су көлемі 5
13 Су құю арқылы таңдау % 48,167 54,876 60,681
компенсациясының соммасы
14 Мұнай қайтарымының % 17,612,95 20,113,9 22,515,3
коэффиценті
15 Бастапқы шығарылатын % 6,54,04 63,2 5,53,3
қордан мұнай өндірудің
жылдамдығы
16 Өндірілгені % 40,533,07 46,533,3 5236,7
17 Пайдалану қоры ұңғы. 7459 6959 6959
18 Ұңғылардан өндірудің ұңғы. 7358 6959 6959
атқарушы қоры
19 Айдау қоры ұңғы 1211 1711 1711
20 Айдалмалы ұңғылардың 128 1711 1710
атқарушы қорлары
21 Мұнай бойынша орташа тнтәулі13,211,5 12,810,0 11,810,2
тәуліктік дебит к
22 Сұйықтық бойынша орташа тнтәулі27,424,1 29,422,6 29,428,6
тәуліктік дебит к
23 Жаңа ұңғыларды еңгізу ұңғы 1
24 Жаңа ұңғылардан мұнай мың тн 2,0
өндіру
25 Жаңа ұңғылардан мұнай мың тн 4,3 3,7 3,9
өндірісі
26 игеру басталғанан бері мың тн 25,1 28,8 32,7
ұңғыларға су айдау
арқылы алынатын қосымша
өндіріс
1.5 Мұнайды өндеуге дайындаудың негізі
1.5.1 Мұнай дегазациясы
Жердің астынғы қабаттарынан өндірілетін мұнайдың құрамынды ағымды
деп аталатын газ бар. Мұнайдың өндіріген әрбір тоннасына 50-100 м ағымды
газ келеді. Тасымалдау және мұнайды өндеуге берер алдында газ мұнайдан
бөлінуі керек. Мұнайдан газды бөлу - дегазация- сепараттау және
тұрақтандыру сақтандырғыш арқылы жүзеге асырылады.
Мұнай қабатының жоғарғы қысым жағдайында газдар мұнаймен
ерітілген. Мұннайды жердің жоғарғы қабатына шығарған кезде қысым азаяды
және ерітілген газ бөлінеді. Ең қажеттісі оны осы сәтте ұстау. Мұнайдың
және газдың қозғалу сипатының ерекшелігінебайланысты өндірісте газды
мұнайдан бөлудің бірнеше тәсілдері бар.
Бірінші топтың тәсілі газдың мұнайдан бөлінуі ұңғылардан ең жақын аралықта
орналасқан құрылғыда бөлінуімен сипатталады. Газ бөлінгеннен кейін орталық
жинақтау пунктіне тек мұнай ғана жіберіледі. Жоғарыда аталған тәсіл 1-ші
суретте көрсетілген. Мұнай - газ қоспасы ұңғыдан тікелей С1 сыйымдылығына
жіберіледі. Бұл сыйымдылық мұнайдан газды бөлетін құралдармен жабдықталған.
С1 сыйымдылығын біз трап деп атаймыз. С1 трапынан газ газ жинаушы
коллекторға, ал мұнай Е1 мернигіне шығарылады. Газ жинаушы коллектордан
шыққан газ, жанғыш газдың қосымша өнделуі үшін, газ-бензин зауыдына
жіберіледі. Коллекторға жақын арада орналасқан бір немесе бірнеше
кенорындардың 100-ден аса ұңғылары қосылады.
Трапта бөлу процессін жүргізетін қысымның төмендігі салдарынан (1-
2 атмосфералық қысымға тең болатын қысым), газдың газ-мұнай зауыдына жетуін
қамтамасыз ету үшін трапта ЛК1 компрессорлары қосылады. Мұнай Е1 мернигінен
өз ағысымен немесе сораптартармен мұнай жинау пунктіне жіберіледі. Онда ол
сусыздану процессіне беріледі.
Көрсетілген әдіс қарапайымдылығымен ерекшеленеді, бірақ ол жанғыш
газдың толық ұсталуын қамтамасыз етпейді. Бір сатылы айырғыштан кейін
мұнайдың құрамында 40-50 -ға дейін жанғыш газ қалып қояды. Бұл газ мұнаймен
бірге Е1 мернитіне және мұнай жинау пунктінің резервуарларына түседі,
сөйтіп көп бөлігі атмосфераға ұшырайды. Көп сатылы сепараттау жүйесі
бірсатылыға қарағанда әлдеқайда тиімдірек болып келеді (1,б сурет).
Мұнай ұңғысының ауызында жоғары қысым ұсталынады. Ұңғыға өте
жақын жерде С1 бірінші сатылы айырғышы орналасқан. Айырғыштағы газды бөлу
қысымы 6-7 атмосфералық қысымды құрайды. Бұл қысым газды айырғыштан газ-
бензин зауыдына жеткізу үшін жеткілікті. Бірінші сатылы газ бөлу
құрылғысынан шыққан мұнай, құрамындағы ерітілген газбен, өз ағымымен
орталық мұнай жинау пунктіне құйылады. Бұл пункте ұңғылардың көп бөлігінің
мұнай ағымдары келіп жиналады. Орталық жинау пунктінде қысымның азаюы
нәтижесінде С2 айырғыштағы мұнай құрамындағы газ қайта бөлінеді. Бөлінген
газ газ-бензин зауыдына компрессорлардың көмегімен жеткізіледі.
Көпсатылы сепараттау әдісінің артықшылықтары:
1. мұнай құрамынан газ неғұрлым толығырақ бөлінеді;
2. мұнай тамшыларының газбен бірге атмосфераға кетуі қысқарады;
3. газды қысу үшін электроэнергиның шығыны азаяды.
1.5.2 Мұнайды тұрақтандыру
Көпсатылы өндірістік сепараттаудан кейін де мұнай құрамында С-С
көмірсутегілердің елеулі бөлігі қалып қояды. Бұл көмірсутектердің елеулі
бөлігі резервуарлардан резервуарларға айдау және сақтау мен тасымылдау
кезінде жойылуы мүмкін. Газдармен қоса бензиннің жеңіл фракциялары да
жоғалуы мүмкін.
Газдардың және бензиннің жеңіл фракцияларының жоғалуын тежеу
үшін, ауаның ластануын тоқтату үшін, құнды газ тәріздес компонеттерді ұстау
үшін, мұнайды мұнай өндіру зауыттарына жіберместен бұрын, мұнайдан С-С
көмірсутектердің максималды мөлшерін бөліп алу керек. Бұл мәселе мұнайды
игеру бойынша кенорынға жақын орналасқан мұнайды тұрақтандыру құрылғысында
шешіледі. Мұнайды тұрақтандырудың әдістері әр түрлі болуы мүмкін. Мұнайдың
көп түрін тұрақтандыру үшін МТҚ құрылғыларында ректификация әдісі
қолданылады.
МТҚ құрылғысының сызбасы №2 суретте көрсетілген. Өндірістік
сепараттау құрылғыларынан шыққан мұнай Т1 жылу алмастыру және Т2 бумен
жылту құрылғылары арқылы өтеді. Т1 жылу алмастырушы құрылғыда мұнай
тұрақтандырылған мұнай болып жылытылады. Жылытылған мұнай ректификациондық
К-1 тізбек-сақтандырғышқа жіберіледі. Сақтандырғыштың жоғарғы жағынан
шығатын көмірсутектер ХК-1 конденсатор-мұздатқышта конденсацияланады және Е-
1 сыйымдылығына құйылады. Сақтандырғыштың жоғарғы жағынан С ден С ке
дейінгі көмірсутектер шығады. Айналмалы өндірістік сумен салқындатқан кезде
тізбектің жоғарғы жағынан щығатын өнім конденсатор-мұздатқышта түгелдей
дерлік конденсацияланбайды, сондықтан Е-1 сыйымдылығында конденсатордан
келген қоспа газ бен сұйықтыққа бөлінеді.
Газ Е-1ден отын жүйесіне бағытталады. Сұйық өнім - газ
конденсаты К-1 тізбегіне жаңадан келген мұнайды суландыру үшін бөліктеп
қайтарылады, ал баланстық көлемі тұрақтандыру құрылғысынан шығарылып,
орталық газфракциялау (ОГФҚ) құрылғысына беріледі. Бұл құрылғылар бірнеше
тұрақтандырғыш құрылғыларының газ конденсатын жеке көмірсутектерге бөлу
үшін арналған.
Тұрақтандырылған мұнай сақтандырғыштың түбінен шығып, Т-1 жылу
алмастыру құрылғысына келген шикізатпен энергия алмасу процессіне түседі,
сөйтіп барып ол мұздатқышта суытылады. Ректификациялыу үшін қажетті жылу
түтікті пештер арқылы тұрақтандырғыш тізбектің төменгі бөлігіне беріледі.
Тұрақтандырылған мұнайдың құрамындағы газ көлемі (С-С көмірсутектері) 0,8-
1,5% құрайды.
1.5.3 Мұнай эмульсиялары
Мұнайды өндіру кезінде көбінесе мұнаймен бірге қабат суы да шығады.
Қабат суында әртүрлі газдар ерітілген: көбінесе хлоридтер және натрий,
кальций, магний бикарбонаттары, аз мөлшерде карбоннаттар және сульфаттар
кездеседі. Қабат суларындағы тұздың құрамы кең көлемде өзгермелі болып
келеді: елеусізден мөлшерден - 30 % дейін. өндірілуге жіберілетін мұнайдың
құрамында су мен тұздардың бар болуы мұнай өндіру зауыдының жұмысына кері
әсер етеді. Егер мұнай құрамында судың мөлшері шектен көп болса, онда
мұнай айдау құрылғыларының аппараттарында қысым артады, яғни аппаратардың
өнімділігі кемиді және мұнайды жылытуға және суды буландыруға бөлінетін
жылу жоспардан көп шығындалады.
Бұдан да қатты кері әсер етушілер - хлоридтер. Олар жылу
алмастырушы құрылғылар мен пеш құбырларының қабырғаларында зиянды қабатты
құрайды, бұл өз алдына құбырларды жиі тазалауды қажет етеді және жылу
алмасу коэффицентін төмендетеді. Хлоридтер, әсіресе кальций және магний,
тіпті суық температураларда да тұзды қышқылдарды құрып гидролизденеді. Тұз
қышқылдарының әсер етуінен технологиялық аппаратураларының металлы
коррозияға ұшырайды. Әіресе гидролизденген хлорлы тұздардың әсерінен
айдауқұрылғыларының онденсациялық-мұздатқыш аппаратуралары тез желінеді.
Сонымен қатар, тұздар, түбкілікті мұнайөнімдерінде - мазутта және гудронда
жинақталып олардың сапасын төмендетеді. Демек, мұнайды өндеуге жіберместен
бұрын, оны судан және тұздан бөліп алу керек.
Суды және тұзды (мұнайдан) мұнайды жер қойнауынан шығарғаннан
кейін және мұнай өндеу зауыттарында бөледі. Мұнайдан суды және тұзды
бөлудің технологиялық процессінің екі типі бар - сусыздандыру және
тұзсыздандыру. Екі процесстің негізінде мұнай эмульсиясын бұзудың
технологиясы жатыр. Сусыздандыру кезінде мұнайдың және қабат суының
интенсивті араласуы нәтижесінде құрылған табиғи эмульсиялар бұзылады.
Сусыздандыру процессі мұнады өндіру кезінде жүргізіледі және дегазациямен
қатар тасымалдау және өндеу үшін мұнайдыдайындаудың бірінші сатысы болып
табылады. Тұзсыздандыру үшін сусыздандырылған мұнайды тұшшы сумен
араластырып, кейінен уақыт өтісімен бұзылытын эмульсияны жасайды. Мұнай
өндірісте және мұнай өндеу зауыдтарында тұзсыздандырылады. Мұнай мен су
нашар араласатындықтан қарапайым салқындату әдісімен судың негізгі массасын
бөліп алу процессі аса бір қиын шаруа емес, егер өндіру кезінде тұрақты
мұнай-су эмульсиясы қалыптаспаса. Бірақ өкінішке орай мұндай эмульсиялар
көп жағдайда қалыптасып, сусызандыру процессіне кері әсерін тигізеді. Сумен
қаныққан эмульсияланған мұнайды өндеуге болмайды. Тіпті эмульсия құрылмаған
жағдайда да мұнайды өндеуге болмайды, себебі сол судың елеусіз мөлшері
қайткенменде мұнайда ерітілген немесе бөлшекті күйде қалып қояды. Эмульсия
деп біреуі екіншісінің құрамында микроскопиялық тамшылардың өте көп санымен
бөлшекті күйде болатын екі өзара араласатын немесе араласпайтын
сұйықтықтардың жүйесін айтамыз. Глобулалар эмульсияның бір литріне
трилиондап есептелінеді. Құрамында глобулалар бар сұйықтықтарды
дисперсиялық орта, ал дисперсиялық ортада орналасқан екінші сұйықтықты
дисперсиялық фаза деп атаймыз.
Мұнай ұңғы бойымен қозғалғанда қабат суымен интенсивті түрде
араласады. Өндеудің әртүрлі сатыларында, мысалы сілтілеу кезінде, мұнай
және оның погондары сумен тығыз жанасады. Мұндай жағдайларда тұрақты мұнай
эмульсиялары жиі құрылады. Қалыпты жағдайда мұнай эмульсияларының
қабатсызданып бөлінуі кейде өте ұзақ уақыт өтісімен ғана болады. Бірақ
көбінесе бөліктеп қабатсыздану процессі жүреді және соның салдарынан су мен
мұнай қабаттары арасыда аралық эмульсиялық қабат қалыптасады.
Сыртқы түрі бойынша тұрақты эмульсиялар ақшыл сары түстен қара түске
дейінгі қою май тәріздес массаға ұқсайды. Мұнай өнімін сулы-сілтілі
тазалаудан кейін қалыптасқан эмульсиялар кейде қаймақ тәріздес түрге ие
болады. Эмульсияның тұпқырлығы су мен мұнай тұпқырлығынан едәуір жоғары.
Мұнай эмульсиялары көбінесе су мұнайда типіндегі эмульсия түрінде
кездеседі. Мұнда дисперсиялық орта - мұнай, ал дисперсиялық фаза - су болып
табылады. Мұндай эмульсия гидрофобты: суда ол қалқып жүреді, ал бензинде
және басқа ерітінділерде бірқалыпты араласады. Кейде дисперсиялық орта су
болатын мұнай суда типіндегі эмульсияларда кездеседі. Олар да гидрофильді:
суда ол бірқалыпты араласады, ал бензинде тұнбаланады немесе батады.
Эмульсияның қалыптасуы сұйықтықтың сыртқы қабатының қасиетіне
байланысты. Сұйықтықтың сыртқы қабаты ауамен немесе басқа сұйықтықпен
жанасқанда керімділік сиапатқа ие болады, яғни сұйықтықтың өз қабатының
үлкеюіне кері әсер ететін күшке ие болады. Мұнай және мұнай өнімдерінің
сыртқы қабаттарының керілуі 0,02-0,05 нм аралығында шектеледі. Тәжірибе
көрсеткендей, таза мұнай погондарына кйбір қоспа заттарды қосқанда сумен
жанасу шекарасындағы сыртқы қабаттың керілуі төмендейді. Бұл құбылыс жалпы
сипатқа ие.
Кейде қоспа заттарды аз концентрацияда еріту кезінде еріткіштің
сыртқы қабатының керілуін төмендетеді. Сыртқы қабаттың керілуін төмендете
алатын қоспа заттарды біз сырттай активті заттар деп атаймыз. Бұл заттардың
сипатты ерекшклігі - олардың құрамына көмірсутекті радикалдар молекуланың
гидрофобты бөлігі және қандайда бір полярлы топтар молекуланың гидрофильді
бөлігі кіреді. Полярлы қоспа заттардың әсер етуі нәтижесінде екі фазалы
сұйықтық жүйесінің фазалар шекарасының бөлінісінде сыртқы қабаттың
керілуінің төмендеуі қоспа заттың сол жүйенің компонентінде бірқалыпсыз
араласуымен түсінділеді. Еріткіштің бүкіл көлеміне қарағанда фазалар
бөлінісінің сыртқы қабаттарында қоспа заттардың мөлшері көп болады. Басқа
сөзбен айтқанда, қосылған полярлы қоспа еріткіштің сыртқы қабатымен
абсорбирленеді және сонымен қатар оның сыртқы энергиясын төмендетеді.
Нәтижесінде фазалар бөлінісінің шекарасында адсорбирленген қабат пайда
болады. Бұл қабатты еріткіштің сыртқы қабатындағы сырттай активті қоспа
заттар молекулаларының пленкасы деп те қарастыруға болады.
Тұтқырлы эмульсия, соның ішінде мұнай эмульсиясы да, өзара
араласпайтын екі сұйықтықтың қоспасына механикалық әсер етумен
дисперсияланатын, яғни сұйықтық өте ұсақ бөлшектерге бөлінетін, болса ғана
қалыптасады. Сұйықтықтың сыртқы қабатының керілуі неғұрлым төмен болса,
тамшылардың пайда болуы немесе сұйықтықтың жалпы сыртқы қабатының үлкеюі
соғұрлым жеңіл жүреді, яғни жұмыстың аз шығындалуын қажет етеді. Бірақ,
өзара араласпайтын екі таза сұйықтықтарды араластырғаннан кейін алынған
эмульсия аса тұрақты емес. Неғұрлым ауыр сұйықтық тұнба сияқты ыдыс түбіне
жататын болса, дисперсиялық фазаның тамшылары бір-бірімен соқтығысып ірі
тамшыларға бірігеді. Бұл екі процесстің нәтижесі эмульсия қабатының
қабатсызданып бөлінуіне әкеледі. Тек дисперсиялықтың өте жоғары деңгейінде,
яғни дисперсиялық фаза тамшыларының диаметрі микронның ондық бөлімімен
(10м) есептелініп және молекулярлық күштер гравитациялық күштермен
теңескен сайын ғана эмульсияның бұзылуы қиындайды.
Егер де екі араласпайтын сұйықтықтар дисперсияланатын күйде болса
және оның құрамында адсорбарциондық қабат құру арқылы сыртқы қабаттың
керімділік қасиетін төмендететін қандай да бір сырттай активті қоспа заттар
болатын болса жағдай мүлдем басқаша болатын еді. Біріншіден, бұл
тамшылардың ұсатануына көмектесер еді, екіншіден, тамшылар дисперсиялық
ортаның молекулаларымен емес, адсорбиционды қабатпен қоршалады. Мұндай
жағдайда тұрақты, әрі қабатсызданып бөліну деңгейі өте ауыр эмульсиялар
құрылады, себебі, дисперсиялық фазаның тамшылары адсорбин қабатымен
қоршалған және өзара қосыла алмайды. Кей кезде адсорбин қабаты қаың болып
келеді, тіпті оны микроскоппен көруге болады.
Эмульсияның құрылуы мен тұрақтануына көмектесетін қоспа заттарды
эмульгаторлар деп аталады. Оларға мынадай мұнайдың қоспалары жатады:
шайыр, асфальтен, асфальтогенді қышқыл және олардың ангидриттері, нафтен
қышқылдарының тұздары, сонымен қатар, бейорганикалық қоспалар. Мысалы,
Левченконың мәліметтері бойынша арланск және ромашкин мұнайлары
эмульгаторларының құрамында шайыр мен асфальтеннен басқа 50%-ға дейін
бейорганикалық заттар бар. соңғы жылдардағы зерттеулер көрсеткендей,
тұрақты эмульсиялардың құрылуына әр түрлі қатты көмірсутектер де қатысады.
Парафиндердің, церезиндердің және аралас парафиндінафтендік
көмірсутектердің микрокристаллдары эмульсиялық глобулалардың сыртқы
қабаттарында адсорбирленеді, басқаша айтқанда, өзгеше бір броня құрайды.
Эмульсияның сипаты эмульгатордың қасиеттеріне байланысты. Шикі
мұнайда негізнен су мұнайда типіндегі гидрофобты эмульсия құрылады, себебі
бұл жағдайда эмульгатордың ролін шайыр орындайды. Олар мұнайда жақсы
ерітімді де , суда мүлдем ерімейді. Шайыр мұнай-су бөлінісінің сыртқы
қабатында адсорбирленеді, мұнай сыртқы қабатқа шығып, су бөлшектерінің
айналасында мықты қабатшаны құрайды.
Мұнай қышқылдарының алюминнит, кальций, магний және темір
сабыдары да мұнайда жақсы ериді, сондықтан олар гидрофобты эмульсиялардың
құрылуына жақсы әсер етеді. Мұнай қышқылдарының натрий сабындары керісіше
суда жақсы ерісе, ал көмірсутектерде нашар ериді. Сондықтан да олар су
фазасы жағынан сыртқы қабатта адсорбирленеді, мұнай тамшыларын пленкамен
қоршап, мұнай суда типіндегі гидрофильді эмульсияның құрылуына әсер етеді.
Эмульгатордың екі типінің қасиеттерін қолдана отырып эмульсияның
типін ауыстыруға болады, яғни бір типтен екінші типке көшуге болады. Мұндай
әдіс эмульсины бұзу кезінде қолданылады.
1.5.4 Мұнай эмульсияларын бұзудың әдістері
Мұнай эмульсияларын бұзу механизмі бірнеше сатыдан тұрады: су
глобуларының соқтығысуы, глобулалардың ірі тамшыларға бірігуі, тамшылардың
түсуі.
Эмульсияны бұзу үшін өндірітік тәжірибеде келесідей процесстер
қолданылады:
- механикалық - фильтерлеу, ультра дыбыспен өндеу;
- термикалық - мұнайды судан жылту және тұратандыру, ыстық сумен жуу;
- электрлік - айнымалы және тұрақты электр өрісінде өндеу;
- химиялық - әр түрлі деэмульгаторлармен өндеу;
Араластыру және электр өрісінің әсер етуі су глобулаларының соқтығысу
ықтималдығын өсіру үшін қолайлы жағдай құрайды, жылу су және мұнай
тығыздықтарының бөлінуін өсіреді,мұнай тұпқырлығын төмендетеді, бұл өз
алдына су тамшыларының тез әрі толық ағып кетуін қамтамасыз етеді.
Деэмульгаторлардың көмегімен - арнайы сырттай активті қоспалар су
тамшыларын қоршайтын қабаттардың құрылымдылық - механикалық төзімділігі
әлсірейді. Деэмульгатор ретіде әр түрлі сырттай активті қоспалар
қолданылады. Сырттай активті қоспалардың эмульсияға әсер ету механизмі өте
күрделі және аз зерттеінген.
Су ерітінділерінде деэмульгаторлардың әсер ету сипаына қарай олар
ионактивті және ионактивті емес болып бөлінеді. Біріншілері, егер
ерітінділерде катиондарға және аниондарға диссоцирленсе, екіншілері, ион
құрмайды. КСРО-да және шетелде жүргізілген зерттеулер көрсеткендей, ең
жақсы деэмульгаторлық әсер етушілер ионогенді емес заттар екендігі белгілі.
Ионогенді емес деэмульгаторлардың шығыны он есе аз және 1т тұзсыздандыруға
кететін пайдалану шығындар ионогенді қоспаларды қолданғаннан гөрі бес есе
аз.
Соңғы уақытқа дейін мұнай эмульсияларын бұзу үшін анионактивті
деэмульгатор - нейтрализденген қара байланыс (НЧК) қолданылынды. Бұл
деэмульгатор тұзсыздандырудың кейбір құрылғыларында осы күнге шейін
қолданылды.
Қазіргі уақытта әртүрлі ионогенді емес деэмульгаторлардың
қолданысы кеңеюде, олардың қатарында ең белгілері - ОЖК және ОП-10. ОЖК
деэмульгаторы оксиэтилирленген майлы қышқыл, ОП-10 оксиэтилирленген
алкилфенол болып табылады.
Эмульсияны бұзудың ең кең тараған әдістері термохимиялық және
электрлік әдістер. Кернеулігі жоғары электр өрісінің әсерінен зарядталған
су тамшылары электродтарға қарай қозғалады. Электраралық кеңістіктегі
электр өрісі жиілігінің өзеруі салдарынан су тамшыларының қозғалу бағыттары
да өзгереді, олар өзара соқтығысып бірігеді.
1.5.5 Мұнайды сусыздандыру
Өндірісте мұнайдан суды бөліп алудың ең онай әдісі - атмосфералық
қысымның көмегімен термохимиялық тұзсыздандыру. 30-50 С-ге дейін жылытылған
мұнайға деэмульгатор қосады, одан кейін мұнай салқындау үшін оны
резервуарға құяды. Мұнайды мұндай жолмен өндеуде саңылаулық емес
резервуарларда салқындау уақытында өте көп жеңіл мұнай өнімдері жоғалуы
мүмкін. Бұл кемшіліктер қысыммен термохимиялық салқындату кезінде
кетіріледі (3-сурет). Шикі мұнайды Е-1 ден Н-1 сораптартарымен шығарып
алады, Е-2 шығатын деэмульгатормен араластырылады, Е-3 терможинақтаушы
сыйымдылыққа Т-1 жылуалмастырушы және Т-2 бумен жылту құрылғылары арқылы
жіберіледі. Терможинақтаушы сыйымдылықта мұнай 15 атмосфералық қысымға тең
болатын қысымның астында 1-3 сағат аралығында болады. Сусыздандырылған
мұнай Т-1 жылу алмас-тырушы арқылы Е-4 резервуарына бағытталады.
Резервуарда қосымша, тағы да судан бөлінеді. Жиналған су Е-5 мұнай
қақпанына ағызылады, одан кейін А-1 ұңғысына құйылады. Тер-можинақтаушыдан
шыққан судың біраз бөлігі ағым (жинақталған) судың құрамындағы деэмульга-
торды қайта пайдалану мақсатында шикізат сораптартың қабылдаушы-сына қайта
қайтарылады. Мұнай қақпанынан сусыздандыруға қайта түседі.
1.5.6 Мұнайды тұзсыздандыру
Мұнайы терең сусыздандыру кезінде қабат суының құрамында тұз аз
болса, онда олардың толық кетірілуі мүмкін. Бірақ, мұнайдың көп түрлері
қосымша тұзсыздандыруды қажет етеді.
Кейбір жағдайларда тұзсыздандыру үшін термохимиялық әдіс
қолданылады, бірақ көп жағдайларда эмульсияны термохимиялық салқындатумен
қатар электр өрісінде өндеуді ұштастырған әдіс қолданылады. Соңғы типтегі
құрылғылар электротұзсыздандырғыш құрылғылар болып табылады (ЭЛОУ).
Мұнайды тұзсыздандыру құрылғысының технологиялық сызбасы 4
суретте көрсетілген. Құрамына жуу суы,деэмуьгатор және сілті енгізілген
мұнай бірінші сатылы Э-1 электродегидраторларға Т-1 жылуалмастырушы және Т-
2 бумен жылту құрылғылары арқылы Н-1 сораптарымен жіберіледі. Мұнда судың
және тұздың негізгі массасы кетіріеді олардың құрамы 8-10 есе азаяды.
Кейбір құрылғыларда (ЭЛОУ) Э-1 электродегидратордың алдында термохимиялық
саты орналасады. Э-1 ден мұнай қайта өнделу үшін екінші сатылы Э-2
электродегидраторына бағыталады. Э-2-нің алдында су мұнайға қайта құйылады.
Тұзсыздандыруға кеткен судың жалпы шығыны өнделетін мұнайдың 10% құрайды.
Кейбір құрылғыларда таза су ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... .
Андатпа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ...
1 Техника-технологиялық бөлім
1.1Кен орын туралы жалпы
мәліметтер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.2Игерудің I-объектісі
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ...
1.3 Игерудің
II-объектісі ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ...
1.4Игерудің
III-объектісі ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ...
1.5Мұнайды өңдеуге дайындаудың
негізі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.5.1Мұнай
дегазациясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ..
1.5.2 Мұнайды
тұрақтандыру ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ...
1.5.3 Мұнай
эмульсиялары ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ...
1.5.4 Мұнай эмульсияларын бұзу
әдістері ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ..
1.5.5 Мұнайды
сусыздандыру ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... .
1.5.6 Мұнайды
тұзсыздандыру ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... .
1.5.7 Электротұзсыздандыру құрылғысының негізгі
түрлері ... ... ... ... .
1.6 Мұнайды бірінші ретті дайындаудың технологиялық сызбасы ... ...
1.6.1 МДҚ құрылғысының технологиялық процесінің сипаттамасы ...
1.6.2 Технологиялық сызбаның
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.6.3 Жұмыстың резервтік
сызбасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.6.4 Реагент-деэмульгаторды дайындау және айдау
сызбасы ... ... ... .
1.6.5 Аппараттарды өнімнен және бұқтырмаларды
орнату ... ... ... ... ..
1.7 МДҚ-ның жұмыс
регламенті ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... .
1.7.1 МДҚ цехының жалпы сипаттамасы
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... .
1.7.2 МДҚ құрылғысының жұмыс істеу режимінің технологиялық
нормалары ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ...
1.7.3 Технологиялық процесті бақылау.МДҚ құрылғысының дабылы және
жұмысты тоқтату
жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ..
1.7.4 МДҚ құрылғысын іске қосу және өшіру
тәртібі ... ... ... ... ... ... ... .
1.8 Электродегидратор
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... .
1.8.1 Есептің
шарты ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ...
1.8.2 МДҚ құрылғысының
өнімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
..
1.8.3 Материалдық және жылулық
баланс ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.9 Мұнай эмульсияларын жылыту блогының
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ..
1.9.1 Жылытушының механикалық
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ...
2 Экономикалық бөлім
2.1 Қабат қысымын ұстау жүйесіне кеткен жылдық өндірістік шығындар
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ...
2.1.1 Энергетикалық шығындар
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ...
2.1.2 Қосымша материалдар шығындар
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ..
2.1.3 Мұнайды жинауға тасымалдауға және технологиялық дайындауға
кететін
шығындар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ..
2.1.4 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша
шығындар ... ... ... ... ... ... .. .
2.1.5 Еңбек ақы қорының
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .
...
2.1.6 Күрделі жөндеуге кеткен
шығындар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... .
2.1.7 Экономикалық тиімділік
есебі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ...
3 Еңбекті қорғау бөлімі
3.1 Мұнай мен газды жинау және дайындау кездегі қауіпсіздігі және
зиян өндірістік факторларды
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.2 Қорғаныс
шаралары ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ...
3.2.1
Айырғыштар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ... ... ... ... ..
3.2.2 Резервуарлардың,сораптардың,мұнай жинау және газ жинау
торларының жұмысының
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.2.3 Мұнай және газды дайындау қондырғыларының жұмысы кезіндегі
техника
қауіпсіздігі ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .
... ... ... ..
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі
4.1 Технологиялық процесті қауіпсіз жүргізудің негізгі
ережелері ... ..
4.2 Технологиялық процесте мүмкін болатын
ретсіздіктер ... ... ... ... ...
4.3 МДҚ құрылғысын апаттық
өшіру ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... .
4.4 Түтін газдардың атмосфераға
шығуы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ...
Қорытынды
Қолданылған әдебиеттер
Кіріспе
Каспий теңізінің шельфін есептемегенде Қазақтандағы өндірістік
категориядағы өндіріліп жатқан барлық дәлелденген қорлар 3 млрд тонна мұнай
мен газ конденсатын және жуық шамамен алғанда 2 трлн м3 газды құрайды.
Қазіргі уақытта Қазақстан республикасының жыл басындағы балансында 200 ден
аса көмірсутек шикізаттарын өндіретін кенорындар бар, олардың негізгі қоры
Батыс Қазақстанның ең ірі 14 кен орындарында шоғырланған. Олардың қатарында
шығарылатын қоры шамамен 700 млн тонна мұнайы бар Теңіз мұнай кен орны,
шығарылатын қоры 400 млн тоннадан асатын құрайтын Қарашығанақ мұнай-газ
конденсатының кен орны сияқты ірі алыптар бар.
Жалпы республика бойынша мұнай және газ конденсатын шығары 2000 жылы
35,3 млн тонна құрады. Ал 2005 жылға дейін 60 млн тонна болса, 2010 жылы
100 млн тонна мұнай-газ конденсатын өндіру көзделген. КТК еңгізілуі жақын
араға мұнайдың экспортталуын қамтамасыз етеді. Каспий шельфінің болашақ
мұнайын тасымалдау үшін қосымша жобалар қарастырылуда.
Мұнай-газ кен орындары көбінесе Каспиймаңы мұнай-газ аумағында,
Онтүстік-Манғышлақ, Торғай, Үстірт-Бұзашын және Шу-Сарысу мұнай-
газды облыстар аралығында шоғырланған. Газ қорының зерттелінген негізгі
көлемі Қарашығанақ мұнай-газ конденсатының кен орны - 0,8 тлрн. м3 (св+р),
Теңіз мұнай кен орнына - 335 млрд. м3 газ, Жаңажол мұнай-газ конденсатының
кен орнына - 100 млрд. м3, Имашевское мұнай-газ конденсатының кен орны -
128 млрд. м3 газ, Өріктау мұнай-газ конденсатының кен орнына - 40 млрд. м3
келеді.
1 Техника-технологиялық бөлімі
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
1966 жылы Забұрын кен орнында күнбезділік дөңестету жұмысына
Астраханның геофизикалық экспедициясы сейсмикалық зерттеулер жүргізілді, ал
1978 жылы Казнефтегазразведка басқармасы бойынша тұзасты және пермотриас
шөгінділерінде сейсмикалық ідестіру зерттеу жұмыстары жүргізілді. Одан
кейін Гурьевнефтегазразведка барлау экспедициясымен Мел, Юра және Триас
шөгінділерінің төменгі қабаттарында мұнай-газ қорларын табу мақсатында
іздестіру барлау жұмыстары жүргізілген. Сөйтіп барлау-бұрғылау нәтижесінде
1978 жылы Забұрын мұнай-газ кен орны ашылды.
Алғашқы ашылған 1 ұңғыдан қабат сынау кезінде 914-916 және 890-
893 метр аралығында 7мм тежеткіштен тәулігіне 43 м3 мұнай-фонтанды ағын
алынды. Кен орын 1984 жылы КазНИПИнефтьпен құрылған технологиялық жоба
бойынша 1986 жылы игеруге еңгізілген. Аталған технологиялық жобада 2 нұсқа
қарастырылған. Игеруге 2-ші нұсқа алынды.
1,4 ұңғыларымен ашылған өнімді горизонттарды анықтау мақсатында
5,6 ұңғылары бұрғыланды. 1981 жылы сейсмикалық зерттеулердің мәліметттері
бойынша тектоникалық бұзылудың оң түстігінде 6 ұңғы бұрғыланған болатын.
Бірақ құрылым қабаттарының төмендеуі салдарынан дәл осы ұңғы тектоникалық
бұзылудың сол түстігіне ығысты.
Үшінші блоктағы 8 ұңғымен анықталған мұнай қабатының қорын
жиектеу және зерттеу үшін 9,10,11,12,13,14,15,16,22 ұңғылары бұрғыланған.
Екінші блоктың 17,20 ұңғылары көмегімен көтерілістің он түстік
қанатында 1 және 2 горизонттары бойынша мұнай қорының нақты мөлшерін
анықтауға мүмкіндік туды. Азамплитудалы көтерілісте қаланған 7 ұңғыда
өнімді горизонттар байқалмады.
Мел және Юра шөгінділерінің төменгі қабаттарында мұнай және газ қорын
барлау мақсатында Батыс блоктың шегінде бұрғыланған 18,19 ұңғылар мүлдем
бұрғыланбаған болып шықты.
№3 ұңғы триас шөгіні бойынша құрылымның көтерінкіленген бөлігінде
бұрғыланған. Триас шөгініне 6 ұңғы да бұрғыланған.
Кен орында 1989 жылы 30-шы маусым 30-шы тамызға дейінгі сынама
пайдалану кезінде 4252 тонна мұнай 1132 тонна су және 112 мың м3
газөндіріліп, сонымен қатар 1029 м3 көлемде бұралқы су айдалды. Ал 1990
жылдың ақпан айында кен орны өндірістік жетілдіру ісіне қосылды. 1993 жылы
Эмбанефть өндірістік бірлестігіне қарасты Орталық ғылыми-зерттеу
лабораториясының тұжырымы бойынша Забұрын кен орнын жетілдіру жобасы
дайындалды. Осы жасақталған жоба бойынша алғашқы бекітілген мұнайдың қоры
төмендегідей:
1. теңгерілетін мұнай қоры - 14289 мың тонна;
2. өндірілетін мұнай қоры - 5972 мың тонна.
Кен орында 2000 жылдың 1-ші қаңтарына дейін 24 іздеу-барлау, 66
пайдалану,11 арнайы ұңғылар бұрғыланды.
Игерудің фактілік көрсеткіштерінің жобалық шешімдермен сәйкес
келмеуі салдарынан 1994 жылы ПО Эмбанефть ЦНИЛмен Забұрын кен орнын
игеру жобасы құрылған. Забұрын кен орнын игеру жобасы бойынша 3 нұсқа
қарастырылған. Жобаны іске асыру үшін 3-ші қабылданған.
Кен орнында үш мұнай учаскесі анқталып игерілуде:
1. Оңтүстік-батыс қанат;
2. Оңтүстік-шығыс қанат;
3. Оңтүстік-шығыс қанатының перефереясы.
1994 жылы ПОЭН ЦНИЛмен құрылған Забұрын кен орнын игеру жобасы
бойынша игерудің 3 объектісі қарастырылған:
а) игерудің бірінші объектісіне онтүстік-шығыс қанатының юра
горизонттары (J2-I,J2-II,J2-III) кіреді;
б) игерудің екінші объектісіне онтүстік-баттыс қанатының юра
горизонттары (J2-IV,J2-V,J2-VI,J2-VII) кіреді
в) игерудің үшінші объектісіне онтүстік-шығыс қанатында анықталған триас
горизонттарын (T-I,T-II,T-III,T-IV,T-V,T-VI,T-VII ) біріктіреді.
Игерудің III нұсқасы бойынша қабат қысымын қамтамасыз ету үшін
қосымша ұңғыларды бұрғылау және су айдау жұмыстары қарастырылған.
Объектілерді игеру 52 өндіруші және 10 айдамалы ұңғылармен
жүргізілуі керек, соның ішінде, сәйкесінше, I-ші объектіде - 163, IІ-ші
объектіде - 162 және III-ші объектіде - 205.
Техникалық сызбаға сәйкес мұнайдың 146,6 мың тонна көлемінде
максималды өндірілуі игерудің екінші жылына келеді. Сызбаға сәйкес жылына
52 өндіруші ұңғы жұмыс істеуі және 246,5 мың м су құйылу керек.
Кен орын 1988 жылы алты барлау ұңғыларымен (№17,19,21,23,32,36)
игеріле бастады. Игерудің технологиялық сызбасында көрсетілген жобалық
ұңғылар тек 1988, 1994, 1995 жылдары ғана бұрғыланды. Сонымен бірге
пайдалану қор 41 дананы құрады.
Игеруде үш объект бар. Бірінші жылдағы игеру, фактілік мәліметтер
көрсеткендей, 18 ұңғының (I,II,III-объектілер) орнына 6 ұңғымен (III-
объект) ғана жүргізілген.
1.2 Игерудің І объектісі
І мұнай объектісі бастапқы мұнай қорының шығарылымымен игеруге 1987
жылы 8 ұңғымен (№ 5, 40, 48, 50, 51, 52). 1994 жылы бұрғылаудан шығарылған
№ 61,63,72,70,76 ұңғылары, 1995 жылы бұрғылау көмегімен шыққан №
71,77,62,73 ұңғылары еңгізілді.
Бұл объект бойынша 2000 жылы 7947 тонна мұнай өндірілді. Қабаттың
мұнайлану қалындығының қуаты 12 м дейін жатыр.
Аталған объект құмның көп шығуымен белгілі, әсіресе сораптартардың
бұзылуынан № 41,48,49,51,52 ұңғылары пайдалану жиі шығады.
2000 жылдың соңына І объектінің орташа тәуліктік дебиті – 21,7 т мұнай,
246,5 т су, сулану деңгейі 65%.
Мұнайлы горизонттардың жату тереңдігі 300-360 метр аралығында ауытқиды,
олар онда толық ашылған. Игеру басталғаннан бері І объект бойынша 131658 т
немесе бастапқы шығарылатын қордың 26,3% мұнай өндірілді.
1.3 Игерудің ІІ объектісі
Игерудің ІІ объектісі шығарылатын бастапқы мұнай қорымен
механикаландырылған электроэнергия қорымен уақытылы қамтамасыз етілмеуі
салдарынан игеруге бір жыл кейін еңгізілді.
Бұл объект эксплутациясы 16ұңғымен жүргізілген. Есепті жыл ішінде
объект бойынша 16791 т мұнай және 40130 т су өндірілген.
Қабаттың мұнайлану қалындығының ең қуатты қабаты, №43 ұңғы ауданында,
30 м дейін жатыр. Мұнайлы горизонттардың жату тереңдігі 377-450 метр
аралығында ауытқиды.
Аталған объект құмның көп шығуымен белгілі, әсіресе сораптартардың
бұзылуынан № 48,43,53,80 ұңғылары пайдалану жиі шығады.
2000 жылдың соңына ІІ объектінің орташа тәуліктік дебиті –46 т мұнай
және 140 т су. Өнімнің сулану деңгейі 65%. Игеру басталғаннан бері объект
бойынша 168190 т су өндірілді.
Игеру басталғаннан бері 01.01.2001 жылы ІІ объект бойынша жиынтық
мұнай өндірілімі 158465 т немесе бастапқы шығарылатын қордың 29,6% құрады.
1.4 Игерудің ІІІ объектісі
ІІІ объект бастапқы мұнай қорының шығарылымымен игеруге 1986 жылы
енгізілді. Мұнай өндірудің негізгі объектісі көп қабатты триастық жатыс
болып табылады. Игеру басталғаннан бері 01.01.2001 жылы ІІІ объект бойынша
жиынтық мұнай мен судың өндірілімі 486899 т немесе бастапқы шығарылатын
қордың 93% және 233897 т су құрады.
Игерудің ІІІ объектісінің өнімінің құрамында парафин кездеседі, бұл НКТ-да
және ұңғының қабырғаларында парафиннің қабатталуынан бұл объектінің
пайдалануын қиындатады. 1993 жылдан бастап өндірілетін өнім құрамындағы су
деңгейінің өсуі салдарынан мұнайдың өндірілу деңгейі төиендеді.
Аталған объектіні он үш жыл бойын эксплутациялаудан шығарылатын қордың
жартысынан көбі өндірілген, ал қалған қоры әлі 6-7 жылға жетеді. Бұл объект
бойынша 2000 жылы 18592 т мұнай немесе 1999 жылға дейін өндірілген мұнайдың
43% өндірілді.
ІІІ объектіден басқа жалпы Забұрын кенорнының объектілерінің игерілуі
жобадан көп артта. Жобадан төмен сұйықтықтың алынуы І және ІІ
объектілерінің пайдалану ұңғыларында құмның көп мөлшерде кездесуімен
түсіндіріледі, нәтижесінде өнімді горизонттар толық қуатпен өндірілмейді.
01.01.2001 жылға дейін Забұрын кен орнында барлығы 77 ұңғы
бұрғыланған.
01.01.2001 жылға пайдалану қор 39 ұңғыны құрады, оның ішінде,
істеп жатқандары - 37 ұңғы, өнім беруші - 36 ұңғы, уақытша тоқтатылған - 1
ұңғы (№63), істемейтіндері - 2 ұңғы (№4,53).
1997-2000 жылдары жалпылай жөндеумен (толық жөнделетін)
пайдалануға № 19,23,2,79,45,44,42,77,80 ұңғылары пайдалануға еңгізілді.
Олар мұнай және газдың тәуліктік өндірісіне әсерлі қосымша өнім берді.
01.01.2001 жылы бір ұңғының орташа дебиті 3,5тоннаға тең.
Газдық фактор 65,7 мт
Сумен қанығу деңгейі 61%
Мұнайдың меншікті салмағы 0,776-0,913 гсм
Құрамындағы парафин 4%
Құрамындағы асфальтенді-
силикогельді шайыр 10% дейін
Құмдану коэффиценті 1-ден 0,5-ке дейін
Кен орын, горизонттарға су құю арқылы, қабат қысымымен қамтамасыз етуді
ылғида қажет етеді. Мұнай өндірудің негізгі көздері кен орынды игерудің I-
ші және II-ші объектілері болып табылады.
Майлы мұнайдың құрамындағы күкірттік-қышқылдық шайырдың үлесі 7% дейін
жетеді. Мұнайдың үлес салмағы - 0,895 гсм3. Шеттеріндегі судың әсер ету
режимі - гравитациялық.
Кен орынды игерілуі басталғаннан бері 777020 т мұнай және 503137
су өндірілді. Есептік 2000 жылы 43330 т мұнай және 87843 т су өндірілген.
Қазіргі уақытта неокомпттық А және Б горизонттарынан басқа
игерілуде 17 горизонт бар. А және Б горизонттары мұнайдың жоғарғы
тұпқырлығынан қайтарымды әдіспен эксплутациялануға негізделген.
Кен орынның игерілуі бастағаннан бері мұнайдың ең көп бөлігі ІІІ-
ші объектіде өндірілген. 1988 жылы кен орын бойынша максималды мұнай
өндірілген: 25 ұңғы жұмыс істеп, сумен қанығу деңгейі-5% құрайтын 69965 т
мұнай өндірген.
Техникалық сызбаға сәйкес 1988 жылы 29 ұңғы жұмыс істеп 120800 т
мұнай өндірілуі керек еді.
Жобалық көрсеткіштердің факілік көрсеткіштермен сәйкес келмеуі,
біріншіден, триас горизонттарында (ІІІ-ші объект) қосымша ұңғыларды
бұрғылау жұмыстарының тұрып қалуы, екіншіден, І-ші және ІІІ-ші объектілерге
суды максималды айдаудың мүмкін болмауына байланысты.
Апт-неоком қабаты
Апт-неоком қабаты ІІ-ші және ІІІ-ші шоғырларда өнімдірек болады.
Бұл қабаттың сұйық заты бойынша сіңіруші тау жынысы негізінен алевриттер
болып кездеседі, сонымен қатар кей жерлерде ұсақ түйіршікті құм кесектері
және саз қоспалары да баршылық.
Сұйық заты бойынша сіңіруші тау жыныстары бұл қабатта көптеп
кездеседі. Қабаттың жалпы тиімділік қалындығы 4 метрден 9 метр аралығында
өзгеріп отырады. Жалпы мұнай қабатының қалындығы 2м ден 6,5м аралығында
болады. Ал ІІ-ші шоғырдағы ақиқаттық белгі - 901м, бұл көрсеткіш №57 ұңғы
бойынша жасалған картаж мәліметтерінен алынған.
ІІІ-ші шоғырдағы құрылымының шығыс бөлігіндегі
№10,43,36,64,35,22,30,31,63,16 ұңғыларында мұнай өнімділігінің
артықшылықтары байқалады, ал басқа ұңғыларда көбінесе сазды қабаттар
кездеседі. Сынама тәжірибеде 4 ұңғыда жасалынып өнімділігі тәулігіне 4м3
ден 114мдейін анықталды, №64 ұңғыдан УКН - 897 метрде жүргізіліп,
кеніштің биіктігі қабылданған УКН бойынша екі блоктада 16м биіктікті
құрайды.
УКН - условный контур нефтеносности (шартты мұнайлылық нұсқасы).
Қабаттардың орналасу (түзілу) тереңдігі ІІ-ші шоғырда минус 903м,
ал ІІІ-ші шоғырда минус 892м.
Бастапқы қорлары: 639 мың т баланстық және 83 мың т игеріліп
жатқан мұнай көлемі. Қайта есептеулер жүргізілгеннен кейін баланстық және
игеріліп жатқан мұнай қорының көлемі сәйкесінше 1179,5 мың т және 153,3 мың
т құрайды. Игеріліп жатқан мұнайдың құрамында 4,1 млн м ерітілген
(аралас) газ бар.
І неоком қабаты
Бұл қабаттың айырмашылығы оның құмды-азды жыныстардан көбірек
кездесетіндігі, олардың қалындығы 14 метрден 26 метр болады да, көбінесе
алевриттермен аралас жатады. Қабаттағы мұнаймен қанығу тиімділігінің
қалындығы 0,8 метрден 4,2 метраралығында өзгеріп отырады. ІІ-ші блокта ВНК
- 925м тереңдігінде қабылданды. ІІІ-ші блокта ВНК - 915м тереңдікте. ІІ
және ІІІ блоктардағы мұнай қорының биіктігі 15м ден 20м дейін.
Бастапқы қорлары: 546 мың т баланстық және 71 мың т игеріліп
жатқан мұнай көлемі. Қайта есептеулер жүргізілгеннен кейін баланстық және
игеріліп жатқан мұнай қорының көлемі сәйкесінше 1910,5 мың т және 248,3 мың
т құрайды. Игеріліп жатқан мұнайдың құрамында 6,7 млн м ерітілген
(аралас) газ бар.
ІІ неоком қабат ІІ неоком қабаты өзінің көлемі жағынан ең
үлкен горизонт болып табылады. Бұл қабатта сонымен қатар бытыраңқы ұсақ
түйіршікті және орта түйіршікті құм қоспалары да кездесіп отырады.
Жалпы тиімділік қалыңдығы бұл қабаттың 4,5-22 м, мұнаймен қанығу
тиімділігі 3,0 метр-17,5 метр аралығында өзгеріп отырады. Баланстық мұнай
қоры 10773 мың т, ал игеріліп жатқаны 5027 мың т құрайды. Ерітілген
(араласқан) газ қоры игеріліп жатқан мұнай құрамының 235,9 млн м
құрады.
ІІ неокомптық горизонт бойынша ұңғылардың орналасу орындары
өзгерді. Сөйтіп №56,58 ұңғылар ІІІ блокқа ауысты, яғни ІІ блоктың ауданы
кішірейді. Жалпы алғанда горизонт бойынша мұнайлану ауданы, мұнаймен қанығу
қабаттарының мәндері және де есептік параметрлер өзгеріссіз қалды.
1.01.2000 жылына пайдалану қор жобалық 69 данаға қарсы 59 дана құрады.
Игеру жұмыстарының басынан 1.01.2000 жылға дейін 2189 мың тн мұнай, 4120
мың тн сұйықтық, 98,3 млн м газ өндірілді, бірақ жоба бойынша 2696
мың тн мұнай және 4920 мың тн сұйықтық өндірілуі керек еді. 1999 жылы кен
орны бойынша 200 мың тн мұнай, 563 мың тн сұйықытық өндірілді. Орташа
газдық фактор 46,4 м тн құрайды. Сулану деңгейі 62%, ал жоба бойынша
59,1% болу керек еді.
Өндірілген бастапқы қорлардан сұрыптау жылдамдығы жобалық 5,5%-дың
орнына 3,3% құрайды. Өндірілгені 36,7%, бұл жобадан 15,3% кем. Бір
өндіруші ұңғының орташа тәуліктік дебиті 10тнтәулігіне мұнай және 28,6
тнтәулігіне сұйықтықты құрайды, ал жоба бойынша 11,8 тнтәулігіне мұнай
және 29,4 тнтәулігіне сұйықтықты өндіру керек еді.
Фактілік көрсеткіштердің жобалық мәндермен сәйкес келмеуін бұрғылау және
пайдалану ұңғыларын еңгізу жұмыстарының жобадан артта қалуымен түсіндіруге
болады. 2000 жылы №100 ұңғының бұрғылануы басталды, көзделген тәуліктік
дебит 8 тнтәулігіне мұнай құрайды.
Қосымша ұңғыларды бұрғылау және суық суды құюды арттырудан басқа, ІІІ
блокта 1990 жылы ВолгоградНИПИНефть орындалғған жобаға сәйкес №40 және №
42 ұңғылар арқылы ыстық суды құю үшін тәжірибелі учаскесі ұйымдастыру
көзделуде. Жылу тасымалдаушы сұйықтықты құю бойынша тәжірибелі-өндірістік
жұмыстарды жүргізу үшін таңдалған бірінші учаскесі 1(№42) айдамалы және 7 (
№ 35,41,43,45,78,79,85) өндірістік ұңғыларынан құралған. Аталған мұнай қоры
учаскесінің өлшемі 650x550 м (ауданы 330 мың м).
20.05.1998 жылы №42 ыстық айдамалы ауыстырылған ұңғы бойынша
Руст = 43 атм, Туст = 40 °С, Рпл = 77,5 атм, Тпл = 39 °С.
Шағылыатын ұңғылар бойынша:
2002 жыл– 25911 тн мұнай, 40236 тн су;
2003 жыл – 20026 тн мұнай, 34333 тн су;
2004 жыл – 19041 тн мұнай, 47252 тн су.
Жылу тасымалдаушы сұйықтықты құю бойынша тәжірибелі-өндірістік
жұмыстарды жүргізу үшін таңдалған екінші учаскесі 1(№40) айдамалы және 7 (
№ 15,33,39,47,76,77,84) өндірістік ұңғыларынан құралған.
Ұңғылардың ортасында № 40 айдамалы ұңғы орналасқан. Ол 1998 жылдың 24
тамызында ыстық айдама үшін ауыстырылған.
Шағылысатын ұңғылар бойынша:
2002 жыл–32207 тн мұнай, 29952 тн су;
2003 жыл –33974 тн мұнай, 34159 тн су;
2004 жыл –39059 тн мұнай, 37585 тн су.
Жылытушы пештердің өшірілуі салдарынан 1999 жылының қараша айынан
бастап № 40, № 42 ұңғылырға ыстық су айдау жұмыстары тоқтатылды. Оған
бірден бір себеп ағымдық газдың болмауы болды.
Қазіргі уақытта 245 м тәулік көлемінде суық суды айдау жұмыстары
жүзеге асырылуда. Қазан айында айдалатын судың орташа температурасы 75 С
болды, ал қараша айынан бастап судың температурасы 25-30 С.
Сызбада көрсетілгендей қараша айында шағылысатын ұңғылардың мұнай
дебиті 25тн ай мөлшеріне кемігендігі белгілі. Ыстық суды айдау жұмыстарын
тоқтату өз алдына 1,5 жыл ішінде қол жеткізген жылу режимнің бұзылуына
әкеліп соғады. Қабатқа ыстық суды айдау әдісімен жылулық әсер етуден тиімді
нәти же алу үшін 3-4 жыл аралығында тоқтаусыз айдау жұмыстарын жүргізу
керек. Есеп беру жылында Забұрын кенорнының игерілуін бақылау үшін айдамалы
және бақыламалы ұңғылар бойынша қысым өлшенді.
№ 38 айдамалы. – 97,7 атм; № 40 айдамалы. – 87,3 атм, 84,3 атм,
Тпл = 32 °С;
№ 76 мұнай ұңғысы. – 75,4 атм, Тпл = 37 °С;
№ 4 мұнай ұңғысы. – 74,6 атм, Тпл = 38 °С;
№ 62 бақылау. – 85,3 атм; № 63 бақылау. – 81,0 атм.
№40, №42 ұңғылары бойынша 12.12.2004 жылына дейін жүргізілген қабат
қысымының өлшемдері сәйкесінше 87,3 және 82,2 атмосфералық қысымға тең
болды. 31.01.2005 жылы дәл сол ұңғылрды өлшегенде қабат қысымы сәйкесінше
84,3 және 77,3 атмосфералық қысымға тең болды. айдамалы ұңғылар бойынша
қабат қысымының төмендеуін ескере отырып, қабат энергиясын сақтау
мақсатында су айдау көлемін жоспарлық көрсеткіштерге дейін көбейту керек.
1.1 кесте-Су айдау көлемін жоспарлық көрсеткіштері
Қазан 2004 ж. Қараша 2004 ж.
№ пп№ № Q мұнай Qсұйық-тЖұмыс Q мұнай Q Істелін-
айдамалжағылы-сатнай. ық. күнде-ртнай. сұйық-тыген
ы тын м3ай. і қ м3ай.күндер
ұңғыларұңғылар
1 40 76 209,3 321,8 7
1 Мұнай өндірісі мың тн 336219,3 310193,7 286200,0
2 Мұнайдың жинақталған мың тн 21001796,124101989,26962189,8
өндірісі 8
3 су өндірісі мың тн 364299,5 390296,4 356363,6
4 Судың жинақталған мың тн 14001270,71843,315628201930,8
өндірісі 7,1
5 Сұйықтық өндірісі мың тн 700518,8 700490,1 700563,6
6 Сұйықтықтың жинақталған мың тн 35203066,84256,435549204120,5
өндірісі 6,9
7 Газ өндірісі млн.м3 15,58,7 14,39 13,29,3
8 Газ өндірісінің соммасы млн.м3 93,880 108,189 121,398,3
9 Газ факторы тнм3 46,4 4646,4 46,4
10 Суланудың орташа жылдық % 5258 55,760 59,162
деңгейі
11 Ұңғыларға суды құю мың м3 540620 700700 750700
12 Ұңғыларға жалпа құйылғанмың м3 19332329,526333029,33833729,5
су көлемі 5
13 Су құю арқылы таңдау % 48,167 54,876 60,681
компенсациясының соммасы
14 Мұнай қайтарымының % 17,612,95 20,113,9 22,515,3
коэффиценті
15 Бастапқы шығарылатын % 6,54,04 63,2 5,53,3
қордан мұнай өндірудің
жылдамдығы
16 Өндірілгені % 40,533,07 46,533,3 5236,7
17 Пайдалану қоры ұңғы. 7459 6959 6959
18 Ұңғылардан өндірудің ұңғы. 7358 6959 6959
атқарушы қоры
19 Айдау қоры ұңғы 1211 1711 1711
20 Айдалмалы ұңғылардың 128 1711 1710
атқарушы қорлары
21 Мұнай бойынша орташа тнтәулі13,211,5 12,810,0 11,810,2
тәуліктік дебит к
22 Сұйықтық бойынша орташа тнтәулі27,424,1 29,422,6 29,428,6
тәуліктік дебит к
23 Жаңа ұңғыларды еңгізу ұңғы 1
24 Жаңа ұңғылардан мұнай мың тн 2,0
өндіру
25 Жаңа ұңғылардан мұнай мың тн 4,3 3,7 3,9
өндірісі
26 игеру басталғанан бері мың тн 25,1 28,8 32,7
ұңғыларға су айдау
арқылы алынатын қосымша
өндіріс
1.5 Мұнайды өндеуге дайындаудың негізі
1.5.1 Мұнай дегазациясы
Жердің астынғы қабаттарынан өндірілетін мұнайдың құрамынды ағымды
деп аталатын газ бар. Мұнайдың өндіріген әрбір тоннасына 50-100 м ағымды
газ келеді. Тасымалдау және мұнайды өндеуге берер алдында газ мұнайдан
бөлінуі керек. Мұнайдан газды бөлу - дегазация- сепараттау және
тұрақтандыру сақтандырғыш арқылы жүзеге асырылады.
Мұнай қабатының жоғарғы қысым жағдайында газдар мұнаймен
ерітілген. Мұннайды жердің жоғарғы қабатына шығарған кезде қысым азаяды
және ерітілген газ бөлінеді. Ең қажеттісі оны осы сәтте ұстау. Мұнайдың
және газдың қозғалу сипатының ерекшелігінебайланысты өндірісте газды
мұнайдан бөлудің бірнеше тәсілдері бар.
Бірінші топтың тәсілі газдың мұнайдан бөлінуі ұңғылардан ең жақын аралықта
орналасқан құрылғыда бөлінуімен сипатталады. Газ бөлінгеннен кейін орталық
жинақтау пунктіне тек мұнай ғана жіберіледі. Жоғарыда аталған тәсіл 1-ші
суретте көрсетілген. Мұнай - газ қоспасы ұңғыдан тікелей С1 сыйымдылығына
жіберіледі. Бұл сыйымдылық мұнайдан газды бөлетін құралдармен жабдықталған.
С1 сыйымдылығын біз трап деп атаймыз. С1 трапынан газ газ жинаушы
коллекторға, ал мұнай Е1 мернигіне шығарылады. Газ жинаушы коллектордан
шыққан газ, жанғыш газдың қосымша өнделуі үшін, газ-бензин зауыдына
жіберіледі. Коллекторға жақын арада орналасқан бір немесе бірнеше
кенорындардың 100-ден аса ұңғылары қосылады.
Трапта бөлу процессін жүргізетін қысымның төмендігі салдарынан (1-
2 атмосфералық қысымға тең болатын қысым), газдың газ-мұнай зауыдына жетуін
қамтамасыз ету үшін трапта ЛК1 компрессорлары қосылады. Мұнай Е1 мернигінен
өз ағысымен немесе сораптартармен мұнай жинау пунктіне жіберіледі. Онда ол
сусыздану процессіне беріледі.
Көрсетілген әдіс қарапайымдылығымен ерекшеленеді, бірақ ол жанғыш
газдың толық ұсталуын қамтамасыз етпейді. Бір сатылы айырғыштан кейін
мұнайдың құрамында 40-50 -ға дейін жанғыш газ қалып қояды. Бұл газ мұнаймен
бірге Е1 мернитіне және мұнай жинау пунктінің резервуарларына түседі,
сөйтіп көп бөлігі атмосфераға ұшырайды. Көп сатылы сепараттау жүйесі
бірсатылыға қарағанда әлдеқайда тиімдірек болып келеді (1,б сурет).
Мұнай ұңғысының ауызында жоғары қысым ұсталынады. Ұңғыға өте
жақын жерде С1 бірінші сатылы айырғышы орналасқан. Айырғыштағы газды бөлу
қысымы 6-7 атмосфералық қысымды құрайды. Бұл қысым газды айырғыштан газ-
бензин зауыдына жеткізу үшін жеткілікті. Бірінші сатылы газ бөлу
құрылғысынан шыққан мұнай, құрамындағы ерітілген газбен, өз ағымымен
орталық мұнай жинау пунктіне құйылады. Бұл пункте ұңғылардың көп бөлігінің
мұнай ағымдары келіп жиналады. Орталық жинау пунктінде қысымның азаюы
нәтижесінде С2 айырғыштағы мұнай құрамындағы газ қайта бөлінеді. Бөлінген
газ газ-бензин зауыдына компрессорлардың көмегімен жеткізіледі.
Көпсатылы сепараттау әдісінің артықшылықтары:
1. мұнай құрамынан газ неғұрлым толығырақ бөлінеді;
2. мұнай тамшыларының газбен бірге атмосфераға кетуі қысқарады;
3. газды қысу үшін электроэнергиның шығыны азаяды.
1.5.2 Мұнайды тұрақтандыру
Көпсатылы өндірістік сепараттаудан кейін де мұнай құрамында С-С
көмірсутегілердің елеулі бөлігі қалып қояды. Бұл көмірсутектердің елеулі
бөлігі резервуарлардан резервуарларға айдау және сақтау мен тасымылдау
кезінде жойылуы мүмкін. Газдармен қоса бензиннің жеңіл фракциялары да
жоғалуы мүмкін.
Газдардың және бензиннің жеңіл фракцияларының жоғалуын тежеу
үшін, ауаның ластануын тоқтату үшін, құнды газ тәріздес компонеттерді ұстау
үшін, мұнайды мұнай өндіру зауыттарына жіберместен бұрын, мұнайдан С-С
көмірсутектердің максималды мөлшерін бөліп алу керек. Бұл мәселе мұнайды
игеру бойынша кенорынға жақын орналасқан мұнайды тұрақтандыру құрылғысында
шешіледі. Мұнайды тұрақтандырудың әдістері әр түрлі болуы мүмкін. Мұнайдың
көп түрін тұрақтандыру үшін МТҚ құрылғыларында ректификация әдісі
қолданылады.
МТҚ құрылғысының сызбасы №2 суретте көрсетілген. Өндірістік
сепараттау құрылғыларынан шыққан мұнай Т1 жылу алмастыру және Т2 бумен
жылту құрылғылары арқылы өтеді. Т1 жылу алмастырушы құрылғыда мұнай
тұрақтандырылған мұнай болып жылытылады. Жылытылған мұнай ректификациондық
К-1 тізбек-сақтандырғышқа жіберіледі. Сақтандырғыштың жоғарғы жағынан
шығатын көмірсутектер ХК-1 конденсатор-мұздатқышта конденсацияланады және Е-
1 сыйымдылығына құйылады. Сақтандырғыштың жоғарғы жағынан С ден С ке
дейінгі көмірсутектер шығады. Айналмалы өндірістік сумен салқындатқан кезде
тізбектің жоғарғы жағынан щығатын өнім конденсатор-мұздатқышта түгелдей
дерлік конденсацияланбайды, сондықтан Е-1 сыйымдылығында конденсатордан
келген қоспа газ бен сұйықтыққа бөлінеді.
Газ Е-1ден отын жүйесіне бағытталады. Сұйық өнім - газ
конденсаты К-1 тізбегіне жаңадан келген мұнайды суландыру үшін бөліктеп
қайтарылады, ал баланстық көлемі тұрақтандыру құрылғысынан шығарылып,
орталық газфракциялау (ОГФҚ) құрылғысына беріледі. Бұл құрылғылар бірнеше
тұрақтандырғыш құрылғыларының газ конденсатын жеке көмірсутектерге бөлу
үшін арналған.
Тұрақтандырылған мұнай сақтандырғыштың түбінен шығып, Т-1 жылу
алмастыру құрылғысына келген шикізатпен энергия алмасу процессіне түседі,
сөйтіп барып ол мұздатқышта суытылады. Ректификациялыу үшін қажетті жылу
түтікті пештер арқылы тұрақтандырғыш тізбектің төменгі бөлігіне беріледі.
Тұрақтандырылған мұнайдың құрамындағы газ көлемі (С-С көмірсутектері) 0,8-
1,5% құрайды.
1.5.3 Мұнай эмульсиялары
Мұнайды өндіру кезінде көбінесе мұнаймен бірге қабат суы да шығады.
Қабат суында әртүрлі газдар ерітілген: көбінесе хлоридтер және натрий,
кальций, магний бикарбонаттары, аз мөлшерде карбоннаттар және сульфаттар
кездеседі. Қабат суларындағы тұздың құрамы кең көлемде өзгермелі болып
келеді: елеусізден мөлшерден - 30 % дейін. өндірілуге жіберілетін мұнайдың
құрамында су мен тұздардың бар болуы мұнай өндіру зауыдының жұмысына кері
әсер етеді. Егер мұнай құрамында судың мөлшері шектен көп болса, онда
мұнай айдау құрылғыларының аппараттарында қысым артады, яғни аппаратардың
өнімділігі кемиді және мұнайды жылытуға және суды буландыруға бөлінетін
жылу жоспардан көп шығындалады.
Бұдан да қатты кері әсер етушілер - хлоридтер. Олар жылу
алмастырушы құрылғылар мен пеш құбырларының қабырғаларында зиянды қабатты
құрайды, бұл өз алдына құбырларды жиі тазалауды қажет етеді және жылу
алмасу коэффицентін төмендетеді. Хлоридтер, әсіресе кальций және магний,
тіпті суық температураларда да тұзды қышқылдарды құрып гидролизденеді. Тұз
қышқылдарының әсер етуінен технологиялық аппаратураларының металлы
коррозияға ұшырайды. Әіресе гидролизденген хлорлы тұздардың әсерінен
айдауқұрылғыларының онденсациялық-мұздатқыш аппаратуралары тез желінеді.
Сонымен қатар, тұздар, түбкілікті мұнайөнімдерінде - мазутта және гудронда
жинақталып олардың сапасын төмендетеді. Демек, мұнайды өндеуге жіберместен
бұрын, оны судан және тұздан бөліп алу керек.
Суды және тұзды (мұнайдан) мұнайды жер қойнауынан шығарғаннан
кейін және мұнай өндеу зауыттарында бөледі. Мұнайдан суды және тұзды
бөлудің технологиялық процессінің екі типі бар - сусыздандыру және
тұзсыздандыру. Екі процесстің негізінде мұнай эмульсиясын бұзудың
технологиясы жатыр. Сусыздандыру кезінде мұнайдың және қабат суының
интенсивті араласуы нәтижесінде құрылған табиғи эмульсиялар бұзылады.
Сусыздандыру процессі мұнады өндіру кезінде жүргізіледі және дегазациямен
қатар тасымалдау және өндеу үшін мұнайдыдайындаудың бірінші сатысы болып
табылады. Тұзсыздандыру үшін сусыздандырылған мұнайды тұшшы сумен
араластырып, кейінен уақыт өтісімен бұзылытын эмульсияны жасайды. Мұнай
өндірісте және мұнай өндеу зауыдтарында тұзсыздандырылады. Мұнай мен су
нашар араласатындықтан қарапайым салқындату әдісімен судың негізгі массасын
бөліп алу процессі аса бір қиын шаруа емес, егер өндіру кезінде тұрақты
мұнай-су эмульсиясы қалыптаспаса. Бірақ өкінішке орай мұндай эмульсиялар
көп жағдайда қалыптасып, сусызандыру процессіне кері әсерін тигізеді. Сумен
қаныққан эмульсияланған мұнайды өндеуге болмайды. Тіпті эмульсия құрылмаған
жағдайда да мұнайды өндеуге болмайды, себебі сол судың елеусіз мөлшері
қайткенменде мұнайда ерітілген немесе бөлшекті күйде қалып қояды. Эмульсия
деп біреуі екіншісінің құрамында микроскопиялық тамшылардың өте көп санымен
бөлшекті күйде болатын екі өзара араласатын немесе араласпайтын
сұйықтықтардың жүйесін айтамыз. Глобулалар эмульсияның бір литріне
трилиондап есептелінеді. Құрамында глобулалар бар сұйықтықтарды
дисперсиялық орта, ал дисперсиялық ортада орналасқан екінші сұйықтықты
дисперсиялық фаза деп атаймыз.
Мұнай ұңғы бойымен қозғалғанда қабат суымен интенсивті түрде
араласады. Өндеудің әртүрлі сатыларында, мысалы сілтілеу кезінде, мұнай
және оның погондары сумен тығыз жанасады. Мұндай жағдайларда тұрақты мұнай
эмульсиялары жиі құрылады. Қалыпты жағдайда мұнай эмульсияларының
қабатсызданып бөлінуі кейде өте ұзақ уақыт өтісімен ғана болады. Бірақ
көбінесе бөліктеп қабатсыздану процессі жүреді және соның салдарынан су мен
мұнай қабаттары арасыда аралық эмульсиялық қабат қалыптасады.
Сыртқы түрі бойынша тұрақты эмульсиялар ақшыл сары түстен қара түске
дейінгі қою май тәріздес массаға ұқсайды. Мұнай өнімін сулы-сілтілі
тазалаудан кейін қалыптасқан эмульсиялар кейде қаймақ тәріздес түрге ие
болады. Эмульсияның тұпқырлығы су мен мұнай тұпқырлығынан едәуір жоғары.
Мұнай эмульсиялары көбінесе су мұнайда типіндегі эмульсия түрінде
кездеседі. Мұнда дисперсиялық орта - мұнай, ал дисперсиялық фаза - су болып
табылады. Мұндай эмульсия гидрофобты: суда ол қалқып жүреді, ал бензинде
және басқа ерітінділерде бірқалыпты араласады. Кейде дисперсиялық орта су
болатын мұнай суда типіндегі эмульсияларда кездеседі. Олар да гидрофильді:
суда ол бірқалыпты араласады, ал бензинде тұнбаланады немесе батады.
Эмульсияның қалыптасуы сұйықтықтың сыртқы қабатының қасиетіне
байланысты. Сұйықтықтың сыртқы қабаты ауамен немесе басқа сұйықтықпен
жанасқанда керімділік сиапатқа ие болады, яғни сұйықтықтың өз қабатының
үлкеюіне кері әсер ететін күшке ие болады. Мұнай және мұнай өнімдерінің
сыртқы қабаттарының керілуі 0,02-0,05 нм аралығында шектеледі. Тәжірибе
көрсеткендей, таза мұнай погондарына кйбір қоспа заттарды қосқанда сумен
жанасу шекарасындағы сыртқы қабаттың керілуі төмендейді. Бұл құбылыс жалпы
сипатқа ие.
Кейде қоспа заттарды аз концентрацияда еріту кезінде еріткіштің
сыртқы қабатының керілуін төмендетеді. Сыртқы қабаттың керілуін төмендете
алатын қоспа заттарды біз сырттай активті заттар деп атаймыз. Бұл заттардың
сипатты ерекшклігі - олардың құрамына көмірсутекті радикалдар молекуланың
гидрофобты бөлігі және қандайда бір полярлы топтар молекуланың гидрофильді
бөлігі кіреді. Полярлы қоспа заттардың әсер етуі нәтижесінде екі фазалы
сұйықтық жүйесінің фазалар шекарасының бөлінісінде сыртқы қабаттың
керілуінің төмендеуі қоспа заттың сол жүйенің компонентінде бірқалыпсыз
араласуымен түсінділеді. Еріткіштің бүкіл көлеміне қарағанда фазалар
бөлінісінің сыртқы қабаттарында қоспа заттардың мөлшері көп болады. Басқа
сөзбен айтқанда, қосылған полярлы қоспа еріткіштің сыртқы қабатымен
абсорбирленеді және сонымен қатар оның сыртқы энергиясын төмендетеді.
Нәтижесінде фазалар бөлінісінің шекарасында адсорбирленген қабат пайда
болады. Бұл қабатты еріткіштің сыртқы қабатындағы сырттай активті қоспа
заттар молекулаларының пленкасы деп те қарастыруға болады.
Тұтқырлы эмульсия, соның ішінде мұнай эмульсиясы да, өзара
араласпайтын екі сұйықтықтың қоспасына механикалық әсер етумен
дисперсияланатын, яғни сұйықтық өте ұсақ бөлшектерге бөлінетін, болса ғана
қалыптасады. Сұйықтықтың сыртқы қабатының керілуі неғұрлым төмен болса,
тамшылардың пайда болуы немесе сұйықтықтың жалпы сыртқы қабатының үлкеюі
соғұрлым жеңіл жүреді, яғни жұмыстың аз шығындалуын қажет етеді. Бірақ,
өзара араласпайтын екі таза сұйықтықтарды араластырғаннан кейін алынған
эмульсия аса тұрақты емес. Неғұрлым ауыр сұйықтық тұнба сияқты ыдыс түбіне
жататын болса, дисперсиялық фазаның тамшылары бір-бірімен соқтығысып ірі
тамшыларға бірігеді. Бұл екі процесстің нәтижесі эмульсия қабатының
қабатсызданып бөлінуіне әкеледі. Тек дисперсиялықтың өте жоғары деңгейінде,
яғни дисперсиялық фаза тамшыларының диаметрі микронның ондық бөлімімен
(10м) есептелініп және молекулярлық күштер гравитациялық күштермен
теңескен сайын ғана эмульсияның бұзылуы қиындайды.
Егер де екі араласпайтын сұйықтықтар дисперсияланатын күйде болса
және оның құрамында адсорбарциондық қабат құру арқылы сыртқы қабаттың
керімділік қасиетін төмендететін қандай да бір сырттай активті қоспа заттар
болатын болса жағдай мүлдем басқаша болатын еді. Біріншіден, бұл
тамшылардың ұсатануына көмектесер еді, екіншіден, тамшылар дисперсиялық
ортаның молекулаларымен емес, адсорбиционды қабатпен қоршалады. Мұндай
жағдайда тұрақты, әрі қабатсызданып бөліну деңгейі өте ауыр эмульсиялар
құрылады, себебі, дисперсиялық фазаның тамшылары адсорбин қабатымен
қоршалған және өзара қосыла алмайды. Кей кезде адсорбин қабаты қаың болып
келеді, тіпті оны микроскоппен көруге болады.
Эмульсияның құрылуы мен тұрақтануына көмектесетін қоспа заттарды
эмульгаторлар деп аталады. Оларға мынадай мұнайдың қоспалары жатады:
шайыр, асфальтен, асфальтогенді қышқыл және олардың ангидриттері, нафтен
қышқылдарының тұздары, сонымен қатар, бейорганикалық қоспалар. Мысалы,
Левченконың мәліметтері бойынша арланск және ромашкин мұнайлары
эмульгаторларының құрамында шайыр мен асфальтеннен басқа 50%-ға дейін
бейорганикалық заттар бар. соңғы жылдардағы зерттеулер көрсеткендей,
тұрақты эмульсиялардың құрылуына әр түрлі қатты көмірсутектер де қатысады.
Парафиндердің, церезиндердің және аралас парафиндінафтендік
көмірсутектердің микрокристаллдары эмульсиялық глобулалардың сыртқы
қабаттарында адсорбирленеді, басқаша айтқанда, өзгеше бір броня құрайды.
Эмульсияның сипаты эмульгатордың қасиеттеріне байланысты. Шикі
мұнайда негізнен су мұнайда типіндегі гидрофобты эмульсия құрылады, себебі
бұл жағдайда эмульгатордың ролін шайыр орындайды. Олар мұнайда жақсы
ерітімді де , суда мүлдем ерімейді. Шайыр мұнай-су бөлінісінің сыртқы
қабатында адсорбирленеді, мұнай сыртқы қабатқа шығып, су бөлшектерінің
айналасында мықты қабатшаны құрайды.
Мұнай қышқылдарының алюминнит, кальций, магний және темір
сабыдары да мұнайда жақсы ериді, сондықтан олар гидрофобты эмульсиялардың
құрылуына жақсы әсер етеді. Мұнай қышқылдарының натрий сабындары керісіше
суда жақсы ерісе, ал көмірсутектерде нашар ериді. Сондықтан да олар су
фазасы жағынан сыртқы қабатта адсорбирленеді, мұнай тамшыларын пленкамен
қоршап, мұнай суда типіндегі гидрофильді эмульсияның құрылуына әсер етеді.
Эмульгатордың екі типінің қасиеттерін қолдана отырып эмульсияның
типін ауыстыруға болады, яғни бір типтен екінші типке көшуге болады. Мұндай
әдіс эмульсины бұзу кезінде қолданылады.
1.5.4 Мұнай эмульсияларын бұзудың әдістері
Мұнай эмульсияларын бұзу механизмі бірнеше сатыдан тұрады: су
глобуларының соқтығысуы, глобулалардың ірі тамшыларға бірігуі, тамшылардың
түсуі.
Эмульсияны бұзу үшін өндірітік тәжірибеде келесідей процесстер
қолданылады:
- механикалық - фильтерлеу, ультра дыбыспен өндеу;
- термикалық - мұнайды судан жылту және тұратандыру, ыстық сумен жуу;
- электрлік - айнымалы және тұрақты электр өрісінде өндеу;
- химиялық - әр түрлі деэмульгаторлармен өндеу;
Араластыру және электр өрісінің әсер етуі су глобулаларының соқтығысу
ықтималдығын өсіру үшін қолайлы жағдай құрайды, жылу су және мұнай
тығыздықтарының бөлінуін өсіреді,мұнай тұпқырлығын төмендетеді, бұл өз
алдына су тамшыларының тез әрі толық ағып кетуін қамтамасыз етеді.
Деэмульгаторлардың көмегімен - арнайы сырттай активті қоспалар су
тамшыларын қоршайтын қабаттардың құрылымдылық - механикалық төзімділігі
әлсірейді. Деэмульгатор ретіде әр түрлі сырттай активті қоспалар
қолданылады. Сырттай активті қоспалардың эмульсияға әсер ету механизмі өте
күрделі және аз зерттеінген.
Су ерітінділерінде деэмульгаторлардың әсер ету сипаына қарай олар
ионактивті және ионактивті емес болып бөлінеді. Біріншілері, егер
ерітінділерде катиондарға және аниондарға диссоцирленсе, екіншілері, ион
құрмайды. КСРО-да және шетелде жүргізілген зерттеулер көрсеткендей, ең
жақсы деэмульгаторлық әсер етушілер ионогенді емес заттар екендігі белгілі.
Ионогенді емес деэмульгаторлардың шығыны он есе аз және 1т тұзсыздандыруға
кететін пайдалану шығындар ионогенді қоспаларды қолданғаннан гөрі бес есе
аз.
Соңғы уақытқа дейін мұнай эмульсияларын бұзу үшін анионактивті
деэмульгатор - нейтрализденген қара байланыс (НЧК) қолданылынды. Бұл
деэмульгатор тұзсыздандырудың кейбір құрылғыларында осы күнге шейін
қолданылды.
Қазіргі уақытта әртүрлі ионогенді емес деэмульгаторлардың
қолданысы кеңеюде, олардың қатарында ең белгілері - ОЖК және ОП-10. ОЖК
деэмульгаторы оксиэтилирленген майлы қышқыл, ОП-10 оксиэтилирленген
алкилфенол болып табылады.
Эмульсияны бұзудың ең кең тараған әдістері термохимиялық және
электрлік әдістер. Кернеулігі жоғары электр өрісінің әсерінен зарядталған
су тамшылары электродтарға қарай қозғалады. Электраралық кеңістіктегі
электр өрісі жиілігінің өзеруі салдарынан су тамшыларының қозғалу бағыттары
да өзгереді, олар өзара соқтығысып бірігеді.
1.5.5 Мұнайды сусыздандыру
Өндірісте мұнайдан суды бөліп алудың ең онай әдісі - атмосфералық
қысымның көмегімен термохимиялық тұзсыздандыру. 30-50 С-ге дейін жылытылған
мұнайға деэмульгатор қосады, одан кейін мұнай салқындау үшін оны
резервуарға құяды. Мұнайды мұндай жолмен өндеуде саңылаулық емес
резервуарларда салқындау уақытында өте көп жеңіл мұнай өнімдері жоғалуы
мүмкін. Бұл кемшіліктер қысыммен термохимиялық салқындату кезінде
кетіріледі (3-сурет). Шикі мұнайды Е-1 ден Н-1 сораптартарымен шығарып
алады, Е-2 шығатын деэмульгатормен араластырылады, Е-3 терможинақтаушы
сыйымдылыққа Т-1 жылуалмастырушы және Т-2 бумен жылту құрылғылары арқылы
жіберіледі. Терможинақтаушы сыйымдылықта мұнай 15 атмосфералық қысымға тең
болатын қысымның астында 1-3 сағат аралығында болады. Сусыздандырылған
мұнай Т-1 жылу алмас-тырушы арқылы Е-4 резервуарына бағытталады.
Резервуарда қосымша, тағы да судан бөлінеді. Жиналған су Е-5 мұнай
қақпанына ағызылады, одан кейін А-1 ұңғысына құйылады. Тер-можинақтаушыдан
шыққан судың біраз бөлігі ағым (жинақталған) судың құрамындағы деэмульга-
торды қайта пайдалану мақсатында шикізат сораптартың қабылдаушы-сына қайта
қайтарылады. Мұнай қақпанынан сусыздандыруға қайта түседі.
1.5.6 Мұнайды тұзсыздандыру
Мұнайы терең сусыздандыру кезінде қабат суының құрамында тұз аз
болса, онда олардың толық кетірілуі мүмкін. Бірақ, мұнайдың көп түрлері
қосымша тұзсыздандыруды қажет етеді.
Кейбір жағдайларда тұзсыздандыру үшін термохимиялық әдіс
қолданылады, бірақ көп жағдайларда эмульсияны термохимиялық салқындатумен
қатар электр өрісінде өндеуді ұштастырған әдіс қолданылады. Соңғы типтегі
құрылғылар электротұзсыздандырғыш құрылғылар болып табылады (ЭЛОУ).
Мұнайды тұзсыздандыру құрылғысының технологиялық сызбасы 4
суретте көрсетілген. Құрамына жуу суы,деэмуьгатор және сілті енгізілген
мұнай бірінші сатылы Э-1 электродегидраторларға Т-1 жылуалмастырушы және Т-
2 бумен жылту құрылғылары арқылы Н-1 сораптарымен жіберіледі. Мұнда судың
және тұздың негізгі массасы кетіріеді олардың құрамы 8-10 есе азаяды.
Кейбір құрылғыларда (ЭЛОУ) Э-1 электродегидратордың алдында термохимиялық
саты орналасады. Э-1 ден мұнай қайта өнделу үшін екінші сатылы Э-2
электродегидраторына бағыталады. Э-2-нің алдында су мұнайға қайта құйылады.
Тұзсыздандыруға кеткен судың жалпы шығыны өнделетін мұнайдың 10% құрайды.
Кейбір құрылғыларда таза су ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz