Гидраттардың түзілу орны


Жұмыс түрі:  Дипломдық жұмыс
Тегін:  Антиплагиат
Көлемі: 36 бет
Таңдаулыға:   
Бұл жұмыстың бағасы: 1900 теңге
Кепілдік барма?

бот арқылы тегін алу, ауыстыру

Қандай қате таптыңыз?

Рақмет!






МАЗМҰНЫ

Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
6
1
Геологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
7
1.1
Кен орны туралы жалпы мәліметтер ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... .
7
1.2
Кен орынның геологиялық құрылымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7
1.2.1
Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
7
1.2.2
Тектоника ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
11
1.3
Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
12
1.4
Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ...
12
2
Техникалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
14
2.1
Газды гидраттардың жалпы сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
14
2.2
Гидраттардың түзілу орны ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
15
2.3
Қарашығанақ кен орнында гидраттың туындауының алдын алу және жою жөніндегі іс-шаралар ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

18
2.4
Гидраттардың тундауының алдын алу және оларды жою жөніндегі қазіргі қолда бар ұсыныстар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

20
2.5
Гидраттың туындау ингибиторларын таңдау принциптері және шығындарын анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

21
2.6
Технологиялық есеп ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
23
2.6.1
Істеп тұрған газ құбыр жолдарында және ұңғымаларда гидраттың туындауының алдын алу үшін ұшқыш ингибитордың шығыны ... ... .
23
2.6.2
Гидраттың туындауына қарсы қолданатын ингибиторды пайдалану кіретін іс-шараларды енгізгеннен кейін өнім көлемін анықтау ... ... ..

24
2.6.3
Іс-шараларды енгізгенге дейін пайдалану шығындарын анықтау ... ..
25
2.6.4
Іс-шараны енгізгеннен кейінгі пайдалану шығындарын есептеу және өнім бірлігінің өзіндік құнын анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
28

2.6.5
Іс-шараны енгізгеннен туындаған жылдық экономикалық әсерді анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

29
2.7
Еңбекті қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
30
2.7.1
Еңбекті қорғау заңы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
30
2.7.2
Тіршілік қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
31
2.7.3
Техника мен технологияның қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
32
2.7.4
Өрт қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
33
2.8
Қоршаған ортаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
33

Қорытынды ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
35

Пайдаланылған әдебиеттер тізімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ..
36

Кіріспе
Қарашығанақ мұнай газ конденсат кен орны 1979 жылы өндірістік геологиялық бірлестігі "Уральскнефтегазгеология" арқылы П - 10 параметрлік ұңғысын бұрғылау кезінде ашылған.
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік аймағында орналасқан. Мұнайгазконденсатты кеніш терең жатқат тұз күмбезінің астында 25*12 км көлемінде орналасқан.
Мұнайгаздылық қабаты 300 - метр - ден 1600 - ге дейін, соның ішінде 200 метр қалыңдығында. Газмұнай шегі 4950метр тереңдіңгінде, ал су мұнай шегі - 5150 метр.
1983 жылы мұнай газ конденсат қоры туралы есеп жүргізілді. Осы құжат негізінде 1984 жылы ВНИИГаз арқылы тәжірибелі - өндірістік пайдалану (ТӨП) жобасы жасалынды. 1988 жылы көмірсутектер қоры нақты дәлелденіп есептелінді.
Кен орны үш пайдалану объектісіне бөлінеді: 1 және 2 объектілері газды конденсатты және 3 - мұнайлы бөлімі болып, тереңдеген сайын конденсат мөлшері ұлғая бастайды.
Қазіргі кезде пайдалануда тек бір ғана газды кешенді дайындау қондырғысы (ГКДҚ) бар. Оның құрамында LGA (Германия) жабдығымен жабдықталған үш технологиялық тізбек кіреді. Ол 1984 жылдан бері пайдаланылуда және ТМД елдерінен жабдықталынған төртінші технологиялық тізбек бар. Ол 1989 жылдан бері пайдаланылуда. Сонымен бірге, Орынбор газ өңдеу заводына өнім жіберілетін 377 мм диаметріндегі үш конденсат желісі және 720 мм диаметірінде тазартылмаған газды айдайтын екі газ желісі пайдаланылуда.
1991 жылы ВНИИГаздың араласуымен және кен орнының жасаудың негізгі жобалаушысы ЮЖНИИГаз арқылы қайтадан жабдықталған ГКДҚ - 3-дің технологиялық регламентін жасап шығарған, бірақ қаржы жетіспеушілігінен жобаны игеру және қайтадан жабдықтау іске аспады.
1997 жылы 17 қарашада Вашингтон қаласында ОСРП Аджип, Бритиш Газ, Тексако, Лукойл және ҰМК Қазақойл компаниялары арасында жасалынып қол қойылды.Кен орнының игерілуі осы компания арқылы іске асуда.
Кен орнын қалпына келтіру үрдісі - ұзақ үрдіс, сондықтан кен орнындағы жұмыс бағдарламалары өте нақты және кен орнының жұмыс қуатын қалпына келтіру кезеңдерге есептелінген және қауіпсіздіктің жоғарғы деңгейіне жету қарастырылған.
Бұл дипломдық жобада геологиялық зерттеу, игеру және кен орнының ұңғылар қоры тақырыптары келтірілген. ГКДҚ - 3-тің дамытылған кезеңінде жұмыс істеуі, еңбекті және қоршаған ортаны қорғау, сонымен қатар желдетілген газ компрессоры қолданудың экономикалық тиімділігі есептелінген.

1 Геологиялық бөлім
Кен орын туралы жалпы мәліметтер
Қарашығанақ МГККО Батыс - Қазақстан облысының батысында, Бөрлі ауданының территориясында орналасқан. Аудан климаты континентальды. Температура қыста -40[0]С-қа дейін жазда +40[0]С арасында тербеліп тұрады. Оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағытындағы желдер басым. Орташа жылдық жауын - шашын мөлшері 300 - 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі арақашықтық 160 км., Орынборға дейін 155 км., ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты пункттар: Қарашығанақ ауылы 10 км., Тұңғыш ауылы 2 км., Березовка ауылы 3 км.
Ауданның орфографиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен, Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені қиып өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи су қоймалары кездеседі.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады. Сулы горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас және мергель жарықшақтарында орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3тл ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м[3]тәу.
Аудан климаты төте континентальды. Ауа температурасы -40 (қыста) +40 (жаз) дейін өзгереді.
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады, күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950 мм-ді құрайды.
Грунттың қалыңдығы, қар табанына байланысты 1-ден 1,5 метрге дейін өзгереді. Жылыту маусымының ұзақтылығы 176 күн (1510 - 1504)

1.2 Кен орынның геологилық құрылымы

1.2.1 Стратиграфия
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған шөгінді болып төменгі девон шөгіндісі табылады. (скв 15, Д-5).
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс - Орынбор және Соль - Илецк тұз күмбездері аудандарына байланысты бөлінеді.
Кристалды іргетас.
Шығыс - Орынбор тұз күбезі маңайларында іргетас 4.1 км тереңдігінде ашылған. (Землянская ауданы) Соль - Илецк тұз күбезінде (Росточинская), Бузулук ойпатында (Зайкинская), 4,5 - 4,7 км тереңдікте ал Булатов дөңесінде 5260 м. тереңдікте (П - 9 Чинаревская ұңғысы) ашылған.
Іргетас гранитті жыныстардан құралған, оның жасы архейлік-ортапротерозойлық.
Сейсмобарлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында іргетас жату жадайы (горизонт ф) шамамен 7 - 9 км құрайды.
Жоғары протерозой тобы - PR
Жергілікті таралу осы ауданды екі үлкен комплекс рифей және венд комплекстерінен тұрады.
Рифей комплексі Волга - Урал антиклизасында архей протерезой магмамоторфтық жынысты іргетастан тұратын массивтерін бөліп жатқан опырықтарда (грабен) дамыған.
Рифей шөгінділері 300 - 400 м тереңдікте Үлкен - Өзен, Рожков, Землянская аудандарында ашылған. Комплекстің қалыңдығы қолда бар сейсмоборлар деректеріне сүйенсек 1000 м шамасында.
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз күмбезі маңында ашылған. Комплекстің қалыңдығы 600 - 800 м құрайды. Шөгінділер іргетас трансагрессивті жатқан немесе рифей шөгіндісі сұры түсті құмтастармен және аргилиттермен қосылған карбонатты жыныстар қабықшаларынан тұрады.
Қарашығанақ ауданында, сейсмобарлау нәтижесіне байланысты фундаментпен және қарастырылған Пэ горизонтының арасы 2 км-ге жетеді. Бұл жоспарланған қимада тек девон ғана емес және де көптеген ескі, соның ішінде рифей - вендтік шөгінділердің бар екендігін дәлелдеуге болатын шешімдер шығаруға негіз бола алады.
Палезой тобы - PZ
Ордовик шөгіндісі Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің шығысында және оңтүстігінде, Соль-Илецк тұз күмбезі маңында және оларды бөліп тұрған ойпатта анықталған. Табылған шөгіндінің максималды қалыңдығы ұңғы 1 арқылы ашылған.
Қызыл Яр Соль - Илецк тұз күбізінің көлденең тұсында ордовик шөгінділерінің скважиналары 2020 м-ден асып және толық қуатымен оларды әлі ашып үлгерген жоқ. Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің оңтүстігінде және шығысында да силур шөгіндісі ашылған, оны максималды қалыңдығы 40 м-ді құрайды.
Төменгі палезой шөгіндісі тығыз құмтастардан және сұр түсті аргилиттерден құралған.
Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м. қалыңдығындағы төменгі плезой шөгінділерінің бар екендігін мөлшерлеуге болады.
Қарашығанақ кен орнында терең бұрғылау кезінде тұз асты, тұзды, тұз үсті кешендерінің шөгінділері ашылған.
Девон жүйесі.
Девон шөгінділері орта және жоғарғы бөлімдерімен берілген. Орта бөлімі: Ортадевон шөгінділері эйфель және живет ярустары көлеміндебірлік ұңғыларымен (15, Д5) ашылған. Эйфел ярусы төменгі жағында аргеллит қара, жоғары қарай ізбестас және тығыс, микро жіңішке қабатшалы аргелликтер. Ярустың ашылған қалыңдығы 59 метр. Живет ярусы - қалыңдығы 64 метр. Жоғарғы бөлім: Жоғарыдевон шөгінділері тек фамен ярусымен берілген.
Төменгі жүйесі
Жоспардың уақытын құрастыру үшін тек бір ғана іздеу ұңғымасы Д - 5 -пен ерте девон жасындағы шөгінділерді ашқан.
6245 - 6248 м интервалынан алынған керн - аргилиттен және қара - сұры бурыл түстен құралған.
Төменгі девон шөгіндісі шамамен 30 м қашықтықты құрайды.
Орта девон
Живет ярусы шөгінділері қара - сұры тіпті қара әктастардан жиі органогенді аргилиттерден құралған. Сонымен қатар қиманың жоғары жағында 3 мм жететін ашық - сұры ұсақ кристалды әктастар қабықша ретінде орналасқан.
Жоғарғы девон
Төменгі - орта фаменді бөлшектенбеген шөгінділер стратиграфиялық үзілістермен орта девон шөгінділерін жауып жатыр. Нақты толық қима 15 -ұңғымасында зерттелген. Бұнда сұры және қара - сұры органогенді түйіршікті әктастар және қара түсті ұсақ кристалды доломиттер қабықша ретінде кездеседі.
Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд мүшелерінің кесектері кездеседі. Ерте - орта фамен ярусы бір камералық форминифер комплексі бойынша тұрақталады.
Максимал қалыңдығы 368 м. (ұңғыма 15)
Жоғары фоменді шөгінділер келісім бойынша төменгі - орта фамен шөгінділерін жауып жатыр. Олар орталық батыс және шығыс бөліктерінен -кристалды әктастар бар жерлерінен ашылған. Тек кен орнының оңтүстік бөлігінде әктастар қосымша мәнде есептелінеді.

1-сурет. Қарашығанақ кен орнының структуралық картасы

Таскөмір жүйесі.
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге. Қалыңдығы 80 метр. Орта бөлімі краснополян горизонтымен берілген, қалыңдығы 9 дан 55 метрге дейін.
Пермь жүйесі - Р
Пермь жүйесі ұңғылармен ашылған, қиманың негізгі бөлігін алып жатыр. Төменгі бөлімі: Ассель ярусы (известняк, доломит), қалыңдығы 290-390 метр. Сакмар ярусы 5-25 метр, Артин ярусы 15-280 метрге дейін, Кунгур ярусы: төменгісі ангидритті 4-20 метрден 300-ге дейін. Жоғарғысы тұзды - қалыңдығы 3178 метрге дейін. Жоғарғы бөлімі: Уфим ярусының шөгінділері (84-1252-1630 метр), Қазан ярусы: төменгі литологиялық пачка қалыңдығы 138-299 метр, жоғарғысы 192-1118 метр, Татар ярусы 700-1925 метр.
Пермь жасының шөгінділері кен орны аумағының стратиграфиялық үзілісті таскөмірде орналасқан. Пермь жүйесі төменгі карбонат, орта тұзды және жоғары терригенді қалыңдықтардан құралған.
Төменгі бөлімі - Р
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын ашып зерттейміз.
Асссель ярусы - үш түрлі қима негізінде құралған.
Бірінші - биогермді әктас. Екіншісі - дөңес биоморфты - детритті әктастар. Үшіншісі - терең сулы, қара битуминозды жыныстар. Ассельде шөгінділердің максималды қалыңдығы 557 м - ге дейін жетеді, дөңес түрі 42м-ден 216м-ге дейін барады. Терең сулы ассельді артин шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 20 м-ден 40м-ге дейін болатындары ярустарға бөлінбейді.
Сакмар ярусы - рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес түрлерінде органогенді детритті және пемитаморфты әктастардан тұрады. Бірінші түрінің қалыңдығы 23м-ден 30 м-ге дейін, ал екіншісінікі 15 м-ден 56 м-ге дейін ұзарады.
Артин ярусы - рифті және дөңес қималар негізінде екі подярусқа бөлінеді: төменгі және жоғарғы артиндік болып. Біріншісі екі түрлі рифтің қимасынан (биоморфно - детриттік әктастар) және дөңес түріндегі (екінші даламиттер). Бұлардың қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді. Екіншісі литологиясы жағынан бірінші подярусқа ұқсас. Артин шөгінділерінің биогенді түрінің қалыңдығы 143 м-ден 303 м-ге дейін, ал дөңес түрінде 5 м-ден 217 м-ге дейін өзгереді.
Конгур ярусы - толық қималарының төменгі қабаттарында карбонат сульфатты сұры, көкшіл сұры ангидриттер доломит қабықшаларымен, жоғарғы жағында тұзды тас тұздарымен және тұзды терригенді жыныстармен құрастырылған. Алғашқысының қалыңдығы 1 м-ден 300 м шамасында, ал тұзды шөгінділер 172 метрден 3028 м-ге дейін ұзарады.
Жоғарғы бөлім - Р
Бөлімнің шөгінділері уфимдік, қазандық және татар ярустары белгілі шарттармен анықталған. Олар қызғылт, қоңыр сұры саздармен және тұз, гипс, ангидрит ұяшықтарымен көмкерілген. Уфим ярусының қалыңдығы 84 м-ден 1630 м-ге дейінгі қашықтықта. Қазан ярусы - 138 м-ден 180 м-ге дейін, ал татар ярусы 700 м-ден 1925 м-ге дейін ұзарады.
Мезозой тобы - MZ
Триас жүйесі - Т
Триас жүйесінің шөгінділері жыныстың терригенді қалыңдығымен, ұсақ бөлшектерге бөлінбейтін қасиетіне ие. Бұлар қызыл - қоңыр түсті саздар, песчаниктер және алевролиттер.
Триас шөгінділерінің қалыңдығы 1068 - 2040 метр, Қарашығанақ күмбезінде 60 - 578 метрге дейін азаяды.
Юра жүйесі.
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (песчанник, құм, саз, құмтас) - 121 - 392 метр; жоғарғы бөлімі: Волж ярусы (сазды мергель, фосфорит), шөгінділер қалыңдығы 53 - 132 метр.
Мел жүйесі.
Мел жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім - валонянин, готерев, баррем және апт ярустарымен берілген. Волонянин - готорев ярусының қалыңдығы 13 - 44 метр (саз, мергель және фосфорит). Баррем ярусы (қара саз, мергель, сидерит) - 24 - 80 метр. Апт ярусы (қара саз, сидерит, мергель, фосфориттары бар құм тастар), қалыңдығы 76 метр.
Неоген жүйесі.
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің қалыңдығы 20-125 метр (сұр саз, құм, құм тастар, алевролит).
Төрттік жүйесі.
Төрттік жүйесінің шөгінділері (суглинка, супесь, құм, галечник, саз), қалыңдығы 8-20 метр.

1.2.2 Тектоника
Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне негізделген. Ол Қарашығанық - Қобланды зонасында, Каспий ойпатының солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан. Мұнда үш құрылымдық комплекс көрінеді. Төменгі құрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын - кунгур - сульфат - галоген қалыңдамасын, жоғарғысы - жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып алады.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно - седиментациондық құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15*30 км. , биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680 метр.
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық - литологиялық комплексте күрт дисгормониялық құрылымдар құрылған. Солардың ішіндегі: тұзды антиклинальдар, ассиметриялы диапир құрылымдары, тұзды штоктар, күмбездер және күмбез аралық дипрессиялар. Кен орында үш тұзды құрылым бар: Қарашығанақ тұз көтерілімі - солтүстікте, Сухореченск тұзды күмбезі - оңтүстік - шығыста, Қоншыбай тұз күмбезі - оңтістік - батысында.
Жоғары құрылымдық - литологиялық комплекстік құрылымдардың формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді. Жоғары пермь және триастың қызыл түсті қалыңдамасында пайда болған. Кен орын жүйесінде үлкен Қарашығанақ күмбез аралық мулдасы дамыған, ол Қарашығанақ, Қоншыбай және Сухореченск тұзды күмбездерінің арасында орналасқан. Қарашығанақ күмбез аралық мульдасының өлшемі 5*20 км., максимал қалыңдығы 3500 - 4871 метр құрайды.
Ең жоғарғы қиманың бөлігі - неогенді және төрттік жайылым бұрышының келіспеушілігімен бұдан ежелгі басқа шөгінділерді жабады.

1.3 Мұнайгаздылығы
Каспий ойпатының солтүстік аудандарында мұнайгаздылықтың негізгі перспективалары тұз асты палеозоймен байланысты. 1979 жылы прибортовой зонасының ішкі бөлігімен Қарашығанақ ауданында, П - 10 ұңғысында төменгі пермь шөгінділерінен, 3908 метр тереңдіктен газ фонтаны алынған.
Қаршығанақ кен орнында барлау және эксплуатациялық ұңғыларында жүргізілген комплексті газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер ашылған төменгі пермь және карбон карбонатты қимасының өнеркәсіптік өнімділігін дәлелдеді (5217 метрге дейін 13 ұңғы). Жалпы кен орын бойынша бұрғылаумен дәлелденген көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 метр (3660-5217 метр).
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 метр интервалында, орта девон шөгінділерінден мұнай кеніші ашылды. Орта девон кенінің дамыту кен орнының орталық бөлігінде және негізгі мұнайгазконденсат кенішінен солтүстікке қарай негізделген.
Стратиграфиялық жағынан ең зерттелгені пермь шөгіндлері. №112 ұңғысынан мұнай 3528 метр тереңдіктен алынған.
Мұнай жиналымдары мұнайға қаныққан жарықшақты ашық - сұр түсті ангидриттерге негізделген. Мұнайға қаныққан кеуектілігі 6,5% құрайды.
Ирен горизонтының сульфатно - карбонатты жыныстарында мұнайға қаныққан жыныстардың бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622, 625 ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді. Бұл кезде бұрғылау сұйығында мұнай қабыршағы пайда болған.
Филиппов горизонтының сульфатно - карбонатты шөгінділерінде газдылық №30 ұңғысында дәлелдеген. 4755 - 4765 метр аралығынан дебитті 47,7 мың м3тәулік газ, және дебиті 47,5 мың м3тәулік конденсат арыны алынған.
Кен орында таза күйінде қабат сулары алынбаған. Бірақ №13 ұңғыдан алынған мұнай және сұйық қоспасы негізінен қабат суынан тұрады - 70-80% (5202-5217 м.). 5125-5190 метр интервалынан сусыз мұнай алынған.
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша Қарашығанақ кен орны мұнайгазконденсатты болып саналады.

1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы (гидрогеологялық мінездеме)
Қарашығанақ кен орнын тергейтін жер асты сулары Солтүстік - Каспий су арынды жүйесінің қосалқы элементі болып табылады.
Көтерілімнің геологиялық қимасында екі ірі гидрогеологиялық этажға біріккен, кунгур ярусының хемогендік құрылыстарының күшті регионалды су ұстарымен бөлінген сулы горизонттар сериясы бөлінеді.
Жоғарғы этажжоғарғы пермьнен неоген - төрттік шөгінділерді қосады. Бұлардың жалпы қалыңдығы күмбезаралық мульдалар шегінде 3604-4485 м.
Бұл қалыңдықтың сукүкіртті жыныстары сазбен араласқан әр түрлі қуатты құмдыжыныстар пачкаларымен берілген. Триас шөгінділері ең құмды болып келеді, олардың сүзгішті - сыйымдылық қасиеттері жоғары: кеуектілігі - 25-30%, өткізгіштігі - 606,8*10 м[2]-қа дейін.
Пермьшөгінділерінің құмды пачкалары керісінше, жоғары сазды және кеуектілік көрсеткіштері төмен - 16%-ке дейін, өткізгіштігі 40*10 м2. тұз асты этажының сукүкіртті жыныстары карбонатты жыныстарының (известняк, доломит) әртүрлі модификацияларымен берілген, әдетте күрт литологиялық фациалды алмасу және деңгей айырмалы, бұл кен орынның гидродинамикалық режимін қиындатады. Бұл қалыңдықты екі ірілінген гидрогеологиялық комплекске бөлігу болады: карбонды және девонды, бұлардың жалпы қалыңдығы 3200 метрге дейін жетеді.
Тұз асты этажының сулы комплекстері аз зерттелген. Қиманың ашылған бөлігінің жер асты сулары хлор кальцийлі тұздықтарымен берілген, құрамындағы тұзы 115 - 190 гл, тығыздығы 1,0789-ден 1,206 гл дейін, бұл 3900 - 6270 мг-экв. дейін жалпы минерализацияға сәйкес келеді.
Төрттік және неоген шөгінділерінің сулары негізінен тұщы және аз тұздалған, минерализациясы 580 мг-экв. дейін, құрамындағы еріген тұздар 4 -20 гл дейін. Су типі хлор натрийлі немесе хлорнатрий магнийлі.
Триас горизонты сулары ең жоғары минерализацияланған болып келеді. 9800 мг-экв. дейін. Бұл сулар жоғары концентрацияланған тұздықтар, тығыздығы 10185 гсм3 дейін, хлорнатрийлі құрамы бар, хлоркальцийлі немесе хлормагнийлі типке жатады. Натрий концентрациясы жоғары - 96 гл, калий - 0,56 гл, магний - 2,4 гл, жоғары сульфаттылығымен (15,7 мг-экв.), құрамында бромның жоғарылығымен (250 мгл-ден жоғары), йодтың (3 мгл-ден аз) және бордың (1 мгл-ге дейін) аздығымен сипатталады.
Тұз массивтерімен тікелей контакт зоналарында (тұзаралық линзалар) одан да жоғары тығыздықты (1,2-1,28 гсм3) және тұздылығы 365 гл дейін күшті тұздықтар дамыған.
Еріген газ құрамында мүлдем аз - 270 нсм3л, оның ішінде: азот концентрациясы - 98%, метан - 0,8-1,75%, көмірқышқыл газы - 1,03-1,12%.
Тұз асты карбонатты шөгінділерінің төменгі гидрогеологиялық қабаты Қарашығанақ МГККО контур сырты зонасында 4900 метрге дейін, контурлық зонасында 5333 метр тереңдікке дейін зерттелген.
П - 2 ұңғысының төрт интервалын сынау кезінде су дебиттері 2 - 5,5 м3тәу. дейін, тығыздығы - 1,161-1,19 гсм3 арасында, минерализациялануы 232,5-279 гл, рН 5,5-5,6; йонды құрамы хлор-натрийлі және хлор-кальцийлі-натрийлі, гидрохимиялық түрі - хлоркальцийлі.
Мұнайгазконденсат кенішінің төсеніш сулары контур сырты суларымен салыстырғанда тұщыланған, 1,5-2 есе аз минерализацияланған және оған сәйкес құрамындағы негізгі йондар концентрациясы аздау болады.

2 Техникалық бөлім

2.1 Газды гидраттардың жалпы сипаттамасы
Газдардың гидраттары қатты қосылыстар болып келеді (клатраттар), онда газдың молекулалары белгілі қысым мен температурада берік сутегі байланысы көмегімен су молекулаларымен түзілетін кристаллды торлардағы бос кеңістіктерді толтырады.
Гидраттарды химиялық қосылыстарға жатқызуға болады, өйткені олар қатаң белгілі құрамда болады, бірақ бұл - вандерваальс күші арқасында туындайтын молекулярлы типтегі қосылыстар. Гидраттарда химиялық байланыс болмайды, өйткені олардың түзілуі кезінде валентті электрондар мен молекуладағы электронды тығыздықтардың кеңістікте таралуының жұпталуы болмайды.
Газдардың гидраттары кең таралған, ішкі ячейкаларының құрылымдық формасы мен молекулярлы сипаттамасына байланысты олар алты формаға бөлінеді:
1. Молекулярлы сита, өзара байланысты жазықтармен (жолдармен) сипатталады;
2. Каналды кешендер, молекулалар (клатрат түзгіштер) құбырлы жазықтықтары бар торлар түзген кезде пайда болады;
3. Қабатшалы кешендер, онда клатрат түзетін молекулалардың және жалғағыш молекулалардың қабатшалары кезек-кезек кездесіп отырады;
4. Ішкі молекулярлы кеңістігі бар кешендер, мұнда түзуші молекулалар иілгішті немесе терең болатын ірі молекула болып келеді, онда жалғағыш молекулалар орналасады;
5. Түзу полимерлі кешендер, олар құбыр тәрізді формасы бар клатрат молеулалары көмегімен түзіледі;
6. Тек жалғағыш молекула бойынша тұйық ячейкаларды толтыратын клатраттар, олар пішінімен сферикалыққа жақын.
Газды гидраттар және жеңіл ұшқыш сұйықтар осы клатраттарға жатады. Гидраттардың құрылымдық торларын түзетін су молекулалары мен газдың қосылған молекулалары арасында химиялық байланыс болмайды. Судың молекулалары гидраттар мен жазықтықтардың түзілуі кезінде, осы кеңістікшелерде болатын газ молекулаларымен алшақтатылады, судың меншікті көлемі гидратты күйде 1,26-1,32 см[3]г дейін өседі (судың меншікті көлемі мұз күйінде - 1,09 см[3]г).
Газды гидраттың элементарлы ячейкалары су мен газ молекулаларының белгілі санынан тұрады. Су мен газдың қатынасы газ молекулаласының (гидрат түзуші) өлшеміне байланысты. Судың бір көлемі гидрат күйінде гидрат түзгіш газдың сипаттамасына байланысты 70-тен 300 дейін газ мөлшерін байланыстырады.
Газды гираттардың түзілу шартын және олардың тұрақты өмір сүруін анықтайтын негізгі факторлар, бұл газдың болуы және олардың құрамы, фазалық күйі және судың құрамы, температура және қысым.
Газдың құрамы гидраттың түзілу шартын анықтайды - индивидуалды газдың немесе газ қоспаларының молекулярлы массасы неғұрлым көп болса, соғұрлым гидраттың түзілуіне аз қысым қажет болады сол температуада. Газды, газдыконденсатты және мұнайлы кен орындардаға табиғи газдар көп жағдайда шекті көмірсутегілердің қоспасы болып келеді.
Газды және газдыконденсатты кен орындардағы табиғи газдардың компоненті - метан, олардың мөлшері 98-99%-ға дейін жетеді. Метанмен қоса табиғи газдарға аса ауыр көмірсутегілер кіреді, бірақ олардың мөлшері таза газ кен орнында қарқынды емес; ондағы газдар құрғақ категорияға жатады. Газдыконденсатты кен орындардағы газдар құрғақ газ қоспасынан тұрады, пропан-бутанды фракциялар, ароматты компоненттер, газды бензин және дизельді отын. Мұнай кен орындарында өндірілетін газдар ауыр көмірсутегілерге бай.
Газдардың ылғал құрамы. Гидраттың түзілу процесі әдетте газ-су шекарасында жүреді, табиғи газдың ылғалмен толық қанығуы шарты кезінде. Гидраттың түзілуі және жиналу процесі газдың су буымен қаныға алмауы шарты есебінен жүзеге асады. Сондықтау газды тасымалдау мен өндірудің технологиялық жүйесінің түрлі бөліктерінде газдыгидраттардың түзілу орнын және жиналуының интенсивтілігін болжау үшін, газдың ылғал құрамын және олардың түрлі термодинамикалық жағдайларда өзгруін білу қажет.
Біздің планетамыздағы көмірсутегілердің генезисі жөніндегі біздің қазіргі таңдағы түсінігіміз мынаны айтады, табиғи газ бен мұнайдың шоғырлары суды кеуекті қабаттардан (коллекторлардан) ығыстыру кезінде қабаттың су қанығушылығында пайда болған. Істеп тұрған газ бен мұнай жер қабатында үнемі булы сулармен байланысып тұрады және солардың буларымен қанығады. Олардың құрылысы газдың құрамымен, судың минералдылығымен, қысыммен, температурамен және қабаттың кеуекті орта көрсеткіштерімен анықталады.
Сұйық көмірсутегілерде судың ерігіштігі. Төмендетілген көмірсут-р, бутанға дейін, судың болуы кезінде ол да гидрат береді, олар газдардың айдалуын және өңделуін бұзады. Сұйық көмірсутегілерде еріген судың мөлшері қысымға, температураға және олардың құрамына байланысты.
Суда газдың ерігіштігі. Тәжірибеде дәлелденген, судың көлемінде кристаллизация орталығының болуы кезінде гидрат беделді түрде түзіледі. Суда еріген газ бөлшектеп гидратқа өтеді. Осы кезде гидраттың жиналу жылдамдығы гидраттың түзілуіне дейінгі және түзілуінен кейінгі судың құрамындағы теңсалмақты газдың айырмашылығымен анықталады.
Табиғи газдар суда тым беделді ериді, тіпті төменгі қысымда. Көмірсутегілердің молекулярлы массалары өскен сайын газдың суда ерігіштігі төмендейді. Шексіз көмірсутегілер, көмірқышқыл мен күкіртті сутегі газдың суда ерігіштігін ұлғайтады. Ал суда азот, сутегі және гелийдің болуы газдың суда ерігіштігін төмендетеді.
Газда өндіру, тасымалдау, өңдеу кезінде технологиялық жүйеде қысым мен температура өзгереді, газ шоғырында байланысатын судың минералдылығы өзгереді және соған орай газдың ылғал құрамы қабат жағдайында өседі. Судың бір бөлігі буланып кетеді және түптегі аймақ көптеген режимдерде кеуіп кетеді, бұл қабат өткізгіштігінің өсуіне әкеп соғады. Газ ағынының түптен сағаға қозғалысы кезінде әдетте температура қарқынды төмендейді және газ ағынындағы артық ылғал конденсацияланады. Конденсациялы ылғал газды айыратын және кептіретін қондырғыларда бөлінеді де, шықтану нүктесі төмендейді, су бойынша көлік жүйесіндегі минималды температурасынан төмен болады.
Газды және газдыконденсатты кен орындарды игерудің бүкіл периодында саурынды режим кезінде (Рпл=const) газдың барлық параметрлері (сәйкесінше оның ылғалдығы) тұрақты болады.
Газдың ылғал құрамы сағада, айырғыштарда, газ жинағыш коллеторларда және магистралды газ құбырларында тұрақты, жүйенің әр түйініндегі (бөлігіндегі) белгіленген режиммен анықталады.
Табиғи газдардың ылғал құрамы газқұбырлары бойынша қозғалысы кезінде қысым мен температураның өзгерісіне байланысты болады.

2.2 Гидраттардың түзілу орны
Гидраттардың түзілу орнын дұрыс болжау гидраттардың жиналуының алдын алу жөніндегі аса тиімді тәсілді таңдаумен қамтамсыз етіледі.
Газдың гидраттары кез-келген жерде түзілуі мүмкін, әрине егер газ, су және тиісті қысым мен температура болса. Нақты жағдайларда гидраттар не қабатта шоғрды игеруге енгізгенге дейін, егер шоғыр гидраттың туындау аймағында орналасса, немесе қабаттың түп аймағында, газсулы ағынның температурасы жоғары депрессия тудыру нәтижесінде теңсалмақтыға дейін төмендеуі кезінде, немесе түп аймаққа температурасы теңсалмақтыдан төмен суды айдау кезінде туындайды.
Газдың жерасты қорын туғызу кезінде салқындатылған құрлымда газды интенсивті айдау қабатта гидраттың туындауына әкеп соқтырады және сәйкесінше оның бекітілуіне әсерін тигізеді.
Ұңғыма оқпанында гидраттар түп аймақта, фонтанды құбырдың колоннасында туындауы мүмкін, әсіресе егер онда дроссельді құрылғылар болса, сол сияқты шеңберлі кеңістікте, сағадағы жабдықтарда. Ең қатерлі кезең - іске қосу, ұңғыма оқпаны қыздырылмай тұрғанда.
Гидраттар газды жинау және дайындау өндірістік жүйесіндегі технологиялық тізбектің кез-келген учаскесінде, магистралды тасымалдау жүйесінде, жерасты сақтау кезінде туындауы мүмкін.
Гидраттың туындау орнын анықтау үшін газдың құрамын, судың минералдылығын, тәуелділіктің теңсалмақты шартын p-t, газ ағыны қысымы мен температурасының фактілі өзгеруін білу қажет.
Су буымен қаныққан газ ағынының температурасының теңсалмақты температурадан төмен түсуі кезінде гидраттың туындауы және жиналуы жүреді.
Гидраттардың жиналу интенсивтілігі судың күйімен, ағынның салқындығымен және турбуленттілігмен, жанасудың үстіңгі еркін аймағының түзілу жылдамдығымен және өзге факторлармен анықталады.
Қабаттың түп аймағында гидраттың туындауы
Қабаттың түп аймағында гидраттар мына жағдайларда туындайды:
1. Газды таңдау кезінде қысымның жоғары депрессиясы нәтижесінде түп аймақтағы газ температурасының теңсалмақтыдан төмен түсуі кезінде;
2. Ұңғыманы бұрғылау немесе жөндеу кезінде қабатқа салқындатылған суды айдау кезінде;
3. Газдың жерасты қорына салқындатылған газды айдау кезінде;
4. Гидраттардың туындауына қарсы қолданылатын жоғары ұшқыш ингибиторлар немесе БАЗ және т.б. заттардың интенсивті булануы нәтижесінде түп аймақты салқындату кезінде.
Салқындатылған қабаттары бар шоғырлардағы ұңғымалардың технологиялық режимі қабатта гидраттың туындау мүмкіндігін болдырмауы тиіс, өйткені гидраттың цилиндрлі пішінде туындауы мен таралуы түп аймақтың бұзылуына, үлкен каверналардың түзілуіне, ал бұл сәйкесінше ұңғымалардың бұзылуына әкеп соғады.
Ұңғыма оқпанында гидраттың туындауы
Акваториядағы газды ұңғымалардың көбісі оқпанында гидраттың туындауына жағдайлардың болуымен сипатталады. Гидраттар ұңғымада оның істеп тұруы кезінде де, тоқтап тұруы кезінде де туындауы мүмкін, сол сияқты фонтанды құбырларда, гидраттың түзілу жағдайларымен сипатталатын кез-келген тереңдік интервалындағы шеңберлі кеңістікте туындауы әбден мүмкін.
Ұңғымадағы гидраттардың орны мен жиналу интенсивтілігі жұмыс режиміне, ұңғыма конструкциясына және геометриялық градиентке байланысты өзгереді. Белгілі жағдайларда ұңғыманы пайдалану кезінде тек құбыраралық шеңбер кеңістігі бойынша гидраттардың туындауы локальді сипатта болуы мүмкін - тығыз емес муфталы қосылыстардан газдың ағыны кезінде оны дроссельдеу нүктелерінде.
Аса жиі кездесетін жағдайлар - ұзақ уақыт бойы оқтап тұрған ұңғымалардың оқпанында немесе сондай ұңғымаларды консервациялау кезінде гидраттардың туындауы.
Әдетте газбен толтырылған, бірақ тоқтап тұрған ұңғыманың оқпанында температураның тұрақталуы жыныстың салқындатылған қималарында температураның теңсалмақты температурадан төмен түсуіне әкеп соғады. Кристаллизация орталары пленкалы судан құбырдың қабырғаларында түзіледі, ал келесі келесі кристаллизация ереже бойынша ұңғыма оқпанының толық бітелуіне әкеп соғады. Гидратты тығындардың ұзындығы оннан жүз метрге дейін жетеді. Белгілі жағдайларда, ұңғымаларда гидраттардың туындауы және секциялы тығындардың жиналуы кезінде ұңғыма колоннасының мыжылып, жұлынып кетуімен сипатталатын үлкен қиындықтар тууы мүмкін.
Газ кен орнындағы жайғастыру жүйелерінде гидраттардың туындауы
Газды қарқынды дроссельдеу кезінде және газды жинау тізбегінің үлкен қашықтыққа созылуы кезінде гидраттар газды магистралды тасымалдауға жинау мен өндірістік дайындау жүйесінде туындайды.
Істеп тұрған жайғастыру жүйесінде гидраттың туындау орны газ құбырлары мен жабдықтардың аса танымал технологиялық көрсеткіштері кезінде жұмыс температурасы мен теңсалмақты температура қисықтарының қиылысу нүктесін анықтайды.
Кен орынның жайғастыру жүйесін жобалау кезінде, гидраттың туындауына жағдай болса, гидраттың түзілу орны болжаланып отырған газды жинау, өңдеу және тасымалдау технологиясына байланысты болады. Технологиялық құбыр жолдарының диаметрін өзгерту арқылы түрлі жылуалмастырғыш аппараттарды қолдану арқылы газсұйық ағынын дроссельдеу орнын ауыстыру арқылы жайғастыру жүйесінде гидраттың туындауы мен жиналу орнын өзгертуге болады, газды магистралды тасымалдау жүйесінің алдындағы оны кептіру қондырғысына дейін.
Газ ағынында көмірсутегі конденсатының болуы кезінде әдетте ағыннан конденсатты максималды ығыстыру мақсатында оны салқындатудың түрлі тәсілдері қолданады. Ағынды салқындату үшін оны жоғары қысымда дроссельдеу қолданылады, сол сияқты жылуалмастырғыштар, турбодетандерлер, салқндатқыш машиналар және т.б. пайдаланады.

2.3 Қарашығанақ кен орнында гидраттың туындауының алдын алу және жою жөніндегі іс-шаралар
Қабат жағдайында газ әрқашан су буымен қанығады. ҚМГККО газдың ылғал құрамы ВНИИгаздың есебі бойынша мынадай - 1,77 гм[3]; КИО-ның есебі бойынша - 1,96 гм[3]. Сондықтан осындай кен орындарды игеру кезінде ұңғыма оқпанында, газконденсатты жинау және тасымалдау жүйесінде, сол сияқты газды дайындау қондырғыларында және алысқа тасымалдау құбыр жолдарында белгілі термодинамикалық жағдайлар кезінде газды гидраттар туындайды.
Қарашығанақ кен орнында гидраттың туындауына құрамында күкіртсутегі газының болуы (3,82%) және көмірқышқыл газының (6,57%) болуы себін тигізеді. Осыған орай, күкіртсутегі небары 0,86 МПа қысым мен 21,1[0]С температура кезінде-ақ гидрат түзуі мүмкін. Қарашығанақ МГККО-да табиғи газды өндіру кезінде С3Н8*2СН4*17Н2О және С3Н8*2Н2S*17Н2О типті аралас гидраттар туындайды, яғни II құрылымның торындағы кішігірім кеңістікшелерді, I құрылымды гидратты өздігінен түзетін газ толықтырады.
Гидраттар көмірсутегі мен судың тұрақсыз қосылыстары болуына қарамастан олардың туындауы, құбыржолдардың өту қималарының кішіреюі мен тіпті гидратты тығындардың туындауы есебінен болатын, қатаң бұзылуларға әкеп соғады. Гидрат күйіндегі судың меншікті көлемі - 1,26-1,32 см[3]г (салыстыру мақсатында, мұз күйіндегі судың меншікті көлемі - 1,09 см[3]г).
Жоғарыда айтылғандарға байланысты ҚМГККО игеру кезінде гидраттың туындауының алдын алу және жою жөнінде іс-шараларды орындау мен зерттеу қажеттілігі туады.
Гидраттармен күресуге қолданылатын тәсілдер гидрат түзгіш газ бен су молекулаларының энергетикалық қатынастарын өзгертуге негізделген. ҚМГККО гидраттармен күресу үшін төменде көрсетілген әдістердің біреуін таңдау керек немесе кең қолданылатын бірнеше әдістерді біріктіру тиіс:
1. Шықтану нүктесінің минималды технологиялық температурадан төмен түсуі болатын сорбциялау немесе төменгі температурада айыру әдістері арқылы газ ағынынан ылғалды кептіру, бұл су буының конденсауциясын болдырмайды, ал сәйкесінше гидраттардың туындауын;
2. Газ ағынына гидраттың туындауына қарсы қолдланылатын ингибиторларды енгізу;
3. Газ ағыны температурасын гидраттың туындау температурасынан жоғары ұстау;
4. Ағынның қысымын гидраттың туындау қысымынан төмен ұстап тұру;
5. Газдың құрамынан ауыр көмірсутегілерді (С3+В) ығыстыру жолымен оның тығыздығын азайту.
Гидраттың туындауының, сол сияқты ылғал коррозияның алдын алу үшін ҚМГККО-да газды кептірудің бірнеше тәсілдері қолданылады, олардың ішінде негізгілері табиғи және жасанды салқынды пайдаланатын төмен температуралы сепарация (ТТС), абсорбция (сұйық жұтқыштармен кептіру), адсорбция (қатты жұтқыштармен кептіру) және аралас тәсілдер (мысалы, абсорбцияны салқындатумен біріктіру) болып табылады. Жоғары қысымдағы (ЖҚ) тізбек үшін газды, газдың өзін дроссельдеу арқылы салқындату әдісін қолдануға болады (Джоуль-Томпсон эффектісі). Қысымның 11,5 МПа-дан төмен түсу кезінде температураның тиісті төмендеуіне жету үшін газды дроссельдеу арқылы салқындатуды және салқындатқыш аппарттар арқылы салқындатуды біріктіру қажет. Барлық жағдайларда газды салқындату арқылы кептіру кезінде қатарлас газдан ауыр көмірсутегілерінің бөлініп шығуы жүзеге асады.
Газды абсорбциялау әдісі арқылы кептіру, кейбір сұйық заттардың ылғалды сіңіріп алу қасиеттеріне негізделген. Сұйық абсорбент бірқатар талаптарды қанағаттандыру қажет, солардың ішінде негізгілері жоғары ылғал сіңіргіштігі, токсинді емес, жеткілікті тұрақтылық, коррозияға ұшырататын қасиетттерінің болмауы, газ бен сұйық көмірсутегілерге қарағанда ерігіштік қасиеті төмен және оларда әлсіз еруі, регенерациялауының қарапайымдылығы болып табылады. Осы талаптарға үлкен дәрежеде сай келетін - деэтиленгликоль (ДЭГ) және триэтиленгликоль (ТЭГ).
Газдан су буларын қатты жұтқыштардың ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Дегидратациялау әдістер
Табиғи газды тасымалдауға дайындау
Ұңғыда құмның бөлінулері
Ұңғы жабдықтарының коррозиясы және күрес әдістері
Газды сығу және кептіру
Өнімділігі 300000 м3 /сағ болатын, абсорберде жүретін газ кептіру процесі
Ұнғыны меңгеру тәсілдері
Ілеспе мұнай газын тасымалдауға дайындау
Ерітінділерді дайындау технологиясы
Ерітінділер туралы жалпы ұғым
Пәндер