МҰНАЙ ӨНДІРУ ҰҢҒЫЛАРЫН ГАЗЛИФТІЛІ ӘДІСІ

Жұмыс түрі: Курстық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 39 бет
Таңдаулыға:

Қазақстан Республикасының білім және ғылым министрлігі
Қарағанды Техникалық Университеті

Пайдалы қазбалар кен орындарын өндіру кафедрасы

КУРСТЫҚ ЖҰМЫС

Пәні: Мұнай мен газ кен орындарының жабдықтары
Тақырыбы: Жаңажол кен орнында ұңғыны газлифтілі әдіспен пайдалану және оның тиімді технологиялық режимін орнату

Қабылдаған:
_________________ аға оқытушы Жумабеков М.Н. (баға) (аты-жөні)
_________________________
(қолы) (күні)

Комиссия мүшелері: Орындаған: Богжанов Ж.К. Мысқалбай Нұрсұлтан НД-19-2 (қолы, аты-жөні) (аты-жөні)
Асанова Ж.М. (қолы, аты-жөні)

Қарағанды 2021

ҚАРАҒАНДЫ ТЕХНИКАЛЫҚ УНИВЕРСИТЕТІ КОММЕРЦИЯЛЫҚ ЕМЕС АКЦИОНЕРЛІК ҚОҒАМЫ
Пайдалы қазбалар кен орындарын өндіру кафедрасы
Анықтама
Пайдалы қазбалар кен орындарын өндіру кафедрасында курстық жұмысы бойынша есептің салыстырмалы талдауы жүргізілді.
Студент: Мысқалбай Н.Қ.
Тобы:НД-19-2

Талдау нәтижесінде тәжірибе туралы есептер қорымен сәйкестіктер табылған жоқ.
Орындалған жұмыстың бірегейлігі мен дербестігі 85%құрайды.

Комиссия төрағасы_____________ А. Ж. Имашев
Комиссия мүшелері: Богжанова Ж.К.
Асанова Ж.М.

Қазақстан Республикасының Білім және Ғылым министрлігі

Мазмұны
Кіріспе ___________________________________ ___________________________________ ______5
1. ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ.
1.1. ЖАҢАЖОЛ КЕН ОРНЫНА ЖАЛПЫ ШОЛУ_______________________________ _____________7
1.2. ТЕКТОНИКА__________________________ ___________________________________ __9
1.3. СТРАТИГРАФИЯ ___________________________________ ____________________________10
1.4. МҰНАЙ МЕН ГАЗДЫҢ ФИЗИКА-ХИМИЯЛЫҚ ҚАСИЕТІ __________________________________1 2
1.5. ӨНІМДІЛІК ҚАБАТЫНЫҢ КОЛЛЕКТОРЛЫҚ ҚАСИЕТІ ___________________________________ 16
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ.
2.1. МҰНАЙ ӨНДІРУ ҰҢҒЫЛАРЫН ГАЗЛИФТІЛІ ӘДІСІМЕН ИГЕРУ_____________________________1 7
2.2. ГАЗЛИФТІ ӘДІСІНІҢ ЕРЕКШЕЛІГІ_________________________ _________________________18
2.3. ГАЗ АУА КӨТЕРГІШІНІҢ КОНСТРУКЦИЯСЫ______________________ _____________________19
2.4. МҰНАЙ ӨНДІРУГЕ ГАЗЛИФТ ӘДІСІНІҢ ҚУАТЫНЫҢ
МІНЕЗДЕМЕСІНІҢ ТИІМДІЛІГІ. ___________________________________ _______________20
2.5. КОМПРЕССОРЛЫҚ ҰҢҒЫНЫ ПАЙДАЛАНУҒА БЕРУ_______________________________ ______21
2.6. ТЕРЕҢДІК КЛАПАНДАРДЫ ҚОЛДАНУ ЖӘНЕ ОЛАРДЫҢ ОРНАТУ
ТЕРЕҢДІГІН АНЫҚТАУ ___________________________________ ______________________22
2.7. КОМПРЕССОРСЫЗ ГАЗЛИФТ____________________________ _______________________24
2.8. ГАЗЛИФТ ҰҢҒЫСЫН АУЫСПАЛЫ ТҮРІНДЕ ПАЙДАЛАНУ _________________________________25
2.9. ПЛУНЖЕРЛІК КӨТЕРГІШ___________________________ ______________________________26
2.10. ГАЗЛИФТІ ПАЙДАЛАНУ КЕЗІНДЕГІ АҚАУЛАР, ОЛАРДЫ ЖОЮ
ШАРАЛАРЫ ___________________________________ ___________________________________ __27
3.ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ.
3.1.ГАЗЛИФТІ ҰҢҒЫЛАРДЫ ЗЕРТТЕУ ЖҰМЫСЫН ҰЙЫМДАСТЫРУ
ЖӘНЕ ОНЫҢ ТИІМДІЛІГІНІҢ КӨРСЕТКІШТЕРІ ___________________________________ ________29
3.2. ӨНДІРІСТІҢ ТИІМДІЛІГІН АРТТЫРУДЫҢ НЕГІЗГІ ЖОЛДАРЫ____________________________ _32
3.3. ГАЗ АУА КӨТЕРГІШТІ ЕСЕПТЕУ ___________________________________ _______________ ___33
3.4.Көтергіштің тиімді және жоғарғы өнімін есептеу____________________________ _________34
3.5 МАТЕРИАЛДЫ-ТЕХНИКАЛЫҚ ҚАМТАМАСЫЗ ЕТУ ___________________________________ ___35
4.ТЕХНИКА ҚАУІПСІЗДІГІ ЖӘНЕ ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
4.1.ГАЗ ҰҢҒЫСЫНДАҒЫ ТЕХНИКА ҚАУІПСІЗДІГІ_______________________ ________________ 36
4.2.ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ___________________________________ ________________ 37
ҚОРЫТЫНДЫ___________________________________ ___________________________________39
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ___________________________________ ________________40

КІРІСПЕ
Мұнай грек халқының Нефта деген сөзінен шыққан, Нефта жағарлық қасиеті бар деген мағынаны білдіреді. Шынында, жер бетінде кездесетін мұнай және газ көздерінің терең орналасқан қабаттармен байланысты екендігі белгілі. Бірақ, осы мұнай мен газ кенорындарын игеру және пайдалану ісі шамамен бір ғасырға жуық уақыттан бері жүргізіліп келеді. Осы уақыт ішінде мұнай туралы жинақталған тәжірибелер де аз емес. Осыған қарамастан мұнайгаз және олар тектес заттардың пайда болуы жайында деректер түбегейлі анықталып біткен жоқ деуге болады.
Отын-энергетика кенінің бұл саласы екі тармаққа бөлінеді: мұнай және газ шығару, мұнай және газ өңдеу. Қазақстанда әсіресе мұнай және газ шығару саласы дамыған.
Қазақстан Республикасында мұнай газ саласын қазіргі замандағы талапқа сай дамыту мынаған байланысты: мұнайы бар тұз асты шөгінділерін игеруді қолға алу, Каспий шельфі мен Қазақстан секторының мұнайлы аймақтарын пайдалану мен барлауды қолға алу.
Қазақстан жерінде бірінші мұнай фонтанын 1899 жылы Қарашұңғыл барлау алқабы атты, кейін Доссор (1911 жылы) және Мақат (1915 жылы) екі мұнай кәсіпорындары іске қосылды. Осы үш мұнай кен орындары республиканың батысында Атырау облысында орналасқан.
1965 жылға дейін мұнай тек қана Ембі бассейнінде көптеген қуаты тапшы кен орындарында шығарылған. Бұған себеп болған Ембі мұнайлы ауданының ұтымды географиялық орналасуы және мұнайдың жоғары сапалылығы.
Қазіргі уақытта Қазақстан мұнайы өңделместен, негізінен республикадан тыс аймақтарға (Ресей, Азербайджан, Түркменстан) тасымалданады, ал Қазақстанға сырттан толып жатқан мұнай өнімдері тасып әкелінеді. Мұндай жағдай мұнайды тасымалдаудың және өңдеудің ұтымды жолдарын таңдауды дәлелдеу проблемаларын туғызады.
Республика мұнай қорының молдығы және мұнай шығарудың техникаэкономикалық қолайлылығы оны шығару көлемін шұғыл көбейтуге мүмкіншілік береді. Бірақ та онда екі проблеманы дәлелдеп шешу қажет: біріншісі, егер де Маңғышлаққа шикі өнім өндіретін бағыт берілсе, онда мұнайды өңдейтін бағыттарға қарай қуатты мұнай құбырын салуды бастау қажет; екіншісі, шикі мұнайды шығарылған жерде өңдеуге бағыт алатын болсақ, Маңғышлақ мұнайын өңдеу нобайын өзгерту қажет. Мұнайды шығарылған жерде өңдеу, шикі мұнайды шетке шығарудан және мұнай өнімдерін шеттен әкелуден экономикалық жағынан ұтымды.
Қазақстан мұнай өнеркәсібінің екінші жолмен дамуы орасан зор инвестицияны және шетел капиталын тартуды қажет етеді. Осы себептен Атырау және Маңғыстау еркін экономикалық аймақтары ашылды, ал көмірсутектер шикізаттар шығаратын және өңдейтін Қарашығанақ мұнай компаниясы, Тенгизшевройл сияқты ірі ортақ кәсіпорындары құрылды.
Барланған кен орындарынан Қазақстан бойынша, соның 28-і Ақтөбе облысында орналасқан (2002жылы), оның батыс бөлігі мұнай газ кеніштерін іздеуге тиімді Каспий маңы ойпатының шығыс жағында орналасқан. Ақтөбе қаласында академикА.Л. Яншиннің күштеуімен Ақтөбемұнайгаз геология өндірістік геологиялық бірлестігі ұйымдастырылды.
Ақтөбе аумағында жүргізілген маршруттық геологиялық суретке түсіру кезінде табылған белгілерді негізге ала отырып, мұнай кен орындарын іздеу, барлау жұмыстары жүре бастады. 1932 жылы облыста мұнай өндірудің негізі қаланып кәсіпшілік жұмысқа кірісті. Ал 1933 жылы Жақсымай кен орны ашылды. 1932-33 жылдары Жақсымай кен орнын Шұбарқұдыққа өнеркәсіптік пайдалану басталды. Ал 1960 жылдарға келер болсақ бұл аймақтың геологиялық құрлымын нақты зерттеу кең өріс алды. 1966 жылы Кеңқияқ Кен орны іске қосу жүзеге асырылды. Ақтөбе мұнай өнер кәсібіндегі ең ірі кен орын Жаңажол. Ол 1983 жылы іске қосылды.
1983 жылы Жаңажол кен орынының тәжірибе өнеркәсіптік өндірісі, жоғарғы карбонат қабаттан КТ-І бұрғылаудан басталды. Бұның Технологиялық схемасын 1982 жылы Гипровосток нефть (Самара, Ресей) институты құрастырды.
Қазіргі кезде 1986 жылы құрастырылған Технологиалық өндіру схема бойынша өнеркәсіптік өндіруілер жүргізіліп жатыр, мұндабұрғылаудың басты көлемі карбонатты қабылданған екінші объектілерінеКТ-ІІ тасымалданған. Сол институттың құрастырған техникалық өндіру схемасында Жаңажол кен орнын өндіру скважиналарын, 1991 жылыдан бастап, мұнай өндірудің механизациаланған түрі компресорлы газлифтті өндіруге аударылуы көзделген. Бірақ совет одағының ыдырауы,экономиканың тұрақсыздығы, қаржының жеткіліксіз болуы бұл проектіні орындауға мүмкіндік бермеді. Сондықтан Гипровосток нефть институты Жаңажол кенорнын игерудің 1992 жылы тұйықталған схемасын құрастырды.Осы схемаға сүйеніп, Жаңажол кен орынын 2000 жылға дейін игерілді.
1998 жылы Ақтөбемұнайгаз қытайдың мұнай корпорациясыменқосылғаннан кейін, Жаңажол кен орнын игеру проектісі Синьцзянь мұнайгаз ғылыми зерттеу институтына тапсырылды. Қазіргі кезде проектіні игеруаяқталды да Қазақстан Республикасының мемлекеттік органдарындасынақтан өтіп бекітілді. 1983 жылдан бастап Жаңажол кен орнын игеруге 498 скважина бұрғылаған, соның ішінде:өндіру скважиналары - 369; айдау скважиналарды - 113; бақылау скважиналарды - 11 (502); консерванциада - 0; тұзды - 1.
Жаңажол кен орны игеру басынан - 34444,570 мың тонна мұнай өндіріледі, қабат қысымын тұрақты ұстау мақсатында қабатқа - 45081,285 мың м3 су айдалды.
Жаңажол кен орынында мұнайдың жалпы қоры 118,140 млн. тонна. Әр тәулікте жаңа кен орны бойынша 6839 тонна мұнай өндірілді, ал жоспарбойынша 8152 тонна мұнай алынуы қажет, соның ішінде
Солтүстікбойынша 6200 тонна тәулігіне, ал Оңтүстік бойынша 2550 тонна тәулігінеөндіру қоры - 369 скважина құрайды, соның ішінде өнім беретін 336 скважина, фонтанды түрде пайдаланатын - 90 скважина, (ШТС) - 33 скважина,(НДГ) - 47 скважина, газлифтті - 41 скважин

І. ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1. ЖАҢАЖОЛ КЕН ОРНЫНА ЖАЛПЫ ШОЛУ
Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының шығыс жақ қабатында Орал мен шекаралас Мұғаджар тауларымен Ембі өзенінің алқабасында орналасқан. Әкімшілік жағынан қарағанда Ақтөбе облысынан Мұғалжар ауданының құрамына кіреді.

1.1.1-сурет. Жаңажол кен орнының аумақтық картасы
Жаңажол кен орнының солтүстік батысына 35 кмарақашықтықта Кенқияқ кен орны орналасқан. Онда тұз үсті комплексінде мұнай кеніші игеріліп жатыр және тұз астындағы комплекстегі төменгі құмайт және корбанат мұнай кеніші айқындалған.[7]

Жер бедері аз (қыраты, белес, жазық болып келген терең сай) валнамен жіктелген.
Ақиқаты тербелу белгісі +120+270м минималды белгі оңтүстік батысынан кен орынның аумағын шектейтін Ембі өзенінің алқабымен ұштастырылған.
Ауданның негізгі гидрографиналық желісіне Ембі өзені жатады. Ол кен орнынан 2-14 км Оңтүстік батыста ағып жатыр. Суы миниральды және техникалық мұхтаждықтар үшін қолданылады, тұрмыстық мақсатта құдықтардың сулары қолданылады. Құдықтарға және Ембі өзеніндегі судың деңгейі 2 метр және одан жоғары.
Ембінің сол ағысы Ат-жақсы үздіксіз су ағысына ие емес және сумен көктемгі су тасқыны кезінде толтырылады, қатты континентальды жылдық және тәуліктік температурамен теңселді (-400; +400с) және өте төмен ылғалды. Орташа жылдық атмосфераның жауын-шашын мөлшері көп емес және жылына 140-200 мм дейін. Топырақтың қату тереңдігін 1,5-1,3 метрді құрайды.
Аудан жиі қоныстанған кен орнына солтүсік - шығысқа қарай 15 км- де Жаңажол совхозының шаруашылықтары орналасқан, 35 км солтүстік батыста жұмыс жасап тұрған Кенқияқ мұнай кәсіпшілігі бар. Шамамен 100 км арақышықтықта Атырау - Орск мұнай құбыр желісі өтіп жатыр. Жақын теміржол станциясы Ембі кен орнынан 100 км қашықтықта орналасқан.
Ақтөбемұнайгаз өндірістік бірлестігінен базалық поселка Жаңажолдан 130 км солтүстіктегі Қандағаштан Жаңажолға дейін тас жол төселген, сонымен берге өндіру шыңырауларын бұрғылау үшін электр беріліс желісі жүргізілген.
Облысорталығы Ақтөбеден Жаңажолға дейін шамамен 240 км. Кен орнының аумағында құрылыс минералдары ретінде қолданылатын саз, құм, шебін, мергель бар.
Сазды саз ерітіндісін дайындауға қолдануға болады. жаңажолды көтеу 1960 жылы Ақтөбе геофизикалық эксплуациясының жұмыстарынан кейін дайын болды. 1975 жылмен 1988 жылы оның құрылысы МОТТ-пен бекітілді. Қабат кен орны 1973 жылға жоғары корбанат қабатындағы тұз үстінен мұнай ағынының кәсіпшілік мәні алынған №4 шыңыраумен ашылды.
1.01.1982 жылы кен орнының карбонат қабатын барлау аяқталды. Атырау мұнайгаз жолына және Ақтөбе мұнайгаз геология бірлестігімен мұнайдың қорын есептеу жүргізіледі. Мұнай қоры 23.06.1982 жылы ГПЗ СССР-мен бекітіледі.

1.2. ТЕКТОНИКА
Тектоникалық жағынан Жаңажол кен орнының ауданы Ащысай және Солтүстік-Көкпекті жарылымдарымен Орал геосинклиналды аймақтан бөлінген Каспий маңы ойпатының шығыс жағында орналасқан.

1.2.1 сурет-Жаңажол-Қожасай құрылымдар тобының Палеотектоникалық профильдері қазіргі уақытта (А), Кунгур дәуірінің басында (Б), Ассель ғасырының басында (В), Подол уақытының басында (Г)
Геологиялық жетілу ерекшелігінің бірі аумақтық қарқынды шөгуі және қалың шөгуі тыс құрылуы 7-10 км.
Шөгінді тау жыныстарының басты бөлігі тұз асты комплексінен құрастырылған. Тұз асты беттегі батысқа қарай минимальды түсінікті келеді, 22,5 км Ащысай қиындысынан күмбезіне дейін 5,5-6 км.
Айтылған механикалық аралығында жекелеген саты қатары бөлінген. Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кенқияқ, Қожасай және Шұбарқұдық жүйелерінің сатысы бөлінеді, ол аралықтарда тұз түзілімдерінің жамылтқы беті келесі тереңдіктермен ерекшеленеді : 3-35 км, 3-4 км, 4-5 км, 5 км төмен.
Ұзын ось бойынша Жаңажол көтерілісі 28 км брахиантиклинал қатпары түрде көрсетілген. Қатар локалды комплекстегі (дөңге) тұрады. Солтүстік аудандарда 50 шыңырау, оңтүстік шыңыраудың аумағында. Мұнайлық контурда структураның шамасы 28х7 км тұрады. Бұрғылаумен анықталған бөлімнің көтерілу амплитудасы 250 м тұрады . [7]

1.3. СТРАТИГРАФИЯ
Жаңажол кен орныдағы бұрғылау жұмыстарының нәтижесінде төменгі тас көмірлі қабаттан төрттік түзілімдерге дейінгі түзілімдер комплексі бөлшектеп зерттеледі.
Тіліктерді стратиграфиялық мүшелеу кезінде геологиялық-геофизикалық материалдар керні суреттемесі полетологиялық анықтамалар қолданылады.
Таскөмір жүйе - С.
Таскөмір жүйе барлық үш бөліммен келтірілген төменгі, орта және жоғары.

1.3.1-сурет. Жаңажол- аймағының тұзасты шөгінділерінің Литологостратиграфиялық қимасы
Төменгі бөлім - С.
Төменгі бөлім түзілімдері визит және серпухов ярустар құрамында ашылған.
Визит ярусы СІ-V терригенді және карбанатты жыныстармен берілген. Кен орнында ашылған ең ежелгі қабаттар визит ярустың терригенді тұнбалары болып табылады. Олар жасыл-қоңыр, қоңырдан қараға дейінгі тыңыз плиткалы, слюдалы, аргиметтердің өсімдік қалдықтарымен фауна қосылыстарымен, алевролиттер мен қоңыр, жасыл қоңыр, тығыз әртүрлі түйіршікті конгломераттар мен гравелиттің қабатта бөлінуі болып келеді. Қалыңдық тілігінде сонымен қатар ашық қоңыр, қоңыр массивті, тығыз сазды қалыңдығы бірнеше сантиметрден метрге дейін жететін әктастарда кездеседі.
Полеонтологиялық және полилнологиялық анықтау мәліметтері бойынша терригенді қабаттар төменгі және орта визиттік яруспен мерзімделген. Ашылған қалыңдық 682 м. Тілікпен жоғары өтуі паратожды сынаптамасының күрт өзгеруі бойынша айқын, белгіленеді, ваневан жасындағы корбанатты тұнбалар қалыңдығы жатады.
Ланетологиялық веневок қабаттар-ақ, қоңыр, қоңыр сұр, массивті оргоногенді, кейде ұсақ сионецтелген әктастардан қосылады. Құрылымның орта бөлігінің аз қалыңдығы 103 м және 98 м максималь қалыңдық күмбезде 119 м, ал сай күмбезде 112 м. Олай болса батыс қанаттардың қалыңдығы шығыс қанаттармен орталық бөлікке қарағанда үлкен.
Серпхов ярусының бір типті жыныстары веневтік қабаттарда жатады. Полеонтологиялық мәліметтерді ескерсе және каратольды ойпаттама бойынша серпухов қабаттары үш беткейге бөлінеді.тарустік, стевневтік және противиндік. Бұл беткейлердің түзілімдері бір-бірінен литологиялық ерекшеленбейді және ашық сұр түспен қара сұ түске дейін.
Протавиндік уақыттағы түзілімдердің ерекшелігі. Олардың әртүрлі теңіз фауналарына брохсапад, тікен терілілер, корабльдарға байлығы болады.[7]
Кен орындарындағы горизонттардың қалыңдығы негізінен өзгермейді және келесідей тарустік 60 м тегінде стешевтік 98-120 м және проивиндік 47-60 м.
Орта бөлім С2
Орта бөлім түзілімдері башқұрлық және мәскеулік ярустар құрамында ашылған.
Башқұрылқ ярусС2 тек төменгі ярус асты құрылымында бөлінеді және сұр, қатты кристалл, вертикал стилелитті тігістері бар, арселитке ұқсас материалдан жасалған, әктастармен беріледі. Төмен башқұрлық түзілімдер төмен жатқан веневе - серпухов түзілімдерден томпақ әктастармен әктасты гравелит, құмдақтардың кейде солитті әктастардың кең дамығандығымен ерекшелінеді. Биоморфты әктас бар. Кейде кесекті қо айырмалар кездеседі. Полеонтологиялық анықтаулар бойынша краснопологяндық және солтүстік беткейлердің қабаттары сенімді орнатылады, аз анықталған және оның бөлінуі барлық жерде емес. Башқұрлық түзілімдері қалыңдығы 111 метрден 175 метрге дейін өгереді, яғни солтүстік көтерілуде ұлғаяды.
Мәскеулік ярус екі кіші ярустен тұрады, төменгі күрт стратеграфиялық сәйкессіздікпен жатады. Кен орнының оң жақ бөлігінде мәскеулік төменгі ярус қабаты болмайды және аз қуатты қалыңдықты топтамалар түрінде солтүстік бөлігінде пайда болады. Құрылымның солтүстік шығыс бөлігінде төменгі төменгі мәскеулік қабаттың қалыңдығы ұлғаяды және Жаңажол шыңырауларына шамалас болып қалады. Төменгі бөлік литологиялық қабаттар ашық түсті, массивті, қоңыр сұр әктастармен берілген қалыңдығы 0-ден 130 метрге дейін.
Жоғарғы визиттің венев түзілімдері төмен мәскеулікке дейін қабаттар жыныстардың төменгі карбонатты қалыңдығы түзеді, оны КТ-ІІ индексімен белгілейді. КТ-ІІ қабаты олардың литологиялық-фациалды ерекшеліктерін ескергенде ұсақ сулы шелф жағдайына қалыптасқан. Бұл жағдайлардың өзгеруі қосылатын жыныстар құрамына, олардың қалыңдығының шамасын, шыңырау тіліктерінің түзетілуі дәрежесіне әсер еткен.
Жоғары мәскеулік ярус терригенді жыныстарына қоңыр сұр және қара аливритті аргелиттермен массивті слюдалы, ұсақ түйіршікті әктастармен берілген. Полеотологиялық мәліметтер бойынша жыныстардың жасы подальдік.
Терригенді топтама көміртектер үшін флюндге төзімді болып табылады. Топтамалар қалыңдығы 64-226 метрге дейін өзгереді.
Үстінгі бөлім С3
Үстінгі карбон Касимов және Гексель ярустардан құралған. Касимов ярусы қалыңдығы 50-100 метр доломиттер және әктастармен көрсетілген, ярустың негізінде битумдалған, солтүстік-шығыс бөлімінде ангридуталған.
Гексель ярусы әктастар және доломиттермен, көбінесе оргоногенді жарықшақты әктастардан құралған ортанғы бөлігінде қалыңдығы 10-20 метр екі топтама қапталады, сазды әктастармен тұтқырлы битуммен қаныққан жарықшақтарда. Ауданның солтүстік-шығыс бөлімінде әктастар толық антидрит аргиллит тәрізді сөзбен алмасқан. Ангедрит топтамасының қалыңдығы 100-150 метрге дейін. карбонат бөлімінің қалыңдығы 110-240м.
1.4. МҰНАЙ МЕН ГАЗДЫҢ ФИЗИКА-ХИМИЯЛЫҚ ҚАСИЕТІ
Мұнайлары жеңіл, тығыздығы - 809-827 кгм3, тұтқырлығы төмен, күкіртті (0,7-1,11%), парафинді (4,9-7,1%). Силикагель шайырларының мөлшері - 4,23-6,8%, асфальтендері - 0,43-1,78%. Қойнауқаттық мұнайдың газбен қанығу дәрежесі 263,3 м3т-дан аспайды. Алғашқы қойнауқаттық қысым
28,7 (А будасы)-29,64 МПа (В, В1 будалары) аралығында өзгереді, қойнауқаттық температура - 57-62°С. Мұнай дебиті - 1347-148 м3 тәу., газ дебиті 93-148 мың м3тәу. аралығында.
Жатынның мұнайлы және газды-конденсатты бөлігінде еріген газдар өздерінің құрамы жағынан жеңіл және ауыр мұнайларға жатады, олар этан кіріктіруші, олардың құрамындағы ауыр көмірсутектердің үлесі - 8,519,6%, метанның үлесі 68,2-87,3% аралығында өзгереді.
Құрамындағы көмірсутектің мөлшері - 2,04- 3,49%, азот - 1,02-
2,19%, көмірқышқыл газы - 0,57-1,08%, аз-маз мөлшерде гелий бар (0,0-100,014%). Газдағы тұрақты конденсат мөлшері - 283 гм3. Тығыздығы - 711-746 кгм3, ондағы күкірт мөлшері - 0,64%. Топтың құрамында 70%-ға дейін метанды, 20% нафтенді және 10% хошиісті көмірсутек бар. Конденсат дебиті - 34-162 м3тәу. КТ-І қабатының қойнауқаттық сулары хлоркальцийлі типті, тығыздығы - 1067-1091 кгм3, минералдығы - 93,5-133,7 гл. Төменгі карбонатты қатқабат жатындарының жұмыс режимі суарынды және серпіндісуарынды, жоғарғы карбонатты қатқабаттық бұл көрсеткіші суарынды және газды режимдердің қосындысымен сипатталады. Кен орны игерілуде. [7]
Жаңажол кен орнының мұнайы мен газының қасиеттері 6 шыңыраудан тоғыз тереңдік сапалысы 9 шыңыраудан алынған 22 үстінгі сынамасын зерттеу нәтижесі арқылы белгілі болады.
Зерттеулер Эмба нефть орталық лабораториясымен (тереңдік сынама 5 шыңыраудан, 4 шыңыраудан беткі сынама).
Гурьевмұнайгаз геология бірлестігінің (тереңдік 5-11-16 шыңыраулардан 19 тереңдік пробасы 4 шығыраудан беттік проба үш зерттеу, 10 - үш зерттеу). Орталық лабораториясымен жүргізілді.
(стандарттыгазсыздандыру) тереңдік пробалығын стандартты газсыздандыру кен орнындағы сепарациялық құрылғылар жұмысына сәйкес келмеген жағдайда жүргізіледі. сондықтан да 17 және 25 шыңыраулар бойынша мұнай мен газдың параметрлері тек температура пробасының стандартты жағдайында (атмосфералық қысым және температура 200 С).
Бірінші сатылы газсыздандыру кезінде анықталып қана қоймайды. Және де апаратордың жұмысы жағдайында экспериментті РУТ-12 қондырғысында, сонымен қатар қабат мұнайының компоненттік құрамын есебімен және ЭВМ Минск-32-де тепе-теңдік тұрақтысын (const) қолданып анықтауға болады. эксперименттер және есептеулер сепарациясының келесі жұмысы жағдайында жүргізіледі.

1.4.1-кесте. Сепарация сатыларының қысым мен температура көрсеткіші
Сеперация сатылары
Қысым атмосфера
температура
1
20,00
10
2
7,00
8
3
1,05
8
4
1,00
20

Есептеулер экспериментті мәндермен жақсы үйлесетіндігін көрсетті. Пробаларды зерттеу толық көлемде тек 17 және 25 шыңыраулар бойынша жүргізіледі. Осы шыңыраулар бойынша алынған мұнай мен газ параметрлерінің мәні өзара жуық.
Бұдан басқа жоғарыда белгілі болғандай экспериментальды мәндермен есептердің мәндерінің жақсы үйлесетіндігін алынды. Басқа пробаларды зерттеу бойынша мұнай мен газдың бөлек параметрлері анықталды, бірақ бұл мәндік түрлі зерттеулер бойынша өзгешеліктер бар, сондықтан да кеніштің орташа параметрлерін есептеу үшін қолдану мүмкін емес. Сондықтан да қазіргі жұмыста 17 және 25 шыңыраулар бойынша анықталған мұнай мен газдың параметрлері қолданылады. Кеніш бойынша мұнай мен газдың параметрлерінің орташа мәндері үшін 17 және 25 шыыраулар бойынша орта арифметикалық шамалар ретінде есептелген параметрлер қабылданған.
17 және 25 шыңыраулардың тереңдік пробаларын стандартты зерттеу нәтижелері бойынша қабат мұнайының тығыздығы сәйкесінше 0,72 гсм2тең температурадағы газға қаныққан мұнайдың қысымы 250-247 кгсм2, қабаттағы газ факторы (газ мөлшері) - 233,6 және 263,3 м2т (газ көлемі 200С және 760 мм сынап бағанасына келтірілген) қабат мұнайының динамикалық тұтқырлығы 0,36 және 0,39 ОПЗ.
Қабаттағы мұнай қысымы жағдайында мұнайдың парафинге қанығу температурасы 17 және 25 шыңыраулар да анықталған мән мен бірдей және тең 15,50С. Мұнайдың изотермиялық сығылу коэффициенті, қабат жағдайындағы 17 және 25 шыңыраулар үшін тағы да бірдей және тең 12х10-5 І ат.
Газдандырылған мұнайдың тығыздығы сәйкесінше 0,82 және 0,83 гсм2 тең, 200С газдандырылған мұнайдың динамикалық тығыздығы 5,2-4,9 СПЗ.
Жоспарлық мінездеме бойынша мұнай күкіртті (күкірт 0,74 және 0,9%) аз шайырлы (шайыр 3 және 4,3% мас) парафинді (парафин 4,8 және 5,5% мас). Температурасы 3000С-ге дейін жеткізгенде ашық фракцияның бөлініп шығуы 55 және 53%.
Төрт сатылы газдандырудан кейінгі жұмыс жағдайындағы PVT-12 қондырғысындағы 17 және 25 шыңырауларының мұнайының тығыздығы сәйкесінше 0,81 және 0,32 гсм2 тең, жұмысшы газ факторы 227,6 және 208,8 м3т (газ көлемі 200С-ға және 760 мм сынап бағанасына келтірілген).
Шыңыраулар 17 және 25 мұнайының бөлінген газдың қоспалары жұмыс жағдайында PVT-12 қондырғысында төрт сатылы газсыздануда, сәйкесінше күкірт сутегі 3,06 және 1,19%, азот 1,47 және 1,11% мол, ауадағы газдың салыстырмалы тығыздығы 0,75 және 0,74.
Жұмыс жағдайындағы сатылы газсыздандыруда жеңіл фракцияның сақталу есебіде мұнай тығыздығы стандартты жағдайда бірінші газсыздандыруға қатысты төммендейді.
Мұнай мен газдың физика-химиялық қасиеттері төменгі карбонатты қалыңдықта КТ-ІІ зерттелген жоқ, сондықтан да бұл қалыңдық үшін КТ-І анологиясы бойынша мұнай мен газдың параметрлері қабылданған.
Қарастырылып отырған Жаңажол кен орнындағы бірінші және екінші карбонат қалыңдығындағы қабат суы зерттелді, топырақты пробалау процесінде бірінші қалыңдықта КТ-І (7 барлау шыңырауында) сонымен қатар екінші карбонат қалыңдығының 8 сулы жері Г және ІІ сулы жер Д зерттелді.
Бірінші карбонат қалыңдығындағы КТ-І судағы калцийдің мөлшері 2,94,7 гл құрайды, сульфаттар 1,4-2,6 гл, бромның мөлшері 197 мгл жетеді.
Қабат жағдайындағы тұтқырлық 0,59-дан 0,62 мПа дейін өзгереді, орташа 0,60 мПа құрайды, көлемдік коэффициент 1,010 тең, сулар орташа метаморфизациясымен мінездемеленеді (RCL-NaMg 2,6 жоғары емес).
Екінші карбонат қалдығындағы қабат суы құрамы калцийдің жоғарылауы мен 3,7-8,7 гл сульфат мөлшерінің төмендеуінен - 0,4-1,2 гл және бромның 183 мгл жоғары болуымен ерекшелнеді қабат суының тұтқырлығы 0,50-0,55 мПа көлемдік коэффициент 1,018 тең. Суы тым жоғары метаморфозиясымен мінездемеленеді (RCL-Na) Mg 2,6 ал топырақ шөгінділеріімен ұштасып жатқан суларда Л, 6-І ол 6,7-17 дейін көбейеді.
Толығымен өңдеудің барлық объектілеріндегі қабат сулары В.А. Сулиннің мінездемесі бойынша хлоркальцийлі топқа жатады. Олардың тығыздығы стандартты жағдайда шамалы өзгереді. Бірінші карбонатты қалыңдық суы үшін КТ-ІІ-І, 0,48-1,067 гсм3орташа 1,056 гсм3 орташа минерализациялау мәні сәйкесінше 87,5 гл және 74,7 гл тең.
Жаңажол кен орнының карбонат шөгінділерінің сулары кондационды болып табылады, бірақ сулы аумақтың коллекторының өнімділігі төмен болғандықтан олар өндіріске қолдануға жарамсыз.

Мұнайдағы ілеспе газдың физикалық-химиялық қасиеттері:
І. Ауаға қатысты газдың тығыздығы 0,758.
ІІ. Газ тығыздығы 0,9134 кгм3.
ІІІ. Газдың құрамы ГОСТ 13379-82 бойынша.

1.4.3- кесте. Газдың компоненттерге жіктелуі

1.5. ӨНІМДІЛІК ҚАБАТЫНЫҢ КОЛЛЕКТОРЛЫҚ ҚАСИЕТІ
Жаңажол кен орнын ашылған геологиялық тілігі төрттік, төменгі борлы, юра, триас, пермь және таскөмір көнелікті тау жыныстарынан құралады.
Жаңажол сатысынан, ерекшелігінің бірі карбонат массивынан жетілуі, бронхионтикминальды түрлі көтерінкімен асқынған.
Өнеркәсіпшілік мұнайгаздылығы екі карбонатты қалыңдықтармен байланысты: бірінші (КТ-І) және екінші (КТ-ІІ) терригенді топтама тау жынысымен бөлінген, қалыңдығы 206 дан 417 метрге дейін.
Топтамалардың басты параметрлері КТ-І және КТ-ІІ. Бірінші карбонатты қабаттың КТ-І литологиялық құрамы әктас, дололит және олардағы өтпелі айырмашылықтармен көрсетілген. Күш бойынша КТ-І мұнайға қаныққан бөлігінде орташа арифметикалық мәні 11,8 тен, газға қаныққандығы 30% өткізгіштің орташа мәні - 0,116 мкм3.
Екінші карбонатты қабаттың литологиялық құрамы көбіне әктас дололиттан құралған. Қуыстылық бойынша 9% өткізгіштігі 0,0824 мкм3, газға қаныққандығы 83%. Сынама мәліметтер бойынша № 1,3,12,15 шыңыраулардың аумағында коллекторлар жоқ. [7]

І. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1. МҰНАЙ ӨНДІРУ ҰҢҒЫЛАРЫН ГАЗЛИФТІЛІ ӘДІСІМЕН ИГЕРУ
Сұйықтың жер бетіне қабат күштері арқылы көтерілуі тоқтаған кезде, шыңырау фонтандауы тоқтайды. Ұңғының фонтандауын ұңғыға арнайы клапандар арқылы немесе ауа жіберу арқылы жүзеге асыруды газлифті әдіспен игеру деп атайды. Газлифті екі каналдан немесе өткізгіш құбырдан тұрады. Біреуі ауаны немесе газды өткізу үшін, екіншісі газ бен сұйық араласқан қоспаны көтеру үшін ұңғыға екі қатар орналасқан құбыр жіберіледі. Бұл құбырлар арқылы газ немесе ауа айдалады. Олар ауа құбыры деп аталады. Екінші қатармен жоғарыға газ бен мұнай араласқан қоспа көтерілетін құбырлар көтергіш құбырлар деп аталады.

2.1.1-сурет .МҰНАЙ ӨНДІРУ ҰҢҒЫЛАРЫН ГАЗЛИФТІЛІ ӘДІСІ
Сұйықтың құбыр мен ұңғыда бір деңгейде болуы тұрақты деңгей деп аталады. Ұңғыдағы сұйықтың қысымы қабат қысымына тең болады;
P қаб = ρgН (2.1.1)
Ұңғыны игерудің компрессор үстінде сығылған газ немесе ауаны қолданып игеру түрі ұңғыны компрессорлы түрмен игеру деп аталады.
Егер ауа құбыры арқылы газ айдасақ, онда газ құбырдағы сұйықты ығыстырып көтергіш құбырларға өтеді де, ондағы сұйықтықпен араласады. Мұндай қоспаның тығыздығы сұйықтың алғашқы тығыздығынан төмен болады. Өйткені көтергіш құбырлардағы сұйықтықтың деңгейі жоғары көтеріледі. Көтергіш құбырларға газ неғұрлым көп жіберілсе, сұйықтың деңгейі соғұрлым жоғары болады. Қоспаның көтеру биіктігі көтергіш құбырлардың көтеру қабілетіне байланысты болады.

2.2. ГАЗЛИФТІ ӘДІСІНІҢ ЕРЕКШЕЛІГІ
1.Ұңғының тереңдігі мен тізбектің диаметріне қарамастан көп мөлшерде өнім алуы.
2.Құбырға айдалатын газдың немесе ауаның мөлшерінің өзгеруіне байланысты ұңғы өнімін бір қалыпты және жеңіл өндіру.
3.Қондырғылардың жер бетіне орналасуы қисық бағытталған және қисайған ұңғыларды сонымен бірге көп мөлшерде құм шығаратын ұңғыны игеруі.
4.Жоғарғы температураның ұңғыға әсер етпеуі.
5.Жер асты жөндеу жұмыстарының арзанға түсуі.
Пайдалану тізбегі мен оған түсірілген құбырдан тұратын сығылған газ бен ауа көмегімен жоғарыға қарай көтеру жүйесі газлифті немесе эрлифті (газ немесе ауа көтергіш) деп аталады.
Газлифті жүйесінің әсері фонтан жүйесімен әсері бірдей, себебі сұйықтың жоғарыға көтерілуі жұмысшы агентінің қуаты әсерінен болады.
Газды немесе ауаны сығуы, жоғарыда компрессордың көмегімен орындалған мұнай ұңғысын пайдалану компрессорлық деп аталады.
Қоспаның көтеру жоғарылығы тек айдалған газ сонымен байланысты емес, көтергіш құбырдың сұйыққа батуына байлаысты. Егер көтеру құбыры сұйық деңгейінен төмен болса, онда айдалған газ сұйықтан өтіп жоғарыға шығып кетеді. Ал сұйық қабырғасымен қайта төмен қарай ағады. Сұйықтың көтерілуі жоғарылығы көтергіш құбыр диаметріне байланысты. Үлкен диаметрлі құбырларға қарағанда кіші диаметрлі құбырларға бірдей агент шығынымен бірдей сұйық деңгейі көтерілуі мүмкін.
Көтеру жоғарылығына сұйық тұтқырлығы да әсер тигізеді. Мұнайдың көтерілу жоғарылығы суға қарағанда төмен. Себебі мұнай тұтқырлығы үлкен. Газдың, мұнайдың құбыр қабырғасынан өтуі қиын. Сондықтан мұнайды жоғарыға көтереді. Осылай газ ауа көтергішінің жұмыс істеуі көтергіш құбырда газдануымен оның орташа тығыздығымен төмендеу нәтижесінде көтерілу құбырына үздіксіз газ беру кезінде газданған сұйық ұңғының сағасына дейін көтеріледі және сыртқа төгіледі.
Газ көтергіш пайдалану кезінде ұңғыда құбыраралық деңгей пайда болады. Бұл өзгермелі деңгей (Ндеңг) деп аталады.
Өзгермелі деңгей әрқашан тұрақты деңгейінен аз болады:
Н дин Нст (2.2.1)
Сұйық бағасына қысымынан биіктігі өзгермелі деңгейге дейін түп қысымына тең:
Р туп = Н дин ρg (2.2.2)
Тұрақты және қысымынан биіктігі өзгермелі деңгейге дейін түп қысымына тең:
Р каб Р каб
Н тур = Н өзг = (2.2.3)
ρg ρg
Ұңғысағасына өзгермелі деңгейге дейін көтеру биіктігі:
Р туп
h° = H - Н дин = Н · ------------ (2.2.4)
ρg
Көтергіш құбырының түп қысымы:

Р' = (L - h 0) ρg = hρg ( 2.2.5)
Мұндағы: L- көтергіш құбыр ұзындығы, һ - өзгеру деңгейінен төменгі құбырдың бату тереңдігі.[8]

2.3 ГАЗ АУА КӨТЕРГІШІНІҢ КОНСТРУКЦИЯСЫ
Ұңғыға түсірілген құбыр соңына жұмысшы агентімен газ мұнай қоспасының бағытына байланысты көтергіштер бір қатарлы және екі қатарлы болып бөлінеді.Ал жұмысшы агентінің бағытына байланысты сақиналы және орталы жүйелі болып бөлінеді. Көтергіштің сақиналы жүйесінде ауа тізбегі сатылы болады. Төменгі жағында кіші диаметрлі, жоғары жағында үлкен диаметрлі. Оның негізгі ерекшелігі: бірінші қатардағы құбырдың ауырлық күшін азайтады және шыңырау түбінен құмды оңай алып шығуына мүмкіндік береді. Ал сақиналы көтергіштің кемшілігі көтергіш құбырдың ұзарту мүмкін еместігі.
Тереңдікті ұзарту үшін барлық тізбекті көтеру керек болады.

2.3.1-сурет. Газлифті көтергіштер конструкциясының сызбасы: а-екі қатарлы көтергіш; б - бір жарым қатарлы көтергіш; в-бір қатарлы көтергіш; г-жұмыс саңылауы бар бір қатарлы көтергіш
Бір қатарлы көтергіштерде бір тізбек түсіріледі, жұмысшы агентінің берілуіне байланысты. Ол немесе ауа газ көтергіш тізбегі болады. Сақиналы бір қатарлы газ ауа көтергішінде жұмысшы агенті сақиналы кеңестігіне яғни шегендеу құбыр тізбегімен көтергіш құбыр аралығына айдалады. Бір қатарлы көтергіш орталық жүйесінде жұмысшы агенті СКҚ тізбегіне айдалады. Ал газ мұнай қоспасы құбыр аралық кеңістікпен көтеріледі. Бір қатар бұл жүйенің кемшілігі мол құмды ұңғыны пайдалану кезінде құбырларды қосып тұрған муфта шешіліп құбырлар ұңғыға құлауы мүмкін. Өндірісте көбіне көтергіш сақиналы жүйесі пайдаланылады.
Бір қатарлы және екі қатарлы көтергіштер қызметі бір-біріне ұқсас болады. Екі қатарлының ерекшелігі сол бір қатарлы көтергіштің жүйесінің сақиналы жүйесіне қарағанда, сақиналы ауа кеңістігінің көлемі аз болғандықтан жұмысшы агентімен сұйық аз бүлкілдеуімен жұмыс жасайды.
Сонымен қатар құбыраралық кеңістіктегі сұйық бағанасы екі қатарлы көтергішінің жаттық жұмыс жасауына әсерін тигізеді.
Бір қатарлы көтергіш жұмысында болған бүлкілдеу құбылысы қабаттың бұзылуына және ұңғының түбінде немесе көтергіш құбырында құм тығынының пайда болуына әкеліп соғады.
Бір қатарлы көтергіште егер көтергіш құбыры сүзгішке дейін түсірілмеген болса, онда құмды шығару шарты нашарлайды. Ұңғыларды бір қатарлы ұңғыны жабдықтауға 48-89 мм-ге дейінгі және өте сирек жағдайда 144 мм СКҚ пайдаланады.
Екі қатарлы көтергіште сыртқы тізбекке диаметрі 114, 112, 89, 73 мм, ал ішкі қатардағы тізбекке 73, 60, 48 мм диаметрлі құбыр пайдаланады.
2.4. МҰНАЙ ӨНДІРУГЕ ГАЗЛИФТ ӘДІСІНІҢ ҚУАТЫНЫҢ МІНЕЗДЕМЕСІНІҢ ТИІМДІЛІГІ.
Мұнай өндіруде газлифт әдісі тығыздалған мұнайдың газдың қуатын пайдаланады.
Деректі шығынға теория жүзінде қажет жұмыссанының қатысына пайдалы әсер коэффициентініне, яғни:

n=WполWзатр
Тереңдіктен (Н) бір тонна (1000 кг) көтеру үшін теория бойынша осындай жұмысорындау керек.
𝑊пол = 1000gH;Дж(2.4.2)
Соның жұмысшы агентінің өрістету кезінде
𝑃1 (2.4.3) 𝑊затр = 2,3𝑃 0𝑉01𝑔 𝑃2
Мұндағы: 𝑃0- атмосфералыққысым, Па;
𝑉0 - атмосфералық қысым кезінде жұмысшы агентінің көлемі;
Р1 − Р2 - көтергіш құбырының сағадағы және түптегі жұмысшы агентінің қысымы, Па.
Осыдан көтергіштің пайдалы әсер коэффициенті:
𝑊пол 1000gH 103gH 0.04H
𝜂 = ________= ____________немесе 𝜂 =_________________=______________ (2.4.4)
𝑊затр 2.3𝑃0𝑉01gP1⁄𝑃2 2.3*104gV01gP1⁄𝑃2 V01gP1⁄𝑃2
Осылайша газ көтергішінің пайдалы әсер коэффициенті құбырдағы сұйықтың көтеру биіктігінен жұмысшы агентінің шығынынан жұмысшы қысымымен газдың өрістеу дәрежесіне байланысты. Аз тереңдікте шығымы аз ұңғыдағы тереңдік сораптарының немесе ауыспалы газлифт әдісінің көмегінен пайдаланылған тиімді.[8]

2.5. КОМПРЕССОРЛЫҚ ҰҢҒЫНЫ ПАЙДАЛАНУҒА БЕРУ
Компрессорлық ұңғы сағасы құбырға алқа үшін түсірілген арматурамен жабдықталады. Ұңғы өнімі сұйық шығатын құбыр жүйесіне сығылған газ немесе ауа ұңғыға бағытталады. Көбіне бұл мақсатқа атқылау кезінен кейін ұңғыда қалған фонтанды арматуралар пайдаланады. Компрессорлық ұңғылар жіберу жүйесі сыртқы қатардағы құбырдан сұйықты алумен, газбен ығыстырудан және айдалған ауа көтергіш құбырының төменгі жағына немесе құбырдағы сұйық бағасына газдандыру үшін жұмысшы тесігінен тұрады.
Екі қатарлы көтергішпен жабдықталған ұңғыны жіберу жүйесі. Ұңғыны жібергенге дейін сұйық деңгейі көтергіш құбырда және екі сақиналы кеңістік бірдей болады. яғни, тұрақты деңгейде. Ішкі және сыртқы құбырлар кеңістігіне, аралығына ауа айдау кезінде сұйық төмен қарай ығысады. Қабатпен жұтылады, себебі: ұңғы қысымы қабат қысымын көтереді. Сұйық сақиналы кеңістікте көтергіш құбырының соңына дейін төмендегенде сұйық шығатын құбыр қысымы жоғарғы биіктікке жетеді. Осы кезде ауа қысымы максималды болады.
Ол жіберуші қысым деп аталады. Ауа қалай көтергіш құбырының түбінде жетіп және оған кіргенде сұйық бағанасынын газдана отырып көтеріле бастайды. Сұйық жоғарыға жетіп және сұйық шығатын құбырмен жете бастағанда, көтергіш құбыр түбіндегі қысым түсе бастайды. Соған байланысты құбыр аралық кеңістіктен сұйық түбіне келе бастайды және көтерілген газбен жоғары қарай көтеріледі. Ұңғының түп қысымына қарағанда қабат қысымы төмен болады. Бұл ұңғыға қабаттан үздіксіз сұйықтың келуіне әсер етеді. Осы кезде құбыр аралық кеңістікте өзгермелі деңгейде, яғни пайдалану құбыры мен сыртқы қатар аралығында болады. Сақиналы кеңістікте белгілі мөлшерде болады, ол жұмысшы қысым деп аталады және ол әрқашанда жіберуші қысымнан төмен болады.
Жіберуші қысым көтергіш конструкциясын ұңғы диаметрінен, ұңғыдағы сұйық мөлшерінің бағасынан көтергіш құбырының бату тереңдігіне тәуелді.[8]

2.6. ТЕРЕҢДІК КЛАПАНДАРДЫ ҚОЛДАНУ ЖӘНЕ ОЛАРДЫҢ ОРНАТУ ТЕРЕҢДІГІН АНЫҚТАУ.
Осы заманғы мұнай ұңғыны пайдалану технологиясы мен тереңдік клапандарды қолдануды қарастыруда ұңғыны жіберуді және осы қалай пайдалануға арналған көтергіш құбырмен қысқартылады және орнатылады. Көтергіш ұзындығы бойымен алдын ала есептелген нүктелерде орналасқан клапандар мен сүзгіш белдеуінен ұңғының құбыр аралық кеңістігін ауа шалаушы пакердің болуы бұл көтергішке тән өзгешелік. Пакерді пайдалану ұңғыны тез және толық жіберуге жасауына, нәтижесінде газдың меншікті шығынының азаюына және осы пайдалану әдісін тигізеді.Отынның және шет ел мұнай кәсіпшілігіне тереңдік клапандардың төменгі конструкциясын пайдаланады.

2.6.1-сурет . Тереңдік клапандардың принциптік схемалары:
а-серіппелі; б - Рк құбыр кеңістігіндегі қысымнан іске қосылатын сильфонды; в - Рт (көтергіштегі) құбырларындағы қысымнан іске қосылатын сильфонды; г - құрамдастырылған; 1 - клапанның төменгі ершігі; 2 - төменгі клапан; 3 - клапанның шток; 4 - сильфонды камера; 5 - реттеу гайкасы; 6 - серіппе; 7 - ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.