Тұзсыздалған мұнайдың көміртекті құрамы
КІРІСПЕ.
Тауарлы өнімді алу, табылып жатқан мұнайды дайындау болып табылады. Ол келесідей технологиялық процестерден тұрады: сепарация, стабилизация, мұнайды сусыздандыру мен тұзсыздандыру, ағынды суларды эмульгацияланған мұнайдан және механикалық қоспалардан тазарту, сондай-ақ мұнайлы газдан кептіру және тазалау.
өнеркәсіпте табылып жатқан мұнайды алғашқы дайындау келесі себептерге байланысты: тасымалдау шығындарын азайту, тұраты эмульсия түзілулерін жою, газ құбыры аймағында гидраттүзілуді болдырмау, су айдау ұңғыларының қабылдағыштығын сақтау, мұнайлы газды және суды тасымалдау кезінде ішкі өнеркәсіптегі, магистралды, зауытты жабдықтармен құбырлардың коррозиялы бұзылыстарын азайту.
Қазіргі уақытта мұнайды жинау мен дайындау кезекпен келетін екі процесте, ал аталған технологиялық процестердің бірлік жүйесі мұнайды жинау мен дайындау үйлескенде ғана болады. Мұнай газ жинаудың және дайындаудың қазіргі заманғы жүйесі, бұл құбырлардың бір бірімен техникалық байланысқан блокты автоматталған жабдықтар мен аппараттардың күрделі кешені болып табылады.
Объектілерді құрастыру және мұнайды жинау мен дайындау жүйелерінің коммуникациясы кен-орынды өндіруге шығындалатын капиталды салымдардың шамамен 50-% құрайды. Жабдықтарды блокты-кешенді ретінде қолдану шығындарды екі есеге дейін азайтады, кен-орынды өндіруге 3-4 жылға дейін ерте беруді тездетеді, мұнайлы газды және кондицияланбаған мұнайды жоғалды болдырмайды. Ол сондай-ақ бізге технологиялық процестің толық автоматтандырылғандығын, қуаттылықты жоғарылатқанда немесе төмендеткенде жұмсақтығын және шапшаңдығын (бөлек блоктардың монтажы және демонтажы), мұнайдың және сұйықтың табу динамикасын есептеу, өнімнің уақытылы сулануы.
Шығындарды азайтудың басқа да түрлері бар, мысалы: өлшеу және асқа да қондырғылардың саны мен орналасуын, жергілікті жер сипатына байланысты құбыр диаметрін рационалды таңдау, сондай-ақ технологиялық объекттерді қатайту және орталықтандыру мұнайды жинау мен дайындау процестерін үйлестіру.
Ұңғылардан келетін артық энергияны қолдану да маңызды болып табылады. Бұл және басқа да жағдайлар кен-орынды өнеркәсіпті жайғастыруды жобалау кезінде ескеріледі, ол кезде ұңғыларды шоғырландыру жүйесінің, қабат қысымын ұстаудың, электрмен қамтамасыздандырудың және тағы басқалардың әртүрлі варианттары біріктіріп қарстырылады. Бұл күрделі жүйелерді біріктіріп қарастыру, білікті білікті жобалаушының экономика математикалық моделімен үйлесетін әдістеме бойынша компьютерлік технологияларды қолдану базасында мүмкін болды.
Өнеркәсіпті жайғастыруды оңтайландыру капиталды салымдарды 10-15 %-ға дейін азайтуды қамтамасыз етеді.
ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛIМ
1. Қаламқас кен орны туралы жалпы мағұлмат
Бозашы бөлiгiнiң солтүстiк еңiсiнде орналасқан Қаламқас мұнай-газ кен орны 1976 жылы ашылған. Барлау және жобалау ұңғыларын алғашқы бұрғылауды қосқанда, 1979 жылы қыркүйекте пайдалануға еңгiзiлдi.
Әкiмшiлiк қатынаста Қаламқас кен орны Қазақстан Республикасы Маңқыстау облысы, Маңқыстау ауданы, Бозашы түбегiнiң солтүстiк бөлiгiнде орналасқан. Қаламқас кен орнына жақын елдi мекен вахталық кент Қаламқас екi шақырым, Шебер кентi 80 шақырым. Тұшы қудың кеншары 102 шақырым, Ақшымырау кеншары 125 шақырым қашықтықта.
Аудан орталығы және темiр жол станциясы Шетпе кен орнынан шақырым қашықтықта, облыс орталығы Ақтау қаласы 280 шақырым қашықтықта орналасқан. Қаламқас кен орнынан оңтүстiк батысқа 25 шақырымда Қаражанбас және Солтүстiк Бозашы кен орны орналасқан, ал солтүстiк шығыста 125 шақырым қашықтықта игерiлiп жатқан Дрорва кен орны орналасқан. Iрi темiр жол станциясы Бейнеу 280 шақырым қашықтықта орналасқан. Өзен-Атырау-Самара мұнай магистралынан алыстығы 165 шақырымды құрайды.
Кен орын ауданындағы рельеф 20-25 м белгiдегi теңдiктi көрсетедi. Лондшафт ауданындағы негiздемесi үшiн автокөлiктер жүрiп өте алмайтын тоған ойпаттары бар көптеген сорлар болып табылады. Кен орнының солтүстiк бөлiгi қатты жел әсерiнен теңiз астында қалып бұрғылау және пайдалануды күрделендiредi.
Ауданның климаты жазда 30-45[0] С, қыста - 30[0]С-ға дейiн температураның күрт өзгерiсiмен сипатталады. Негiзiнен күз-қыс мерзiмдерiнде атмосфера төмендейдi. Сирек кездесетiн аз шығымды құдықтар iшетiн су көздерi болып табылады. Альбсулы қабатынан бұрғыланған ұңғылар сол жақты Каспий теңiзi техникалық сумен жабдықтау үшiн пйдаланылады. Барлық елдi мекендер арасындағы байланыс тас жолдар мен авиа көлiктер болып табылады.
2. Кен орынды геологиялық зерттеуДІҢ қысқаша тарихы.
Қаламқастың структурасы 1974 жылы рекогнодировалық МӨВ түсiрiлумен анықталып, сонан кейiн МОГТ алаңдық сейсмотүсiрiлумен бөлшектеп зерттелген. Жекелеген бөлiктердiң структурасын анықтау және өнiмдiлiгiн анықтау структуралары iздеп бұрғылаудың едәуiр көлемiн анықтады.
(1975 - 1978 жылдар ГПП КЭ МНГР)
1976 жылы қаңтарда 587 метр К-1 ұңғысының түбiндегi неоком түзiлуiнен 100 мың м3 тәулiк шығындағы газ фонтаны атылды. 1976 жылы шiлдеде №3 ұңғыдан 847-855м аралықта мұнай фонтаны алынып, Юра түзiлуiнiң өндiрiстiк мұнайлы екенiн дәлелдеген. Кейiнгi iздеу жұмыстарындаҚаламқас үлкен көп қабатты газ мұнайлы кен орын болып тағайындалған.
1977-1979 жылдары мұнай және газдың В+С1 дәрежелерiн бағалау мен қабаттың құрылысын жекелеп зерттеу мақсатында КЭМНГР барлау ұңғыларын бұрғылауды жүргiздi. Қазiргi уақытта кен орынды барлау жұмыстары жүргiзiлген және 1980 жылдан Маңғыстаумұнайгаз ӨБ күштерiмен кен орынды пайдалану жүргiзiлуде.
3. 1.3 Кен орын және ауданның геологиялық құрылысы.
Литологиялық-статиграфиялық сипаттама
Қаламқас ауданында триас, юра және бор жастарының шөгiндiлерi бұрғылаумен ашылған.
Триастық жүйе - Т3
П-1 ұңғысының (көрсеткiштiк) триастық түзiлу түгелге жуық өткiзiлген. Осы ұңғыда триас жасы харофиттер және остракодпен анықтау негiзiнде төменгi және орта бөлiктер болып көрсетiлген. Бұдан басқа электрокаратаж және литологиялық берiлгендер бойынша орта триас 63 және 68 ұңғыларға шартты бөлiктер басқа ұңғыларда тек төменгi триас шөгiндiсi кездестiрiлген.
Төменгi бөлiм.Т1
Төменгi триас түзiлуi аргилиттер мен құмды алеврелиттi жыныстардың әркелкi таралуымен ерекшеленiп, алевролиттi және сағды түрлiлiгi көрсетiлген. Бiрнеше ондаған метр қалыңдықты құрап, алевролиттер, аргалиттер бiр-бiрiнен көбiне жұқа орналасқан. Құмтастар бәрiнен бұрын жұқа қалыңдықтағы қабатша және 2-4 метр қабаттар түрiнде қаралады. П-1 ұңғысымен ашылған қимада құмтастар бөлiктерi К-32 метрге дейiнгi қалыңдықтар төменгi және жоғарғы бөлiктерге жекелеген жағдайларда алевролиттер мен аргелиттерге орналасуымен белгiленген. Төменгi триас жынысы ашық түстi қоңыршылығы қызыл түстi.
Сұр және қызғылт, қызылды, әртүрлi түстер қоңыр бояумен ерекшеленедi. Сирек кездесетiн жыныстарда сұр бояулардың әртүрлi түрi, кейде жасылды немесе қоңыр, кейде қызылды немесе қызғылт дақтармен белгiленедi. Сұр бояуларды көбiне сынық жыныстар үшiн, кейде аргелиттер үшiн қолданады. Төменгi триас құмтастары ҰГ кейде ӨГ-ҰГ iрiктелу әртүрлi сынбалы материалдан, кейде жұқа қабықты полимиктали (26-46%) кварцты, 17-31% дала шпаттары, 31-46% сазды кремний жыныстар сынықтары, базальды-кеуектi берiк цементтелген. Сирек контактiлi- кеуектi сазды корбанатты цементтермен регенарациалы-кварцтық цементтелгендер бөлiктер болып табылады.
Құмтастар тығыз, әлсiз кезектi өткiзбейтiн, кейде диманың жоғарғы бөлiгi тығыздығы нашар жоғарғы кезектi, әлсiз өткiзгiш. Алевролиттер iрi және түрлi түйiршiктi, көбiне- көп микро және жұқа қабықты, полиликталы, базальды-кезектi берiк шөгiнделген, сирек көптакталы- кезектi цементтермен сазды корбанатты бөлегi регнерациялы-кварцтық цементтелгендер бөлiктер болып табылады.
Құмтастар тығыз, әлсiз кеуектi өткiзбейтiн, кейде қиманың жоғарғы бөлiгi тығыздығы нашар жоғарғы кеуектi, әлсiз өткiзгiш. Алевролиттер iрi және түрлi түйiршiктi, көбiне-көп микро және жұқа қабықты, полиликталы, базальды-кеуектi берiк шөгiнделген, сирек көптакталы-кеуектi цементтермен сазды корбанатты бөлегi регнерациялы-кварцты құрамда, тығыз 2,52-2,61 гсм элиз кеуектi[25%] өткiзбейдi.
Төменгi триастың аргилеттерi алевролиттi және алевролителген, жұқа-микроқабықты және әркелкi корбанатты, тығыз (2,59-2,72 гсм2) берiк және шытаған. Кейде төменгi триас түзiлуiнiң құрамында алевриттi саз жынысының қабатшалары пирокласты өткiр қабықшалы белгiленедi.
Жыныс жасы олардың құрамында төменгi триастың түрлерi остронод және хоро суосiлi қабықтарының қатысуы бойынша анықталған барлық аралықтар : 1605-1610м, 1645-1650м, 1812-1847 м, 1854-1860 м, 1930-1975 м, 2060-2065 м, 2156-2165 м, 2207-2212 м, 2243-2244м, 2750-2755м, 3280-3285м. Жоғары ашылған қалыңдық 2395 м құрайды. (П-1 ұңғысы). Төменгi триастың ашылу тереңдiгi басқа ұңғыларда 11-95 м аралығында.
Орта бөлiм Т2
Бұл жастағы түзiлуi құмды-алевролиттiк және сазды жыныстардың тегiс емес қабат суымен көрсетiлген. Әктасты қабаттар (3 метрге дейiнгi) және жұқа қабатшалар сирек. Кейде жұқа шымтезек түзiлген жыныс қабатшалар кездеседi. Орта триас құмтастары сұр. Ашық сұр, жасыл дақтармен, ҰГ, сирек ОГ және түрлi түйiршiктi кейде жұмырланған сынықтардың қатысуымен қоңыр сұр саз және алевролиттер , негiзiнен қабаттаспаған полимикталы (39-43% кварц ,28-31% саз-кремний жыныс сынықтары, 3 % слюда), саз-корбонатты кеуектердiң шегенделуi, регенерациялы-кварцты цементтердiң (16-22%) бөлiгi 6-21 метр қалыңдықта қабат құрайды. Бұл жыныстар тығыздығының орташа бөлiктерiмен (2,29 гсм2) және жоғары емес колектарлы құрамымен (кеуектiлiгi 12,6 % шейiн). Орта триас алевролиттерi құмтастармен салыстырғанда тығыздау (2.49%) әлсiз кеуектi (5%) iс жүзiнде өткiзбейдi. Аргилит тектес саздар және аргилиттер күнгiрт сұр және қоңыр-күнгiрт сұр алевролиттi, сирек алевролиттi, көбiне микро - жұқа қабықты, тегiс емес корбонатты берiк кейде калькунт жұқа желiсiмен қиылған. Орта триас iзбестастары ашық сұрдан сұрға шейiн, оргонетендi-сынған, фороминиферлi-острокодты және детри су өсiмдi берiк шымтебек шөгiндi жыныстар қара сұр жұқа бөлiктер түрiнде 1470-1475 м (П-1) аралығында ғана көрсетiлген.
Юра жүйесi J1
Юра шөгiндiлерi жуылмалы және стратиграфиялық үйлеспей триас жыныстарына жайылған және екi бөлiмнен орта және жоғары көрсетiлген.
Орта бөлiм J2
Оның құрамында байос және бап ярустарының мүшеленбеген шөгiндiлерi бөлiнедi, саз және құмтас алевриттi жыныстардың тегiс емес қабаттасуын көрсетедi. Саз артықшылығы қиманың төменгi бөлiгiнен бақыланады. Жекелеген өсiмдiк қалдықтары және жұқа көмiрлi қабатшалар шашылған детрит түрiндегi өсiмдiк органикасының көп қатысуы бойот-батты жыныстың сипатталу ерекшелiгi болып табылады.
Жоғарғы бөлiм J3
Жоғарғы юра шөгiндiсi өте шектелiп жайылған және структуралық солтүстiк-батыс бөлiгi көбiне батып жойылған болып көрiнедi. (69,74,20,22 ұңғылар)
Жоғарғы Юра құрамында сипаттау кешенi бойынша 22 ұңғыда (861-865м) фороминифер табылып, волгояруст бөлiнген. Ол алевролиттердiң, саздардың, доломиттi мергелдердiң және доломиттердiң литологиялық тең емес мөлшерде қабаттасуын көрсетедi.
Бор жүйесi К
Бор шөгiндiсiнде жыныстың литологиялық ерекшелiктер негiзiнде, полеонтологиялық анықтауда және өндiрiстiк-геофизикалық берiлгендерде бортиас-волонтидтiк потеривтiк, боррельдiк, аптик және төменгi бөлiмнiң алыс ярусында, сол сияқты жоғарғы борди секомен және туран ярустары бөлiнедi.
Төменгi бөлiм К1
Төменгi бор шөгiндiсi стротиграфиялық келiспеуiмен және әртүрлi жайылу дәрежесiмен юра жыныстарын жауып тастайды.Бұл түзiлiс негiзiнен теңiздiк шөгiндiлерде артықшылықты кужсем свитасының субконтинетальды герригендiк жыныстар ала-бажақ түстi болмағанда, жоғарғы готерив боррем сияқты жинақталған. Берриас-валанжин ярусы шевролиттердiң басым болуымен саз және iзбестастардың әркелкi қабаттасуымен көрсетiлген. Төменгi бөлiкте алевролиттер қабаттарымен және мергель немесе сазды iзбестас қабатшалары кездесуi ереже сияқты. Берриас-валажина қимасының структурасының көтерiлген бөлiктерiне iзбестастар және саз қабатшалары бар жұқа қалыңдықтағы алевролит қабаттарымен конглемератты құмтасты, iзбестасты, базальды негiзiнде құралған. Берриас - валенжин шөгiндiсi бай фороминифер кешенi бойынша бөлiнген болды.
Готерив ярусы Қаламқас ұңғыларының барлық қималарында қалыптастырылған. Готерив шөгiндiсi табылуымен берриас-валенжин жыныстарын жуып тастаған және жоғары қарай бiрте-бiрте кугесиль авиталарының тұнбалары ала бажақтанады. Төменгi готерив жыныстары аз сулы теңiз тұнбаларымен берiлген және негiзiнен жасыл-сұр мергелдермен, алевролиттi қабатшалы саздармен көрсетiлген. Саз басымдылығынан төменгi және орта бөлiк қимашалары, ал алевролиттерден жоғарғы бөлiк қимашалары қарастырылады. Жоғары готеривте жыныстар сұрдан, жасыл-сұр алабажаққа дейiнгi түсте. Готерив жыныс жасы форомениферали бойынша макрофаун анықтауы негiзiнде көптеген ұңғылар (2, 13, 22, 17, 52, 58) қималарында қалыптастырылған.
Беррель ярусы литолого-коратаждық сипаттама және қимадағы жағдайы бойынша бөлiнедi. Беррель шөгiндiсi алевролиттер мен алабажақ түстi саздардың әркелкi қабаттасуымен көрсетiлген. Құмтастың қабатшалары мен аз қалыңдықтағы аз қалыңдықтағы қабаттары сирек кездеседi. Жыныстар қоңыр, сұр және қызыл-қоңыр, жасыл сұр түстi болады. Саздарда мергелдiк бекiтулер жиi кездеседi. Неокомның жалпы қалыңдығы 134-215м құрайды. Альб ярусы барлық жерде жайылуымен және баррем жынысында шайылуымен орналасқан. Алть табанында тұнбалар күнгiрт қараға жақын алабажақ түстер алмасып орналасқан. Алть ярусы негiзiнде гравелит линзалары қосылған алевролит құмтас жынысты базаль қабаты қарастырылады. Талыс және қиыршық тас кейде фосфоратталған сынықтармен жергiлiктi корбонаттық жыныстар және кварцпен көрсетiлген Слюдалы және майлы сезiлетiн күнгiрт сұр қараға жақын бiртектi саздар қалыңдығы жоғары жатады. Саздар iзбестассыз, кейде пирит қосылған әлсiз iзбестасты, гладконит түйiршiгiнiң ұясымен сыннықтар және пеледиподпен гостроподты ұсақ роковинiмен болады.
Альт қимасының жоғарғы жартысындағы сағдарда ашық түстi алевролиттермен құмтастардың ұсақ түйiршiктi қабатшаларының таралуы көрсетiлген.
Қаламқаста өндiрiстiк геофизикалық берiлгендер бойынша альб ярусы қимасының төменгi бөлiгiнде сазы көп алевролиттермен саздардың әркелкi, ал орта және жоғары бөлiктерде алевролиттердiң қабаттасуын көрсетедi. Альб қалыңдығы 340-361 метрге жетедi.
Жоғарғы бөлiм К2
Қаламқаста жоғарғы бор шөгiндiсiнен тек сеноман және турон ярустарының жыныстары сақталып қалған. Сеноман ярусы үлгiмен сипатталмаған. Қима жағдайды және кафитат бойынша бөлiнедi.LQ және ПС қисықтары бойынша шешкенде синоман қимасы бойынша құмтасты-алевролиттi жыныс қабатшасы бар саз қалыңдығы жатқан базаль горизонтынан басталады. Сеноман қалыңдығы 79 метрден 100 метрге дейiн өзгередi. Туран ярусы сол сияқты өндiрiстiк-геофизикалық берiлгендер бойынша бөлiнедi. Туран қалыңдығы 3 ұңғыда 50 метрден 25 ұңғыда 160 метрге дейiн өзгередi.
4. Тектоника
КМПЗ берiлгендерi және таза геофизикалық алаңдар анализ нәтижелерi Солтүстiк-Бозашы және Оңтүстiк-Бозашы блоктары iргетастарында бөлуге жол бередi. Жалпы қабылданған жағдайда келiскен геологиялық және геофизикалық берiлген кешенде Солтүстiк - Бозашы блогына аралық және платфонмен кешенiнде Солтүстiк-Бозашы биiктiгi, ал Оңтүстiк-Бозашы блогына Оңтүстiк-Бозашы иiлiмi бекiтiлген.Әрi антикиналды Солтүстiк-Бозашы биiктiгi жеңiл ассиметриялық жиынтық оңтүстiк қанаты күрт(1-5 градусқа) және солтүстiк жағы (1,5градусқа) кең бағытта келiстiрiлген. Созылған екiншi реттегi структура болып табылады. Биiктiктiң келтiрiлген бөлiгi альб шөгiндiлерiнiң төрттен бiр бөлiк тұнбасымен, ал жоғарғы жақтары бор және полеогенфермен құрылған. Биiктiк тектоникалық бұзылу жүйесiмен зона қатарындағы кең жазықтық сыңған әртүрлi бағыттағы бұрғылау және сейсмикалық жұмыстармен аз жығудары тектоникалық бұзылулар қалыптастырылған. Бұрғылау берiлгендерi бойынша Қаламқас структурасы брахиантиклиналь 26х7 шақырым өлшемдегi кең бағытқа созылған және 10-1 горизонтының үстi бойынша амплитуда ретi 100м екенiн көрсетедi. Құлау бұрышы солтүстiк жағында 1 рад.30 мин 2градус, оңтүстiк жағында 1 градус құрайды. Структуралық карталарды түрлi жазықтықтар бойынша салыстыру бар, юра және триастың жобада келiсуiн куәландырады. Осыдан айналым өсiмi және тас шөгiндiдегi ертедегi шөгiндiге дейiн жиынтық дұрыстығы көрiнедi. Оның амплитудасы турон табаны бойынша 60 метрден сақталатын жағдайлы орынға дейiн өседi.
Бозашы биiктiгi үшiн сипаттау мақсатында фагониялды жоспардағыдай және жекелеген локальды структурадағыдай кеңдiктен мередианалдыға дейiн әртүрлi байқаулармен кең дамыту.
Қаламқас структурасы Қаражанбас және солтүстiк Бозашымен салыстырғанда жату тереңдiгi едәуiр екенiне қарап және де тектоникалық бұзылуы қарқындылық сипаттамасы болса да сейсмика материалдары бойыенша бұнда тек бұзылу солтүстiк шығыс перикиналь бөлiгiн күрделендiредi. Берiлген сынау анализдерi және вора өнiмде қабат бойынша өндiрiстiк геофизикалық материалдар структурада анықталған бүкiл қатар аз амплитудалы бұзылу негiзiнен субмеридианальды бағытта бөлу үшiн негiз бередi және структуралық құруы бойынша iс жүзiнде тiркелмейдi. Бөлiнген бұзылулар (F1-F7) структураны жетi блокқа (I-VII) бөледi. Осыдан ең үлкен бұзылушылық биiктiктiң батыс пен шығыс перекинальды бөлiгiн сиппатайды. №25 ұңғыны сынаған кезде алынған мұнай 1 блокта қабылданған мұнайсу контактiлерiмен салыстырғанда мұнай белгiде F1 бұзылуын жүргiзу үшiн негiзi болып қаланды. Ю-3 горизонтын сынау кезiнде су алынып 1 блоктың (64,74,69) және III блоктың (67 және 51) өнiмдi ұңғыларымен салыстырғанда 71 ұңғы жоғары гипсометриялық жағдайды иемденедi деген негiзде F2 және F3 атқылаулары жүргiзедi. III және IV блоктарды бөлушi F4 бұзылуы 6,70 және басқа ұңғылардың жоғары гипсометриялық жағдайда екенiне сулы қабаттарды көрсетiлгенiне қарамастан Ю-VII горизонтындағы мұнай жиынтығын экрандайды. Басқа бекiтумен бұзылу 70-77 скважинада триас бетiнде гипсометриялық белгiнiң күрт түсуiне қызметтенедi. F5 бұзылуы Ю-1 горизонты бойынша 19 және П-1 ұңғыларында IV және V блоктарды әртүрлi су мұнай контактысымен бөледi. F6 бұзылуы Ю- IV горизонтын 18 және 60 ұңғыларда сынау нәтижелерi бойынша 19 ұңғыда каратаж есебiмен бекiтiлдi. F1 бұзылу бекiтуiмен сейсмикалық берiлгендер бойынша бөлiнетiн төменгi қабаттан Ю-1 горизонты белгiсiмен газ алуға қызмет етуi мүмкiн жоғарғы V блоктан мұнай ағыны алынған.
1.5 Мұнайгаздылық
Қазiргi уақытта кенорында юра және төменгi бор шөгiндiлерiнде өндiрiстiк мұнайгаздылық анықталған. Юрада жетi өнiмдi горизонт (Ю1-Ю7) бекiтiлген. Ю-1 және Ю-2 горизонттарына газ мұнай қоры қатысты, ал қалғандарына мұнай қоры Ю-1 горизонтының газ мұнай залежi ең үлкен өнiмдi алаңды иемденедi. Ю-III және Ю-IV горизонтарына қатысты залеждер ең елеулi мұнай қоры болып табылады. Төменгi бор қимасында алты газды қабат анықталып, боррем-готерив ярус шөгiндiсiне және алты шөгiндiсiндегi екi газды қабат ұштастырылған Юра өнiмдi қалыңы саз және құмтас- алевролиттi жыныстардың әркелкi кезектесуiнен құралған. Залеждер-әлсiз шегенделген құмтастарға, алевролиттерге және қалыңдығы 10-25 метр құмды қабаттарына ұштасқан. Тиiмдi мұнайға қанығу қалыңдығы 2,6 метрден 20,8 метрге дейiн.
Жекелеген бөлiктерде бiрлiк горизонт құрайтын қабат коллекторлардың 2-3 құмды қабатшамен көрсетiлуi ереже сияқты. Литологиялық қатынаста горизонттар саздармен немесе әлсiз өткiзетiн жыныстармен араласуы мүмкiн.
Өнiмдi горизонттар 5-8 метр қалыңдықтағы саз қосуларымен анықталған. Бiрақ сол бөлiктерi болмайтын бөлiктер кездеседi және онда өнiмдi горизонттар (Ю-III Ю-IV Ю-V) қосылады. Өнiмдi горизонттың құрылысын сипаттау ерекшелiктерi мұнайлы залетдi қабатпен техтоникалық және стратаграфиялық экрандауға қатысады. Барлық залеждер үшiн готерив сазының қуатты қалыңдығы қабық болып қызмет етедi.
Қаламқас кен орнының мұнайы барлық солтүстiк Бозашы бiрiгуi сияқты әр түрлi ауыр күкiрттi және қату температурасы (-200С) төмен. Тығыздық, тұтқырлық және асфальтты заттар құрауы бiрiгуден контурға дейiн өседi.
Микроэлементтер құрамының көбеюi және олардың қабаттық жағдайда газға қанықтауы мұнайды сипаттау ерекшелiгi болып табылады. Қабат қысымы мен қанығу қысымы арасындағы ең кiшi айырмашылық 0,7мПа шамасында болады.
Газдық фактор 5 тен 25 м3м3 Жолшыбай газдың негiзгi компонентiне метан (97,1 %), ал көмiрсутектер мөлшерi 6-7% тен аспайды. Құрғақ газға жататындар негiзiнен ауыр смоласы мұнай қасиеттi. Боррель-готерив шөгiндiлерiнде газ залеждерiмен байланысқан. А,Б, В,Г,Д және Е индекстелген алты өнiмдi қабат бөлiнедi. Интологиялық қатынаста тұрақтылау А және Б қабаттарының жайылуы бойынша ұсталған. А залежi боррем шөгiндiсiнiң жоғарғы бөлiгiне ұштасқан бiрлi-екiлi қабат коллекторларымен байланысты. Қабат қалыңдықтары төрт метрден он метрге дейiн өзгередi. Алң бойынша ең ұсталғаны жоғарғы қабат-коллекторларымен, алевролиттерiмен, жеткiлiктi жоғары сиымдылықтығымен сүзетiн құрамда көрсетiлген. Б залежi екi қабат коллекторға жалғасып, оның жоғарысы батысын, ал төменгiсi шығыс бөлiктен сыңған. Олар алаңда өткiзбейтiн жыныстардың коллекторларымен араласып бөлiктерге бөлiнедi. Қалыңдықтары 1,8 ден 7 метрге дейiн өзгередi. Залеж бiрiккен қабаттық, литологиялық шектелген В,Г,Д,Е залеждерi құмды қабаттарға ұштасқан күрделi зоналық құрылымды және елеулi рациалды өзгергiштiкте болады. Биiктiгi және өлшемi үлкен еместiгiмен сипатталып, литологиялық экрандалған. Баррел-готорив шөгiндiсiндегi газдық фактордың қабығы болып алть жасының төменгi газды бөлiгi қызмет етедi. Алть қимасында өзара 10-20 метр қалыңдықтағы саз бөлiкпен бөлiңген коллекторлардың екi пачкасы алынған. Алть залежi түрi бойынша бiрiккен қабаттың гидродинамикалық қатынаста қаламқас кен орны қабат сулары тоғандалған немесе су ауысуы қиындық тудыратын сипаттағы олизион режимi артықшылықты байқалатын облысқа жалғасқан. Гидродинамикалық жобада кен орын тегiстей жоғары минералданған су тараған хлорлы, кальцилi түрде қатынастағы звенога жалғасқан. Солтүтiк-Бозашы бiрiгуi шегiнде артезиан бассейндердiң негiзгi су араластырушы қалыңдық болып төрттiк, сеномондық, албьтық, барремдiк, готеривтiк және аралық шөгiндiлер табылады. Төрттiк шөгiндi сулары тұздың құрамында хлорлы натрилiге жатады. Қалыңдығы аз құмтастысаз қабатшасы сенiмдi су тiректi бола алмайды. Сондықтан альб сулы горизонттары өзара қатынастары сияқты сеномондық сулармен де қатынасып және бiрлiк альб сеноман сулы горизонты болып қаралады. Химялық құрамы бойынша альб-сеномон сулары хлор-кальций түрiне жатады және 60-80га минералданған. Мұнайгазды Қаламқас кен орны игеруге 1979 жылы қыркүйекте ендi.
1.6 Сулылық
Қаламқас кен орны гидрохимиялық қатынаста жоғары минералды су күштi жайылған аймаққа ұштасады.
Қабат сулары әлсiз сульфатты метоноффизделген тұзды, хлор-кальцилi түрде көрсетiлген .
Кен орын қимасында гидрохимиялық Юра суарынды кешенiнде және үш төменгi борда жетi қабат ашылған және сыналған. Қабат суларының жату тереңдiгi 625 метрден 980 метрге дейiн.
Юра қабатынан су ұғңыларынаң есептеу потенциалды шығыны 1 м[3]тәулiк 538 м[3]тәулiкке дейiн шектерде өзгередi. Төменгi бор қабаттарында 35 тен 155м[3]тәулiкке дейiн.
Қаламқас кен орнында Ю-1, Ю-IV , Ю-V және төменгi бор қабаттары көп жоғары сулы болып табылады.
Мұнай өндiрiсiн техникалық сумен жабдықтау көзi болып жер асты сулары болып табылады. Қаламқас кен орны шегiнде беттiк су ұстау жоқ. Ерекше ашық су ұстау болып Каспий теңiзi табылады. Бiрақ оның суын өңдеуге, пайдалануға кедергiсi гидрохимиялық бiрiкпейтiн жоғары сульфатты теңiз суы қатаң хлор-кальцийлi қабаттық болып табылады. Осыған байланысты ерекше және сенiмдi мұнай өндiрiсiн сумен жабдықтау көзi жер асты сулары болып табылады.
Кен орын шегiнде техникалық жетiстiктi және экономикалық негiзделген тереңдiк жерасты сулары юра, неоком және апт, альб төменгi туран, төрттiк шөгiндiлерде орналасқан. Қарастырылған жағдайда альб-төменгi туран шөгiндiлерiндегi жер асты суларын пайдалану едәуiр қолайлы болып табылады. Қабат қысымын ұстау системасы үшiн Қаламқас кен орнын игерудiң қабылданған вариантына сәйкес максимальды су айдау 28,3 млн м[3]жыл құрайды, олардың 20,7 млн м[3]жыл өндiрiстiк сулардан алынған су есебiнен.
2. Техника-технологиялық бөлімі
2.1 Өндірістің негізгі сипаттамасы
МДЦ құрылымдары мұнайды, газды, суды өнеркәсіптік дайындау үшін арналған және келесідей процесстерден тұрады:
-мұнайды тасымалдауға дайындау және оны МАС резервуарларына жеткізу;
-қабат суын дайындау және оны ППФ жүйесіне айдау;
-мұнайлы газды тасымалдауға сығымдау және дайындау.
Мұнайды кешенді дайындау және айдау цехы (МКДАЦ) құрылымдары мұнайды, газды, суды өнеркәсіптік дайындау үшін арналған және келесідей процестерден тұрады:
-мұнайды тасымалдауға дайындау және оны мұнай айдау станциясына жеткізу;
-қабат суын дайындау және оны өнімді қабаттарға айдау;
-мұнайлы газды тасымалдауға сығымдау және дайындау.
МДОП (мұнайды дайындаудың орталық пункті) шикізаты шикі мұнай болып табылады, олар өнеркәсіптен жеткізіледі, ал өнім болып дайындалған тауарлы мұнай, тазаланған су, тасымалдауға дайындалған мұнай мен газ блып табылады.
МКДАЦ екі мұнай дайындау қондырғысынан тұрады:
-жаңа парктегі мұнай дайындау қондырғысы;
-ескі парктегі мұнай дайындау қондырғысы (КазНИПИ мұнай жобасы).
Мұнай дайындау процесі сепарация, термохимиялық әдіспен сусыздандыру, ыстық тұщы сумен жуу арқылы тұзсыздандыру және резервуарларда тұрғызу арқылы жүзеге асады.
Қабат суын дайындау процесі келесі этаптардан тұрады:
-мұнай өнімдерінен және механикалық қоспалардан тазарту (РВС-5000 су резервуарлары);
-ҚҚҰ жүйесі арқылы өнімді қабатқа су айдау.
Мұнайлы газды дайындау процесі келесідей этаптардан тұрады:
- айырғыштарды тазарту;
-газды сығымдау және тұтынушыларға жеткізу.
Технологиялық процесс өзінің үзіліссіздігімен, сипатталады. МКДАЦ технологиялық құрылымдары өндірістің СЖП-90-81 және жарылыс қаупі бар категориясына жатады. Мұнай мен суды дайындаудың барлық технологиялық кешені МКДАЦ-тың автоматты басқару жүйесінің жалпы бөлігі болып табылатын бақылау және қадағалау аспаптарымен және автоматизация жүйелерімен қажетті жағдайда жүзеге асады. Қондырғының тауарлы өнімі келесілер болып табылады:
-тұзсыздалған мұнай - МЕСТ 9965-76 бойынша 1А сапа тобы, құрамында - 0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 40 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы 0,05% массалық;
-тұзсыздалған мұнай - МЕСТ 9965-76 бойынша 1А сапа тобы, құрамында - 0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 100 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы 0,05% массалық.
2.2 Дайын өнімнің, реагенттердің және көмекші материалдардың алғашқы шикізатының сипаттамасы.
Қаламқас кен орнының МДЦ 74 % үшін шикізат көзі мұнай болып табылады, оны массалық сулану үлесі және кен-орында айырудың 1-ші сатысынан кейін МДЦ-на жеткізеді.
МДЦ-ға жеткізілетін мұнайдың көмірсутекті құрамы (айырудың бірінші сатысынан кейін)
Компоненте Р
с,
С2
С3
iC4
12С4
iC5
С„
С7
12С5
С02
Қалдық
% массалық
0,16
0,236
0,14
0,236
0,100
0,121
0,488
0,708
0,13
0,015
97,66
МДЦ-ға жеткізілетін шикі мұнайдың фиика-химиялық қасиеттері:
Параметр аттары
Өлшем бірлігі
Қаламқас кен-орны
200 С - дегі тығыздығы
кгм3
893,3
200 С - дегі тұтқырлығы
С см
143
500 С - дегі тұтқырлығы
С см
52
Суу температурасы
оС
-27
Молекулярлы салмағы
318
Құрамы:
%
Күкірттер
2,17
Күкіртқышқылды шайыр
48
Селикагенді шайыр
12
Парафиндер
3,62
Асфальтендер
2,95
Азот
0,42
Кокстенуі
6,3
күлденуі
0,068
Қондырғының тауарлы өнімі мыналар:
-тұзсыздалған мұнай - МЕСТ 9965-76 бойынша 1А спа тобы, құрамында - 0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 100 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы 0,05% массалық;
Тұзсыздалған мұнайдың көміртекті құрамы
КомпоненттР
с,
С2
С3
iC4
пС4
iCs
nCs
С6
С7
С02
Қалдық
% массалық
0,01
0,065
0,081
0,178
0,08
0,11
0,12
0,476
0,704
0,002
98,174
0,6 Мпа қысымды мұнайлы газдың құрамы келесідей:
С!
С2
С3
iC4
ПС4
iC5
nCs
С6
С7
Cs-t-e
СО2
N2
50,488
30,608
7,276
5,408
0,827
0,837
0,743
0,753
0,262
0,156
1,589
0,02
Мұнаймен шыққан қабат сулары ППФ жүйесі арқылы тазартылып ҚҚҰ жүйесіне дайындалады.
Мұнайды өңдеу мұнай-химия өнеркәсіп кәсіпорындары үшін дайындалған мұнай мен ілеспе газы алғашқы шикізат болып табылады.
Реагенттердің сипаттамасы:
Тұз қалдықтарының ингибиторы - этиленгликоль (отандық), метанол (импортты) ПАВ-13 кезіндегі фосфорлы органикалық қосылыстар.
Температураға байланысты тығыздығы мен тұтқырлығы
Температура, оС 20
Тығыздық, кгм3 1000-1500
Тұтқырлық, СПЗ 80
Қату температурасы, оС -50
Мөлшері 4,59 кгсағ-қа дейін
Коррозия ингибиторы
1. Коррексид-77-89
20 оС - 0,930 гсм3 кезіндегі тығыздық
20 оС - 8 СПЗ кезіндегі тұтқырлық
2. Бактеран 607
20 оС - 120 спз кезіндегі тұтқырлық
Қату температурасы, -6 оС
3. СК - 378
20 оС - 0,930 гсм3 кезіндегі тығыздық
20 оС - 30 спз кезіндегі динамикалық тұтқырлық
Суу температурасы - 15 оС
Деэмульгаторлар
Аттары:
а) Диссолван - 44-11
температураға байланысты тығыздығы мен тұтқырлығы
температура оС 20
тығыздық, кгм3 930
тұтқырлық, спз 45
суу температурасы, оС -40
б) Прогалит
температура оС 20
тығыздық, кгм3 920
тұтқырлық, спз 50-60
суу температурасы, оС -60
2.3 Технологиялық процестің сипаттамасы.
Мұнайды дайындаудың технологиялық процесі айырудан, мұнайды сусыздандыру мен тұзсыздандырудан, ағынды суларды тазарту мен газсыздандырудан тұрады. МДЦ-ға жеткізіліп жатқан шикі мұнай шикізат болып табылады, ал дайындалған мұнай мен тазаланған су өнім болып табылады.
МДОП мұнайды дайындауға арналған екі қондырғыдан тұрады (1-жаңа парк, 2-ескі парк). Технологиялық процесс өзінің үзілмей аяқталуымен сипатталады.МДЦ технологиялық құрылымдары өндірістің СНиП 90-81 жарылу және өртке қауіпті категориясына жатады. Мұнай мен суды дайындаудың барлық технологиялық кешені, МДЦ-ның автоматты басқару жүйесінің жалпы бөлігі болып табылатын құрылысты-технологиялық блоктардың бақылау және қадағалау аспаптарымен және автоматизиция жүйелерімен керекті жағдайда жүзеге асады.
Шикі мұнай қондырғыға максимум 1,0 МПа (10 кгссм[2]) тығыздығымен, 10-40 [о]С температурасымен және су максималды 74 % массалық құрамымен жеткізіледі.
Шикі мұнай екі ағынға бөлінеді. Қондырғыда технологиялық процестің бұзылуы немесе апаттық жағдайы туындатқанда өнімді байпастық тәсілмен тасмалдайды, сонымен қатар шикі мұнай айырғыштық апатты бөлігіне жіберіліп отырады.
Қондырғының бірінші ағынына (жаңа парк) түсетін шикі мұнай О-21 тұндырғышына жіберіледі, ол жерде МДЦ-на мұнайды тасымалдау кезінде бөлінген бос суды айыру жүзеге асады.
Тұндырғыштан кейінгі судың мұнайдағы құрамы максималды 50 % массалықты құрайды. О-21 тұндырғыштағы қысым оның шығысында мұнай құбырында орнатылған реттеуіш вентиль көмегімен реттеледі.
Алғашқы сусыздандыру процесінің температурасын (25 0С) қамтамасыз ету үшін, О-21-дегі мұнайдың бір бөлігін П-11 пешіне берілу қарастырылған, сондай-ақ электродегидратордағы қыздырылған қабат суын С-11 мұнай сепараторының кірісінің алдындағы мұнай ағынына қосып жіберу қарастырылған.
Пеш немесе байпасты құбыр арқылы мұнай беруді реттеу, байпасты құбырда орнатылған реттеуіш вентиль көмегімен жүзеге асады, оны оператор бөлмесінен басқарып отырады. Мұнайдың екі ағыны қосылғаннан кейін ол алғашқы газсыздандыру линиясынан (газсыздандыру құбыры) өтіп С-11 мұнай сепараторына жеткізіледі, олжерде 0,5 МПа қысымы және 25 0С температура кезінде мұнайдан ілеспе газ бөлінеді. С-11-дегі қысымды ұстау құбырдағы газ шығысында орналасқан реттеуіш клапанымен жүзеге асады. С-11-дегі сұйық деңгейі О-11-3 тұндырғыштарынан кейінгі шығу құбырындағы деңгей өлшегіш пен реттеуіш клапан көмегімен ұсталып тұрады, егер деңгей максималды нүктеден асса өлшеу нүктесі керекті жағдайда электроысырма іске қосылады.
С-11 айырғыштағы мұнай параллелді жұмыс істеп тұрған үш О-11-3 тұндырғыштарына жеткізіледі. Бұл жерде мұнайдағы қабат суының құрамы максималды 50 % массалықтан 10% массалыққа дейін төмендейді. Тұндырғыштан жұмыс режимі фазаралық деңгейді реттеу арқылы ұсталып тұрады.
Сонымен қатар С-11 мұнай айырғышының арқасында 7,6 м[2] алаңында қабат суын қыздырусыз ауыстыру процесі жүзеге асырылады.
Сусыздалған мұнай тұндырғыштан кейін Е-11 буферлі сыйымдылыққа жеткізіледі, ол жерде 0,3 МПа қысым кезінде мұнайдағы ілеспе газды қайта айыру жүзеге асады. Е-11-дегі екі қысымды ұстау құбырда газ шығатын жерінде орнатылған реттеуіш клапанмен орындалады.
Е-11 сыйымдылығы сонымен қатар Н-11-2 сорабының бакі болып табылады. Е-11-дегі қалыпты деңгейі деңгей реттегішпен Н-11-2 жалпы айдау линиясындағы реттеуіш клапанмен ұсталып тұрады.
Н-1 сорабы мұнайды П-11 пешіне жеткізеді, ол жерде мұнай керекті тұзсыздандыру температурасына 60 [о]С-ге жеткізіледі. Ол кезде сораптың жұмыс режимі 1+1 (жұмыс сорабы+қосалқы сорап).
Тұзсыздандыру процесі параллелді жұмыс істеп тұрған ЭГ-21-2 және ЭГ-11-2 электродегидраторларында жүзеге асады, ол жерде айнымалы электр өрісінің ықпалымен суда еріген тұздардан айырылады.
ЭГ-12 электродегидраторларының алдында сусыздандыру процесі жүру үшін мұнай құбырына техникалық су (тұщы) қосылады ол сондай-ақ керекті жағдайда ЭГ-12-2 электродегидраторларының да алдында қосылуы мүмкін. Электродегидраторларда жұмыс жағдайларын қамтамасыз ету үшін 60 [о]С температурасын және 0,8 МПа жұмыс қысымын қамтамасыз ету керек. Сондай-ақ құрылғылар толығымен толуы керек олардың ішінде газды тығын түзілмеуі керек, өйткені С-21 сепараторының мұнайдың ортақ құбырының шығысында реттеуіш клапан көмегімен қысымның ұсталуы қамтамасыз етіледі.
ЭГ-21-2 электродегидраторларынан шыққан мұнай құрамындағы су 4% массалық, ал ЭГ-11-2 электродегидраторларынан шыққан мұнай қалыпты жұмыс режимінде су құрамы 0,5 % массалық және тұз құрамы 160 мгл. С-21 мұнай сепараторында 0,105 МПа қысымды және шамамен 55 [о]С температурасы кезінде мұнай соңғы рет дегазациялау жүзеге асады. С-21-ден тауарлы мұнай Н-101- 2 сораптарына жіберіледі олар 1+1 (жұмыс сорабы + қосалқы сорап) жұмыс режимі жағдайында мұнайды тауарлы мұнай сапасын есептеу торабы арқылы резервуарлы паркке жеткізеді.
Мұнайды дайындау процессінде қабат суы О-21 және О-11-3 тұндырғыштарында және ЭГ-21 - 2 және ЭГ-11-2 электродегидраторларында айырылады.
Бұл құрылғылардан суды аластауды реттеу деңгей өлшегіш көмегімен су фазасының деңгейіне сәйкес жүргізіледі.
Қабат суының электродегидраторларынан алынған жылу қалдығын қолдану үшін С-11 айырғышының алдындағы мұнай құбырына суды беру мүмкіндігі қарастырылған.
Артық қабат суы сапасына байланысты екі бөлек құбыр арқылы қондырғылармен шығарылып қабат суының тазалау құрылымдарының тұндырғыштарына жіберіледі, олар қондырғының жеткізу көлеміне кірмейді сондықтан технологиялық схемада көрсетілмеген.
Бір құбырдан қабат суы электродегидраторлармен және О-2 тұндырғышымен жіберілсе, ал басқа құбырдан қабат суы О-1 тұндырғышынан қос кезекпен жіберіледі. Қабат суының мөлшері диафрагмамен өлшеніп тіркелінеді.
Қабат суының сапасын бақылау үшін қабат суының құрамындағы мұнай мен қатты бөлшектердің мөлшері анықталады. Сонымен қатар қондырғыға жеткізу көлеміне қабат суының блок-боксты сораптары Н-131-5 (бұл сораптар арқылы тазаланған қабат суы кен-орындағы қабат қысымын ұстау жүйесіне жеткізіледі) және одан кейін шығу құбырында орналасқан шығынды өлшеу блогы кіреді. Қабат суында тұз құрамы көп болғанына байланысты сапалы тауарлы мұнайды алу үшін мұнайға ЭГ-11-2 электродегидраторларымен техникалық суды (тұщы су) қосу керек. Алдында айтып кеткендей егер керек болса бұл суды ЭГ-21-2 алдында қосуға болады. Бұған керек су тораптан алынып Е-23 тұщы су сыйымдылығына жіберіледі оның қызметі Н-241-2 тұщы су сораптары үшін шығын сыйымдылығы болып табылады.
Е-23-ке түспей тұрып тұщы су үш ағымға бөлінеді, ол суытылған су ретінде қолданылады:
-бірінші ағым - Н-1 және Н-10 сораптарын салқындату үшін сорап блогы объектісіне;
-екінші ағым - ауа компрессорларын суыту үшін ауа компрессорлығы объектісіне;
-үшінші ағым - газды компрессорларға енгізбей тұрғандағы ілеспе газды суыту үшін Т-11 және Т-12 жылуалмастырғыштарына.
Бұл үш ағынның рециркуляциясы Е-23-те құбырлар арқылы жүзеге асады. Е-23-тің толу деңгейі деңгей өлшегіш көмегімен реттеледі, керек жағдайда оған құбыр мен құю құбырынан техникалық су қосылады.
Н-241-2 ортадан тепкіш сораптармен техникалық су ЭГ-11-2 электродегидраторларының алдындағы сіңіру жеріндегі тұрған сіңіру пештері арқылы айдалады немесе керек жағдайда ЭГ-12-2-нің алдында айдалады сөйте тұра керекті шығын бекітіледі және реттеледі.
Деэмульгация процесін жүргізу үшін эмульсия ағынына мұнайда еріген деэмульгатор реагенті жіберіледі. Ол үшін деэмульгатор ерітіндісін дайындауға 5-10 м[3]сағ көлемінд ЭГ-11-2 электродегидраторларынан кейін азғантай мұнайдың бөлігі алыну керек. Деэмульгатор Е-81 сыйымдылығынан Н-41 мөлшерлеу сораптары арқылы мұнай құбырына беріледі. Бұл деэмульгатор ерітіндісі мұнай құбырына С-11 айырғышының алдында жіберіледі.
Сондай-ақ Н-45 сорбымен Е-81 сыйымдылығынан ЭГ-12 немесе ЭГ-21 электродегидраторларының алдындағы мұнай құбырына тікелей концентрацияланған деэмульгаторды беру қарастырылған.
Н-42 дозалау сорабы Н-41,5,6 сораптарына арналған ортақ қосалқы сорап болып табылады.
Н-43,4,7,8 дозалау сораптары арқылы Е-82 сыйымдылығынан деэмульгаторды құрылыстың екінші кезегіне жеткізу жүзеге асады. Пеште тұз шөгуін алдын-алу үшін Н-51-2 мөлшерлік сораптары көмегімен Н-11-2 суланған мұнай сорабының айдау құбырына және пешке О-21 тұндырғышындағы құбырға Е-9 сыйымдылығынан тұз айыру ингибиторын енгізеді.
Н-51-2 мөлшерлік сораптары 1+1 (жұмыс сорабы + қосалқы сорап) жұмыс режимінде істейді. Құбырлар мен жабдықтарды коррозиядан сақтау үшін КНС-қа немесе Н-13 сору сорабының линиясына ысырманың кірісінің алдында суланған мұнай құбырына коррозия ингибиторының ерітіндісін құбырға енгізу қарастырылған. Ол үшін Н-14 сораптарымен Е-15 сыйымдылығынан Е-161-4 сыйымдылығына концентрацияланған ингибитор. Е-161-4 сыйымдылықтарында мұнайды немесе қабат суын қосу арқылы коррозияның ингибитор ерітіндісі дайындалады (ингибитор түріне байланысты). Коррозияның ингибитор ерітіндісін беру Н-151-2 (жұмыс сорабы + қосалқы сорап) дозалау сораптары көмегіменЕ-16-дан жүзеге асады.
С-11, Е-11, С-21 аспаптарында мұнайдан ілеспе газ бөлінеді, ол коллекторда жиналып газдың компрессорлы қондырғысына беріледі.
Газды аластату құбырларында С-11 және Е-11-ден қысымды реттеу қарастырылған, ол С-11 сепараторындағы 0,5 Мпа қысымын және Е-11 буферлі сыйымдылығындағы 0,3 Мпа қысымды қамтамасыз етеді. Сұйықтан тамшыларды айыру үшін С-11 газ құбырында циклон орналасқан. Айырылған мұнай С-11-ден мұнайдың шығу құбыры арқылы беріледі.
Сығымдауға түсетін ілеспе газды төменгі қысымды факелге апатты түрде бұру қарастырылған. Оларды қосу электроысырмалармен жүзеге асады.
Ұсталып алынған ілеспе газ ГК-21,2 винттік компрессорының кірісінің алдындағыТ-11 жылуалмастырғышындағы техникалық судың қарсы ағынымен суытылып, С-61 айырғышында газдың конденсаты бөлінеді. Егер С-61-дегі газ конденсатының деңгейі максимум мәніне жетсе онда конденсаттың компрессорға түсуін алдын алу үшін автоматты түрде газды компрессордың сөнуі қамтамасыз етілген. Бөлінген газды конденсат деңгейді реттеу арқылы дренажды жүйе қондырғысына жіберіледі.
ГК-21,2 винттік компрессорының сору жағындағы қысымды реттеу клапаны реттеу клапанымен реттеледі.
Сору қысымы төмен кезінде сығылған газдың бір бөлігі газ коллекторынан С-71 (екінші саты жалғанғаннан кейін) үш фазалы айырғышпен ортақ сору құбырына беріледі немесе өте үлкен қысым кезінде сору жағындағы түсіп жатқан газдың бөлігі төмен қысымды факелді жүйеге беріледі.
Рұқсат етілген қысым төмендеген кезде сору жағындағы винттік компрессорды өшіру жүзеге асады. Винттік компрессорының сору жағындағы қысым өлшеу нүктесі, Р 0,085 Мпа қысым кезінде ашылатын қайта жіберу құбырындағы реттеу клапанына және де саңылаусыз жабылатын реттеуіш клапанының алдында орналасқан құбырдағы төмен қысымды факелді жүйенің реттеуіш клапанына да әсер етеді. Р 0,104 Мпа қысымы кезінде өлшеу нүктесінің ықпалынан қайта қосу клапаны ашылады және сол уақытта төмен қысымды факелді жүйе линиясында реттеуіш клапан іске қосылады.
Сондай-ақ жағу жүйесіндегі винттік компрессорларды соңғы қысымнан блоктау қарастырылған. Егер блоктауға қармастан компрессор шығысындағы қысым жоғарыласа онда газ сақтандыру клапаны арқылы Е-19 сыйымдылығына лақтырылады.
Бұл сыйымдылық жоғары қысымды факелді жүйемен қосылған. Май Н-22 сорабымен Е-19 сыйымдылығынан қондырғы сыртына шығарылады. Жағу майын шашырату кезінде 1+1 (жұмыс сорабы + қосалқы сорап) жұмыс режимі жағдайында винттік компрессор ретінде жұмыс істейтін, ГК-21-2 газ компрессорларымен 0,7 Мпа қысымға дейін сығылған газбен жағу майының қоспасы М-1 май айырғышына жеткізіледі ол жерде жағу майы ілеспе газынан айырылады. Ол жерден ілеспе газ ВХ-31 ауа тоңазытқышына жеткізіледі, ол ауа циркуляциялы тоңазытқыш ретінде жұмыс істеп ондағы газ 40 [о]С-ге дейін суытылып С-71 үш фазалы ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Тауарлы өнімді алу, табылып жатқан мұнайды дайындау болып табылады. Ол келесідей технологиялық процестерден тұрады: сепарация, стабилизация, мұнайды сусыздандыру мен тұзсыздандыру, ағынды суларды эмульгацияланған мұнайдан және механикалық қоспалардан тазарту, сондай-ақ мұнайлы газдан кептіру және тазалау.
өнеркәсіпте табылып жатқан мұнайды алғашқы дайындау келесі себептерге байланысты: тасымалдау шығындарын азайту, тұраты эмульсия түзілулерін жою, газ құбыры аймағында гидраттүзілуді болдырмау, су айдау ұңғыларының қабылдағыштығын сақтау, мұнайлы газды және суды тасымалдау кезінде ішкі өнеркәсіптегі, магистралды, зауытты жабдықтармен құбырлардың коррозиялы бұзылыстарын азайту.
Қазіргі уақытта мұнайды жинау мен дайындау кезекпен келетін екі процесте, ал аталған технологиялық процестердің бірлік жүйесі мұнайды жинау мен дайындау үйлескенде ғана болады. Мұнай газ жинаудың және дайындаудың қазіргі заманғы жүйесі, бұл құбырлардың бір бірімен техникалық байланысқан блокты автоматталған жабдықтар мен аппараттардың күрделі кешені болып табылады.
Объектілерді құрастыру және мұнайды жинау мен дайындау жүйелерінің коммуникациясы кен-орынды өндіруге шығындалатын капиталды салымдардың шамамен 50-% құрайды. Жабдықтарды блокты-кешенді ретінде қолдану шығындарды екі есеге дейін азайтады, кен-орынды өндіруге 3-4 жылға дейін ерте беруді тездетеді, мұнайлы газды және кондицияланбаған мұнайды жоғалды болдырмайды. Ол сондай-ақ бізге технологиялық процестің толық автоматтандырылғандығын, қуаттылықты жоғарылатқанда немесе төмендеткенде жұмсақтығын және шапшаңдығын (бөлек блоктардың монтажы және демонтажы), мұнайдың және сұйықтың табу динамикасын есептеу, өнімнің уақытылы сулануы.
Шығындарды азайтудың басқа да түрлері бар, мысалы: өлшеу және асқа да қондырғылардың саны мен орналасуын, жергілікті жер сипатына байланысты құбыр диаметрін рационалды таңдау, сондай-ақ технологиялық объекттерді қатайту және орталықтандыру мұнайды жинау мен дайындау процестерін үйлестіру.
Ұңғылардан келетін артық энергияны қолдану да маңызды болып табылады. Бұл және басқа да жағдайлар кен-орынды өнеркәсіпті жайғастыруды жобалау кезінде ескеріледі, ол кезде ұңғыларды шоғырландыру жүйесінің, қабат қысымын ұстаудың, электрмен қамтамасыздандырудың және тағы басқалардың әртүрлі варианттары біріктіріп қарстырылады. Бұл күрделі жүйелерді біріктіріп қарастыру, білікті білікті жобалаушының экономика математикалық моделімен үйлесетін әдістеме бойынша компьютерлік технологияларды қолдану базасында мүмкін болды.
Өнеркәсіпті жайғастыруды оңтайландыру капиталды салымдарды 10-15 %-ға дейін азайтуды қамтамасыз етеді.
ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛIМ
1. Қаламқас кен орны туралы жалпы мағұлмат
Бозашы бөлiгiнiң солтүстiк еңiсiнде орналасқан Қаламқас мұнай-газ кен орны 1976 жылы ашылған. Барлау және жобалау ұңғыларын алғашқы бұрғылауды қосқанда, 1979 жылы қыркүйекте пайдалануға еңгiзiлдi.
Әкiмшiлiк қатынаста Қаламқас кен орны Қазақстан Республикасы Маңқыстау облысы, Маңқыстау ауданы, Бозашы түбегiнiң солтүстiк бөлiгiнде орналасқан. Қаламқас кен орнына жақын елдi мекен вахталық кент Қаламқас екi шақырым, Шебер кентi 80 шақырым. Тұшы қудың кеншары 102 шақырым, Ақшымырау кеншары 125 шақырым қашықтықта.
Аудан орталығы және темiр жол станциясы Шетпе кен орнынан шақырым қашықтықта, облыс орталығы Ақтау қаласы 280 шақырым қашықтықта орналасқан. Қаламқас кен орнынан оңтүстiк батысқа 25 шақырымда Қаражанбас және Солтүстiк Бозашы кен орны орналасқан, ал солтүстiк шығыста 125 шақырым қашықтықта игерiлiп жатқан Дрорва кен орны орналасқан. Iрi темiр жол станциясы Бейнеу 280 шақырым қашықтықта орналасқан. Өзен-Атырау-Самара мұнай магистралынан алыстығы 165 шақырымды құрайды.
Кен орын ауданындағы рельеф 20-25 м белгiдегi теңдiктi көрсетедi. Лондшафт ауданындағы негiздемесi үшiн автокөлiктер жүрiп өте алмайтын тоған ойпаттары бар көптеген сорлар болып табылады. Кен орнының солтүстiк бөлiгi қатты жел әсерiнен теңiз астында қалып бұрғылау және пайдалануды күрделендiредi.
Ауданның климаты жазда 30-45[0] С, қыста - 30[0]С-ға дейiн температураның күрт өзгерiсiмен сипатталады. Негiзiнен күз-қыс мерзiмдерiнде атмосфера төмендейдi. Сирек кездесетiн аз шығымды құдықтар iшетiн су көздерi болып табылады. Альбсулы қабатынан бұрғыланған ұңғылар сол жақты Каспий теңiзi техникалық сумен жабдықтау үшiн пйдаланылады. Барлық елдi мекендер арасындағы байланыс тас жолдар мен авиа көлiктер болып табылады.
2. Кен орынды геологиялық зерттеуДІҢ қысқаша тарихы.
Қаламқастың структурасы 1974 жылы рекогнодировалық МӨВ түсiрiлумен анықталып, сонан кейiн МОГТ алаңдық сейсмотүсiрiлумен бөлшектеп зерттелген. Жекелеген бөлiктердiң структурасын анықтау және өнiмдiлiгiн анықтау структуралары iздеп бұрғылаудың едәуiр көлемiн анықтады.
(1975 - 1978 жылдар ГПП КЭ МНГР)
1976 жылы қаңтарда 587 метр К-1 ұңғысының түбiндегi неоком түзiлуiнен 100 мың м3 тәулiк шығындағы газ фонтаны атылды. 1976 жылы шiлдеде №3 ұңғыдан 847-855м аралықта мұнай фонтаны алынып, Юра түзiлуiнiң өндiрiстiк мұнайлы екенiн дәлелдеген. Кейiнгi iздеу жұмыстарындаҚаламқас үлкен көп қабатты газ мұнайлы кен орын болып тағайындалған.
1977-1979 жылдары мұнай және газдың В+С1 дәрежелерiн бағалау мен қабаттың құрылысын жекелеп зерттеу мақсатында КЭМНГР барлау ұңғыларын бұрғылауды жүргiздi. Қазiргi уақытта кен орынды барлау жұмыстары жүргiзiлген және 1980 жылдан Маңғыстаумұнайгаз ӨБ күштерiмен кен орынды пайдалану жүргiзiлуде.
3. 1.3 Кен орын және ауданның геологиялық құрылысы.
Литологиялық-статиграфиялық сипаттама
Қаламқас ауданында триас, юра және бор жастарының шөгiндiлерi бұрғылаумен ашылған.
Триастық жүйе - Т3
П-1 ұңғысының (көрсеткiштiк) триастық түзiлу түгелге жуық өткiзiлген. Осы ұңғыда триас жасы харофиттер және остракодпен анықтау негiзiнде төменгi және орта бөлiктер болып көрсетiлген. Бұдан басқа электрокаратаж және литологиялық берiлгендер бойынша орта триас 63 және 68 ұңғыларға шартты бөлiктер басқа ұңғыларда тек төменгi триас шөгiндiсi кездестiрiлген.
Төменгi бөлiм.Т1
Төменгi триас түзiлуi аргилиттер мен құмды алеврелиттi жыныстардың әркелкi таралуымен ерекшеленiп, алевролиттi және сағды түрлiлiгi көрсетiлген. Бiрнеше ондаған метр қалыңдықты құрап, алевролиттер, аргалиттер бiр-бiрiнен көбiне жұқа орналасқан. Құмтастар бәрiнен бұрын жұқа қалыңдықтағы қабатша және 2-4 метр қабаттар түрiнде қаралады. П-1 ұңғысымен ашылған қимада құмтастар бөлiктерi К-32 метрге дейiнгi қалыңдықтар төменгi және жоғарғы бөлiктерге жекелеген жағдайларда алевролиттер мен аргелиттерге орналасуымен белгiленген. Төменгi триас жынысы ашық түстi қоңыршылығы қызыл түстi.
Сұр және қызғылт, қызылды, әртүрлi түстер қоңыр бояумен ерекшеленедi. Сирек кездесетiн жыныстарда сұр бояулардың әртүрлi түрi, кейде жасылды немесе қоңыр, кейде қызылды немесе қызғылт дақтармен белгiленедi. Сұр бояуларды көбiне сынық жыныстар үшiн, кейде аргелиттер үшiн қолданады. Төменгi триас құмтастары ҰГ кейде ӨГ-ҰГ iрiктелу әртүрлi сынбалы материалдан, кейде жұқа қабықты полимиктали (26-46%) кварцты, 17-31% дала шпаттары, 31-46% сазды кремний жыныстар сынықтары, базальды-кеуектi берiк цементтелген. Сирек контактiлi- кеуектi сазды корбанатты цементтермен регенарациалы-кварцтық цементтелгендер бөлiктер болып табылады.
Құмтастар тығыз, әлсiз кезектi өткiзбейтiн, кейде диманың жоғарғы бөлiгi тығыздығы нашар жоғарғы кезектi, әлсiз өткiзгiш. Алевролиттер iрi және түрлi түйiршiктi, көбiне- көп микро және жұқа қабықты, полиликталы, базальды-кезектi берiк шөгiнделген, сирек көптакталы- кезектi цементтермен сазды корбанатты бөлегi регнерациялы-кварцтық цементтелгендер бөлiктер болып табылады.
Құмтастар тығыз, әлсiз кеуектi өткiзбейтiн, кейде қиманың жоғарғы бөлiгi тығыздығы нашар жоғарғы кеуектi, әлсiз өткiзгiш. Алевролиттер iрi және түрлi түйiршiктi, көбiне-көп микро және жұқа қабықты, полиликталы, базальды-кеуектi берiк шөгiнделген, сирек көптакталы-кеуектi цементтермен сазды корбанатты бөлегi регнерациялы-кварцты құрамда, тығыз 2,52-2,61 гсм элиз кеуектi[25%] өткiзбейдi.
Төменгi триастың аргилеттерi алевролиттi және алевролителген, жұқа-микроқабықты және әркелкi корбанатты, тығыз (2,59-2,72 гсм2) берiк және шытаған. Кейде төменгi триас түзiлуiнiң құрамында алевриттi саз жынысының қабатшалары пирокласты өткiр қабықшалы белгiленедi.
Жыныс жасы олардың құрамында төменгi триастың түрлерi остронод және хоро суосiлi қабықтарының қатысуы бойынша анықталған барлық аралықтар : 1605-1610м, 1645-1650м, 1812-1847 м, 1854-1860 м, 1930-1975 м, 2060-2065 м, 2156-2165 м, 2207-2212 м, 2243-2244м, 2750-2755м, 3280-3285м. Жоғары ашылған қалыңдық 2395 м құрайды. (П-1 ұңғысы). Төменгi триастың ашылу тереңдiгi басқа ұңғыларда 11-95 м аралығында.
Орта бөлiм Т2
Бұл жастағы түзiлуi құмды-алевролиттiк және сазды жыныстардың тегiс емес қабат суымен көрсетiлген. Әктасты қабаттар (3 метрге дейiнгi) және жұқа қабатшалар сирек. Кейде жұқа шымтезек түзiлген жыныс қабатшалар кездеседi. Орта триас құмтастары сұр. Ашық сұр, жасыл дақтармен, ҰГ, сирек ОГ және түрлi түйiршiктi кейде жұмырланған сынықтардың қатысуымен қоңыр сұр саз және алевролиттер , негiзiнен қабаттаспаған полимикталы (39-43% кварц ,28-31% саз-кремний жыныс сынықтары, 3 % слюда), саз-корбонатты кеуектердiң шегенделуi, регенерациялы-кварцты цементтердiң (16-22%) бөлiгi 6-21 метр қалыңдықта қабат құрайды. Бұл жыныстар тығыздығының орташа бөлiктерiмен (2,29 гсм2) және жоғары емес колектарлы құрамымен (кеуектiлiгi 12,6 % шейiн). Орта триас алевролиттерi құмтастармен салыстырғанда тығыздау (2.49%) әлсiз кеуектi (5%) iс жүзiнде өткiзбейдi. Аргилит тектес саздар және аргилиттер күнгiрт сұр және қоңыр-күнгiрт сұр алевролиттi, сирек алевролиттi, көбiне микро - жұқа қабықты, тегiс емес корбонатты берiк кейде калькунт жұқа желiсiмен қиылған. Орта триас iзбестастары ашық сұрдан сұрға шейiн, оргонетендi-сынған, фороминиферлi-острокодты және детри су өсiмдi берiк шымтебек шөгiндi жыныстар қара сұр жұқа бөлiктер түрiнде 1470-1475 м (П-1) аралығында ғана көрсетiлген.
Юра жүйесi J1
Юра шөгiндiлерi жуылмалы және стратиграфиялық үйлеспей триас жыныстарына жайылған және екi бөлiмнен орта және жоғары көрсетiлген.
Орта бөлiм J2
Оның құрамында байос және бап ярустарының мүшеленбеген шөгiндiлерi бөлiнедi, саз және құмтас алевриттi жыныстардың тегiс емес қабаттасуын көрсетедi. Саз артықшылығы қиманың төменгi бөлiгiнен бақыланады. Жекелеген өсiмдiк қалдықтары және жұқа көмiрлi қабатшалар шашылған детрит түрiндегi өсiмдiк органикасының көп қатысуы бойот-батты жыныстың сипатталу ерекшелiгi болып табылады.
Жоғарғы бөлiм J3
Жоғарғы юра шөгiндiсi өте шектелiп жайылған және структуралық солтүстiк-батыс бөлiгi көбiне батып жойылған болып көрiнедi. (69,74,20,22 ұңғылар)
Жоғарғы Юра құрамында сипаттау кешенi бойынша 22 ұңғыда (861-865м) фороминифер табылып, волгояруст бөлiнген. Ол алевролиттердiң, саздардың, доломиттi мергелдердiң және доломиттердiң литологиялық тең емес мөлшерде қабаттасуын көрсетедi.
Бор жүйесi К
Бор шөгiндiсiнде жыныстың литологиялық ерекшелiктер негiзiнде, полеонтологиялық анықтауда және өндiрiстiк-геофизикалық берiлгендерде бортиас-волонтидтiк потеривтiк, боррельдiк, аптик және төменгi бөлiмнiң алыс ярусында, сол сияқты жоғарғы борди секомен және туран ярустары бөлiнедi.
Төменгi бөлiм К1
Төменгi бор шөгiндiсi стротиграфиялық келiспеуiмен және әртүрлi жайылу дәрежесiмен юра жыныстарын жауып тастайды.Бұл түзiлiс негiзiнен теңiздiк шөгiндiлерде артықшылықты кужсем свитасының субконтинетальды герригендiк жыныстар ала-бажақ түстi болмағанда, жоғарғы готерив боррем сияқты жинақталған. Берриас-валанжин ярусы шевролиттердiң басым болуымен саз және iзбестастардың әркелкi қабаттасуымен көрсетiлген. Төменгi бөлiкте алевролиттер қабаттарымен және мергель немесе сазды iзбестас қабатшалары кездесуi ереже сияқты. Берриас-валажина қимасының структурасының көтерiлген бөлiктерiне iзбестастар және саз қабатшалары бар жұқа қалыңдықтағы алевролит қабаттарымен конглемератты құмтасты, iзбестасты, базальды негiзiнде құралған. Берриас - валенжин шөгiндiсi бай фороминифер кешенi бойынша бөлiнген болды.
Готерив ярусы Қаламқас ұңғыларының барлық қималарында қалыптастырылған. Готерив шөгiндiсi табылуымен берриас-валенжин жыныстарын жуып тастаған және жоғары қарай бiрте-бiрте кугесиль авиталарының тұнбалары ала бажақтанады. Төменгi готерив жыныстары аз сулы теңiз тұнбаларымен берiлген және негiзiнен жасыл-сұр мергелдермен, алевролиттi қабатшалы саздармен көрсетiлген. Саз басымдылығынан төменгi және орта бөлiк қимашалары, ал алевролиттерден жоғарғы бөлiк қимашалары қарастырылады. Жоғары готеривте жыныстар сұрдан, жасыл-сұр алабажаққа дейiнгi түсте. Готерив жыныс жасы форомениферали бойынша макрофаун анықтауы негiзiнде көптеген ұңғылар (2, 13, 22, 17, 52, 58) қималарында қалыптастырылған.
Беррель ярусы литолого-коратаждық сипаттама және қимадағы жағдайы бойынша бөлiнедi. Беррель шөгiндiсi алевролиттер мен алабажақ түстi саздардың әркелкi қабаттасуымен көрсетiлген. Құмтастың қабатшалары мен аз қалыңдықтағы аз қалыңдықтағы қабаттары сирек кездеседi. Жыныстар қоңыр, сұр және қызыл-қоңыр, жасыл сұр түстi болады. Саздарда мергелдiк бекiтулер жиi кездеседi. Неокомның жалпы қалыңдығы 134-215м құрайды. Альб ярусы барлық жерде жайылуымен және баррем жынысында шайылуымен орналасқан. Алть табанында тұнбалар күнгiрт қараға жақын алабажақ түстер алмасып орналасқан. Алть ярусы негiзiнде гравелит линзалары қосылған алевролит құмтас жынысты базаль қабаты қарастырылады. Талыс және қиыршық тас кейде фосфоратталған сынықтармен жергiлiктi корбонаттық жыныстар және кварцпен көрсетiлген Слюдалы және майлы сезiлетiн күнгiрт сұр қараға жақын бiртектi саздар қалыңдығы жоғары жатады. Саздар iзбестассыз, кейде пирит қосылған әлсiз iзбестасты, гладконит түйiршiгiнiң ұясымен сыннықтар және пеледиподпен гостроподты ұсақ роковинiмен болады.
Альт қимасының жоғарғы жартысындағы сағдарда ашық түстi алевролиттермен құмтастардың ұсақ түйiршiктi қабатшаларының таралуы көрсетiлген.
Қаламқаста өндiрiстiк геофизикалық берiлгендер бойынша альб ярусы қимасының төменгi бөлiгiнде сазы көп алевролиттермен саздардың әркелкi, ал орта және жоғары бөлiктерде алевролиттердiң қабаттасуын көрсетедi. Альб қалыңдығы 340-361 метрге жетедi.
Жоғарғы бөлiм К2
Қаламқаста жоғарғы бор шөгiндiсiнен тек сеноман және турон ярустарының жыныстары сақталып қалған. Сеноман ярусы үлгiмен сипатталмаған. Қима жағдайды және кафитат бойынша бөлiнедi.LQ және ПС қисықтары бойынша шешкенде синоман қимасы бойынша құмтасты-алевролиттi жыныс қабатшасы бар саз қалыңдығы жатқан базаль горизонтынан басталады. Сеноман қалыңдығы 79 метрден 100 метрге дейiн өзгередi. Туран ярусы сол сияқты өндiрiстiк-геофизикалық берiлгендер бойынша бөлiнедi. Туран қалыңдығы 3 ұңғыда 50 метрден 25 ұңғыда 160 метрге дейiн өзгередi.
4. Тектоника
КМПЗ берiлгендерi және таза геофизикалық алаңдар анализ нәтижелерi Солтүстiк-Бозашы және Оңтүстiк-Бозашы блоктары iргетастарында бөлуге жол бередi. Жалпы қабылданған жағдайда келiскен геологиялық және геофизикалық берiлген кешенде Солтүстiк - Бозашы блогына аралық және платфонмен кешенiнде Солтүстiк-Бозашы биiктiгi, ал Оңтүстiк-Бозашы блогына Оңтүстiк-Бозашы иiлiмi бекiтiлген.Әрi антикиналды Солтүстiк-Бозашы биiктiгi жеңiл ассиметриялық жиынтық оңтүстiк қанаты күрт(1-5 градусқа) және солтүстiк жағы (1,5градусқа) кең бағытта келiстiрiлген. Созылған екiншi реттегi структура болып табылады. Биiктiктiң келтiрiлген бөлiгi альб шөгiндiлерiнiң төрттен бiр бөлiк тұнбасымен, ал жоғарғы жақтары бор және полеогенфермен құрылған. Биiктiк тектоникалық бұзылу жүйесiмен зона қатарындағы кең жазықтық сыңған әртүрлi бағыттағы бұрғылау және сейсмикалық жұмыстармен аз жығудары тектоникалық бұзылулар қалыптастырылған. Бұрғылау берiлгендерi бойынша Қаламқас структурасы брахиантиклиналь 26х7 шақырым өлшемдегi кең бағытқа созылған және 10-1 горизонтының үстi бойынша амплитуда ретi 100м екенiн көрсетедi. Құлау бұрышы солтүстiк жағында 1 рад.30 мин 2градус, оңтүстiк жағында 1 градус құрайды. Структуралық карталарды түрлi жазықтықтар бойынша салыстыру бар, юра және триастың жобада келiсуiн куәландырады. Осыдан айналым өсiмi және тас шөгiндiдегi ертедегi шөгiндiге дейiн жиынтық дұрыстығы көрiнедi. Оның амплитудасы турон табаны бойынша 60 метрден сақталатын жағдайлы орынға дейiн өседi.
Бозашы биiктiгi үшiн сипаттау мақсатында фагониялды жоспардағыдай және жекелеген локальды структурадағыдай кеңдiктен мередианалдыға дейiн әртүрлi байқаулармен кең дамыту.
Қаламқас структурасы Қаражанбас және солтүстiк Бозашымен салыстырғанда жату тереңдiгi едәуiр екенiне қарап және де тектоникалық бұзылуы қарқындылық сипаттамасы болса да сейсмика материалдары бойыенша бұнда тек бұзылу солтүстiк шығыс перикиналь бөлiгiн күрделендiредi. Берiлген сынау анализдерi және вора өнiмде қабат бойынша өндiрiстiк геофизикалық материалдар структурада анықталған бүкiл қатар аз амплитудалы бұзылу негiзiнен субмеридианальды бағытта бөлу үшiн негiз бередi және структуралық құруы бойынша iс жүзiнде тiркелмейдi. Бөлiнген бұзылулар (F1-F7) структураны жетi блокқа (I-VII) бөледi. Осыдан ең үлкен бұзылушылық биiктiктiң батыс пен шығыс перекинальды бөлiгiн сиппатайды. №25 ұңғыны сынаған кезде алынған мұнай 1 блокта қабылданған мұнайсу контактiлерiмен салыстырғанда мұнай белгiде F1 бұзылуын жүргiзу үшiн негiзi болып қаланды. Ю-3 горизонтын сынау кезiнде су алынып 1 блоктың (64,74,69) және III блоктың (67 және 51) өнiмдi ұңғыларымен салыстырғанда 71 ұңғы жоғары гипсометриялық жағдайды иемденедi деген негiзде F2 және F3 атқылаулары жүргiзедi. III және IV блоктарды бөлушi F4 бұзылуы 6,70 және басқа ұңғылардың жоғары гипсометриялық жағдайда екенiне сулы қабаттарды көрсетiлгенiне қарамастан Ю-VII горизонтындағы мұнай жиынтығын экрандайды. Басқа бекiтумен бұзылу 70-77 скважинада триас бетiнде гипсометриялық белгiнiң күрт түсуiне қызметтенедi. F5 бұзылуы Ю-1 горизонты бойынша 19 және П-1 ұңғыларында IV және V блоктарды әртүрлi су мұнай контактысымен бөледi. F6 бұзылуы Ю- IV горизонтын 18 және 60 ұңғыларда сынау нәтижелерi бойынша 19 ұңғыда каратаж есебiмен бекiтiлдi. F1 бұзылу бекiтуiмен сейсмикалық берiлгендер бойынша бөлiнетiн төменгi қабаттан Ю-1 горизонты белгiсiмен газ алуға қызмет етуi мүмкiн жоғарғы V блоктан мұнай ағыны алынған.
1.5 Мұнайгаздылық
Қазiргi уақытта кенорында юра және төменгi бор шөгiндiлерiнде өндiрiстiк мұнайгаздылық анықталған. Юрада жетi өнiмдi горизонт (Ю1-Ю7) бекiтiлген. Ю-1 және Ю-2 горизонттарына газ мұнай қоры қатысты, ал қалғандарына мұнай қоры Ю-1 горизонтының газ мұнай залежi ең үлкен өнiмдi алаңды иемденедi. Ю-III және Ю-IV горизонтарына қатысты залеждер ең елеулi мұнай қоры болып табылады. Төменгi бор қимасында алты газды қабат анықталып, боррем-готерив ярус шөгiндiсiне және алты шөгiндiсiндегi екi газды қабат ұштастырылған Юра өнiмдi қалыңы саз және құмтас- алевролиттi жыныстардың әркелкi кезектесуiнен құралған. Залеждер-әлсiз шегенделген құмтастарға, алевролиттерге және қалыңдығы 10-25 метр құмды қабаттарына ұштасқан. Тиiмдi мұнайға қанығу қалыңдығы 2,6 метрден 20,8 метрге дейiн.
Жекелеген бөлiктерде бiрлiк горизонт құрайтын қабат коллекторлардың 2-3 құмды қабатшамен көрсетiлуi ереже сияқты. Литологиялық қатынаста горизонттар саздармен немесе әлсiз өткiзетiн жыныстармен араласуы мүмкiн.
Өнiмдi горизонттар 5-8 метр қалыңдықтағы саз қосуларымен анықталған. Бiрақ сол бөлiктерi болмайтын бөлiктер кездеседi және онда өнiмдi горизонттар (Ю-III Ю-IV Ю-V) қосылады. Өнiмдi горизонттың құрылысын сипаттау ерекшелiктерi мұнайлы залетдi қабатпен техтоникалық және стратаграфиялық экрандауға қатысады. Барлық залеждер үшiн готерив сазының қуатты қалыңдығы қабық болып қызмет етедi.
Қаламқас кен орнының мұнайы барлық солтүстiк Бозашы бiрiгуi сияқты әр түрлi ауыр күкiрттi және қату температурасы (-200С) төмен. Тығыздық, тұтқырлық және асфальтты заттар құрауы бiрiгуден контурға дейiн өседi.
Микроэлементтер құрамының көбеюi және олардың қабаттық жағдайда газға қанықтауы мұнайды сипаттау ерекшелiгi болып табылады. Қабат қысымы мен қанығу қысымы арасындағы ең кiшi айырмашылық 0,7мПа шамасында болады.
Газдық фактор 5 тен 25 м3м3 Жолшыбай газдың негiзгi компонентiне метан (97,1 %), ал көмiрсутектер мөлшерi 6-7% тен аспайды. Құрғақ газға жататындар негiзiнен ауыр смоласы мұнай қасиеттi. Боррель-готерив шөгiндiлерiнде газ залеждерiмен байланысқан. А,Б, В,Г,Д және Е индекстелген алты өнiмдi қабат бөлiнедi. Интологиялық қатынаста тұрақтылау А және Б қабаттарының жайылуы бойынша ұсталған. А залежi боррем шөгiндiсiнiң жоғарғы бөлiгiне ұштасқан бiрлi-екiлi қабат коллекторларымен байланысты. Қабат қалыңдықтары төрт метрден он метрге дейiн өзгередi. Алң бойынша ең ұсталғаны жоғарғы қабат-коллекторларымен, алевролиттерiмен, жеткiлiктi жоғары сиымдылықтығымен сүзетiн құрамда көрсетiлген. Б залежi екi қабат коллекторға жалғасып, оның жоғарысы батысын, ал төменгiсi шығыс бөлiктен сыңған. Олар алаңда өткiзбейтiн жыныстардың коллекторларымен араласып бөлiктерге бөлiнедi. Қалыңдықтары 1,8 ден 7 метрге дейiн өзгередi. Залеж бiрiккен қабаттық, литологиялық шектелген В,Г,Д,Е залеждерi құмды қабаттарға ұштасқан күрделi зоналық құрылымды және елеулi рациалды өзгергiштiкте болады. Биiктiгi және өлшемi үлкен еместiгiмен сипатталып, литологиялық экрандалған. Баррел-готорив шөгiндiсiндегi газдық фактордың қабығы болып алть жасының төменгi газды бөлiгi қызмет етедi. Алть қимасында өзара 10-20 метр қалыңдықтағы саз бөлiкпен бөлiңген коллекторлардың екi пачкасы алынған. Алть залежi түрi бойынша бiрiккен қабаттың гидродинамикалық қатынаста қаламқас кен орны қабат сулары тоғандалған немесе су ауысуы қиындық тудыратын сипаттағы олизион режимi артықшылықты байқалатын облысқа жалғасқан. Гидродинамикалық жобада кен орын тегiстей жоғары минералданған су тараған хлорлы, кальцилi түрде қатынастағы звенога жалғасқан. Солтүтiк-Бозашы бiрiгуi шегiнде артезиан бассейндердiң негiзгi су араластырушы қалыңдық болып төрттiк, сеномондық, албьтық, барремдiк, готеривтiк және аралық шөгiндiлер табылады. Төрттiк шөгiндi сулары тұздың құрамында хлорлы натрилiге жатады. Қалыңдығы аз құмтастысаз қабатшасы сенiмдi су тiректi бола алмайды. Сондықтан альб сулы горизонттары өзара қатынастары сияқты сеномондық сулармен де қатынасып және бiрлiк альб сеноман сулы горизонты болып қаралады. Химялық құрамы бойынша альб-сеномон сулары хлор-кальций түрiне жатады және 60-80га минералданған. Мұнайгазды Қаламқас кен орны игеруге 1979 жылы қыркүйекте ендi.
1.6 Сулылық
Қаламқас кен орны гидрохимиялық қатынаста жоғары минералды су күштi жайылған аймаққа ұштасады.
Қабат сулары әлсiз сульфатты метоноффизделген тұзды, хлор-кальцилi түрде көрсетiлген .
Кен орын қимасында гидрохимиялық Юра суарынды кешенiнде және үш төменгi борда жетi қабат ашылған және сыналған. Қабат суларының жату тереңдiгi 625 метрден 980 метрге дейiн.
Юра қабатынан су ұғңыларынаң есептеу потенциалды шығыны 1 м[3]тәулiк 538 м[3]тәулiкке дейiн шектерде өзгередi. Төменгi бор қабаттарында 35 тен 155м[3]тәулiкке дейiн.
Қаламқас кен орнында Ю-1, Ю-IV , Ю-V және төменгi бор қабаттары көп жоғары сулы болып табылады.
Мұнай өндiрiсiн техникалық сумен жабдықтау көзi болып жер асты сулары болып табылады. Қаламқас кен орны шегiнде беттiк су ұстау жоқ. Ерекше ашық су ұстау болып Каспий теңiзi табылады. Бiрақ оның суын өңдеуге, пайдалануға кедергiсi гидрохимиялық бiрiкпейтiн жоғары сульфатты теңiз суы қатаң хлор-кальцийлi қабаттық болып табылады. Осыған байланысты ерекше және сенiмдi мұнай өндiрiсiн сумен жабдықтау көзi жер асты сулары болып табылады.
Кен орын шегiнде техникалық жетiстiктi және экономикалық негiзделген тереңдiк жерасты сулары юра, неоком және апт, альб төменгi туран, төрттiк шөгiндiлерде орналасқан. Қарастырылған жағдайда альб-төменгi туран шөгiндiлерiндегi жер асты суларын пайдалану едәуiр қолайлы болып табылады. Қабат қысымын ұстау системасы үшiн Қаламқас кен орнын игерудiң қабылданған вариантына сәйкес максимальды су айдау 28,3 млн м[3]жыл құрайды, олардың 20,7 млн м[3]жыл өндiрiстiк сулардан алынған су есебiнен.
2. Техника-технологиялық бөлімі
2.1 Өндірістің негізгі сипаттамасы
МДЦ құрылымдары мұнайды, газды, суды өнеркәсіптік дайындау үшін арналған және келесідей процесстерден тұрады:
-мұнайды тасымалдауға дайындау және оны МАС резервуарларына жеткізу;
-қабат суын дайындау және оны ППФ жүйесіне айдау;
-мұнайлы газды тасымалдауға сығымдау және дайындау.
Мұнайды кешенді дайындау және айдау цехы (МКДАЦ) құрылымдары мұнайды, газды, суды өнеркәсіптік дайындау үшін арналған және келесідей процестерден тұрады:
-мұнайды тасымалдауға дайындау және оны мұнай айдау станциясына жеткізу;
-қабат суын дайындау және оны өнімді қабаттарға айдау;
-мұнайлы газды тасымалдауға сығымдау және дайындау.
МДОП (мұнайды дайындаудың орталық пункті) шикізаты шикі мұнай болып табылады, олар өнеркәсіптен жеткізіледі, ал өнім болып дайындалған тауарлы мұнай, тазаланған су, тасымалдауға дайындалған мұнай мен газ блып табылады.
МКДАЦ екі мұнай дайындау қондырғысынан тұрады:
-жаңа парктегі мұнай дайындау қондырғысы;
-ескі парктегі мұнай дайындау қондырғысы (КазНИПИ мұнай жобасы).
Мұнай дайындау процесі сепарация, термохимиялық әдіспен сусыздандыру, ыстық тұщы сумен жуу арқылы тұзсыздандыру және резервуарларда тұрғызу арқылы жүзеге асады.
Қабат суын дайындау процесі келесі этаптардан тұрады:
-мұнай өнімдерінен және механикалық қоспалардан тазарту (РВС-5000 су резервуарлары);
-ҚҚҰ жүйесі арқылы өнімді қабатқа су айдау.
Мұнайлы газды дайындау процесі келесідей этаптардан тұрады:
- айырғыштарды тазарту;
-газды сығымдау және тұтынушыларға жеткізу.
Технологиялық процесс өзінің үзіліссіздігімен, сипатталады. МКДАЦ технологиялық құрылымдары өндірістің СЖП-90-81 және жарылыс қаупі бар категориясына жатады. Мұнай мен суды дайындаудың барлық технологиялық кешені МКДАЦ-тың автоматты басқару жүйесінің жалпы бөлігі болып табылатын бақылау және қадағалау аспаптарымен және автоматизация жүйелерімен қажетті жағдайда жүзеге асады. Қондырғының тауарлы өнімі келесілер болып табылады:
-тұзсыздалған мұнай - МЕСТ 9965-76 бойынша 1А сапа тобы, құрамында - 0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 40 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы 0,05% массалық;
-тұзсыздалған мұнай - МЕСТ 9965-76 бойынша 1А сапа тобы, құрамында - 0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 100 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы 0,05% массалық.
2.2 Дайын өнімнің, реагенттердің және көмекші материалдардың алғашқы шикізатының сипаттамасы.
Қаламқас кен орнының МДЦ 74 % үшін шикізат көзі мұнай болып табылады, оны массалық сулану үлесі және кен-орында айырудың 1-ші сатысынан кейін МДЦ-на жеткізеді.
МДЦ-ға жеткізілетін мұнайдың көмірсутекті құрамы (айырудың бірінші сатысынан кейін)
Компоненте Р
с,
С2
С3
iC4
12С4
iC5
С„
С7
12С5
С02
Қалдық
% массалық
0,16
0,236
0,14
0,236
0,100
0,121
0,488
0,708
0,13
0,015
97,66
МДЦ-ға жеткізілетін шикі мұнайдың фиика-химиялық қасиеттері:
Параметр аттары
Өлшем бірлігі
Қаламқас кен-орны
200 С - дегі тығыздығы
кгм3
893,3
200 С - дегі тұтқырлығы
С см
143
500 С - дегі тұтқырлығы
С см
52
Суу температурасы
оС
-27
Молекулярлы салмағы
318
Құрамы:
%
Күкірттер
2,17
Күкіртқышқылды шайыр
48
Селикагенді шайыр
12
Парафиндер
3,62
Асфальтендер
2,95
Азот
0,42
Кокстенуі
6,3
күлденуі
0,068
Қондырғының тауарлы өнімі мыналар:
-тұзсыздалған мұнай - МЕСТ 9965-76 бойынша 1А спа тобы, құрамында - 0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 100 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы 0,05% массалық;
Тұзсыздалған мұнайдың көміртекті құрамы
КомпоненттР
с,
С2
С3
iC4
пС4
iCs
nCs
С6
С7
С02
Қалдық
% массалық
0,01
0,065
0,081
0,178
0,08
0,11
0,12
0,476
0,704
0,002
98,174
0,6 Мпа қысымды мұнайлы газдың құрамы келесідей:
С!
С2
С3
iC4
ПС4
iC5
nCs
С6
С7
Cs-t-e
СО2
N2
50,488
30,608
7,276
5,408
0,827
0,837
0,743
0,753
0,262
0,156
1,589
0,02
Мұнаймен шыққан қабат сулары ППФ жүйесі арқылы тазартылып ҚҚҰ жүйесіне дайындалады.
Мұнайды өңдеу мұнай-химия өнеркәсіп кәсіпорындары үшін дайындалған мұнай мен ілеспе газы алғашқы шикізат болып табылады.
Реагенттердің сипаттамасы:
Тұз қалдықтарының ингибиторы - этиленгликоль (отандық), метанол (импортты) ПАВ-13 кезіндегі фосфорлы органикалық қосылыстар.
Температураға байланысты тығыздығы мен тұтқырлығы
Температура, оС 20
Тығыздық, кгм3 1000-1500
Тұтқырлық, СПЗ 80
Қату температурасы, оС -50
Мөлшері 4,59 кгсағ-қа дейін
Коррозия ингибиторы
1. Коррексид-77-89
20 оС - 0,930 гсм3 кезіндегі тығыздық
20 оС - 8 СПЗ кезіндегі тұтқырлық
2. Бактеран 607
20 оС - 120 спз кезіндегі тұтқырлық
Қату температурасы, -6 оС
3. СК - 378
20 оС - 0,930 гсм3 кезіндегі тығыздық
20 оС - 30 спз кезіндегі динамикалық тұтқырлық
Суу температурасы - 15 оС
Деэмульгаторлар
Аттары:
а) Диссолван - 44-11
температураға байланысты тығыздығы мен тұтқырлығы
температура оС 20
тығыздық, кгм3 930
тұтқырлық, спз 45
суу температурасы, оС -40
б) Прогалит
температура оС 20
тығыздық, кгм3 920
тұтқырлық, спз 50-60
суу температурасы, оС -60
2.3 Технологиялық процестің сипаттамасы.
Мұнайды дайындаудың технологиялық процесі айырудан, мұнайды сусыздандыру мен тұзсыздандырудан, ағынды суларды тазарту мен газсыздандырудан тұрады. МДЦ-ға жеткізіліп жатқан шикі мұнай шикізат болып табылады, ал дайындалған мұнай мен тазаланған су өнім болып табылады.
МДОП мұнайды дайындауға арналған екі қондырғыдан тұрады (1-жаңа парк, 2-ескі парк). Технологиялық процесс өзінің үзілмей аяқталуымен сипатталады.МДЦ технологиялық құрылымдары өндірістің СНиП 90-81 жарылу және өртке қауіпті категориясына жатады. Мұнай мен суды дайындаудың барлық технологиялық кешені, МДЦ-ның автоматты басқару жүйесінің жалпы бөлігі болып табылатын құрылысты-технологиялық блоктардың бақылау және қадағалау аспаптарымен және автоматизиция жүйелерімен керекті жағдайда жүзеге асады.
Шикі мұнай қондырғыға максимум 1,0 МПа (10 кгссм[2]) тығыздығымен, 10-40 [о]С температурасымен және су максималды 74 % массалық құрамымен жеткізіледі.
Шикі мұнай екі ағынға бөлінеді. Қондырғыда технологиялық процестің бұзылуы немесе апаттық жағдайы туындатқанда өнімді байпастық тәсілмен тасмалдайды, сонымен қатар шикі мұнай айырғыштық апатты бөлігіне жіберіліп отырады.
Қондырғының бірінші ағынына (жаңа парк) түсетін шикі мұнай О-21 тұндырғышына жіберіледі, ол жерде МДЦ-на мұнайды тасымалдау кезінде бөлінген бос суды айыру жүзеге асады.
Тұндырғыштан кейінгі судың мұнайдағы құрамы максималды 50 % массалықты құрайды. О-21 тұндырғыштағы қысым оның шығысында мұнай құбырында орнатылған реттеуіш вентиль көмегімен реттеледі.
Алғашқы сусыздандыру процесінің температурасын (25 0С) қамтамасыз ету үшін, О-21-дегі мұнайдың бір бөлігін П-11 пешіне берілу қарастырылған, сондай-ақ электродегидратордағы қыздырылған қабат суын С-11 мұнай сепараторының кірісінің алдындағы мұнай ағынына қосып жіберу қарастырылған.
Пеш немесе байпасты құбыр арқылы мұнай беруді реттеу, байпасты құбырда орнатылған реттеуіш вентиль көмегімен жүзеге асады, оны оператор бөлмесінен басқарып отырады. Мұнайдың екі ағыны қосылғаннан кейін ол алғашқы газсыздандыру линиясынан (газсыздандыру құбыры) өтіп С-11 мұнай сепараторына жеткізіледі, олжерде 0,5 МПа қысымы және 25 0С температура кезінде мұнайдан ілеспе газ бөлінеді. С-11-дегі қысымды ұстау құбырдағы газ шығысында орналасқан реттеуіш клапанымен жүзеге асады. С-11-дегі сұйық деңгейі О-11-3 тұндырғыштарынан кейінгі шығу құбырындағы деңгей өлшегіш пен реттеуіш клапан көмегімен ұсталып тұрады, егер деңгей максималды нүктеден асса өлшеу нүктесі керекті жағдайда электроысырма іске қосылады.
С-11 айырғыштағы мұнай параллелді жұмыс істеп тұрған үш О-11-3 тұндырғыштарына жеткізіледі. Бұл жерде мұнайдағы қабат суының құрамы максималды 50 % массалықтан 10% массалыққа дейін төмендейді. Тұндырғыштан жұмыс режимі фазаралық деңгейді реттеу арқылы ұсталып тұрады.
Сонымен қатар С-11 мұнай айырғышының арқасында 7,6 м[2] алаңында қабат суын қыздырусыз ауыстыру процесі жүзеге асырылады.
Сусыздалған мұнай тұндырғыштан кейін Е-11 буферлі сыйымдылыққа жеткізіледі, ол жерде 0,3 МПа қысым кезінде мұнайдағы ілеспе газды қайта айыру жүзеге асады. Е-11-дегі екі қысымды ұстау құбырда газ шығатын жерінде орнатылған реттеуіш клапанмен орындалады.
Е-11 сыйымдылығы сонымен қатар Н-11-2 сорабының бакі болып табылады. Е-11-дегі қалыпты деңгейі деңгей реттегішпен Н-11-2 жалпы айдау линиясындағы реттеуіш клапанмен ұсталып тұрады.
Н-1 сорабы мұнайды П-11 пешіне жеткізеді, ол жерде мұнай керекті тұзсыздандыру температурасына 60 [о]С-ге жеткізіледі. Ол кезде сораптың жұмыс режимі 1+1 (жұмыс сорабы+қосалқы сорап).
Тұзсыздандыру процесі параллелді жұмыс істеп тұрған ЭГ-21-2 және ЭГ-11-2 электродегидраторларында жүзеге асады, ол жерде айнымалы электр өрісінің ықпалымен суда еріген тұздардан айырылады.
ЭГ-12 электродегидраторларының алдында сусыздандыру процесі жүру үшін мұнай құбырына техникалық су (тұщы) қосылады ол сондай-ақ керекті жағдайда ЭГ-12-2 электродегидраторларының да алдында қосылуы мүмкін. Электродегидраторларда жұмыс жағдайларын қамтамасыз ету үшін 60 [о]С температурасын және 0,8 МПа жұмыс қысымын қамтамасыз ету керек. Сондай-ақ құрылғылар толығымен толуы керек олардың ішінде газды тығын түзілмеуі керек, өйткені С-21 сепараторының мұнайдың ортақ құбырының шығысында реттеуіш клапан көмегімен қысымның ұсталуы қамтамасыз етіледі.
ЭГ-21-2 электродегидраторларынан шыққан мұнай құрамындағы су 4% массалық, ал ЭГ-11-2 электродегидраторларынан шыққан мұнай қалыпты жұмыс режимінде су құрамы 0,5 % массалық және тұз құрамы 160 мгл. С-21 мұнай сепараторында 0,105 МПа қысымды және шамамен 55 [о]С температурасы кезінде мұнай соңғы рет дегазациялау жүзеге асады. С-21-ден тауарлы мұнай Н-101- 2 сораптарына жіберіледі олар 1+1 (жұмыс сорабы + қосалқы сорап) жұмыс режимі жағдайында мұнайды тауарлы мұнай сапасын есептеу торабы арқылы резервуарлы паркке жеткізеді.
Мұнайды дайындау процессінде қабат суы О-21 және О-11-3 тұндырғыштарында және ЭГ-21 - 2 және ЭГ-11-2 электродегидраторларында айырылады.
Бұл құрылғылардан суды аластауды реттеу деңгей өлшегіш көмегімен су фазасының деңгейіне сәйкес жүргізіледі.
Қабат суының электродегидраторларынан алынған жылу қалдығын қолдану үшін С-11 айырғышының алдындағы мұнай құбырына суды беру мүмкіндігі қарастырылған.
Артық қабат суы сапасына байланысты екі бөлек құбыр арқылы қондырғылармен шығарылып қабат суының тазалау құрылымдарының тұндырғыштарына жіберіледі, олар қондырғының жеткізу көлеміне кірмейді сондықтан технологиялық схемада көрсетілмеген.
Бір құбырдан қабат суы электродегидраторлармен және О-2 тұндырғышымен жіберілсе, ал басқа құбырдан қабат суы О-1 тұндырғышынан қос кезекпен жіберіледі. Қабат суының мөлшері диафрагмамен өлшеніп тіркелінеді.
Қабат суының сапасын бақылау үшін қабат суының құрамындағы мұнай мен қатты бөлшектердің мөлшері анықталады. Сонымен қатар қондырғыға жеткізу көлеміне қабат суының блок-боксты сораптары Н-131-5 (бұл сораптар арқылы тазаланған қабат суы кен-орындағы қабат қысымын ұстау жүйесіне жеткізіледі) және одан кейін шығу құбырында орналасқан шығынды өлшеу блогы кіреді. Қабат суында тұз құрамы көп болғанына байланысты сапалы тауарлы мұнайды алу үшін мұнайға ЭГ-11-2 электродегидраторларымен техникалық суды (тұщы су) қосу керек. Алдында айтып кеткендей егер керек болса бұл суды ЭГ-21-2 алдында қосуға болады. Бұған керек су тораптан алынып Е-23 тұщы су сыйымдылығына жіберіледі оның қызметі Н-241-2 тұщы су сораптары үшін шығын сыйымдылығы болып табылады.
Е-23-ке түспей тұрып тұщы су үш ағымға бөлінеді, ол суытылған су ретінде қолданылады:
-бірінші ағым - Н-1 және Н-10 сораптарын салқындату үшін сорап блогы объектісіне;
-екінші ағым - ауа компрессорларын суыту үшін ауа компрессорлығы объектісіне;
-үшінші ағым - газды компрессорларға енгізбей тұрғандағы ілеспе газды суыту үшін Т-11 және Т-12 жылуалмастырғыштарына.
Бұл үш ағынның рециркуляциясы Е-23-те құбырлар арқылы жүзеге асады. Е-23-тің толу деңгейі деңгей өлшегіш көмегімен реттеледі, керек жағдайда оған құбыр мен құю құбырынан техникалық су қосылады.
Н-241-2 ортадан тепкіш сораптармен техникалық су ЭГ-11-2 электродегидраторларының алдындағы сіңіру жеріндегі тұрған сіңіру пештері арқылы айдалады немесе керек жағдайда ЭГ-12-2-нің алдында айдалады сөйте тұра керекті шығын бекітіледі және реттеледі.
Деэмульгация процесін жүргізу үшін эмульсия ағынына мұнайда еріген деэмульгатор реагенті жіберіледі. Ол үшін деэмульгатор ерітіндісін дайындауға 5-10 м[3]сағ көлемінд ЭГ-11-2 электродегидраторларынан кейін азғантай мұнайдың бөлігі алыну керек. Деэмульгатор Е-81 сыйымдылығынан Н-41 мөлшерлеу сораптары арқылы мұнай құбырына беріледі. Бұл деэмульгатор ерітіндісі мұнай құбырына С-11 айырғышының алдында жіберіледі.
Сондай-ақ Н-45 сорбымен Е-81 сыйымдылығынан ЭГ-12 немесе ЭГ-21 электродегидраторларының алдындағы мұнай құбырына тікелей концентрацияланған деэмульгаторды беру қарастырылған.
Н-42 дозалау сорабы Н-41,5,6 сораптарына арналған ортақ қосалқы сорап болып табылады.
Н-43,4,7,8 дозалау сораптары арқылы Е-82 сыйымдылығынан деэмульгаторды құрылыстың екінші кезегіне жеткізу жүзеге асады. Пеште тұз шөгуін алдын-алу үшін Н-51-2 мөлшерлік сораптары көмегімен Н-11-2 суланған мұнай сорабының айдау құбырына және пешке О-21 тұндырғышындағы құбырға Е-9 сыйымдылығынан тұз айыру ингибиторын енгізеді.
Н-51-2 мөлшерлік сораптары 1+1 (жұмыс сорабы + қосалқы сорап) жұмыс режимінде істейді. Құбырлар мен жабдықтарды коррозиядан сақтау үшін КНС-қа немесе Н-13 сору сорабының линиясына ысырманың кірісінің алдында суланған мұнай құбырына коррозия ингибиторының ерітіндісін құбырға енгізу қарастырылған. Ол үшін Н-14 сораптарымен Е-15 сыйымдылығынан Е-161-4 сыйымдылығына концентрацияланған ингибитор. Е-161-4 сыйымдылықтарында мұнайды немесе қабат суын қосу арқылы коррозияның ингибитор ерітіндісі дайындалады (ингибитор түріне байланысты). Коррозияның ингибитор ерітіндісін беру Н-151-2 (жұмыс сорабы + қосалқы сорап) дозалау сораптары көмегіменЕ-16-дан жүзеге асады.
С-11, Е-11, С-21 аспаптарында мұнайдан ілеспе газ бөлінеді, ол коллекторда жиналып газдың компрессорлы қондырғысына беріледі.
Газды аластату құбырларында С-11 және Е-11-ден қысымды реттеу қарастырылған, ол С-11 сепараторындағы 0,5 Мпа қысымын және Е-11 буферлі сыйымдылығындағы 0,3 Мпа қысымды қамтамасыз етеді. Сұйықтан тамшыларды айыру үшін С-11 газ құбырында циклон орналасқан. Айырылған мұнай С-11-ден мұнайдың шығу құбыры арқылы беріледі.
Сығымдауға түсетін ілеспе газды төменгі қысымды факелге апатты түрде бұру қарастырылған. Оларды қосу электроысырмалармен жүзеге асады.
Ұсталып алынған ілеспе газ ГК-21,2 винттік компрессорының кірісінің алдындағыТ-11 жылуалмастырғышындағы техникалық судың қарсы ағынымен суытылып, С-61 айырғышында газдың конденсаты бөлінеді. Егер С-61-дегі газ конденсатының деңгейі максимум мәніне жетсе онда конденсаттың компрессорға түсуін алдын алу үшін автоматты түрде газды компрессордың сөнуі қамтамасыз етілген. Бөлінген газды конденсат деңгейді реттеу арқылы дренажды жүйе қондырғысына жіберіледі.
ГК-21,2 винттік компрессорының сору жағындағы қысымды реттеу клапаны реттеу клапанымен реттеледі.
Сору қысымы төмен кезінде сығылған газдың бір бөлігі газ коллекторынан С-71 (екінші саты жалғанғаннан кейін) үш фазалы айырғышпен ортақ сору құбырына беріледі немесе өте үлкен қысым кезінде сору жағындағы түсіп жатқан газдың бөлігі төмен қысымды факелді жүйеге беріледі.
Рұқсат етілген қысым төмендеген кезде сору жағындағы винттік компрессорды өшіру жүзеге асады. Винттік компрессорының сору жағындағы қысым өлшеу нүктесі, Р 0,085 Мпа қысым кезінде ашылатын қайта жіберу құбырындағы реттеу клапанына және де саңылаусыз жабылатын реттеуіш клапанының алдында орналасқан құбырдағы төмен қысымды факелді жүйенің реттеуіш клапанына да әсер етеді. Р 0,104 Мпа қысымы кезінде өлшеу нүктесінің ықпалынан қайта қосу клапаны ашылады және сол уақытта төмен қысымды факелді жүйе линиясында реттеуіш клапан іске қосылады.
Сондай-ақ жағу жүйесіндегі винттік компрессорларды соңғы қысымнан блоктау қарастырылған. Егер блоктауға қармастан компрессор шығысындағы қысым жоғарыласа онда газ сақтандыру клапаны арқылы Е-19 сыйымдылығына лақтырылады.
Бұл сыйымдылық жоғары қысымды факелді жүйемен қосылған. Май Н-22 сорабымен Е-19 сыйымдылығынан қондырғы сыртына шығарылады. Жағу майын шашырату кезінде 1+1 (жұмыс сорабы + қосалқы сорап) жұмыс режимі жағдайында винттік компрессор ретінде жұмыс істейтін, ГК-21-2 газ компрессорларымен 0,7 Мпа қысымға дейін сығылған газбен жағу майының қоспасы М-1 май айырғышына жеткізіледі ол жерде жағу майы ілеспе газынан айырылады. Ол жерден ілеспе газ ВХ-31 ауа тоңазытқышына жеткізіледі, ол ауа циркуляциялы тоңазытқыш ретінде жұмыс істеп ондағы газ 40 [о]С-ге дейін суытылып С-71 үш фазалы ... 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