Арман мұнай-газ кен орны

Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .9
1 Техника.технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.1 Арман кен орны туралы жалпы мағлұматтар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.2 Кен орнының геологиялық құрлымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..11
1.2.1 Стратиграфиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..14
1.2.2 Тектоникасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .17
1.3 Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...19
1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .25
1.5 Кен орнын жобалау және игеру тарихы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..27
1.6 Кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ..29
1.6.1 Мұнай, газ және суды өндіру динамикасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..29
1.6.2 Ұңғылар қорының динамикасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .41
1.6.3 Қабат қысымын ұстау жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 43
1.6.4 Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...48
1.7 Арман кен орнындағы батырмалы ортадан тепкіш сораппен жабдықталған ұңғыны пайдалану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .50
1.7.1 Ұңғыны пайдалану кезінде туындайтын қиыншылықтардың алдын.алу және олармен күресу шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..53
1.8 ОТЭС.қа арналған жабдықтарды таңдау және оның тиімді жұмыс режимін орнату есептері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..54
1.8.1 Сорапты құбырлар диаметрін таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...55
1.8.2 ОТЭС.тың қажетті арынын анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 56
1.8.3 Сорапты таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 58
1.8.4 Кабельді таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 59
1.8.5 Қозғалтқышты таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .60
1.8.6 Агрегаттың негізгі диаметрін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .61
1.8.7 Автотрансформаторды таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...62
1.8.8 Бір тонна сұйықты өндіруге кететін электр энергиясының меншікті шығынын анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..64
1.8.9 Қысымның таралу қисығын есептеу арқылы ОТЭС.тың түсірілу тереңдігін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...64
2 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...77
2.1 «Арман» біріккен кәсіпорнының өндірістік.ұйымдастырушылық
құрылымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...77
2.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .77
2.1.2 Техникалық жабдықталуы. Телемеханикаландыру және автоматтандырылу дәрежесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..79
2.1.3 Материалды.техникалық жабдықтауды ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... .79
2.1.4 Кәсіпорынның көлік құралдарын ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .80
2.1.5 Ұңғыларды жөндеу қызметін ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...81
2.1.6 «Арман» БК бойынша еңбек және еңбек ақыны ұйымдастыру ... ... ... ... ...81
2.2 Жаңа техника мен технологияны енгізудегі батырмалы ортадан тепкіш электросораптың экономикалық тиімділігін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .82
2.2.1 Жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі өнім өндіру көлемін есептеу ... ... ... .83
2.2.2 Еңбек ақы қорының есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...84
2.2.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындарды анықтау ... ... ... ... ... ... .84
2.2.4 Қосымша материалдарға кететін шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...85
2.2.5 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын шығындар ... ... ... ... ... ... ..85
2.2.6 Энергетикалық шығындарды есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..86
2.2.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға жұмсалатын шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...86
2.2.8 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...86
2.2.9 Еңбек ақы қорынан төленетін төлемдер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...87
2.2.10 Басқа да ақшалай шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 87
2.3 Мұнай өндірудегі жаңа техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .87
3 Еңбек қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .89
3.1 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптарды пайдалану кезіндегі қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 89
3.2 Қорғаныс шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 91
3.2.1 Өндірістік санитария ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 91
3.2.2 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптармен жабдықталған ұңғыларды пайдалану кезіндегі техника қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 92
3.2.3 Электр қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 94
3.2.4 Өрттік.жарылыстық қауіпсіздік ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .95
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 100
4.1 Мұнай кәсіпшілігінің биосфераға әсерін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...100
4.1.1 Кәсіпорынның атмосфералық ауаға әсер етуінің түрлері мен көздері ... ...101
4.1.2 Атмосфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...101
4.1.3 Гидросфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .103
4.1.4 Литосфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...105
4.2 Ұйымдастырылған шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .106
4.3 Қоршаған ортаны қорғаудағы инженерлік және табиғатты қорғау іс. шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...108
4.3.1 Атмосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..108
4.3.2 Гидросфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .109
4.3.3 Литосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...110
4.4 Өсімдік және жануарлар әлемі күйінің мониторингі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...111
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...113
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..114
Қосымша ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 115
Арман кен орны 1979 жылы Қаламқас кен орнындағы іздеу және барлау ұңғыларын бұрғылау үрдісі кезінде № 25-Қаламқас іздеу ұңғысын бұрғылау нәтижесінде ашылған.
Кен орнында терең бұрғылау және де ұңғыларды сынау «Мангышлакнефтеразведка» кешенді экспедициясымен жүргізілді.
01.10.89 ж. жағдай бойынша Арман кен орнының мұнай қорын, газ және ілеспе компоненттерді есептеу «Гурьевнефтегазгеология» және КазНИГРИ қызметкерлерімен орындалып, пайдалы қазбалар қоры бойынша ССРО Министрлер кеңесінің мемлекеттік комиссиясының мәжілісінде бекітілді (ГКЗ СССР № 10906, 24 тамыз 1990 ж.).
1995 жылдың наурыз айында Арман БК мамандарының жүргізген жөндеу жұмыстарынан кейін, сынамалы-өндірістік пайдалануға № 13, 25, 35 ұңғылары енгізілді. 1995 жылдың сәуір айында кен орнында нақты тереңдігі 1569 м, көлбеу бағытталған № 14 барлау ұңғысы бұрғыланды, бұл ұңғы да сынамалы-өндірістік пайдалануға берілді.
1995 ж. «НИПИнефтегаз» институтымен «Арман кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы» құрастырылып, Қазақстан Республикасының мұнай кен орындарын игеру бойынша Орталық комиссиясымен бекітілді (№ 1 құжаттама, 13.06.1996 ж.) және игерудің екі нұсқасы қабылданды.
«Арман кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы» бойынша кен орнын игеру 1996 жылдан бастап қазіргі уақытқа дейін іске асырылуда.
Мұнай алу коэффициентінің техника-экономикалық негізі «Арман кен орнындағы мұнай қорын, газ және ілеспе компоненттерді есептеу» есеп беру құжатындағы ақпараттарға, сонымен қатар пайдалану кезеңіндегі кен орнын игерудің талдамына сүйенеді.
Бұл жобада Арман кен орнының геологиялық құрылымы туралы негізгі мәліметтер, өнімді горизонттардың сипаттамасы, сонымен қатар кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының қысқаша сипаттамасы келтірілген.
1. Технологическая схема разработки месторождения Арман
2. Г. Ж. Жолтаев, Т. X. Парагульгов. Геология нефтегазоносных
областей Казахстана, Алматы: КазНТУ, 1998 г.
3. Месторождения нефти и газа Казахстана. Под ред. А.М.Кажегелъдина, Алматы, 1996 г.
4. Справочное руководство по проектированию разработки и
эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. III Г. Гиматудинова, Москва: Недра, 1983 г.
5. А. М, Юрчук, А. 3. Истомин. Расчеты в добыче нефти.
Москва: Недра, 1979 г.
6. К. Г, Оркин, А. М. Юрчук. Расчеты в технологии и техники
добычи нефти. Москва: Недра, 1967 г.
7. И. Т. Мищенко. Расчеты в добыче нефти. Москва: Недра, 1989 г.
8. В. И. Щуров. Технология и техника добычи нефти, Москва: Недра, 1983 г.
9. К.И. Джиембаева, Н.В. Лалазарян. Сбор и подготовка
скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Алматы, 2000 г.
10. Г.С. Тайқұлақова. Дипломдық жобалауға арналған әдістемелік нұсқау. Алматы: ҚазҰТУ, 2002 ж.
        
        АҢДАТПА
Дипломдық жоба 4 негізгі бөлімнен тұрады:
- техника-технологиялық бөлім;
- экономикалық бөлім;
- еңбек қорғау бөлімі;
- қоршаған ортаны қорғау бөлімі.
Техника-технологиялық бөлімде кен ... ... ... ... ... ұңғылар қоры, игерудің
ағымдағы жағдайы, сонымен қатар ОТЭС-қа жабдық таңдау есебі келтірілген.
Экономикалық бөлімде ... ... ... жаңа ... мен технологияны енгізудегі негізгі экономикалық
көрсеткіштер мен жылдық экономикалық тиімділікті есептеу қарастырылды.
Еңбек қорғау ... ... ... тепкіш электросорапты
пайдалану кезінде туындайтын қауіпті де зиянды ... және ... ... ... ... ... ... ортадан тепкіш
электросорапты пайдалану кезіндегі оның биосфераға тигізетін зиянды әсері
қарастырылды.
АННОТАЦИЯ
Дипломный проект состоит из 4 ... ... ... ... ... ... ... труда;
- охрана окружающей среды.
В технико-технологической части ... ... ... ... стратиграфия, тектоника, фонд скважин,
приведен анализ ... ... ... а также расчет подбора
оборудования.
В экономической части описаны ... ... ... ... ... ... эффективности при использование ... до ... и ... ... ... ... производственной
продукции после внедрения мероприятия, а также расчет экономической
эффективности при внедрени ... ... ... охрана труда описаны опасные и вредные факторы, а ... ... при ... ... разделе охрана окружающей среды рассмотрены влияние ... ... на ... при ... ... ... Арман кен орны туралы жалпы
мағлұматтар....................................................10
1.2 Кен орнының геологиялық
құрлымы..................................................................11
1.2.1
Стратиграфиясы..............................................................
....................................14
1.2.2
Тектоникасы.................................................................
........................................17
1.3
Мұнайгаздылығы..............................................................
.....................................19
1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының
сипаттамасы.........................................25
1.5 Кен орнын жобалау және игеру
тарихы..............................................................27
1.6 Кен ... ... ... ... ... газ және суды өндіру
динамикасы......................................................29
1.6.2 Ұңғылар қорының
динамикасы..................................................................
.......41
1.6.3 Қабат қысымын ұстау
жүйесі......................................................................
......43
1.6.4 Ұңғы өнімдерін жинау және ... ... кен ... ... ... ... ... жабдықталған
ұңғыны
пайдалану...................................................................
......................................50
1.7.1 Ұңғыны пайдалану кезінде туындайтын қиыншылықтардың алдын-алу және
олармен ... ... ... ... таңдау және оның тиімді жұмыс режимін
орнату
есептері....................................................................
..........................................54
1.8.1 Сорапты құбырлар диаметрін
таңдау...............................................................55
1.8.2 ОТЭС-тың ... ... ... ... Қозғалтқышты
таңдау......................................................................
...................60
1.8.6 Агрегаттың негізгі диаметрін
анықтау.............................................................61
1.8.7 Автотрансформаторды
таңдау......................................................................
.....62
1.8.8 Бір тонна сұйықты өндіруге кететін электр энергиясының меншікті
шығынын
анықтау.....................................................................
.....................................64
1.8.9 Қысымның таралу қисығын ... ... ... ... ... ... ... біріккен кәсіпорнының өндірістік-ұйымдастырушылық
құрылымы....................................................................
...................................................77
2.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті
ұйымдастыру.................................................77
2.1.2 Техникалық жабдықталуы. Телемеханикаландыру және автоматтандырылу
дәрежесі....................................................................
......................................................79
2.1.3 Материалды-техникалық жабдықтауды
ұйымдастыру.................................79
2.1.4 Кәсіпорынның көлік құралдарын
ұйымдастыру.............................................80
2.1.5 ... ... ... ... БК ... еңбек және еңбек ақыны
ұйымдастыру...................81
2.2 Жаңа техника мен технологияны енгізудегі батырмалы ортадан ... ... ... Жаңа ... ... ... өнім ... көлемін
есептеу.............83
2.2.2 Еңбек ақы қорының
есебі.......................................................................
............84
2.2.3 Қабатқа жасанды әсер ету ... ... ... ... ... Суды ... ... жұмсалатын
шығындар..........................85
2.2.6 Энергетикалық шығындарды
есептеу..............................................................86
2.2.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға жұмсалатын
шығындар....................................................................
...................................................86
2.2.8 Ағымдағы жөндеуге кететін
шығындар...........................................................86
2.2.9 Еңбек ақы қорынан төленетін
төлемдер...........................................................87
2.2.10 ... да ... ... ... жаңа ... енгізудің экономикалық тиімділігін
есептеу.....................................................................
........................................................87
3 ... ... ... ... ... электросораптарды пайдалану кезіндегі қауіпті
және зиянды өндірістік факторларды
талдау............................................................89
3.2 Қорғаныс
шаралары....................................................................
............................91
3.2.1 Өндірістік
санитария...................................................................
.........................91
3.2.2 Батырмалы ортадан ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... әсерін
талдау...............................................100
4.1.1 Кәсіпорынның атмосфералық ауаға әсер етуінің түрлері мен
көздері.......101
4.1.2 Атмосфераға
әсері.......................................................................
........................101
4.1.3 Гидросфераға
әсері.......................................................................
......................103
4.1.4 Литосфераға
әсері.......................................................................
........................105
4.2 Ұйымдастырылған
шаралар.....................................................................
............106
4.3 Қоршаған ортаны ... ... және ... ... ... ... Гидросфераны
қорғау......................................................................
...................109
4.3.3 Литосфераны
қорғау......................................................................
.....................110
4.4 Өсімдік және жануарлар әлемі күйінің
мониторингі.......................................111
Қорытынды...................................................................
................................................113
Пайдаланылған ... кен орны 1979 жылы ... кен ... ... және ... бұрғылау үрдісі кезінде № 25-Қаламқас іздеу ұңғысын бұрғылау
нәтижесінде ашылған.
Кен ... ... ... және де ... ... кешенді экспедициясымен жүргізілді.
01.10.89 ж. жағдай бойынша Арман кен орнының мұнай қорын, газ ... ... ... ... және КазНИГРИ
қызметкерлерімен орындалып, пайдалы қазбалар қоры ... ССРО ... ... комиссиясының мәжілісінде бекітілді (ГКЗ СССР №
10906, 24 ... 1990 ... ... ... ... ... БК ... жүргізген жөндеу
жұмыстарынан кейін, сынамалы-өндірістік пайдалануға № 13, 25, 35 ... 1995 ... ... ... кен ... ... ... 1569 м,
көлбеу бағытталған № 14 ... ... ... бұл ұңғы да ... ... ... ж. ... институтымен «Арман кен орнын игерудің
технологиялық сұлбасы» құрастырылып, Қазақстан ... ... ... ... ... ... ... бекітілді (№ 1 құжаттама,
13.06.1996 ж.) және игерудің екі нұсқасы қабылданды.
«Арман кен ... ... ... ... бойынша кен орнын
игеру 1996 жылдан бастап қазіргі уақытқа дейін іске асырылуда.
Мұнай алу коэффициентінің ... ... ... ... ... ... газ және ... компоненттерді есептеу» есеп беру
құжатындағы ақпараттарға, сонымен қатар пайдалану кезеңіндегі кен ... ... ... жобада Арман кен орнының геологиялық ... ... ... өнімді горизонттардың сипаттамасы, сонымен қатар кен ... ... ... ... ... ... ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Арман кен орны туралы жалпы мағлұматтар
Арман кен орны Қазақстан ... ... ... Кен ... ... ... елді-мекендер Қаламқас елді мекені
(15 км), ... (95 км) және мал ... ... Тұщықұдық
совхозы болып табылады.
Кен орны географиялық жағдайы бойынша, Ақтау ... 210 ... ... ... тік ... ... Қаламқас мұнай-газды кен
орнының солтүстік-батыс ... ... ... ... ... 150 км ... ... темір жол станциясы бар Шетпе жатады.
Бозащы жарты ... ... ... ... қалған теңіз
түбі болып табылады және рельефтің әртүрлілігімен ерекшеленеді. Бұл - 19 м-
ден + 28 м-ге ... ... ... ... ... ... қарай
жолақты иілген жазық болып табылады. Ландшафтының сипатты ... ... қиын ... ... ... ... болып табылады, рельефтің
жақсы пішіні ... және ... ... қалдықтары түрінде келтірілген.
Климаты – күрт континентальді. Ауаның температурасы қыс ... -
30 0С, ал ... + 30 + 45 0С-ге ... ... ... жауын-шашындар негізінен күз-қыс мезгілінде түседі және
жылына 150-180 мм-ден аспайды.
Ауыз су көздері ретінде сирек те аз шығымды құдықтар қолданылады. ... ... ... ету үшін альб сулы ... ... сонымен қатар Каспий теңізінің суы қолданылады. Қаламқас кен орнына
су Еділ ... ... Кен орны ... ... ... құбыры жұмыс жасауда. Елді ... ... ... ... ... ... іске асырылады.
1.2 Кен ... ... ... кен ... юра ... ... барлық пайдалану
ұңғыларымен ашылған. Өнімді горизонт жынысының коллекторлық қасиеті мен
литолого-петрофизикалық сипаттамалары барлық ... ... ... төрт (14) ұңғы үлгі тасы ... және шлам ... сонымен қатар каратаж
мәліметтері бойынша зерттелген. Өнімді горизонт ... ... және ... ... ... пен ... ... сазды-құмды
жыныстармен күрделенген көмірдің жұқа қабатшалары кеңінен ... ... ... ... және ... ... қатар, олардың біркелкісіз қабатталуынан әртүрлі саздармен толық
ауысқанға дейінгі аймақтармен келтірілген.
Келтірілген өнімді горизонттар қалындығы 2-15 м-ге ... ... ... бөлімдермен байланысқан. Саздар қара-сұр, сирек, ... ... ... көмір қабаттары бар. Көптеген горизонтальді
және иілген, тік сызықты және ... ... бар сұр ... ... ... қалдықтарының қабатталу жазықтығы бойынша, ... ... ... ... ... ... ... Әктастар
және мергельдер қабатшалары саз материалының айтарлықтай қоспасы әртүрлі
микро түйршік түрінде келтірілген.
Ю-II ... ... ... және №9 және №13 ... ғана
белгіленеді. Коллекторлар екі құмды қабат ретенде ... ... ... ... 7,4 м (9 ... 14,6 м дейінгі (13 ұңғы)
аралықта өзгереді.
Ю-III горизонты. 1-4 ... ... ... келтірілген мұнайға
қаныққан тиімді қалындығы 0,8 (104 ... 9 м ... (34 ... ... ... ... 0,1-0,38 шектерінде алмасады. Қалындық бойынша
орташа алынған кеуектіліктің мәні 0,88-0,29 дейін мұнайға қаныққандық 0,57-
0,682 дейін өзгереді.
Ю-IV горизонты. 1-2 ... ... ... ... ... 8,8 (13 ... 9,5м (102 ұңғы) дейін өзгереді.
Кеуектіліктің орташа мәні 0,226-0,23, ал газға қаныққандық орташа мәні ... ... ... ... горизонты. 1-3 қабат-коллекторы ... ... ... ... ... I ... 2,4-9,2м дейін
ауысып отырады.
II блок бойынша №2 ұңғыда газғақаныққан ... 7,6 м, ал ... ... 5,4 м ... ... құмтастылық 0,1-0,86 аралығында ... ... ... ... мәні 0,24-0,3 ... ... 0,5-0,6 ... өзгереді. №2 ұңғы бойынша мұнайға
қаныққандық 0,61-ге тең ... ... ... барлық аудан бойынша таралған және
жеке ұңғылардың ... ... бір ... резервуар (109 ұңғы)
түзетін құмтасты қабаттар ... ... 3,9 ... ... ... Горизонт бойынша мұнайғақаныққандық тиімді қалындық 2,2-20,4
м аралығында, құмтастылық 0,13-0,8 шектерінде өзгереді.
Кеуектілік мәні (қалындық бойынша ... ... ... ... дейін, ал өткізгіштік 60-564 мД дейін
өзгереді.
Ю-VIII горизонты. 1-4 ... ... ... Мұнайға
қаныққандық тиімді қалындық 1,4-7,4 дейін өзгереді. Ал, ... ... ... ... ... ... алынған кеуектіліктің мәні 0,203-0,3
дейінгі аралықта, ... ... ... ... ... 2-3 құмтасты қабаттардан тұрады. Мұнайға қаныққандық
тиімді қалындық мәні 1,3-9,2 м тең. ... ... ... ... орташа алынған кеуектіліктің мәні 0,21-0,236 ... ... ... ... ... 1-4 ... ... Мұнайға қаныққандық
тиімді қалындық 3-7,1 аралығында, құмтастылық ... ... ... ... ... орташа алынған 0,59-0,663 аралығында өзгереді.
Ю-ХI горизонты. 2 қабат-коллекторынан құралған. Мұнайғақаныққан
тиімді қалындық 1,2-7,8 м, ... ... ... ... ... ... орталанған кеуектілік мәні 0,176-0,32 дейін,
мұнайғақанығушылық 0,552-0,69 ... ... ... I ... 1-ден 4-ке ... ... ... II
блокта 1-8 дейін қабат-коллекторы бар. ... ... ... ... 1,0-8,9 м, ... 0,7-0,96 м, II ... мұнайғақаныққан
қалындық 5,3-13,5 м, құмтастылық 0,2-0,69 аралығында өзгереді. ... ... ... №1 ... үшін ... ... аралығында, ал II блок ... ... ... 0,54-0,757 аралығында өзгереді.
Ю-ХIII ст горизонты. №103 ұңғының ... ... кен ... ... (№9 ... ... ... 28 м тең. Линза тәрізді
денелі құмтас түрінде таралған,тиімді мұнайғақаныққан қалындық 1,5 м (№ 103
ұңғы) 13,6 м ... (№9 ... ... 0,14-1,0 ... ... бойынша орташа алынған кеуектілік мәні 0,2-0,31 дейін,
мұнайғақаныққандық 0,56-0,67 ... ... b ... Бұл ... ... ... бойынша Ю-
ХIIа горизонты сияқты және барлық ... ... ... 1-7 ... ... ал II блокта 2-6 ... ... ... ... ... ... I блокта 1,0-12,7м
аралығында, ... 0,45-1,0 м ... II ... ... 10-13,3 м аралығында, құмтастылығы 0,45-0,63 дейін
өзгереді, қалындық бойынша орталанған. ... мәні I блок ... ... ... 0,575-0,721 дейінгі аралықта, ал II
блок бойынша кеуектілік 0,219-0,277 аралығында, ... ... ... ГИС ... ... 66-892 мД дейін өзгереді.
Ю-ХIII горизонтында. 1-8 дейін қабатты коллектор бар. №13 ұңғыны
олар ... бір ... ... ... ... ... ... 1,3-26,6 м дейін, құмтастылық 0,14-0,94 дейін өзгереді,
қалындық ... ... ... ... мәні ... ... 0,598-0,836 дейін, ал өткігіштік 110-850 мД аралығында
өзгереді.
Ю-ХIV горизонты. 1-4-ке ... ... ... қалындық 2,1-7,4 м дейін, ал құмтастылығы 0,4-0,87
аралығында өзгеріп отырады. Қалындық ... ... ... ... мәні
0,175-0,27 дейін, мұнайғақанығушылық ... ... ... нұсқасы шегінде №2, 104, 110, 117st және 122 ұңғылары орналасқан.
1.2.1 Стратиграфиясы
Арман кен ... ... ... ... қимасының шөгінділері
Мезо-Кайназой жасына ... ... ... ең ескі ...... болып табылады. Ашылған шөгінділердің максималды ... ... ... ... ... жыныстар барлау ұңғылармен ашылған
литологиялық қатынаста қара-сұр және тығыз жасылды, сұр аз ... ... ... ... және ... ... бар, алевралиттің
біркелкісіз қабатталған түрінде келтірілген. Жыныстың түсіне қарап және ... бар ... ... (харовтық болдырлар),
анықтау мәліметтері бойынша жыныстың жасы орта ... деп ... ... ... қалындығы (№2, 10) 143 м құрайды.
Юра жүйесі. Юра жасындағы шөгінділерде кеуекті пыльцтік ... және ... ... ... ... ... тек ... байос және бат ярустарымен көрсетілген ортаңғы сораға ... ... ... эрозионды бетінде шөккен.
Литологиялық қатынаста олар құмтасты-сазды жыныстармен күрделенген,
құмтасты сұрдан қара ... ... ... ... типті сазды цементтелген
кеуекті болып келеді.
Саздар-өсімдік шөгінділері бар слюдалы алевролитті,қара-сұр түстен
кейде ... сұр ... ... ... ... юра ... ... қалындығы 489-538м
құрайды.
Бор жүйесі. Арман ауданындағы бор жүйесі екі ... ... және ... ... ... ... және ... кездеседі.
Ал, жоғарғы бөлім- шөгінділерінде сеноман, турон, каньякский ярусы
сантон және кампана шөгінділері кездеседі. ... ... ... ... ... шойылған.
Төменгі бор. Гетерив ярусы. Гетерив түзілімдері Юра түзілімдерінде
стратиграфиялық сәйкессіздік бойынша жатыр, Гетерив ... ... ... ұсақ ... едәуірлігімен-негізінен алевролит
және сирек құмтастармен қабатшаланған саздар болып табылады. ... ... ... ... көптеген жас бойынша анықтамалармен
бекітілген жас ... ... ... ... ... сипаттамаға негізделеді.
Гетерив ярусының қалындығы 51-62 м аралығында өзгереді.
Барриемский ярусы. Барриемский ярусы сарғаш түсті,саздар,алевролитер және
құмтастардан ... ... ұсақ ... ... Алевролит әдетте ұсақ ірі түйіршікке дейін саздармен жұқа аз
қабаттарымен қабатталған. Ярус ... 116-129 м ... ... Апт ... ... жерде кең таралған және баррием
жыныстарында шайылыммен ... ... ... ... қара түске дейін
болатын сарғыш-қара шөгінділермен белгіленеді.
Аптқа сүйене отырып ұсақ галка және гравиі бар ... ... ... (1-2,5 м). ... ... ... таза
қабатшаланбаған қара саздардан тұратын қалындық дамыған. Ярустың ... аз ... көп ... сирек құмтасты қабатшалы саздардың
біркелкі реттелуімен сипатталады. Апт шөгінділерінің қалындығы 120-129 м
құрайды.
Апт ... Альб ... апыт және альб ... жапсар электрлік
каратаж диограммаларында нақты белгіленген айтарлықтай шайылмаған апыт
түзілімдерінде ... Альб ... ... алғанда саздар,
алевролитттер, құмтастардың қабатталуымен күрделенген. ... ... ... ... алевролитті. Құмтастар ұсақ және орта ... Альб ... ... 322 м ... ... (12 ... Бор. Сеноман ярусы.Сеноман ярусының шөгінділері үзілістің
көрінбейтін іздерімен және альб ... ... жаба ... ... ... ... ... фосфоритті желвакты қабат белгіленген. Сеноманның
қалған барлық бөлігі қара-сұр саздар және ұсақ ... ... ... ... 106-115 м ... өзгеріп отырады.
Турон-Сенон мүшеленбеген. Турон және коньяксий ярус түзілімдерінің,
сонымен қатар сантонский және ... ... ... табаны КС-ң жоғарғы ... ... ... ... ... ауысуы бойынша ... ... ... сұр ... ақ ... дейінгі мергельдермен, құмды-
борлармен сирек әктастар және мергелитті ... ... ... ... 153-183 м ... ... жүйе, төрттік жүйенің түзілімдері ракушкалы және сорлы түзілімдерге
айтарлықтай ие, жоғарғы бор түзілімдерінің шайылған бетінде ... ... ... 10 м ... ... ... Арман кен орнының солтүстік үстірт синеклизі
құрамына жататын ірі тектоникалық элемент болып ... ... ... ... ... ... ... иірімінің батыс бөлігін
күрделендіреді және ... ... ... беті ... 45-100 м ... болатын Р1, жарылысты бұзылымымен ... ... ... және оның ... ... ... ... бойынша құрылымдық карталар, нақты айтатын болсақ триас және
юра шөгінділерінің жабыны бойынша ... ... ... ... ... ... ... оңтүстік батыстан, солтүстік-шығысқа
ориентирленген тор ... ... ... ... ең негізгісі F1,
түсірілімі болып табылатын көптеген тектоникалық бұзылыстармен күрделенген.
Ал, қалған F2, F3 және F4 ... ... ... ... F1
және F2 түсілімдері Арман ауданының шегінде ... ... ... ... ... зерттеулері барысында бекітілді. Тек
қана 288008 сейсмикалық профилінің уақытша ... ... ... бұл ... ... №35 және (9 ... ... Келтірілген нүкте түсірлімін жүргізу кезінде анықталған.
Жалпы айта кететін жайт, ... ... ... жоғары түсірілімдердің
жүргізілуі нәтижесінде жеке ... ... ... ең ... бар сулы ... ... шыққан.
Юра және триас шөгінділерінің жабыны бойынша тұрғызылған құрылымдық
карталардың талдамы ... ... ... ... дамуының негізін
көрсетті. Арман құрылымы ... ... ... ... ... ... ... жоғарыда айтылған шөгінділер бойынша оңтүстік-
батыстан, солтүстік-шығысқа қарай созылған және №2, 13, 25, 35, 4 ... жеке ... ... ... ... ең ... ... белгілерге №2, 4 ұңғыларында
белгіленген. F1, F3, F4 тектоникалық бұзылыстармен шектелген және ... ... ... ие, бұл жерде жыныстардың құлау ... ... және де ... ... қарай бұл шама өседі. ... ... ... ... – 1430 м (I ... – 1440 (II ... және
де 1430 м (III блок) сәйкесіше мыналарды құрайды: 1000 м х 750 м; 1750 м х
900 м; 3125 м х 850 ... ... ... ... ірі ... иірімінен Р1,
тектоникалық бұзылыс арқылы бөлектенеді. Ең нақты олардың мүшелену сипаты
солтүстік-батыс бөлігінде көбірек ... (№2, 5 ұңғы ... және ... ұңғы ... және ... мәліметтердің жоқтығына байланысты ең азы
батыс бөлігі болып табылады. Жалпы ... ... ... ... төрт (IV) ... ... Ең ... №13 ұңғыма
орналасқан төртінші блокта болып табылады. Соңғы құрылымның негізгісі
бөлінген ... ... ... ... ... сулы ... болуына
байланысты бөлінген. Арман құрылымның негізгі бөлігін айтар болсақ, I және
III түсірілген блок ... ... ... ... II блок ең ... ие ... айта кеткен жөн. Ең жас шөгінділер бойынша соның
ішінде юра шөгінділерін ... ... ... ... ... ... ... жердегі күмбездегі аймақтар №13, 5, 35 ұңғымалары айналасында
шоғырланған. Құрылым триаспен ... ... ... ... ... ... жыныстардың құлау бұрышы 20-тан аспайды. F3 және ... ... ... ... юра ... ... олардың өлшеміндігін көрсетеді, осыған байланысты юра шөгінділерінің
жабыны бойынша ... ... ... олар орын ... ... Арман иілімдері өте күрделі сипатқа ие.
1.3 Мұнайгаздылығы
Арман кен орны 1979 жылы Қаламқас кен орнының батыс және ... ... ... нақтылау кезінде геологиялық ... ... ... ... ... ... №25 ... бойынша 1300-1320 м аралығынан (интервалы) мұнайдың фонтанды ағыны
алынған.
Арман кен ... юра ... ... мұнай және газ
кеніштері, Қаламқас кен орнымен салыстырғанда тіпті өзгеше сипаттқа ... ... ... ... бөлігінде шөккен юралық өнімділік VII
горизонттарда дәлелденсе, ал Арман кен орнында өнімді ... ... ... ... Онымен, негізгі мұнай қоры бар шоғырға ... ... ... ... Бұл ... жеті ... (№2, 5, 10, 11, 12, 9,
25) сыналған. Бұл кезде мұнайдың ... ... тек № 9 және ... ғана ... №9 ... ... аралығы 966-978м) мұнай
шығымы (дебиты) 20 м3/тәу компрессорлы тәсілмен ... ... №10 ... м)-41,6 м3/тәу құраған.
Су мұнай жапсар сынау кезінде мұнайдың өндірістік ағынын берген,
өнімді қабат табанына ... ... ... ... ... ...
9 ұңғыма ауданы үшін ол 922 м-ді құрайды, ал №10 ... ... ... ... су, мұнай жапсары (СМЖ) ескеріп шоғырдың биіктігі сәйкесінше
10,6м және 18м-ге тең. Шоғырлар-қабаттық, ... ... ... ... ... мұнайдың өндірістік ағыны Qn26=9,6м3/тәу-тен
Qn7=33,6м3/тәу-ке дейінгі шығымдарымен үш ... №9, 10 және 35 ... ... ... №11 ... ... мұнайлы қабатының табаны бойынша
белгісі – 1014,8 м деп ... бұл ... ... ... ... ... алынған. СМЖ-ң осы қабылданған мәнінде шоғырдың биіктігі
25 м-ге тең. Шоғыр-қабатты, күмбезді, литологиялық ... ... ... ... сыналмаған. ГИС мәліметтері бойынша
горизонт мұнай шоғыры бар деп ... №10 ... ... ... ... ... ... сәйкес (шекарасы) 1004 м
белгіде қабылданған.
Қабылданған СМЖ ... ... ... 10 м-ге ... горизонты I, II блоктардағы №25,12 ұңғыларды сынау нәтижесінде
газ шоғырлары анықталды. ... ... ... ... ... II ... 1014-1027 м аралығында (абсолюттік белгісі – 1036,6-1049,6
м) орналасқан №25 ұңғыманы сынау ... ... ... ... ... ... ... ГИС мәліметтері бойынша №13 ұңғы қабат-коллекторлары
өнімді қабат ретінде бағаланған. Газ алудың төменгі белгісі-1050,2 м тең,
ал ГСШ ... ... №25 ұңғы III ... ... ГИС ... ... ... №2 ұңғыда
белгіленген, бірақта ол сыналмаған. ГМШ №2 ұңғымасының өнімді горизонтының
табаны ... ... ... ... ... ... 1045,5 м
қабылданған. ГСШ-ң қабылданған ... ... ... биіктігі мыналарды
құрайды, II блок үшін-18 м, III блок үшін 8,6 м түрі ... ... ... ... экрандалған түрге жатады.
Ю-VI горизонттың өнімділігі III блокты сынау нәтижесінде дәлелденген.
ГИС мәліметтері бойынша шоғырдың II блокта да болуы ... ... ... және СМШ-ң блоғы бойынша мәндері келтірілген ГСШ II блокта каратажы
бойынша газды ... №13 ұңғы ... ... ... ... 7 м-ге ... блокта 1029-1034 м (абсолюттік белгісі: ... ... №2 ... ... ... ... газды факторына ие (5000 м3/м3)
Qnn=2,2 м3/тәу, Qгn=9200 м3/тәу ... ... ... ... ... ГИС ... ... нәтижесінде бекітілген 1053,5 м абсолюттік
белгідегі «газ-мұнай» бөлімін белгілеуге ... ... Су ... шекарасы-
1059,9 м абсолюттік белгідегі өндірістік мұнай ағыны №2 ұңғыманы сынау
кезінде өнімді қабаттың ... ... ... ... және СМШ-ң
қабылданған жағдайы кезінде шоғыр биімтігі 7,2 м-ге тең, ал газ телпегінің
биіктігі 1 м-ді ... ... ... ... бар ... ... ... II және III
блоктарда өнімді болып табылған. Төменде ГМШ және ... блок ... ... ... үш ұңғы сыналған: №9, №13, №25.
1065-1073 м аралығын (абсолюттік белгісі 1079,2-1086,2) сынау кезінде №13
ұңғыдан мұнай ... ... м ... ... ату ... мұнайдағы
газдың құрамы айтарлықтай ұлғайған. Газ ... 1500 ... тең ... ... бөлігі ГИС мәліметтері бойынша 1086,2 м ... ... ... қабатының табаны бойынша қабылданған.
Су, мұнай шекарасы ГИС мәліметтері бойынша 1127 м ... ... ... ... ... ... ... мәндері 1074-1085 м
(абсолюттік белгісі 1096,7 м) аралықта шығымы
Qn7=16 м3/тәу құрайтын ... ... ... №25 ... ... ... ... III блок 1065-1090 м аралығында (абсолюттік
белгісі 1088,5-1113,5 м) аралығында №2 ұңғыны сынау кезінде мұнайлы, газдың
Qгn=159800 ... ... ... ... ... ... ... ГИС мәліметтері бойынша 1094,7 м ... ... ... ... айқындалған, бұл сынау нәтижелерімен сәйкес келеді). Бұл ... ГМШ ... ... ... м ... ... ұңғыманың сыналған мұнайға қаныққан
қабатының табаны бойынша қабылданған, бұл №5 ұңғы сулы қабатының ... ... ... түрі ... ... тектоникалық экрандалған болып
келеді. Ю-VIII ... және III ... №2 ұңғы (II ... және №25 (III ... блок ... кезінде орнатылған мұнай шоғырына сәйкес келеді.
Гис мәліметтері бойынша №13 ... ... ... ... ... ... блок бойынша СМШ-ң сипаттамасы келтірілген.
II блок СМШ ГИС мәліметтері бойынша абсолюттік белгісі 1151,6 м болатын №13
ұңғын бойынша қабылданған 1108-1126 м ... ... ... ... осы ұңғыны сынау кезінде Qnком=17,2 м3/тәу шығымды сусыз ... ... м ... ... 1127,2-1137,2 м) аралығындағы №13
ұңғыны сынау кезінде Нор.дин =754,5 м кезіндегі Qn=22,1 ... ... ... осы блокта қабылданған сумұнайшекарасының мәніне тең екендігі
анықталды. СМШ-ң қабылданған мәні ... ... ... 20 м құрайды.
III блок 1115-1130 м (абсолюттік белгісі 1138,5-1153,5 ... №2 ... ... ... Qnком =8,8 м3/тәу шығымға тең мұнай
ағыны алынған. СМШ шарты түрде ... ... м ... ... болатын қабат-коллекторының табаны ... ... ... ... ... шоғыр биіктігі 3,8 м тең, түрі бойынша ... ... ... ... ... ГИС ... ... өнімді қабат горизонты
құрамында тек қана №13 ұңғымада (II ... ғана ... және ... ... ... 1156,2 м ... ... қабаттың ГИС
мәліметтері бойынша алынған және қабылданған мәнінде шоғырдың биіктігі 10,2
м тең.
Ю-Х ... ... үш ... яғни I, II, III блоктарда мұнай
шоғыры белгіленген өнімді горизонт ретінде қабылданған.
I ... ... ... №35 ұңғы ... ... тараған су, мұнай
шекарасы 1231-1237 м аралығы (абсолюттік белгісі 1202-1256,2 м) ... ... ... 1265,6 м ... Qn =1200 м3/тәу болатын мұнай
ағыны алынды. СМШ-ң қабылданған мәнінде 15,8 м құрайды.
II блок ... м ... ... ... №13 ... ... 1201-1211,2 м) шығымы Qnком=9,6 м3/тәу-ке тең. Мұнайдың өндірістік
ағыны алынды. СМШ белгісі осы сыналған ұңғы қабатының ... ... ... ... ... ... 9,8 м-ге тең.
III блоктағы мұнай шоғыры №2 ұңғы ауданында таралған. СМ бөлігі ГИС
материалдарында белгіленген және 1224,1 м-ге тең ... ... ... ... бұл мәні ... м ... ... м) аралығындағы Qnком =9,6 м3/тәу-ке тең шығымы бар. ... ... ... ... осы ... мәліметтерімен сәйкес келеді. Осы
қабылданған ... ... үшін ... биіктігі 12,4 м құрайды.
Шоғыр-қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған.
Ю-VII горизонты. Горизонттың өнімділігі үш ... ... ... негізгі бөлігі екінші блокта орналасқан.
I блокта мұнай шоғыры №35 ұңғы аймағында тараған СМШ шартты түрде ГИС
мәліметтері бойынша 1281,4 м тең, ... ... ... қабаттың
табаны бойынша алынған 1243-1262 м (абсолюттік белгісі 1262,2-1281,2 м)
аралығын сынау кезінде шығымы Qnком =9,6 ... тең ... ... ... ... ... ... жағдайы кезіндегі шоғыр биіктігі 20
м-ге тең.
II блок. ... ... №9, 13, 25 ... ... ... ... ... бойынша 1309,8 м-ге тең абсолюттік белгісі №9 ұңғысы
бойынша қабылданған. 1270-1283 м-ге тең ... ... ... ... ... 3 м-ге биік ... осы ұңғыны сынау кезінде Qnком
=21,4 м3/тәу-ке тең шығымды мұнай өндірістік ағыны алынған. ... ... ... ... м) және 1222-1249 м (абсолюттік белгісі
1244,6-1271,6 м) аралығындағы және одан да ... ... ... ... №25 ұңғы ... ... ... сәйкесінше Qn5=9,6 м3/тәу және
Qnком=41,6 м3/тәу-ке тең. ... ... ... ... №13 ... ... ГИС мәліметтері бойынша өнімді қабаттың өзіне қосады, ... ... ... осы ... ... ... ... аймағында
орналасқандықтан және сынау объетілерін санын минимумға дейін шектеу керек
болды. ... ГИС ... ... ... ... бекіту үшін ГИС
мәліметтері бойынша анағұрлым сенімдірек қабаттар ... ... мәні ... ... ... 78,6 м-ге ... ... Екі объектіні белгілеу ГИС мәліметтері бойынша №5 ұңғыдағы
жағдайларымен байланысты қабаттар сулы ... ... ... ... ... өнімді қабат-коллекторы гипсометрялық тұрғыдан жоғары болып шықты
горизонт құрамында сазды бөлімдермен бөлінген және ... ... А және Б ... қабаттарына сәйкес келетін екі есептеу
объектісі ерекшеленеді.
А қабаты. ГИС ... су, ... ... 1250,9 м тең ... №2 ұңғы өнімді қабатының табаны бойынша қабылданған. 1215-1222 ... ... ... м) ... ... ... осы ұңғыдан
мұнай шығымы Qnком =41,6 м3/тәу болатын өндірістік ағын ... ... ... жағдайы кезінде шоғырдың биіктігі 12 м құрайды.
Б қабаты. №2 ұңғыдағы су, мұнайлы шекарасы абсолюттік белгісі 1285,5
м болатын ... ... ... ... ... ... м
(абсолюттік белгісі 1273,5-1296,5 м) аралығында.
Ю-ХIII горизонтымен бірге шығымы Qn =54,2 ... тең ... ... алынған, СМШ-ң қабылданған осы мәні кезіндегі ... ... тең. ... түрі ... – қабатты-күмбезді, тектоникалық
экрандалған.
Ю-Х 1П горизонты. Горизонттың ... ... ... ... ... III блоктарда дәлелдейді. Блок бойынша СМШ-ң ... ... ... ... шоғыры №2 ұңғының маңайында тараған, қабат-
коллекторлары горизонттың ... ... ... және №35 ұңғыны 1312-
1317 м (абсолюттік белгісі 1331,2-1337,2 м) аралықта сынау кезінде шығымы
Qnком =3,6 м3/тәу-ке тең ... ... ... СМШ ... ... 1336,4м-ге
тең абсолюттік белгідегі берілген ұңғының ... ... ... ... ... мәні кезінде осы блоктағы шоғырдың биіктігі – 4,8
м-ге тең.
II блокқа осы горизонттың негізгі ... ... ... ... №13
ұңғы (перфорация аралығы – 1278-1303 м абсолюттік белгісі 1300-1308 м;
абсолюттік белгісі 1300-1308 м; ... ... ... м) ... ... ... ... Qn5 =72 м3/тәу және Qn5=35,8 м3/тәу-ті
құрайтын фонтанды ағын алынған. СМШ-ң сыналған №13 ұңғының ... ... ... 1330,6 м-ге тең ... абсолюттік белгіде қабылданған.СМШ-ң
қабылданған осы мәні кезінде шоғырдың биіктігі 30,8 м-ді құрайды.
II блоктың өнімді қабаттары тек қана №5 және №2 ... ... ... м ... №5 ... сынуа кезінде (абсолюттік
белгісі 1328,9-1334,9 м) аралығында. Мұнай шығымы Qnком =9,6 м3/тәу-ке тең
ағын алынды. №2 ... Ю-ХII ... ... ... ... қабаттың
табаны бойынша осы берілген СМШ-ң мәні кезінде шоғырдың биіктігі 41,2 м-ге
тең. ... түрі ... ... ... тектоникалық экрандалған болып
келеді.
Ю-ХIV горизонтты. Бұл горизонт тек №2-ші ұңғымада ғана ... ... ... ГИС ... бойынша №2 ұңғымадағы 1344,7 м болатын абсолюттік
белгісі қабылданған. Бұл ұңғыны сынау ... ... ... белгісі
1330,5-1339,5 м) аралығында мұнай шығымы Qn7=32,4 м3/тәу болатын ... ... ... ... мәні ... ... биіктігі 13,2 м-ге
тең.
1.4 Кеніштің энергетикалық ... ... ... ... қабат қысымын анықтау ұңғыларды меңгеру кезеңі мен бөлек оларды
пайдалану үрдісі кезінде жүргізілді. Зерттеулер ... ... ... ... ... ... статикалық қысымда өлшеу әдісімен
жүргізілді. Жеке жағдайларда орнатылған жинау ... ... ... ... өнімділік коэффициенті, өткізгіштік коэффициенті, скин-
фактор сияқты қабат ... ... ... ... ... ... және ... сұйықтың жинақталуын алынуынан тәуелді
болады.
Ұңғымалар бойынша қабат ... ... ... ... нұсқа сырты аймағы белсенделігінің сипаттамасын және білінетін
суарынды режимді орнату үшін ... ... ... ... бар ... ... үшін ... сырты аймағының қисыққа әсері қысымымен өсінен қарай
бастапқы аймақ түзуінен ауытқитыны байқалады.
Кен орның игерудің алғашқы ... ... ... ... сипаты
горизонттар бойынша негізінен №13, 14, 25 ұңғымаларынан алу ... ... Осы ... ... ... ... жаңа
ұңғымалар қысымы бастапқыдан төмен, бірақта №13, 14, 25 ... ... ... ... ... аймақтарында ашылды.
1999-2000 жылдары Ю-ХIII, Ю-ХIV горизонттарына сәйкесті айдаудың
әсерінеде тұрған №13, 14, 25 ... және 117, 122 ... ... өсуі ... қана табиғи режимде игеріліп жатқан және ... ... ... ... ... ... тұрақты қарқынды
қабат қысымының төмендуі байқалды. Жеке тектоникалық блоктың ... және ... ... аз ғана қоры бар №113 ұңғыда қабат
қысымын тұрақты төмендеуі байқалады.
Қабат қысымы динамикалық ... ... ... ... ... қабат қысымы бастапқы қабат қысымынан 1,8-5,24 МПа-ға (орташа
шаманың төмендеуі 3,2 МПа-ды ... ... және де жеке ... бұрғыланған (Рпл=8,56 МПа) №113 ұңғыдан басқалары ... ... ... жылы ұңғымалар бойынша қабаттың ағымды депрессиясы минималды
мәнінен 1,18 МПа (№121 ... 8,43 ... ... ... №25 ... ... ... құрайды. Өнімділік коэффициенті жоғарғы мәндерге ие ... ... ... 1,0-2,5 МПа, ... ... төменгі
мәндеріне ие ұңғылар жоғарғы депрссия кезінде ... ... ... ... ... ... ... көрсеткендей кейбір ұңғылар бойынша (№13, 14, 25, 108, 110) ұңғылар
оның төмендеуі байқалды. Уақытқа сйкес өнімділік ... ... ... және ұңғы өнімінің сулануының өсуімен сипатталады.
1.5 Кен орнын жобалау және игеру тарихы
Арман кен орнын пайдалану басы кезінде Қаламқас кен ... №25, ... ... (14) он төрт ... ... ... Үш ұңғы ... 11 ұңғы) концервацияда болды, жеті (7) ұңғы геологиялық ... ... ... төрт ұңғы (№1, 2, 5, 14 ) ... ... сынаудан кейін, үш ұңғының (№4, 6, 36) ... ... ... ... ... аралығынан тоғыз ұңғы бұрғыланып,
бес ұңғы (№1, 4, 6, 12, 34) мұнайлық нұсқасынан тыста ... кен ... ... ... ... ... сәйкес №13, 25,
35 бардау ұңғымаларының күрделі ... ... ... ... ... 1995 жылдың сәуір айында ең алғаш еңісті бағытталған №14
ұңғы бұрғыланды.
Төрт ұңғы бойынша мұнаймен ... ... ... ... ... және де ... параметрі туралы
жаңа мәліметтер алынып, өнімді горизонттар өндіру мүмкіндігі және ұңғыны
табиғи режимде ... ... ... ... ... ... ... Айта кететін жайт, алынған ұңғы жұмысының сипаттамалары
алғашқы сынау ... ... ... ... ... барлау ұңғымаларын сынамалы пайдалану аяқталған соң НИПИ
мұнай газ институты мен ... кен ... ... ... ... ... Республикасының мұнай кен орындарын игеру бойынша
орталық комиссиясымен бекітілді, (№1 хаттама, 13.06.96 ... және ... ... ... бар ... екі нұсқасы іс-
жүзінде енгізілді :
- төрт пайдалану объектілері бөлінді – Ю-VII, Ю-Х, Ю-ХII, Ю-ХIII
горизонттары ;
- Ю-II, Ю-VIII, Ю-IV, Ю-VIII, Ю- IХ, Ю-Х ... ... ... ... игеріліп жатыр;
- Halliburton фирмасының жабдығының қолданып ұңғыларды бір мезгілді
бөлек-бөлек пайдалану технологиясы бойынша ... ... ... бір ... игеру;
- тығыздығы 16 га/ұңғы бірқалыпты квадратты торды қолдану;
- су айдаудың аударылатын тоғыз нүктелі жүйесін қолдану;
- су айдау ... ... – 1997 ... су ... ... Ю-VII ... өндіру ұңғыларындағы түп қысымы
қанығу қысымының ... ... ... Ю-Х, Ю-ХII, ... өндіруші ұңғымалардағы түп қысымының қанығу
қысымынан 4 ... көп емес ... ... ... ... ... түп қысымынан қабатты гидро жару қысымынан
төмен 0,5 МПа ... ... ... ... ... кезенінде ұңғысы фонтанды пайдалану жоспарлануы,
ұңғының сулануы шамасына ... ... ... ... қолдана отырып пайдаланудың механикаландырылған
әдісіне көшу;
- айдау қажетті суды альб-сеноман ... суы, ... ... суларды қолдану;
Жеке ұңғымалар орымен игеруге арналған технологиялық сұлбада төрт
горизонттары Ю-VII, Ю-Х, Ю-ХII, Ю-ХIII ... олар ... ... ... - Ю-VII ... Ю-ХII ... Ю-Х және Ю-ХIII горизонттары.
Алғашқы геологиялық мәліметтерін және игерудің ағымдағы ... ... ала ... ... кен ... ... ... бөлінеді:
I-объект - Ю-VII және VIII горизонты;
II-объект- Ю-ХII горизонты;
III-объект- Ю-Х және Ю-ХIV горизонттары.
1.6 Кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының ... кен орны ... ... ... сәйкес игеріліп
жатыр. Кен орнының бұрғылану ... ... және ... төмендеуінің басталуымен сипатталатын игерудің үшінші кезенінде
тұр.
1.6.1 ... газ және суды ... ... кен орнынан 2001 жылдың басына қарай 1009 мың тн. мұнай, 1860
мың тн. сұйық, 101,3 ... ... газ ... ... қордың 15,9 %-ы
алынған, мұнайбергіштік коэффициенті 5,2 %-ды ... ... ... 72,4 %-ға жетті. Кен орны бойынша мұнайдың орта тәуліктік ... 50,1 ... ... ... ... ... өндіру игеруден бастап 1999 жылға дейін тұрақты өсті және ... ... ... ... мың ... ... ... кен орны негізгі әсер етуші энергия қабатты
жүйесінің серпімді күштері болып табылатын, табиғи ... ... ... ... орны бойынша игерудің негізгі технологиялық көрсеткіштері, бұл
жылдары жобадағыдан асып кеткен. 1995 жылы мұнай ... ... ... ... көп ... (7,8 %), 1996 жылы бұл ... 68,1 мың тн. құрады
(57,7 %), бұл негізінен жобадағы 117 т/тәу кезіндегі ұңғының орташа шығымы
129,1 т/тәу-ке тең болған және ... ... 1996 жылы ... ... ... 336 т/тәу-тен 360,3 т/тәу-ке артық жұмыс жасаған. 1997
жылы мұнай өндіру 189,4 мың тн. ... ... ... ... шыққан (290
т/тәу).
Бұл кезде мұнай өндіру ауыстырылатын ұңғытар (№13, 14, 25, ... ... ... 130,3 – 78,0 =52,3 мың ... ... % -ға асып түсті. Жаңа ұңғымалардан мұнай өндіру жоспардағыдан 59,1 ... = - 151,9 мың ... ... ... жоспарлы өндірудің орындалмау себебі негізінен жаңа ұңғылар
есебінен ... жаңа ... ... жоба ... 148 ... жаңа ұңғымалар жұмыс уақытының жоба бойынша 1425,7 т/тәу-тен ... ... ... ... ... 34,3 мың тн. ... ұңғымалар бойынша жұмыс көрсеткіштердің ауытқуының негізгі
себебі ретінде келесідей ... ... жаңа ... ... ... ... 1997 жылы бұрғылаудан жаңа
ұңғымаларды енгізу ... ... ... ... ... өндіру ұңғымасы орнына бес өндіру ұңғымасы ғана (№108, 103,
104, 110, 111) бұрғыланды және бір айдау ... ... ... ұңғымасы (№102, 105, 121) бұрғыланды;
- өндіруге алты (6) ұңғымасы ... №111 ... ... ... ... №102 ... айдаудан өндіруге
ауытырылды, №10 ұңғымасы барлауға енгізілді;
- жаңа ұңғымалардың орташа шығымының төмендуі ... №10 және ... ... яғни ... ... ... ... қайтарымды
горизонтта пайдаланылуға енгізілді;
- №104 ұңғыма тербелмелі станок қондырғысына ... ... ... ... ... қалды.
1.1 кесте – Арман кен орны бойынша мұнай ... ... ... бұрғылаудың
жобалық және нақты көрсеткіштері
|№ |Көрсеткіш ... |2000 |2001 ... ... | | |
| | | ... ... ... |нақты |
|1 |Мұнай өндіру, барлығы |мың т. |505,0 |255,8 |819,0 |227,4 |
| ... ... | | | | | |
| ... | | | | | |
| ... | |328 |220,7 |560 |227,4 |
| ... ұңғылар | |177 |35,1 |256 |0 |
|2 ... өнд. ... ... |7 |3 |7 |0 |
| ... | | | | | |
| ... ... | | | | | |
| ... ... | |7 |3 |7 |0 |
| ... ... | |0 |0 |0 |0 |
| ... | | | | | |
| ... обьектілерден | |0 |0 |0 |0 |
| ... | | | | | |
| ... | | | | | |
|3 ... ... | | | | | |
| ... жаңа ұңғылардан |т/тәу |141 |54,7 |204 |0 |
|4 ... ... | | | | | |
| ... |м | | | | |
| ... ... | |1933 |1811 |1716 |0 |
| ... ұңғыларынан | | |1987 | | |
|5 |Жыл ... ... | | | | | |
| ... қоры ... |18 |12 |25 |12 |
| ... ... ... | | | | |
| ... ... | |0 |1 |0 |2 |
|6 ... істеп тұрған | | | | | |
| ... ... ... |17 |12 |24 |14 |
|7 ... ... ... |дана |4 |1 |3 |0 |
|8 |Жыл ... ... | | | | | |
| ... қоры ... |5 |4 |8 |4 |
|9 ... ... тұрған | | | | | |
| ... ... қоры ... |5 |2 |8 |2 ... |Жұмыс істеп тұрған | | | | | |
| ... ... ... |167 |133,7 |208 |183,2 |
| ... ... | | | | | ... |Өнімнің орташа сулануы |% |38 |43.3 |47 |72,7 ... ... ... ... | | | | | |
| ... ... ... |104 |75,8 |110 |50,1 |
| ... ... | | | | | |
1. ... ... ... ... |2000 |2001 ... ... | | |
| | | ... ... |жоспар |нақты |
|13 |Сұйық өндіру, барлығы | |817 |451 |1542 |832 |
| ... ... |мың т. | | | | |
| ... | | | | | |
| ... | |639 |364 |1286 |832 |
| ... ... | |177 |88 |256 |0 ... ... ... бастап |мың т. |1456 |1037 |2999 |1869 |
| ... ... | | | | | ... |Игеру басынан бастап |мың т. |1052 |782 |1868 |1009 |
| ... ... | | | | | ... ... газ ... ... |30,0 |24,8 |49,0 |23,9 ... |Игеру басынан бастап |млн.м³ |66,0 |77,3 |115,0 |101,2 |
| ... газ ... | | | | | ... ... алу ... |% |5,0 |4,1 |10,0 |5,2 ... |МАК-нен алу қарқыны |% |8,0 |4,5 |14,0 |4,0 ... ... ... айдау |мың т. |1127 |357 |2079 |689 ... ... ... ... |мың т. |1694 |357 |3772 |1046 |
| ... ... ... | | | | | ... ... ... |мың т. |113 |67 |113 |76 |
| ... | | | | | ... |Алудың айдаумен | | | | | |
| ... |мың т. |92 |28 |103 |47 |
| ... | | | | | ... ... 1998 жылы 255,8 мың тн. құрап жоспардағыдан (505,0 ... 49 % ... ... Бұл ... ауысатын ұңғылардан мұнай ... ... =107,3 мың ... және 32,7 %-ға ... болды. Жаңа
ұңғымалардан мұнай өндіру 177-35,1 = 141,9 мың тн ... 80 %-ға ... ... ... орташа шығым 1998 жылы технологиялық
сұлба бойынша 89 ... ... 81 ... ... және олардың мөлшері 10-ға
тең болуы қажет еді. Жоспардың орындалмауының негізгі себебі өндіру ... ... ... ... табылады.
1998 жылы 97391-сағат күнтізбелік уақыттан жұмыс жасалған ... ... (83 %) ... ... ... сағат (17 %).
1998 жылғы ұңғыманың тоқтау себебін талдау айдаудың орталық ... ... ... ұзақ ... ... ... ... сағат (75 %). Жөндеу жұмыстарына (жер асты) және 1527 сағат
(9 %) шығындалды. Жөндеудің қажет ... ... 1122 ... (7 ... зерттеу жұмыстарына 616 сағат (4 %) уақытқа дейін тоқтатылды.
Жаңа ұңғымалар бойынша негізгі ... ... ... ... жылы жаңа ... ... жаңа ... енгізу
жоспардан төмен болды.Жоба бойынша жеті жаңа өндіру ұңғымалары бұрғыланып,
пайдалануға беру енгізуге қажет болды.Нақты ... ... бес ... ... ... ... ... үш ұңғыма ғана пайдалануға
енгізілді.
№116 және №117 ... ... ... табылды және геолгиялық
себептерге байланысты жойылды.Бұл кезде жаңа ұңғымалардың жұмыс күндерінің
орташа саны (214 тәулік саны ... 179 күн көп ... ... ... төмендігі:
Жобадағымен 141 т/тәу салыстырғанда орташа шығым 54,7 т/тәу 2,58 есеге аз
болды. Мұнай өндіру 1999 жылы 819,0 мың тн ... 227,4 мың тн ... жылы жаңа ... ... жоқ, ... жоба ... ... және үш айдау ұңғымалар бұрғылануы керек болатын. 1999 жылы 119637
сағат ... ... 108933 ... (91 %) уақытында ғана ұңғымалар
жұмыс жасады, ал ... – 10704 ... (9 %) ... бұл 1998 ... (8 %)-ға ... жылы ... ... (АО) пунктінің тоқталу ... ... ... ... 2797 ... айтарлықтай төмендеген
немесе жалпы тоқтау уақытынан 26 %-ға төмендеген. Жөндеуге шығындалатын
уақыт сол ... ... – 1703 ... (16 %), ... ... күту уақыты
айтарлықтай өскен – 5597 сағат (52 %).
Технологиялық сұлба ... бірі - әр ... ... (Ю-VII, Ю-XII, Ю-XIII) жаңа ұңғыларды перфорация көмегімен
ашып, игеруге енгізу болып табылады.
Перфорациямен ашу және ... ... ... ... ... ... созылған. Ұңғымалар қатарында үш горизонт
орнына бір немесе екеуі ғана перфорациямен ... ... ... ... немесе нашар коллекторлық қасиеттерге ие.
Бірақ та ең ... ... он екі ... ... ішінде
тоғызының потенциялды мұнай шығыны технологиялық сұлбаға ... ... ... шығымына тең немесе жоғары ... ... ... ... жағдайларында қабылданған жаңа ұңғымалардың
салыстырмалы ... ... ... ... ... ... шығымы және меншікті қоры жобадағыдан айтарлықтай төмен
болғаны белгілі болған кезден кеш ... ... та, ... ... ... бастапқы мұнай шығымына ие. Мүмкін болатын ... ... ... ... аз ... ұңғымалар да бар - №102, 104, 101 ұңғымалар.
Негізгі пайдалану объектілеріне кен ... ... ... ... 91 %-ға келеді, қайтарымды объектілерге алынған мұнайдың
9 % келеді. ... ... алу ... ... ... – 3,7 % ;
Ю-Х – 0,20 % ;
Ю-ХII – 26,0 %;
Ю-ХIII – 61,3 % ... ... ... ... игеру жағдайы келтірілген. Ю-
ХIII горизонты алынатын қор бойынша (негізгі ... ... ... ... ... 25%) және коллекторлық қасиеті бойынша
ең жақсысы және ең негізгісі болып табылады. 1995 жылдан ... №13, ... ... ... кейін игеруге берілді, ... ... ие және ... ... ... ерекшеленетін: бірінші аймақтың -
№108, №25 және екінші аймақ - №13, №14, №101, №103, 104 ұңғымалары бар ... ... ие. ... аз ... өткізгіштігі төмен
коллекторлардың ... ... ... ... бастапқыда серпімді режим
және еріген газ режимінде пайдаланылды.
1996 жылдан ... ... ... серпімді-суарынды режимнің білінуі
байқалды. 1998 жылдың ақпанынан бастап Ю-ХIII ... ... су ... және осы аймақ қазір тығыз- суарынды режимде жұмыс
істейді. Бірінші ... 1998 ... ... ... сулы ... ... ... игеріледі.
2000 жылдың басынан бастап горизонттан 545,6 мың тн ... ... газ және 594,4 мың тн. су ... ... сегіз пайдалану
ұңғымасы және екі айдау ұңғымасы жұмыс ... ... ... ... ... ... орналасуымен сипатталатын өндіру ұңғымаларын
бірқатарлы күмбезді орналасуымен сипатталады. Алынатын ... ... ... 1998 жылы 7,7 % құрады. Горизонт бойынша 81,2 % сулану ... ... 12,7 %-ды ... ... әсер ... жатқан екінші
аймақтағы ағымдағы мұнайбергіштік шамамен 90 % ... ... 26 % ... ... 1995 ... бастап №14 немесе №25 өндіру ұңғымаларын
пайдалануға енгізгеннен кейін, ... орны ... ... ... ... көп бөлігіне ие (44 %). Әлсіз
коллекторлық қасиеттерімен сипатталады.
Серпімді ... және ... газ ... ... Жеке ... ... ... байқалуы мүмкін.
2001 жылдың басында горизонттың 330,8 мың тн мұнай; 30,3 млн. м3 ... 52,3 мың тн. су ... ... он бір пайдалану ұңғымалары жұмыс
істеуде. Игеру жүйесі өндіру ұңғымаларымен бірқатарлы күмбезді орналасуымен
сипатталады. Алынатын қордың максималды алу қарқыны 1998 ... 3,6 ... ... 29 % ... ... 4,6 %-ға ... горизонты. 1997 жылдан бастап №13, №14, №25 ұңғымаларын
байланыстырудан кейін игерілуде. Алынатын ... ... ... ... ... және Ю-ХII ... 20 % кейінгі орынды алады. Коллекторлардың
ауданы бойынша анағұрлым шыдамды, бірақ өткізгіштігі төмен.
Серпімді ... және ... газ ... ... ... 2001 ... ... 40,3 мың тн. Мұнай 5,1 млн. м3 газ
және 6,2 мың тн. су ... ... алты ... ұңғымасы жасауда.
Игеру жүйесі жобалық тор ... ... ... тақталуына
байланысты дамымаған және де өндіру ұңғымаларының бірқатарлы күмбездік
орналасуымен сипатталады.
Айдау ... ... ... ... мұнай алу
қарқыны 1999 жылы 3,5 % ... ... 22 % ... ... 1,3 % -ға жеткен.
Ю-Х горизонты. 1998 жылдан бастап игерілуде оған бекітілген алынған
қордың барлығы 7 % -ға ғана ... Бұл ... №103 және де №117 ... да ғана ... ... болып табылған. Серпімді және еріген
газ режимінде пайдаланылуда.
2001 жылдан бастап горизонттан 2,2 мың тн. ... 0,14 ... ... ... екі ... ... бар. ... қордан максиалды
алу қарқыны 2000 жылғы 0,14 % -ды ... ... 0,3 %-ға ... қайтарымды қордан негізгі өндіру Ю-III және Ю-ХIV горизонттары
бойынша, ал ... ... ... бір ... екі ұңғымадан
пайдаланылуда.
Ю-ХIV горизонты. 1997 жылдан бастап №104 ұңғыманы ... ... ... Бұл ... ... ... аз ғана ... бірақ та Ю-ХIII горизонты да №109, №122, №117 st ұңғымаларымен ашылған
салалы ... ... ие. ... ... бұл ... серпімді және
еріген газ режимінде пайдаланылды. Су айдаудан кейін 1999 жылдың ... ... ... ... ... ... ... горизонт қорының 46,1 мың тн. ... және ... тн. су ... ... төрт ... ... және бір айдау
ұңғымасы жұмыс жасайды. Игеру жүйесі ... ... ... ... ... ... ... бірқатарлы күмбезді
орналасумен ерекшеленеді. Алынатын қордан максимады алу қоры 2000 ... %-ға тең ... ... 76 % ... ... 16,5 %-ға жетті.
Ю-III горизонты. №35 ұңғыманы пайдалануға енгізгеннен кейін 1995
жылдан бастап игерілуде.
Горизонт ... ... және ... газ ... ... ... бастап горизонттан 27.9 мың тн. мұнай, 2,3 млн.м3 газ
немесе 2,1 мың тн. су ... ... екі ... ... ... ... қордан максималды алу қарқыны 2001 жылы 4,3 % болған. 13
% ... ... ... 2,1 % жеткен. Егер кен орнындағы
жинақталған мұнай ... ... ... ... үлес ... ... 74 % -ы келетін төрт жоғары шығымды №13, №14, №25,
№105 ұңғымаларын айтуға болады.
Көріп отырғанымыздай алынған қор ... ... ... бір ... келітін меншікті алынған қор 115,5 мың тн-ға
жетеді.
2001 жылғы жағдай бойынша кен орнының 851,4 мың тн. су ... су ... ... 0,84 ... ... ... мөлшері 2000 жылы
56 мың тн немесе 20 %-ы өндірілді.
Ұңғыма өніміндегі су 1996 жылдың ... ... ... ... ... жылы 4 %-дан 21,4 %-ға ... ... 1998 жылы 43,3 %-дан 1999 жылы 72,4
%-ға өсті.
1.2 кесте – Ұңғылар бойынша өндірілген су мен ... ... ... Р/н ... ... ... |Қосымша |Ағымдағы сулану, % |
| | ... т ... су ... | |
| | | ... т |үлесі, % | |
| | | | | ... ... |
| | | | | ... ... |
|1 |10 |9888 | |0 |72,2 |72,2 |
|2 |13 |248472 | |0 |90,0 |90,0 |
|3 |14 |90531 | |0 |75,9 |75,9 |
|4 |25 |18846 |18846 |100 |16,4 |0 |
|5 |35 |2513 |1944 |77 |19,4 |100 |
|6 |101 |45074 |44849 |100 |65,3 |30 |
|7 |102 |44927 |44232 |98 |83,0 |55 |
|8 |103 |288150 | |0 |89,5 |89,5 |
|9 |104 |5172 |5005 |97 |47,1 |15,0 ... |108 |29552 |26989 |91 |40,1 |100 ... |110 |7228 |7228 |100 |28,9 |28,9 ... |121 |710 | |0 |50,8 |58 ... |122 |189428 |168367 |89 |89,8 |16,0 ... |117 St |20855 |13199 |63 |51,0 |24,0 ... ... кен ... ... ... судың шамамен 33 %
құрайтын қосымша су бар.
Қосымша су- бұл мұнайды ... ... ... пайдалы жұмыс
атқармайтын су. Ол ұңғымаға конус түзілімдері және ... ... ... болу ... ... ... перфорацияланған
аралықтармен бірге жұмыс істейтін ... суға ... ... ... ... ... ... болуы аз шығымды ұңғымаларда
өнімділігі ... ... ... ... қолдануға мүмкіндік
береді. Уақытқа сәйкес ұңғыманың сулану динамикасының сипаты ... ... ... ... ... ... ала ... қосымша судың
тоғыз өндіруші ұңғыма құрамында бар екендігі анықталды.
№13, №14, №103 ұңғымалары бойынша суланудың динамикасы су ... ... ... ... ... ... тартылатын қалыпты сулану үрдісіне
мән, уақыт бойынша суланудың бірқалыпты өсуімен сипатталады. №25, №108
ұңғымалары ... ... ... ... ... ... ... одан әрі қарай уақыт бойынша судың салыстырмалы пайызының өсуімен ... ... ... ... ... кен орнының ұңғымалары бойынша
қосымша судың келу көздерін анықтау бойынша талдау нәтижелері келтірілген:
№25 ұңғымадағы Ю-ХII b ... ... м ... қабат
режимінде келтірілген. Қабаттың мұнайға қаныққан бөлігі 1258,5-1272,4 ... ... ... болып табылады, суға қаныққан бөлігі 1272-1278,5
м аралықтағы төменгі бөлік; ... ... ... ... суға ... аралықтан келеді.Игерудің
бақылау бойынша кәсіптік-геофизикалық зерттеулер кешенінің мәліметтері
бойынша 22.05.1996 жылдан ... ... жылы Ю-ХIV сулы ... ... ... м аралықтағы тізбек сыртындағы ағынды белгіленген.
№101 ... Ю-ХIV ... ... м ... ... ... ... бөлігі 1354-1357,5 м аралықтағы қабаттың
жоғарғы бөлігі болып табылады, 1354-1357м аралығы перфорацияланған. ... суға ... ... ... ... ... келеді.
№101 ұңғымадағы Ю-ХII b горизонты 1280-1287,5 м аралығындағы қабат ретінде
келтірілген. Мұнайға қаныққан бөлік 1280-1282 м аралықтағы қабаттың ... суға ... ... м ... болып табылады,
пефорацияланаған аралық 1278-1285 м. Қосымша судың келуі перфорацияланған
суға қаныққан аралық ... ... а ... 1231,5-1241 м аралығындағы қуатты қабат ретінде
келтірілген. Мұнайға қаныққан ... ... м ... қабаттың
жоғарғы бөлігі болып табылады, ал суға қаныққаны 1238-1241м ... ... ... ... ... м.
Қосымша судың келуі перфорацияланбаған суға қаныққан аралықтан конус
түзілімдердің ... ... ... Ю-ХIV ... ... аралығандағы қабат ретінде
келтірілген. Мұнайға қаныққан бөлігі ... ... ... ... ал суға қаныққанның 1329-1331,5м аралықтағы төменгі бөлік
болып табылады. Қосымша судың келуі перфорацияланбаған суға ... ... ... түзілімдері әсерінен болады.
№101 ұңғымада Ю-ХIII горизонты аралығы 1310-1332,5м –ге тең болатын
қуатты қабат ретінде келтірілген. Мұнайға ... ... ... ... ... бөлігі болып табылады,ал суға қаныққандығы
1327,5-1332,5 м аралықтағы ... ... ... ... ... ... суға ... аймақ әсерінен болатын конус түзілімдері
есебенен болады.
№117 st ұңғымасындағы Ю-Х ... ... м ... ... ... ... қаныққан бөлігі 1550,8-1553,5 м аралықтағы
қабаттың жоғарғы бөлігі болып табылады, суға қаныққандығы ... ... ... ... ... ... 1550-1553 м қосымша
судың келуі перфорацияланбаған суға қаныққан аралықтан болатын конус
түзілімдері әсерінен ... ... Ю-ХIV ... ... ... ... ... келтірілген. Мұнайға қаныққан бөлігі 1320-
1328,5 м аралығында қабаттың жоғарғы бөлігі, ал суға қаныққан 1328,5-1341 м
аралығы ... ... блып ... ... суға қаныққан
аралықтан болатын конус түзілімдері әсерінен болады.
Егер ұңғыма өнімінен қосымша суды алып тастасақ ... ... ... болады: №25, №35, №101, №102, №104, №108, №110, №117 st ,
№121, №122 он өндіру ұңғыма ... ... ... 30 % және №1 ... ... 1,8 % құрайды. №13, №14 ұңғымалары бойынша суланудың
жоғарылығы заңды және Ю-ХIII ... ... ... қорды өндірудің
ағымдағы жағдайы мынаны көрсетеді, 90 % сулану кезіндегі мұнайбергіштік 26
% құрады.Бұл ұңғымалар Ю-ХIII ... ... ... дельто-салалы
дамуында жатыр. Осы аймаққа ғана су ... 1998 ... ... ... жатыр.
1.6.2 Ұңғылар қорының динамикасы
01.01.2002 жылында №10, №13, №25, №35 барлау ұңғылары жөндеу қалпына
келтіру жұмыстары жүргізгеннен ... ... ... №19 ... олардың орнауы бойынша 11 пайдалану ұңғысы № 14, 101, 103, ... 110, 111, 116, 117 st , 122 және төрт ... ... № 102, ... 121; төрт ... ... №1, 2, 3, 4; №111,116 және №117 ұңғымалары
геологиялық себептерге байланысты жойылды. Ұңғыларды бұрғылау 1995-97 ... 1998 ... ... 1996 жылы және 1999 ... жаңа ... жоқ, іс ... бар ... торын жобалықпен салыстыру
төмендегіні көрсетеді:
- бірінші қатардағы ұңғыманың ... 489 м ... ... 22 %-ға жоғары (400м);
- технологиялық сұлба бойынша қабылданған ұңғымаларды бұрғыланған
кері қайтарымды (№6, №10, №11, №14, №16, №18, №19, №22, №25, ... №37, №38, №39, №45) ... Ю-ХII және Ю-ХIII ... су ... ... сыртында болып шықты. Бұл ұңғымалар Ю-
VII горизонтын өндіру үшін қолданылатын алыс ұңғымалар ... ... ... Ю-VII ... жеке ... ... ... (№15, №34, №26, №35, №40, №202, №204, №206,
№208);
1.3 кесте – Арман кен орнындағы ұңғылар қоры
|Тәсіл |Ұңғы нөмірі ... |
| |Кен орын ... ... |23 |
| | | |
| | | |
| | | ... | ... | | ... | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| ... қоры |14 |
| |10, 13, ... 101, 102, 103, 104, |14 |
| |108, 110, 117st, 121,122 |14 |
| ... ... қор 10, 13, 14, 25, 35, 101,|3 |
| |102, 103, 104, 108, 110, 117st, 121, 122 |11 |
| | | |
| ... ... 10, 13, 14, 25, 35, 101, 102,| |
| |103, 104, 108, 110, 117st, 121, 122 | |
| | | |
| |10, 35, 104 | |
| |13, 14,25, 101, 102, 103, 108, 110, | |
| |117st, 121, 122 | |
| ... қоры |2 |
3. ... ... ... ... ... |
| ... ... ... ... қоры |2 |
| |105, 109 | |
| ... 1,2,3,4 |4 |
| ... 111, 116, 117 |3 ... ... ... ... жағдайдың өзгеруіне
байланысты шоғыр күмбезінде ... ... ... ... оның ... қарсы, себебі ұңғымалар ұңғымен жарылыстың бұзылу
арасындағы мұнай бөліктерінің қалмауы үшін, түсірілімнен 200 ... ... ... орналастыру керек.
Блоктарда орналасқан мұнай қорын игеруге ... ... ... қор ... ... ... жеке ... бұрғылау қажет.
Жобалық ұңғы торы әр қашан блоктарды жауып тұмайды және айтарлықтай ... табу ... ... жобалық ұңғымалардың орналасу орны, сонымен
қатар ұңғымалар арасындағы жобалық арақашықта өзгертуі ... және әр жаңа ... ... ... ... пайда болу үрдісі кезенде ұңғымадағы алғашқы мұнай шығымымен
ұңғыға ... ... ... меншікті қоры ... ... ... ... ... ... ... шығымы бұрғылауға жаңа
ұңғыларды енгізу салдарынан төмендеп отырды. Ол ... ... 1995 ... ... 214 ... ... 1997 жылы 156 ... дейін немесе 1998
жылы 135 т/тәу-ке дейін, айтарлықтай төмендеген. Бір ... ... ... ... қор ... барысында және және 1997 ... 204 мың тн. ... ... ... 111 мың тн, ал 1998 ... мың ... қорына 14 ұңғымасы бар. Олардың екеуі орнауы бойынша №102,
№121 айдау ұңғымалары өндіруге ауыстырылды. Кен орнындағы ... ... ... ... тәсілімен пайдаланылуда: ЭОТ ... ... және ... 3 ұңғы ... ... ... екі
ұңғы №105,109 ұңғымалары.
1.6.3 Қабат қысымын ұстау жүйесі
Мұнай өндірудің жоспарлы деңгейіне жету қабат қысымын ұстап тұру үшін
кен орны ... ... су ... Игеруге ұсынылған нұсқа бойынша
суландыру үшін айдаудың қажеттілігі 2004 жылы 1744 мың ... ... ... ... ... ... ... 1100 м3/тәу-ке тең
REDA фирмасының ... ... ... екі ... ... ... ұлғайту үшін қосымша плунжерлік сорап
қлданылуы мүмкін. Айдалатын су ... ... су ... ... беріледі және 152,4 мм диаметрі ... ... ... бойымен айдау ұңғымалары беріледі. Коррозиямен
күресу үшін ... су ... ... ... суға ... ... осылайша барлық қабат қысымының ұстау жүйесі тек ... ... ... ... болады.
Айдау ұңғымалары барлық пайдалану объектілеріне бірқалыпты су айдау
үшін алатындай етіліп ... Әр ... ... ... ... ... 1400 ... аралығынды өзгеріп отырады. Айдалатын судың ... ... және әр ... әр ... ... ... байланысты таралады.
Әр түлі горизонттарға суды ... ... үшін ағын ... ... Олар ... ... ... бойынша калибрленеді және
арналған горизонтқа қарсы ... ... ... ... ... ... ... қатар әр түрлі горизонттағы жеке су
айдау үшін қосарланған пакер қолданылуыда мүмкін (екі ... ... ... арналған пакерлер).Диаметрі 168мм болатын пайдалану
тізбегі кезінде диаметрі қолдануы мүмкін. Коллекторлық қасиеттердің ескеріп
айдалатын суға келесідей ... ... ... ... ... ... ... өнімдері 6мг/л
аспауы керек;
- темір тотығы 0,5мг/л-ден аспауы керек;
- еріген ... ... кем ... ... ... ... ... мөшері 104 жасуша/мл-ден
аспауы керек;
- күкірт сутегі мен көмірқышқылы болмауы керек.
Айдалатын ... ... ... ... сәйкес кен орнының
қабаттық суларына сәйкес болу қажет. Юра өнімді горизонттының қабаттарының
сулары ... ... ... ... метаморфизацияланған
ертінділерге жатады, сульфаттардың құрамы айтарлықтай бөлінуі және 3,3-21
мг/л дейінгі аралықта өзгеруі ... ... 177-275 мг/л ... жалпы
миниралдылығы 148-173 г/л дейін өзгереді. Метаморфизация, сульфаттылық
құрылымның гидрогеологиялық жабдықтығының коэффициенті сәйкесінше мыналарға
тең ... және ... ... ... ... құрамы бойынша өте күшті ... ... ... ... қабаттық жағдайда СаСо3 қанығуы керек. Су
айдаудың алғашқы кезенінде айдалатын ... ... көзі ... ... бар ... ... суарынды горизонттары болып
табылады. Бұл сулар Арман кен ... ... ... Су айдау
көлемін қамтамасыз ету үшін 1997 жылы бұл горизонттардан төрт су алу ұңғысы
бұрғыланды. Олардың екі ... ғана ... ... бұл ... 1100 м ... тең TG-7000 ... ... тепкіш
электросорап өондырғысымен жабдықталды. Су алу ұңғымаларынан алынатын ... 200мм тең ... ... ... су құрамындағы механикалық
қоспаларды сүзіп алатын торда сүзгі арқылы өтіп ... ... ... ... кезде өнімді горизонттағы мұнаймен бірге өндірілетін Юра
қабатының сулары ... ... ... ... ... ... және су алатын екі ұңғыма да мониторигтық зерттеуші қолданады.
Жоғарыда аталған хлор-кальций типті бор және юра сулы ... ... ... суларынан басқа аидау ұңғымасына, сонымен қатар ағынды
сулар да ... Ол ... ... ... ... және құрамы бойынша
минералдығы 157 г/л дейін болатын хлор-калцилі ... ... ... ... 2,5 мг/л ... өзгереді. Оны дайындау жабық жүйе
бойынша жүргізіледі.
Нұсқа ... су ... XIII ... екі ... ... №105 ұңғы 1999 ... ... бастап және №109 ұңғы 1999
жылдың мамырынан бастап. 2000 жылдың басынан бастап ... ... су ... ... ... ... қарай кен орны қабаттарына 1045, 4 мың м3 су
айдалды. ... ... алу ... 70,4 % ... Ағындағы
компенсация 116,4 % құрайды. Ю-XIV горизонтына 44,5 мың м3 су ... ... ... алу ... 17,9 % жетті. Ағындағы компенсация
26,4 % құрады.
1999 жылы ұңғымалардың максималды қабылдағыштығы ... ... №105 ... ... ... ... 7,8 МПа тең болған кездегі –
1740 м3/тәу;
- №109ұңғымасы бойынша 7,8 МПа тең ... ... ... 1146 ... XIII ... су ... №103, №13 ... (орталық бөлігі Ю-
XIV горизонтының жақсы дамыған коллекторы) және №14, №101, №104 ... ... ... ... Ю-XIV ... әлсіз
коллектор) орналасқан, екінші аймақта, жүргізіліп жатыр. Екінші аймақтың
және өндіру ұңғымалары және ... ... №25 ... бойынша мұнай
шығымының, суланудың, қабаттық және түп қысымының қисығын талдау ... ... ... Ю-XIV ... ... ... ... байланыста) ұңғыманың айдауға кері әсерін көрсетті мұнай
шығымының өсуі ... ... және түп ... ... ... 1999 жылы ... айында 318 м3/тәу-тен 1590 ... ... ... ... ... ... орталық ауданнан және 232мм-лік ... ... ... ... Олар ... ... ... Тестілік желі әр жеке ұңғымадан тестілік ... ... ... және ... газ, су бойынша шығым өлшеуге мүмкіндік
береді.Орталық өндеу қондырғысына жалпы коллектормен берілетін ... ... суды ... үш ... ... келіп түседі. Бұл жерде 0,414
МПа қысым және 480С ... ... ... ... мұнаймен газдың
айырылуы және 90 %-ға дейін, бас судың айырылуы жүреді. Бөлінген бос ... су ... ... келіп түседі, содан соң
теңестіргіш/буферлік резервуарға келіп басқа сулармен араласады және ... ... ... ... тұру үшін ... ұңғыларына айдалады. Суды одан әрі
бөлу үшін мұнай эмулсиясы қысымы 0,241 МПа-ға тең. Электростатикалық торы
бар ... ... ... ... ол 100с-ге дейін қыздырылады
және де электорстатикалық коалесценция әсерінен екі ... және ... Газ ... ... ... ... ... ал өндірілетін су
тұрақандырғыш резервуарына барады.
Мұнай одан әрі ... торы бар ... бұл ... ... ... ... ... Каспий
теңізінің суымен араластырылып жуылады және Р=0,005МПа кезінде ... ... ... газ ... ... ... ... беріледі.
Ал, тұз ерітіндісі ... ... ... ... ... ... ... Мұнай дегидрациялық мұнай ... ... 2000 м3 ... тауарлы мұнай резервуарына айдалады.
Бұл жерде мұнай сапа стандартына сәйкес ... ... ... ... ... ... үшін тауарлы кондицияға дейін
жеткізіледі. Тауарлы мұнай резервуарыдан бустерлі сораптар көмегімен LAST
комерциялық ... ... ... ... ... ... құбырына беріледі. Бұл жерде тауарлы мұнай көлемінің
шығымы және оның құрамындағы судың мөлшері ... ... ... жиналған тұрақтандырғыш резервуардағы су мұнайдан тұну
арқылы ... ... су ... ... ағып ... және де ... айдау ұңғымаларына айдау ... ... ... ... ... ... ... коллкторымен орталық өндеу
қондырғысына бағытталады. Аппараттардағы ... ... ... іске асырылады.
II айдау сорабын қосқаннан кейін. Осылайша айдаудың көлемін ... ... ... №13 ұңғымада түп қысымының 9,5 МПа-дан 10,2 МПа дейін
өсті, ал №14 ... ... түп ... ... ... дейін өсті,
суланудың 63 %-45 % дейін төмендеуі байқалды. №25 ... ... ... 3,1МПа-дан 4,1МПА-ға дейін өсті және мұнай шығымының 65,1-ден
87,7 м3/тәу дейін,суланудың 13 %-дан 7 %-ға ... ... ал №101 ... түп ... ... ... дейін өсті, мұнай шығымының 53-
54,2 м3/тәу-ке дейін өсті,суланудың 56-58 % дейін төмендеуі байқалды. Ал,
№103 ... ... түп ... 7,5 ... 8,8 ... дейін өсуі
байқалды. Алудың ағындағы компенсациясы ( айдау есебінен бұл кезінде ... %) ... ... ... №122 және №117 ... ... кері ... айдаудың басында (2000 жылы мамыр айында) немесе айдау
көлемінің 190 м3/тәу (2000 жылы шілде айында) ... ... №109 ... ... ... болған жақсы әсері түп қысымының ... ... 78 %-дан 64 %-ға ... ... ... 2000 жылдың
шілде айында екінші жартысында айдаудың әсері №117 ... түп ... ... ... және суланудың төмендеуімен байқалды.
Шілде айында айдау көлемін ұлғайтудан кейін №122 ұңғымасы бойынша түп
қысымы біршама ... ... ... және төмендуі басталды.
№117 ұңғымасы бойынша мұнай шығымы 16,9 м3/тәу-31,7 ... өсуі ... 60 % - 96 %-ға ... ... Ұңғы ... ... және ... жүйесі
Арман кен орнындағы ұңғы өнімін кәсіпшілік ішінде жинау келесі сұлба
бойынша жүзеге ... ... ... ... (34,5 МПа ... ҒМС ... ... орталық алаңда желіге әр 5 м сайын
орналасады. ... ... ... ... ... коррозия
ингибиторлары, парафин, тұз және асфальт-шайырлы-парафинді шөгінділерге
қарсы ингибиторларды қосуға ... ... ... ... 63,5 ... тең ... ... әр ұңғыдағы өнімді тасымалдайды.
Ағын манифольд блогынан орталық ... ... екі ... желісі
бойынша бағытталады. Диаметрі 152 мм-к тестілік желі 154 мм-к ... ... ... ... ... ауданнан және 232 мм-к коллектор
бойынша батыс аудандардан тасымалданады. Олар шамамен жер асты ... ... желі әр жеке ... ... айырғыштар арқылы сұйықты
өткізуге және мұнай, су, газ бойынша ... ... ... ... ... ... ... коллектормен берілетін жалпы өнім
алдын-ала суды ... үш ... ... ... ... Бұл ... 0,414
МПа қысым және 48 ºС температура кезінде сұйық ағынынан мұнай мен газдан
айырылуы және 90 %-ға ... бос ... ... ... бос су өндірілетін су тұрақтандырғыш ... ... ... теңестіргіш/буферлік резервуарға келіп басқа сулармен
араласады, одан әрі қабат ... ... тұру үшін ... ... одан әрі бөлу үшін, мұнай эмульсиясы қысымы 0,241 МПа-ға тең
электростатикалық торы бар айырғыш-жылытқышқа ... Бұл ... ол ... ... ... және де ... ... әсерінен екі
фазаға – су және мұнайға бөлінеді. Газ ... ... ... желісіне
бағытталып, ал өндірілетін су тұрақтандырғыш резервуарына барады. Мұнай
одан әрі ... торы бар ... ... бағытталады,
бұл жерде мұнай статикалық араластырғыш (миксер) арқылы ... ... ... жуылады және Р = 0,005 МПа кезінде мұнайдың сусыздануы
жүреді. Бөлінген газ төменгі ... ... ... ... Ал, тұз
ерітіндісі тұз ерітіндісін айдауға арналған сораптар көмегімен резервуар-
тұрақтандырғышқа қарай ... ... ... ... ... ... 2000 м³ болатын тауарлы мұнай ... Бұл ... ... сапа ... ... мұнай тасымалдау бойынша
«КазТрансОйл» ұлттық компаниясына ... үшін ... ... ... ... ... резервуардан бустерлі сораптар көмегімен LACT
коммерциялық есептеу түйіні арқылы өтіп ... ... ... ... Бұл ... тауарлы мұнай көлемінің
шығымы және оның құрамындағы судың мөлшері әрдайым өлшеніп отырады.
Аппараттардан жиналған тұрақтандырғыш-резервуардағы су мұнайдан ... ... ... су ... резервуарына ағып келеді және де ол
жерден ... ... ... сораптары арқылы айдалады. Резервуар-
тұрақтандырғышта ұсталған мұнай жинау ... ... ... ... ... жер асты ... ... іске асырылады.
Тестілік айырғыштардан суды ... ... ... ... ... барлық газ жоғарғы қысымдық
факелдік желіге беріледі. Бұл ... бір ... ... газ ... де деэмулсия қондырғысына келеді, одан әрі газ-ауалық компрессорға
кетеді. ... ... ... ... ... және ... да компоненттерді шығарып алу) келтірілгеннен кейінгі
газлың ... ... ... ... мен ... ... газо
турбасына беріледі. Жоғарғы қысымды және төменгі қысымды факелдік ... ... ... фракциялардың максималды жануын қамтамасыз ... ... ... ... ... өндеу қондырғысының қазіргі
кездегі конструкциясының қуатын ... үшін ... суды ... ... ... ... ... резервуар және
мұнайды алдын-ала дайындау үшін қажетті қосымша басқа да желілерде қолдану
қажет. Арман кен ... ... ... ету ... ... ... ... әр қайсысының қуаты 2,5 МВт-қа тең және ілеспе газбен
жұмыс істейтін «Солар» ... ... ... ... Электр энергия генератордан ... ... ... ... ... ... жеке ... және тұрмыстық
легерлерге электр желілерге арқылы беріледі. Екі негізгі ... ... ... ... энергиясының көзі-400 КВт-қа қуаты бар
дизелдік генератор және Қаламқас кен орнынан ... ... 750 ... ... ... ... ... Арман кен орнындағы ... ... ... ... ... ... кен орнын игеру, кен орынның игерудің технологиялық ... ... және ұңғы ... ... ... ... ... бойынша ұсыныстар негізінде ... ... ... ... жатқан пайдалану тәсілімен жабдықтың түрі Арман ... ... үшін ... болып табылады және одан әрі қолданылады.
Алғашқы кезенде барлық ... ... ... ... ... ... өндіру ұңғыларының қоры механикалық тәсілмен істеуде. Арман
кен орнының жобасын құрастыру кезінде өнімді Ю-II, Ю- III, Ю-VII, ... , Ю-X, Ю-XI, Ю-XII, Ю-XIII және Ю-XIV ... 23 ... ... ішінде 3 өндіру ұңғысы ШТС-р көмегімен, ал 11
батырмалы ... ... ... ... ... 2 ... 4 ... ұңғылар болып табылады.
Сұйықты жер бетіне көтерудің механиаландырылған әдісі кезінде сорапты
компрессорлы құбырлар тізбегінің диаметрі 73 және 89 мм ... екі ... ... ... ... ... (№10,35,104) және барлық
БОТЭС пен ұңғылардағы, яғни өнімділігі кем дегенде 650 м³/тәу-ке тең болған
кезде диаметрі 73 ... ... ... ... ОТЭС ... ұңғы ... жүктелуінің көбейюі, СКҚ-дағы қиыншылықтар тууы себебі
бойынша диаметрі 89 мм ... ... 89 мм СКҚ ішкі ... ... ... және ... болдырмау үшін ICO ... мен ... 66 ... ... СКҚ ... Айдалатын
сумен әрекетте болатын құбырлар аралығы ішкі қабырғасы Nap-Wrap сыртқы
пластиналық ... ... ... ... ... ұңғы ... ... өндірістік
қондырғыға-тасымалдауды қамтамасыз етеді.Сағалық қысым ретінде 0,690 МПа-ға
тең өнім жинау жүйесінің қалыпты жұмысын қамтамасыз ететін қысым.
Қолданылатын сұйықты жер ... ... ... ... ... ... шығымды, суланған терең және шығымы 75-1300 м³/тәу-ке тең
қисайған ... үшін және ... ... 500-2000 м-ге тең ... ... ... бойынша БОТЭС-ң қолданудың шарттары мынылар:
сұйықтың құрамындағы механикалық қоспалар - 0,1 г/л көп ... ... ... 25 %-дан көп ... ... ... г/л-ден көп
емес, қабатты судың сутектін көрсеткіші: 6-8,5 аралығында (pH). Сорапты
түсіру тереңдігіндегі, ... - ... ... ... ... және ұңғы ... ... режимін қосымша бақылау
үшін БОТЭС-қа терң манометр көрсеткішін берілген аралықтағы түптік қысымды
беріледі. 34,5 МПа ... ... ... ... ... (178мм
пайдалану тізбегі 73 мм СКҚ SEP cable ... ... SEP) ... көтеруді, саға саңылаусыздығын (кабелмен СКҚ-ны шығару), өнімді
беру және пайдалану режимін реттеуді, ... ... ... кері ... ... ... ... желісіне алып кетуді және әр түрлі технологиялық
операцияларды жүргізу мүмкіндігін қамтамасыз етеді.
Шығымы 75 м³/тәу-ке ұңғылардан мұнай ... ... ... ... ... ... ШТС қолданылады.Гидтер қисық бағытталған
ұңғылардағы ... ... ... ... болдырмайтын штангілерді
центрлеуді қамтамасыз етеді. Егер жоғарыда аталған әдістерде қолдану мүмкін
емес немесе ... ... ... жеке ... (мысалы: бір
горизонттан мұнай өндіру үшін ұңғыларды бір ... ... және ... ... айдау кезінде) ... жер ... ... ... үшін ағынды гидравликалық сорап қондырғысы
қолданылуы мүмкін. Бұл әдіс кезінде ... ... ... ... ... шамамен 30 МПа-қа тең айдалады, ол ағынды сорап түпте
депрессия ... ... ... ... ... ... арқылы жоғары
қарай жер бетіне көтеріледі. Жер бетінде мұнайдың ... ... ... ... ... ... жер бетіне көтеру үшін екінші рет
қолданылады.
Ұңғыларды аяқтау кезінде келесідей негізгі ... ... ... аймағымен горизонттарды байланыстыру үшін пакерлер
қолданылады. Пакерлерді оқпанға СКҚ-ға орната отырып түсіреді және
бірнеше горизонттарды бір ... ... ... барлық перфорация
аймағының жоғарғы жағына орналастыруға болады;
- перфорация аймағын ... ... үшін ... ... Бұл ... ... ... немесе
каратаждық кабел арқылы түсіруге болды;
- ниппель және ... ... мен ... және ... ... ... және ұңғыны толығымен уақытқа консервациялау
кезіндегі пакер мен ... ... үшін ... байланысты қамтамасыз
етеді. Өшіргіш (заглушка) диаметрі 0,234 см тең болат ... ... ... ұңғы ... ұңғы ... ... режимдерін және
игеру үрдісін бақылаудың талаптарын қанағаттандырады, сонымен қатар ... ... ... түп ... үздіксіз өлшеуге мүмкіндік
туғызады.
1.7.1 Ұңғыны пайдалану кезінде туындайтын қиыншылықтардың ... және ... ... ... ... ... кезінде мұнайдан бөлінетін газдың сораптың
бергіштігіне зиянды әсерін болдырмау үшін қабаттық ... ... ... ... Бұл үшін ... екі ... ... ОТЭС-ң төменгі бөлігіне жалғанатын роторлық газ айырғышты ... ... ... ... ... ... пен газ ағфнф
роторлық газ-айырғышқа енеді және де айналыстын әсерінен ... ... ... ... бөлінеді, газ ағынының орталық
бөлігі бойынша ... ал ... ... ... ... ... және ... ағынға айдалады, бұл әдісі газ құрамы 50 %
-ға дейінгі ұңғылармен жұмыс ... ... ... ... бар ... үстінде ұңғылық сұйықтың бағытталуы
үшін, яғни қозғалтқыштың дұрыс салқындалуы үшін ... ... ... аймағынан төмен орнатқан жөн. Ұңғының
ішіндегі көлемі айырғыш сияқты жұмыс істейді, төмен қарай ... жер ... ... ... ... ... болған
ұңғыларда ішкі беті жасалған ОТЭС ... Біз ... ... бар ... сораптың қысылып қалу мүмкіндігін
тудыратындықтан бандажды қолданудағы ұңғылар ... ... ... ... ... үшін сорапты штангылау
тізбегіне оларды жоятын, яғни СКҚ тізбегінің ішкі ... ... ... қыратын қырғыштар орнатылады. Қабаттық және айдалатын
судың жарылып өтуімен күресу үшін жеке ... ... ... ... ... қолданылады. Тампонаждау ... және ... ... ... кешеніедегі хлорлы-
алюминий тұздары негізіндегі тұтқыр серпімді құрамды болады.
Мұнай өнімін кәсіпшілік ішінде жинау құбырларын, ... және ... жер үсті және жер асты ... коррозиядан қорғау үшін коррозия
ингибиторлары мен электро химиялық қорғаныс ішкі және ... ... ... ... ... ... ... суды алдын-ала түсіру, пайдалану тізбектерін ұңғы сағасына дейін
цементтеу, сонымен қатар құбырларды ... ... ... қарастыратын іс-шаралар кешені қолдану қажет.
1.8 ОТЭС-қа арналған жабдықтарды таңдау және оның ... ... ... ... ... ... мақсаты – ОТЭС-пен жабдықталған ұңғыны
пайдалану үшін есептік жолмен жабдықтарды ... және оның ... ... ... ... қатар оның жұмысы кезіндегі электр энергиясының
меншікті шығынын анықтау . ... ... ... тізбегінің
сыртқы диаметрі D=168 мм; ұңғы тереңдігі Н=1423 м; сұйық шығымы (дебиті)
Q=180 ... ... ... ... ұңғы ... ... м3/тәу*МПа; сұйықтың кинематикалық тұтқырлығы (=2·10-6 м2/с; газ
факторы G0=200 м3/м3; ұңғы сағасынан сепараторға ... ... ... ... ... ... ... деңгейінің артықшылығы h=2 ... ... ... рс=0,1 МПа; ... ... ... ... Сорапты құбырлар диаметрін таңдау
Сорапты құбырлар диаметрі олардың өткізгіштік қабілеті және де кабель
мен ... ... ұңғы ... ... ... ескергенде)
орналастырылу мүмкіндігімен анықталады. Құбырлардың өткізгіштік ... ... әсер ... ((қ) ... ... ... және 0,99 ... өзгереді және негізінен диаметрі мен ұзындығынан
тәуелді. Әдетте құбырлардың П.Ә.К-н ... ... ... ... ... ... ... тұтқырлығына жақын (Т=293К кезінде (=1(10-6 м2/с),
қатты суланған мұнайлы ... ... ... ... алу үшін жиі
қолданатындықтан, бұл жағайлар үшін ... ... ... 100 ... арын ... ... тұрғызылған (1.1 график):
1.1 график – Сорапты құбырлардағы арын шығынының қисығы
Құбырлар диаметрін анықтау үшін ... ... ... ... ... болатын арын шығынының қисығымен қиылысқанға дейін
жоғары қарай ... ... ... ... соң ... қабылданған
П.Ә.К-нен (мысалы 0,97) көрсетілген вертикальмен 0,97 сызығының қиылысқан
жерінен ... ... ... табамыз. Қисықтардың құбырлардың әртүрлі
диаметрлерімен қиылысуы кезінде құбырлардың беріктігі мен олардың ұңғыда
орналасу мүмкіндігін ... ... ең ... ... ие ... ... 1.1 ... көріп отырғанымыздай сорапты құбырлардың
П.Ә.К-і (=0,97-ке тең болатын 60 мм-к құбырлардың өткізгіштік ... 200 ... тең ... Сәйкесінше d=60 мм құбырларды қабылдауға
болады.
1.8.2 ОТЭС-тың қажетті арынын анықтау
Қажетті арын ұңғының ... ... ... ... = hст+ (h + hтр + hг + hс ... hст = 500 м – ... ... (h = Q/К = ... = ... немесе 150 м-ге тең ағын теңдеуі ... ... 1-ге ... ... hтр – ... ... ... құбырлардағы сұйық
қозғалысы кезінде болатын үйкеліс есебінен және жергілікті кедергілерден
туатын арын шығыны; hг = 2 м – ұңғы ... мен ... ... ... hс – ... артық арын 0,1 МПа немесе 10
м сұйық бағанасы бойынша.
; ... L – ... ... ... м; L=hд + h. Бұл жердегі hд –
сағадан динамикалық деңгейге дейінгі арақашықтық, hд = hст + (h = 500 + ... 650 м; h – ... ... ... ... тереңдігі, ол осы
тереңдіктегі еркін газ мөлшеріне тәуелді және әртүрлі тәсілдермен жуықталып
есептелініп табылады. Біздің ... ... h=390 м ... L = 650 + 390 = 1040 м.
Бірфазалы сұйықтың құбыр бойымен қозғалысы ... ... ... ( ... саны Rе мен құбырлардың салыстырмалы
тегістігіне кs байланысты анықталады:
Re = (ср ( d/( = 14,7(10 Q/d( ... d – ... ... ішкі ... d=0,05 м.
Rе = 14,7(10-6(180/0,05(2(10-6 =26460
Құбырлардың салыстырмалы тегістігі:
кs=d/2(;
Бұл жердегі d – құбырлар диаметрі, мм; ( - ... ... ... (тұз ... және ... ... ... үшін (=0,1
мм).
Сонда алатынымыз:
кs = 50/2·0,1 = 250
Анықталған Rе және кs ... ... 1.2 ... табатынымыз:
(=0,028.
1.2 график – Рейнольдс саны мен құбырлардың салыстырмалы ... ... ... ... анықтауға арналған график
Үйкелістер мен жергілікті кедергілерден болатын арын шығынын келесі
формуламен анықтаймыз:
(4)
немесе 33,8 м ... ... ... ... ... қажетті арыны төмендегі өрнек ... ... = 500 + 150 + 33,8 + 2 + 10 =695,8 м ... ... ... таңдау
Пайдалану тізбегінің диаметрі және ұңғы шығымынан (дебитінен) ... ... ... ... 15 ... ал мүмкін болатын арынын
ескергенде 105 типті-өлшемді түрлері бар.
ОТЭС-тың сипаттамасын негізге ала отырып ... ... ... ұңғы
сипаттамасына және оның шығымына, қажетті арыны мен ... ... ... ... ... ... және сұйық бағанасы бойынша 695,8 м-ге ... алу үшін саты саны ... тең ... ... ... ... ... қисыққа сәйкес, бұл сорап және оның
жұмысының төзімділік аймағында бергіштікті Q=170-200 ... ... ... және де арын сәйкесінеше Нн=800-600 м сұйық бағанасымен
(1.1 суретте ... ... ... ... Q=180 ... алу
кезінде сорап сұйық бағанасына Нн=740 м-ге тең арын береді.
Сораптың сипаттамасын ... ... ... ... ... штуцер немесе ысырма (задвижка) көмегімен ... ... ... және де ... саты ... азайту арқылы
жуықтатуға болады.
Бірінші әдіс кезінде шығым (дебит) мен арын ... ... ... Q = f (Hн) ... ... Бұл әдіс бойынша П.Ә.К.
((н) төмендейді. Сондықтан П.Ә.К. ((н) ... ... ... ... ... ... ... табылады.
Қажетті арынды алу үшін сораптан алынып ... саты ... ... сурет – 1ЭЦН6-100-900 сорабының жұмыс сипаттамасы
Сәйкесінше 1ЭЦН6-100-900 сорабының 230-13=117 сатысы болуы ... ... ... ... ... ... ішіне арнайы тірекшелер
(проставка) орнатылады.
1.8.4 Кабельді таңдау
ОТЭС-қа арналған ... ... және ... ... ... Қима ... 25 мм² және диаметрі 32,1 мм ... үш ... ... ... ... ... пен ... ұзындығына
(шамамен 7м) қима ауданы 16 мм² және ... 13,1 мм ... ... аламыз. Кабельдің қима ауданы мен ұзындығынан оның ... ... мен ... ... ... 100 м болатын КрБК3х25 кабеліндегі электр энергиясының
шығыны (жоғалтуы) келесі формула бойынша анықталады:
,
(6)
мұндағы I – ... ... ... ток күші, I=70 А;
R – кабельдің кедергісі, ... 100 м ... ... мына ... ... ... ρt – Тк температурасы кезіндегі кабельдің меншікті кедергісі,
Ом·мм²/м; q – кабель саласының қима ауданы, q=25 мм².
Тк=313 К кезіндегі ... ... ... ... ... ... – Т=293 К ... ... ... ... – мысқа арналған температуралық коэффцициент.
Сәйкесінше кедергі R төмендегі формуламен есептелінеді:
R=100·0,019/25=0,076 ... ... ... ... ... ... бойынша мынаны
құрайды:
Кабельдің жалпы ұзындығы сорапты ... ... L=1040 м ... ... станциясына дейінгі арақашықтық (10 м) ... ... ... ... ... үшін ... 1100 м деп ... Қима ауданы 25 мм² болатын бұл кабельдегі қуат шығыны ... ... ... ... ... ... үшін ұзындығы 6,5 м болатын
жалпақ кабельді бір өлшемге кіші дөңгелек кабельмен ауыстырамыз, яғни ... 16 мм² ... ... ... ... үшін қажетті қозғалтқыштың қуатын келесі формуламен
анықтаймыз:
(8)
мұндағы (н = 0,5 – сораптың П.Ә.К-і (оның жұмыс сипаттамасы ... ... 12,32 кВт қуат ... ... ... қуаты мынаны құрайды:
Nп= 30,15+ 12,32=42,47 кВт.
ОТЭС-қа арналған кеңінен қолданылатын электроқозғалтқыштар мен
протекторлалдың ... ... ... ... 46 ... тең ПЭД-46-123 электроқозғалтқышын таңдаймыз, оның
диаметрі – 123 мм, ... – 6833 мм, ... ... – 110 мм ... – 1152 ... ... ... диаметрін анықтау
Қозғалтқыштың сорап пен көтергіш құбырлардың сыртқы диаметрі берілген
диаметрдегі пайдалану ... ... ... ... ... ... (1.2 ... келтірілген). Бұл жерде батырмалы агрегат және оған
жақын жатқан ... бір ... жүйе деп ... ... ... бірге деп қарастырылуы қажет.
1.2 сурет – Батырмалы агрегаттың, сорапты құбыр мен кабельдің ... ... ... ... ... және пайдалану тізбегінің жағдайын
біле отырып, агрегат пен ... ... ... ... ... Батырмалы агрегат қуатымен байланысты бұл кеңістіктен сорап пен
қозғалтқыштың негізгі өлшемдері тәуелді ... ... үшін және де ... пайдалану тізбегінде қысылып
қалу қауіпінің алдын-алу үшін диаметрлік кеңістікті тізбек диаметрі 219 ... ... ұңғы үшін 5-10 ... тең деп қабылдаймыз. ... ең ... ... ... пайдалану тізбегі мен рұқсат етілетін
кеңістіктің ішкі ... ... ... ... табылады.
Жалпақ кабельді ескергендегі агрегаттың негізгі диаметрі:
Мұндағы Dэд – электроқозғалтқыштың сыртқы диаметрі; Dн – ... ... hк – ... ... ... S – ... агрегатқа
бекітетін металдан жасалған белбеуше қалыңдығы. Біздің есебімізде Dэд =123
мм, Dн =136 мм, hк =13,1 мм, S = ... (22) ... ... ... мен ... кабельді қоса есептегендегі агрегаттың
негізгі өлшемі:
Мұндағы dм – 60 мм-ге тең сорапты құбырға келетін 73 мм-к ... dk - 32,1 мм – ... ... ... ... ... ... отырып, келесі формуласы бойынша алатынымыз:
Егер А max > D max ... яғни ... ... үлкен диаметрі кезінде
орын алса, онда агрегаттан жоғары 100-150 м-ге сорапты құбырдың А max < D
max ... ... кіші ... ... керек.
1.8.7 Автотрансформаторды таңдау
Автотрансформатор басқару станциясынан электроқозғалтқышқа дейінгі
кабельдегі кернеудің жоғарылауы мен ... ... ... ... ... ... және оның екінші орамындағы кернеу шамасын
анықтау үшін кабельдегі кернеудің құлауын (U ... ... r0 – ... ... ... ... Ом/км; х0 –
кабельдің индуктивті меншікті ... ... ... ... ... х0=0,1 ... cos( – қондырғы қуаттылығы ... sin( ... қуат ... IС=70 А – ... жұмысшы тогы; L = 1040 +
10 =1050 м немесе 1,05 км – кабель ... ... ... ... 10 м деп қабылданған кабель ұзындығы).
Кабельдің белсенді меншікті ... мына ... ... ( шамасы – ПЭД-46-123 электроқозғалтқышы үшін 0,82-ге тең, (=35°,
ал sin ( = 0,574.
Кабельдегі кернеу шығынын мына ... ... ... ... ... ... ... В мен кабельдегі кернеу шығынының қосындысына тең.
Екінші орамдағы кернеу бойынша автотрансформатор ... және ... ... ... ... кернеуді ескеріп клемманың орналасуын
анықтаймыз. Егер желідегі кернеу номиналдыдан (380 В) ... ... ... ... ... ... ... мына формуламен анықтаймыз:
Мұндағы Uсет – вольтметр бойынша желінің ... ... В; Uном ... ... ... В; U2 – ... ... орамындағы
кернеу, В.
465 В кернеулі ПЭД-46-123 ... үшін ... ... ... ... автотрансформатордың екінші орамындағы кернеу
(465+86)=551 В болуы қажет. Бұл ... ... орам ... 510 ... 682
В-ке дейін реттеуге болатын АТС-30/0,5 автотрансформаторы қанағаттандырады.
1.8.8 Бір ... ... ... кететін электр
энергиясының меншікті шығынын анықтау
Электрлік сорапты қондырғының энергетикалық көрсеткіштері ... ... ... ... ... ... ... табылады. Ол келесі
формуламен анықталады:
(10)
Мұндағы Н – сұйық беру биіктігі, Н=1040 м; ... ... ... ... ... П.Ә.К; (тр – құбырлардың П.Ә.К.; (н ... ... (дв – ... ... емес ... ... П.Ә.К; (к
– ұзындығы, қимасы, ток күші мен ... ... ... ... ... ... дейін өзгереді; (ав – автотрансформатор П.Ә.К, (ав = ... ... ... = 0,97( 0,5 ( 0,73 ( 0,83 ( 0,96 = ... ... меншікті шығыны төмендегі өрнек бойынша мынаны
құрайды:
Э = 2,73 ( 1040 ( 10-3 / 0,282 = 10,06 ... ... ... ... үшін ... ... энергиясының
меншікті шығынын салыстырмалы бағалау үшін 1 т сұйықты 1 м-ге көтеруге
кететін ... ... ... ... ... ... ол ... = 2,73 /(об = 2,73 / 0,282 = 9,68 Вт·сағ./т. м.
ОТЭС-пен 1 т сұйықты көтеруге кеткен ... ... ... ... ... ... ... ШТС-тен салыстырмалы түрде жоғары
болады.
1.8.9 Қысымның таралу қисығын ... ... ... ... анықтау ... ... ... ... ... ... ... жер бетіне
шығарудың тиімді әдісін анықтау, ұңғыны пайдалану режимін ... ... ... және ... ету ... ... мақсаты жұмыс істеп
тұрған ұңғыдағы қысымға тәуелділікті Р = f (Н) тұрғызу ... ... ... ... ... өнім ... есебін шешуді қажет етеді.
Ұңғыдағы газсұйық қоспасының қозғалысын гидродинамикалық есептеудің
реттілігі:
а) қысым ... ... ... ... ... ... тең етіп бөлеміз. Оның шамасы төмендегідей:
(11)
Сағадан төмен, тізбек қимасындағы бірнеше қысымды аламыз:
ә) ағынның температуралық градиентін есептейміз:
Мұндағы Тбқ - ... ... ... К ; Lбқ - ... шөгу ... м ; Qсұй - ... ... бойынша шығымы, м3/с.
Белгісіз температура және бейтарап қабаттың шөгу тереңдігі ... ... ... ... шамасын жуықтап келесі жуықталған
өрнекпен табуға болады:
;
одан әрі сағадағы температураны есептейміз:
б) ... Рi ... ... ағын ... Тi ... ... газсыздану үрдісі есебінің формуласы бойынша сәйкесті
жағдайлар негізіндегі әр қимадағы газ, мұнай, су және қоспалардың ... Тi) ... ... әр қимадағы сәйкесті Рi, Тi кезіндегі газсұйықты ... ... Qсұй i және Vсұй i-ді ... ... ... коэффициенті;
Vгв-қалыпты жағдайға келтірілген мұнайдан бөлінген газдың меншікті
көлемі;
д) сұйықты, ... ... ... ... ... ... ... бойынша есептейміз (әр қимада):
ж) саға нүктесіндегі, яғни Н = 0, Р = Рс, Т = Тс ... ... ... ал ... соң Рi, Тi шарттары бар әр ... (dP/dH) ... ... ... ... кері (dP/dH)i шамасын есептейміз;
и) Рi-1-ден Рi-ге дейінгі қысымдар диапазонындағы қоспалар ... ... ... ... ... ... ... төрт бұрыштар формуласы бойынша есептейміз:
Бұл кезде (dH/dP)о = (dH/dP)с.
Нi ұзындықтары Рi қысымдарына сәйкес төмендегідей болады:
ұңғыдағы газсұйық учаскесінің толық ұзындығы;
к) ... ... ... ... қоспаның қозғалыс
учаскесіндегі қысымдар Рi (Hi) профилін тұрғызады;
л) егер Lұ ( Lгсқ ... онда Ртүп ( Рқан және ... әрі ... ... ағын ... үшін ... Ртүп есептеу үшін мынаны қолдануға
болады:
Поэтман–Карпентер әдісінде негіз ... wcұй ... ... ... ... ... ұсынылған.
СКҚ-дағы қысымды есептеу теңдеуі:
мұндағы f – барлық тығындарды ескеретін жалпы корреляциялық коэффициенті.
Газсыздалған мұнайдың бірлік ... ... ... меншікті
салмағы Мқос, яғни мұнай, газ және судың салмағы келесі ... ... ... ... ... ағын қимасындағы
берілген Рi және Ti кезіндегі қоспаның меншікті көлемі Vқос, яғни мұнай,
газ бен ... ... ... ... табылады:
Қысым теңдеуіне кіретін қоспаның идеалды тығыздығы ... ... ... ... анықталады:
Енді сол Поэтман-Карпентер әдісін қолдана отырып ортадан тепкіш
электросораппен жабдықталған ұңғыдағы ... ... ... ... ... ... алғашқы берілгендерді дайындап аламыз:
Qсұй = 180 м3/тәу; ρм газ. = 850 кг/м3; βс= 0; μм= 12,8 ... Рс = ... μм қаб = 3,35 ... Тқаб = 336 К; Рқан = 9,2 Мпа; ω = ... Г
= 200 м3/м3; Lұ = 1423 м; ρг = 1,436 ... HСКҚ= Lұ; Dқ = 0,05 ... = 10,2 МПа; ... ... ... жүргіземіз. Ртүп > Рқан ... ... ... ең ... ... ағынының Рс-дан Рқан-ға
дейінгі бір фазалы ағынның учаскесінде жүргізіледі:
1) қысымның өзгеру қадамының шамасын ΔР = 0,1∙9,2 ≈ 0,92 МПа ... және де мына ... ... анықтаймыз:
Сәйкесінше, берілетін қысымның саны n =
9, ал ... мәні (12) ... ... және 1.4 кестеде келтірілген:
МПа; МПа; МПа;
МПа;МПа; МПа; МПа;
МПа;МПа;
,2 МПа;
2) ағынның температуралық градиентін (13) ... ... ... ... ... (14) ... ... берілген қысымдарға (1.4 кестені қара) сәйкес келетін ... (15) ... ... Vгв = f (P), bм = f (Р) графиктік тәуелділікте келтірілген қабат
мұнайы сынамасының бір рет ... ... ... ... ... ... (1.4 ... қараңыз) бөлінген газдың меншікті
көлемі мен мұнайдың көлемдік коэффициентін анықтаймыз:
1.4 кесте – ... ... ... ... ... ... МПа |Т, К ... шығымының өсуі п, % |83 ... ... ... ... |6 ... ... ... қысқаруы (Тж , сағ. |700 ... су ... Qсу, т |1500 ... жұмсалатын шығындар Рм , т • МЭ А |2,5 ... құны Цм, тг/т |1200000 ... ... өзіндік құны С1, тг/т |12500 ... ... ... ... адам |45 ... дайындауға және тасымалдауға кететін |455 ... Цт с, тг/т | ... Жаңа ... енгізгеннен кейінгі өнім өндіру көлемін
есептеу
Жаңа техниканы енгізуге дейінгі мұнай өндіру ... = q1 · Nұңғ · Тж · ... q1 – ... ... ... ұңғы ... т/тәу;
Nұңғ – жұмыс істеп тұрған ұңғылар саны, дана;
Тж – жұмыс істеп тұрған ... ... ... мерзімі, тәу;
Кп – ұңғыны пайдалану коэффициенті;
Тж =360 тәулік.
Q1 = 6 · 10 · 360 · 0,94 = 20304 ... ... ... әсерінен мұнай өндіру көлемінің өзгеруі:
(Qд = Тж · Кп · (q1 –q2);
мұндағы q1, q2 – ... ... ... және ... ұңғы ... = 11 тн.
(Qд = 360 · 0,94 · (11 – 6) = 1692 т/жыл.
Ұңғылар қорының жұмыс ұзақтылығының ... ... ... ... ... ... = q2 · ... q2 – жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі бір ... орта ... ...... ... уақытының қысқаруы, сағат.
(Qв = 11 · 700/24 = 321 т/тәу.
Пайдалану коэффициентінің өзгеруі салдарынан болатын ... ... = q1 · Тж · (Кп1 – ... = 6 · 360 · (0,96 – 0,94) = 43,2 ... ... ... ... өндіру көлемінің жалпы өзгерісі:
(Q = (Qк + (Qв + (Qд ;
(Q = 43,2 + 321 + 1692 = 2056,2 ... ... ... кейінгі мұнай өндіру көлемі:
Q2 = (Q + Q1;
Q2 = 2056,2 + 20304 = 22360,2 т/жыл.
2.2.2 Еңбек ақы ... ... ... ақы ... ... ... ... егер де
енгізілетін іс-шаралар жұмысшылар санының және де біліктілігінің ... ... ... = ... ... ақы · ... ... · Айлар саны ·
Аудандық коэффициент · ... ... · ... ... ... · ӨӨП саны;
Бұл коэффициенттер төмендегі 2.2 кестеде көрсетілген.
2.2 кесте – ЕАҚ есептеуге қажетті көрсеткіштер
|ҚР минимальді еңбек ақы, тг |9200 ... ... |ИТЖ |7,39 |
| |ӨӨП |5,95 ... саны |12 ... ... |1,1 ... коэффициент |1,14 ... ... ақы ... |1,25 ... ... адам |45 ... = 9200 · 7,39 · 12 · 1,1 · 1,14 · 1,25 · 4 = 511541,7 ... ... ... ... ақы – 106571 ... = 9200 · 5,95 · 12 · 1,1 · 1,14 · 1,25 · 41 = 42216035 ... ... келетін еңбек ақы – 85805 теңге.
ЕАҚ = ЕАҚ1 + ЕАҚ2 = 511541,7 + 42216035 = 47331452 ... ... ... әсер ету ... ... ... ... айдау ҚҚҰ цехының қуатын арттыруды талап етеді, ҚЖӘ ету бойынша шығындар
мұнай өндірудің ... ... ... Қуат мәні ... онда тек қана электр энергиясының шығындары ғана есептелінеді. Суға
кететін шығындар:
ЗэҚҚҰ = Qсу · Энв · ... Qсу – ... су ... ... – 1 мЗ суды айдауға кететін электр энергиясы шығынының нормасы,
23 кВт · сағ;
Цэ – 1 кВт · сағ. ... ... ... – 6,38 ... = 1500 · 23 · 6,38 = 220110 тг.
2.2.4 Қосымша материалдарға кететін шығындар
Мұнай өндірудің анағұрлым жетілдірілген механикалық әдісі үшін ... ... ... ... және ... ... ... екендігін
ескерген жөн. Бұл шараларды жүргізу қабаттың мұнай бергіштігінің түпкі
мәнінің өсуіне ... ... ... ... ... ... және т. б. ... алу үшін қосымша қаржы бөлуді қажет
етеді.
Шығындалатын ... = Рм · Цэ ... = 2,5 · 1200000 = 3000000 ...... кететін материалдар шығыны;
Цм – материалдың бағасы, тг.
2.2.5 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын шығындар
Мұнайды жинау, тасымалдау және дайындаудың көлемін жұмысшылардың ... ... ... ... жиі ... болады. Бұл жағдайда айдау
көлемінің өсуімен бірге, электр ... ... ... бу және мұнайды
өңдеу үшін қажетті материалдарға да қосымша шығындар талап ... ... ... = Qсу · Цсу;
мұндағы Qсу – айдалатын судың көлемі, мЗ;
Цсу – ... ... ... – 20 ... = 1500 · 20 = 30000 ... ... шығындарды есептеу
Мұнайды өндіруге кететін энергетикалық шығындардың өзгеруі ... ... ... қуат және ... ... ... өзгергендігіне байланысты анықталады. Осыған сәйкес, шараны
енгізгенге ... ... ... ... ... ... болғандықтан,
меншікті нормаларды ескере отырып, энергия шығындарын ... ... ... ...... ... есептеуге қажетті көрсеткіштер
|Жоспарланған мұнай өндірудің өзгерісі (Q, т. |2056,2 |
|1 т. ... ... ... ... ... |10,06 ... ... Э, ... | |
|1 ... ... ... Ц, тг. |6,38 ... = (Q · Э · ... = 2056,2 · 10,06 · 6,38 = 131972,6 ... ... технологиялық дайындау мен тасымалдауға кететін
шығындар
Бұл шығындар мұнай ... ... ... ... кейінгі)
пропорционалды өзгереді:
Зэтас = (Q · Сментас;
мұндағы (Q – ... ... ... ... ... ... – 1 тонна мұнайды тасымалдауға және қамтамасыз ... ... ... тг;
Зэтас = 2056,2 · 455 = 935571 тг.
2.2.8 ... ... ... ... асты және жер үсті ... ағымдағы жөндеу көптеген шығындарды
туғызады, сондықтан осы бап бойынша үнемдеу және шығындалуды ... ... ... ... жүргізіледі. 1 сағатқа тең ағымдағы
жөндеу жұмыстарына шығындалатын шығын S=1500 теңгені құрайды..
Зжөн =(Тж · S;
Зжөн = 700 · 1500 = 1050000 ... ... ақы ... ... ... ... ... – 10 %, ал жинақтаушы зейнетақы қорына –
10 % төленеді. ... – 20 ... ... = ЕАҚ · ... Т ...... төленетін төлемдер.
Т төлем = 47331452 · 0,20 = 9466290,4 тг.
2.2.10 ... да ... ... да ... шығындар ЕАҚ-ның 25 %-ын құрайды:
Збасқ = 47331452 · 25 / 100 = 11832863 ... ... ... жаңа ... ... ... есептеу
Арман кен орнындағы мұнайды алудың түпкі коэффициентін жоғарлататын
және де мұнайдың қайтарымсыз шығынын қысқартатын, ортадан ... ... ... ... жаңа ... жабдықты қолданудың жылдық
экономикалық тиімділігі төмендегідей анықталады:
;
мұндағы С2 – жаңа техниканы енгізу нәтижесіндегі ... ... С = ... + Зэм + Зсу + 3э + Зэтас – Зжөн = 220110 + 3000000 ... + ... + 935571 – 1050000 = ... ... ... = (С1 – С2) · Q2 ;
Э = (12500 – 11496) · 22360,2 = ... ... есептеулер нәтижелеріне сүйене отырып, ... ... ... ... қарастыратын жоба, экономикалық тұрғыдан
тиімді және де табыстылығы жоғары болып шықты (2.4 кестеде келтірілген).
2.4 кесте – Жаңа ... ... ... және ... ... көрсеткіштер
|№ |Көрсеткіштер ... ... ... | ... ... |
|1. |Жылдық мұнай өндіру, мың т |20,304 |22,360 ... ... ... ... т/тәу. |6 |11 ... ... ... ... тг. | | |
| ... ішінде: су айдауға |30000 |30000 |
| ... ... |3000000 |3000000 |
| | | | ... ... ... ... ... тг/т |12500 |11496 ... ... ... тг ... ... ... ... ... ... әдісіндегі
анағұрлым жаңа және жетілдірілген техника мен технологиясының ... ... ... ... ... бойынша калькуляция жасалып, жобаның
экономикалық тиімділігі анықталды.
Бұны келесі факторлар ... 1997 ... ... ... ... ортадан тепкіш сорапты қолданғаннан кейінгі орта тәуліктік шығым
40 %-ға ... ... ... ... ... 0,94-тен 0,96-ға
дейін өсті. Ал табыстың ... ... ... ... ... ... келер
болсақ, ол жаңа техниканы ... ... 12500 ... ... ... ... 11496 ... дейін төмендеген. Барлық шығындарды ескере
отырып, экономикалық тиімділік 22449640,8 тг-ні құрады. Бұл қарастырылып
отырылған ... ... ... ... ... ... ... ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
3.1 Батырмалы ортадан тепкіш ... ... ... және зиянды өндірістік факторларды талдау
Өндірісте еңбектің қолайлы жағдайларын ... ... ... ...... ... қауіпсіздігі
және еңбек қорғау қызметінің негізгі мақсаты болып табылады. ... ... және ... ... ... ... батырмалы
ортадан тепкіш электросорапты пайдаланған ... ... ... ... ... ... ... ... ұңғыға сорапты құбырлар
арқылы түсірілетін батырмалы агрегаттан (электрсораптан), ... ... ... ... ... және ... ... тұрады.
Электросорап, арнайы батырмалы, майға толы, ауыспалы тогы бар
электроқозғалтқыштан, қозғалтқышқа сұйықтың енуін болдырмайтын ... ... ... көп ... сораптан тұрады.
Батырмалы ортадан тепкіш электросорапты пайдалану кезінде, мынадай
өзіне тән жұмыстар атқарылады: ... ... ... ... ... бойынша жатқызу, сонымен қатар көтеру-түсіру операциялары,
өйткені онда желіні сорапты компрессорлы құбырлармен ... ... ... ... ... барабан механизмін рама-шаналарына қондырады, оның бүйірінде
барабан желісін бекіту үшін арнайы тіректері бар ферма ... ... ... ... ... бекіту үшін, рама-шаналарының
алдыңғы бөлігінде ... ... ... ... ... ... артқа
айналдыру үшін рама-шаналарының артқы бөлігінде накаттар қарастырылған.
Жұмыссыз жағдайда накаттарды тіректер ... ... ... ... ... ... лебедка блогы және басқару станциясы
орнатылған. Желіні желіжатқызғыш арбамен ораған кезде, оны ... ... ... ... ... ... барабан және
желімен бірге ұңғыма аумағында ... ... мен ... кәсіпорын
аумағында трактормен тасымалдауға мүмкіндік береді.
Жоғарыда аталған БОТЭС-тың қысқаша сипаттамасына тоқтала келе, ... ... ... ... және ... ... факторлар әсер
ететінін атап өтейік.
БОТЭС электр ... ... ... ескерсек, яғни одан туатын
қауіп ... ... ... ... құралдарын дұрыс пайдаланбауынан
болуы мүмкін.
Электрлік жарақаттардың пайда болуының мынандай негізгі жағдайлары
бар:
- электр тогына ... ... ... қол ... ... ... ... дұрыс емес ... қол ... ... ... ... емес ... ... ток жүргізетін
бөліктердің жерге тұйықталатын жерлерінің қасында болу ... ... ... ... ... ... аса ... орын алады.
Жабдықты дұрыс пайдаланбағанда, жөндеу жұмыстарын жүргізгенде ... ... ... ... ... ... туу мүмкін.
Тасымалдауға жабдықты дайындаған кезде, тасымалдаудың қауіпсіздік
ережелері сақталмаса, айналасындағы адамдарға қауіп және ... ... ... ... ... ... ілеспе газдар сияқты
және тағы басқа органикалық заттарды өндіру үрдісінде, қоршаған ... ... ... ... жұмыс орнында булануына және олардан
улануына әкеліп соқтыруы мүмкін.
3.2 Қорғаныс ... ... ... және ... ... ... ... мұнай өндіретін өнеркәсіптегі «электроқондырғыларды
орнату шаралары» және ... ... ... мен нұсқаулары» талаптарын қатаң сақтап отыруымыз керек.
Ток жүретін бөліктерге жақындау ... ... ... ... мен жер асты ... ... және тағы да ... жұмыстарды қондырғының өшірулі
күйінде ғана жүзеге асырамыз.
Трансформатордың кабелін, басқару станцияларын сол ... ... ... жерлендірмеге қосуымыз керек.
Қондырғыны басқару станциясының есігінің сыртында орналасқан «қосу»
және «тоқтату» батырмаларын немесе ... ... ... ... ... персоналдың басуымен қосамыз немесе өшіреміз.
Басқару станциясынан ұңғы сағасына дейінгі кабельді жер бетінен ... ... ... ... ... ... ... 1000 Ом-ға дейінгі қуатты
мегаллетрмен өлшейміз.
Басқару станциясының есігінде ... ... ... оның ... ... ... электротехникалық қызметкерде болады.
Ұңғы сағасынан шығатын сауытталған кабель трассаның әрбір 50 ... ... ... ... ... ... төсейміз.
Кабельде көтеру-түсіру операциялары кезінде қандай да бір жұмыстарды
жүргізуге болмайды.
3.2.1 Өндірістік санитария
Өндірістік ... ... ... ... ... ... сумен қамсыздандыру жүйесіне және
канализациясына, қосалқы құрылыстарға арнайы талаптарды ... ... ... ... ... және ашық жерде
деп бөлуге болады. Стационарлық, яғни операторлық күркені жылыту кәсіпшілік
ішіндегі газбен жылыту жүйесі арқылы және ... ... үшін ... ... ... ... ... жұмысшылар тобы үшін кәсіпшіліктің әрбір
учаскесіндегі әкімшілік ғимараттары орналасқан. Онда ... ... ... ... ... душ ... ... арналған
бөлмелер, таза және арнайы жұмыс киіміне арналған киімілгіш шкафтар және т.
б. кіреді.
Химикаттар дайындау және олармен жұмыс ... ... ... ... ... кию керек.
Электросораптар орналасқан территорияда әртүрлі жарықты талап ететін
едәуір алаңды (100х100) орналасқан әртүрлі ... мен ... ... ... ... территорияны прожекторлы жарықтандыру
және әрбір жұмыс орны, бөлмелерде жергілікті ... ... ... ... ... жарықтану территориясы әуе
сымдарымен, тіректерімен айтарлықтай аз үйіріліп тасталады.
Жарықтандыру территориясында тым жағымсыз ... ... ... ... қарауға кедергі жасайды. Бірақта олардың қондырылу орнын,
иілу бұрышын және қондыру биіктігін ... ... онда олар ... ... ... тепкіш электросораптармен ... ... ... ... ... сораптардың қондырғыларын пайдаланудың, демонтаждаудың,
монтаждаудың ... ... ... ... ... ... және ... қондырғыларды пайдалану кезіндегі
техника қауіпсіздігі ережелеріне» сүйене отырып орындалады.
Жобамен ... ... ... ... ... ... ... бекітілу беріктігін, жер үсті электрожабдықтың
байланысын тексеру және ток ... ... ... ... ... ... кезінде қондырғының, рубильниктің токтан
ажыратылуы;
- трансформатордың (автотрансформатордың), басқару станциясының және
желінің қорғанысы жерлендірілген болуы;
- ұңғының шегендеу тізбегінің ... ... ... ... қосылуы;
- басқару станциясындағы релелі аппараттарды және ... ... ... ... ... ... ... тексергенде және
монтаждағанда қондырғының өшірілуі және оны біреуінің ... ... ... ... екі ... ... ... станциясынан ұңғы сағасына дейін, арнайы тіректер арқылы жер
бетінен 400 мм ... ... ... ... ... ... тұрған кезде оған қол сұғудың болмайтындығы;
- қондырғының оқшаулану кедергісінің шамасының 1000 В-қа дейін ... ... ... ... ... ... және ... ток желісінің ажыратылуы;
- батырмалы агрегаттың бөліктерін қосқан кезде, шлицті муфтаны қолмен
ұстаудың ... жер үсті ... ... ... ... қарауды және батырмалы электорсораптардың электрожабдықтарын
жөндеуді тек қана электромонтердің жүргізуі;
- ... ... ... ... ... ал ... ... бекітілген кронштейндегі шынжырдың көмегімен желілік роликтің
ұстатылуы. Бұндай операция жүргізіліп жатқан жердегі алаңның қоршалған
болуы және түсіру-көтеру қондырғысының баспалдағы ... ... ... ... ... ... ... арқылы
өткізілетін желі мұнараның элементтеріне, үшаяқтың (треноганың)
мачтасына тимеу.
Ұңғының ... ... ... ... ... ... орындаған жөн:
- батырмалы сораптағы электрожабдықты токтан ажырату;
- сорапты түсіру жылдамдығын 0,5 м/сек-тан асырмау;
- желінің көтеру құбырлар тізбегіне бекітілуі;
- ... ... ... және оны ... ... түрде
жүргізілуі. Ұңғы сағасында батырмалы электрлі ортадан тепкіш сорапты
сынау барысында, желіге қол ... ... ... тасымалдамау;
- ұңғы сағасында батырмалы электрлі ортадан тепкіш сорап ... ... ... ... ... тепкіш сораптармен жабдықталған ұңғыларды
қалыпты пайдалану ... ... ... газ алу үшін ұңғы
сағасынан құбырдың тартылуы және сораптың беруін ... үшін ... ... болуы.
3.2.3 Электр қауіпсіздігі
Кернеулі токты бөлікке адам жақындаған жағдайда, оны токтың әсерінен
ажырату керек, егер ол оны өзі істей алмаса, ... ең ... ... ... ... болып табылады.
Егер кернеулі қондырғыдан тез ажырату мүмкін болмаса, зақымданғанда
токты бөліктерден тарту ... 1000 В-қа ... ... ... оның ... ... ... немесе
электр сымының оқшауланған бөлігімен тартып алуға рұқсат беріледі.
Көмек көрсетуші өзі токқа түспеуі үшін, өзінің қолдарын ... ... Ол үшін ... ... шарф қолғап және т. б.
пайдалану қажет. Сонымен ... ... ... өзін жерден изолирлеуі
қажет. Ол үшін алғының астына ... ... ... ... ... өзінің киімін тастау қажет.
1000 В кернеулі ... ... ... ... ... ету ... ... қолғап киюі керек, содан
кейін токты бөліктен зақымданушыны босату керек.
Жөндеу жұмыстарын бастауға ... ... ... сөндіріледі,
ал қосатын қондырғыда «адамдар жұмыс істеп жатыр» деген жазбалар ілінеді.
Кезеңдік жұмыс істейтін ... ... ... қосылатын ұңғыларда
жетекті өшіру және сақтандырғыш плакаты іліну тек жөндеудің алдында ... ... ... ... ... ... да міндетті түрде жүзеге
асуы қажет.
Жерлендірілген электроқондырғы үшін ұңғының кондукторын пайдалану
керек.
3.2.4 ... ... ... ... ... ... ашық ... алдын
алатын шараларды қабылдау қажет. Ұңғыны игергенде және сынағанда, жерлердің
құлауын ... ... ... және айдау ұңғыларының ... және ашық ... ... саға жабдығына сәйкес
жүргізілуі тиіс.
Жобамен төмендегілер қарастырылады:
- мұнай мен суды ... ... және ... ... толық
саңылаусыз болуы;
- лақтыру желісінің жарылу жағдайы кезінде, ұңғы ... ... ... ... ... қоспаны тасымалдайтын құбырларды ішкі және сыртқы
коррозиядан қорғайтын бетпен қаптау;
- ТӨҚ-ның, СС-дың, ұңғының түсуін ескеру;
- ұңғыдан топтық ... және ... ... ... өртке қарсы
қашықтық 40 м-ден кем емес болуы;
- топтық ... ... ... ... ... 100м ... ... арасындағы қашықтықтың 3 м-ден кем болмауы;
- газдалған аймақты аптасына 1 рет тексеру;
- қысыммен жұмыс істейтін жабдықтардың және демалу, реттеу ... ... ... ... ... мен ... ... оқшауландыру;
- ұңғы қондырғыларының, сораптардың бұрандамаларының жағдайын бақылау;
- жанармайларды арнайы белгіленген жерлерде сақтау;
- мұнайды қыздыратын пештердегі температураны реттейтін қондырғылардың
бақыланып ... ... ... және ... ... ... ... климаттық жағдайларда қауіпті жұмыстарды тоқтату;
- өрт болған жағдайда жұмысшыларды қауіпті аймақтан алып ... ... ... ... асуы.
Жобада өндірістік ғимараттар мен жабдықтар территориясына қойылатын
төмендегідей ... ... ... өндірістік объектілер, сонымен қатар өндірістік ғимараттар
территориясының таза және жинақы болуы;
- өндіріс және ... ... ... ... ... ... ... және өндірістік
қалдықтармен ластанбауы;
- өндірістің ... ... ... ал тез ... пен ... ... жерлер ұқыпты тазаланып, құммен немесе грунтпен
көмілуі;
- МГӨБ-ның әрбір объектілерінде майланған ... мен ... ... бар ... болуы;
- өрт-жарылыс қауіпті алаңдар мен объектілер және ... ... ... ... 5 ... кем емес ... дейін
шабылуы;
- топтық қондырғылар, жеке және топталған резервуарлардың ... ... де әр ... дұрыс болуы;
- объектілердегі таңба-көрсеткіштердің түнгі уақыттарда жарықтандырылуы;
- өрттік гидранттардың қатып қалмауы үшін ... ... ... ... ... ... ... қоймалар территориясында
темекі шегуге тыйымның салынуы. ... ... ... ... ... жазулардың болуы;
- топтық қондырғы және басқа да аймақтарда от жағуға, шөпті, ... ... ... ... гидранттар мен өрт сөндіру құрылғыларына баратын
жолдар, өткелдер, сонымен ... ... мен ... ... аралықтарда материалдар мен бөлшектер, жабдықтар және
басқа да заттардың жиналып, жолды ... ... ... ... ... арнайы рұқсат арқылы жүзеге
асырылатындығы. Автокөлік, тракторлар мен басқа да агрегаттардың жалын
өшіргіш, өрт сөндіргіштермен жабдықталуы;
- сорапты ... ... ... және ... пунктіндегі, тауарлы
резервуарлар паркінде және өрт-жарылыс ... ... мен ... жарықтандыру үшін факелді, сіріңкені, балауыз ... ... және тағы ... ашық өрт ... ... жабдықтардың саңылаусыздығына қатаң түрде бақылаудың жасалуы, егер
саңылау анықталса, оны жоюдың шаралары қарастырудың ... ... ... ... құбыр желілерін, ысырмаларды жылыту тек қана
бу және ыстық судың қолданылуы негізінде жүзеге асырылуы;
- өндірістік объектілер мен ... ... ... жасалған құрылымдар), өрттен қорғайтын ... ... ... арнайы киімдерді ғимараттың арнайы киім сақтауға арналған жеке
шкафтарында сақтау;
- мұнаймен, тез ... ... ... киімдерді кептіру үшін бу
құбырларына, радиаторларға, ... ... ... ... жылу түзуші құрылғыларға жаюдың болмайтындығы;
- едендерді, қабырғаларды, сонымен ... ... ... және ... ... мен тез ... ... сұйықтарды қолданудың
болмайтындығы;
- мұнайы бар резервуарлар мен аспаптарды қараудың табиғи жарық ... ... ... ... ... жұмыс орындарына арналған,
кернеуі 12 В-тан ... ... ... қорғалған, қозғалмалы шамдар
көмегімен жүргізілуі;
- резервуарлар мен ... ... ... ... ... ... ... аспап немесе резервуардың ішіне қосулы күйде
енгізілуі;
- әр телефондық аппаратта өрт пайда болуы кезінде, өрт ... ... ... ... көрсетілген кестенің болуы және т. б.
Статикалық ... ... ... ... ... істен шығуына өндіріс бойынша бас энергетик жауап ... ... ... ... жылына бір реттен кем емес болуы
қажет. Бұл ... ... ... ... ... ... жабдықтар мен құбыр желілері, сонымен қатар эстакадалар мен
арналардағы сыртқы құрылғылар ұзындығы ... ... ... ... ... ... ... ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
4.1 Мұнай кәсіпшілігінің биосфераға әсерін талдау
Қоршаған орта мен пайдалы қазбаларды ... ... ... ... ... және ... газ және газоконденсатты кен
орындарды игеру кезіндегі әртүрлі ... ... ... ... етуде болып отыр.
Қазақстан Республикасының табиғатты қорғау заңы және ... ... ... сәйкес жер қойнауы (геологиялық орта) деп кен орынды
игеру ... әсер ... және ... компоненттерімен, қоршаған
ортаның басқа да нысандарымен ... ... ... ... ... бөлігін айтады.
Жер қойнауының қалындығын мұнай өндіруші құрылымдардың (ұңғылардың)
таулы массивке ену тереңдігімен және ... пен ... бет ... ... әсер етулерді қоса есептеу арқылы анықтайды. Техногендік
әсер етулерге реакциясымен, қасиетімен, ... ... ... оны жобадағы жер қойнауының компоненттеріне
мыналар жатады: тау жыныстары; топырақ ... ... жер ... жер ... ... ... ... қойнауының құрамдас бөліктерінің жүйесі жоғарғы және ... ... ... келесі компоненттер кіреді: топырақ бөлігі; уақытша
сулардың түзілімдері; техногенді ... және ... ... ... және ... геологиялық үрдістер; инфра құрылымның
техникалық нысандары, ... ... ... және ... ... орналасу орны; суға қаныққан және суды ұстайтын жыныстар.
Төменгі бөлікке келесі ... ... ... ... ... ... болатын жыныстар, осы жыныстарды қанықтыратын сулар,
өнімді горизонттың ... ... газ, ... суы, ... және ... үрдістер; инфрақұрылымның нысандары, оның ішінде суалатын
ұңғылар, қалдық ... ... ... ... ... ... ... шаруашылық
жұмыстың қозғаушы күші арқылы жүргізіледі. Жер қойнауы мен ... ... ... ... кен ... ... ... қоршаған
ортанының басқа нысандарына – атмосфераға, гидросфераның бетіне, флораға,
фаунаға әсер етулердің ... ... ... ... ... ... олар кен орын ауданындағы қоршаған ортаға
техногендік әсер етулердің салдарының жиынтығын көрсетеді.
4.1.1 Кәсіпорынның ... ... әсер ... ... ... кен ... ... кезіндегі кәсіпорынның әсер етуін бағалау
үшін атмосфераға шығарылған ... ... ... ... ... ... жатқан кәсіпорынның атмосфералық ауаға әсеріннің көзі
технологиялық құрылғылар, ... ... және ... ... мен ... ... ... Техногендік құрылымдар қоймалардан
ұшып шығатын жеңіл көмірсутектер де сыртқы ортаны ластайды.
4.1.2 Атмосфераға әсері
Қабаттық мұнайбергішрігін арттыру цехының - ... ... ... ... ... бу генераторлы қондырғылар, пештер,
пісіру постылары. Жұмыс кезінде осы ластаушы заттар шығарылады: көміртегі
оксиді, азот ... ... ... ... оксиді, пісіру аэрозолі
және флорлы сутектік оксиді.
Қабаттық қысымын ұстау цехында атмосфераға әсер ету көздері ... ... ПТ-16 ... ... шамдары, мұнай шламының уақытша
қоймасы. Атмосфераға шығарылатын ластаушы ... ... ... ... азот ... ... ... құрылғысының жалға жөндеу цехындағы шығарылымдар көзіне
мыналар жатады: қашау цехындағы қашау, ... ... ... ... ... станоктор, аккумулятордың зарядтау құрылғысымен бұрғылау
станогы, моторлы ... ... ... ... станогы, пісіру
постылары, жылыту пештері және үрлеу шаралары. ... ... ... ... ластаушы заттар: металл шаңы, ... ... ... марганец диоксиді, кремний оксиді, пісіру аэрозолі,
фторлы сутек, көміртегі ... азот ... асты және ... ... ... ... көзіне мыналар
жатады: жылыту пештері УН-0,2; пештердегі үрлеу шамдары, Азинмаш-37 маркілі
көтергіш агрегаттар, құбыр жуу ... ... ... ... ... мына ... заттар есептеледі: кремний оксиді, азот диоксиді,
көмірсутектер, күйе, күкірт диоксиді. ... ... ... ... ... ... ... тесу, қашау станоктары, жу
бөлігі, вулконизация бөлігі, майлау бөлігі, ... ... ... ... ... ... ... автокөліктің отын таратушы
колонкалары, майлы сыйымдылық.
Бұл ластаушы көздер шығаратын заттар: күкірт қышқылының буы, метал
шаңы, ... ... ... азот ... күкірт диоксиді, күйе,
марганец диоксиді, кремний оксилі, пісіру аэрозолі, фторлы сутек, ... буы. ... үй ... ... заттар көздері: пеш қазандары
т.б.
Оларды пайдалану кезінде мыналар зиянды ... ... ... азот ... ... ... цехындағы ластаушы заттар көзіне химзертханасындағы ысырмалы
шкафтар жатады. Бұл кезде атмосфераға көмірсутектер шығарылады. ... ... ... карьерінде атмосфераға ластаушы заттар көздері: алу
жұмыстарындағы шаңның көтерілуі, ... ... ... ... ... ... жылы тізілімдеуге сәйкес жалпы қосынды атмосфераны ластаушы ... ... ... ... оның ... ... т/жыл, сұйық
және газ типті - 3196,089 т/жыл төмендері де бар. Олар 4.1 ... ... ... ... ... кен орны ... ... суларының,
Бозащы бассейінде орналасқан, ондағы сулы горизонттарымен кешендер, су
ұстайтын және су ұстайтын ... ... ... ... ... - ... ... ластаушы заттардың тізімі (2003 жыл)
Коды |Заттың аталуы |Критер. орындалуы |Критер. мәндері,
мг/м3 |Қауіптілік ... ... ... ... ... ... | |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 | |123 ... тотығы
|ШРК с/с |0,04000 |3 |0,15700 |0,65710 | |301 |Азоттың қос тотығы |ШРК м/р
|0,08500 |2 |5,50990 |100,437 | |304 ... ... |ШРК м/р |0,4000 ... ... | |322 |Күкірт қышқылы Н28О4
|ШРК м/р |0,30000 |2 |0,000750 |0,010990
| |328 ... |ШРК м/р |0,15000 |3 ... ... | |330 ... тотығы |ШРК м/р |0,50000 |3 |1,730400 |27,83460 | |333 |Күкіртсутегі
|ШРК м/р |0,00800 |2 |0,000125 |0,00343 | |337 ... ... |ШРК ... |4 |37,57650 |1023,664 | |342 |Газтәрізді фторидтер газообразные
|ШРК м/р |0,02000 |2 |0,00174 |0,01350 | |410 ... ... |50,0000 ... ... | |621 |Толуол |ШРК м/р |0,60000 |3 |0,00800 |0,02400 |
|703 |Бенз(а)пирен |ШРК м/р |0,000001 |1 |0,000001 |0,000006 | ... ... |ШРК м/р |0,10000 |3 |0,00800 |0,02400 | |1061 ... |ШРК м/р |5,0000000 |4 |0,01200 |0,00800 | |1210 |Бутилацетат |ШРК
м/р |0,1000000 |4 |0,0190000 |0,0600000 | |1301 |Акролеин |ШРК м/р
|0,0300000 |2 ... ... | |1310 ... |ШРК м/р ... |0,0375000 |0,1905000 | |2704 |Көмірсутегі |ШРК м/р |5,0000000 |4
|49,9556000 |1496,134372 | |2735 |Минералды,
мұнайлы майлар |ОБУВ |0,0500000 |0 |0,0010000 |0,0120000 | ... ... ... ... ... ... ... т/жыл
8011
Пісіру аэрозольдері
ШРК м/р
0,0400000
3
0,0140000
0,1440000
Жалпы заттар: 24
9053,30552
3209,902922
Соның ішінде, қаттысы: 6
1,8671000
13,8139000
Сұйық/газтәрізді: 18
9051,43842
3196,089022
Суммация эффектісіне ие заттардың топтары:
6009
(2)301 330
6039
(2) 330 342
6041
(2)322330
6043
(2)330333
Теңестірілгендерінің суммасы
900
(9) 123 ... ... ... |ШРК м/р ... |0 ... ... ... |Теңестірілген заттар вещества |ШРК м/р |0,5000000 |3 |0,0560000
|0,1800000 | |2909 |Бейорганикалық шаңдар 20 % ... 8Ю2 |ШРК ... |3 ... ... | |2936 ... шаңдар |ОБУВ
|0,1000000 |0 |0,1300000 |0,8300000 | |
Кен орны аумағында 6 ... ... ... ... эол түзілімінің сулы горизонты;
- жаңа каспий түзілімдерінің сулы горизонты;
- хвалынский түзіімдерінің сулы горизонты;
- палеоцен-эоценді түзілімдерінің кездейсоқ пайда болған сулары;
- сенон-датский ... сулы ... ... жыныстарға саз қабатшасы бар құм және құмтастар ... ... ... ... ... басым. Төмен жағында құмтасты
қабатшалар әлде де байланысты таралады.
Химиялық құрамы бойынша жер асты сулары ... ... ... және ... ... ерекшеленеді: гидрокарбонатты-сульфатты, ... ... ... ... ... химиялық
компонентке – хлор мен натрий, аз дәрежеде кальций, ... ... ... Жер асты суларындағы хлордың мөлшері 3,3-3,5 г/л,
натрий 1,7-2,2 г/л, кальций ОД 0,32 г/л, ... 0,1-0,3 ... 0,1-0,3 ... асты ... ... атмосфералық шөгінділердің
инфильтрациясы есебінен ... ... ... тектоникалық су құбырлардың
жарылуынан тектоникалық сулардың ... мен ... ... ... ... Олар ... теңізінде, кейде үлкен сорға кетеді.
Каспий маңының сулы горизонттардың ұқсастығы-олардың ... ... өте аз ... және ... ... ... Осы
бағытта түзілімдердің саздылығы артады, жыныстардың сүзу қасиеті мен жер
асты суларының сапасы нашарлайды. ... ... ... эол ... түзілімдерінің сулы кешендері ... ... тұщы ... ... жаңа ... ... де ... альб-сеномандық сулы кешендерінің жер асты сулары жақсы
зерттелген. Зерттеулер нәтижесі ... ... ... ... ... ... ... жатады және көбіне тектоникалық
сумен қамтамасыз етуде қолданылады. Мұнай құрылғысын пайдалану кезінде шикі
мұнайдан, мұнай шламынан және мозутталған грунттар тұратын ... ... ... ... ... сіңген құмды жинау оларды сол жерден
уақытша полигондарға құю арқылы жүргізіледі.
Жер асты ... ... жер асты ... барлық зерттелген
аймақтарда мұнаймен ластанып үлгіргенін айқындайды. Ластану дәрежесі ... ... ... №16 ... байқалған.Ластаушы мұнай өнімдері бір фазалы
сұйық қабат түрінде ғана орналаспай, араласқан, ... ... ... аз ... ... ... темірдің жоғарғы-сеномалды
мөлшерде болуы) кездескен, ол ластанудың мерзімінің ұзақтығын көрсетеді.
4.1.4 Литосфераға әсері
Арман кен орнының топырақ ... ... ... ... ... ... бұзылған. Топырақ-өсімдік жабының кері
кетуінің негізгі факторы:
Құрылыс жұмыстары (ГЗУ алаңын ... ... ... ... салу т.б.) ... жер ... өзгеруі және грунттың жойылуы
үрдісі жүрген..Бұл ... ... ең ... ... бірі, оның
үстіне шөлді аймаққа жер бетінің өсімдік қабатты өте аз.
Жолдың депрессиясы-өсімдіктерді ... ... ... ... ... ... ... жүру жолдары жинай түседі. Жолдың іздері
әсерінен жер беті тығыздалады (слитизация үрдісі) ... ... ... жер бетінің горизонттары деформацияланады. Құмды массивтерде
жер бедерінің техногенді эолды пішіні қалыптасуына байланысты жер ... ... ... ... ... ұзақ бойы ... қалпына келеді
және сызықты эрозия мен дефляцияның ошағына айналы мүмкін. ... жер ... ... ... ... ... ... гулусирленген және төмен орналасқан, тұзды горизонттардың араласуы
өте қауыты.
Жолдың ізі бойынша өсімдік ... ... Кен ... ... ... ... үрдісі уақытша және ұзақ мерзімді қолданылған
жолдарды салудын тәртіпсіздігі салдарынан жыл ... арта ... ... айтылған факторға байланысты техногенді шөлейттену аймағының
арттуына әкеп соғады. Жер бетінің ... ... ... ... ... кен ... игеру үрдісі кезінде топырақ мұнаймен, мұнай
өнімдерімен, әр ... ... ... және ... миниралданған
сулармен ластануы мүмкін. Қазіргі кезде кен орын ... ... мына ... ... ... ұшырауда, мұнай-газ және олардың
жануөнімдері. Мұнай төгілген аймақтарда ... ... ... ... келтіру үшін жерді қайта өндеу бойынша арнайы іс-шаралар
қолдану арқылы ғана ... ... ... ластанған аймақтан тыс
орналасқан өсімдіктермен де жер бетінің ерітінділері және грунт суы арқылы
сезінеді. Соған байланысты, ластанбағанына ... ... ... ... көлемде мұнай көмірсутектері жиналады.
4.2 Ұйымдастырылған шаралар
Қоршаған ортаның жанжақты талдауы оның экологиялық жағдайымен оған
табиғи және антропогендік ... ... ... Бұл ... ... Табиғи және антропогенді әсерлердің деңгейінің шекті
көрсеткіші шекті рұқсат етілетін ... ... ... ... Ол ... елдерде экосистеме мен биосфераның тұрақтылығы мен
жұмысы осындай бір мөлшерден ... ... ... ... ... Табиғи факторлардың әсерінен биосфераның жағдйының өзгеруі әдетте
бастапқы қалпына қайта келіп отырады. Мысалға ... мен ... және жер ... ... ... ... тұрақты аралықта
өзгереді. Биосфераның антропогендік әсерлерден өзгеруі бұл өте ... ... ... ... ... ... (бірінші ретте ластанулар) және ... оған кері ... ... ... антропогендік әсер етулерден соңғы кезекті
өзгерулердің өлшеуі мен бағалау үшін «Арман кен орнындағы қоршаған ... ... ... ... ... ... ... аудит және экологиялық
паспорт нәтижесінде кен орынның қазіргі кездегі экологиялық жағдйын, оны
пайдалану кезінде ... ... ... ... ... берді және осы
бағдарламаны іске асыруға негіз болды.
Мониторингтің нысандарына мыналар жатады: атмосфера (атмосфераның жер
бетіндегі қабатының монитерингі), құрлық пен ... ... ... ... ... ... мониторингі) криосфера (климатты жүйені
құраушылардың мониторингі).
«Өндіріс мониторингінің бағдарламасының» мақсаты бұл ... ... ... ... ... жасау болып табылады. Бұл жүйе
кен орынның экологиялық қауыпсыз жұмыс принциптеріне сүйенген және ... және ... ... ... ... сәйкес қолайсыз
экологиялық тәуелділікті минималдылығына кепілдік бере алатындай болуы
тиіс.
Экологиялық мониторингті іске ... ... ... ... ... ортаның жағдайының өзгеруі бақылау негізінде уақытын анықтау;
- қоршаған ортаның анықталған өзгерістерін бақылау, ... ... ... ... әсерлердің фактілік және болжамдық
мәселерін салыстыру;
- табиғи ортаның ластануына, ... мен ... ... әкелген апатты
жағдайлармен оқиғалардың салдарларын зерттеу;
- экологиялық негізделген құрылымдық шешімдер мен ... ... ... табиғатты қорғау шараларының
тиімділігін тексеру;
- табиғи нысандардың жағдайларына негізделген заң актілерінің, ... ... ... ... орындалуының тексеру;
- негативті үрдістердің салдарын ескерту мен ... ... ... ... мониторингтің жүйесі қоршаған табиғи ортаның
мынадай компоненттердің жағдайын бақылауды ұйымдастыруды қарастырады.
Атмосфера ... ... ... ... ... ... ... бағалауға және ол төмендеген жағдайда шаралар
қолдануға бағытталуы ... Жер ... және ... ... ... ... жазық орналасқан сулы нысандардың
жағдайын зерттеуге ... Ол ... ... гидрохимиялық
параметрлерді анықтау жүргізіледі: температура, түсі, мөлдірік, оттегінің
химиялық қолданылуы (ОХВ), оттегінің биологиялық қолданылуы ... ... ... өнімдерінің құрамы, минералдылығы. ... ... ... ... бар ... ... суларының сапасына бақылау жүргізу қажет.
Лютомонитерикгтің мағынасы техногендік бұзылуға ұшыраған аймақтағы
грунттың ... ... ... олардың мұнаймен,
химреогенттермен, тұзбен, ауыр металдармен ... ... ... ... ... қабат суларының және мұнай өнімдерінің
төгілген жерлерінде үлкен мәнң болу ... ... ... ... ... пелиараматты көмірсутектерге, ауыр металдарға талданады.
4.3 Қоршаған ортаны қорғаудағы инженерлік және табиғатты ... ... ... ... ... игеру барысында “ҚР мұнай және газ кен орындарын
игерудің ережелеріне” сәйкес мынадай шешімдер қарастырылуы тиіс:
- соңғы ... ... ... құрылғыларымен құрылыс техникасын
атмосфераға минималды шығарысымен игеру;
- мұнай және газды дайындау ... ... ... ... ... ... ... апаттық сигнализациясы бар және
басқару жүргізілетін барлық ... ... ... ... ... ал өз ... ... персоналының апаттық
жағдайларының алдын алуға мүмкіндік береді;
- мұнай өнімдері сақталған барлық қоймаларда ... ... ... ... қолдану;
- прогрессивті технологиялармен материалдарды қолдану;
- қолайсыз метереологиялық жағдайлардың өсуі кезінде өнім өндіруді ... -ға ... ... ... ... тоқтату;
- қызметші персоналға апатты жағдайларда іс-шаралар қолдануға үйрету;
- апатты жағдайда ... беру ... ... ... ... ... жабдықтың жұмысын, мұнайды жинау мен тасымалдау
жүйесінің құбырларының бүтіндігін және алау жүйесінің жұмысын бақылау
жұмыстарын күшейту;
- ... ... ... ... бақылауын жасау.
4.3.2 Гидросфераны қорғау
Жер асты гидросферасы ... ... ... ... жағдайдың индикаторы болып табылатын геологиялық ортаның ең
қозғалмалы құрамдас бөлігі. Жер асты ... ... ... ... болып келеді, ал орналасу тәртібінің өзгеруі жер асты суларының
сапалы ... да ... ... әр ... компоненттердің бұзылуына әкеп
соғады.
Осы факторларды ескерсек жер асты суларын ... мен ... ... ... тиімді түрде шешу ең маңызды қиынщылықтардың
бірі екеніне көзімізді жеткіземіз.
Жер асты суларын ... ... ... ... ... жер асты ... табиғи сапасын сақтауға бағытталған профилактикалық
іс-шаралар;
- сулы горизонтта пайда болған ластаушы ошағының үлкеюіне және қозғалуына
кедергі ... ... ... сулы ... ... ... және жер асты суларының сапасын-
қалпына келтіруге ... ... ... ... ... жер асты ... ... жою шараларын іске
асыру үлкен қаражатты талп етеді, одан басқа жер ... ... ... ... су ... ... ... оларды тазалау үшін
техникалық қиындықтар туады.
Сондықтан ластанған сулармен күресу жұмыстарында негізгі ... ... ... жер ... ... ... ескерілген профилактикалық
жұмыстарда болуы керек. Жер асты суларының ластануының профилактикасына
жер асты суларының сапасының мониторингі, яғни ... ... ... ... арыны, химиялық және бактериологиялық
құрамына ұщақ, ... ... ... ... анықталған жүйесі мүмкіндік
береді. Бұл мониторинг қазір ... ... ... ... Осы ... ... ластанудың кеңістікті-уақытты бейнесін ашуға,
бол, ал өзгерістерді түсіндіруге, жер асты суларының сапасын ... ... ... ... ... Литосфераны қорғау
Кен орынның орналасқан жері ... ... ... ... ... шыдамды екендігін ескере келе шөлді флораның ... ... ... деп ... болады. Оларға шөлді аймақтың барлық ... ... ... ... ... ... ... полыни,
ижипи, біржасты тұздар ( однолетние солянки).
Жапырақтың қалпына келуі өте жай жүреді. Бұл ... ... ... қайта өндеу және қолдан жасылдандыру кешенін жүргізу ... ... ... Жер ... ... ... сәйкес жер иелері мен жерді пайдаланушылар жерді ... және ... ... ... ... ... жұмыстарды
жүргізуі шарттары:
- бұрғылау, МД және АЦ-да, вахталы тұрғылықты, қатты қалдықтарды сақтау
полигоны аймағында фитомелиоративті ... жер ... ... ... алға ... ... тоқтату
мақсатында тек керек жолдарды пайдалануды ретке келтіру, ... ... мен ... ... ... жасақтау. Қалған
жолдарға фитемелиорация жасау;
- жұмыс істеп тұрған және консервацияланған ұңғылар аймағында ... ... ол ... ... ... ... пайдалану немесе жөндеу жұмыстары ... жер беті ... ... ... байланысты жүргізілген жұмыстарды қатаң түрде
белгілі-бір тәртіппен реттеу;
- жергілікті флораның түрленіп, ... ... ... ... ... өңдеделген жерлерге біржылдық және
көпжылдық өсімдік түрлерін егу;
- ... үй және ... ... ... ... ... іс-
шараларын іске асыру;
- апатты жағдай кезінде мұнай ... ... ... ... алып басқа жерге әкету, ... ... ... ... жасау керек.
4.4 Өсімдік және жануарлар әлемі күйінің мониторингі
Өсімдік жабынының күйінің мониторингі кен орында өсімдік сақталған
және ... ... ... визуальды бақылау жасауға негізделген.
Қалдықтармен жұмыс істеу мониторингі екі ... ... ... ... ... жүйенің бекітілген нормативті-әдістемелік
құжаттарға сәйкестігін анықтайтың қалдықтарды ... ... ... ... ... ортаның компаненттеріне әсері мониторингі.
Табиғи ортаның мониторингінен алынған нәтижелер ... және кен ... ... ... ... ... бақылау негізіндегі мәселелерді шешуде, шығындарды бағалауда,
қоршаған ортаға, ... ... кері әсер ... сонымен
қатар төтенше экологиялық жағдайларда, апаттық және жаппай қоршаған ортаны
ластаудағы зиянды бақылауда қолданылады.
Жобада табиғи қорғау жұмыстарын ... ... ... инженер
қарастырылған.
ҚОРЫТЫНДЫ
Арман кен орны 1979 жылы ашылды. Кен орнында өндірістік ... юра ... ... және ... өнімді горизонттар
келтірілген: Ю-II, Ю-III, Ю-VII, Ю-VIII, Ю-IX, Ю-X, Ю-XI, Ю-XII, Ю-XIII, ... ... ... әдіс ... ... ... ... ала отырып, жоғары шығымды, қатты суланған
ұңғыларды БОТЭС арқылы пайдалану тиімді деген қорытынды жасауға болады.
БОТЭС-тың артықшылығы:
- ... ... ... ... ... өте ... ... сұйықты қарқынды түрде алуға қолданудың мүмкіндігі;
- еңістелген ұңғыларда қолданылу мүмкіндігі;
- үлкен ... ... ... ... өте ... арынды
тудыру мүмкіндігі;
- сұйықтың өте көп мөлшерін айдаудың мүмкіндігі;
- жөндеу аралық кезеңінің ұзақтығы;
- аз ғана радиалды өлшемі мен ... ... ... ... экономикалық тиімділігі 22449640,8 теңгені
құрады.
Дипломдық жобада ұсынылған БОТЭС-ты жоғары шығымды, қатты суланған
ұңғыларда ... ... және ... ... ... ... қатар еңбек қорғау және қоршаған ортаны ... да ... ... ... ... ... ала отырып, жобаның тиімді
екенін көре аламыз.
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Технологическая схема ... ... ... Ж. ... Т. X. ... Геология нефтегазоносных
областей Казахстана, Алматы: КазНТУ, 1998 г.
Месторождения нефти и газа ... Под ... ... 1996 ... ... по ... разработки и
эксплуатации нефтяных месторождений. ... ... ... ред. III Г. Гиматудинова, Москва: Недра, 1983 г.
А. М, Юрчук, А. 3. Истомин. ... в ... ... ... 1979 ... Г, Оркин, А. М. Юрчук. Расчеты в технологии и ... ... ... ... 1967 ... Т. ... Расчеты в добыче нефти. Москва: Недра, 1989 г.
В. И. Щуров. ... и ... ... ... Москва:
Недра, 1983 г.
К.И. Джиембаева, Н.В. Лалазарян. Сбор и ... ... на ... ... ... г.
Г.С. Тайқұлақова. ... ... ... ... Алматы: ҚазҰТУ, 2002 ж.
ҚОСЫМША
Қысымның таралу қисығы
БАТЫРМАЛЫ ОРТАДАН ТЕПКІШ ЭЛЕКТРОСОРАПТЫҢ ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ СҰЛБАСЫ
1 – кері ...... ... – металл белбеуше;
4 – СКҚ тізбегі;
5 – трансформаторлық бекет;
6 – кабельдік желі;
7 – ... ... ...... ... ;
Р
= Р
+
P
;
(
12)
1
(
)
ω
ω
а
Q
D
сұй
қ

+



(
,
,
)
'
,
0
0034
0
79
1
10
20
2
67
,
(13)
Т
Т
Н
с
қаб
а



ω
;
(14)
(
)
(
)
Q
Q
b
Q
V
Q
z
Р
Т
Р
Т
сұй i
сұй
с
м i
сұй
с
гв i
с
сұй
i
о
i
i
о




+









1
1
β
β
β
,
(16)
V
,
(17)
г i
w
Q
V
w
w
сұй
с i
г i
сұй
гп
р
i
г i
қос i
i
i
F
;
w
F
,
(18)
w
.
(
19)



+
(
)
dP
dh
g
dP
dh
қос
т
сұй
г
г
г



+









+

ρ
α
ρ
ρ
ϕ
ρ
ϕ
cos
р
(20)
(21)
қос
1
Δ
Δ
Н
dp
Р
1
2
,
(22)
i









+

















dH
dP
dP
dH
dP
dH
P
P
i
i
i
i
1
1
H
k
i
i
i
1
2
i
H
H
H
H
.
(23)


+
+
+


Δ
Δ
Δ
Δ
1
.
.
.
.
.
Р
P
Р
i
қан
N


(
)
(
)
Р
Р
L
L
g
w
D
k
түп
қан
ұ
гсқ
с
с
с
қ

+




+













+








ρ
α
λ
ρ
λ
ρ
μ
cos
р
2
0,2
сұй
қ
с
с
,
(25)
=
0,067
158
Re
(26)
Re
=
w
D
,
1
2
2
(
)
(
)
dP
dH
g
f
Q
М
D
қос
сұй
с
қос
қос
қ




+








ρ
α
β
ρ
10
1
2
3
10
6
2
2
2
15
5
cos
,
,
МПа
м
(27)
(
)
f
Q
М
D
сұй
с
қос
қ



+





















10
19
66
1
0
99
10
1
1
17
773
5
0,25
θ
θ
β
,
,
(28)
,
lg
,
,
(
)
М
Г
қос
м
гс
с
с
с

+

+


ρ
ρ
ρ
β
β
1
,
кг
м
(29)
3
(
)
V
b
V
z
Р
Т
Р
Т
қос
м
гв
о
о
с
с

+




+

β
β
1
,
м
м
(3
0)
3
3
ρ
қос
қос
қос
М
V

(31)
(
)
ω
ω
а
Q
D
с
Т

+



(
,
,
)
'
,
0
0034
0
79
1
10
20
2
67
,
(13)
(
)
[
]
{
}
(
)
(
)
3
3
с
с
0
0
с
г
гв
м
қос
м;
/
м
1
/
Т
Р
/
Т
P
z
1
/
R
V
b
V
β

β
+




β

+
+

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Көлемі: 80 бет
Бұл жұмыстың бағасы: 1 300 теңге









Ұқсас жұмыстар
Тақырыб Бет саны
Ықылас Дүкенұлы7 бет
Аққулар3 бет
Нұрғиса Тiлендiұлы2 бет
Шәкәрім лирикасындағы тілдік-бейнелілік аспектілер6 бет
Асан қайғының көшпенділер философы, халық арманының жоқтаушысы аталуының себебі6 бет
“Арман ” елді мекен территориясын жоспарлау16 бет
"Қазандықтардың арматурасы. қазандық агрегат арматурасының классификациясы"3 бет
Арматура түрлері5 бет
Арматуралық болаттар. Суық штамптауға арналған болаттар6 бет
Арматуралық болаттар. Суық штамптауға арналған болаттар жайлы8 бет


+ тегін презентациялар
Пәндер
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить


Зарабатывайте вместе с нами

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Сіз үшін аптасына 5 күн жұмыс істейміз.
Жұмыс уақыты 09:00 - 18:00

Мы работаем для Вас 5 дней в неделю.
Время работы 09:00 - 18:00

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь