Қаламқас кен орнында мұнай өнімін жинау және дайындау
КІРІСПЕ
ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛIМ
1. Қаламқас кен орны туралы жалпы мағұлмат
2. Кен орынды геологиялық зерттеуДІҢ қысқаша тарихы.
3. 1.3 Кен орын және ауданның геологиялық құрылысы.
Литологиялық.статиграфиялық сипаттама
4. Тектоника
1.5 Мұнайгаздылық
1.6 Сулылық
2. Техника.технологиялық бөлімі
2.1 Өндірістің негізгі сипаттамасы
2.2 Дайын өнімнің, реагенттердің және көмекші материалдардың алғашқы шикізатының сипаттамасы.
2.3 Технологиялық процестің сипаттамасы.
2.4 Технология режимдерінің нормасы.
2.6.4 МДҚ технологиялық режимінің оңтайландыру шаралары.
2.6.5 Тұндырғыштың технологиялық есебі.
2.6.6 МДҚ.дағы құм шаюды жоюдың құрылғысы.
2.7 Бақылау және автоматизациялау схемасы.
3. ЭКОНМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
3.1 Эксплуатациялық шығындар.
3.2 кәсіпорын қарамағында қалатын табыс.
3.3 «Қаламқасмұнайгаз» МГТҚ филиалының ұйымдастырушылық сипаттамасы.
3.4 Ұңғы өнімдерін жинау мен дайындау жүйелерінің экономикалық есебі.
3.4.1 Амортизация есебі
3.4.2 Еңбекті төлеу қорының есебі.
3.4.3 Энергетикалық шығындардың есебі.
3.4.4 Негізгі және көмекші материалдардың шығыны.
3.5 Мұнай табудың экономикалық есебі
3.6 Алгебралық есептеу әдісі.
3.7 Өнімнің шығынсыздық нүктесінің есебінің анализі.
4. Еңбекті қорғау.
4.1 Технологиялық процесті жүргізу үшін негізгі талаптар.
Қорытынды
ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛIМ
1. Қаламқас кен орны туралы жалпы мағұлмат
2. Кен орынды геологиялық зерттеуДІҢ қысқаша тарихы.
3. 1.3 Кен орын және ауданның геологиялық құрылысы.
Литологиялық.статиграфиялық сипаттама
4. Тектоника
1.5 Мұнайгаздылық
1.6 Сулылық
2. Техника.технологиялық бөлімі
2.1 Өндірістің негізгі сипаттамасы
2.2 Дайын өнімнің, реагенттердің және көмекші материалдардың алғашқы шикізатының сипаттамасы.
2.3 Технологиялық процестің сипаттамасы.
2.4 Технология режимдерінің нормасы.
2.6.4 МДҚ технологиялық режимінің оңтайландыру шаралары.
2.6.5 Тұндырғыштың технологиялық есебі.
2.6.6 МДҚ.дағы құм шаюды жоюдың құрылғысы.
2.7 Бақылау және автоматизациялау схемасы.
3. ЭКОНМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
3.1 Эксплуатациялық шығындар.
3.2 кәсіпорын қарамағында қалатын табыс.
3.3 «Қаламқасмұнайгаз» МГТҚ филиалының ұйымдастырушылық сипаттамасы.
3.4 Ұңғы өнімдерін жинау мен дайындау жүйелерінің экономикалық есебі.
3.4.1 Амортизация есебі
3.4.2 Еңбекті төлеу қорының есебі.
3.4.3 Энергетикалық шығындардың есебі.
3.4.4 Негізгі және көмекші материалдардың шығыны.
3.5 Мұнай табудың экономикалық есебі
3.6 Алгебралық есептеу әдісі.
3.7 Өнімнің шығынсыздық нүктесінің есебінің анализі.
4. Еңбекті қорғау.
4.1 Технологиялық процесті жүргізу үшін негізгі талаптар.
Қорытынды
Тауарлы өнімді алу, табылып жатқан мұнайды дайындау болып табылады. Ол келесідей технологиялық процестерден тұрады: сепарация, стабилизация, мұнайды сусыздандыру мен тұзсыздандыру, ағынды суларды эмульгацияланған мұнайдан және механикалық қоспалардан тазарту, сондай-ақ мұнайлы газдан кептіру және тазалау.
өнеркәсіпте табылып жатқан мұнайды алғашқы дайындау келесі себептерге байланысты: тасымалдау шығындарын азайту, тұраты эмульсия түзілулерін жою, газ құбыры аймағында гидраттүзілуді болдырмау, су айдау ұңғыларының қабылдағыштығын сақтау, мұнайлы газды және суды тасымалдау кезінде ішкі өнеркәсіптегі, магистралды, зауытты жабдықтармен құбырлардың коррозиялы бұзылыстарын азайту.
Қазіргі уақытта мұнайды жинау мен дайындау кезекпен келетін екі процесте, ал аталған технологиялық процестердің бірлік жүйесі мұнайды жинау мен дайындау үйлескенде ғана болады. Мұнай газ жинаудың және дайындаудың қазіргі заманғы жүйесі, бұл құбырлардың бір бірімен техникалық байланысқан блокты автоматталған жабдықтар мен аппараттардың күрделі кешені болып табылады.
Объектілерді құрастыру және мұнайды жинау мен дайындау жүйелерінің коммуникациясы кен-орынды өндіруге шығындалатын капиталды салымдардың шамамен 50-% құрайды. Жабдықтарды блокты-кешенді ретінде қолдану шығындарды екі есеге дейін азайтады, кен-орынды өндіруге 3-4 жылға дейін ерте беруді тездетеді, мұнайлы газды және кондицияланбаған мұнайды жоғалды болдырмайды. Ол сондай-ақ бізге технологиялық процестің толық автоматтандырылғандығын, қуаттылықты жоғарылатқанда немесе төмендеткенде жұмсақтығын және шапшаңдығын (бөлек блоктардың монтажы және демонтажы), мұнайдың және сұйықтың табу динамикасын есептеу, өнімнің уақытылы сулануы.
өнеркәсіпте табылып жатқан мұнайды алғашқы дайындау келесі себептерге байланысты: тасымалдау шығындарын азайту, тұраты эмульсия түзілулерін жою, газ құбыры аймағында гидраттүзілуді болдырмау, су айдау ұңғыларының қабылдағыштығын сақтау, мұнайлы газды және суды тасымалдау кезінде ішкі өнеркәсіптегі, магистралды, зауытты жабдықтармен құбырлардың коррозиялы бұзылыстарын азайту.
Қазіргі уақытта мұнайды жинау мен дайындау кезекпен келетін екі процесте, ал аталған технологиялық процестердің бірлік жүйесі мұнайды жинау мен дайындау үйлескенде ғана болады. Мұнай газ жинаудың және дайындаудың қазіргі заманғы жүйесі, бұл құбырлардың бір бірімен техникалық байланысқан блокты автоматталған жабдықтар мен аппараттардың күрделі кешені болып табылады.
Объектілерді құрастыру және мұнайды жинау мен дайындау жүйелерінің коммуникациясы кен-орынды өндіруге шығындалатын капиталды салымдардың шамамен 50-% құрайды. Жабдықтарды блокты-кешенді ретінде қолдану шығындарды екі есеге дейін азайтады, кен-орынды өндіруге 3-4 жылға дейін ерте беруді тездетеді, мұнайлы газды және кондицияланбаған мұнайды жоғалды болдырмайды. Ол сондай-ақ бізге технологиялық процестің толық автоматтандырылғандығын, қуаттылықты жоғарылатқанда немесе төмендеткенде жұмсақтығын және шапшаңдығын (бөлек блоктардың монтажы және демонтажы), мұнайдың және сұйықтың табу динамикасын есептеу, өнімнің уақытылы сулануы.
КІРІСПЕ.
Тауарлы өнімді алу, табылып жатқан мұнайды дайындау болып табылады.
Ол келесідей технологиялық процестерден тұрады: сепарация, стабилизация,
мұнайды сусыздандыру мен тұзсыздандыру, ағынды суларды эмульгацияланған
мұнайдан және механикалық қоспалардан тазарту, сондай-ақ мұнайлы газдан
кептіру және тазалау.
өнеркәсіпте табылып жатқан мұнайды алғашқы дайындау келесі себептерге
байланысты: тасымалдау шығындарын азайту, тұраты эмульсия түзілулерін жою,
газ құбыры аймағында гидраттүзілуді болдырмау, су айдау ұңғыларының
қабылдағыштығын сақтау, мұнайлы газды және суды тасымалдау кезінде ішкі
өнеркәсіптегі, магистралды, зауытты жабдықтармен құбырлардың коррозиялы
бұзылыстарын азайту.
Қазіргі уақытта мұнайды жинау мен дайындау кезекпен келетін екі
процесте, ал аталған технологиялық процестердің бірлік жүйесі мұнайды жинау
мен дайындау үйлескенде ғана болады. Мұнай газ жинаудың және дайындаудың
қазіргі заманғы жүйесі, бұл құбырлардың бір бірімен техникалық байланысқан
блокты автоматталған жабдықтар мен аппараттардың күрделі кешені болып
табылады.
Объектілерді құрастыру және мұнайды жинау мен дайындау жүйелерінің
коммуникациясы кен-орынды өндіруге шығындалатын капиталды салымдардың
шамамен 50-% құрайды. Жабдықтарды блокты-кешенді ретінде қолдану шығындарды
екі есеге дейін азайтады, кен-орынды өндіруге 3-4 жылға дейін ерте беруді
тездетеді, мұнайлы газды және кондицияланбаған мұнайды жоғалды болдырмайды.
Ол сондай-ақ бізге технологиялық процестің толық автоматтандырылғандығын,
қуаттылықты жоғарылатқанда немесе төмендеткенде жұмсақтығын және
шапшаңдығын (бөлек блоктардың монтажы және демонтажы), мұнайдың және
сұйықтың табу динамикасын есептеу, өнімнің уақытылы сулануы.
Шығындарды азайтудың басқа да түрлері бар, мысалы: өлшеу және асқа да
қондырғылардың саны мен орналасуын, жергілікті жер сипатына байланысты
құбыр диаметрін рационалды таңдау, сондай-ақ технологиялық объекттерді
қатайту және орталықтандыру мұнайды жинау мен дайындау процестерін
үйлестіру.
Ұңғылардан келетін артық энергияны қолдану да маңызды болып табылады.
Бұл және басқа да жағдайлар кен-орынды өнеркәсіпті жайғастыруды жобалау
кезінде ескеріледі, ол кезде ұңғыларды шоғырландыру жүйесінің, қабат
қысымын ұстаудың, электрмен қамтамасыздандырудың және тағы басқалардың
әртүрлі варианттары біріктіріп қарстырылады. Бұл күрделі жүйелерді
біріктіріп қарастыру, білікті білікті жобалаушының экономика математикалық
моделімен үйлесетін әдістеме бойынша компьютерлік технологияларды қолдану
базасында мүмкін болды.
Өнеркәсіпті жайғастыруды оңтайландыру капиталды салымдарды 10-15 %-ға
дейін азайтуды қамтамасыз етеді.
ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛIМ
1. Қаламқас кен орны туралы жалпы мағұлмат
Бозашы бөлiгiнiң солтүстiк еңiсiнде орналасқан Қаламқас мұнай-газ
кен орны 1976 жылы ашылған. Барлау және жобалау ұңғыларын алғашқы
бұрғылауды қосқанда, 1979 жылы қыркүйекте пайдалануға еңгiзiлдi.
Әкiмшiлiк қатынаста Қаламқас кен орны Қазақстан Республикасы
Маңқыстау облысы, Маңқыстау ауданы, Бозашы түбегiнiң солтүстiк бөлiгiнде
орналасқан. Қаламқас кен орнына жақын елдi мекен вахталық кент Қаламқас екi
шақырым, Шебер кентi 80 шақырым. Тұшы қудың кеншары 102 шақырым, Ақшымырау
кеншары 125 шақырым қашықтықта.
Аудан орталығы және темiр жол станциясы Шетпе кен орнынан шақырым
қашықтықта, облыс орталығы Ақтау қаласы 280 шақырым қашықтықта орналасқан.
Қаламқас кен орнынан оңтүстiк батысқа 25 шақырымда Қаражанбас және
Солтүстiк Бозашы кен орны орналасқан, ал солтүстiк шығыста 125 шақырым
қашықтықта игерiлiп жатқан Дрорва кен орны орналасқан. Iрi темiр жол
станциясы Бейнеу 280 шақырым қашықтықта орналасқан. Өзен-Атырау-Самара
мұнай магистралынан алыстығы 165 шақырымды құрайды.
Кен орын ауданындағы рельеф 20-25 м белгiдегi теңдiктi көрсетедi.
Лондшафт ауданындағы негiздемесi үшiн автокөлiктер жүрiп өте алмайтын тоған
ойпаттары бар көптеген сорлар болып табылады. Кен орнының солтүстiк бөлiгi
қатты жел әсерiнен теңiз астында қалып бұрғылау және пайдалануды
күрделендiредi.
Ауданның климаты жазда 30-450 С, қыста –300С-ға дейiн температураның
күрт өзгерiсiмен сипатталады. Негiзiнен күз-қыс мерзiмдерiнде атмосфера
төмендейдi. Сирек кездесетiн аз шығымды құдықтар iшетiн су көздерi болып
табылады. Альбсулы қабатынан бұрғыланған ұңғылар сол жақты Каспий теңiзi
техникалық сумен жабдықтау үшiн пйдаланылады. Барлық елдi мекендер
арасындағы байланыс тас жолдар мен авиа көлiктер болып табылады.
2. Кен орынды геологиялық зерттеуДІҢ қысқаша тарихы.
Қаламқастың структурасы 1974 жылы рекогнодировалық МӨВ түсiрiлумен
анықталып, сонан кейiн МОГТ алаңдық сейсмотүсiрiлумен бөлшектеп зерттелген.
Жекелеген бөлiктердiң структурасын анықтау және өнiмдiлiгiн анықтау
структуралары iздеп бұрғылаудың едәуiр көлемiн анықтады.
(1975 –1978 жылдар ГПП КЭ МНГР)
1976 жылы қаңтарда 587 метр К-1 ұңғысының түбiндегi неоком түзiлуiнен 100
мың м3 тәулiк шығындағы газ фонтаны атылды. 1976 жылы шiлдеде №3 ұңғыдан
847-855м аралықта мұнай фонтаны алынып, Юра түзiлуiнiң өндiрiстiк мұнайлы
екенiн дәлелдеген. Кейiнгi iздеу жұмыстарындаҚаламқас үлкен көп қабатты
газ мұнайлы кен орын болып тағайындалған.
1977-1979 жылдары мұнай және газдың В+С1 дәрежелерiн бағалау мен қабаттың
құрылысын жекелеп зерттеу мақсатында КЭМНГР барлау ұңғыларын бұрғылауды
жүргiздi. Қазiргi уақытта кен орынды барлау жұмыстары жүргiзiлген және
1980 жылдан Маңғыстаумұнайгаз ӨБ күштерiмен кен орынды пайдалану
жүргiзiлуде.
3. 1.3 Кен орын және ауданның геологиялық құрылысы.
Литологиялық-статиграфиялық сипаттама
Қаламқас ауданында триас, юра және бор жастарының шөгiндiлерi
бұрғылаумен ашылған.
Триастық жүйе – Т3
П-1 ұңғысының (көрсеткiштiк) триастық түзiлу түгелге жуық
өткiзiлген. Осы ұңғыда триас жасы харофиттер және остракодпен анықтау
негiзiнде төменгi және орта бөлiктер болып көрсетiлген. Бұдан басқа
электрокаратаж және литологиялық берiлгендер бойынша орта триас 63 және 68
ұңғыларға шартты бөлiктер басқа ұңғыларда тек төменгi триас шөгiндiсi
кездестiрiлген.
Төменгi бөлiм.Т1
Төменгi триас түзiлуi аргилиттер мен құмды алеврелиттi жыныстардың
әркелкi таралуымен ерекшеленiп, алевролиттi және сағды түрлiлiгi
көрсетiлген. Бiрнеше ондаған метр қалыңдықты құрап, алевролиттер,
аргалиттер бiр-бiрiнен көбiне жұқа орналасқан. Құмтастар бәрiнен бұрын жұқа
қалыңдықтағы қабатша және 2-4 метр қабаттар түрiнде қаралады. П-1 ұңғысымен
ашылған қимада құмтастар бөлiктерi К-32 метрге дейiнгi қалыңдықтар төменгi
және жоғарғы бөлiктерге жекелеген жағдайларда алевролиттер мен аргелиттерге
орналасуымен белгiленген. Төменгi триас жынысы ашық түстi қоңыршылығы қызыл
түстi.
Сұр және қызғылт, қызылды, әртүрлi түстер қоңыр бояумен
ерекшеленедi. Сирек кездесетiн жыныстарда сұр бояулардың әртүрлi түрi,
кейде жасылды немесе қоңыр, кейде қызылды немесе қызғылт дақтармен
белгiленедi. Сұр бояуларды көбiне сынық жыныстар үшiн, кейде аргелиттер
үшiн қолданады. Төменгi триас құмтастары ҰГ кейде ӨГ-ҰГ iрiктелу әртүрлi
сынбалы материалдан, кейде жұқа қабықты полимиктали (26-46%) кварцты, 17-
31% дала шпаттары, 31-46% сазды кремний жыныстар сынықтары, базальды-
кеуектi берiк цементтелген. Сирек контактiлi- кеуектi сазды корбанатты
цементтермен регенарациалы-кварцтық цементтелгендер бөлiктер болып
табылады.
Құмтастар тығыз, әлсiз кезектi өткiзбейтiн, кейде диманың жоғарғы
бөлiгi тығыздығы нашар жоғарғы кезектi, әлсiз өткiзгiш. Алевролиттер iрi
және түрлi түйiршiктi, көбiне- көп микро және жұқа қабықты, полиликталы,
базальды-кезектi берiк шөгiнделген, сирек көптакталы- кезектi цементтермен
сазды корбанатты бөлегi регнерациялы-кварцтық цементтелгендер бөлiктер
болып табылады.
Құмтастар тығыз, әлсiз кеуектi өткiзбейтiн, кейде қиманың жоғарғы
бөлiгi тығыздығы нашар жоғарғы кеуектi, әлсiз өткiзгiш. Алевролиттер iрi
және түрлi түйiршiктi, көбiне-көп микро және жұқа қабықты, полиликталы,
базальды-кеуектi берiк шөгiнделген, сирек көптакталы-кеуектi цементтермен
сазды корбанатты бөлегi регнерациялы-кварцты құрамда, тығыз 2,52-2,61 гсм
элиз кеуектi[25%] өткiзбейдi.
Төменгi триастың аргилеттерi алевролиттi және алевролителген, жұқа-
микроқабықты және әркелкi корбанатты, тығыз (2,59-2,72 гсм2) берiк және
шытаған. Кейде төменгi триас түзiлуiнiң құрамында алевриттi саз жынысының
қабатшалары пирокласты өткiр қабықшалы белгiленедi.
Жыныс жасы олардың құрамында төменгi триастың түрлерi остронод және
хоро суосiлi қабықтарының қатысуы бойынша анықталған барлық аралықтар :
1605-1610м, 1645-1650м, 1812-1847 м, 1854-1860 м, 1930-1975 м, 2060-2065 м,
2156-2165 м, 2207-2212 м, 2243-2244м, 2750-2755м, 3280-3285м. Жоғары
ашылған қалыңдық 2395 м құрайды. (П-1 ұңғысы). Төменгi триастың ашылу
тереңдiгi басқа ұңғыларда 11-95 м аралығында.
Орта бөлiм Т2
Бұл жастағы түзiлуi құмды-алевролиттiк және сазды жыныстардың тегiс
емес қабат суымен көрсетiлген. Әктасты қабаттар (3 метрге дейiнгi) және
жұқа қабатшалар сирек. Кейде жұқа шымтезек түзiлген жыныс қабатшалар
кездеседi. Орта триас құмтастары сұр. Ашық сұр, жасыл дақтармен, ҰГ, сирек
ОГ және түрлi түйiршiктi кейде жұмырланған сынықтардың қатысуымен қоңыр сұр
саз және алевролиттер , негiзiнен қабаттаспаған полимикталы (39-43% кварц
,28-31% саз-кремний жыныс сынықтары, 3 % слюда), саз-корбонатты кеуектердiң
шегенделуi, регенерациялы-кварцты цементтердiң (16-22%) бөлiгi 6-21 метр
қалыңдықта қабат құрайды. Бұл жыныстар тығыздығының орташа бөлiктерiмен
(2,29 гсм2) және жоғары емес колектарлы құрамымен (кеуектiлiгi 12,6 %
шейiн). Орта триас алевролиттерi құмтастармен салыстырғанда тығыздау
(2.49%) әлсiз кеуектi (5%) iс жүзiнде өткiзбейдi. Аргилит тектес саздар
және аргилиттер күнгiрт сұр және қоңыр-күнгiрт сұр алевролиттi, сирек
алевролиттi, көбiне микро –жұқа қабықты, тегiс емес корбонатты берiк кейде
калькунт жұқа желiсiмен қиылған. Орта триас iзбестастары ашық сұрдан сұрға
шейiн, оргонетендi-сынған, фороминиферлi-острокодты және детри су өсiмдi
берiк шымтебек шөгiндi жыныстар қара сұр жұқа бөлiктер түрiнде 1470-1475 м
(П-1) аралығында ғана көрсетiлген.
Юра жүйесi J1
Юра шөгiндiлерi жуылмалы және стратиграфиялық үйлеспей триас
жыныстарына жайылған және екi бөлiмнен орта және жоғары көрсетiлген.
Орта бөлiм J2
Оның құрамында байос және бап ярустарының мүшеленбеген шөгiндiлерi
бөлiнедi, саз және құмтас алевриттi жыныстардың тегiс емес қабаттасуын
көрсетедi. Саз артықшылығы қиманың төменгi бөлiгiнен бақыланады. Жекелеген
өсiмдiк қалдықтары және жұқа көмiрлi қабатшалар шашылған детрит түрiндегi
өсiмдiк органикасының көп қатысуы бойот-батты жыныстың сипатталу
ерекшелiгi болып табылады.
Жоғарғы бөлiм J3
Жоғарғы юра шөгiндiсi өте шектелiп жайылған және структуралық
солтүстiк-батыс бөлiгi көбiне батып жойылған болып көрiнедi. (69,74,20,22
ұңғылар)
Жоғарғы Юра құрамында сипаттау кешенi бойынша 22 ұңғыда (861-865м)
фороминифер табылып, волгояруст бөлiнген. Ол алевролиттердiң, саздардың,
доломиттi мергелдердiң және доломиттердiң литологиялық тең емес мөлшерде
қабаттасуын көрсетедi.
Бор жүйесi К
Бор шөгiндiсiнде жыныстың литологиялық ерекшелiктер негiзiнде,
полеонтологиялық анықтауда және өндiрiстiк-геофизикалық берiлгендерде
бортиас-волонтидтiк потеривтiк, боррельдiк, аптик және төменгi бөлiмнiң
алыс ярусында, сол сияқты жоғарғы борди секомен және туран ярустары
бөлiнедi.
Төменгi бөлiм К1
Төменгi бор шөгiндiсi стротиграфиялық келiспеуiмен және әртүрлi
жайылу дәрежесiмен юра жыныстарын жауып тастайды.Бұл түзiлiс негiзiнен
теңiздiк шөгiндiлерде артықшылықты кужсем свитасының субконтинетальды
герригендiк жыныстар ала-бажақ түстi болмағанда, жоғарғы готерив боррем
сияқты жинақталған. Берриас-валанжин ярусы шевролиттердiң басым болуымен
саз және iзбестастардың әркелкi қабаттасуымен көрсетiлген. Төменгi бөлiкте
алевролиттер қабаттарымен және мергель немесе сазды iзбестас қабатшалары
кездесуi ереже сияқты. Берриас-валажина қимасының структурасының көтерiлген
бөлiктерiне iзбестастар және саз қабатшалары бар жұқа қалыңдықтағы
алевролит қабаттарымен конглемератты құмтасты, iзбестасты, базальды
негiзiнде құралған. Берриас –валенжин шөгiндiсi бай фороминифер кешенi
бойынша бөлiнген болды.
Готерив ярусы Қаламқас ұңғыларының барлық қималарында
қалыптастырылған. Готерив шөгiндiсi табылуымен берриас-валенжин жыныстарын
жуып тастаған және жоғары қарай бiрте-бiрте кугесиль авиталарының тұнбалары
ала бажақтанады. Төменгi готерив жыныстары аз сулы теңiз тұнбаларымен
берiлген және негiзiнен жасыл-сұр мергелдермен, алевролиттi қабатшалы
саздармен көрсетiлген. Саз басымдылығынан төменгi және орта бөлiк
қимашалары, ал алевролиттерден жоғарғы бөлiк қимашалары қарастырылады.
Жоғары готеривте жыныстар сұрдан, жасыл-сұр алабажаққа дейiнгi түсте.
Готерив жыныс жасы форомениферали бойынша макрофаун анықтауы негiзiнде
көптеген ұңғылар (2, 13, 22, 17, 52, 58) қималарында қалыптастырылған.
Беррель ярусы литолого-коратаждық сипаттама және қимадағы жағдайы
бойынша бөлiнедi. Беррель шөгiндiсi алевролиттер мен алабажақ түстi
саздардың әркелкi қабаттасуымен көрсетiлген. Құмтастың қабатшалары мен аз
қалыңдықтағы аз қалыңдықтағы қабаттары сирек кездеседi. Жыныстар қоңыр, сұр
және қызыл-қоңыр, жасыл сұр түстi болады. Саздарда мергелдiк бекiтулер жиi
кездеседi. Неокомның жалпы қалыңдығы 134-215м құрайды. Альб ярусы барлық
жерде жайылуымен және баррем жынысында шайылуымен орналасқан. Алть
табанында тұнбалар күнгiрт қараға жақын алабажақ түстер алмасып
орналасқан. Алть ярусы негiзiнде гравелит линзалары қосылған алевролит
құмтас жынысты базаль қабаты қарастырылады. Талыс және қиыршық тас кейде
фосфоратталған сынықтармен жергiлiктi корбонаттық жыныстар және кварцпен
көрсетiлген Слюдалы және майлы сезiлетiн күнгiрт сұр қараға жақын бiртектi
саздар қалыңдығы жоғары жатады. Саздар iзбестассыз, кейде пирит қосылған
әлсiз iзбестасты, гладконит түйiршiгiнiң ұясымен сыннықтар және
пеледиподпен гостроподты ұсақ роковинiмен болады.
Альт қимасының жоғарғы жартысындағы сағдарда ашық түстi
алевролиттермен құмтастардың ұсақ түйiршiктi қабатшаларының таралуы
көрсетiлген.
Қаламқаста өндiрiстiк геофизикалық берiлгендер бойынша альб ярусы
қимасының төменгi бөлiгiнде сазы көп алевролиттермен саздардың әркелкi, ал
орта және жоғары бөлiктерде алевролиттердiң қабаттасуын көрсетедi. Альб
қалыңдығы 340-361 метрге жетедi.
Жоғарғы бөлiм К2
Қаламқаста жоғарғы бор шөгiндiсiнен тек сеноман және турон ярустарының
жыныстары сақталып қалған. Сеноман ярусы үлгiмен сипатталмаған. Қима
жағдайды және кафитат бойынша бөлiнедi.LQ және ПС қисықтары бойынша
шешкенде синоман қимасы бойынша құмтасты-алевролиттi жыныс қабатшасы бар
саз қалыңдығы жатқан базаль горизонтынан басталады. Сеноман қалыңдығы 79
метрден 100 метрге дейiн өзгередi. Туран ярусы сол сияқты өндiрiстiк-
геофизикалық берiлгендер бойынша бөлiнедi. Туран қалыңдығы 3 ұңғыда 50
метрден 25 ұңғыда 160 метрге дейiн өзгередi.
4. Тектоника
КМПЗ берiлгендерi және таза геофизикалық алаңдар анализ нәтижелерi
Солтүстiк-Бозашы және Оңтүстiк-Бозашы блоктары iргетастарында бөлуге жол
бередi. Жалпы қабылданған жағдайда келiскен геологиялық және геофизикалық
берiлген кешенде Солтүстiк–Бозашы блогына аралық және платфонмен кешенiнде
Солтүстiк-Бозашы биiктiгi, ал Оңтүстiк-Бозашы блогына Оңтүстiк-Бозашы
иiлiмi бекiтiлген.Әрi антикиналды Солтүстiк-Бозашы биiктiгi жеңiл
ассиметриялық жиынтық оңтүстiк қанаты күрт(1-5 градусқа) және солтүстiк
жағы (1,5градусқа) кең бағытта келiстiрiлген. Созылған екiншi реттегi
структура болып табылады. Биiктiктiң келтiрiлген бөлiгi альб
шөгiндiлерiнiң төрттен бiр бөлiк тұнбасымен, ал жоғарғы жақтары бор және
полеогенфермен құрылған. Биiктiк тектоникалық бұзылу жүйесiмен зона
қатарындағы кең жазықтық сыңған әртүрлi бағыттағы бұрғылау және сейсмикалық
жұмыстармен аз жығудары тектоникалық бұзылулар қалыптастырылған. Бұрғылау
берiлгендерi бойынша Қаламқас структурасы брахиантиклиналь 26х7 шақырым
өлшемдегi кең бағытқа созылған және 10-1 горизонтының үстi бойынша
амплитуда ретi 100м екенiн көрсетедi. Құлау бұрышы солтүстiк жағында 1
рад.30 мин 2градус, оңтүстiк жағында 1 градус құрайды. Структуралық
карталарды түрлi жазықтықтар бойынша салыстыру бар, юра және триастың
жобада келiсуiн куәландырады. Осыдан айналым өсiмi және тас шөгiндiдегi
ертедегi шөгiндiге дейiн жиынтық дұрыстығы көрiнедi. Оның амплитудасы турон
табаны бойынша 60 метрден сақталатын жағдайлы орынға дейiн өседi.
Бозашы биiктiгi үшiн сипаттау мақсатында фагониялды жоспардағыдай
және жекелеген локальды структурадағыдай кеңдiктен мередианалдыға дейiн
әртүрлi байқаулармен кең дамыту.
Қаламқас структурасы Қаражанбас және солтүстiк Бозашымен
салыстырғанда жату тереңдiгi едәуiр екенiне қарап және де тектоникалық
бұзылуы қарқындылық сипаттамасы болса да сейсмика материалдары бойыенша
бұнда тек бұзылу солтүстiк шығыс перикиналь бөлiгiн күрделендiредi.
Берiлген сынау анализдерi және вора өнiмде қабат бойынша өндiрiстiк
геофизикалық материалдар структурада анықталған бүкiл қатар аз амплитудалы
бұзылу негiзiнен субмеридианальды бағытта бөлу үшiн негiз бередi және
структуралық құруы бойынша iс жүзiнде тiркелмейдi. Бөлiнген бұзылулар (F1-
F7) структураны жетi блокқа (I-VII) бөледi. Осыдан ең үлкен бұзылушылық
биiктiктiң батыс пен шығыс перекинальды бөлiгiн сиппатайды. №25 ұңғыны
сынаған кезде алынған мұнай 1 блокта қабылданған мұнайсу контактiлерiмен
салыстырғанда мұнай белгiде F1 бұзылуын жүргiзу үшiн негiзi болып қаланды.
Ю-3 горизонтын сынау кезiнде су алынып 1 блоктың (64,74,69) және III
блоктың (67 және 51) өнiмдi ұңғыларымен салыстырғанда 71 ұңғы жоғары
гипсометриялық жағдайды иемденедi деген негiзде F2 және F3 атқылаулары
жүргiзедi. III және IV блоктарды бөлушi F4 бұзылуы 6,70 және басқа
ұңғылардың жоғары гипсометриялық жағдайда екенiне сулы қабаттарды
көрсетiлгенiне қарамастан Ю-VII горизонтындағы мұнай жиынтығын экрандайды.
Басқа бекiтумен бұзылу 70-77 скважинада триас бетiнде гипсометриялық
белгiнiң күрт түсуiне қызметтенедi. F5 бұзылуы Ю-1 горизонты бойынша 19
және П-1 ұңғыларында IV және V блоктарды әртүрлi су мұнай контактысымен
бөледi. F6 бұзылуы Ю- IV горизонтын 18 және 60 ұңғыларда сынау нәтижелерi
бойынша 19 ұңғыда каратаж есебiмен бекiтiлдi. F1 бұзылу бекiтуiмен
сейсмикалық берiлгендер бойынша бөлiнетiн төменгi қабаттан Ю-1 горизонты
белгiсiмен газ алуға қызмет етуi мүмкiн жоғарғы V блоктан мұнай ағыны
алынған.
1.5 Мұнайгаздылық
Қазiргi уақытта кенорында юра және төменгi бор шөгiндiлерiнде
өндiрiстiк мұнайгаздылық анықталған. Юрада жетi өнiмдi горизонт (Ю1-Ю7)
бекiтiлген. Ю-1 және Ю-2 горизонттарына газ мұнай қоры қатысты, ал
қалғандарына мұнай қоры Ю-1 горизонтының газ мұнай залежi ең үлкен өнiмдi
алаңды иемденедi. Ю-III және Ю-IV горизонтарына қатысты залеждер ең елеулi
мұнай қоры болып табылады. Төменгi бор қимасында алты газды қабат
анықталып, боррем-готерив ярус шөгiндiсiне және алты шөгiндiсiндегi екi
газды қабат ұштастырылған Юра өнiмдi қалыңы саз және құмтас- алевролиттi
жыныстардың әркелкi кезектесуiнен құралған. Залеждер-әлсiз шегенделген
құмтастарға, алевролиттерге және қалыңдығы 10-25 метр құмды қабаттарына
ұштасқан. Тиiмдi мұнайға қанығу қалыңдығы 2,6 метрден 20,8 метрге дейiн.
Жекелеген бөлiктерде бiрлiк горизонт құрайтын қабат коллекторлардың
2-3 құмды қабатшамен көрсетiлуi ереже сияқты. Литологиялық қатынаста
горизонттар саздармен немесе әлсiз өткiзетiн жыныстармен араласуы мүмкiн.
Өнiмдi горизонттар 5-8 метр қалыңдықтағы саз қосуларымен анықталған.
Бiрақ сол бөлiктерi болмайтын бөлiктер кездеседi және онда өнiмдi
горизонттар (Ю-III Ю-IV Ю-V) қосылады. Өнiмдi горизонттың құрылысын
сипаттау ерекшелiктерi мұнайлы залетдi қабатпен техтоникалық және
стратаграфиялық экрандауға қатысады. Барлық залеждер үшiн готерив сазының
қуатты қалыңдығы қабық болып қызмет етедi.
Қаламқас кен орнының мұнайы барлық солтүстiк Бозашы бiрiгуi сияқты
әр түрлi ауыр күкiрттi және қату температурасы (-200С) төмен. Тығыздық,
тұтқырлық және асфальтты заттар құрауы бiрiгуден контурға дейiн өседi.
Микроэлементтер құрамының көбеюi және олардың қабаттық жағдайда
газға қанықтауы мұнайды сипаттау ерекшелiгi болып табылады. Қабат қысымы
мен қанығу қысымы арасындағы ең кiшi айырмашылық 0,7мПа шамасында болады.
Газдық фактор 5 тен 25 м3м3 Жолшыбай газдың негiзгi компонентiне
метан (97,1 %), ал көмiрсутектер мөлшерi 6-7% тен аспайды. Құрғақ газға
жататындар негiзiнен ауыр смоласы мұнай қасиеттi. Боррель-готерив
шөгiндiлерiнде газ залеждерiмен байланысқан. А,Б, В,Г,Д және Е индекстелген
алты өнiмдi қабат бөлiнедi. Интологиялық қатынаста тұрақтылау А және Б
қабаттарының жайылуы бойынша ұсталған. А залежi боррем шөгiндiсiнiң
жоғарғы бөлiгiне ұштасқан бiрлi-екiлi қабат коллекторларымен байланысты.
Қабат қалыңдықтары төрт метрден он метрге дейiн өзгередi. Алң бойынша ең
ұсталғаны жоғарғы қабат-коллекторларымен, алевролиттерiмен, жеткiлiктi
жоғары сиымдылықтығымен сүзетiн құрамда көрсетiлген. Б залежi екi қабат
коллекторға жалғасып, оның жоғарысы батысын, ал төменгiсi шығыс бөлiктен
сыңған. Олар алаңда өткiзбейтiн жыныстардың коллекторларымен араласып
бөлiктерге бөлiнедi. Қалыңдықтары 1,8 ден 7 метрге дейiн өзгередi. Залеж
бiрiккен қабаттық, литологиялық шектелген В,Г,Д,Е залеждерi құмды
қабаттарға ұштасқан күрделi зоналық құрылымды және елеулi рациалды
өзгергiштiкте болады. Биiктiгi және өлшемi үлкен еместiгiмен сипатталып,
литологиялық экрандалған. Баррел-готорив шөгiндiсiндегi газдық фактордың
қабығы болып алть жасының төменгi газды бөлiгi қызмет етедi. Алть қимасында
өзара 10-20 метр қалыңдықтағы саз бөлiкпен бөлiңген коллекторлардың екi
пачкасы алынған. Алть залежi түрi бойынша бiрiккен қабаттың
гидродинамикалық қатынаста қаламқас кен орны қабат сулары тоғандалған
немесе су ауысуы қиындық тудыратын сипаттағы олизион режимi артықшылықты
байқалатын облысқа жалғасқан. Гидродинамикалық жобада кен орын тегiстей
жоғары минералданған су тараған хлорлы, кальцилi түрде қатынастағы звенога
жалғасқан. Солтүтiк-Бозашы бiрiгуi шегiнде артезиан бассейндердiң негiзгi
су араластырушы қалыңдық болып төрттiк, сеномондық, албьтық, барремдiк,
готеривтiк және аралық шөгiндiлер табылады. Төрттiк шөгiндi сулары тұздың
құрамында хлорлы натрилiге жатады. Қалыңдығы аз құмтастысаз қабатшасы
сенiмдi су тiректi бола алмайды. Сондықтан альб сулы горизонттары өзара
қатынастары сияқты сеномондық сулармен де қатынасып және бiрлiк альб
сеноман сулы горизонты болып қаралады. Химялық құрамы бойынша альб-сеномон
сулары хлор-кальций түрiне жатады және 60-80га минералданған. Мұнайгазды
Қаламқас кен орны игеруге 1979 жылы қыркүйекте ендi.
1.6 Сулылық
Қаламқас кен орны гидрохимиялық қатынаста жоғары минералды су күштi
жайылған аймаққа ұштасады.
Қабат сулары әлсiз сульфатты метоноффизделген тұзды, хлор-кальцилi
түрде көрсетiлген .
Кен орын қимасында гидрохимиялық Юра суарынды кешенiнде және үш
төменгi борда жетi қабат ашылған және сыналған. Қабат суларының жату
тереңдiгi 625 метрден 980 метрге дейiн.
Юра қабатынан су ұғңыларынаң есептеу потенциалды шығыны 1
м3тәулiк 538 м3тәулiкке дейiн шектерде өзгередi. Төменгi бор қабаттарында
35 тен 155м3тәулiкке дейiн.
Қаламқас кен орнында Ю-1, Ю-IV , Ю-V және төменгi бор қабаттары көп
жоғары сулы болып табылады.
Мұнай өндiрiсiн техникалық сумен жабдықтау көзi болып жер асты
сулары болып табылады. Қаламқас кен орны шегiнде беттiк су ұстау жоқ.
Ерекше ашық су ұстау болып Каспий теңiзi табылады. Бiрақ оның суын өңдеуге,
пайдалануға кедергiсi гидрохимиялық бiрiкпейтiн жоғары сульфатты теңiз суы
қатаң хлор-кальцийлi қабаттық болып табылады. Осыған байланысты ерекше және
сенiмдi мұнай өндiрiсiн сумен жабдықтау көзi жер асты сулары болып
табылады.
Кен орын шегiнде техникалық жетiстiктi және экономикалық негiзделген
тереңдiк жерасты сулары юра, неоком және апт, альб төменгi туран, төрттiк
шөгiндiлерде орналасқан. Қарастырылған жағдайда альб-төменгi туран
шөгiндiлерiндегi жер асты суларын пайдалану едәуiр қолайлы болып табылады.
Қабат қысымын ұстау системасы үшiн Қаламқас кен орнын игерудiң қабылданған
вариантына сәйкес максимальды су айдау 28,3 млн м3жыл құрайды, олардың
20,7 млн м3жыл өндiрiстiк сулардан алынған су есебiнен.
2. Техника-технологиялық бөлімі
2.1 Өндірістің негізгі сипаттамасы
МДЦ құрылымдары мұнайды, газды, суды өнеркәсіптік дайындау үшін
арналған және келесідей процесстерден тұрады:
-мұнайды тасымалдауға дайындау және оны МАС резервуарларына жеткізу;
-қабат суын дайындау және оны ППФ жүйесіне айдау;
-мұнайлы газды тасымалдауға сығымдау және дайындау.
Мұнайды кешенді дайындау және айдау цехы (МКДАЦ) құрылымдары мұнайды,
газды, суды өнеркәсіптік дайындау үшін арналған және келесідей процестерден
тұрады:
-мұнайды тасымалдауға дайындау және оны мұнай айдау станциясына
жеткізу;
-қабат суын дайындау және оны өнімді қабаттарға айдау;
-мұнайлы газды тасымалдауға сығымдау және дайындау.
МДОП (мұнайды дайындаудың орталық пункті) шикізаты шикі мұнай болып
табылады, олар өнеркәсіптен жеткізіледі, ал өнім болып дайындалған тауарлы
мұнай, тазаланған су, тасымалдауға дайындалған мұнай мен газ блып табылады.
МКДАЦ екі мұнай дайындау қондырғысынан тұрады:
-жаңа парктегі мұнай дайындау қондырғысы;
-ескі парктегі мұнай дайындау қондырғысы (КазНИПИ мұнай жобасы).
Мұнай дайындау процесі сепарация, термохимиялық әдіспен сусыздандыру,
ыстық тұщы сумен жуу арқылы тұзсыздандыру және резервуарларда тұрғызу
арқылы жүзеге асады.
Қабат суын дайындау процесі келесі этаптардан тұрады:
-мұнай өнімдерінен және механикалық қоспалардан тазарту (РВС-5000 су
резервуарлары);
-ҚҚҰ жүйесі арқылы өнімді қабатқа су айдау.
Мұнайлы газды дайындау процесі келесідей этаптардан тұрады:
- айырғыштарды тазарту;
-газды сығымдау және тұтынушыларға жеткізу.
Технологиялық процесс өзінің үзіліссіздігімен, сипатталады. МКДАЦ
технологиялық құрылымдары өндірістің СЖП-90-81 және жарылыс қаупі бар
категориясына жатады. Мұнай мен суды дайындаудың барлық технологиялық
кешені МКДАЦ-тың автоматты басқару жүйесінің жалпы бөлігі болып табылатын
бақылау және қадағалау аспаптарымен және автоматизация жүйелерімен қажетті
жағдайда жүзеге асады. Қондырғының тауарлы өнімі келесілер болып табылады:
-тұзсыздалған мұнай – МЕСТ 9965-76 бойынша 1А сапа тобы, құрамында –
0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 40 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы
0,05% массалық;
-тұзсыздалған мұнай – МЕСТ 9965-76 бойынша 1А сапа тобы, құрамында –
0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 100 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы
0,05% массалық.
2.2 Дайын өнімнің, реагенттердің және көмекші материалдардың алғашқы
шикізатының сипаттамасы.
Қаламқас кен орнының МДЦ 74 % үшін шикізат көзі мұнай болып табылады,
оны массалық сулану үлесі және кен-орында айырудың 1-ші сатысынан кейін МДЦ-
на жеткізеді.
МДЦ-ға жеткізілетін мұнайдың көмірсутекті құрамы (айырудың бірінші
сатысынан кейін)
Компоненте Р с, С2
200 С –дегі тығыздығы кгм3 893,3
200 С –дегі тұтқырлығы С см 143
500 С –дегі тұтқырлығы С см 52
Суу температурасы оС -27
Молекулярлы салмағы 318
Құрамы: %
Күкірттер 2,17
Күкіртқышқылды шайыр 48
Селикагенді шайыр 12
Парафиндер 3,62
Асфальтендер 2,95
Азот 0,42
Кокстенуі 6,3
күлденуі 0,068
Қондырғының тауарлы өнімі мыналар:
-тұзсыздалған мұнай – МЕСТ 9965-76 бойынша 1А спа тобы, құрамында –
0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 100 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы
0,05% массалық;
Тұзсыздалған мұнайдың көміртекті құрамы
Комс, С2
пон
ент
тР
Шекті рұқсат технологиялық
етілген (паспортты)
1 2 3 4
1 ШДЦ шығысындағы мұнай құбыры:
-қысым, кгсм (МПа)
-температура, оС 8(0,8)
5-10
2 Суды алдын-ала лақтыру отстойнигі:
-қысым, кгсм (МПа)
-температура, оС 10,0(0,1) 8(0,8)
5-10
3 С-1 бірінші сатылы сепараторы:
-қысым, кгсм (МПа) 10,0(0,1) 5-6(0,5-0,6)
-температура, оС 25
1 2 3 4
Мұнай мен суды біріктіріп дайындау
4 О-1 отстойнигі:
-қысым, кгсм (МПа) 10,0(0,1) 5-6(0,5-0,6)
-температура, оС 25-30
5 Е-1 буферлі сыйымдылығы:
-қысым, кгсм (МПа) 10,0(0,1) 3(0,3)
-температура, оС 25-30
6 ПТБ-10 қыздыру пеші:
-қысым, кгсм (МПа) 7-8 (0,74-0,8)
-температура, оС 35-60
-жылуөткізгіштігі, Гкалсағ 10,0
7 ЭГ-1, ЭГ-2 электродегидраторлары:
-қысым, кгсм (МПа) 10,0(0,1) 7-8 (0,74-0,8)
-температура, оС 35-60
8 О-2 екінші сатылы сепараторы;
-қысым, кгсм (МПа) 10,0(0,1) 1,05(0,105)
-температура, оС 55
Қондырғыға жеткізіледі Қондырғыдан шығады
Шикізаттытсағ ттәу тжыл Шикізаттың аты тсағ
ң аты
1 2 3 4 5 6
О-21 Отстойник 11 Мұнай-газ Рр =1,0 МПа V=200 м3
Д=3400 м3
С-11 Ортадан тепкіш айырғышы бар 11 Мұнай-су-газ Рр =1,0 МПа V=200 м3
мұнай сепараторы Д=3400 м3
V=0,3 м3
О-1 Мұнай мен суды біріктіріп 33 Мұнай-газ Рр =1,0 МПа Д=500 м3
дайындайтын отстойник V=200 м3
Д=3400 м3
Е-1 Буферлі сыйымдылық 11 Мұнай-су-газ Рр =1,0 МПа V=100 м3
Д=3000 м3
ЭГ-1 Электродегидратор 21 Мұнай-су-газ Рр =1,0 МПа V=200 м3
Д=3400 м3
ЭГ-2 Электродегидратор 21 Мұнай-су-газ Рр =1,0 МПа V=200 м3
Д=3400 м3
Е-15 Әрқайсысының сыйымдылығы бар 1 Коррозия ингибиторы V=1,25 м3
коррозия ингибиторының Д=800 м3
блок-боксы
Н-14 Шетернялы сорап 1 Коррозия ингибиторы А=13-462,5GG
Н-15 Дозалау сораптары 2 РАХ 64-63
Е-16 Сыйымдылығы бар коррозия 1 Коррозия ингибиторы V=2,5 м3
ингибиторының блок-боксы 2 Д=1200 м3
Е-24 Конденсат жинағышы 1 Газ-конденсат V=40 м3
Н-27 Түсіру сорапты төмен қысымды Д=2400 м3
факелдері
Е-25 Түсіру сорапты жоғары қысымды 1 Газ-конденсат V=40 м3
факелдерінің конденсат жинағышы Д=2400 м3
С-10 Сепаратор 1 Газ-конденсат Рр =1,0 МПа V=1,5 м3
Д=800 м3
Е-23 Тұщы су сыйымдылығы 1 Су V=10 м3
Д=1600 м3
Е-12 Түсіру сорапты 2 Су+мұнай Рр =0,007 МПа V=40 м3
Е-16 өнеркәсіпті-жаңбырлы ағындарға Д=2400 м3
арналған сыйымдылық
Е-13 Түсіру сорапты мұнай ұстағыш 1 Мұнай-су Рр =0,007 МПа V=20 м3
Е-17 сыйымдылық Д=2000 м3
Е-14 Түсіру сорапты шлам сыйымдылығы 1 Шлам-су Рр =0,007 МПа V=20 м3
Е-18 Д=2000 м3
Т-1 Деэмульгатор дайындайтын 1 Газ+конденсат F=15.5 м2
блок-бокс газының 2
жылуалмастырғышы
Е-8 Әрқайсысының сыйымдылығы бар 1 Деэмульгатор V=1,25 м3
Н-4 дозалау сораптары 2 Д=800 м3
РАХ – 32-12
Е-9 Ингибитор дайындау блок-боксы. 1 Тұз тұндырғыш V=1,25 м3
Н-5 Әрқайсысының сыйымдылығы бар тұз1 ингибитор Д=800 м3
тұндырғышы 2 РАХ – 32-12
С-6 Газ сепараторы 11 Газ-конденсат Рр =1,0 МПа V=1,5 м3
Д=800 мм
М-1 Майайырғыш 11 Газ-конденсат Рр =1,0 МПа V=10 м3
Д=1600 мм
Е=270 м2
ВХ-3 Газдың ауа тоңазытқышы 11 Газ-конденсат
С-7 Үш фазалы айырғыш 11 Газ-конденсат Рр =1,0 МПа V=16 м3
Д=2000 мм
Е-18 Жаңа май сыйымдылығы 1 Май Рр =0,07 МПа V=20 м3
Д=2000 мм
Е-19 Сақтандыру клапандарын түсіру 1 Май V=20 м3
сыйымдылығы Д=2000 мм
Е-17 Өңделген май сыйымдылығы 1 Май Рр =0,07 МПа V=20 м3
Д=2000 мм
Е-22 Жағу майының сыйымдылығы 1 Май V=8 м3
Д=1600 мм
2.6.4 МДҚ технологиялық режимінің оңтайландыру шаралары.
Мұнайды дайындаудағы сапаны жақсарту үшін (ескі парк) және тауарлы
мұнайды жоғары топты сапамен өткізу үшін тереңдетіп сусыздандыру және
тұзсыздандыруға арналған электродегидратор қондырғылары қарастырылған, сол
сияқты МДОП-та тұщы су (Волжская) бар, ол технологиялық операцияның
жүргізілуін қамтамасыз етеді. Қондырғыға ЭГ-200-10 екі
электродегидраторларын қабылдаймыз.
Сондай-ақ тұндыруды жақсарту үшін ОБН-30006 екі отстойниктер
қондырғысы ұсынылған. Ұсынылған шаралар электросусыздандыру қондырғысындағы
мұнай дайындаудың термохимиялық қондырғысынан одан да тиімді
тұзсыздандыруға көшуге мүмкіндік береді. Ұсынылған схема бойынша құрамында
1-2 % суы бар мұнай электродегидраторға бағытталады. Электродегидратор
арқылы тұщы су мен деэмульгатор енгізіледі сөйтіп тұзсыздандыру алдындағы
мұнайдың сулылығы тұз құрамына байланысты 8-15%-ға дейін жеткізіледі. Тұз
тұщы суда еріп және одан кейін су мұнайдан айырылып электродегидратордағы
мұнай тұзсыз болады.
Электродегидратордың жоғарғы жағынан сусыздалған және тұзсыздалған
мұнай шығады, ол тауарлы резервуарға жеткізіледі, ал тұндырғышта айырылған
су, су дайындау қондырғысына (СДҚ) бағытталады.
2.6.5 Тұндырғыштың технологиялық есебі.
Алғашқы берілгендер:
- жұмыс ортасы – мұнай, қабат суы;
- тауарлы мұнай бойынша максимал өндірістілігі – QН=300 м3тәу.
- Сулылғы:
а) кіру кезіндегі ортасы – 30%-дан көп емес
б) шығу кезіндегі мұнайы – 0,5%-дан көп емес.
- максималды жұмыс қысымы - Рр=0,6 МПа.
- ортаның температурасы – 100 оС-ден көп емес,
- ортаның тығыздығы - ρ=0,86-0,98 кгм3
- ортаның кинематикалық тұтқырлығы υ=1.10-5 м2с-тен көп емес.
- ортадағы газдың құрамы – 5 м3м3-тан көп емес.
- ортадағы механикалық қоспалардың құрамы – 100мгл-ден көп емес
- қондырғыға кіру кезіндегі ортаның шығынынан айналым суының шығыны
30%-дан көп емес.
Тұндырғыш секциясының ұзындығын анықтау:
Қондырғыға кіру кездегі ортаның шығыны Q м3тәу мына формуламен
анықталады.
Бұл жерде: Qмах =30%
Qміп=0,5% - Қондырғыға кіру және шығу кезіндегі
сұйықтың сулылығы.
Сонда: Q=3000*100*0,5100*30=4260 м3тәу.
Айналым суының шығыны
Qоб=30.Q100=30.4260100=1278 м3тәу.
Қондырғыдағы ортаның жалпы шығыны
∑ Q= Q+ Qоб=4260+1278 =5538 м3тәу.
Сұйық орта ағынының қозғалысының жылдамдығы Vn , мс мына формуламен
анықталады:
Мұндағы: Дв =3,4 м – қондырғы корпусының ішкі диаметрі, сонда:
Қабылданған мәннің тұндырғыштағы уақыты:
r=50 мин=3000 с.
Сонда тұндырғыш бөлігінің ұзындығы:
α= Vn r=0,00708.3000 =21,24 м.
Құрастырғандағы қабылданған мәні α=22,6 м.
Сақтандыру клапанының есебі:
Клапанның өткізу қимасының ауданы 7 мм2 мына формуламен анықталады:
Мұндағы: - клапан арқылы сұйық шығыны, кгсағ.
α=0,65- шығын коэффициенті.
Р1=1,1*Рn =1,1*0,6 =0,66 кгссм2- клапаннан кейін артық қысымның
максимал мәні.
γ=980 кгм3 – клапан алдындағы сұйық тығыздығының максимал мәні.
β=1 – коэффициент.
Сонда:
f=4071 мм2 өткізу қима ауданы бар 1-150-16 МЕСТ 9789-75 бойынша
сақтандыру клапаны таңдалған.
Құбырлар диаметрінің есебі:
Өту құбырының қимасының керекті ауданы F1=м2 мына формуламен
анықталады:
Мұндағы, V1=1,5 мс –ҒЗЖИ ұсынысына сәйкес қабылданған су
қоспасындағы мұнай жылдамдығы, сонда:
Келтіру құбырының диаметрі D1 мына формуламен анықталады:
D1=300 мм мәнін қабылдаймыз.
Мұнай шығысына арналған өту құбырының қимасының ауданы F2, м2 мына
формуламен анықталады:
Мұнай шығысына арналған құбырдың диаметрі D2 мына формуламен
анықталады:
D2=200 мм мәнін қабылдаймыз.
Су шығынына арналған өту құбырының қимасының ауданы F3, м2 мына
формуламен анықталады:
Су шығынына арналған құбырдың диаметрі D2 мына формуламен анықталады:
D3=200 мм мәнін қабылдаймыз.
2.6.6 МДҚ-дағы құм шаюды жоюдың құрылғысы.
Құмды жою ауыр мұнайды дайындағандағы көптеген жүйелердегі маңызды
функция болып табылады. Тұтқырлығы көптеу мұнайлардың құмдардың және басқа
да қатты заттардың өндіріліп жатқан тау жыныстарының қабатынын көшу
тенденциясы бақалады. Егер бұл материалдардың қысқа уақыт кезеңінде
технологиялық аппаратында жиналдыратын болсақ, онда қыздыру құбырлары
зақымдануы мүмкін , шығару келте құбырын тығындап механикалық қиыншылықтар
туғызады, бұл ағынның сипатын және аппарат жұмысын нашарлатады. КРS
компаниясының құмды жою құрылғысы құмды толық жоюды қамтамасыз ету үшін
өрмек жетістіктерін қолдану арқылы жобаланған , олар технологиялық схеманың
жалпы сипатына зиян келтірмейді. Құмды жою құрылғысы жинау қорабынан және
шешілетін құбырлы байланыстан тұрады. Құмды жинау қорабы апараттың
обечайкасына өзінің тісті кромкаларымен тірелетіндей етіп аударылған. Бұл
иекте құбыр қорап кромкаларының тісі арқылы өткеннен кейінгі құм
түйіршіктерін шығару үшін керекті ағын жылдамдығын анықтайды. Қораптың
кромкаларының тістері пайда болған әсердің біркелкілігін анықтайды. Аппарат
түбіндегі құмды лақтыру жүйесімен салыстырғанда мұндай конфигурация сыртқы
тығынды арматураның эррозия эффектісін азайтады. Аппарат түбінен құмды
лақтыру кезінде тығынды арматураны ашу уақытында едәуір эррозия орын алады,
ал үстінен лақтыру схемасын қолданған кезде ағын ысырманы толық ашпайынша
айтарлықтай таза болып қала береді. Құмды жоюдың мұндай бірнеше құрылғылары
коллектормен өзара байланысқан, олардың жұмысы қолмен немесе басқару
панелінің бағдарламалық логикалық бақылаушы (БЛБ) мен реттелінеді. Ол құмды
жоюдың әрбір операциясын рет-ретімен орындауды автоматты түрде анықтайды.
Құмды шаю құрылғысы құм жинау қорабына қатты тұнбаларды орналасу
процесін жеңілдету үшін құмды жою құрылғысымен бірге жұмыс істейді , сөйтіп
ол құрылғылардың жалпы әсер ету ауданын кеңейтеді. Құмды жою құрылғысы
сияқты, құмды шаюдың жекелеген құрылғылары өзара ортақ коллектормен
байланысқан және олардың да жұмысы аталып өткен басқару панелімен
реттеледі.
Жұмыстың реттілігі құмды жою құрылғысын қосқан кезде құмды шаю
қондырғысына қосылатындай етіп жобаланған, ол құмның мұнай фазасына
көтерілуін қадағалайды.
Мұнайлардың көбісінің құрамында құм мен саздың әр түрлі мөлшері ба.
Бұл қатты шөгінді сепаратор түбінде, шикізатты дайындау қондырғысында,
электродегидраторларда және мұнай мен суды сақтау резервуарларында
жиналады. Егер олардың мөлшері минималды болса, қатты шөгінді жылсайынғы
техникалық қызмет көрсету жұмыстары кезінде немесе алдын-ала анықталған
график бойынша оп-оңай жойыла алады. Ал егерде олардың көлемі көптеу болса,
тазарту үшін технологиялық аппараттарды тоқтату керек болады және жұмыс
уақытын жоғалту мен техникалық қызмет көрсету бойынша жұмыс құны едәуір көп
болады.
КРS компаниясының ұзақ жылдар жұмысы кезінде құмды жоюдың стандартты
құрылғылары өндірілген, бұл қондырғыларда технологиялық аппараттың түбіне
монтаждалған ұзындығы 150 см құм жинаудың бөлек құбыры қолданылады. әрбір
құрылғы құм шаюды басқаратын бөлек клапанмен жабдықталған, олар қолмен
немесе автоматты түрде басқарыла алады, яғни әрбір құрылғы жеке
басқарылады.
U-қалпында болған құм шаю монифольдінде құмжинау қорабының әрбір
қабырғасында екі түзу секция орналасқан. Құм шаю монифольдінің әрбір түзу
секциясы тот баспайтын болаттан бірнеше соплолармен жабдықталған, олар су
беру кезіндегі өндіретін су ағыны бір-бірін жабатындай етіп орналасқан және
ол құм жинау қорабының барлық ұзындығы бойынша өңделіп жатқан ауданды толық
жабуды қамтамасыз етеді. Егер де қажетті қысым және жылдамдықпен беріліп
жатса, онда қондырғыны әр қосқан сайын құм жиналуды толық жою қамтамасыз
етіледі. Суды беру құм жою операциясымен бірге бір уақытта жүзеге асады, ол
процестердің бұзылуын алдын алады.
Ішінен қыздыратын аппараттың түбінде және қыздыру құбырында құм мен
қатты шөгінділерді жиналуын алдын алу өте маңызды. Құм шөгулер үлкен
қиыншылықтар тудыруы мүмкін, Аппарат түбінде құмның жиналуы жұмыс
тиімділігін азайтады және оны жою қымбатқа түседі. Аппараттар мен қыздыру
құбырлар үшін арналған құмды автоматты жою құрылғыларын қолдану өте тиімді.
Мұндай қондырғылар құм жиналатын кез-келген технологиялық процестерге
керек.
2.7 Бақылау және автоматизациялау схемасы.
Автоматты реттеу.
1. Отынды газ құбырында орнатылған реттеуіш клапанмен әрект ететін
құбырлы пештен шығатын мұнайдың температурасы;
2. Сыйымдылықтардың жылыту змеевиктерінде жылутасығыш құбырларында
орнатылған реттеу клапанына басқару сигналын беретін Е-81, Е-82, Е-9, Е-
15 сыйымдылықтарындағы сұйықтың температурасы;
3. Отындық газдың қысымы;
4. СА-11,2 апатты сепараторларына сұйықты тастау жағдайында EG-11
немесе EG-12 дегидраторларындағы сұйық қысымы;
5. EG-11,2 дегидраторларындағы мұнай қысымы;
6. Е-11 сыйымдылығындағы қысым;
7. GK-21,2 газды компрессорларының қабылдағышындағы газдың қысымы.
Айдау құбыры және сору құбыры арсындағы құбырда орналасқан реттеуіш
клапандағы төмен қысым кезінде (абсолюттіден төмен) командалы сигнал
өңделеді. Қысым абсолюті белгіден жоғары болған жағдайда командалы сигнал
факелге газды лақтыру клапанына беріледі.
8. О-21 суды алдын-ала лақтыру отстойнигіндегі эмульсия қысымы;
9. С-11 сепараторының газ бөліміндегі қысымы;
10. КиП ауа торабындағы сығымдалған ауаның қысымы;
11. О-11-3 отстойниктеріндегі мұнай-су фаза бөлімінің деңгейі;
12. Е-11 сыйымдылығындағы мұнайдың деңгейі;
13. СА-11,2 апатты сепараторындағы мұнайдың деңгейі;
14. EG -21,2, EG -11,2 дегидраторларының әрқайсысында мұнай-су
фаза бөлімінің деңгейі;
15. С-21 сепараторындағы мұнай деңгейі;
16. С-1 сепараторындағы мұнай деңгейі;
17. О-21 суды алдын-ала лақтыру отстойнигіндегі мұнай-су фаза
бөлімінің деңгейі;
18. С-61 газ сепараторында және М-11 майайырғышындағы сұйық
деңгейі;
19. Е-23 сыйымдылығындағы сұйықтың деңгейі;
20. С-71 сепарторындағы газ конденсатының деңгейі;
21. С-10 сепарторындағы сұйық деңгейі;
22. Отындық газдың шығынына тәуелді құбырлы пештің ағымдық
кеңістігіне вентилятормен берілетін ауаның шығыны;
23. Процеске берілетін тұщы судың шығыны.
Аппараттардың және олардың технологиялық сумен толтырылғанын және
ауаның жүйеден ығыстырылғанын ескере отырып, барлық жүйені мұнаймен толтыру
келесі схема бойынша жүзеге асырылады:
1. Қондырғыға мұнайды енгізу үшін ысырманы ашу.
2. О-21 тұндырғышына мұнайдың кіру және одан шығу ысырмаларын,
сондай-ақ С-11 сепарторындағы, П-11 пешіндегі шикізаттың кіру және шығу,
О-11-3 тұндырғыштарындағы, Е-1 буферлі сыйымдылығындағы П-12 пешіндегі
ЭГ-11-2, ЭГ-21-2 электродегидраторларындағы ысырмаларды ашу.
3. Тазалау құрылымдарына О-21, О-11-3, ЭГ-11-2, ЭГ-21-2-ден
шығатын қабат суының ысырмаларын ашу.
4. ЭГ-21-2-ден кондиция емес ысырманы ашу.
5. Тазалау құрылымдарына қондырғыдан қабат суын лақтыру сызығындағы
ысырманы ашу. Бақылау вентилінде мұнай пайда болған кезде қабат суын
лақтыру сызығындағы және тазалау құрылымдарындағы қондырғылардағы
ысырмаларды жабу.
6. Егер де мұнй жүйесін толтыру кезінде фланецті, резбалы немесе
дәнекерлі жалғаныстарда ағып кету пайда болса, онда бұл ауданды өшіріп,
кемшіліктерді жойып одан кейін жүйені мұнаймен толтыруды жалғастыру.
Су жүйеден ығыстырылғаннан кейін және сепарацияның 2-ші сатысындағы
қысымға қосымша престеу жүргізгеннен кейін, қондырғы суық циркуляция
режиміне келесілей ретпен шығарылады:
1. Қондырғыдан кейінгі факелге газды лақтыру ысырмасын ашу;
2. 11-деңгей реттегішіне дейінгі және кейінгі ысырмаларды ашу;
3. С-11- деңгей реттегішіне дейінгі және кейінгі ысырмаларды ашу;
4. Н-1 сорабын жұмысқа қосу;
5. П-11 пеші арқылы шығын ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Тауарлы өнімді алу, табылып жатқан мұнайды дайындау болып табылады.
Ол келесідей технологиялық процестерден тұрады: сепарация, стабилизация,
мұнайды сусыздандыру мен тұзсыздандыру, ағынды суларды эмульгацияланған
мұнайдан және механикалық қоспалардан тазарту, сондай-ақ мұнайлы газдан
кептіру және тазалау.
өнеркәсіпте табылып жатқан мұнайды алғашқы дайындау келесі себептерге
байланысты: тасымалдау шығындарын азайту, тұраты эмульсия түзілулерін жою,
газ құбыры аймағында гидраттүзілуді болдырмау, су айдау ұңғыларының
қабылдағыштығын сақтау, мұнайлы газды және суды тасымалдау кезінде ішкі
өнеркәсіптегі, магистралды, зауытты жабдықтармен құбырлардың коррозиялы
бұзылыстарын азайту.
Қазіргі уақытта мұнайды жинау мен дайындау кезекпен келетін екі
процесте, ал аталған технологиялық процестердің бірлік жүйесі мұнайды жинау
мен дайындау үйлескенде ғана болады. Мұнай газ жинаудың және дайындаудың
қазіргі заманғы жүйесі, бұл құбырлардың бір бірімен техникалық байланысқан
блокты автоматталған жабдықтар мен аппараттардың күрделі кешені болып
табылады.
Объектілерді құрастыру және мұнайды жинау мен дайындау жүйелерінің
коммуникациясы кен-орынды өндіруге шығындалатын капиталды салымдардың
шамамен 50-% құрайды. Жабдықтарды блокты-кешенді ретінде қолдану шығындарды
екі есеге дейін азайтады, кен-орынды өндіруге 3-4 жылға дейін ерте беруді
тездетеді, мұнайлы газды және кондицияланбаған мұнайды жоғалды болдырмайды.
Ол сондай-ақ бізге технологиялық процестің толық автоматтандырылғандығын,
қуаттылықты жоғарылатқанда немесе төмендеткенде жұмсақтығын және
шапшаңдығын (бөлек блоктардың монтажы және демонтажы), мұнайдың және
сұйықтың табу динамикасын есептеу, өнімнің уақытылы сулануы.
Шығындарды азайтудың басқа да түрлері бар, мысалы: өлшеу және асқа да
қондырғылардың саны мен орналасуын, жергілікті жер сипатына байланысты
құбыр диаметрін рационалды таңдау, сондай-ақ технологиялық объекттерді
қатайту және орталықтандыру мұнайды жинау мен дайындау процестерін
үйлестіру.
Ұңғылардан келетін артық энергияны қолдану да маңызды болып табылады.
Бұл және басқа да жағдайлар кен-орынды өнеркәсіпті жайғастыруды жобалау
кезінде ескеріледі, ол кезде ұңғыларды шоғырландыру жүйесінің, қабат
қысымын ұстаудың, электрмен қамтамасыздандырудың және тағы басқалардың
әртүрлі варианттары біріктіріп қарстырылады. Бұл күрделі жүйелерді
біріктіріп қарастыру, білікті білікті жобалаушының экономика математикалық
моделімен үйлесетін әдістеме бойынша компьютерлік технологияларды қолдану
базасында мүмкін болды.
Өнеркәсіпті жайғастыруды оңтайландыру капиталды салымдарды 10-15 %-ға
дейін азайтуды қамтамасыз етеді.
ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛIМ
1. Қаламқас кен орны туралы жалпы мағұлмат
Бозашы бөлiгiнiң солтүстiк еңiсiнде орналасқан Қаламқас мұнай-газ
кен орны 1976 жылы ашылған. Барлау және жобалау ұңғыларын алғашқы
бұрғылауды қосқанда, 1979 жылы қыркүйекте пайдалануға еңгiзiлдi.
Әкiмшiлiк қатынаста Қаламқас кен орны Қазақстан Республикасы
Маңқыстау облысы, Маңқыстау ауданы, Бозашы түбегiнiң солтүстiк бөлiгiнде
орналасқан. Қаламқас кен орнына жақын елдi мекен вахталық кент Қаламқас екi
шақырым, Шебер кентi 80 шақырым. Тұшы қудың кеншары 102 шақырым, Ақшымырау
кеншары 125 шақырым қашықтықта.
Аудан орталығы және темiр жол станциясы Шетпе кен орнынан шақырым
қашықтықта, облыс орталығы Ақтау қаласы 280 шақырым қашықтықта орналасқан.
Қаламқас кен орнынан оңтүстiк батысқа 25 шақырымда Қаражанбас және
Солтүстiк Бозашы кен орны орналасқан, ал солтүстiк шығыста 125 шақырым
қашықтықта игерiлiп жатқан Дрорва кен орны орналасқан. Iрi темiр жол
станциясы Бейнеу 280 шақырым қашықтықта орналасқан. Өзен-Атырау-Самара
мұнай магистралынан алыстығы 165 шақырымды құрайды.
Кен орын ауданындағы рельеф 20-25 м белгiдегi теңдiктi көрсетедi.
Лондшафт ауданындағы негiздемесi үшiн автокөлiктер жүрiп өте алмайтын тоған
ойпаттары бар көптеген сорлар болып табылады. Кен орнының солтүстiк бөлiгi
қатты жел әсерiнен теңiз астында қалып бұрғылау және пайдалануды
күрделендiредi.
Ауданның климаты жазда 30-450 С, қыста –300С-ға дейiн температураның
күрт өзгерiсiмен сипатталады. Негiзiнен күз-қыс мерзiмдерiнде атмосфера
төмендейдi. Сирек кездесетiн аз шығымды құдықтар iшетiн су көздерi болып
табылады. Альбсулы қабатынан бұрғыланған ұңғылар сол жақты Каспий теңiзi
техникалық сумен жабдықтау үшiн пйдаланылады. Барлық елдi мекендер
арасындағы байланыс тас жолдар мен авиа көлiктер болып табылады.
2. Кен орынды геологиялық зерттеуДІҢ қысқаша тарихы.
Қаламқастың структурасы 1974 жылы рекогнодировалық МӨВ түсiрiлумен
анықталып, сонан кейiн МОГТ алаңдық сейсмотүсiрiлумен бөлшектеп зерттелген.
Жекелеген бөлiктердiң структурасын анықтау және өнiмдiлiгiн анықтау
структуралары iздеп бұрғылаудың едәуiр көлемiн анықтады.
(1975 –1978 жылдар ГПП КЭ МНГР)
1976 жылы қаңтарда 587 метр К-1 ұңғысының түбiндегi неоком түзiлуiнен 100
мың м3 тәулiк шығындағы газ фонтаны атылды. 1976 жылы шiлдеде №3 ұңғыдан
847-855м аралықта мұнай фонтаны алынып, Юра түзiлуiнiң өндiрiстiк мұнайлы
екенiн дәлелдеген. Кейiнгi iздеу жұмыстарындаҚаламқас үлкен көп қабатты
газ мұнайлы кен орын болып тағайындалған.
1977-1979 жылдары мұнай және газдың В+С1 дәрежелерiн бағалау мен қабаттың
құрылысын жекелеп зерттеу мақсатында КЭМНГР барлау ұңғыларын бұрғылауды
жүргiздi. Қазiргi уақытта кен орынды барлау жұмыстары жүргiзiлген және
1980 жылдан Маңғыстаумұнайгаз ӨБ күштерiмен кен орынды пайдалану
жүргiзiлуде.
3. 1.3 Кен орын және ауданның геологиялық құрылысы.
Литологиялық-статиграфиялық сипаттама
Қаламқас ауданында триас, юра және бор жастарының шөгiндiлерi
бұрғылаумен ашылған.
Триастық жүйе – Т3
П-1 ұңғысының (көрсеткiштiк) триастық түзiлу түгелге жуық
өткiзiлген. Осы ұңғыда триас жасы харофиттер және остракодпен анықтау
негiзiнде төменгi және орта бөлiктер болып көрсетiлген. Бұдан басқа
электрокаратаж және литологиялық берiлгендер бойынша орта триас 63 және 68
ұңғыларға шартты бөлiктер басқа ұңғыларда тек төменгi триас шөгiндiсi
кездестiрiлген.
Төменгi бөлiм.Т1
Төменгi триас түзiлуi аргилиттер мен құмды алеврелиттi жыныстардың
әркелкi таралуымен ерекшеленiп, алевролиттi және сағды түрлiлiгi
көрсетiлген. Бiрнеше ондаған метр қалыңдықты құрап, алевролиттер,
аргалиттер бiр-бiрiнен көбiне жұқа орналасқан. Құмтастар бәрiнен бұрын жұқа
қалыңдықтағы қабатша және 2-4 метр қабаттар түрiнде қаралады. П-1 ұңғысымен
ашылған қимада құмтастар бөлiктерi К-32 метрге дейiнгi қалыңдықтар төменгi
және жоғарғы бөлiктерге жекелеген жағдайларда алевролиттер мен аргелиттерге
орналасуымен белгiленген. Төменгi триас жынысы ашық түстi қоңыршылығы қызыл
түстi.
Сұр және қызғылт, қызылды, әртүрлi түстер қоңыр бояумен
ерекшеленедi. Сирек кездесетiн жыныстарда сұр бояулардың әртүрлi түрi,
кейде жасылды немесе қоңыр, кейде қызылды немесе қызғылт дақтармен
белгiленедi. Сұр бояуларды көбiне сынық жыныстар үшiн, кейде аргелиттер
үшiн қолданады. Төменгi триас құмтастары ҰГ кейде ӨГ-ҰГ iрiктелу әртүрлi
сынбалы материалдан, кейде жұқа қабықты полимиктали (26-46%) кварцты, 17-
31% дала шпаттары, 31-46% сазды кремний жыныстар сынықтары, базальды-
кеуектi берiк цементтелген. Сирек контактiлi- кеуектi сазды корбанатты
цементтермен регенарациалы-кварцтық цементтелгендер бөлiктер болып
табылады.
Құмтастар тығыз, әлсiз кезектi өткiзбейтiн, кейде диманың жоғарғы
бөлiгi тығыздығы нашар жоғарғы кезектi, әлсiз өткiзгiш. Алевролиттер iрi
және түрлi түйiршiктi, көбiне- көп микро және жұқа қабықты, полиликталы,
базальды-кезектi берiк шөгiнделген, сирек көптакталы- кезектi цементтермен
сазды корбанатты бөлегi регнерациялы-кварцтық цементтелгендер бөлiктер
болып табылады.
Құмтастар тығыз, әлсiз кеуектi өткiзбейтiн, кейде қиманың жоғарғы
бөлiгi тығыздығы нашар жоғарғы кеуектi, әлсiз өткiзгiш. Алевролиттер iрi
және түрлi түйiршiктi, көбiне-көп микро және жұқа қабықты, полиликталы,
базальды-кеуектi берiк шөгiнделген, сирек көптакталы-кеуектi цементтермен
сазды корбанатты бөлегi регнерациялы-кварцты құрамда, тығыз 2,52-2,61 гсм
элиз кеуектi[25%] өткiзбейдi.
Төменгi триастың аргилеттерi алевролиттi және алевролителген, жұқа-
микроқабықты және әркелкi корбанатты, тығыз (2,59-2,72 гсм2) берiк және
шытаған. Кейде төменгi триас түзiлуiнiң құрамында алевриттi саз жынысының
қабатшалары пирокласты өткiр қабықшалы белгiленедi.
Жыныс жасы олардың құрамында төменгi триастың түрлерi остронод және
хоро суосiлi қабықтарының қатысуы бойынша анықталған барлық аралықтар :
1605-1610м, 1645-1650м, 1812-1847 м, 1854-1860 м, 1930-1975 м, 2060-2065 м,
2156-2165 м, 2207-2212 м, 2243-2244м, 2750-2755м, 3280-3285м. Жоғары
ашылған қалыңдық 2395 м құрайды. (П-1 ұңғысы). Төменгi триастың ашылу
тереңдiгi басқа ұңғыларда 11-95 м аралығында.
Орта бөлiм Т2
Бұл жастағы түзiлуi құмды-алевролиттiк және сазды жыныстардың тегiс
емес қабат суымен көрсетiлген. Әктасты қабаттар (3 метрге дейiнгi) және
жұқа қабатшалар сирек. Кейде жұқа шымтезек түзiлген жыныс қабатшалар
кездеседi. Орта триас құмтастары сұр. Ашық сұр, жасыл дақтармен, ҰГ, сирек
ОГ және түрлi түйiршiктi кейде жұмырланған сынықтардың қатысуымен қоңыр сұр
саз және алевролиттер , негiзiнен қабаттаспаған полимикталы (39-43% кварц
,28-31% саз-кремний жыныс сынықтары, 3 % слюда), саз-корбонатты кеуектердiң
шегенделуi, регенерациялы-кварцты цементтердiң (16-22%) бөлiгi 6-21 метр
қалыңдықта қабат құрайды. Бұл жыныстар тығыздығының орташа бөлiктерiмен
(2,29 гсм2) және жоғары емес колектарлы құрамымен (кеуектiлiгi 12,6 %
шейiн). Орта триас алевролиттерi құмтастармен салыстырғанда тығыздау
(2.49%) әлсiз кеуектi (5%) iс жүзiнде өткiзбейдi. Аргилит тектес саздар
және аргилиттер күнгiрт сұр және қоңыр-күнгiрт сұр алевролиттi, сирек
алевролиттi, көбiне микро –жұқа қабықты, тегiс емес корбонатты берiк кейде
калькунт жұқа желiсiмен қиылған. Орта триас iзбестастары ашық сұрдан сұрға
шейiн, оргонетендi-сынған, фороминиферлi-острокодты және детри су өсiмдi
берiк шымтебек шөгiндi жыныстар қара сұр жұқа бөлiктер түрiнде 1470-1475 м
(П-1) аралығында ғана көрсетiлген.
Юра жүйесi J1
Юра шөгiндiлерi жуылмалы және стратиграфиялық үйлеспей триас
жыныстарына жайылған және екi бөлiмнен орта және жоғары көрсетiлген.
Орта бөлiм J2
Оның құрамында байос және бап ярустарының мүшеленбеген шөгiндiлерi
бөлiнедi, саз және құмтас алевриттi жыныстардың тегiс емес қабаттасуын
көрсетедi. Саз артықшылығы қиманың төменгi бөлiгiнен бақыланады. Жекелеген
өсiмдiк қалдықтары және жұқа көмiрлi қабатшалар шашылған детрит түрiндегi
өсiмдiк органикасының көп қатысуы бойот-батты жыныстың сипатталу
ерекшелiгi болып табылады.
Жоғарғы бөлiм J3
Жоғарғы юра шөгiндiсi өте шектелiп жайылған және структуралық
солтүстiк-батыс бөлiгi көбiне батып жойылған болып көрiнедi. (69,74,20,22
ұңғылар)
Жоғарғы Юра құрамында сипаттау кешенi бойынша 22 ұңғыда (861-865м)
фороминифер табылып, волгояруст бөлiнген. Ол алевролиттердiң, саздардың,
доломиттi мергелдердiң және доломиттердiң литологиялық тең емес мөлшерде
қабаттасуын көрсетедi.
Бор жүйесi К
Бор шөгiндiсiнде жыныстың литологиялық ерекшелiктер негiзiнде,
полеонтологиялық анықтауда және өндiрiстiк-геофизикалық берiлгендерде
бортиас-волонтидтiк потеривтiк, боррельдiк, аптик және төменгi бөлiмнiң
алыс ярусында, сол сияқты жоғарғы борди секомен және туран ярустары
бөлiнедi.
Төменгi бөлiм К1
Төменгi бор шөгiндiсi стротиграфиялық келiспеуiмен және әртүрлi
жайылу дәрежесiмен юра жыныстарын жауып тастайды.Бұл түзiлiс негiзiнен
теңiздiк шөгiндiлерде артықшылықты кужсем свитасының субконтинетальды
герригендiк жыныстар ала-бажақ түстi болмағанда, жоғарғы готерив боррем
сияқты жинақталған. Берриас-валанжин ярусы шевролиттердiң басым болуымен
саз және iзбестастардың әркелкi қабаттасуымен көрсетiлген. Төменгi бөлiкте
алевролиттер қабаттарымен және мергель немесе сазды iзбестас қабатшалары
кездесуi ереже сияқты. Берриас-валажина қимасының структурасының көтерiлген
бөлiктерiне iзбестастар және саз қабатшалары бар жұқа қалыңдықтағы
алевролит қабаттарымен конглемератты құмтасты, iзбестасты, базальды
негiзiнде құралған. Берриас –валенжин шөгiндiсi бай фороминифер кешенi
бойынша бөлiнген болды.
Готерив ярусы Қаламқас ұңғыларының барлық қималарында
қалыптастырылған. Готерив шөгiндiсi табылуымен берриас-валенжин жыныстарын
жуып тастаған және жоғары қарай бiрте-бiрте кугесиль авиталарының тұнбалары
ала бажақтанады. Төменгi готерив жыныстары аз сулы теңiз тұнбаларымен
берiлген және негiзiнен жасыл-сұр мергелдермен, алевролиттi қабатшалы
саздармен көрсетiлген. Саз басымдылығынан төменгi және орта бөлiк
қимашалары, ал алевролиттерден жоғарғы бөлiк қимашалары қарастырылады.
Жоғары готеривте жыныстар сұрдан, жасыл-сұр алабажаққа дейiнгi түсте.
Готерив жыныс жасы форомениферали бойынша макрофаун анықтауы негiзiнде
көптеген ұңғылар (2, 13, 22, 17, 52, 58) қималарында қалыптастырылған.
Беррель ярусы литолого-коратаждық сипаттама және қимадағы жағдайы
бойынша бөлiнедi. Беррель шөгiндiсi алевролиттер мен алабажақ түстi
саздардың әркелкi қабаттасуымен көрсетiлген. Құмтастың қабатшалары мен аз
қалыңдықтағы аз қалыңдықтағы қабаттары сирек кездеседi. Жыныстар қоңыр, сұр
және қызыл-қоңыр, жасыл сұр түстi болады. Саздарда мергелдiк бекiтулер жиi
кездеседi. Неокомның жалпы қалыңдығы 134-215м құрайды. Альб ярусы барлық
жерде жайылуымен және баррем жынысында шайылуымен орналасқан. Алть
табанында тұнбалар күнгiрт қараға жақын алабажақ түстер алмасып
орналасқан. Алть ярусы негiзiнде гравелит линзалары қосылған алевролит
құмтас жынысты базаль қабаты қарастырылады. Талыс және қиыршық тас кейде
фосфоратталған сынықтармен жергiлiктi корбонаттық жыныстар және кварцпен
көрсетiлген Слюдалы және майлы сезiлетiн күнгiрт сұр қараға жақын бiртектi
саздар қалыңдығы жоғары жатады. Саздар iзбестассыз, кейде пирит қосылған
әлсiз iзбестасты, гладконит түйiршiгiнiң ұясымен сыннықтар және
пеледиподпен гостроподты ұсақ роковинiмен болады.
Альт қимасының жоғарғы жартысындағы сағдарда ашық түстi
алевролиттермен құмтастардың ұсақ түйiршiктi қабатшаларының таралуы
көрсетiлген.
Қаламқаста өндiрiстiк геофизикалық берiлгендер бойынша альб ярусы
қимасының төменгi бөлiгiнде сазы көп алевролиттермен саздардың әркелкi, ал
орта және жоғары бөлiктерде алевролиттердiң қабаттасуын көрсетедi. Альб
қалыңдығы 340-361 метрге жетедi.
Жоғарғы бөлiм К2
Қаламқаста жоғарғы бор шөгiндiсiнен тек сеноман және турон ярустарының
жыныстары сақталып қалған. Сеноман ярусы үлгiмен сипатталмаған. Қима
жағдайды және кафитат бойынша бөлiнедi.LQ және ПС қисықтары бойынша
шешкенде синоман қимасы бойынша құмтасты-алевролиттi жыныс қабатшасы бар
саз қалыңдығы жатқан базаль горизонтынан басталады. Сеноман қалыңдығы 79
метрден 100 метрге дейiн өзгередi. Туран ярусы сол сияқты өндiрiстiк-
геофизикалық берiлгендер бойынша бөлiнедi. Туран қалыңдығы 3 ұңғыда 50
метрден 25 ұңғыда 160 метрге дейiн өзгередi.
4. Тектоника
КМПЗ берiлгендерi және таза геофизикалық алаңдар анализ нәтижелерi
Солтүстiк-Бозашы және Оңтүстiк-Бозашы блоктары iргетастарында бөлуге жол
бередi. Жалпы қабылданған жағдайда келiскен геологиялық және геофизикалық
берiлген кешенде Солтүстiк–Бозашы блогына аралық және платфонмен кешенiнде
Солтүстiк-Бозашы биiктiгi, ал Оңтүстiк-Бозашы блогына Оңтүстiк-Бозашы
иiлiмi бекiтiлген.Әрi антикиналды Солтүстiк-Бозашы биiктiгi жеңiл
ассиметриялық жиынтық оңтүстiк қанаты күрт(1-5 градусқа) және солтүстiк
жағы (1,5градусқа) кең бағытта келiстiрiлген. Созылған екiншi реттегi
структура болып табылады. Биiктiктiң келтiрiлген бөлiгi альб
шөгiндiлерiнiң төрттен бiр бөлiк тұнбасымен, ал жоғарғы жақтары бор және
полеогенфермен құрылған. Биiктiк тектоникалық бұзылу жүйесiмен зона
қатарындағы кең жазықтық сыңған әртүрлi бағыттағы бұрғылау және сейсмикалық
жұмыстармен аз жығудары тектоникалық бұзылулар қалыптастырылған. Бұрғылау
берiлгендерi бойынша Қаламқас структурасы брахиантиклиналь 26х7 шақырым
өлшемдегi кең бағытқа созылған және 10-1 горизонтының үстi бойынша
амплитуда ретi 100м екенiн көрсетедi. Құлау бұрышы солтүстiк жағында 1
рад.30 мин 2градус, оңтүстiк жағында 1 градус құрайды. Структуралық
карталарды түрлi жазықтықтар бойынша салыстыру бар, юра және триастың
жобада келiсуiн куәландырады. Осыдан айналым өсiмi және тас шөгiндiдегi
ертедегi шөгiндiге дейiн жиынтық дұрыстығы көрiнедi. Оның амплитудасы турон
табаны бойынша 60 метрден сақталатын жағдайлы орынға дейiн өседi.
Бозашы биiктiгi үшiн сипаттау мақсатында фагониялды жоспардағыдай
және жекелеген локальды структурадағыдай кеңдiктен мередианалдыға дейiн
әртүрлi байқаулармен кең дамыту.
Қаламқас структурасы Қаражанбас және солтүстiк Бозашымен
салыстырғанда жату тереңдiгi едәуiр екенiне қарап және де тектоникалық
бұзылуы қарқындылық сипаттамасы болса да сейсмика материалдары бойыенша
бұнда тек бұзылу солтүстiк шығыс перикиналь бөлiгiн күрделендiредi.
Берiлген сынау анализдерi және вора өнiмде қабат бойынша өндiрiстiк
геофизикалық материалдар структурада анықталған бүкiл қатар аз амплитудалы
бұзылу негiзiнен субмеридианальды бағытта бөлу үшiн негiз бередi және
структуралық құруы бойынша iс жүзiнде тiркелмейдi. Бөлiнген бұзылулар (F1-
F7) структураны жетi блокқа (I-VII) бөледi. Осыдан ең үлкен бұзылушылық
биiктiктiң батыс пен шығыс перекинальды бөлiгiн сиппатайды. №25 ұңғыны
сынаған кезде алынған мұнай 1 блокта қабылданған мұнайсу контактiлерiмен
салыстырғанда мұнай белгiде F1 бұзылуын жүргiзу үшiн негiзi болып қаланды.
Ю-3 горизонтын сынау кезiнде су алынып 1 блоктың (64,74,69) және III
блоктың (67 және 51) өнiмдi ұңғыларымен салыстырғанда 71 ұңғы жоғары
гипсометриялық жағдайды иемденедi деген негiзде F2 және F3 атқылаулары
жүргiзедi. III және IV блоктарды бөлушi F4 бұзылуы 6,70 және басқа
ұңғылардың жоғары гипсометриялық жағдайда екенiне сулы қабаттарды
көрсетiлгенiне қарамастан Ю-VII горизонтындағы мұнай жиынтығын экрандайды.
Басқа бекiтумен бұзылу 70-77 скважинада триас бетiнде гипсометриялық
белгiнiң күрт түсуiне қызметтенедi. F5 бұзылуы Ю-1 горизонты бойынша 19
және П-1 ұңғыларында IV және V блоктарды әртүрлi су мұнай контактысымен
бөледi. F6 бұзылуы Ю- IV горизонтын 18 және 60 ұңғыларда сынау нәтижелерi
бойынша 19 ұңғыда каратаж есебiмен бекiтiлдi. F1 бұзылу бекiтуiмен
сейсмикалық берiлгендер бойынша бөлiнетiн төменгi қабаттан Ю-1 горизонты
белгiсiмен газ алуға қызмет етуi мүмкiн жоғарғы V блоктан мұнай ағыны
алынған.
1.5 Мұнайгаздылық
Қазiргi уақытта кенорында юра және төменгi бор шөгiндiлерiнде
өндiрiстiк мұнайгаздылық анықталған. Юрада жетi өнiмдi горизонт (Ю1-Ю7)
бекiтiлген. Ю-1 және Ю-2 горизонттарына газ мұнай қоры қатысты, ал
қалғандарына мұнай қоры Ю-1 горизонтының газ мұнай залежi ең үлкен өнiмдi
алаңды иемденедi. Ю-III және Ю-IV горизонтарына қатысты залеждер ең елеулi
мұнай қоры болып табылады. Төменгi бор қимасында алты газды қабат
анықталып, боррем-готерив ярус шөгiндiсiне және алты шөгiндiсiндегi екi
газды қабат ұштастырылған Юра өнiмдi қалыңы саз және құмтас- алевролиттi
жыныстардың әркелкi кезектесуiнен құралған. Залеждер-әлсiз шегенделген
құмтастарға, алевролиттерге және қалыңдығы 10-25 метр құмды қабаттарына
ұштасқан. Тиiмдi мұнайға қанығу қалыңдығы 2,6 метрден 20,8 метрге дейiн.
Жекелеген бөлiктерде бiрлiк горизонт құрайтын қабат коллекторлардың
2-3 құмды қабатшамен көрсетiлуi ереже сияқты. Литологиялық қатынаста
горизонттар саздармен немесе әлсiз өткiзетiн жыныстармен араласуы мүмкiн.
Өнiмдi горизонттар 5-8 метр қалыңдықтағы саз қосуларымен анықталған.
Бiрақ сол бөлiктерi болмайтын бөлiктер кездеседi және онда өнiмдi
горизонттар (Ю-III Ю-IV Ю-V) қосылады. Өнiмдi горизонттың құрылысын
сипаттау ерекшелiктерi мұнайлы залетдi қабатпен техтоникалық және
стратаграфиялық экрандауға қатысады. Барлық залеждер үшiн готерив сазының
қуатты қалыңдығы қабық болып қызмет етедi.
Қаламқас кен орнының мұнайы барлық солтүстiк Бозашы бiрiгуi сияқты
әр түрлi ауыр күкiрттi және қату температурасы (-200С) төмен. Тығыздық,
тұтқырлық және асфальтты заттар құрауы бiрiгуден контурға дейiн өседi.
Микроэлементтер құрамының көбеюi және олардың қабаттық жағдайда
газға қанықтауы мұнайды сипаттау ерекшелiгi болып табылады. Қабат қысымы
мен қанығу қысымы арасындағы ең кiшi айырмашылық 0,7мПа шамасында болады.
Газдық фактор 5 тен 25 м3м3 Жолшыбай газдың негiзгi компонентiне
метан (97,1 %), ал көмiрсутектер мөлшерi 6-7% тен аспайды. Құрғақ газға
жататындар негiзiнен ауыр смоласы мұнай қасиеттi. Боррель-готерив
шөгiндiлерiнде газ залеждерiмен байланысқан. А,Б, В,Г,Д және Е индекстелген
алты өнiмдi қабат бөлiнедi. Интологиялық қатынаста тұрақтылау А және Б
қабаттарының жайылуы бойынша ұсталған. А залежi боррем шөгiндiсiнiң
жоғарғы бөлiгiне ұштасқан бiрлi-екiлi қабат коллекторларымен байланысты.
Қабат қалыңдықтары төрт метрден он метрге дейiн өзгередi. Алң бойынша ең
ұсталғаны жоғарғы қабат-коллекторларымен, алевролиттерiмен, жеткiлiктi
жоғары сиымдылықтығымен сүзетiн құрамда көрсетiлген. Б залежi екi қабат
коллекторға жалғасып, оның жоғарысы батысын, ал төменгiсi шығыс бөлiктен
сыңған. Олар алаңда өткiзбейтiн жыныстардың коллекторларымен араласып
бөлiктерге бөлiнедi. Қалыңдықтары 1,8 ден 7 метрге дейiн өзгередi. Залеж
бiрiккен қабаттық, литологиялық шектелген В,Г,Д,Е залеждерi құмды
қабаттарға ұштасқан күрделi зоналық құрылымды және елеулi рациалды
өзгергiштiкте болады. Биiктiгi және өлшемi үлкен еместiгiмен сипатталып,
литологиялық экрандалған. Баррел-готорив шөгiндiсiндегi газдық фактордың
қабығы болып алть жасының төменгi газды бөлiгi қызмет етедi. Алть қимасында
өзара 10-20 метр қалыңдықтағы саз бөлiкпен бөлiңген коллекторлардың екi
пачкасы алынған. Алть залежi түрi бойынша бiрiккен қабаттың
гидродинамикалық қатынаста қаламқас кен орны қабат сулары тоғандалған
немесе су ауысуы қиындық тудыратын сипаттағы олизион режимi артықшылықты
байқалатын облысқа жалғасқан. Гидродинамикалық жобада кен орын тегiстей
жоғары минералданған су тараған хлорлы, кальцилi түрде қатынастағы звенога
жалғасқан. Солтүтiк-Бозашы бiрiгуi шегiнде артезиан бассейндердiң негiзгi
су араластырушы қалыңдық болып төрттiк, сеномондық, албьтық, барремдiк,
готеривтiк және аралық шөгiндiлер табылады. Төрттiк шөгiндi сулары тұздың
құрамында хлорлы натрилiге жатады. Қалыңдығы аз құмтастысаз қабатшасы
сенiмдi су тiректi бола алмайды. Сондықтан альб сулы горизонттары өзара
қатынастары сияқты сеномондық сулармен де қатынасып және бiрлiк альб
сеноман сулы горизонты болып қаралады. Химялық құрамы бойынша альб-сеномон
сулары хлор-кальций түрiне жатады және 60-80га минералданған. Мұнайгазды
Қаламқас кен орны игеруге 1979 жылы қыркүйекте ендi.
1.6 Сулылық
Қаламқас кен орны гидрохимиялық қатынаста жоғары минералды су күштi
жайылған аймаққа ұштасады.
Қабат сулары әлсiз сульфатты метоноффизделген тұзды, хлор-кальцилi
түрде көрсетiлген .
Кен орын қимасында гидрохимиялық Юра суарынды кешенiнде және үш
төменгi борда жетi қабат ашылған және сыналған. Қабат суларының жату
тереңдiгi 625 метрден 980 метрге дейiн.
Юра қабатынан су ұғңыларынаң есептеу потенциалды шығыны 1
м3тәулiк 538 м3тәулiкке дейiн шектерде өзгередi. Төменгi бор қабаттарында
35 тен 155м3тәулiкке дейiн.
Қаламқас кен орнында Ю-1, Ю-IV , Ю-V және төменгi бор қабаттары көп
жоғары сулы болып табылады.
Мұнай өндiрiсiн техникалық сумен жабдықтау көзi болып жер асты
сулары болып табылады. Қаламқас кен орны шегiнде беттiк су ұстау жоқ.
Ерекше ашық су ұстау болып Каспий теңiзi табылады. Бiрақ оның суын өңдеуге,
пайдалануға кедергiсi гидрохимиялық бiрiкпейтiн жоғары сульфатты теңiз суы
қатаң хлор-кальцийлi қабаттық болып табылады. Осыған байланысты ерекше және
сенiмдi мұнай өндiрiсiн сумен жабдықтау көзi жер асты сулары болып
табылады.
Кен орын шегiнде техникалық жетiстiктi және экономикалық негiзделген
тереңдiк жерасты сулары юра, неоком және апт, альб төменгi туран, төрттiк
шөгiндiлерде орналасқан. Қарастырылған жағдайда альб-төменгi туран
шөгiндiлерiндегi жер асты суларын пайдалану едәуiр қолайлы болып табылады.
Қабат қысымын ұстау системасы үшiн Қаламқас кен орнын игерудiң қабылданған
вариантына сәйкес максимальды су айдау 28,3 млн м3жыл құрайды, олардың
20,7 млн м3жыл өндiрiстiк сулардан алынған су есебiнен.
2. Техника-технологиялық бөлімі
2.1 Өндірістің негізгі сипаттамасы
МДЦ құрылымдары мұнайды, газды, суды өнеркәсіптік дайындау үшін
арналған және келесідей процесстерден тұрады:
-мұнайды тасымалдауға дайындау және оны МАС резервуарларына жеткізу;
-қабат суын дайындау және оны ППФ жүйесіне айдау;
-мұнайлы газды тасымалдауға сығымдау және дайындау.
Мұнайды кешенді дайындау және айдау цехы (МКДАЦ) құрылымдары мұнайды,
газды, суды өнеркәсіптік дайындау үшін арналған және келесідей процестерден
тұрады:
-мұнайды тасымалдауға дайындау және оны мұнай айдау станциясына
жеткізу;
-қабат суын дайындау және оны өнімді қабаттарға айдау;
-мұнайлы газды тасымалдауға сығымдау және дайындау.
МДОП (мұнайды дайындаудың орталық пункті) шикізаты шикі мұнай болып
табылады, олар өнеркәсіптен жеткізіледі, ал өнім болып дайындалған тауарлы
мұнай, тазаланған су, тасымалдауға дайындалған мұнай мен газ блып табылады.
МКДАЦ екі мұнай дайындау қондырғысынан тұрады:
-жаңа парктегі мұнай дайындау қондырғысы;
-ескі парктегі мұнай дайындау қондырғысы (КазНИПИ мұнай жобасы).
Мұнай дайындау процесі сепарация, термохимиялық әдіспен сусыздандыру,
ыстық тұщы сумен жуу арқылы тұзсыздандыру және резервуарларда тұрғызу
арқылы жүзеге асады.
Қабат суын дайындау процесі келесі этаптардан тұрады:
-мұнай өнімдерінен және механикалық қоспалардан тазарту (РВС-5000 су
резервуарлары);
-ҚҚҰ жүйесі арқылы өнімді қабатқа су айдау.
Мұнайлы газды дайындау процесі келесідей этаптардан тұрады:
- айырғыштарды тазарту;
-газды сығымдау және тұтынушыларға жеткізу.
Технологиялық процесс өзінің үзіліссіздігімен, сипатталады. МКДАЦ
технологиялық құрылымдары өндірістің СЖП-90-81 және жарылыс қаупі бар
категориясына жатады. Мұнай мен суды дайындаудың барлық технологиялық
кешені МКДАЦ-тың автоматты басқару жүйесінің жалпы бөлігі болып табылатын
бақылау және қадағалау аспаптарымен және автоматизация жүйелерімен қажетті
жағдайда жүзеге асады. Қондырғының тауарлы өнімі келесілер болып табылады:
-тұзсыздалған мұнай – МЕСТ 9965-76 бойынша 1А сапа тобы, құрамында –
0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 40 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы
0,05% массалық;
-тұзсыздалған мұнай – МЕСТ 9965-76 бойынша 1А сапа тобы, құрамында –
0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 100 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы
0,05% массалық.
2.2 Дайын өнімнің, реагенттердің және көмекші материалдардың алғашқы
шикізатының сипаттамасы.
Қаламқас кен орнының МДЦ 74 % үшін шикізат көзі мұнай болып табылады,
оны массалық сулану үлесі және кен-орында айырудың 1-ші сатысынан кейін МДЦ-
на жеткізеді.
МДЦ-ға жеткізілетін мұнайдың көмірсутекті құрамы (айырудың бірінші
сатысынан кейін)
Компоненте Р с, С2
200 С –дегі тығыздығы кгм3 893,3
200 С –дегі тұтқырлығы С см 143
500 С –дегі тұтқырлығы С см 52
Суу температурасы оС -27
Молекулярлы салмағы 318
Құрамы: %
Күкірттер 2,17
Күкіртқышқылды шайыр 48
Селикагенді шайыр 12
Парафиндер 3,62
Асфальтендер 2,95
Азот 0,42
Кокстенуі 6,3
күлденуі 0,068
Қондырғының тауарлы өнімі мыналар:
-тұзсыздалған мұнай – МЕСТ 9965-76 бойынша 1А спа тобы, құрамында –
0,5% массалық суы бар, хлорлы тұзы 100 мгл-ге дейін, механикалық қоспасы
0,05% массалық;
Тұзсыздалған мұнайдың көміртекті құрамы
Комс, С2
пон
ент
тР
Шекті рұқсат технологиялық
етілген (паспортты)
1 2 3 4
1 ШДЦ шығысындағы мұнай құбыры:
-қысым, кгсм (МПа)
-температура, оС 8(0,8)
5-10
2 Суды алдын-ала лақтыру отстойнигі:
-қысым, кгсм (МПа)
-температура, оС 10,0(0,1) 8(0,8)
5-10
3 С-1 бірінші сатылы сепараторы:
-қысым, кгсм (МПа) 10,0(0,1) 5-6(0,5-0,6)
-температура, оС 25
1 2 3 4
Мұнай мен суды біріктіріп дайындау
4 О-1 отстойнигі:
-қысым, кгсм (МПа) 10,0(0,1) 5-6(0,5-0,6)
-температура, оС 25-30
5 Е-1 буферлі сыйымдылығы:
-қысым, кгсм (МПа) 10,0(0,1) 3(0,3)
-температура, оС 25-30
6 ПТБ-10 қыздыру пеші:
-қысым, кгсм (МПа) 7-8 (0,74-0,8)
-температура, оС 35-60
-жылуөткізгіштігі, Гкалсағ 10,0
7 ЭГ-1, ЭГ-2 электродегидраторлары:
-қысым, кгсм (МПа) 10,0(0,1) 7-8 (0,74-0,8)
-температура, оС 35-60
8 О-2 екінші сатылы сепараторы;
-қысым, кгсм (МПа) 10,0(0,1) 1,05(0,105)
-температура, оС 55
Қондырғыға жеткізіледі Қондырғыдан шығады
Шикізаттытсағ ттәу тжыл Шикізаттың аты тсағ
ң аты
1 2 3 4 5 6
О-21 Отстойник 11 Мұнай-газ Рр =1,0 МПа V=200 м3
Д=3400 м3
С-11 Ортадан тепкіш айырғышы бар 11 Мұнай-су-газ Рр =1,0 МПа V=200 м3
мұнай сепараторы Д=3400 м3
V=0,3 м3
О-1 Мұнай мен суды біріктіріп 33 Мұнай-газ Рр =1,0 МПа Д=500 м3
дайындайтын отстойник V=200 м3
Д=3400 м3
Е-1 Буферлі сыйымдылық 11 Мұнай-су-газ Рр =1,0 МПа V=100 м3
Д=3000 м3
ЭГ-1 Электродегидратор 21 Мұнай-су-газ Рр =1,0 МПа V=200 м3
Д=3400 м3
ЭГ-2 Электродегидратор 21 Мұнай-су-газ Рр =1,0 МПа V=200 м3
Д=3400 м3
Е-15 Әрқайсысының сыйымдылығы бар 1 Коррозия ингибиторы V=1,25 м3
коррозия ингибиторының Д=800 м3
блок-боксы
Н-14 Шетернялы сорап 1 Коррозия ингибиторы А=13-462,5GG
Н-15 Дозалау сораптары 2 РАХ 64-63
Е-16 Сыйымдылығы бар коррозия 1 Коррозия ингибиторы V=2,5 м3
ингибиторының блок-боксы 2 Д=1200 м3
Е-24 Конденсат жинағышы 1 Газ-конденсат V=40 м3
Н-27 Түсіру сорапты төмен қысымды Д=2400 м3
факелдері
Е-25 Түсіру сорапты жоғары қысымды 1 Газ-конденсат V=40 м3
факелдерінің конденсат жинағышы Д=2400 м3
С-10 Сепаратор 1 Газ-конденсат Рр =1,0 МПа V=1,5 м3
Д=800 м3
Е-23 Тұщы су сыйымдылығы 1 Су V=10 м3
Д=1600 м3
Е-12 Түсіру сорапты 2 Су+мұнай Рр =0,007 МПа V=40 м3
Е-16 өнеркәсіпті-жаңбырлы ағындарға Д=2400 м3
арналған сыйымдылық
Е-13 Түсіру сорапты мұнай ұстағыш 1 Мұнай-су Рр =0,007 МПа V=20 м3
Е-17 сыйымдылық Д=2000 м3
Е-14 Түсіру сорапты шлам сыйымдылығы 1 Шлам-су Рр =0,007 МПа V=20 м3
Е-18 Д=2000 м3
Т-1 Деэмульгатор дайындайтын 1 Газ+конденсат F=15.5 м2
блок-бокс газының 2
жылуалмастырғышы
Е-8 Әрқайсысының сыйымдылығы бар 1 Деэмульгатор V=1,25 м3
Н-4 дозалау сораптары 2 Д=800 м3
РАХ – 32-12
Е-9 Ингибитор дайындау блок-боксы. 1 Тұз тұндырғыш V=1,25 м3
Н-5 Әрқайсысының сыйымдылығы бар тұз1 ингибитор Д=800 м3
тұндырғышы 2 РАХ – 32-12
С-6 Газ сепараторы 11 Газ-конденсат Рр =1,0 МПа V=1,5 м3
Д=800 мм
М-1 Майайырғыш 11 Газ-конденсат Рр =1,0 МПа V=10 м3
Д=1600 мм
Е=270 м2
ВХ-3 Газдың ауа тоңазытқышы 11 Газ-конденсат
С-7 Үш фазалы айырғыш 11 Газ-конденсат Рр =1,0 МПа V=16 м3
Д=2000 мм
Е-18 Жаңа май сыйымдылығы 1 Май Рр =0,07 МПа V=20 м3
Д=2000 мм
Е-19 Сақтандыру клапандарын түсіру 1 Май V=20 м3
сыйымдылығы Д=2000 мм
Е-17 Өңделген май сыйымдылығы 1 Май Рр =0,07 МПа V=20 м3
Д=2000 мм
Е-22 Жағу майының сыйымдылығы 1 Май V=8 м3
Д=1600 мм
2.6.4 МДҚ технологиялық режимінің оңтайландыру шаралары.
Мұнайды дайындаудағы сапаны жақсарту үшін (ескі парк) және тауарлы
мұнайды жоғары топты сапамен өткізу үшін тереңдетіп сусыздандыру және
тұзсыздандыруға арналған электродегидратор қондырғылары қарастырылған, сол
сияқты МДОП-та тұщы су (Волжская) бар, ол технологиялық операцияның
жүргізілуін қамтамасыз етеді. Қондырғыға ЭГ-200-10 екі
электродегидраторларын қабылдаймыз.
Сондай-ақ тұндыруды жақсарту үшін ОБН-30006 екі отстойниктер
қондырғысы ұсынылған. Ұсынылған шаралар электросусыздандыру қондырғысындағы
мұнай дайындаудың термохимиялық қондырғысынан одан да тиімді
тұзсыздандыруға көшуге мүмкіндік береді. Ұсынылған схема бойынша құрамында
1-2 % суы бар мұнай электродегидраторға бағытталады. Электродегидратор
арқылы тұщы су мен деэмульгатор енгізіледі сөйтіп тұзсыздандыру алдындағы
мұнайдың сулылығы тұз құрамына байланысты 8-15%-ға дейін жеткізіледі. Тұз
тұщы суда еріп және одан кейін су мұнайдан айырылып электродегидратордағы
мұнай тұзсыз болады.
Электродегидратордың жоғарғы жағынан сусыздалған және тұзсыздалған
мұнай шығады, ол тауарлы резервуарға жеткізіледі, ал тұндырғышта айырылған
су, су дайындау қондырғысына (СДҚ) бағытталады.
2.6.5 Тұндырғыштың технологиялық есебі.
Алғашқы берілгендер:
- жұмыс ортасы – мұнай, қабат суы;
- тауарлы мұнай бойынша максимал өндірістілігі – QН=300 м3тәу.
- Сулылғы:
а) кіру кезіндегі ортасы – 30%-дан көп емес
б) шығу кезіндегі мұнайы – 0,5%-дан көп емес.
- максималды жұмыс қысымы - Рр=0,6 МПа.
- ортаның температурасы – 100 оС-ден көп емес,
- ортаның тығыздығы - ρ=0,86-0,98 кгм3
- ортаның кинематикалық тұтқырлығы υ=1.10-5 м2с-тен көп емес.
- ортадағы газдың құрамы – 5 м3м3-тан көп емес.
- ортадағы механикалық қоспалардың құрамы – 100мгл-ден көп емес
- қондырғыға кіру кезіндегі ортаның шығынынан айналым суының шығыны
30%-дан көп емес.
Тұндырғыш секциясының ұзындығын анықтау:
Қондырғыға кіру кездегі ортаның шығыны Q м3тәу мына формуламен
анықталады.
Бұл жерде: Qмах =30%
Qміп=0,5% - Қондырғыға кіру және шығу кезіндегі
сұйықтың сулылығы.
Сонда: Q=3000*100*0,5100*30=4260 м3тәу.
Айналым суының шығыны
Qоб=30.Q100=30.4260100=1278 м3тәу.
Қондырғыдағы ортаның жалпы шығыны
∑ Q= Q+ Qоб=4260+1278 =5538 м3тәу.
Сұйық орта ағынының қозғалысының жылдамдығы Vn , мс мына формуламен
анықталады:
Мұндағы: Дв =3,4 м – қондырғы корпусының ішкі диаметрі, сонда:
Қабылданған мәннің тұндырғыштағы уақыты:
r=50 мин=3000 с.
Сонда тұндырғыш бөлігінің ұзындығы:
α= Vn r=0,00708.3000 =21,24 м.
Құрастырғандағы қабылданған мәні α=22,6 м.
Сақтандыру клапанының есебі:
Клапанның өткізу қимасының ауданы 7 мм2 мына формуламен анықталады:
Мұндағы: - клапан арқылы сұйық шығыны, кгсағ.
α=0,65- шығын коэффициенті.
Р1=1,1*Рn =1,1*0,6 =0,66 кгссм2- клапаннан кейін артық қысымның
максимал мәні.
γ=980 кгм3 – клапан алдындағы сұйық тығыздығының максимал мәні.
β=1 – коэффициент.
Сонда:
f=4071 мм2 өткізу қима ауданы бар 1-150-16 МЕСТ 9789-75 бойынша
сақтандыру клапаны таңдалған.
Құбырлар диаметрінің есебі:
Өту құбырының қимасының керекті ауданы F1=м2 мына формуламен
анықталады:
Мұндағы, V1=1,5 мс –ҒЗЖИ ұсынысына сәйкес қабылданған су
қоспасындағы мұнай жылдамдығы, сонда:
Келтіру құбырының диаметрі D1 мына формуламен анықталады:
D1=300 мм мәнін қабылдаймыз.
Мұнай шығысына арналған өту құбырының қимасының ауданы F2, м2 мына
формуламен анықталады:
Мұнай шығысына арналған құбырдың диаметрі D2 мына формуламен
анықталады:
D2=200 мм мәнін қабылдаймыз.
Су шығынына арналған өту құбырының қимасының ауданы F3, м2 мына
формуламен анықталады:
Су шығынына арналған құбырдың диаметрі D2 мына формуламен анықталады:
D3=200 мм мәнін қабылдаймыз.
2.6.6 МДҚ-дағы құм шаюды жоюдың құрылғысы.
Құмды жою ауыр мұнайды дайындағандағы көптеген жүйелердегі маңызды
функция болып табылады. Тұтқырлығы көптеу мұнайлардың құмдардың және басқа
да қатты заттардың өндіріліп жатқан тау жыныстарының қабатынын көшу
тенденциясы бақалады. Егер бұл материалдардың қысқа уақыт кезеңінде
технологиялық аппаратында жиналдыратын болсақ, онда қыздыру құбырлары
зақымдануы мүмкін , шығару келте құбырын тығындап механикалық қиыншылықтар
туғызады, бұл ағынның сипатын және аппарат жұмысын нашарлатады. КРS
компаниясының құмды жою құрылғысы құмды толық жоюды қамтамасыз ету үшін
өрмек жетістіктерін қолдану арқылы жобаланған , олар технологиялық схеманың
жалпы сипатына зиян келтірмейді. Құмды жою құрылғысы жинау қорабынан және
шешілетін құбырлы байланыстан тұрады. Құмды жинау қорабы апараттың
обечайкасына өзінің тісті кромкаларымен тірелетіндей етіп аударылған. Бұл
иекте құбыр қорап кромкаларының тісі арқылы өткеннен кейінгі құм
түйіршіктерін шығару үшін керекті ағын жылдамдығын анықтайды. Қораптың
кромкаларының тістері пайда болған әсердің біркелкілігін анықтайды. Аппарат
түбіндегі құмды лақтыру жүйесімен салыстырғанда мұндай конфигурация сыртқы
тығынды арматураның эррозия эффектісін азайтады. Аппарат түбінен құмды
лақтыру кезінде тығынды арматураны ашу уақытында едәуір эррозия орын алады,
ал үстінен лақтыру схемасын қолданған кезде ағын ысырманы толық ашпайынша
айтарлықтай таза болып қала береді. Құмды жоюдың мұндай бірнеше құрылғылары
коллектормен өзара байланысқан, олардың жұмысы қолмен немесе басқару
панелінің бағдарламалық логикалық бақылаушы (БЛБ) мен реттелінеді. Ол құмды
жоюдың әрбір операциясын рет-ретімен орындауды автоматты түрде анықтайды.
Құмды шаю құрылғысы құм жинау қорабына қатты тұнбаларды орналасу
процесін жеңілдету үшін құмды жою құрылғысымен бірге жұмыс істейді , сөйтіп
ол құрылғылардың жалпы әсер ету ауданын кеңейтеді. Құмды жою құрылғысы
сияқты, құмды шаюдың жекелеген құрылғылары өзара ортақ коллектормен
байланысқан және олардың да жұмысы аталып өткен басқару панелімен
реттеледі.
Жұмыстың реттілігі құмды жою құрылғысын қосқан кезде құмды шаю
қондырғысына қосылатындай етіп жобаланған, ол құмның мұнай фазасына
көтерілуін қадағалайды.
Мұнайлардың көбісінің құрамында құм мен саздың әр түрлі мөлшері ба.
Бұл қатты шөгінді сепаратор түбінде, шикізатты дайындау қондырғысында,
электродегидраторларда және мұнай мен суды сақтау резервуарларында
жиналады. Егер олардың мөлшері минималды болса, қатты шөгінді жылсайынғы
техникалық қызмет көрсету жұмыстары кезінде немесе алдын-ала анықталған
график бойынша оп-оңай жойыла алады. Ал егерде олардың көлемі көптеу болса,
тазарту үшін технологиялық аппараттарды тоқтату керек болады және жұмыс
уақытын жоғалту мен техникалық қызмет көрсету бойынша жұмыс құны едәуір көп
болады.
КРS компаниясының ұзақ жылдар жұмысы кезінде құмды жоюдың стандартты
құрылғылары өндірілген, бұл қондырғыларда технологиялық аппараттың түбіне
монтаждалған ұзындығы 150 см құм жинаудың бөлек құбыры қолданылады. әрбір
құрылғы құм шаюды басқаратын бөлек клапанмен жабдықталған, олар қолмен
немесе автоматты түрде басқарыла алады, яғни әрбір құрылғы жеке
басқарылады.
U-қалпында болған құм шаю монифольдінде құмжинау қорабының әрбір
қабырғасында екі түзу секция орналасқан. Құм шаю монифольдінің әрбір түзу
секциясы тот баспайтын болаттан бірнеше соплолармен жабдықталған, олар су
беру кезіндегі өндіретін су ағыны бір-бірін жабатындай етіп орналасқан және
ол құм жинау қорабының барлық ұзындығы бойынша өңделіп жатқан ауданды толық
жабуды қамтамасыз етеді. Егер де қажетті қысым және жылдамдықпен беріліп
жатса, онда қондырғыны әр қосқан сайын құм жиналуды толық жою қамтамасыз
етіледі. Суды беру құм жою операциясымен бірге бір уақытта жүзеге асады, ол
процестердің бұзылуын алдын алады.
Ішінен қыздыратын аппараттың түбінде және қыздыру құбырында құм мен
қатты шөгінділерді жиналуын алдын алу өте маңызды. Құм шөгулер үлкен
қиыншылықтар тудыруы мүмкін, Аппарат түбінде құмның жиналуы жұмыс
тиімділігін азайтады және оны жою қымбатқа түседі. Аппараттар мен қыздыру
құбырлар үшін арналған құмды автоматты жою құрылғыларын қолдану өте тиімді.
Мұндай қондырғылар құм жиналатын кез-келген технологиялық процестерге
керек.
2.7 Бақылау және автоматизациялау схемасы.
Автоматты реттеу.
1. Отынды газ құбырында орнатылған реттеуіш клапанмен әрект ететін
құбырлы пештен шығатын мұнайдың температурасы;
2. Сыйымдылықтардың жылыту змеевиктерінде жылутасығыш құбырларында
орнатылған реттеу клапанына басқару сигналын беретін Е-81, Е-82, Е-9, Е-
15 сыйымдылықтарындағы сұйықтың температурасы;
3. Отындық газдың қысымы;
4. СА-11,2 апатты сепараторларына сұйықты тастау жағдайында EG-11
немесе EG-12 дегидраторларындағы сұйық қысымы;
5. EG-11,2 дегидраторларындағы мұнай қысымы;
6. Е-11 сыйымдылығындағы қысым;
7. GK-21,2 газды компрессорларының қабылдағышындағы газдың қысымы.
Айдау құбыры және сору құбыры арсындағы құбырда орналасқан реттеуіш
клапандағы төмен қысым кезінде (абсолюттіден төмен) командалы сигнал
өңделеді. Қысым абсолюті белгіден жоғары болған жағдайда командалы сигнал
факелге газды лақтыру клапанына беріледі.
8. О-21 суды алдын-ала лақтыру отстойнигіндегі эмульсия қысымы;
9. С-11 сепараторының газ бөліміндегі қысымы;
10. КиП ауа торабындағы сығымдалған ауаның қысымы;
11. О-11-3 отстойниктеріндегі мұнай-су фаза бөлімінің деңгейі;
12. Е-11 сыйымдылығындағы мұнайдың деңгейі;
13. СА-11,2 апатты сепараторындағы мұнайдың деңгейі;
14. EG -21,2, EG -11,2 дегидраторларының әрқайсысында мұнай-су
фаза бөлімінің деңгейі;
15. С-21 сепараторындағы мұнай деңгейі;
16. С-1 сепараторындағы мұнай деңгейі;
17. О-21 суды алдын-ала лақтыру отстойнигіндегі мұнай-су фаза
бөлімінің деңгейі;
18. С-61 газ сепараторында және М-11 майайырғышындағы сұйық
деңгейі;
19. Е-23 сыйымдылығындағы сұйықтың деңгейі;
20. С-71 сепарторындағы газ конденсатының деңгейі;
21. С-10 сепарторындағы сұйық деңгейі;
22. Отындық газдың шығынына тәуелді құбырлы пештің ағымдық
кеңістігіне вентилятормен берілетін ауаның шығыны;
23. Процеске берілетін тұщы судың шығыны.
Аппараттардың және олардың технологиялық сумен толтырылғанын және
ауаның жүйеден ығыстырылғанын ескере отырып, барлық жүйені мұнаймен толтыру
келесі схема бойынша жүзеге асырылады:
1. Қондырғыға мұнайды енгізу үшін ысырманы ашу.
2. О-21 тұндырғышына мұнайдың кіру және одан шығу ысырмаларын,
сондай-ақ С-11 сепарторындағы, П-11 пешіндегі шикізаттың кіру және шығу,
О-11-3 тұндырғыштарындағы, Е-1 буферлі сыйымдылығындағы П-12 пешіндегі
ЭГ-11-2, ЭГ-21-2 электродегидраторларындағы ысырмаларды ашу.
3. Тазалау құрылымдарына О-21, О-11-3, ЭГ-11-2, ЭГ-21-2-ден
шығатын қабат суының ысырмаларын ашу.
4. ЭГ-21-2-ден кондиция емес ысырманы ашу.
5. Тазалау құрылымдарына қондырғыдан қабат суын лақтыру сызығындағы
ысырманы ашу. Бақылау вентилінде мұнай пайда болған кезде қабат суын
лақтыру сызығындағы және тазалау құрылымдарындағы қондырғылардағы
ысырмаларды жабу.
6. Егер де мұнй жүйесін толтыру кезінде фланецті, резбалы немесе
дәнекерлі жалғаныстарда ағып кету пайда болса, онда бұл ауданды өшіріп,
кемшіліктерді жойып одан кейін жүйені мұнаймен толтыруды жалғастыру.
Су жүйеден ығыстырылғаннан кейін және сепарацияның 2-ші сатысындағы
қысымға қосымша престеу жүргізгеннен кейін, қондырғы суық циркуляция
режиміне келесілей ретпен шығарылады:
1. Қондырғыдан кейінгі факелге газды лақтыру ысырмасын ашу;
2. 11-деңгей реттегішіне дейінгі және кейінгі ысырмаларды ашу;
3. С-11- деңгей реттегішіне дейінгі және кейінгі ысырмаларды ашу;
4. Н-1 сорабын жұмысқа қосу;
5. П-11 пеші арқылы шығын ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz