Парафинизация процессі

Жоспар
Кіріспе

Кіріспе.
І Технологиялық бөлім.
1.1. Парафинизация процессі.
1.2. Парафиннің бөлінуімен күресу тәсілдері.
1.3. Парафиннің бөлінуімен күрестің жылулық тәсілдері.
1.4. Химиялық тәсілдер.
1.5. Механикалық тәсілдер.

ІІ Қауіпсіздік техникасы мен қоршағн ортаны қорғау.
2.1. Ластану көздері.
2.2. Қауіпсіздік техникасының шаралары.

Қорытынды.
Әдебиеттер.

Мұнайдың пайдалы қазба екендігі бұрыннан белгілі. Археологтардың мәліметі бойынша мұнайды 5-6 мың бұрын ашып, пайдалана бастады. Ең ерте мәліметтер Евфрата жағалауларындан, Керчиден, Сырчань, Қытай провинциясынан табылған. «Нефть» сөзі яғни «мұнай» сөзі «нафта» сөзінен шыққан. Кіші Азия халқының «просачивать» деген сөзінің мағынасын білдіреді. Қазіргі уақытта Қазақстанда 16 ірі мұнай бассейндері бар екені белгілі - Каспий маңы, Үстірт – Базаның, Маңғыстау, Арал, Сырдария, Оңтүстік Торғай, Солтүстік Торғай, Солтүстік Қазақстан, Теңіз, Шу-Сарысу, Батыс Іле, Шығыс Іле, Балхаш, Алакөл, Зайсан, Іртіш маңы.
Қазақстандағы ең алғашқы мұнай өндірісіне Орал – Каспий мұнай қауымдастығының (ОКМҚ) 1911 ж. Доссор ауданындағы өндірісін жатқызуға болады. Пеине, Макат, Бурен маңында, Доссор ауданындағы №3 скважиналарда 1911 ж. 29 сәуірде 225-226 м тереңдіктен өте күшті мұнай фонтаны шықты, ол 30 сағат бойы ағып, соңында мұнайды жандырудан басқа амал болмады. Өрт бірнеше күннен кейін құм кептелген соң тоқтады. Фонтан арқылы 17 мың тонна жеңіл мұнай алынды.
1915 ж. 31 мамырда Доссордан кейін екінші мұнай орны – макат ашылды. Революция алды кезеңіне дейін макаттағы мұнай өңдеу ісін негізінен «ОКМҚ» мен «колхида» қауымдастығы жжүргізді.
1911 – 1917 жж. Аралығында Доссорда 11 мұнай фонтаны болды. Революцияға дейінгі кезеңде Доссорда 19891 метраждық 100 экплуатациялық скважина болды.

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Курстық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 21 бет
Таңдаулыға:

Мазмұны

Кіріспе.
І Технологиялық бөлім.
1.1. Парафинизация процессі.
1.2. Парафиннің бөлінуімен күресу тәсілдері.
1.3. Парафиннің бөлінуімен күрестің жылулық тәсілдері.
1.4. Химиялық тәсілдер.
1.5. Механикалық тәсілдер.

ІІ Қауіпсіздік техникасы мен қоршағн ортаны қорғау.
2.1. Ластану көздері.
2.2. Қауіпсіздік техникасының шаралары.

Қорытынды.
Әдебиеттер.

Кіріспе

Мұнайдың пайдалы қазба екендігі бұрыннан белгілі. Археологтардың
мәліметі бойынша мұнайды 5-6 мың бұрын ашып, пайдалана бастады. Ең ерте
мәліметтер Евфрата жағалауларындан, Керчиден, Сырчань, Қытай
провинциясынан табылған. Нефть сөзі яғни мұнай сөзі нафта сөзінен
шыққан. Кіші Азия халқының просачивать деген сөзінің мағынасын
білдіреді. Қазіргі уақытта Қазақстанда 16 ірі мұнай бассейндері бар екені
белгілі - Каспий маңы, Үстірт – Базаның, Маңғыстау, Арал, Сырдария,
Оңтүстік Торғай, Солтүстік Торғай, Солтүстік Қазақстан, Теңіз, Шу-Сарысу,
Батыс Іле, Шығыс Іле, Балхаш, Алакөл, Зайсан, Іртіш маңы.
Қазақстандағы ең алғашқы мұнай өндірісіне Орал – Каспий мұнай
қауымдастығының (ОКМҚ) 1911 ж. Доссор ауданындағы өндірісін жатқызуға
болады. Пеине, Макат, Бурен маңында, Доссор ауданындағы №3 скважиналарда
1911 ж. 29 сәуірде 225-226 м тереңдіктен өте күшті мұнай фонтаны шықты, ол
30 сағат бойы ағып, соңында мұнайды жандырудан
басқа амал болмады. Өрт бірнеше күннен кейін құм кептелген соң тоқтады.
Фонтан арқылы 17 мың тонна жеңіл мұнай алынды.
1915 ж. 31 мамырда Доссордан кейін екінші мұнай орны – макат ашылды.
Революция алды кезеңіне дейін макаттағы мұнай өңдеу ісін негізінен ОКМҚ
мен колхида қауымдастығы жжүргізді.
1911 – 1917 жж. Аралығында Доссорда 11 мұнай фонтаны болды.
Революцияға дейінгі кезеңде Доссорда 19891 метраждық 100 экплуатациялық
скважина болды.
Ең алғашқы мұнай құбыры Қазақстанда 1912 ж. Эмба қауымдастығымен
бірге құрылды. Осы алты дюймдық мұнай құбыры Доссордан искин арқылы Ракус
ауылына дейін 65 км ұзындықта болды.
1929 ж. Мұнайдың жаңа құрылымдық орындары ашылды – Оңтүстік макат,
Оңтүстік Байшұрнас және новобагатынский.
1925 ж. Кеңес Одағында алғаш рет Қазақстан мұнай өндірісінде
гравитациялық түсірілімдер әдісі арқылы геофизикалық зерттеу тәсілдері
жүргізілді Доссор мен Байшұрнаста бұл тәсіл 1932 ж. пайдаланылды.
1933-1937 жж. Бұл геофизикалық жұмыстар үстіртте және маңғыстауда,
Форт-Шевченко қаласында құрылған Трест Маңғышлак мұнай-газ зерттеуінде,
1957 ж. Терең зерттеу ісі жетібай құрылымындағы №6 скважинада жүргізілді,
ал 1961 ж. желтоқсанда үзен ауданынан мұнай алынды. 4 жыл өткен соң 1965
ж. Үзен – Маңғыстау – Макат темір жолынан Гурьев мұнай өңдеу зауытына
қарай алғашқы эшалон жіберілді.
Кең масштабты геологиялық зерттеу жұмыстары 1961 ж. Оңтүстік
Маңғыстауда жүргізілді. Терең зерттеу бұрғылауының нәтижесінде жаңа мұнай
орны ашылды. Теңге (1965 ж), Тасболат (1965ж), газ – Ақсу – Кендірлі (1972
ж), Оңтүстік Аламұрын.
Бозашы жартылай аралында жаңа мұнай орындары ашылды және жаңа
эксплуатациялар енгізілді. Қаражанбас (1974ж), Арман (1979 ж), Шығыс
Қарамұрын (1979 ж), Теңіздік Қарамұрын (1980ж) және т.б.
1966 ж. ең сапалы Кенкиях мұнай орны енгізіліп, эксплуатацияланды.
1983 ж. Құмкөл ауданындағы скважинаны бұрғылау ісі басталды, ал 1984
ж үлкен фонтан атқылады, бұл ашылу Оңтүстік Қазақстан мұнай орнын әйгілі
етті. 1987 ж қараша айында КСРО ГК3. осы мұнай орнында 89,4 млн тонна
көлеміндегі мұнайдың артық мөлшері бар деген өлшем қойылды.
Алғашқы мұнай Құмкөл Қарақайың мұнай құбырынан Шымкент мұнай өңдеу
зауытына жіберілді. 1990 ж соңына дейін 492,4 мың тонна мұнай алынды.
1991 ж маусым айында Құмкөл мұнай орнынан алғашқы миллион тонна
мұнай алынды.
Құмкөл мұнай орнының он жылдығында 1996 ж. қыркүйегінде 10 млн тонна
мұнай алынды. Құмкөл мұнайы аз күкіртті, тұтқыр, жеңіл басылушы және
парафинді.
1998 ж. мұнай деңгейі 2,6 млн тоннаға жетті, ал Құмкөл мұнай орнында
1999 ж. 1 қаңтарына ейін 16,1 млн мың тонна мұнай алынды.
1998 ж. мұнай деңгейі 2,6 млн тоннаға жетті, ал Құмкөл мұнай орнында
1999 ж 1 қаңтарына дейін 16,1 млн мың тонна мнай алынды.
Каспий маңында соңғы он жылда Теңіз мұнай кенінен басқа және тағы да
ірі мұнай кендері ашылды – Қарашығанақ, жаңа-жол, Орықтау, Кенқияқ,
Астрахан және т.б. Қазақстанның Оңтүстігінде жаңа мұнай кендері ашылды –
Құмкөл, Арысқұм, Ақшабұлақ. Мұның барлығы Қазақстанның мұнай өндірісінің
шикізаттар базасын нығайтады өндірісінің шикізаттар базасын нығайтады.

І Технологиялық бөлм
1.1. Парафинизация процессі

Құрылғыларда өткен парафинизация процессі скважинаның қалыпты
жұмысының бұзылысына алып келеді. Парафин қабатының түзілуі арқасында
труба қабырғалары жіңішкеріп мұнай ағымы азаяды. Бұл сұйықтықтың
қозғалысындағы қарсыласуды жоғарылатады, бұл сұйықтықты трубадан алуға
қажетті қысымның азаюына салып келеді.
Парафиндік қабаттың уақыт бірлігінде даму процессі парафинизация
интенсивтілігі деп аталады. Парафинизация интенсивтілігі бірнеше
факторларға тәуелді: мұнай құрамына, қажетті жағдайдағы мұнайдың физико-
химиялық қүрамына, арнайы берілген температура мен қысымға, сұйықтықтың
қозғалыс жылдамдығына.
Мұнай құрамында Cu; Н34ДОС 4Ні; 0 г.е. көмірсулардан басқа ауыр
көмірсулар да бар. Осыған қарап парафин әр түрлі молекулярлық массалардан
тұрады деген пікірге келуге болады. Парафин қабаттарының құрамында
парафиннен басқа асфальтен мен смолада бар. Мұнайлық смола өздігінше
күкірт, оттегі және азоттық концентрациясының қосындыларынан тұрады.
Смоланың молекулалық массасы 500-ден 1200 арасында, ал тығыздығы 1-ге
жақын.
Асальтендер – мұнайдағы ең үлкен молекулалық массалық қосылыс, оның
құрамында оттегі, күкірт, азоттың үлкен мөлшері және аз мөлшерде сутегі
бар. Молекулалық массасы смоладан екі-үш есе көп.
Асфальтендер ерімейді және кіші молекулалық парафиндік көміртегілі.
Мұнайдағы парафин құрамы 2 ден 15% аралығында болады.
Дунга мұнай нені ірі парафинді болып табылады, мұнайда Ю1А және Ю1Б
11,7 – 14,5% парафин, асфальтен 3,85%, смола 10% дейін.
Апттық мұнай кенінде 13,9% парафин, 0,7% асфальтен, 7,3% смола бар.
Пласттық жағдайларда парафиндік көмірсулар еріген қалыпта болады.
Мұнайдың көтерілуінде үздіксіз температура мен қысым өзгеріп тұрады.
Осының нәтижесінде мұнай жүйесіндегі салмақ теңдігі өзгереді – еріген газ
– еріген парафин. Арнайы қысым мен температурада газдың фаза мен парафин,
қатты фаза пайда болады.
Парафиннің кристалдану температурасы парафиннің құрамының жоғарылауы
мен оның молекулалық массасының ұлғаюымен көтеріледі.
Негізінен алғанда парафин түзілу механизмі кристалдану механизмі
болып табылады,мұнда газдық сұйық ағым ауыр компоненттерді транспорттау
жағдайында парфиннің түзілуі мен әрі қарай жиналуы жер астындағы құралдың
беткейіндегі кристалдардың көлемінің жоғарылауына байланысты. Парафиннің
түзілуі жер астындағы құрылғының мұздай қабырғаларынан басталады. Қабырға
маңындағы қабаттағы газды сұйықтық ағымының локальді температурасы
төмендегенде парафиннің де ерігіштік қабілеті азаяды және түтік кеткейіне
қатты фазада бөліліп шығады. Еріген парафиннің әрбір және газды мұнай
араласпасының әрбір концентрациясы үшін қатты фазаға түсу басталатын
арнайы температура белгіленген, парафиндік қабаттың түзілуі скважинаның
барлық жұмыс режмінде кездеседі, бұл жерде парафин қабатының түзілуінде
парафин кристализациясының түзілуінің айқын температурасы кеміленген. Ол
сулы мұнайлы қосындысының түзілу температурасынан аз болып келеді.
Парафиндік қабаттардың түзіліп, жинақталуы әр түрлі факторлардың
әсерінен болады. Алайда, барлық факторларды қосқандағы склеротикалық
құбылысты модельдеу өте қиынға соғады, жеке жағдайларда, мұндай әрекетті
жазу кезінде эмпирикалық модельді параметрлерге жаңа көлем қосуды талап
етеді. Осыған байланысты, қатты фазаның пайда болуында негізінен
температураның төмендеуінен қабырға маңындағы сұйықтықтың ағуының жоғалуы
анықталады (бірінші сызба). Бұл арқылы мынаны түсіндіруге болады,
сұйықтықта ауыр компоненттің көлемі өте көп, бұл қатты фазаға алып келеді,
ал парафиннің түзілуінің интенсивтілік процессі қатты түзілудің бетіндегі
жылулық баллансының жағдайымен анықталады (1 формула).
Мұндағы Рх0 – парафин қабатының түзілуінің х көтерілуі мен олон 0
жиындағы қатты фазаның интенсивтілігінің жылу өткізу коэффициенті мен
шынайы тығыздығы: τ – парафин түзілуіндегі салыстырмалы жылулық.
Қатты фазаның ішкі беткейі изометриялы және оның температурасы Тл =
7 деп есептей отырып және қатты қабаттағы температураның бөлінуі әрбір
уақыт сәтіне теңдей бөлінеді. (2 формула). Бұл теңдеуді мынадай түрге
келтіруге болады. (3 формула).
Мұндағы LХ – қатты фазаның температура өткізу коэффициенті.
Т0 – НКТ ішкі қабырғасының температурасы.
скважинадағы газды мұнай ағымының құрылымына, сонымен қатар
қатты фазаға не канал қабырғасына жақын қабаттың беткейіндегі ағым
ерекшелігіне тәуелді жылу беру коэффициенті.
(3) формула арқылы уақыт ішіндегі парафиннің түзілуінің эволюциясын
есептеуге болады. Осы сызба парафинді қатерлі ұзақтықты алып тастауға
көмек береді, парафиннің түзілуін адекватты жазуға болады, бірақ скважина
колоннасында парафинизацияның темпінің көтерілуіне алып келеді. (с
формула).
Парафинді қабаттың уақыт ішінде түзілуіне берілген эволюция қатты
фазаның беткейінде (с) теңдеуі арқылы анықталады. Алынған есептеу формасы
мен өсу темпінің профилі осы берілгендерге сәйкес келеді.
1 сурет. Уақыттың әр түрлі сәтіндегі скважинаның жоғары пелігіндегі
колоннаның ішкі қабатында парафиннің түзілуінің прафилограммасы.
1. 2. 3. 4 сызықтары 1-4, 8, 10 және 11 тәулікке сәйкес келеді.
2 сурет. Скважинаның жоғарғы бөлігіндегі газды сұйықтықты ағымның
орташа температурасын анықтау. 1 сызығы колоннаның көтерілу қабырғаларында
парафин қабаты түзілмеген сәтке сай, 2 – 1 мм қалыңдықтағы парафинді қабат
бар сәтке сай келеді.
Осы арқылы, осы схеманың көмегімен жұмыс басталған уақыттан әртүрлі
сәтке сәйкес скважинаның көтерілу колонналарының ішкі қабырғаларына
мұнайдың парафин қабаттарының түзілу қалыңдығын анықтауға болады.
Сандық есептеулер, сонымен қатар тәжірибе көрсеткендей скважинаның
барлық интервалында ішкі температура көтерілу колоннасында парафиннің
кристализациялану процессінің басындағы т-ң төменденуі аз ғана
қалыңдықтағы парафин қабатының түзілуіне алып келеді. Бұл скважина ішінде
температураның тұрақталуы парафинді қабаттың 1-к-к жылу бөлу серіне алып
келетінін түсіндіреді. Егер ешқандай шара қолданылмаса, парафиндік
қабаттың әрі қарай қалыңдауын көруге болады. Каналдан сұйықтық өту
тесігінің тарылуы. Одан әрі қарай азаяды, соңында парафиндік кептеліс
түзіледі. Қабаттың көлемінің интенсивті жоғарылауы каналдың тесігінің
жіңішкеруіне алып келеді. (1 сурет) сонымен қатар есептеулер газды
сұйықтық ағымы мен ішкі қабырғаның 1 ПТ температурасы парафин қабаты
қалыңдаған сайын төмендейді, әрі қарай жылу өткізу әсері мен әрі қарай өсу
темпі де азаяды. Осыдан қарама-қарсы факторлар әсер етеді: қабат қалыңдауы
арқылы қысым жоғарылайды, бұл скважина маңындағы температураны да
төмендетеді. Скважина дебитіндегі скляроз процессі және скважинадағы
өнімнің үлкен көлемі сызықтық жылдамдықтағы фазада азаяды.
Бірнеше миллиметрге дейін жиналған қабаттың жою үшін, мысалы:
еріткіштермен, өте көп уақытта талап етеді. Осы арқылы парафиндік қабаттың
түзілуімен күресудегі әдістерден ең бірінші перевенивті яғни технологияны
абайлап жүзеге асыруды қолдану алдында жер асты құрылғылардың станогына
тыртық түсіріп алмау керек.
Парафинді қабаттың түзілуін болдырмаудың ең әмбебап құралы
скважинаның көтерілу каналында оптимальді температуралық режимді сақтау
(көтерілу колоннаның қабырғасындағы температура парафиннің
кристализациялануының басталу фазасындағы температурадан жоғары болу
керек). Парафин қабатының түзілуімен күресу әдісіне скважина түтігіндегі
жылу беруді төмендету шараларының комплексі жатады (3 сурет).
3 сурет. Скважинадағы түтік аралық кеңістіктегі заттың жағдайы мен
оның түріне байланысты скважинадағы газды сұйықтың орташа температурасын
анықтау. 1. 2. 3 сызықтар түтік аралық кеңістік сұйықтыққа толы: сұйықтық,
газ, газдың термогравитациялық қалпына сәйкес келеді.
Т0(1) – геотермальдік температура.
4-сурет. dh жылу оқшаулауыш материалға тәуелді скважинадағы газды
сұйықтық ағымының орташа температурасын анықтау. П-0-0,067 Вт(мК) жоғары
колоннаның ішкі шекарасы. 1, 2, 3 қисықтары dh = 0,5 және 10 ммсәйкес
келеді, басқа түтік аралық көлем кеңістігі мұнайға толы.
Жоғары өрлеуші колоннаның температурасын жоғарылату үшін жылу
оқшаулауыш түтіктерді қолдану керек (4 сурет). Скважинаны жылу оқшаулауыш
түтікпен бірге эксплуатациялау қатып қалған мұзды грунттың еру уақытын
жоғарылатады, бұл скважина мен скважина маңындағы тұрақтылықты тудырады.
Басқа жағынан мұндай түтіктерді құру қиын және экономикалық жағынан
расталмаған.
Скважина дебитінің төмендеуімен афаринді түзілімдердің өсу
интенсивтігі жоғарылайды (жылдамдық фазасы азаяды ма), айналадағы таулы
породаға үлкен жылу көлемін өрлеу бөлігіне уақытша беріп тұрады. Газды
сұықтық ағымының температурасы скважина биіктігінде төмендейді. (5 сурет).
Осыдан соң парафиндік қабаттың түзілуі тез өседі.

1.2. Парафиндік бөлінулермен күрес тәсілдері

Парафиннің алғашқы кристалдары түтік қабырғаларында екі фаза
шекарасында түзіледі – сұйықтық – түтік қабырғасы. Мұнайдың техникалық
араласпасына парафиннің кристалдану ошағы жатады. Сонымен бірге қабырғада
кристалдардың түзілуіне қабырға температурасы, яғни ағым температурасынан
төмен температура әсер етеді.
Парафин кристалдары түзілу үшін ерітінді қайда түзілу фазасына
тағыда өту керек.
Бұл сатыға мынадай факторлар әсер етеді: жүйенің статикалық және
динамикалық жағдайы; түтік қабырғаларының беткейінің физико-химиялық
сипаттамасы; түтік қабырғасының кеңдігі.
Скважина бағанындағы температура екі бағытта өзгереді; ветикальды
және горизонтальды сұйықтықтың қозғалу жылдамдығына байланысты
температуралық градиент өзгереді. Ағым жылдамдығы жоғарылаған сайын жылу
градиенті де жоғарылайды. Мұнайдың скважинаның жоғары көтерілу бөлімінде
сууына мыналар жатады: жылуды қарамаған ортаға бөлу, мұнай құрамынан
газдың бөлінуі.
Қабаттардың скважинада түзілу орнына байланысты екі топқа бөлуге
болады. Бірінші топқа қабаттың қалыңдығы скважина шыңында жоғарылайтыны
сәйкес. Скважинадағы екінші топтың басында қабаттың қалыңдауы, содан соң
парафинді қабаттың жуқаруы жатады.
Фонтанды скважинаның түтктерінің қабырғасына парафиннің түзілуімен
күресудің бірнеше жолы бар:
- жылулық тәсілдер арқылы парафинді қалқып алу.
- әртүрлі ерітінділермен парафинді еріту, химиялық тәсілдер, скребка
көмегімен түтік қабырғасындағы парафинді механикалық жою.
Осы тәсілдердің өзіндік кемшіліктері бар. Оларды пайдалану қосымша
еңбек шығынын, әртүрлі механизмді қолдануды талап етеді. Сол себепті
парафиндік қабаттардың түзілуімен күресу үшін парафиннің түтік
қабырғаларына жабысып қалмауының алдын алу шарасын жүргізу керек. Бұл үшін
түтіктің ішкі қабатын лампамен, эмальмен немесе шынымен қаптау керек.
Парафин шыныны немесе лакталған беткейлерге парафин аз мөлшерде
жабысады, әлсіз жабысып, тез алынады. Бұл бірнеше себеппен түсіндіріледі:
тайғақ беткейге қиын жабысады, мұнаймен нашар жанасады, қабаттың
диэлектрлік құрамы, (парафин электрлік зарядта болады), сол себепті металл
түтікпен қиын әрекеттеседі.
Шыныны, эмальді, лакты беткейлер қышқылдарға, пластты сулы
сілтілерге тұрақты.
Парафиндік қабаттың түзілуіне қарсы күресу әдістерінің әрқайсысын
қарастырайық. Парафинизация интенсивтілігі жоғары өрлеуші түтік
диаметрінің азаюынан жоғарылайды, бірақ парафиндік қатерлі интервал
аралығы айтарлықтай төмендейді.

1.3. Парафиндік қабаттың түзілуіне қарсы тәсілдер

Ауыр парафиннен және смоладан тұратын мұнайды қатты қыздырылған
күйде алады. Мұнайдан конденсат, дизельдік отын немесе су, керосин тәрізді
өнімдер алады.
Мұнай немесе суды скважина шыңында қозғалмалы станок не электрлік
қыздырғыш көмегімен қыздырады. Сәтті қыздыру үшін 15-30 г ыстық мұнай
өнімін не мұнай шикізатын 90-950С дейін қыздырады. Қыздыруды циркуляция не
сұйықтықты пластта қысу арқыл жүзеге асырады.
Ыстық жуу кезінде мұнайды не мұнай өнімін түтік маңындағы кеңістікте
тербетеді, скважинаның жұмысын тоқтатпай жоғары өрлеуші түтіктегі ыстық
жылу беруші түтік маңы кеңістігі мен жоғары өрлеуші түтік табанына не
насос (сорғыш) қабылдағанға дейін ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.