Барлау ұңғымаларын ашу мен қысқа уақытта пайдалану



Пән: Тау-кен ісі
Жұмыс түрі:  Материал
Көлемі: 47 бет
Бұл жұмыстың бағасы: 400 теңге
Таңдаулыға:   
Тегін:  Антиплагиат

Қандай қате таптыңыз?

Рақмет!






2 Технологиялық бөлім

2.1 Кен орынды игеру жүйесі

Барлау ұңғымаларын ашу мен қысқа уақытта пайдалану кезінде үлкен көлемді зерттеу жұмыстары жүргізілді. Мұнай газдылықтың үлкен көлемділігіне байланысты КҚ-I және KҚ-II объектілеріндегі шоғырлардың табаны мен дөңесіндегі қабат қысымы өзгеріп отырады. KҚ-I дөңесіндегі қысым- 19,7МПа,табанында -20,7МПа, КҚ-II дөңесіндегі -29,6 МПа, табанында -36,0МПа.
Қабат қысымының бастапқы орташа қысымы КҚ-I-19,9МПа, КҚ-II-1-33,5 МПа және KҚ-II-2-34,8МПа. Ұңғымаларды сынамалау жалпы белгіленген методикаға сай жүргізілді: объектілерді ашу, ағынды шақыру, гидродинамикалық зерттеу жұмыстарын жүргізу, басу және изоляциялық жұмыстарды жүргізу.
Өндіру горизонттарын ашу 1метрге (жіберу метрі) 12-15 тесік жасау негізінде ПКС -80, ПКС-89, ППК-89 кумулятивті перфораторлар көмегімен жүзеге асырылды. Сынама кезінде 73мм-лі сорапты компрессорлы құбырлар қолданылды. Ағынды шақыру қабатта депрессияны тудыру мақсатымен түп қысымын төмендету жолымен жүзеге асырылды. Негізінен бұл бұрғылау ерітіндісін суға, кей жағдайда аэризация жүргізумен мұнайға ауыстыру негізінде жасалды. КҚ-II горизонтының сыналған қабаттары арасында мінездемесі мен құрамы бойынша 46 фонтанды (соның ішінде 42 мұнайгазды, 4 мұнайлы), 2 фонтанды емес. Мұнайдың фонтанды ағынын алу кезінде нақты фильтрациялық қасиеттерді қалпына келтіру мақсатында фонтанды жұмыс арқылы ұңғымаларды тазалау жүргізілді. Ұңғымаларды тазалаудан кейін фильтрацияның стационарлы және стационарлы емес режимінде зерттеулер жүргізілді. Зерттеулер ұзақтығы 10-нан 507 сағат 4-5 режиміндегі ағымның тұрақталуына дейін ұңғымаларды өңдеуден тұрады. Барлық ұңғымалар мен барлық режимдегі қабат және түп қысымы МГН түпті манометрлер мен Кастер фирмасының манометрлерімен өлшенеді. Тау жыныстардың нақты өнімділігін көбейту және ағымның интенсификациялануы үшін тұзды-қышқылды өңдеулер, ванналар, қосымша перфорациялар жасалды.
Жалпы бұл жұмыстар тиімді болып, ал бөлек жағдайларда өңдеуден кейін ұңғымалар дебиті 10 есеге дейін артты. Газоконденсатты және мұнайгазды объектілерді зерттеулер Порта-Тест газосепараторлы қондырғылар арқылы жасалды. КТ-I объектінің газоконденсатты қоспалар дебиті 3 мм-лі штуцерде 22,397 мың м3с-нан, 7мм-лі штуцерлерде 76,044 м3c-нан, сепарациялық газ дебиті-сәйкесінше 22,063тен 75,558мың м3с. Фонтанды объектілерінің мұнай дебиттері 12 ұңғымадағы 3мм штуцерлі қабат қысымының депрессиясы 31,5% - тегі 4,4м3с - нан 9ұңғымадағы 7мм штуцерлі қабат қысымының депрессиясы 38,5%-тегі 74,1м3с дейін өзгереді, ілеспе газ дебиті сәйкесінше 0,722-ден 7,045мың м3с дейін ,қабат қысымынан түптегі депрессия 10,54-тен 38,46% дейін, өнімділік коэффициенті 1,101-ден 11,961м3(тәу.МПа) дейін өзгереді. Егер кен орынның оңтүстік аймағындағы барлау ұңғымаларының дебиті максималды 259м3с , 6,4 МПа депрессия кезінде (10,8 ұңғыма) болса, ал кен орынның орталық бөлігінде 12МПа депрессия 65м3с тан аспайды, (9 ұңғыма) және тек қана бір ұңғыма (П-4 ұңғыма ) 13МПа депрессияға дейін 90м3с дебит береді.
Кен орынның солтүстік бөлігі аз дебитті ұңғымалармен депрессиясы 10МПа дейінгі кезінде 2м3с дебитімен сипатталады. Сонымен KҚ-II-1 горизонтының объектілері бойынша мұнай дебиті 15ұңғымада 3мм штуцерде 0,3 м3с 10 ұңғымадағы 10мм штуцердегі 259м3с диапазонында өзгереді. Газ дебитінің минималды көрсеткіші 16 ұңғымадағы 3мм штуцердегі 0,025 мың м3с , ал максималды көрсеткіші 56,271мың м3с құрады(10 ұңғыма, dшт=10мм). KҚ-II-2 горизонтының объектілері бойынша мұнай дебиті 21 ұңғымадағы 3мм штуцердегі 0,2 м3с - тан П-4 ұңғымадағы 7мм штуцердегі 36,6% депрессиясы кезіндегі 90 м3с диапазонында өзгереді. Ілеспе газ дебиті сәйкесінше 0,04 тен - 21,335 мың м3с өзгереді. Өндірудің әр варианттары үшін технологиялық көрсеткіштер 3 өлшемді компьютерлік модельдеу арқылы жасалған. Ең жоғарғы технологиялық көрсеткіштер КҚ-II жеке объект ретінде пайдаланғанда жүзеге асады.
Суды айдау 2004 жылдан басталуы тиіс. Барлық айдау ұңғылары бойынша қабылдау қасиеттерін арттыру мақсатында келесі шаралар жүргізіледі: тұзды қышқылды өңдеу, қабатты қышқылды гидрожару, перфорация, Полисил технологиясы бойынша өңдеу. Сонымен қатар, суды айдау 15МПа қысымда жүзеге асады. Қабат қысымын ұстап тұру жағдайында ұңғылардың фонтанды ұзақ уақытқа созылуы мүмкін, ал фонтандаудың тоқтатылуы өндірілетін өнімнің сулануына байланысты болады. Есептеулер көрсеткендей, мұнайды жинау жүйесінде қысым 2МПа аспаса және ұңғымалардың өнімділігін арттыру мақсатында түп аймаққа әсер ету комплексі жүзеге асырылса ұңғымалар 12-14жыл фонтандауы мүмкін. Фонтандау тоқтатылғаннан кейін ұңғыларды пайдалану винттік сораптар арқылы немесе газлифтілі тәсіл арқылы пайдалануға болады. Әр вариант бойынша ұңғыламаларды бұрғылау 4 бұрғылау станоктарымен жүргізіледі. Бұрғылау оңтүстік аймақтың орталық бөлігінен , 2-і солтүстікке және 2-і оңтүстікке бағытталады. Барлық ұңғымалар тік бұрғыланады.
Техникалық есепке сай КҚ-II мұнай шоғыры үшін қабат қысымын ұстап тұру вариант ретінде өндірілетін ілеспе газды қайтадан қабатқа айдау әдісі ұсынылды. Бірақ компьютерлік модельдеу көрсеткендей, тек ғана ілеспе газды айдау шоғырлардағы қабат қысымының төмендеуіне әкеледі, мұның өзі КҚ-II бойынша мұнай дебитінің төмендеуіне әкеп соқтырады. Сондықтан бұл вариант КҚ-II үшін тиімсіз екенін көрсетті.
Сол себептен ілеспе газды қайтару варианттары тек қана КҚ-1 объектілерінде, ал КҚ-II-2 объектісінде су айдау әдісін қолданған жөн екенін көрсетті. Бірақ компьютерлік модельдеу көрсеткендей, КҚ-II-1 объектісіне су айдау әдісі газ айдау әдісіне қарағанда әлдеқайда тиімді екенін көрсетті.
2.1.1 Игерудің ағымды жағдайын, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау

KҚ-II шоғырын пайдалану 26 және 28 ұңғымаларды пайдалануға қосқанда, яғни 2011жылдың қаңтарында №51 ұңғыма, ал 2012 жылдың мамырында №52 ұңғыма сынама пайдалануға берілді. Кестеде көрсетілгендей №26,№51,№52 ұңғымалар бойынша жоғары қабат қысымдарымен сипатталады, ал №28 ұңғыма бойынша қабат қысымы төмендеуін көрсетеді. Бұл келтірілген ұңғыма аймағында коллекторлардың қасиеттерінің нашарлауымен түсіндіріледі. Барлық ұңғымалар бойынша түптік қысым қанығу қысымынан жоғары болады, яғни қабаттағы мұнайдың газсыздануы бұл ұңғымалар аймағында жүрмейді. Ұңғымалардың өнімділік коэффициенті 7-ден 35м3тәу диапазонында өзгереді.
01.09.2010 мерзіміне дейін кен орнында 48 ұңғы бұрғыланған. Пайдалану, өндіру және жұмыс істеп тұрған қоры - 25 ұңғы (№ 10, 26, 27, 28, 51, 52, 53, 55, 56, 58, 61, 62, 64, 113, 115, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 204, 207, 210, 211). № 54 бір ұңғы айдау қорына ауыстырылды. №10,№27 ұңғылар пайдалануға консервациядан соң енгізілді. Геологиялық себептерге байланысты 22 барлау ұңғылары жойылған (№ 4, 5, 6, 7, 8, 9, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 32). 3 ұңғы меңгеруде: № 8,№ 109,№ 121. 2 ұңғы бұрғылануда: № 135, №143.
2011 ж. пайдалануға 2 ұңғы: №26,№ 28 енгізілді, жылдық мұнай өндіру көлемі 3280,6т болды. Орта тәуліктік шығым 15,11 ттәул. 2002 ж. пайдалануға 4 ұңғы (№51,№52,№53,№54) енгізілді және 6 ұңғы бойынша жылдық мұнай өндіру көлемі 120,11мыңт. құрады. Орта тәуліктік шығым 173,1ттәул. 2013 ж. пайдалануға 60 ұңғыма енгізілді (№ 55, 56, 58, 115, 204, 210). 01.01.2004 ж. күніне пайдалану ұңғыларының қоры 12 ұңғы болды және жылдық мұнай өндіру көлемі 418,31мың т. құрады. Орта тәуліктік шығым 173,1ттәу.
Әлібекмола құрылымының солтүстік күмбезінің мұнайлығын одан әрі барлау үшін және коллекторлардың литология-физикалық қасиеттерін нақтырақ нықтау үшін 61 және 64 бағалау ұңғылары бұрғыланған (25.12.2002 ж. ЦКР №20 хаттамасына сәйкес).
2013 ж. Granherne және CBS мамандарымен жүргізілген сейсмобарлау зерттеулерін қайтадан интерпретациялауының нәтижесінде 61, 64 бағалау ұңғыларының орналасу жері жобалық орналасу орнына қатысты нақтылап анықталды (18.06.2012 ж. №77 хаттама).
Оңтүстік күмбезде жаңа ұңғылардың орналасу жері түзетілген жоқ және жобалық орынға сәйкес келеді, яғни орналасу торының тығыздығы 42,16 гаұңғы. Жаңа ұңғылардың құрылысы күмбездің орталық бөлігінен бастап шет жағына қарай жүргізілуде, бұл технологиялық схеманы іске асыру ойына сәйкес келеді.
2012 жылдың сегіз айында пайдалануға қосымша 14 ұңғы енгізілді (№ 10, 27, 61, 62, 64, 113, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 207, 211). Технологиялық схемамен 2004 жылы кен орынның оңтүстік бөлігінде 20 ұңғыны (15 өндіру және 5 айдау ұңғысы) бұрғылау және іске қосу қарастырылған. № 61,№64 ұңғылар кен орынның солтүстік күмбезінде бұрғыланған. 01.09.2004ж. (8 ай ішінде) 25 ұңғы бойынша мұнай өндіру 574,342мың т. болды, бұл жобалық деңгейдің 38 %-н (жобалық мұнай өндіру көлемі кен орынның оңтүстік бөлігі бойынша 1477,2мың т.) құрайды. Игерудің басынан 01.09.2004 ж. дейін кен орын бойынша 1116,047мың т. өндірілді, бұл жобалық деңгейдің (1999мың т.) 55,8%-н құрайды.
01.09.2012 ж. кен орын бойынша мұнайдың қалдық оры 52138,9 мың т. құрады. 01.09.2011 ж, күні бір ұңғыға шаққанда мұнайдың меншікті қалдық қоры: баланстық - 4555,9мың т., алынатын - 1988,6мың т. құрады. Кен орын бойынша мұнай қорының өндірілуі 2,8% құрады (есеп беру құжатын дайындау мерзіміне), ал жобалық деңгей 5,2% құрайды. Бір өндіру ұңғысының орта тәуліктік шығымы 93,6ттәуліктен (№210 ұңғы) 537,2ттәулікке дейін (№55 ұңғы) өзгеріп, орташа 137,6ттәул құрады, бұл жобалық деңгей 207ттәу болғанда, оның 38,4%-н құрайды.
Жаңа ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығым 17,6ттәуліктен (№62 ұңғы) 196ттәулікке дейін (№10 ұңғы) өзгеріп, орташа 92,2ттәулік болды және жобалық деңгейдің (240ттәулік) 38,4%-н құрады. Ауыспалы ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығым 93,66 ттәуліктен (№210 ұңғы) 537,2 ттәулікке дейін (№55 ұңғы) өзгеріп, жобалық деңгей 187ттәулік кезінде орташа 160,8 ттәул құрады. 2004 жылдың сегіз айында өндіру ұңғылары бойынша газды фактор 74м3т-дан (№142 ұңғы) 611м3т -ға дейін (№55 ұңғы ) өзгеріп, орташа 379,15 м3т құрады, ал жобалық деңгей 242 м3т.
Сонымен қатар, №26, 28, 53, 56, 204 ауыспалы ұңғылар бойынша игеру басынан шығымның өсуі байқалғанын айта кеткен жөн. Мысалы, №26 ұңғы бойынша 2002ж. орта тәуліктік шығым 74,1м3тәу болса, 2003ж. - 103,2м3тәу, ал 2004 жылдың ағымдағы айларында 165м3тәулік болды. №28 ұңғы бойынша: 2002ж. орта тәуліктік шығым 33,2м3тәу, 2003ж. - 106,1м3тәу, 2004 ж. - 105м3тәу; №53 ұңғы бойынша: 2002ж. орта тәуліктік шығым 92,7м3тәу, 2003ж. - 155,2м3тәу, 2004ж. - 125м3тәу; №56 ұңғы бойынша: 2003ж. орта тәуліктік шығым 87,2м3тәу, 2004 ж. - 105м3тәу; №204 ұңғы бойынша: 2003ж. орта тәуліктік шығым 132,м3тәу, 2004ж. - 200м3тәу болды.
Шығым өлшеу зерттеулерінің талдауы бойынша №51 ұңғыда 19мм штуцерде перфорацияланған аралықты дренаждаумен қамтылуы және шығым 11, 13, 15, 17мм штуцерлерге қарағанда жоғары. №52 ұңғы бойынша 11мм штуцерде дренаждаумен қамтылуы 13 мм штуцерге қарағанда жоғары болғанмен, шығым соңғысында жоғарырақ - 585,9м3тәу және 431,5м3тәул. №53 ұңғыда 15мм штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 7, 9, 11, 13мм штуцерге қарағанда жоғары, сонымен қатар ТҚӨ-ді жүргізуден де оң нәтиже алынды.
№56 ұңғыда 13мм штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 3, 5, 7, 11мм штуцерге қарағанда жоғары. №58 ұңғыда 13мм штуцерде дренаждаумен қамтылуы 15мм штуцерге қарағанда жоғары, ал шығым керісінше 15мм штуцерде жоғары. №113 ұңғыда 7мм штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 11мм штуцерге қарағанда жоғары.
11 өнімді қабатты дренаждаумен қамтылу тұрғысынан қарасақ, 8 және 9 өнімді қабаттар 12 ұңғымен: № 26, 52, 53, 54, 55, 56, 58, 61, 64, 113, 118, 204 жақсы қамтылған; қамту үлесі 0,14%-тен (№61 ұңғы) 81%-ке (№26 ұңғы) дейін өзгеріп, орташа мәні 35% болады. Ал 3, 5, 11 қабаттар - бір, үш ұңғымен аз қамтылған. Қамтылу мөлшері бойынша 5, 6 қабаттар ең аз төмен. Қамтылу мөлшері бойынша екінші болып 4 қабат тұр - 0,6%-тен (№204 ұңғы) 84,1%-ке дейін өзгеріп, орташа мәні 29,3% болды.
Ұңғыларды мұнай шығымдары бойынша жіктесек, ұңғылардың өндіру фондының 40%-і (10 ұңғы - №27, 61, 62, 113, 116, 118, 119, 210) 100 ттәуліктен төмен шығыммен жұмыс істейді.
Өндіруші фондтың 32%-і 101-ден 150ттәуліке дейін шығыммен жұмыс істейді (8 ұңғы - №26, 28, 53, 56, 58, 115, 207, 211).
Өндіру ұңғылар фондының 20%-і 150-200ттәул шығыммен (5 ұңғы - №10, 52, 136, 142, 204), 8%-і 200-537,2ттәул шығыммен (2ұңғы - №51,№52) жұмыс істейді.
Ең жоғары жиынтық мұнай алу №51 ұңғыда 186,992 мың т мөлшерінде, ал ең аз жиынтық мұнай алу №51 ұңғыда 1,081 мың т мөлшерінде болды.

2.1.2 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау

Мұнайбергіштікті және ұңғымалардың өнімділігін арттыру мақсатында көлденең ұңғымаларды пайдалану тиімді әдістерінің бірі болып табылады.
Сонымен, КҚ-II-1 объектісі бойынша тек қана көлденең учаскенің 76% ұзындығы аз өтімді тау жыныстар арқылы, ал 24% қабаттың тиімді мұнай қаныққан бөлікпен өтеді.
КҚ-II -2 (солтүстік) объектісі үшін сәйкесінше есептеулер: 81%- аз өтімді тау жыныстар және 19% -өтімді; КҚ - II-2 (оңтүстік) объектісі үшін 64% -аз өтімді тау жыныстар, 36%- өтімді тау жыныстар арқылы өтеді. (2.2- кестеде)
Демек, Әлібекмола кен орны бойынша көлденең учаскілердің көбісі аз өтімді жыныстар арқылы өтеді, мұның өзі кен орнында көлденең ұңғымаларды қолдануын өнімділігін азайтады(2.3- кесте)
Сонымен қатар, көлденең ұңғымалардың тиімді тау жыныстар мен коллекторлардың жарықшақтығына байланысты болады.

2.2-кесте. Әлібекмола кенорнын тексермелі пайдалану кезеңінде мұнай өндіру
Көрсеткіштер
Өлшем бірлігі
Жылдар бойынша көлемі

2010 ж
2011 ж
2012 ж
Мұнай өндіру
мың тонна
38,1
156,2
222,9

2.2-кестенің жалғасы
Көрсеткіштер
Өлшем бірлігі
Жылдар бойынша көлемі

2010 ж
2011 ж
2012 ж
Газ өндіру
мың м³
10051,1
41225,8
57220,8
Ұңғымалардың жұмыс уақыты
тәулік
781
1474
2342
Ұңғымалар қоры
Ұңғыма
3
5
8

2.3-кесте. Мұнай өндірудің технологиялық параметрлері
Параметрлер атаулары
Өлшем бірлігі
Көрсеткіштер
Ұңғымалардың орташа дебиті
тоннатәул.
68,6 - 110,1
Қойнауқат қысымы
МПа
17,7 - 34,0
Штуцерге дейін сағадағы қысым (max)
МПа
6,0 - 7,0
Штуцерден кейінгі сағадағы қысым(max)
МПа
4,0
Газбен қанығу қысымы
МПа
24,8
Газ факторы
м³тн
264,0
Сағадағы температура (max)
°С
23,0
МДБ - коллектор Кеңқияқ мұнай коллекторлық жобалық өнімділігі
м³ тәул.
750
Мұнай коллекторындағы жұмыстық қысым
МПа
1,95 - 2,4
Мұнай коллекторындағы температура
°С
25,0

Әлібекмола кен орнының коллекторлары әктас, доломитті болып келеді де, поров-казернозды түрге жатады (2.4-кесте)
Әлібекмола кен орнының коллекторының аз өтімділігі жағдайында көлденең ұңғымаларды қолдану ұңғымалардың дебиттік арттырып, олардың санын азайтуға мүмкіндік береді.
Сонымен, Әлібекмола кен орнының пайдалану объектілерінің геолого-литологиялық құрылымын есепке ала отырып, объектілерді көлденең ұңғымалармен пайдалану тиімсіз екенін көрсетеді. Тау жыныстар мен коллекторлардың жарықшақтығы жоғары емес, 5-20 микрон өлшемінде әртүрлі аралықтағы микрожарықшақтар бар. Сондықтан бұл факт көлденең ұңғымалардың өнімділігін арттырады.

2.4-кесте. Шикі мұнайдың физико-химиялық қасиеттері
Параметрлер атауы
Өлш. Бірлігі
Көрсеткіштер
20°С кезінде мұнай тығыздығы
кг м³
858
Мұнайдың динамикалық тұтқырлығы:
20°С кезінде
50°С кезінде

мПаxсек
мПаxсек

8,73
4,63
Қату температурасы
°С
- 19,4
Парафин мөлшері
%
2,41
Күкірт мөлшері
%
1,024
Селикагель асфальтен смолаларының мөлшері
%
5,4

Параметрлер атаулары
Өлш. бірлігі
Көрсеткіштер
Құрамы (молярлық):азот + сирек газдар
%
0,82
Гелий
%
0,0206
көмірқышқыл газы
%
0,85
Күкіртсутек
%
2,37
Метан
%
42,61
этан
%
8,63
Пропан
%
6,78
і-бутан
%
1,41
n-бутан
%
2,86
і - пентан
%
1,96
n- пентан
%
1,54
2.5-кесте. Қойнауқат мұнайының компонентті құрамы

2.6-кесте. Мұнайлы газдың компонентті құрамы
Параметрлер атаулары
Өлш. бірлігі
Көрсеткіштер
Стандартты жағдайлардағы тығыздық
кг м³
1,043
Құрамы(молярлық):
%
1,14

%
1,18

%
2,07

%
71,71

%
10,38

%
6,94

%
1,41

%
2,40

%
1,21

%
0,81
2.6-кестенің жалғасы
Параметрлер атаулары
Өлш. бірлігі
Көрсеткіштер

%
0,67

Қатты бөлшектенген қабаттар жағдайында ең тиімдісі ретінде мұнай қаныққан қабатты 3-4 қиып өтетін толқын тәрізді оқпан қимасын қолдану екені анық. Мұның өзі мұнайбергіштіктті және мұнай алу коэффициентінің арттуына әкеледі.
Бірақ толқын тәрізді көлденең ұңғымаларды қолданудың тағы бір кемшілігі- ол горизонталь ұңғымалардың оқпан бойындағы көп бөлігі аз өтімді тау жыныстар арқылы өтеді, яғни оларды дренаждамайды.
Әлібекмола кен орнының пайдалану объектілер жағдайында бұл (2.5, 2.6, 2.7-кестелерде) факторлар маңызды.

2.7-кесте. Газды өндіру және тұтыну балансы
Аталуы
Өлш. бірлігі
Жылдар бойынша мөлшері

2004 ж
2005 ж
2006 ж
Газ өндіру
т. м³
10051,1
41225,8
57220,8
Факелда жағу
т. м³
10051,1
41225,8
57220,8

2.1.3 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері

Әлібекмола кен орынындағы кеніштер серпімді суарынды игеру режимінде жұмыс жасайды. Яғни, мұнай фильтрациясы шет немесе контур сырты қысымымен іске асады, олар әрдайым жаңбыр суы немесе басқа да сулар толықтыру арқылы немесе үзіліссіз айдау жүйесі арқылы су айдаудан қуат алып отырады. Сыйымдылығы бағалау ОСТ 39-228-89 бойынша айқындалады. Сыйымдылықты бағалау тау жыныстарының су өтімділік коэффицент мәндері мен тау жыныстарын салыстырумен анықталады. Келтірілген жағдайда өтімділікке 2 факторлардың әсер етуі зерттелуі:
1) бу кеңістінде ерімейтін тұздардың тұнуы;
2) сазды бөлшектердің ісінуі.
Су өтімділік коэффициенті Дарси формуласы бойынша анықталады

Кпр.=QuLtF*∆P (2.1)

мұндағы Q- су көлемі, см3 ;
t- су фильтрациясының уақыты, сек;
u-су тұтқырлығы, МПа*с;
L-қабат элементінің модель ұзындығы, см;
F- қабат элементінің модель қимасының ауданы, см;
∆Pө- орташа қысым, МПа.
Сонымен қатар, Дарси формуласы бойынша айдалатын су мен қабат суларының тау жыныстарымен әсерлесуінен кейін қабат элемент моделінің су өткізгіштік коэффициентін табуға болады. Жер қойнауынан мұнайды алу коэффициенті ретінде экономикалық рентабельдікке жету шегіндегі жиналған мұнай өндірудің алғашқы қор балансіне қатынасын айтамыз.
Бірақ қазіргі кезде Қазақстан, сонымен қатар Ресейде өтпелі кезеңнің болуына байланысты, салық жүйесінің тұрақсыз болуы, мұнай мен мұнай өнімдеріне бағалардың ішкі өзгеруі халықаралық нарықта мұнай бағасының секіріп тұруына әсерін тигізеді. Сондықтан мұндай жағдайда мұнай шоғырын өндірудің экономикалық рентабельдік шегін анықтау өте қиынға түседі немесе мүмкін емес.
Жалпы мұнайды алу коэффициентіне бірнеше онжылдықтан кейін өндірілетін өнімнің қатты сулануы жағдайында қол жеткізуге болады. Бірақ бұл уақытта мемлекетте салық жүйесі, ішкі және халықаралық нарықтағы мұнайдың бағасы қандай болатыны белгісіз. Сондықтан бұл бөлімде қазіргі экономикалық жағдайдағы экономикалық рентабельдікке жету шегіндегі мұнайбергіштік қарастырылған, мұның өзі өндріудің 40-ы жылында 6 сулану көрсеткіші 94-98% болғандағы технологиялық мұнайбергіштік өндірудің 80 жылынан кейін болуы мүмкін.
Екінші жағынан суланудың 94-98% кезіндегі технологиялық мұнайбергіштік 80 жылдан кейін қол жеткізіліп, белгіленген мұнайбергіштіктен асып түсуі мүмкін.
Халықаралық нарықта бағаның тиімді шарттарында Әлібекмола кен орнының KҚ-II объектісі бойынша жер қойнауынан мұнайды алу коэффициентінің жоспарлы коэффициенттің көрсеткіштеріне жақындауы бірден-бір айғақ.

2.1.4 Қабатты және ұңғыны гидродинамикалық зерттеу

Әлібекмола кен орнында игеруді бақылау мақсатында гидродинамикалық зерттеулердің екі түрі жүргізіледі:
oo қысымды қалпына келтіру қисығын (ҚҚКҚ-КВД) тіркеуге алу үшін ұңғыны жабу кезінде іске асырылады, кейін бір режимде жұмыс жасайды;
oo кешенді гидродинамиқалық зерттеу, ұңғының жұмыс өтеуі 2 және одан да көп режимде таңдалып, қалыптасқан әдіспен зерттеледі және ҚҚКҚ-КВД алуда ұңғының тоқтауымен жүретін қалыптаспаған фильтрациялау әдісімен зерттеледі.
Қысымның статикалық градиентінің өзгеруіне байланысты зерттеу жүргізу кезіндегі ұңғының тоқтауы коллектордың қасиетіне байланысты бір жетіден төрт жетіге дейін орын алады. Мұндай уақыт мерзімі коллектордағы қабат қысымның тұрақталуына қажет.
Қысымды қалпына келтіру қисығы ҚҚКҚ-КВД әдісі көмегімен жүргізілетін зерттеу 2 жетіден 4 жетіге дейін орын алады, ал кәсіпшілік-геофизикалық зерттеу 5 күннен 7 күнге дейін жүргізіледі.
Қабатты қысым мына әдістер көмегімен өлшенеді:
1. қабат қысым тұрақталмайынша ұңғының тоқтап тұруы, содан соң зерттелуге жататын заттың статистикалық градиентін (СГ) анықтаудың жүргізілуі;
2. коллектордағы қабат қысымын, қабат құрылымын мен өткізгіштік параметрін бағалау мақсатында ҚҚКҚ көмегімен ұңғыларды сынау мен ҚҚКҚ талдауы жүргізіледі;
3. ұңғыда орнатылған стационарлық терең монометрімен есептелген мәліметтерді қолдану;
4. сағадағы қысымын өлшеу мәліметтерін қолдана отырып, қысымның қалпына келтіруіне байланысты жүргізілетін және сол қысым мәндерін түп аймағындағы қысымға түрлендіретін технологиялық бағдарламаны қолданылуымен жүргізілетін зерттеулер.
Өндіруші ұңғылардағы гидродинамикалық зерттеу әдісі (ҰГДЗ) қабат пен ұңғылардың фильтрациялық параметрлерін- К қабатының өткізгіштігін (проницаемость), өткізу қабілеті (проводимость) -кh, ұңғы қабатын ашудың скин-фактор деп аталатын жетілдіру дәрежесі, қабат, түптік қысымдарды өлшеуді, ұңғының өнімділік коэффициенті мен басқа да параметрлерін анықтауды және изобарлар картасын құруды анықтайды.
ҰГДЗ нәтижелеріне сүйене отырып кен орын игерудің ағымдағы жағдайына талдау жүрізіледі, бұл мәліметтер кен орнын игерудегі технологиялық құжаттарды жасау үшін қолданылады. Жүйелі түрде жүргізу зерттеу тиімділігі үшін маңызды.
Өндіру ұңғыларының гидродинамикалық зерттеулері тек мұнайлы қабаттың параметрлерін ғана емес басқа да нәрселерді анықтауға мүмкіндік береді.
Игеру процесі кезіндегі борт пен қанаттар жарықшақты коллекторлардың өзгерісін, соның ішінде қабат қысымының өзгеруі кезінде зерттеулерді жүргізген маңызды. Алымның қалыптасқан зерттеу әдісі көптеген жағдайда 2 режимде (штуцерде), әр режимнің 5 тәулік өтеуімен орындалады.
Жарықшақтау коллекторының бет алысын зерттеу үшін АҚӘ-ң 4-5 режимдердегі зерттеулері және түп қысымының кең диапазонына индикаторлық диаграммасын алу қажет. Егер индикатор диаграммасы сызықты болса, онда коллектордың жарықшақтану қасиеттерінің түп қысымының өзгеруіне тәуелсіздігін білдіреді, егер сызықтық бұзылатын болса және индикатор қисығы қысым түсетін жаққа қисайса, онда түп аймағында түп қысымының төмендігінен жарықшаладың бірігуін білдіреді.

2.1.5 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай бергіштігін арттыру әдістері

Жалпы Әлібекмола кен орнының КҚ-II горизонтында 2 жұмыс агенті қолданылуы мүмкін- өндірілетін мұнай газын қайтадан қабатқа айдау және альбсеноманды горизонтта үлкен көлемде орналасқан суды қабатқа айдау.
Жалпы мұнайбергіштікті арттыру үшін газды әдістерді қолдану 1980 жылдан бастау алады. Газды айдау технологиялық эффект бергенмен, экономикалық эффект тек 50% ғана байқалады.
Негізінен Әлібекмола кен орнында газды айдау әдісі ілеспе газды кәдеге жарату керектігімен айқындалады. Бұл газдың құрамында агрессивті компоненттер : 3,65% дейін күкіртсутек және 1,1331гм3 меркаптанды күкірт бар. Ал бұл газдарды қайта өңдеу, күкіртті шығару және т.б. шаралар үлкен қаржыларды қажет етеді.
Газды ығыстырушы агент ретінде қалыпты жағдайда судан әлдеқайда әлсіз екені белгілі. Бұл оның аз тұтқырлығымен түсіндіріледі. Бірақ, терең орналасқан қабаттарда байқалатын жоғары қабат қысым кезінде және газ құрамында бутан- пропанды фракциялардың болуы мұнай мен газ қосылуына әкелуі мүмкін.
Мұнай мен газдың қосылуы тек КҚ-II аймағында болуы мүмкін, бұл аймақтың қысымы 29,6 дан 36МПа аралығында болады. Ал KҚ-I объектінің қабат қысымы мұнай мен газдың қосылуы үшін төмен болып келеді. Өкінішке орай, Әлібекмола кен орнының мұнайлы газының құрамында ауыр көмірсутектер салыстырмалы аз болып келеді, негізінен метан. Сондықтан КҚ-II объектілерінде де қысымның жоғары бол10,54-тен 38,46% болуы да мұнай мен қосылуын қиындатады. Қосылатын ығыстыру 2 вариантта жүруі мүмкін:
а) көлденең ығыстыру;
б) тік ығыстыру.
Сонымен қатар қабаттардың жарықшақтығы үлкен әсер тигізеді. Жалпы коллекторлар төмен жарықшақтықпен сипатталса да, мұндай аймақтардың болуы өндірілетін ұңғымаларға газдың өтуі және олардың газдалуына әкеледі. Мұнайбергіштігін арттыру мақсатында су газды әсер ету әдісі өте тиімді әдіс болып табылады.
Соның ішінде КҚ-II объектісі сияқты біртекті емес қабаттар үшін. Мұнай мен газды кезектеп айдау арқылы қабаттардың мұнайбергіштігін 7-12 % -ке дейін арттыруға болады. Бірақ су газды әсер ету, газды айдау әдісі сияқты кейбір кемшіліктерге ие. Соның ішінде жоғары қысымды компрессорлы станциясы, жоғары сорапты газ құбырын салу және саға жабдықтау.
Әлібекмола кен орны үшін коллекторлардың төменгі өтімділігі жағдайында бұл әдіс тиімсіз болып табылады.
Әлібекмола кен орнын игеру кезіндегі өнімді қабаттарға су айдау 2 су көздері арқылы жүзеге асады:
1) альбсеноман комплексінің артизанды суы;
2) ақаба қабат суы.
Су айдау үшін жұмыс агентіне қойылатын негізгі техникалық талаптар:
1) айдау ұңғымаларының тұрақты қабылдауын сақтау;
2)айдау ұңғымаларын пайдалану кезінде жерасты жабдықтарын органикалық емес тұздардың инкрустациясынан болатын қалдықтарды алдын алу;
3) айдау ұңғымаларының түп аймағында сульфатты қалпына келтіру бактериялардың пайда болуына жол бермеу.
Айдалатын суға қойылатын талаптар кең спектрлі көрсеткіштер арқылы анықталады, яғни айдалатын судағы мұнай мен механикалық қоспалар болуына сай РДС 39-01-041-81 жүргізіледі.
Айдалатын суға қойылатын талаптау өнімді коллекторлардың физика-гидродинамиалық сипаттамасына негізделеді. Соның ішінде өнімді қабаттардың литологиялық сипаттамасы, кеуектілігі, өткізгіштігі және жарықшақтығы туралы мәліметтер маңызды болып саналады.
Өнімді қатқабаттар (КҚ-II-1, KҚ-II-2) әктастан, доломит және кейде конгломерат қабатшаларынан тұрады.
КҚ-II-1 қабаты бойынша жарықшақтар ашылуы 15-20мкм, КҚ-ІІ-2 қабаты бойынша 5-30мкм шамасныда. Орташа өткізігіштік КҚ-II-1 қабаты бойынша -0,0176мкм2 құрайды. Кернді алу мәліметтері бойынша өткізгіштіктің мәндері төмендетіліп көрсетіледі. Демек, өнімділіктің орташа салыстырмалы коэффициенті КҚ-1 қабаты бойынша -0,339, КҚ-ІІ-1 үшін - 0,548, KҚ-II-2 қабаты үшін 0,261м3тәу құрайды.
Сондықтан, Әлібекмола кен орнының өнімді қабаттарының коллекторлық қасиеттерін зерттеу нәтижесінде кеуекті- жарықшақты коллекторларға жатқызылады. Бұл коллекторлардың түрі үшін РДС-39-01-041-81 cай құрамы бойынша келесі нормативті көрсеткіштер белгіленген;
1)15 мгл дейін мұнай;
2)15 мгл дейін механикалық қоспалар.

2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы

2.2.1 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерін талдау

Әлібекмола кен орнын игеру жобасын жасаудың негізгі кезеңі болып пайдалану объектілерінің тиімді орналасу торын анықтау болып табылады. Әлібекмола кен орны жағдайында тиімді әдіс болып әртүрлі жүйелер үшін ұңғымалардың орналастыру торын компьютерде негізгі технологиялық және экономикалық көрсеткіштер тәуелділігінде анықталады. Бұл әдіске сәйкес келетін негізгі жағдайлар:
1)фильтрацияның үш өлшемді үш фазалы модельдеуді қолдануымен комьютерлік модельдеумен анықталған шығару сипаттамасын өндірудің технологиясын есептегенде қолдану;
2)игеру сипаттамасын бағалаудың жаңа экономикалық сипаттамасын қолдану;
3)игеру жүйесіне сай ұңғымаларды орналастыру торына тәуелділігін мұнайды алу коэффициенті мен КДПН (накопленный дисконтированный поток наличности) қарай анықтау.
Есептеулер компьютерлік модельдеу арқылы автоматикалық режимде жүргізіледі.
Игерудің технологиялық варианты ретінде ұңғымаларды орналастыру торы 10-нан 58гаұңғыма. Су айдау жүйесіне байланысты ұңғымаларды орналастыру торы 24-тен 34гаұңғыма. Аралығында, яғни ұңғымалар арасындағы тиімді арақашықтық 500-ден 580 дейін өзгереді. Бұл көрсеткіштерді 2.1-кестеден көреміз.

2.1-кесте. 2010-2011 жылдарға арналған Казақойл Ақтөбе өндірістік көрсеткіштері

көрсеткіштер
2009 жыл
2010 жыл
2011 жыл

Әлібекмола
Әлібекмола
Әлібекмола
1
Мұнай өндіру, мың. тонн
1374
1450,1
1407
2
Газ өндіру, млн.м[3]
618,3
652,5
562,8
3
Орташа газды фактор, м[3]тонну
450
450
400
4
Бұрғыланған ұңғыма, саны
11
5
4
5
Бұрғылау ұзақтығы,күн
85
85-95
85
6
Ұңғыманы меңгеру, саны
12
5
4
7
Горизонталды факелде газды жаға отырып меңгеру ұзақтығы, сағат
72
72
72
8
Ұңғыманы капиталды жөндеу жұмыстары, саны
68
40
43
9
Горизонталды факелде газды жаға отырып, капиталды жөндеу жұмыстарынан кейін меңгеру ұзақтығы, сағат
72
72
72
10
Жыл соңындағы мұнай өндіруші ұңғымалар саны
57
60
62
11
Жыл соңындағы су айдауға арналған ұңғыма саны
16
18
20

Ал ұңғымалардың одан да тығыз орналасуы технологиялық көрсеткіштердің жоғарылауына (мұнайды алу, алу коэффициенті, мұнай бөлігінің өндіру жағдайы), ал экономикалық көрсеткіштерінің төмендеуіне әкеледі. Осыдан ұңғымалар арасындағы арақашықтық 600·600м,орналастыру торы 36 ұңғыма ұсынылды.
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы

Қабаттың мұнайбергіштігін арттыру мақсатында жүргізілетін қабатқа әсер етудің кез- келген әдістің технологиясы белгіленген регламент арқылы жүргізіледі. Қабатқа әсер етудің мұндай әдістерін орындауда УДР-32 м, УППР-РиР, УПГР-ГОС және де тағы басқа гельтүзейтін композияларды айдау және дайындау үшін арналған жылжымалы қондырғыларды қолдануға ұсынылған. ОТО фирмасымен өндірілетін гельтүзейтін полимерлі ерітінділерді дайындауға арналған. Қондырғының жабдықтары жоғары өтімді шассилі КГА автофургонында орналастырылған. Қондырғы технологиялық байланыспен біріктірілген жабдықтар орналасқан мобильді комплекс болып саналады. Қондырғының жабдықтарын басқару автофургонда орналасқан басқару пульті арқылы оператормен жүзеге асады.
Айдау үшін жұмыс агентінің технологиясы мен қолданылатын жабдықтарға қойылатын талаптар ақаба қабат суының химиялық құрамы бойынша тұрақты болып, газсыздандырылған 15мгл - ден аспайтын мұнай мен 15мгл механикалық қоспасы бар су қолданылуы тиіс. Сонымен қатар, тазалау мен дайындаудан кейін су құрамында 0,5мгл аспайтын оттегі болып, коррозиялық агрессивті төмен болуы шарт. ( 0,1ммжыл аспайтын ).
Сонымен қатар, Әлібекмола кен орны үшін арнайы технология мен жабдықтарға қойылатын қосымша талап белгіленген. Болашақ жоспарға сай мұнаймен бірге өндірілетін ілеспе су көлемі бірқалыпты өсіп, тек 2031 жылы - өзінің максимумына жетеді де, 3351,1тжылына болады. Сондықтан да жұмыс агенті үшін технологияларды жоспарлағанда құрылыс кезектілігін қарастырған жөн.
Экспортты мұнай құбырының технологиялық сызбасы тауарлы мұнайды мұнай пунктінен диаметрі 150мм қысымы 6,3МПа және темпераатурасы 21°С құбыр өткізгіш бойымен "КазТрансОйл" ЖАҚ-ның диаметрі 50мм магистралды мұнай құбырына айдауды қарастырады. Мұнай құбырынан шығарда МДП-нен 200м қашықтықта жерасты орындауында Ду 150 Ру 6,3МПа ажырататын ілмекті арматура қондырғысы қарастырған. Магистралды мұнай құбырына қосылу торабында тауарлы мұнай диаметрі 159мм қысымы 6,3МПа құбыр өткізгіш бойымен мұнайды коммерциялық есепке алу торабына түседі. Бұның құрамына кіретіндер: қырғышты қабылдау камерасының алаңы; мұнайдың мөлшерін және сапасын коммерциялық есепке алу торабы, ол өлшеу сызықтары блогынан және мұнай сапасын бақылау блогынан тұрады; Т-201 дренажды сыйымдылығының алаңы.
Сақтандыру клапанынан, қырғышты қабылдау камерасынан мұнайдың мөлшерін және сапасын есепке алу блоктарынан дренаж диаметрі 100мм құбыр өткізгіш бойымен көлемі 12,5м³ Т-201 сыйымдылығынан қарастырылады. Дренажды сыйымдылықтан газды лақтыру диаметрі 100мм құбыр өткізгіш бойымен СМДК 100-4А біріктірілген демалу клапанымен жабдықталған үрлеу тұрғысына жүргізіледі. Дренажды сыйымдылықтың босатылуы Әлібекмола кен орнының мұнай өнімдерін сақтау амбарына тасымалдау үшін автоцистернаға қарастырылады. Коммерциялық есепке алу торабынан кейін тауарлы мұнай диаметрі 150мм қысымы 6,3МПа құбырөткізгіш бойымен диаметрі 500мм магистралды мұнай құбырына беріледі. Қосылу түйіні изоляцияланған фланецтері және буға ұстау үшін вектилі бар ілмекті арматурамен жабдықталады.
Мұнайды тұзсыздандыру қондырғылары
Кейбір мұнайлар терең сусызданған кезде, қабат суындағы аз тұздар жойылып кетіп отырады. Бірақ көптеген мұнайлар қосымша тұзсыздануды қажет етеді. Кейбір тұзсыздандырулар үшін термохимиялық әдістерді қолданады, алайда көп жағдайда электр өрісінде эмульсияны өңдеу үшін термохимиялық тұрақтандыру қолданылады. Мұндай қондырғылардың соңғы атауы электротұзсыздандыру қондырғылары (ЭЛОУ) деп аталады.
Мұнайды электротұзсыздандыру қондырғысының технологиялық сызбасы 2.1-суретте келтірілген.

2.1-сурет. Мұнайды электротұзсыздандыру қондырғыларының схемасы

I - шикі мұнай, II-деэмульгатор, III - cілті, IV - таза су, V - тұзсызданған мұнай, VІ- канализацияға бағытталған су.

Мұнайға енгізілген жуу сұйығы, деэмульгатор, сілті Н-1 сораппен 7-1 жылуалмастырғыш және буқыздырғыш Т-2 арқылы Э-1электродегидратордың бірінші сатысына айдалады. Бұл жерде су мен тұздың негізгі массасы жойылады (8-10 есе төмендейді). Кейбір электротұзсыздандыру қондырғыларының алдынан термохимиялық саты қойылад.Э-1 электродегидраторынан мұнай Э-2 екінші сатысына қайта өңделу үшін жіберіледі. Э-2 алдында мұнайға қайта су жіберіледі. Тұзсыздандыруға кеткен жалпы мұнайдың шығыны өңделетін мұнайдың 10% құрайды. Кейбір қондырғыларда таза су тұзсыздандырудың екінші сатысына ғана жіберіледі, ал бірінші сатысының алдында мұнаймен екінші сатысының жуу суымен араластырады. Осылай тұзсыздандыруға кеткен суды үнемдеуге болады.
Э-2 шыққан тұзсызданған мұнай Т-1 жылуалмастырғыш, мұздатқыш арқылы өтеді де, тұзсызданған мұнай резервуарына беріледі. Электродегидраторларынан бөлінген су Е-1 мұнай бөлгішке қосымша тұрақтануға бағытталады. Қармалған мұнай шикізат сорабының қабылдау жеріне қайтарылады, ал су өндірістік канализация және тазартуға жіберіледі.
Мұнайды қыздыру пештері
Мұнайды қыздыру пештерінің алаңы Жаңажол-Кеңқияқ магистралды мұнай құбырына берер алдында тауарлы мұнайды қыздыру үшін, сондай-ақ мұнайды қыздыру қажет болған кезде резервуарлық парктегі мұнай циркуляциясы үшін арналған.
Мұнай экспортты сораптардан диаметрі 150мм қысымы 6,3МПа құбыр өткізгіш бойымен Н-101А,Н-101В 60 °С-қа дейін қыздырылып, диаметрі 150мм құбыр өткізгіш бойымен мұнайды тұтынушыға өткізу үшін мұнай құбырына беріледі. Мұнай циркуляциясы Р-201А, Р-201В тегеурінді сораптармен диаметрі 150мм қысымы 0,66МПа құбыр өткізгіш бойымен жүзеге асырылады. Қыздырғыштардың азықтық жылан түтіктерінен мұнай дренажы диаметрі 50мм құбырөткізгіш бойымен V-401 дренажды сыйымдылығына тасымалдау үшін диаметрі 200мм дренаж коллекторына қарастырылады. Мұнайды қыздырғыштардан жылутасығыш (су+ДЭГ) дренажы диаметрі 100мм құбыр өткізгіш бойымен V-403 дренажды сыйымдылығына қарастырылады. Қыздырғыштардың жұмысы дизельді отында қарастырылған. Қыздырғыштарда мұнайды қыздыру аралық жылутасығышты (диэтиленгликоль және су қоспасы) қыздыру жолымен жүргізіледі.
Газ сепараторларының алаңы
V-201, V-202, V-203 газ сепараторларының дренажы және конденсаты диаметрі 100 мм құбыр өткізгіш бойымен V-401 дренажды сыйымдылығына жүргізіледі. Сепараторлар, жерүсті конденсат, дренаж және факелға газ құбыр өткізгіштері қалыңдығы 60 мм минералды талшығынан маталармен жылу изоляцияланады. Қаптама - алюминий табақтары ( 2.8- кестеде)

2.8-кесте. Жабдықтың сипаттамасы
Жоғарғы қысымды газ сепараторы
Жабдық нөмірі

V-201
Аппарат атауы

ГС1-4,0-600-1-И
Өлшемдері(биіктігі, диаметрі)
мм
3415x600
Аппарат көлемі
м³
0,8
Жұмыстық қысым
МПа
1,8
Есептік қысым
МПа
4,0
Жұмыстық температура
°С
30
Есептік температура
°С
60
Газ бойынша өнімділік
млн.нм³тәул.
0,39
Аппарат массасы
кг
1150
Саны
дана
1

Мұнай құбыры
Мұнай құбыры тауарлы мұнайды дайындау бөлігінен КазТрансОйл ЖАҚ-ның диаметрі 500мм Жаңажол-Кеңқияқ магистралды мұнай құбырына дейін тасымалдау үшін арналған. Мұнай құбыры МЕСТ 8732-78 бойынша сыртқы диаметрі 159мм болат құбырларынан жасалған. Құбыр материалы - болат 20. Қабырға қалыңдығы - ішкі таттануға қосуды ескергенде, 9мм. Мұнай құбырының жұмыстық қысымы - 6,3 МПа. Ұзындығы - 16км.
Мұнай құбыры жерасты орындауынды жасалған.Төсеу тереңдігі - құбыр жоғарысына дейін 18м. Жерасты мұнай құбырының татануға қарсы изоляциясы - ГОСТ 25812-83 бойынша полимерлі жабысқақ ленталармен күшейтілген. Изоляцияның жалпы қалыңдығы - 1,4мм. Жобаланған мұнай құбыры ВСН 2.38-85 бойынша III класты IV категориялы мұнай құбыры ретінде жіктеледі.
Мұнай құбыры МДБ-нен қайту, ажыратылатын ілмекті арматура қондырғысы, автомобиль жолдары арқылы өту және істеп тұрған магистралды мұнай құбырына қосылу учаскілерінде II категориялы мұнай құбыры ретінде жіктеледі.
СНиП III-42-80-ге сәйкес болат құбыр өткізгіштерінің пісіру жапсаларының саны қиратпайтын әдіспен - 100%, оның ішінде радиографиялық әдіспен - II категория үшін - 25% кем емес және IV категория үшін - 5 % кем емес бақылауға алынады. Мұнай құбырын сынау - гидравикалық әдіспен.
Дренажды сыйымдылықтар алаңы
Дренажды сыйымдылықтар алаңы мұнайды дайындау бөлігінің технологиялық жабдығынан дренажды жинау үшін арналған және ол көлемі 40 м³ екі V-401 және V-402 дренажды сыйымдылықтарынан және көлемі 12,5м³ V-403 дренажды сыйымдылығынан тұрады.
V-401 дренажды сыйымдылығына диаметрі 200мм құбырөткізгіш бойымен. V-101102103 мұнайгаз сепараторларынан дренаж, V-201202203 газ сапараторларынан дренаж, блокты экспортты мұнай айдау сораптарынан дренаж және Н-101АВ мұнайды қыздырғыштардың азықтық жылан түтіктерінен дренаж келіп түседі. Дренажды сыйымдылықтан мұнайды айдап шығару Р-401 батырылатын сораппен диаметрі 80мм құбыр өткізгіш бойымен не V-102 мұнайгаз сепараторына, не Жаңажол кенорнына тасымалдау үшін автоцистерналарға жүргізіледі. V-401 дренажды сыйымдылығынан газ диаметрі 100мм құбыр өткізгіш бойымен F-102 төменгі қысымды факелға әкетіледі.
Қырғышты жіберу камерасының алаңы
Қырғышты жіберу камерасының алаңы экспортты мұнай құбырын парафин және тұз жиналулардан тазарту мақсатында оған тазарту құрылғыларын жіберу үшін арналған. Х-101 жіберу камерасының алаңында қырғышты құбыр өткізгіш бойымен тасымалдау үшін камераға қырғышты жинау жүргізіледі. Әкелетін мұнай құбырының диаметрі - 150мм. Қырғышты жіберу камерасынан дренаж инвентарь сыйымдылығына жүргізіледі. Қырғышты жіберу камерасы қысым және тазарту құрылғысының өтуі бойнша бақылау жүйесімен жабдықталған. Қырғыштың өтуін бақылау үшін механикалық жалаушалы сигнализатор қондырғысы қарастырылады.
Құбыр өткізгіштердің және қырғышты жіберу камерасының жылулық изоляциясы - қалыңдығы 60мм минералды талшығынан маталар. Қаптама - алюминий табақтары. ( 2.9- кесте)
Мұнайды сақтау резервуарлық паркі
Резервуарлық парк дайындалған мұнайды қабылдау, сақтау және айдап жіберу үшін арналған. Резервуарлық парк әрқайсысының көлемі 1000м³ Т-101, Т-102, Т-103 үш резервуарынан тұрады. Мұнай сораптардан резервуарларға диаметрі 150 мм құбыр өткізгіш бойымен келіп түседі

2.9-кесте. Жабдық сипаттамасы
Қырғышты жіберу камерасы
Жабдық нөмірі

Х-101
Диаметр
мм
150
Жұмыстық қысым
МПа
6,3
Есептік қысым
МПа
9,45
Жұмыстық температура
°С
50
Есептік температура
°С
100
Саны
дана
1

. Мұнайды сақтауға арналған әрбір резервуар төмендегілермен жабдықталған:
1)қабылдау-тарату келте құбырлармен және қолды жетегімен іргелі ысырмалармен;
2)өрт сақтандырғыштарымен демалу және сақтандыру клапандарымен;
3)сақталатын сұйықтықтың деңгейін дистанционды өлшеуге арналған және жоғарғы және төменгі шекті деңгейлердің автоматты сигнализациясы аспаптармен;
4)сынамаларды сұрыптау және деңгейін қолды өлшеуге арналған құрылғыларымен; өртті автоматты анықтау және сөндіру құрылғылармен және құралдарымен ( 2.10- кестеде).

2.10-кесте. Жабдықтың сипаттамасы
Мұнайды сақтау резервуарлары
Жабдық нөмірі

Т-101, Т-102, Т-103
Көлем
м³
1000
Диаметр
Мм
10430
Биіктік
Мм
11920
Жұмыстық қысым
МПа
0,005
Есептік қысым
МПа
0,05
Жұмыстық температура
°С
50
Есептік температура
°С
100
2.10-кестенің жалғасы
Мұнайды сақтау резервуарлары
Жабдық нөмірі

Т-101, Т-102, Т-103
Масса
кг
23960
Саны
дана
3

Мұнайды құю тұрғысының алаңы
Мұнай құю тұрғысының алаңы мұнайды автоцистернаға құю үшін арналған. Барлығы екі мұнай құю тұрғыларының алаңы қарастырылады. Мұнай алаңдарға диаметрі 150мм құбыр өткізгіш бойымен келіп түседі. Әрбір алаңда мұнайды автоцистерналарға құю үшін диаметрі 100мм бір тұрғы қарастырылған.
Жерүсті құбыр өткізгіштерінің жылулық изоляциясы - қалыңдығы 60мм минералды талшығынан маталар. Қаптама - алюминий табақтары.
Жылуалмастырғыштар
Мұнайды дайындау қондырғыларында - термохимиялық қондырғыларда мұнайды сусыздандыру мен тұзсыздандыру барысында жылуалмастырғыштардың екі түрі қолданылады: қабатталған құбыршалы және құбырдағы құбыр .
Бұларда ыстық жылу тасығыштан суығына қарай жылу беру процесі жүреді. Жылуалмастырғыштарда жылу беру үш жолмен жүреді: жылу беру, конвекция, сәуле шығару.
Конденсатты жинау алаңы
Конденсатты жинау алаңы F-101, F-102 факелдарының алдында ылғалды және конденсатты ұстау үшін арналған. Конденсатты жинау алаңы жоғарғы және төменгі қысымды факел жүйелеріне арналған екі конденсат жинау қондырғыларынан тұрады. Жоғарғы қысымды факел жүйесі үшін конденсатты жинау қондырғысы ГР-301 газ кеңейткішінен және V-301 конденсатты жинау сыйымдылығынан тұрады және факелды газ құбырларының газ кеңейткіші жағына 0,003 - тең аз емес еңісімен жерасты орындауында жасалған.
Газ V-101102 бірінші және екінші сатылы айыру мұнайгаз сепaраторларының, V-201202 жоғарғы және орта қысымды газ сепaраторларының диаметрі 200мм құбыр өткізгіш бойымен диаметрі 500мм ГР-301 газкеңейткішіне келіп түседі, мұнда газ құбырындағы түсетін сұйықтықтың бөлінуі жүреді. ( 2.11- кестеде)

2.11-кесте. Жабдық сипаттамасы
Жоғарғы қысымды газ кеңейткіші
Жабдық нөмірі
Өлшем бірліктер
ГР-301
Өлшемдері(диаметріxұзындығы)
мм
530x6400
Жұмыстық қысым
МПа
1,8
Жұмыстық температура
°С
30

2.11-кестенің жалғасы
Жоғарғы қысымды газ кеңейткіші
Жабдық нөмірі
Өлшем бірліктер
ГР-301
Саны
дана
1
Жоғарғы қысымды конденсатты жинау сыйымдылығы
Жабдық нөмірі

V-301
Көлем
м³
8
Өлшемдері(диаметріxұзындығы)
мм
2016x2880
Жұмыстық қысым
МПа
0,5
Жұмыстық температура
°С
30
Саны
дана
1

Қырғышты қабылдау камерасының алаңы
Қырғышты қабылдау камерасының алаңы мұнай құбырын парафин және тұз жинаулардан тазарту кезінде тазарту құрылғыларын қабылдау ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Мұнай ұңғымаларын бұрғылау және пайдалану
Мұнай газ ұңғымаларын пайдалану әдістері
Барлау
Мұнай мен газ кен орындарын барлау, бұрғылау мен пайдалану кезінде қолданылытын жабдықтар
ТЖ аймағында барлау
Радиациялық барлау
Мұнай ұңғымаларын автоматизациялау
Сейсмикалық барлау
Тасым кен орнындағы барлау бұрғылау жұмыстарының жобасы
Археологиялық барлау түрлері
Пәндер
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь