ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫНЫҢ БІЛІМ ЖӘНЕ ҒЫЛЫМ МИНИСТРЛІГІ

АТЫРАУ МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ ИНСТИТУТЫ

Мұнай факультеті

«Мұнай және газ кенорындарын игеру және пайдалану» кафедрасы

ПӘННІҢ ОҚУ−ӘДІСТЕМЕЛІК КЕШЕНІ

(ПОӘК)

«ГАЗДЫ ЖӘНЕ ГАЗДЫКОНДЕНСАТТЫ КЕНОРЫНДАРДЫ ИГЕРУЖӘНЕ ПАЙДАЛАНУ»

RGGKM2302

Мамандығы: 5В070800 – «Мұнай-газ ісі»

Атырау, 2015

5. ҰСЫНЫЛАТЫН ӘДЕБИЕТТЕР

5.1 Негізгі әдебиеттер (НӘ)

1. Ш.К. Гиматудинов., Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых конденсатных месторождений М.: Недра, 1988

2. С.Н.Захаров., Теория и проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений.-Москва

3. Б.М. Муравьев., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Недра, 1989

5.2 Қосымша әдебиет

1. В.В. Ярушин, А.Е. Машаев., Эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. Актобе, 2003

2. Ш.К. Гиматудинов Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и конденсатных месторождений. Недра, 1989

3. B.C. Бойко Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Москва Недра, 1990

5.3 Әдістемелік нұсқаулар (ӘН)

1. Презентация «Ұңғыларды зерттеу»

2.Тәжірибелік жұмыстарды орындауға арналған әдістемелік нұсқау

3. ДӘРІС КЕШЕНІ

1-дәріс.Кіріспе. Қазақстан Республикасының газ өндіру саласының қазіргі жағдайы мен болашағы (1 сағ)

Соңғы жылдардағы газ мәселесінің халықаралық қарым – қатынастарға тигізер ықпалы осы табиғи отын мағынасын жаңа дәрежеге көтергені сөзсіз. Дүниежүзілік тұтыну нарығында күннен күнге өсіп баратын сұраныс, ілеспе газды елемей, едәуір көлемдері босқа жағылып келген көмірсутегіне басқа көзқарас қалыптастырды. Қазіргі таңда, газдың әлемдегі тұтыну көлемі мұнай көрсеткіштеріне жетіп қалды. Сондықтан жаңа кен орындарды қоса есептегенде табиғи газдың барланған есептік қоры 3,3 триллион текше метрге, ал потенциалдық ресурстар 6-8 трлн м³ теңелген Қазақстан Республикасының газ қорлары әрқашан сұранысқа ие болады. Бұл әлемдік қордың 1,7 пайызы.

Елімізде 2007 жылы 29,6 миллиард текше метр шикі газ өндірілген. Қазақстанда 2015 жылы тауарлық газ өндіру көлемі 32,6 млрд текше метрге дейін артады

Ілеспе газ өндірудегі алғашқы қадамдар

Осыған байланысты газ саласын қалыпты деңгейде дамытып келе жатқан Қазақстан алдында күрделі мақсаттар тұр. Елдің Батыс өлкелерінде шоғырланған мұнай кен орындарындағы ілеспе газ көбінесе қолданыстан қалып, бекер жағылып келетіні белгілі. Табиғи газдың таза түрін өнімдейтін Өзбекстан мен Түркіменстан елдерінің газ құбырлары Кеңес заманында Қазақстан арқылы Ресей жағына созылып, әрмен қарай Европаға бағытталған болатын. Қазақстан тек транзиттік кеңістік ретінде қарастырылып, мұнай ілеспе газдың триллиондаған көлемдері зая кетіп отырды. Тәуелсіздік алған Қазақстан, тек 90-жылдардың аяғында ғана мұнай өндірушілеріне ілеспе газды өндіру жөнінде талаптар қоя бастады. Осы салдардан, Жаңажол мұнай кен орнына келген CNPC Қытай мұнайшылары 1997 жылы газ өндіру зауытын салып, газ құбырларын Ақтөбе облыс орталығына жеткізді. Өзбекстан газын тұтынып отырған Ақтөбе қаласы мен құбыр бойын жағалаған поселкелер бағасы 3 есе арзан жергілікті отынға жарыды. Олардың жылу беру қондырғылары, қаладағы ТЭЦ мазут пен көмірден арзан және таза көгілдір отынға көшті. 10 жыл арасында газ қондырғыларының 2-ші, 3-ші сатыларын орындап, былтыр Бұқара – Орал магистралдық құбырына қосылған Жаңажол газ зауыты халықаралық газ транзитіне ілікті.

Ұлттық оператордың әрекеттері

Осыған куә болған «КазТрансГаз» ұлттық операторы мен ел өкіметі Қызылорда өңіріндегі Құмкөл мұнай кендерін өңдеуге бел байлаған жаңа инвесторлар алдында ілеспе газ өндіру жөнінде нақты талап қойып, 2004 жылы «Ақшабұлақ» кен орнында зауыт салдыртып, ұзындығы 123 км. жылына 421 млн. м³ газ өткізетін Ақшабұлақ-Қызылорда газ құбырын қолданысқа берілді. Келген газ көлемі тұрғындардың пайдаланысына да, өнеркәсіп қолданысына да жеткілікті болып шықты. Өмірі табиғи газ рахатын көрмеген қызылордалықтарға бұл әрине зор жетістік болып отыр. Қалада газотурбиналық зауыт салынғаннан кейін шеттен келетін қымбат электр қуатына арзан балама табылып, облыс энергетикалық тәуелсіздікке таяп қалды деуге болады. Мұнай мен газ арқасында тұрғын үй, өнеркәсіптік ғимарат құрылысы дамып, аймақтың өндірістік кешені өркендеу жолына бағыт алып келеді. Бұл табиғи газ сұранысының үдемі ұлғаю тенденциясын көрсетеді. Сондықтан бір бірінен алшақ жатқан мұнай кен орындарын газ құбырларымен жалғастырып, жеткізілетін газ көлемін арттыру жақын арада қажеттілікке айналуы ықтимал.

Еуразия кеңістігіндегі негізгі газ өндірушілердің бірі болғанымен, Қазақстанның шығыс, солтүстік, орталық аймақтары табиғи газға жарымай, қымбат және пайдаланыста қолайсыз сұйық газ тұтынып келеді. Оған себеп болғаны аймақтардың мұнай - газ кен орындары мен магистралдық газ құбырларынан алшақтығы. Өзбекстаннан оңтүстік аймақтарға (Шымкент, Жамбыл, Алматы облыстары) импортталатын газ бағасы жыл сайын қымбаттауда. Қазіргі кезде әлемдік нарықтағы газ бағасының күрт жоғарлауы жалпы тенденцияға айналғаны даусыз. Осы тұрғыдан, энергетикалық тәуелсіздік аясынан алғанда ішкі газ транзитін дамыту, жаңа нарықтарға шығу Қазақстан үшін өткір мәселеге айналды. Бұл бағытта жасалған әрекет арқасында 2002 жылы Жамбыл облысында Амангелді газ кен орыны іске қосылды. Алайда оның газ қор көлемі тек облыс тұрғындарына жететіндей болып, өнеркәсіп орындары қымбат Өзбекстан газын тұтынып отыр. Бүкіл облысты электр қуатымен қамтамасыз етіп келетін Жамбыл гидроэлектростансасы (ЖГРЭС) Амангелді газының арқасында өндіріске қайта қосылған болатын. Бірақ, бір жылдан соң, өкімет облыстың әлеуметтік жағдайын көтеру мақсатында бағасы төмен Амангелді газ көлемін түгелдей тұрғындардың сұранысына бағыттап, ЖГРЭС импорт газына көшірілді. Сырттан келген көгілдір отын бағасының қымбаттығынан өндіріс құралдарын жаңарту – жөндеу жұмыстарын өткізе алмай, өкіметтен қаражат сұрап, кәсіпорын жыл сайын өндірістің доғарылу қауіпі жөнінде дабыл соғып отыр. Осы өткір проблема салдарынан оңтүстіктегі жылу электростансалары мен ірі кәсіпорындар экологияға және өндіріске зиянды, бірақ, бағасы төмен мазут пен көмір отындарын қолданып келеді.

Отандық және шетелдік инвесторлардың бастамалары

Қарашығанақ - Батыс Қазақстан облысындағы Аксай қаласының маңында орналасқан ірі мұнай-газконденсат кен орны. 1978 жылы ашылған кен орында Ресей геологтарының зерттеуі бойынша 820 тонна мұнай мен конденсат, әрі 1,3 млрд. м³ табиғи газ қоры шоғырланған.

Көмірсутегілер қоры үлкен тереңдікте орналасқандықтан өнім өндіру үлкен қабат қысымы мен құрамындағы күкірт және т.б. зиянды компонентер мөлшері көп кездесетіндіктен қиындық туғызды. Қарашығанақ кен орнын игеру 1984 жылы басталды. 1992 жылы бұл проект бойынша тендер жарияланды, 1997 жылы 18 қарашада Назарбаевтың АҚШ-қа сапары барысында Қазақстан жағымен 4 компания (British Gas, Texaco, Agip и "ЛУКОЙЛ") арасында аталмыш кен орынды бірігіп игеру және өндірілген өнімді бөлу туралы келісім-шартқа қол қойылды. Осы құжатқа сәйкес Қазақстанға 80%, қалған инвесторларға 20% тиесілі. Біріккен концорциумның бүгінгі құрамы төмендегідей:

British Gas - 32,5%

ENI-Agip - 32,5%

Texaco - 20%

ЛУКОЙЛ - 15%

Қарашығанақ мұнай-газконденсат кен-орнындағы өндірілетін шикі газдың 6,7 млрд. м³ мөлшері мен газконденсат Ресейге бағытталып, Орынбор газ өндіру зауытына берілуде, қалған 8,8 млрд. м³ газды қабатқа қайта айдау арқылы қабат қысымын көтеру көзделіп отыр. Орынбордағы газ өндіру зауытында өңдеуден өткен газ екі ел келісімі бойынша Европа елдеріне импортталады. Бұл қалыптасқан өндіріс бағытын ішкі нарыққа бұру еларалық келісімге қайшы келеді, бірақ жоғары бағалы халықаралық транзитке қатысу Қазақстан үшін қаржы жағынан тиімді. Сондықтан қазіргі жағдайда мұнай кен орындарында газ өндіруді ұйымдастыру, жаңа магистралдық құбыр маршруттарын дамыту бойынша өкімет пен ірі мұнай-газ компаниялары әрекеттерін бастады. Мәселен, «Аджип» консорциумы Атырау облысында газ өндіру зауытының құрылысын бастады, онда Қашаған мұнай кен орнынан шыққан ілеспе газы өндіріліп, салынатын құбыр арқылы халықаралық САЦ магистралдық құбырына жеткізілуге тиіс.  «SAT&Company» бірлестігі басқарып отырған "Kazakhstan Petrochemical Indastris" АҚ Атыраудан 40 шақырым жерде жалпы құны 4 млрд долларға тең, жылына 800 мың тонна полистирол мен 400 мың тонна полипропилен шығаратын мұнай – химия кешенін салуға бел байлады. Бұл кешенде шикізат ретінде Теңіз бен Қашаған кен орнындарының ілеспе газы пайдаланылады. Жобада Құлсары поселкесінде газ іріктеу қондырғысы салынып, одан Қарабатанға газ құбырын созу көзделген. Жылына 6 млрд. м³ газ көлемін қорытатын кешенге бұл жеткіліксіз, сондықтан жоспар бойынша жобаға Қашаған газы да ілігу керек.

Бос газдың перспективалы ресурстары шамамен 300 млрд. м³ құрай алатын және жиынтық өнімі жылына 5-6 млрд. м³ Солтүстік арал маңындағы болжамды аумақтарда газ қорларын барлау жөніндегі жұмыстарды аяқтау да жоспарға енген.

Қазақстан жер қойнауларындағы газ түрлері, әсіресе ілеспе газ мөлшері ішкі нарықты толтыруға жеткілікті және де көмурсутегі шикізатына тапшы болып отырған елдерді қамтамасыз етуге лайық. Сондықтан, ел өкіметі осы ілеспе газ саласын дамытуға бәр күшін салуда.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 1-3

Қосымша әдебиеттер 2

Бақылау сұрақтары:

1. Қазақстан алдында күрделі тұрған мақсаттар?

2. Қандай себептен Қазақстанның шығыс, солтүстік, орталық аймақтары табиғи газға жарымай, қымбат және пайдаланыста қолайсыз сұйық газ тұтынып келеді?

3. Қарашығанақ кен орнын игеру қай жылы басталды?

2-дәріс.Табиғи газдардың құрамы, физика химиялық қасиеттері және топтастырылуы (1 сағ)

Газ, сұйық қоспалар

Табиғи газдардың құрамына кіреді:

а) көмірсутегілер -алкандар C_nH_2n+2 мен цикландар C_nH_2n;

б) көмірсутегі еместер - азот N₂, көмірқышқыл газ СО₂, күкірт сутек Н₂S, сынап.

в) инертті газдар – гелий, аргон, криптон, ксенон.

Табиғи газдардың құрамындағы компоненттердің фазалық күйлері

Таза газдың, мұнай және газоконденсатты кен орындарынан өндірілетін табиғи газ құрамына метанның гомологтық қатарындағы көмірсутегілер ортақ формуласы С _nН _2n+2 және көмірсутегіемес компоненттерден: азот (N₂), көмірқышқыл газы (СO₂), күкіртсутегі (H₂S), инертті газдар (гелий, арган, криптон, ксенон), сынап кіреді. Көмірсутегілер атомындағы көмірсутегі саны n 18 және одан көп болуы мүмкін.

Метан (СН₄), этан (С₂Н₆), этилен (С₂Н₄) қалыпты жағдайда (р=0,1 мПа және t=273 K) реал газ болады. Аталмыш газдар қабат жағдайында да, атмосфералық жағдайда да газ түрінде кездеседі.

Пропан (С ₃Н ₈), пропилен (С₃Н₆), изобутан (і= С₄Н ₁₀) нормальды бутан (n = С₄Н₁₀), бутилендер (С₄Н₈) атмосферлі жағдайда бу тәріздес (газ тәріздес) жағдайда болады, жоғары қысымда (қабат жағдайында) – сұйық тәріздес болады. Олар сұйық (сұйытылған) көмірсутегілі газдар құрамына кіреді. Атмосфералық жағдайда бұл газдар бу (газ) күйге ауысады.

Көмірсутегілер, изопентаннан бастап (і= С ₅Н ₁₂) және одан да ауырлары (17 ≥ n >5) атмосфералық жағдайда сұйық күйде болады. Олар бензинді фракцияның құрамына кіреді.

Көмірсутегілер, молекулаларына 18 және одан да көп көміртегі атомы кіреді (С₁₈Н₃₈ бастап, бір тізбекте орналасқан), атмосфералық жағдайда қатты күйде болады. Оларды газ гидраттары деп атаймыз.

Төменде құрғақ газдың, сұйытылған газдың және газды бензиннің құрамы берілген.

Құрамы Ерітінді бөліктері

Метан, этилен, этан Құрғақ газ

Пропан, пропилен, изобутан, нормальді бутан,

БутилендерСұйытылған газ

Изопентан, нормальді пентон, амилендер,гексонБензин

Табиғи газдар үш топқа бөлінеді.

1. Газ кен орындарынан өндірілетін газдар. Булар құрамында ауыр көмірсутегілері жоқ құрғақ газ болады.

2. Мұнай мен бірге өндірілетін газдар. Бұл құрғақ газдық, пропан-бутанды фракциялық (сұйытылған газ) және газды бензиннің физикалық ертіндісі.

3. Газконденсатты кен орындарын өндірілетін газ. Олар құрғақ газдан және сұйық көмірсутектік конденсаттан тұрады. Көмірсутекті конденсат көп санды ауыр көміртегілерден тұрады, олардың ішінде бензинді, лигросинді, керосинді, кейде одан да ауыр майлы фракцияларды кездестіруге болады. Сонымен бірге табиғи газ құрамында N₂, СО₂, H₂S, Не, Аг сияқты көміртегі қатарына кірмейтін газдар да кездеседі.1-кестеде кейбір газ кен орындарының мұнайлы газ құрамы көрсетілген.

Кесте - 1.

Мұнайлы газдар құрамы

Кен орны	СН4	С 2Н 6	С3Н 8	С4Н 10	С 5Н12+	N2+	CO2	H2S	Салыстыр-малы тығыздығы
Жетібай	50,21	17,5	13,9	7,94	2,84	2,04	1,434	-	0,78
Өзен	36,83	21,75	19,5	11,43	4,26	4,2	4	-	0,9
Құмкөл	54,2	17,56	15,86	7,66	1,83	0,3	0,53	0,1	1,1
Кисембай	72,2	7,03	5,68	6,42	1,5	0,5	0,5	-	0,767
Жанажол	51,81	5,81	4,57	3,16	1,35	2,91	0,4	1,59	0,8
Тенгиз	78	6,4	3,0	1,6	1,2	1,01	0,43	3,8	0,75

Соңғы жылдары жанғыш тақтатастарды газқондыру, және қысым астында сұр көмірді газдандыру (қысым 20МПа дейін) кең етек алды.

Дененің тығыздығы немесе көлемдік массасы – деп, оның тыныштық күйдегі массасының көлеміне қатынасын айтамыз. Тығыздықтың өлшем бірлігі ретінде СИ системасында килограмм бөлу метр куб (кг/м³), ал СГС системасында грамм бөлу сантиметр куб (г/см³) деп қабылданған.

Газдың r₀ тығыздығы әдеттегі физикалық жағдайда (760 мм.с.бағ. және 0 ⁰С), оның молекулалық массасы М бойынша анықтауға болады:

r₀=М/22,41 кг/м³ (2.1)

Егер де газ тығыздығы 760 мм.с.бағ. бойынша берілсе, онда оны басқа қысымға алмастыру (дәл сол температурада) идеал газ үшін формула бойынша:

r= r₀/1,033 (2.2)

Газдың мінездемесі үшін жиі оның әдеттегі жағдайдағы (760 мм.с.бағ. және 0⁰ С) ауамен салыстырмалы тығыздылығын қолданады:

D₀= r₀/1,293

Газ өндірісінде коммерциялық есептеулер, стандартты физикалық жағдайларда – 0,1013 МПа және 293 К (760 мм.с.бағ. және 20⁰С) жүргізіледі.

Газ қоспасының құрамы

Газ қоспалары (сұйық және бу қоспалары сияқты) компоненттерінің массалық және молярлық концентрацияларымен мінезделеді. Газ қоспасының көлемдік құрамы, жуықтап молярлы құрамына сәйкес келеді.

Газ қоспасының мінездемесі үшін оның орташа молекулярлық массасын, орташа тығыздығын (кг/м³) және ауамен салыстырмалы тығыздығын білу керек.

Егер қоспалық молярлық құрамы проценттері белгілі болса, онда орташа молекулярлық массасы:

(2.3)

Мұнда у₁, у₂, ... ,у_n - компоненттердің молярлық концентрациясы, %

М₁, М₂, . . . , М_n– компоненттердің молекулярлық массасы.

Егер қоспаның массалық құрамы процентпен берілсе, онда оның орташа молекулялрлық массасы келесі формуламен есептеледі:

(2.4)

Бұнда g₁, g₂, … , g_n – компоненттердің массалық концентрациялары, %

Қоспаның тығыздығын есептелген орташа молекулярлық массасы бойынша, (2) сәйкесінше формула бойынша шығарады

r_см=М_см/22,41 кг/м³ (2.5)

Қоспаның салыстырмалы тығыздығын формула бойынша

D_см=r_см/r_в=r_см/1,293 (2.6)

бұнда p_см жәнеp_в – қоспаның және ауаның 0⁰С және 760 мм.с.бағ. тығыздығы.

Газдың құрамындағы ауыр көмірсутегілердің мөлшері

Табиғи газдың толық мінездемесін беру үшін, оның құрамындағы ауыр көмірсутегілерінің мөлшерін білу қажет. Газда үш фракция бар деп қабылданған: пропанды, бутанды және газды бензин, соңғысы, қорды есептеу үшін, 1/3 бутаннан және 2/3 пентаннан тұрады деп қабылданады (массасы бойынша).

Егер газдың массалық немесе молярлық құрамы берілсе, онда г/м³ бойынша ауыр көмірсутегілер көлемі мына формуламен анықталады:

А=10g×r_см =10 уr, г/м³ (2.7)

Мұнда, g – ауыр көмірсутегінің газдағы мөлшері, мас. % , r_см – табиғи газдың орташа тығыздығы, кг/м³, у – берілген ауыр көмірсутектің газдағы мөлшері, моль. % , r – берілген ауыр көмірсутектің тығыздығы, кг/м³.

Газдың құрамындағы жеке компоненттердің мөлшерін анықтағаннан кейін, оның құрамындағы Н – бутанның және газды бензиннің мөлшерін есептейді.

Бұл кезде газды бензин толығымен пентан қосу жоғарықайнаушылар және әдеттегі бутанның жартысын ескереді.

Газ заңдары

1. Табиғи газдың термодинамикалық күйі орташа параметрлер мен компоненттер арқылы парциалды параметрлермен (қысым, көлем) сипатталады.

Парциальды параметрлер. Парциалды көлем деп, газ қоспасынан V_i тұрақты температурамен қысымда берілген компонеттен басқа компоненттерді алып тастағандағы, осы компоненттің алатын көлемі;

1. • Газды қоспаның компонентінің парциалды қысымы дегеніміз, сол қоспадан басқа компоненттерді алып тастағандағы, осы компоненттің алатын көлемі.

Газ заңдары. Парциальды және орташа параметрлер арасындағы байланыс келесі заңдылықтар арқылы орнатылады:

• Авогадро заңы – қалыпты жағдайдағы 1 кмоль (р=760 мм рт. ст.; Т=0⁰С) көлемді алады 22,41м³;

• Парциальды қысымдардың p_iаддивтілігі Дальтон заңымен беріледі

• р= S р_i; (2.8)

• Парциальды көлемдердің v_iаддивтілігі Амаги заңымен беріледі

V=S V_i (2.9)

Сұйықтықтың булануынан кейінгі будың көлемі

Массасы G кг сұйықтың булануынан кейін алынатын будың көлемін (әдетте физикалық жағдайда) формуламен есептелінеді:

V_П=G / ρ_П = 22,41*G / М, [ м³] (2.10)

мұнда М - көміртутегінің молекулярлық массасы;

ρ_П – көмірсутек буының тығыздығы (Р=1 атм; T=273 К)

Егер де қоспада бірнеше көмірсутегілер болса, онда будың көлемі (1.10) бойынша есептеледі, тек қана буланған көмірсутектердің орта молекулярлық массасын қолданады (М орнына М­_см)

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 2-3

Қосымша әдебиеттер 2

Бақылау сұрақтары:

1. Табиғи газдардың құрамына не кіреді?

2. Газ гидраттары деп нені атайды?

3. Құрғақ газдың, сұйытылған газдың және газды бензиннің құрамына қандай

заттар кіреді?

4. Табиғи газдар қандай үш топқа бөлінеді?

3-дәріс.Табиғи газдың физикалық қасиеттерін анықтаудың аналитикалық әдістері (1сағ)

Таза заттың шектік (критикалық) температурасы дегеніміз, - бұл сұйық және булы фазалардың өзара тепе-теңдік күйінде бола алатын жоғарғы температура, немесе орташа молекулярлық кинетикалық энергия молекулалардың өзара тартылыс потенциалдық энергиясына тең болғандағы температура. Бұдан жоғары температурада сұйық фазаның бар болуы мүмкін емес.

Шектік (критикалық) қысым ол заттың шектік температурасындағы қысымына сәйкес қысым, ал 1 моль немесе басқа масса бірлігіне жататын көлем шектік көлем деп аталады.

Компоненттердің жеке келтірілген параметрлері дегеніміз,- олардың күйінің нағыз параметрлері (қысым, ақиқат температура, көлем, тығыздық, ауытқу температура). Шектік параметрлерден неше есе көп немесе аз екендігін көрсететін параметрлер:

Р_пр=Р/Р_кр, Т_пр=Т/Т_кр, V_пр=V/V_кр

Табиғи газдар үшін Т_кри Р_кр мәндері x_i, p_крi, Т_крi компоненттерінің белгілі параметрлері үшін орта критикалық (псевдокритикалық) болып келесі формула арқылы табылады:

P_кр= (P_крi×x_i), Т_кр= (T_крi×x_i), при х_С5+<10% (3.1)

Газ қоспасының сығылу коэффициентін анықтау

Газдың күй теңдеуінің жалпылама теңдеуі

р=z×rRT (3.2)

Сығылу коэффициентін анықтайтын термодинамикалық параметрлер.z сығылу коэффициенті келтірілген қысым р_пр, температура Т_пр және ауыр көмірсутегілер С₅₊ функциясы болып табылады.

Сығылу коэффициенті әртүрлі тәсілдермен анықталады:

1) номограмм әдісі арқылы (графикалық әдіс)

Сандық әдіс арқылы, мысалы, Платонова-Гуревич сандық аппроксимациясы (формуласы) көмегімен:

(3.3)

Формуланың қолдану облысы Р <40МПа; х_{С 5+}< 10 моль%.

Формуланың қателігі: P< 25МПа үшін 1%-тен кіші; P= 25- 35 МПа үшін 3%-тен кіші және 35 до 40МПа аралығында 5% болғанда.

Газдардың тұтқырлығы

Тұтқырлық – сұйықтың немесе газдың бір бөлігінің екінші бөлігінің ығысуына немесе қозғалысына көрсететін қарсылық

Динамикалық тұтқырлық μ қозғалыстағы газ молекулалары арасындағы өзара әсер ету күшін сипаттайды.

СИ жүйесінде тұтқырлықтың негізгі өлшемі болып паскаль-секунда (Па*с), ал мұнай-газ кәсіпшілігінде тұтқырлық пуаз (П) немесе сантипуаз (сП) өлшем бірлігімен өлшенеді: 1сП = 0,01 П= 0,001 Па*с.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 1

Қосымшаәдебиеттер 2-3

Бақылау сұрақтары:

1. Таза заттың шектік (критикалық) температурасы дегеніміз не?

2. Шектік (критикалық) қысым дегеніміз не?

3. Сығылу коэффициентін анықтайтын термодинамикалық параметрлер атаңыз

4. Сығылу коэффициенті қандай тәсілдермен анықталады?

4-дәріс.Газдың ұңғысы.(1сағ)

Табиғи газдардың кеуекті және жарықшақты тау жыныстарында еркін күйде шоғырлануын газ кеніштері (залежи) деп атаймыз.

Газ кеніштерін игеруге тиімді деп атаймыз, егер газды өндіру, тасымалдау, т.б. шараларға кеткен жалпы шығын көлемі осы газды сату арқылы түсетін қаржы пайдасынан аз болса, әрі оны өндірістік дейміз. Газ және сұйықтың шығынын өлшеу

Әртүрлі қондырғыларда газ шығынын өлшеу үшін әртүрлі конструкциялы тарылған (сужающий) қондырғыларда қысымның айнымалы құлау (өзгеріс) әдісі жиі қолданылады. Бұл әдістің мәні – газдың тарылған (сужающий) қондырғы арқылы өту барысында, берілген қима арқылы өтетін шығын шамасынан тәуелді қысым құламасының (өзгерісінің) пайда болуында. Көбінесе басқаларына қарағанда, сағаттық механизмі арқылы дөңгелек диаграмма жетегін қозғалысқа келтіріп, әрі дифференциалды және статикалық қысымдарды жазып алатын механизмі бар өздігінен жазатын дифференциалды манометрлер ДП-410, ДП-430, ДП-632 қосылған дросселді қондырғылар қолданылады.

Тарылған құрылғы сезімтал элементі қызметін атқарады – диафрагма, саптама (сопло) немесе Вентура саптамасы. Тарылған құрылғы арқылы заттар өткенде ағынның потенциалдық энергиясының бір бөлігі кинетикалық энергияға айналады, ал статикалық қысым азаяды. Тарылған құрылғыға дейінгі және кейінгі қысымдар айырмашылығы (құламасы) заттар шығындарынан тәуелді, сондықтан шығын шамасы қызметін атқаруы мүмкін.

Тарылған құрылғы арқылы ағып өтетін сығылған заттардың көлемдік шығынының теңдігі мына түрде жазылады :

Q= (4.1)

Мұнда, санынан және тарылған құрылғының модулі мен түрінен тәуелді, шығын коэффициенті; өлшенетін заттың ұлғаюына түзету коэффициенті (сығылмайтын заттар үшін өлшенетін заттың жұмыс жағдайындағы тығыздығы; d- тарылған құрылғының диаметрі; m=d²/D²- модуль; D- құбыр диаметрі; - тарылған құрылғыдағы қысым айырмашылығы (құламасы); Температураны тарылған құрылғының алдында немесе құрылғының топсасынан 5-10 D қашықтықта өлшейді.

Стандартты диафрагмаға қосылған сұйықты көрсеткіш құрылғыларымен газ шығынын өлшеу кезінде, мына формула қолданылады (м³/тәулік):

Q= 83.54 , (4.2)

мұнда, К₁ – диафрагманың жылулық ұлғаюына түзеткіш көбейтінді, оны бірге тең деп қабылдауға болады; К₁ – диафрагманың шығатын жиегінің сүйірлігіне түзеткіш көбейтінді (D= 300 мм жоғары болғанда К₁=1); Р – диафрагма алдындағы абсолютті статикалық қысым, Па; Н – қысымның өлшенген айырмашылығы, Па; Т- абсолютті температура, К; салыстырмалы тығыздығы.

Кәсіпшілікте тарылған құрылғы ретінде – ағын кіретін жағында сүйір жиегі, ал шығатын жерінде 30-45⁰ бұрыштың фаскасы бар дөңгелек тесікті жұқа металдан жасалған дискі болып табылатын диафрагмалар қолданылады. Диафрагманың қалыңдығы құбырдың ішкі диаметрінен 0,05-тен аспауы керек. Камералы және камерасыз диафрагмалар қолданылады.

Камералы диафрагма – диафрагманың (дискінің) өзінен және араларында диафрагма орнатылған екі сақиналы камерадан тұрады. Диафрагмалар үшін төсемдерді парониттен және фторопластан шығарады. Оларды өлшеу аспаптарына қосу үшін қажетті тесіктері бар.

Камерасыз диафрагмалар – бұл диафрагмалардың құбыр фланецтерінің арасына тікелей орналасуымен ерекшеленеді.

ДП-410 және ДП – 430 қалытқы түрдегі дифференциалды манометрлердің жұмыс принципі сынап бетінде қалқып жүрген қалтқының жылжуына негізделген. Дифманометрдің түтікшемен біріктірілген екі ыдысы бар. Оң таңбалы (үлкен диаметрлі) ыдыс құбырға диафрагмаға дейін қосылған, ал теріс таңбалысы – кейін. Қалытқының жылжуы құбырдағы газ шығынына пропорционал қысым айырмашылығының есебінен болады. Қалытқының механикалық және электрлік тәсілмен жылжуы аспаптың есептеу механизміне беріледі (тілшеге немесе қаламұшқа). Қалытқылы дифманометрлердің сынапты қолдану барысында бірқатар кемшіліктері бар, яғни сынап булары улы, сондықтан соңғы уақытта шығынды өлшеу үшін дифманометрлердің басқа: мембранды және сильфонды түрлерін кеңінен қолданады.

Көмірсутегілер құрамына қарай кен орындарды жіктеу

а) газды– ауыр көмірсутегілер жоқ (метан- 95-98%; салыстырмалы тұтқырлық Δ» 0,56; температура төмендеген сайын сұйық көміртегілердің бөлінуі байқалмайды);

б) газмұнайлы- құрғақ газ + сұйытылған газ (пропан - бутан қоспасы) + газ бензині С₅₊(метан = 35-40%, этан = 20%, сұйық газ = 26-30%, газды бензин = 5%, көмірсутегілерге жатпайтындар = 8-13%, Δ ≈ 1.1);

в) газоконденсатты- құрғақ газ + конденсат (бензинді, керосинді, лигроинді және, кейде, майлы фракциялар) (метан =75-90%, этан = 5-9%, сұйық газ = 2-5%, газды бензин = 2-6%, көмірсутегілерге жатпайтындар = 1-6%, Δ ≈ 0,7-0,9).

г) газгидратты– қатты күйдегі газ.

Газконденсат кен орнын конденсаттың мөлшеріне қарай жіктеу С₅₊ в 1м³

I –өте аз мөлшерде 10 см³/ м³ дейін;

II- аз мөлшерде 10 -150 см³/ м³; дейін;

III- орташа мөлшерде 150 - 300 см³/ м³; дейін;

IV- жоғары мөлшерде от 300 - 600 см³/ м³; дейін;

V –өте жоғары мөлшерде600 см³/ м³ артық болғанда

Кенорындардың қабаттағы бастапқы қысымына қарай өзгеруінің топтастырылуы

а) төменгі қысым- 6 МПа дейін; б) орташа қысым - 6 -10МПа аралығы;

в) жоғарғы қысым 10 - 30МПа аралығы

г) өте жоғары қысым- 30МПа. асқан жағдайда

Кенорындардың дебитіне қарай топтастырылуы(ықтимал ең жоғарғы жұмыс дебиті)

а) өте аз дебитті- 25 мың. м³/тәулік дейін;

б) аз дебитті 25-100 мың. м³/тәулік;

в) орташа дебитті 100-500 мың. м³/тәулік;

г) жоғарғы дебитті - 500-1000 мың. м³/тәулік

д) өте жоғарғы дебитті - 1000 мың. м³/тәуліктен асқан жағдайда

Газ құбырлары мен скважиналарда гидрат пайда болу процесімен күрес

Газды өндіру, дайындау, тасымалдау және қабатқа қайта аудау технологиялық процесінде пайда қатты күйдегі газ гидраттары үлкен қиындықтар туғызады.

Су буына қаныққан табиғи газ жоғарғы қысым және белгілі бір анықталған 0 ⁰С-ден жоғары температурада сумен әрекеттесу арқасында қатты дене – гидраттарға айналуы мүмкін. Табиғи газ гидраттары сумен көмірсутектердің орнықсыз физика-химиялық байланысынан түзіліп, температураның көтерілуі немесе қысымның төмендеуінен газ бен суға ыдырайды. Сыртқы формасы бойынша мұз немесе қарға ұқсайтын ақ кристалданған масса. Бірақ мұнаймен бірге өндірілетін ілеспе газдар құрамындағы қаныққан су температура төмендеген сайын қатайып гидраттардың түзулу процессі шапшаңдайды.

Газ шаруашылығында гидрат пайда болумен күресудің негізгі әдісі гидраттану ингибиторін, яғни метанол және т.б., қолдану болып табылады.

Бірақ метанолдың улылығы оны көп мөлшерде қолдану қоршаған орта мен адамдар денсаулығына үлкен нұқсан келтіру мүмкін. Техногендік газ гидраттары газ өндіру мен қабатқа қайта айдау жүйесінде: скважина түп аймағында, мұнай дайындау пунктінен қабатқа газ айдау скважинасына келетін газ құбырында, және т.б. мұнай өнеркәсібінің ішкі құбырларында пайда болады.

Метанол - метил спирті, мұнай-газ кәсіпшілігінде гидрат пайда болу процесінде кеңінен қолданылып келеді. Газ шаруарылығында қолданылатын жабдықтар үшін ешқандай іс-әрекет жасамаса газ гидраттары әрқашан пайда болады. Ингибиторлер – кез-келген процесстың өтуіне қарсы қолданатын заттар. Яғни – гидрат пайда болуға қолданатын ингибиторлер олардың түзулуіне химиялық әдіспен жол бермейді. Метанолдың ингибитор ретінде қолданылуы оның бағасының арзандығы, технологиялық тиімділігінің жоғарлығы, әрі тұтқырлығының төмендігімен бірге оның су мен көміртегілер арасында жақсы делдалдық функция қызметін жақсы атқара алатындығы болып табылады. Метил спиртінен арзан гидрат пайда болу ингибиторі - хлорлы кальций, бірақ ол күшті коррозиялық агент болғандықтан оны өндірісте қолдану тиімсіз.

Арысқұм кен орнында кен орында гидрат пайда болуға қарсы «Hydronox» 8008 маркалы ингибитор пайдаланады. Ингибитордың орташа шығыны: 0,4-0,6 г/м³. Алдымен газ алғашқы мұнай дайындау пунктінде (ЦППН) ауыр бензинді фракциялы газдардан айырылып, газды пайдаға асыру орталығында (ЦУГ) құрамындағы ылғалдан тазартылады. Мұнда газ компрессорлар арқылы үлкен қысыммен газ тарату пунктіне (ГРП) 8¢¢ дюймдік құбыр арқылы орташа есеппен алғанда 1 тәулікте көлемі 634692 м³ болатын құрғатылған газ жіберіледі (Сурет 4.1).

Сурет 4.1. Арыскұм кен орында газды қабатқа айдау технологиялық схемасы

Осы аралықта 8¢¢ дюймдік газ құбырына арнайы метанол сақталынатын пунктінен келетін құбыр жалғанып, тәулігіне орта есеппен 300-400 кг. метанол газ арынына қосылып газбен бірге қабатқа айдалынады. Концентрациясы 0,4-0,6 г/м³ метанол газ құбырында, скважина оқпанында, сорапты-компрессорлық құбыр ішінде, скважина түп аймағында гидрат пайда болу процессіне жол бермеуге жеткілікті болып табылады.

2009 жылы қабатқа айдалынған 1 күндік газ көлемі (м³) мен метанол көлемі (кг) арасындағы байланыс төмендегі 4.2- суретте көрсетілген.

Сурет 4.2. 2009 жылы қабатқа айдалынған 1 тәуліктік газ көлемі (м³) мен метанол көлемінің (кг) көрсеткіші.

Жоғарыдағы суреттен көріп тұрғанымыз метанолдың қолдану көлемі қоршаған орта температурасы мен қабатқа айдалынған газ көлеміне тікелей байланысты болады. Яғни газ гидраттарының кристалдары төмен температурада қарқынды түрде түзіліп, қабат қысымын ұстап тұруға қажетті газ көлемін қабатқа айдауға тосқауыл жасауы мүмкін. Сондықтан жылдың қыс мезгілінде метанолдың шығыны артатын болса, жаз айларында төмендейді. Арысқұм кен орнында газды қабатқа айдау 6 скважина арқылы іске асырылады ( ARY 401; ARY 404; ARY 405; ARY 406; ARY415; ARY416).

Келесі суретте Арыскұм кен орындағы мұнаймен бірге өндірілген ілеспе газдың пайдаға асыру графигі көрсетілген

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 1-2

Қосымшаәдебиеттер 3

Бақылау сұрақтары:

1. Газ кеніштері деп нені атайды?

2. Газ гидраттары неден пайда болады?

3. Газ шаруашылығында гидрат пайда болумен күресудің негізгі әдісі қандай?

4. Газ шаруашылығында ингибитор мен метанолды не үшін қолданады?

5-дәріс.Әр түрлі құрамды табиғи газды өндіру кездегі газды ұңғының оқпанының жер асты жабдықтары (1 сағ)

Газ скважиналарының жабдықтары деп скважинаны пайдалануды, сынауды және зерттеуді қамтамасыз етуге арналған бөліктерін айтамыз. Көбінесе скважина жабдықтарын сағалық және жер асты деп бөлеміз.

Газ ұңғысының сағалық жабдықтары фонтанды құбырлардың және шегендеуші тізбектердің жоғарғы ұшын біріктіруге, құбыр аралық кеңістікті саңылаусыздандыру және жабдықтардың бөлшектерінің арасындағы біріктірулерге ұңғыманы пайдаланудың технологиялық режимін реттеу және бақылау бойынша шарларды жүзеге асыруға арналған. Ол үш бөліктен тұрады:

1. тізбек басынан, 2) құбыр басынан 3) фонтанды шыршадан.

Тізбек басы пайдалану тізбегі мен кондуктордың жоғарғы ұштарын біріктіреді, құбыраралық кеңістіктерді саңылаусыздандырады, фонтанды шыршалы құбыр басына тірек қызметін атқарады.

5.1 суретте шлипстегі құбыр басы көрсетілген. Төменгі бөлімінде бетонды фундаментке пакерлі бұрандалармен бекітілген және шегендеуші тізбектің сыртқы бұрандасына шегіне дейін бұрлған кең тіректі тұғыр орналастырылған. Тұғырдың жоғарғы жағына пайдалану тізбегінің алқасы қызметін атқаратын тіректік тұғыр 2 фланецті біріктірулердің көмегімен бекітілген. Тіректік тұғырдың конусты, ішкі қабырғаларында шлипстер 3 қондырылған, оларға пайдалану тізбегі бекітілген және ілінген, тіректік тұғырда құбыраралық кеңістікті саңылаусыздандыру үшін шлипстерді үстіне салмақты бұранда бекіткішпен 8 екі сақина 7 және 4 арасында қысылған га-мұнайға тұрақты арнайы тығыздауыштан 6 тұратын тығыршық орналастырылған. Шлипсті пайдалану тізбегінің алқасы бұрандаға алқалаудың күрделі тірегін ауыстырады.

Құбыр басы фонтанда құбырларды асуға және фонтанды құбырлармен пайдалану тізбектері арасындағы құбыраралық кеңістікті саңылаусыздандыру қызметін атқарады.құбыр басына тікелей үшжақты немесе төртжақты фонтанды шырша орнатады.

Фонтанды шыршақұбыр басына жоғарғы фланцті орналастырылды. Ол келесілер үшін арналған: 1) ұңғыманы меңгеруге; 2) ұңғыманы жабуға; 3) ұңғыма жұмысының технологиялық режимін бақылау мен реттеуге.

Фонтанды шыршаның негізгі элементі түрпәтті үшжақты және төртжақты. Гидраттәрізді ингибиторлар жетектері үшін құрылғылар, сағалық – клапан орнатылған.

5.1-сурет. Шегендеу тізбектері шлипсі бекітілген газ ұңғымасының тізбек басының үлгісі: