Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Каспийский государственный университет технологий и инжиринга им. Есенова

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Abdeshova_ekzamen_otvetimen.docx

Скачиваний:

Добавлен:

01.07.2025

Размер:

1.25 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 12 / 92 3 4 5 6 7 8 9 > Следующая >>>

1) Кең тіректі тұғыр; 2) пайдалану тізбегін алқалау үшін тірек тұғыр; 3) шлипстер; 4 және 5 - төменгі және жоғарғы сақиналар; 6-тығыздаушы; 7 –гайка; 8-бағыттаушы кесте құбыры

Сағалық бөлгіш-клапан қысымның апаттық көбейуіне дейін немесе одан кейін қысымның азаюына ұңғымадан шығатын желіні автоматты жабуға арналған. К-301 бөлгіш-клапанның жиілік элементі тосқауыл ретінде жасалған. Ол көлбек жағдайында сезімтал штогының көмегімен ұсталып тұрады. Құбыр желісінде қысым азайғанда шток жылжып тосқауылды босатады., ол өз кезегінде газ ағынын жабады, бөлгіш-клапан тосқауылдан бұрын және соң қысымды теңестіруден кейін қолмен ашылады.

5.2 суретте төртжақты және үшжақты шыршалы фонтанды шыршалар және құбыр бастары көсетілген. Құбыр аралық кеңістіктер сақиналы төсемдермен тығыздалады. Құбыр басынан төменгі бүйірлік бұрмалар құбыраралық қысымды өлшеуге және ұңғыманы қайтадан өңдеуге арналған. Төртжақты фонтанды шыршалардың биіктігі онша ұзын емес, қызмет көрсетуге ыңғайлы. Ол газ ағынында ұңғыманы пайдаланудан шығаратын төртжақты шыршаның коррозиясын сұйық немесе газтәрізді коррозиялық агенттер, қатты жыныстар болған жағдайда қолданылады.

Үшжақты тәрізді фонтанды арматураның екі үштігі бар. Жоғарғы – жұмысшы, төменгі – резервті. Төменгі тек жөндеу уақытында немесе жоғарғыны ауыстырған кезде қолданылады.

Газ скважинасының жерасты жабдықтары

Атқару қызметіне қарай тізбектеуші құбырлар келесі түрлерге бөлінеді:

Тізбек басы, бағыттауыш, кондуктор, пайдалану тізбегі. Скважинаның ең төменгі шегі түбі деп аталады.Пайдалану скважиналарының бағаналық бөлігі концентрлі орналасқан тау жынысына цементтелген шегендеуші құбырлар тізбегінен құралады. Соңғы, яғни ішкі шегендеуші құбыр тізбегі пайдаланушы деп аталады және пайдалану объектісі – қабатты скважина сағасымен қосуға арналған. Скважинаның сыртқы шегендеуші құбырлар тізбегі бағыттауыш – бірнеше метр тереңдікке түсіріледі және оның сыртқы беті цементтеледі. Бақыттауыш тізбегінің ішіне кондуктор шегендеуші құбырлар тізбегі түсіріледі. Оның ұзындығы 200 м-ден 600-800 м-ге дейін жетеді. Кондуктор барлық ұзындығы бойынша цементтеледі.Кондуктор және пайдалану тізбектерінің ортасына техникалық немесе аралық деп аталатын шегендеуші құбырлар тізбегі түсірілуі мүмкін. Олар скважинаны бұрғылау барысында технологиялық функциялар атқарады. Саны және түсіру тереңдігі бұрғыланып өткен тау жыныстарының геологиялық ерекшеліктеріне, скважина тереңдігіне және тізбек басына іліну технологиясына байланысты анықталады.

а) б)

5.2 Сурет. Құбыр басы және фонтанды шырша

а – төртжақты фонтанды қондырғы (1АФК 21/2¢¢´125);б - үшжақты фонтанды қондырғы (1АФК 21/2¢¢´125);1-төртжақты; 2-үшжақты; 3-катушка

Тізбек басы кондукторде жабдықталады, кондуктор, техникалық және пайдалану тізбектерін бір жүйеге қосады және скважинаға түсірілетін жабдықтарға және сағаға орнатуға арналған жабдықтарға база ретінде қызмет атқарады. Пайдалану скважинасының фильтрлік бөлігі қабат сұйығын және газды алу барысында да, қабатқа суды, газды және басқа да заттарды айдау барысында да скважинаны қабатпен байланыстырып тұрады.Скважина бағанасына, шегендеуші тізбектерге тау жынысының тұрақты қысымы әсер етеді, ал пайдалану тізбегіне – қабат қысымы немесе айдалатын сұйық және газ қысымы әсер етеді. Ішкі және сыртқы қысымдардан басқа шегендеуші тізбектер өздерінің салмағын қабылдайды. Тізбек басы шегендеуші тізбектер салмағын, ішкі қысымын, орнатылған жабдықтардың салмақтарын қабылдайды.Бұрғыланған мұнай өндіру скважиналары он немесе одан да көп жылдар пайдаланылады. Осы уақыт ішінде кен орны әртүрлі игеру сатыларынан өтеді, яғни бастапқы да фонтанды әдіспен сусыз мұнай өндіріледі де соңғы сатыларда механикаландырылған әдіспен көп мөлшерде суланған мұнай өнімі өндіріледі. Кен орнын игеру барысында қабат қысымы төмендеп отырады, осыған байланысты келесі сатыларда сұйықтың динамикалық деңгейі төмендесе де көп мөлшерде сұйық өндіруге тура келеді. Егер мұнай әртүрлі қабаттарда бөлек-бөлек орналасса онда бұл қабаттарды бір скважинамен жеке игеруге немесе жеке су айдауға тура келеді. Берілген скважиналардың пайдалану шарттарын бүкіл сатыдағы жұмысын анықтауға болады. Егер скважина құрылысы барлық шарттарға сай мықты болса, онда болашақта кен орнын игерудің барлық сатысында скважина қондырғыларын таңдап алуға оңай болады. Осыған байланысты ең маңыздысы пайдалану құбырларының диаметрі болып келеді. Себебі, скважинаға көп көлемде сұйық айдауда немесе арнайы қондырғылар түсіруде ол сорапты қондырғысының берілісін азайтады. Сол себептен скважинаны бұрғылау барысында скважина тізбегін үнемдеп кіші диаметрлі құбырлар салу болашақта көп шығынға алып келуі мүмкін, себебі келесі сатыларда мұндай скважиналарды тиімді пайдалану мүмкін емес. Скважиналарды орнату конструкциясы пайдалану ұзақтығын есептей отырып геологиялық және технологиялық факторлармен анықталады. Скважина құрылысының ең негізгі элементі скважина түбі аймағының құрылысы болып саналады.

Скважиналардың түбін жабдықтаудың конструкциялары

Скважина түбінің құрылысы келесі шараларды қамтамасыз етуі қажет:

қабаттың түп аймағы механикалық төзімді болуы керек, скважина түбіне қондырғы түсіру ыңғайлы болуы керек, тау жынысының опырылуын болдырмау керек;
скважина түбімен мұнай қабаты тиімді гидродинамикалық байланыста болуы керек;

мұнай қабатын толық өндіруге мүмкіндік болу керек.

Кен орнын игерудің геологиялық және технологиялық шарттары әртүрлі, осыған байланысты скважина түбінің конструкциясы әр түрлі болады (5.3-сурет).

а б в г

5.3-сурет. Қабатты ашу түрлері:а- ашық түпті ; б-түсіру алдында перфорацияланған хвостовикті түп аймағы; в-фильтр орналасқан түп аймағы; г-перфорацияланған түп аймағы.

1. Скважина түбі ашық болса (а-суреті), шегендеу құбырының башмагы қабат жабынына жетпей цементтеледі. Содан кейін қабатты кіші диаметрлі қашаумен бұрғылап ашады, скважина бағаны өнімді қабатқа қарсы ашық қолданылады. Бұл түрдегі скважина құрылысы мықты тау жыныстарында қолданылуы мүмкін. Сол себептен бүкіл скважина қорының 5% -тен аз көлемі ашық түптегі скважиналар болады.

2. Егер скважина түп аймағы фильтрмен (сүзгімен) жабдықталса, онда конструкциясы екі түрлі вариантта болуы мүмкін.

-бірінші вариант (б-суреті): скважинаны бірден қабат түбіне дейін бұрғылайды да, төменгі бөлігін өнімді қабатқа келетін алдын-ала тесілген тесіктерге шегендеу құбырларымен бекітеді, содан кейін өнімді қабаттың жоғарғы жағы манжеттік құю арқылы цементтеледі. Тізбектің перфорацияланған аймағы мен ашылған қабаттың беткі бөлігінің арасы ашық болып қалады. Мұндай конструкцияны қолдану шарты іс жүзінде ашық түпке қолданылатын шартпен бірдей. Бірақта бұл жағдайда скважина түбін бекіту сенімді және бүкіл тізбектің диаметрінің түп аймағына дейін сақталуына кепілдік береді .

-екінші вариант (в-суреті): шегендеу құбырының башмагы қабат табанына дейін түсіріледі содан кейін цементтеледі. Қабаттың ашық бөлігінде майда шеңберлі немесе жарықшақты тесіктері бар фильтр(сүзгіш) орналасқан. Фильтрдің жоғарғы жағы мен шегендеу құбырының төменгі жағының аралығы арнайы сальникпен немесе пакермен саңылаусыздандырылады.Фильтрдің негізгі қызметі – скважинаға құмның келуін болдырмау.

Фильтрмен жабдықталған скважина түбінің конструкциясы жиі қолданылады және ол тек скважинада құмның пайда болуын болдырмау үшін, яғни цементтелмеген құм қабатында орналасқан мұнайға қаныққан қабатты ашу үшін қолданылады.

3. Түп аймағы перфорацияланған скважиналар (г-суреті) ең көп тараған түрі 90%-тен жоғары. Бұл жағдайда скважиналар тізбегі жобаланған тереңдікке дейін бұрғыланады. Шегендеу тізбегін түсірмес бұрын скважина тізбегі және оның өнімді қабат арқылы өтетін төменгі бөлігі геофизикалық әдіспен зерттеледі. Осындай зерттеулердің қорытындылары мұнайға, газға және суға қаныққан бөліктердің шекараларын және пайдалану обьектілерін бөліп көрсетеді. Осыдан кейін скважинаға түп аймағынан бастап белгілі жерге дейін шегендеу құбыры түсіріліп цементтеледі де сосын белгіленген аралықта перфорацияланады.

Түп аймағы перфорацияланған скважиналардың ерекшеліктері келесі де:

-скважинаны бұрғылау технологиясын жеңілдету және геологиялық қимада комплекстік геофизикалық зерттеулерді орындау;

-жабық перфорациялауда әртүрлі қабаттардың сенімді саңылаусыздығы;

-өтіп кеткен және уақытша консервацияланған мұнай қабатының аралығын ашу мүмкіндігі;

-қабаттың түп аймағына әсер етудің мүмкіндігі(қабатты сұйықпен жару, әртүрлі өңдеулер, бөліп су айдау және т.б.).

Скважина түбінің мықты болуы және ұзақ уақыт пайдалануда өткізу қимасының сақталуы. Қабатты ашу кезінде перфорацияланған түп аймағында құмның жиналуын және скважинаға құмның келуін болдырмауды қамтамасыз ете алмайды. Сол себептен бос коллекторларды ашу кезінде құмнан сақтану үшін перфорацияланған аралыққа қосымша фильтр қойылады. Бірақта, бұл жағдайда қабат сұйығының ағынына қарсы сүзілу кедергісі арта түседі.

Скважинамен газ игеру кезінде қолданылатын жерасты жабдықтар

Газ және газконденсат өндіруде құбырларды скважина бағанасын бекітуге, скважина ішіне канал жасауға, скважинаға жабдықтар түсіруге, кәсіпшілік ішінде мұнайды, газды және суды тасымалдауға қолданылады. Қолданылатын құбырлардың түрлері өте көп, бірақ негізгі үш топқа бөлуге болады:

1. Бұрғылау және шегендеуші құбырлар.

2. Сорапты-компрессорлы құбырлар.

3. Газ және газконденсат кәсіпшілік байланыс үшін арналған құбырлар.

Пайдаланау скважиналарының жұмыс қабілеттілігін қалпына келтіруге байланысты жұмыстар жүргізу барысында бұрғылау құбырлары қолданылады. Жөндеу және бұрғылау жұмыстары жүргізілетін скважиналардың шегендеуші құбырларының диаметрлерінің кішілігі бұрғылау құбырларының әртүрлі өлшемдерін қолдануды шектейді.

Бұрғылау құбырлары жеті беріктік тобына (Д, К, Е, Л, М, Р, Т) жинақталған көміртекті және төмен шынықтырылған болаттардан жасалады. Бұрғылау құбырлары ГОСТ 631-80 бойынша жасалады.

Бұрғылау құбырларының шартты белгілері:

а) Құбыр 140 х 9 Д ГОСТ 631 – диаметрі 140 мм, қабырға қалыңдығы 9 мм, Д беріктік топты болаттан жасалған соңының ішкі беті ұлғайтылған құбыр.

б) Құбыр П 140 х 9 Д ГОСТ 631 – дәл сондай құбыр, тек жоғары дәлдікті жасалған.

в) Құбыр Н 140 х 9 Е ГОСТ 631 – Е беріктік топты болаттан, қарапайым дәлдікпен жасалған соңының сыртқы беті ұлғайтылған құбыр.

г) Муфта Н 140 х 9 Е ГОСТ 631 – сол құбырға муфта.

Сол резьбалы құбыр және муфтаның шартты белгісіне «Құбыр» және «Муфта» сөзіне кейін Л әріпі қойылады.

Бұрғылау құбырлары келесі ұзындықтарда дайындалады :

а) шартты диаметрі 60 – 102 мм – 6,8 және 11,5 м;

б) шартты диаметрі 114 – 168 мм – 11,5 м.

Газ және газконденсат өндіру барысында көбіне диаметрі 146 мм ішкі диаметрі 130 мм (қабырға қалыңдығы 8 мм) және диаметрі 168 мм ішкі диаметрі 148 мм (қабырға қалыңдығы 10 мм) шегендеуші құбырлар қолданылады. Газ скважиналары үшін көп қолданылатын шегендеуші құбырлардың диаметрлері 168, 178, 219, және 273 мм.

Шегендеуші құбырлар ГОСТ 632 және ТУ 14-3-71-72 бойынша дайындалады.

Құбырлар келесі диаметрлерде жасалады: 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245, 273, 299, 324, 340, 351, 377, 407, 426 және 508 мм. Қабырға қалыңдығы 6 мм-ден 12 мм-ге дейін өзгеруі мүмкін, 1 метр массасы – 16 – 134 кг. Ұзындығы 9,5 – 13 м.

Шегендеуші құбырлар цементтеуші сақинасымен бірге қабатпен шегендеуші тізбектің ішкі бетін бөле отырып скважинаның құбыр сыртының кеңістігін саңлаусыздандырады.

Шегендеуші құбырлар кез-келген жағдайларда сорапты-компрессорлы құбырлар орнына қолданылады, мысалы үлкен диаметрлі скважинадан 5000-7000 м³/тәу су өндіру кезінде. Мұндай пайдалану барысында шегендеуші құбырлардың кемшілігі периодты түрде ажыратып және қосуға резьбаларының жарамсыздығы болып табылады.

Бұрғылау құбырлары да мұндай мақсатта кей жағдайларда қолданылады. Шегендеуші құбырларға қарағанда олар көп металл сыйымдылықты, бірақ резьбалар периодты түрде бұрап ажыратуға және қосуға бейімделген.

Сорапты-компрессорлы құбырлардан (СКҚ) скважинаға түсірілетін тізбектер құралады. СКҚ тізбектері негізінен келесі мақсаттар үшін қызмет атқарады:

- қабаттан өндірілетін сұйықты, сұйық және газ қоспасын немесе газды жер бетіне көтеру;

- скважинаға сұйық немесе газ айдау (технологиялық процесстерді, өндірісті қарқындатуды немесе жер асты жөндеуді жүзеге асыру);

- скважинаға жабдықтар түсіру;

Сорапты-компрессорлы құбырлардың шартты белгілері төменде көрсетілгендей:

Е беріктік топты болаттан жасалған диаметрі 60 мм, қабырға қалыңдығы 5 мм құбырлар:

- 60х5-Е ГОСТ 633-80 – тегіс құбырлар үшін;

- В-60х5 ГОСТ 633-80 – соңғының сырты ұлғайтылған құбырлар үшін;

- НКМ-60х5 ГОСТ 633-80 – жоғары саңылаусызданған құбырлар үшін;

- НКБ-60х5 ГОСТ 633-80 – жоғары саңылаусызданған муфтасыз құбырлар үшін.

Тегіс құбырлар дайындалуы оңай, бірақ олардың соңы резьба ойылғандықтан әлсіз болады. Соңының сырты ұлғайтылған құбырлар негізгі денесі бойынша және резьба бөлігінде бірдей беріктікке ие болады. Бұл құбырлар тең беріктікті деп аталады. Олардың муфталарының сыртқы диаметрлері тегіс құбырларға қарағанда үлкен болады. Тегіс және соңы ұлғайтылған сорапты-компрессорлы құбырлдардың конустығы 1:16, профиль бұрышы 60⁰. СКМ және СКБ құбырларының резьбалары конусты, бірақ трапециальды профильді.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 3

Қосымшаәдебиеттер 1-2

Бақылау сұрақтары:

1.Газ скважиналарының жабдықтары деп нені айтады?

2.Фонтанды шыршақұбыр басына жоғарғы фланцті не үшін орналастырылады?

3.Атқару қызметіне қарай тізбектеуші құбырлар түрлерге бөлінеді қандай

түрлерге бөлінеді?

4.Газ және газконденсат өндіруде қолданылатын құбырлардың негізгі түрлері қандай?

6-дәріс.Газды және газконденсатты ұңғыларды зерттеудің мақсаты (1 сағ)

6.1. Газ және газконденсатты ұңғыларды өндірістік зерттеулер

6.2. Ұңғының қалыпты және қалыпсыз режимде жұмыс істеуі

Газ ұңғыларын әр түрлі зерттеулерде келесі мақсатпен жасалды: ұңғы оқпанының түктік аумағындағы тау жыныстарының геологиялык және физикалық қасиеттерін, ұңғынын түптік аймағынын жағдайын,өндірістік жабдықтарын зерттейді.

Жыныстар және қабаттағы сұйықтар туралы, тура мағлүматтар бұрғылау процесі кезінде керн алу арқылы біледі.

Қабаттың физика-геологиялық қасиеттері туралы, ұңғынын окпаны маңайындағы тау жыныстары туралы, ұңғынын түптік аймағы және ұңғынын өзі туралы қосымша мағлұматтарды геофизикалық, газгидродинамаикалық және теомодинамикалық зерттеулер нәтижесінде алады.

Газ және газконденсатты ұңғыларды өндірістік зерттеулер арқылы былай анықтаймыз:

ауданы және кимасы бойынша газ және газконденсатты кен орындарынын геометриялық параметрлері, өтімсіз қосылымдар және экрандардың бар болуын және олардың мөлшері, газ-су шектеуінің мөлшерін және гипсометриялық орналасуын және онын мөлшерін;
қабаттын колекторлық (фильтрлік және көлемдік) қасиеттерін;
қабаттың өндірістік мүмкіндіктерін көрсететін беріктік қасиеттерін;
газ және сұйықтың құрамын және физика-химиялық қасиеттерін;
қабаттың ұңғы түбіне, ұңғы түбінен жер бетіне сұйықтың және қатты жыныстардың жиналу және шығарылу шарттары;
ұңғы оқпанының термодинамикалық және гидродинасмикалық жұмыс жасау шарттары;
газ конденсатты қоспалардың қабаттағы, үңғыдағы және жер беті жабдықтарындағы фазалық өзгерістері;
кен орындағы газдың және конденсатты бастапқы және қазіргі қоры.

Ұңғыларды зертеудің барлығы бастапқы, қазіргі және әдейі болып бөлінеді.

Бастапқы зерттеулерге кен орнын барлау, кезінде және оны тәжірбие өндірістік игеру кезінде барлаушы ұңғылар алынады.

Бұл зертеулердің мақсаты: кен орнының геометриялық пішінін анықтау үшін барынша тура және қосымша әдістерді пайдалану, қабаттың фильтрлік және көлемдік геолого-физикалық қасиеттерін пайдалану, қабаттың беріктік қасиеттерін, қабаттық сұйықтармен газдардың құрамын және физикалық қасиеттерін, қабаттан ұңғы түбіне, ұңғы түбінен жер бетіне сұйықтар және қатты бөлшектердің жиналу және шығарылу шарттары, ұңғы оқпанының жұмыс режимінің гидродинамикалық және термодинамикалық шартарын анықтау.

Қазіргі зерттеулерге барлық пайдаланылатын ұңғылар жылына бір рет ұшырайды.

Зертеудің мақсаты қабаттың түптік аймақтық, ұңғы түбінің және оқпанның күші туралы мағлұматтар алу үшін жүргізіледі.

Ұңғылардың қазіргі зерттеулері ұңғының қалыпты және қалыпсыз жұмыс режимінде жүргізіледі. Олар арқылы анықталады.

қабаттық шартты статикалық қысымдары,
газ шығымының қысымдар төртбұрышының айырмасына тәуелділігі;
фильтрлік қарсыласу коэффициенттері А және В;
ұңғынын келтірілген радиусы
перфорациялық канал манындағы жартылай сфералық ковернаның радиусы;
түптің жарықтылығы;
ұңғы түбіндегі жұмыс істеуші қабат аралығы;
ұңғыны құрғатудың меншікті көлеміндегі газдың қоры;
қабатты ашу сапасының коэффициенті;
фонтандық құбырлар тізбегінің гидравликалық қарсыласу коэффициенті;
ұңғы қимасының тау жыныстарынын жылу берілісі коэффициенті;

Арнайы зерттеулер пайдаланылатын және зерттелетін ұңғылардың газға және суға қаныққан қабаттарында берілген кен орнының өндірудің арнайы жағдайлары туралы мағлұматтар алу үшін жүргізіледі.

Зерттеудің мақсаты: 1) барлаушы ұңғылардағы газ-су түйісуінің орналасу ретін геофизикалық әдістер көмегімен анықтау ; 2) ұңғылардың пайдалану қасиеттерін жақсартатын шаралардың тиімділігін анықтау; 3) әр түрлі қабаттардың өз ара байланысын зерттеу, түб кимасындағы жұмыс істейтін аралақтардың бағытын белгілеу; 4) ұңғыдағы табиғи газ гидраттары пайда болуы мүмкін аралықтарды анықтау және ұңғыны жер беті жабдықтарын жақсы пайдалану шараларын қамтамасыз ету.

Ұңғынын арнайы зерттеудің мағлұматтарын игеру жүйесін реттеуде және бақылауда, өндірістік жабдықтардың жұмысының техника – экономикалық ңкөрсеткіштерін арттыру газ өндірісіне жаңа техника және технологиялар енгізу.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 1-3

Қосымшаәдебиеттер 3

Бақылау сұрақтары:

Газ ұңғыларын әр түрлі зерттеулерді қандай мақсатпен жасалады?
Қабаттың физика-геологиялық қасиеттері туралы, ұңғынын окпаны маңайындағы тау жыныстары туралы, ұңғынын түптік аймағы және ұңғынын өзі туралы қосымша мағлұматтарды қандай зерттеулер нәтижесінде алады?
Арнайы зерттеулер не үшін қажет?

7-дәріс.Газ ұңғыларын зерттеудің техникасы және технологиясы(1 сағ)

Ұңғыны зерттеулер туралы алғашкы деректер өткен ғасырдың 20 жылдары әдебиетте пайда болды. 1925 жылы Боннет және Пирс өздерінің газ ұңғысын зерттеу еңбегін жазбаға түсірді.

Зерттеудің нәтижесінде ұңғының фонтандау кезінде газ шығымының сағадағы және ұңғы түбіндегі қысымға тәуелділігін анықтайды.

Бұл әдіс ұңғы фонтандау кезінде үлкен газ шығымына әкелді, кауіпсіздік шарттарына сійкес келмеді және қоршағанортаға зиян тигізді.

1929 жылы Пирс және Роулинс қарсы қысымдар әдісін ұсынды.

Бұл әдісті жақсартқанан кейін АҚШ-ң биросы газ ұңғыларын зерттеудің ресми әдісі ретінде қабылдады.

Роулинс және шелхерт көп ұңғыларды зерттеудің нәтижесін баспаға шығарды. Олар газдың ұңғы түбіне ағысының бір мүшелік дәрежелік формуласын үсынды.

Теңдеудің С және n тұрақтылықтарын анықтаудың грфикалық әдісін және ұңғының ақиқат еркін шығымын анықтаудың тәсілін ұсынды. Шелхарт және Роулинс әдісі барлық жерге тарады және газ өндіруші елдерде әлі күнге дейін пайдаланылады.

1947 жылы В.А.Евдокимова кеуекті ортаның физика – геологиялық параметірлерін (к, m) арнайы газ ұңғыларын тұрақсыз режимде эерттеудің мағлүматтарын сүйеніп анықтау теориясын ұсынды.

Ол жақшаның дәреже корсеткіші n-ң Rе, тәуелділігін және С коэффициентінің уақытқа тәуелділігін дәлелдеді.

n = n (Re)

ұңғының ақиқат еркін шығымы дегеніміз – оның кгс/см2 түптік қысымнан жұмыс жасағандағы шығымы. Қысым градиентінің фильтрлеу жылдамдығынан тәуелділігінің қос мүшелі формуласын енгізеді.

Е.М.минский, Фенчер, Льюис, Бернстің тәжірбиелік нәтижелерін өңдеу негізінде коэффициент β-ң құрамын және сандық мәнін ұсынды.

Β* коэффициентінің жуықтасқан мәні және құрлысы көп уақыт боцы тазарту қарсыласу В мәнін кеуекті ортаның қасиеттерін анықтауда қолдануға мүмкіндік бермеді. Кеуекті ортаның қасиеттерін А коэффициенті бойынша газдың ұңғы түбіне ағысының тұрақты формуласы бойынша анықтады.

А.И.Ширковский зерттеулердің нәтижесін өндеу арқылы β*. к/m тәуелділігін алды.

Бұл тәуелділік А және В фильтрлеу қасыласу коэффициенттерін пайдалана отырып ұңғыны зерттеу нәтижесінде кеуекті ортанын көп параметрлерін анықтауғң мүмкіндік береді: ашық кеуектілік mo және ақиқат өсімділік коэффициентті ко, байланысқан судың көлемі So, бастапқы газ қанықтылық ρn , майысу коэффициенті ξ және пішіні меншікті беті F , өйткені біріккен судың көлемі меншікті бет формуласындағы құрылымдық коэффициент болғандықтан, кеуекту ортанын меншікті беті к/m қатынасына тәуелді.

Газ ұңғыларының зерттеу теориясына және практикасына үлкен үлес қосқандар Коротаев, Зотов, Бузинов, Баскниев т.б.

Соңғы кездерде ұңғының түбінің және оқпанның техникалық жағдайын анықтауда, тау жыныстарының термиялық қасиеттерін анықтағанда, кеуекті ортаның фильтірлік параметрлерін анықтағанда, ұңғының термометрия деректерін жиі қолданылатын болды.

Тереңдік термометрлармен бір қалыпты режимде жұмыс жасайтын ұңғы сағасының температурасын немесе ұңғы тоқтаған кездегі түптік температура өзгерісін өлшеп, өнімділік коэффициентін, ұңғы түбіндегі газдың қозғалыс жылдамдығын, ұңғының жарықтылығын, жұмыс істеуші перфорациялық тесіктер санын және олардың жартылай сфералық каверналар радиусын, тау жыныстарының жылу беріліс коэффициентін анықтайды.

Газ ұңғыларын тұрақты режимде зерттеу

Газ ұңғысының сағасының орамының аспаптары және жабдықтарының күнделікті зерттеулердегі сүлбасы берілген.

Газ ұңғыларын тұрақты режимде зерттеу келесі ретте жүргізіледі.

зерттеу алдында ұңғы түбінен қатты бөлшектерді кетру үшін ұңғыны 15÷ 20 мин үрлейді. Үрлеуден кейін қысымнын толық қалыптастыру үшін ұңғыны жабады. Көп газ кен орындарында бұл 2÷ 3 сағат уақыт алады.
газдың шектік ағынының диафрагмалы өлшеу ішінде калибрленген тесігінің диаметірі аз, диафрагма орнатады.

Бұдан кейін түптік ысырманы ашады, ұңғының жұмысқа қосады, диафрагма алдындағы және құбыр арты кеңістігінде қысыммен температура теңескенге шейін.

ГШАДО-де калибрленген тесіктің үлкен диаметрі бар, диафрагманы орнатады және қайтадан теңескен күйді күтеді.

Қысым және температураны жазамыз, одан ұңғыны тоқтатамыз.

Мұндай оператциялар диафрагма санына байланысты. 4,6 немесе 9 рет жүргізіледі.

ГШАДО диафрагмасының алдындағы газдың қысымы және температурасына байланысты әр диафрагма үшін газ шығымын есептейді.
ГШАДО алдындағы құбыр арты статикалық ұжымы және динамикалық қысым бойынша ұңғы түбіндегі қысымды есептейді.
(Рк – Р3)/ Q-дің Q-дан тәуелдік графигін тұрғызады. График бойынша фильтрлік қарсыласу коэффициенттері А және В анықталады.

Тұрақсыз режимдегі ұңғыларын зерттеу

Газ ұңғыларын тұрақсыз режимде зерттеу бір қалыпты немесе айнымалы шығымды және ұжымды ұңғыны іске қосқанда, біраз уақыт тұрақты режимде жұмыс істеген ұңғыны тоқтатқанда немесе ұңғы жұмысы кезінде оның шығымы өзгергенде жүргізіледі. Зерттеу кезінде шығымдарды, қысымдарды, температураларды және оларға сәйкес уақытты жазады.

Мысалы: t=0 болған кезде ысырманы жұмыс істеуші шекте жабаиыз. Ары қарай сағат бойынша (10,30,60 секунд арасында), ысырма жабылғаннан кейін құбыр арты кеңістігінде және ұңғы бойындағы қысымды және температураны жазады.

Қысымды, температураны және газ шығынын өлшеуіш аспаптар.

Ұңғының сағасындағы қысымды өлшеу үшін жүргізілетін зерттеулерде серіппе түрпәтті 0,2÷0,35 дәлдік қласты манометрлер қолданылады.

Ұңғы түбінде және оқпандағы қысымды өлшеу үшін тереуді гелексті манометрлер МГГ-2У, поршенді МГП-3 және диференциалды ДМГ-4 қолданылады.

Манометрлерді диаметрі 1,6÷2 мм болат сымнан ұңғы сағасын тығыздаушы арнайы аспап лубрикатор арқылы ұңғыға түсіріледі. Тереңдік аспаптар ұңғыға Газ51 және Газ53 машиналарында құрылған либетка арқылы түсіріледі және шығарылады.

Тереңдік манометрі диаметрі 35÷40 мм, ұзындығы 1315÷2800 мм, салмағы 6,5÷14 кг, қысымды өлшеу шегі 0÷32 Мпа – ға дейін.

Қысымды өлшеу қателігінің жоғарғы мәні 0,2÷0,5%. Жұмыс істеу қабілеттілігінің сезімділігін және қателігін анықтау үшін тереңдік манометрлар МОП-250 түрпәтті поршенді манометрлер көмегімен тариленеді.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 3

Қосымшаәдебиеттер 1

Бақылау сұрақтары:

1.Газ ұңғыларын тұрақты режимде зерттеу қандай ретте жүргізіледі?

2. Газ ұңғыларын тұрақсыз режимде зерттеу қандай уақытта жүргізіледі?

3.Ұңғының сағасындағы қысымды өлшеу үшін не қолданылады?

8-дәріс.Ұңғының құрлымдық және газды ауданда орналасуы.(1 сағ)

Газды кенорындарды игеру жүйесі – деп қабаттағы суды және конденсатты, газдың қозғалыс процесін басқаруындағы техникалық комплексі.

Қабаттағы судың, конденсаттың және газдың қозғалу процессін басқару келесі техникалық шаралар арқылы жүзеге асады:

А) құрылымдық және газды аудандағы бақылайтын, айдалатын және пайдалынатын ұнғылардың есептелінген мәнге дейінгі орналасуын анықтауда;

Б) пайдалану ұңғыларында технологиялық режимінің орналасуы;

В) есептелген тәртіппен ұңғыны пайдалануға қосу;

Г) қабат энергиясын ұстап тұру.

Зерттеудің алдын ала және жөндеу жұмыстарының жинақы өндірістік дербес мекемелерде жүргізілетін ғылыми-зерттеу институттарында және өндірісті жабдықтау элементтерін пайдаланудың техникалық режимін ұстап тұру үшін арнайы мамандар дайындау ұйымы, өндіріске қажетті берілген конденсат тауарлары кен орында пайдалануға тиісті.

Газ және газконденсат кен орындарды игеру уақытында ұңғылар бір қалыпты және бірқалыпты емес болып орналасады.

Бірқалыпты орналасқан скважиналар газды аудандарда үшбұрыш немесе төртбұрыш пішіндес тәрізді бұрғыланады (8.1 - сурет)

а) б)

8.1 - сурет. Скважиналардың біртекті орналасу түрлері

а) – шаршы пішіндес; б) – ұшбұрыш пішіндес сеткалар

Меншікті аудандардағы құрғату, ұңғыларды пайдалану кезінде газбен қаныққан коллекторлардың геолого-физикалық параметрлері ұңғы шығымы бірдей бірдей болады.

Коллекторлардағы біртекті орналасқан ұңғылардың біртекті емес геолого-физикалық параметрлері ұңғының шығымынағ газдың қорын құрғату, меншікті көлеміне байланысты бақылап тұрады. Ұңғының біртекті орналасу қарқынының төмендеуі р/ч құрғату меншікті көлемінің жүргізілген қысымы бүтіндей кенорындағы жүргізілген қысымның төмендеу қарқынына тең.

Біртекті емес орналасу жүйесінде скважиналар геолого-физикалық параметрлері (салыстырмалы өткізгіштік, кеуектілік) жақсы аудандарда орналасады (8.2 суретте көрсетілген).

Ұңғының біртекті емес орналасуында ауданындағы газдылық қарқыны жүргізілген қысымы ұңғыдағы құрғату меншікті көлемі әрбір кен орындарда әр түрлі болады.

8.2-сурет. Газ кеніштерінде скважиналардың орналасу схемасы

а – біртекті; б – батареялық; в - шоғырланған батареялық

Ұңғының біртекті орналасуында газдылық аудандарында кен орынның геологиялық үйренушілігінде, жұмыс кезінде ұңғылардың өсімінің бір-біріне әсер етуі аз болуы, ұңғыдан кқп мөлшерде газды өндіру және ұңғының түп аймағынан бірдей жағдайда көтеру.

Ұңғының біртекті емес орналасуында газдылық ауданы біртекті орналасуымен салыстырғанда ұңғының құрылысына, құрылысының мерзімі, барлық өндірістік жағдайдың ұзындығы, ингибитор құбырлары, конденсат құбырлары, су құбырлары, байланыстар желісі және электр берілістерге бөлінетін қаражатың аз кетуінде.

Бақылайтын ұңғылар ереже бойынша геологиялық үйренушілігі аз кен орындарды техникалық бұзылған жерлерді, бастапқы газ сулы, шектесу сулы аймағында орналасқан ұңғыларды, біртекті бірнеше қабатты ұңғыларды бұрғылайды. Олар қабаттың қасиетерін, қысымның өзгерісін, температурасын және газдың құрамын, гзды сулы шектесуінің орналасуын, қабаттық газ, су және конденсатпен қаныққандылығы қабатты газдың араласу жылдамдығын және тағы басқа әр түрлі мәліметтер алуға болады.

Қабат қысымын ұстап кенорындағы газ конденсатты өңдегенде айдау және пайдалану ұңғыларды құрылымдық және газдылық ауданында қабаттық қысымды ұстап тұру үшін айдалатын жұмысшы агентіне байланысты.

Қабатқа газ тәрізді жұмысшы агентін (ереже бойынша құрғақ газ) батарея тәрізді, ал күмбезді бөлігі, пайдалану ұңғыларында батарея тәрізді, бірақ төменгі бөлігі жер қыртысына батады.

Қабатқа сұйық жұмысшы агентін жібергенде (ереже бойынша су) айдау ұңғылары төменгі бөлігінде, ал пайдалану көтеріңкі күмбезді бөлігінде орналасады.

Айдау және пайдалану ұңғылары қабаттағы қысымыды ұстап өңдегенде газдылық аудандарда біртекті емес ұңғылар сақиналы немесе шынжыр желісі түрінде орналасады.

Газ кен орындарын пайдалану режимі

Ұңғының газ кен орнынан өндіру процесі кезінде, айырғыштар, адсорберлер, десорберлер, жылу алмастырғыштар, компрессорлар, турбодетандерлер және өндірістің басқа жабдықтары анықталған технологиялық режимде жұмыс жасайды.

Газ ұңғысын пайдаланудың технологиялық режимі дегеніміз, ұңғы түбінен қабылданған газды алу шартында уақыт бойынша ұңғы сағасындағы шығымның температураның, қысымның және газ құрамының өзгеруі.

Ұңғы түбінен газды алу шарты дегеніміз, оны пайдалану кезінде шығымды шектеуші фактордың математикалық жазбасы.

Ұңғыны пайдаланудың технологиялық режимі газ кен орнының түріне, бастапқы қабаттық қысымға және температураға, қабаттық газдың құрамына газкөлемді коллектордың жыныстарының беріктігіне тәуелді болады.

Ол ұңғыны арнайы жер асты және жер беті жабдықтарымен аспаптары арқылы зерттеу нәтижесінде орнатылады.

Газ скважиналарын әр түрлі зерттеулерде келесі мақсатпен жасалынады: ұңғы оқпанының түптік аумағындағы тау жыныстарының геологиялық және физикалық қасиеттерін, ұңғының түптік аумағындағы жағдайын, өндірістік жабдықтарын зерттейді.

Жыныстар мен қабаттағы сұйықтықтар туралы, тура мағлұматтар туралы, тура мағлұматтарды бұрғылау процессі кезінде керн алу арқылы біледі.

Қабаттың физика-геологиялық қасиеттері, ұңғының оқпаны маңайындағы тау жыныстары, ұңғының түптік аймағы және ұңғының өзі туралы қосымша мағлұматтарды геофизикалық, газдыгидродинамикалық және термодинамикалық зерттеулер нәтижесінде алады. Газ және газконденсатты ұңғыларды өндірістік зерттеулер арқылы былай анықтаймыз:

ауданы және қимасы бойынша газ және газконденсатты кен орындарының геометриялық параметрлері, өтімсіз қосылымдар және экрандардың бар болуын және олардың мөлшері, газ-су шектеуінің мөлшерін және геометриялық орналасуын;
қабаттың коллекторлық (фильтрлік және көлемдік) қасиеттерін;
қабаттың өндірістік мүмкіндіктерін көрсететін беріктік қасиеттерін;
газ және сұйықтықтың құрамын және физико-химиялық қасиеттерін;
қабаттан ұңғы түбіне, ұңғы түбінен жер бетіне сұйықтың және қатты жыныстардың жиналу және шығарылу шарттары;
ұңғы оқпанының термодинамикалық және гидродинамикалық жұмыс жасау шарттары;
газконденсатты қоспалардың қабаттағы, ұңғыдағы және жер бетіндегі жабдықтарында фазалық өзгерістері;
кен орнындағы газдың және конденсаттың бастапқы және қазіргі қоры.

Ұңғыларды зерттеудің барлығын бастапқы, қазіргі және арнайы болып бөлеміз.

Бастапқы зерттеулерге кен орнын барлау және тәжірибе өндірістік игеру кезінде барлаушы ұңғылар алынады.

Бұл зерттеулердің мақсаты: кен орындардың геометриялық пішінін анықтау үшін барынша тура және қосымша әдістерді пайдалану, қабаттың фильтрлік және көлемдік геолого-физикалық қасиеттерін пайдалану, қабаттың сұйықтары мен газдарының құрамын және физикалық қасиеттерін, қабаттан ұңғы түбіне, ұңғы түбінен жер бетіне сұйықтықтар және қатты бөлшектердің жиналу және шығарылу шарттары, ұңғы оқпанының жұмыс режимінің гидродинамикалық және термодинамикалық шарттарын анықтау.

Бұл мағлұматтардың бәрі ұңғы түбінен газдың алыну шарттарын қоюы үшін ұңғыны пайдаланудың технологиялық жағдайын анықтау үшін тәжірибе - өндірістік игерудің жобасын құру үшін, конденсатты өндіру, өңдеу және пайдалану шарттарын анықтау үшін қолданылады.

Қазіргі зерттеулер түрлеріне қарай барлық пайдалынатын ұңғыларға айына, үш айда немесе жылына бір рет жүргізіледі. Зерттеудің мақсаты қабаттың, скважина түбінің қысымын анықтап оқпанның күші туралы мағлұматтар алу болып табылады.

Зерттеулер скважиналардың қалыпты (стационарное) және қалыпсыз (нестационарное) жұмыс режимінде жүргізіледі. Осы зерттеулер арқылы төмендегі параметрлерді анықтауға болады.

қабаттың шартты статикалық қысымдары;
газ шығымының қысымдар төртбұрышының айырмасына тәуелділігі;
фильтрлік қарсыласу коэффициенттері А және В
ұңғының келтірілген радиусы
перфорациялық канал маңындағы жартылай сфералық ковернаның радусы;
түптің жарықтытылығы;
ұңғы түбіндегі жұмыс істеутін қабат аралығы;
ұңғыны құрғатудыдың меншікті көлеміндегі газдың қоры;
қабатты ашу сапасының коэффициенті;
фонтандық құбырлар тізбегінің гидравликалық қарсыласу коэффициенті;
скважина қимасының тау жыныстарының жылу беріліс коэффициенті.

Арнайы зерттеулер пайдалалынатын және зерттелетін ұңғылардың газға және суға қаныққан қабаттарында берілген кен орнының өндірудің арнайы жағдайлары туралы мағлұмат алу үші жүргізіледі.

Зерттеудің мақсаты: 1) барлаушы ұңғылардағы газ-су түйісуінің орналасу ретін географикалық әдістер көмегімен анықтау; 2) ұңғылардың пайдалану қасиеттерін жақсартатын шаралардың тиімділігін анықтау; 3) әр түрлі қабаттардың өзара байланысын реттеу, түп қимасындағы мұмыс істейтін аралықтардың бағытын белгілеу; 4) ұңғыдағы табиғи газ гидраттары пайда болуы мүмкін аралықтарды анықтау және ұңғыны жер беті жабдықтарын жақсы пайдалану шараларын қамтамасыз ету.

Ұңғыны арнайы зерттеудің мағлұматтарын игеру жүйесін реттеуде және бақылауда, өндірістік жабдықтардың жұмысының техника-экономикалық көрсеткіштерін арттыру газ өндірісінде жаңа техника және технологиялар енгізу.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 1-2

Қосымшаәдебиеттер 2

Бақылау сұрақтары:

Қабаттағы судың, конденсаттың және газдың қозғалу процессін басқаруықандай техникалық шаралар арқылы жүзеге асады?
Газ ұңғысын пайдаланудың технологиялық режимі дегеніміз не?
Скважиналардың зерттеулер арқылы қандай параметрлерді анықтауға болады?
Зерттеудің мақсаты?

9-дәріс.Газконденсатты кен орындарын игеру және пайдалану (1 сағ)

Табиғи газдар табиғатта болуына байланысты келесі түрде бөлінеді: мұнайға ілесетін (ілеспе) және газ және газ-конденсатты кен орындарынан өндірілетін. Ілеспе газдар мөлшері үнемі мұнайдың 1 т-на келетін м³ өрнектейтін газ факторымен анықталады.

Табиғи газдың басты бөлігі метан болып табылады. Метаннан басқа, табиғи газ құрамына оның туыс гомологтары: этан, пропан, бутан енеді. Әртүрлі кен орнының табиғи газының құрамы әртүрлі. Табиғи газдың орташа құрамы мынадай (.көл. түрінде): метан – 80-97; этан – 0,5-4; пропан – 0,2-1,5; бутан – 0,1-1; пентан – 0-1. Ал қалған газдарға 2-ден 13 . көлем тиеді. Газ-конденсатты кен орындарының газдарының құрамында метанмен қатар С₅ және одан да жоғары гомологтар мөлшері басым келеді. Бұл көмірсутектер шығарда қысымды төмендеткенде газдарды конденсациялайды да, сұйық фаза түзеді. Осы конденсатты алып тастаса құрамы табиғи газға жақын болады.

Көмірсутектерден басқа табиғи газ құрамында азот, оттегі, инертті газдардың біршама мөлшері, көміртек диоксиді кездеседі. Мысалы, азот мөлшері 0-ден 30-50 .көл, кейде басым бөлігін құрайды. Көміртек диоксидінің мөлшері 0-ден 10-15 .көл. Күкіртсутек тікелей іліспе мұнай газдарында болады: оның мөлшері оннан бір бөліктен бастап 6 .көл дейін кездеседі. Гелий мен аргон мөлшері көп емес, 0,1 .көл дейін.

Метан мұнайда газ түрінде, ал оның гомологтары – ерітінді түрінде болады. Кен орнында қысым жоғары болса, онда газ іс жүзінде метаннан тұрады, қысым төмендесе метан гомологтарының мөлшері артады. Сондықтан да мұнайы бар көкжиекті пайдалану соңында мұнайдан сұйық көмірсутектер мөлшері басым – газды бензин бар газ бөлінеді. Газды бензин мөлшеріне қарай құрғақ және майлы табиғи газдарға бөлінеді. Құрғақ газдарда газды бензин 100 г/м³-тен аспайды, ал 1 м³-та 100 г астам газды бензині барлар майлыларға жатады.

Ұңғыма — тау жыныстарында немесе пайдалы қазбалардамеханикалық немесе өзге әдістермен бұрғыланған тау-кен қазындысы. Тереңдігі 5 м-ден асатын, диаметрі 75 мм-ден жоғары цилиндр пішінді болып келеді. Ұңғыманың кіреберісін ауызы, ал түбін үңгубет деп атайды. Кен орнын игеру барысында ұңғыма өзінің атқаратын қызметіне қарай үлкен үш топқа бөлінеді: барлау, пайдалану және қопару ұңғымалары.

Барлау ұңғымасы — пайдалы қазбаларды іздеу, оның қоры мен сапасын және орналасу жағдайын анықтау үшін қазылады. Кеніштерде кен орнын қазу барысында барлау ұңғымасының көмегімен оның жекелеген бөліктерінің геологиялық құрылысының кейбір тұстарын нақтылап, кен орнын дұрыс пайдалану үшін егжей-тегжейлі танысады. Барлау ұңғымалары керн (жынысөзек) алу мақсатымен айналмалы бұрғылау әдісімен бұрғыланады.

Пайдалану ұңғымасы — сұйық (мұнай, минералды суларды) және газ тәрізді кендерді өндіру үшін қолданылады.

Қопару (аттыру) ұңғымасы — ішіне жарылғыш заттар орналастыру үшін қолданылады. Оның диаметрі әдетте кеніштегі бұрғылау жабдықтарының түріне байланысты. Бұрғылау жабдықтары кен массивініңфизика-механикалық қасиеттеріне, оның қажетті дәрежеде ұсақталуына және жарылғыш заттардың қасиеттеріне сәйкес таңдалады. Ұңғымалардың бір-бірінен арақашықтығы және өзара орналасу сұлбалары арнайы есептеулермен анықталып, барлау жұмыстарының құжатында көрсетіледі. Басқа да жұмыстарда қолданылатын көмекші ұңғыма түрлері де бар.

Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылаудың қазіргі жағдайын сараптау көрсеткендей жұмыс істеп тұрған кенорындарында ұңғымаларды құру кезіндегі көкейкесті мәселелердің бірі өте төмен қабат қысымдары мәселесі және соның салдары ұңғыма түбі мен ұңғыма қабырғасына түсетін гидравликалық қысымның төмендеуі болып табылады. Гидравликалық қысымды төмендету қажеттілігі бұрғылау кезінде де ұңғыманы аяқтау кезінде де керек. Қысымды төмендетудің мұндай қажеттілігі келесі жағдайларда туындайды:

– ұңғыма түбіндегі аймақта дифференциалдық қысым төмен кезіндегі бұрғылауда бұрғылау қашаулары жұмысының техника-экономикалық көрсеткіштерін ұлғайту мақсатында; сіңіргіш қабаттарда ұңғымаларды бұрғылауда бұрғылау ерітіндісінің жұтылуын болдырмау мақсатында;

– ұңғымаларды аяқтау кезінде – қабат қысымдарының төмен градиенттері жағдайларында, әсіресе қабат қысымдары өте төмен жағдайларында шегендеу тізбектерін бекіту және қабат флюидтерін қабаттан ұңғымаға ағуын шақыру мақсатында ұңғымаларды игеру, т.б.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 1-3

Қосымшаәдебиеттер 2

Бақылау сұрақтары:

Табиғи газдың орташа құрамы қандай?
Көмірсутектерден басқа табиғи газ құрамында қандай заттар кездеседі?
Газды бензин мөлшеріне қарай қандай газдарға бөлінеді?
Ұңғыма дегеніміз не?

10-дәріс.Газконденсатты кенорындарды зерттеу әдістері және оларды жүргізуге арналған кәсіпшілік қондырғылар (1сағ)

Технологиялық құрал-жабдықтардың қалыпты жұмысы және шығарылатын өнімнің сапасы көбіне газдағы ылғал, қышқыл компоненттер, шаң және механикалық қоспаларға байланысты.

Газдағы шаң мен механикалық қоспалар оны тасымалдағанда құбырлар мен аппараттар металының мүжілуіне ықпал етеді. Шаң әсерінен поршенді комперссорлардың тығындаушы сақиналары, клапандар, цилиндр гильзалары тозып, істен шығады және ПӘК төмендейді. Механикалық бөлшектер тоңазытқыш түтіктерінің бетіне қонып, жылу беру жылдамдығын төмендетеді.

Газды механикалық қоспалардан тазарту технологиясын бөлшектер өлшеміне және қажетті тазарту дәрежесіне байланысты таңдайды.

Өлшемі 100-500 мкм бөлшектерді арнайы аппараттарда тұтады: тұндырғыш ұлғайту камералары мен циклондарда. Ұлғайту камераларының жұмыс принципі газ ағымының қозғалу жылдамдығын төмендету және одан ауырлық күшінің әсерімен бөлшектерді тұндыруға негізделген. Циклондарда бөлшектер орталықтан қуу күштерінің әсерінен аппарат қабырғасына лақтырылады да төмен құлайды.

Өлшемі 0,1-100 мкм бөлшектерді тұту үшін циклондар, ылғал шаң тұтқыштарды (оларда газ сұйық арқылы өтеді), керамикалық және металл-керамикалық сүзгілерді қолданады.

Өлшемі 0,1 мкм-ден кем бөлшектер броундық қозғалыста болады және ауырлық күшінің әсерінен тұнбайды. Мұндай аспа бөлшек тек электр-сүзгілерде және ылғал шаңтұтқыштарда тұтылады.

Іс жүзінде табиғи және мұнай газдарын суат және зауыт сепараторларында механикалық және сұйық ластанулардан тазартады.

Газ және газ-конденсатты кен орындарындағы бастапқы қабат қысымы газ құбырына қарағанда жоғары болады, сондықтан да газды тасымалдар алдында оны төмендету қажет. Ол үшін газды арнайы қондырғы – дроссель арқылы өткізеді, онда газ ағымы ұлғаяды да, оның қысымы төмендейді. Газ қысымы төмендегенде ол суыйды.

Бөлу қондырғыларының негізгі аппараттары – бұл сұйықтан газ және қатты фазаларды бөліп алуға арналған сепараторлар.

Өзгеріп отыратын газ құрамы және оны тазартуға қойылатын талаптарға байланысты конструкциясы мен тазарту тиімділігі әртүрлі сепарациялық қондырғылар қолданылады, әрекет принципіне қарай гравитациялық, инерциялық (насадкалы), орталықтан қуатын және сүзгіш болып бөлінеді.

Гравитациялық сепараторлар көлденең, тік және шар тәрізді болады. Барлығына ортақ нәрсе – ауырлық күші әсерінен дисперсті бөлшектер бөлінетін тұндыру зонасы бар. Мұндай сепараторларды сұйықтың ірі тамшыларын алып келетін газдарды тазартуда бірінші қолданады.

Насадкалы типті инерциялық сепараторлар жанасудың меншікті ауданы жетілген (10-500 м²/нм³) насадкаларға толтырылған аппараттар. Тамшыларды тұту олардың насадка бетімен жанасуы және насадка арнасында газ ағымының бірден қайта-қайта бұрылуы есебінен жүреді. Насадкалар ретінде Рашиг сақиналарын (биіктігі диаметріне тең болат немесе керамикадан жасалған сақиналар), торлар, бұрыштар, пластиналардан жасалған көп қабатты пакеттерді қолданады. Мұндай сепараторлармен тамшыларды тұту дәрежесі 99% жетеді.

Көбінесе мұндай сепараторлар насадкасы аппарат осіне перпендикуляр орнатылған толқынды болат табақтарды білдіреді. Торлы тамшы тұтқыштарды газды толық тазарту үшін бөлімше соңында пайдаланады.

Орталықтан қуу сепараторларын алдын-ала бұралған газ ағымында пайда болатын орталықтан қуу күштерімен сұйықты газдан бөлу үшін пайдаланады. Неғұрлым бұралу жылдамдығы жоғары болған сайын, соғұрлым сепарациялау тиімділігі жоғары. Мұндай сепараторлар 95% дейін механикалық қоспаларды тұтады және егер газ құрамында механикалық қоспа көп болған жағдайда алдын-ала тазарту үшін кіру бөлімшесінде қолданылады. Олардың екі түрі бар – циклонды және тік ағынды.

Сүзу сепараторларын сепараторлардың басқа түрлері тұта алмайтын диаметрі 0,5-10 мкм-ге дейінгі сұйық бөлшектерінен газды нәзік толық тазарту үшін қолданады.

Дебиті төмендеу ұңғымаларда газды тасымалдауға дайындау үшін қарапайым сепарациялау қондырғыларын қолданады. Мұнай қондырғылар құрамына мыналар енеді: тамшылы сұйықты құрту үшін жоғары қысымды сепаратор, дросселді қондырғылар, газ-сұйықты қоспаны бөлу үшін екіншілік сепаратор және газды конденсатты кетіруге арналған қондырғы.

Газды өңдеудің төмен температурасын алу үшін қарапайым сепарациялау қондырғысын сепарация алдында газды суытатын қосымша арнайы тоңазытқыштармен толықтырады. Мұндай қондырғылар газды төмен температуралы сепарациялау қондырғылары (ТТСҚ) деп аталады. Суытушы агент ретінде аммиак, пропан, фреон және басқа да қайнауы төмен заттар қолданылады.

Жаңа жобаларда ТТСҚ тек газдан ауыр көмірсутектер сепарацияланып қана қоймай, гидрат түзетін ингибиторлар регенерацияланатын және газды конденсат тұрақтандырылатын процестер де өтетін басты құрылғылар құрамына енеді.

Төмен температуралы сепарациялау (ТТС) процесінің мәні дросселдеу есебінен минус 30С-қа дейін газ температурасы төмендегенде көмірсутектерді бір ретті конденсациялаудан тұрады. 2.8. суретте төмен температуралы сепарациялау процесінің негізді схемасы келтірілген. Газ І қысымда (8-12 МПа) 1-ші сатылы сепараторға 1 түседі, ол жерде одан ауыр газды конденсат ІІІ және гидраттүзілу ингибиторы VI бөлінеді. Газ сосын газбен және 2-ші сатылы сепарациялау конденсатымен суытылатын жылу алмастырғыштар 2 арқылы дросселді қондырғыға 5 түседі. Дросселде газ қысымы 4-5 МПа төмендейді, соның есебінен оның температурасы бірден түседі де, қайнауы жоғары көмірсутектер конденсацияланады. Түзілген конденсатты 2-ші сатылы сепараторда 7 бөліп алады, ал ауыр көмірсутектерден тазартылған газ ІІ тұтынушыға бағытталады.

Әрбір көмірсутектің конденсациялану дәрежесі (конденсацияланған көмірсутек мөлшерінің оның газдағы жалпы мөлшеріне қатынасы, % түрінде) температура мен қысымға тәуелді. Қысым 3,5 МПа және температура минус 40С болғанда бутандар мен пентандар толық дерлік конденсацияланады.Этан мен пропан мұндайда тиісінше 50 және 79% конденсацияланады.

ТТС процесі төмен температурада өтетіндіктен газ ағымына газдан ылғалды байланыстыратын гидрат түзілу ингибиторларын енгізеді. Ингибиторлар ретінде регенерациялаудан соң процеске қайта оралатын метанол немесе гликолдерді қолданады.

ТТС маңызды параметрі – ұңғымадағы газдың бастапқы қысымы. Бірінші сатылы сепаратор алдында компрессор орнына кейде суыту машинасын 6 орнатады.

Қазіргі таңда ТТС қондырғыларының басым бөлігі стандарт талап ететін конденсат бөліну дәрежесі мен газдан ылғал бөлуді қамтамасыз ете бермейді. Бұған басты себеп: сепарациялау құрал-жабдығына артық тиеу, жылу алмасу бетінің жеткіліксіздігі және тоңазыту қондырғыларын дер кезінде қоспау.

ТТС процесімен газдан көмірсутектерді бөліп алу әжептеуір дәрежеде бастапқы газ құрамымен (мысалы, оның орташа молярлық қайнау температурасымен өрнектелетін) анықталады. Мысалы, газды сепарациялау температурасы минус 40С және газдың молярлық қайнау температурасы минус 100С болғанда н-пентанды шығарып алу дәрежесі 99% құраса, ал газдың молярлық қайнау температурасы минус 156С болғанда тек 70% құрайды. Осыдан шығатын қорытынды, яғни газ құрамы бойынша жеңілдеу сұйық көмірсутектерді бөліп алудың тиісті деңгейін ұстап тұру үшін сепарациялау температурасын төмендету қажет. Қабаттағы қысым бір мезгілде төмендейтін болғандықтан мұны орындау өте қиын.

Газды дросселдеу орнына клапан арқылы оны турбодетандерде ұлғайтуды – төмен температуралы конденсациялау (ТТК) қолдануға болады. Бұл газдың қысымы құлауын тиімді қолдануға мүмкіндік береді, мұндайда газдың сууының төмен температурасына (минус 120С дейін) қол жеткізуге болады. Турбодетандер – құрылысы жағынан турбокомпрессорға жақын машина. Онда ортақ білігінде газ турбинасы мен тасымалдау газ құбырына бағытталатын газды сығатын компрессор орналасқан. Ұлғаятын газ турбинаны айналдырады, нәтижесінде ол суыйды.

Табиғи газдан ылғалды бөліп алу үшін әртүрлі кептіргіштерді қолданады, олар мынадай қасиеттерге ие болуы қажет:

кең концентрация, қысым, температура аралығында қанағаттанарлық кептіру қабілетіне (яғни газдың шық нүктесін жеткілікті дәрежеде төмендете білу);
буландырғанда шығын елеусіз болатындай төмен қаныққан булар қысымына;
кептіргіштен сіңірілген суды қарапайым әдістермен бөліп алатындай судың қайнау температурасынан ерекшеленетін қайнау температурасына;
абсорберлерде, жылу алмастырғыштарда және басқа да масса алмасу құрал-жабдықтарында газбен жақсы ілінісуді қамтамасыз ететіндей пайдалану жағдайындағы төмен тұтқырлыққа;
газ компоненттерімен төмен өзара ерігіштікке;
төмен коррозиялық белсенділікке;
газ қоспасымен ілінісу жағдайында төмен көпіргіштікке;
тотығу мен термиялық ыдырауға жоғары тұрақтылыққа .

Одан басқа кептіргіштер арзан және жұмысшылар ағзасына қауіпсіз болуы тиіс.

Осы талаптарға қандай да бір дәрежеде гликолдер – этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), үшэтиленгликоль (ТЭГ), пропиленгликоль (ПГ) және парафин қатарының спирттері (метанол, этанол), гликолдердің спирттермен және олардың эфирлерімен қоспасы және т.с.с. жауап береді.

Кептіргіштер ретінде концентрленген этиленгликолдің, диэтиленгликол-дің, үшэтиленгликолдің және пропиленгликолдің сулы ерітінділері кеңінен қолданылады. Олар құрал-жабдықты жасағанда арзан болат маркілерін қолдануға мүмкіндік беретіндей құрал-жабдықты коррозияға ұшыратпайды.

Гликолдердің маңызды қасиеттерінің бірі олардың сулы ерітінділердің қату температурасын төмендету қабілеті. Бұл қасиет гликолдердің сулы ерітінділерін теріс температурада гидраттар түзу ингибиторы ретінде қолдануға мүмкіндік береді.

Этиленгликоль ерітінділері ДЭГ және ТЭГ-мен салыстырғанда төмен қату температурасына, бірдей концентрацияда гидрат түзілуді болдырмаудың жоғары дәрежесіне, жұмысшы кептіру температурасында төмен тұтқырлыққа және көмірсутекті конденсатта төмендеу ерігіштікке ие.

Дегенмен ЭГ елеулі бір кемшілігі – буларының серпімділігі жоғары. Мысалы, 20С температурада 99% -дық ЭГ ерітіндісі буларының серпімділігі тиісті ТЭГ мен ДЭГ буларының серпімділігіне қарағанда 2,5 және 7 есе жоғары. Сондықтан да кептіргенде этиленгликоль көп жоғалады.

Табиғи газдың ДЭГ-ге қарағанда ТЭГ-де ерігіштігі 25-30% жоғары. Осы тұрғыдан жоғары қысымда ДЭГ қолданған дұрыс, өйткені ол су-көмірсутектер жүйесінде талғамдылықтың жоғары коэффициентін қамтамасыз етеді.

Гликолдер өртке және жарылуға қауіпті заттар болып табылады. ДЭГ мен ТЭГ қарағанда ЭГ мен ПГ толық биологиялық ыдырай алады. Осыған байланысты қоршаған ортаны қорғау тұрғысынан оларды қолданған тиімді.

Газды кептіру қондырғысының технологиялық схемасында (2.10 сурет) абсорбер екі секциядан тұрады: ілінісу және кептіру. Абсорбердің кептіру секциясының төменгі бөлігіне жартылай регенерацияланған ТЭГ ерітіндісі, ал жоғарғы жағына – 99,95% мөлшерде ТЭГ бар толық регенерацияланған ерітінді беріледі. Ілінісу (жанасу) секциясы газ ағымы іліп кететін ТЭГ тұту қызметін атқарады.

Кептірілетін газ І абсорбердің 1 түбіне түседі, онда жартылай регенерацияланған ТЭГ ерітіндісімен Х ілініседі. Қаныққан ТЭГ ХІІ абсорбердің 1 түбінен сепараторға 2 барады, ол жерде сіңірілген көмірсутектер ерітіндіден жарым-жартылай бөлінеді, содан соң оны ТЭГ 96% мас. концентрацияға дейін регенерацияланатын бірінші колоннаға 6 бағытталады. Колоннаның түбіндегі температураны 204С деңгейінде ұстап тұрады. Колоннаның 6 төменгі бөлігінен қайнатқыш 5 арқылы шығарылатын ТЭГ ерітіндісінің Х бір бөлігін абсорбердің 1 төменгі секциясына, ал екінші бөлігін – ерітінді үрлеуші газ ІХ көмегімен концентрленетін екінші колоннаға 7 береді. 99,95% мас. мөлшерде ТЭГ бар толық регенерацияланған ерітінді IV екінші колоннаның 7 төменгі жағынан абсорбердің 1 екінші секциясының жоғарғы бөлігіне бағытталады.

Кептірілген газ ілінісу секциясына түседіде, сол жерде кептірілген газбен кеткен ТЭГ негізгі бөлігі пентанмен жуу арқылы тұтылады.

Мұндай су мөлшері елеусіз ТЭГ ерітіндісімен теория жүзінде газды шық нүктесі минус 84С дәлдікке дейін ғана кептіруге болатындығын айта кету қажет. Мұндай процесіті сұйылтылуға берілетін газды кептіруге ғана қолдануға болады.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 1-2

Қосымшаәдебиеттер 2-3

Бақылау сұрақтары:

1.Технологиялық құрал-жабдықтардың қалыпты жұмысы және шығарылатын өнімнің сапасы көбіне неге байланысты болады?

2.Газдағы шаң мен механикалық қоспалар қандай әсер көрсетеді?

3.Табиғи және мұнай газдарын неден тазартады?

4.Сепарациялық қондырғылар қандай түрлерге бөлінеді?

11-дәріс.Магистралдық газ өткізгішке берілетін құрғақ газға қойылатын ССТ талаптары.( 1 сағ)

Мұнайды өңдеуде химиялық реакциялар қатысуымен өтетін процестердің үлесі әжептеуір. Тек физикалық процестерді қолдану мұнайдың энергеткалық және химиялық деңгейін толық пайдалануға мүмкіндік бермейді. Химиялық процестер қажетті мақсатты өнімдерді барынша толық алуға мүмкіндік береді және термиялық, термокаталитикалық, гидрогенизациялық болып бөлінеді.Термиялық процестер жоғарырақ температураларда өтеді. Олардың ішінде былай бөлінеді:

мотор отындарын, қанықпаған газ тәрізді көмірсутектер мен күйені алуға бағытталған термиялық бұзылу процестері;
органикалық синтездің аралық өнімдері, еріткіштер, мономерлер мен полимерлік материалдар өндірісіне арналған бастапқы заттар, пластификаторлар болып табылатын қосылыстарды алуға арналған мұнайдың көмірсутектерін тотықтыру.

Термокаталитикалық процестерді қағида бойынша катализаторлар қатысуымен өте жоғары температураларда жүргізеді. Термиялық процестер отындарына қарағанда жоғарырақ октан санына ие мотор отындарын осылай өндіреді. Қаныққан және қанықпаған сипаттағы С₃-С₄ көмірсутектерге және сутегіге бай газдар мен ароматты көмірсутектерді де осылай алады.

Гидрогенизациялық процестерді сутегі қысымында жүргізеді. Олар көмірсутекті фракциялардан гетероатомды қосылыстар мен қанықпаған сипаттағы қосылыстарды шығарып тастау қызметін атқарады.

Мұнай өңдеу өнеркәсібінде термиялық бұзылу процестеріне термиялық крекинг, пиролиз және кокстеуді жатқызады. Мұнайды айдағанда алынатын отындық фракциялар тиісті сапаға ие болмағандықтан осы процестер ашылды. Мұнайдың тек отындық фракцияларын ғана емес, жоғарырақ температураларда қайнайтын көмірсутектерді, мысалы, газойлдер немесе мазуттарды да термиялық өңдеуге ұшыратуға болады. Бұл мұнайды өңдеуге әртүрлі көмірсутекті құрамды тартуға және мұнайды жай айдаудан гөрі сапасы жақсырақ отын алуға мүмкіндік береді.

Термиялық крекинг – жоғары сапалы отын алу мақсатында мұнайдың көмірсутектерін жоғары температуралы өңдеу.

Бастапқы шикі заттың (мазут, гудрон, жартылай гудрон) тұтқырлығын төмендету есебінен қазандық отындар алуға арналған 480-490С температура мен 1,5-2,0 МПа қысымдағы терең емес термиялық крекинг (висбрекинг) болып бөлінеді.

Бензин-лигроиндік және керосинді-газойлдік фракциялардан антидето-нациялық сипаттамалары жақсырақ бензин алуға арналған 500-540С температура мен 5,0 МПа қысымдағы терең термиялық крекинг (сұйық фазалы крекинг) қолданылады.

Керосинді-газойлдік фракциялардан октан саны жоғары бензин алуға арналған 580-600С температура мен 0,2-0,3 МПа қысымдағы жоғары температуралы термиялық крекинг (бу-фазалы крекинг) қолданылады. Бу-фазалы крекингте ілесе құрамында қанықпаған көмірсутектер мөлшері әжептеуір газдың басым бөлігі алынады.

Термиялық крекингтің қосалқы өнімдері жоғары молекулалы көмірсутектермен байытылған крекинг-қалдық пен ауыр шайыр болып табылады.

Пиролиз (жоғары температура есебінен заттардың ыдырауы) газ тәрізді қанықпаған көмірсутектерді, негізінен этилен мен пропиленді алу үшін қолданылады. Пиролизді 700-900С температура мен 1-1,2 МПа қысымда жүргізеді. Пиролиздің қосалқы өнімдері пиролизден түзілетін шайыр мен қанықпаған газдар метан мен этан болып табылады. Пиролизшайырынан ароматты көмірсутектер – бензол, толуол, ксилолдарды бөліп алады. Пиролиздің екінші бір бағыты күйені (техникалық көміртек) алу болып табылады. Күйе құрамында әжептеуір мөлшерде ароматты көмірсутектері (60-90%) бар көмірсутекті фракциялар немесе көмірсутекті газдарды жоғары температуралы пиролиздегенде түзіледі.

Кокстеу – мұнай қалдықтарынан жоғары сапалы электродты немесе отындық коксті алуға арналған жоғары температуралы процесс. Бұл қағида бойынша пиролиз шайырын айдаудан алынған пек, мазут, гудрон, жартылай гудрон. Оларды кокстеуді 490-520С температура мен 0,2-0,6 МПа қысымда өткізеді.

Көмірсутектерді термиялық бұзу – бұл температура әсерінен олардың ыдырауы. Дегенмен 500-900С температура аралығында термиялық бұзылуда тек заттар ыдырамай-ды (І), сонымен қатар оның синтезделу реакциясы (ІІ) өтеді.Осы реакцияларды шартты түрде келесі негізгі топтарға бөлуге болады (кесте 2):

Кесте-11.1

Заттардың ыдырау, синтезделу реакциялары

І	Заттардың ыдырау реакциялары	ІІ	Заттардың синтезделу реакциялары
	Ыдырау		Конденсация
	Дегидрлеу		Полимеризация
	Деалкилдеу		Алкилдеу
	Дециклдеу		Қанықпаған көмірсутектерді циклдеу

Барлық ыдырау (І) және қосылу (ІІ) реакциялары – тепе-тең және реакция барысында молекулалар санының өзгеруімен сипатталады.

(І) топ реакциялары жүйе көлемінің, реакция барысында молекулалар санының артуы және жылу сіңіре жүреді. Демек, бірінші топ реакциялары – бұл эндотермиялық реакциялар.

(ІІ) топ реакциялары көлемі және реакция барысында молекулалар саны азая жүреді. Бұларды синтездеу реакциясына жатқызуға болады, демек синтез барысында әлсіз байланыстар үзіліп, берік жаңа байланыстар түзіледі, яғни олар жылу бөлек жүреді. Осылайша екінші топ реакциялары экзотермиялық реакциялар болып табылады.

Термиялық реакциялар химизмі. Реакция химиясын білу тек реакция өнімдері жинағын білуге ғана емес, бастапқы шикізатты өңдеу процестерін дұрыс таңдауға, өтетін реакциялар жылдамдығына әсер етуге және өңдеу өнімдерінің құрамын түрлендіруге мүмкіндік береді.

Термиялық реакциялар радикалды-тізбекті сипатқа ие. Радикалдар да, валентті-қаныққан молекулалар да қатысатын параллель-тізбектелген реакциялар қатарын тізбекті реакциялар деп атайды. Оларды үш сатыға біріктіруге болады: жұпсыз электроны бар молекулалар, атомдар және радикалдар түзілетін тізбектің тууы; реакция өнімдерінің түзілуіне апарып соғатын тізбектің жалғасуы; бос радикалдар жоғалатын тізбектің үзілуі.

Ингибиторлар - әртүрлі механизмдер бойынша активті радикалдардың жоғалуына апарып соғатын заттар. Термиялық реакциялар үшін мұндай заттар қызметін аминдер, фенолдар, күкірттің органикалық қосылыстары, тіпті көмірсутектердің өзі (олефиндер), изопарафиндер мен ароматты көмірсутектер атқарады.

Инициаторлар – ыдырағанда активті бөлшек түзетін, тізбекті жалғастыруға қабілетті заттар.

Алкандар термиялық крекинг жағдайында парафин мен олефин түзе ыдырайды.

Олефиндер термиялық реакцияларда жағдайға байланысты негізінен алкендер мен алкиндерге ыдырайды.

Ароматты көмірсутектер термиялық тұрақты, сондықтан да термиялық процестерде жинақталады.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 2-3

Қосымшаәдебиеттер 2

Бақылау сұрақтары:

Химиялық процестер қалай бөлінеді?
Пиролизді не үшін қолданады?
Кокстеу процесі арқылы нені алуға болады?

12-дәріс.Құрғаз газды және тұрақты конденсатты өндіруге арналған газконденсатты кәсіпшілігінің негізгі жабдықтары.(1сағ)

Газконденсатты кәсіпшілікте газ конденсатты кеніштердің көмірсутектері шикізатынан тауарлар өндіру жәнне суық, механикалық жұмыс немесе электр энергиясын алу үшін қабылданатын қысымның энергиясын қолдану үшін күрделі және қымбат жабдық, машиналар мен аспапта, айырғыштар, жылу алмастырғыш, конденсаторлар, сораптармен компрессорлар, абсорберлер немесе адсорберлер, бөлу аппараттар, қысымдарды, температураны, сұйық деңгейлерін реттегіштер және т.б. орнатылады. Жабдықтардың элементтері газдың төмен температуралық айыру (ТТА), жасанды суық (ЖС) кәсіпшілік сығу компрессорлық станцияларының (СКС), конденсатты түрақтандыру (КТ), диэтилинглюкалды регенрациялай (ДЭГР), кәсіпшілік канализация, қошаған ортаны қорғау қондырғыларына немесе газконденсатты шикізатты абсорбсиялық (сұйық сорбентпен) немесе зауыттардың жабдықтардың құрамына кіреді.

Газконденсатты кәсіпшіліктердің беттік жабдығы келесі негізгі талаптарды қанағаттандыру керек: 1) кенорынды игерудің толық мерзімі кезінде барлық тауарлардың тұтынушыларға үздіксіз өндіру және ұсыну; 2) шикі затты өндіру, оны өңдеуге, суық немесе электыр энергиясын алу және құрғақ газ бен конденсатты тұтынушыларға тасымалдау үшін өз қабат қысымын толығырақ қлодану; 3) газбен қамту жүйесі бойынша толығымен ең жақсы техника – экономикалық көрсеткіштерді қамтамасыз ету.

Төмен температуралы айыру қондырғысы келесі негізгі жабдықтардың: сұйық пен қатты фаза айырғыш – жылу ауыстырғыштарын: тамшы тоқтатқыш қысымды редуцирлеуге арналған аспаптардан және машиналардан; төмен темратураайырғыштан; конденсат жйнағыштардан, температураны, қысымды, сұйықтардың деңгейінреттегіш аспаптардан тұрады.

Әдетте, әр өзінің технологиясына сабағы немесе төмен температуралық айыру қондырғысы болады.

Ұңғыдан шыққан газ сұйық және қатты фазалық тамшы тоқтатқыш шлейф бойынша қозғалып, жылу алмастырғышқа түседі, онда сұйық температураларыннан және қатты заттардан бөлініп, t1 температурамен t2 – ға дейін суық газ өткізгіштердің қарсы ағысымен алдын ала суытылады, редукциондық аппаратта редуцирлеуден өтіп, жоғарғы конденсат қысымы кезінде рс ССТ-пен берілген тнмператураға дейін төмен температуралық айырғышта суытылып, онда сұықпен қатты фазада айырылып, бөлшекті немесе толықтай жылу алмастырғыштан өтіп, ұңғыдан келетін газ ағысы жылуының арқасында жылыйды, әрі қарай кәсіптік газ жинау пунктіне (КГЖП) түсіп, бір жолата тауарлық кондицияға дейін жеткізіледі, оны өлшем тұтынушыларға бөледі. Бөлінген конденсатты КГЖП-ға бағыттайды, онда өлшеп, тұтынушыларға таратады.

Кәсіпшілікте газ өткізгіштерды айырудың жұмыс температурасы кезінде конденсатты қоспаның жоғарғы конденсат қысымын қабылдаған газындағы С5+в молярлы орталығына және 313-473 температуралар аралығында қайнайтын конденсант фракцияларына металды көмірсутектердің массалық процентіне байланысты. Осыған ұқсас рмк келесі формуламен анықтауға болады:

Мұндағы С-қабылдаған газконденсаттағы С5+в мөлшері, % моль, а-313-тен 476-к-ге температуралар аралығында қайнайтын көмірсутектер мөлшері, % мол.

ТТАҚ-ты газконденсаттары жинау және өңдеуді топтық пунктіне келе жатқан ұңғылардан шығатын газконденсаттардың жылытылғын ағысын шлейфтер суытады, бұл жерде тоңазытқыш қыметін атқарады. Редукционды аппараттың алдында газконденсаттардың түбі мен сағасында кеніште газконденсаттардың қысымы р1 газконденсаттардың қабат қысымдарын ұстаусыз газконденсатты кеніштерді пайдалану кезінде азаяды. ОСТ 51.40-74-пен сәйкес төмен температупралық айырғыштағы қысым тұрақты ұсталды. Демек, газконденсаттарды тарату кезінде оны салқындату үшін қолданылатын ∆р = р2 – р1 қысымдардың төмендеуі азаяды. Газ ұңғылардың дебиттері борпылдақ және нашар цементтелген құрамаында газ бар жыныстарда газконденсаты кеніштерде пайдалану кезінде азаяды. Төмен температурасы айырғыштың өткізгіштік қабілеті ондағы р1 қысым озгермеген кезде толықтай қолданылмайды.

Редукционды мүше ретінде ТТА – ның ең қарапайым сызбасында тұрақты қима саптама-штуцерлер қолданылады.Газконденсаттарды дросселдеу процесінде штуцерде газ температурасы 2-4 Қ-ге төмендейді.Есептерде Джоуль-Томсон коэффициенттерінің орташа мәнін 1мПа-ға 3К-ге тең деп алады.

Төмен температуралары айыру әдісі- бір реттік конденсат және газ бен сұйықты айыру процесі-көмірсутекті шикізатты өңдеудің жетілмеген технологиялық процесі.Ол біршама аз температура 233 К (-40°С) кезінде сұйық көмірсутектерінің толық бөлінуін қамтамасыз етпейді, бірақ суық алу үшін қабат қысымын қолдануға газконденсаттарды кептіру мен бензинсіздердіру процесстерін қосып атқаруға мүмкіндік береді, курделі емес жабдықтар жүзеге асыруға болады.

ТТА-ның қарапайым қондырғыларын пайдалану кезінде келесі кемшіліктер анықталады: 1) төмен температура алу үшін штуцерлерде қысымды тиімсіз пайдалану;2) жылу алмастырғышта газ ағысының жылдамдығы азаюынан газконденсаттардың жылытылған ағысынан салқын ағысына жылу беру коэффициентінің азаюы;3) жылу беру коэффицентінің және температуралардың орташа айырмашылығы азаюынан жылу алмастырғыш ауданының үлкеюі; 4)өндіріліп жатқан шикізаттан пропан мен бутанның толықтай алынбауы;5) жылу алмастырғыштың жылу соңында температуралардың айырмашылығынан ∆t = t1 – 2 суықтың қайталанбауы;6)жылу алмастырғыштың сыртқы бетінде температурлардың айырмашылыгы ∆t = tв – t бар кезде қоршаған ортадағы суық шығындары; 7) төмен айырғыштан шығарылатын сұйық пен суықтың біршама шығындары.

Табиғи газды тиімдірек қолдану және редукционды мүше ретінде төмен температура алу үшін: 1) лавал каналын; 2) құйын тәрізді құбырды (Ранк құбыры); 3) кеңейткіш машиналар – детандерлерді қолданады. Детандерлер ретінде поршенді турбодетандерлер немесе винттік дентандерлер қолданылады.

Штуцердегі температурасының меншікті (қысымның 1МПа түсуіне) түсуі 3 К – ге, құйын тәрізді құбырда 4К, турбодетандерде.

Газконденсаттарды өңдеу үшін қажетті қысым тудыратын бірінші бөлімшесі мұнайды газконденсаттарды өңдеудің жалпы сызбасындағы компрессорлық цех.

Газконденсаттарды сығу мен суыту кезінде конденсат түзілетін болғандықтан газконденсаттарды компрессорлау және суыту табиғи газконденсаттарды өңдеудің бірінші сатысы ретінде қарастырылады.

Бу және сұйық фазалардың термодинамикалық тепе-теңдік жағдайларында сұйықтардың бір рет немесе түйісу конденсаты газды сығудың және суытудың әр сатысынада жүреді.

Бұл кезде бу және сұйық фазаларға газконденсаттардың соңғы қоспасының құраушылырын қайта бөлу процесі бу және сұйық фазалардың молдік үлестерін консентрация теңдеуі бойынша, яғни екі фазалы көп құраушысы бар жүйенің сандық шешусі сияқты есептеуге болады. Суретте газконденсаттарды үш сатыны сығумен және суытумен компрессорлық цехтың технологиялық сызбасы келтірілген. Бір сатылы айырудан кейін шикі мұнайлы газ судан, мұнайлы тамшылардан және қатты заттардан бөлінетін тамшы аулағышқа түседі.

Әрі қарай газ сығудың сатысына түсіп, компрессорда бірінші белгілі қысымға дейін сығылады, жылу алмастырғышта суытылады, бу және сұйық фазаларды бөлу үшін бірінші саты айырғышына түседі. Газ бірінші саты айырғышынан екінші саты компрессоры сығуға, жылу алмастырғышқа суытуға, екінші саты айырғышына бағытталады. Сығудың үшінші сатысынан кейін құрғақ газ тұтынушыға. Сұйық көмірсутекті конденсат – компрессорлық цехының сыйымдылықтар паркіне бағытталады. Жалпы сыйымдылыққа өздігімен ағумен үшінші сатынын конденсатты жалпы сыйымдылықтағы қысым үш сатының конденсат шығыны бойынша орташа өлшенген болып орнатылады:

Жалпы сыйымдылықтан конденсат мұнай өңдеу немесе газбензинді газ фракциялық қондырғысына айдалады.

Кәсіпшілікте мұнайлы газконденсаттарды өңдеудің компрессорлық әдісін жобалауда келесілердің маңызы зор:

сатыларда газконденсаттарды сығу қысымның мөлшері және саты санын анықтау; 2) газконденсаттарды сығу үшін компрессорлардың түрпәтін таңдау; 3) құрғақ газ бен көмірсутекті конденсатқа өңделген газ конденсаттардың құраушыларына бөлу. Сығудың бірінші және екінші сатысында компрессорлар ретінде жиі көп сатылы ортадан тепкіш айдауыштары немесе винттік компрессорлар қолданылады. Газ фракция қондырғыға және көмірсутекті конденсатты магистралды газ өткізгішке құрғақ газконденсаттарды үш сатыны сығу орын алса, газконденсаттарды сығудың бірінші, екінші (кесте 3, кесте 4) және сатысындағы ақиқатқысым 6,35 және 55 кгс/см кув теңелуі мүмкін. Құрғақ газ бен көмірсутекті бөлу қабат мұнайының құрушылырын қолдану кезінде жоғарғы халық шаруашылық әсер алатындай етіп тиімділік мақсаттарын шешумен анықталады.

Кесте-12.1

Газды сығудың бірінші сатысының материалдық балансы(L = 0.137)

Құраушылар	Конденсат			Қалдық газ
Құраушылар	Мольдік үлес	Моль	Кг	Мольдік үлес	кг	Мольдік моль
СН4	0,0083	0,0011	0,02	0,4089	6,54	0,475
С₂Н₆	0,0202	0,028	0,08	0,0872	2,62	0,101
С₃Н₈	0,1315	0,0180	0,80	0,1720	7,56	0,119
і- С₄Н₁₀	0,1737	0,0238	1,38	0,0962	5,58	0,112
n- C₄H₁₀	0,0916	0,0126	0,37	0,0474	2,75	0,054
i- C₅H₁₂	0,1802	0,0247	1,78	0,0253	1,82	0,029
n- C₅H₁₂	0,1568	0,0215	1,55	0,0185	1,33	0,021
C₆H₁₄	0,1705	0,0233	2,01	0,00067	0,57	0,008
C_7+в	0,0672	0,0092	0,92	0,0008	0,08	0,001
Барлығы	1,0000	0,1370	9,27	0,8630	28,85	1,0000

Кесте-12.2

Газды сығудың екінші сатысының материалдық байланысы

Құраушы лар	Бірінші сатының қалдық газы	Конденсат			Қалдық газ
Құраушы лар	Бірінші сатының қалдық газы	Мольдік үлес	Моль	Кг	Мольдік үлес	кг	Мольдік моль
СН₄	0,4089	0,0653	0,0182	0,29	0,667	0,3907	6,25
С₂Н₆	0,8072	0,0922	0,,255	0,77	0,0105	0,0617	1,86
С₃Н₈	0,1720	0,3182	0,0883	3,88	0,143	0,0837	3,68
і- С₄Н₁₀	0,0962	0,2338	0,0647	3,75	0,054	0,0315	1,83
n- C₄H₁₀	0,0474	0,1250	0,0346	2,01	0,022	0,0128	0,74
i- C₅H₁₂	0,0253	0,0790	0,0216	1,58	0,006	0,0034	0,24
n- C₅H₁₂	0,0185	0,0598	0,0166	1,19	0,003	0,0019	0,14
C₆H₁₄	0,0067	0,0229	0,0064	0,55	-	0,003	-
C_7+в	0,0008	0,0029	0,0008	0,08	-	-	14,75
Барлығы	0,8630	1,000	0,2770	14,10	1,000	1,000

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 1-2

Қосымшаәдебиеттер 3

Бақылау сұрақтары:

1.Газконденсатты кәсіпшіліктердің беттік жабдығы қандай негізгі талаптарды қанағаттандыру керек?

2.Төмен температуралы айыру қондырғысы негізгі жабдықтардың қандай аспаптарынан тұрады?

3.ТТА-ның қарапайым қондырғыларын пайдалану кезінде қандай кемшіліктер анықталады?

13-дәріс.Газды жер асты сақтау (1сағ)

Газ өңдеу зауыттарының (ГӨЗ) тұрақсыз және тұрақты газды бензині, мұнайды тұрақтандырудың жеңіл көмірсутектерінің кең фракциясы немесе газ конденсаттары тауарлы өнімдер болып табылмайды. Мұнай химиясында қолдану үшін оларды құрамында бірқатар басты компоненттері мен басқа да көмірсутектердің бөгде қоспалары бар тар көмірсутекті фракцияларды бөле отырып оларды фракциялайды. Тар көмірсутекті фракциялардан басқа газ фракциялаушы қондырғыларда (ГФҚ) тұрмыстық отын ретінде қолданылатын пропан мен бутанның техникалық қоспаларын алады.

ГФҚ мұнай- және газ өңдеу зауыттарының, мұнай химиясы кәсіпорындарында және өздігінше синтетикалық каучук өнеркәсібінде мономерлерді алуға арналған шикі зат блоктары ретінде жұмыс істейді.

ГФҚ негізгі аппараттары сұйық қоспаларды іс жүзінде таза компонеттерге немесе тар фракцияларға бөлуге арналған ректификациялық колонналар болып табылады.

Газ өңдеу зауыттарындағы газ фракциялаушы қондырғылар қызметіне қарай былай бөлінеді:

тұрақты газды бензин мен ЖККФ алуға арналған қондырғылар; мұндай қондырғы-ларда бір ректификациялау қондырғысын пайдаланады; колоннаның жоғарғы бөлігінің өнімі – бұл отын торабына бағытталатын жеңіл көмірсутектердің қоспасы; колоннаның төменгі бөлігінен мақсатты өнім – бутанның мөлшері шектеулі тұрақты бензин шығады;
тұрақты газды бензин мен сұйылтылған газдарды алуға арналған қондырғылар; мұндай схемада ректификациялау қондырғысы тағы бір колоннамен толықтырылады; өнімдер бірінші колоннаның жоғарғы бөлігінен екінші колоннаға түседі, ол жерде сұйылтылған және отындық газдар алынады;
тұрақты газды бензин мен жеке көмірсутектерді алуға арналған қондырғылар; бұл қондырғыларда алынатын өнімдер санына қарай бірнеше ректификациялау колонналары орнатылады, ол жерде этан, пропан және басқа да көмірсутектер алынады;
жеңіл көмірсутектерді бөлуге арналған қондырғылар; мұндай қондырғылардың шикі заты қызметін құрамында пентандар мен жоғары көмірсутектер жоқ қоспалар атқарады; мұндай қондырғыларда жеке көмірсутектер мен олардың қоспаларын алады.

Абсорбциялық-газфракциялау қондырғыларын (АГФҚ) ГӨЗ, МӨЗ және мұнай-химиялық кәсіпорындарда қолданылады.

Бұл қондырғыда мұнай өңдеу зауытынан келетін газ және тұрақсыз бензин өңделеді. Қондырғы келесі түйіндерден тұрады: фракциялау, сығу, бастапқы (майлы) газды және ЖККФ моноэтаноламин ерітіндісімен тазалау, сондай-ақ ЖККФ 10-дық сілті ерітіндісімен толық тазалау және диэтиленгликолдің сулы ерітіндісімен кептіру. Сосын моноэтаноламин мен диэтиленгликоль ерітінділері қалпына келтіріледі.

Моноэтаноламинмен тазартылған І майлы газ 1 компрессормен сығылады және 5 фракциялаушы абсорберге беріледі. Абсорбцияны 45С температурада және 1,35 МПа қысымда жүргізеді. Абсорбент ретінде IV тұрақты бензинді қолданады, оны абсорбердің жоғарғы бөлігіне бірінші 8 пропанды және 12 бутанды колонналардың төменгі жағынан беріледі. Абсорбциялау режимін тоңазытқыштағы 22С температурадағы айналымдағы сумен тұрақты бензинді суыту есебінен және суарудың үш контуры көмегімен ұстап тұрады.

5 фракциялаушы қондырғының жоғарғы бөлігінен VI құрғақ газ кетеді. 5 абсорбердің кубтық қалдығы жылу алмастырғышта қыздырылады және бірінші 8 пропанды колоннаға түседі. 5 абсорбер кубындағы және бірінші 8 пропанды колоннадағы температураны 7 түтікті пештегі өнімнің бір бөлігін қыздыру есебінен ұстап тұрады.

8 колоннаның жоғарғы өнімі жылу алмастырғыш арқылы екінші 10 пропанды колоннаға түседі, оның жоғарғы жағынан тауарлық V пропан-пропиленді фракция алынады. 8 колоннаның төменгі бөлігінен IV тұрақты бензин алынады. 10 колоннаның кубтық өнімі 12 бутанды колоннаға түседі, онда III бутан-бутиленді фракция мен IV тұрақты бензинге бөлінеді.

Суреттелген қондырғыда жобамен теориялық есептің 80 пропан-пропиленді фракция және 95 бутан-бутиленді фракция алынады. Табиғи газдың жалпы әлемдік қоры шамамен 90 трлн.нм³ (65-70 млрд т) құрайды, яғни мұнайдың алынатын қорларымен (90-95 млрд.т) шамалас. Жыл сайынғы табиғи газдың тұтынылуы - шамамен 1800 млрд м³, соның ішінде Ресейде - 850 млрд м³ шамасында.

Табиғи газдың ресейдегі ірі кен орындары қазіргі уақытта Батыс Сібірдің солтүстік аудандарында (Уренгой, Медвежье), Ямал жарты аралы, сондай-ақ Орынбор облысы мен Каспий маңы айдандарында (Астрахань).

Жалпы айтқанда, газ және газ-конденсаттары кен орындарының табиғи газдарының құрамын метанның мөлшерінің жоғары (85-99% айн.), соған сәйкес жану жылуының жоғары болуы сипаттайды. Ауыр көмірсутектер (С₅ + жоғары) мөлшері онша жоғары емес (0.02-0,20% айн.), тек кейбір жағдайда ғана 1,5-4,0% айн. жетеді. Басым газдар құрамында бөгде қоспалар ретінде (1-5% айн.) көмірсутекті емес газдар және күкіртсутек болады. Осы бөгде қоспалардан басқа, табиғи газдар құрамында азғана мөлшерде күкірт-көміртекті (көміртектің күкіртті тотығы COS және күкіртсутек CS₂), сондай-ақ күкірт-органикалық қосылыстар (меркаптандар RSH, мұндағы R – көмірсутекті радикал) болады.

Табиғи газдар құрамында көбінесе азғана мөлшерде күкіртсутек болады. Дегенмен, Орынбор, Қарашығанақ және Астрахань газконденсатты кен орындарының газдарында оның мөлшері жоғарылау (1,7-ден 14% айн. дейін). Бұл осы газдарды өндіру мен оларды өңдеуді қиындата түседі, бірақ та олар құнды және тапшы өнім – күкіртті алу көзі болып табылады, оның Астрахань газынан алу өндірісі әлемдегінің шамамен 5% құрайды.

Газконденсатты кен орындарында газбен бірге жер бетіне құрамында С₅Н₁₂-ден С₂₀Н₄₂ дейінгі көмірсутектері бар газды конденсат шығарылады. Газды конденсаттар көптеген жағдайларда 40-350С температура аралығында қайнайды. Кейбір жағдайларда газ конденсаттары ауырлау – қайнаудың басталу температурасы 103-210С, ал басқаларында – жеңілдеу, қайнаудың аяқталу температурасы 200-230С-қа тең.

Газды конденсаттар көмірсутекті шикі заттың елеулі қоры болып табылады. Ресейде ХХІ ғасырдың басындағы жиынтық өндіру жылына 25-28 млн.т, яғни орта есеппен шамамен 1 нм³ өндірілетін газға 40 г құрайды.

Табиғиға қарағанда мұнайлы (ілеспе) газдар құрамы күрделілеу: олардың көпшілігінің құрамында гексаннан жоғары көмірсутектер кездеседі. Осы газдардағы метан мен этан үлесі 49% айн.нан (Ярин кен орны) 87% айн.-ға (Самотлор кен орны) дейін тербеледі, дегенмен осы екі көмірсутектің жиынтығы 60-75% айн., ал пентаннан жоғары көмірсутектердің жиынтығы 1,5-нан 3,5% айн. дейінді құрайды. Пропан және одан жоғары көмірсутектер газдар үшін конденсацияланған болып саналады және газдарды өңдегенде шығарылып тасталынады. Мұнайлы газдарда көмірсутектердің осы тобының мөлшері 300-ден 1200 г/нм³ дейінді құрайды, ал табиғи газдарда – негізінен 20-ден 100 г/нм³ дейін кездеседі.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 1-3

Қосымша әдебиеттер 2-3

Бақылау сұрақтары:

1.Газ өңдеу зауыттарындағы газ фракциялаушы қондырғылар қызметіне қарай қалай бөлінеді?

2. Қондырғы қандай түйіндерден тұрады?

3. Газды конденсаттар көптеген жағдайларда қандай температура аралығында қайнайды?

4. Табиғиға қарағанда мұнайлы (ілеспе) газдар құрамы неге күрделілеу болады

14-дәріс. Өндіріліп біткен мұнай кен орындарында газды жер асты сақтау.( 1 сағ)

Өндіріліп біткен мұнай кен орнының пайдалану тәжірибесі оны жер асты газ қоймасы ретінде пайдалануға мүмкіндік береді. Мұнда өндірілген мұнай газ, судың көлемі белгілі, ұңғылар бойынша қысымдармен шығымдардың өзгерісі коллектор қабатының физика-геологиялық параметрлері және мұнай, газ, судың физикалық қасиеттері белгілі.

Бірақта ескі ұңғылардың мұқият зерттеп, таңдап және жөндеуден өткізу керек, шлейфтердің күйін және саңылаусыздығын, басқа жабдықтардың газды жер асты сақтау кезінде пайдалану мүмкіндігін білу керек, газды тазартатын және кетіретін жаңа құрылымдар салу керек, жаң айдаушы – пайдаланушы ұңғылар бұрғылау керек.

Осымен қатар болашақтағы айдаушы-пайдаланушы газ ұңғыларының шығымын сақтау үшін зерттеулер жүргіземіз, жер асты газ қоймасының жұмыс режимін, қалдық мұнайды шығару көлемін айдаушы, пайдаланушы ұңғылардың шығымын арттыру әдістерін, жер асты сақтау нәтижесінде газдың құрамының өзгерісін анықтаймыз.

Суретте мұнай кен орнын пайдалану мәліметтері бойынша тұрғызылған қисықтар

келтіріген.

Сурет 14.1 Қабаттық қысым Pn және газды фактор Гn өндірілген мұнайдың көлеміне тәуелділік өзгерісінің графигі (ГГ =QГ/Qn )

Графикадан көруімізше газ мұнайлы фактор Гn, алдымен баяу кейін тез өсіп, одан әрі төмендейді.

Бұндай өзгерістер мұнай алып жатқан кеуекті кеңістіктің тұрақтылығы, кен орнына су қозғалысының жоқ екендігін және кен, орны газдалған сұйықтық режимінде пайдаланылғанын көрсетеді.

Жартылай өндірілген мұнай қабатында газды сақтағанда, газ мұнайды пайдаланатын ұңғылар түбіне итереді және мұнай құрам бөліктерін ерітіп жер бетіне алып шығады.

Сақталатын газбен мұнайды итеру, еріту және буландыру процесіне коллектор қабаттың көптеген геологиялық физикалық параметрлері, мұнай және газдың жасау параметрлері әсер етеді.

Олардың негізгісі кеуектілік және өтімділік коэффициенттері.

Меншікті беттің өлшемі және күйі және қабаттың ауданы және қимасы бойынша бір тексіздігі; қысым және температура; ауырлық күші; қалдықтың мұнайдың тығыздығы; мұнай және газдың тұтқырлықтарының қатынасы ; қабаттан өткен мұнайлық қабаттың кеуекті кеңістігіне қатынасы және т.б.

Ол ұңғыны арнайы жер асты және жер беті жабдықтарымен аспаптары арқылы зерттеу нәтижесінде орнатылады.

Газ және газконденсатты ұңғыларды өндірістік зерттеулер арқылы былай анықтаймыз:

ауданы және қимасы бойынша газ және газконденсатты кен орындарының геометриялық параметрлері, өтімсіз қосылымдар және экрандардың бар болуын және олардың мөлшері, газ-су шектеуінің мөлшерін және геометриялық орналасуын;
қабаттың коллекторлық (фильтрлік және көлемдік) қасиеттерін;
қабаттың өндірістік мүмкіндіктерін көрсететін беріктік қасиеттерін;
газ және сұйықтықтың құрамын және физико-химиялық қасиеттерін;
қабаттан ұңғы түбіне, ұңғы түбінен жер бетіне сұйықтың және қатты жыныстардың жиналу және шығарылу шарттары;
ұңғы оқпанының термодинамикалық және гидродинамикалық жұмыс жасау шарттары;
газконденсатты қоспалардың қабаттағы, ұңғыдағы және жер бетіндегі жабдықтарында фазалық өзгерістері;
кен орнындағы газдың және конденсаттың бастапқы және қазіргі қоры.

Ұңғыларды зерттеудің барлығын бастапқы, қазіргі және арнайы болып бөлеміз.

Бастапқы зерттеулерге кен орнын барлау және тәжірибе өндірістік игеру кезінде барлаушы ұңғылар алынады.

қабаттың шартты статикалық қысымдары;
газ шығымының қысымдар төртбұрышының айырмасына тәуелділігі;
фильтрлік қарсыласу коэффициенттері А және В
ұңғының келтірілген радиусы
перфорациялық канал маңындағы жартылай сфералық ковернаның радусы;
түптің жарықтытылығы;
ұңғы түбіндегі жұмыс істеутін қабат аралығы;
ұңғыны құрғатудыдың меншікті көлеміндегі газдың қоры;
қабатты ашу сапасының коэффициенті;
фонтандық құбырлар тізбегінің гидравликалық қарсыласу коэффициенті;
скважина қимасының тау жыныстарының жылу беріліс коэффициенті.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 2

Қосымша әдебиеттер 1

Бақылау сұрақтары:

Газ ұңғысын пайдаланудың технологиялық режимі дегеніміз не?
Ұңғы түбінен газды алу шарты дегеніміз не?
Газ скважиналарын әр түрлі зерттеулерін қандай мақсатпен жасалынады?
Газ және газконденсатты ұңғыларды өндірістік зерттеулер арқылы қалай анықтайды?

15-дәрісГаз және газконденсатты мұнайлы кен орындарын пайдалану мен игерудің ерекшеліктері (1 сағ)

Жыныстар және қабаттағы сұйықтар туралы, тура мағлүматтар бұрғылау процесі кезінде керн алу арқылы біледі.

Газ және газконденсатты ұңғыларды өндірістік зерттеулер арқылы былай анықтаймыз:

ауданы және кимасы бойынша газ және газконденсатты кен орындарынын геометриялық параметрлері, өтімсіз қосылымдар және экрандардың бар болуын және олардың мөлшері, газ-су шектеуінің мөлшерін және гипсометриялық орналасуын және онын мөлшерін;
қабаттын колектрлық (фильтрлік және көлемдік) қасиеттерін;
қабаттың өндірістік мүмкіндіктерін көрсететін беріктік қасиеттерін;
газ және сұйықтың құрамын және физика-химиялық қасиеттерін;
қабаттың ұңғы түбіне, ұңғы түбінен жер бетіне сұйықтың және қатты жыныстардың жиналу және шығарылу шарттары;
ұңғы оқпанының термодинамикалық және гидродинасмикалық жұмыс жасау шарттары;
газ конденсатты қоспалардың қабаттағы, үңғыдағы және жер беті жабдықтарындағы фазалық өзгерістері;
кен орындағы газдың және конденсатты бастапқы және қазіргі қоры.

Ұңғыларды зертеудің барлығы бастапқы, қазіргі және әдейі болып бөлінеді.

Қазіргі зерттеулеге барлық пайдаланылатын ұңғылар жылына бір рет ұшырайды.

қабаттық шартты статикалық қысымдары,

газ шығымының қысымдар төртбұрышының айырмасына тәуелділігі;
фильтрлік қарсыласу коэффициенттері А және В;
ұңғынын келтірілген радиусы
перфорациялық канал манындағы жартылай сфералық ковернаның радиусы;

түптің жарықтылығы;
ұңғы түбіндегі жұмыс істеуші қабат аралығы;
ұңғыны құрғатудың меншікті көлеміндегі газдың қоры;
қабатты ашу сапасының коэффициенті;
фонтандық құбырлар тізбегінің гидравликалық қарсыласу коэффициенті;
ұңғы қимасының тау жыныстарынын жылу берілісі коэффициенті.

Зертеудің мақсаты: 1) барлаушы ұңғылардағы газ-су түйісуінің орналасу ретін геофизикалық әдістер көмегімен анықтау ; 2) ұңғылардың пайдалану қасиеттерін жақсартатын шаралардың тиімділігін анықтау; 3) әр түрлі қабаттардың өз ара байланысын зерттеу, түб кимасындағы жұмыс істейтін аралақтардың бағытын белгілеу; 4) ұңғыдағы табиғи газ гидраттары пайда болуы мүмкін аралықтарды анықтау және ұңғыны жер беті жабдықтарын жақсы пайдалану шараларын қамтамасыз ету.

Ұңғынын арнайы зерттеудің мағлұматтарын игеру жүйесін реттеуде және бақылауда, өндірістік жабдықтардың жұмысының техника – экономикалық көрсеткіштерін арттыру газ өндірісіне жаңа техника және технологиялар енгізу.

Әдебиетер:

Негізгі әдебиеттер 1-2

Қосымша әдебиеттер 1-3

Бақылау сұрақтары:

Газ және газконденсатты ұңғыларды өндірістік зерттеулер арқылы қалай анықтайды?
Ұңғылардың қазіргі зерттеулері ұңғының қандай режимінде жүргізіледі?
Арнайы зерттеулер не үшін жүргізіледі?

<<< < Предыдущая 12 / 92 3 4 5 6 7 8 9 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
01.07.20251.03 Mб39 Методичка НОЗК.docx
#
01.07.202548.94 Кб29-16 БИЛЕТ по спец.docx
#
01.07.2025266.24 Кб1999999.doc
#
01.07.2025133.42 Кб2?аза?стан Республикасы Білім ж?не ?ылым ми...docx
#
01.07.202596.26 Кб4A.E.O.P.doc
#
01.07.20251.25 Mб2Abdeshova_ekzamen_otvetimen.docx
#
01.05.202539.29 Кб6adf.docx
#
09.02.2016274.6 Кб21Adulter.pdf
#
01.07.2025149.5 Кб2ANARsummer_term_B1.doc
#
01.07.2025190.98 Кб2Arkhivatsia.doc
#
01.07.202556.49 Кб3Audarma_isi_tarikhy.docx