Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау

Қабаттағы мұнай қорының құрымында, еріген газдан басқа да, әр түрлі қоспалар болады – құм, балшық, тұзды кристалдары және су болады.

Қайта өндеуге түспейтің мұнайда, қатты заттардың мөлшері 1,5 % аспайды, ал құрамындағы судын мөлшері көлемге байланысты өзгеріп отырады. Кен орынның игерілу ұзақтығына байланысты, өнімнің құрамында су мөлшері де көбейеді. Кейбір ескі ұңғымаларда өңімнің 90 % су болуы мүмкін. Өндеуге түсетің мұнайдын құрамында кемінде 0,3 % - ға жуық су болуы керек. Мұнайдағы механикалық қосылыстар, оның құбыр жолы арқылы тасмалдауына кері әсерін тигізеді, мұнай құбарларындағы ішкі эрозияларды тудырады. Көбінесе, мұнайды тасымалдау кезінде жеңіл компоненттердің (метан, этан, пропан және т.б.) жоғалуы байқалады, жуықтап – 5% -ға дейін, 100 С температурадағы фракциялардың қайнауында. Шығымды өтеу мақсатында; жеңіл компоненттер және ескірген құбырлар мен игеру аппараттары қайта жөндеу жұмыстарын жүргізу керек.

Жеңіл компоненттерді жоғалтпау үшін және мұнайды резервуарда сақтау үшін, мұнайға арнайы сүзгіштер қолданады. Мұнайдағы негізгі су және қатты заттар бөлшектерін резервуарлар қыздыру және суыту арқылы тұңдырады. Ақырғы тұндыру арнайы қондырғылар арқылы жүзеге асады. Су және мұнай бір – бірінен қиын ажырайтын эмульсия тудырады да, мұнайды сусыздануын бәсендетеді. Мұнайды деэмульсиялау процесі екі жүйеде жүреді, оның біреуі кішкентай тамшылар күйінде болады. Мұнай эмульсиясының екі түрі болады; судағы мұнай немесе гидрофильді эмульсия және мұнайдағы су немесе гидрофобты эмульсия. Көбінесе гидрофобты мұнай эмульсиясы кездеседі. Дисперсті фазалардың адсорбты қабатындағы жоғарғы шекарасында эмульсия көбіршектері байқалады. Осындай қабаттар үшінші процес – эмульгатор. Гидрофильді эмульгаторға ерігіш қасиеті жоғары желотин, крахмал т.б жатады. Гидрофонды ол – мұнай өнімдерінде жақсы ерігіш органикалық тұз кислотасы, шайыр, ұсақ дисперсті түп бөлшектері, балшық, металл қышқылдары және т.б. мұнаймен тез шайылатын сұйықтар. Осы көрсетілген әдістердің нәтижесінде сапалы мұнай қорын алуға болады.

2.1-сурет. Жанажол кен орынының 2000-2006 жж. мұнай қорының графигі

Ыны фонтанды пайдалану

Жаңажол кен орны үшінші кезеңде игеру жағдайында болғандықтан қазіргі кезде штангілі терең сораппен игеруге газ факторы аз ұңғыларды көшірді. Сонымен қатар болашақта газ факторы жоғары, дегенмен қабат қысымы төмен ұңғыларды газлифт әдісімен игеру жүргізілмек.

Қазіргі таңда КТ – ІІ қабатының «Г - Д» бөліктерін ашу және әлі де фонтандалу аяқталмағандықтан игеру фонтанды әдісімен жүргізілуде.

Фонтанды ұңғылардың қондырғыларына жер асты және жер үсті қондырғыларына бөлінеді.

Жер асты қондырғыларында фонтанды көтергіш ретінде, ингибиторланатын болса, ингибитордың меншікті жұмсалуын 200 г/т көлемінде жұмсайтын, ұңғының СКҚ-ындағы ингибиторлаушы-қақпағы арқылы жүргізетін КОКУ-89/73-136-36 кг тәріздес камерасы қондырғысын жатқызады.

Ұңғыға түсірілетін фонтанды құбырларының тізбегі: газ және сұйықты көтеру қызметін атқарады. Құрамында күкіртті сутек және су кездесетін мұнайды өндіру кезінде шеген құбырларының коррозияға және эрозияға ұшырауынан сақтау үшін, сұйықты айдау арқылы ұңғыны өшіреміз.

Фонтанды ұңғы қондырғыларына диаметрлері 38:50:63:73:89:102 және 144 мм; қабырғалар қалыңдығы 4-тен 7 м, ұзындығы 5,5-10 м болатын СКҚ қолданылады.

Газлифтік жүйе

«Актобемұнайгаз» АҚ 1999 жылы ГПЗ солтүстігінде компрессорлы газлифт станциясын құрды. Оның ішінде 4 компрессор құрастырылған,олардың параметрлері: өрімбергіштігі 18600 м³/сағ, кіру қысымы 4МПа, шығу қысымы 12-15 МПа, қуаты 1177 кВт. Қазіргі газлифттін қуатты 180 мың м³/ тәу.

Бір уақытта кен орынның солтүстігінде газды қамтамасыздандыру станциясы, газлифт үшін (5,6, 29, 24 номерлі газлифтті ұңғылар) салынған. Болашақта кен орынның солтүстігінде 24 ұңғының іске қосылуы қарастырылады. Олар газлифттің эксперименталдық жұмыс істеуін бақылайды.

Қазіргі уақытта 7 ұңғыма газлифттілік тәсілмен жұмыс істейді. Оларда үлкен қысымды газ, жақын тұрған үлкен қысымды газ ұңғыларынан алынып, газлифтті ұңғының шегендеу құбырына газ тікелей енгізіледі.