2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезіндегі қиындықтардың алдын-алу шаралары және олармен күрес

Жаңажол кен орнында басты назарды парафин және гидрат түзуге қарсы күресуге бөледі.

Көтергіш құбырларда шөккен парафин кен тазарту үшін механикаландырылған, жылулық және химиялық күрес әдістері қолданылады.

Механикаландырылған әдіс: ырғақ, ұшпалы ырғақ және плунжер тәріздес ырғақпен жүргізіледі.

Жылулық әдісте көтергіш құбырларды парафинмен тазарту үшін, құбыр аралық кеңістікке ыстық су немесе буды үздіксіз айдау, сонымен қатар ысытылған мұнай айдалады.

Химиялық әдістің негізі болып парафин шөгіндісінен тазарту үшін сорап өлшемдегіш көмегімен құбыраралық кеңістікке ұңғының жұмыс істеу кезеңдерінде жеңіл көмірсутек сұйығын немесе БАЗ айдайды. Мұнай ағынына БАЗ қосу парафиннің қатты түйіршіктерімен абсорбцияланып оларды тоқтатады. Осының есебінен парафин: мұнай ағынынан бөлініп қатты түйіршіктенге айналады.

Жаңажол кен орнында парафиннің түзелуінен сақтану үшін ұңғыларға көбіне «Север-1», «СНПХ-1212» композицияларын айдап отырады. Яғни, 1:1 құрамында өндіру есебінен 150гр/т.

Ұңғыны депарафиндеуге қажет еріткіш заттар көлемін есептеу, шөгінділердің ерігіштігін ескере отырып, 1988-2009 жылдар аралығында 126 ұңғы өңдеу жұмысы 80%-тік жеткізгіштерге жуық тиімділікпен жүргізіледі.

2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары мен оларға ұсыныстар

Мұнай газды жинау және дайындау жер үсті жүйесінде кері қысымы көп болады. Соның нәтижесінде мұнайды өндірудің қиыншылығы туындайды. Игеру проектісі бойынша көп сатылы (блокты және шоғырланған) станциялар және техналогиялық құбырлар схемасының қайта жөндеу жұмыстары жүргізіліп жатыр. 9 мұнай жинау құбырлары 82,5 км қашықтықпен, оңтүстігінде мұнай айдау станцияларының қайта жинау жұмыстары жүргізіледі және де ГПЗ-ның оңтүстігіндегі газдың өз қысымымен тасымалдану (сығусыз), мұнайды сығу арқылы тасымалдануы үшін кен орынның солтүстігінде жаңа мұнай айдау станциясы салынды.

Қайта жөндеу жұмыстарынан кейін осы мәліметтер алынған: АТӨҚ соңындағы қысымы 1.3 МПа төмен болады. Көпшілік АТӨҚ үшін 0,9-1,2 МПа арасында болады. Соңғы жағында орналасқан, өндіретін ұңғыдағы кері саға қысымы 1,5 МПа-дан артық болмауы керек. Кәдімгі өндірітін ұңғыдағы кері саға қысымы 1,0-1,3 МПа маңында болу керек.

АТӨҚ өлшеу қондырғыларының және лақтыру желілерінің құрылысы.

Толығымен қамтылмаған АТӨҚ болады, сондықтан жаңа өндіру ұңғыларының көбісі жақын орналасқан АТӨҚ-ке қосу мүмкін. Кен орынның шетінде жаңа ашылған ұңғылар АТӨҚ-тан алыс орналасқандықтан, жаңадан

6 АТӨҚ салынды. АТӨҚ-тардағы өлшеу қондырғыларында жөндеу жұмыстары жүргізілген. Себебі жекеленген ұңғылар бойынша мұнай газды және суды өлшейтін жүйелердің дұрыс жұмыс істеуі болу үшін.

Проект бойынша 92 фонтан ұңғыларын, 24 айдау ұңғыларын,14 сорап ұңғыларын (тербелмелі сорап типі 14), Лақтыру желілері 96 км-ге, қайта жөнделетін лақтыру желілері 17 км-ге ұлғайту керек. Ұңғы сағасында жылыту қондырғысы орнатылмайды. Өндірілетін ұңғы жинау және тасымалдау жүйесі керекті температурада игеріледі. Қысқы уақытта ұңғы дұрыс жұмыс істеуі үшін, әр түрлі ұңғы сағасында жылыту шаралары орындалады.

Мұнай және газ дайындау жүйесі

Кен орынның солтүстігінде ГПЗ да мұнай дайындау қондырғысының қуаты 1000 мың т/ж , газ дайындау қондырғысында 700млн.м³/ж және мұнайды ұлғайту мүмкіншілігі 3000мын.т/ж, ал газды ұлғайту мүмкіншілігі 1000 млн.м³/ж болады.

Берілген ГПЗ 1998 жылы 2350 мың тонна мұнай өндірген (сулылығы 1,46 % ), ал 1999 жылы 2100 мың тонна мұнай өндірген (сулылығы 2%) құраған.

Мұнайды дайындау

Ұсынған ІІ-ші вариант бойынша мұнайды өндіру 4,08x10⁶ т/ж, қазіргі таңда ГПЗ қайту құрудан кейін қуаты шектен тыс болса да, ол максимал жылдық мұнай өндіру қажеттілігін қанағаттандырмайды. Сондықтан ГПЗ қайта құру жұмыстарынан кейін, мұнай дайындау қондырғыларының максимал қуатын тауып, кен орынның өндіріс қуатының ұлғайюын ескере отырып өз мерзімінде бар қондырғылардың кеңейту құрылысы және мұнайды белгілі қуатпен дайындау қондырғыларын салу жұмыстары жүргізіліп жатыр.

Газды дайындау

2010 жылға дейін газдың шығымы оған қосылған газлифтке кететін газ өндірудің шығыны максимал мәнінде, сол кезде газдың максимал көлемі, дайындауға негізделген 1877х10⁶ м³/ж. Сондықтан ГПЗ-дың өндіру қуаты 1000х10⁶ м³/ж (қайта құру жұмыстарынан кейін) және жаңадан құрылған ГПЗ қуаты 700х10⁶ м³, кен орында газды дайындау қуаты 1700х10⁶ м³/ж дей3н жетеді, сонымен біз кен орнының реттеу қажеттілігін қанағаттандырамыз.